50 MW等级塔式熔盐光热电站汽轮机热力系统研究

张皓宇，蔡小燕，杨红霞

(1. 海军驻上海704所军事代表室，上海 200031； 2. 上海汽轮机厂有限公司，上海 200240)

光热发电技术通过“聚集”太阳能的高温热能加热工质，再通过传统的热力循环将热能转化为机械能驱动发电机发电。光热发电技术从20世纪80年代开始迈入商业化，至今已经有近40年的历史，在全球电力供应结构中的比例也在逐渐增加。截至2017年底，全球光热发电建成装机容量达5 133 MW[1]，比2016年增加2.3%。

我国光热发电行业起步较晚，处于商业化规模前期。截至2017年底，我国光热发电累计装机容量仅29.3 MW[1]。2016年9月，国家为了推动我国光热发电技术的产业化发展，组织专家评审后确定了第一批太阳能光热发电示范项目名单，并确定了光热标杆电价。国家公布的第一批光热示范项目主要有塔式、槽式、线性菲涅尔三种技术路线，包括9个塔式电站、7个槽式电站及4个线性菲涅尔电站[2]，功率等级主要有50 MW及100 MW。

在整个光热发电系统中，汽轮机是光热电站发电系统中的关键设备，用来实现热能和机械能的转换。因光照具有昼夜交替、频繁变化的特点，所以光热电站中的汽轮机对可靠性、经济性要求很高。国内外的供货商主要有上海汽轮机厂、杭州汽轮机股份有限公司(杭汽)、东方汽轮机有限公司(东汽)、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司(哈汽)、Siemens、GE、MANTURBO等。据CSP中国光热发电权威媒体商务平台报道，整个光热电站当中，汽轮机的投资占总投资的5%左右[3]，汽轮机效率每提高10%，成本电价就将下降9%，所以提高汽轮机实际循环热效率可以非常有效地提高投资收益。

目前国内对塔式熔盐光热电站的汽轮机热力系统及其优化，还少有文献进行阐述。本文基于玉门鑫能光热项目，介绍塔式熔盐光热电站的工作原理，并采用上海汽轮机厂自主研发的热力计算软件进行热力系统优化，进一步降低汽轮机侧的热耗，旨在推动我国塔式熔盐光热发电技术的发展。

1 工作原理

截至2016年底，我国10 MW等级的塔式熔盐光热机组仅有中控青海德令哈和首航节能敦煌两个项目投入商业运行[4]。2016年国家公布的光热电站示范项目中50 MW等级塔式熔盐光热项目有5个，见表1，其中中控青海德令哈的50 MW等级的塔式熔盐光热机组在2018年底并网发电。

表1 第一批50 MW塔式熔盐光热示范项目

塔式熔盐光热发电系统，主要由定日镜系统、吸热系统、蒸汽发生系统、发电系统4部分组成。高温熔盐具有“使用温度高、热稳定性高、比热容高、对流传热系数高、黏度低、饱和蒸汽压低、价格低”的优势，因此吸热系统中采用高温熔盐作为储热及换热介质[5]。

该系统工作流程为：定日镜系统实时跟踪太阳，将太阳光聚集到一个装在塔顶的吸热器上，吸热器收集辐射能，并将其转化为熔融盐的高温热能，高温熔融盐通过管道传递至蒸汽发生器，产生高温蒸汽，推动常规汽轮机进行膨胀做功，然后带动发电机发电[4]。其工作原理图见图1。

图1 塔式熔盐光热电站示意图

玉门鑫能项目的定日镜系统采用的是二次反射太阳能光热发电技术，建设15个发电集热模块，并配置9 h的熔盐储能系统。

2 汽轮机热力系统及性能评价指标

玉门鑫能项目的50 MW汽轮机为一次中间再热、单轴、双缸单排汽、空冷、凝汽式汽轮机，进汽参数为14 MPa、540 ℃、540 ℃，排汽压力为8 kPa，给水温度为260 ℃，回热系统配置3台高加、1台除氧器、3台低加、外置式蒸汽冷却器、0号高加。

2.1 原则性热力系统图

为了追求极致性能，玉门鑫能项目的汽轮机总体为高压缸和中低压缸的双缸、单排汽方案。高压缸通流部分采用高转速反动式设计，高转速6 000 r/min可以降低转子直径、提高叶片高度，降低叶片端部损失，提高高压缸效率。关于50 MW等级的光热机组，国外厂家如Siemens、MANTURBO、Alstom也有采用高压缸高转速方案。

