专利摘要

本发明公开了一种板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，包括燃煤锅炉、蒸汽轮机、发电机、冷凝器、凝结水泵、低压太阳能给水加热器的油水换热器、平板太阳能集热器、第一抛物槽式太阳能集热器、除氧器、高压水泵、高压太阳能给水加热器中的油水换热器和第二抛物槽式太阳能集热器，其中蒸汽轮机包括有高压缸、中压缸和低压缸，燃煤锅炉中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸、中压缸和低压缸中膨胀做功，带动发电机转动，对外输出电负荷。利用本发明，可以实现火电站扩容降耗，解决了太阳能不稳定不连续的问题，有利于火电站的低成本改造和太阳能技术的大规模推广应用。

权利要求

1.一种板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，该系统包括燃煤锅炉(1)、蒸汽轮机、发电机(5)、冷凝器(6)、凝结水泵(7)、低压太阳能给水加热器的油水换热器(13)、平板太阳能集热器(15)、第一抛物槽式太阳能集热器(16)、除氧器(10)、高压水泵(11)、高压太阳能给水加热器中的油水换热器(14)和第二抛物槽式太阳能集热器(17)，其中蒸汽轮机包括有高压缸(2)、中压缸(3)和低压缸(4)，燃煤锅炉(1)中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸(2)、中压缸(3)和低压缸(4)中膨胀做功，带动发电机(5)转动，对外输出电负荷。

2.根据权利要求1所述的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述燃煤锅炉(1)中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸(2)、中压缸(3)和低压缸(4)中膨胀做功后变成乏汽，该乏汽进入冷凝器(6)凝结成水，经凝结水泵(7)加压后，进入低压太阳能给水加热器的油水换热器(13)吸收平板太阳能集热器(15)和第一抛物槽式太阳能集热器(16)中导热油提供的热量升温，然后进入除氧器(10)去除锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体后，经高压水泵(11)进一步加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器(14)，吸收来自第二抛物槽式太阳能集热器(17)提供的热能，达到锅炉进口水温要求后流向燃煤锅炉(1)的省煤器，完成热力循环。

3.根据权利要求2所述的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述导热油在低压段先进入平板式太阳能集热器(15)初步升温，而后进入聚光比为30的第一抛物槽式太阳能集热器(16)继续升温，最后进入低压太阳能给水加热器的油水换热器(13)放热；所述导热油在高压段先进入聚光比为70的第二抛物槽式太阳能集热器(17)吸热，而后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器(14)放热。

4.根据权利要求2所述的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述凝结水泵(7)出口全部给水在低压太阳能给水加热器的油水换热器(13)吸收导热油热量后升温，进入除氧器(10)，经高压水泵(11)加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器(14)继续吸热，达到锅炉进口水温要求后进入燃煤锅炉(1)的省煤器。

5.根据权利要求1所述的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述平板式太阳能集热器(15)用来取代原回热系统靠近冷凝器一端的两级低压给水加热器，第一抛物槽式太阳能集热器(16)用来取代靠近除氧器一端的两级低压给水加热器，第二抛物槽式太阳能集热器(17)用来取代除氧器前的三级高压给水加热器。

6.根据权利要求5所述的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述取代靠近除氧器一端的两级低压给水加热器的第一抛物槽式太阳能集热器(16)的聚光比为30，取代三级高压给水加热器的第二抛物槽式太阳能集热器(17)的聚光比为70。

7.根据权利要求1所述的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，其特征在于，所述平板式太阳能集热器(15)和第一抛物槽式太阳能集热器(16)以串并联方式组成集热器组，出口给水进入集箱均衡压力后再流向下一个设备。

说明书

技术领域

本发明涉及互补发电系统和太阳能利用技术领域，尤其涉及一种板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，特别是一种利用平板式太阳能集热器和低聚光比的抛物槽式太阳能集热器构成的太阳能给水加热器替代汽轮机蒸汽抽汽给水加热器来加热给水的互补发电系统。

