600MW太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電機組的變工況性能分析

林 琳， 張燕平， 黃樹紅

（華中科技大學 能源與動力工程學院，武漢 430074）

我國火電機組裝機容量占全國總裝機容量的比 例超過70%，預計到2020年我國火電機組裝機總?cè)萘繉⑦_到10.7億kW.在目前節(jié)能減排的壓力下，減少火電機組的煤耗量是大勢所趨.我國的太陽能資源十分豐富，但由于太陽能具有低能源密度、間歇性和空間分布不斷變化的特點，很難保證規(guī)?；B續(xù)發(fā)電.因此，研究太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電機組有助于降低太陽能熱發(fā)電成本，解決太陽能不能連續(xù)發(fā)電的劣勢，是低成本、規(guī)?；每稍偕茉春蜏p排CO2的一個有效技術(shù)途徑，也是實現(xiàn)燃煤發(fā)電機組節(jié)能減排的重要途徑之一.

太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電的方案包括：太陽能集熱場與回熱系統(tǒng)并聯(lián)、太陽能集熱場與鍋爐汽化段并聯(lián)、太陽能集熱場與回熱系統(tǒng)和鍋爐汽化段并聯(lián)、太陽能集熱場加熱凝結(jié)水匯入再熱冷段等.Luz公司最早提出了協(xié)同發(fā)電的概念，為太陽能光熱發(fā)電的利用提供了新途徑［1］.Ying等從機組設(shè)計角度提出了利用太陽能取代汽輪機抽汽的設(shè)想，取消了汽輪機全部抽汽段的抽汽，用太陽能集熱器將工質(zhì)加熱到一定溫度后直接輸送至鍋爐，使鍋爐給水在不采用回熱抽汽的情況下也能提升至原有溫度［2］.楊勇平等［3］研究了300MW太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電機組的多種集成方案，分析了對各段抽汽進行替換的熱經(jīng)濟性和技術(shù)經(jīng)濟性.崔映紅等［4］分析了太陽能取代不同容量燃煤機組不同受熱面的熱經(jīng)濟性.吳靜等［5］對太陽能與燃煤機組混合發(fā)電系統(tǒng)集成方式進行了研究.陳娟等［6］對太陽能輔助燃煤發(fā)電進行了熱經(jīng)濟學分析.

太陽能與鍋爐協(xié)同發(fā)電的方案降低能耗效果顯著，但改造工作量大，投入成本較高，不適合在運機組，太陽能替換全部加熱器的方案也只適合新設(shè)計機組.太陽能替換部分抽汽的方案雖然節(jié)能效果稍差，但其適用性強，易于實現(xiàn)對在運機組的改造，而且可根據(jù)情況與現(xiàn)有汽輪機抽汽進行相互切換，保證機組運行的穩(wěn)定性.現(xiàn)有文獻中對太陽能與加熱器協(xié)同的研究主要集中在集成模式的研究及設(shè)計點的熱經(jīng)濟性分析，未見集成模式的變工況分析研究.筆者從改造在運機組的思路出發(fā)，構(gòu)建了利用太陽能集熱場取代某一段高壓加熱器回熱抽汽的協(xié)同發(fā)電方案，并以Aspen Plus為建模平臺，建立了600 MW超臨界機組以及太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電的模型，對不同運行工況下的節(jié)煤情況和汽輪機通流量等運行參數(shù)的變化規(guī)律進行了研究.

1 太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電熱力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

筆者提出的太陽能協(xié)同方案在不改變原有火電機組熱力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，用槽式太陽能集熱場加熱的蒸汽來取代一段汽輪機抽汽.該方案的結(jié)構(gòu)如圖1所示，先用太陽能集熱場加熱來自給水泵抽頭的部分給水，將水加熱成與某一段抽汽的溫度和壓力參數(shù)相同的蒸汽，再將蒸汽輸入加熱器的汽側(cè)，并停止該段來自汽輪機的抽汽，完全以太陽能集熱場生產(chǎn)的蒸汽作為該段抽汽的來源.該方案可以減少汽輪機蒸汽在抽汽回熱上的損耗，在發(fā)電功率相同的前提下少消耗蒸汽，可以降低鍋爐的熱負荷，從而降低煤耗量，而且只取代一段抽汽對汽輪機蒸汽質(zhì)量流量影響不大，具有較好的應用性.

