于靜梅 張世軒 張福生 張鳳忠

(1.遼寧工程技術(shù)大學(xué)機(jī)械工程學(xué)院，123000 遼寧阜新；2.朝陽燕山湖發(fā)電有限公司，122000 遼寧朝陽)

0 引 言

目前，在我國能源變革的趨勢下，將太陽能引入火電燃煤機(jī)組是我國火電機(jī)組進(jìn)行節(jié)能和太陽能規(guī)模利用的一條有效途徑[1]。槽式太陽能與燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)與傳統(tǒng)燃煤系統(tǒng)相比，會使機(jī)組煤耗降低、污染物排放減少，為節(jié)能減排開辟一條新道路；與單純太陽能發(fā)電系統(tǒng)相比，可降低太陽能熱利用的投資與運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，彌補(bǔ)太陽能發(fā)電的間歇性問題[2]。

太陽能與燃煤火電機(jī)組集成發(fā)電的概念最早由澳大利亞HU E J團(tuán)隊(duì)[3-4]提出，并提出用太陽能熱替代汽輪機(jī)回?zé)岢槠约訜岢Ｒ?guī)電廠給水的方案，以澳大利亞維多利亞州某傳統(tǒng)火力發(fā)電機(jī)組為原型進(jìn)行了分析，結(jié)果表明：該技術(shù)理論上可明顯提高原燃煤發(fā)電機(jī)組的發(fā)電功率。國內(nèi)學(xué)者崔映紅等[5-6]研究了太陽能輔助燃煤機(jī)組發(fā)電的耦合機(jī)理、集成方式及熱力特性。毛劍等[7]分析了槽式太陽能集熱系統(tǒng)輔助某330 MW燃煤機(jī)組替代高加回?zé)岢槠訜峤o水的互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性，發(fā)現(xiàn)在該互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)中年平均太陽能光電轉(zhuǎn)換效率可達(dá)20.41%，比單純太陽能熱發(fā)電效率要高。趙軍等[8-9]分析了集成太陽能對燃煤鍋爐熱力性能的影響，對太陽能集成于省煤器前和省煤器后兩種方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比較，結(jié)果表明：太陽能集成于省煤器前方案的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于集成于省煤器后方案的經(jīng)濟(jì)性。國外學(xué)者PIERCE et al[10]用SAM軟件分析了單純太陽能和太陽能輔助燃煤電站的經(jīng)濟(jì)性，發(fā)現(xiàn)太陽能與燃煤集成發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量比單純太陽能機(jī)組的年發(fā)電量多25%。BAKOS et al[11]用TRNSYS和RETScreen軟件分析了希臘300 MW太陽能集成燃煤發(fā)電系統(tǒng)，運(yùn)用TRNSYS軟件能夠方便計(jì)算，更加容易地研究集成發(fā)電系統(tǒng)在不同集熱面積、不同地域下的熱力性能。BOUKELIA et al[12]對8種不同的集成方式，使用4-E方法詳細(xì)分析比較，發(fā)現(xiàn)配置儲熱和化石燃料補(bǔ)燃的熔鹽槽式太陽能集成燃煤系統(tǒng)的能量利用率較高，而導(dǎo)熱油系統(tǒng)的效率較高。但是現(xiàn)在對太陽能熱與小汽輪機(jī)集成的研究很少，而且小汽輪機(jī)的排汽未被充分利用。

鑒于此，本研究提出了用太陽能集熱場加熱小汽輪機(jī)排汽之后形成的凝結(jié)水取代某段蒸汽的集成發(fā)電方案，以300 MW的機(jī)組為對象，建立了槽式太陽能與燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)的模型，比較不同集成方案在變工況條件下機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的變化，并對三種方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，以尋求最佳集成方案。

