太陽能耦合1 000 MW二次再熱超超臨界機組節(jié)能優(yōu)化設計

王 婧，段立強，姜 越

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院，北京 102206)

0 引 言

電力是煤炭消耗的主要行業(yè)，進一步推進燃煤發(fā)電機組節(jié)能降碳是實現(xiàn)雙碳目標的有效手段[1-3]。大容量高參數(shù)先進超超臨界(Ultra-supercritical，USC)燃煤發(fā)電技術能顯著降低煤耗和污染物排放量，是提升煤電機組發(fā)電效率和減少污染物排放的主要技術途徑之一[4-7]。我國自行設計和建設的600 ℃/620 ℃/620 ℃超超臨界二次再熱燃煤電站已相繼投入運行，發(fā)電標準煤耗達256 g/kWh(100% THA)[8-9]，達到國際領先水平。由于雙碳目標約束，我國能源結構將向綠色低碳方向快速轉型，太陽能等清潔能源產業(yè)將不斷壯大。但以風、光為主的新能源具有間歇性和波動性特點，短時間內難以實現(xiàn)大規(guī)模儲能，因此，發(fā)揮煤電的支撐性調節(jié)作用，吸納新能源，形成先進高參數(shù)超超臨界燃煤機組與清潔能源、可再生能源多能互補低碳耦合的電源結構是解決高效靈活供電和低碳發(fā)展的重要方向[1-3]。

目前關于600 ℃二次再熱超超臨界機組熱力系統(tǒng)優(yōu)化研究主要集中于機組本身的系統(tǒng)優(yōu)化，包括采用外置式蒸冷器(Outside Steam Cooler，OSC)、回熱式汽輪機(Back Pressure Extraction Steam Turbine，BEST)降低回熱系統(tǒng)過熱度[7-14]，采用機爐耦合方式實現(xiàn)能量梯級利用等[15-16]。一次再熱燃煤機組耦合太陽能研究主要利用太陽能加熱鍋爐給水、加熱鍋爐或汽輪機中部分蒸汽、利用太陽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]對某1 000 MW USC機組提出采用塔式太陽能加熱鍋爐過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機組提出集成槽式、塔式太陽能集熱方案，可節(jié)煤9 g/kWh (100% THA工況)。JIANG等[20]針對660 MW USC機組提出用塔式太陽能加熱二次再熱機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，實現(xiàn)較低品位太陽能在燃煤機組鍋爐中的高品位利用。LI等[21]提出了一種太陽能輔助燃煤發(fā)電系統(tǒng)，將太陽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荷再熱器。

1 1 000 MW二次再熱USC機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機組概況

以某國產1 000 MW等級600 ℃二次再熱超超臨界燃煤發(fā)電機組設計參數(shù)為基準方案(方案1)，機組設計工況初參數(shù)為31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃，回熱系統(tǒng)采用12級回熱加熱器，2級、5級抽汽出口加裝了2級前置式蒸汽冷卻器(OSCs)，機組的熱力系統(tǒng)流程如圖1所示(H1～H12分別為1～12級回熱加熱器，SH1為低溫過熱器，SH2為高溫過熱器，RH1為再熱器冷段，RH2為再熱器，RH3為再熱器熱段)，機組參數(shù)見表1，煤的工業(yè)分析和元素分析見表2。方案1的發(fā)電煤耗為254.23 g/kWh(100% THA工況)，方案1機組發(fā)電煤耗低于文獻[8]中660 MW二次再熱機組和文獻[16]中1 000 MW二次再熱燃煤機組，這是由于方案1容量增大，同時采用12級回熱抽汽系統(tǒng)，機組參數(shù)進一步優(yōu)化。

圖1 基準機組的熱力系統(tǒng)Fig.1 Flowchart of scheme 1

表1 二次再熱基準機組設計參數(shù)

表2 煤的工業(yè)分析和元素分析

1.2 機組建模與單耗分析理論

1.2.1 機組建模和仿真

采用Ebsilon Professional(EB)軟件對燃煤機組方案1進行建模，方案1設計值與EB軟件模擬值對比見表3，可知模型對機組熱力系統(tǒng)模擬結果與設計參數(shù)誤差在允許范圍內。

表3 方案1設計值與EB模擬值對比

續(xù)表

模型計算假設為：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%，主機發(fā)電機效率為99.00%，給水泵效率為86%(100% THA)；④ 機組發(fā)電量為1 000 MW。

1.2.2 塔式太陽能模型

1)定日鏡場反射的太陽能熱量為

Qhel=DNIAhelηhel，

(1)

式中，Qhel為定日鏡場反射的太陽能熱量，W；Ahel為定日鏡場面積，m2；DNI為太陽能法向直射強度，W/m2；ηhel為定日鏡場效率，%。

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)電機組實際度電燃料單耗b為

(3)

機組各設備附加單耗為

(4)

燃煤機組發(fā)電效率η為

η=122.9/b。

(5)

1.2.4 機組系統(tǒng)熱效率

耦合太陽能的燃煤機組系統(tǒng)熱效率ηc為

(6)

