太阳能光热电站
刘 伟，赵春玉
(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010010)
摘要：在槽式及塔式太阳能光热电站的集热和储热系统中，主要传热工质(导热油和熔盐)在启动及运行阶段不同程度上面临着冻堵的风险。目前，国内外的光热发电工程公司普遍采用电伴热方式对工艺系统进行预热以及温度维持。文章从设计咨询方的角度对太阳能光热电站的典型传热工质(导热油和熔盐)和主要运行工况进行了分析，并提出了电伴热系统的材料选型、设计思路以及现场应用的建议。
关键词：太阳能光热电站；电伴热系统；导热油；熔盐。
中图分类号：TM615文献标志码：B文章编号：1671-9913(2018)09-0063-06
Design of Electric Tracing System of
Solar Thermal Power Station
LIU Wei, ZHAO Chun-yu
(Inner Mongolia Electric Power Survey and Design Institute Co., Ltd., Hohhot 010010, China) Abstract: In the heat-collecting and heat-storage systems of trough and tower solar thermal power plants, the main heat transfer medium (thermal oil and molten salt) may be at risk of freezing during the start-up and operation phases. At present, domestic and foreign CSP companies generally use electric heat tracing to preheat and maintain the temperature of process system. From the perspective of design consultant, this paper analyzes the typical heat transfer medium (thermal oil and molten salt) and main operating conditions of solar thermal power plants, and then proposes the material selection, design idea and field application of the electric heat tracing system.
Key words: solar thermal power plant; electric heat tracing system; thermal oil; molten salt.
太阳能热发电技术从20世纪80年代发展至今，对充当传热介质的材料进行了多种尝试，包括水和蒸汽、空气、液态金属、导热油及熔盐等。熔盐具有较高的使用温度、高热稳定性、高比热容、高对流传热系数、低粘度、低饱和蒸汽压、低价格等“四高三低”的优势，成为目前光热发电领域中认可度最高的传储热介质之一。
由于槽式及塔式太阳能光热电站的运行特点，集热和储热系统的主要传热工质(导热油和熔盐)管道、设备不同程度上面临着冻堵的风险。目前，国内外光热发电领域工程公司普遍采用电伴热方式对工艺系统进行预热及保温。为保证太阳能光热电站运行的可靠性，必须认真对待电伴热系统的选型、设计及安装。本文从设计咨询方的角度对太阳能光热电站的电伴热运行工况进行了分析，并在电伴热系统的材料选型、设计思路以及现场安装等方面提出了建议。 * 收稿日期：2018-04-20
作者简介：刘伟(1980- )，男，河北秦皇岛人，高级工程师，主要从事发电工程仪表与控制设计工作。
1 电伴热系统应用情况概述
