太阳能辅助燃煤发电系统经济性分析

宋鹏飞， 周璐璐， 徐志成， 王启扬， 李亮光

(1. 东南大学 能源与环境学院， 南京210096； 2. 南京南瑞太阳能科技有限公司， 南京 210018；3. 南京嘉业新能源有限公司， 南京 211106)

我国长期以来的能源结构都是以煤为主，而火电厂作为耗煤和CO2排放大户面临较大的节能减排压力，必须做出相应举措[1]。太阳能是公认的清洁能源，受到越来越多的关注和重视，但是太阳能能量密度低的特点限制了太阳能热利用技术的发展。将太阳能作为燃煤电站的辅助能源，使可再生能源太阳能与技术成熟的燃煤电站两者优势互补，既可以减少燃煤电站的煤炭消耗，改善其对环境的污染，又能增加发电功率，缓解用电高峰时期的电力短缺。因此，太阳能辅助燃煤发电系统是满足我国目前大规模开发利用太阳能同时实现火电机组大幅度节能减排的能源新技术[2]。

笔者分析了槽式太阳能集热场与燃煤机组回热系统的三种集成方式，并对三种方式集成前后的经济性进行计算，旨在找到一种最经济的方案。

1 集成方案

1.1 太阳能集热场与高压加热器并联

部分工质自4号除氧器引出至太阳能集热场，另一部分按原路经回热系统被加热，两部分工质被加热至相同参数后混合进入锅炉，系统图见图1。

图1 太阳能集热场与高压加热器并联

1.2 太阳能集热场与1号～2号高压加热器并联

部分工质从2号加热器入口被引至太阳能集热场，另一部分经原路由回热系统加热，两部分工质被加热至相同参数后混合进入锅炉，系统图见图2。

图2 集热场与1号～2号加热器并联

1.3 太阳能集热场与1号高压加热器并联

部分工质从1号加热器入口被引至太阳能集热场，另一部分经原路由回热系统加热，两部分工质被加热至相同参数后混合进入锅炉，系统图见图3。

图3 集热场与1号加热器并联

2 经济评价模型

太阳能发电成本(ELEC)是对一个太阳能热发电站各项成本和装置效率之间进行综合考虑的指标，笔者以此作为评价指标，其计算公式为[10-11]：

(1)

式中：I为总初投资，元；a为固定费率，是与设备利率、寿命、保险、管理、折旧等有关的系数，P为债务利率，取1%，Kd为年度保险率，取8%，n为太阳能集热设备的使用寿命，取25 a；Com为运行维护费用，元；Cf为节省煤的费用，元；E为太阳能集热场输出功率，kW；t为年发电时长，取2 100 h。

3 计算与分析

3.1 火电机组

笔者选取某电厂670 MW超临界火电机组为例，机组型号为N670-24.2/566/566，以其在100%THA(热耗率验收工况)下的参数为基准。汽轮机采用单轴、三缸、四排汽、抽汽凝汽式、一次中间再热设计。该机组有8级回热抽汽，给水加热系统由3台高压加热器(1号～3号)、一台除氧器(4号)以及4台低压加热器(5号～8号)构成，3台高压加热器的疏水逐级自流至除氧器，4台低压加热器的疏水逐级自流至凝汽器热井。除氧器为混合式加热器，高、低压加热器均为表面式加热器。用热平衡法对系统进行计算时忽略了管道及加热器的热损失和抽气过程的漏气。

由热平衡图可以得到主蒸汽质量流量为1 860 892 kg/h、压力p0为24.2 MPa、温度t0为566 ℃，再热蒸汽的压力prh为3.764 MPa、温度trh为566 ℃，汽轮机排汽的压力为0.004 6 MPa、比焓为2 319.4 kJ/kg。

笔者将5%的给水流量引至太阳能集热场，得到不同集成方案下的火电机组的主要参数(见表1)。

表1 火电机组的主要参数

由表1的计算结果可知：三种集成方案均提高了机组的输出功率。因为在进汽量及进汽参数不变的情况下，太阳能加热部分锅炉给水减少了抽汽量，从而增加了通流部分的蒸汽流量，提高了循环做功出力；同时，其他参数如绝对内效率、全厂热效率、标准煤耗、全厂热耗率等相比原机组都有不同程度的改善，方案一热经济性的提高最显著。

3.2 换热器

油水换热器选用管壳式换热器，导热油走管程，给水走壳程。导热油的质量流量为200 kg/s，假定油水换热器效能为0.7。方案一的换热器水侧进口的温度为184.3 ℃、比焓为797.4 kJ/kg；方案二的换热器水侧进口的温度为209.1 ℃、比焓为905.3 kJ/kg；方案三的换热器水侧进口的温度为251.2 ℃、比焓为1 093.9 kJ/kg。三种方案换热器水侧出口的温度均为274.5 ℃、比焓均为1 203.0 kJ/kg。根据文献[12]中的方法，计算出三种方案的换热参数(见表2)。