高压缸通过齿轮箱和发电机连接，总体布置方式及三维模型见图2和图3。

图2 总体布置图

图3 玉门鑫能项目三维模型图

由蒸汽发生器出来的主蒸汽进入高压缸做功，排汽进入蒸汽发生器的再热器与熔盐进行换热后，再进入中低压缸进行做功，中低压缸的排汽进入空冷岛凝结成水后，经过凝结水泵升压后进入各级回热加热器，加热后再进入蒸汽发生器。其中，回热系统中配置0号高加，保证低负荷工况下的给水温度满足一定要求。0号高加的蒸汽可以来自蒸汽发生器的饱和汽或主蒸汽，也可以来自汽轮机的级内抽汽。原则性热力系统图见图4。

图4 原则性热力系统图

2.2 性能指标计算

目前国内大型发电机组均基于热力学第一定律来评估汽轮机侧性能，主要的热经济性指标有汽耗、热耗、煤耗等。本文采用如下公式计算汽轮机侧的热耗来进行热经济性评估。

汽轮机侧的热耗q0计算公式如下：

q0=[(D0×h0+D0g×h0g-Dgs×hgs)+

(Drz×hrz-Dlz×hlz)]/Pe

(1)

式中：q0为汽轮机侧热耗，kJ/(kW·h)；Pe为发电机侧轴端功率；D0为进入汽轮机的蒸汽流量，t/h；D0g为进入0号高加的蒸汽流量，t/h，若0号高加未投入或汽源为级内抽汽，则流量为0；Dgs为给水流量，t/h；Drz为热再蒸汽流量，t/h；Dlz为冷再蒸汽流量，t/h；h0为进入汽轮机的蒸汽焓值，kJ/kg；h0g为进入0号高加的蒸汽焓值，kJ/kg；hgs为给水焓值，kJ/kg；hrz为热再蒸汽焓值，kJ/kg；hlz为冷再蒸汽焓值，kJ/kg。

3 热力系统参数优化

根据热力学原理，提高进汽参数、降低排汽参数、增加回热级数均有利于提高汽轮机侧的热经济性。下文基于玉门鑫能项目，采用2.2节的热耗公式计算不同进汽压力、进汽温度、排气压力、回热配置的汽轮机侧热耗，然后与玉门鑫能项目的汽轮机侧热耗进行对比，从而得出优化方向。

3.1 蒸汽温度

据文献[5-6]介绍，目前较为成熟的熔融盐为Solar salt，其组成为质量分数60%NaNO3和40%的KNO3，其分解温度为600 ℃，凝固温度为220 ℃，推荐的最高工作温度为565 ℃。目前玉门鑫能项目夏季进汽温度可至545 ℃，上海电气总包的迪拜项目中的塔式光热机组的蒸汽温度已经提高至553 ℃。

由文献[7]可知，蒸汽温度提高不仅可以提高循环效率，还因过热度增大，蒸汽比容增大，可以提高高压通流效率；再热温度的提高，有利于排汽干度的提高，减少低压缸的排汽湿汽损失，提高机组的热经济性。图5是针对50 MW塔式熔盐光热机组的主蒸汽温度及再热温度与热耗变化曲线，从图5可以看出，主蒸汽温度和再热温度均提高10 ℃，汽轮机侧的热耗将会降低约45 kJ/(kW·h)。

图5 蒸汽温度-热耗变化曲线

若后续可以将主蒸汽温度进一步提高至565 ℃，甚至更高，就可以进一步降低热耗，但这对汽轮机的外缸、内缸、转子、阀门等部套的材料选型提出了更高要求，并且会影响定日镜系统、蒸汽发生系统的成本。

3.2 主蒸汽压力

当主蒸汽温度、排汽压力一定时，在一定范围内提高主蒸汽压力将能够提高机组循环热效率。当主蒸汽压力提高至某一极限值，进口容积流量减少以及排汽湿度的增加将导致通流效率明显下降，该极限值随着进汽温度的提高而增大，当主蒸汽温度为400 ℃时，其极限压力为20 MPa[7]。国内塔式熔盐光热机组的进汽压力均处于超高压进汽压力范围，上海电气总包的迪拜项目中的塔式光热机组的进汽压力已经提高至亚临界17 MPa。图6是针对50 MW塔式熔盐光热机组在不同主蒸汽压力下的热耗变化曲线。

