热槽式太阳能辅助燃煤热发电系统的热经济性分析

热槽式太阳能辅助燃煤热发电系统的热经济性分析

0太阳能系统热发电发电技术中国长期以来的能源结构主要是煤炭。作为一个大型的煤炭和二氧化碳排放大国，火电站面临着巨大的节能和排放压力。中国需要采取适当的措施来解决这个问题。燃煤电厂通过改变参数、提高机组容量等内部措施实现节能减排的潜力有限,找到替代能源减少煤耗的外部方法已经成为一个深层次节能的发展方向。我国是个太阳能资源丰富的国家,利用太阳能进行发电能够解决化石能源短缺、环境污染等问题。目前,太阳能热发电主要有3种方式:槽式、塔式和碟式。本文选取商业化程度最高的槽式太阳能集热器作为研究对象。将槽式太阳能集热器集成于燃煤电厂后能够利用燃煤电厂的可调整性弥补太阳能的间歇性,在降低太阳能热发电风险的同时实现了多能源的互补利用,在减少燃煤消耗的同时不改变机组的发电量。近年来,太阳能系统热辅助燃煤热发电的方式受到国内外学者的广泛关注。Odeh等提出了太阳能系统集成于燃煤机组锅炉侧的3种方式,并分别分析了集成后的经济性。Patnode等建立了槽式太阳能热油集热模型,并用热力系统静态模型评价集热系数各参数的影响。崔映红等提出多种槽式太阳能集成燃煤机组方案,并对不同方案进行了热经济性分析。然而目前对于太阳能集成燃煤机组发电的研究主要集中在辅机侧和锅炉侧,对其节煤成本和CO2减排成本的研究较少,因此本文以热力学第一定律为基础,结合变热量等效焓降法建立集成方式的矩阵方程,对不同容量机组集成后的热经济性指标进行分析。1太阳能集热发电系统槽式太阳能热发电技术是目前成本最低,风险最小的技术,一般有两种方式:蒸汽直接产生系统和间接换热系统。前者的集热介质为水,产生的蒸汽参数最高可达10MPa/400℃;后者的集热介质一般为导热油等,无压力参数限制。本文采用的是蒸汽直接产生系统,将给水直接引入槽式太阳能集热器场进行加热,直到产生要求参数的蒸汽后引回原燃煤系统。图1是槽式太阳能辅助燃煤热发电系统,该集成方式具体为:从凝结水泵出口引出部分给水进入槽式太阳能集热器加热,直到产生的蒸汽达到某级加热器的抽汽参数时,再引入该级加热器汽侧,从而部分或全部替代该级加热器抽汽加热给水,排挤的抽汽则返回汽轮机做功。图1所示为集成于1号高加的方案,由于除氧器的特别功能,为了保证其正常工作,集成方案不考虑替代除氧器的抽汽,而与其余加热器集成时与此类似。2计算的热量2.1集热器加热系统为了计算该集成方式的节煤量,本文采用变热量等效热降法计算图1所示机组。由等效热降法可知,各级抽汽等效热降的公式为:再热热段以后:再热冷段及其以上:其中,i为回热加热器编号,r为加热器i后更低压力抽汽编号;如果i为汇集式加热器,则Ar=τr;如果i为疏水自流式加热器,则i以下直到(包括)汇集式加热器Ar=γr,而在汇集式加热器以下Ar=βrτr。对图1所示的系统图进行分析,写成矩阵方程:即:其中,[A]为n阶上三角形矩阵,n为加热器级数,该矩阵各元素为:当i>j时,aij=0;当i=j时,aij=qi;当i<j时,若第j级加热器接收第i级加热器疏水,则aij=γj,其余的aij=τj。[η]为抽汽效率矩阵;为抽汽焓降矩阵,如果抽汽在再热冷段及其以上,则,若在再热热段以后,则系统辅助成分做工损失∑∏包括给水泵损失功和辅汽损失功两部分,具体计算公式参见文献。因此,净等效热降为:由等效焓降理论分析可知,由凝结水泵出口引出一部分工质αj,经过槽式太阳能集热器加热后成为某级同等参数的蒸汽hj,全部替代该级蒸汽在加热器里加热给水,相当于蒸汽携带热量进机组,由于焓值与原抽汽相同,不产生疏水变化,则做功量增加ΔH1,即:对于再热之前的抽汽替代,会引起循环吸热量的变化,设再热焓增为σ,ΔQ=Δαzrσ,Δαzr公式见文献。另外,因凝结水量不变,则该种集成方式下的装置效率总的相对增加为:在未引入槽式太阳能集热器前,原机组耗煤量为:2.2pe及h系机组发电功率及运行时间模型在引入槽式太阳能集热器集成方案后,节煤量δb为:与此对应的有标煤节约成本bc、CO2减排量(CO2)m和CO2节约成本(CO2)c,方程为:其中,Pe和h分别为原机组发电功率及年运行时间,年运行时间取为5500h;mcp和mdp分别为标煤价格及CO2减排价格,分别取为662元/t及249元/t。