燃煤电站与太阳能集成系统的研究现状

张新宇

（东北电力大学，吉林 吉林 132012）

0 引言

随着社会经济的不断发展，我国已经从飞速发展型经济逐渐向绿色环保型经济转变。本文针对我国燃煤发电系统在能源结构改变和双碳理念背景下面临的理论和技术双重需求，整理并讨论现有的太阳能装置与燃煤机组集成的系统，使集成系统在提高能量转化效率的同时实现更低的污染物排放。

1 太阳能辅助燃煤机组汽水加热系统的集成方式

太阳能辅助燃煤发电是降低太阳能发电成本、提高太阳能发电效率的一项很有前景的技术。已有学者[1-3]提出利用太阳能辐射热量代替常规燃煤机组回热抽汽加热锅炉给水，并对具体火电机组进行相关热力性分析，结果表明该方式可提高发电厂发电效率。Popov[4]提出利用太阳辐射热量取代高、低压加热器以及取代高压加热器（以下简称“高加”）抽汽与部分省煤器2种方案加热给水，并利用THERMOFLEX软件分别对2种方案进行分析，证明取代高加抽汽与部分省煤器方案的经济性和可行性更好。周璐璐等[5]提出利用太阳能辅助燃煤机组的发电方式，分别将太阳能与机组回热系统、高压加热器和低压加热器并联，集成后的系统如图1—图3所示，并以600 MW超临界火电机组在设计工况下的运行参数为基准进行分析，通过以平准化能源成本LEC（levelized energy costs）和投资回收期作为评价指标的经济评价模型，对系统的经济性指标和相关热力性指标进行分析计算，得到3种方案均能有效节省煤耗和减少CO2排放，且太阳能并联在高压加热器方案的LEC远低于单纯太阳能热发电成本，回收期较短，在3种方案中的经济性最好。李元媛等[6]通过利用槽式太阳能集热器与真空管太阳能集热器取代与其温度水平相匹配的汽轮机抽汽加热给水，提出了一种新型分级式太阳能辅助燃煤发电系统，并在1 000 MW超超临界机组上进行相关热力性和经济性分析，最终得出，相较于单纯槽式太阳能辅助燃煤发电系统，新型燃煤互补发电系统热效率提高了1.52，太阳能净发电效率提高了10.26，煤耗率降低了7.58 g/（kW·h），验证了新型分级式太阳能辅助燃煤发电系统在节煤以及减少污染物排放等方面的优势。杨明也[7]以某600 MW超临界机组为研究对象，提出光煤耦合互补方案，并利用EBSILON Professional软件对互补改造后的系统建立模型，该系统采用塔式集热系统，通过节流阀的方式在汽轮机2号抽汽管路中引入光热蒸汽代替汽轮机抽汽加热给水，经过相关分析得到以发电功率不变且节省煤耗的节能型方案与增加发电功率且能维持稳定生产的增发型方案。

图1 太阳能与燃煤机组给水集成系统图

图3 太阳能与燃煤机组低加集成系统图

由于电力负荷和太阳能的波动，集成系统实际运行过程优化意义重大。刘洪涛[8]利用太阳能光热资源与燃煤发电机组进行互补耦合，得到4种不同耦合方法，并以600 MW超临界机组为例，研究了在100、75和50负荷下，随第一级高压加热器中给水抽取比例从0增加到100，2股太阳能的最大耦合量及系统效率、煤耗率、太阳能发电效率等热力性能变化规律，建立了模型预测控制方法，研究了太阳辐照、电负荷波动影响下复杂能量系统的运行参数和能量调度优化方法，得到在标准控制方法下耦合系统与原燃煤电站相比，在典型日平均煤耗率降低的结论。Yan等[9]研究了槽式集热器与燃煤电厂集成系统的运行性能并分析了在不同太阳辐照强度下，在100至50负荷范围内，给水与槽式集热器系统不同比例下的运行特性，结果表明调整给水与槽式集热器系统的比率可以优化运行。Huang等[10]开发了一个太阳能辅助燃煤发电模型，研究不同容量太阳能辅助燃煤发电系统的能量和经济效益。结果表明，太阳能发电效率和节省的标准煤耗在太阳能镜场设计孔径面积范围达到峰值，但平准化能源成本和年太阳能发电效率在大于集热器设计面积的情况下达到最佳效果。Wang等[11]通过对各种具体的太阳能辅助燃煤发电系统集成方案进行建模和分析，结果表明，集成系统对太阳热的㶲促进作用主要取决于高温朗肯循环，集成系统的节煤能力不仅取决于太阳能局部集成的直接效益，还取决于以叠加方式整合对系统组件的整体影响。Huang等[12]将太阳能场的过剩能量储存至储热系统或连续预热给水，并分析了2种利用方式对集成电厂的技术经济性影响，分析表明，这2种措施都可以减少太阳能场余热排放，可以降低平准化能源成本，提高太阳能发电效率。Li等[13]研究了将太阳能集成到传统锅炉中的3种不同方案，结果表明，对于这些集成方案，锅炉效率和系统效率都会降低。然而，与传统燃煤电厂相比，3种集成方案的标准煤耗率均较低，综合考虑标准煤耗率和效率，利用太阳能加热过热蒸汽和过冷给水的方案是最佳的集成方案。

