劉 偉，束繼偉，金宏達，孟繁兵

(國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司電力科學研究院，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)展應用，中國能源系統(tǒng)的結構正在發(fā)生著巨大的變化[1-3]。中國三北地區(qū)，燃煤機組仍然是冬季供暖的主力，造成了大氣和環(huán)境污染等諸多問題。另外，三北地區(qū)太陽能資源儲量普遍豐富，但是開發(fā)利用不足。如何在解決太陽能本身受時間和空間的影響、無法保證大規(guī)模連續(xù)運行的同時，降低三北地區(qū)燃煤機組的煤耗和污染物排放，是值得研究的問題[4-5]。光煤互補發(fā)電是一種有助于解決單純太陽能發(fā)電成本高和不能連續(xù)運行的問題，同時兼顧降低燃煤機組發(fā)電煤耗、減少污染物排放的有效方法[6-9]。現(xiàn)有文獻對光煤互補發(fā)電的研究主要集中在結構設計、運行優(yōu)化、集成模式研究、經(jīng)濟性分析等，對經(jīng)濟性研究大都以等效焓降理論為基礎，忽略了太陽能引入后主、再蒸汽和熱力系統(tǒng)參數(shù)的變化對經(jīng)濟性的影響，部分研究以Aspen Plus、EBSILON軟件為基礎，軟件的模塊化和黑箱結構導致無法了解內(nèi)部推導過程[10-13]。

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

1 光煤互補發(fā)電機組集成模型

光煤互補發(fā)電機組中，以槽式太陽能集熱場加熱燃煤機組凝結水泵來水，形成對應參數(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，集成模型的編號與取代某段加熱器抽汽的編號相同。取代1段抽汽時的集成模型如圖1所示。圖中燃煤機組為300 MW亞臨界壓力雙缸雙排汽凝汽式機組。

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

2 光煤互補發(fā)電機組變工況計算

太陽能蒸汽取代某級加熱器抽汽時，主蒸汽、再熱蒸汽以及加熱器進出口參數(shù)變化對機組性能的影響不能忽略。因此，以熱力學第一定律為基礎，根據(jù)“溫度對口，能量梯級利用”為原則，利用迭代計算的方法進行變工況熱力計算[14-17]，得到不同集成模型下不同工況的參數(shù)，來進一步研究拋物面槽式太陽能集熱場和光煤互補發(fā)電機組的性能變化規(guī)律，計算流程如圖2所示。

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

由圖2可知，計算內(nèi)容包括：

a.集成方式和汽輪機計算點工況選擇；

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

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

d.光煤互補后變太陽能直射輻射強度Id等因素的變工況迭代計算；

e.對應工況下迭代計算完成后的光煤互補發(fā)電機組性能、污染物減排量和投資回收期計算。計算中用到的加熱器熱平衡方程、汽輪機熱能轉換為電能的熱平衡方程、汽輪機通流部分物料平衡方程、汽輪機實際內(nèi)功方程、汽輪機級組通流量計算式、汽輪機及其熱系統(tǒng)計算點參數(shù)迭代方程組、集熱器吸放熱平衡方程以及性能參數(shù)計算式等，參考文獻[8-9,17]。其中，集熱場換熱效率η計算如式(1)，太陽能熱電轉換效率ηse計算如式(2),集熱場吸熱量Qc和集熱場面積A、集熱場換熱效率η關系如式(3)。

(1)

式中：ηopt為集熱器光學效率，%；Kτa為入射角修正系數(shù)；Id為太陽能直射輻射強度，W/m2；υ為當?shù)仫L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為機組發(fā)電功率，kW；D0光煤互補后機組新蒸汽量，t/h；ω0為光煤互補前新蒸汽比內(nèi)功，kJ/kg；ηm、ηg分別為機械效率和發(fā)電機效率；Pm為再熱器吸熱量增加對應燃煤的發(fā)電量，kW；Ds為集熱場介質(zhì)流量，kg/s；ha、hb分別為集熱場進、出口介質(zhì)焓，kJ/kg。

Qc=Ds×(hb-ha)=A×Id×η×10-3

(3)

