CN102454563B - 注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统 - Google Patents

注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，包括第一抛物槽式太阳能集热器、太阳能蒸汽发生器、分流器、第二抛物槽式太阳能集热器、太阳能过热器、混合器、太阳能预热器，以及燃煤锅炉、蒸汽轮机的高压缸、中压缸和低压蒸缸，给水经太阳能预热器、太阳能蒸汽发生器和太阳能过热器，通过导热油间接吸收太阳能或直接进入太阳能集热器吸收太阳能变为过热蒸汽，该过热蒸汽被注入蒸汽轮机的高压缸或中压缸中，在该处与燃煤锅炉产生的过热蒸汽混合，在蒸汽轮机的高压缸或中压缸中膨胀做功，输出给发电机进行发电。利用本发明，实现了火电站扩容降耗，解决了太阳能不稳定不连续的问题，有利于大规模推广应用太阳能技术。

Description

注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统
技术领域
本发明涉及互补发电系统和太阳能利用技术领域，尤其涉及一种太阳能产生过热蒸汽注入汽轮机中间级膨胀做功的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统。
背景技术
我国燃煤火电站技术成熟，经济性好，其发电量占全国总发电量的四分之三以上，但近年来国际上对温室效应和环境问题日益关注，为实现国家“节能减排”的目标，常规燃煤火电站亟需寻找新的方式降低能耗和碳排放。
同时，21世纪，世界能源将从以化石能源为主，向化石燃料、核能、太阳能、可再生能源等不断变化的多元化能源结构转变。特别是太阳能具有分布广泛，储量无限，开采利用清洁等优点引起了人们的广泛关注，其中，槽式太阳能热发电技术相对成熟，已经实现商业化运营，但由于导热油物性的限制，抛物槽式太阳能单独热发电系统的主蒸汽参数较低，与之匹配的小机组热经济性较差，在相当长一段时间内，其大规模开发利用成本仍然很高，在经济上无法与常规的化石能源相匹敌，并且还存在不连续与不稳定性等问题。因此，高效、低成本太阳能的利用成为当今能源动力领域研究的热点与前沿课题。
太阳能与化石能源互补的利用模式可以改善单独燃煤电厂的环境污染问题，并通过成熟的常规发电技术，降低开发利用太阳能的技术和经济风险。如专利申请号为200810104285.8提出了利用太阳能加热回热系统中给水加热器的疏水，变为蒸汽后返回给水加热器放热，专利申请号为200810104848.3的专利提出了利用太阳能直接加热锅炉给水，专利申请号为200810104849.8的专利提出了分流部分回热系统给水进入太阳能集热器生成蒸汽，注入给水加热器加热剩余锅炉给水，以上方式可节省蒸汽抽汽，有效增加系统出功，且无需蓄能，只需根据太阳辐照降低情况而适时减少进入太阳能集热器中的给水流量，启用原有汽轮机抽汽提供其余热量。但辐照变化时给水加热器中给水流量频繁变化，汽轮机各级抽汽也相应变化，不利于回热系统的稳定运行。
发明内容
(一)要解决的技术问题
有鉴于此，本发明的主要目的在于提供注蒸汽式的太阳能与化石燃料互补发电的系统，使燃煤火电站扩容降耗，解决太阳能不稳定不连续的问题，有利于太阳能技术的大规模推广应用。
(二)技术方案
为达到上述目的，本发明提供了一种注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，该系统包括第一抛物槽式太阳能集热器17、太阳能蒸汽发生器14、分流器18、第二抛物槽式太阳能集热器16、太阳能过热器15、混合器19、太阳能预热器13、燃煤锅炉1、发电机5，以及蒸汽轮机的高压缸2、中压缸3和低压蒸缸4，其中：
导热油经第一抛物槽式太阳能集热器17加热后进入太阳能蒸汽发生器14，将太阳能蒸汽发生器14中的给水加热至饱和状态，因换热而温度下降的导热油经分流器18分流，一部分进入第二抛物槽式太阳能集热器16吸热升温，进入太阳能过热器15将太阳能过热器15中的给水加热至过热状态，然后该部分导热油与其余部分导热油经混合器19混合进入太阳能预热器13，加热太阳能预热器13中的给水；
给水经太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15，通过导热油间接吸收太阳能或直接进入太阳能集热器吸收太阳能变为过热蒸汽，该过热蒸汽被注入蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中，在该处与燃煤锅炉1产生的过热蒸汽混合，在蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中膨胀做功，输出给发电机5进行发电。
