太陽能預干燥低階煤發電系統性能分析

許 誠， 白 璞， 楊佐勛， 王春蘭， 徐 鋼， 楊勇平

(華北電力大學 國家火力發電工程技術研究中心，北京 102206)

太陽能預干燥低階煤發電系統性能分析

許 誠， 白 璞， 楊佐勛， 王春蘭， 徐 鋼， 楊勇平

(華北電力大學 國家火力發電工程技術研究中心，北京 102206)

針對我國西北地區太陽能和低階煤資源豐富的特點，提出一種利用太陽能預干燥低階煤的發電系統.以某典型600 MW超臨界機組為例，通過建立太陽能集熱單元和低階煤預干燥單元的熱平衡模型，分析了太陽能預干燥低階煤后煤的質量與能量的變化規律，從機組煤耗率和太陽能光電轉換效率等角度評估了太陽能預干燥低階煤發電系統的綜合熱力性能；并以靜態投資回收期作為經濟性評價指標，探討了設備總投資和上網電價變化對機組經濟性能的影響.結果表明：利用低品位太陽能預干燥低階煤可有效降低機組煤耗率，當低階煤水分由25.0%干燥至10.0%時，煤耗率降低8.9 g/(kW·h)，同時太陽能光電轉換效率可達到25.3%，靜態投資回收期僅為4.3 a，系統經濟效益顯著.

太陽能； 低階煤； 預干燥； 性能分析

隨著我國中東部等經濟發達地區煤炭資源的大量開采使用，優質動力煤(煙煤、無煙煤)儲量日益減少，開采難度與成本也隨之增大，越來越多的電廠開始燃用或摻燒次煙煤、褐煤等低階煤[1].僅我國新疆地區已探明的低階煤儲量就高達3 900億t，約占全國煤炭探明儲量的38%[2].因此，高效利用低階煤對保證我國能源安全意義重大.

低階煤通常具有水分高、活性強和熱值低等特點，其直接燃燒發電往往帶來磨煤系統出力不足，鍋爐效率不高等問題[3].煤的預干燥技術作為一種可有效提高低階煤利用效率的方式，已越來越多地受到發電企業的重視[4].目前，較為成熟且安全高效的干燥技術是在坑口電站利用汽輪機抽汽為干燥設備提供熱源，對低階煤進行預干燥.Xu等[5]對機組采用蒸汽回轉管干燥系統進行了熱力學分析，提出利用5級回熱抽汽干燥入爐煤，將低階煤中水分質量分數由39.5%降為15%，發電效率較參比機組增加約2.2個百分點.然而，利用回熱抽汽干燥低階煤會使原本可以在汽輪機中繼續膨脹做功的蒸汽失去做功的機會，影響干燥過程的節能效果.美國Great River Energy發電集團提出了利用濕冷機組中循環冷卻水廢熱干燥褐煤的系統[6]，解決了抽蒸汽干燥低階煤的做功能力損失問題.然而在濕冷機組中，循環冷卻水溫度為30～40 ℃，系統運行溫度過低造成干燥換熱設備體積過大，系統投資也比抽蒸汽系統增加明顯，同時干燥溫度過低也會使干燥速率下降，不利于機組的經濟運行.

結合我國煤炭儲量分布情況，低階煤主要分布在我國西北地區(內蒙古、新疆等地)，而這些地區又是我國太陽能資源十分豐富的區域.以我國新疆地區為例，其年輻射總量為5 430～6 670 MJ/m2，年日照時長為2 550～3 500 h[7].因此，我國西北地區的太陽能熱利用技術已經作為可再生能源技術的首要發展方向之一，受到越來越多的重視.近年來，我國以真空管太陽能集熱器為代表的低溫太陽能集熱技術日益成熟，真空管太陽能的集熱溫度為80～120 ℃[8]，可基本滿足低階煤干燥的要求.因此，如果將太陽能熱利用技術集成到低階煤干燥系統中，即利用較低溫的太陽能對入爐低階煤進行干燥處理，既能提高燃用低階煤機組的效率，又可以高效經濟地利用當地豐富的太陽能資源.鑒于此，提出在常規燃煤電站中集成太陽能預干燥低階煤發電系統，并通過建立太陽能集熱和低階煤預干燥單元的熱力學計算模型，揭示太陽能預干燥低階煤的節能機理，并以國內某典型600 MW超臨界發電機組為例，對太陽能預干燥系統進行熱力與技術經濟性能的分析和探討.

