CN102105656B - 混合发电装置 - Google Patents

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Abstract

本申请描述了混合发电装置，其中例如将具有相对低操作温度的压水核反应器或生物质燃料发电装置与具有较高操作温度的煤或其它化石燃料发电装置组合。在第二发电装置中对来自第一装置的水蒸气过热以提供具有改进的效率和较低排放的混合式装置。

Description

混合发电装置
背景技术
本发明一般涉及核发电装置，并且更具体地涉及混合发电装置，其将核发电装置或生物质火力发电装置与化石燃料火力发电装置组合以改进效率并减少排放。
世界上最主要的能源生产来自以下四种不可再生资源中的一种：煤、天然气、石油或核能。根据国际能源署最新数据(CY2006)，85％的电力产生自核能(23.2％)和可燃物(61.8％)，而水电是13.4％，其它可再生能源是1.6％。这些资源各有其优点和缺点。美国能源部的美国国内数据将可燃物分为煤49.4％、天然气18.7％和石油3％。石油几乎总是用于运输，通常不将其用于电力发电。人们使用天然气，但由于其成本，通常仅将天然气用于能量高峰阶段的过负荷容量。这样，仅剩核发电装置和煤火力发电装置来提供世界上的基础电负载和大部分的电力。
目前，煤提供最主要的基础负载发电容量，并且约为所有容量的一半，但它的使用正受到因考虑到污染，特别是二氧化碳的“温室气体”排放的重责。核能的使用受限于它的高生产成本，这主要是受制于它的水蒸气循环热效率非常低，相对于可通过低温饱和水蒸气产生的电量，所述水蒸气循环需要非常大的反应器。人们已研究了生物质，但由于其高含水量和低能量密度，它不能达到与煤燃烧相当的燃烧温度。这导致因低温饱和水蒸气造成的较低效率，与限制核电的原因很相似。
目前处理环境和效率方面的应用围绕多用途设备。这些设备使用单一能源满足多种需求，许多设备通过排放控制和未用的废物能量或燃烧产物的协同作用而实现。本发明提出通过在混合发电装置中使用多于一种的能源的更有效的多用途装置方法，以利用各项技术的优点并解决其伴随的缺点。将现有的核发电装置或生物质发电装置技术与改进的煤装置互相连接而组合的混合装置将产生总的产热方法，所述方法的热循环将极大地改进，由此，在相同的输入设置量下比“独立”构造提高至约两倍，由此相对于这些设计中的两个独立装置，大大降低了成本、污染和二氧化碳排放。
化石燃料煤火力发电装置一般在最高水平的热效率下工作，其电输出量对热单位输入量的比值在30％至45％的范围内。这是通过三步水蒸气循环实现的。首先，用低温燃烧废气的抽汽预热向锅炉提供的进水以从冷凝器温度提高至约450-500°F。一旦将进水加入至锅炉中，将其加热并转化为500-600°F温度的饱和水蒸气。一旦在锅炉中形成了水蒸气，将其通过废气柱最热部分中的过热管，其中水蒸气的温度提高至1100°F-1200°F。然后使该过热水蒸气通过一系列高压、中压和低压涡轮机，其中通过与涡轮机机械连接的发电机抽取能量并发电。在煤火力发电装置发电的方法中的最后步骤是使引入燃烧室(firebox)中的空气通过最低温度的废气以预热空气进气并提高燃烧的温度。
