太阳能辅助燃煤发电系统的优化设计

陈海平，于鑫玮，安连锁，冯 蕾，鲁光武

(1.华北电力大学国家火力发电工程技术研究中心，北京 102206;2.华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北 保定 071003)

0 引言

我国电力生产主要以火力发电为主，火电厂作为主要的耗煤大户节能意义重大。由于单纯的太阳能热发电系统投资很大［1］，其中蓄热装置成本约占23%，系统复杂导致运行稳定性差。因此太阳能辅助燃煤热发电作为一种新兴可再生能源利用方式广泛受到关注［2～5］，它不仅能实现火电机组更深层次节能之要求，而且缓解化石燃料紧张，为实现火电厂节能减排以及太阳能规模化应用提供了方向。

在传统的抛物面槽式太阳能集热系统与燃煤机组集成设计当中，太阳能集热系统采用汽水分离器进行汽水分离，系统中有蒸发设计，这必将导致集热系统的预热段会经过单相流到汽液两相流的转变，传热效果会恶化，如对流速控制不当，管内流体会出现分层现象，换热效率大大降低，管内热应力发生变化，甚至会出现爆管现象，严重影响集热系统的正常运行。鉴于此，本文对传统的抛物槽式太阳能集热系统［6，7］进行优化设计，将扩容蒸发器引入到太阳能集热系统中去代替汽水分离器，控制扩容蒸发器的压力，扩容蒸发器中产生的温度较高的疏水不再是经再循环泵回到集热系统入口，而是经过疏水泵输送到机组给水系统中去，这便可保证预热段或者过热段仅为工质水或汽的单相流动，从而消除两相流区带来的传热隐患，本文将探讨最优集成方案以及分析扩容蒸发器中疏水最佳回水位置及其规律，以期为太阳能辅助燃煤热发电系统的实施以及火电厂节能降耗提供科学依据。

1 太阳能集热系统优化设计

本文对太阳能采集系统的设计定温度运行，定出口温度运行就是当太阳辐射强度发生变化时，通过调节管内流量的变化来控制集热器出口温度，使得集热器出口温度无论在任何情况下皆处于设计值。使得集热器出口蒸汽参数达到火电机组热力系统蒸汽参数的要求，进而代替汽轮机抽汽，从而达到节煤减排的目的。

对太阳能集热系统的设计重点考虑两方面:首先，考虑到传统集热系统预热段会产生汽液两相流状态，传热效果恶化［8］，因此本文设计的集热系统是对传统集热系统做局部改造，保证在集热系统的预热段工质为水的单相流动，控制预热段出口处的工质水温度小于或等于相应压力下的饱和水温度，然后再经过扩容蒸发器进行扩容蒸发，产生相应压力的蒸汽，再经过集热系统的过热段进行加热，最后达到机组热力系统要求的相应参数后被送到火电厂热力系统中。

其次，针对太阳辐射不稳定性的特点，计算出在不同太阳辐射强度下，相应的集热系统工质流量变化的控制量，以达到集热器出口蒸汽压力温度不变的目的。基于以上两点集热系统的设计简图如图1所示。

图1 新型抛物面槽式太阳能集热系统Fig.1 New parabolic trough solar collection system

2 太阳能辅助燃煤发电系统

2.1 集成系统模型的构建

将新型太阳能集热系统与300 MW燃煤机组进行集成分析，太阳能集热系统过热段出口蒸汽分别依次引进第1段到第8段抽汽中去，扩容蒸发器中疏水通过疏水泵输送到燃煤机组主给水或者疏水管路中去。前4种方案集热系统预热段进口工质皆引自给水泵出口的水，经集热系统后使得其过热段出口蒸汽参数与燃煤机组的第1段到第4段抽汽参数相同，分别取代各段抽汽，图2为取代第3段抽汽时的太阳能辅助燃煤热发电集成系统示意图;后4种方案集热系统预热段进口工质皆引自凝结水泵出口的水，经集热系统后使其过热段出口蒸汽参数与燃煤机组的第5段到第8段抽汽参数相同，分别取代各段抽汽，图3为取代第5段抽汽时的太阳能辅助燃煤热发电集成系统示意图。

本文采用N300－16.67/537/537型亚临界双缸双排汽机组进行集成分析，新型太阳能集热系统预热段不产生两相流以及过热段出口蒸汽参数与各段抽汽参数相同。集热系统入口工质压力参数设为10 MPa，工质经预热段加热后，要想使太阳能集热系统的预热段不产生两相流，在预热段长度的选择上只要保证1天中最大辐射强度下(设为900 W/m2)预热段不产生蒸汽既可，即保证预热段出口工质参数刚好达到或小于10 MPa下饱和水温度为311℃，焓值hin=1 408.041 kJ/kg。由于预热段管内传热工质为单相流，因此沿途产生的压损很小可忽略不计［9］，并且能够满足工程上允许的误差。系统以处在最大幅射强度时过热段出口蒸汽量刚好完全取代各段抽汽为基准工况，当太阳辐射强度变化时，通过控制管内工质流量来保证出口蒸汽参数不变来设计集成系统。集热系统预热段流量Gin的计算式。

