太陽能輔助燃煤發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性分析

宋鵬飛， 周璐璐， 徐志成， 王啟揚(yáng)， 李亮光

(1. 東南大學(xué) 能源與環(huán)境學(xué)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(yè)新能源有限公司， 南京 211106)

我國長期以來的能源結(jié)構(gòu)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(jié)能減排壓力，必須做出相應(yīng)舉措[1]。太陽能是公認(rèn)的清潔能源，受到越來越多的關(guān)注和重視，但是太陽能能量密度低的特點(diǎn)限制了太陽能熱利用技術(shù)的發(fā)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(shù)成熟的燃煤電站兩者優(yōu)勢互補(bǔ)，既可以減少燃煤電站的煤炭消耗，改善其對環(huán)境的污染，又能增加發(fā)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(fā)電系統(tǒng)是滿足我國目前大規(guī)模開發(fā)利用太陽能同時實(shí)現(xiàn)火電機(jī)組大幅度節(jié)能減排的能源新技術(shù)[2]。

筆者分析了槽式太陽能集熱場與燃煤機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)的三種集成方式，并對三種方式集成前后的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行計算，旨在找到一種最經(jīng)濟(jì)的方案。

1 集成方案

1.1 太陽能集熱場與高壓加熱器并聯(lián)

部分工質(zhì)自4號除氧器引出至太陽能集熱場，另一部分按原路經(jīng)回?zé)嵯到y(tǒng)被加熱，兩部分工質(zhì)被加熱至相同參數(shù)后混合進(jìn)入鍋爐，系統(tǒng)圖見圖1。

圖1 太陽能集熱場與高壓加熱器并聯(lián)

1.2 太陽能集熱場與1號～2號高壓加熱器并聯(lián)

部分工質(zhì)從2號加熱器入口被引至太陽能集熱場，另一部分經(jīng)原路由回?zé)嵯到y(tǒng)加熱，兩部分工質(zhì)被加熱至相同參數(shù)后混合進(jìn)入鍋爐，系統(tǒng)圖見圖2。

圖2 集熱場與1號～2號加熱器并聯(lián)

1.3 太陽能集熱場與1號高壓加熱器并聯(lián)

部分工質(zhì)從1號加熱器入口被引至太陽能集熱場，另一部分經(jīng)原路由回?zé)嵯到y(tǒng)加熱，兩部分工質(zhì)被加熱至相同參數(shù)后混合進(jìn)入鍋爐，系統(tǒng)圖見圖3。

圖3 集熱場與1號加熱器并聯(lián)

2 經(jīng)濟(jì)評價模型

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

(1)

式中：I為總初投資，元；a為固定費(fèi)率，是與設(shè)備利率、壽命、保險、管理、折舊等有關(guān)的系數(shù)，P為債務(wù)利率，取1%，Kd為年度保險率，取8%，n為太陽能集熱設(shè)備的使用壽命，取25 a；Com為運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，元；Cf為節(jié)省煤的費(fèi)用，元；E為太陽能集熱場輸出功率，kW；t為年發(fā)電時長，取2 100 h。

3 計算與分析

3.1 火電機(jī)組

筆者選取某電廠670 MW超臨界火電機(jī)組為例，機(jī)組型號為N670-24.2/566/566，以其在100%THA(熱耗率驗(yàn)收工況)下的參數(shù)為基準(zhǔn)。汽輪機(jī)采用單軸、三缸、四排汽、抽汽凝汽式、一次中間再熱設(shè)計。該機(jī)組有8級回?zé)岢槠o水加熱系統(tǒng)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(gòu)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(tǒng)進(jìn)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(zhì)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(jī)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(jī)組的主要參數(shù)(見表1)。

表1 火電機(jī)組的主要參數(shù)