式中：Qc為集熱場吸熱量，kJ/kg；A為集熱場面積，m2。

3 光煤互補發(fā)電機組性能計算

文中“同一機組”指的是汽輪機型號為N300-16.65/537/537的300 MW容量發(fā)電機組；“不同地區(qū)”指的是哈爾濱、呼和浩特和拉薩3個地區(qū)；“同一地區(qū)”指的是哈爾濱地區(qū)；“不同容量機組”指的是125 MW、200 MW、300 MW、600 MW等4種容量機組，汽輪機型號分別為N125-135/550/550、N200-130/535/535、N300-16.65/537/537、N600-165/535/535，汽輪機基礎工況參數(shù)參考文獻[14,17]。哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個地區(qū)太陽能瞬時直射輻射強度和年內(nèi)時長分布數(shù)據(jù)見表1。哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個地區(qū)選取最大Id作為設計值，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)直射輻射強度和時長年內(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

性能研究過程中限定的邊界條件包括：

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

b.機組全年發(fā)電小時數(shù)均取5 500 h，機組的負荷計算點均為100%負荷；

c.計算以一段抽汽被來自集熱場的蒸汽全部取代為基礎；

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

e.光煤互補發(fā)電機組運行方式為“功率不變型”。

3.1 300 MW光煤互補發(fā)電機組在不同地區(qū)的性能計算結果及分析

對同一臺機組全部取代不同段抽汽而言，全部取代1段抽汽的光煤互補發(fā)電煤耗節(jié)省量最大[5]。因此，同一臺機組在哈爾濱、呼和浩特和拉薩3個地區(qū)開展光煤互補發(fā)電性能比較時，仍然以全部取代1段抽汽的集成模型為基礎來進行比較。

3.1.1 機組性能隨地域變化

當集成模型、取代份額、機組和工況確定，且在限定的邊界條件下，ha、hb、Ds可以通過機組熱力系統(tǒng)變工況迭代計算確定，即引入機組的有效熱量Qc是確定的，對機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)太陽能資源不同，Id設計值不同，集熱場換熱效率η和集熱場面積A也就不同。計算結果見表2。

由表2數(shù)據(jù)可知，在100%取代1段抽汽，集熱場換熱效率計算參數(shù)除Id外均相同的情況下，隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個地區(qū)太陽能直射輻射強度設計值的不同，同一300 MW光煤互補發(fā)電機組熱耗率均降低512.97 kJ/(kW·h)、發(fā)電標準煤耗率均降低19.55 g/(kW·h)、全廠效率均提高2.72%；隨著3個地區(qū)太陽能直射輻射強度的不同，集熱場換熱效率呈增加趨勢，集熱場面積呈降低趨勢。

3.1.2 機組年累計性能隨地域的變化

根據(jù)不同地區(qū)、不同Id對應的熱力性能和時長，在年內(nèi)進行累計計算，即可得到不同地區(qū)的光煤互補發(fā)電機組年內(nèi)累計性能數(shù)據(jù)。計算結果見表3。

表2 300 MW光煤互補發(fā)電機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光煤互補發(fā)電機組年累計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300 MW光煤互補發(fā)電機組取代1段抽汽、取代份額隨著Id降低變化、各地區(qū)集熱場面積不變、集熱場換熱效率計算參數(shù)除Id外均相同的情況下，隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個地區(qū)直射輻射強度和時長年內(nèi)分布數(shù)據(jù)的不同，全年累計太陽能凈發(fā)電總量分別為3.41×107kW·h、3.31×107kW·h、4.66×107kW·h，全年累計集熱場吸收太陽能總熱量分別為1.16×108kW·h、1.12×108kW·h、1.56×108kW·h，全年累計發(fā)電標煤節(jié)省總量分別為8 620.62 t、8 378.48 t、11 799.77 t，年平均太陽能熱電轉換效率分別為29.31%、29.53%、29.88%，年平均發(fā)電標準煤耗率分別為301.92 g/(kW·h)、302.08 g/(kW·h)、300.01 g/(kW·h)。