在太阳能光热电站的总体规划中，电伴热系统虽然不是前期设计工作关注的重点，却是集热和储热系统的关键配套系统，可以避免因工质冻堵而造成重大损失。国外已投运和在建的太阳能光热电站，如美国Solana (槽式)、西班牙Andasol (槽式)、摩洛哥NOOR I&Ⅱ(槽式)及NOOR Ⅲ (塔式)、智利Atacama I (塔式)、南非Xina Solar One (槽式)、美国TONOP AH (塔式)等工程，其集热和储热系统的设备及管道均采用电伴热系统进行预热和温度维持。电伴热带在各工程中的用量约为20 (槽式)～55(塔
式) km，合同额在300万～600万美元之间，电伴热系统的安装周期约在16～45周之间。由于电伴热系统应用效果依赖于高水平的工艺设计、产品质量、安装细节以及调试经验，多数光热电站业主都采用“交钥匙”工程模式，由电伴热产品供应商提供详细设计、供货、安装、调试等一系列专业服务。
目前，我国光热发电产业处于起步阶段，许多工程公司以及设计单位都缺少实际项目操作经验，不同技术路线的光热电站对电伴热的需求也会明显不同。首先，为满足不同项目的实际需求，相应配置的电伴热方案在总投资成本上会差别较大。其次，用电成本过高的问题不容忽视，一个光热电站厂用电的比例约在10%左右，其中电伴热就占去了2%～3%。最后，电伴热产品质量及寿命、现场安装工艺对于能否长期安全稳定运行至关重要，需要多个工程的实际应用检验。
2 电伴热的运行工况
2.1 主要工质参数
2.1.1 导热油
在槽式光热发电项目中，多选用高温油VP－1作集热工质。高温油VP－1是73.5%二苯醚和26.5%的联苯的共晶混合物，其热物理性质见表1。
表1 高温油VP－1
热物理性质
全球十大恶人高温油VP－1作集热工质主要存在以下问题：
(1)凝固点温度较高：为了防止凝结，要求在管线中配置辅助加热系统。
(2)高温下存在安全风险：VP－1运行在高于其沸腾温度时，需要用氮、氩或其他惰性气体加压，避免高压高温油雾与空气形成爆炸性混合物。
(3)制约热力循环效率：VP－1的工作温度不得超过395℃，以VP－1作集热工质，热力循环初始温度较低，制约了汽轮发电机组的热效率。
2.1.2 熔盐
太阳能光热电站常见的熔盐品种有二元盐(40% KNO3+ 60%NaNO3)、三元盐(53%KNO3+7%NaNO3
+ 40%NaNO2)和低熔点熔盐产品等。二元盐热物理性质见表2，三元盐热物理性质见表3。
当熔盐主要作为储热工质应用在槽式及塔式太阳能光热发电项目中，安全温度约为270℃，其中槽式储热最高工作温度约为390℃，塔式储热最高工作温度约为565℃。CTV
表2人猿星球前传
二元盐热物理性质
表3
三元盐热物理性质
2.2 主要运行工况
太阳能光热电站设置电伴热系统，主要用于熔盐介质空管预热、熔盐介质设备及管道防凝、导热油系统泵、阀门、管道集中区域等的温度维持工况，以及极端气候和设备故障等情况下保证设备安全和系统正常运行。太阳能光热电站熔盐管道、设备电伴热的主要工况有两种：(1)预热空载熔盐管道，升温至熔盐安全工作温度区间(290～550℃)，称为预热功能；(2)维持熔盐管道温度位于熔盐安全工作温度区间(约275℃以上)，称为伴热功能。
2.2.1 预热功能
熔盐管道预热是在机组运行初期，储热系统熔盐管道充盐前，需要对熔盐管道、设备进行预热，使管道温度升高至熔盐安全工作温度，即在一定时间内对管道、设备内空气和保温材料预热。采用国家标准《工业和商业用电阻式伴热系统第2部分：系统设计安装和维护应用指南》(GB/T 32348.2－2015) 4.3.6节中的传热学公式可以计算出升温时间，此处不再进行详细说明。
对预热时长的需求不同直接影响了电伴热的投资，在整个电站寿命周期内，需要预热的次数较少，多花些时间完成预热虽然拖慢了启动速度，但在电伴热的投资成本上会有显著下
降。同时，伴热带铺设得越多越密，施工难度也将大大增加。
2.2.2 伴热功能
对充满熔盐的管道要保证其管道温度不得低于熔盐安全工作区间，当温度低于系统设定的安全值时，系统需启动对熔盐管道、熔盐及管道保温材质进行加热。电伴热主要用来补偿设备及管道因外界环境引起的热损失，该损失由于保温层得以减少而不是消除。采用GB/T 32348.2－2015标准4.3.4节中的传热学公式可以计算出伴热功率值，此处不再进行详细说明。