太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電方案中的太陽能集熱場采用槽式聚光集熱器.槽式聚光集熱器具有技術(shù)成熟、成本較低、商業(yè)化程度高等優(yōu)點，因此在方案中采用槽式聚光集熱器.太陽能集熱場的結(jié)構(gòu)見圖1，太陽能集熱器先將回路中的導熱油加熱，再由換熱器將導熱油的熱量傳遞給水，并將其加熱成為蒸汽以替代某一段抽汽.太陽能集熱場僅在白天加熱蒸汽并替代汽輪機的某一段抽汽，在夜晚則停用太陽能集熱場并恢復該段汽輪機的抽汽，兩者之間可以通過少量的閥門操作進行切換，保證為回熱加熱器提供合乎品質(zhì)的加熱蒸汽.同時，在太陽能集熱場中設(shè)有小型蓄熱器，蓄熱器在太陽能輻射強度充足時吸熱儲能，在太陽能輻射強度不足時放熱，使得太陽能集熱場能夠持續(xù)生產(chǎn)蒸汽，增強集熱場白天的連續(xù)運行能力與穩(wěn)定性.

圖1 太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Structural diagram of the solar－coal hybrid power generation system

2 600MW超臨界汽輪機組建模與驗證

2.1 600MW超臨界汽輪機組的建模

已有研究顯示Aspen Plus可以應用于超臨界、超超臨界汽輪機組的建模［7］.在針對太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電系統(tǒng)建模時，為了方便與常規(guī)600MW超臨界汽輪機組的比較，先以在運的超臨界常規(guī)燃煤機組的運行數(shù)據(jù)為依據(jù)，在Aspen Plus平臺上進行建模，再將已有的模型在結(jié)構(gòu)與參數(shù)上經(jīng)過一定范圍內(nèi)的修改后，建立太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電機組的模型.完成模型的建立后，再針對2種結(jié)構(gòu)進行運行特性與煤耗的分析與對比.

建立機組模型采用的是模塊化的建模方法，先將汽輪機系統(tǒng)各個部分拆分成獨立的模塊進行建模，再將各個部分按照原有結(jié)構(gòu)耦合在一起.模塊化的建模方法可以將熱力系統(tǒng)內(nèi)復雜的熱力循環(huán)回路簡化，便于對熱力系統(tǒng)進行研究，而且可以研究熱力系統(tǒng)中某一部分工作狀態(tài)改變后對整個系統(tǒng)工作狀態(tài)及效率的影響等.Aspen Plus平臺提供了比較豐富的模型庫，可以直接調(diào)用現(xiàn)有模塊來模擬熱力系統(tǒng)各個部分，在建模中需要根據(jù)熱力系統(tǒng)各個部分的工作特點對相應的模塊賦予參數(shù).筆者將汽輪機系統(tǒng)拆分成汽輪機本體、高壓加熱器、低壓加熱器、小汽輪機、凝汽器、除氧器、循環(huán)水泵、太陽能集熱器、鍋爐過熱器及再熱器9個部分，采用Aspen Plus中Compr、Heater、HeatX、Pump、Mixer等模塊進行模擬.

2.2 600MW超臨界機組模型的驗證

將主蒸汽的溫度、壓力和質(zhì)量流量，再熱蒸汽的溫度、壓力以及高、中、低壓缸的效率作為模型的邊界條件，這些邊界條件均取自機組的設(shè)計值.在此邊界條件下，汽輪機調(diào)門全開工況（VWO）、汽輪機額定出力工況（THA）、75%THA及50%THA工況的仿真結(jié)果見表1.由表1可以看出，模型在各個工況下均有較高的準確度.

表1 各工況下機組運行參數(shù)的仿真結(jié)果Tab.1 Simulation results of unit operation parameters under different working conditions

3 600MW太陽能協(xié)同超臨界燃煤發(fā)電機組建模

3.1 太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電建模方法

太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電模型是在600MW超臨界機組模型的基礎(chǔ)上構(gòu)建的.在太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電模型中，增加了用于加熱蒸汽的太陽能集熱場，太陽能集熱場的加入會對機組的運行參數(shù)（尤其是通流量）產(chǎn)生影響.太陽能集熱場的水來自給水泵出口，經(jīng)太陽能集熱場加熱后的蒸汽被輸送至某一個高壓加熱器中并完全取代該段抽汽，在發(fā)電功率維持不變的情況下，抽汽質(zhì)量流量的改變會影響汽輪機主蒸汽質(zhì)量流量和再熱蒸汽質(zhì)量流量.

常規(guī)無太陽能汽輪機組汽耗量為qm，0時功率W的表達式為

式中：qm，rh為再熱蒸汽質(zhì)量流量；qm，i為第i 段的抽汽質(zhì)量流量；qm，c為汽輪機凝汽量；h0為主蒸汽焓值；qrh為單位質(zhì)量再熱蒸汽的吸熱量；hi為第i段抽汽的抽汽焓；hc為汽輪機排汽焓.

