Nghiên cứu về Nhà máy Điện Nhiệt Mặt Trời: Tích hợp Năng Lượng và Hiệu Suất | Môn Kinh tế năng lượng - Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh

lOMoAR cPSD| 58707906
SOLAR THERMAL POWER PLANTS 1. Giới thiệu.
Các nhà máy điện mặt trời nhiệt không phải là phát minh mới trong vài năm qua. Chúng
có từ năm 1878 khi một nhà máy điện mặt trời nhỏ bao gồm một bộ tập trung đĩa parabol
kết nối với một động cơ đã được trưng bày tại Hội chợ Thế giới ở Paris. Vào năm 1913,
nhà máy điện mặt trời nhiệt máng parabol đầu tiên đã được triển khai ở Ai Cập. Sau cuộc
khủng hoảng năng lượng những năm 1970, chín nhà máy điện sử dụng máng parabol đã
được lắp đặt trong giai đoạn 1984–1991.
Trong hai mươi năm qua, các nỗ lực nghiên cứu và phát triển (R&D) về nhà máy điện
mặt trời nhiệt đã tăng mạnh, đặc biệt là ở Mỹ, Tây Ban Nha, Đức, Trung Quốc, Nam Phi
và Úc. Kết quả là, nhiều nhà máy điện mặt trời đáng kể đã được xây dựng. Nhiệt năng từ
trường thu năng lượng mặt trời máng parabol có thể được tích hợp vào ba chu trình năng
lượng, bao gồm chu trình Rankine, chu trình Brayton hoặc chu trình hỗn hợp.
Việc tích hợp công nghệ máng parabol vào chu trình Rankine (SEGS) đã được triển
khai từ những năm 1980 ở California. So với các chu trình dựa trên Rankine, ý tưởng tích
hợp năng lượng mặt trời vào chu trình Brayton (tuabin khí) là rất mới. Trong hệ thống này,
hơi nước được phun trực tiếp vào buồng đốt hoặc dòng khí của tuabin khí để tăng cường
hiệu suất và công suất đầu ra. Một cấu hình của hệ thống máng parabol kết hợp tuabin khí
(CC-GT) sử dụng khí thải của tuabin để bổ sung cho hệ thống lưu trữ năng lượng nhiệt.
Nghiên cứu này nhằm đánh giá và phân tích chi tiết việc tích hợp nhiệt năng từ trường
năng lượng mặt trời máng parabol vào các chu trình Brayton, Rankine và chu trình hỗn
hợp. Sau đó đánh giá hiệu suất của 15 nhà máy điện (chỉ dùng năng lượng mặt trời, chỉ
dùng nhiên liệu hóa thạch, và hệ thống lai giữa năng lượng mặt trời – năng lượng hóa thạch).
2. Mô hình hóa các thành phần.
Các nhà máy nhiệt điện năng lượng mặt trời thường bao gồm 1 trường thu năng lượng
mặt trời được liên kết với các chu trình chuyển đổi năng lượng chẳng hạn như tua bin khí,
tua bin hơi hoặc các chu trình hỗn hợp. Phần này trình bày việc mô hình hóa từng phần của nhà máy điện. lOMoAR cPSD| 58707906
2.1 Mô hình bức xạ mặt trời
Phần này tập trung vào việc mô hình hóa bức xạ mặt trời để đánh giá hiệu quả năng
lượng thu được. Mô hình ASHREA được chọn vì độ chính xác cao trong điều kiện không
có trạm đo lường. Công thức tính bức xạ trực tiếp (DNI) của ASHREA có dạng: −Bash p DNIash=Aashexp(
cos ⁡(❑z) p0)
Trong đó Aash ,Bash ,Cash là hằng số khí hậu của từng khu vực. Nó giúp xác định mức độ
năng lượng mặt trời có thể thu được, là yếu tố quan trọng cho hiệu suất của nhà máy điện
nhiệt mặt trời. Nó được ứng dụng để minh họa cho phương pháp mô hình hóa bức xạ mặt
trời trong điều kiện thực tế.
2.2 Mô hình hóa trường thu nhiệt mặt trời kiểu máng parabol
Trường thu nhiệt bao gồm các bộ thu parabol, hệ thống đường ống và bơm HTF. Các yếu tố chính bao gồm:
- 2.2.1 Mô hình bộ thu nhiệt: Mô hình bộ thu nhiệt parabol xác định năng lượng mặt trời
hấp thụ, tổn thất nhiệt và nhiệt lượng thu được. Thiết kế theo dạng hình chữ “H” giúp tối
ưu hóa hiệu quả khi giảm thiểu tổn thất áp suất.
- 2.2.2 Tổn thất áp suất: Công thức tính mất mát áp suất trong đường ống là: △P = p . g. h
Công thức này được áp dụng để xác định công suất bơm cần thiết cho HTF trong hệ
thống. Độ dài ống, loại phụ kiện, và chi tiết của vòng thu nhiệt ảnh hưởng lớn đến tổn thất
áp suất và hiệu suất tổng thể của hệ thống. lOMoAR cPSD| 58707906
Figure 1: Pipes length and fittings used in the H – solar field design
Bảng liệt kê chiều dài đường ống, các phụ kiện cần thiết và thiết kế điển hình cho hệ
thống đường ống. Hệ thống ống là nơi xảy ra tổn thất áp suất và ảnh hưởng đến hiệu quả
truyền nhiệt trong trường thu nhiệt. Khi đưa bảng này vào phần mô tả về thiết kế trường
thu nhiệt sẽ giúp làm rõ cấu trúc và các yếu tố ảnh hưởng đến hệ thống.
