三北地區(qū)光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組變工況性能研究

劉 偉，束繼偉，金宏達(dá)，孟繁兵

(國(guó)網(wǎng)黑龍江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，哈爾濱 150030)

0 引 言

隨著傳統(tǒng)化石能源的逐漸枯竭及可再生能源的發(fā)展應(yīng)用，中國(guó)能源系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)正在發(fā)生著巨大的變化[1-3]。中國(guó)三北地區(qū)，燃煤機(jī)組仍然是冬季供暖的主力，造成了大氣和環(huán)境污染等諸多問(wèn)題。另外，三北地區(qū)太陽(yáng)能資源儲(chǔ)量普遍豐富，但是開發(fā)利用不足。如何在解決太陽(yáng)能本身受時(shí)間和空間的影響、無(wú)法保證大規(guī)模連續(xù)運(yùn)行的同時(shí)，降低三北地區(qū)燃煤機(jī)組的煤耗和污染物排放，是值得研究的問(wèn)題[4-5]。光煤互補(bǔ)發(fā)電是一種有助于解決單純太陽(yáng)能發(fā)電成本高和不能連續(xù)運(yùn)行的問(wèn)題，同時(shí)兼顧降低燃煤機(jī)組發(fā)電煤耗、減少污染物排放的有效方法[6-9]。現(xiàn)有文獻(xiàn)對(duì)光煤互補(bǔ)發(fā)電的研究主要集中在結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、運(yùn)行優(yōu)化、集成模式研究、經(jīng)濟(jì)性分析等，對(duì)經(jīng)濟(jì)性研究大都以等效焓降理論為基礎(chǔ)，忽略了太陽(yáng)能引入后主、再蒸汽和熱力系統(tǒng)參數(shù)的變化對(duì)經(jīng)濟(jì)性的影響，部分研究以Aspen Plus、EBSILON軟件為基礎(chǔ)，軟件的模塊化和黑箱結(jié)構(gòu)導(dǎo)致無(wú)法了解內(nèi)部推導(dǎo)過(guò)程[10-13]。

鑒于此，以熱力學(xué)第一定律和熱力系統(tǒng)變工況計(jì)算為基礎(chǔ)，闡述槽式太陽(yáng)能加熱凝結(jié)水取代某段加熱器抽汽的光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組性能計(jì)算方法，從同一機(jī)組、不同地區(qū)和同一地區(qū)、不同容量機(jī)組兩個(gè)角度，對(duì)光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組的性能變化規(guī)律、節(jié)能減排效果和投資回收期進(jìn)行研究。

1 光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組集成模型

光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組中，以槽式太陽(yáng)能集熱場(chǎng)加熱燃煤機(jī)組凝結(jié)水泵來(lái)水，形成對(duì)應(yīng)參數(shù)的蒸汽后，取代加熱器抽汽，根據(jù)取代1～8段加熱器抽汽的不同，有8種集成模型，集成模型的編號(hào)與取代某段加熱器抽汽的編號(hào)相同。取代1段抽汽時(shí)的集成模型如圖1所示。圖中燃煤機(jī)組為300 MW亞臨界壓力雙缸雙排汽凝汽式機(jī)組。

圖1 光煤互補(bǔ)發(fā)電集成模型Fig.1 Integrated model of light coal complementary power generation

2 光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組變工況計(jì)算

太陽(yáng)能蒸汽取代某級(jí)加熱器抽汽時(shí)，主蒸汽、再熱蒸汽以及加熱器進(jìn)出口參數(shù)變化對(duì)機(jī)組性能的影響不能忽略。因此，以熱力學(xué)第一定律為基礎(chǔ)，根據(jù)“溫度對(duì)口，能量梯級(jí)利用”為原則，利用迭代計(jì)算的方法進(jìn)行變工況熱力計(jì)算[14-17]，得到不同集成模型下不同工況的參數(shù)，來(lái)進(jìn)一步研究拋物面槽式太陽(yáng)能集熱場(chǎng)和光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組的性能變化規(guī)律，計(jì)算流程如圖2所示。

圖2 光煤互補(bǔ)發(fā)電變工況計(jì)算流程圖Fig.2 Flow chart of variable condition calculation of light coal complementary power generation