加入太陽能集熱場后，汽輪機功率仍為定值W，此時的汽耗量為q′m，0，如果第一段或者第二段抽汽被取代，則功率表達式為

如果第三段抽汽被取代，則功率表達式為

加入太陽能集熱場后，第i級高壓加熱器冷端給水的焓差為 Δhw，i，抽汽焓與疏水焓差為 Δhi，抽汽質(zhì)量流量為，上級疏水量為，上級疏水與本級疏水的焓差為，設(shè)備效率為ηh，設(shè)主蒸汽質(zhì)量流量與鍋爐給水量相等，則第i級高壓加熱器的熱平衡式為

由式（6）可以得出q′m，i與q′m，0的關(guān)系式：

將式（4）、式（5）代入式（2）或式（3）中可以得出加入太陽能集熱場后的主蒸汽質(zhì)量流量

太陽能集熱場生產(chǎn)蒸汽并取代汽輪機第一段抽汽的模型見圖2，其中HP代表高壓缸，IP代表中壓缸，LP代表低壓缸，F(xiàn)WH1～FWH3為高壓加熱器，F(xiàn)WH5～FWH8為低壓加熱器，DEAERATO為除氧器，CND為凝汽器，PUMP－1和 PUMP－2分別為凝結(jié)水泵和給水泵，BOILER為鍋爐.該模型中汽輪機本體部分高、中、低壓缸的效率以及抽汽壓力參數(shù)與常規(guī)機組模型相同，其余設(shè)備也基本沿用了原有模塊的參數(shù)，添加的部分只有太陽能集熱場模塊（SOLAR）與分離器模塊（B1）.分離器將高壓加熱器的部分給水引出至太陽能集熱場中，再輸送至高壓加熱器中，所輸送的蒸汽溫度與壓力參數(shù)與原來的抽汽參數(shù)相同.采用Heater模塊來計算太陽能集熱場的熱負荷.在同一工況的邊界條件中，太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電模型的主蒸汽與再熱蒸汽的溫度、壓力以及高、中、低壓缸的效率均與常規(guī)超臨界機組模型的相同，但汽輪機的主蒸汽和再熱蒸汽質(zhì)量流量不同.

3.2 太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電機組方案模擬結(jié)果

筆者對無太陽能協(xié)同的常規(guī)燃煤發(fā)電方案及3種太陽能集熱場生產(chǎn)蒸汽取代高壓加熱器抽汽的協(xié)同發(fā)電方案，共4種發(fā)電模式進行了建模計算與分析.4種發(fā)電模式的描述及對照情況見表2.

表2 4種發(fā)電模式的說明Tab.2 Description of the four hybrid power generation schemes

4種發(fā)電模式在不同負荷工況下的模擬計算結(jié)果見表3～表6，設(shè)定同一負荷工況下4種發(fā)電模式的汽輪機輸出功率相等，鍋爐給水量等于主蒸汽質(zhì)量流量.

圖2 太陽能集熱場取代第一段抽汽的模型圖Fig.2 The hybrid system model using steam from solar collector instead of first stage extraction

表3 VWO工況下的協(xié)同發(fā)電模擬結(jié)果Tab.3 Simulation results under VWO working conditions

表4 THA工況下的協(xié)同發(fā)電模擬結(jié)果Tab.4 Simulation results under THA working conditions

表5 75%THA工況下的協(xié)同發(fā)電模擬結(jié)果Tab.5 Simulation results under 75%THA conditions

表6 50%THA工況下的協(xié)同發(fā)電模擬結(jié)果Tab.6 Simulation results under 50%THA conditions

4 太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電的變工況性能分析

4.1 汽輪機主蒸汽和再熱蒸汽質(zhì)量流量變化的分析

太陽能集熱場的加入會引起汽輪機主蒸汽和再熱蒸汽質(zhì)量流量的改變.在運機組加入太陽能集熱場后如果蒸汽質(zhì)量流量大幅度變化，會對汽輪機的運行產(chǎn)生影響，因此蒸汽質(zhì)量流量的變化應在可接受的范圍內(nèi)，所以有必要分析變工況下主蒸汽以及再熱蒸汽質(zhì)量流量的變化情況.

