CN111927724A - 一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法 - Google Patents

一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于太阳能场设计优化领域，并具体公开了一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其包括如下步骤；将太阳能集热场分为高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场三个区域，以分别为不同换热器供热，根据此布局建立槽式太阳能热发电系统仿真分析模型；建立以发电系统总效率最大为优化目标的目标函数，并确定约束条件，对目标函数求解得到传热介质参数；进而根据传热介质参数得到各区域集热场中集热器数量和布局方式，完成对槽式太阳能热发电系统集热场的设计。本发明的设计方法可有效降低集热管中传热介质的平均温度，并降低蒸汽生产系统的换热端差，从而提高集热场效率和电站总效率。

Description

一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法
技术领域
本发明属于太阳能场设计优化领域，更具体地，涉及一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法。
背景技术
随着世界经济持续增长，世界能源体系将面临“更多能源”需求和“更低排放”的双重挑战，可再生能源的重要性日益凸显。槽式太阳能光热发电技术作为目前较成熟、成本较低的大规模太阳能光热发电技术，其商业化水平越来越高。目前世界上已投入商业应用的槽式太阳能热发电站，如美国的SEGS VI系列电站，其总装机容量达353.8WM，电站总效率为14％-18％；西班牙的Andasol系列电站，装机容量为50MW，电站总效率为13.5％；摩洛哥Noor光热发电综合体中的Noor1和Noor2槽式光热发电站装机容量分别达到了160MW和200MW，以色列的Ashalim 2槽式光热电站装机容量达121MW，但其电站总效率仍处于11％-16％。
在传统的槽式太阳能热发电系统中，集热场处的
Figure BDA0002606130630000012
损最多，这导致了集热场效率较低进而使系统总效率难以提高。而集热场效率不仅与其所选用的选择性涂层、接收器配置、真空度有关，还与其传热介质温度有关，传热介质温度越高，集热器效率越低。
对于传统的槽式太阳能热发电系统而言，传热介质将工作介质从过冷液体加热到过热气的过程中，传热介质和工作介质的质量流量都不发生改变，但工作介质随着温度的增加发生相变，比热容差别很大，而传热介质由于没有相变，比热容差别不大，这使得换热过程中存在较大的换热温差，产生较大的
Figure BDA0002606130630000011
损，降低了能量利用率。
发明内容
针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其目的在于，将太阳能集热场分为三个区域，分别对应不同换热器，并以电站发电效率最优为目标，建立各集热区域质量流量优化模型，根据优化结果，实现新型分区域集热镜场设计，可在保证发电系统需求的前提下，降低集热管内传热介质温度，使得换热端差有所下降，提高能量的利用率，以提高集热场效率和电站总效率。
为实现上述目的，本发明提出了一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，包括如下步骤：
S1槽式太阳能热发电系统中集热场通过传热介质为换热器内的工作介质供热，所述换热器分为过热器、蒸发器、预热器、再热器；将集热场分为3个区域：高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场，其中，高温区集热场为过热器、再热器供热，中温区集热场为蒸发器供热，低温区集热场为预热器供热；依此布置方式建立槽式太阳能热发电系统仿真分析模型；
S2根据仿真分析模型，以Mo＝[Mo,1,Mo,2,Mo,3]作为决策变量，建立以发电系统总效率最大为优化目标的目标函数如下：
min f(MO)＝1-ηA(MO)＝1-ηth(MO)*ηhe(MO)
其中，Mo,1,Mo,2,Mo,3分别为高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场中传热介质的质量流量；ηA为发电系统总效率，ηth为集热场效率，ηhe为热电转换效率；
