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太阳能-燃煤互补超临界二氧化碳发电系统 设计与优化

发布时间:2022-11-21 13:40
目录
摘 要 I
Abstract II
第1 章 绪 论 1
1.1课题研究背景和意义 1
1.2国内外研究进展 2
1.2.1国内外研究现状 2
1.2.2国内外研究现状的简析及存在问题 4
1.3本文研究方案及主要研究内容 5
第 2 章 太阳能-燃煤互补发电系统的设计与建模 7
2.1系统的组成 7
2.1.1锅炉模块 7
2.1.2发电模块 7
2.1.3太阳能模块 8
2.2系统的工作原理 9
2.2.1超临界二氧化碳燃煤发电系统工作原理 9
2.2.2太阳能-燃煤互补发电系统工作原理 10
2.2.3系统循环性能参数 10
2.3单耗分析计算模型 11
2.4本章小结 12
第 3 章 太阳能-燃煤互补发电系统性能分析 13
3.1超临界二氧化碳发电系统建模及可靠性验证 13
3.1.1EBSILON仿真软件介绍 13
3.1.2超临界二氧化碳发电系统建模 13
3.1.3超临界二氧化碳发电系统可靠性验证 15
3.2互补系统建模及其热力学性能分析 16
IV
3.2.1互补系统建模 16
3.2.2太阳能模块的引入对互补系统煤耗量的影响 17
3.2.3太阳能模块做功能力对补充电功率的影响 18
3.3互补系统冷、热端优化方案及其对比分析 18
3.3.1互补系统热端优化布局方案 18
3.3.2互补系统热端优化布局方案对比分析 20
3.3.3互补系统冷端改进布局方案 23
3.3.4互补系统冷端改进布局方案对比分析 25
3.4互补系统改进模型建模及其热力学性能分析 26
3.4.1互补系统改进模型建模 26
3.4.2第二分流比对互补系统改进模型的影响 28
3.5本章小结 30
第4章 太阳能-燃煤互补发电系统运行特性分析 31
4.1设计工况下系统单耗分析 31
4.1.1互补系统单耗分析 31
4.1.2互补系统改进模型单耗分析 32
4.2变工况下系统运行特性分析 34
4.2.1变工况下互补系统改进模型参数分析 34
4.2.2变工况下互补系统改进模型单耗分析 35
4.3太阳能模块变工况运行特性分析 37
4.3.1太阳能模块短期运行分析 37
4.3.2太阳能模块全年运行分析 38
4.4互补系统改进模型成本评估与经济性分析 40
4.4.1经济性评价模型的建立 40
4.4.2互补系统改进模型的成本评估 41
4.4.3互补系统改进模型经济性分析 43
4.5本章小结 44
结 论 45
V
参考文献 46
攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果 51
东北电力大学学位论文原创性声明和使用权限 52
《中国优秀博硕士学位论文全文数据库》和《中国学位论文全文数据库》投稿声明 53
致 谢 54
VI
第 1 章 绪 论
1.1课题研究背景和意义
近年来,随着我国经济的高质量发展,对能源的需求逐年上升,大量化石能源的使用 对我国的环境和生态造成了很大程度的破坏。由于能源结构的局限性,在未来的很长一段 时间内,我国的主要发电形式依然为燃煤发电[1,2],风能、太阳能等新能源想要彻底取代 传统火力发电的地位,还需要经历一个相当漫长的过程。因此,如何提高现有化石能源的 使用效率,寻求更高的功率转换形式成为当务之急[3]。
目前,许多大型(1000MW及以上)超临界水蒸汽朗肯循环发电厂的发电效率为47%[4]。 超临界二氧化碳(S-C02)发电系统以超临界状态的二氧化碳作为系统内流动循环的工作 流体,将来自热源的能量转化为机械能,进而转化为电能,其热源可以是核反应堆、风能、 太阳能、化学燃料燃烧、地热能等[5],也可以是多种能源形式的集成与互补。相比于单一 形式的热源,多能互补技术可以更加有效地应对热源单独利用的局限与不足。经典的热力 学告诉我们,可以通过提高进入汽轮机的蒸汽温度来进一步提高系统的净效率,然而,这 种改变受到金属材料的温度上限的制约。例如,在700弋的超高温度条件下,水蒸汽极易 与金属材料发生一系列化学反应,这给进一步提高系统效率带来了巨大挑战。S-C02布雷 顿循环为突破上述限制提供了极大的可能性,因此,许多研究人员与科研机构将目光转向 S-C02 发电[6,7]。
首先,与其它流体作为循环工质的布雷顿循环相对比,S-C02布雷顿循环具有相对更 高的循环热效率[8],与水蒸汽朗肯循环相比,在煤耗量相等的前提下,其发电效率和发电 量均有显著的增加;然后,C02是一种惯性流体,高温的C02与金属固体材料之间的化学 反应较弱[9],从而可以在整个汽轮机中进一步提高蒸汽温度,并进一步提高系统发电效率; 其次,S-C02循环是布雷顿循环,整个发电系统在大于7.38MPa的高压下运行,因此流体 具有较高的密度,从而显著减小了汽轮机和冷却器的组件尺寸[10];最后,C02作为一种不 能被燃烧的惰性气体,其制备工艺较为简单,易达到临界参数,与金属材料的反应速率远 远小于水蒸汽,大大减少了材料的腐蚀,增加了金属材料的使用期限,进而使设备运行更 加安全可靠。
在工程领域,各国相继开展了有关700弋超超临界发电技术的研究,但是其发展的脚 步受到了高温材料研发的制约。如何提高火电机组的效率,从根源上减少污染物的排放, 成为现今社会面临的关键性问题。在各种节能减排技术发展的同时,寻找适用于更高发电 效率的工质与循环类型,可以更加充分地挖掘大型机组的发电“潜力”,S-C02布雷顿循 环为此提供了充分可能。与此同时,燃煤机组与外部能源的互补利用是实现深度节能减排
-1- 的重要组成部分,其中太阳能与燃煤发电机组的互补利用能够进一步减少煤炭资源的消耗, 充分发挥火电机组的节能潜力,在保证能源结构不变的前提下对节能减排有重要借鉴意义。
1.2国内外研究进展
1.2.1国内外研究现状
Sulzer是第一个提出S-C02循环的人,FeheZ】对此进行了分析,并在1948年提出将 S-CO2循环应用于发电厂,之后总结了 S-C02作为布雷顿循环工质的优点,引起了众多学 者的大范围关注。但是由于当时科学技术水平的局限性,S-C02循环未能得到进一步的研 究和发展。2001年,在第四代核能论坛(GIF)上再次提及布雷顿循环,称其可以在核反 应堆能量转换系统中得到应用。 Dostal 等[12]提出了“再压缩循环”的概念,分析了其在核 应用中汽轮机入口温度为550〜750°C时的循环性能,并将S-CO2布雷顿循环、氦布雷顿循 环和过热蒸汽间接循环耦合的气冷反应器进行经济性比较,结果表明,如果将蒸汽间接循 环替换为直接的S-CO2循环,则最多可节省30%的成本。此外,他们还将S-CO2布雷顿 循环与其它工质类型的循环进行对比分析,结果表明,与传统的蒸汽循环相比, S-CO2 布雷顿循环可节省更多的成本[13]。
在核工业研究领域,钠冷快堆(SFR)的各个研发组织开始关注S-CO2动力循环[14-16]。 Sienicki等[17]对较低的堆芯出口温度下运行的SFR进行研究,他们将注意力集中在优化再 压缩超临界循环上,研究了优化循环最低温度和压力所带来的效果,发现可以通过对最小 循环温度和压力进行组合进而获取最佳选择,并将循环效率提高1 %以上。Ahn等[18]分析 了 S-CO2布雷顿循环在核电、火电、排气或废热回收、可再生能源等领域的应用,并且 对各种循环方式进行了全面总结。
许多研究机构都将S-CO2布雷顿循环应用于燃煤电厂,包括法国电力公司(EDF)19,20】, 韩国能源研究所(KIER) I2】]和高级工程学院(IAE)等。Moullec等[20]发现与不进行再热 的布雷顿循环相比,单次再热是一种很有效的配置方法,循环效率提高了 1.5%。他们提 供了四种烟道余热回收利用的方法,并分析了回热器配置、汽轮机入口温度和压力、再热 级数、预冷器稳定性等因素对循环效率的影响。Zhangl22]等根据原有的S-CO2布雷顿循环 布局方式,提出了三种改进的循环布局,可以更好的利用中温部分的烟气余热,并分析了 二次分流比对循环净效率的影响,推导了计算二次分流比最优解的方程。Sun[23,24]等提出 了单独的、即分离的顶部与底部循环(STB),其中顶部和底部循环不共用任何组件,研究 了六个适合系统的底部循环,并将整个发电站的热力学分析与传热分析、压降分析综合对 比研究。随后他们将分离的循环转化为连接的顶部与底部循环(CTB),以此简化发电系统 的布局方式,并提高了系统循环效率,还探讨了一次再热方法和二次再热方法哪一种更适
-2- 合S-C02燃煤发电系统[25],得出的结论为在主蒸汽压力调节方法与烟气冷却器方法这两 种方案中,一次再热均优于二次再热。
Liu[26]等比较了基于S-C02布雷顿循环和蒸汽朗肯循环的燃煤电厂的发电效率、锅炉 传热过程炯损失以及功率循环炯损失,还分析了主要设备参数的变化对循环效率的影响, 结果表明前者能够节省更多的能源,传热过程的炯损失更小,S-C02功率循环可以彻底优 化和改进燃煤发电系统。他们还研究了与再压缩S-C02功率循环集成的燃煤电厂,计算 并比较了 S-C02功率循环热端和冷端的系统改进结果[27],充分考虑了冷端和热端的系统 布局特点,优化了发电系统的多种参数,提出了三种改进的循环布局方式,并最终确定了 S-C02燃煤电站的最优配置。
太阳能发电大致分为光热发电和光伏发电。光热发电是将太阳能作为发电站的热源系 统,工质被热源加热后进入汽轮机膨胀做功,并带动发电机产生电能。光伏发电则是通过 太阳能电池板将光能转化为电能。从能源结构与形式上来讲,光热发电更适合与燃煤发电 系统进行互补集成。光热系统需要将太阳的能量进行聚光集热,根据其聚光形式的差异, 可以分为塔式、槽氏、碟式发电系统。其中,塔式太阳能系统聚光比较大、能量转换效率 较高,应用范围更为广泛。 1981 年美国建成世界上最早的塔式太阳能发电站, 1996 年又 建成最早的带有熔盐的塔式太阳能发电站。2007年西班牙的Planta Solar 10(PS10)塔式太 阳能发电站首次以商业形式运行,其发电量为11MW。2016年中国制定了第一批太阳能 发电示范项目(数量为20个),其中7个使用的是带有熔融盐的塔式太阳能发电技术, 标志着我国开始着力建设太阳能发电站。
太阳能作为最有发展前景的可再生能源之一,越来越多的人们在太阳能发电厂中应用 S-CO2循环。Garg等[28]研究了基于S-CO2的布雷顿循环(可用于集中式太阳能发电), 并将其与跨临界和亚临界条件下的流体进行了比较。Wang等[29]从效率、比功率和通过太 阳能接收器的熔融盐温度差来表示的热能存储结合能力等方面,综合比较了六种布雷顿循 环的性能。Milani等[30]用恒定的10MW净输出功率模拟了太阳能辅助S-CO2布雷顿循环, 由于使用了热能储存系统,与直接循环相比,间接方式消耗的化石燃料减少19.5%。考虑 到太阳辐射和生物量互补的变化,Wang等[31]研究了所提出的级联S-CO2系统在设计和非 设计情况下的热力学性能,整个系统的效率可以达到40.1%。Atif和Al-Sulaiman[32,33]通 过一个双储热罐系统对不同S-CO2布雷顿循环的能量和炯变化情况进行分析,还进行了 定日镜区域的年度优化研究,研究结果表明,在6月的中午使用再压缩S-CO2布雷顿循 环可以达到最高效率。
截至目前,已经提出了许多种S-CO2布雷顿循环方式,其中包括简单的布雷顿循环、 再压缩循环、部分冷却循环、中间冷却循环、预压缩循环等。Turchi等[34]研究了在集中式 太阳能(CSP)系统中有、无再热两种类型的S-CO2布雷顿循环的效率。Neises等[35]对几 种不同的S-CO2循环的布局方式进行了比较,重点是在CSP系统中的应用。他们比较了 循环效率和在简单的回热循环,再压缩循环以及部分冷却循环之间整合热能存储年限的能
-3-
力。结果表明,部分冷却循环比再压缩循环效率更高,可以在整个热交换器上产生更大的 温度差异,从而达到最具成本收益的热存储能力。考虑到太阳能资源的间歇性, Iverson 等[36]和Singh[37]等分别研究了 S-CO2布雷顿循环对热输入波动的瞬态响应过程。
S-CO2太阳能发电技术可以使光热发电效率提高5-10%,发电成本下降20%左右,同 时可以使系统对工况改变响应迅速,适应高频率与宽负荷,从而更好地发挥灵活性的优势。 此外,其无水运行的特点也使该技术更加适合干旱缺水地区。尽管太阳能具有许多优点, 但是其间歇性、挥发性和随气候变化的特性阻止了大规模太阳能发电在世界范围内的广泛 普及和商业化[38]。常规的能源动力系统存在很多的不足:燃烧过程燃料的品味损失大、 中温段的能量利用存在断层、低温段大量热能的直接排放和损失、排放过程对环境造成严 重的污染等[39]。多能源互补系统被认为是未来最有前景的能源利用类型之一,“多源输 入”指输入系统的能源不止是一种,有煤、石油、天然气等不可再生能源,也有太阳能、 风能等可再生能源;“综合互补”可以是各种形式能源之间的互补集成[40]。
Wang等[38]为了加深太阳能的并网渗透,提出了一种利用S-CO2布雷顿循环的新型混 合太阳能与核能的互补发电(SNCP)系统。研究结果表明,随着太阳能DNI的增加,SNCP 系统的净电能,净电效率,太阳能提供的增量电能以及SNCP系统的增量电能与净电能的 比值都有明显的增加。Curtis和Forsberg141 ]提出了一个由核能、风能、太阳能和油页岩组 成的组合系统,用于发电和生产液体燃料。Garcia 等[42,43]提出了由600MW的SMR和 30MW的太阳能PV块组成的混合太阳能-核能系统,主要用于发电和生产淡水,并进行 了系统的动态性能分析和运行优化。王树成等[44 ]研究了太阳能燃气联合循环系统(ISCC), 是将槽式太阳能热发电系统与燃气-蒸汽联合循环发电系统(CCPP)相结合,将传统CCPP 与 ISCC 在不同太阳辐射强度之下的各项参数进行对比,结果表明, ISCC 具有更高的系 统热效率,具有良好的经济效益和社会效益。
在太阳能辅助发电系统中,太阳能辅助燃煤电厂(SCPP)对于以煤电为主导的国家 具有很大的吸引力。各国学者已经对SCPP的系统性能和优化方案进行了许多研究。研究 表明,可以通过槽式或者塔式太阳能集热器来集中太阳能,收集到的热量将用于燃煤电厂 (CPP)[45],来自抛物线槽或太阳能塔的太阳能可以引入燃煤发电系统的给水预热、蒸发、 过热、再热等[46]不同加热阶段。在燃煤电厂中引入太阳能可以实现能源的高效利用,在 一定程度上解决各自的缺点,对未来新能源的发展具有较好的科学研究意义。
1.2.2国内外研究现状的简析及存在问题
迄今为止,朗肯循环在将热能转换为电能的燃煤发电厂中依然占据首要的地位,然而, 想要进一步提高功率转换效率却是十分困难的[47]。将汽轮机入口温度提高到700°C是一 个重要的突破,但是高温下水蒸汽极易与金属材料发生化学反应,这又给提高功率转换效 率带来了巨大的挑战。为了寻求更有效的将热能转换为电能的方法,研究人员付出了很大 的努力,在各种研究方案中,S-CO2布雷顿循环被认为是最有前途、经济性最佳的替代方
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案。S-C02布雷顿循环与蒸汽朗肯循环相比,可以实现更高的功率转换效率,布局更加紧 凑,因此,在火力发电厂中引入S-C02布雷顿循环是十分必要的,可以提高发电厂的系 统效率和经济性能。
S-C02布雷顿循环集成燃煤发电的研究在国内外均有了很大的发展,其中已研究的内 容包括不同循环布局的配置方式、各种关键性参数对系统净效率的影响、烟气余热的充分 利用、系统综合优化等。太阳能作为一种无害且长久的可再生能源,与S-C02循环的集 成,也受到了广泛的关注。
在未来的很长一段时间内,我国依然是以煤炭为主导的国家,然而,单一形式的能源 类型存在很多弊端,一是在燃煤电厂中,煤炭在燃烧过程中能量损失很大,中温段的能量 利用不完全且存在断层,而低温段排放出大量未经利用的热量,既造成了能源的浪费又造 成了环境的污染;二是在太阳能、风能等可再生能源发电站中,热源的间歇性,波动性, 挥发性,受季节、气候影响等一系列不稳定特性,限制了这些可再生能源电厂的大规模建 设。我国存在丰富的太阳能资源,将太阳能与燃煤发电联合利用后既可以减少煤炭的消耗 量、减少大气的污染,又可以让太阳能依靠大功率机组实现稳定的发电。目前,在常规的 火力发电厂中,已经存在许多太阳能辅助燃煤发电系统的集成研究[48-50],而太阳能与 S-C02燃煤发电系统的集成研究却相对较少。太阳能与S-C02燃煤电厂的互补利用相关技 术还不够成熟,尚还存在许多问题需要去研究和解决,主要包括以下问题:
(1) 如何实现太阳能与S-C02燃煤电厂之间的互补运行;
(2) 如何模拟太阳能与S-C02燃煤互补发电系统在变工况条件下的运行情况;
(3) 如何研究太阳能模块的变工况运行特性以及年度运行方式。
1.3 本文研究方案及主要研究内容
本课题来源于国家重点研发计划,700弋等级高效超超临界发电技术项目,课题四: 700°C发电基础理论与热力系统研究(项目编号:2018YFB0604404)。
目前已有的研究表明,太阳能与其他形式能源的联合利用可以有效的发挥各自的优势, 对未来新能源的发展有良好的借鉴意义。太阳能与S-C02燃煤发电系统的互补利用,既 可以减少煤炭等不可再生能源的消耗,又可以实现太阳能依靠大功率机组的稳定发电。因 此,本文根据现有国内外各学者的研究及相关结论,对太阳能集热场与S-C02燃煤发电 机组的两种耦合布置方式进行全面的系统分析,以及在机组不同负荷条件下、外部太阳能 辐射强度的变化下不同方案的变工况特性。
本文利用EBSILON软件建立S-C02燃煤发电系统(参考系统)、互补系统与互补系 统改进模型的仿真模型,探讨参数变化对各个系统的影响,分析设计工况与变工况条件下 系统的运行特性,并进行系统的经济性分析。本文研究方案如图 1-1 所示。
-5-
 
