一种与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统的制作方法

本发明属于太阳能与燃煤火电机组集成发电技术领域，特别涉及一种与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统。

背景技术：

一次能源的大量消耗不仅造成了诸如雾霾等环境污染，同时产生大量温室气体CO₂。面对环境污染以及温室效应等全球性环境问题，各国在制定能源发展路线时，均将可再生能源作为发展重点。太阳能作为清洁、可持续的可再生资源，得到各国充分的重视。太阳能发电方式分为光伏发电和光热发电，其中从技术难度和造价角度出发，光热发电方式具有显著的发展优势。与槽式太阳能相比，塔式太阳能集热温度更高，效率更好，建厂条件要求低；与塔式太阳能相比，碟式太阳能热发电技术正处于研究、实验阶段，且其成本更高；故塔式太阳能热发电是未来最适合大规模发电、最有应用前景的发电技术。同时由于现在超临界和超超临界机组的常规燃煤电厂技术发展十分成熟，单纯从机组上考虑，其节煤潜力已经很小，将太阳能热发电技术与成熟的常规燃煤发电技术整合，进行多能源互补发电，既可降低开发利用太阳能的技术和经济风险，有效解决太阳能利用不稳定和蓄热技术不成熟等技术瓶颈问题，实现高效、低成本地利用太阳能，又可以进一步降低电厂煤耗，节约化石能源。

但是传统常规燃煤电厂和塔式太阳能集热系统有效集成多集中在机组的回热系统上，即采用塔式太阳能能量代替一些机组的回热器中的抽汽去提高锅炉给水的温度，但这种集成方式会带来抽汽量减少，主蒸汽流量增大的问题，进而给机组稳定安全运行带来一定隐患。

技术实现要素：

针对现有技术不足，本发明提供了一种与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统。

一种与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统，包括燃煤发电系统和塔式太阳能集热系统，太阳能集热塔、换热器30和熔盐泵29依次连接形成吸热工质的闭合回路；汽水分离器的出口与蒸汽分流器31连接，蒸汽分流器31的出口分为两路，一路经换热器30与混合器32的入口连接，另一路依次经低温过热器、屏式过热器和高温过热器与混合器32的入口连接，混合器32的出口连接至汽轮机高压缸的进口。

从汽水分离器出来的过热蒸汽进入蒸汽分流器31，由蒸汽分流器31控制分为两路，一路过热蒸汽经换热器30吸收吸热工质中的热量；另一路过热蒸汽依次经过低温过热器、屏式过热器、高温过热器进行吸热；两路过热蒸汽均达到设计温度参数后进入混合器32混合，然后进入汽轮机高压缸做功。

一种与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统，包括燃煤发电系统和塔式太阳能集热系统，太阳能集热塔、换热器30和熔盐泵29依次连接形成吸热工质的闭合回路；汽轮机高压缸的冷再热蒸汽出口与蒸汽分流器31连接，蒸汽分流器31的出口分为两路，一路经换热器30与混合器32的入口连接，另一路依次经低温再热器和高温再热器与混合器32的入口连接，混合器32的出口连接至汽轮机中压缸的进口。

在汽轮机高压缸做完功后的冷再热蒸汽进入蒸汽分流器31，由蒸汽分流器31控制分为两路，一路冷再热蒸汽经换热器30吸收吸热工质中的热量；另一路冷再热蒸汽依次经过低温再热器和高温再热器进行再热；两路再热蒸汽均达到设计温度参数后进入混合器32混合，然后依次进入汽轮机中压缸和汽轮机低压缸做功。

为了保证燃煤发电系统与塔式太阳能集热系统耦合后，整个系统能够安全经济的运行，通过控制烟气再循环率和/或尾部竖井烟道分隔挡板的分配比例对蒸汽温度进行调节，保证锅炉出口的主蒸汽温度和再热蒸汽温度均能达到设计值。进一步通过控制蒸汽分流器31对集成蒸汽量进行控制，保证换热器30出口蒸汽温度保持在锅炉出口的主蒸汽温度或再热蒸汽温度的设计值。

为了充分的利用太阳能并维持锅炉工况的稳定，根据塔式太阳能集热系统实时聚光集热特性，通过控制熔盐泵来控制进入太阳能集热塔的吸热工质流量，维持太阳能集热塔吸热工质出口温度的稳定。进一步为了维持锅炉的稳定性，在确定塔式太阳能集热系统吸热工质出口温度的情况下，通过控制吸热工质的流速来适应太阳能辐射变化带来的能量收益的波动，使其安全运行。

工作原理为：在接收太阳辐射的情况下，根据太阳能辐射情况，塔式太阳能系统替代部分主蒸汽侧受热面或者再热蒸汽侧受热面，并通过烟气循环率的调节以及尾部竖井烟道分隔挡板的调节方式，对主蒸汽温度和再热蒸汽温度进行调节以保证高温过热器出口参数以及高温再热器出口参数与集成前的原系统保持一致，塔式太阳能系统的替代蒸汽量随太阳辐射的变化而变化，以保证太阳能集热系统能够将替代的蒸汽加热到设计值。当太阳能辐射不足或者集热系统出现故障时，切停太阳能集热系统，火电厂系统切换回原火力发电工况。

本发明的有益效果为：

本发明提出的与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统，是将太阳能集热系统和锅炉侧有效地集成起来，机组汽轮机保持不变，不再减少其抽汽量。即利用塔式太阳能集热系统代替锅炉内部分受热面去实现蒸汽的过热或者冷再热蒸汽的再热，这为塔式太阳能集热系统和常规燃煤电厂的高效整合提供了新的方案。

