王 婧，段立強(qiáng)，姜 越

(華北電力大學(xué) 能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206)

0 引 言

電力是煤炭消耗的主要行業(yè)，進(jìn)一步推進(jìn)燃煤發(fā)電機(jī)組節(jié)能降碳是實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的有效手段[1-3]。大容量高參數(shù)先進(jìn)超超臨界(Ultra-supercritical，USC)燃煤發(fā)電技術(shù)能顯著降低煤耗和污染物排放量，是提升煤電機(jī)組發(fā)電效率和減少污染物排放的主要技術(shù)途徑之一[4-7]。我國(guó)自行設(shè)計(jì)和建設(shè)的600 ℃/620 ℃/620 ℃超超臨界二次再熱燃煤電站已相繼投入運(yùn)行，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗達(dá)256 g/kWh(100% THA)[8-9]，達(dá)到國(guó)際領(lǐng)先水平。由于雙碳目標(biāo)約束，我國(guó)能源結(jié)構(gòu)將向綠色低碳方向快速轉(zhuǎn)型，太陽(yáng)能等清潔能源產(chǎn)業(yè)將不斷壯大。但以風(fēng)、光為主的新能源具有間歇性和波動(dòng)性特點(diǎn)，短時(shí)間內(nèi)難以實(shí)現(xiàn)大規(guī)模儲(chǔ)能，因此，發(fā)揮煤電的支撐性調(diào)節(jié)作用，吸納新能源，形成先進(jìn)高參數(shù)超超臨界燃煤機(jī)組與清潔能源、可再生能源多能互補(bǔ)低碳耦合的電源結(jié)構(gòu)是解決高效靈活供電和低碳發(fā)展的重要方向[1-3]。

目前關(guān)于600 ℃二次再熱超超臨界機(jī)組熱力系統(tǒng)優(yōu)化研究主要集中于機(jī)組本身的系統(tǒng)優(yōu)化，包括采用外置式蒸冷器(Outside Steam Cooler，OSC)、回?zé)崾狡啓C(jī)(Back Pressure Extraction Steam Turbine，BEST)降低回?zé)嵯到y(tǒng)過(guò)熱度[7-14]，采用機(jī)爐耦合方式實(shí)現(xiàn)能量梯級(jí)利用等[15-16]。一次再熱燃煤機(jī)組耦合太陽(yáng)能研究主要利用太陽(yáng)能加熱鍋爐給水、加熱鍋爐或汽輪機(jī)中部分蒸汽、利用太陽(yáng)能加熱鍋爐入口空氣溫度減少換熱溫差等方式[17-21]。龐力平等[16]對(duì)某1 000 MW USC機(jī)組提出采用塔式太陽(yáng)能加熱鍋爐過(guò)熱器出口部分高溫蒸汽，發(fā)電煤耗降低7.2 g/kWh。楊暉等[19]基于1 000 MW USC機(jī)組提出集成槽式、塔式太陽(yáng)能集熱方案，可節(jié)煤9 g/kWh (100% THA工況)。JIANG等[20]針對(duì)660 MW USC機(jī)組提出用塔式太陽(yáng)能加熱二次再熱機(jī)組鍋爐的一次再熱冷段加熱器前抽取的蒸汽，加熱后的蒸汽返回一次再熱熱段，實(shí)現(xiàn)較低品位太陽(yáng)能在燃煤機(jī)組鍋爐中的高品位利用。LI等[21]提出了一種太陽(yáng)能輔助燃煤發(fā)電系統(tǒng)，將太陽(yáng)能用于加熱鍋爐中壓缸排汽，燃煤電廠取代部分鍋爐的熱負(fù)荷再熱器。