式中，Bf為系統(tǒng)給煤量，kg/s。

1.2.5 太陽能加熱給水比例

太陽能加熱給水比例Φ為

Φ=m1/m，

(7)

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

2 太陽能耦合1 000 MW二次再熱燃煤機組優(yōu)化設計

2.1 熱力系統(tǒng)流程

600 ℃二次再熱燃煤機組耦合塔式太陽能的優(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組中引入塔式太陽能加熱鍋爐給水，從除氧器出口抽取部分給水送到塔式太陽能加熱。塔式太陽能可將熔鹽工質加熱至565 ℃，除氧器出口抽取的部分給水送入塔式太陽能進行加熱，然后送入鍋爐，在設計工況下除氧器出口給水從193 ℃加熱至350 ℃后送入鍋爐。該方案引入太陽能熱源，將太陽能耦合二次再熱燃煤機組，挖掘二次再熱機組的節(jié)能降碳潛力。耦合太陽能后可替代部分高加抽汽，減少1～5級高加抽汽(紅線)，6～12級抽汽量略增加(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塔式太陽能側在變工況和太陽能加熱不同比例給水時的參數(shù)見表4。方案2與方案1機組在不同工況、不同Φ時發(fā)電煤耗對比見表5。方案2相比方案1節(jié)煤量對比如圖3所示。可以看出二次再熱燃煤機組耦合太陽能熱量后，顯著降低了方案1的發(fā)電煤耗；用塔式太陽能加熱除氧器出口不同比例的給水，Φ越高，燃煤機組發(fā)電煤耗越低。如100% THA工況時，方案1的發(fā)電煤耗為254.23 g/kWh，Φ為10%、30%、50%、70%時，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，隨負荷降低，節(jié)煤效果明顯，40%負荷時節(jié)煤量略有下降。

表4 方案2塔式太陽能側參數(shù)

續(xù)表

表5 方案2與方案1機組發(fā)電煤耗對比

方案2與方案1碳減排量對比如圖4所示。由圖4可知,采用太陽能后方案2機組碳排放量顯著減少。100% THA工況，Φ為10%、30%、50%、70%時，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，隨負荷降低，主蒸汽流量變化量逐漸減少。Φ為10%、30%、70%及100%時，方案2的主蒸汽流量分別降低17.32、80.03、427.74和559.84 t/h。這是由于采用太陽能后，方案2中汽輪機側的抽汽量減少，在保持輸出功率不變的前提下，汽輪機中做功的蒸汽量減少，從而導致主蒸汽量減少。Φ越高，汽輪機的抽汽量越少，Φ為100%時，除氧器前5級回熱加熱器不再從汽輪機抽汽。

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，太陽能換熱量占總輸出功率的比例升高，Φ為70%時，太陽能換熱量占總輸出比例的28.61%，Φ為100%時，太陽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時機組的系統(tǒng)熱效率見表6，可知方案2在100% THA工況下的系統(tǒng)熱效率低于方案1，這是由于耦合太陽能后，雖然新系統(tǒng)的發(fā)電煤耗降低，但機組系統(tǒng)總體效率略有降低，主要由于計算耦合系統(tǒng)熱效率時考慮了低品位太陽能的輸入(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太陽能換熱量的機組總輸出功率占比Fig.6 Ratio of solar energy to total output power of scheme 2

2.3 單耗分析

為研究機組各設備單元在不同工況下的熱力性能，采用單耗分析法對方案2和方案1在不同工況、不同設備單元的附加單耗進行計算。方案1在變工況下各設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，且隨負荷降低，增加明顯，100% THA工況時鍋爐附加單耗占總附加煤耗的80%以上，40% THA時占總附加煤耗的86%，其次是凝汽器、回熱加熱器、低壓汽輪機等。

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

在變負荷下不同Φ時，方案2相比方案1設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、回熱加熱器和冷凝器的附加單耗均低于方案1，方案2增加了太陽能設備，因此增加了太陽能設備的附加單耗。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，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回熱加熱器的附加單耗比方案1降低，隨Φ的增加而不斷降低，這是由于方案2減少了從汽輪機抽取的回熱抽汽量，H1～H5回熱加熱器中流量和換熱量均有所下降。

圖8 方案2相比方案1在不同Φ時的附加單耗變化量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，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，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時方案2相比方案1汽輪機抽汽的減少量Fig.9 Reduction of turbine extraction steam in scheme 2 withdifferent Φ compared to scheme 1

3 結 論

1)為降低二次再熱超超臨界機組碳排放量，提高可再生能源利用率，提出耦合塔式太陽能加熱除氧器出口的部分鍋爐給水方案(方案2)。太陽能熱量與燃煤機組集成后，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，太陽能加熱給水比例為10%、30%、50%、70%及100%時，耦合機組發(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，太陽能加熱給水比例為100%時，H1～H5不再從汽輪機抽汽。

3)方案2的鍋爐、回熱加熱器和冷凝器的附加單耗相比方案1均有所下降，方案2增加了太陽能設備，太陽能附加單耗高于方案1。隨太陽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回熱加熱器的附加單耗相比方案1降低，并隨太陽能加熱給水比例的增加而不斷降低。