1 太陽能預干燥低階煤發電系統

圖1給出了太陽能預干燥低階煤發電系統示意圖.從圖1可以看出,預干燥單元的干燥熱源取自太陽能集熱單元，內循環水被太陽能加熱至85 ℃左右后分為2股，一股流入流化干燥設備內置的加熱器中作為主要干燥熱源加熱入爐煤，另一股流入空氣-水換熱器加熱空氣至60 ℃左右，放熱后的內循環水返回集熱場中完成循環.被加熱的空氣進入流化干燥機，作為干燥介質吸收煤中水分，自身降溫增濕，在流化干燥設備出口以飽和濕空氣的狀態經分離器分離后排向大氣.干燥后的煤進入磨煤機進行研磨，隨后送入鍋爐燃燒.

該系統利用低溫太陽能預干燥低階煤，干燥后煤的低位熱值增加，在燃料量和機組蒸汽參數不變的情況下，燃用干燥煤的鍋爐有效利用熱增加，主再熱蒸汽流量增加，出功增加，機組效率提高.對于太陽能熱利用而言，太陽能產生的低品位熱量通過預干燥過程轉化為煤的高品位燃燒熱，高效地利用了太陽能.

圖1 太陽能預干燥低階煤發電系統示意圖

Fig.1 Schematic diagram of the power generation system using solar energy integrated low-rank coal pre-drying technology

2 熱力學分析

2.1案例機組介紹與系統基本假設

所選取的案例機組為某超臨界600 MW凝汽式機組，機組的燃用煤種和設計工況下的主要熱力性能參數分別見表1和表2.

集成太陽能預干燥低價煤發電系統后，低階煤中水分質量分數由25.0%降低到10.0%，干燥前后入爐煤的成分變化如表1所示.由此可見，干燥后煤的低位發熱量由18.65 MJ/kg提升至22.88 MJ/kg.

表1 干燥前后煤的成分分析

表2 案例機組的主要熱力性能參數

在對低價煤干燥系統進行分析計算時，進行如下假設：(1)取設計太陽直射輻射強度(direct normal irradiance, DNI)為610 W/m2[7](以新疆地區年平均輻射強度為例)，太陽能集熱場內循環水的進、出口溫度分別為55 ℃、85 ℃，集熱效率為50%[8]；(2)干燥前后機組煤消耗量保持不變，系統各環節蒸汽、凝結水、抽汽參數(壓力和溫度)變化可忽略不計；(3)干燥后煤中水分減少，排煙溫度由135 ℃降低到125 ℃；(4)增加干燥后，制粉系統電耗下降，煙氣量降低使得引風機電耗下降，同時干燥設備本身會帶來一部分電耗，為簡化處理，假設電廠總廠用電不變.

2.2太陽能集熱與低價煤預干燥單元熱平衡

2.2.1 干燥所需空氣量計算

在所提出系統中，干燥出的水分由流經干燥設備的空氣帶走，空氣自身降溫增濕，煤中水分減少.干燥設備空氣側出口幾乎為飽和濕空氣，其含濕量d(1 kg干空氣中所含的水蒸氣質量，kg/kg)[9]為：

(1)

式中：ps為干燥設備空氣側出口濕空氣溫度所對應的飽和壓力，Pa；p為干燥設備內空氣總壓力，Pa.

干燥設備空氣側入口的含濕量與大氣環境的含濕量相同，煤中被干燥的水分都被空氣帶走，則流經干燥設備的干空氣質量流量qm,a(kg/s)為：

(2)

式中：Δqm,w為煤中被干燥的水分質量流量，kg/s；d′為干燥設備空氣側入口空氣含濕量，取0.009 kg/kg[10].

