300 MW超临界二氧化碳燃煤发电机组热经济性分析

白亚平, 杨伊琳, 李 鹏, 韩中合, 陈东旭, 郭董阳

(1.华北电力大学 河北省低碳高效发电技术重点实验室,河北保定 071003;2.华北电力大学 能源动力与机械工程学院,河北保定 071003)

近年来,我国全力推进能源结构转型,燃煤机组在电力结构中的比重逐年下降[1]。在当前技术条件下,传统燃煤发电机组发电效率的提高已经受限,开发更加先进高效的热力循环发电技术成为能源领域的重要课题[2],超临界二氧化碳(SCO2)布雷顿循环受到广泛关注[3-4]。与传统蒸汽朗肯循环相比,在高主汽温度下,SCO2循环的热效率更高[5]。此外,CO2腐蚀率低,更易突破高温材料的技术瓶颈[6]。综上,将SCO2循环与燃煤发电系统相结合的前景较好。

热力学评价[7]是一种最常见的热力系统评价方法,通常以循环热效率或效率作为评价指标。Li等[8]构建了300 MW的SCO2燃煤发电系统全局数值模型,并以热效率为指标进行评价。Mohammadi等[9]以效率为评价指标,得到了SCO2燃煤发电系统的节能潜力及内部损分布。Thanganadar等[10]以热效率为评价指标,对4种SCO2循环系统进行了对比分析,并将其与传统蒸汽朗肯循环系统进行比较。赵峰等[11]研究了60 MW级SCO2分流再压缩循环发电系统热力学参数对热效率和循环功率的影响,并进行了热力学参数优化。陈玮等[12]设计了50 MW级SCO2燃煤发电系统,研究了系统性能受透平入口参数的影响规律。左成艺等[13]研究了500 kW燃煤SCO2再压缩发电系统内各循环参数对循环热效率及分流系数的影响,并进行了参数优化。王兵兵等[14]分析了关键参数对预压缩和再压缩SCO2燃煤发电系统热效率的影响,得出了最佳预压缩压力和循环压比。

此外,经济性能也是评价热力系统的重要指标,通常以平准化度电成本(CLCOE)作为评价指标。Le Moullec[15]以投资成本和CLCOE为评价指标对SCO2燃煤电厂进行了分析评价,并进行了敏感性分析,研究表明系统成本变化受锅炉成本影响显著。Park等[16]基于CLCOE指标对SCO2燃煤发电系统的关键设备进行了评估。吕勇兴等[17]分析了回热器夹点温差对SCO2再压缩循环发电系统热经济性能的影响。王雪[18]构建了SCO2燃煤发电系统热力学和经济学计算模型,对系统进行了经济性评价,并对关键经济因素进行了敏感性分析。邓成刚等[2]对50 MW再压缩及再压缩再热SCO2燃煤发电系统进行了热经济性分析。

目前,研究人员大多采用单一指标对SCO2布雷顿循环系统进行评价和分析,关于多指标综合评价和分析的研究较少[19]。基于此,笔者以300 MW级SCO2燃煤发电系统为研究对象,分别建立部分冷却及部分冷却再热循环系统的热经济性模型,并采用Matlab软件进行参数计算和分析。以循环热效率、系统效率及平准化度电成本作为评价指标,分析2个系统在设计工况及不同参数下的热经济性能。

1 系统描述

1.1 系统结构

分别以部分冷却SCO2循环、部分冷却再热SCO2循环为基础,建立2个SCO2燃煤电厂系统模型,如图1和图2所示。

图1 部分冷却SCO2循环示意图

图2 部分冷却再热SCO2循环示意图

1.2 系统假设

通过Matlab调用REFPROP函数来确定CO2物性参数,数据来源于REFPROP软件调用NIST数据库。为便于计算,进行以下假设:整个系统处于稳态,净输出功率为300 MW;环境温度为25 ℃,环境压力为0.101 MPa;冷却水参数为 25 ℃/0.10 MPa,其压降忽略不计;系统对外的散热损失忽略不计,工质重力势能、动能改变对系统的影响忽略不计,压缩机、回热器等设备间的管道压损忽略不计;机组寿命为25 a,每年满负荷运行7 500 h[20];各设备之间的管道成本忽略不计。

2 数学模型

2.1 能量分析模型

2.1.1 压缩机和透平

基于假定的等熵效率计算工质出口参数[21]。压缩机出口工质实际比焓hout,c为

(1)

式中:hin,c为压缩机入口工质实际比焓,kJ/kg;hout0,c为压缩机出口工质的理想比焓,kJ/kg;ηis,c为压缩机等熵效率,%。

单位质量工质在主、再压缩机内耗功wc1和wc2分别为

wc1=(1-x)(hout,c-hin,c)