S3在满足预设的约束条件的情况下，采用插值法对目标函数进行求解，得到传热介质参数，所述约束条件包括传热介质温度约束、能量守恒约束、传热介质质量流量约束；进而根据传热介质参数得到各区域集热场中集热器数量和布局方式，完成对槽式太阳能热发电系统集热场的设计。
作为进一步优选的，所述传热介质温度约束为：
Figure BDA0002606130630000031
其中，To,i,out为第i个区域集热场出口传热介质温度，To,i,in为第i个区域集热器入口传热介质温度，To,i,ave,min为第i个区域集热场传热介质平均温度最小值，i＝1,2,3。
作为进一步优选的，所述能量守恒约束为：
Figure BDA0002606130630000034
Figure BDA0002606130630000035
其中，Mo,i为第i个区域传热介质质量流量，
Figure BDA0002606130630000036
为传热介质比热容，ΔTo,i为第i个区域集热器出、入口传热介质温差，ηv,i为第i个区域所对应的换热效率；Ms,i为第i个区域对应的工作介质质量流量；Δhs,i为第i个区域所对应的工作介质焓升，i＝1,2,3。
作为进一步优选的，所述传热介质质量流量约束为：0<Mo,i≤Mo,max，其中，Mo,i为第i个区域传热介质质量流量，Mo,max为运行过程中出现的传热介质质量流量最大值，i＝1,2,3。
作为进一步优选的，所述传热介质参数包括高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场中传热介质的质量流量，以及各换热器出口传热介质温度。
作为进一步优选的，所述S3中，计算各区域集热场中集热器数量，具体包括如下步骤：
(1)根据得到的传热介质参数计算第i个区域集热场出、入口导热油温差ΔTo,i，进而得到该区域集热场各集热器出、入口导热油温差ΔTo,ij及该集热器连接管温度降ΔTo,s,ij；然后得到第i个区域单行的集热器串联数量
Figure BDA0002606130630000032
(2)根据第i个区域所需集热器额定输入功率Wth,i、单回路集热器额定输出的热功率ΔWth,i和单台集热器连接管的功率热损失ΔWth,p,ij，求得第i个区域的集热器回路的并联数
Figure BDA0002606130630000033
(3)计算第i个区域集热场中集热器数量na,i＝ns,inp,i，则整个集热场中集热器总数na＝∑na,i，i＝1,2,3。
作为进一步优选的，所述S3中，确定集热场布局方式时，具体根据整个集热场中集热器总数和所使用的集热器型号，求得集热场总面积；若集热场总面积超过400000m2，则集热场采用H型布置方式，若集热场总面积小于400000m2，则集热场采用I型布置方式。
总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，主要具备以下的技术优点：
1.本发明根据能量梯级利用原理，针对常规槽式太阳能热发电系统中换热器端差较高这一问题，将太阳能集热场分为三个区域，分别对应不同换热器，并以电站发电效率最优为目标，建立各集热区域质量流量优化模型，对各区域的传热介质质量流量进行优化计算，可以得到新型布局下的传热介质参数较优解，降低了换热端差，降低了集热管中传热介质的平均温度，提高了各区域集热场效率和电站总效率，实现了各品位能量的充分利用。
2.在采用本发明布局方式的集热场中，各区域导热油参数与传统布局方式相比都会产生变化，由导热油温度和集热场总效率的关系可知，降低导热油温度将提高集热场总效率从而提高电站总效率，同时导热油质量流量也会有所增加；而在实际运行过程中，传热介质质量流量不会无限增加，本发明针对性的设置了传热介质温度约束、能量守恒约束、传热介质质量流量约束，以使求得结果满足现实情况，并使系统能安全运行。
3.本发明对根据传热介质参数计算各区域集热场中串并联集热器数量的方法进行了具体设置，并进而确定了集热场布局方式，完成对槽式太阳能热发电系统集热场的整体设计，实用性强。
附图说明
图1是SEGS VI槽式太阳能热发电系统结构示意图；
图2是本发明实施例分区域的槽式太阳能热发电系统结构示意图；
图3是SEGS VI槽式太阳能热发电系统集热场布置图；
图4是本发明实施例分区域的槽式太阳能热发电系统集热场布置图；
图5是槽式太阳能热发电系统中换热过程曲线；
图6是SEGS VI系统和本发明实施例系统平均温度对比图；
图7是SEGS VI系统和本发明实施例系统集热场效率对比图；
图8是SEGS VI系统和本发明实施例系统电站总效率对比图。
在所有附图中，相同的附图标记用来表示相同的元件或结构，其中：1-预热器，2-蒸发器，3-过热器，4-再热器，5-高压缸，6-低压缸，7-发电机，8-凝汽器，9-凝结水泵，10-给水泵，11、12-高压加热器，13-除氧器，14、15、16-低压加热器，17-输油泵，18-集热场。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。
