太陽能熱與燃煤電站互補發電技術綜述

侯宏娟，張 楠，丁澤宇

(1.華北電力大學 新能源電力系統國家重點實驗室，北京 102206；2.國家電投集團電站運營技術(北京)有限公司，北京 102209；3.國網能源研究院有限公司，北京 102200)

0 引 言

能源消耗帶來的環境問題日益嚴重，在此背景下，可再生能源發電技術快速發展[1]，太陽能光熱發電技術因功率輸出穩定、調峰性能良好等優點而備受關注[2]。但由于光熱發電需配置大規模儲熱，發電成本居高不下[3]。當前光熱電站與燃煤機組均為朗肯循環[4]，將二者集成可共用一套汽輪機系統，具有一定可行性。我國西部地區太陽能資源和煤炭資源豐富，因此從地域分布看將燃煤機組與光熱系統集成吻合性良好[5]。與純太陽能熱發電系統相比，太陽能熱與燃煤機組互補集成系統可降低初投資及發電成本；與燃煤機組相比，可減小燃煤量和CO2排放，促進火電機組節能減碳[6-7]。自20世紀70年代，ZOSCHAK等[8]首次提出太陽能輔助燃煤發電系統(SAPG)的概念后，多位學者針對該技術展開深入探索，包括系統集成方案、系統熱力性能研究、系統運行控制策略分析以及系統經濟性能分析等。

1 太陽能熱與燃煤機組發電集成方案

與燃煤機組互補集成的光熱系統主要為槽式和塔式。因二者太陽能集熱溫度不同，使其與燃煤機組的集成部位有所差別。

1.1 槽式SAPG系統集成方案

槽式光熱系統內的導熱工質一般為導熱油，工作溫度相對較低，最高溫度通常不超過400 ℃，因此槽式集熱場與燃煤機組的集成部位一般在燃煤機組的回熱系統側，即利用太陽能熱代替回熱抽汽加熱鍋爐給水。目前槽式SAPG系統的主要耦合方案如圖1所示。

1)耦合方案1：槽式太陽能替代回熱抽汽加熱鍋爐給水[9-10]。該耦合方案中用槽式太陽集熱場代替回熱抽汽加熱鍋爐給水，給水泵給水一部分被攜帶太陽能的導熱油加熱至所需溫度，另一部分給水進入高壓加熱器，由高壓加熱器抽汽加熱至所需溫度，最后2股給水在高壓加熱器出口處匯合進入鍋爐參與后續循環。被替代的高壓加熱器抽汽返回汽輪機繼續做功，因此在汽輪機組輸出功率不變的情況下，可節省燃煤機組煤量。

2)耦合方案2：槽式太陽能加熱鍋爐給水[11]。給水經高壓加熱器抽汽加熱后，進入集熱場繼續被太陽能加熱，而后從集熱場中流出進入鍋爐參與后續循環。在該集成方式中，進入鍋爐內的給水溫度相比原燃煤機組有所提高，而鍋爐出口蒸汽參數不變，節約了一定煤量。該集成方案優點為：結構相對簡單，除槽式太陽集熱系統和燃煤發電系統連接部分外，系統其他部分均保持原有結構。然而由于進入鍋爐內的給水參數發生變化，因此對鍋爐效率產生一定影響。除上述2個方案外，槽式SAPG系統還有其他耦合方案，均相似，故不再贅述。

圖1 槽式SAPG系統集成方案1和2系統示意Fig.1 System diagram of trough type SAPG system integration schemes 1 and 2

1.2 塔式SAPG系統集成方案

塔式光熱系統集熱場內的導熱工質一般為熔融鹽，熔融鹽工作溫度較高(600 ℃左右)，因此塔式集熱場與燃煤機組的集成方案較多，包括塔式太陽能加熱再熱蒸汽(替代全部/部分鍋爐再熱器)、替代回熱抽汽加熱鍋爐給水或幾種耦合方式組合等，具體為：

1)耦合方案1：塔式太陽能熱替代高溫回熱抽汽加熱給水[11]。該方案與槽式集熱場耦合方案1相似，區別在于集熱場類型由槽式變為塔式(圖2)。

2)耦合方案2：塔式太陽能熱加熱鍋爐給水[11]。該耦合方式與槽式太陽能耦合方案2類似，利用鹽-水換熱器將太陽能熱傳遞至鍋爐給水，吸收熱量后的給水進入鍋爐省煤器和過熱器吸收熱量達到所需溫度(圖2)。

圖2 塔式SAPG系統集成方案1和2系統示意Fig.2 System diagram of tower type SAPG system integration schemes 1 and 2