以往的研究很少关注太阳能辅助燃煤电厂在太阳辐照度波动情况下的系统性能情况。太阳能发电㶲效率在动态过程中波动剧烈，为了提高集成系统稳定性，Yan等建立了太阳能辅助燃煤电厂的动态分析和㶲分析模型，评估太阳能辅助燃煤电厂在由太阳辐射干扰引起的瞬态过程中的性能以及随后的系统调节。吕超凯[14]以某600 MW亚临界锅炉机组为研究对象，将其改造为富氧燃烧机组后分别与槽式、塔式太阳能系统耦合进行发电，既降低污染物的排放量，又降低了光照强度对光热发电的影响，同时提高了发电效率，降低了投资成本及煤耗，通过LEC与塔槽传递热量比值的研究发现，其发电成本不仅与抽汽量有关，还与塔、槽太阳能传递的热量有关。燃煤电厂的太阳能集成还存在的问题是在考虑锅炉安全问题时，实际实现的潜在太阳能贡献有限。Liu等[15]提出将抛物线槽和太阳能塔结合起来收集太阳能，然后将太阳能引入燃煤电厂的预热器和锅炉。在相同的投资条件下，这种太阳能技术的组合可以提供更多的太阳能㶲，减少对太阳能贡献的实际限制。

太阳能辅助燃煤机组汽水加热系统的集成方式的优点是利用了低品位能源，消纳了更多太阳能，提高了太阳能利用效率，降低了太阳能发电投资成本；其不足之处在于夜间无法利用太阳能且利用太阳能加热汽水时，要想使汽水参数与燃煤机组汽水参数相匹配，则需要对集成位置、集成方式以及太阳能集热场自身形式进行多方面考虑，增加了投资费用和运行维护难度。

2 太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统的集成方式

2.1 碳捕集

碳捕集是指将大型发电厂、钢铁厂、化工厂等排放源产生的二氧化碳收集起来，用各种方法储存以避免其排放到大气中，并且加以合理利用的一种技术。它包括二氧化碳捕集、运输、封存和使用，可以使单位发电碳排放减少85至90。其运行系统主要由烟气预处理系统、吸收系统、再生系统、压缩干燥系统、制冷液化系统等组成。

目前国际上应用于传统燃煤机组碳捕集的方法主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧捕集3种。现阶段采用乙醇胺溶液的燃烧后捕集技术发展较为成熟，其主要是利用以乙醇胺为主的富解液，通过汽轮机抽汽为其提供能量进行碳捕集。因此，随着碳捕集率的提高，汽轮机抽汽量势必增加，进而导致汽轮机效率降低，发电量减少，同时还会增加锅炉的燃煤量。在此情况下，引入太阳能替代汽轮机抽汽为碳捕集系统供能已然成为一种有效的减排措施。