(2)

wc2=x(hout,c-hin,c)

(3)

式中:x为分流系数,定义为循环总质量流量中工质分流入再压缩机质量流量的占比[22]。

透平出口工质实际比焓hout,t为

hout,t=hin,t-(hout0,t-hin,t)ηis,t

(4)

式中:hin,t为透平入口工质实际比焓,kJ/kg;hout0,t为透平出口工质理想比焓,kJ/kg;ηis,t为透平等熵效率,%。

单位质量工质在透平内做功wt为

wt=hin,t-hout,t

(5)

2.1.2 换热设备

换热设备能量平衡关系满足以下约束:

Qe=qm,h,in(hh,in-hh,out)=qm,c,in(hc,in-hc,out)

(6)

式中:Qe为总换热量,kW;qm,h,in、qm,c,in分别为工质在热端和冷端的质量流量,kg/s;hh,in、hh,out分别为热端入口和出口比焓,kJ/kg;hc,in、hc,out分别为冷端入口和出口比焓,kJ/kg。

为防止在回热器内出现“夹点”问题,设高、低温回热器内最小换热温差为Δt,则满足以下约束关系式[23]:

th,out=tc,in+Δt

(7)

th,in-tc,out≥Δt

(8)

式中:th,in、th,out分别为回热器热端进、出口温度,K;tc,in、tc,out分别为冷端进、出口温度,K。

2.1.3 系统性能

单位质量工质在循环内的吸热量qb为

qb=(h1-h12)+(h3-h2)

(9)

式中:hi为状态点i的工质比焓,kJ/kg。

单位质量工质在循环内的净功wnet为

wnet=ηg×(wt-wc)

(10)

式中:ηg为发电机效率,%;wc为单位质量工质在压缩机内总耗功,kJ/kg。

系统循环热效率ηt为

ηt=wnet/qb

(11)

循环工质总质量流量qm,0为

qm,0=P/wnet

(12)

式中:P为SCO2循环系统的净输出功率,kW。

SCO2系统能量分析计算流程图如图3所示。其中,上标1、2、3、4分别代表再压缩、再压缩再热、部分冷却和部分冷却再热循环;虚线框表示再压缩循环以外的循环计算流程所需步骤;ti和pi分别为各状态点i下的工质温度和压力;LTR表示低温回热器;HTR表示高温回热器。

图3 SCO2系统能量计算流程图

ex,i=(hi-h0)-t0(si-s0)

(13)

式中:h0、s0分别为环境状态下的工质比焓和比熵,kJ/kg、kJ/(kg·K);t0为环境温度,K;si为状态点i的工质比熵,kJ/(kg·K)。

在假定的环境状态下,工质状态参数为:h0=505.85 kJ/kg,s0=2.74 kJ/(kg·K)。

(14)

式中:war(O)、war(A)、war(M)分别为燃煤收到基中氧、水和灰分的质量分数,%。

ex,f=q1·ξ

(15)

式中:q1为燃煤低位发热量,kJ/kg。

选取文献[12]中所用煤种,煤质分析见表1。

表1 所用煤种的煤质

ηex=P/(qm,Bex,f)

(16)

式中:qm,B为锅炉的输入燃煤量,kg/s。

2.3 经济性分析模型

选取平准化度电成本CLCOE作为SCO2燃煤发电系统的经济性评价指标。

CLCOE=(rCRFCTPC+CO&M)/P

(17)

(18)

CTPC=Cmain+Caux=Cb+Ccyc+Caux

(19)

CO&M=Ccoal+Cmaint+Clab+Cins+Cele

(20)

Ccyc=Ct+Cc+Cp+CTR+Cgen

(21)

式中:CTPC为机组初投资成本,美元;CO&M为系统运营维护成本,美元;rCRF为资金回收率;i为折现率,取值为8%;n为机组寿命,a;Cmain为发电系统成本,美元;Caux为辅助系统成本,美元;Cb为锅炉成本,美元;Ccyc为循环系统成本,美元;Ccoal、Cmaint、Clab、Cins、Cele分别为机组全生命周期内燃煤成本、维护成本、人力成本、保险成本和用电成本,美元;Ct、Cc、Cp、CTR、Cgen分别为透平、压缩机、预冷器、回热器和发电机的成本,美元。

对于锅炉、透平、压缩机、回热器和发电机,基于国家能源技术实验室(NETL)[25]的成本比例缩放估算建立模型,引入压力和温度修正系数fp和ft。

Cb=a·(Qhd/1 000)b·ft·fp

(22)

Ct=a·(Wt/1 000)b·ft·fp

(23)

Cc=a·(Wc/1 000)b·fp

(24)

CTR=a·(AR·1 000)b·ft·fp

(25)

Cgen=a·(We/1 000)b

(26)