煤火力发电装置是非常高效的，但即使是在这类发电装置中，大多数燃烧能量损失。将1磅环境140°F(60℃)进水加热至1磅1200°F(650℃)、1000psi水蒸气的过热水蒸气需要1512BTU，其中1014BTU或67％的输入能量被用于将水转化为水蒸气，并且不能以电输出回收。在各次循环中大约另有40BTU(约总值的3％)也不能回收而损失了。涡轮机下游的冷凝器将在真空下工作，以使水蒸气不会在常规沸点212°F(100℃)下再转化为水，而在140°F(60℃)的温度下再转化为水。但是，所述的水将继续冷却至被用作散热装置(heatsink)的河或湖的温度，并且所述的热在下一循环中需被替换。可用(可被转化为电)的能量可抽取自1200°F(650℃)水蒸气至140°F(60℃)水蒸气。这意味着煤发电装置排放入环境中的每两吨二氧化碳中低于一吨的二氧化碳被用以发电。
尽管发电装置的操作方式改变了，但是在锅炉中用生物质替代煤需要非常类似煤粉锅炉的构造。当这些设备的碳排放“净值为零”时，生物质比煤在相同条件下燃烧时的能量密度和火焰温度更低。这减少了可给予进水的能量，使水蒸气温度降低至通常不高于850°F。由于操作温度较低，使用较低的操作压力以提高循环效率，因此假定850psi的操作压力。对环境进水的热加入量是1317BTU/磅，其中约1014BTU由于水蒸气向水的相变和其它损失而损失。这导致77％的能量不能被用于发电。
现有技术的核发电装置(包括加压轻水反应器、沸水反应器和重水CANDU设计)是极其稳定、安全和无排放的。但是，它们的能量输出是极受限制的，这是由于需要限制反应器芯部的最高温度约为600°F(沸水反应器在约540-550°F的较低芯部温度下操作)以防止冷却剂的损失和燃料部件的损坏。这导致尺寸非常过大的反应器装置和浪费高比例的产生的BTU。这导致过度的热污染，即作为水蒸气涡轮机单元的冷凝器的散热装置的水体的局部加热。
核发电装置只具有水蒸气循环的三个步骤中的两个。基本上在水蒸气循环中不加入过热，这是因为在水蒸气发生机中的水已与最热的水接触以通过反应器。已有预热进入水蒸气发生器的进水的方法，但只是单独使用抽汽进行，对于相同的电输出量，这需要较高的水蒸气流速。在转移至(与煤火力发电装置中的锅炉作用相同)水蒸气发生器之前，将与反应器芯部接触的主冷却剂加热至600°F，并且为提高效率而使用400psi的操作温度，在约575°F下将二次水转化为水蒸气。这导致在水蒸气循环中，只可向每磅水蒸气加入1199BTU，而在水向水蒸气/水蒸气向水的变化中同样损失了1014BTU，所以热能输入量的85％完全没有被用于发电。通过将燃烧煤炉中可得的较高温度与来自核装置或生物质装置的低温水蒸汽组合，可实现比任何独立设计更高的效率和更低的排放。
已检索了现有技术，并发现了以下的相关专利。这些专利中的任何一项都没有教导或建议相当于本发明的方法或装置。
Vuia的美国专利3,575,002设计了通过常规发电装置中的化石燃料燃烧炉的过热器部分输送来自标准核发电装置的过热水蒸气。由于这是一个在锅炉中具有略微较大的过热器部分的全尺寸化石燃料发电装置，因此虽然是可行的解决方案，但是系统中主要的能量输入来自煤。Vuia的这一设计提出了一种两个独立的发电装置的设计，其中煤装置辅助核装置。相比之下，本发明提出了单一的集成混合发电装置，其只将来自煤的能量用以向水蒸气中加入过热，以减少产生相同能量的所用煤量。
Schluderberg的美国专利4,530,814利用化石火力装置的热能产生水蒸气。然后将该水蒸气通过水气分离器/再加热单元以向已经膨胀通过高压涡轮机的水蒸气加入过热。该设计仅使用化石燃料向核方法的水蒸气加入过热。在该设计中，发电装置的水蒸气流仍然保持独立，并且煤装置仅向核发电装置提供再加热的辅助作用，没有产生可用于预热进水的能量。