取消某一段回熱抽汽后，在相同發(fā)電功率下汽輪機對蒸汽的需求量有所降低，因此加入太陽能集熱場后汽輪機主蒸汽質(zhì)量流量會有所減少，變工況下3種協(xié)同發(fā)電模式主蒸汽質(zhì)量流量的變化見圖3.由圖3可以看出，不同工況下主蒸汽質(zhì)量流量的減少幅度不同，協(xié)同模式2的主蒸汽質(zhì)量流量變化最大，協(xié)同模式3的主蒸汽質(zhì)量流量變化最小.主蒸汽質(zhì)量流量變化幅度最大的是VWO工況下的協(xié)同模式2，減少量占原主蒸汽質(zhì)量流量的7%；變化幅度最小的是50%THA工況下的協(xié)同模式3，減少量占原主蒸汽質(zhì)量流量的2.5%.由于取消第一段或第二段回熱抽汽會使高壓缸的蒸汽質(zhì)量流量增加，因此協(xié)同模式1和協(xié)同模式2的再熱蒸汽質(zhì)量流量相對常規(guī)模式會有所增加，而協(xié)同模式3的再熱蒸汽質(zhì)量流量會下降，這是由主蒸汽質(zhì)量流量的下降導致的.變工況下3種協(xié)同發(fā)電模式再熱蒸汽質(zhì)量流量的變化見圖4（圖中所示為變化量的絕對值）.由圖4可以看出，協(xié)同模式2的再熱蒸汽質(zhì)量流量變化最大，最大變化幅度為2.5%；協(xié)同模式1的再熱蒸汽質(zhì)量流量變化最小，最大變化幅度為1.6%.

圖3 變工況下主蒸汽質(zhì)量流量變化情況Fig.3 Variation of main steam flow under off-design conditions

由以上分析可以看出，在不同工況下太陽能協(xié)同燃煤方案的主蒸汽及再熱蒸汽質(zhì)量流量都沒有發(fā)生大幅度變化，而且在低負荷工況下變化更小，在所模擬的工況下均適合進行太陽能協(xié)同輔助發(fā)電.

4.2 節(jié)煤效益分析

圖4 變工況下再熱蒸汽質(zhì)量流量變化情況Fig.4 Variation of reheat steam flow under off－design conditions

太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電用太陽能替代燃煤提供一部分發(fā)電機組所需熱量，節(jié)能的效果最終體現(xiàn)在燃煤量的降低上，所以需要討論發(fā)電廠煤耗率和煤耗量這2個熱經(jīng)濟性指標.筆者將太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電與常規(guī)燃煤機組的能耗值進行比較，分析太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電結(jié)構(gòu)對機組能耗的影響，同時討論變工況下太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電節(jié)能效果的變化規(guī)律.

在太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電計算模型中，默認各級抽汽的溫度和壓力參數(shù)與600MW常規(guī)超臨界機組的參數(shù)相同，主蒸汽與再熱蒸汽的溫度和壓力參數(shù)不變，發(fā)電功率不變.通過在Aspen Plus中編寫Fortran子程序來完成發(fā)電廠煤耗率的計算，鍋爐效率取電廠的實際運行數(shù)據(jù)93.874%，煤的發(fā)熱量取標準煤的低位發(fā)熱量qsnet＝29270kJ／kg，4種工況下不同發(fā)電模式的能耗情況見表7.由表7可以看出，協(xié)同模式1、協(xié)同模式2和協(xié)同模式3的煤耗量均比常規(guī)模式的低，具有節(jié)煤效益.

表7 4種工況下不同發(fā)電模式的能耗Tab.7 Energy consumption of different hybrid systems under four working conditions

太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電的節(jié)煤效果會隨著工況的改變而改變，變工況下4種協(xié)同模式的煤耗率變化趨勢見圖5.由圖5可以看出，協(xié)同模式1、協(xié)同模式2和協(xié)同模式3在變工況下的能耗明顯優(yōu)于常規(guī)模式，且協(xié)同模式3節(jié)約的煤量在變工況下浮動不大.協(xié)同模式2的節(jié)煤效果最佳，其次是協(xié)同模式1，協(xié)同模式3的節(jié)煤效果低于其他2種方案，這是因為第三段抽汽質(zhì)量流量較前兩段少很多，雖然第三段抽汽焓值較高，但太陽能集熱場加熱的蒸汽質(zhì)量流量較少，節(jié)煤效果較差.

圖5 變工況下不同協(xié)同發(fā)電模式節(jié)約煤量的變化情況Fig.5 Coal conservation of the hybrid system under variable working conditions

5 結(jié) 論

以Aspen Plus為平臺建立了600MW超臨界汽輪機組的模型，并以電廠數(shù)據(jù)為基準驗證了模型的正確性.在此基礎(chǔ)上，建立了3種600MW太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電模式的模型，研究了各種協(xié)同發(fā)電模式在變工況下對機組能耗及汽輪機通流量的影響.結(jié)果表明：在相同發(fā)電功率下，3種太陽能協(xié)同燃煤發(fā)電方案的汽輪機主蒸汽質(zhì)量流量均有所下降，協(xié)同模式1、協(xié)同模式2的再熱蒸汽質(zhì)量流量增加，協(xié)同模式3的再熱蒸汽質(zhì)量流量減少，但變化幅度均較小，對汽輪機的正常工作不會帶來影響，3種協(xié)同發(fā)電模式的煤耗量均明顯降低.在對實際機組進行協(xié)同發(fā)電改造時，可綜合投資情況選擇合適的協(xié)同發(fā)電模式.

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