2.3 Mô hình hóa tuabin khí
Phần này đề cập đến mô hình chu trình Brayton, bao gồm các yếu tố khí hậu và tổn thất
áp suất qua từng bộ phận của tuabin. Các yếu tố cần lưu ý bao gồm:
Hiệu suất isentropic của máy nén: Tính toán hiệu suất máy nén dựa trên tỷ lệ áp suất
đầu vào và đầu ra, nhiệt độ trung bình và hiệu suất polytropic.
Công suất thực của tuabin: Công thức tính công suất thực của tuabin khí là: W . ¿=WT−WC
W : Công suất sinh ra ở tuabin khí. T
W : Công suất tiêu thụ ở máy nén. C
Công thức này cho phép đánh giá hiệu suất của tuabin khí khi kết hợp với nhiệt lượng
từ năng lượng mặt trời, giúp xác định hiệu quả của quá trình chuyển đổi nhiệt mặt trời thành điện năng.
2.4 Mô hình hóa chu trình Rankine tái sinh
Chu trình Rankine tái sinh sử dụng nhiệt từ HRSG để tăng hiệu suất, bao gồm: lOMoAR cPSD| 58707906
Các bước trao đổi nhiệt trong HRSG: Nhiệt lượng thu được ở bộ gia nhiệt sơ bộ
(economizer) được tính bằng: QwaterECO=mwater((1+BDF ) (Hwater5−Hwater4)) QwaterECO: Đây
là nhiệt lượng thu được ở bộ gia nhiệt sơ bộ.
mwater: Khối lượng của nước.
Hwater 5, Hwater 4: Đây là enthalpy (nhiệt nội) của nước tại điểm ra khỏi economizer
BDF: Hệ số xả đáy, biểu thị lượng nước xả đáy để loại bỏ các tạp chất trong hệ thống. Hệ
số này thường có giá trị nhỏ (ví dụ: 0.01 - 0.02) và được tính để đảm bảo nước trong hệ
thống có chất lượng tốt, tránh tình trạng đóng cặn hoặc ăn mòn đường ống. Hệ số (1+BDF)
phản ánh rằng tổng lưu lượng khối lượng nước không chỉ bao gồm nước được gia nhiệt mà
còn cả phần nước bị xả đáy. Do đó, việc nhân thêm (1+BDF) giúp tính đúng lượng nhiệt
cần thiết để gia nhiệt cho cả nước tuần hoàn và nước xả đáy trong hệ thống.
Phần này mô tả quá trình trao đổi nhiệt trong HRSG, nơi hơi nước được gia nhiệt từ
trạng thái bão hòa lên nhiệt độ siêu nhiệt và sau đó được gia nhiệt lại giữa các tuabin cao áp và thấp áp.
Figure 2: Validation of the gas turbine model
Bảng cho thấy các sai lệch nhỏ giữa mô hình và giá trị thực tế, cho thấy sự phù hợp tốt
giữa mô hình và dữ liệu thực tế, với độ chênh lệch trung bình (MBD) dưới 1,04% trên các
thông số. Qua đó cho ta thấy sự đáng tin cậy của tuabin khí thông qua mô phỏng trong bối
cảnh cấu hình lai với năng lượng mặt trời. lOMoAR cPSD| 58707906
Figure 3: Heat Transfer in the HRSG
Hình này thể hiện sơ đồ nhiệt độ-entropy (T-s diagram) hoặc nhiệt độ-nhiệt lượng trong hệ
thống của nhà máy điện mặt trời nhiệt (solar thermal power plant). Nó mô tả các điểm và
đường quan trọng trong quá trình trao đổi nhiệt giữa chất lỏng nóng và nước (hoặc hơi
nước) để tạo ra điện. Cụ thể:
1. Đường màu đỏ chấm biểu thị dòng chất lỏng nóng (hot fluid) được sử dụng để
gia nhiệt cho nước hoặc hơi nước trong quá trình trao đổi nhiệt.
2. Đường màu xanh dương đại diện cho dòng nước/hơi nước qua các giai đoạn từ
trạng thái lỏng đến hơi, theo các điểm từ 4 đến 7:
o Điểm 4 đến 5: Quá trình gia nhiệt ban đầu cho nước.
o Điểm 5: Đạt đến approach point, tức điểm mà nhiệt độ nước gần bằng nhiệt
độ của chất lỏng nóng.
o Điểm 6: Đạt đến pinch point, nơi khoảng cách nhiệt độ giữa hai chất lỏng
là nhỏ nhất trong quá trình trao đổi nhiệt.
o Điểm 7: Nước/hơi nước đạt đến mức nhiệt độ cao nhất sau quá trình gia nhiệt. lOMoAR cPSD| 58707906
3. Pinch point và approach point là hai điểm quan trọng trong thiết kế trao đổi nhiệt
của nhà máy nhiệt mặt trời. Pinch point cho thấy nhiệt độ gần nhau nhất giữa chất
lỏng nóng và nước, giúp tối ưu hóa hiệu quả nhiệt. Approach point thể hiện điểm
nhiệt độ trước khi nước đạt pinch point.
Xác thực mô hình: Bảng so sánh giữa mô hình với dữ liệu chuẩn IAPWS IF-97 giúp
đảm bảo độ chính xác khi dự báo các thông số nhiệt động học. Điều này quan trọng cho
việc đánh giá hiệu suất tổng thể của chu trình Rankine khi tích hợp năng lượng mặt trời