Miller的美国专利5,361,377描述了在高压涡轮机之前和在涡轮机之间的水气分离器/再热器部分中使用过热器。所述过热器可接受来自化石燃料燃烧或来自相邻化石燃料装置的水蒸气能量。该描述未说明过热器将如何能够利用水蒸气或化石燃料。所述设计也不能完全利用燃料废气以预热进水和燃烧空气，这说明它是个小型的燃烧器单元，而非全尺寸燃烧煤炉。该设计仅涉及在核发电装置上的外部加热过热器。
Tsiklauri的美国专利5,457,721使用了一种组合循环系统，其使用从加热进水并产生水蒸气的天然气燃烧气轮机单元中的热废气。然后将来自该热量回收水蒸气发生器的水蒸气用于过热来自核能水蒸气发生器的水蒸气。在水蒸气在高压涡轮机中膨胀之后，将这两种气流混合，并且通过来自所述热量回收水蒸气发生器的多股水蒸气扩增，并用于低压涡轮机中。与将所有能量用于加入过热相反，热量回收水蒸气发生器的这种使用降低了系统的效率。混合来自两种来源的水蒸气降低了这样的效率损失，但将需要更严格的水化学控制。
Wylie的美国专利6,244,033使用来自天然气燃烧气轮机单元的废气直接过热来自核能水蒸气发生器的水蒸气。它还利用了所述废气来预热进水，并提供辅助的燃烧单元以确保充分的能量以提供过热和预热。在该专利中可发现它明确了如果汽轮机单元未在工作状态，单独通过使用额外的天然气加热可加入过热和预热。在该专利中并没有提出使用煤，而仅是更昂贵的天然气。
发明内容
在优选的实施方案中，本发明采用来自核发电装置的输出饱和水蒸气，并使其通过改进的煤火力装置锅炉，然后将煤装置的过热输出水蒸气输送入涡轮机，在涡轮机中提取能量并转为电力。所述核发电装置将只是尽可能小地改变自现有设计，由于进水在进入水蒸气发生器之前将被预热至约450°F，唯一的设计修改是将水蒸气发生器的尺寸相对于反应器芯部的尺寸增大约15％，使得来自反应器的热量仅被用于将水转化为水蒸气，而不是既加热水，又将水转化为水蒸气。在可选的实施方案中，生物质燃料发电装置替代核发电装置以向改进的煤火力装置提供水蒸气。
本发明适用于任何燃烧煤炉，但是在此描述煤粉设计以表明本发明的用途。由于水蒸气锅炉部分(现有设计中的中等温度部分)将被去除，煤燃烧单元将做更显著的改进。单元的过热管部分将被大幅扩大以接受来自反应器的饱和水蒸气，并在将经过热的水蒸气输送至涡轮机之前大幅地提高它的温度。在燃烧室中，通过超过800°F废气的管道将被用于对反应器产生的水蒸气过热，而在废气低于800°F区域中的管道将被用于预热进水。假设在燃烧室中的最高温度是约2000°F，约75％的热量将用于将575°F的过热水蒸气过热至1200°F的过热水蒸气，但剩余的25％将用于在进水进入反应器之前预热进水。对于相同的电输出量，这将使煤火力装置为其原始尺寸的一半，和二氧化碳排放为初始排放量的四分之一。最优解决方案将是建造在约2000°F下操作的燃烧室，根据该设想已构造了经济型的模型，并且在过热管的设计中使用常规材料。我们认为也存在在所述管件的生产中使用非常规的、更高成本的材料，并通过升温提高操作效率以弥补材料成本上升的可选方法。本申请意图包括这两种方法。
当考虑到核装置方面时，任意给定的反应器尺寸所产生的电力将提高至单独输出量的至少3倍。由于在燃烧装置中的节能器中进水的额外预热和来自煤的过热，其结果将增加15％所产生的饱和水蒸气。在煤燃烧单元中对水蒸气的过热将在当水蒸气离开核装置时的181BTU之上增加可再利用的316BTU，提高了175％。115％的饱和水蒸气体积乘以275％的过热总计得到3.16倍的能量输出。另一个因素是使用过热水蒸气的涡轮机比使用饱和水蒸气操作的涡轮机更有效，从而可进一步提高能量输出。