本发明实施例以美国SEGS VI槽式太阳能热发电站为改进对象，其热发电系统结构如图1所示，对其采用本发明的新型布局方式以进行改进。
SEGS VI电站采用传热介质(导热油)将工作介质(水/蒸汽)从过冷水加热为过热蒸汽。在工作介质水/蒸汽侧，其工作部件包括预热器1、蒸发器2、过热器3、再热器4、高压缸5、低压缸6、发电机7、凝汽器8、凝结水泵9、给水泵10、高压加热器11和12、除氧器13、低压加热器14、15和16；在导热油侧，其工作部件包括输油泵17和集热场18；其中：
所述过热器3连接所述高压缸5，高压缸5的排气连接再热器4入口，再热器4出口、低压缸6、凝汽器8、凝结水泵9、低压加热器16、低压加热器15、低压加热器14、除氧器13、高压加热器12、高压加热器11和给水泵10依次连接；所述高压缸5分别与高压加热器11、12连接；所述低压缸6分别与除氧器13、低压加热器14、15、16连接；所述发电机7、低压缸6、高压缸5依次连接。
具体的，图1中2a为过热器水侧出口和高压缸入口，2b为低压缸出口，2c为高压缸抽气，2d为凝汽器出口，2e为凝结水泵出口，2f为给水泵入口，2g为预热器水侧入口，2h为预热器水侧出口和蒸发器水侧入口，2i为蒸发器水侧出口和过热器水侧入口；3a为集热场中导热油出口，3b为过热器导热油侧出口和蒸发器导热油侧入口，3c为蒸发器导热油侧出口和预热器导热油侧入口，3d为输油泵入口。
该SEGS VI电站工作时，水在预热器1中为液态，在蒸发器2中为汽液两相，在过热器3中为汽态，其比热容相差很大；导热油在预热器1、蒸发器2和过热器3中均为液态，其比热容相差不大，这导致在预热器1的水入口和蒸发器2的水出口就有很大的温度端差。
本发明对SEGS VI电站进行改进，得到分区域的槽式太阳能热发电系统，如图2所示，工作介质侧工作过程和状态与SEGS VI电站相同，只将集热场分为高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场三个区域。
具体的，图2中3a为高温区集热场导热油出口，3b,s为过热器导热油侧出口，3b,e为中温区集热场导热油出口和蒸发器导热油侧入口，3c,3为中温区集热场导热油入口和蒸发器导热油侧出口，3c,p为低温区集热场导热油出口和预热器导热油侧入口，3d为低温区集热场导热油入口。
上述分区域的槽式太阳能热发电系统工作时，不同质量流量的导热油分别流经预热器1、蒸发器2、过热器3和再热器4，其中，第一股导热油在高温区集热场收集到太阳能后分别经过过热器3和再热器4，再共同回到高温区集热场；第二股导热油在中温区集热场收集到太阳能后经过蒸发器2，再回到中温区集热场；第三股导热油在低温区集热场收集到太阳能后经过预热器1，再回到低温区集热场。给水依次经过预热器1、蒸发器2、过热器3加热至过热蒸汽，进入高压缸5后一股蒸汽分别进入高压加热器11、12，一股作为抽气经过再热器4、低压缸6，低压缸6中的蒸汽做功后又分成多股，其中四股作为抽汽分别进入除氧器13、低压加热器14、低压加热器15、低压加热器16，一股依次经过凝汽器8、凝结水泵9、低压加热器16、低压加热器15、低压加热器14、除氧器13、高压加热器12、高压加热器11和给水泵10再次流入预热器1。
根据上述设置方式，对分区域的槽式太阳能热发电系统集热场进行进一步具体设计，包括如下步骤：
S1建立槽式太阳能热发电系统仿真分析模型。
根据上述分区域的槽式太阳能热发电系统的系统结构及运行数据，利用建模软件建立槽式太阳能热发电系统仿真分析模型，以明确系统总效率与传热介质温度之间的关系，用于建立目标函数。
具体的，该仿真分析模型的主要输入参数包括：1)环境参数：DNI、入射角、风速、大气温度，2)水/蒸汽侧相关参数：主蒸汽流量Ms,i、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度，各换热过程焓升Δhs,i。该仿真分析模型的输出参数包括：1)水/蒸汽侧相关参数：各换热器入口水/蒸汽温度，2)导热油侧相关参数：各区域导热油质量流量、各换热器出口导热油温度，3)性能参数：发电功率、集热场效率、电站总效率。
S2建立集热场效率ηth的计算模型。
集热场作为太阳能光热发电系统的核心部位，在整个过程中的作用是实现太阳能到传热介质热能的转换。在太阳能转换为传热介质热能的过程中，发生了反射、穿透和吸收三个过程，而集热系统效率可表征太阳能转换为传热介质热能的转换效率。由传热过程可知，在某一时刻，同一系统中各个集热器的太阳辐射强度I可认为相等，Q为整个集热场中传热介质有效吸收的热量，其计算方式为：
