光热电站储热系统熔盐量设计优化及工程应用

2020-12-09孙云昊

工程建设与设计 2020年22期

孙云昊

（上海电气集团股份有限公司电站分公司，上海201100）

1 引言

近年来，光热发电作为一种清洁的太阳能利用技术，在国内外逐步推广使用。由于太阳能存在波动较大的特点，为了维持电力输出稳定，需要储热技术的支撑[1]。光热发电中储热系统的投资成本一般占全厂投资的15%～25%[2]。如果能通过设计优化，降低储热系统熔盐的消耗量，将对降低光热电站的建设成本发挥积极的作用。

2 优化原理分析

根据工作介质的不同及其在热力循环中所发挥功能的不同，可以将光热电站划分为以下子系统：集热系统、储热系统、蒸汽发生系统、汽水循环系统等。

对于储热系统，可认为熔盐在比热容恒定，对于有固定储热量的储热系统，所需要的熔盐的质量为：

式中，Q为熔盐储热或放热过程中吸收或放出的热量；c为熔盐的比热容；m为熔盐的质量；T1为热熔盐的温度；T2为冷熔盐的温度。

储热系统的储热量一般为设计时的输入值，在设计优化过程需要保持储热量不变。因此，为了降低熔盐的耗量，需要增大冷热熔盐的工作温差，所以，可得到如下优化方向：（1）增大热熔盐温度T1。热熔盐的温度主要由熔盐集热系统的设计决定，因此，需要优化熔盐集热系统来获得合理的热熔盐设计温度。（2）减小冷熔盐的温度T2。储热系统冷熔盐的温度由蒸汽发生器系统（Steam Generation System，以下简称SGS）的设计决定，热熔盐的温度确定时，冷熔盐的温度主要由SGS系统的冷端给水温度及冷端温度端差决定。即:

式中，t1为SGS系统的给水温度；TTDcold为SGS系统的冷端温度端差。

为了减小T2，一方面可以降低SGS给水温度；另一方面需要减小SGS系统的冷端端差。

3 优化方法分析

针对以上提出的优化方向，可将优化过程分解为以下基本流程，如图1所示。

图1储热系统熔盐量优化的基本流程

以下将针对每项工作的具体优化方法做进一步的分析。

3.1 优化集热系统，提高热熔盐温度T1的方法分析

对于塔式光热电厂，可以通过改进熔盐吸热器（Molten Salt Receiver，MSR）的设计提高其出口热熔盐的温度。但是由于受到熔盐物理性质的限制，熔盐在升高到一定温度时物理性质不再稳定，容易发生分解。对于工程中普遍使用的二元盐，MSR出口的热熔盐设计温度通常不高于565℃。

3.2 优化汽水系统，降低给水温度t1方法分析

对于汽水系统，可以在汽水系统热力设计阶段减少抽汽回热量，达到降低给水温度的目的，但这会导致汽水循环效率的降低。为了避免汽水循环效率过低，可采取措施弥补给水温度降低带来的不利影响，如提高蒸汽的设计温度；降低管道的设计压降值；降低汽轮机的设计排汽背压等。在进行优化时，以上2个方面的措施需要取得平衡，以不降低系统的效率为平衡点。

3.3 优化SGS系统，减小冷端温度端差TTDcold的方法分析

对于SGS系统，在全厂的热力系统设计阶段，通过提升SGS出口的设计蒸汽参数，可以减小SGS的热端端差，这与3.2中采用的措施是一致的。但提高蒸汽参数会导致SGS系统换热器面积的增大，同时也会导致SGS的冷端端差减小。但这会增加SGS系统的投资，因此，需要结合设计经验选择经济性的热端端差。通常对于SGS中广泛采用的管壳式换热器，其经济性的热端端差取5～10℃。此外，SGS蒸发器的夹点温度的设置，也会影响SGS冷端的熔盐出口温度，可以在优化中选取合理的夹点温度，通常经济性的夹点温度取2～5℃。

通过以上分析可知，通过调整各个子系统的设计，可以得到更加优化的边界条件，进而可以在保证全厂热效率不变的情况下，达到提高熔盐温差的目的，从而降低熔盐的使用量。

4 优化方案的工程应用

DEWA四期700MW太阳能光热项目位于阿联酋迪拜，该项目包含1×100MW的塔式光热电站与3×200MW的槽式光热电站。对塔式机组，其设计净出力为100MW，储热系统的设计储热量为3 588MW·t·h。此项目的设计优化按照图1所示的流程，从以下几个方面展开。

4.1 初始全厂热平衡图的评估及优化方法的提出

此项目中使用的熔盐储热介质为二元盐（40% KNO3：60%NaNO3），其比热容为1517kJ/（kg·℃）。初始全厂热平衡图如2所示。

图2 DEWA项目塔式机组初始全厂热平衡图

与熔盐耗量优化相关的设计参数如表1所示。

表1初始方案主要设计参数

根据式（1）及表1可得到本项目需要配备的有效储热熔盐量m1为:

分析初始的设计参数，可以看出热熔盐的设计运行温度T1接近熔盐的最高允许运行温度，继续提高热熔盐罐的设计运行温度已经十分困难；SGS过热器及再热器出口热端端差较大，可以进行优化；给水温度通过优化汽水系统的设计，存在降低的可能。因此，在后续的优化中，将重点针对SGS系统及汽水系统进行设计优化。

4.2 蒸汽发生系统的设计优化

从表1可以看出，过热器及再热器的热端端差均较高，分别达到了12.5℃和12.8℃。而对SGS系统通常采用的管壳式换热器而言，其经济性的热端端差通常为5～10℃，因此，可以通过提高过热、再热蒸汽的设计温度来减小热端端差。在初步的优化中，选取过热器的目标热端端差为7℃，因此，调整过热器及再热器出口的目标设计温度为558℃。

初始热平衡中蒸发器夹点温度端差为5℃，在设计中，可以通过降低蒸发器出口熔盐设计温度达到减小夹点端差的目的。由于管壳式熔盐发生器，而其经济性的夹点端差为2～5℃，在优化中，选取蒸发器的夹点端差为3℃。

4.3 汽水系统的设计优化

本项目的汽水系统初始的热力系统图及设计边界条件如表2所示，汽水循环热效率为46.39%。

表2汽水系统的初始设计边界条件

汽水系统的设计优化，在降低给水设计温度时，为了维持系统的热效率，需要在设计优化中改善其余的边界条件。

通过4.2节的优化，使过热、再热蒸汽参数得以提高，汽轮机入口蒸汽温度提高到557℃，蒸汽参数的提高，为降低给水温度、保证汽水系统的效率值保留了调整的空间。影响汽水系统效率的一个重要边界条件为汽轮机的排汽背压。在冷端优化中，将汽轮机的设计排汽背压由10.5kPa调整为10kPa。排汽背压的改善，将给降低给水温度进一步保留了调整的空间。对于其余的边界条件，初始设计中的设定值可优化的余量已经不大，因此，本次优化中，不再进一步的调整。

经过优化，重新生成汽水系统的热力系统图。在给水温度降低为230℃时，汽水系统的效率值为46.54%，优于初始值。优化后汽水系统的设计边界条件如表3所示。