1 常規(guī)燃煤機(jī)組及槽式太陽能集熱場與燃煤機(jī)組集成方案

1.1 常規(guī)燃煤機(jī)組

以N300-16.65/537/537常規(guī)燃煤機(jī)組為原型，機(jī)組有八級回?zé)岢槠?，即“三高四低一除氧?3臺高壓加熱器、4臺低壓加熱器、1臺除氧器)。300 MW常規(guī)燃煤機(jī)組熱力系統(tǒng)見圖1。圖1中HP，IP和LP分別為高壓缸、中壓缸和低壓缸；H1～H3為高壓加熱器，H4為除氧器，H5～H8為低壓加熱器；H1～H8為各段抽汽的蒸汽焓；Hc為低壓缸出口排氣焓；αt為氣動(dòng)給水泵用汽份額。

機(jī)組主要參數(shù)[13]為：機(jī)組主蒸汽流量917 t/h，機(jī)組主蒸汽的壓力和溫度：p0=16.65 MPa，t0=537 ℃；再熱蒸汽的壓力和溫度：pout=3.29 MPa，tout=537 ℃；汽輪機(jī)組的排汽壓力pc=5.54 kPa；小汽輪機(jī)排氣焓Hw4=710.7 kJ/kg；氣動(dòng)給水泵用汽份額αt=0.038。

1.2 太陽能集熱場產(chǎn)生蒸汽進(jìn)入一號高壓加熱器(方案一)

將小汽輪機(jī)排汽引入新加入的凝汽器并通過冷凝水泵將冷凝水引入太陽能集熱場(太陽能集熱場中有蓄熱器，在太陽能輻射強(qiáng)度充足時(shí)吸熱儲能，不足時(shí)會放熱，使得集熱場持續(xù)產(chǎn)生蒸汽)，產(chǎn)生的蒸汽取代部分一號高壓加熱器的回?zé)岢槠?，使減少的部分汽輪機(jī)一級抽汽繼續(xù)在汽輪機(jī)組中膨脹做功，并且使凝結(jié)水量減少一部分，增加了汽輪機(jī)組的輸出功率，從而提高汽輪機(jī)組的熱力經(jīng)濟(jì)性。方案一熱力系統(tǒng)如圖2所示。

1.3 太陽能集熱場產(chǎn)生蒸汽取代小汽輪機(jī)回?zé)岢槠?方案二)

以將小汽輪機(jī)排汽之后形成的冷凝水通過太陽能集熱場加熱產(chǎn)生的符合參數(shù)的蒸汽取代全部的小汽輪機(jī)回?zé)岢槠?，使減少的汽輪機(jī)四級抽汽繼續(xù)膨脹做功，從而使主汽輪機(jī)的做功能力進(jìn)一步增強(qiáng)，增加機(jī)組的發(fā)電量。方案二熱力系統(tǒng)如圖3所示。

1.4 太陽能集熱場產(chǎn)生蒸汽直接進(jìn)入汽輪機(jī)低壓缸做功(方案三)

由于汽輪機(jī)中壓缸和高壓缸的蒸汽參數(shù)較高，故槽式太陽能因自身能力限制不能將小汽輪機(jī)排汽之后的凝結(jié)水加熱到符合中高壓缸入口參數(shù)的溫度，但是汽輪機(jī)低壓缸的入口蒸汽參數(shù)較低，故可以作為新蒸汽入口，通過太陽能集熱場加熱小汽輪機(jī)排汽之后形成的凝結(jié)水，讓產(chǎn)生的符合參數(shù)的蒸汽直接進(jìn)入汽輪機(jī)低壓缸進(jìn)行做功。方案三熱力系統(tǒng)如圖4所示。

圖2 方案一熱力系統(tǒng)Fig.2 Thermodynamic system diagram of Scheme 1

圖3 方案二熱力系統(tǒng)Fig.3 Thermodynamic system diagram of Scheme 2

圖4 方案三熱力系統(tǒng)Fig.4 Thermodynamic system diagram of Scheme 3

2 太陽能集熱場與燃煤系統(tǒng)建模

2.1 太陽能集熱場設(shè)計(jì)

選取LS-3型槽式集熱器，取油水換熱器溫差10 ℃。集熱器面積為547 m2，吸收管長99 m，光學(xué)效率為73.3%。在設(shè)計(jì)工況下所需的集熱面積[14]為：