2.2.3 安全系数
上述两种功率值(预热和伴热)，以电伴热功率为主，核算预热时间。由于理论热损失计算未考虑实际工作现场安装的缺陷造成的偏差，计算当中要考虑安全系数。这个安全系数需要根据实际的工况需求去设定，热损失通常要增加10%～25%。
3 电伴热系统介绍
3.1 电伴热带
电伴热行业能满足较高维持温度和暴露温度要求的产品主要是恒功率伴热带“金属护套矿物绝缘MI (Mineral Insulated)伴热线”，见图1。
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图1 金属护套矿物绝缘MI
伴热线
目前，主流进口电伴热品牌的金属护套矿
张家港突发聚集性疫情物绝缘MI 伴热线均可满足以下要求：
(1)高功率输出：最高提供82 W/ft (269 W/m)的输出功率，可将温度最高保持在1022°F(550℃)。
(2)高暴露温度：最高暴露温度为1200°F(650℃)，提供SS321和Inconel 825合金
等护套选择。
(3) 耐环境腐蚀能力较强。(4) 机械强度较高。
(5) 可以用于爆炸危险区域。存在的缺点主要包括：(1) 每个电伴热回路都需要预先设计，工厂制作；(2) 安装要求严格，伴热线不允许交叉敷设。
3.2 电伴热附件
太阳能光热电站高温熔盐管道整套电伴热系统包括：电源接线盒、电子温控器、供电电缆、不锈钢金属网、电伴热控制、监测及配电系统等。电伴热系统内所有的电气设备可根据布置区域选择相应隔爆等级的产品。
3.2.1 电源接线盒
电源接线盒用于连接供电电缆和伴热线，应尽量布置在人行步道和操作平台附近，以方便安装、检查和维护，见图2
。
图2 电伴热电源接线盒
3.2.2 电子温控器
电子式表面感应温控器为伴热线提供精确的温度控制。为保证测量的可靠性，每个电伴热回路应设置2只温度传感器或电子温控器。
巴格西 下载3.2.3 不锈钢金属网
在做管道和设备的外保温之前，所有电伴热线都应使用不锈钢金属箔或金属网覆盖(见图3)，目的是保证伴热线沿管道和设备紧贴敷设以及温度传导均匀，特别是避免伴热线嵌
入保温层内。
图3 阀体的电伴热线覆盖不锈钢金属网
3.2.4 电伴热控制、检测及配电系统
电伴热控制、检测及配电系统拥有多个部件包括小型可编程逻辑控制器(Programmable Logic Controller ，PLC)、触摸屏、固态继电器、隔离开关等，满足从单一温度检测到接地故障、电压及电流测量的需求，并且将电伴热回路的运行状况等重要信息通过工业以太网从现场传递到分散控制系统(Distributed Control System ，DCS)。
4 电伴热系统设计思路
4.1 初步设计阶段
在初步设计阶段，总体工程的设计咨询方应根据工艺专业的系统流程图、管道布置图等资料，确定需要电伴热的管道、设备等系统，以清单的型式详细统计相关参数。以下表4中工艺系统及电气参数将作为产品招标时电伴热供应商的设计输入条件：
保温层通常被设计用于防止伴热系统在补充热量过程中的大部分热量流失。因此，保温材料的选型和安装直接影响到电伴热系统的整体性能[7]。有实际应用业绩的电伴热供应商建议：如果投资和实际应用效果达到平衡状态，冷态启动熔盐系统的预热时间至少应为24 h 。如果预热时间要求缩短为12 h ，电伴热投资将有较大的增幅。
表4
设计输入条件
为了保证电伴热系统招标的准确性，设计咨询方在初步设计中应规划需要冗余配置电伴热的设备、各控制柜及配电柜的布置位置、供电电源等设计。考虑到电伴热功率计算误差、电压降低、热量损失等情况，建议电伴热带最小设计安全系数(安装功率/理论功率)为1.5。
4.2 产品招标阶段
设计咨询方在招标前应为工艺系统中不同的伴热需求确定满足条件的伴热带类型，如自调控伴热带、
矿物绝缘伴热带等。伴热线外护套选型的最大可承受温度要大于最高可能发热的温度(可能大于正常的工作温度)，并且应能保证在规定的环境下安全稳定运行，如低温或爆炸性危险区域。某些大型阀门的供应商为其阀门提供独立的电伴热系统(包括电伴热线、接线盒、电子温控器及外保温材料)，而绝大多数与管道直径相近的阀门需要和管道一同进行电伴热，这些都需要在电伴热系统招标前进行详细统计。
