三北地区光煤互补发电机组变工况性能研究

2021-02-28束继伟金宏达孟繁兵

黑龙江电力 2021年6期

刘伟，束继伟，金宏达，孟繁兵

(国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院，哈尔滨 150030)

0 引言

随着传统化石能源的逐渐枯竭及可再生能源的发展应用，中国能源系统的结构正在发生着巨大的变化[1-3]。中国三北地区，燃煤机组仍然是冬季供暖的主力，造成了大气和环境污染等诸多问题。另外，三北地区太阳能资源储量普遍丰富，但是开发利用不足。如何在解决太阳能本身受时间和空间的影响、无法保证大规模连续运行的同时，降低三北地区燃煤机组的煤耗和污染物排放，是值得研究的问题[4-5]。光煤互补发电是一种有助于解决单纯太阳能发电成本高和不能连续运行的问题，同时兼顾降低燃煤机组发电煤耗、减少污染物排放的有效方法[6-9]。现有文献对光煤互补发电的研究主要集中在结构设计、运行优化、集成模式研究、经济性分析等，对经济性研究大都以等效焓降理论为基础，忽略了太阳能引入后主、再蒸汽和热力系统参数的变化对经济性的影响，部分研究以Aspen Plus、EBSILON软件为基础，软件的模块化和黑箱结构导致无法了解内部推导过程[10-13]。

鉴于此，以热力学第一定律和热力系统变工况计算为基础，阐述槽式太阳能加热凝结水取代某段加热器抽汽的光煤互补发电机组性能计算方法，从同一机组、不同地区和同一地区、不同容量机组两个角度，对光煤互补发电机组的性能变化规律、节能减排效果和投资回收期进行研究。

1 光煤互补发电机组集成模型

光煤互补发电机组中，以槽式太阳能集热场加热燃煤机组凝结水泵来水，形成对应参数的蒸汽后，取代加热器抽汽，根据取代1～8段加热器抽汽的不同，有8种集成模型，集成模型的编号与取代某段加热器抽汽的编号相同。取代1段抽汽时的集成模型如图1所示。图中燃煤机组为300 MW亚临界压力双缸双排汽凝汽式机组。

图1 光煤互补发电集成模型Fig.1 Integrated model of light coal complementary power generation

2 光煤互补发电机组变工况计算

太阳能蒸汽取代某级加热器抽汽时，主蒸汽、再热蒸汽以及加热器进出口参数变化对机组性能的影响不能忽略。因此，以热力学第一定律为基础，根据“温度对口，能量梯级利用”为原则，利用迭代计算的方法进行变工况热力计算[14-17]，得到不同集成模型下不同工况的参数，来进一步研究抛物面槽式太阳能集热场和光煤互补发电机组的性能变化规律，计算流程如图2所示。

图2 光煤互补发电变工况计算流程图Fig.2 Flow chart of variable condition calculation of light coal complementary power generation

由图2可知，计算内容包括：

a.集成方式和汽轮机计算点工况选择；

b.互补前原燃煤机组的热力系统参数、各段抽汽系数、各段抽汽量、各级组通流量及性能参数；

c.光煤互补后热力系统参数、各段抽汽系数和集热场介质流量系数、各段抽汽量、各级组通流量的迭代计算；

d.光煤互补后变太阳能直射辐射强度Id等因素的变工况迭代计算；

e.对应工况下迭代计算完成后的光煤互补发电机组性能、污染物减排量和投资回收期计算。计算中用到的加热器热平衡方程、汽轮机热能转换为电能的热平衡方程、汽轮机通流部分物料平衡方程、汽轮机实际内功方程、汽轮机级组通流量计算式、汽轮机及其热系统计算点参数迭代方程组、集热器吸放热平衡方程以及性能参数计算式等，参考文献[8-9,17]。其中，集热场换热效率η计算如式(1)，太阳能热电转换效率ηse计算如式(2),集热场吸热量Qc和集热场面积A、集热场换热效率η关系如式(3)。

(1)

式中：ηopt为集热器光学效率，%；Kτa为入射角修正系数；Id为太阳能直射辐射强度，W/m2；υ为当地风速，m/s；Ta、Tsky分别为环境温度和大气温度，K；Tab为管内流体平均温度，K；ε入射角修正系数；a、b为热平衡系数， W/(m2·k)。

(2)

式中：Pe为机组发电功率，kW；D0光煤互补后机组新蒸汽量，t/h；ω0为光煤互补前新蒸汽比内功，kJ/kg；ηm、ηg分别为机械效率和发电机效率；Pm为再热器吸热量增加对应燃煤的发电量，kW；Ds为集热场介质流量，kg/s；ha、hb分别为集热场进、出口介质焓，kJ/kg。

Qc=Ds×(hb-ha)=A×Id×η×10-3

(3)

