集成吸收式熱泵的超臨界CO2循環聚光太陽能熱發電系統

鄭開云

上海發電設備成套設計研究院有限責任公司

0 引言

我國太陽能熱發電產業發展起步較晚但發展很快，2016年國家能源局批準實施首批20座太陽能熱發電示范項目，總計裝機容量134.9萬kW，包括塔式、槽式、菲涅爾式三種技術路線，當前，有13個項目正處于建設階段（總裝機75萬kW）。相關數據表明，首批示范電站的初始投資成本非常高，約￥21.0/W至￥39.7/W[1]，相當于地面光伏電站投資成本的5倍以上。盡管太陽能熱發電有諸多技術優勢，但是在經濟性方面，未來大規模批量化建設電站仍面臨巨大的阻力。

為解決上述矛盾，技術上的創新路徑是提高太陽能熱發電的溫度，提高熱力循環效率，從而提高總的發電效率。在熱力循環模塊，新型的超臨界CO2循環將用于替代汽輪機組。超臨界CO2循環的提出可追溯到上世紀40年代，在本世紀初MIT的學者重新做了系統的研究，此研究發現在550℃以上溫度參數下，分流再壓縮模式的超臨界CO2循環的效率將超過汽輪機組，并且在700℃以上時效率優勢十分顯著[2]。美國能源部的Sunshot計劃提出研發新一代太陽能熱發電技術，擬采用超臨界CO2循環作為動力島，運行于700℃以上的溫度參數，空冷條件下，循環效率超過50%[3]。然而，在當前商業化電站的技術水平下，太陽能熱發電的溫度參數為550℃等級，采用高溫熔鹽作為傳熱介質。在此溫度參數下，采用超臨界CO2循環，在發電效率方面沒有優勢[4]。通過對超臨界CO2循環各種布置模式的研究，發現簡單回熱循環的效率較高，并且可以分流部分工質用于吸收低品位熱能，以降低熱源成本[5,6]。

本文從熱源為切入點，將太陽能熱源分為高溫（成本較高）和中溫（成本較低）兩部分，兩者耦合到超臨界CO2循環系統，可減小高溫熱源的容量。同時，為了進一步降低中溫太陽能熱源的容量，引入吸收式熱泵技術。通過此設計，可將集成吸收式熱泵的超臨界CO2循環用于現有的太陽能熱發電系統，以實現電站投資成本的降低。

1 系統布置

在超臨界CO2循環與吸收式熱泵的集成系統中，超臨界CO2循環為簡單回熱循環的變形，即在低溫段的大比熱區將一部分工質分流至低溫熱源加熱，以減少高溫熱源的加熱量，吸收式熱泵為成熟的單效溴化鋰吸收式熱泵，吸收器和冷凝器作為超臨界CO2循環的低溫熱源之一，蒸發器的熱量來自超臨界CO2循環的預冷器。超臨界CO2循環和吸收式熱泵的布置見圖1和圖2。熱源分為高溫熱源和中溫熱源，前者為溫度560℃以上的顯熱（如：高溫熔鹽），用于將超臨界CO2工質加熱至550℃，后者為180℃左右的潛熱（如：飽和蒸汽）。

圖1 超臨界CO2循環布置

圖2 溴化鋰吸收式熱泵布置

根據圖1所示，在臨界CO2循環中，超冷端的CO2工質經三級帶中間冷卻的壓縮機增壓后分為兩路，其中一路進入低溫回熱器，另一路依次進入吸收式熱泵的吸收器和冷凝器吸收熱量后兩路工質合并，再次分為兩路，一路進入中溫回熱器，另一路進入中溫熱源加熱，兩路工質再次合并進入高溫回熱器，再進入高溫加熱器加熱至高溫后進入高壓透平膨脹做功。高壓透平排出的工質進入高溫再熱器加熱后進入低壓透平膨脹做功，低壓透平排出的工質依次經高溫回熱器、中溫回熱器、低溫回熱器回收余熱，最后進入預冷器冷卻，吸收式熱泵的蒸發器用于一部分工質的冷卻。

在吸收式熱泵中，中溫太陽能熱源加熱發生器的工質（溴化鋰-水）使制冷劑（水）蒸發，同時，剩下的濃溶液經溶液換熱器冷卻后，進入減壓閥再進入吸收器；制冷劑（水蒸氣）進入冷凝器液化并釋放熱量傳給CO2工質，制冷劑經節流閥節流膨脹進入負壓的蒸發器中，制冷劑（液態水）吸收CO2工質的低品位廢熱后氣化，再進入吸收器被溶液吸收，吸收反應釋放熱量傳給CO2工質，溶液泵將吸收器中的溶液輸入至溶液換熱器預熱，最后回到發生器。