由表1的計算結(jié)果可知：三種集成方案均提高了機(jī)組的輸出功率。因?yàn)樵谶M(jìn)汽量及進(jìn)汽參數(shù)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(huán)做功出力；同時，其他參數(shù)如絕對內(nèi)效率、全廠熱效率、標(biāo)準(zhǔn)煤耗、全廠熱耗率等相比原機(jī)組都有不同程度的改善，方案一熱經(jīng)濟(jì)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(dǎo)熱油走管程，給水走殼程。導(dǎo)熱油的質(zhì)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(cè)進(jìn)口的溫度為184.3 ℃、比焓為797.4 kJ/kg；方案二的換熱器水側(cè)進(jìn)口的溫度為209.1 ℃、比焓為905.3 kJ/kg；方案三的換熱器水側(cè)進(jìn)口的溫度為251.2 ℃、比焓為1 093.9 kJ/kg。三種方案換熱器水側(cè)出口的溫度均為274.5 ℃、比焓均為1 203.0 kJ/kg。根據(jù)文獻(xiàn)[12]中的方法，計算出三種方案的換熱參數(shù)(見表2)。

表2 換熱參數(shù)

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(xué)效率約為0.75。導(dǎo)熱油選用Syltherm 800液態(tài)導(dǎo)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(nèi)的物性變化規(guī)律為[14]：

cp=1 107.798+1.708T

(2)

ρ=1 105.702-0.415 349 5T

(3)

系統(tǒng)選擇銀川(北緯38.47°、東經(jīng)106.32°)的氣象數(shù)據(jù)進(jìn)行計算，以該地區(qū)某時刻為設(shè)計點(diǎn)，太陽直射輻射強(qiáng)度IDNI為900 W/m2, 不考慮風(fēng)速、環(huán)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(shù)經(jīng)濟(jì)分析

4.1 投資成本分析

根據(jù)國內(nèi)及當(dāng)?shù)厥袌鰞r格，槽式太陽能集熱場的總投資估算費(fèi)用見表3[15]。

表3 集熱場總投資估算表

假設(shè)運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用占總投資的2%[16]，標(biāo)煤價格取550元/t。根據(jù)當(dāng)?shù)貧庀髷?shù)據(jù)，年日照時長取為2 100 h。根據(jù)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(jié)約的標(biāo)煤費(fèi)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(jīng)濟(jì)性最好，為最佳方案，低于單純太陽能熱發(fā)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(qū)不同輻射強(qiáng)度全年輻照時長h

由表4得到在不同地區(qū)的三種方案的ELEC(見表5)。

表5 不同地區(qū)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(qiáng)度不同的地區(qū)，方案三的成本均為最低，經(jīng)濟(jì)性最好。此外，三個地區(qū)的輻照情況不同，每種方案的成本也不一樣，北京地區(qū)最高，銀川地區(qū)次之，拉薩地區(qū)最低。對于太陽能資源不豐富的北京地區(qū)并不適合太陽能輔助燃煤機(jī)組發(fā)電；而銀川與拉薩太陽能資源豐富的地區(qū)適用該種形式，在拉薩地區(qū)達(dá)到最低價0.47元/(kW·h)。

4.3 導(dǎo)熱油出口溫度對成本的影響

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

圖4 ELEC、導(dǎo)熱油流速與導(dǎo)熱油出口溫度的關(guān)系

從圖4可以看出：隨著導(dǎo)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(dǎo)熱油流速由1.98 m/s減小至0.42 m/s。當(dāng)集熱管導(dǎo)熱油入口溫度一定時，為了使ELEC較小，在一定溫度范圍內(nèi)，可以選擇兩個出口溫度：對于較低的出口溫度，導(dǎo)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(dǎo)熱油流速較小，但導(dǎo)熱油溫度高，需對管道實(shí)施更好的保溫措施。因此，應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況，結(jié)合導(dǎo)熱油的溫度與流速進(jìn)行綜合分析比較。

5 結(jié)語

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

(1) 三種方案都提高了機(jī)組的輸出功率，并且都降低了熱耗率、標(biāo)準(zhǔn)煤耗以及全廠熱耗率。方案一最有利于熱經(jīng)濟(jì)性的提高。

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

(3) 將拉薩、銀川和北京三個地區(qū)對比，方案三的ELEC均為最低，其中拉薩地區(qū)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(dǎo)熱油入口溫度一定時，隨著導(dǎo)熱油出口溫度的增加，ELEC先增大后減小，而且導(dǎo)熱油流速逐漸減小。隨著社會對能源問題的廣泛關(guān)注，太陽能聯(lián)合火電機(jī)組運(yùn)行系統(tǒng)具有廣闊的前景。