图 1-1 研究方案流程图
本课题的主要研究内容分为以下几个部分:
(1)提出互补利用系统设计方案:设计太阳能与S-CO2燃煤发电系统互补利用的两 种方案,研究太阳能与S-CO2燃煤发电系统的互补运行方式、合适的循环布局方式以及 互补系统的结构组成、工作原理、回路的循环运行方式、输入工质类型等;
(2)仿真模型的建立与验证:利用EBSILON软件建立S-CO2发电系统的仿真模型 并进行模型验证,同时研究太阳能与S-CO2燃煤发电机组的不同互补利用方式,研究互 补利用系统在设计工况下的关键运行参数对系统煤耗量的影响;
(3)建立互补系统改进模型:进行太阳能与S-CO2燃煤发电系统互补利用模型的冷、 热端优化和优化方案的对比分析,从六种优化组合中选择净效率最高、经济性最佳的方案 作为互补系统改进模型,研究第二分流比对互补系统改进模型的影响;
(4)进行系统变工况分析:进行系统在设计工况和变工况条件下的单耗分析,研究 互补系统及其改进模型的能耗分布,分析其关键参数以及能耗特性随着负荷改变而产生的 变化;在太阳能不同直接辐射强度的变化下,使用假定的运行策略,研究某一段时间内运 行的系统中太阳能模块的变化情况以及进行太阳能模块的全年运行特性分析;
(5)进行系统经济性分析:建立系统经济性评价模型,进行互补系统改进模型的成 本评估,分析各关键性设备和参数的造价对发电成本LCOE的影响。
-6-
第 2 章 太阳能-燃煤互补发电系统的设计与建模
2.1系统的组成
2.1.1锅炉模块
与简单S-C02布雷顿循环相比较,添加分流再压缩的S-C02布雷顿循环能够更充分 的回收高温流体的热量,具有更高的循环热效率,而增加再热次数则可以提高机组的发电 量。作为SCCP系统中的关键模块之一,锅炉模块的输入参数主要有给水温度/压力/流量、 过热出口温度/压力、再热进口和出口温度/压力等,锅炉的相关计算符合热力学第一定律 和热传递的基本原则。锅炉效率(毋)可以定义为:
Q — Qo
Qr B - LHV
式中Qr为锅炉输入热量,kw; Qo为锅炉有效利用热量,kw; B为燃煤锅炉煤耗量,kg/s; LHV 为煤的低位发热量, kJ/kg。
2.1.2发电模块
发电模块主要由主压缩机(MC)、再压缩机(RC)、汽轮机(T)、高温回热器(HTR)、 低温回热器(LTR)、预冷器(PC)、发电机(G)等设备组成,基于其相互关系建立循环 热力学模型[27]。 MC 和 RC 的出口工质参数由入口工质参数和压缩机等熵效率共同决定, RC的再压缩分流比(SR1)定义为流入RC的S-C02质量流量与S-C02总质量流量之比:
SR1=mRC (2-2)
m
式中torc为流经RC的质量流量,kg/s; m为S-CO2总质量流量,kg/s。MC输入功率为:
 