Figure BDA0002606130630000071
其中，Mo,i为第i个区域集热场中传热介质质量流量，ΔTo,i为第i个区域集热场出、入口传热介质温差，
Figure BDA0002606130630000081
为第i个区域传热介质比热容。因而集热场光热转换效率ηth可表征为：
Figure BDA0002606130630000082
其中，S为集热场中集热器反射镜面的开口面积。。
为明确传热介质温度对集热器光热转换效率的影响，参考LS-2型集热器进行实际运行试验采集到的数据和大气温度和传热介质平均温度差与集热器光热转换效率实测值之间的关系式ηth＝73.1+0.00120(dT)-0.0000850(dT)2，其中，dT为大气温度与传热介质平均温度差。由该关系式可知随着大气温度和传热介质平均温度差的升高，集热器光热转换效率呈逐渐降低的趋势，因而在优化过程中，应尽量使传热介质温度较低。而此关系式是在0°入射角情况下计算得来，仅表示出传热介质温度与集热器光热转换效率之间的关系，不适用于常规计算，因而采用更加通用的集热器光热转换效率计算公式：
Figure BDA0002606130630000083
Figure BDA0002606130630000084
式中ηopt为集热器光学效率，取值为73.3％，Kτa为入射角修正系数，a、b、c均为热平衡系数，取值为a＝1.9182*10-2WK-1m-2,b＝2.02*10-9WK-1m-2,c＝6.612*10-3WK-1m-2，Vwind为环境风速,Tav,ij为第i个区域集热场内传热介质平均温度，Ta为环境温度，εab为吸热管发射率，Tsky为天空温度，一般为0℃，i＝1,2,3。
S3建立热电转换效率ηhe的计算模型。
集热场中的传热介质经加热后，进入换热系统将热量传递给工作介质，工作介质再通过做功过程将热能转换为电能。本专利将传热介质热能最终转换为电能这一过程的效率定义为热电转换效率并给出其计算方式：
Figure BDA0002606130630000085
其中Pe为电站总输出功率，Q为整个集热场中传热介质有效吸收的热量，其计算方式为：
Figure BDA0002606130630000086
S4建立电站总效率ηA的计算模型。
从整体上看，在无储热系统的太阳能热发电系统中，其能量转换过程为太阳能转换为电能，因而其表达式为
Figure BDA0002606130630000091
从各子系统来看，其能量转换过程可以分为太阳能转换为热能和热能转换为电能两个过程，因而其电站总效率公式也可写为
Figure BDA0002606130630000092
由此可见，电站总效率可由集热场效率和热电转换效率共同计算得来。
S5建立以电站效率最优为目标的导热油质量流量优化模型的目标函数。
在采用新型布局方式的集热场中，各区域导热油参数与传统布局方式相比都会产生变化。由导热油温度和集热场总效率的关系可知，降低导热油温度将提高集热场总效率从而提高电站总效率，同时导热油质量流量也会有所增加。因而以Mo＝[Mo,1,Mo,2,Mo,3]作为决策变量，建立以发电系统总效率最大为优化目标的目标函数如下：
min f(MO)＝1-ηA(MO)＝1-ηth(MO)*ηhe(MO)
其中，Mo,1,Mo,2,Mo,3分别为高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场中传热介质的质量流量；ηA为发电系统总效率，ηth为集热场效率，ηhe为热电转换效率。而在实际运行过程中，导热油质量流量不会无限增加，因而还需满足其约束条件。
S6确定与传热介质温度有关的约束条件。
若要提高集热场效率ηth，应适当降低传热介质平均温度，使其小于可取的传热介质平均温度最小值。因而传热介质温度约束可写为：
Figure BDA0002606130630000093
其中，To,i,out为第i个区域集热场出口传热介质温度，To,i,in为第i个区域集热器入口传热介质温度，To,i,ave,min为第i个区域集热场传热介质平均温度最小值。
S7确定与能量守恒有关的约束条件。
在对改进系统各区域传热介质参数进行计算时，除了要保证传热介质平均温度较低以外，还应保证换热过程遵循热力学第一定律，由此可得到与能量守恒有关的约束条件：
Figure BDA0002606130630000101
其中，Mo,i为第i个区域传热介质质量流量，
Figure BDA0002606130630000102
为传热介质比热容，ΔTo,i为第i个区域集热器出、入口传热介质温差，ηv,i为第i个区域所对应的换热效率；Ms,i为第i个区域对应的水/蒸汽质量流量；Δhs,i为第i个区域所对应的水/蒸汽焓升。
S8确定与传热介质质量流量有关的约束条件。
