CN108518324B - 一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统 - Google Patents

一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了属于太阳能发电领域的一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统。该系统是在传统的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的再热蒸汽太阳能换热器和熔融盐换热器的输出接入冷罐，然后冷罐通过3#泵接到塔式太阳能集热镜场的集热器上，塔式太阳能集热镜场的集热器输出与热罐连接，热罐再通过1#泵、2#泵与再热蒸汽太阳能换热器和熔融盐换热器的输入端连接构成。本发明提出的带蓄能的集成方式是吸收了太阳能的高温熔盐加热部分工质水为主蒸汽，并与锅炉产生的主蒸汽混合共同驱动汽轮机发电，太阳能替代锅炉系统的一部分再热器热负荷，减小对原电站系统的影响；并使系统的输出更稳定，使耦合系统的稳定性和灵活性大幅度提高。

Description

一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统
技术领域
本发明属于太阳能发电领域，特别涉及一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统。
背景技术
中国煤炭储量丰富且成本较低，故煤电依然占据发电的主要地位，但是这种燃烧化石燃料的发电方式对生态环境产生破坏，造成全球变暖等问题，对新能源的利用可以缓解并减少煤电对环境的负面影响。太阳能储量丰富并且太阳能热电站已有不同成熟度的应用，塔式太阳能热发电热效率较高且成熟度仅次于槽式太阳能热发电。考虑到两点，一是单独的太阳能热电站的一次性投入极大且热转功效率较低(塔式系统平均效率20～35％)，二是煤电在发电系统中的占比呈下降趋势，面临去产能或者转型，并且更多的火电加入调峰，将太阳能耦合进传统煤电中，不仅能够节能减排，促进环保和可持续发展，平稳过渡能源结构转型，也能减少太阳能发电的初期投资高。但是传统的太阳能光热耦合燃煤发电系统在太阳能辐照波动影响下输出不能维持较高程度稳定，且耦合方式上灵活性欠缺。
发明内容
本发明的目的是提出一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统，其特征在于，所述带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统是在式太阳能光热耦合燃煤发电系统的再热蒸汽太阳能换热器EX1和熔融盐换热器的输出接入冷罐，然后冷罐通过3#泵接到塔式太阳能集热镜场的集热器上，塔式太阳能集热镜场的集热器输出与热罐连接，热罐再通过1#泵、2#泵与再热蒸汽太阳能换热器EX1和熔融盐换热器的输入端连接；其中，塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统是塔式太阳能集热镜场直接与再热蒸汽太阳能换热器EX1和熔融盐换热器连接构成；并以此作为带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的参比系统。
所述汽轮机机组选择东方汽轮机有限公司的NZK660-24.2/566/566型抽汽凝气汽轮机。
所述带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电方法：其特征在于，选取熔融盐作为塔式太阳能集热镜场与燃煤发电系统的耦合发电换热工质；熔融盐吸收塔式太阳能集热镜场的辐射热后，变成高温熔融盐，高温熔融盐先进入热罐储存，热罐中的高温熔融一部分通过1#泵进入熔融盐换热器，加热高压给水；另一部分通过2#泵进入再热蒸汽太阳能换热器(EX1)加热再热冷端蒸汽，被加热的高压给水变成蒸汽后与锅炉产生的主蒸汽混合进入高压缸做功，被加热的再热冷端蒸汽进入锅炉继续吸热变为热再热蒸汽后进入中压缸做功；从热罐输出换热后的低温熔融盐储存在冷罐中，冷罐输出的低温熔融盐通过3#泵返回塔式太阳能集热镜场的集热器，吸收塔式太阳能集热镜场的辐射热，接着循环，从而实现带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电；
