太阳能辅助燃煤发电系统的储热量优化研究

宋立信，田存仁，郭凌云，马 超

（广东大唐国际潮州发电有限责任公司，广东 潮州 515723）

0 引言

为了优化能源结构，实现节能减排，需要进一步扩大可再生能源的发电份额并提高能源的利用效率。太阳能辅助燃煤发电机组将聚光式集热技术收集的太阳能热引入燃煤机组预热给水，通过取代部分抽汽实现减少燃煤或增加发电功率的作用。该技术具有集成方案的多样性、发电输出的稳定性与电网需求的一致性，以及运行方式的灵活性等优点，也符合国内大力发展太阳能并降低其投资成本的需求。

太阳能与燃煤电厂互补发电系统方面的研究始于Eric Hu团队为代表的不少学者利用热力学第一定律和热力学第二定律从能量的“数量”和“品位”两个角度，对太阳能辅助燃煤系统进行了理论研究。通过引入㶲效率指标（Exergy Merit Index，EMI）来评价太阳能热㶲到电能的转化效率，通过研究明确了太阳能在互补发电系统的“辅助”地位[3]；所替代抽汽的压力越高，其互补发电系统增加的功率也越高[4]。华北电力大学的杨勇平教授团队[1-3]对互补发电系统动态模型及变工况特性做了诸多研究。通过模拟将太阳能热分别引入200MW～1000MW等多个不同容量的亚临界或超临界机组进行联合发电。结果表明，被引入的燃煤机组容量越大，太阳能的光热转化效率就会越高。中国科学院工程热物理研究所金红光团队利用热力学第二定律及能级理论对太阳能辅助燃煤互补发电系统进行了㶲分析和㶲损分析。针对太阳能中低温热利用研究方面，研究阐释了太阳能辅助燃煤互补发电系统优于纯太阳能机组的机理。

综上所述，用太阳能辅助燃煤发电并预热燃煤电厂给水是一种高效、经济的太阳能热利用方式。太阳能本身具有不稳定性、间歇性等特点，虽然储热系统的设置可以实现互补发电系统发电量的稳定输出，然而储热系统的设置会增加系统整体的投资成本。因此，本文将对光煤互补发电系统的蓄热量进行研究，探索光煤互补发电系统的蓄热机理，从而对系统的蓄热量进行研究。

1 太阳能辅助燃煤发电系统

目前的燃煤机组在朗肯循环的基础上，大多采用回热系统和再热系统来提高平均吸热温度和整个系统的热效率。图1是典型的槽式太阳能辅助燃煤发电的系统图，该系统主要由锅炉、汽轮机、给水加热器、发电机、凝汽器等部件构成。来自凝汽器的凝结水通过给水泵加压和若干级加热器预热后进入锅炉，随后在锅炉中吸收煤粉燃烧释放的热量产生高温高压蒸汽（也称主蒸汽）。主蒸汽在汽轮机高压缸膨胀做功，其中一部分主蒸汽被逐级抽取进入高压给水加热器预热给水，未被抽取的高压缸排汽（也称再热蒸汽）则再次进入锅炉再热。与主蒸汽类似，进入汽轮机中低压缸的再热蒸汽一部分被逐级抽取进入除氧器和低压给水加热器预热给水，剩余的部分则膨胀做功，其排汽则进入凝汽器冷却成为冷凝水，完成整个蒸汽循环过程。

槽式太阳能集热系统和油水换热器则是原燃煤机组经改造后新增的系统，其中，槽式太阳能集热系统主要由槽式太阳能集热场和储热系统构成。经过槽式太阳能集热场吸收的太阳能加热传热介质（通常用导热油），通过油水换热器加热部分给水，从而将太阳能热引入到燃煤机组，达到替代部分汽轮机抽汽量的作用，被“节省”的抽汽可以留在汽轮机继续做功，从而增加单位蒸汽量的做功量。当太阳能提供的热量超出燃煤机组所能接纳的范围时，多余的热量则被储能系统储存，以便在太阳能辐照不足时，为集热系统补充能量。

2 子系统建模

2.1 太阳能集热场子系统

LS-2型集热管效率的计算模型，如公式（1）所示。

图1 太阳能与燃煤电厂互补发电系统的示意图Fig.1 Diagram of complementary power generation system for solar and coal-fired power plants

式中：ηopt为光学效率；ηend为集热器的末端损失系数；IAM为太阳能入射角修正系数；ηshadow为遮挡系数；Gbn为法向直射辐照度（Direct Normal Irradiation，DNI），W/m2；θinc为入射角，°；Ac为太阳能集热场的采光面积，m2；ΔT为集热场平均温度与环境温度之差，℃。