式中hMC,out和hMC,m分别为MC出口和进口 S-C02的焓值,kJ/kg; hMCoutts为MC出口等
熵焓,kJ/kg; “MC,is为MC的效率。同理,RC输入功率为:
Wrc = mSR1(S)= mW_hRC,m) (2-4)
〃RC,is
式中hRC,out和hRC,in分别为RC出口和进口 S-CO2的焓值,kJ/kg; hRC,out,is为RC出口等熵 焓,kJ/kg; nRc,is为 rc 的效率。
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对于汽轮机,其出口参数由入口参数和汽轮机等熵效率共同决定。汽轮机输出功率为:
WT =m 传T,m - hT,out) = m (hT,m - hT,out,is )“T,is ( 2-5 )
式中hT,m和hT,out分别为汽轮机进出口 S-CO2的焓值,kJ/kg; hToutis为汽轮机出口等熵焓, kj/kg; nms为汽轮机的等熵效率。
HTR和LTR的传热过程符合热力学第二定律和能量守恒定律,当忽略传热过程中的 能量损失时,HTR和LTR传递的热量为:
Q = mhot(hhot,in - hhot,out) = mcold(hcold,out - hcold,in) (2-6)
式中mhot和mcoid分别为HTR或LTR热侧和冷侧的S-CO2质量流量,kg/s ; hhot,m和hhot,out 分别为HTR或LTR热侧进口和出口 S-CO2的焓值,kj/kg; hcoid,out和hcoid,m分别为HTR 或LTR冷侧出口和进口 S-CO2的焓值,kJ/kg。PC散热量为:
0PC = m(1 - SR1)(hPC,in - hPC,out) (2-7)
式中hpc,m和hpc,out分别为PC进口和出口 S-CO2的焓值,kJ/kg。
2.1.3太阳能模块
本文选择CSP系统中的塔式太阳能系统。为了实现太阳能模块的稳定运行,热能存 储系统是必不可少的,在DNI不足时,可以使SCCP系统满足运行策略的基本要求。选 择67.0mol%KCl和33.0mol%MgCb作为太阳能模块回路和热能存储系统中的工作流体, 与由KNOs和NaNOs组成的盐相比,KCl-MgCb盐具有更高的、更稳定的工作温度范围 (约450.0°C-1400.0°C)以及相对较高的热能存储容量。因此,本文选择KCl-MgCl2盐。
由67.0mol%KCl和33.0mol%MgCl2组成的熔融盐的热物理性质及相关公式句]为:
p = 2363.84 - 0.474T ( 2-8)
—12.0513 x 10-3 -2.018 x10-5T +1.0689x10-8T2 —1.3348x10-12T3 ( 2-9)
K = 0.2469 + 5.025 x10-4T ( 2-10)
 
式中T为熔融盐温度,K;。为熔融盐密度,kg/m3; “为熔融盐动力粘度,Pas K为熔融 盐热导率,W/(mK)。给定KCl-MgCl2盐的比热容为固定值1150.0J/(kgK)。太阳能模块 中的换热器提供给S-CO2功率循环的热量为:
Qs — ms (hs,hot,in hs,hot,out) — mS-C°2 (hS-CO2,cold,out hS-CO2,cold,in ) ( 2-11 )
 
式中ms为熔融盐的质量流量,kg/s; ms-co,为流经加热器的S-CO2质量流量,kg/s; hs,hot,m 和hs,hot,out分别为加热器热侧入口和出口熔融盐的焓值,kJ/kg; hs-CO2,cold,out和hs-CO2,cold,in分 别为加热器冷侧出口和入口 S-CO2的焓值,kJ/kg。
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聚光集热系统是由吸热器、集热塔、和定日镜场组成,是塔式太阳能系统的主要能量 聚集来源。太阳能模块的主要作用是利用定日镜场将能量聚集到集热塔上方的吸热器上, 之后将光能以热能的形式被流过吸热器的熔融盐吸收,最后热能被存储到储热罐内并加以 利用。定日镜场是太阳能模块的重要组成部分之一,它是由许多的反光镜组成的,其分布 要考虑到定日镜转动所需要的空间。一段时间内吸热器吸收到的能量qr与太阳光入射到 定日镜场的辐射能qh之比叫做太阳能模块的集热效率(ncoi),其公式为:
 
 
 
太阳光入射到定日镜场的辐射能qh为:
qh = IA
式中I为太阳辐射强度,W/m2; A为定日镜场的面积,m2。吸热器吸收到的能量qr为:
Qr = IA"feda -殆6爲4
式中"field为定日镜场的光学效率;a为吸热器表面有效吸收率;a为吸热器有效辐射面积, m2; &为吸热器表面有效发射率;。为玻尔兹曼常量;Th为集热温度,K。
2.2系统的工作原理
2.2.1超临界二氧化碳燃煤发电系统工作原理
简单的S-CO2布雷顿循环只有换热器和压缩机,导致换热过程中存在夹点问题。一 次再热再压缩S-CO2燃煤发电系统的组成如图2-1所示,循环系统中含有锅炉、汽轮机高 压缸(HPT)、汽轮机低压缸(LPT)、HTR、LTR、MC、RC、PC、G等组件。其中, 锅炉中含有过热气冷壁、再热气冷壁、高温过热器(HS)、低温过热器(LS)、高温再 热器(HR)、低温再热器(LR)、省煤器(ECO)、脫硝装置(SCR)、空气预热器(AP) 等设备,锅炉的内部具体布局方式见下文3.1节。
 
LPT膨胀后的工作流体先后流经HTR热侧和LTR热侧进行放热,换热过程会使冷侧 一端的流体温度升高。然后,放出热量的热侧流体产生分流,一部分S-CO2流经PC冷却、 MC压缩和LTR冷侧换热,另一部分S-CO2流经RC压缩,二者汇合于HTR冷侧进口。 汇合后的流体共同流经HTR冷侧吸收LPT排气的热量,之后的工作流体进入锅炉。流体 在锅炉内进行一系列的换热过程,包括过热、再热等热交换过程。一次再热再压缩 S-CO2 布雷顿循环很好的改善了原本简单系统存在的夹点问题,同时系统的循环效率也得到了大 大提升。
2.2.2太阳能-燃煤互补发电系统工作原理
本文根据已有的多能互补系统的设计研究方案和太阳能-燃煤发电机组耦合方案,提 出基于S-CO2布雷顿循环的太阳能和燃煤发电系统互补的太阳能-燃煤互补发电(SCCP) 系统。SCCP系统主要由太阳能模块、锅炉模块和发电模块三部分组成。其中,太阳能模 块选择塔式太阳能系统,具体组成见图2-2所示,主要由太阳能集热塔、定日镜场、储热 系统,换热器等设备组成;锅炉模块和发电模块的组成与一次再热再压缩S-CO2燃煤发 电系统相同。
太阳
 
 
图 2-2 塔式太阳能系统
锅炉模块连接的发电模块与太阳能模块可以通过换热器连接。太阳能模块接收来自吸 热器的太阳能热量,并将热量存储在储热罐中,换热器接收来自储热罐的能量为发电模块 提供一部分的热量,与锅炉模块实现互补发电。由于增加了太阳能模块,系统可以实现互 补发电,在整个系统的输入热量不改变的前提下,锅炉模块可以减少一部分的热量输出, 从而达到太阳能依靠大功率机组稳定发电、节约煤炭资源的目的。
2.2.3系统循环性能参数
燃煤发电系统循环热效率(“c)定义为:
"=函-Wc - %C) (2-15)
Q0
- 10 -
 
sccp系统循环热效率5cs)定义为:
"=(Wt-Wmc -WRc)
(Q + Qs)
燃煤发电系统电站净效率5cp)定义为:
"cp ="b"p"c"m"g
式中〃为系统内各管道的管道效率;nm为机械效率;ng为发电机效率。同样的,sccp系 统电站净效率(ncsp)定义为:
"csp ="b"p"cs"m"g (2-18)
SCCP系统净电效率(nnet)定义为: Psccp
"net=(Qo + Qs)
式中Psccp代表SCCP系统的净电输出,kW。太阳能模块提供的补充电功率(Ps)可以表示 为:
Ps = Psccp -P0 (2-20)
式中Po代表系统中无太阳能模块时燃煤机组的净电输出,kw。因此,从太阳能模块获得
的补充电功率效率即太阳能转化为电能的效率(ns)为:
"=P (2-21)
s Qs
相应的,定义Ks为太阳能模块提供的补充电功率与SCCP系统净电输出之比,即:
 
2.3单耗分析计算模型
单耗分析法是一种基于炯分析法的能耗分析方式,能清晰、明确的表明系统的不可逆 程度,用附加煤耗来表示岬损耗,显示能耗的变化规律,揭示系统的能耗分布。通过单耗 分析法可以改善系统能耗过高的部分,优化设计方法,促进发电站的科学化管理,为节约 资源、节能减排提供指导性的依据。
任何生产过程消耗“燃料”才能产生产品,单耗由理论最低单耗和附加单耗两部分组 成[52]。理论最低单耗是在产品的生产过程中,需要消耗的最少“燃料”值;而附加单耗 则是由于设备存在不可逆损失造成的。对于燃煤机组而言,节能减排的节能过程主要是降
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低附加单耗,系统内部各个部分的附加单耗数值不仅取决于时间,还取决于不同设备的不 同状况。单耗比系统的效率更直观、更清晰,被各行业部门广泛使用。
单耗可按式( 2-23)计算:
b = bmul + 工 b
式中b为产品的单耗,g/kWh; bmin为产品的理论最低单耗,g/kWh; bi是第i个设备的附 加单耗, g/kWh。
b =(F/叨=fp
min (P / fp) ff
式中F为投入系统的总炯值,kW; P为生产出的产品的总炯值,kW; ef是燃料的比炯, kJ/kg; ep是产品的比炯,kJ/(kWh)。
对于没有任何损失的理想系统而言,P=F,因此根据bmin的定义,理论最低单耗可以
由式( 2-25)表示:
 
第i个设备的附加单耗bi可以表示为:
2-26)
式中Ii为第i个设备的炯损,kW。
2.4本章小结
本章首先对太阳能-燃煤互补发电系统的组成进行了分析,主要包括锅炉模块、发电 模块和太阳能模块,简述了不同模块的具体组成部分,并列出不同组件的数学模型;然后 详细描述了超临界二氧化碳燃煤发电系统和太阳能-燃煤互补发电系统的工作原理,并提 出描述系统循环性能的参数;最后,提出了系统的单耗分析计算模型,用附加煤耗来表示 岬损耗,显示能耗的变化规律,揭示系统的能耗分布。
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第 3 章 太阳能-燃煤互补发电系统性能分析
3.1超临界二氧化碳发电系统建模及可靠性验证
3.1.1EBSIL0N 仿真软件介绍
EBSIL0N 软件可以用于电站热力学建模、热平衡计算、设计、检查、性能评估以及 优化改进。EBSILON软件由德国STEAG电力公司开发,它是鲁尔集团旗下的电力股份 子公司。鲁尔集团涉足能源行业超过75年,其成熟的技术积淀以及长期的实际应用确保 了软件的质量。 EBSIL0N 软件主要根据热力学第一定律、质量守恒定律、能量守恒定律 以及焓熵物性数据库进行建模,可以用于模拟火力发电、核电、太阳能发电以及多能源互 补发电等系统的实际运行工况。
EBSILON软件具有以下4个优点:
( 1)软件易操作,灵活性强:软件界面直观,数据库完善,数据输入便捷,模块化 的模型使系统中线路之间的连接更加简易;
(2)软件可视化程度高:发电系统内各个模型与流程图形象直观,可以直接获得精 准的计算结果,并且计算时间短、可靠性高;
(3)软件具有丰富的数据库:软件内包含不同结构的组件,如汽轮机、凝汽器、压 缩机等。
(4)软件具有强大的工况设计以及变工况分析功能:系统中各个组件的变工况模式 可以自行定义,精准预测系统在变工况条件下的运行性能。
3.1.2超临界二氧化碳发电系统建模
本文中所建立超临界二氧化碳发电系统(以下简称参考系统)的循环布局方式如图 3-1所示。锅炉首先将高温高压的S-CO2送入HPT膨胀做功,HPT排气再次回到锅炉被 加热到循环最高温度,然后在LPT中继续膨胀做功,然后,LPT的排气S-CO2依次通过 HTR和LTR以加热高压低温的S-CO2。从LTR流出的流体被分为两股,一股在PC中被 冷却,由MC压缩到高压状态,在LTR中吸收排气热量;另一股则通过RC压缩至高压 状态。最后,两股S-CO2流混合后进入HTR,从低压高温排气中回收热量后流入锅炉进 行加热,至此完成一个循环过程。
在燃煤锅炉热力计算过程中,将环境温度和热空气温度分别定义为25°C和338°C[47]。 表3-1显示了参考煤的物理性质参数。取主压缩机和再压缩机的效率为89%,汽轮机等熵 效率为93%,管道效率、机械效率和发电机效率分别为99%、 99.5%和99.5%。
- 13 -
 