(1)

式中：S為集熱器集熱面積，m2；Qs為單位時(shí)間內(nèi)太陽能集熱場吸收太陽能的總熱量，kW；Id為當(dāng)?shù)剌椛鋸?qiáng)度，取800 W/m2；ηt為集熱器熱效率；ζ為接收效率，取0.729。

其中，LS-3型槽式集熱器的熱效率ηt的計(jì)算式[15]為：

(2)

式中：Kτa為入射角修正系數(shù)，取1；ηopt為光學(xué)效率；vw為風(fēng)速，m/s；Ta為環(huán)境溫度，取273 K；Id為當(dāng)?shù)剌椛鋸?qiáng)度，W/m2；Tsky為天空溫度，K；Tab為吸收管溫度，K；εab為吸收管發(fā)射率，取0.15；熱平衡系數(shù)為：a=1.91×10-2W/(K·m2)，b=1.91×10-9W/(K4·m2)，c=6.608×10-3J/(K·m3)。

經(jīng)計(jì)算得ηt=0.6944。

集熱器出口參數(shù)見表1。

表1 各方案在設(shè)計(jì)工況下的模擬結(jié)果Table 1 Simulation results of each scheme in design conditions

計(jì)算得到方案一～方案三在設(shè)計(jì)工況下所需的集熱面積分別為58 156.14 m2，57 955.29 m2和49 071.54 m2。

在太陽能一側(cè)，油水換熱器選用管殼式換熱器，導(dǎo)熱油走管程，選用VP-1型導(dǎo)熱油，給水走殼程。目前，太陽能電站經(jīng)常使用的儲熱技術(shù)是熔鹽儲熱，由于熔鹽儲熱過程無相變，儲熱容量比較大，儲熱系統(tǒng)常壓運(yùn)行，因此適合大規(guī)模儲熱。其中，蓄熱罐的熱效率約為90%。

2.2 評價(jià)指標(biāo)

2.2.1 熱經(jīng)濟(jì)性評價(jià)指標(biāo)

1) 太陽能熱電轉(zhuǎn)換效率ηse(%)[8]

(3)

式中：ΔEe為太陽能集熱場的凈發(fā)電量，kW；Qs為單位時(shí)間內(nèi)太陽能集熱系統(tǒng)吸收的總熱量，kW。

2) 新蒸汽等效焓降變化量ΔH(kJ/kg)[16]

太陽集熱系統(tǒng)產(chǎn)生的蒸汽取代了j級的回?zé)崞麜r(shí)，減少抽汽的做功量為：

(4)

排擠抽汽的做功量為：

ΔH2=αj(Hj-Hw4)

(5)

新蒸汽等效焓降變化量為減少抽汽與排擠抽汽的做功量之和：

ΔH=ΔH1+ΔH2

(6)

式中：αj為j級回?zé)岢闅舛蔚某槠禂?shù)；Hj為j級回?zé)岢闅忪?，kJ/kg；Hr為r級加熱器的給水焓升，kJ/kg；ηr為r級回?zé)岢槠蔚某槠省?/p>

3) 機(jī)組絕對內(nèi)效率ηi

因?yàn)樘柲芗療釄鰺崃康囊?，機(jī)組的輸出功將會增加ΔH，因?yàn)橐氲奶柲芗療釄龅臒崃繛橥獠繜崃?，與回?zé)岢闅獾姆艧崃?內(nèi)部熱量)不同，故蒸汽循環(huán)總吸熱量為Q0+Qs，j，故集成系統(tǒng)汽輪機(jī)組的絕對內(nèi)效率[16]為：

(7)

式中：H0為單純?nèi)济簷C(jī)組的蒸汽等效焓降，kJ/kg；Q0為單純?nèi)济簷C(jī)組的循環(huán)吸熱量，kJ/kg；Qs,j為太陽能集熱場產(chǎn)生的蒸汽取代第j級加熱器的回?zé)岢槠?，kJ/kg，相當(dāng)于引入系統(tǒng)的熱量。