3.1.3 機組年累計污染物減排量及回收期隨地域的變化

300 MW光煤互補發(fā)電機組年內(nèi)累計污染物減排量的計算是將3.1.2中的全年發(fā)電標準煤節(jié)省總量與1 t標準煤對應氮氧化物、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)投資回收期計算是利用初期一次性總投資除以年利潤得到的。其中1 t標準煤對應氮氧化物、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；太陽能并網(wǎng)電價、燃煤并網(wǎng)電價、環(huán)保補貼、標煤價、槽式太陽能裝置單價、集熱場占地單價分別選為3.4元、0.4元、0.015元、770元/t、2000元/m2、3000元/m2。計算結果如圖3所示。

圖3 300 MW光煤互補發(fā)電機組年累計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，當取代1段抽汽、取代份額隨著Id降低變化、各地區(qū)集熱場面積不變、集熱場換熱效率計算參數(shù)除Id外均相同的情況下，300 MW光煤互補發(fā)電機組隨著哈爾濱、呼和浩特、拉薩3個地區(qū)太陽能資源的不同，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個地區(qū)太陽能資源的不同，3個地區(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。

3.2 哈爾濱地區(qū)不同容量光煤互補發(fā)電機組的性能計算結果及分析

在哈爾濱地區(qū)開展不同容量機組的光煤互補發(fā)電性能研究時，不同容量機組均以全部取代1段抽汽為計算起點，來進行比較。

3.2.1 光煤互補發(fā)電性能隨機組容量的變化

由于機組容量不同，ha、hb、Ds不同，由式(1)、(3)可知，集熱場換熱效率η和集熱場面積A也不同。計算結果見表4。

由表4數(shù)據(jù)可知，當同一地區(qū)、不同容量機組均100%取代1段抽汽且集熱場換熱效率計算用參數(shù)除Tab外均相同的情況下，隨著機組容量的增加，引入機組的太陽能熱量增加，由于Id設計值相同，所以集熱場面積增加；不同容量的光煤互補發(fā)電機組相對于原燃煤發(fā)電機組而言，熱耗率和煤耗率均有降低，全廠效率均有提高。對應125 MW、200 MW、300 MW、600 MW 4種容量光煤互補發(fā)電機組熱耗率分別降低140.07 kJ/(kW·h)、338.42 kJ/(kW·h)、512.97 kJ/(kW·h)、556.87 kJ/(kW·h)，發(fā)電標準煤耗率分別降低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%；受不同容量機組的集熱場進出口介質(zhì)參數(shù)的變化影響，集熱場換熱效率變化不大。

3.2.2 光煤互補發(fā)電年累計性能隨機組容量的變化

分別計算不同容量機組不同Id對應的熱力性能，然后以時長在年內(nèi)進行累計計算，即可得到不同容量的光煤互補發(fā)電機組年內(nèi)累計性能。計算結果見表5。

表4 哈爾濱地區(qū)光煤互補發(fā)電性能隨機組容量的變化數(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)光煤互補發(fā)電年累計性能隨機組容量的變化數(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，隨著機組容量的增加，全年太陽能凈發(fā)電總量、全年集熱場吸收的太陽能總熱量、全年標煤節(jié)省量均呈增加趨勢；隨著機組容量的增加，全年太陽能熱電轉換效率趨于平穩(wěn)；4種容量機組的年平均發(fā)電標準煤耗率與表4中互補前機組煤耗率比較，均有所降低，且隨著機組容量的增加，煤耗率降低幅度增加。

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

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

圖4 哈爾濱地區(qū)光煤互補發(fā)電年累計污染物減排量及投資回收期隨機組容量的變化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，隨著燃煤機組容量的增加，各機組污染物減排量均呈現(xiàn)增加趨勢。與125 MW、200 MW、300 MW、600 MW機組出力對應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 語

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

進一步研究年內(nèi)或各月內(nèi)每一天的瞬時輻射強度變化規(guī)律，計算光煤互補發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能，即氣象-功率廣域時空關聯(lián)性，可完善三北地區(qū)光煤互補發(fā)電系統(tǒng)的設計評估和運行中發(fā)電量的中長期預測模型，更大程度上解決三北地區(qū)燃煤機組的節(jié)能降耗、污染物減排和太陽能資源利用問題。