2 系統熱力分析

采用Ebsilon熱力平衡計算軟件，建立圖1和圖2所示的超臨界CO2循環和吸收式熱泵的熱力學平衡狀態，對系統的效率進行計算分析。

假設高溫熱源為565℃的高溫熔鹽，中溫熱源為180℃的飽和蒸汽。

通過調整工質的流量分配，可使超臨界CO2循環達到滿足給定參數的熱力學平衡狀態，獲得熱效率計算所需參數的值。超臨界CO2循環參數和主設備性能參數見表1。超臨界CO2循環的工質總流量取400kg/s，循環的發電功率約為42.7MWe，高溫熱源的輸入熱量約為77.2MWth，中溫熱源的輸入熱量約為22.1MWth，低溫熱源的輸入熱量為21.8 MWth。

吸收式熱泵的參數對應于超臨界CO2循環進行匹配，吸收器的放熱溫度約為75℃，放熱量約為12.3MWth，冷凝器的平均放熱溫度約為100℃，放熱量約為9.5MWth。吸收式熱泵發生器的溫度約為177℃，吸收外部熱源的熱量約為13.4MWth。

超臨界CO2循環的發電效率（ηco2）為：

式中，Enet為凈發電功率，Qh為高溫加熱器熱功率，Qr為再熱器熱功率，Qm為中溫加熱器熱功率，Qab為吸收器熱功率，Qcon為冷凝器熱功率。

吸收式熱泵的制熱系數（COP）為：

表1 超臨界CO2循環參數

式中，Qgen為發生器熱功率。

集成系統的發電效率（ηint）為：

系統熱力分析結果見表2。

表2 系統熱力分析結果

3 經濟性分析

經濟性分析的思路是將本文的集成吸收式熱泵的超臨界CO2循環發電系統與目前采用汽輪發電機組的太陽能熱發電站進行對比，初步判斷兩者投資成本的高低。

本研究利用了CO2工質的大比熱區，將超臨界CO2循環的外部輸入熱量分為高溫和中溫兩部分。高溫太陽能熱可采用塔式、槽式、菲涅爾式等太陽能集熱系統，其獲取高溫熱量的投資成本高。對于中溫熱量，可降低集熱系統的成本。采用簡化的槽式、菲涅爾式聚光集熱系統，或低聚光比的集熱方式，甚至可以不用聚光，獲得200℃等級的熱量。通過吸收式熱泵的增熱作用可減少中溫集熱系統的規模，從而進一步減少中溫集熱器的投資成本。

目前采用汽輪發電機組的太陽能熱發電站，在溫度參數為550℃時，汽輪機組的發電效率約為41%[4]。對于相同的發電功率，本文所述的超臨界CO2循環與汽輪發電機組的對比結果見表3。

表3 系統熱力分析結果

本文介紹的超臨界CO2循環和汽輪發電機組太陽能熱發電站在硬件組成上的區別主要有兩個方面：一是動力島，分別采用超臨界CO2循環機組與汽輪機組，二是聚光集熱系統，前者引入了中溫熱量。由于動力島占電站總造價的比例較小，且超臨界CO2循環的成本優勢相對較小，所以忽略動力島對電站經濟性的影響。由此，高溫集熱系統和低溫集熱系統的設備成本差異決定了本文所述的超臨界CO2循環和汽輪發電機組太陽能熱發電站的經濟性的優劣。

假設高溫集熱系統的設備成本為￥Ch/MWth，中溫熱源系統（含吸收式熱泵）設備成本為￥Cm/MWth，則本文的超臨界CO2循環集熱系統的總成本（Ct-co2）為：

汽輪發電機組集熱系統的總成本（Ct-h2o）為：

根據我國首批20座太陽能熱發電示范電站的投資，可估算聚光集熱系統的設備投資。太陽能聚光集熱系統的成本約占整個電站投資成本的50%，示范電站平均單位造價約為￥30 000 000/MWe[1]，則太陽能聚光集熱系統成本約為￥15 000 000/MWe，扣除軟成本10%，設備成本約為￥13 500 000/MWe。按照動力循環的效率40%計算，則Ch≈5 400 000。對于200℃等級的中溫太陽能集熱系統，其設備成本（C200）有望大幅降低。取吸收式熱泵的成本（Chp）為￥500 000/MWth，可獲得Cm的表達式如下：

中溫熱源系統隨著中溫太陽能集熱系統成本的變化曲線，見圖3。當C200＜￥3 700 000/MW th時，有＜0.74。取C=￥2 000 000/MW th，則200Ct-h2o-Ct-co2=￥60 660 000。電站總的造價約為￥1 281 000 000，則電站的投資可減少5%。如果考慮到中溫儲熱設施的成本下降，則電站造價還將進一步消減。因此，本文的集成吸收式熱泵的超臨界CO2循環發電系統具有顯著的經濟性優勢，有利于提高系統整體的性價比。

圖3 中溫熱源系統與中溫太陽能集熱系統設備成本的關系

4 結論

本文提出的集成吸收式熱泵的超臨界CO2循環聚光太陽能熱發電系統將太陽能熱源分為高溫熱源和中溫熱源兩部分，并引入吸收式熱泵以進一步減少中溫熱源的容量。熱力分析表明，上述系統的發電效率低于現有的汽輪機組太陽能熱發電系統，但經濟性分析表明，上述系統的投資成本顯著降低。因此，集成吸收式熱泵的超臨界CO2循環聚光太陽能熱發電系統整體的性價比較高。