 
 
 
图 3-1 S-CO2 布雷顿循环参考系统图
表 3-1 参考煤种参数
参数 数值 参数 数值
Car 61.70 Aar 8.80
Har 3.67 Mar 15.55
Oar 8.56 Vdaf 34.73
Nar 1.12 Qf (kJ/kg) 23756.60
Sar 0.60
表3-2显示了循环计算相关参数及计算结果。从中可以看出,最大净效率仅为43.91%, 这主要是由较低的锅炉效率导致的,其数值仅为 86.83 % 。 AP 将热空气由 25°C 加热到 338°C的传热过程仅仅使ECO后的烟气温度从505.5°C冷却到266.2°C,因此锅炉效率大 大降低。
表 3-2 参考系统主要参数及计算结果
设计参数 数值 计算结果 数值
HPT入口压力/MPa 30 S-CO2质量流量/kgs1 4304.88
HPT入口温度/°C 620 MC做功量/MW 114.28
LPT入口压力/MPa 15.13 RC做功量/MW 148.07
LPT入口温度/°C 620 HPT 输出 功/MW 450.77
MC入口压力/MPa 7.6 LPT 输出 功/MW 423.75
MC入口温度/°C 32 锅炉排烟温度/°C 266.2
MC、RC 等熵效率/% 89 锅炉效率(补)/% 86.83
HPT、LPT 等熵效率/% 93 循环热效率(%)/% 51.59
净电功率/MWe 600 净效率(ncp)/% 43.91
因此,为实现中温段热能的有效利用,将其进行回收是十分必要的。在各种回收利用 方案之中,较为有效的方法是将进入AP的烟气温度降低到380°C以下,根据热力学第二
- 14 - 定律,考虑到ECO后的烟气温度不能继续降低,本文将在下述SCCP系统中使用布置在 ECO和AP之间的低温省煤气(LECO)来加热一部分低温S-C02进而回收烟道的废热。
3.1.3超临界二氧化碳发电系统可靠性验证
为了验证软件的可靠性,本文建立了独立的不包含锅炉模块的再压缩循环,如图 3-2 所示。该循环包括加热器、汽轮机、压缩机、回热器和其他部件。由于几乎没有S-C02 燃煤发电系统的公开实验数据,因此使用Carstens等人[53]的实验结果设定了再压缩循环 中的参数。将模拟结果与再压缩循环的实验数据进行了比较。其中锅炉模块简化为加热器 模块。表 3-3 为模拟结果与实验数据的比较情况。
 
 
 
图 3-2 再压缩 S-C02 布雷顿循环图 表 3-3 模拟结果与实验数据对比结果
主要参数 实验数据 模拟结果 误差/%
MC输入功/MW 56.30 57.65 2.40
RC输入功/MW 45.89 45.69 -0.44
汽轮机输出功/MW 388.00 384.26 -0.96
加热器热负荷/MW 600.00 594.99 -0.84
PC热负荷/MW 315.50 314.07 -0.45
HTR 热负荷 /MW 1452.40 1451.65 -0.05
LTR热负荷/MW 375.00 377.38 0.63
循环效率/% 47.60 47.21 -0.82
由于文献中未直接给出汽轮机的等熵效率,且当其值在0.85-0.93之间变化时,对模 拟结果的影响很小,因此将汽轮机的等熵效率设置为0.93。从表3-3可以看出,模拟结果 与实验数据之间的误差保持在5%以内。由于仿真结果允许存在一定的误差,因此可以假 设所建立的模型足够精确。综上所述,本文使用EBSILON软件对互补电力系统进行建模 和仿真是合理的。
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3.2互补系统建模及其热力学性能分析
3.2.1互补系统建模
基于S-CO2布雷顿循环的太阳能-燃煤互补发电系统1 (SCCP1)如图3-3所示。在参 考系统的基础上,HTR流向锅炉的S-CO2流被分成两股,一股流向加热器,被来自太阳 能模块的高温工作流体加热到过热温度;另一股进入锅炉受热,达到相同的过热温度,两 股流体在进入HPT之前汇合,其余循环流程与参考系统相同。表3-4显示了循环计算相 关参数以及计算结果。在SCCP系统的相关热力计算中,将太阳能集热场的热量算作锅炉 内部余热处理,能量梯级利用。在此基础上,经过对比参考系统与 SCCP1 可以发现,系 统循环热效率在相同的输入参数下几乎没有改变。引入太阳能集热场的热量后,在相同的 系统运行参数以及排烟温度条件下,净效率保持不变,但在一定程度上节约了煤炭使用量,
省煤量约 7.25kg/s。
 
基于S-CO2布雷顿循环的太阳能-燃煤互补发电模型2 (SCCP2)如图3-4所示。在参 考系统的基础上,HTR流向锅炉的S-CO2流先经过加热器,被来自太阳能模块的高温工 作流体加热到一定温度后,再经过锅炉模块继续加热到过热温度,其余循环流程与参考系 统保持一致。两种SCCP系统在保持太阳能模块做功量相差不大的前提下,循环内各关键 参数数值大致相同,计算结果见表 3-4,省煤量为 6.70kg/s。
 
表 3-4 两种 SCCP 系统主要参数及计算结果
设计参数 数值 计算结果 SCCP1 SCCP2
HPT入口压力/MPa 30 S-CO2质量流量/kg・s-1 4304.88 4304.88
HPT入口温度/°C 620 MC做功量/MW 114.28 114.28
LPT入口压力/MPa 15.13 RC做功量/MW 148.07 148.07
LPT入口温度/°C 620 HPT输出功/MW 450.77 450.77
MC入口压力/MPa 7.6 LPT输出功/MW 423.75 423.75
MC入口温度/°C 32 太阳能模块做功量/MW 150.76 150.90
MC、RC 效率/% 89 省煤量/kg・s-1 7.25 6.70
HPT、LPT 效率/% 93 锅炉效率(和)/% 86.73 85.77
净电功率/MWe 600 循环热效率仏)/% 51.59 51.59
环境温度/°C 25 净效率(ncsp)/% 43.85 43.37
 
3.2.2太阳能模块的引入对互补系统煤耗量的影响
本文在对SCCP系统及其改进模型进行计算的过程中,环境温度取25.0°C,总净电 功率为600MWe。定义SCCP1中S-CO2流向太阳能模块加热器的流量与S-CO2总流量之 比为第三分流比(SR3),图3-5(a)显示了 SR3的取值与省煤量之间的关系。从图中可以 看到,随着SR3数值的增加,省煤量呈线性正比例关系增加,这主要是因为随着SR3的 增加,SCCP系统分配给太阳能模块的S-C02质量流量增加,相应的太阳能模块做功量增 加,而总净电功率保持不变,则对锅炉模块做功量的要求降低,对应的煤耗量减少。图 3-5(b)显示了 SCCP2中太阳能模块加热器的S-C02流岀口温度与省煤量之间的关系。从图 中可以看岀,随着太阳能模块的加热器中S-C02岀口温度的增加,省煤量呈正比例关系 增加,这主要是因为经过过热的S-C02流温度与HTR流岀的高压S-C02流的温度均为固 定值,即从HTR流岀的高压S-C02流经太阳能模块加热后获得的能量越多,其再流经锅 炉模块所需要的热量就越少,因此省煤量随着加热器S-C02岀口温度的增加而增加。
 
 
当SCCP2中加热器的S-CO2岀口温度与参考系统相等时,太阳能模块不做功,其运 行方式与参考系统相同,即省煤量为0;并且考虑到 ECO 的传热温差,根据热力学第二 定律,加热器S-CO2岀口温度不能大于ECO中的烟气岀口温度,这极大地限制了 SCCP2 中太阳能模块的做功上限,具有一定的局限性。
3.2.3太阳能模块做功能力对补充电功率的影响
图3-6(a)显示了 SCCP1中不同SR3取值下Po、Ps、K数值的变化趋势。其中Psccp 为固定值保持不变,Ks是太阳能模块提供的补充电功率与SCCP系统净电功率的比值, Ks越大表明太阳能对电网的渗透比率越大。从图中可以看到,随着SR3的增大,Ps与Ks 增大,Po减小,Ps与Po的代数和Psccp的数值保持不变。这是因为,随着SR3的增加, 流向太阳能组件的S-CO2流量增加,太阳能组件的做功能力增加。太阳能提供的热能越 多,它所能提供的补充电功率(Ps)就越大。简而言之,太阳能对电网的渗透比率随着 SR3的增大而增加,SCCP1可以在更大范围内利用太阳能集热场的热量。图3-6(b)表示 SCCP2中不同的加热器S-CO2岀口温度下的Po、Ps、Ks数值的变化趋势,其总体变化趋 势与图3-6(a)相同,但太阳能的渗透比率受到了限制,这主要是由于加热器S-CO2岀口温 度不能大于 ECO 热侧出口温度,具有一定局限性。
 
图 3-6 系统净电功率、补充电功率以及补充电功率与净电功率之比的变化: (a) SCCP1, (b) SCCP2 综上所述,为实现太阳能模块做功量在更宽范围内变化以及在更大程度上加深太阳能
对电网的渗透比率,SCCP1比SCCP2具有更大的优势,引入太阳能对于减少S-CO2燃煤 发电厂中的煤炭等化石资源的使用量具有重要的借鉴意义。
3.3互补系统冷、热端优化方案及其对比分析
3.3.1互补系统热端优化布局方案
在两种SCCP系统中,由于锅炉内ECO至SCR之间的中温段热量没有得到充分利用,
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导致了过低的循环净效率与过高的排烟温度。因此,有必要将排烟温度降低到合理数值, 进而提高循环净效率。SCCP系统热端布局的优化主要通过回收中温段的烟气热量来完成, 其中较为有效的方法是将进入AP的烟气温度降低到380°C以下。根据热力学第二定律, ECO排出的烟气温度不能继续降低,因此本文将采用布置在ECO和AP之间的LECO来 加热一部分低温S-C02,进而回收烟道的中温段余热。通过对S-C02锅炉的特性以及S-C02 动力循环模块的布局方式进行分析,提出了三种可能的热端优化布局方式。由于两种 SCCP系统中锅炉模块与发电模块布局相同,因此以SCCP1系统为例进行热端布局方式 的优化研究。
SCCP1优化布局方案1如图3-7所示。在S-C02燃煤锅炉中安装一个新的对流换热 器,即LECO。经过PC冷却与MC压缩后的低温S-C02流产生第二次分流,一部分流体 流经LECO进行烟道余热的回收利用,另一部分流经LTR回收高温S-C02流的热量。被 LECO加热后的S-C02流与来自LTR的S-CO2流汇合后,二者共同进入HTR吸收汽轮机 低压缸的排气热量,其余循环流程与SCCP1相同。SCCP1优化布局方案2是将SCCP1 中RC出口与LTR冷侧出口的S-C02流汇合后全部送入LECO进行烟道余热的回收利用。 流体被加热到一定温度后,再次回到HTR的冷侧进口,其余循环流程与SCCP1 一致。
 