由圖2可知，計(jì)算內(nèi)容包括：

a.集成方式和汽輪機(jī)計(jì)算點(diǎn)工況選擇；

b.互補(bǔ)前原燃煤機(jī)組的熱力系統(tǒng)參數(shù)、各段抽汽系數(shù)、各段抽汽量、各級(jí)組通流量及性能參數(shù)；

c.光煤互補(bǔ)后熱力系統(tǒng)參數(shù)、各段抽汽系數(shù)和集熱場(chǎng)介質(zhì)流量系數(shù)、各段抽汽量、各級(jí)組通流量的迭代計(jì)算；

d.光煤互補(bǔ)后變太陽(yáng)能直射輻射強(qiáng)度Id等因素的變工況迭代計(jì)算；

e.對(duì)應(yīng)工況下迭代計(jì)算完成后的光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組性能、污染物減排量和投資回收期計(jì)算。計(jì)算中用到的加熱器熱平衡方程、汽輪機(jī)熱能轉(zhuǎn)換為電能的熱平衡方程、汽輪機(jī)通流部分物料平衡方程、汽輪機(jī)實(shí)際內(nèi)功方程、汽輪機(jī)級(jí)組通流量計(jì)算式、汽輪機(jī)及其熱系統(tǒng)計(jì)算點(diǎn)參數(shù)迭代方程組、集熱器吸放熱平衡方程以及性能參數(shù)計(jì)算式等，參考文獻(xiàn)[8-9,17]。其中，集熱場(chǎng)換熱效率η計(jì)算如式(1)，太陽(yáng)能熱電轉(zhuǎn)換效率ηse計(jì)算如式(2),集熱場(chǎng)吸熱量Qc和集熱場(chǎng)面積A、集熱場(chǎng)換熱效率η關(guān)系如式(3)。

(1)

式中：ηopt為集熱器光學(xué)效率，%；Kτa為入射角修正系數(shù)；Id為太陽(yáng)能直射輻射強(qiáng)度，W/m2；υ為當(dāng)?shù)仫L(fēng)速，m/s；Ta、Tsky分別為環(huán)境溫度和大氣溫度，K；Tab為管內(nèi)流體平均溫度，K；ε入射角修正系數(shù)；a、b為熱平衡系數(shù)， W/(m2·k)。

(2)

式中：Pe為機(jī)組發(fā)電功率，kW；D0光煤互補(bǔ)后機(jī)組新蒸汽量，t/h；ω0為光煤互補(bǔ)前新蒸汽比內(nèi)功，kJ/kg；ηm、ηg分別為機(jī)械效率和發(fā)電機(jī)效率；Pm為再熱器吸熱量增加對(duì)應(yīng)燃煤的發(fā)電量，kW；Ds為集熱場(chǎng)介質(zhì)流量，kg/s；ha、hb分別為集熱場(chǎng)進(jìn)、出口介質(zhì)焓，kJ/kg。

Qc=Ds×(hb-ha)=A×Id×η×10-3

(3)

式中：Qc為集熱場(chǎng)吸熱量，kJ/kg；A為集熱場(chǎng)面積，m2。

3 光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組性能計(jì)算

文中“同一機(jī)組”指的是汽輪機(jī)型號(hào)為N300-16.65/537/537的300 MW容量發(fā)電機(jī)組；“不同地區(qū)”指的是哈爾濱、呼和浩特和拉薩3個(gè)地區(qū)；“同一地區(qū)”指的是哈爾濱地區(qū)；“不同容量機(jī)組”指的是125 MW、200 MW、300 MW、600 MW等4種容量機(jī)組，汽輪機(jī)型號(hào)分別為N125-135/550/550、N200-130/535/535、N300-16.65/537/537、N600-165/535/535，汽輪機(jī)基礎(chǔ)工況參數(shù)參考文獻(xiàn)[14,17]。哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個(gè)地區(qū)太陽(yáng)能瞬時(shí)直射輻射強(qiáng)度和年內(nèi)時(shí)長(zhǎng)分布數(shù)據(jù)見表1。哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個(gè)地區(qū)選取最大Id作為設(shè)計(jì)值，分別為700 W/m2、900 W/m2、950 W/m2。

表1 哈爾濱、呼和浩特、拉薩地區(qū)直射輻射強(qiáng)度和時(shí)長(zhǎng)年內(nèi)分布數(shù)據(jù)Table 1 Distribution data of direct radiation intensity and duration during the year in Harbin, Hohhot and Lhasa