3)耦合方案3：塔式太陽能加熱再熱蒸汽和鍋爐給水[12]。該耦合系統中，太陽能熱首先用于加熱再熱冷端的蒸汽，蒸汽從高壓缸流出后進入集熱場的鹽/蒸汽換熱器內，被攜帶太陽能的熔融鹽加熱，而后進入再熱器繼續吸熱直至達到所需參數。從鹽/蒸汽換熱器流出的熔融鹽(溫度較低)進入鹽/水換熱器中，用于加熱高壓加熱器出口的給水，給水被太陽能加熱后進入鍋爐參與后續循環(圖3)。

圖3 塔式SAPG系統集成方案3和4系統示意Fig.3 System diagram of tower type SAPG system integration schemes 3 and 4

4)耦合方案4：塔式太陽能加熱再熱蒸汽并替代高壓加熱器回熱抽汽[13]。該耦合方案與塔式耦合方案3類似，即將太陽能熱分成高低溫2部分，分別加熱再熱蒸汽和鍋爐給水。二者區別在于該耦合方式中，一段或多段高壓加熱器回熱抽汽被太陽能部分或全部取代，被替代的高壓加熱器抽汽可在汽輪機內繼續做功，在主蒸汽流量不變的情況下，增加電站發電量(圖3)。

SAPG系統集成方案較多，不局限于上述幾種。總體來看，選取方案主要遵循3個原則：① 系統簡單，減少對燃煤機組系統的改造；② 提升SAPG系統的熱力性能和經濟性能；③ 滿足提升系統調峰能力等特殊需求。

2 太陽能熱與燃煤機組發電系統技術

2.1 系統性能

熱力性能是反映系統優劣的重要指標，SAPG系統熱力性能主要從系統靜態性能和動態性能2方面分析。

總體來看，研究系統靜態性能時，多側重于SAPG系統與純光熱電站之間的性能比較、不同SAPG集成方案下系統的性能差異以及SAPG系統的耦合機理及能量相互影響關系等方面。

目前針對SAPG系統研究中，動態性能研究成果相比靜態性能較少。閻秦[32]搭建了槽式集熱器的動態模型，并以太陽能互補200 MW燃煤機組為例，對氣象條件變化下系統的動態性能展開研究。侯宏娟等[33]利用Transys軟件平臺構建了槽式SAPG系統的動態模型，對太陽能直射輻射強度發生突變時的系統動態性能展開模擬。呂培鑫等[34]同樣在Transys平臺上搭建了SAPG系統的動態模型，假設鍋爐和汽輪機效率不變的前提下對系統進行動態性能分析。黃暢[35]在STAR-90仿真平臺上搭建了較完善的SAPG系統動態模型，探究太陽輻照瞬態變化對系統運行安全性的影響。ZHANG等[36-37]通過STAR-90系統構建槽式SAPG系統的動態模型，通過制定合理的運行策略仿真模擬了典型日工況下，SAPG系統主要運行參數隨太陽輻照實時變化的響應規律，并對集熱場的啟停時機進行優化。目前關于系統動態性能研究多集中在氣象條件變化時，對SAPG系統運行的安全性與穩定性分析。

2.2 太陽能貢獻度評價方法

太陽能貢獻度通常用SAPG系統中太陽能發電功率表征，確定系統中太陽能的貢獻度是關鍵。目前，計算太陽能貢獻度的方法主要有熱量比例分配法[38]、抽汽做功能力法、熱經濟成本法[11]和太陽能貢獻度解析算法[39]等。

SAPG功率系統分為功率不變型和功率增大型2種。在抽汽做功能力法中，對于功率不變型的SAPG系統，對比與光熱系統集成前后的燃煤機組煤耗量變化，將SAPG系統中燃煤機組煤耗量減少值歸功于光熱系統，從而算出太陽能的貢獻度。對于功率增大型SAPG系統，對比與光熱系統集成前后系統總發電功率變化，將SAPG系統中增加的發電功率歸功于光熱系統，從而算出太陽能的貢獻度。

熱量比例分配算法中，將SAPG系統中太陽能的輸入熱量和煤燃燒的放熱量看成等效熱量，利用太陽能熱量在SAPG系統中工質吸收的總熱量占比計算太陽能貢獻度。該方法優點是計算較簡單，但未對太陽能熱量和煤燃燒熱量品位進行區分，因此無法精確算出系統中太陽能貢獻度，結果偏大。