为保证采用新型布局方式的系统安全运行，与对其流量的最大值进行限制，因而传热介质质量流量的约束条件为：0<Mo,i≤Mo,max，其中，Mo,i为第i个区域传热介质质量流量，Mo,max为运行过程中出现的传热介质质量流量最大值。
S9确定传热介质参数。
在满足约束条件和实际运行情况的前提下，采用插值法对目标函数中传热介质参数进行迭代计算，以得到最优解；所述传热介质参数包括高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场中传热介质的质量流量，以及各换热器出口传热介质温度。
S10建立集热器数量计算模型。
(1)计算各区域集热器串联数量，根据得到的传热介质参数计算第i个区域集热场出、入口导热油温差ΔTo,i，进而得到该区域集热场各集热器出、入口导热油温差ΔTo,ij及该集热器连接管温度降ΔTo,s,ij；然后得到第i个区域单行的集热器串联数量
Figure BDA0002606130630000103
(2)计算各区域集热器并联数量，集热器并联数量与其回路中的总功率有关，根据第i个区域所需集热器额定输入功率Wth,i、单回路集热器额定输出的热功率ΔWth,i和单台集热器连接管的功率热损失ΔWth,p,ij，求得第i个区域的集热器回路的并联数
Figure BDA0002606130630000104
(3)计算第i个区域集热场中集热器数量na,i＝ns,inp,i，则整个集热场中集热器总数na＝∑na,i，i＝1,2,3。
S11确定集热场布局方式。
根据以求得的整个集热场中集热器总数和所使用的集热器型号，可求得集热场总面积；若集热场总面积超过400000m2，则集热场采用H型布置方式，若集热场总面积小于400000m2，则集热场采用I型布置方式。
在本实施例中，首先利用SEGS VI电站设计工况下参数进行计算，得到导热油参数设置情况和集热场布置情况。
对设计工况导热油侧主要参数进行对比，如表1和表2所示，改进后的系统中导热油温度较原SEGS VI电站仿真值相比有明显下降，从理论上看，集热器光热转换效率会有一定程度的提升。如表3所示，与SEGS VI电站的800个集热器相比，改进后的集热场，在保证与原系统同样总功率的条件下集热器数量减少了16个，可以在一定程度上降低电站的初期成本。SEGS VI电站和本发明集热场布置情况如图3、图4所示。
表1设计工况导热油侧主要参数对比
Figure BDA0002606130630000111
表2各加热区域导热油参数设置情况
Figure BDA0002606130630000112
表3改进系统集热场各区域集热器数量
Figure BDA0002606130630000121
对设计工况下各换热器端差和性能参数进行对比，如表4所示，改进后的系统在设计工况下，水/蒸汽侧参数与原SEGS VI电站仿真值相比，误差均小于0.05％，即改进后的系统可以满足水/蒸汽侧的发电需求。
表5和图5分别为设计工况各换热器端差对比和换热系统中水与导热油的温度曲线示意图，可见本发明中的预热器1、蒸发器2、过热器3的端差有明显下降，且预热器1、蒸发器2、过热器3中导热油的温度相比传统的换热器更低，因而集热场效率有所增加，电站总效率也有所增加。
经计算，如表6所示，本发明的系统与SEGS VI电站相比，其预热器端差下降了51.49℃，蒸发器端差下降了1.38℃，过热器端差下降了60.86℃，再热器端差下降了33.78℃。集热场效率上升了0.52％，电站总效率提升了0.24％。
表4设计工况水/蒸汽侧主要参数对比
Figure BDA0002606130630000122
表5设计工况各换热器端差对比
Figure BDA0002606130630000123
Figure BDA0002606130630000131
表6设计工况性能参数对比
Figure BDA0002606130630000132
然后，利用SEGS VI电站运行工况下的参数进行计算，得到该工况下导热油平均温度和性能参数的对比图。
图6为SEGS VI系统和本发明系统平均温度对比图，可以看出本发明系统的平均温度有明显的降低。经计算，运行工况下集热场导热油平均温度降低了12.97℃。由集热器的特性可知，导热油平均温度与集热器效率呈负相关，因而集热场效率在理论上会有一定程度的提升。
图7为SEGS VI系统和本发明系统集热场效率对比图，由于导热油平均温度的下降，集热场效率有所提升，经计算，运行工况下集热场效率提高了0.53％。