4) 汽輪機(jī)組絕對電效率ηe

ηe=ηiηmηg

(8)

式中：ηm為機(jī)械效率；ηg為電機(jī)效率。

(9)

(10)

式中：ηb為鍋爐效率；ηp為管道效率。

7) 全廠熱效率ηcp

ηcp=ηeηbηp

(11)

8)節(jié)煤量B(t/h)

(12)

式中：E為集成發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，kW；bs為單純?nèi)济簷C(jī)組的標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/(kW·h)。

2.2.2 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)指標(biāo)

以能源平均成本和投資回收期作為技術(shù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)指標(biāo)。

2.2.2.1 能源平均成本

雖然槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)要比傳統(tǒng)燃煤電站的投資高得多，但是在后期太陽能發(fā)電系統(tǒng)的運(yùn)行和維護(hù)等費(fèi)用是很低的，故對于槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性不能只是依據(jù)初始投資的多少來判斷。目前一般多采用能源平均成本對太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，這既考慮了電站在壽命期內(nèi)的成本，又能比較不同規(guī)模電站的成本。本研究采用國際上通用的能源平均成本(CLE)的定義[17]。能源平均成本計(jì)算公式為：

(13)

式(13)考慮了減排CO2，SO2和NOx收益的成本，當(dāng)不考慮減排收益時(shí)，其計(jì)算公式為：

(14)

式中：RFC為固定費(fèi)率；I為總初投資，萬元；COM為運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，萬元；CCO2為CO2的減排收益，萬元；CS,N為SO2和NOx的減排收益，萬元；E為年發(fā)電量，kW·h。

其中，固定費(fèi)率RFC的計(jì)算公式[18]為：

(15)

式中：Kd為年度保險(xiǎn)率，取8%；n為太陽能集熱器的使用壽命，取30 a。

2.2.2.2 投資回收期

以靜態(tài)投資回收期為指標(biāo)來評價(jià)系統(tǒng)投資回收能力。投資回收期計(jì)算公式為：

(16)

式中：Ia為年凈收益，包括太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電收益，節(jié)省燃煤的費(fèi)用及CO2，SO2和NOx減排費(fèi)用等，萬元。

3 集成發(fā)電系統(tǒng)熱經(jīng)濟(jì)性分析

槽式太陽能集熱場的引入一定會引起汽輪機(jī)等熱力系統(tǒng)的參數(shù)發(fā)生改變，最終會使機(jī)組熱力性能發(fā)生變化，不同汽輪機(jī)熱耗驗(yàn)收(turbine heat acceptance，THA)工況下3種集成方案的熱經(jīng)濟(jì)性模擬結(jié)果見表2。由表2可以看出，1) 在3種不同的集成方案中，集成方案一的太陽能熱電轉(zhuǎn)換率最高，其次是集成方案二的太陽能熱電轉(zhuǎn)換率，而集成方案三的太陽能熱電轉(zhuǎn)換率最低。這是因?yàn)閷τ谔柲芘c燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)而言，當(dāng)相同的太陽能熱引入同一燃煤機(jī)組的不同部位時(shí)，勢必會引起放熱工質(zhì)流發(fā)生變化，即使放熱工質(zhì)流的品味相同，但是存在不等價(jià)性，故熱經(jīng)濟(jì)性必然不同。太陽能熱參與燃煤機(jī)組高溫水吸熱時(shí)，工質(zhì)吸收的量比較高，因此方案一的熱電轉(zhuǎn)換率高于其他方案的熱電轉(zhuǎn)換率。但是，單純太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換率(15%)卻仍舊低于集成方案三的太陽能熱電轉(zhuǎn)換率(27%)。2) 當(dāng)槽式太陽能產(chǎn)生的蒸汽替代抽汽時(shí)，可發(fā)現(xiàn)3種集成方案的絕對內(nèi)效率與傳統(tǒng)燃煤機(jī)組的絕對內(nèi)效率[19]相比均有所增大，電效率和熱效率提升，從而汽輪機(jī)的熱耗率和煤耗率有不同程度的下降(原300 MW傳統(tǒng)燃煤機(jī)組的煤耗率為310.47 g/(kW·h))，而以取代汽輪機(jī)第1段抽汽時(shí)產(chǎn)生的效果最明顯，證明了槽式太陽能與燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)節(jié)能降耗作用顯著。3) 槽式太陽能與燃煤機(jī)組的節(jié)煤效果會隨著工況的改變而發(fā)生變化，變工況下3種集成方案的節(jié)煤量均大于0，說明3種方案均優(yōu)于單純?nèi)济簷C(jī)組，而且100%THA工況下的節(jié)煤量最大。3種集成方案在變工況下的能耗明顯優(yōu)于單純?nèi)济簷C(jī)組的能耗，在100%THA工況下的節(jié)煤效果最佳。