本发明通过锅炉调温方式的采用保证了整个系统的安全性和可行性，集成蒸汽流量随太阳辐射波动而调节，避免了单纯利用太阳能发电的稳定性差、大型蓄热罐投资高等缺点，同时利用太阳能有利于煤炭量的减少使用，为传统燃煤火电厂节能改造提出了新的集成思路。

附图说明

图1为常规燃煤发电系统流程示意图。

图2为与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统流程示意图(集成方案1)。

图3为与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统流程示意图(集成方案2)。

标号说明：1-锅炉；2-屏式过热器；3-高温过热器；4-高温再热器；5-低温过热器；6-低温再热器；7-低再侧省煤器；8-低过侧省煤器；9-空气预热器；10-汽水分离器；11-汽轮机高压缸；12-汽轮机中压缸；13-汽轮机低压缸；14-发电机；15-凝汽器；16-凝结水泵；17-8#低温加热器；18-7#低温加热器；19-6#低温加热器；20-5#低温加热器；21-小汽轮机；22-除氧器；23-给水泵；24-3#高温加热器；25-2#高温加热器；26-1#高温加热器；27-定日镜场；28-太阳能集热塔；29-熔盐泵；30-换热器；31-蒸汽分流器；32-混合器。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步说明。应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

图1为常规燃煤发电系统流程示意图，其作为基准系统。给水经低再侧省煤器7和低过侧省煤器8预热后进入锅炉1的水冷壁受热蒸发，经汽水分离器10进行汽水分离后，过热蒸汽依次经过低温过热器6、屏式过热器2和高温过热器3进行吸热，达到主蒸汽设计温度参数后进入汽轮机高压缸11做功。汽轮机高压缸11做功后的冷再热蒸汽依次经过低温再热器5和高温再热器4进行再热，达到再热蒸汽设计温度参数后进入汽轮机中压缸12，依次经汽轮机中压缸12和汽轮机低压缸13做功。汽轮机与发电机14轴连接，进行发电。

汽轮机设八段非调整抽汽，一、二、三段抽汽分别供至1#高温加热器26、2#高温加热器25和3#高温加热器24，四段抽汽供给小汽轮机23、除氧器22和辅助蒸汽系统等，五、六、七、八段抽汽分别供至5#低温加热器20、6#低温加热器19、7#低温加热器18和8#低温加热器17。汽轮机排汽进入凝汽器15，凝结水进入给水系统循环利用。

图2、图3分别是在图1所示基准系统的基础上，增设塔式太阳能集热系统，得到的两种不同集成方案的与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统。

塔式太阳能集热系统：太阳能集热塔28、换热器30和熔盐泵29依次连接形成吸热工质的闭合回路。以氯化钾KCl、氯化锂LiCl中的一种或两种熔盐作为吸热工质，吸热工质进入太阳能集热塔28吸收来自定日镜场27反射的太阳能，吸收热量后进入换热器30将热量传递给蒸汽。

如图2所示的集成方案1：塔式太阳能集热系统与燃煤发电系统的主蒸汽侧耦合。从汽水分离器10出来的过热蒸汽进入蒸汽分流器31，由蒸汽分流器31控制分为两路，一路过热蒸汽经换热器30吸收吸热工质中的热量；另一路过热蒸汽依次经过低温过热器6、屏式过热器2、高温过热器3进行吸热；两路过热蒸汽均达到设计温度参数后进入混合器32混合，然后进入汽轮机高压缸11做功。燃煤发电系统的其他部分仍按其常规方式稳定运行。

如图3所示的集成方案2：塔式太阳能集热系统与燃煤发电系统的再热蒸汽侧耦合。在汽轮机高压缸11做完功后的冷再热蒸汽进入蒸汽分流器31，由蒸汽分流器31控制分为两路，一路冷再热蒸汽经换热器30吸收吸热工质中的热量；另一路冷再热蒸汽依次经过低温再热器5和高温再热器4进行再热；两路再热蒸汽均达到设计温度参数后进入混合器32混合，然后依次进入汽轮机中压缸12和汽轮机低压缸13做功。燃煤发电系统的其他部分仍按其常规方式稳定运行。

以下通过基准系统与采用两种集成方案集成后的系统的对比说明集成效果：

系统初始条件：

图1所示基准系统和图2、图3所示与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统基于相同的假设和相同的参数值。系统假设及条件见下表1。燃料煤的元素分析：C 61.45％，H 3.95％，O 9.95％，N 0.70％，S 0.45％，灰分8.5％，水分15％。煤的低位热值为23500kJ/kg。基准系统为75％THA工况，将模拟结果进行对比。

表1热力学分析基础数据

表2热力学分析数据

由表2可知，基准系统的效率为44.05％，两种集成方案的与塔式太阳能集热系统热互补的燃煤发电系统的效率都有所提升，在保证发电量基本不变的情况下，两种集成方案的电厂效率分别提升到了45.09％和45.60％，分别较相同条件下的基准系统效率提高了1.04个百分点和1.55个百分点，折标煤发电煤耗降低到了272.77g/kWh和269.75g/kWh，分别较相同条件下的基准系统效率降低了6.49g/kWh和9.51g/kWh，显示出本发明系统达到了预期的有益效果。