牛亞兵，任亞軍，陳 磊，周 治，彭懷午，張俊峰，段楊龍

(中國電建集團西北勘測設(shè)計研究院有限公司，西安 710065)

0 引言

太陽能熱發(fā)電也稱為聚光太陽能發(fā)電(CSP)，其基本原理是利用大量的反射鏡聚集太陽輻射能，用于加熱工質(zhì)，再通過傳統(tǒng)的熱力循環(huán)將熱能轉(zhuǎn)換為機械能來驅(qū)動發(fā)電機發(fā)電[1]。根據(jù)收集太陽輻射能的方式不同，太陽能熱發(fā)電技術(shù)主要包括塔式、槽式、碟式(斯特林)和線性菲涅爾式這4種類型。其中，采用熔鹽工質(zhì)的塔式太陽能熱發(fā)電技術(shù)具有裝機容量大、發(fā)電效率高、適合大規(guī)模應(yīng)用等特點，被認為是未來最具潛力的太陽能熱發(fā)電形式之一，也是在我國首批太陽能熱發(fā)電站中采用最多的技術(shù)路線。

汽輪機作為太陽能熱發(fā)電站中的關(guān)鍵設(shè)備，用于實現(xiàn)熱能和機械能的轉(zhuǎn)換[1]。然而，由于太陽能熱發(fā)電站受太陽光照等因素的影響，能量來源具有不穩(wěn)定性，電站存在負荷變化及啟停頻繁的特點。因此，若要使汽輪發(fā)電機組在耗汽量少的情況下完成啟動，選擇合理的主蒸汽參數(shù)有助于提高汽輪機的熱效率及整個電站項目的經(jīng)濟性[2]。

對于我國國內(nèi)第1批已運行的熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站，由于在電站的設(shè)計及運行等方面缺乏相關(guān)經(jīng)驗，而且對于蒸汽發(fā)生器、汽輪機等主要設(shè)備的設(shè)計經(jīng)驗少、制造能力弱，導(dǎo)致這些電站中汽輪機主蒸汽參數(shù)的選擇相對保守。

目前，國內(nèi)外主要的熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽參數(shù)(主蒸汽壓力和主蒸汽溫度)的選擇如表1所示。

表1 不同熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽參數(shù)的選擇Table 1 Choice of main steam parameters of steam turbines in different molten salt tower CSP stations

本文以國內(nèi)某汽輪機主機廠提供的相關(guān)數(shù)據(jù)為依據(jù)，結(jié)合中國電建集團西北勘測設(shè)計研究院有限公司(下文簡稱“中國電建西北院”)在太陽能熱發(fā)電站設(shè)計方面的經(jīng)驗，對甘肅省某100 MW熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站中汽輪機主蒸汽參數(shù)(主蒸汽壓力和主蒸汽溫度)的選擇進行了簡要的對比分析。

1 工程概況

本文以甘肅省某100 MW熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站為例進行分析。該太陽能熱發(fā)電站的儲熱介質(zhì)采用二元熔鹽，儲熱系統(tǒng)選用“1臺低溫儲罐+1臺高溫儲罐”的單套熔鹽儲罐方案，吸熱器進口/出口熔鹽設(shè)計溫度為290/565 ℃，蒸汽發(fā)生系統(tǒng)采用自然循環(huán)方式。

結(jié)合該太陽能熱發(fā)電站所在地的太陽能資源條件，利用太陽能熱發(fā)電站仿真模擬軟件SAM對全年中高溫儲罐的運行溫度進行模擬計算。模擬計算時，高溫儲罐的最高運行溫度和最低運行溫度分別取564.9 ℃和500.0 ℃。全年中高溫儲罐運行溫度的模擬計算結(jié)果如表2所示。

表2 全年中高溫儲罐運行溫度的模擬計算結(jié)果Table 2 Simulation calculation results of operating temperature of high temperature storage tank in whole year

從表2中的統(tǒng)計數(shù)據(jù)可知，全年中高溫儲罐運行溫度t>555 ℃的時間約占53.6%。

2 主蒸汽參數(shù)的選擇

汽輪機主蒸汽參數(shù)的選擇應(yīng)以提高汽輪機熱效率為原則來確定，而汽輪機的可靠性和價格也是重要的選擇指標。該太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽參數(shù)，即主蒸汽壓力和主蒸汽溫度的選擇，是在綜合考慮儲熱介質(zhì)參數(shù)、蒸發(fā)換熱系統(tǒng)形式，并以汽輪機主機廠提供的熱平衡數(shù)據(jù)為依據(jù)的基礎(chǔ)上進行比較分析后得到的。