表2 换热参数

3.3 太阳能集热场

对于槽式集热场，太阳能聚光集热器选用EuroTrough ET150[13]，其长度为148.5 m，开口宽度为5.77 m，集热面积为817.5 m2，集热器的光学效率约为0.75。导热油选用Syltherm 800液态导热油，其中比定压热容cp(J/(kg·K))、密度ρ(kg/m3)在T=373.15～673.15 K内的物性变化规律为[14]：

cp=1 107.798+1.708T

(2)

ρ=1 105.702-0.415 349 5T

(3)

系统选择银川(北纬38.47°、东经106.32°)的气象数据进行计算，以该地区某时刻为设计点，太阳直射辐射强度IDNI为900 W/m2, 不考虑风速、环境温度和压力等因素影响，集热面积A约为[15]:

(4)

式中：Qmax为最大换热功率，kW；η为集热效率，取0.7；QHCL为集热损失，取27 W/m2。计算可得三种方案所需的集热场面积分别为24 835 m2、18 229 m2和6 680 m2。

4 技术经济分析

4.1 投资成本分析

根据国内及当地市场价格，槽式太阳能集热场的总投资估算费用见表3[15]。

表3 集热场总投资估算表

假设运行维护费用占总投资的2%[16]，标煤价格取550元/t。根据当地气象数据，年日照时长取为2 100 h。根据表1得到三种方案的太阳能集热场输出功率分别为5031.133 3 kW、4 054.389 9 kW和1 513.559 2 kW；节约的标煤费用分别为166.32万元、134.03万元和50.03万元。

由式(4)得到三种方案的ELEC分别为0.72 元/(kW·h)、0.64元/(kW·h)和0.62元/(kW·h)，三种方案均降低了煤耗。综合来看，方案三的经济性最好，为最佳方案，低于单纯太阳能热发电方式的成本0.92元/(kW·h)[16]。如果考虑二氧化碳减排收益，那么ELEC会更小。

4.2 辐射条件对成本的影响

笔者选取拉萨、银川和北京为研究对象，三地的辐射情况见表4[17]。

表4 不同地区不同辐射强度全年辐照时长h

由表4得到在不同地区的三种方案的ELEC(见表5)。

表5 不同地区的ELEC元/(kW·h)

由表5可以看出：对于拉萨、银川和北京三个太阳辐射强度不同的地区，方案三的成本均为最低，经济性最好。此外，三个地区的辐照情况不同，每种方案的成本也不一样，北京地区最高，银川地区次之，拉萨地区最低。对于太阳能资源不丰富的北京地区并不适合太阳能辅助燃煤机组发电；而银川与拉萨太阳能资源丰富的地区适用该种形式，在拉萨地区达到最低价0.47元/(kW·h)。

4.3 导热油出口温度对成本的影响

选择银川地区的气象参数，以太阳能集热场与高压加热器段并联为例，抽取5%的给水引至太阳能集热场，且导热油仍选用Syltherm 800液态导热油，将太阳能集热场导热油入口温度定为270 ℃，得到ELEC、导热油流速与导热油出口温度的关系(见图4)。

图4 ELEC、导热油流速与导热油出口温度的关系

从图4可以看出：随着导热油出口温度的增加，ELEC由300 ℃时的0.46元/(kW·h)逐渐增大至340 ℃时的0.67元/(kW·h)，再逐渐减小至400 ℃时的0.49元/(kW·h)，导热油流速由1.98 m/s减小至0.42 m/s。当集热管导热油入口温度一定时，为了使ELEC较小，在一定温度范围内，可以选择两个出口温度：对于较低的出口温度，导热油流速较大，对于管道的承压有更高要求；对于较高的出口温度，导热油流速较小，但导热油温度高，需对管道实施更好的保温措施。因此，应根据实际情况，结合导热油的温度与流速进行综合分析比较。

5 结语

笔者以670 MW超临界火电机组为例，选取银川地区的辐射条件，就槽式太阳能集热场与火电机组的三种集成方案进行分析，并得出以下结论：

(1) 三种方案都提高了机组的输出功率，并且都降低了热耗率、标准煤耗以及全厂热耗率。方案一最有利于热经济性的提高。

(2) 对于经济性分析，方案三的ELEC最低，为0.62元/(kW·h)，经济性最好，低于单纯太阳能热发电的0.92元/(kW·h)。

(3) 将拉萨、银川和北京三个地区对比，方案三的ELEC均为最低，其中拉萨地区最低为0.47元/(kW·h)，并且每种方案的ELEC逐渐增大,可见太阳能辐照条件是影响ELEC的重要因素。

(4) 在集热场导热油入口温度一定时，随着导热油出口温度的增加，ELEC先增大后减小，而且导热油流速逐渐减小。随着社会对能源问题的广泛关注，太阳能联合火电机组运行系统具有广阔的前景。