太陽能輔助燃煤發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化設計

陳海平，于鑫瑋，安連鎖，馮 蕾，魯光武

(1.華北電力大學國家火力發(fā)電工程技術研究中心，北京 102206;2.華北電力大學能源動力與機械工程學院，河北 保定 071003)

0 引言

我國電力生產(chǎn)主要以火力發(fā)電為主，火電廠作為主要的耗煤大戶節(jié)能意義重大。由于單純的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)投資很大［1］，其中蓄熱裝置成本約占23%，系統(tǒng)復雜導致運行穩(wěn)定性差。因此太陽能輔助燃煤熱發(fā)電作為一種新興可再生能源利用方式廣泛受到關注［2～5］，它不僅能實現(xiàn)火電機組更深層次節(jié)能之要求，而且緩解化石燃料緊張，為實現(xiàn)火電廠節(jié)能減排以及太陽能規(guī)?；瘧锰峁┝朔较颉?/p>

在傳統(tǒng)的拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機組集成設計當中，太陽能集熱系統(tǒng)采用汽水分離器進行汽水分離，系統(tǒng)中有蒸發(fā)設計，這必將導致集熱系統(tǒng)的預熱段會經(jīng)過單相流到汽液兩相流的轉(zhuǎn)變，傳熱效果會惡化，如對流速控制不當，管內(nèi)流體會出現(xiàn)分層現(xiàn)象，換熱效率大大降低，管內(nèi)熱應力發(fā)生變化，甚至會出現(xiàn)爆管現(xiàn)象，嚴重影響集熱系統(tǒng)的正常運行。鑒于此，本文對傳統(tǒng)的拋物槽式太陽能集熱系統(tǒng)［6，7］進行優(yōu)化設計，將擴容蒸發(fā)器引入到太陽能集熱系統(tǒng)中去代替汽水分離器，控制擴容蒸發(fā)器的壓力，擴容蒸發(fā)器中產(chǎn)生的溫度較高的疏水不再是經(jīng)再循環(huán)泵回到集熱系統(tǒng)入口，而是經(jīng)過疏水泵輸送到機組給水系統(tǒng)中去，這便可保證預熱段或者過熱段僅為工質(zhì)水或汽的單相流動，從而消除兩相流區(qū)帶來的傳熱隱患，本文將探討最優(yōu)集成方案以及分析擴容蒸發(fā)器中疏水最佳回水位置及其規(guī)律，以期為太陽能輔助燃煤熱發(fā)電系統(tǒng)的實施以及火電廠節(jié)能降耗提供科學依據(jù)。

1 太陽能集熱系統(tǒng)優(yōu)化設計

本文對太陽能采集系統(tǒng)的設計定溫度運行，定出口溫度運行就是當太陽輻射強度發(fā)生變化時，通過調(diào)節(jié)管內(nèi)流量的變化來控制集熱器出口溫度，使得集熱器出口溫度無論在任何情況下皆處于設計值。使得集熱器出口蒸汽參數(shù)達到火電機組熱力系統(tǒng)蒸汽參數(shù)的要求，進而代替汽輪機抽汽，從而達到節(jié)煤減排的目的。

對太陽能集熱系統(tǒng)的設計重點考慮兩方面:首先，考慮到傳統(tǒng)集熱系統(tǒng)預熱段會產(chǎn)生汽液兩相流狀態(tài)，傳熱效果惡化［8］，因此本文設計的集熱系統(tǒng)是對傳統(tǒng)集熱系統(tǒng)做局部改造，保證在集熱系統(tǒng)的預熱段工質(zhì)為水的單相流動，控制預熱段出口處的工質(zhì)水溫度小于或等于相應壓力下的飽和水溫度，然后再經(jīng)過擴容蒸發(fā)器進行擴容蒸發(fā)，產(chǎn)生相應壓力的蒸汽，再經(jīng)過集熱系統(tǒng)的過熱段進行加熱，最后達到機組熱力系統(tǒng)要求的相應參數(shù)后被送到火電廠熱力系統(tǒng)中。

