陳海平，于鑫瑋，安連鎖，馮 蕾，魯光武

(1.華北電力大學(xué)國家火力發(fā)電工程技術(shù)研究中心，北京 102206;2.華北電力大學(xué)能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)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(fù)雜導(dǎo)致運(yùn)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(guān)注［2～5］，它不僅能實(shí)現(xiàn)火電機(jī)組更深層次節(jié)能之要求，而且緩解化石燃料緊張，為實(shí)現(xiàn)火電廠節(jié)能減排以及太陽能規(guī)?；瘧?yīng)用提供了方向。

在傳統(tǒng)的拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機(jī)組集成設(shè)計(jì)當(dāng)中，太陽能集熱系統(tǒng)采用汽水分離器進(jìn)行汽水分離，系統(tǒng)中有蒸發(fā)設(shè)計(jì)，這必將導(dǎo)致集熱系統(tǒng)的預(yù)熱段會(huì)經(jīng)過單相流到汽液兩相流的轉(zhuǎn)變，傳熱效果會(huì)惡化，如對流速控制不當(dāng)，管內(nèi)流體會(huì)出現(xiàn)分層現(xiàn)象，換熱效率大大降低，管內(nèi)熱應(yīng)力發(fā)生變化，甚至?xí)霈F(xiàn)爆管現(xiàn)象，嚴(yán)重影響集熱系統(tǒng)的正常運(yùn)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(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，將擴(kuò)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(kuò)容蒸發(fā)器的壓力，擴(kuò)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(jī)組給水系統(tǒng)中去，這便可保證預(yù)熱段或者過熱段僅為工質(zhì)水或汽的單相流動(dòng)，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(kuò)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(shí)施以及火電廠節(jié)能降耗提供科學(xué)依據(jù)。

1 太陽能集熱系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)

本文對太陽能采集系統(tǒng)的設(shè)計(jì)定溫度運(yùn)行，定出口溫度運(yùn)行就是當(dāng)太陽輻射強(qiáng)度發(fā)生變化時(shí)，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(shè)計(jì)值。使得集熱器出口蒸汽參數(shù)達(dá)到火電機(jī)組熱力系統(tǒng)蒸汽參數(shù)的要求，進(jìn)而代替汽輪機(jī)抽汽，從而達(dá)到節(jié)煤減排的目的。

對太陽能集熱系統(tǒng)的設(shè)計(jì)重點(diǎn)考慮兩方面:首先，考慮到傳統(tǒng)集熱系統(tǒng)預(yù)熱段會(huì)產(chǎn)生汽液兩相流狀態(tài)，傳熱效果惡化［8］，因此本文設(shè)計(jì)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(yù)熱段工質(zhì)為水的單相流動(dòng)，控制預(yù)熱段出口處的工質(zhì)水溫度小于或等于相應(yīng)壓力下的飽和水溫度，然后再經(jīng)過擴(kuò)容蒸發(fā)器進(jìn)行擴(kuò)容蒸發(fā)，產(chǎn)生相應(yīng)壓力的蒸汽，再經(jīng)過集熱系統(tǒng)的過熱段進(jìn)行加熱，最后達(dá)到機(jī)組熱力系統(tǒng)要求的相應(yīng)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(diǎn)，計(jì)算出在不同太陽輻射強(qiáng)度下，相應(yīng)的集熱系統(tǒng)工質(zhì)流量變化的控制量，以達(dá)到集熱器出口蒸汽壓力溫度不變的目的?；谝陨蟽牲c(diǎn)集熱系統(tǒng)的設(shè)計(jì)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(jī)組進(jìn)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(jìn)第1段到第8段抽汽中去，擴(kuò)容蒸發(fā)器中疏水通過疏水泵輸送到燃煤機(jī)組主給水或者疏水管路中去。前4種方案集熱系統(tǒng)預(yù)熱段進(jìn)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(jī)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(shí)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(yù)熱段進(jìn)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(jī)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(shí)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(jī)組進(jìn)行集成分析，新型太陽能集熱系統(tǒng)預(yù)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(shè)為10 MPa，工質(zhì)經(jīng)預(yù)熱段加熱后，要想使太陽能集熱系統(tǒng)的預(yù)熱段不產(chǎn)生兩相流，在預(yù)熱段長度的選擇上只要保證1天中最大輻射強(qiáng)度下(設(shè)為900 W/m2)預(yù)熱段不產(chǎn)生蒸汽既可，即保證預(yù)熱段出口工質(zhì)參數(shù)剛好達(dá)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(yù)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(jì)［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(qiáng)度時(shí)過熱段出口蒸汽量剛好完全取代各段抽汽為基準(zhǔn)工況，當(dāng)太陽輻射強(qiáng)度變化時(shí)，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(shè)計(jì)集成系統(tǒng)。集熱系統(tǒng)預(yù)熱段流量Gin的計(jì)算式。

式中:Gin為擴(kuò)容蒸發(fā)器進(jìn)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(yīng)壓力下飽和水蒸氣的焓值，kJ/kg;hfyr為擴(kuò)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(jìn)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(jìn)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(yù)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(jì)算在基準(zhǔn)工況下的集熱系統(tǒng)預(yù)熱段或過熱段長度。