式中:Gin为扩容蒸发器进口水质量流量，kg/h;Gfgr为过热段出口蒸汽质量流量，kg/h;hfgr为过热段对应压力下饱和水蒸气的焓值，kJ/kg;hfyr为扩容蒸发器压力下的饱和水的焓值，kJ/kg。

图2 给水泵出口引出经太阳能集热系统进入第3段抽汽系统示意图Fig.2 Diagram of feed pump water through the solar energy collection into the third stage extraction steam system

图3 凝结水泵出口引出经太阳能集热系统进入第5段抽汽系统示意图Fig.3 Diagram of condensate pump water through the solar energy collection into the fifth stage extraction steam system

由于预热段或过热段管内处于单相流状态，因此可以用简化模型计算在基准工况下的集热系统预热段或过热段长度。

式中:L为预热段或过热段长度，m;G为管内工质质量流量，kg/s;Id为设计太阳辐射强度，W/m2;W为集热系统反射镜开口宽度，m;Δh为集热管内传热工质的焓增，kJ/kg;ηd为集热系统在设计辐射强度下的热效率;ηgl为集热系统管路效率，取93%。

对上述简化模型进行验证:将文献［10］各个实验参数代入式(2)中得到对应参数下的集热管长度L为127.63 m，与国外实际实验结果［10］误差仅为3%，完全满足工程6%的误差需要。在基准工况下，太阳辐射强度为900 W/m2，此时太阳能集热系统的集热效率为70.35%，给水泵出口水温度为173.9℃，焓值为746.8 kJ/kg。集热系统出口蒸汽流量刚好完全取代各段抽汽，则通过式(1)和(2)求出不同方案下集热系统的预热段和过热段长度，进而求出集热场面积，各个方案下集热器场的布置如表1所示。

式中:Am为集热器场面积;Lyr为预热段长度;Lgr为过热段长度;θ为富裕量，工程上取值一般在1.1～1.5之间，本文取1.14。

2.2 变工况运行下集热系统流量控制

由于太阳辐射强度随时间不断变化，因此在集热系统固定之后，要想得到固定不变的出口蒸汽参数，只有在当太阳辐射强度变化时相应的调整集热系统内工质流量。由于预热段出口工质压力温度为定值，因此只要对预热段流量以及扩容蒸发器的压力或水汽比控制好，便可控制过热段蒸汽的流量。

表1 各个方案下集热器场的布置Tab.1 Layout of collector field in each scheme

式中:Gt为不同太阳辐射强度下过热段出口蒸汽流量，t/h;It为太阳辐射强度，W/m2;ηt为不同太阳辐射强度下集热器热效率。

将对应的瞬时太阳辐射强度下的各参数代入(4)中，经计算可以得到变工况运行下集热系统流量控制参数，表2示出了燃煤机组额定功率运行时不同太阳能辐射下集热系统过热段出口蒸汽流量控制参数。

表2 在变工况运行下集热系统出口蒸汽流量Tab.2 Outlet steam flow of solar collection system in varied condition operation

3 集成系统热经济性分析

3.1 额定工况下热经济性分析

燃煤机组额定工况下回热加热系统汽水参数如表3所示。

依据表3数据，在额定工况下机组新蒸汽等效焓降［11，12］、循环吸热量、汽轮机组绝对内效率计算结果分别为

式中:h0为主蒸汽焓;σ为再热吸热量;hc为排汽焓;τi为i号加热器的给水焓升;η0 i为i段抽汽的抽汽效率;∑Π为各种附加成分(包括给水泵、门杆漏汽以及轴封漏汽)作功损失之和。

式中:αzr为再热蒸汽份额;hgs为主给水焓;τp为给水泵功。

新型太阳能集热系统进口工质引自燃煤机组给水泵或凝结水泵出口，给水泵或者凝结水泵出口水出系统属于带工质热量离开系统新蒸汽等效焓降变化量计算公式为

式中:αin为进入太阳能集热系统水的份额;hwc为凝结水泵出口凝结水焓;hbs为凝汽器补水焓。

太阳能集热系统过热段出口蒸汽进入机组再热前抽汽段(包括第1段、2段抽汽以及再热冷段蒸汽)以及再热后抽汽段新蒸汽等效焓降增加计算公式分别为

式中:αfgr为太阳能集热系统过热段出口蒸汽份额; hout为过热段出口蒸汽焓;hi为i段抽汽焓值。

表3 机组额定工况下回热加热系统汽水参数Tab.3 Parameters of steam and water of regenerative heating system at rated condition