其次，針對太陽輻射不穩(wěn)定性的特點，計算出在不同太陽輻射強度下，相應的集熱系統(tǒng)工質(zhì)流量變化的控制量，以達到集熱器出口蒸汽壓力溫度不變的目的?；谝陨蟽牲c集熱系統(tǒng)的設計簡圖如圖1所示。

圖1 新型拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)Fig.1 New parabolic trough solar collection system

2 太陽能輔助燃煤發(fā)電系統(tǒng)

2.1 集成系統(tǒng)模型的構(gòu)建

將新型太陽能集熱系統(tǒng)與300 MW燃煤機組進行集成分析，太陽能集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽分別依次引進第1段到第8段抽汽中去，擴容蒸發(fā)器中疏水通過疏水泵輸送到燃煤機組主給水或者疏水管路中去。前4種方案集熱系統(tǒng)預熱段進口工質(zhì)皆引自給水泵出口的水，經(jīng)集熱系統(tǒng)后使得其過熱段出口蒸汽參數(shù)與燃煤機組的第1段到第4段抽汽參數(shù)相同，分別取代各段抽汽，圖2為取代第3段抽汽時的太陽能輔助燃煤熱發(fā)電集成系統(tǒng)示意圖;后4種方案集熱系統(tǒng)預熱段進口工質(zhì)皆引自凝結(jié)水泵出口的水，經(jīng)集熱系統(tǒng)后使其過熱段出口蒸汽參數(shù)與燃煤機組的第5段到第8段抽汽參數(shù)相同，分別取代各段抽汽，圖3為取代第5段抽汽時的太陽能輔助燃煤熱發(fā)電集成系統(tǒng)示意圖。

本文采用N300－16.67/537/537型亞臨界雙缸雙排汽機組進行集成分析，新型太陽能集熱系統(tǒng)預熱段不產(chǎn)生兩相流以及過熱段出口蒸汽參數(shù)與各段抽汽參數(shù)相同。集熱系統(tǒng)入口工質(zhì)壓力參數(shù)設為10 MPa，工質(zhì)經(jīng)預熱段加熱后，要想使太陽能集熱系統(tǒng)的預熱段不產(chǎn)生兩相流，在預熱段長度的選擇上只要保證1天中最大輻射強度下(設為900 W/m2)預熱段不產(chǎn)生蒸汽既可，即保證預熱段出口工質(zhì)參數(shù)剛好達到或小于10 MPa下飽和水溫度為311℃，焓值hin=1 408.041 kJ/kg。由于預熱段管內(nèi)傳熱工質(zhì)為單相流，因此沿途產(chǎn)生的壓損很小可忽略不計［9］，并且能夠滿足工程上允許的誤差。系統(tǒng)以處在最大幅射強度時過熱段出口蒸汽量剛好完全取代各段抽汽為基準工況，當太陽輻射強度變化時，通過控制管內(nèi)工質(zhì)流量來保證出口蒸汽參數(shù)不變來設計集成系統(tǒng)。集熱系統(tǒng)預熱段流量Gin的計算式。

式中:Gin為擴容蒸發(fā)器進口水質(zhì)量流量，kg/h;Gfgr為過熱段出口蒸汽質(zhì)量流量，kg/h;hfgr為過熱段對應壓力下飽和水蒸氣的焓值，kJ/kg;hfyr為擴容蒸發(fā)器壓力下的飽和水的焓值，kJ/kg。

圖2 給水泵出口引出經(jīng)太陽能集熱系統(tǒng)進入第3段抽汽系統(tǒng)示意圖Fig.2 Diagram of feed pump water through the solar energy collection into the third stage extraction steam system