性能研究過(guò)程中限定的邊界條件包括：

a.鍋爐效率、管道效率、機(jī)械效率和發(fā)電機(jī)效率不隨機(jī)組光煤互補(bǔ)前后的工況變化而變化；

b.機(jī)組全年發(fā)電小時(shí)數(shù)均取5 500 h，機(jī)組的負(fù)荷計(jì)算點(diǎn)均為100%負(fù)荷；

c.計(jì)算以一段抽汽被來(lái)自集熱場(chǎng)的蒸汽全部取代為基礎(chǔ)；

d.集熱器換熱效率計(jì)算中的集熱器光學(xué)效率、入射角修正系數(shù)、天空溫度、環(huán)境溫度、熱平衡系數(shù)、當(dāng)?shù)仫L(fēng)速和吸收管發(fā)射率在不同地區(qū)時(shí)均假定相同；

e.光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組運(yùn)行方式為“功率不變型”。

3.1 300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組在不同地區(qū)的性能計(jì)算結(jié)果及分析

對(duì)同一臺(tái)機(jī)組全部取代不同段抽汽而言，全部取代1段抽汽的光煤互補(bǔ)發(fā)電煤耗節(jié)省量最大[5]。因此，同一臺(tái)機(jī)組在哈爾濱、呼和浩特和拉薩3個(gè)地區(qū)開展光煤互補(bǔ)發(fā)電性能比較時(shí)，仍然以全部取代1段抽汽的集成模型為基礎(chǔ)來(lái)進(jìn)行比較。

3.1.1 機(jī)組性能隨地域變化

當(dāng)集成模型、取代份額、機(jī)組和工況確定，且在限定的邊界條件下，ha、hb、Ds可以通過(guò)機(jī)組熱力系統(tǒng)變工況迭代計(jì)算確定，即引入機(jī)組的有效熱量Qc是確定的，對(duì)機(jī)組的熱耗率和煤耗率影響也就確定。由式(3)可知，由于不同地區(qū)太陽(yáng)能資源不同，Id設(shè)計(jì)值不同，集熱場(chǎng)換熱效率η和集熱場(chǎng)面積A也就不同。計(jì)算結(jié)果見表2。

由表2數(shù)據(jù)可知，在100%取代1段抽汽，集熱場(chǎng)換熱效率計(jì)算參數(shù)除Id外均相同的情況下，隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個(gè)地區(qū)太陽(yáng)能直射輻射強(qiáng)度設(shè)計(jì)值的不同，同一300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組熱耗率均降低512.97 kJ/(kW·h)、發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率均降低19.55 g/(kW·h)、全廠效率均提高2.72%；隨著3個(gè)地區(qū)太陽(yáng)能直射輻射強(qiáng)度的不同，集熱場(chǎng)換熱效率呈增加趨勢(shì)，集熱場(chǎng)面積呈降低趨勢(shì)。

3.1.2 機(jī)組年累計(jì)性能隨地域的變化

根據(jù)不同地區(qū)、不同Id對(duì)應(yīng)的熱力性能和時(shí)長(zhǎng)，在年內(nèi)進(jìn)行累計(jì)計(jì)算，即可得到不同地區(qū)的光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年內(nèi)累計(jì)性能數(shù)據(jù)。計(jì)算結(jié)果見表3。

表2 300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組性能隨地域的變化數(shù)據(jù)Table 2 Variation data of 300 MW light coal complementary generator unit performance with region

表3 300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年累計(jì)性能隨地域的變化數(shù)據(jù)Table 3 Variation data of annual cumulative performance of 300 MW light coal complementary generator units with regions

由表3數(shù)據(jù)可知，當(dāng)300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組取代1段抽汽、取代份額隨著Id降低變化、各地區(qū)集熱場(chǎng)面積不變、集熱場(chǎng)換熱效率計(jì)算參數(shù)除Id外均相同的情況下，隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個(gè)地區(qū)直射輻射強(qiáng)度和時(shí)長(zhǎng)年內(nèi)分布數(shù)據(jù)的不同，全年累計(jì)太陽(yáng)能凈發(fā)電總量分別為3.41×107kW·h、3.31×107kW·h、4.66×107kW·h，全年累計(jì)集熱場(chǎng)吸收太陽(yáng)能總熱量分別為1.16×108kW·h、1.12×108kW·h、1.56×108kW·h，全年累計(jì)發(fā)電標(biāo)煤節(jié)省總量分別為8 620.62 t、8 378.48 t、11 799.77 t，年平均太陽(yáng)能熱電轉(zhuǎn)換效率分別為29.31%、29.53%、29.88%，年平均發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率分別為301.92 g/(kW·h)、302.08 g/(kW·h)、300.01 g/(kW·h)。