2.2.2 干燥所需熱量計算

干燥過程煤中水分蒸發，同時煤自身溫度升高，因此煤干燥過程中的熱量既包括用于蒸發煤中水分所需的熱量，又包括用于提高煤顯熱的熱量.煤在干燥過程中所需要的吸熱量Q1(kW)由下式計算得出：

(3)

式中：qm,c為低階煤的質量流量，kg/s；Ts,out、Tc,out和T0分別代表蒸發水溫、干燥后出口煤溫和環境溫度，℃；cp,s為蒸汽的平均比定壓熱容，取1.85 kJ/(kg·K)[5,9]；cc為干燥后煤的比熱容，kJ/(kg·K)；r為水的汽化潛熱，取2 500 kJ/kg[9].

干燥后煤中水分含量發生變化，因此煤的比熱容也發生變化，干燥后煤的比熱容cc為：

(4)

式中：qm,w為低階煤中水分的質量流量，kg/s；cp,w為水的平均比定壓熱容，取4.19 kJ/(kg·K)[9]；cp,fd為干煤比定壓熱容，取1.10 kJ/(kg·K)[11].

在低價煤預干燥單元中，干空氣從環境溫度被加熱到一定溫度后最終排入大氣，因此空氣側存在熱量損失Q2(kW)：

(5)

式中：Ta,out為濕空氣排出流化干燥設備的溫度，℃；cp,a為干空氣的比定壓熱容，取1.004 kJ/(kg·K)[9].

最終，在考慮低價煤預干燥單元的散熱基礎上，低價煤預干燥單元需要的熱量Q(kW)為：

(6)

式中：φ為干燥子系統的散熱系數，取5%[5,10].

2.2.3 太陽能集熱單元面積

低價煤預干燥單元的熱量都由太陽能集熱單元提供，在考慮到太陽能集熱效率后，其面積A(m2)可由下式計算：

(7)

式中：I為太陽能直射輻射強度，kW/m2；φ為太陽能集熱效率.

基于上述假設和分析，太陽能集熱與低價煤預干燥單元熱平衡計算結果見表3.

表3太陽能集熱與低價煤預干燥單元熱平衡計算結果

Tab.3Heatbalanceresultsofthesolarcollectionandcoalpre-dryingunit

參數數值入口煤量/(kg·s-1)73．0出口煤量/(kg·s-1)60．8環境溫度/℃25干燥后出口煤溫/℃55流化干燥設備入口空氣溫度/℃60流化干燥設備出口空氣溫度/℃55內循環水質量流量/(kg·s-1)310．9干空氣質量流量/(kg·s-1)113．4干燥低階煤需要的熱量/MW33．7空氣側熱量損失/MW3．4低價煤預干燥單元需要的熱量/MW39．1太陽能集熱器面積/m2128138

從表3可以看出：(1)干燥設備入口煤量為73.0 kg/s，干燥蒸發出的水分質量流量為12.2 kg/s；干燥過程需要的內循環水質量流量為310.9 kg/s，干空氣質量流量為113.4 kg/s；(2)干空氣由環境溫度加熱到60 ℃后進入流化干燥設備作為干燥介質，最終以55 ℃的飽和濕空氣排放到大氣中；干燥入爐煤溫由25 ℃提升至55 ℃，煤的顯熱增加；(3)低價煤預干燥單元需要的熱量為39.1 MW；太陽能集熱面積約為128 138 m2.

2.3太陽能預干燥低階煤發電系統性能分析

2.3.1 預干燥發電機組功率

低階煤干燥之后水分減少，低位發熱量增加，其計算公式如下：

(8)

干燥后煤的低位發熱量總量變化為：

(9)

式中：HL為干燥前低階煤的低位發熱量總量，kW；HL為干燥后低階煤的低位發熱量總量，kW.