圖3 凝結(jié)水泵出口引出經(jīng)太陽能集熱系統(tǒng)進入第5段抽汽系統(tǒng)示意圖Fig.3 Diagram of condensate pump water through the solar energy collection into the fifth stage extraction steam system

由于預熱段或過熱段管內(nèi)處于單相流狀態(tài)，因此可以用簡化模型計算在基準工況下的集熱系統(tǒng)預熱段或過熱段長度。

式中:L為預熱段或過熱段長度，m;G為管內(nèi)工質(zhì)質(zhì)量流量，kg/s;Id為設計太陽輻射強度，W/m2;W為集熱系統(tǒng)反射鏡開口寬度，m;Δh為集熱管內(nèi)傳熱工質(zhì)的焓增，kJ/kg;ηd為集熱系統(tǒng)在設計輻射強度下的熱效率;ηgl為集熱系統(tǒng)管路效率，取93%。

對上述簡化模型進行驗證:將文獻［10］各個實驗參數(shù)代入式(2)中得到對應參數(shù)下的集熱管長度L為127.63 m，與國外實際實驗結(jié)果［10］誤差僅為3%，完全滿足工程6%的誤差需要。在基準工況下，太陽輻射強度為900 W/m2，此時太陽能集熱系統(tǒng)的集熱效率為70.35%，給水泵出口水溫度為173.9℃，焓值為746.8 kJ/kg。集熱系統(tǒng)出口蒸汽流量剛好完全取代各段抽汽，則通過式(1)和(2)求出不同方案下集熱系統(tǒng)的預熱段和過熱段長度，進而求出集熱場面積，各個方案下集熱器場的布置如表1所示。

式中:Am為集熱器場面積;Lyr為預熱段長度;Lgr為過熱段長度;θ為富裕量，工程上取值一般在1.1～1.5之間，本文取1.14。

2.2 變工況運行下集熱系統(tǒng)流量控制

由于太陽輻射強度隨時間不斷變化，因此在集熱系統(tǒng)固定之后，要想得到固定不變的出口蒸汽參數(shù)，只有在當太陽輻射強度變化時相應的調(diào)整集熱系統(tǒng)內(nèi)工質(zhì)流量。由于預熱段出口工質(zhì)壓力溫度為定值，因此只要對預熱段流量以及擴容蒸發(fā)器的壓力或水汽比控制好，便可控制過熱段蒸汽的流量。

表1 各個方案下集熱器場的布置Tab.1 Layout of collector field in each scheme

式中:Gt為不同太陽輻射強度下過熱段出口蒸汽流量，t/h;It為太陽輻射強度，W/m2;ηt為不同太陽輻射強度下集熱器熱效率。

將對應的瞬時太陽輻射強度下的各參數(shù)代入(4)中，經(jīng)計算可以得到變工況運行下集熱系統(tǒng)流量控制參數(shù)，表2示出了燃煤機組額定功率運行時不同太陽能輻射下集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽流量控制參數(shù)。

表2 在變工況運行下集熱系統(tǒng)出口蒸汽流量Tab.2 Outlet steam flow of solar collection system in varied condition operation

3 集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟性分析

3.1 額定工況下熱經(jīng)濟性分析

燃煤機組額定工況下回熱加熱系統(tǒng)汽水參數(shù)如表3所示。

依據(jù)表3數(shù)據(jù)，在額定工況下機組新蒸汽等效焓降［11，12］、循環(huán)吸熱量、汽輪機組絕對內(nèi)效率計算結(jié)果分別為

式中:h0為主蒸汽焓;σ為再熱吸熱量;hc為排汽焓;τi為i號加熱器的給水焓升;η0 i為i段抽汽的抽汽效率;∑Π為各種附加成分(包括給水泵、門桿漏汽以及軸封漏汽)作功損失之和。