3.1.3 機(jī)組年累計(jì)污染物減排量及回收期隨地域的變化

300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年內(nèi)累計(jì)污染物減排量的計(jì)算是將3.1.2中的全年發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤節(jié)省總量與1 t標(biāo)準(zhǔn)煤對(duì)應(yīng)氮氧化物、二氧化碳、二氧化硫、煙氣和粉塵排放量的乘積得到的；靜態(tài)投資回收期計(jì)算是利用初期一次性總投資除以年利潤(rùn)得到的。其中1 t標(biāo)準(zhǔn)煤對(duì)應(yīng)氮氧化物、二氧化碳、二氧化硫、煙氣和粉塵的排放量分別選擇為0.006 0 t、2.126 7 t、0.004 1 t、9.909 4 t、0.000 2 t；太陽(yáng)能并網(wǎng)電價(jià)、燃煤并網(wǎng)電價(jià)、環(huán)保補(bǔ)貼、標(biāo)煤價(jià)、槽式太陽(yáng)能裝置單價(jià)、集熱場(chǎng)占地單價(jià)分別選為3.4元、0.4元、0.015元、770元/t、2000元/m2、3000元/m2。計(jì)算結(jié)果如圖3所示。

圖3 300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年累計(jì)污染物減排量及回收期隨地域的變化Fig.3 Variation of annual cumulative pollutant emission reduction and recovery period of 300 MW light coal complementary generator unit with region

由圖3可知，當(dāng)取代1段抽汽、取代份額隨著Id降低變化、各地區(qū)集熱場(chǎng)面積不變、集熱場(chǎng)換熱效率計(jì)算參數(shù)除Id外均相同的情況下，300 MW光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個(gè)地區(qū)太陽(yáng)能資源的不同，全年氮氧化物減排量分別為51.72 t、50.27 t、70.80 t，全年二氧化硫減排量分別為35.34 t、34.35 t、48.38 t，全年粉塵減排量分別為1.72 t、1.68 t、2.36 t，全年二氧化碳減排量分別為1.83×104t、1.78×104t、2.51×104t，全年煙氣減排量分別為8.54×104t、8.30×104t、1.17×105t；隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個(gè)地區(qū)太陽(yáng)能資源的不同，3個(gè)地區(qū)投資回收期分別為5.55年、4.40年、2.96年，投資回收期呈降低趨勢(shì)。

3.2 哈爾濱地區(qū)不同容量光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組的性能計(jì)算結(jié)果及分析

在哈爾濱地區(qū)開展不同容量機(jī)組的光煤互補(bǔ)發(fā)電性能研究時(shí)，不同容量機(jī)組均以全部取代1段抽汽為計(jì)算起點(diǎn)，來(lái)進(jìn)行比較。

3.2.1 光煤互補(bǔ)發(fā)電性能隨機(jī)組容量的變化

由于機(jī)組容量不同，ha、hb、Ds不同，由式(1)、(3)可知，集熱場(chǎng)換熱效率η和集熱場(chǎng)面積A也不同。計(jì)算結(jié)果見表4。

由表4數(shù)據(jù)可知，當(dāng)同一地區(qū)、不同容量機(jī)組均100%取代1段抽汽且集熱場(chǎng)換熱效率計(jì)算用參數(shù)除Tab外均相同的情況下，隨著機(jī)組容量的增加，引入機(jī)組的太陽(yáng)能熱量增加，由于Id設(shè)計(jì)值相同，所以集熱場(chǎng)面積增加；不同容量的光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組相對(duì)于原燃煤發(fā)電機(jī)組而言，熱耗率和煤耗率均有降低，全廠效率均有提高。對(duì)應(yīng)125 MW、200 MW、300 MW、600 MW 4種容量光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組熱耗率分別降低140.07 kJ/(kW·h)、338.42 kJ/(kW·h)、512.97 kJ/(kW·h)、556.87 kJ/(kW·h)，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率分別降低5.49 g/(kW·h)、12.79 g/(kW·h)、19.54 g/(kW·h)、20.64 g/(kW·h)，全廠效率分別提高0.67%、1.67%、2.72%、2.95%；受不同容量機(jī)組的集熱場(chǎng)進(jìn)出口介質(zhì)參數(shù)的變化影響，集熱場(chǎng)換熱效率變化不大。