式中:Qhd为锅炉输入热负荷,kW;Wt为透平总做功,kW;Wc为压缩机总耗功,kW;U为回热器传热系数,kW/(m2·K);AR为回热器面积,m2;We为循环做功,kW;a、b为拟合系数。

温度修正系数ft为

(27)

式中:c、d为拟合系数;ttop为组件各状态点的最高温度。

压力修正系数fp[21,26]为

(28)

式中:ptop为组件各状态点的最高压力。

对于预冷器,采用文献[27]中估算印刷电路板式换热器(PCHE)质量的成本计算方法。

(29)

式中:pprice,ss为不锈钢的价格,美元/kg;ρ为不锈钢的密度,取值为7.85 t/m3;rv,metal为预冷器中金属的体积占比,取值为0.564[27];λUA,PC为预冷器的热导率,kW/K;U为冷却水的传热系数,取值为400 W/m2;AV为PCHE的面积与体积比,m2/m3,通过线性拟合[23,28]得到。

AV=-1.626 9·ptop+1 463.8

(30)

SCO2燃煤发电机组的其他成本[20,23,29]计算方法如表2所示。其中,γPRF为现值因子,γPRF=1/(1+i)n;mcoal为第n年的煤耗,kg;Pcoal为煤价,美元/kg;Jcoal为燃料成本上升率,取值为6.6%;Jmaint=7.4%;Jlab=10%;Jins=10%。假设维护成本、人工成本、保险成本和用电成本在总投资成本中占比分别为1.5%、2%、1%和1%[30]。

表2 SCO2燃煤发电机组的其他成本计算公式

2.4 模型验证

对2个循环系统数学模型[8,31]进行准确性验证,如图4所示。

图4 循环系统数学模型的准确性验证

将部分冷却循环、部分冷却再热循环模型的主要工况参数分别设置为与文献[8]和文献[31]相同,得到2个循环下循环热效率随透平入口温度的变化曲线。部分冷却循环下循环热效率的平均误差为0.43%,部分冷却再热循环下循环热效率的平均误差为0.62%。上述误差均在合理范围内,温度模型合理可靠。

3 关键设计参数分析

以300 MW超临界SCO2机组为研究对象,分别建立2个不同循环布局发电系统数学模型,分别从热力学第一定律、热力学第二定律、经济性3个角度探究关键参数对机组的影响。系统关键热力学设计工况参数[31-33]见表3。

表3 系统关键热力学设计参数

3.1 设计工况

对于所研究的2个SCO2循环发电系统,在设计工况下,系统热力学及经济学性能指标见表4。由表4可以看出,相较于部分冷却循环,部分冷却再热循环下系统循环净功高1.92 kJ/kg,循环吸热量高1.95 kJ/kg,循环热效率高0.33个百分点,系统效率高0.35个百分点,机组初投资成本高2.6×106美元,但运营维护成本可节约6.38×106美元。

表4 不同系统设计工况下计算结果对比

图5为设计工况下2个SCO2循环发电机组各部分的成本比例。由图5可以看出,各部分成本在2个系统中所占比例基本相同,其中燃煤消耗成本占比最高,超过70%,发电系统成本约占12%,其他成本占比均较小。

(a) 部分冷却SCO2循环

进一步分析发电系统成本内各设备成本,计算结果见图6。由图6可以看出,相比其他设备,锅炉投资成本高得多,这主要是由于锅炉系统较为庞大,且需要配套烟气处理、空气预热、供煤等系统。相比部分冷却循环,部分冷却再热循环增加了一个透平做功,透平投资成本高出1.02×106美元;高温回热器成本高1.64×106美元,主要是由于高温回热器热导率升高。

图6 SCO2燃煤发电系统各设备成本

3.2 不同设计参数分析

3.2.1 主压缩机入口压力的影响

图7给出了主压缩机入口压力对2个SCO2循环系统热力、经济性能指标的影响规律。由图7(a)可以看出,循环热效率ηt和系统效率ηex随着主压缩机入口压力的增大先上升后下降,平准化度电成本CLCOE则是先降低后升高。这主要是由于入口压力的增大使得透平做功和压缩机耗功同时减小,存在最优的入口压力(7.8 MPa左右),使ηt和ηex达到最大,CLCOE达到最小。这主要是由于此时机组燃煤量达到最小,且燃煤消耗成本在机组总成本中占比很大,故CLCOE也达到最优值。

(a) 热力-经济分析

由图7(b)可以看出,随着主压缩机入口压力的增大,机组运营维护成本总是远高于初投资成本,这与设计工况分析结果一致。机组运营维护成本和初投资成本随入口压力的增大均呈先降低后升高的趋势。相较于初投资成本,运营维护成本变化范围更大,2个系统的热力性能和经济性能差异也很明显,且部分冷却再热循环系统具有明显优势。