图 3-7 SCCP1 优化布局方式
如图3-7所示, SCCP1 优化布局方案3的流体抽取位置与方案2相同,不同点是在 汇合点后,即RC出口与LTR冷侧出口的S-CO2流汇合后产生了第二次分流,一小股流 体被送入LECO进行烟道余热的回收利用,剩余流体进入HTR换热,被LECO加热后的 S-CO2流与来自HTR的S-CO2流汇合后再次经过分流点进行分流,该循环中的其他过程 与 SCCP1 循环过程相同。三种热端优化布局方案的计算结果见表 3-5。
表 3-5 SCCP1 热端优化布局计算结果
计算结果 优化布局 1 优化布局2 优化布局 3
S-CO2质量流量/kgs1 4258.61 4223.43 4290.76
MC做功量/MW 117.07 118.92 115.09
RC做功量/MW 135.89 126.89 144.40
HPT输出功/MW 445.93 442.24 449.29
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表3-5 (续表)
计算结果 优化布局 1 优化布局 2 优化布局 3
LPT输出功/MW 419.20 415.74 422.36
太阳能模块做功量/MW 145.99 140.95 146.58
锅炉效率(和)/% 92.00 94.00 94.00
循环热效率(仏)/% 50.93 50.59 51.41
净效率(ncsp)/% 46.00 46.61 47.37
 
3.3.2互补系统热端优化布局方案对比分析
在SCCP1优化布局1中,LECO中S-CO2的质量流量主要由分流比和MC后抽取的 S-CO2质量流量决定,其入口温度主要取决于MC的效率和经过PC冷却后的S-CO2的物 理性质。图3-8和图3-9显示了在优化布局1中锅炉热负荷(0b)、PC热负荷(0pc)、系 统净效率、锅炉入口温度、PC入口温度随着分流比的增加而变化的情况。从图3-8中可 以看出,随着分流比的增加,净效率先增大后减小,其最大值出现在分流比为 o.3o 的条 件下。这种现象主要是由夹点问题和回热换热器的平均传热温差不同造成的。在 S-CO2 布雷顿循环中,HTR和LTR中冷侧的流体压力远大于热侧,而压力高的那侧流体密度和 比热容等物理特性显著大于压力低的一侧,因此,回热换热器产生夹点问题。
当分流比为0时,夹点出现在回热器的冷侧附近。随着分流比的增大,夹点从冷侧切 换到热侧,平均传热温差也随之变化。对于分流比小于0.30的情况,回热换热器冷侧的 S-CO2热容量明显大于热侧,也就是说,在优化布局1中冷侧S-CO2的质量流量一定范围 内的减少不会影响LTR的传热特性。但是,LTR冷侧流量的减少会提高锅炉的入口温度 并降低锅炉的热负荷,如图3-8和3-9所示。因此SCCP1改进布局1的最佳分流比为0.30, 对应的最大系统净效率为 46.0%。当分流比超过最佳数值后,系统净效率随着分流比的增 加而减小,此时LTR冷侧流量不足以吸收其热侧的热量,进而导致系统净效率的下降。
与SCCP1循环相比,优化布局1中系统净效率提高了 2.15%。
—Qt, 优化布局1
乂pc
_ 净效率
•—
 
•一"八八一 0.30
一—・—
0.20 0.22 0.24 0.26 0.28 0.30 0.32 0.34
分流比
图3-8优化布局1中Qb, 0pc,与净效率的变化情况
 
- 20 -
 
 
图 3-9 优化布局 1 中锅炉与 PC 入口温度的变化情况
在SCCP1优化布局2中,LECO中S-CO2的质量流量由汇合后的S-CO2总质量流量 决定,与分流比无关,其入口温度取决于LTR冷侧出口和RC出口汇合后的S-CO2的物 理性质。图3-10和图3-11显示了在优化布局2中Qb、Qpc、系统净效率、锅炉入口温度、 PC 入口温度随着分流比的增加而变化的情况。与优化布局 1 相似的是,系统净效率也随 着分流比的增加先增大后减小,并且存在一个最佳分流比,其数值为 0.283。
如图3-10和图3-11所示,设计PC的入口温度保持不变,同时设计经过中温段烟气 利用后的S-CO2流体温度,即HTR冷侧入口温度,随着分流比的增大逐渐减小。从图中 可以看到,随着分流比的增大,锅炉入口温度缓慢增大,锅炉与PC的热负荷逐渐减小。 当分流比小于0.283时,随着分流比的增大,回热换热器的夹点从冷侧切换到热侧,平均 传热温差相应减小。这段过程中,中温段热量得到充分利用,锅炉效率保持在最大值;当 分流比大于0.283时,随着分流比的增大,HTR的平均传热温差相应增大,中温段热量利 用不完全,锅炉效率降低,最终导致净效率的降低。优化布局 2中系统净效率为46.61%,
 
 
 
- 21 -
800
750 -
700-
650 -
「•一锅炉入口 锅炉出口
-■- PC入口
——PC出口
一▲一 HTR冷侧入口
 
分流比
图 3-11 优化布局 2 中锅炉与 PC 入口温度的变化情况
定义SCCP1优化布局3中S-CO2流向LECO的质量流量与S-CO2总质量流量之比为 第二分流比(SR2)。其中,LECO中S-CO2的质量流量由汇合后的总S-CO2质量流量与 SR2共同决定,LECO的入口温度等于汇合点后流体的温度。图3-12和图3-13显示了在 优化布局3中Qb、Qpc、系统净效率、锅炉入口温度、PC入口温度随着分流比的增加而 变化的情况。与上述优化布局1 和 2中相似,系统净效率随着分流比的增大先增加后减小。 最大净效率发生在分流比为0.345的情况,此数值大于上述两种优化布局中的最佳分流比。
优化布局3中最佳分流比0.345对应的最大系统净效率为48.03%,与SCCP1循环相 比,优化布局3 中系统净效率提高了 4.18%。因此,优化布局3 比优化布局1 和 2效率提 升效果更好,是更适合SCCP系统的热端优化布局方案。
 
图3-12优化布局3中Qb, Qpc,与净效率的变化情况
 
- 22 -
 
 
图 3-13 优化布局 3 中锅炉与 PC 入口温度的变化情况
3.3.3互补系统冷端改进布局方案
SCCP系统冷端布局的优化主要通过回收部分冷端热量来完成,由此达到提高系统效 率、减少冷端损失的目的。提出了两种可能的冷端改进布局方式。由于两种SCCP系统中 锅炉模块与发电模块布局相同,因此以 SCCP1 系统为例进行冷端布局方式的改进研究。 由于在热端布局优化的过程中,SCCP1优化布局3获得了最优的系统净效率,因此以下 冷端改进布局方案在SCCP1优化布局3的基础上进行。考虑到系统的经济性,在SCCP1 优化布局3的循环中选取合理的分流比,其对应的系统净效率为47.37%,此循环作为以 下冷端改进布局的对照组。
SCCP1改进布局1如图3-14所示。在S-CO2动力循环部分安装一个新的换热器,即 预冷器1(PC1),之后通过PC1耦合一个底部循环,此循环利用冷端的废热产生额外的 电量。与SCCP1优化布局3唯一的不同是S-CO2流经过分流进入PC之前多流经一个新 的预冷器PC1,此换热器作为底部循环的加热器,其余循环流程与SCCP1优化布局3相 同。在底循环中,假定汽轮机入口的CO2处于超临界状态,冷凝器(C)出口低于临界状 态,CO2被PC1加热后进入汽轮机做功并发电,之后流经冷凝器冷却并被泵送到PC1进 行加热,被加热的流体进入汽轮机做功,至此完成全部底循环。改进布局 1 的计算结果详 见表 3-6。
SCCP1改进布局2如图3-15所示。与SCCP1改进布局1相同的是在S-CO2动力循环 部分安装一个新的换热器,即低温空气预热器(LAP),此换热器利用冷端的废热在冷空 气进入AP之前对其进行预热,以此来回收一部分的冷端损失。改进布局2的计算结果见 表 3-6 。
- 23 -
 
表 3-6 SCCP1 冷端改进布局计算结果
计算结果 改进布局 1 改进布局 2 改进前(对照组)
S-CO2质量流量/kgs1 4252.16 4290.76 4290.76
MC做功量/MW 114.05 115.09 115.09
RC做功量/MW 143.10 144.40 144.40
HPT输出功/MW 445.25 449.29 449.29
LPT输出功/MW 418.56 422.36 422.36
T输出功/MW 17.72 —— ——
PC1/LAP 换热量/MW 82.76 21.28 ——
太阳能模块做功量/MW 145.26 146.58 146.58
锅炉效率(nb)/% 94.00 95.95 94.00
循环热效率(ncs)/% 52.25 51.41 51.41
净效率(ncsp)/% 48.13 48.35 47.37
 
 
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3.3.4互补系统冷端改进布局方案对比分析
在循环最高温度为620°C,循环最高压力为30MPa,系统净电输出为600MWe, SCCP1 改进布局1底循环中T入口温度为82C的情况下,分析T的入口压力由9MPa变化到 20MPa时对系统循环净效率产生的影响,其结果如图3-16所示。从图中可以看出,不同 的入口压力对应不同的最佳循环净效率与最优排气压力。在到达最佳循环净效率之前,系 统净效率随着排气压力的升高而增加,其变化速度较快;而到达最佳循环净效率后,系统 净效率随着排气压力继续升高而减小,其变化速度随着入口压力的增大而逐渐趋于平缓。 由图可见,底循环的加入在大部分汽轮机进出口压力的组合中可以提高互补系统的净效率。 在这些组合中存在最佳组合,此时的汽轮机入口压力为12MPa,排气压力为7.3MPa,这 个最佳组合对应最大的系统净效率,其数值为48.13%,与未进行冷端改进的对照组相比, 净效率提高了 0.76%。此时,PC1可回收82.76MW的冷端热量,被吸收的热量用于底循
环内汽轮机膨胀做功并提供额外的净电力,系统循环效率提高。因此,在净电输出与锅炉 效率不变的前提下,系统净效率提高。
9MPa lOMPa llMPa
12MPa
13MPa
1 14MPa
15MPa
16MPa
17MPa
18MPa
19MPa
2OMPa
在循环最高温度为620C,循环最高压力为30MPa,系统净电输出为600MWe, SCCP1 改进布局2中被预热的冷空气出口温度低于92C的情况下,分析LAP冷侧出口温度的变 化对系统净效率产生的影响,其结果如图3-17所示。从图中可以看到,在LAP冷侧出口 温度由50C变化到92C的过程中,系统净效率逐渐增大。根据热力学第二定律,被加热 的冷空气温度不能超过LAP热侧进口温度,当LAP冷侧出口温度为92 C时,系统达到 最大净效率,其数值为 48.35%,与未进行冷端改进的对照组相比,净效率提高了 0.98%。 此时,冷空气可回收21.28MW的冷端热量,AP中的空气吸热量减少,煤耗量相应减少, 锅炉效率提高,因此在系统循环效率不变的前提下,系统净效率提高。
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图 3-17 LAP 冷侧出口温度对系统净效率的影响
改进布局 2 的锅炉效率最高可以达到 95.95%,与对照组相比提高了 1.95%,最终的 净效率与改进布局1相比提高了 0.22%。此外,SCCP1改进布局2与改进布局1相比, 其复杂性和成本都大大降低。因此,改进布局2是更适合SCCP系统的冷端改进布局方案。
3.4互补系统改进模型建模及其热力学性能分析
3.4.1互补系统改进模型建模
基于SCCP1,从系统热端和冷端对其进行优化,以此获得最适合SCCP系统的改进 模型。优化后的不同组合净效率提高情况如图3-18所示, SCCP1 中热端优化布局 3和冷 端改进布局 2的组合获得了最优的系统净效率。在此最优组合中,出于对回热器经济性的 考虑,热端优化过程中选择的分流比为 0.314(最佳分流比为 0.345),此时回热器的建设 成本符合实际情况,对应的系统净效率为 47.37%(最佳系统净效率为 48.03%);并且在 此基础上进行冷端的改进布置,最终净效率达到 48.35%,其中,互补系统热端优化和冷 端改进的顺序对最终的系统净效率不产生影响。除此之外,SCCP2与SCCP1在锅炉模块 与发电模块布置相同,因此,选择热端优化布局3和冷端改进布局2的组合作为SCCP 系统的改进模型。
 