具体耦合发电过程如下：从HP1#-3#高压给水加热器出来的被加热的高压给水分为两部分，一部分直接进入锅炉，产生一部分过热蒸汽，这部分蒸汽驱动汽轮机在75％THA工况下工作；另外一部分进入熔融盐换热器吸热后转变为达到主汽参数的过热蒸汽，与前一股蒸汽汇合后构成主汽进入汽轮机高压缸做功，该过热蒸在汽轮机高压缸做功后依次经过中压缸、低压缸后驱动发电机发电，完成电站的常规循环；经过常规循环的低温蒸汽再分别在除氧器、凝汽器、LP1#-4#低压给水加热器和HP1#-3#高压给水加热器中循环，被加热，实现再热蒸汽的耦合循环；其中LP4#低压给水加热器的抽汽来自轴封抽汽；
由于汽轮机和锅炉的工作工况不同，导致实际耦合运行中由汽轮机进入锅炉的再热蒸汽流量不同于75％THA工况下锅炉的设计再热蒸汽流量，故在再热蒸汽进入锅炉之前设置塔式太阳能集热镜场的熔融盐换热器，由熔融盐进行补热，以维持再热蒸汽在锅炉内吸热量基本不变；即通过控制热罐输出的熔融盐流量，控制太阳能的耦合量；根据不同的耦合量，太阳能负担5％-15％THA的不同负荷，而在太阳能耦合进入的情况下，锅炉稳定运行在75％THA工况，故达到整个系统在80％-90％THA负荷下稳定运行。
所述控制太阳能的耦合量是随着季节变化，通过调节太阳能不同的耦合量来达到太阳能利用率的最大化。
所述热罐储存的高温熔融盐温度为585℃。
所述冷罐储存的低温熔融盐为290℃。
本发明的有益效果是通过设置的蓄热双罐使得耦合系统的输出接近完全稳定，并且通过蓄热双罐配合锅炉运行，使得太阳能的耦合对原来的燃煤电站系统影响极小,保证了整个耦合系统的稳定性，使得太阳能的利用效率更高，同时让太阳能的进入和退出以及集成量的变化随季节和天气变化更具灵活性。
附图说明
图1为不带蓄能系统的太阳能光热耦合燃煤电站发电系统，作为本发明新集成系统的参比系统。
图2为带蓄能系统的太阳能光热耦合燃煤电站发电系统。
具体实施方式
本发明提出一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统，下面结合附图予以说明。
如图1所示的传统的不带蓄能的太阳能耦合燃煤发电系统是由塔式太阳能集热镜场直接与再热蒸汽太阳能换热器EX1和熔融盐换热器连接构成。并以此作为带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的参比系统。其熔融盐在集热塔中吸热后直接进入耦合部位做功，一部分在熔融盐换热器中产生过热蒸汽，另外一部分在再热蒸汽补热换热器中对再热蒸汽进行补热。因为太阳能的辐照强度是波动的，所以如果要维持高温熔融盐温度一定，则出口熔融盐的流量就是波动的，导致耦合系统中太阳能输出量是波动的，并且整个系统的运行工况无法维持在一个较为固定的状态下，这种不稳定的工况不利于整个系统的安全高效运行。
图2所示为带蓄能系统的太阳能光热耦合燃煤电站发电系统。图中所示的带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统是在塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的再热蒸汽太阳能换热器EX1和熔融盐换热器的输出接入冷罐，然后冷罐通过3#泵接到塔式太阳能集热镜场的集热器上，塔式太阳能集热镜场的集热器输出与热罐连接，热罐再通过1#泵、2#泵与再热蒸汽太阳能换热器EX1和熔融盐换热器的输入端连接。
图2所示的带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电过程：首先选取熔融盐作为塔式太阳能集热镜场与燃煤发电系统的耦合发电换热工质；熔融盐吸收塔式太阳能集热镜场的辐射热后，变成高温熔融盐，其高温熔融盐温度为585℃，高温熔融盐先进入热罐储存，热罐中的高温熔融盐一部分通过1#泵进入熔融盐换热器，加热高压给水；另一部分通过2#泵进入再热蒸汽太阳能换热器(EX1)加热再热冷端蒸汽，被加热的高压给水变成蒸汽后与锅炉产生的主蒸汽混合进入高压缸做功，被加热的再热冷端蒸汽进入锅炉继续吸热变为热再热蒸汽后进入中压缸做功；从热罐输出换热后的低温熔融盐储存在冷罐中，冷罐储存的换热后较低温熔融盐为290℃；冷罐输出的低温熔融盐通过3#泵返回塔式太阳能集热镜场的集热器，吸收塔式太阳能集热镜场的辐射热，接着循环，从而实现带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电；