供应商应提供电伴热系统设计的初步要求，包括基本的热损耗(负载)、电气控制和检测设备的安装说明，以及大的复杂工业设施的电伴热系统布置图等。每个零部件的设计都需要单独进行，系统最终需要对各部件作一个整体综合的评估。这通常是用理论公式计算，然后根据电伴热供应商以往的经验数据做出必要的调整。
为了保证电伴热系统最终运行的可靠性，建议电伴热供应商不仅应负责提供所有的产品及附件，还应负责详细设计、文件编制、工厂测试、安装指导、试运、调试、现场培训等工作。如果业主采取“交钥匙”工程模式，供应商还应提供专业的安装服务。设计咨询方作为工程总体设计和业主顾问，应全程跟踪配合供应商的各项工作，并且负责对设计成品及文件进行审查。电伴热系统的设计要求应该符合IEC国际电气设备标准，应考虑电伴热系统的维护以保证系统的能源效率和例行试验的安全性和正确操作。电伴热系统的设计和安装人员，应接受过所需专业技术的培训。
4.3 详细设计阶段
在详细设计阶段，电伴热供应商应根据最终工艺系统及电气参数完成电伴热系统的施工详图设计。设计图纸应该描述具体的物理位置、配置和相关数据、以及相关的管道系统。图纸或者设计资料应该包括表5
中的这些信息。表5
图纸或设计资料的信息
管道及容器上的每套仪表(例如超声波流量计、雷达物位计等)应根据仪表供应商的要求，独立设计电伴热回路。所选控制器、温控器、传感器及相关装置应满足工作温度、IP等级以及当地和国家法规等整体系统方面的要求。
电气设计方面：电伴热系统的总电源应来自两路互为备用的AC 380 V / 220 V(三相四线制)。电伴热控制装置需要额外提供一路UPS AC 220 V电源。电流保护装置的级别和特性应该适合于伴热带在低温条件下启动的情况。电伴热供应商应在说明书中给出低温环境下启动的详细说明和建议。
控制和检测系统设计方面：电伴热控制、检测及配电系统允许本地(现场)或远程(DCS)操作，可以按照运行及维护人员的设定，通过就地控制配电箱内PLC等电器元件完成数据记录、事件规划、规则处理、连锁、报警等操作，避免当PLC与DCS之间通讯出现故障时，电伴热系统出现大面积瘫痪的情况。电伴热回路监控PLC与DCS之间采用冗余的通讯方式，实现伴热系统的集中监视，DCS组态画面应由电伴热供应商配合完成。
4.4 现场安装注意事项
现场安装注意事项主要包括以下六个方面：
(1)参与电伴热系统的安装和测试的人员应接受适当的特殊技术培训。安装应在受过电伴热系统培训的工程师监督下实施。只有受过专门训练的人员才能实施关键的工作，例如连接部分和终端的安装。
(2)电伴热系统的安装应该在所有的管道和设备都通过压力检测，以及所有相关的仪表已经完成安装后才能开始。应用于加热表面的所有涂料和表面材料应该符合设计要求。
(3)为了确保安装工作完成日期，电伴热系统的安装应该是与管道、保温层和仪表的安装工作相协调。保温材料的安装应在电伴热系统完成全部安装和测试之后才能进行。
(4)冗余/备用电伴热带可以在故障情况下保证电伴热系统的可靠性。冗余/备用电伴热带和传感器的电线可以暂时不被接线，但必须已安装并准备好连接。
(5)应将电伴热电源接线盒和电源接头安装在远离管道/容器的位置，以及尽量避免接头暴露在高温环境中，以便于维护检修。
(6)有实际应用业绩的电伴热供应商建议：在爆炸危险区域，电伴热设计的维持温度应该低于介质的最高设计温度。电伴热产品的危险区域隔爆认证应满足国际认证标准(ATEX、IECEx、CSA、CSAus、TSTR等)。
5 结语
在太阳能光热电站工程中，电伴热是集热和储热系统的关键配套系统。电伴热系统运用精确优化的设计，通过将电能转化为热能，补偿管道和设备对周围环境的热损失，用来防止管道和设备内的熔盐、
导热油等传热工质的凝固结晶，以及0℃时的水工质防冻保护，以保障其工艺系统内介质的流动性，同时，电伴热系统还用于机组启动阶段预热工艺管道和设备。设计完善、产品可靠、安装严格的电伴热系统，不仅可以使光热电站的集热和储能过程更加安全、平稳，还可以避免因工质冻堵而造成重大损失。
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