CSPPLAZA光热发电网讯：近日，在由CSPPLAZA主办、中控太阳能和龙腾光热联合主办的2019第六届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会上，中电工程华北电力设计院有限公司（简称“华北院”）工程技术中心副总工程师田增华作了题为“太阳能光热与传统火电耦合发电技术应用”的演讲。

田增华表示，自2015年以来，为促进能源消费革命，国家发改委、国家能源局相继出台了一系列火电机组降煤耗、灵活性调峰等通知，要求火电机组加强调峰能力建设，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。要在保障火电机组的出力的情况下，还做到降煤耗，就需要采用替代能源，实现可再生能源与火电的互补发电，让可再生能源参与到火电机组中来。

他认为，我国西北地区建有大量的火电机组，加之当地光资源非常好，这给光煤耦合发电带来了一些契机。

图：田增华在大会上发言

一、光热发电技术路线选择

目前，光热主要的技术路线包括槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式四种。田增华指出，槽式和线型菲涅尔式多属于中温、中压的品质（注：这里的线型菲涅尔不包括兰州大成和兆阳光热拥有的改进型菲涅尔技术，这些技术可实现更高的温度）。而塔式的聚光方式为点聚焦，热品质更高。从聚光比和光电转化效率来看，塔式也普遍高于线型菲涅尔式和槽式。

如何根据它的参数和热品质设计来实现与火电的良好结合呢？田增华表示，光热发电的技术路线不同，与火电的结合方式也不同。

1.线聚焦

据田增华介绍，槽式和线性菲涅尔式发电可以与燃煤、燃气、生物质以及垃圾发电等相结合，华北院已尝试多个ISCC电站的设计方案，即实现天然气与太阳能联合发电的项目。这些项目实现槽式技术和燃机相结合，将槽式光热设备产生的中温、中压的蒸汽，引入到预热锅炉中进一步提升温度，继而进入常规的汽轮机组进行发电。

此种方案为光热与常规能源的耦合发电，即通过常规电站提升光热电站产生蒸汽的品质，实现了能量的梯级利用。

2.点聚焦

塔式电站产生的是高温、高压的过热蒸汽，可以直接达到与传统火电机组主蒸汽同样的品质，与传统机组结合时可采用与常规火电主蒸汽系统并汽运行的方式。

二、光煤耦合集成技术的方案

田增华以华北院在西北地区的某个项目为例，介绍了光煤耦合集成技术方案。

1.燃煤电站的基础数据：

①电站规模为330MW，锅炉蒸发量1177吨/小时，采用亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉；

②汽轮机：铭牌出力330MW，采用亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机；

③回热系统：汽轮机组有七级非调整抽汽，其中，1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器；5、6、7级抽汽分别供给三台低压加热器；4级抽汽供给除氧器、高压辅汽系统及供热系统；3、4、5级抽汽抽自中压缸；6、7级抽汽抽自低压缸。

2.光煤耦合集成方案

光煤耦合旨在通过减少汽轮机的抽汽量，在降低煤耗的同时，保持汽轮机的出力。“我们要尽可能地利用光热发电温度高的特点，在此主要考虑的方案是利用太阳能加热给水系统”，田增华说。

太阳能加热给水系统的方案有两种：

①用光热加热给水，给水系统不发生相变，只提升给水温度，再回到原来的系统中。

②用光热系统产生的蒸汽替代给水加热蒸汽，已达到提升给水温度，减少汽机抽汽的目的。。

在西北地区的这一项目中，由于考虑了投资问题，尽可能减少了系统的复杂程度。田增华介绍道：“如果发生相变，可能要跟传统的光热电站一样涉及到预热器、蒸发器、过热器等等，然后通过一系列的换热器产生过热蒸汽，才能替代这种蒸汽。而加热给水系统，则只需要设计一个换热器，不会发生相变，因此在这个方案里面，我们选择直接加热给水系统。”

关于集成方案，田增华提出了两种思路：小温差并联运行方案；大温差串联运行方案。

①小温差并联运行方案：耦合点在一号高加和二号高加。在二号高加的入口把一部分的给水引出来，通过槽式换热器提高给水温度，而后再将这部分给水引回到一号高加的出口，打回到原来的系统中。

田增华介绍：“由于该项目的场地问题，槽式镜场回路数量并没有设置很多，因此无法将给水系统全部通过太阳能去加热，主路还是在原来的回热系统里面，只将部分的水引出并加热，再并回到原来的系统中，以此实现两路并联的运行。同时，导热油系统运行温度与给水系统温度相匹配，在220-260℃较低的温度下运行。

②大温差串联运行方案：在一号高加的入口串联全流量的给水系统，全部引入到槽式换热器加热，再引入到一号高加的入口处，进行进一步的加热。该方案槽式导热油系统在260-320℃大温差的情况下运行，充分利用了导热油的温度使用上限。

比较上述两个方案，可以看出，在大温差串联运行方案中镜场的供能更多，因为利用的温度更高，流量更大，且替代的是更高级的抽汽，据田增华介绍，采用大温差串联运行方案可以增加年发电量17218MWh。

3.集热系统配置及设备选型

以大温差串联运行方案为例，运行温度为260-320℃，只有60度的温差。“结合场地情况，我们采用的是48条长度为300m的集热器，比标准的回路少一半；传热介质采用的是中温合成导热油，其工作温度范围为6-320℃；集热器开口为5.77m、长度为150m，并配套相应的的反射镜和真空集热管。”

田增华介绍：“根据法向直接辐射数据，我们的设计点光热转换效率72.18%，年均光热转换效率44.82%。关于该项目的辅助系统，我们采用电伴热防凝系统，同时配置相应的氮封和膨胀溢流系统。”

汽轮机在满负荷的工况下效率为41.76%，锅炉效率为92.37%。由于规模的限制，采用光煤耦合之后年节省燃标煤量5460吨。田增华表示：“48条长度300m的标准回路规模不是很大，节约的燃标煤量也不是很大，这给我们提供了一个发展思路。”该项目镜场总面积78480㎡，可增加发电量17218MWh，由于项目镜场规模不是很大，因此未设置熔盐储热系统。

田增华特别指出，目前介绍的这个项目所在地的资源情况并不是非常理想，DNI值仅为1600kWh/㎡/y，而一般国际上公认的光热发电比较理想的选址DNI值应该在1700kWh/㎡/y以上，那么该项目也给低辐射地区提供了一种太阳能热利用的参考和可能性。

4.经济性

该项目总投资约1.4亿，按照10%的收益率来算，电价仅为1.095元，而在1.15元首批示范项目的电价下，收益率可达11.83%。田增华强调，该项目在当地DNI值为1600kWh/㎡/y的情况下，实现了这样的经济性，那么在DNI值更高的地区将有很大的降本空间。因此，光煤耦合的方案在光热发电降本方面有一定的优势。