背景技术

我国燃煤火电站技术成熟，经济性好，其发电量占全国总发电量的四分之三以上，但随着煤炭资源的日益枯竭和近年来国际上对温室效应和环境问题日益关注，为实现国家“节能减排”的目标，常规燃煤火电站亟需寻找新的方式降低能耗和碳排放。

与此同时，在新世纪，太阳能以其分布广泛，储量无限，开采利用清洁等优点引起了全世界人们的广泛关注。其中，平板式太阳能集热器以其低廉的价格优势在我国得到迅速推广，但主要应用于供应低温生活热水，属于太阳能的低品位利用。热发电领域中，已实现商业化运营的槽式太阳能热发电技术相对成熟，但由于导热油物性的限制，其单独热发电系统的主蒸汽参数较低，与之匹配的小机组热经济性较差，无法与常规的化石能源相匹敌，并且还存在不连续与不稳定性等问题。因此，高效、低成本太阳能的利用成为当今能源动力领域研究的热点与前沿课题。

太阳能与化石能源互补的利用模式可以有效解决太阳能利用不稳定和蓄热技术不成熟的问题，通过成熟的常规发电技术，降低开发利用太阳能的技术和经济风险。如专利申请号为200810104285.8提出了利用太阳能加热回热系统中给水加热器的疏水，变为蒸汽后返回给水加热器放热，专利申请号为200810104848.3的专利提出了利用太阳能直接加热锅炉给水，专利申请号为200810104849.8的专利提出了分流部分回热系统给水进入太阳能集热器生成蒸汽，注入给水加热器加热剩余锅炉给水，以上方式可节省蒸汽抽汽，有效增加系统出功，且无需蓄能，只需根据太阳辐照降低情况而适时减少进入太阳能集热器中的给水流量，启用原有汽轮机抽汽提供其余热量。但以上方案中，只改动回热系统的某一级抽汽或给水加热器难以提高太阳能份额，有悖于通过太阳能与化石燃料互补有效实现节能减排的初衷，若所有级抽汽或给水加热器都用抛物槽式太阳能集热器进行改造，又会导致给水低温段较大的换热损失，同时成本较高。

发明内容

(一)要解决的技术问题

有鉴于此，本发明的主要目的在于提供一种板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，使火电站扩容降耗，解决太阳能不稳定不连续的问题，有利于火电站的低成本改造和太阳能技术的大规模推广应用。

(二)技术方案

为达到上述目的，本发明提供了一种板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，该系统包括燃煤锅炉1、蒸汽轮机、发电机5、冷凝器6、凝结水泵7、低压太阳能给水加热器的油水换热器13、平板太阳能集热器15、第一抛物槽式太阳能集热器16、除氧器10、高压水泵11、高压太阳能给水加热器中的油水换热器14和第二抛物槽式太阳能集热器17，其中蒸汽轮机包括有高压缸2、中压缸3和低压缸4，燃煤锅炉1中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸2、中压缸3和低压缸4中膨胀做功，带动发电机5转动，对外输出电负荷。

上述方案中，所述燃煤锅炉1中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸2、中压缸3和低压缸4中膨胀做功后变成乏汽，该乏汽进入冷凝器6凝结成水，经凝结水泵7加压后，进入低压太阳能给水加热器的油水换热器13吸收平板太阳能集热器15和第一抛物槽式太阳能集热器16中导热油提供的热量升温，然后进入除氧器10去除锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体后，经高压水泵11进一步加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14，吸收来自第二抛物槽式太阳能集热器17提供的热能，达到锅炉进口水温要求后流向燃煤锅炉1的省煤器，完成热力循环。

上述方案中，所述导热油在低压段先进入平板式太阳能集热器15初步升温，而后进入聚光比为30的第一抛物槽式太阳能集热器16继续升温，最后进入低压太阳能给水加热器的油水换热器13放热；所述导热油在高压段先进入聚光比为70的第二抛物槽式太阳能集热器17吸热，而后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14放热。

上述方案中，所述凝结水泵7出口全部给水在低压太阳能给水加热器的油水换热器13吸收导热油热量后升温，进入除氧器10，经高压水泵11加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14继续吸热，达到锅炉进口水温要求后进入燃煤锅炉1的省煤器。