具体耦合发电过程如下：从HP1#-3#高压给水加热器出来的被加热的高压给水分为两部分，一部分直接进入锅炉，产生一部分过热蒸汽，这部分蒸汽驱动汽轮机在75％THA工况下工作；另外一部分进入熔融盐换热器吸热后转变为达到主汽参数(温度566℃，压力24.2MPa)的过热蒸汽，与前一股蒸汽汇合后构成主汽进入汽轮机高压缸做功，该过热蒸汽在汽轮机高压缸做功后依次经过中压缸、低压缸后驱动发电机发电，完成电站的常规循环；经过常规循环低温蒸汽再分别在除氧器、凝汽器、LP1#-4#低压给水加热器和HP1#-3#高压给水加热器中循环，被加热，实现再热蒸汽的耦合循环；其中LP4#低压给水加热器的抽汽来自轴封抽汽；其中，汽轮机机选择东方汽轮机有限公司的NZK660-24.2/566/566型抽汽凝气汽轮机。
由于汽轮机和锅炉的工作工况不同，导致实际耦合运行中由汽轮机进入锅炉的再热蒸汽流量不同于75％THA工况下锅炉的设计再热蒸汽流量，故在再热蒸汽进入锅炉之前设置塔式太阳能集热镜场的熔融盐换热器，由熔融盐进行补热，以维持再热蒸汽在锅炉内吸热量基本不变；即通过控制热罐输出的熔融盐流量，控制太阳能的耦合量；根据不同的耦合量，太阳能负担5％-15％THA的不同负荷，而在太阳能耦合进入的情况下，锅炉稳定运行在75％THA工况，故达到整个系统在80％-90％THA负荷下稳定运行。
本发明所控制太阳能的耦合量是随着季节变化，通过调节太阳能不同的耦合量来达到太阳能利用率的最大化。下面列举实施例进一步说明。
实施例
选取甘肃兰州的四季气象数据为基础天气条件，计算在四季的耦合系统性能表现，对本发明的效果做以下说明。
太阳能的光电转化率为：
ηse＝ηte·ηst·ηTES
Figure GDA0002512274240000061
式中ηse—太阳能光电转化效率
ηte—熔融盐输出的热电转化效率
ηst—集热场的光热转化效率
ηTES—蓄能系统的蓄能效率
ΔWe—为太阳能耦合进入后的增发电量，(kWh)
Qrh为每小时再热耦合段熔融盐换热量；
Qsh为每小时过热耦合段熔融盐换热量；
因为耦合系统为省煤型，所有收益计算为标准煤节省量(吨)。
表1为耦合系统的运行工况；表2为耦合系统的抽汽参数；表3为耦合系统不同季节的主要运行工况；表4四季耦合系统启停次数；表5为耦合系统不同工况性能；表6为蓄能系统对耦合系统性能影响。由表5和表6可得，新系统可以在完全稳定的工况下实现大幅度省煤，并且每月对于太阳能的利用更为充分，太阳能侧运行时间更长。
表1耦合系统的运行工况
Figure GDA0002512274240000071
表2耦合系统的抽汽参数
Figure GDA0002512274240000072
Figure GDA0002512274240000081
由表1和表2为耦合系统的变工况参数。
表3耦合系统不同季节的主要运行工况
Figure GDA0002512274240000082
表4四季耦合系统启停次数
Figure GDA0002512274240000083
由表4可以看出，带蓄能的耦合系统的各季启停次数相较于没有蓄能的耦合系统减少了约50％，使得耦合系统的输出更加平稳集中。
表5耦合系统不同工况性能
Figure GDA0002512274240000084
由表5可以看出，耦合系统从80％负荷增加到90％负荷，整个系统的节煤量从17.4g/kWh增加到了46.5g/kWh，这样的节煤效果是十分可观的，而整个耦合系统的光电转化效率在26-27％左右，远高于单纯的光热电站效率。
表6蓄能系统对耦合系统性能影响
Figure GDA0002512274240000091
由表6可以看出，耦合系统在加入蓄能系统之后，输出是100％稳定的，完全避免了太阳能波动对耦合系统的影响，而且单月中运行时间即太阳能输出量大幅提升，春夏约增长为不带蓄能系统时的175-180％，秋冬约为135-139％，整个耦合系统对太阳能的利用率也远比没蓄能的高。经过成本计算后，加入蓄能系统的成本约5年即可收回，每年产生约26000吨标煤的收益，经济性好，而整个耦合系统每年收益约61000吨标煤。