式中：Qc为集热场吸热量，kJ/kg；A为集热场面积，m2。

3 光煤互补发电机组性能计算

文中“同一机组”指的是汽轮机型号为N300-16.65/537/537的300 MW容量发电机组；“不同地区”指的是哈尔滨、呼和浩特和拉萨3个地区；“同一地区”指的是哈尔滨地区；“不同容量机组”指的是125 MW、200 MW、300 MW、600 MW等4种容量机组，汽轮机型号分别为N125-135/550/550、N200-130/535/535、N300-16.65/537/537、N600-165/535/535，汽轮机基础工况参数参考文献[14,17]。哈尔滨、呼和浩特、拉萨3个地区太阳能瞬时直射辐射强度和年内时长分布数据见表1。哈尔滨、呼和浩特、拉萨3个地区选取最大Id作为设计值，分别为700 W/m2、900 W/m2、950 W/m2。

表1 哈尔滨、呼和浩特、拉萨地区直射辐射强度和时长年内分布数据Table 1 Distribution data of direct radiation intensity and duration during the year in Harbin, Hohhot and Lhasa

性能研究过程中限定的边界条件包括：

a.锅炉效率、管道效率、机械效率和发电机效率不随机组光煤互补前后的工况变化而变化；

b.机组全年发电小时数均取5 500 h，机组的负荷计算点均为100%负荷；

c.计算以一段抽汽被来自集热场的蒸汽全部取代为基础；

d.集热器换热效率计算中的集热器光学效率、入射角修正系数、天空温度、环境温度、热平衡系数、当地风速和吸收管发射率在不同地区时均假定相同；

e.光煤互补发电机组运行方式为“功率不变型”。

3.1 300 MW光煤互补发电机组在不同地区的性能计算结果及分析

对同一台机组全部取代不同段抽汽而言，全部取代1段抽汽的光煤互补发电煤耗节省量最大[5]。因此，同一台机组在哈尔滨、呼和浩特和拉萨3个地区开展光煤互补发电性能比较时，仍然以全部取代1段抽汽的集成模型为基础来进行比较。

3.1.1 机组性能随地域变化

当集成模型、取代份额、机组和工况确定，且在限定的边界条件下，ha、hb、Ds可以通过机组热力系统变工况迭代计算确定，即引入机组的有效热量Qc是确定的，对机组的热耗率和煤耗率影响也就确定。由式(3)可知，由于不同地区太阳能资源不同，Id设计值不同，集热场换热效率η和集热场面积A也就不同。计算结果见表2。

由表2数据可知，在100%取代1段抽汽，集热场换热效率计算参数除Id外均相同的情况下，随着哈尔滨、呼和浩特、拉萨3个地区太阳能直射辐射强度设计值的不同，同一300 MW光煤互补发电机组热耗率均降低512.97 kJ/(kW·h)、发电标准煤耗率均降低19.55 g/(kW·h)、全厂效率均提高2.72%；随着3个地区太阳能直射辐射强度的不同，集热场换热效率呈增加趋势，集热场面积呈降低趋势。

3.1.2 机组年累计性能随地域的变化

根据不同地区、不同Id对应的热力性能和时长，在年内进行累计计算，即可得到不同地区的光煤互补发电机组年内累计性能数据。计算结果见表3。

表2 300 MW光煤互补发电机组性能随地域的变化数据Table 2 Variation data of 300 MW light coal complementary generator unit performance with region

表3 300 MW光煤互补发电机组年累计性能随地域的变化数据Table 3 Variation data of annual cumulative performance of 300 MW light coal complementary generator units with regions

由表3数据可知，当300 MW光煤互补发电机组取代1段抽汽、取代份额随着Id降低变化、各地区集热场面积不变、集热场换热效率计算参数除Id外均相同的情况下，随着哈尔滨、呼和浩特、拉萨3个地区直射辐射强度和时长年内分布数据的不同，全年累计太阳能净发电总量分别为3.41×107kW·h、3.31×107kW·h、4.66×107kW·h，全年累计集热场吸收太阳能总热量分别为1.16×108kW·h、1.12×108kW·h、1.56×108kW·h，全年累计发电标煤节省总量分别为8 620.62 t、8 378.48 t、11 799.77 t，年平均太阳能热电转换效率分别为29.31%、29.53%、29.88%，年平均发电标准煤耗率分别为301.92 g/(kW·h)、302.08 g/(kW·h)、300.01 g/(kW·h)。

3.1.3 机组年累计污染物减排量及回收期随地域的变化

300 MW光煤互补发电机组年内累计污染物减排量的计算是将3.1.2中的全年发电标准煤节省总量与1 t标准煤对应氮氧化物、二氧化碳、二氧化硫、烟气和粉尘排放量的乘积得到的；静态投资回收期计算是利用初期一次性总投资除以年利润得到的。其中1 t标准煤对应氮氧化物、二氧化碳、二氧化硫、烟气和粉尘的排放量分别选择为0.006 0 t、2.126 7 t、0.004 1 t、9.909 4 t、0.000 2 t；太阳能并网电价、燃煤并网电价、环保补贴、标煤价、槽式太阳能装置单价、集热场占地单价分别选为3.4元、0.4元、0.015元、770元/t、2000元/m2、3000元/m2。计算结果如图3所示。