上述方案中，所述平板式太阳能集热器15用来取代原回热系统靠近冷凝器一端的两级低压给水加热器，第一抛物槽式太阳能集热器16用来取代靠近除氧器一端的两级低压给水加热器，第二抛物槽式太阳能集热器17用来取代除氧器前的三级高压给水加热器。

上述方案中，所述取代靠近除氧器一端的两级低压给水加热器的第一抛物槽式太阳能集热器16的聚光比为30，取代三级高压给水加热器的第二抛物槽式太阳能集热器17的聚光比为70。

上述方案中，所述平板式太阳能集热器15和第一抛物槽式太阳能集热器16以串并联方式组成集热器组，出口给水进入集箱均衡压力后再流向下一个设备。

(三)有益效果

从上述技术方案可以看出，本发明具有以下有益效果：

1、利用本发明，采用不同聚光比、不同结构的集热装置与锅炉给水品位匹配，可以减小太阳能热利用过程的不可逆性，提高热效率，完成太阳能与化石能源的有机互补。

2、利用本发明，太阳能替代蒸汽抽气加热回水，具有较高做功能力的蒸汽在透平中继续膨胀做功，在投入燃料一定的情况下，明显增加蒸汽轮机的出功和电站的发电量，降低了单位发电煤耗，减少了CO2的排放，符合低碳环保要求。

3、利用本发明，采用平板式太阳能集热器和低聚光比的抛物槽式太阳能集热器，分别提供110℃和300℃左右的中低温热能，与高温太阳能集热器相比，制造和运行成本较低，有利于大规模的推广和应用。同时，不同于以往利用中低温太阳热能供应生活热水等简单热利用，中低温太阳能与化石燃料结合的互补发电系统增加的蒸汽通过效率较高的大机组蒸汽轮机膨胀做功，较之于机组规模较小的槽式单独太阳能电站，可得到较高的太阳能净发电效率和较低的太阳能发电成本，实现中低温太阳能的高质量转化。

4、利用本发明，原有蒸汽抽气给水加热器保留并在太阳辐照偏离设计点时与太阳能给水加热器通过并联方式运行。在夜晚或阴天等非设计辐照点时，重新启用蒸汽抽气提供加热给水的部分或全部热量，从而保证在没有蓄能装置的情况下向电网持续供电，避免了蓄热介质储存、传递产生的热损失，降低了投资成本和系统的复杂性，增加了系统的可靠性和稳定性。

5、本发明对下列地区具有更大优势：太阳辐照资源良好非耕地土地资源丰富，存在大量技术落后的中小规模火电机组的地区(我国的中西部地区，如青海、新疆等地)。

附图说明

图1为本发明提供的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统的结构示意图；

图2为本发明提供的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统回热子系统的T-Q图。

图1中各部件及相应的标记为：1-燃煤锅炉；2、3、4-蒸汽轮机高、中、低压缸；5-发电机；6-冷凝器；7-凝结水泵；8-疏水泵；9-低压蒸汽抽气给水加热器；10-除氧器；11-高压水泵；12高压蒸汽抽汽给水加热器；13、14-油水换热器；15-平板式太阳能集热器；16-第一抛物槽式太阳能集热器；17-第二抛物槽式太阳能集热器；18-集箱；19、20-阀门。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本发明进一步详细说明。

如图1所示，本发明提供的板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统，包括燃煤锅炉1、蒸汽轮机、发电机5、冷凝器6、凝结水泵7、低压太阳能给水加热器的油水换热器13、平板太阳能集热器15、第一抛物槽式太阳能集热器16、除氧器10、高压水泵11、高压太阳能给水加热器中的油水换热器14和第二抛物槽式太阳能集热器17，其中蒸汽轮机包括有高压缸2、中压缸3和低压缸4，燃煤锅炉1中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸2、中压缸3和低压缸4中膨胀做功，带动发电机5转动，对外输出电负荷。