图8为SEGS VI系统和本发明系统电站总效率对比图，可以看出从9:00-17:00，系统处于平稳运行状态，改进前后的电站总效率变化趋势相同，且改进后的系统较SEGS VI电站总效率有明显提升。经计算，本发明系统运行工况期间电站总效率较SEGS VI电站提升了0.22％。由此可见，本发明采用分区域加热的方法，可以有效的提高系统的总效率。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1槽式太阳能热发电系统中集热场通过传热介质为换热器内的工作介质供热，所述换热器分为过热器、蒸发器、预热器、再热器；将集热场分为3个区域：高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场，其中，高温区集热场为过热器、再热器供热，中温区集热场为蒸发器供热，低温区集热场为预热器供热；依此布置方式建立槽式太阳能热发电系统仿真分析模型；
S2根据仿真分析模型，以Mo＝[Mo,1,Mo,2,Mo,3]作为决策变量，建立以发电系统总效率最大为优化目标的目标函数如下：
minf(MO)＝1-ηA(MO)＝1-ηth(MO)*ηhe(MO)
其中，Mo,1,Mo,2,Mo,3分别为高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场中传热介质的质量流量；ηA为发电系统总效率，ηth为集热场效率，ηhe为热电转换效率；
S3在满足预设的约束条件的情况下，采用插值法对目标函数进行求解，得到传热介质参数，所述约束条件包括传热介质温度约束、能量守恒约束、传热介质质量流量约束；进而根据传热介质参数得到各区域集热场中集热器数量和布局方式，完成对槽式太阳能热发电系统集热场的设计。
2.如权利要求1所述的分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，所述传热介质温度约束为：
Figure FDA0002606130620000011
其中，To,i,out为第i个区域集热场出口传热介质温度，To,i,in为第i个区域集热器入口传热介质温度，To,i,ave,min为第i个区域集热场传热介质平均温度最小值，i＝1,2,3。
3.如权利要求1所述的分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，所述能量守恒约束为：
Figure FDA0002606130620000022
其中，Mo,i为第i个区域传热介质质量流量，
Figure FDA0002606130620000023
为传热介质比热容，ΔTo,i为第i个区域集热器出、入口传热介质温差，ηv,i为第i个区域所对应的换热效率；Ms,i为第i个区域对应的工作介质质量流量；Δhs,i为第i个区域所对应的工作介质焓升，i＝1,2,3。
4.如权利要求1所述的分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，所述传热介质质量流量约束为：0<Mo,i≤Mo,max，其中，Mo,i为第i个区域传热介质质量流量，Mo,max为运行过程中出现的传热介质质量流量最大值，i＝1,2,3。
5.如权利要求1所述的分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，所述传热介质参数包括高温区集热场、中温区集热场、低温区集热场中传热介质的质量流量，以及各换热器出口传热介质温度。
6.如权利要求1所述的分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，所述S3中，计算各区域集热场中集热器数量，具体包括如下步骤：
(1)根据得到的传热介质参数计算第i个区域集热场出、入口导热油温差ΔTo,i，进而得到该区域集热场各集热器出、入口导热油温差ΔTo,ij及该集热器连接管温度降ΔTo,s,ij；然后得到第i个区域单行的集热器串联数量
Figure FDA0002606130620000021
(2)根据第i个区域所需集热器额定输入功率Wth,i、单回路集热器额定输出的热功率ΔWth,i和单台集热器连接管的功率热损失ΔWth,p,ij，求得第i个区域的集热器回路的并联数
Figure FDA0002606130620000024
(3)计算第i个区域集热场中集热器数量na,i＝ns,inp,i，则整个集热场中集热器总数na＝∑na,i，i＝1,2,3。
7.如权利要求1-6任一项所述的分区域的槽式太阳能热发电系统集热场设计方法，其特征在于，所述S3中，确定集热场布局方式时，具体根据整个集热场中集热器总数和所使用的集热器型号，求得集热场总面积；若集热场总面积超过400000m2，则集热场采用H型布置方式，若集热场总面积小于400000m2，则集热场采用I型布置方式。
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