图 3-18 SCCP1 中六种优化组合结果
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SCCP1改进模型如图3-19所示。在系统热端,S-C02流混合点之后产生了第二次分
流,一小股流体被送入 LECO 进行烟道余热的回收利用,剩余流体进入 HTR 进行加热,
被LECO加热后的S-C02流与来自HTR的S-CO2流汇合后进行第三次分流;在系统冷端,
增加 LAP 以预热进入 AP 的冷空气进行冷端废热的回收利用,其余循环流程与 SCCP1 相
同-SCCP2改进模型如图3-20所示,系统的冷端和热端优化过程与SCCP1改进模型一致,
在此不再赘述,系统内循环的其它过程与SCCP2相同。相关计算参数及计算结果见表3-7。
 
图 3-19 SCCP1 改进模型
 
 
 
 
 
图 3-20 SCCP2 改进模型 表 3-7 SCCP 系统改进模型计算结果
计算结果 SCCP1 改进模型 SCCP2 改进模型
S-CO2质量流量/kg・s-1 4290.76 4290.76
HPT输出功/MW 449.29 449.29
LPT输出功/MW 422.36 422.36
第三分流比(SR3) 0.255 ——
锅炉入口温度/C 515.00 541.00
LAP换热量/MW 21.28 21.38
太阳能模块做功量/MW 146.58 141.47
排烟温度/C 126.00 126.00
锅炉效率(处)/% 95.95 95.95
循环热效率(张)/% 51.41 51.41
净效率(ncsp)/% 48.35 48.35
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3.4.2第二分流比对互补系统改进模型的影响
SR2为送入LECO的S-CO2流量与S-CO2总流量之比,是对净效率有重要影响的关 键性参数。图3-21显示了 SR2对净效率的影响。对于SCCP1改进模型,当SR2小于0.065 时,净效率随着SR2的增加而增加,这是由于当抽取S-CO2流量较小时,LECO中的S-CO2 流不足以吸收相应的中温段烟气余热,此时流量越小,排烟温度越高,循环净效率越低; 然后,随着SR2的增加,进入LECO的S-CO2质量流量越来越多,排烟温度越来越低, 并在最终将排烟温度降低到一个合理的值,当数值增加到0.065时,净效率达到最大值; 之后,继续增加SR2的数值,净效率保持不变,这是因为此时的排烟温度已经达到合理 数值,不能继续降低锅炉的排烟温度,因此净效率保持恒定;在图中可以看到,当 SR2 大于0.141时,净效率开始降低,S-CO2在HTR冷端的热容量大于热端,冷端S-CO2流 量在一定范围内的变化不会引起HTR传热特性的改变,但是过大的SR2导致HTR冷端 没有足够的S-CO2去吸收热端的能量,最终导致净效率的降低。SCCP2改进模型中的分 析结果与上述结果相似,维持净效率不变的SR2的数值区间为0.076-0.141。从经济性角 度考虑,SCCP1改进模型抽取更少的S-CO2流量即可以达到循环的最大净效率,维持最
 
 
图3-22和图3-23分别为不同SR2下的太阳能模块做功量变化图和煤耗量变化图。在 图3-22中,随着SR2的增加,两种改进模型中太阳能模块的做功量逐渐减小。这主要是 因为当系统需要的总热量不变时,抽取一定量的S-CO2流进入锅炉加热后,不仅锅炉中 温段的余热得到了充分利用,以此提高了锅炉能量的利用率,还降低了太阳能模块的做功 量。即需要的总能量一定,锅炉提供给工作流体的热量增加时,对太阳能模块做功的需求 量减少,太阳能模块的做功量随着SR2的增加而减小。从图中可以看到,SCCP1改进模 型中,太阳能模块做功量随着SR2的增加而减小的趋势较SCCP2改进模型更为平缓,即 控制的高效性和操作的灵活性更好。
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在图3-23中,SCCP1改进模型的煤耗量先随着SR2的增加而减小,当SR2的数值增 加到 0.065(SCCP1 改进模型最大净效率所对应区间内的最小值)时,系统煤耗量减小到 最低数值,此时互补系统的净效率与锅炉效率达到最大值;当SR2大于0.065时,煤耗量 随着SR2的增加而增加。在SCCP2改进模型中,煤耗量先随着SR2的增加而保持不变, 当SR2的数值增加到0.076 (SCCP2改进模型最大净效率所对应区间内的最小值)时,继 续增加SR2,互补系统的煤耗量开始增加,且增加的速度大于SCCP1改进模型,此时操 作和控制的灵活性较低。
 
图 3-23 不同 SR2 下的煤耗量
综上所述,从经济性角度考虑,SCCP1改进模型抽取更少的S-CO2流量即可以达到 循环的最大净效率,并且维持最大循环净效率的SR2区间更广,太阳能模块做功量和系 统煤耗量随着SR2的变化而产生变化的曲线较SCCP2改进模型更为平缓,具有更好的灵 活性和适用性。
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3.5本章小结
本章利用EBSILON软件对S-CO2燃煤发电系统、太阳能-燃煤互补发电系统及其改 进模型进行建模,并进行系统的冷、热端优化研究,主要结论如下:
(1)对S-CO2燃煤发电系统以及太阳能-燃煤互补发电系统进行建模以及热力学性能 分析,太阳能模块的引用使得系统实现节能减排,减少了煤炭资源的消耗量。其中,SCCP1 可以在更大范围内利用太阳能集热场的热量。
(2)对SCCP系统进行冷、热端优化研究,对多种优化方案进行综合对比分析,确 定其最大净效率、最佳分流比等关键性参数。在六种改进方案中确定出实现系统净效率最 大、经济性最佳的SCCP改进模型。
(3)对SCCP改进模型进行建模和热力学性能分析,SCCP1改进模型维持净效率不 变的 SR2 数值区间为0.065-0.141, SCCP2 改进模型为0.076-0.141,即前者抽取更少的 S-CO2流量即可以达到循环的最大净效率,并且维持最大循环净效率的SR2区间更广,具 有更好的灵活性和适应性。
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第4 章 太阳能-燃煤互补发电系统运行特性分析
4.1设计工况下系统单耗分析
深刻了解发电系统内部的能量损失分布情况与具体损失原因,可以更加有效的进行系 统优化分析。本文基于单耗分析理论在设计工况下对互补系统及其改进模型进行能耗分析。 机组的总附加单耗为系统内各个设备的附加单耗累计之和,根据搭建的机组仿真模型,分 别计算锅炉、汽轮机、高低温回热器、压缩机、冷却器等设备的附加单耗。
4.1.1互补系统单耗分析
根据仿真结果,SCCP1的总发电煤耗率为275.45g/(kW-h),总附加单耗为 152.45g/(kW-h); SCCP2 的总发电煤耗率为 278.25g/(kW-h),总附加单耗为 155.25g/(kW-h) (此处总发电煤耗率、总附加单耗为下述互补系统中各主要设备的发电煤耗率之和、附加 单耗之和,在下文中不再赘述)。本文通过分析各设备的附加单耗数值,从而明确系统内 的能耗分布情况。SCCP1和SCCP2的主要设备包括锅炉、汽轮机高压缸、汽轮机低压缸、 再压缩机、主压缩机、发电机、高温回热器、低温回热器、冷却器等。图 4-1 为两种互补 系统在设计工况下的能耗分布情况。在图中可以看出:在两种互补系统中,锅炉的附加单
耗占比最大。其中SCCP1的锅炉附加单耗为126.2g/(kW-h),占总附加单耗的82.78%;
 
由于在能耗分布图中锅炉所占的比例最大,因此需要进一步分析锅炉内部的能耗分布
关系以及炉膛内烟气温度与换热量的变化情况。图4-2为互补系统中锅炉内部受热面的能
耗分布图。从图中可以看出,在锅炉内部的受热面中,附加单耗占比最大的部分为锅炉内 部的其他损失。锅炉其他损失主要与锅炉的结构、煤粉细度、燃烧技术、热空气温度等因
- 31 - 素相关。除此项外,炉膛内部过热气冷壁、再热气冷壁和空气预热器的附加单耗占比也较 大。这主要是由于在过热气冷壁与再热气冷壁中,烟气与S-CO2的温差较大,炉膛内烟 气温度过高,而空气预热器中附加单耗较大则是由于中温段烟气热量利用不完全。
图4-3为SCCP1锅炉内部各受热面换热情况图,从中可以看出,随着烟气的热量被 S-CO2吸收,烟气温度逐渐降低,而过热气冷壁与再热气冷壁内的烟气温度过高,此处的 附加单耗最大。随着烟气与工质换热温差的减小,靠近炉膛出口的几级受热面附加单耗有 所降低。然而,省煤器与空气预热器的附加单耗并没有随着烟气温度的降低而降低,从中 可以看出,炉膛内部仍有热量未被完全利用,炉膛尾部受热面依旧存在换热温差问题。 SCCP2锅炉内部受热面换热情况的走向和趋势与图4-3相似,其存在的问题大致相同, 此处不再赘述。
 
图 4-2 互补系统锅炉内部各受热面附加单耗分布
 
 
 
图 4-3 SCCP1 锅炉内部各受热面换热情况
 
4.1.2互补系统改进模型单耗分析
根据仿真结果,SCCP1改进模型和SCCP2改进模型的总发电煤耗率为249.06g/(kW・h),
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总附加单耗为126.06g/(kW・h)。通过分析各设备的附加单耗数值,进而明确改进模型系统 内部的能耗分布情况。 SCCP 改进模型的主要设备包括锅炉、汽轮机高压缸、汽轮机低压 缸、再压缩机、主压缩机、发电机、高温回热器、低温回热器、冷却器等,其中锅炉部分 增加了低温省煤器和低温空气预热器。图4-4 为两种互补系统改进模型在设计工况下的能 耗分布情况。在图中可以看出:锅炉的附加单耗占总附加单耗的比例依然最大,其数值为 102.2g/(kW・h),占总附加单耗的81.07%。
 