太阳能集热系统扩容蒸发器中疏水从机组i号加热器主给水或凝结水管路出口汇入系统以及从机组i号加热器疏水管路出口汇入系统新蒸汽等效焓降增加计算公式分别为

式中:αfyr为扩容蒸发器中疏水份额;hwi为i号加热器出口给水焓;hdi为i号加热器出口疏水焓。

由此可得，新型太阳能集热系统的引入引起机组总的新蒸汽等效焓降变化量为

太阳能集热系统过热段出口蒸汽进入机组再热前抽汽段以及再热后抽汽段所引起的循环吸热量变化量分别为

因此集成系统汽轮机组绝对内效率为

评价新型抛物面槽式太阳能集热系统的优劣引用两个新的热经济性指标即太阳能热电转化率和投资节煤比，太阳能热电转换率［13］反映的是抛物槽式太阳能集热系统产生的热量转化成相应电量的能力，太阳能热电转化率越高，说明槽式太阳能集热系统的效率越高，其表达式如式(14)所示;投资节煤比间接地反映投资回收期的大小，投资节煤比越大，说明槽式太阳能集热系统投资回收年限越短，其表达式如式(15)所示。因此，评价集成系统各个方案的优劣，应综合考虑这两个指标。经计算整理得到不同集成方案下热经济性指标如表4所示。

式中:ηhe为太阳能热电转换率;Δh1为太阳能集热系统预热段工质水的焓增;Δh2为太阳能集热系统过热段工质水蒸汽的焓增;ηm为汽轮机机械效率，;ηg为发电机效率。

式中:cs为抛物槽式太阳能集热器单位面积成本［14］，根据参考文献［14］取值为 320$/m2;为标煤耗率绝对变化量，g/kW·h。

表4 额定工况下各个集成方案系统热经济性指标Tab.4 Thermo－economic indicators of each scheme at rated condition

3.2 机组其它工况下热经济性分析

在75%额定工况下机组新蒸汽等效焓降、循环吸热量、汽轮机组绝对内效率计算结果分别为

H0=1 261.73 kJ/kg，Q0=2 774.45 kJ/kg，η0=0.454 77;在50%额定工况下其计算结果分别为:H0=1 234.35 kJ/kg，Q0=2 847.90 kJ/kg，η0=0.433 42。表5、表6分别给出了机组在75%以及50%额定工况下不同集成方案下系统热经济性变化情况。

从表4～6可以看出，各集成方案中取代高参数蒸汽段的抽汽得到的新系统的标煤耗率较低，与文献［9］得出的结论相吻合，这也是传统太阳能集热系统设计的依据［9，15，16］，往往用太阳能集热系统出口蒸汽取代1段抽汽来设计，但取代高参数抽汽段蒸汽的太阳能热电转化率并不是最高的，取代3抽和取代4抽时集成方案的太阳能热电转化率相对较高。这是因为新型太阳能集热系统预热段不产生两相流，系统蒸汽在扩容蒸发器中产生，由扩容蒸发器的压力来控制蒸汽量的多少，由于第1段抽汽压力比较高，在扩容蒸发器中压降比较小，因此经扩容蒸发后产生的蒸汽量比较少。而第3，4段抽汽为再热后蒸汽焓值比较高，且压力比较低，在扩容蒸发器中产生的蒸汽量较多，使得集热系统的效用较大，因此太阳能集热系统与燃煤机组第3，4段抽汽系统集成方案较好。考虑到火电厂额定工况运行时间较长，机组额定工况下取代3抽方案时的投资节煤比明显高于取代4抽，而且除取代4抽方案以外，扩容蒸发器中疏水汇入机组主给水管路对应回热加热器出口热经济性优于汇入机组疏水管路，因此新型太阳能集热系统过热段出口蒸汽取代3抽，扩容蒸发器中疏水从燃煤机组主给水管路3号加热器出口汇入系统方案最优。

表5 额定工况下各个集成方案系统热经济性指标Tab.5 Thermo－economic indicators of each scheme at 75%rated condition

表6 50%额定工况下各个集成方案系统热经济性指标Tab.6 Thermo－economic indicators of each scheme at 50%rated condition

4 结论

(1)本文在充分考虑了集热管内工质动态传热特性的基础上提出了新型抛物面槽式太阳能集热系统，通过扩容蒸发器的合理布置以及管路的局部调整使得该集热系统预热段工质始终处于单相流状态，避免了两相流带来传热效果的恶化，系统运行安全性以及稳定性得到了保证，并分析了各个集成方案在不同辐射强下集热系统工质流量的控制方法。

(2)分别对机组三种不同工况下各个集成方案的热经济性进行了详细分析计算，优化设计后的新型太阳能集热系统同传统太阳能集热系统不同，并不是取代1段抽汽经济性最好，新型集热系统在与300 MW机组进行集成时，取代3抽集成方案最优，而且扩容蒸发器中疏水的最佳回水位置是燃煤机组主给水管路对应的3号高加给水出口。

(3)新型太阳能集热系统预热段进口水引入点位置的不同以及扩容蒸发器中疏水汇入点位置的不同皆会使集成系统热经济性有很明显的变化，预热段进口水引入点为燃煤机组给水泵出口时集成系统的热经济性明显优于预热段进口水引入点为凝结水泵的情况;除取代4段抽汽方案以外，扩容蒸发器中疏水汇入机组主给水管路时集成系统的热经济性优于汇入疏水管路。

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