干燥后煤的水分減少，節省了原來燃燒過程中提供給這部分水分蒸發所需要的潛熱.此外，干燥后出口煤溫升高，顯熱也有所增加，顯熱增加量ΔHs為：

(10)

因此，干燥后煤的質量雖有所減少，但是煤的可用熱量(低位發熱量總量和顯熱)增加，在此定義入爐煤燃料焓值提升系數β，用以表征干燥后燃料可用熱量提升的程度：

(11)

同時，煤干燥后水分減少，煙氣量和煙氣焓均有所下降，排煙溫度亦有所降低，因此排煙損失會減少，鍋爐效率提高.

綜上，在煤輸入量不變的條件下，太陽能預干燥燃煤電站的發電功率為：

(12)

2.3.2 機組煤耗

在燃煤電站中，通常利用單位發電量的標準煤耗來表征機組熱力性能.在本文研究中，機組入爐煤不變，但出功增加，因此煤耗降低，機組熱力性能提升.此外，所提出的系統屬于多輸入系統，但考慮到太陽能資源是取之不盡用之不竭的，因此筆者單純從化石能源消耗水平來評估系統節能收益.

燃煤機組煤耗率[12]為：

(13)

由于機組功率增加，因此煤耗降低，降低值Δb的計算公式如下：

(14)

2.3.3 太陽能光電轉換效率

所提出系統是一種太陽能耦合燃煤電站的發電系統，因此太陽能資源的利用水平也是衡量該系統性能的指標之一，一般通過太陽能光電轉換效率來衡量，其定義[13]如下：

(15)

式中：QLd為落在集熱器上的太陽能輻射熱，kW.

2.3.4 結果與討論

根據上述公式，計算出機組的熱力性能參數，如表4所示.由表4可知：(1)干燥后機組的主蒸汽質量流量由原來的459.6 kg/s增加到474.7 kg/s，與干燥前相比約增加了3.3%；(2)干燥后煤中水分減少，燃燒產生的煙氣中水分也隨之減少，因此煙氣質量流量由632.4 kg/s降低到620.2 kg/s，減少了12.2 kg/s；(3)在煤耗不變的情況下，機組出功增加到620.4 MW，煤耗率降低8.9 g/(kW·h)；(4)所提出系統的太陽能光電轉換效率為25.3%.

表4干燥前后機組熱力性能的對比

Tab.4Comparisonoftheunit'sthermalperformancewithandwithoutcoalpre-drying

參數干燥前機組干燥后機組主蒸汽質量流量/(kg·s-1)459．6474．7煙氣質量流量/(kg·s-1)632．4620．2機組出功/MW600．7620．4煤耗率/(g·kW-1·h-1)278．3269．4煤耗率降低值/(g·kW-1·h-1)—8．9太陽能光電轉換效率/%—25．3

設置太陽能集熱和低價煤預干燥單元之后，系統內部的能量分配將發生顯著變化.圖2給出了原系統和太陽能預干燥低階煤發電系統的能量流動示意圖.

對比圖2(a)和圖2(b)可以看出：

(1)太陽能集熱側輸入熱量為78.2 MW，在太陽能集熱單元和低價煤預干燥單元分別損失39.1 MW和6.1 MW的熱量后，余下熱量全部轉換為入爐煤的低位發熱量和顯熱，因此輸入鍋爐熱量由干燥前的1 361.2 MW增加到干燥后的1 394.2 MW，提高了2.4%；(2)利用太陽能干燥低階煤后，鍋爐排煙中水分減少，排煙溫度降低，因此排煙損失減少，鍋爐熱損失由91.7 MW降低到83.0 MW；(3)系統輸入鍋爐的總能量增加且鍋爐效率提高，因此汽水系統吸收的熱量由1 269.5 MW增加到1 311.2 MW，提高了3.3%；(4)汽水系統吸收的熱量增加后，主蒸汽質量流量增加，即汽輪機用于做功的蒸氣量增多，故機組的出功可增加19.7 MW，達到620.4 MW.