历史上，核能装置在单一地点用多个单元建造。在美国63个工作的核电站点中，37个站点现有或曾有两个或三个反应器，而仅26个站点以单一反应器站点的方式建造。在加拿大，使用4个工作反应器(各设计为8个)的有两个站点，使用两个反应器的有1个站点，使用1个发电装置的单一独立站点有1个。大多数的装置建在邻近湖或河的地点以提供冷凝器的冷却源。还需要铁路以提供为装置的化石燃料部分提供煤供应的经济装置。由于大多数的铁路线路沿着河床而避免明显的坡度，这些需求没有限制性。
在生物质燃料发电装置中可得到相似益处，每磅进水得到194BTU的额外可再生能源。这将与更高效的水蒸气轮机组合而使效率提高55％以上。此外，对于产生相同量的电力，该设计将需要更少量的生物质，使得对于给定的燃料源可安置多个这样的发电装置。
附图说明
图1A是显示示例性的独立核反应器的进水和水蒸气温度的示意图，图1B是本发明的混合发电装置的示意图，其中图1A的反应器与煤燃烧装置组合。
图2a是示例性的独立核反应装置的主要部件的示意图，图2b是示例性的独立煤燃烧装置的主要部件的示意图。
图3是与图2对应的示意图，其中发电装置已被改进并互相连接以形成本发明的混合发电装置。
图4是在本发明中所述发电装置的水蒸气能量的图表。显示了400psi下的焓值；进一步使用高压系统提高了能量。该图显示了使用本发明可从水蒸气中提取的额外可用的能量。
图5的表格统计比较了两种独立的核反应器和独立的煤燃烧装置与本发明的混合发电装置的年功率输出、年成本和年排放，根据本发明，本发明的混合发电装置中将两种核装置与煤燃烧装置互相连接。
图6是示例性的独立压水核反应器的示意图。
图7是与图6对应的示意图，其中根据本发明，所述压水反应器已与煤燃烧装置互相连接。
图8的图表比较了本申请中所显示的三种经济型实例，并且在本发明所固有的效率改进上显示出出人意料的一致性。
发明详述
实施例1-混合发电装置的概要
在本实施例中，独立的压水核反应器(图1A和2a)与独立的煤火力发电装置互相连接，锅炉部分由经扩增的过热器(图2b)代替，形成图1B和图3中所示的混合发电装置。
实施例2-成本和排放下降的粗略评估
通过研究向现有的核发电装置加入燃煤炉来进行成本和排放节约量的粗略估计。如果已设计为独立单元，考虑将两个1190MW核发电装置与用于提供1075MW的煤火力发电装置互相连接。按照图4中的图以及在该图中所提出的假定条件，在图5中给出了年功率输出量、年操作成本和年排放量的统计。可以看到，这3个单元根据本发明互相连接时，将具有5930MW的容量，而如果作为独立单元设计并操作，将只有3455MW的容量。这使得每千瓦时的发电成本下降约36％，并且碳排放下降约80％。
实施例3-成本和排放下降的详细评估
为了显示本发明在经济和环境上的益处，本实施例基于现有的设备。为了进行对比，制作了压水反应器发电装置的基准模型(baselinemode)用于比较。使用WolfCreekNuclearGeneratingStation[Black&Veatch]的数据和操作参数开发模型。该比较还可扩展至具有合适参数的生物质和煤燃烧设备。
所使用的WolfCreekNuclearGeneratingStation是在Burlington，KS的发电站。其设计是一座Westinghouse4回路压水反应(PWR)装置。除了其它细节，为了提高效率，在第二水蒸气系统中使用水气分离器/再热器和7个闭式进水加热器。所述装置以饱和水蒸气Rankine循环的方式操作，因此不对来自水蒸气发生器的水蒸气进行过热。