其中，燃煤锅炉1中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高压缸2、中压缸3和低压缸4中膨胀做功后变成乏汽，该乏汽进入冷凝器6凝结成水，经凝结水泵7加压后，进入低压太阳能给水加热器的油水换热器13吸收平板太阳能集热器15和第一抛物槽式太阳能集热器16中导热油提供的热量升温，然后进入除氧器10去除锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体后，经高压水泵11进一步加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14，吸收来自第二抛物槽式太阳能集热器17提供的热能，达到锅炉进口水温要求后流向燃煤锅炉1的省煤器，完成热力循环。

导热油在低压段先进入平板式太阳能集热器15初步升温，而后进入聚光比为30的第一抛物槽式太阳能集热器16继续升温，最后进入低压太阳能给水加热器的油水换热器13放热；所述导热油在高压段先进入聚光比为70的第二抛物槽式太阳能集热器17吸热，而后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14放热。

凝结水泵7出口全部给水在低压太阳能给水加热器的油水换热器13吸收导热油热量后升温，进入除氧器10，经高压水泵11加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14继续吸热，达到锅炉进口水温要求后进入燃煤锅炉1的省煤器。

实施例

改造前的机组为200MW的常规燃煤火电站，选用600W/m²为系统设计点，图1为板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统的结构示意图。

太阳能辐照强度达到600W/m²以上时，系统在设计点运行，开启阀门18和19，具体流程为：燃煤锅炉1中产生的高温高压水蒸气在蒸汽轮机的高、中、低压缸2、3、4中膨胀做功，带动发电机5转动，对外输出电负荷，乏汽进入冷凝器6凝结成水，经凝结水泵7加压后，先后进入低压太阳能给水加热器的油水换热器13，吸收平板太阳能集热器15和第一抛物槽式太阳能集热器16导热油提供的热量升温，进入除氧器10去除锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体后，经高压水泵11进一步加压后进入高压太阳能给水加热器中的油水换热器14，吸收来自第二抛物槽式太阳能集热器17提供的热能，达到锅炉进口水温要求后流向燃煤锅炉1的省煤器，完成热力循环。

对图1所述实施例进行模拟，较之于改造前的常规发电系统，板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统的热力性能得到明显提升，当输入燃料不变时，设计点系统出功由200MW增至236MW，系统热效率由37.9％提升至44.7％。

互补发电系统中抛物槽式太阳能集热器的太阳能净发电效率最高可达近20％，高于已商业运行的槽式太阳能热发电站SEGS系列的发电效率9.3-13.6％，而通常只用来生产生活热水的平板式太阳能集热器也可用来间接发电，并达到6.5％的太阳能净发电效率。

如太阳能镜场实现国产化，对于太阳辐照资源丰富的地区，该互补电站的太阳能发电成本将降至每度电4元以下，比投资单位千瓦小于10000元，较之于SEGS(I-XI)的发电成本1.84-0.75元/kWh和比投资成本25840-19652元/kW，具有一定竞争优势。

标准煤耗下降可每年节省标煤4000多吨，如进行CDM碳交易项目(约30美元/吨CO₂)，则每年额外盈利近200多万元。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

板槽结合的太阳能与火电站互补发电系统专利购买费用说明

Q：办理专利转让的流程及所需资料

A：专利权人变更需要办理著录项目变更手续，有代理机构的，变更手续应当由代理机构办理。

1：专利变更应当使用专利局统一制作的“著录项目变更申报书”提出。

2：按规定缴纳著录项目变更手续费。

3：同时提交相关证明文件原件。

4：专利权转移的，变更后的专利权人委托新专利代理机构的，应当提交变更后的全体专利申请人签字或者盖章的委托书。

Q:专利著录项目变更费用如何缴交

A：（1）直接到国家知识产权局受理大厅收费窗口缴纳,（2）通过代办处缴纳，（3）通过邮局或者银行汇款,更多缴纳方式

Q：专利转让变更，多久能出结果

A：著录项目变更请求书递交后，一般1-2个月左右就会收到通知，国家知识产权局会下达《转让手续合格通知书》。