(a)原系統能量流動示意圖

(b)所提出系統能量流動示意圖

3 技術經濟性分析

所提出系統需增加太陽能集熱場和流化干燥設備，初投資費用有所增加，但同時在燃料消耗量不變的情況下機組出功增加，年售電收益增加.因此，該系統的技術經濟性有待進一步討論.本文中，新增設備總投資C0(萬元)重點考慮太陽能集熱單元和低價煤預干燥單元，其中太陽能集熱單元采用真空管集熱器，成本約為500元/m2[8,14]；低價煤預干燥單元主要包括流化干燥設備、碎煤機和空氣-水換熱器，可通過規模因子法進行評估，設備投資計算參數見表5，計算公式如下：

(16)

表5 設備投資計算參數

注：1)參比固定投資參考文獻[10]和文獻[15]中該設備的投資；2)規模因子的選取參見文獻[10]和文獻[15].

式中：Si為設備i實際規模的參數；Fi為設備i在實際規模下的固定成本，萬元；Si,r為參比規模的參數；Fi,r為設備在參比規模下的固定成本，萬元；n為所需設備數量；fi為規模因子.

此外，年增加售電收益CI(萬元)計算如下：

(17)

式中：N為太陽能年滿負荷利用小時數，取3 037 h[7]；ce為上網電價，取0.4元/(kW·h)[10]；Ψ為年運行維護系數，取4%[6,16].

通過靜態投資回收期ts簡略分析系統技術經濟特性，定義如下[17]：

(18)

表6給出了太陽能預干燥機組的技術經濟性能.從表6可以看出，雖然固定投資較參比機組增加約8 727萬元，但機組出功增加19.7 MW，年發電量增加近6.0×104MW·h，年售電收益較參比機組增加約2 051萬元，約4.3 a即可回收投資成本，經濟效益較為可觀.

表6 技術經濟性分析結果

同時，系統技術經濟性能會受到設備總投資、上網電價等因素的影響.設備總投資受物價水平影響，而上網電價則受發電側熱源類型影響.筆者提出的系統在常規燃煤發電系統中耦合了太陽能，根據當前國家政策，上網電價將享受一定補貼[18].圖3和圖4給出了設備總投資和上網電價的浮動對靜態投資回收期的影響.從圖3和圖4可以看出，靜態投資回收期隨設備總投資的增加而增加，設備總投資每提高10%，靜態投資回收期約增加0.5 a.靜態投資回收期隨著上網電價的增加而減少，上網電價每增加0.1元/(kW·h)，靜態投資回收期約減少0.1～1.0 a.因此，當本文提出系統享受電價補貼時，技術經濟性能有望進一步提升，以當前太陽能熱發電上網電價1.1元/(kW·h)為例[18]，約1.4 a即可回收系統投資成本.

圖3 靜態投資回收期隨設備總投資的變化曲線

Fig.3 Variation of static investment payback period with total equipment investment

圖4 靜態投資回收期隨上網電價的變化曲線

Fig.4 Variation of static investment payback period with on-grid power tariff

4 所提出系統太陽能熱利用的特點

當前太陽能熱利用主要集中在直接熱發電，由于集熱溫度與循環工質溫度受限(以槽式太陽能發電為例，集熱溫度通常為390 ℃，主蒸汽溫度通常只能達到370 ℃左右[19])，因此循環效率低，導致太陽能光電轉換效率較低，槽式太陽能直接熱發電的太陽能光電轉換效率僅能達到9%～14%[7,19].另外，太陽能熱發電系統為了解決太陽能不連續的問題，通常增加大規模儲熱系統，極大地增加了發電成本.因此，其高額的初投資和較低的熱力性能一直制約著其大規模的商業化利用.為了解決這些問題，有學者提出利用太陽能輔助燃煤機組發電，即將太陽能集熱場與成熟燃煤發電機組耦合，利用200～390 ℃的導熱油替代高壓加熱器回熱抽汽加熱給水，太陽能光電轉換效率可達到15%～24%[7,13,17]，熱力性能及經濟性通常優于單純的太陽能熱發電.但加熱給水替代的回熱抽汽往往是膨脹做功后的蒸汽，因此通過利用太陽能節省回熱抽汽，尤其是節省較低參數的回熱蒸汽，往往不能帶來較為可觀的節能效果.