上述方案中，所述导热油加热太阳能预热器13中的给水后，进一步进入第一抛物槽式太阳能集热器17来吸收太阳能，实现导热油的循环利用。
上述方案中，该系统还包括冷凝器6、凝结水泵7、低压给水加热器8、除氧器9、高压水泵10、高压给水加热器11和加压泵12，其中，所述过热蒸汽在蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中膨胀做功后变为乏汽，该乏汽经冷凝器6凝结成水，经凝结水泵7加压后，分流相当于原系统循环水量的给水依次进入低压给水加热器8、除氧器9、高压水泵10和高压给水加热器11进行吸热升温，而后进入燃煤锅炉1，分流后多余的给水经加压泵12适当增压或减压后，依次通过经太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15吸收导热油的热量形成过热蒸汽，继续注入蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中膨胀做功，实现给水的循环利用。
上述方案中，当太阳辐照不能满足产生过热蒸汽所需热量时，为保证过热蒸汽温度不变，则逐渐减少给水流量，直至太阳辐照为零，给水流量减少至零，系统恢复为互补前火电站单独发电模式。
上述方案中，所述太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15均由油水换热器构成。
上述方案中，所述太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15串联运行，将给水最终加热至过热状态。
上述方案中，所述太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15与火电站的回热系统并联运行，通过控制系统和蒸汽阀门调节。
上述方案中，所述第一抛物槽式太阳能集热器17和第二抛物槽式太阳能集热器16通过导热油回路间接产生过热蒸汽，或者通过直接蒸汽产生(Direct steam generation，DSG)技术直接产生过热蒸汽。
(三)有益效果
从上述技术方案可以看出，本发明具有以下有益效果：
1、利用本发明，太阳能产生过热蒸汽注入蒸汽轮机高压缸或中压缸膨胀做功，在投入燃料一定的情况下，明显增加蒸汽轮机出功和电站发电量，降低了单位发电煤耗，减少了CO2的排放，符合低碳环保要求。
2、利用本发明，太阳能产生的过热蒸汽被注入效率较高的汽轮机高压缸或中压缸，较之于规模较小的单独太阳能槽式电站，可得到较高的太阳能净发电效率和较低的太阳能发电成本，实现太阳能的高质量转化。
3、利用本发明，导热油在太阳能集热场中分两段加热，根据集热效率与导热油平均温度的反比关系，较之于传统的一次通过式流程，本发明流程具有更高的集热效率，从而减小了镜场面积，降低了成本。
4、利用本发明，在晴朗的正午等辐照强度高于设计点的时段增加吸收太阳能的给水流量，在夜晚或阴天等辐照强度低于设计点的时段减少吸收太阳能的给水流量，保证注入汽轮机的过热蒸汽温度不变，当辐照强度降至为零，恢复为互补前的化石燃料单独发电模式，从而向电网持续供电，增加了太阳能利用的可靠性和稳定性。
5、本发明对下列地区具有更大优势：太阳辐照资源良好非耕地土地资源丰富，存在大量技术落后的中小规模火电机组的地区(我国的中西部地区，如青海、新疆等地)。
附图说明
图1为本发明提供的高压缸注蒸汽式太阳能和化石燃料互补发电系统的结构示意图；
图2为本发明提供的中压缸注蒸汽式太阳能和化石燃料互补发电系统的结构示意图；
图1中各部件及相应的标记为：1-燃煤锅炉；2-蒸汽轮机的高压缸；3-蒸汽轮机的中压缸；4-蒸汽轮机的低压缸；5-发电机；6-冷凝器；7-凝结水泵；8-低压给水加热器；9-除氧器；10-高压水泵；11-高压给水加热器；12-加压泵；13-太阳能预热器；14-太阳能蒸汽发生器；15-太阳能过热器；16、17-抛物槽式太阳能集热器；18-分流器；19-混合器。
图2中各部件及相应的标记为：1-燃煤锅炉；2-蒸汽轮机的高压缸；3-蒸汽轮机的中压缸；4-蒸汽轮机的低压缸；5-发电机；6-冷凝器；7-凝结水泵；8-低压给水加热器；9-除氧器；10-高压水泵；11-高压给水加热器；12-减压阀；13-太阳能预热器；14-太阳能蒸汽发生器；15-太阳能过热器；16、17-抛物槽式太阳能集热器；18-分流器；19-混合器。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本发明进一步详细说明。