太陽能貢獻度解析法和熱經濟成本法不僅考慮能量品位，還兼顧了太陽熱能在系統中的不等價特性，是2種相對準確的太陽能貢獻度計算方法。

3 太陽能熱與燃煤機組發電系統經濟性分析

經濟性是系統實用價值的重要體現，SAPG系統經濟性能相關研究較多。楊勇平等[40]以300 MW槽式SAPG系統為研究對象，對其經濟性進行研究，結果表明，系統發電成本約0.66元/kWh。崔映紅等[41]對比分析了不同耦合模式的SAPG系統經濟性能，討論了集熱場與不同容量燃煤機組的受熱面集成時，系統運行經濟性差異。毛劍[42]通過優化集熱器工作溫度，獲得系統能源平均成本隨太陽直射輻射強度和換熱溫差的函數關系，以內部收益率、總投資收益率為目標，對不同運行工況下系統經濟效益進行敏感性分析。李少寧等[43]以初投資/節煤比為評價指標，對比分析了太陽能取代不同部位回熱抽汽集成方案的經濟性，結果表明：被取代的回熱抽汽參數越高，系統投資/節煤比越大，經濟效益越好。ZHAO等[44]提出了鏡場面積相對節省率這一指標，對不同容量SAPG系統進行經濟性分析，結果發現，在相同太陽能發電量下，與單純光熱電站相比，SAPG系統的鏡場面積低于純光熱電站。綜上所述，SAPG系統光熱系統側的經濟性優于純光熱電站。

4 SAPG系統工程應用與發展趨勢

4.1 SAPG系統工程應用

現階段SAPG技術研究多集中于理論階段，實際工程相對較少，且已建成的電站多分布于國外，全球范圍部分SAPG電站建設情況見表1。2010年，全球首座Xcel光煤互補電站在美國科羅拉多州建成，該電站集熱場為8列150 m的槽式集熱系統，集熱場與49 MW燃煤機組集成[45]。2012年，澳大利亞Nova1光煤互補電站完成調式，其中集熱場容量為9.3 MW，采用菲涅爾式技術路線[46]。澳大利亞的Kogan Creek Solar Boost同樣采用菲涅爾式技術，但其光熱系統容量達44 MW[47]。2019年7月，印度國家電力公司在北方邦的達德里發電廠建設了全球首個商業運行的光煤互補電站，其中集熱場為33 000 m2的菲涅爾式鏡場[45]。我國境內光煤互補電站實際工程較少，首個項目“大唐天威嘉峪關光煤互補項目”于2011年動工，2014年完成系統工程建設，該項目光熱系統容量為1.5 MW，采用槽式導熱油技術，由于多種原因，目前該項目已停止運營[48]。2015年，位于山西國金的1 MW塔式光熱系統集成350 MW燃煤機組項目，由東方鍋爐廠設計完成，該項目是我國第1個塔式光煤互補發電實際工程項目[49]。

表1 全球部分SAPG電站

4.2 未來發展方向

1)為解決大規模新能源電力的消納問題，電網運行中需充分釋放各類發電電源的調峰能力。SAPG系統中，燃煤機組和光熱系統均具有較好的調峰性能，將二者以適當方式耦合，在相應運行策略下，利用光熱系統中的蓄熱裝置與燃煤機組聯動運行，提高燃煤機組的調峰深度及負荷跟蹤速率，是未來SAPG系統的主要研究方向之一。

2)目前針對SAPG技術研究多集中于電力能源供應，雖部分文獻涉及系統熱電聯供探索，如DING等[50]構建了新型太陽能與供熱機組耦合模型，通過引入太陽能實現供熱機組的熱電解耦，提升了供熱機組側的調峰能力，但關于SAPG系統冷/熱電聯供技術的研究仍較少。在SAPG系統中，燃煤機組側可提供品質較高的蒸汽用以工業制冷/熱或供汽，光熱系統側可提供品質相對較低的熱水/蒸汽用于居民供暖。研究SAPG系統的冷熱電聯供技術，可大幅提升系統的能源利用率，是未來發展方向之一。

5 結語及展望

SAPG技術作為多能互補的重要利用形式之一，應用前景廣闊。本文著重介紹了目前SAPG技術的發展現狀，包括系統集成方案、熱力性能研究、經濟性能研究、太陽能貢獻度等，并對未來發展趨勢進行分析。與燃煤機組集成的太陽能集熱場分為槽式和塔式技術2種。因集熱場換熱工質的工作溫度不同，槽式SAPG系統的集成部位多集中于回熱抽汽側，塔式SAPG系統的集成部位既可在回熱抽汽側，也可在鍋爐側。目前SPAG電站的實際工程較少，針對SAPG系統的探索多集中于理論研究。研究表明，SAPG系統的熱力性能和經濟性能均優于純光熱機組，在眾多太陽能貢獻度計算方法中，太陽能貢獻度解析算法和熱經濟成本法計算較準確。

通過合理的集成方式，利用光熱系統提升燃煤機組的深度調峰能力，降低太陽能熱發電成本，可能成為SPAG技術未來的發展方向之一；挖掘SAPG系統的熱電聯供技術，提高系統能源利用率，也將成為SAPG技術的重點研究課題之一。