所提出的系統也是一種太陽能耦合發電系統，但較上述2個系統有獨特的優勢：(1)系統太陽能光電轉換效率高：低品位的太陽能通過預干燥過程轉化成煤的高品位燃燒熱，可理解為太陽能產生的熱量直接加熱高參數主蒸汽，大幅度提升太陽能與常規燃煤發電熱耦合利用水平，太陽能光電轉換效率可達到25.3%；(2)可進一步提高常規燃煤電站發電效率：太陽能預干燥低價煤發電系統減少了煤中的水分，使得鍋爐排煙溫度和煙氣量下降，鍋爐排煙損失降低，鍋爐效率提高，從而提高常規燃煤電站發電效率；(3)集熱溫度低，僅為100 ℃左右；投資小，單位發電成本有望降低到太陽能直接熱發電的20%～25%[20]；(4)加入太陽能集熱單元和低價煤預干燥單元后具有對原系統影響小和切換方便等優點，即使不投入干燥，機組也可安全穩定運行.

因此，伴隨著我國低階煤大規模的開采使用與太陽能資源的廣泛利用，筆者提出的系統有望為太陽能耦合常規燃煤電站提供一種熱力性能優良、技術經濟可行的新思路.

5 結 論

(1)所提出系統通過太陽能預干燥低價煤后，入爐煤水分減少、溫度提高，系統將低品位的太陽能部分轉化為煤的高品位燃燒熱，從而在燃料輸入量不變的條件下，輸入鍋爐熱量增加，同時排煙溫度和煙氣量降低，排煙損失減少，鍋爐效率提高.

(2)對于案例機組，當利用太陽能將煤中水分由25.0%干燥至10.0%時，機組的出功增加19.7 MW，達到620.4 MW，煤耗率可降低8.9 g/(kW·h)，同時太陽能光電轉換效率可達到25.3%.

(3)集成太陽能預干燥低階煤發電系統后，案例機組年售電收益較參比機組約增加2 051萬元，約4.3 a即可回收投資成本；若以當前太陽能熱發電上網電價1.1 元/(kW·h)享受補貼時，約1.4 a即可回收投資成本，經濟效益可觀.

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Performance Analysis of a Power Generation System Using Solar Energy to Pre-dry the Low-rank Coal

XUCheng,BAIPu,YANGZuoxun,WANGChunlan,XUGang,YANGYongping

(National Thermal Power Engineering & Technology Research Center,North China Electric Power University, Beijing 102206, China)

As northwest China is rich in solar energy and low-rank coal resources, a low-rank coal fired power generation system was proposed using solar energy integrated low-rank coal pre-drying technology. Taking a typical 600 MW supercritical unit as an object of study, heat balance models were established for the solar collection unit and the low-rank coal pre-drying unit, so as to analyze the changes of the coal mass flow and heat value with and without coal pre-drying, evaluate the comprehensive thermal performance of the proposed system from aspects of coal consumption and solar-to-electric efficiency, and finally to study the effects of total equipment investment and on-grid power tariff on the economic performance of the system with static investment payback period as the evaluation criteria. Results show that the coal consumption rate of the coal-fired power plant could be reduced remarkably by using low-grade solar energy to pre-dry the low-rank coal. As the moisture of low-rank coal reduces from 25.0% to 10.0%, the coal consumption rate would be lowered by 8.9 g/(kW·h), when the solar-to-electric efficiency could reach 25.3% with only 4.3 years of static investment payback period, indicating remakable economic benefit of the system.

solar energy; low-rank coal; pre-drying; performance analysis

2016-08-01

國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)資助項目(2015CB251504)；國家自然科學基金資助項目(51476053)；中央高?；究蒲袠I務費專項基金資助項目(2017MS013，2015ZZD10)

許 誠(1987-)，男，回族，遼寧沈陽人，講師，博士，主要從事燃煤電站節能、低階煤高效清潔利用、太陽能熱利用等方面的研究. 徐 鋼(通信作者)，男，教授，博士，電話(Tel．)：13693391352；E-mail：xgncepu@163.com．

1674-7607(2017)09-0757-07

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