在稳定态操作期间，所述反应器用于加热主冷却剂，其随之被用于加热第二冷却剂，使第二冷却剂沸腾。通过反应器冷却剂泵提供在各主冷却剂回路中的循环。在水蒸气发生器单元产生的饱和水蒸气通过管道输送至中压涡轮机，在中压涡轮机中产生一些功。在离开中压涡轮机后，水蒸气通过干燥水蒸气的水气分离器以防止涡轮机损坏。然后水蒸气通过低压涡轮机，在低压涡轮机中提取剩余可得的能量。在低压涡轮机出口处的冷凝器将水蒸气(此时称为进水)冷凝，以便可使用凝水泵和进水泵将水蒸气泵送回水蒸气发生器中。这样的经冷凝水蒸气通过7个导向水蒸气冷凝器的闭式进水加热器(CFWH)：4个在凝水泵和进水泵之间，3个在进水泵和水蒸气发生器之间。这些CFWH是在进水返回至水蒸气发生器之前，使用抽取自不同阶段的涡轮机的水蒸气对进水预热的热交换器。这样将一些能量重新导回水蒸气发生器中，而非将其排除在冷凝器中，由此提高了效率。在进水泵之前的CFWH向冷凝器排水，而在进水泵之后的那些CFWH向常规箱排水，使用独立的排水泵使进水在进水泵进口处从所述的常规箱中返回系统中。
在该装置的模型中进行了一些简化的假设。所述系统在稳定态条件下建模。假定冷凝器压力为1psia，通过系统的管道压力损失采用1％，并且通过水气分离器的压力损失假定为2％。此外，因发生器的损失和发电装置的寄生负载，如冷却水循环泵、高压空气系统和水处理设备，所产生的能量的15％视为损失。由于对于两种发电装置都应用这些假设，因此没有引入偏差。
方案1-保持恒定的电输出
1.19MW的电输出量换算为Btu/hr是4.06×109Btu/hr。为了产生该电输出量，需要1.375×1010Btu/hr的反应器功率输出量，其装置效率为29.5％。图6给出了该系统的示意图。为了简化仅在图中显示了1个回路。
混合式设备的模型开发自WolfCreekGeneratingStation的模型。主要的改变是插入了烧煤炉作为过热器和节能器，并且删除了水气分离器单元。由于水蒸气在通过大多数水蒸气轮机时应保持充分的过热，所以水气分离器不必要。在混合发电装置的示意图(图7)中可发现这些改变。
系统参数也需要进行一些改变以对应煤能源的加入。假定过热器的出口温度为1200°F，这与现代烧煤炉水蒸气的出口温度相当。假定因摩擦损失，该添加设备在水蒸气流中造成4％的压力下降。但是，水蒸气温度提高600°F足以弥补该压降。
节能器的使用在进水进入水蒸气发生器之前提高了进水温度，降低了从主回路中需加入的能量。该热量加入自离开燃烧炉的燃烧气，所述的燃烧炉的温度太低而难以向水蒸气加入过热的热量，所以这样的能量再利用增加了效率。由于输送至过热器和节能器的水蒸气具有更高的热量且需要加入的热量较少，所以从过热器和节能器所加入的额外热量需要在闭式进水加热器的操作参数上加以变化。由于节能器和对CFWH的改变，进入水蒸气发生器的进水比传统的PWR装置高80°F。考虑泵送进水通过热交换管所需的额外能量，在节能器中加入2％的压力损失。
对于传统装置，混合式装置模型所假定的唯一变化是假定损失3％或更多来自涡轮机的电能。这是由于额外的寄生负载(如引风机、磨煤机和与煤燃料系统相关的其它辅助系统)的保守估计。
为了产生与传统设计相同的1.19MW的电力，混合式设备需要从反应器得到6.951×109Btu/hr，50.5％的输入能量用于基准设计。还需要从煤加入4.591×109Btu/hr以驱动过热器，总输入热量为1.154×1010Btu/hr。经计算，该系统的装置效率为35.5％。假设煤的较高热值(能量)是10000Btu/lbm，输送成本为$40/吨，则在混合发电装置中因煤产生的每千瓦时的成本是$0.00452。
方案II-保持恒定的反应器输出，增加电力输出