2.2 太阳能用于燃煤机组碳捕集系统的研究现状

在燃煤发电站安装CO2捕集装置将减少温室气体排放，有助于改善全球气候。然而，这项技术的应用仍面临高能耗、高成本等许多障碍。

现阶段，针对燃煤机组碳捕集系统和太阳能的集成方案与热力性研究分析十分广泛。Zhai[16]等研究了安装碳捕集装置的1 000 MW燃煤电站与太阳能系统集成，设计并比较了2种不同的集成方案，发现太阳能辅助燃煤电站高压给水加热方案比太阳能辅助燃煤电站碳捕集系统产生的电力更少，但能量利用更有效。赵文升等[17]以600 MW超临界机组为研究对象，利用太阳能代替中压缸抽汽为碳捕集系统供能，并与常规燃煤机组碳捕集系统比较，得出在碳捕集率为85，日照辐射强度为500 W/m2且其他参数相同的情况下，太阳能碳捕集系统的热效率约为43，相较于传统燃煤碳捕集系统的热效率提升了约5。赵苗苗[18]提出利用槽式太阳能集热场收集热量代替汽轮机高压抽汽弥补部分碳捕集单元再生能耗和直接利用槽式太阳能收集热量为碳捕集系统供能，若能量不足，再由汽轮机抽汽提供2种集成方案，之后其通过Aspen Plus软件对2种集成方案进行模型构建，利用EBSILON Professional软件将2种方案与常规燃煤机组碳捕集方案进行分析，得出2种集成方案均可补偿燃煤机组采用碳捕集系统后降低的功率，且2种集成方案均可提高太阳能集热场热效率。郭石琪[19]以某660 MW二次再热机组为研究对象，利用太阳能系统与燃煤机组集成，得出集成后系统热力性能均获得提高的结论，其中利用太阳能系统加热回热系统凝结水，同时利用中压缸排汽为碳捕集系统供能时机组热经济性提高最为明显，其系统如图4所示。高凯旋[20]指出燃煤机组中采用二次再热冷段再热汽对碳捕集系统供热，机组的循环热效率达到最高，同时二氧化碳排放率达到最低，为122.06 g/（kW·h），且发电标准煤耗率及热耗率最低，在此基础上又提出3种集成方案，得出锅炉的㶲损在机组中最大，占整机㶲损的90以上，同时㶲效率最低。引入太阳能集热场之后，太阳能集热场的㶲效率最低，㶲损是除锅炉之外最大的。为了解中高温太阳能辅助富氧燃烧机组的集成性能，张智羽[21]基于“能量梯级利用”原理构建了塔式太阳能与富氧燃烧机组的集成模型，又根据热力学分析法、太阳能贡献度分析法提出了一种中高温太阳能与富氧燃烧机组集成方案的最优集成方案，之后以富氧燃煤机组为对象，以氧气浓度、过量空气系数等参数为影响因素，得出了单个运行因素对机组热力特性的动态影响，后基于正交试验法、响应曲面法，以锅炉热效率、供电标准煤耗、机组净效率、CO2捕集成本等指标为评价标准，通过研究揭示了机组能耗与多个影响因素之间的关系。姜锦涛等[22]通过对比研究，确立了一种新型太阳能辅助燃煤机组碳捕集发电系统，并对集成系统进行热力性分析和㶲分析，分析了变工况对于集成系统的影响，得出随着主蒸汽压力降低，锅炉燃煤㶲和二次再热㶲对于集成系统的影响逐渐升高，一次再热㶲对于集成系统的影响逐渐降低；随着主蒸汽温度的升高，锅炉燃煤㶲对于集成系统的影响逐渐升高，一、二次再热对于集成系统的影响逐渐降低，提高负荷有利于提高一、二次再热对集成系统的影响和碳捕集与封存压缩余热对再沸器的贡献。为了减少碳捕集系统消耗汽轮机抽汽，提高发电效率，董志坚[23]利用有机朗肯循环回收再沸器冷凝水余热和CO2压缩过程余热对碳捕集系统供能，提出利用中压缸排汽为再沸器提供热量、利用有机朗肯循环系统回收再沸器的余热及利用CO2压缩余热和太阳能为再沸器提供热量3种集成方案，并通过Ebsilon过程仿真软件对3种方案进行了分析，得出3种方案均可改善系统热力性能，并且当CO2压缩余热与太阳能集热器提供热量占比达到一定值时，集成系统的热经济性最优。

图4 太阳能辅助燃煤机组碳捕集集成系统图

太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统的优点是利用太阳能代替汽轮机抽汽为碳捕集提供能量，利用了太阳能提供热量，使汽轮机做功增加，发电效率提高；不足之处在于太阳能具有不稳定、不连续的特点，当太阳能无法为碳捕集提供充足能量时，仍需燃煤机组对碳捕集进行补偿，这就使系统复杂程度大大提高，增加了系统的投资费用和运行维护难度。

3 太阳能储热系统与燃煤机组的集成方式

3.1 熔盐储热装置

熔盐具有高温稳定性好、蒸汽压力范围宽、扩散能力和储热能力强等优点，因此被广泛应用于能源领域。被广泛应用的储热材料Solar Salt熔融盐其成分为60NaNO3和40KNO3[24]。该熔融盐具有低腐蚀性、低成本、热容大等优点，可以满足常规燃煤电站的高参数需求，因此，Solar Salt目前已被广泛应用于传热介质和储热材料中。采用双罐熔盐储热装置，其工作原理为：当储罐工作时，290 ℃的冷熔盐从冷罐经冷熔盐泵输送到太阳能集热塔中吸热升温至585 ℃，然后高温熔盐进入热罐储存起来，当有需求或者满足输出条件时，从热罐经热熔盐泵输送至耦合系统各换热站，经换热后熔盐温度降到290 ℃，最终冷熔盐回到冷罐，循环使用。

3.2 与燃煤电站耦合的太阳能—熔盐储热系统

为了提高塔式太阳能电站的发电效率，消纳更多的太阳能，同时降低燃煤电站能耗，王惠杰等[25]将配有熔盐储热装置的塔式太阳能光热系统与燃煤机组集成，并对集成系统进行仿真模拟，得出在锅炉75额定负荷下，太阳能光热系统可额外承担5～15的换热负荷，使机组在80～90额定负荷下工作，同时使机组煤耗率降低约10，采用熔盐储热装置后，集成系统在85额定负荷下稳定运行时间延长约33，集成后的系统如图5所示。