3.2.2 光煤互補(bǔ)發(fā)電年累計(jì)性能隨機(jī)組容量的變化

分別計(jì)算不同容量機(jī)組不同Id對(duì)應(yīng)的熱力性能，然后以時(shí)長(zhǎng)在年內(nèi)進(jìn)行累計(jì)計(jì)算，即可得到不同容量的光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年內(nèi)累計(jì)性能。計(jì)算結(jié)果見表5。

表4 哈爾濱地區(qū)光煤互補(bǔ)發(fā)電性能隨機(jī)組容量的變化數(shù)據(jù)Table 4 Variation data of random group capacity of light coal complementary power generation performance in Harbin

表5 哈爾濱地區(qū)光煤互補(bǔ)發(fā)電年累計(jì)性能隨機(jī)組容量的變化數(shù)據(jù)Table 5 Variation data of annual cumulative performance random group capacity of light coal complementary power generation in Harbin

由表5數(shù)據(jù)可知，隨著機(jī)組容量的增加，全年太陽(yáng)能凈發(fā)電總量、全年集熱場(chǎng)吸收的太陽(yáng)能總熱量、全年標(biāo)煤節(jié)省量均呈增加趨勢(shì)；隨著機(jī)組容量的增加，全年太陽(yáng)能熱電轉(zhuǎn)換效率趨于平穩(wěn)；4種容量機(jī)組的年平均發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率與表4中互補(bǔ)前機(jī)組煤耗率比較，均有所降低，且隨著機(jī)組容量的增加，煤耗率降低幅度增加。

3.2.3 光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年累計(jì)污染物減排量及投資回收期隨機(jī)組容量的變化

哈爾濱地區(qū)不同容量的光煤互補(bǔ)發(fā)電機(jī)組年累計(jì)污染物減排量及靜態(tài)投資回收期計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

圖4 哈爾濱地區(qū)光煤互補(bǔ)發(fā)電年累計(jì)污染物減排量及投資回收期隨機(jī)組容量的變化Fig.4 Changes of annual cumulative pollutant emission reduction and random group capacity in investment payback period of light coal complementary power generation in Harbin

由圖4可知，隨著燃煤機(jī)組容量的增加，各機(jī)組污染物減排量均呈現(xiàn)增加趨勢(shì)。與125 MW、200 MW、300 MW、600 MW機(jī)組出力對(duì)應(yīng)的全年氮氧化物減排量分別為6.53 t、24.01 t、51.72 t、117.34 t，全年二氧化硫減排量分別為4.46 t、16.41 t、35.34 t、80.18 t，全年粉塵減排量分別為0.22 t、0.80 t、1.72 t、3.91 t，全年二氧化碳減排量分別為2.32×103t、8.51×103t、1.83×104t、4.16×104t，全年煙氣減排量分別為1.08×103t、3.97×103t、8.54×103t、1.94×103t，投資回收期為5.496 8年、5.534 8年、5.553 6年、4.826 1年。

4 結(jié) 語(yǔ)

分別從同一容量機(jī)組不同地區(qū)和同一地區(qū)不同容量機(jī)組兩個(gè)角度，利用熱力系統(tǒng)變工況計(jì)算方法，研究了在不同地區(qū)、不同機(jī)組上開展光煤互補(bǔ)發(fā)電的性能變化、減排效果和投資回收期變化，為燃煤發(fā)電機(jī)組引入太陽(yáng)能的技術(shù)改造提供技術(shù)支持，降低了三北地區(qū)燃煤發(fā)電機(jī)組煤耗和污染物排放量。

進(jìn)一步研究年內(nèi)或各月內(nèi)每一天的瞬時(shí)輻射強(qiáng)度變化規(guī)律，計(jì)算光煤互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)逐時(shí)穩(wěn)態(tài)性能，即氣象-功率廣域時(shí)空關(guān)聯(lián)性，可完善三北地區(qū)光煤互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)評(píng)估和運(yùn)行中發(fā)電量的中長(zhǎng)期預(yù)測(cè)模型，更大程度上解決三北地區(qū)燃煤機(jī)組的節(jié)能降耗、污染物減排和太陽(yáng)能資源利用問(wèn)題。