图3 300 MW光煤互补发电机组年累计污染物减排量及回收期随地域的变化Fig.3 Variation of annual cumulative pollutant emission reduction and recovery period of 300 MW light coal complementary generator unit with region

由图3可知，当取代1段抽汽、取代份额随着Id降低变化、各地区集热场面积不变、集热场换热效率计算参数除Id外均相同的情况下，300 MW光煤互补发电机组随着哈尔滨、呼和浩特、拉萨3个地区太阳能资源的不同，全年氮氧化物减排量分别为51.72 t、50.27 t、70.80 t，全年二氧化硫减排量分别为35.34 t、34.35 t、48.38 t，全年粉尘减排量分别为1.72 t、1.68 t、2.36 t，全年二氧化碳减排量分别为1.83×104t、1.78×104t、2.51×104t，全年烟气减排量分别为8.54×104t、8.30×104t、1.17×105t；随着哈尔滨、呼和浩特、拉萨3个地区太阳能资源的不同，3个地区投资回收期分别为5.55年、4.40年、2.96年，投资回收期呈降低趋势。

3.2 哈尔滨地区不同容量光煤互补发电机组的性能计算结果及分析

在哈尔滨地区开展不同容量机组的光煤互补发电性能研究时，不同容量机组均以全部取代1段抽汽为计算起点，来进行比较。

3.2.1 光煤互补发电性能随机组容量的变化

由于机组容量不同，ha、hb、Ds不同，由式(1)、(3)可知，集热场换热效率η和集热场面积A也不同。计算结果见表4。

由表4数据可知，当同一地区、不同容量机组均100%取代1段抽汽且集热场换热效率计算用参数除Tab外均相同的情况下，随着机组容量的增加，引入机组的太阳能热量增加，由于Id设计值相同，所以集热场面积增加；不同容量的光煤互补发电机组相对于原燃煤发电机组而言，热耗率和煤耗率均有降低，全厂效率均有提高。对应125 MW、200 MW、300 MW、600 MW 4种容量光煤互补发电机组热耗率分别降低140.07 kJ/(kW·h)、338.42 kJ/(kW·h)、512.97 kJ/(kW·h)、556.87 kJ/(kW·h)，发电标准煤耗率分别降低5.49 g/(kW·h)、12.79 g/(kW·h)、19.54 g/(kW·h)、20.64 g/(kW·h)，全厂效率分别提高0.67%、1.67%、2.72%、2.95%；受不同容量机组的集热场进出口介质参数的变化影响，集热场换热效率变化不大。

3.2.2 光煤互补发电年累计性能随机组容量的变化

分别计算不同容量机组不同Id对应的热力性能，然后以时长在年内进行累计计算，即可得到不同容量的光煤互补发电机组年内累计性能。计算结果见表5。

表4 哈尔滨地区光煤互补发电性能随机组容量的变化数据Table 4 Variation data of random group capacity of light coal complementary power generation performance in Harbin

表5 哈尔滨地区光煤互补发电年累计性能随机组容量的变化数据Table 5 Variation data of annual cumulative performance random group capacity of light coal complementary power generation in Harbin

由表5数据可知，随着机组容量的增加，全年太阳能净发电总量、全年集热场吸收的太阳能总热量、全年标煤节省量均呈增加趋势；随着机组容量的增加，全年太阳能热电转换效率趋于平稳；4种容量机组的年平均发电标准煤耗率与表4中互补前机组煤耗率比较，均有所降低，且随着机组容量的增加，煤耗率降低幅度增加。

3.2.3 光煤互补发电机组年累计污染物减排量及投资回收期随机组容量的变化

哈尔滨地区不同容量的光煤互补发电机组年累计污染物减排量及静态投资回收期计算结果如图4所示。

图4 哈尔滨地区光煤互补发电年累计污染物减排量及投资回收期随机组容量的变化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

由图4可知，随着燃煤机组容量的增加，各机组污染物减排量均呈现增加趋势。与125 MW、200 MW、300 MW、600 MW机组出力对应的全年氮氧化物减排量分别为6.53 t、24.01 t、51.72 t、117.34 t，全年二氧化硫减排量分别为4.46 t、16.41 t、35.34 t、80.18 t，全年粉尘减排量分别为0.22 t、0.80 t、1.72 t、3.91 t，全年二氧化碳减排量分别为2.32×103t、8.51×103t、1.83×104t、4.16×104t，全年烟气减排量分别为1.08×103t、3.97×103t、8.54×103t、1.94×103t，投资回收期为5.496 8年、5.534 8年、5.553 6年、4.826 1年。