图6 主蒸汽压力-热耗变化曲线

从图6可知，主蒸汽压力提高1 MPa，汽轮机侧热耗降低约40 kJ/(kW·h)，若主蒸汽压力从14 MPa提高至17 MPa，汽轮机侧热耗将会降低约120 kJ/(kW·h)。但主蒸汽压力的提高，会使得蒸发系统、熔盐系统、汽轮机系统的承压设备、管道的厚度增加，增加钢材耗资，厂用电也会因此增加。

3.3 排汽压力

光热项目不存在场地受限的情况，国内外大多数光热电站均考虑轴向排汽。经过分析，汽轮机采用轴向排汽能够明显降低排汽损失，使机组效率提高0.25%～0.5%。目前国内的5个50 MW塔式熔盐光热电站均采用轴向排汽。

我国太阳能资源较为丰富且易于利用的地区主要集中在西北地区，一般风沙较大、干旱缺水，所以一般选择空冷凝汽器，排汽压力为8 kPa。排汽压力与热耗变化曲线见图7。

图7 排汽压力-热耗变化曲线

背压进一步降低，有利于汽轮机侧热耗的降低。如图7所示，背压排汽压力降低1 kPa，热耗能降低30～40 kJ/(kW·h)，但会导致空冷岛造价及厂用电增加。所以汽轮机的排汽压力需要从整个电站工程角度，采取技术经济分析方法，以投资、运行费用、电厂综合收益最经济原则确定汽轮机机组的排汽压力。

3.4 回热级数

由文献[7]可知，现代热力发电厂均采用给水回热系统来提高整厂循环热效率，光热发电机组也采用给水回热系统来提高机组的热循环效率。而且回热系统级数的增加可以明显增加机组的热经济性。

如上文所述，塔式熔盐光热发电机组的储热介质及换热介质均为熔融盐，温度低于240 ℃时将会发生结晶，凝固温度为220 ℃[4]，所以在电站运行过程当中，一定要防止熔盐凝固导致停机检修，避免造成经济损失。所以工程上需要保证与熔融盐换热的给水温度为245～260 ℃。

针对塔式熔盐光热电站，国外制造商Siemens、GE、MANTURBO均配置2台高加、1台除氧器、3台低加。上海汽轮机厂为进一步追求极致性能，为玉门鑫能项目配置了3台高加、1台除氧器、3台低加，及外置式蒸汽冷却器。据分析，50 MW塔式熔盐光热机组，若多配置1级高加及外置式蒸汽冷却器，能够降低汽轮机侧热耗35 kJ/(kW·h)左右。

太阳能光热发电项目，具有昼夜交替的特点，由于储热时间有限，夜晚需要长期低负荷运行。按照常规火电回热系统的设计，此时给水温度会有所降低。但是给水温度过低会导致熔融盐的凝固，带来运行上的麻烦。为了在低负荷时维持给水温度，机组均配置0号高加。

4 结 论

本文结合国内外光热发电技术的发展状况，介绍了我国第一批50 MW塔式熔盐光热示范电站项目的进展动态，介绍了塔式熔盐光热发电机组的工作原理。同时以玉门鑫能50 MW塔式熔盐光热机组为例，介绍了其汽轮机热力系统方案、总体布置方式，并对主要蒸汽参数、回热系统进行了优化分析，可以得出以下结论：

1)针对50 MW等级塔式熔盐光热机组，为了进一步提高性能，采用双缸方案，且因进汽容积流量较小，可以采用高压缸高转速的设计方案，降低叶片端损，以进一步提高汽轮机的缸效率。

2)塔式熔盐光热机组的蒸汽温度、主蒸汽压力均有进一步提高的空间，蒸汽温度可以提高至553 ℃，主蒸汽压力可以提高至亚临界17 MPa。若后续熔盐侧允许，则可以提高至更高参数。蒸汽温度、主蒸汽压力的提高可以明显降低汽轮机侧的热耗，但也会带来材料的升级、钢材消耗的增加，以及镜场、蒸汽发生系统投资的增加。

3)国内外50 MW等级塔式熔盐光热机组大多数采用空气来冷却排汽，机组为轴向排汽，排汽压力的进一步降低可以明显降低汽轮机侧的热耗，但也会增加空冷岛侧的投资。

4)回热系统大多数为“2高1除3低”或“3高1除3低”，还可以配置外置式蒸汽冷却器来进一步提高机组性能。给水温度为245～260 ℃。经过对比分析，相比于“2高1除氧3低”，多配置1级高加及外置式蒸汽冷却器，能够降低汽轮机侧热耗35 kJ/(kW·h)左右。因熔盐具有较低的凝固温度，在汽轮机低负荷运行时，需要配置0号高加来进一步加热高加的出口水温。