综上，本发明提出的带蓄能的新型塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统大大提高了太阳能利用率，且整个系统的运行十分稳定且高效灵活，具有热力学性能优势，经济优势较好。

Claims (4)

1.一种带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电方法，所述带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统是在塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的再热蒸汽太阳能换热器(EX1)和熔融盐换热器的输出接入冷罐，然后冷罐通过3#泵接到塔式太阳能集热镜场的集热器上，塔式太阳能集热镜场的集热器输出与热罐连接，热罐再通过1#泵、2#泵与再热蒸汽太阳能换热器(EX1)和熔融盐换热器的输入端连接；其中，塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统是塔式太阳能集热镜场直接与再热蒸汽太阳能换热器(EX1)和熔融盐换热器连接构成；并以此作为带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的参比系统；其特征在于，所述带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电方法，首先选取熔融盐作为塔式太阳能集热镜场与燃煤发电系统的耦合发电换热工质；熔融盐吸收塔式太阳能集热镜场的辐射热后，变成高温熔融盐，高温熔融盐先进入热罐储存，热罐中的高温熔融盐 一部分通过1#泵进入熔融盐换热器，加热高压给水；另一部分通过2#泵进入再热蒸汽太阳能换热器(EX1)加热再热冷端蒸汽，被加热的高压给水变成蒸汽后与锅炉产生的主蒸汽混合进入高压缸做功，被加热的再热冷端蒸汽进入锅炉继续吸热变为热再热蒸汽后进入中压缸做功；从热罐输出换热后的低温熔融盐储存在冷罐中，冷罐输出的低温熔融盐通过3#泵返回塔式太阳能集热镜场的集热器，吸收塔式太阳能集热镜场的辐射热，接着循环，从而实现带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电；
具体耦合发电过程如下：从HP1#-3#高压给水加热器出来的被加热的高压给水分为两部分，一部分直接进入锅炉，产生一部分过热蒸汽，这部分蒸汽驱动汽轮机在75％THA工况下工作；另外一部分进入熔融盐换热器吸热后转变为达到主汽参数的过热蒸汽，与前一股蒸汽汇合后构成主汽进入汽轮机高压缸做功，该过热蒸汽在汽轮机高压缸做功后依次经过中压缸、低压缸后驱动发电机发电，完成电站的常规循环；经过常规循环低温蒸汽再分别在除氧器、凝汽器、LP1#-4#低压给水加热器和HP1#-3#高压给水加热器中循环，被加热，实现再热蒸汽的耦合循环；其中LP4#低压给水加热器的抽汽来自轴封抽汽；
由于汽轮机和锅炉的工作工况不同，导致实际耦合运行中由汽轮机进入锅炉的再热蒸汽流量不同于75％THA工况下锅炉的设计再热蒸汽流量，故在再热蒸汽进入锅炉之前设置塔式太阳能集热镜场的熔融盐换热器，由熔融盐进行补热，以维持再热蒸汽在锅炉内吸热量基本不变；即通过控制热罐输出的熔融盐流量，控制太阳能的耦合量；根据不同的耦合量，太阳能负担5％-15％THA的不同负荷，而在太阳能耦合进入的情况下，锅炉稳定运行在75％THA工况，故达到整个系统在80％-90％THA负荷下稳定运行；其中，THA为热耗率验收工况；主汽参数为温度566℃，压力24.2MPa。
2.根据权利要求1所述的带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电方法，其特征在于，所述控制太阳能的耦合量是随着季节变化，通过调节太阳能不同的耦合量来达到太阳能利用率的最大化。
3.根据权利要求1所述的带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电方法，其特征在于，所述热罐储存的高温熔融盐温度为585℃。
4.根据权利要求1所述的带蓄能的塔式太阳能光热耦合燃煤发电系统的耦合发电方法，其特征在于，所述冷罐储存的低温熔融盐为290℃。
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