3.2.2 主压缩机入口温度的影响

图8给出了主压缩机入口温度对2个SCO2循环系统热力性能和经济性能指标的影响规律。由图8(a)可以看出,循环热效率ηt和系统效率ηex随着主压缩机入口温度的增大逐渐降低,平准化度电成本CLCOE逐渐升高,但入口温度达到33 ℃后,CLCOE的变化趋势变缓。在SCO2超临界温度(31 ℃)附近,性能指标变化不明显,且热力性能和经济性能最佳。这主要是由于随着主压缩机入口温度的升高,高温工质使得压缩机耗功增加,ηt和ηex降低,CLCOE升高,但同时透平做功也增加。主压缩机入口温度从31 ℃增至39 ℃时,部分冷却循环下ηt降幅为3.96%,ηex降幅为3.44%,CLCOE增幅为0.005 4美元/(kW·h);部分冷却再热循环下ηt降幅为3.93%,ηex降幅为3.40%,CLCOE增幅为0.005 3美元/(kW·h)。

(a) 热力-经济分析

由图8(b)可以看出,随着主压缩机入口温度的增大,机组运营维护成本逐步升高,初投资成本先降低后升高再降低。CLCOE与CO&M变化的相似度较高,这说明CLCOE受CO&M的影响相对较大。机组初投资成本主要受回热器成本的影响,而回热器成本主要受回热器热导率的影响。随着主压缩机入口温度升高,在31 ℃附近,低温回热器吸热量急剧下降,导致其导热率降低,进而成本降低,CTPC也降低;温度为32～35 ℃时,回热器平均换热温差迅速下降,导致其导热率升高,进而成本升高,CTPC也升高;温度为36～39 ℃时,回热器吸热量下降,平均换热温差上升,导致导热率下降,进而成本降低,CTPC也降低。部分冷却再热循环下CO&M较低,但CTPC较高,这主要是由于循环内增加了1个透平做功后,透平投资成本变高,且回热器成本也变高,导致CTPC增加。

3.2.3 透平入口温度的影响

图9给出了透平入口温度对2个SCO2循环系统热力性能和经济性能指标的影响规律。

(a) 热力-经济分析

由图9(a)可以看出,循环热效率ηt和系统效率ηex随着透平入口温度的增大呈线性升高趋势,平准化度电成本CLCOE则是先降低后升高。这主要是由于循环吸热温度随着透平入口温度的增大而增大,放热温度则保持不变,因此ηt和ηex单调升高。透平入口温度从500 ℃增至650 ℃时,部分冷却循环下ηt升高7.22%,ηex升高7.65%;部分冷却再热循环下ηt升高3.21%,ηex升高3.40%。提高透平入口温度对部分冷却循环下热效率及效率的提升效果更为显著,在较低的透平入口温度下,部分冷却再热循环的效率更高,而在较高的透平入口温度下,部分冷却循环效率则更高。

由图9(b)可以看出,随着透平入口温度的增大,机组运营维护成本和初投资成本均呈先减小后增加的趋势,CLCOE前期受CO&M影响较大,后期受CTPC影响较大。这主要是由于随着透平入口温度的增大,锅炉吸热量逐渐降低,在温度达到550 ℃之前温度修正系数保持不变,之后呈几何倍数增长,因此锅炉投资成本先减小后增加,进而CTPC先减小后增加。循环效率升高导致煤耗量降低,燃煤成本也随之降低,进而CO&M也降低,但后期由于维护、人工等成本受CTPC升高的影响而升高,CO&M也略有增加。

4 结论

(1) 在设计工况下,与部分冷却循环系统相比,在部分冷却再热循环下ηt高0.33%,ηex高0.35%,CTPC高2.6×106美元,CO&M低6.38×106美元,因此部分冷却再热循环系统的热经济性能更优;2个发电机组各部分成本比例大体相同,其中燃煤消耗成本占比均超过70%。在设备总投资成本中,锅炉成本比其他设备成本高得多,故要降低机组总成本,首先要考虑控制煤耗量,降低设备投资成本要从控制锅炉成本入手。

(2) 存在最优的主压缩机入口压力,使ηt、ηex达到最大,同时CLCOE达到最小;主压缩机入口温度的增大使得ηt、ηex逐渐降低,CLCOE逐渐增加;随着透平入口温度的升高,ηt和ηex线性升高,CLCOE先迅速减小后略有增加。

(3) 透平入口温度从500 ℃增至650 ℃时,部分冷却循环下ηt升高7.22%,ηex升高7.65%;部分冷却再热循环下ηt升高3.21%,ηex升高3.40%。在进行系统设计参数选取时,应选取较低的主压缩机入口温度和较高的透平入口温度。