1 1 000 MW二次再熱USC機(jī)組建模和熱力性能分析方法

1.1 1 000 MW二次再熱超超臨界燃煤基準(zhǔn)機(jī)組概況

以某國(guó)產(chǎn)1 000 MW等級(jí)600 ℃二次再熱超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組設(shè)計(jì)參數(shù)為基準(zhǔn)方案(方案1)，機(jī)組設(shè)計(jì)工況初參數(shù)為31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃，回?zé)嵯到y(tǒng)采用12級(jí)回?zé)峒訜崞鳎?級(jí)、5級(jí)抽汽出口加裝了2級(jí)前置式蒸汽冷卻器(OSCs)，機(jī)組的熱力系統(tǒng)流程如圖1所示(H1～H12分別為1～12級(jí)回?zé)峒訜崞鳎琒H1為低溫過(guò)熱器，SH2為高溫過(guò)熱器，RH1為再熱器冷段，RH2為再熱器，RH3為再熱器熱段)，機(jī)組參數(shù)見(jiàn)表1，煤的工業(yè)分析和元素分析見(jiàn)表2。方案1的發(fā)電煤耗為254.23 g/kWh(100% THA工況)，方案1機(jī)組發(fā)電煤耗低于文獻(xiàn)[8]中660 MW二次再熱機(jī)組和文獻(xiàn)[16]中1 000 MW二次再熱燃煤機(jī)組，這是由于方案1容量增大，同時(shí)采用12級(jí)回?zé)岢槠到y(tǒng)，機(jī)組參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化。

圖1 基準(zhǔn)機(jī)組的熱力系統(tǒng)Fig.1 Flowchart of scheme 1

表1 二次再熱基準(zhǔn)機(jī)組設(shè)計(jì)參數(shù)

表2 煤的工業(yè)分析和元素分析

1.2 機(jī)組建模與單耗分析理論

1.2.1 機(jī)組建模和仿真

采用Ebsilon Professional(EB)軟件對(duì)燃煤機(jī)組方案1進(jìn)行建模，方案1設(shè)計(jì)值與EB軟件模擬值對(duì)比見(jiàn)表3，可知模型對(duì)機(jī)組熱力系統(tǒng)模擬結(jié)果與設(shè)計(jì)參數(shù)誤差在允許范圍內(nèi)。

表3 方案1設(shè)計(jì)值與EB模擬值對(duì)比

續(xù)表

模型計(jì)算假設(shè)為：① 超高壓缸、高壓缸、中壓缸、低壓缸的壓損均為5%；② 抽汽管道壓降為5%、再熱系統(tǒng)壓降為8%、鍋爐給水壓降為1.5 MPa；③ 超高壓缸效率為91%、高壓缸效率為91%、中壓缸效率為94%、低壓缸效率為90.5%，主機(jī)發(fā)電機(jī)效率為99.00%，給水泵效率為86%(100% THA)；④ 機(jī)組發(fā)電量為1 000 MW。

1.2.2 塔式太陽(yáng)能模型

1)定日鏡場(chǎng)反射的太陽(yáng)能熱量為

Qhel=DNIAhelηhel，

(1)

式中，Qhel為定日鏡場(chǎng)反射的太陽(yáng)能熱量，W；Ahel為定日鏡場(chǎng)面積，m2；DNI為太陽(yáng)能法向直射強(qiáng)度，W/m2；ηhel為定日鏡場(chǎng)效率，%。

2)集熱器吸收的熱量為

Qrec=Qhelηref，

(2)

式中，Qrec為集熱器吸收的熱量，W；ηref為集熱器效率，%。

1.2.3 單耗分析理論

燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)際度電燃料單耗b為

(3)

機(jī)組各設(shè)備附加單耗為

(4)

燃煤機(jī)組發(fā)電效率η為

η=122.9/b。

(5)

1.2.4 機(jī)組系統(tǒng)熱效率

耦合太陽(yáng)能的燃煤機(jī)組系統(tǒng)熱效率ηc為

(6)

式中，Bf為系統(tǒng)給煤量，kg/s。

1.2.5 太陽(yáng)能加熱給水比例

太陽(yáng)能加熱給水比例Φ為

Φ=m1/m，

(7)

式中，m1為從除氧器出口抽取送到塔式太陽(yáng)能進(jìn)行加熱的給水流量，kg/s；m為除氧器出口總給水流量，kg/s。

2 太陽(yáng)能耦合1 000 MW二次再熱燃煤機(jī)組優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 熱力系統(tǒng)流程

600 ℃二次再熱燃煤機(jī)組耦合塔式太陽(yáng)能的優(yōu)化方案(方案2)熱力系統(tǒng)如圖2所示。本方案在二次再熱燃煤機(jī)組中引入塔式太陽(yáng)能加熱鍋爐給水，從除氧器出口抽取部分給水送到塔式太陽(yáng)能加熱。塔式太陽(yáng)能可將熔鹽工質(zhì)加熱至565 ℃，除氧器出口抽取的部分給水送入塔式太陽(yáng)能進(jìn)行加熱，然后送入鍋爐，在設(shè)計(jì)工況下除氧器出口給水從193 ℃加熱至350 ℃后送入鍋爐。該方案引入太陽(yáng)能熱源，將太陽(yáng)能耦合二次再熱燃煤機(jī)組，挖掘二次再熱機(jī)組的節(jié)能降碳潛力。耦合太陽(yáng)能后可替代部分高加抽汽，減少1～5級(jí)高加抽汽(紅線)，6～12級(jí)抽汽量略增加(黑線)。