式中:L為預(yù)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(shè)計(jì)太陽輻射強(qiáng)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(shè)計(jì)輻射強(qiáng)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(jìn)行驗(yàn)證:將文獻(xiàn)［10］各個(gè)實(shí)驗(yàn)參數(shù)代入式(2)中得到對應(yīng)參數(shù)下的集熱管長度L為127.63 m，與國外實(shí)際實(shí)驗(yàn)結(jié)果［10］誤差僅為3%，完全滿足工程6%的誤差需要。在基準(zhǔn)工況下，太陽輻射強(qiáng)度為900 W/m2，此時(shí)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(yù)熱段和過熱段長度，進(jìn)而求出集熱場面積，各個(gè)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(yù)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(yùn)行下集熱系統(tǒng)流量控制

由于太陽輻射強(qiáng)度隨時(shí)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(dāng)太陽輻射強(qiáng)度變化時(shí)相應(yīng)的調(diào)整集熱系統(tǒng)內(nèi)工質(zhì)流量。由于預(yù)熱段出口工質(zhì)壓力溫度為定值，因此只要對預(yù)熱段流量以及擴(kuò)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(gè)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(qiáng)度下過熱段出口蒸汽流量，t/h;It為太陽輻射強(qiáng)度，W/m2;ηt為不同太陽輻射強(qiáng)度下集熱器熱效率。

將對應(yīng)的瞬時(shí)太陽輻射強(qiáng)度下的各參數(shù)代入(4)中，經(jīng)計(jì)算可以得到變工況運(yùn)行下集熱系統(tǒng)流量控制參數(shù)，表2示出了燃煤機(jī)組額定功率運(yùn)行時(shí)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(yùn)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(jì)性分析

3.1 額定工況下熱經(jīng)濟(jì)性分析

燃煤機(jī)組額定工況下回?zé)峒訜嵯到y(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(jī)組新蒸汽等效焓降［11，12］、循環(huán)吸熱量、汽輪機(jī)組絕對內(nèi)效率計(jì)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(hào)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(jìn)口工質(zhì)引自燃煤機(jī)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(jì)算公式為

式中:αin為進(jìn)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(bǔ)水焓。

太陽能集熱系統(tǒng)過熱段出口蒸汽進(jìn)入機(jī)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(jì)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(jī)組額定工況下回?zé)峒訜嵯到y(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(kuò)容蒸發(fā)器中疏水從機(jī)組i號(hào)加熱器主給水或凝結(jié)水管路出口匯入系統(tǒng)以及從機(jī)組i號(hào)加熱器疏水管路出口匯入系統(tǒng)新蒸汽等效焓降增加計(jì)算公式分別為

式中:αfyr為擴(kuò)容蒸發(fā)器中疏水份額;hwi為i號(hào)加熱器出口給水焓;hdi為i號(hào)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(jī)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(jìn)入機(jī)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(jī)組絕對內(nèi)效率為

評(píng)價(jià)新型拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)的優(yōu)劣引用兩個(gè)新的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)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(yīng)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(dá)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(dá)式如式(15)所示。因此，評(píng)價(jià)集成系統(tǒng)各個(gè)方案的優(yōu)劣，應(yīng)綜合考慮這兩個(gè)指標(biāo)。經(jīng)計(jì)算整理得到不同集成方案下熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)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(yù)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(jī)機(jī)械效率，;ηg為發(fā)電機(jī)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(xiàn)［14］取值為 320$/m2;為標(biāo)煤耗率絕對變化量，g/kW·h。

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

3.2 機(jī)組其它工況下熱經(jīng)濟(jì)性分析

在75%額定工況下機(jī)組新蒸汽等效焓降、循環(huán)吸熱量、汽輪機(jī)組絕對內(nèi)效率計(jì)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(jì)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(jī)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(jì)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(biāo)煤耗率較低，與文獻(xiàn)［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(shè)計(jì)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(shè)計(jì)，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(shí)集成方案的太陽能熱電轉(zhuǎn)化率相對較高。這是因?yàn)樾滦吞柲芗療嵯到y(tǒng)預(yù)熱段不產(chǎn)生兩相流，系統(tǒng)蒸汽在擴(kuò)容蒸發(fā)器中產(chǎn)生，由擴(kuò)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(kuò)容蒸發(fā)器中壓降比較小，因此經(jīng)擴(kuò)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(kuò)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(jī)組第3，4段抽汽系統(tǒng)集成方案較好。考慮到火電廠額定工況運(yùn)行時(shí)間較長，機(jī)組額定工況下取代3抽方案時(shí)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(kuò)容蒸發(fā)器中疏水匯入機(jī)組主給水管路對應(yīng)回?zé)峒訜崞鞒隹跓峤?jīng)濟(jì)性優(yōu)于匯入機(jī)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(kuò)容蒸發(fā)器中疏水從燃煤機(jī)組主給水管路3號(hào)加熱器出口匯入系統(tǒng)方案最優(yōu)。

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

表6 50%額定工況下各個(gè)集成方案系統(tǒng)熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)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(dòng)態(tài)傳熱特性的基礎(chǔ)上提出了新型拋物面槽式太陽能集熱系統(tǒng)，通過擴(kuò)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(yù)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(yùn)行安全性以及穩(wěn)定性得到了保證，并分析了各個(gè)集成方案在不同輻射強(qiáng)下集熱系統(tǒng)工質(zhì)流量的控制方法。

(2)分別對機(jī)組三種不同工況下各個(gè)集成方案的熱經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了詳細(xì)分析計(jì)算，優(yōu)化設(shè)計(jì)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(jì)性最好，新型集熱系統(tǒng)在與300 MW機(jī)組進(jìn)行集成時(shí)，取代3抽集成方案最優(yōu)，而且擴(kuò)容蒸發(fā)器中疏水的最佳回水位置是燃煤機(jī)組主給水管路對應(yīng)的3號(hào)高加給水出口。

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

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