3集成方式对小机组热经济性的影响以某350MW和600MW机组为例计算,两机组的回热系统都为“三高四低一除氧”。将该槽式集热器按上述集成方式分别作用于两个机组,假设集成后的主蒸汽流量不变,取代抽汽比例为βi,则取代抽汽份额αsi=βiαi,则由上述方程进行计算,若全部取代两机组各级抽汽,即βi=1时,得到结果如图2~图6所示。图2和图3是机组在集成槽式太阳能后,节煤量和装置效率相对提高值随着集成位置不同所得的变化关系,两图表明,当槽式太阳能集成到高加侧时节煤量要比集成到低加侧时高得多,这是因为替代高加侧的抽汽后,被排挤的蒸汽返回汽轮机做功,而高加侧的蒸汽品质要比低加侧高。槽式太阳能集热器集成于1号高加时,机组的热经济性最好,350MW机组能节煤16.65g/(kW·h),600MW机组能节煤13.76g/(kW·h),装置效率相对提高值分别为0.056和0.045。光从这两个热经济性指标来评价的话,350MW机组集成后的热经济性要更好,这是因为,600MW机组的参数更高、容量更大,使得其热力过程较为完善,原热经济性较高,导致其集成后的节能潜力没有350MW机组那么明显。而由图4~图6的3个热经济性指标可知,600MW机组在集成后的节煤成本、CO2减排量、CO2减排成本最高分别为3006万元/年、111250t/年、2770万元/年,350MW机组在集成后的节煤成本、CO2减排量、CO2减排成本最高分别为2121.8万元/年、78525.6t/年、1955.3万元/年,因此,从这3个热经济性指标来看,600MW机组能节省更多成本,环保潜力更大,这是由于成本和减排量都涉及到了机组功率,在节煤量相差不多的情况下,600MW机组能体现出经济性的优势,同时也说明了高参数的大机组才是火电的发展方向,而小机组在不改变自身容量的情况下,集成槽式太阳能热发电是节能减排的解决办法。目前我国小机组较多,将槽式太阳能集热器按本文介绍的集成方式对小机组进行改造可以实现深层次的节能,因此有必要研究在不同的取代抽汽比例下,小机组热经济性的变化情况。以350MW机组为例,分别取βi=0.2、0.4、0.6、0.8和1.0,经计算可得该集成方式下的结果如图7所示。由图7可知,槽式太阳能集成于350MW机组后,随着取代抽汽比例的增加,集成机组的热经济性指标均有不同幅度增加,高加侧增加幅度大于低加侧,这是由于取代抽汽比例增加后,被排挤回汽轮机的抽汽就越多,做功也就越多,在机组功率不变的情况下,就会减少耗煤量,从而CO2排放指标也相应减少。在取代抽汽比例为1时(即该级抽汽为0),各项热经济性指标达到最大值。当取代抽汽比例一定时,槽式太阳能集成于高加侧的热经济性远高于集成于低加侧,这是因为高加侧抽汽品位较高,返回汽轮机后做功更多。以βi=0.6为例,高加侧的平均节煤量13.86g/(kW·h)远高于低加侧的平均节煤量3.4375g/(kW·h);高加侧的平均节煤成本1766.25万元/年远高于低加侧的平均节煤成本419.58万元/年;高加侧的平均CO2减排量65367.2t/年远高于低加侧的平均CO2减排量16212.1t/年;高加侧的平均CO2减排成本1627.6万元/年远高于低加侧的平均CO2减排成本403.7万元/年。因此,建议将槽式太阳能集热器作用于高加侧,而从3个高加侧进行对比可知,作用于1号高加时的热经济性指标最高,接下来是2号、3号。这是因为,虽然1号高加与2号高加抽汽量基本相同,但是1号高加的抽汽焓值较高,也就是蒸汽品位较高,所以1号热经济性指标优于2号,而3号高加抽汽虽然焓值较高,但是抽汽量少,所以低于1号、2号。由此看出,在槽式太阳能集热器作用于燃煤机组回热系统汽侧时,最优方案是作用在1号高加汽侧。4热经济性分析(1)将槽式太阳能集热器引入不同容量机组时,350MW机组在节煤量和装置效率相对提高值两个热经济性指标方面优于600MW机组,而在节煤成本、CO2减排量、CO2减排成本3个热经