图5 塔式太阳能光热系统与燃煤机组集成系统图

许同川[26]以槽式太阳能熔盐光热电站为研究对象，通过分析其在不同设计点、镜场布置、镜场面积、储热时长等参数对于该电站的影响，得出不同设计点、镜场布置、镜场面积、储热时长对于电站发电量、发电成本等指标的影响呈一定规律的结论，以某电厂为研究对象，其在设计点为800 W/m2、镜场面积为1 006 848 m2、储热时长为12 h、槽式聚光器采用东西向布置时，电站的经济性达到最优，与原电站相比，年发电量增加2 199.8万（kW·h），度电成本降低约6。徐文韬[27]在某350 MW机组上引入储热装置，构建集成系统模型并进行仿真计算，分析了太阳能侧影响集成系统热经济性的因素以及维持太阳能集热器出口循环工质温度恒定的方法，结果表明，集成系统可降低热耗率、汽耗率、标准煤耗率等指标。通过模拟出热管中流体换热与储热介质在罐内温度场分布，得出在约束条件范围内，出热管的径高比为5/8.5时，热罐储热量达到最大。Li等[28]研究了太阳能储热辅助燃煤发电系统在100负荷、75负荷和50负荷下不同天数的性能，探讨了锅炉在不同电厂负荷下所能吸收的最大太阳能功率，结果表明，随着太阳能输入量的增加，锅炉效率、系统整体效率以及太阳能热电转换效率呈下降趋势。Li等通过引入太阳能再热器，提出了一种新型的太阳能塔辅助燃煤发电系统。在该系统中，利用太阳能熔盐储热对中压汽轮机排汽进行再热，改善了再热循环的运行参数。Serrano-Sanchez等[29]提出一种燃煤发电厂与太阳能储热结合的混合电站，并评估了混合电站在不同运行条件下的热力性和经济可行性，结果表明，由于添加了太阳能，拟建的混合电站可以减少4.6的燃料消耗量和污染物排放量。然而，由于购买的设备成本较高，使得搭建运营混合电站的成本要高于燃煤电厂。

太阳能熔盐储热装置与燃煤机组集成系统的优点是通过引入熔盐储热装置，将太阳能以热能形式进行储存，一定程度上解决了太阳能不连续、不稳定的特点，同时可消纳更多太阳能，集成系统在燃煤机组进行调峰时，可通过热罐对机组进行一定程度的补偿；不足之处在于系统加入储热罐之后，成本增加，运行维护难度增大。

4 结论与展望

以上科学研究在理论层面上，通过利用不同方案将太阳能光热系统和燃煤机组进行集成，在降低能源消耗和污染物排放方面均取得了一定成效，为燃煤电站的高效清洁利用以及与太阳能集成提供了参考，同时解决了太阳能光热发电不稳定的问题。为了真正做到集成系统的实际应用，对上述集成系统的后续研究将围绕集成系统基于流量和温度控制的动态分析、动态优化展开，最终实现高响应度的动态运行。在技术层面，通过深入挖掘太阳能光热系统与燃煤发电系统的集成形式，提高太阳能系统的发电效率、燃煤机组变工况下运行的稳定性以及燃煤机组消纳太阳能的能力，降低燃煤机组的煤耗率以及污染物排放量，为未来燃煤机组实现深度调峰以及大范围消纳太阳能提供依据，后续还可针对大型燃煤机组消纳太阳能的多方式耦合、不同工况下利用太阳能补偿燃煤机组性能、进一步实现燃煤电站高效清洁运行开展研究，为我国能源可持续发展做出贡献。

基于太阳能光热与燃煤电站的集成系统的设计与实现涉及多方面的理论、方法和技术，本文提到的集成系统在实际应用中仍存在许多问题，需要不断积累和完善。除此之外，太阳能与燃煤机组的集成仍存在其他的可能方式，如：

a）利用太阳能辅助系统中的余热干燥燃煤机组的入炉燃料，通过储存干燥的燃料在一定程度上能解决太阳能弃能利用问题。

b）对燃煤机组中其他的CO2捕集系统而言，太阳能辅助系统可为其提供反应所需能量，减少碳捕集系统能耗，如对于干碳酸盐法CO2捕集系统，太阳能可用于提供吸附剂再生所需的全部或部分热量，从而取代汽轮机回路的抽汽，提高整个系统的能量效率。

c）在对CO2进行压缩处理时，也能通过额外布置有机朗肯循环或热泵回收系统余热并加以利用，改善热力系统的经济性并提高机组运行的灵活性。

d）由于太阳能具有不稳定特点，通过储热形式在燃煤电站进行调峰时对机组运行进行一定程度的补偿，同时可消纳更多的太阳能并提高机组运行的灵活性。