2.2 汽轮机及回热子系统

如图1所示，互补发电系统的回热子系统是由典型的“三高、四低、一除氧”结构组成。太阳热的引入将导致汽轮机回热系统的流量发生变化，如公式（2）所示。

其中，和为汽室的门杆漏汽流量，kg/s；为轴封漏气流量，kg/s；τi为单位质量给水在第i级加热器的焓增，kJ/kg；qi为单位质量抽汽在第i级加热器的焓降，kJ/kg；γi为单位质量疏水在第i级加热器的焓降，kJ/kg；qA或qB为单位质量门杆漏汽在加热器的焓降，kJ/kg；qsgi为单位质量轴封漏气流量在加热器的焓降，kJ/kg。

2.3 评价指标

将互补发电系统年太阳能发电量与年太阳能投射辐射能作比，可得到太阳能年光电转化效率，用于表示互补发电系统平均光电转化水平，如公式（3）所示。

标准化平均发电成本，主要用于评估系统全寿命周期内的发电成本，即在全寿命周期内，每产生1kW·h的太阳能发电量所需的折合费用，如公式（4）所示[4,5]。

式中，CC为引入太阳能后新增加的费用，$；CRF为资本回收因子，如公式（5）所示；O&M为年维护与运行费用，$；r为折现率，%；D为电厂的预期寿命，年。

3 互补发电系统的储热量优化

本节将用模拟互补发电系统的年性能，从而优化太阳能的集热面积及蓄热量。

3.1 太阳能热输入对蒸汽流量的影响

图2展示了在不同负荷下，年太阳能热电转化效率随集热面积和蓄热量的变化。对于没有蓄热的互补发电系统而言，随着集热面积的增加，年太阳能热电转化效率先增后减，并存在最大值与最佳的集热面积。其主要的原因在于，随着集热面积的增加，更多高品位的高压抽汽被取代。因此，年太阳能光电转化效率起初会随着太阳能集热面积增加；但过多的集热面积也会导致越来越多的太阳能被舍弃，因而，年太阳能光电转化效率达到最高值时，会随着太阳能集热面积增加而下降。对于有蓄热系统的互补发电系统而言，集热面积增加时，年太阳能光电转化效率将保持不变，直到太阳能热输入过量。

3.2 太阳能热输入对蒸汽流量的影响

LCOE是衡量互补发电系统经济性非常重要的参数。表1显示了互补发电系统的主要部件的初投资。

图3展示了在不同负荷下，LCOE随集热面积和蓄热量的变化。从图中可以看出，每一条曲线都随着集热面积的增加而先减后增。因此，存在最佳的集热面积。对比不同的蓄热量，可以看出，0.5h蓄热量的最佳LCOE相比其他曲线要更低。因此，可以说明互补发电系统配置0.5h的蓄热量最优，所对应的集热面积和LCOE分别为：0.0629$/kWh和1.413×105m2（100%负荷）、0.0654$/kWh和9.42×104m2（75%负荷）以及0.0730$/kWh和5.89×104m2（50%负荷）。

图2 不同负荷下年太阳能热电转化效率随集热面积和蓄热量的变化Fig.2 Changes of solar thermal power conversion efficiency with heat collection area and heat storage in the next year under different loads

图3 不同负荷下LCOE随集热面积和蓄热量的变化Fig.3 Changes of LCOE with heat collection area and heat storage under different loads

表1 互补发电系统主要部件的初投资Table 1 Initial investment of main components of complementary power generation systems

4 结束语

本文以太阳能辅助燃煤发电系统为研究对象，对系统的主要子系统进行了模型建立，并对不同负荷下的互补发电系统进行了瞬态模型研究，基于年性能进行了蓄热量的优化研究。主要的结论如下：

1）随着集热面积的增加，没有储热系统的互补发电系统的年太阳能光电转化效率先增后减；带储热系统的互补发电系统的年太阳能光电转化效率保持不变，直到太阳能输入量过量。

2）适当的储热量可以提升互补发电系统的标准化发电成本，结果表明，可以说明互补发电系统配置0.5h的蓄热量最优，所对应的集热面积和LCOE分别为：0.0629$/kWh和1.413×105m2（100%负荷）、0.0654$/kWh和9.42×104m2（75%负荷）以及0.0730$/kWh和5.89×104m2（50%负荷）。