图 4-4 互补系统改进模型能耗分布
与互补系统能耗分析相类似的是需要进一步分析其改进模型中锅炉内部的能耗分布 情况,其分析结果如图4-5所示。从中可以看出,与图4-2相比,优化改进后的模型中省 煤器、空气预热器与其他损失造成的附加单耗数值大大降低,这主要是由于在模型改进过 程中进行了热端和冷端废热的回收利用,烟气与工质的换热温差减小,使得能量利用更加 充分。
80
I I SCCP1改进模型
.另刃SCCP2改进模型
 
 
4.2变工况下系统运行特性分析
由于我国发电机组的装机容量不断增大以及用户端的负荷峰谷差加大,许多大型机组 常常会处于低负荷运行状态。由此对电力运行人员提出的挑战是:如何深度了解变工况条 件下系统的参数特性以及能耗分布特性,如何保证低负荷条件下实现机组的安全稳定运行。 因此,有必要对已经搭建的互补系统改进模型进行变工况分析,分析其各项参数以及能耗 特性随着负荷改变而产生的变化。
4.2.1变工况下互补系统改进模型参数分析
在 4.1 节中进行了设计工况下互补系统及其改进模型的单耗分析,以下将进行 SCCP 系统改进模型部分负荷即变负荷条件下的循环参数对比分析。
图 4-6 显示了典型变工况条件下(负荷 25%-100%)SCCP1 改进模型中系统主蒸汽压 力、总质量流量、循环效率、锅炉效率、净效率随着负荷变化而改变的趋势。由图 4-6(a) 可以看出,在机组负荷从 25%变化到 100%的过程中,主蒸汽压力与总流量随着负荷的增 加而增加,同理在图4-6(b)中,系统的各项效率同样随着负荷的增加而增加。其中,在系 统变负荷的全过程中,工质C02始终处于超临界状态。在SCCP2改进模型中系统主蒸汽 压力、总质量流量、循环效率、锅炉效率、净效率随负荷改变而产生的变化趋势与图 4-6
的趋势相类似。
 
图4-7显示了变工况条件下两种SCCP改进模型中太阳能模块做功量和系统煤耗量随 着负荷的改变而变化的情况。在图4-7(a)中,太阳能模块的做功能力随着负荷的增加而增 加。其中,SCCP1改进模型的变化曲线在SCCP2改进模型之上,比较不同负荷下的太阳 能模块做功能力,前者均优于后者。在图4-7(b)中,系统煤耗量随着负荷的增加而增加。
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其中,SCCP2改进模型的变化曲线在SCCP1改进模型之上,这意味着不同负荷对应条件 下的系统煤耗量,前者的消耗量均大于后者。
 
 
 
 
30 40 50 60 70 80 90 100
负荷(%)
图 4-7 (a) 变工况条件下 SCCP 改进模型中太阳能模块做功量随负荷变化情况
170 160-
4.2.2变工况下互补系统改进模型单耗分析
在421中进行了 SCCP系统改进模型部分负荷即变负荷条件下的关键参数对比分析。 以下将进行SCCP系统改进模型在变工况条件下的单耗分析。
图4-8显示了变负荷条件下SCCP改进模型的能耗分布情况。图4-8(a)为SCCP1改进 模型中 100%、75%、50%这三个典型工况的能耗分布情况,从图中可以看出,在负荷由 100%减小到 50%的过程中,各主要设备的附加单耗越来越大,其中,锅炉的附加单耗增 量是最多的,其次变化较为明显的是高温回热器和低温回热器。进一步分析多种工况下的 锅炉附加单耗数值,其结果如图 4-9 所示,在负荷降低到 50%的情况下,锅炉附加单耗数 值变化较大,不利于机组的经济性运行。
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| 100%工况
275%工况
50%工况
50 60 75 90 100
负荷/%
图4-9变负荷条件下互补系统改进模型锅炉模块能耗分布
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4.3太阳能模块变工况运行特性分析
4.3.1太阳能模块短期运行分析
为了在太阳能DNI变化的情况下维持太阳能发电的稳定,有必要进行储热罐内熔盐 液位的测量工作。在参考的文献中,有许多研究结果适用于此类测量环境。例如,文献[54] 中关于三气泡传感器的研究结果表明,实时的现场测量结果可以达到较高精度,这可能有 助于核工业生产的过程监控。Li等人[55]提出了一种基于CCD的液位测量方法,该方法可 用于精确测量高温物质的液位。文献[56]中提出的液位传感器基于流体和气体界面,具有 许多潜在的应用。该传感器可用于使用高温、高腐蚀性熔盐的太阳能和核能系统。
在SCCP系统的运行过程中,太阳能模块的运行性能会受到周围环境的影响并产生变 化,如环境温度和太阳能 DNI 的变化。根据具体情况,可以使用模拟软件 EBSILON Professional 14研究SCCP系统在各种太阳能DNI条件下的性能。该软件提供了一个时间 序列功能,可以模拟几个典型的自然日,从而实现太阳能模块的变工况运行。首先输入几 个典型自然日的DNI值,然后进行冷、热罐的动态运行,最后在保持系统净功率不变的 前提下,通过观察热罐中熔盐的液位来确定模拟结果。此外,还可以计算太阳能模块提供 的补充电功率。根据实际需求,将进行变太阳能DNI条件下的SCCP系统的性能研究, 选取 SCCP1 改进模型作为变工况运行的基础系统,通过对假定运行工况下的系统运行状 态进行分析和研究,考察变工况条件对储能系统容量以及各子系统出力情况的影响。假定 的系统运行策略如下:
(1)在变工况运行的全过程中,系统的总净电输出保持不变;
(2)当太阳能DNI足够大,熔融盐吸收的热能过剩时,此时应对热能存储系统进行 储热,当太阳能DNI不足,熔融盐吸收的热能过少时,储能系统应对互补系统进行放热 以维持系统正常运行;
(3)当热罐内的存储高度大于其允许运行的最小值时,系统中太阳能模块的补充电 功率为保持系统最大净效率时对应的设计值;
(4)当热罐内的存储高度小于其最小允许高度时,为保证热罐不空,系统中 S-CO2 流不再流向太阳能模块,而是改变运行模式,全部流向锅炉模块,调整煤耗量到设计值以 保证总净电输出维持不变,此时热能存储系统的储热过程仍然可以继续,待热罐内的存储 高度以及太阳能DNI大小满足互补运行条件后切换回互补运行模式。
图 4-10显示了日照充足的情况下,系统模拟运行结果。此时,太阳能模块的补充电 功率达到了最大净效率对应条件下的设计值,热能存储系统的储热和放热情况随着太阳 DNI的变化而变化,其变化反应速度滞后于DNI的变化,系统净电功率和太阳能模块补 充电功率维持在一定数值不变,表明系统在日照充足的条件下能够在假定的运行周期内实 现稳定运行,模拟结果与预期情况保持一致。
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图 4-10 DNI 充足条件下系统性能仿真结果
图 4-11 显示了日照不足的自然日中系统运行模式的切换情况。在第一个自然日中日 照强度充足,系统运行满足互补运行条件;从进入第二个自然日开始,热罐高度持续下降, 直到降低到最小允许运行高度后,改变系统运行模式,S-C02流不再流经太阳能模块,此 时太阳能模块补充电功率为0;直到第六个自然日,热罐高度以及 DNI 的大小满足系统 互补运行条件,此时,切换回互补运行方式,太阳能模块的补充电功率恢复到设定值。以 上结果说明在日照强度不足的情况下,待热罐容量降低到指定高度后,经过运行模式的切 换,可以实现系统稳定发电的要求,并在后续满足互补运行条件后切换回互补运行方式。
 
4.3.2太阳能模块全年运行分析
对上述基础系统进行全年运行特性的仿真模拟,在模拟软件 EBSILON Professional 14
- 38 - 的变工况模式下,保持环境温度与总净电输出数值不变,选取某地一年的DNI数据作为 太阳能模块的DNI输入条件,其数据可在软件中获得。在下述可变DNI条件下的全年运 行模拟过程中,假定的系统运行策略与太阳能模块短期运行分析有所不同,其假定运行策 略为:
(1) 根据所选的某地DNI数据,以一个自然日为基准,经历24h的变化后储热罐的 液位高度增加或减少的液位量维持在其初始设计值的 5%以内。热罐和冷罐的液位调节与 平衡是通过合理的切换互补运行模式与非互补运行模式实现的,净电输出维持在600MWe 不变;
(2) 热能存储系统的运行模式与短期运行策略一致。
根据SCCP系统太阳能模块的全年运行模拟结果,基础系统年煤耗量为1.52x106t(设 计煤种),热罐和冷罐每经历一天(24h)后的液位变化与预期一致,系统在假定的运行策 略下可以实现全年的稳定运行。常规的经过冷热端优化后的S-CO2燃煤发电系统(未互 补太阳能模块)全年煤耗量约为1.65x106t,引入太阳能模块实现互补运行后的发电系统 全年省煤量可以达到1.3x105t。图4-12显示了基础系统在假定的运行策略下运行一年后 十二个月的日均煤耗量。从图中可以看出,基础系统在太阳DNI强度较低的月份日均煤 耗量更多,而在太阳 DNI 强度较高的月份日均煤耗量较少。例如一月的日均煤耗量为 4360t/h,六月则为3978t/h,这意味着在太阳DNI强度较高的月份,基础系统将更多的运 行系统的互补运行模式,可以节省更多的煤炭资源。
 
图 4-13 显示了全年十二个月份之中储热系统的日平均利用小时数,从中可以看到, 在太阳DNI强度较高的月份,储热系统的日平均利用小时数较多,如六月的日平均利用 时长最高可以达到23h。然而,随着太阳DNI的减小,储热罐的利用率也减小,如一月、 十二月等月份的储热系统日平均利用小时数均小于十小时。其中,模型内储热系统全年的 日平均利用小时数为14.4h,即基础系统经过全年的模拟运行后,互补运行模式所占的比 例约为 60%。
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通过对SCCP1改进模型作为基础系统的太阳能模块进行全年运行特性分析可知,基 础系统可以在假定的预设条件下实现全年的稳定运行,互补运行模式占全年运行模式的比 例约为60%,引入太阳能模块后的发电系统全年省煤量可以达到1.3xl05t,这对于节能减 排,节约煤炭资源具有重要借鉴意义。
4.4互补系统改进模型成本评估与经济性分析
4.4.1经济性评价模型的建立
在S-CO2燃煤发电机组的基础上引入太阳能模块,减少了煤炭资源的消耗量与CO2 的排放量,但同时也提高了机组的投资成本。本节在前述研究的基础上对SCCP系统的经 济性进行评估,对比SCCP系统与S-CO2燃煤发电系统参考模型的经济性能,并计算出二 者的平准化度电成本(以下简称LCOE),最后分析系统内各关键性投资成本对LCOE 数值的影响。
LCOE为发电系统在整个运营周期内使得总盈利与总成本相等时的电价,平均发电成 本很难体现发电系统的经济性水平,而LCOE考虑到了资金的时间观念,提出了折现率 的概念使其能够更加准确地反映发电系统的经济性水平。LCOE是一个反映经济性的综合 性参数,它充分考虑到发电机组内各组件的建设成本,机组的维护、运行、保养成本,以 及其它间接的投资成本。LCOE的计算公式[57]为:
CC - CRF + O & M + fl + Cco2
^an °
式中CC为SCCP系统改进模型中各设备的总投资成本,$; CRF为资金回收系数,定义 如公式(4-2)所示;O&M为系统全年运行和维护的费用,$; Cfuel为系统运行全年的燃 煤费用,$; CCO2为全年CO2排放的成本,$; Pan为发电系统全年发电量,MW。
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式中 r 为折现率, D 为发电系统的电站运营寿命,年。
从上述LCOE的定义可以看出,其代表着电站在运营周期内建造和运行的总平均成 本除以该周期内电站的总电力输出。为了更好地分析太阳能模块的经济性,需要计算太阳 能模块的LCOEs,其表达式为:
 