2.1 主蒸汽壓力的對比分析

該太陽能熱發(fā)電站中，吸熱器出口的熔鹽設(shè)計溫度為565 ℃，根據(jù)GB/T 754-2007《發(fā)電用汽輪機參數(shù)系列》的有關(guān)規(guī)定可知，超臨界及超超臨界汽輪機的主蒸汽溫度/再熱溫度均高于565℃，因此對本太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽壓力進行選擇時，不用考慮超臨界及超超臨界情況下的主蒸汽壓力，而是以超高壓及亞臨界情況下的主蒸汽壓力對比為主。當汽輪機的主蒸汽初始溫度不變僅提高初始壓力時，在一定范圍內(nèi)可提高汽輪機的熱效率；但若初始壓力提高過大，汽輪機的熱效率反而會降低。由此可知，在初始溫度一定的情況下，存在一個最佳初始壓力，超過最佳初始壓力后，汽輪機的熱耗率將趨于上升[3]。

不同主蒸汽壓力下汽輪機的性能對比以國內(nèi)某汽輪機主機廠提供的超高壓及亞臨界汽輪機的熱平衡數(shù)據(jù)為依據(jù)，具體如表3所示。

表3 不同主蒸汽壓力下汽輪機的性能對比Table 3 Performance comparison of steam turbines under different main steam pressures

由表3可知，在主蒸汽溫度為550 ℃的條件下，100%額定負荷工況下主蒸汽壓力采用亞臨界壓力時汽輪機的熱效率比采用超高壓時的高0.21%；其他額定負荷工況下采用亞臨界壓力時汽輪機的熱效率比采用超高壓壓力時的均高0.44%及以上。

從項目經(jīng)濟性方面考慮，若選用亞臨界壓力，則汽輪機的熱效率相對較高，在太陽能熱發(fā)電站發(fā)電量相同的情況下，其所需要的集熱鏡場面積較小，因此項目的經(jīng)濟性較好。但本太陽能熱發(fā)電站的蒸發(fā)換熱系統(tǒng)采用的是自然循環(huán)方式，是依靠密度差提供的推動力來克服蒸發(fā)循環(huán)的阻力，主蒸汽壓力越高，汽水循環(huán)的密度差就越小，需要的汽包與蒸發(fā)器的高度差就越大，且選用亞臨界壓力時，在部分超壓工況下，自然循環(huán)方式會存在一定的風(fēng)險。綜合考慮蒸發(fā)換熱系統(tǒng)中設(shè)備的布置高度、機組的經(jīng)濟性及汽水循環(huán)的安全可靠性，參考目前國內(nèi)已運行的太陽能熱發(fā)電站及蒸發(fā)換熱系統(tǒng)設(shè)備廠家的最新技術(shù)方案，本太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽壓力推薦采用14.1 MPa(a)。

2.2 主蒸汽溫度的對比分析

根據(jù)工程熱力學(xué)的基本原理，提高蒸汽的溫度能提高朗肯循環(huán)的效率，因此提高主蒸汽溫度的數(shù)值，能提高汽輪機的熱效率。

不同主蒸汽溫度下汽輪機的性能對比以國內(nèi)某汽輪機主機廠提供的超高溫和高溫情況下汽輪機的熱平衡數(shù)據(jù)為依據(jù)，具體如表4所示。

表4 不同主蒸汽溫度下汽輪機的性能對比Table 4 Performance comparison of steam turbines under different main steam temperatures

由表4可知，當主蒸汽壓力為14.1 MPa(a)時，在100%額定負荷工況下，主蒸汽溫度采用超高溫時汽輪機的熱效率比采用高溫時的高0.18%，若按發(fā)電小時數(shù)為3897 h計算，在鏡場面積一定的情況下，100 MW熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站全年可多發(fā)電約155萬kWh，年多發(fā)電量的收入約為170.5萬元(電價暫按1.1元/kWh計算)；在年發(fā)電量一定的情況下，主蒸汽溫度采用超高溫時100 MW熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站的鏡場面積可減少0.61萬m2，鏡場初投資可減少約427萬元。其他額定負荷工況下，主蒸汽溫度采用超高溫時汽輪機的熱效率，均比采用高溫時的高0.17%及以上。

