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如何充分调动“光”与“煤”?国能投分享光煤互补供热发电改造方案探讨

2019.12.05 来自:CSPFocus光略咨询

近日,国家能源投资集团有限责任公司高级工程师王来靖发表了题为“光煤互补供热发电改造方案探讨”的重要演讲。



本文为第三届CSP Focus光热发电创新大会现场演讲录音校正稿及演讲稿图示。
 
各位光热同仁好,非常荣幸能参加这次CSP Focus大会并同大家一起共享创新成果,共同探讨光热创新发展之路。我分享的话题是“光煤互补供热发电改造方案探讨”。
 
现阶段中国电力主要是靠火电厂提供,发电用煤占全社会用煤的四成以上。火电机组目前面临着利用小时减少、煤价高企和减排压力不断加大的困局。火电厂为降低煤耗采取过很多办法,主要是提高机组的参数,而现在机组参数已达到极致,靠提高参数降低煤耗空间已不大,亦没有多大意义,减少二氧化碳排放也没有更有效的办法。

目前燃煤机组的角色正在改变,主要是承担调峰,要求燃煤机组具备深度调峰能力。现在燃煤机组单一发电的模式也在改变,很多改造成供热发电机组。另一方面,国家在控制煤炭和排放总量,压减火电产能,有些地方已暂停发展火电,有许多扩建工程不能接续建设,一放就是很多年,有很多扩建场地闲置。

为应对气候变化,国家在大力发展非化石能源,近年来风电、光伏蓬勃发展,但其发电的间断性和不稳定性是亟待解决的难题。光热发电作为可连续发电的稳定电源,迎来了发展的机遇期。近年来光热产业迅速发展,但造价和技术路线对项目建设影响很大,发电成本高以及年均发电效率低是主要问题。

太阳能与燃煤互补发电技术是近年来探索研究比较多的太阳能热发电技术,能够降低发电煤耗提高燃煤机组发电效率。光煤互补运行能够提高光热效率,降低光热发电建设成本。目前世界上已建有多座示范电站,都取得了提高发电效率、减少二氧化碳排放的成效,验证了光煤互补发电系统在商业化运行方面的可行性。发展光煤互补发电,开展火电灵活性改造,促进电力高质量发展,加快电力向绿色低碳转型,适合中国国情。
 


下面具体介绍一下光煤互补电站的互补耦合在辐照强度不高的地区,利用扩建场地建设光热系统,根据光照强度不同进行供热发电的改造方案。
 


第一个方面,光煤互补供热发电系统的集成方式

光煤互补发电集成机理:

光煤互补复合发电系统是以热量作为能量载体,遵循“温度对口、梯级利用”的原则,将太阳能蒸汽发生系统产生的蒸汽引入到燃煤机组当中去替换相应参数的蒸汽,被替换的蒸汽继续在汽轮机中作功,可进一步提高能源利用效率。

光煤互补复合发电系统的建立,一方面可以使温度较低的太阳能蒸汽与相对较高参数的汽轮机蒸汽朗肯循环结合,可以提高太阳能的热功转换效率,同时降低太阳能发电成本;另一方面可使太阳能热发电达到单台几万千瓦容量,有利于太阳能规模化发电。

光煤互补系统具有规模化、低成本利用太阳能潜力,可减少燃煤用量,减少排放。
 
 

 
光煤互补发电的技术特点主要有三点:

一是不需要储能设备,减少大量投资,运行维护量降低。

二是太阳能集热器产生的热能借助于高参数大容量的汽轮机高效做功发电。机组容量越大,热电效率越高。

三是变辐照运行的时候,可以根据太阳辐照变化调节进入汽轮机抽汽量,从而实现系统稳定运行。




光煤互补的集成方式主要有三个方式:

第一种方式,从给水加热器来的锅炉给水被分成两部分,一路进入燃煤锅炉,另一路进入太阳能集热系统进行加热。两路给水都产生饱和蒸汽,混合进入汽水分离器(或汽包)。

第二种方式,从凝泵或者给水泵出来的锅炉给水被分为两部分,一部分被各级给水加热器加热,另一部分被太阳能加热,两路给水均被加热至锅炉进口给水参数,然后进入锅炉。

第三种方式,从凝泵或者给水泵出来的给水分两路,一路直接通过各级的加热器进入锅炉,另一路送入太阳能聚光集热系统直接产生饱和蒸汽,加入加热器抽汽系统对给水进行加热。
 


第二个方面,光煤互补发电系统的热力性能分析
 


光煤互补发电系统集成方式比选:

第一种方式,太阳能场与锅炉受热面并联。这种方式能够取得最大的效益,但它涉及到烟气量(给煤量)与负荷的匹配,实现起来非常困难。

第二种方式,太阳能场与回热系统并联。这种方式太阳能是从回热系统加入到热力系统里面的,它比从锅炉加入的品位低,对效率的提升贡献少一点。但是它不需要锅炉受热面重新计算和布置,更容易实现与机组的互补改造。

第三种方式,太阳能辅助加热器加热锅炉给水。这种方式热力性能和实际可操作性更好,太阳能热发电效率更高,所以我们这里选择太阳能产生蒸汽替代汽轮机回热系统抽汽加热锅炉给水的互补方式。
 



互补耦合参数选择:抽汽、给水和机组的选择。

选择替代汽轮机高压缸抽汽的时候,对燃煤机组的改造程度是最低的,改造后互补系统的太阳能热发电份额与太阳能净发电效率更高。容量、负荷以及抽气级等因素的不同都会影响发电效率,太阳能净发电效率是随着机组负荷和抽汽级的提高而提高的,所以这里选择高压抽汽。

进入太阳能集热器的给水工质温度低的时候吸收太阳能热量更多。凝泵给水的温度要低于给水泵的给水,凝泵在太阳能加热器里面吸收的热量要比给水泵给水吸热的多,所以这里选择凝泵出口给水。

不同容量等级的燃煤电站,互补后的热力性能是不同的。与太阳能独立发电系统相比,光煤互补发电系统能有效的提高太阳能发电的效率。与超超临界相比,亚临界和超临界机组提高效率更为明显。本方案以选择超临界机组为例进行光煤互补改造说明。


燃煤电站热力特性:

我国目前的火电站主力机组是60万千瓦以上机组。上表是超临界60万千瓦机组的性能参数。
 


光煤互补复合发电系统的集成:

互补方案是综合考虑锅炉与汽轮机的匹配、辅助汽水系统与回热系统的匹配以及太阳能集热系统与回热系统的匹配而形成的。依据太阳能蒸汽发生系统出口蒸汽的温度和压力与燃煤机组各段抽汽温度和压力相匹配的原则,将太阳能产生的蒸汽完全或部分地替代相应段抽汽,作为加热器的热源。被太阳能蒸汽取代的这部分抽汽还可以继续在汽轮机内做功,进一步提高效率。由于汽水循环过程中工质温度的变化范围是比较大的,所以为太阳能蒸汽发生系统与燃煤机组热力系统的耦合集成提供了多种选择。
 

 
太阳能集热器系统的选择:

太阳能集热系统主要有两种形式,一种是换热型的,另一种是直接蒸汽发生型,也就是DSG型。

换热型集热油系统技术比较成熟,运用的也比较多。缺点是油在高温下容易老化,一旦泄漏可能会出现污染环境、引起火灾等问题。另一方面就是加热温度受油脂限制,不能超过400度,并且成本较高。

DSG系统直接采用水作为工作介质,水注入太阳能集热器场吸收太阳辐射能产出蒸汽,对环境影响小。温度可以到500度左右,而且制造运营成本低,集热器场的整体布置简单紧凑。相较于换热型方式来说,DSG这种方式不需要中间换热,光热转换效率更高。

DSG主要有两种运行方式,一种是定出口温度,一种是定流量。

定出口温度运行是指太阳辐照强度发生变化时,通过调节管内的流量变化来控制集热器出口温度。

定流量运行是指无论太阳辐照强度怎么变化,管内工质都是按固定流量运行。集热器出口温度随着太阳辐射强度变化而变化,出口工质参数难以同燃煤电机组匹配。
所以我们选择定出口温度这种方式,它的可控性更强。
 


DSG光煤互补的优点是使用太阳能加热火电厂中的给水比加热独立的太阳能发电系统中给水效率更高。在太阳能侧,有效的提高太阳能净发电效率,在中低温范围内利用太阳能蒸汽取代朗肯循环中的抽汽是最高效的。太阳能直接蒸汽发生系统与给水回热系统并联的单位发电成本要远低于汽化过程并联方案。
 


第三方面,现有机组光煤互补改造方案
 


改造方案以超临界机组为例进行说明,该机能具有八级回热抽汽,3个高压加热器,4个低压加热器,1个除氧器。
 


改造所具有的基本条件:

用热需求:低压蒸汽100吨,设计压力1.15~1.6兆帕,温度300度。

光场的条件:该厂二期扩建场地有30万平米,平均辐照强度在440~600瓦每平米。

集热器的选择:考虑到场地有限,辐照强度也不太高,同时考虑到造价,所以选择菲涅尔集热器。这种集热器可以紧凑排列,镜面可取镜场的2/3左右,土地利用率高,抗风能力强,清洗方便,造价低,镜面的价格比槽式低很多。光热转换效率高,可以到50%以上。产生蒸汽温度高,可达500度。以上数据的得出是参照的相关文献。
 


改造方案基本思路:

改造方案基本思路是从热力系统的某一部分引水经太阳能加热器加热后考虑参数的匹配,在适当的部位引入热力系统,这个方案中我们选择用太阳能产生的蒸汽代替二级抽汽。
 


上图是光煤互补改造方案的原则性热力系统图。选择凝泵给水的原因是它的给水温度要比给水泵的温度低,它在太阳能场里吸热比给水泵出口的给水吸热多。当进入菲涅尔集热器给水被加热后,产生的蒸汽达到汽机二级抽汽参数时,就部分的或者全部的代替二级抽汽,对进入2号加热器的给水进行加热;如果达不到抽汽参数,便进入供热集箱,连同燃煤机组从二抽抽出的蒸汽共同为工业供热。
 


效益分析:

采用菲涅尔集热器,利用30万平米的扩建场地,可建设20万平米镜场,光热效率取55%,年可提供热能46~59万吉焦,年可提供蒸汽16~20万吨,按年2200~3000小时日照,每小时可提供66~70吨蒸汽,配合燃煤机组抽汽共同为工业用户供汽。

60千瓦超临界机组,如果按1度电消耗300克标煤计算,一年可以少烧标煤约5万吨,减少二氧化碳排放约12万吨。

菲涅尔太阳能集热器,市场价格按900元/平米计算,20万平米镜面需投资1.8亿元,容量大概50兆瓦。按照当地每吨136元工业供汽的价格,平均年产低压蒸汽18万吨,年产值2448万元;碳排放成本如果按每吨85元算,年平均排放12万吨二氧化碳,创造产值为1020万元;按2018年的项目所在地标煤单价770元/吨算,该项目年节约标煤5万吨,可节约费用是3850万元。
 


改造后的系统优势:

在太阳能侧

(1) 可以降低投资。光煤互补复合发电系统无需储热系统,可降低相应部分的投资;汽轮发电机侧,可利用燃煤电站原有设备,减少了发电设备投资。

(2) 降低系统的运维费用。减少了储热部分的运维费用;光场和煤电运维人员合二为一。

(3) 提高太阳能的热电转换效率。太阳能场与较高内效率的燃煤机组复合的发电效率要高于单纯的太阳能热发电效率;同时还能减少单纯太阳能热电站因热备启停、负荷变化所造成的损失。

(4) 改善太阳能热发电的电能质量。燃煤机组的稳定性可使太阳能热发电更加稳定可靠。

(5) 可充分利用太阳能资源。当太阳能DSG产生的蒸汽参数达到抽汽参数时,导入加热器替代抽汽,否则送往供热系统,可最大限度地利用太阳能。


在燃烧侧

(1) 可以进一步实现燃煤电站的深度节能。

(2) 由于太阳能热量引入燃煤发电机组,可使燃煤机组的煤耗降低,从源头上减少CO2等气体以及粉尘的排放。





最后简单做个总结

目前国内外学者已经对光煤互补发电系统集成机理、热力性能、经济性等方面进行了较多的研究。光煤互补发电实际应用的范例也不断出现,但都以发电为主。本方案是以光煤互补供热为主进行讨论,寻求一种提高火电机组降煤耗,节能减排,提高电站综合效益的方法。

通过对太阳能资源较差地区60万千瓦超临界机组电站,利用其闲置的30万平米扩建场地,采用菲涅尔集热器技术进行光煤互补供热发电改造,一年可增加供热60万吉焦,减少标煤消耗5万吨,减少二氧化碳排放12万吨。

这个方案可以有效的降低煤耗,减少排放,提高光热效率,减少光热电站的投资,为太阳能辐照强度较弱的地区火电机组的节能减排提供了一条道路。
 
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相关线下活动:


第十届光热发电中国聚焦大会2020(3月25-26日,北京)

第五届光热发电中东北非大会2020(6月23-24日,阿联酋迪拜)


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