式中CCs为SCCP系统改进模型太阳能模块中各设备的总建设成本,$; O&Ms为太阳能 模块内各组件及场地的运行和维护费用,$; Ps,an为太阳能模块在全年时间内提供的总补 充电力, MW。
4.4.2互补系统改进模型的成本评估
在系统中的工质和锅炉类型不变的前提下,锅炉成本主要与锅炉的热功率(0),工 质的温度(/)和压力(P)有关。Zhu等利用MATLAB对全局优化模型中的数据进行拟 合,得到的锅炉成本[58]如下:
Cb ={r1(0+r2t+r3)2+r4}(r5P+r6)(r7t+r8)+r9 (4-4)
式中系数r1~r9的取值见表4-1。系统内其余组件的成本评估主要包括汽轮机、冷却器、回 热器和压缩机的成本评估,各部件具体成本的计算公式[59]见下文。
表 4-1 系数 r 的取值
系数 取值 系数 取值 系数 取值
r1 1.87701 x10-9 r4 5.18313x10-1 r7 8.40918x10-2
r2 -6.00703 r5 1.18737x10-3 r8 1.03614x 103
r3 2.25476x103 r6 5.18626x101 r9 -2.91472x104
汽轮机的成本为:
 
Ct = 182600炉T0.5561 x /T,t (4-5)
式中Wt为汽轮机做功,MW; jT,t为与温度相关联的系数因子,其变化受温度的影响,定 义如公式( 4-6)所示。
f = J1,肚三 550C (4-6)
T,t 11+1.016x 10( Tmax-550)2,Tmax > 550°C
压缩机的成本为:
CC = 1230000Wsh0.3992 (4-7)
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式中 Wsh 为压缩机输入功率, MW。
回热器和冷却器的成本计算公式为:
CRecup = 49.45UA07544 X f ,Recup = 49.45(孕)0.7544 x f 謂呼
△厶nt (4-8)
f = Jl, T max < 5 50°C
f T,Recup [ 1 + 0.02141, T max > 5 50 C (4-9)
C cooler = 32.88UA 075 = 32.88(字严
△Tint (4-10)
式中XHnt为热交换器的对数平均温差,°C; Q为热交换器的换热量,W; UA为换热器换 热量与对数平均温差的比值。
SCCP系统改进模型中的直接投资成本(DC)为系统内各组件的投资成本之和(太 阳能模块成本的相关数值见表4-2,总投资成本CC为系统意外费用、系统间接原因产生 的总费用(ICC)与DC之和。其中,总的直接投资成本(DCC)为DC与系统意外产生 的费用之和,具体计算公式[60]如下:
CC = DCC + ICC (4-11)
表 4-2 太阳能模块成本的相关数值
项目 单位 数值
直接投资成本(DC)
定日镜场 US$/m2 126
太阳能塔 us$/百万 8.5
集热器 us$/百万 21.3
储热系统 uS$/kWhth 26[61]
蒸汽发生器 uS$/kWhe 300
场地费用 uS$/m2 1[61]
其它成本
意外费用 %DC 10
间接投资成本(ICC) %DC 18.5
O&M %CC 2
燃煤费用 uS$/t 标准煤 79.39
CO2排放成本 uS$/t 32[62]
电站运营寿命 30
折现率 % 8
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4.4.3 互补系统改进模型经济性分析
表4-3显示了 S-CO2燃煤发电系统和SCCP系统改进模型年度运行情况。由于在本研 究中主要对比项为煤耗量,因此全年发电量在两种系统中数值相等。从表 4-3 中可以看出, 由于互补了太阳能模块,SCCP系统改进模型的全年标准煤耗量为1.23x106t,比S-CO2 燃煤发电系统的全年标准煤耗量少1.05xl05t。引入太阳能模块为互补系统提供补充电力 之后,SCCP系统改进模型的煤耗量减少,相应的导致全年CO2排放量减少,约减少7.3%。 另外,将太阳能模块引入燃煤电站后,发电成本提高,这主要是由于太阳能模块的引入, 增加了系统的直接投资成本。太阳能模块增加的发电成本主要受到定日镜场造价、储热系 统造价、集热器造价等因素的影响,而互补系统总的发电成本不仅受到各个设备造价的影 响,还与煤炭单价、CO2排放的成本等因素有关。
表 4-3 系统年度运行结果
项目 单位 S-CO2燃煤发电系统 SCCP 系统改进模型
全年发电量 GWh 4467 4467
全年标准煤耗量 103t 1337.5 1232.1
全年 CO2 排放量 103t 3637.0 3369.9
LCOE $/MWh 56.29 60.10
LCOES $/MWh 89.17
图4-14为LCOE随着储热系统成本变化而变化的曲线图。从图牛14中可以看到,当 储热系统造价从24$/kWhth变化到32$/kWhth的过程中,SCCP系统改进模型的发电成本 LCOE随着储热系统成本的增加而增加,数值由59.89$/MWh变化到60.73$/MWh,而 S-CO2燃煤发电系统中无储热系统,发电成本不受影响。图牛15为LCOE随着定日镜场 成本变化而变化的曲线图。在图4-15中,定日镜场成本从86$/m2增大到166$/m2的过程 中,以每20$/m2作为一个增加量来计算系统的LCOE数值,从中可以看到,SCCP系统 改进模型的发电成本LCOE随着定日镜场成本的增加而增加,数值由59.03$/MWh变化到
61.17$/MWh。同理,S-CO2燃煤发电系统并无定日镜场,其LCOE数值始终保持不变。
 
 
 
 
 
图4-16为LCOE随着燃煤成本变化而变化的曲线图。从图4-16中可以看到,当燃煤 成本从69.39$/t变化到109.39$/t的过程中,以每10$/t作为一个增加量来计算系统的LCOE 数值,SCCP系统改进模型的发电成本LCOE随着燃煤成本的增加而增加,数值由 57.34$/MWh变化到68.36$/MWh,而S-CO2燃煤发电系统则由53.30$/MWh变化到 65.28$/MWho图牛17为LCOE随着CO2排放成本变化而变化的曲线图,与图4-16相似 的是,SCCP系统改进模型和S-CO2燃煤发电系统的LCOE数值均随着CO2排放成本的增 加而增加。
 
图 4-16 LCOE 随燃煤成本的变化 图 4-17 LCOE 随 CO2 排放成本的变化
综合而言,对于互补了太阳能模块的 SCCP 系统改进模型,其发电成本明显高于传统 燃煤电站,但是其全年标准煤耗量和全年CO2排放量明显减少,在未来对于节能减排, 节约煤炭资源具有重要借鉴意义。
4.5本章小结
本章对基于S-CO2布雷顿循环的太阳能-燃煤互补发电系统进行单耗分析、变工况分 析和经济性分析,主要结论如下:
(1) 对太阳能-燃煤互补发电系统在设计工况以及变工况条件下进行单耗分析,确定 了发电系统内部的能量损失分布情况。
(2) 进行了互补系统改进模型中太阳能模块的变工况分析,其中包括短期运行特性 分析和全年运行特性分析。通过对SCCP1改进模型作为基础系统的太阳能模块进行全年 运行特性分析可知,系统可以在假定条件下实现全年的稳定运行,其中互补运行模式的比 例占全年运行模式的60%,引入太阳能模块后的发电系统全年省煤量可以达到1.3X105to
(3) 进行了互补系统改进模型的经济性分析,通过计算系统内部各部分的直接投资 成本和间接投资成本得到总成本与发电成本LCOE的数值。
(4)分析储热系统造价、定日镜场造价、燃煤成本与CO2排放成本对发电成本LCOE 的影响,结果表明LCOE的数值随着上述成本的增加而增加。
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结论
本文论述了两种基于S-CO2布雷顿循环的太阳能-燃煤互补发电(SCCP)系统及其改 进模型。首先,提出了两种SCCP系统,分析太阳能模块的引入对互补系统的影响;其次, 提出互补系统冷、热端优化布局方案,确定最优组合后将其作为SCCP系统的改进模型, 并进行改进模型的热力学性能分析;然后,进行系统设计工况和变工况条件下的单耗分析, 确定系统内部能量损失分布情况;最后,进行互补系统改进模型太阳能模块的变工况分析, 评估其短期和全年运行特性,并进行系统的经济性分析。相关研究与结论如下:
(1)提出了两种基于S-CO2布雷顿循环的SCCP系统,由于引入了太阳能模块,在 SCCP1系统中,省煤量随着第三分流比的增加而增加,而对于SCCP2系统,省煤量随着 太阳能模块加热器的S-CO2流出口温度的增加而增加;两种SCCP系统的补充电功率均随 着太阳能模块做功量的增加而增加,其中,SCCP1比SCCP2更具优势。
(2)提出了互补系统的冷、热端优化方案,对比三种热端优化方案中锅炉热负荷、 PC热负荷、系统净效率、锅炉和PC的入口温度及出口温度等参数随着分流比的变化情 况确定热端最优方案,并对比两种冷端改进方案的系统净效率。将最优组合作为 SCCP 系统改进模型,分析第二分流比(SR2)对系统循环净效率、太阳能模块做功能力以及煤 耗量的影响。得到结论,SCCP1改进模型维持最大循环净效率的SR2区间更广(SCCP1 改进模型为0.065-0.141, SCCP2改进模型为0.076-0.141),太阳能模块做功量和系统煤 耗量随着SR2变化的曲线较SCCP2改进模型更为平缓,具有更好的灵活性和适用性。
(3)进行了互补系统及其改进模型在设计工况下的单耗分析,在SCCP系统及其改 进模型中,锅炉的附加单耗占比均为最大,但是由于进行了热端和冷端废热的回收利用, 改进模型中省煤器、空气预热器与其他损失造成的附加单耗大大降低。进行了变工况条件 下SCCP改进模型的参数分析和单耗分析,系统主蒸汽压力、系统效率、太阳能模块做功 量、煤耗量等变量均随着负荷的增加而增大;而在负荷由 100%减小到50%的过程中, SCCP 改进模型各主要设备的附加单耗随着负荷的减小而增大。
(4)完成了 SCCP改进模型的太阳能模块短期和全年运行特性分析,结果表明系统 可以在预设条件下实现稳定运行,互补运行模式占全年运行模式的比例约为 60%,引入 太阳能模块后的发电系统全年省煤量可以达到1.3X105t。还进行了互补系统的经济性分 析,计算并得到了 SCCP系统改进模型的平准化度电成本(LCOE)为60.10$/MWh,并 且其数值随着储热系统成本、定日镜场成本、燃煤成本和CO2排放成本的增加而增加。
由于时间的仓促,本文所做研究还有很多不足,许多工作有待进一步完成,主要包括:
(1)本文中的系统变工况分析与经济性分析还比较初步,之后应该继续研究用户端 的负荷需求量对系统产生的影响;
(2)后续应寻求不同运行负荷下的系统最优运行策略。
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