本太陽能熱發(fā)電站中吸熱器出口的熔鹽設(shè)計溫度為565 ℃，根據(jù)蒸發(fā)換熱系統(tǒng)廠家提供的換熱端差數(shù)據(jù)進行計算，若主蒸汽溫度選擇540 ℃，在進行蒸發(fā)換熱系統(tǒng)設(shè)計時，為防止蒸汽溫度超溫，需配置主蒸汽、再熱蒸汽噴水減溫系統(tǒng)，這樣會增加設(shè)備的投資及系統(tǒng)運行時的安全風(fēng)險。另外，再根據(jù)中國電建西北院針對太陽能熱發(fā)電項目的設(shè)計及運行經(jīng)驗，若主蒸汽溫度選擇540℃，蒸發(fā)換熱系統(tǒng)運行時調(diào)溫熔鹽泵需長期投入運行，用于降低過熱器、再熱器入口熔鹽溫度，防止設(shè)備入口端差過大。如此一來，主蒸汽溫度選擇540 ℃時不僅使蒸發(fā)換熱系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)復(fù)雜，而且提高了對調(diào)溫熔鹽泵的可靠性要求，在增加耗電量的同時還增加了設(shè)備初投資。

根據(jù)鏡場全年集熱量及高溫儲罐的儲熱溫度模擬計算結(jié)果，全年中高溫儲罐溫度大于555 ℃的時間約占53.6%，這說明該太陽能熱發(fā)電站大部分的運行時間可滿足以主蒸汽溫度550 ℃運行。

綜上所述可知，汽輪機的主蒸汽溫度選用550℃較為合理。

2.3 電站主要設(shè)備及主要管道投資的對比

參考同為100 MW的熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站的設(shè)計經(jīng)驗，在不同的汽輪機主蒸汽溫度下，電站主要設(shè)備投資的對比如表5所示。

表5 電站主要設(shè)備投資的對比Table 5 Comparison of main equipment investment of CSP station

從表5中的數(shù)據(jù)可知，汽輪機的主蒸汽溫度采用超高溫時，電站主要設(shè)備的初投資可減少約197萬元。

在不同的汽輪機主蒸汽溫度下，電站主要管道投資的對比如表6所示。

表6 電站主要管道投資的對比Table 6 Comparison of main pipelines investment of CSP station

由于汽輪機的主蒸汽溫度不同，因此主蒸汽及熱再熱蒸汽管道的材料選型也會不同，使計算得到的管道壁厚也會存在不同，導(dǎo)致2種主蒸汽溫度下的主蒸汽及熱再熱蒸汽管道的投資相差較大。從表6中的數(shù)據(jù)可知，當汽輪機的主蒸汽溫度采用超高溫時，電站主要管道的投資將增加約860萬元。

綜上所述可知，汽輪機的主蒸汽溫度采用超高溫時，太陽能熱發(fā)電站的初投資比汽輪機的主蒸汽溫度采用高溫時的增加約663萬元。但汽輪機的主蒸汽溫度采用超高溫時，電站每年可節(jié)約調(diào)溫熔鹽泵電費約70萬元，而且每年多發(fā)電量的收益約為170.5萬元，這相當于電站每年可增加約240.5萬元的收益，因此，若汽輪機的主蒸汽溫度采用超高溫，則電站只需3年即可收回增加的投資。

綜合考慮汽輪機熱效率、儲熱介質(zhì)設(shè)計溫度、主要設(shè)備投資、主要管道投資、項目實際運行經(jīng)驗、系統(tǒng)經(jīng)濟性及設(shè)備廠家的制造能力后，本太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽溫度推薦選用550 ℃。

3 結(jié)論

本文以國內(nèi)某汽輪機主機廠提供的相關(guān)數(shù)據(jù)為依據(jù)，并結(jié)合中國電建西北院對于太陽能熱發(fā)電項目的設(shè)計和運行經(jīng)驗，對甘肅省某100 MW熔鹽塔式太陽能熱發(fā)電站中汽輪機主蒸汽參數(shù)的選擇進行了簡要對比分析。綜合考慮汽輪機熱效率、設(shè)備投資、管道投資、設(shè)備廠家目前的設(shè)計制造能力及系統(tǒng)經(jīng)濟性后得出結(jié)論，推薦該太陽能熱發(fā)電站中汽輪機的主蒸汽壓力和主蒸汽溫度分別采用14.1 MPa(a)和550 ℃。