式中:αzr為再熱蒸汽份額;hgs為主給水焓;τp為給水泵功。

新型太陽能集熱系統(tǒng)進口工質(zhì)引自燃煤機組給水泵或凝結(jié)水泵出口，給水泵或者凝結(jié)水泵出口水出系統(tǒng)屬于帶工質(zhì)熱量離開系統(tǒng)新蒸汽等效焓降變化量計算公式為

式中:αin為進入太陽能集熱系統(tǒng)水的份額;hwc為凝結(jié)水泵出口凝結(jié)水焓;hbs為凝汽器補水焓。

太陽能集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽進入機組再熱前抽汽段(包括第1段、2段抽汽以及再熱冷段蒸汽)以及再熱后抽汽段新蒸汽等效焓降增加計算公式分別為

式中:αfgr為太陽能集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽份額; hout為過熱段出口蒸汽焓;hi為i段抽汽焓值。

表3 機組額定工況下回熱加熱系統(tǒng)汽水參數(shù)Tab.3 Parameters of steam and water of regenerative heating system at rated condition

太陽能集熱系統(tǒng)擴容蒸發(fā)器中疏水從機組i號加熱器主給水或凝結(jié)水管路出口匯入系統(tǒng)以及從機組i號加熱器疏水管路出口匯入系統(tǒng)新蒸汽等效焓降增加計算公式分別為

式中:αfyr為擴容蒸發(fā)器中疏水份額;hwi為i號加熱器出口給水焓;hdi為i號加熱器出口疏水焓。

由此可得，新型太陽能集熱系統(tǒng)的引入引起機組總的新蒸汽等效焓降變化量為

太陽能集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽進入機組再熱前抽汽段以及再熱后抽汽段所引起的循環(huán)吸熱量變化量分別為

因此集成系統(tǒng)汽輪機組絕對內(nèi)效率為

評價新型拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)的優(yōu)劣引用兩個新的熱經(jīng)濟性指標即太陽能熱電轉(zhuǎn)化率和投資節(jié)煤比，太陽能熱電轉(zhuǎn)換率［13］反映的是拋物槽式太陽能集熱系統(tǒng)產(chǎn)生的熱量轉(zhuǎn)化成相應電量的能力，太陽能熱電轉(zhuǎn)化率越高，說明槽式太陽能集熱系統(tǒng)的效率越高，其表達式如式(14)所示;投資節(jié)煤比間接地反映投資回收期的大小，投資節(jié)煤比越大，說明槽式太陽能集熱系統(tǒng)投資回收年限越短，其表達式如式(15)所示。因此，評價集成系統(tǒng)各個方案的優(yōu)劣，應綜合考慮這兩個指標。經(jīng)計算整理得到不同集成方案下熱經(jīng)濟性指標如表4所示。

式中:ηhe為太陽能熱電轉(zhuǎn)換率;Δh1為太陽能集熱系統(tǒng)預熱段工質(zhì)水的焓增;Δh2為太陽能集熱系統(tǒng)過熱段工質(zhì)水蒸汽的焓增;ηm為汽輪機機械效率，;ηg為發(fā)電機效率。

式中:cs為拋物槽式太陽能集熱器單位面積成本［14］，根據(jù)參考文獻［14］取值為 320$/m2;為標煤耗率絕對變化量，g/kW·h。

表4 額定工況下各個集成方案系統(tǒng)熱經(jīng)濟性指標Tab.4 Thermo－economic indicators of each scheme at rated condition

3.2 機組其它工況下熱經(jīng)濟性分析

在75%額定工況下機組新蒸汽等效焓降、循環(huán)吸熱量、汽輪機組絕對內(nèi)效率計算結(jié)果分別為

H0=1 261.73 kJ/kg，Q0=2 774.45 kJ/kg，η0=0.454 77;在50%額定工況下其計算結(jié)果分別為:H0=1 234.35 kJ/kg，Q0=2 847.90 kJ/kg，η0=0.433 42。表5、表6分別給出了機組在75%以及50%額定工況下不同集成方案下系統(tǒng)熱經(jīng)濟性變化情況。