如图1和图2所示，本发明提供的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，包括第一抛物槽式太阳能集热器17、太阳能蒸汽发生器14、分流器18、第二抛物槽式太阳能集热器16、太阳能过热器15、混合器19、太阳能预热器13、燃煤锅炉1、发电机5，以及蒸汽轮机的高压缸2、中压缸3和低压蒸缸4。
其中，导热油经第一抛物槽式太阳能集热器17加热后进入太阳能蒸汽发生器14，将太阳能蒸汽发生器14中的给水加热至饱和状态，因换热而温度下降的导热油经分流器18分流，一部分进入第二抛物槽式太阳能集热器16吸热升温，进入太阳能过热器15将太阳能过热器15中的给水加热至过热状态，然后该部分导热油与其余部分导热油经混合器19混合进入太阳能预热器13，加热太阳能预热器13中的给水。给水经太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15，通过导热油间接吸收太阳能或直接进入太阳能集热器吸收太阳能变为过热蒸汽，该过热蒸汽被注入蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中，在该处与燃煤锅炉1产生的过热蒸汽混合，在蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中膨胀做功，输出给发电机5进行发电。
导热油加热太阳能预热器13中的给水后，进一步进入第一抛物槽式太阳能集热器17来吸收太阳能，实现导热油的循环利用。
该系统还包括冷凝器6、凝结水泵7、低压给水加热器8、除氧器9、高压水泵10、高压给水加热器11和加压泵12，其中，所述过热蒸汽在蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中膨胀做功后变为乏汽，该乏汽经冷凝器6凝结成水，经凝结水泵7加压后，分流相当于原系统循环水量的给水依次进入低压给水加热器8、除氧器9、高压水泵10和高压给水加热器11进行吸热升温，而后进入燃煤锅炉1，分流后多余的给水经加压泵12适当增压或减压后，依次通过经太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15吸收导热油的热量形成过热蒸汽，继续注入蒸汽轮机的高压缸2或中压缸3中膨胀做功，实现给水的循环利用。
当太阳辐照不能满足产生过热蒸汽所需热量时，为保证过热蒸汽温度不变，则逐渐减少给水流量，直至太阳辐照为零，给水流量减少至零，系统恢复为互补前火电站单独发电模式。
西部地区太阳能资源丰富，年平均辐照强度约为600W/m2，日照时数达2500h，选用330MW常规火电站与太阳能进行互补发电，图2为中压缸注蒸汽式太阳能和330MW火电站互补发电系统的结构示意图。
在本实施例中，导热油在镜场17的抛物槽式太阳能集热器中吸收太阳辐射热后，进入太阳能蒸汽发生器14进行换热，出口导热油经分流器18一部分进入镜场16的抛物槽式太阳能集热器继续吸收太阳能后进入太阳能过热器15进行换热，而后与分流器18出口的其余部分导热油经混合器19混合，进入太阳能预热器13，换热后重新进入太阳能镜场17。
给水(50t/h)先后在太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15中吸收导热油释放的热量，被加热成为370℃、1.19MPa的过热蒸汽，注入蒸汽轮机的中压缸3相应级，燃煤锅炉1产生的蒸汽在蒸汽轮机的高压缸2膨胀做功后经锅炉再热，进入蒸汽轮机的中压缸3，膨胀到该级后与太阳能产生的蒸汽混合，继续膨胀，蒸汽轮机的低压缸4出口乏汽经冷凝器6凝结成水后，一部分经凝结水泵7加压依次进入低压给水加热器8、除氧器9、高压给水泵10和高压给水加热器11，而后进入锅炉1的省煤器，完成热力循环，其余部分经减压阀12适当减压后，重新进入太阳能预热器13、太阳能蒸汽发生器14和太阳能过热器15，吸收热量变为过热蒸汽。
较之于330MW常规燃煤电站，注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统的热力性能得到明显提升，当输入燃料不变时，系统出功增加大于10MW，系统热效率由提升1.5个百分点左右。
互补发电系统的太阳能净发电效率可达20％左右，高于已商业运行的槽式太阳能热发电站SEGS系列的发电效率9.3-13.6％。
