太陽能輔助燃煤發電系統經濟性分析

宋鵬飛， 周璐璐， 徐志成， 王啟揚， 李亮光

(1. 東南大學 能源與環境學院， 南京210096； 2. 南京南瑞太陽能科技有限公司， 南京 210018；3. 南京嘉業新能源有限公司， 南京 211106)

我國長期以來的能源結構都是以煤為主，而火電廠作為耗煤和CO2排放大戶面臨較大的節能減排壓力，必須做出相應舉措[1]。太陽能是公認的清潔能源，受到越來越多的關注和重視，但是太陽能能量密度低的特點限制了太陽能熱利用技術的發展。將太陽能作為燃煤電站的輔助能源，使可再生能源太陽能與技術成熟的燃煤電站兩者優勢互補，既可以減少燃煤電站的煤炭消耗，改善其對環境的污染，又能增加發電功率，緩解用電高峰時期的電力短缺。因此，太陽能輔助燃煤發電系統是滿足我國目前大規模開發利用太陽能同時實現火電機組大幅度節能減排的能源新技術[2]。

筆者分析了槽式太陽能集熱場與燃煤機組回熱系統的三種集成方式，并對三種方式集成前后的經濟性進行計算，旨在找到一種最經濟的方案。

1 集成方案

1.1 太陽能集熱場與高壓加熱器并聯

部分工質自4號除氧器引出至太陽能集熱場，另一部分按原路經回熱系統被加熱，兩部分工質被加熱至相同參數后混合進入鍋爐，系統圖見圖1。

圖1 太陽能集熱場與高壓加熱器并聯

1.2 太陽能集熱場與1號～2號高壓加熱器并聯

部分工質從2號加熱器入口被引至太陽能集熱場，另一部分經原路由回熱系統加熱，兩部分工質被加熱至相同參數后混合進入鍋爐，系統圖見圖2。

圖2 集熱場與1號～2號加熱器并聯

1.3 太陽能集熱場與1號高壓加熱器并聯

部分工質從1號加熱器入口被引至太陽能集熱場，另一部分經原路由回熱系統加熱，兩部分工質被加熱至相同參數后混合進入鍋爐，系統圖見圖3。

圖3 集熱場與1號加熱器并聯

2 經濟評價模型

太陽能發電成本(ELEC)是對一個太陽能熱發電站各項成本和裝置效率之間進行綜合考慮的指標，筆者以此作為評價指標，其計算公式為[10-11]：

(1)

式中：I為總初投資，元；a為固定費率，是與設備利率、壽命、保險、管理、折舊等有關的系數，P為債務利率，取1%，Kd為年度保險率，取8%，n為太陽能集熱設備的使用壽命，取25 a；Com為運行維護費用，元；Cf為節省煤的費用，元；E為太陽能集熱場輸出功率，kW；t為年發電時長，取2 100 h。

3 計算與分析

3.1 火電機組

筆者選取某電廠670 MW超臨界火電機組為例，機組型號為N670-24.2/566/566，以其在100%THA(熱耗率驗收工況)下的參數為基準。汽輪機采用單軸、三缸、四排汽、抽汽凝汽式、一次中間再熱設計。該機組有8級回熱抽汽，給水加熱系統由3臺高壓加熱器(1號～3號)、一臺除氧器(4號)以及4臺低壓加熱器(5號～8號)構成，3臺高壓加熱器的疏水逐級自流至除氧器，4臺低壓加熱器的疏水逐級自流至凝汽器熱井。除氧器為混合式加熱器，高、低壓加熱器均為表面式加熱器。用熱平衡法對系統進行計算時忽略了管道及加熱器的熱損失和抽氣過程的漏氣。

由熱平衡圖可以得到主蒸汽質量流量為1 860 892 kg/h、壓力p0為24.2 MPa、溫度t0為566 ℃，再熱蒸汽的壓力prh為3.764 MPa、溫度trh為566 ℃，汽輪機排汽的壓力為0.004 6 MPa、比焓為2 319.4 kJ/kg。

筆者將5%的給水流量引至太陽能集熱場，得到不同集成方案下的火電機組的主要參數(見表1)。

表1 火電機組的主要參數

由表1的計算結果可知：三種集成方案均提高了機組的輸出功率。因為在進汽量及進汽參數不變的情況下，太陽能加熱部分鍋爐給水減少了抽汽量，從而增加了通流部分的蒸汽流量，提高了循環做功出力；同時，其他參數如絕對內效率、全廠熱效率、標準煤耗、全廠熱耗率等相比原機組都有不同程度的改善，方案一熱經濟性的提高最顯著。

3.2 換熱器

油水換熱器選用管殼式換熱器，導熱油走管程，給水走殼程。導熱油的質量流量為200 kg/s，假定油水換熱器效能為0.7。方案一的換熱器水側進口的溫度為184.3 ℃、比焓為797.4 kJ/kg；方案二的換熱器水側進口的溫度為209.1 ℃、比焓為905.3 kJ/kg；方案三的換熱器水側進口的溫度為251.2 ℃、比焓為1 093.9 kJ/kg。三種方案換熱器水側出口的溫度均為274.5 ℃、比焓均為1 203.0 kJ/kg。根據文獻[12]中的方法，計算出三種方案的換熱參數(見表2)。