圖2 方案2的熱力系統(tǒng)Fig.2 Flowchart of optimized scheme 2

2.2 熱力性能分析

方案2塔式太陽(yáng)能側(cè)在變工況和太陽(yáng)能加熱不同比例給水時(shí)的參數(shù)見(jiàn)表4。方案2與方案1機(jī)組在不同工況、不同Φ時(shí)發(fā)電煤耗對(duì)比見(jiàn)表5。方案2相比方案1節(jié)煤量對(duì)比如圖3所示?？梢钥闯龆卧贌崛济簷C(jī)組耦合太陽(yáng)能熱量后，顯著降低了方案1的發(fā)電煤耗；用塔式太陽(yáng)能加熱除氧器出口不同比例的給水，Φ越高，燃煤機(jī)組發(fā)電煤耗越低。如100% THA工況時(shí)，方案1的發(fā)電煤耗為254.23 g/kWh，Φ為10%、30%、50%、70%時(shí)，發(fā)電煤耗分別降低4.59、15.70、24.94和32.56 g/kWh，節(jié)煤效果明顯。在抽取相同比例給水情況下，隨負(fù)荷降低，節(jié)煤效果明顯，40%負(fù)荷時(shí)節(jié)煤量略有下降。

表4 方案2塔式太陽(yáng)能側(cè)參數(shù)

續(xù)表

表5 方案2與方案1機(jī)組發(fā)電煤耗對(duì)比

方案2與方案1碳減排量對(duì)比如圖4所示。由圖4可知,采用太陽(yáng)能后方案2機(jī)組碳排放量顯著減少。100% THA工況，Φ為10%、30%、50%、70%時(shí)，碳排放量分別降低12.70、43.50、69.10和90.28 g/kWh。

圖3 方案2相比方案1節(jié)煤量對(duì)比Fig.3 Comparison of coal saving between scheme 2 and scheme 1

圖4 方案2相比方案1碳減排量對(duì)比Fig.4 Comparison of carbon emission reductionsbetween scheme 2 and scheme 1

方案2相比方案1主蒸汽流量的減少量如圖5所示，可知方案2的主蒸汽流量相比方案1明顯減少，100% THA工況下變化最顯著，隨負(fù)荷降低，主蒸汽流量變化量逐漸減少。Φ為10%、30%、70%及100%時(shí)，方案2的主蒸汽流量分別降低17.32、80.03、427.74和559.84 t/h。這是由于采用太陽(yáng)能后，方案2中汽輪機(jī)側(cè)的抽汽量減少，在保持輸出功率不變的前提下，汽輪機(jī)中做功的蒸汽量減少，從而導(dǎo)致主蒸汽量減少。Φ越高，汽輪機(jī)的抽汽量越少，Φ為100%時(shí)，除氧器前5級(jí)回?zé)峒訜崞鞑辉購(gòu)钠啓C(jī)抽汽。

圖5 方案2相比方案1主蒸汽流量的減少量Fig.5 Reduction of main steam flow rate of scheme 2compared with scheme 1

方案2太陽(yáng)能換熱量占總輸出功率的比例如圖6所示，可知隨Φ提高，太陽(yáng)能換熱量占總輸出功率的比例升高，Φ為70%時(shí)，太陽(yáng)能換熱量占總輸出比例的28.61%，Φ為100%時(shí)，太陽(yáng)能換熱量占總輸出比例的37.95%。方案2在不同工況及不同Φ時(shí)機(jī)組的系統(tǒng)熱效率見(jiàn)表6，可知方案2在100% THA工況下的系統(tǒng)熱效率低于方案1，這是由于耦合太陽(yáng)能后，雖然新系統(tǒng)的發(fā)電煤耗降低，但機(jī)組系統(tǒng)總體效率略有降低，主要由于計(jì)算耦合系統(tǒng)熱效率時(shí)考慮了低品位太陽(yáng)能的輸入(式(6))，隨Φ增加，系統(tǒng)熱效率下降越明顯。但從降低碳排放量角度有積極意義。

圖6 方案2太陽(yáng)能換熱量的機(jī)組總輸出功率占比Fig.6 Ratio of solar energy to total output power of scheme 2

