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MW级光煤互补发电系统方案设计研究进展
发稿时间:2017-04-20         作者:赵雅文          来源:分布式供能与可再生能源实验室     【字号:

  研究团队与电力企业开展合作,通过华电电科院对华电集团各电厂进行调查,以华电集团西部太阳能资源丰富的电厂为依托,开展了示范项目的筛选工作,优选光资源丰富、电厂周边多荒滩、土地面积广、征地费用低的燃煤电站进行太阳岛的互补扩建。 

  针对国内典型的100-600MW系列燃煤机组发电站,采用低于300℃中温太阳热全部或部分替代汽轮机抽汽的方式,加热锅炉给水至额定进口温度,改造为光煤互补发电系统;按照国际上惯用测量太阳能集热量和太阳能对互补电站发电功率的贡献,并结合燃煤电站实际可测参数,提出光煤互补电站的太阳能净发电量计量和发电效率的核算方法,以便于确定太阳能净发电上网电价和补贴;依据当地年均辐照变化特性和燃煤汽机全年负荷变化规律,提出多种太阳能对蒸汽抽汽的替代方式,如替代一级高加、高加全切等,并设计了相应集热场与燃煤机组热力系统最优工艺流程;对不同替代方式和不同地理位置、气象条件的光煤互补系统进行了镜场面积的优化设计,保证系统全年最优的太阳能集热和发电性能。结合各具体实例方案,最终形成了包含对太阳能热互补系统镜场面积优化设计和系统流程优化设计方法在内的MW级中温太阳能互补发电系统工程方案。 

  此外,在光煤互补发电系统热力性能研究基础上,研究团队与电力科学院合作开展了全面的系统方案技术经济分析。不同于新建常规太阳能热发电系统和太阳能热互补发电系统(ISCC),光煤互补发电系统在已有燃煤电站基础上扩建,新增投资不包括动力岛成本。结合该光煤互补系统特点,依据我国具体国情,考虑国产镜场成本、劳动力成本下降因素,结合国内银行贷款优惠利率,可再生能源优惠税收政策,采用现金流动态分析方法,对系统经济性开展全面研究,给出了一系列规模化光煤互补电站的太阳能发电成本、资本回收期、内部收益率、净现值等关键经济性能指标,以太阳能发电成本最低为目标,给出不同规模机组和气象条件下的镜场面积优化设计方法,并给出相应光煤互补电站的最低参考上网电价,从而完成一系列MW级互补电站聚光集热场工程方案设计,为实际太阳能热互补电站选址和运营提供了重要参考方案,同时也为光煤互补发电技术的市场化进程提供了重要参考和指导。 

  通过研究,能够系统地解决太阳能热互补发电在关键技术、系统集成层面的科学难题,掌握具有自主知识产权的变辐照主动调控技术,开拓太阳能全工况性能最优的系统集成方法,有助于建立和完善太阳能热互补发电的理论体系,也有助于太阳能热互补发电技术的工程化和产业化。 

 
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