表2 三種THA工況下各集成方案系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)Table 2 Thermal economic indexes of each integrated scheme system under three THA conditions

4 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

太陽能和傳統(tǒng)燃煤機(jī)組的結(jié)合能夠削弱單純太陽能熱發(fā)電中因?yàn)檩椛鋸?qiáng)度的變化而受到的影響。但是，其初投資費(fèi)用極高，技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析能夠綜合考慮各項(xiàng)成本的影響。

4.1 投資成本分析

根據(jù)文獻(xiàn)[17，20]，表3列出了技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析所需參數(shù)。槽式太陽能集熱場的總投資(集熱場費(fèi)用、占地建筑費(fèi)用等)估算見表4。100%THA工況下太陽能與燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性分析見表5。

由表5可以看出：1) 方案一的年發(fā)電量、年節(jié)煤量和年減碳量最高，分別為3.09×107(kW·h)，14 663.22 t和39 150.80 t。三種方案的年凈收益分別為2 725.80萬元、2 697.69萬元和1 966.54萬元，投資回收期分別為5.1 a，5.2 a和6.0 a，具有投資價(jià)值。2) 當(dāng)考慮減排CO2，SO2和NOx的收益時(shí)，100%THA工況下3種方案的CLE分別為0.293元/(kW·h)，0.297元/(kW·h)和0.407元/(kW·h)，低于單純太陽能熱發(fā)電的單位發(fā)電成本0.75元/(kW·h)。由此可見，相同工況下，方案一的經(jīng)濟(jì)性最好，為最佳方案。可以看出槽式太陽能與燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)商業(yè)前景十分廣闊。

表3 技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)Table 3 Technical and economic parameters

表4 槽式太陽能集熱器場詳細(xì)投資估算Table 4 Estimation of specific investment of trough solar energy collecting field

表5 100%THA工況下集成系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析Table 5 Technical and economic analysis of integrated system under 100% THA condition

目前難點(diǎn)是利用時(shí)需要大面積的太陽能收集設(shè)備，受設(shè)備占地面積、材料結(jié)構(gòu)的影響不能大規(guī)模推廣，以及蓄熱技術(shù)不成熟。

5 結(jié) 論

1) 提出槽式太陽能與300 MW燃煤機(jī)組集成系統(tǒng)3種方案，分別為槽式太陽能集熱場加熱小汽輪機(jī)排汽之后形成的凝結(jié)水取代部分一號高壓加熱器回?zé)岢槠?方案一)、全部取代小汽輪機(jī)的回?zé)岢槠?方案二)、直接進(jìn)入汽輪機(jī)低壓缸(方案三)。得出3種方案的熱耗率和煤耗率均有所下降，絕對電效率和全廠熱效率均提升。在100%THA工況下方案一的效果最為明顯。

2) 對上述3種方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，發(fā)現(xiàn)3種集成方案都具有較好的節(jié)煤減排效果，能源平均成本更小，投資回收期更短。其中，方案一的能源平均成本最低，低于單純太陽能發(fā)電的單位發(fā)電成本。因此，從熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析來看，100%THA工況下方案一為最優(yōu)集成方案。