表2 換熱參數

3.3 太陽能集熱場

對于槽式集熱場，太陽能聚光集熱器選用EuroTrough ET150[13]，其長度為148.5 m，開口寬度為5.77 m，集熱面積為817.5 m2，集熱器的光學效率約為0.75。導熱油選用Syltherm 800液態導熱油，其中比定壓熱容cp(J/(kg·K))、密度ρ(kg/m3)在T=373.15～673.15 K內的物性變化規律為[14]：

cp=1 107.798+1.708T

(2)

ρ=1 105.702-0.415 349 5T

(3)

系統選擇銀川(北緯38.47°、東經106.32°)的氣象數據進行計算，以該地區某時刻為設計點，太陽直射輻射強度IDNI為900 W/m2, 不考慮風速、環境溫度和壓力等因素影響，集熱面積A約為[15]:

(4)

式中：Qmax為最大換熱功率，kW；η為集熱效率，取0.7；QHCL為集熱損失，取27 W/m2。計算可得三種方案所需的集熱場面積分別為24 835 m2、18 229 m2和6 680 m2。

4 技術經濟分析

4.1 投資成本分析

根據國內及當地市場價格，槽式太陽能集熱場的總投資估算費用見表3[15]。

表3 集熱場總投資估算表

假設運行維護費用占總投資的2%[16]，標煤價格取550元/t。根據當地氣象數據，年日照時長取為2 100 h。根據表1得到三種方案的太陽能集熱場輸出功率分別為5031.133 3 kW、4 054.389 9 kW和1 513.559 2 kW；節約的標煤費用分別為166.32萬元、134.03萬元和50.03萬元。

由式(4)得到三種方案的ELEC分別為0.72 元/(kW·h)、0.64元/(kW·h)和0.62元/(kW·h)，三種方案均降低了煤耗。綜合來看，方案三的經濟性最好，為最佳方案，低于單純太陽能熱發電方式的成本0.92元/(kW·h)[16]。如果考慮二氧化碳減排收益，那么ELEC會更小。

4.2 輻射條件對成本的影響

筆者選取拉薩、銀川和北京為研究對象，三地的輻射情況見表4[17]。

表4 不同地區不同輻射強度全年輻照時長h

由表4得到在不同地區的三種方案的ELEC(見表5)。

表5 不同地區的ELEC元/(kW·h)

由表5可以看出：對于拉薩、銀川和北京三個太陽輻射強度不同的地區，方案三的成本均為最低，經濟性最好。此外，三個地區的輻照情況不同，每種方案的成本也不一樣，北京地區最高，銀川地區次之，拉薩地區最低。對于太陽能資源不豐富的北京地區并不適合太陽能輔助燃煤機組發電；而銀川與拉薩太陽能資源豐富的地區適用該種形式，在拉薩地區達到最低價0.47元/(kW·h)。

4.3 導熱油出口溫度對成本的影響

選擇銀川地區的氣象參數，以太陽能集熱場與高壓加熱器段并聯為例，抽取5%的給水引至太陽能集熱場，且導熱油仍選用Syltherm 800液態導熱油，將太陽能集熱場導熱油入口溫度定為270 ℃，得到ELEC、導熱油流速與導熱油出口溫度的關系(見圖4)。

圖4 ELEC、導熱油流速與導熱油出口溫度的關系

從圖4可以看出：隨著導熱油出口溫度的增加，ELEC由300 ℃時的0.46元/(kW·h)逐漸增大至340 ℃時的0.67元/(kW·h)，再逐漸減小至400 ℃時的0.49元/(kW·h)，導熱油流速由1.98 m/s減小至0.42 m/s。當集熱管導熱油入口溫度一定時，為了使ELEC較小，在一定溫度范圍內，可以選擇兩個出口溫度：對于較低的出口溫度，導熱油流速較大，對于管道的承壓有更高要求；對于較高的出口溫度，導熱油流速較小，但導熱油溫度高，需對管道實施更好的保溫措施。因此，應根據實際情況，結合導熱油的溫度與流速進行綜合分析比較。

5 結語

筆者以670 MW超臨界火電機組為例，選取銀川地區的輻射條件，就槽式太陽能集熱場與火電機組的三種集成方案進行分析，并得出以下結論：

(1) 三種方案都提高了機組的輸出功率，并且都降低了熱耗率、標準煤耗以及全廠熱耗率。方案一最有利于熱經濟性的提高。

(2) 對于經濟性分析，方案三的ELEC最低，為0.62元/(kW·h)，經濟性最好，低于單純太陽能熱發電的0.92元/(kW·h)。

(3) 將拉薩、銀川和北京三個地區對比，方案三的ELEC均為最低，其中拉薩地區最低為0.47元/(kW·h)，并且每種方案的ELEC逐漸增大,可見太陽能輻照條件是影響ELEC的重要因素。

(4) 在集熱場導熱油入口溫度一定時，隨著導熱油出口溫度的增加，ELEC先增大后減小，而且導熱油流速逐漸減小。隨著社會對能源問題的廣泛關注，太陽能聯合火電機組運行系統具有廣闊的前景。