如果不改变主要的核装置，所述设备的能量等级将通过加入煤燃烧的过热器而提高。这将使所述装置的输出量从1190MW提高至2354MW。通过保持相同的反应器装置尺寸，对于反应器系统，用于建造装置的固定成本和操作成本将实际保持相同，通过加入煤燃烧过热器和额外的涡轮容量以适应较高的水蒸气流，将发电量提高约98％。使用相同的成本假设，从所述的核装置产生$0.01011/kWhr的成本。同样地，使用之前对于在混合式设备中来自煤能源的$0.00452/kWhr的计算值，这样给出了$0.01463/kWhr的总成本。这样的$0.00537/kWhr的节约表示在容量约加倍的同时，发电厂的发电生产节约超过25％。
详细的比较表明对于相同的电力生产，所述的混合式设备仅需要84.7％传统设计的热能输入量。此外，在冷凝器中损失的热量减少25.8％。这些数值反映在装置效率的提高上。
结论
所述混合式设备将效率提高到36％，对于生物质装置提高约3％，对于各核装置提高6％。这样的效率提高直接与通过煤燃烧过热器输送的更高水蒸气温度相关，其提高了系统可得到的卡诺(或最大)效率。通过使用煤向水蒸气加入过热，来自煤的大部分能量被转化为电力。
作为实例，需从反应器体系加入而减少的能量将降低核设备的成本。假定燃料成本下降50％(约总成本的15％)，并使用资本成本、操作成本和其他成本(剩余的85％总成本)的6:10定律(six-tenthsrule)以降低这些成本的33％，使用核设备的电力生产总成本降低下降了35.55％。这并不包括燃烧煤炉的资本成本，在短期中的节约量应弥补该成本。该构造将产生碳排放，但所述的排放将比常规的煤设备低得多。假设没有从所述装置的核部分加入过热，未转化为电力的煤能量将只是损失，这减少了三分之一的碳排放。当还考虑因对进水的预热而增加的水蒸气流时，相对于独立的煤装置将能实现约75％的碳减少量。
此外，还可在节能器中向进水施以充分的预热，从而无需利用进水加热器。这将减少产生相同电力所需的水蒸气流量，并可提高装置的总输出量。
本发明唯一潜在的物理限制是如何维持炉温，炉温充分地向水蒸气加入过热而不损坏过热器管。在燃烧期间通过控制引入燃料的氧气量或通过燃料选择应当可以维持所述炉温。
所提出的设计产生较高的发电装置效率和较低的每kWhr的发电成本。考虑到所有的这些因素，在此所示出的模型表明使用生物质或核能的组合以产生水蒸气，并且使用煤能量以加入过热的性能优点具有经济可实现且显著更高效的潜力。
以上实施例限于核能或生物质装置与煤火力发电装置的组合，但本发明还包括压水反应器与球床反应器组合的混合发电装置。与煤火力发电装置的实施方案中，使用来自压水反应器的水蒸气作为球床反应器的水蒸气预热源以实现效率提高。
以上描述和附图包括本发明的示例性实施方案。基于本领域技术人员的能力、经验和偏好，以上的实施方案和在此所述的方法可发生变化。只是以某种顺序列出本方法的步骤不构成对本方法的步骤顺序的任何限制。除非权利要求进行了这样的限制，以上的描述和附图只是解释和说明本发明，本发明不限于此。在不偏离本发明范围的情况下，本领域技术人员可以对本发明进行修改和变化。

Claims (3)

1.混合发电装置，其包括：
(a)第一发电装置，其产生具有第一温度的第二水蒸气；
(b)第二发电装置，其操作温度高于所述第一发电装置中的第一温度；
(c)涡轮；和
(d)在所述第二发电装置中过热所述第一温度水蒸汽。
2.根据权利要求1所述的混合发电装置，其中所述第一发电装置为核动力发电装置或生物质燃料发电装置。
3.根据权利要求2所述的混合发电装置，其中所述第二发电装置为煤、油、石油、天然气、丙烷或氢燃料发电装置。
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