太阳能镜场实现国产化后，该注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统太阳能发电比投资小于10000元/kW，较之于单独槽式太阳能电站SEGS(I-XI)的比投资成本25840-19652元/kW，具有一定竞争优势。
标准煤耗由311.1g/kWh降至300.4-296.0g/kWh，每年节省标煤300-600t，如进行CDM碳交易项目(约30美元/吨CO2)，则每年额外盈利最高达30万元。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，该系统包括第一抛物槽式太阳能集热器(17)、太阳能蒸汽发生器(14)、分流器(18)、第二抛物槽式太阳能集热器(16)、太阳能过热器(15)、混合器(19)、太阳能预热器(13)、燃煤锅炉(1)、发电机(5)，以及蒸汽轮机的高压缸(2)、中压缸(3)和低压蒸缸(4)，其中：
导热油经第一抛物槽式太阳能集热器(17)加热后进入太阳能蒸汽发生器(14)，将太阳能蒸汽发生器(14)中的给水加热至饱和状态，因换热而温度下降的导热油经分流器(18)分流，一部分进入第二抛物槽式太阳能集热器(16)吸热升温，进入太阳能过热器(15)将太阳能过热器(15)中的给水加热至过热状态，然后该部分导热油与其余部分导热油经混合器(19)混合进入太阳能预热器(13)，加热太阳能预热器(13)中的给水；
给水经太阳能预热器(13)、太阳能蒸汽发生器(14)和太阳能过热器(15)，通过导热油间接吸收太阳能或直接进入太阳能集热器吸收太阳能变为过热蒸汽，该过热蒸汽被注入蒸汽轮机的高压缸(2)或中压缸(3)中，在该处与燃煤锅炉(1)产生的过热蒸汽混合，在蒸汽轮机的高压缸(2)或中压缸(3)中膨胀做功，输出给发电机(5)进行发电。
2.根据权利要求1所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述导热油加热太阳能预热器(13)中的给水后，进一步进入第一抛物槽式太阳能集热器(17)来吸收太阳能，实现导热油的循环利用。
3.根据权利要求1所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，该系统还包括冷凝器(6)、凝结水泵(7)、低压给水加热器(8)、除氧器(9)、高压水泵(10)、高压给水加热器(11)和加压泵(12)，其中，所述过热蒸汽在蒸汽轮机的高压缸(2)或中压缸(3)中膨胀做功后变为乏汽，该乏汽经冷凝器(6)凝结成水，经凝结水泵(7)加压后，分流相当于原系统循环水量的给水依次进入低压给水加热器(8)、除氧器(9)、高压水泵(10)和高压给水加热器(11)进行吸热升温，而后进入燃煤锅炉(1)，分流后多余的给水经加压泵(12)适当增压或减压后，依次通过经太阳能预热器(13)、太阳能蒸汽发生器(14)和太阳能过热器(15)吸收导热油的热量形成过热蒸汽，继续注入蒸汽轮机的高压缸(2)或中压缸(3)中膨胀做功，实现给水的循环利用。
4.根据权利要求1或3所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，当太阳辐照不能满足产生过热蒸汽所需热量时，为保证过热蒸汽温度不变，则逐渐减少给水流量，直至太阳辐照为零，给水流量减少至零，系统恢复为互补前火电站单独发电模式。
5.根据权利要求1或3所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述太阳能预热器(13)、太阳能蒸汽发生器(14)和太阳能过热器(15)均由油水换热器构成。
6.根据权利要求1所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述太阳能预热器(13)、太阳能蒸汽发生器(14)和太阳能过热器(15)串联运行，将给水最终加热至过热状态。
7.根据权利要求1所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述太阳能预热器(13)、太阳能蒸汽发生器(14)和太阳能过热器(15)与火电站的回热系统并联运行，通过控制系统和蒸汽阀门调节。
8.根据权利要求1所述的注蒸汽式的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述第一抛物槽式太阳能集热器(17)和第二抛物槽式太阳能集热器(16)通过导热油回路间接产生过热蒸汽。
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