從表4～6可以看出，各集成方案中取代高參數(shù)蒸汽段的抽汽得到的新系統(tǒng)的標煤耗率較低，與文獻［9］得出的結(jié)論相吻合，這也是傳統(tǒng)太陽能集熱系統(tǒng)設計的依據(jù)［9，15，16］，往往用太陽能集熱系統(tǒng)出口蒸汽取代1段抽汽來設計，但取代高參數(shù)抽汽段蒸汽的太陽能熱電轉(zhuǎn)化率并不是最高的，取代3抽和取代4抽時集成方案的太陽能熱電轉(zhuǎn)化率相對較高。這是因為新型太陽能集熱系統(tǒng)預熱段不產(chǎn)生兩相流，系統(tǒng)蒸汽在擴容蒸發(fā)器中產(chǎn)生，由擴容蒸發(fā)器的壓力來控制蒸汽量的多少，由于第1段抽汽壓力比較高，在擴容蒸發(fā)器中壓降比較小，因此經(jīng)擴容蒸發(fā)后產(chǎn)生的蒸汽量比較少。而第3，4段抽汽為再熱后蒸汽焓值比較高，且壓力比較低，在擴容蒸發(fā)器中產(chǎn)生的蒸汽量較多，使得集熱系統(tǒng)的效用較大，因此太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機組第3，4段抽汽系統(tǒng)集成方案較好?？紤]到火電廠額定工況運行時間較長，機組額定工況下取代3抽方案時的投資節(jié)煤比明顯高于取代4抽，而且除取代4抽方案以外，擴容蒸發(fā)器中疏水匯入機組主給水管路對應回熱加熱器出口熱經(jīng)濟性優(yōu)于匯入機組疏水管路，因此新型太陽能集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽取代3抽，擴容蒸發(fā)器中疏水從燃煤機組主給水管路3號加熱器出口匯入系統(tǒng)方案最優(yōu)。

表5 額定工況下各個集成方案系統(tǒng)熱經(jīng)濟性指標Tab.5 Thermo－economic indicators of each scheme at 75%rated condition

表6 50%額定工況下各個集成方案系統(tǒng)熱經(jīng)濟性指標Tab.6 Thermo－economic indicators of each scheme at 50%rated condition

4 結(jié)論

(1)本文在充分考慮了集熱管內(nèi)工質(zhì)動態(tài)傳熱特性的基礎上提出了新型拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)，通過擴容蒸發(fā)器的合理布置以及管路的局部調(diào)整使得該集熱系統(tǒng)預熱段工質(zhì)始終處于單相流狀態(tài)，避免了兩相流帶來傳熱效果的惡化，系統(tǒng)運行安全性以及穩(wěn)定性得到了保證，并分析了各個集成方案在不同輻射強下集熱系統(tǒng)工質(zhì)流量的控制方法。

(2)分別對機組三種不同工況下各個集成方案的熱經(jīng)濟性進行了詳細分析計算，優(yōu)化設計后的新型太陽能集熱系統(tǒng)同傳統(tǒng)太陽能集熱系統(tǒng)不同，并不是取代1段抽汽經(jīng)濟性最好，新型集熱系統(tǒng)在與300 MW機組進行集成時，取代3抽集成方案最優(yōu)，而且擴容蒸發(fā)器中疏水的最佳回水位置是燃煤機組主給水管路對應的3號高加給水出口。

(3)新型太陽能集熱系統(tǒng)預熱段進口水引入點位置的不同以及擴容蒸發(fā)器中疏水匯入點位置的不同皆會使集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟性有很明顯的變化，預熱段進口水引入點為燃煤機組給水泵出口時集成系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性明顯優(yōu)于預熱段進口水引入點為凝結(jié)水泵的情況;除取代4段抽汽方案以外，擴容蒸發(fā)器中疏水匯入機組主給水管路時集成系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性優(yōu)于匯入疏水管路。

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