2.3 單耗分析

為研究機(jī)組各設(shè)備單元在不同工況下的熱力性能，采用單耗分析法對(duì)方案2和方案1在不同工況、不同設(shè)備單元的附加單耗進(jìn)行計(jì)算。方案1在變工況下各設(shè)備單元的附加單耗分布如圖7所示。由圖7可以看出，鍋爐的附加單耗占比最大，且隨負(fù)荷降低，增加明顯，100% THA工況時(shí)鍋爐附加單耗占總附加煤耗的80%以上，40% THA時(shí)占總附加煤耗的86%，其次是凝汽器、回?zé)峒訜崞?、低壓汽輪機(jī)等。

表6 不同方案系統(tǒng)熱效率

圖7 方案1的附加單耗分布Fig.7 Additional unit consumption distribution of scheme 1

在變負(fù)荷下不同Φ時(shí)，方案2相比方案1設(shè)備單元的附加單耗變化如圖8所示。由圖8可以看出，方案2中鍋爐、回?zé)峒訜崞骱屠淠鞯母郊訂魏木陀诜桨?，方案2增加了太陽(yáng)能設(shè)備，因此增加了太陽(yáng)能設(shè)備的附加單耗。隨Φ增加，方案2相比方案1鍋爐的附加單耗不斷降低，Φ為50%和100%時(shí)，鍋爐附加單耗分別降低了10.56和17.32 g/kWh。方案2相比方案1超高壓缸、高壓缸、中壓缸和低壓缸的附加單耗變化較小。方案2回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏谋确桨?降低，隨Φ的增加而不斷降低，這是由于方案2減少了從汽輪機(jī)抽取的回?zé)岢槠?，H1～H5回?zé)峒訜崞髦辛髁亢蛽Q熱量均有所下降。

圖8 方案2相比方案1在不同Φ時(shí)的附加單耗變化量Fig.8 Additional unit consumption change of scheme 2 with different Φ compared with scheme 1

方案2相比方案1汽輪機(jī)抽汽減少量(100% THA)如圖9所示，可知方案2減少了超高壓缸、高壓缸和中壓缸的抽汽量，低壓缸的抽汽量有所增加，隨Φ增加，抽汽量變化越明顯，Φ為10%時(shí)，降低超高壓缸抽汽6.56 t/h，降低高壓缸抽汽27.89 t/h，降低中壓缸抽汽13.19 t/h，增加低壓缸抽汽8.61 t/h；Φ為100%時(shí)，降低超高壓缸抽汽196.34 t/h，降低高壓缸抽汽418.83 t/h，降低中壓缸抽汽67.97 t/h，增加低壓缸抽汽9.07 t/h。

圖9 不同Φ時(shí)方案2相比方案1汽輪機(jī)抽汽的減少量Fig.9 Reduction of turbine extraction steam in scheme 2 withdifferent Φ compared to scheme 1

3 結(jié) 論

1)為降低二次再熱超超臨界機(jī)組碳排放量，提高可再生能源利用率，提出耦合塔式太陽(yáng)能加熱除氧器出口的部分鍋爐給水方案(方案2)。太陽(yáng)能熱量與燃煤機(jī)組集成后，可顯著降低發(fā)電煤耗和碳排放量。在100% THA工況下，方案2相比方案1，太陽(yáng)能加熱給水比例為10%、30%、50%、70%及100%時(shí)，耦合機(jī)組發(fā)電煤耗分別降低4.59、15.70、24.96、32.56及41.32 g/kWh；碳排放量分別降低12.70、43.50、69.10、90.28及114.50 g/kWh，節(jié)煤降碳效果明顯。

2)在保持相同出力的前提下，方案2與方案1相比，鍋爐中主蒸汽流量減少，超高壓缸、高壓缸和中壓缸的抽汽量明顯降低，低壓缸的抽汽量有所增加。隨太陽(yáng)能加熱給水比例的增加，方案2超高壓缸、高壓缸和中壓缸的抽汽量減少越多，太陽(yáng)能加熱給水比例為100%時(shí)，H1～H5不再?gòu)钠啓C(jī)抽汽。

3)方案2的鍋爐、回?zé)峒訜崞骱屠淠鞯母郊訂魏南啾确桨?均有所下降，方案2增加了太陽(yáng)能設(shè)備，太陽(yáng)能附加單耗高于方案1。隨太陽(yáng)能加熱給水比例增加，方案2鍋爐附加單耗不斷降低。方案2回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏南啾确桨?降低，并隨太陽(yáng)能加熱給水比例的增加而不斷降低。