太阳能耦合1 000 MW二次再热超超临界机组节能优化设计

王 婧，段立强，姜 越

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206)

0 引 言

电力是煤炭消耗的主要行业，进一步推进燃煤发电机组节能降碳是实现双碳目标的有效手段[1-3]。大容量高参数先进超超临界(Ultra-supercritical，USC)燃煤发电技术能显著降低煤耗和污染物排放量，是提升煤电机组发电效率和减少污染物排放的主要技术途径之一[4-7]。我国自行设计和建设的600 ℃/620 ℃/620 ℃超超临界二次再热燃煤电站已相继投入运行，发电标准煤耗达256 g/kWh(100% THA)[8-9]，达到国际领先水平。由于双碳目标约束，我国能源结构将向绿色低碳方向快速转型，太阳能等清洁能源产业将不断壮大。但以风、光为主的新能源具有间歇性和波动性特点，短时间内难以实现大规模储能，因此，发挥煤电的支撑性调节作用，吸纳新能源，形成先进高参数超超临界燃煤机组与清洁能源、可再生能源多能互补低碳耦合的电源结构是解决高效灵活供电和低碳发展的重要方向[1-3]。

目前关于600 ℃二次再热超超临界机组热力系统优化研究主要集中于机组本身的系统优化，包括采用外置式蒸冷器(Outside Steam Cooler，OSC)、回热式汽轮机(Back Pressure Extraction Steam Turbine，BEST)降低回热系统过热度[7-14]，采用机炉耦合方式实现能量梯级利用等[15-16]。一次再热燃煤机组耦合太阳能研究主要利用太阳能加热锅炉给水、加热锅炉或汽轮机中部分蒸汽、利用太阳能加热锅炉入口空气温度减少换热温差等方式[17-21]。庞力平等[16]对某1 000 MW USC机组提出采用塔式太阳能加热锅炉过热器出口部分高温蒸汽，发电煤耗降低7.2 g/kWh。杨晖等[19]基于1 000 MW USC机组提出集成槽式、塔式太阳能集热方案，可节煤9 g/kWh (100% THA工况)。JIANG等[20]针对660 MW USC机组提出用塔式太阳能加热二次再热机组锅炉的一次再热冷段加热器前抽取的蒸汽，加热后的蒸汽返回一次再热热段，实现较低品位太阳能在燃煤机组锅炉中的高品位利用。LI等[21]提出了一种太阳能辅助燃煤发电系统，将太阳能用于加热锅炉中压缸排汽，燃煤电厂取代部分锅炉的热负荷再热器。

1 1 000 MW二次再热USC机组建模和热力性能分析方法

1.1 1 000 MW二次再热超超临界燃煤基准机组概况

以某国产1 000 MW等级600 ℃二次再热超超临界燃煤发电机组设计参数为基准方案(方案1)，机组设计工况初参数为31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃，回热系统采用12级回热加热器，2级、5级抽汽出口加装了2级前置式蒸汽冷却器(OSCs)，机组的热力系统流程如图1所示(H1～H12分别为1～12级回热加热器，SH1为低温过热器，SH2为高温过热器，RH1为再热器冷段，RH2为再热器，RH3为再热器热段)，机组参数见表1，煤的工业分析和元素分析见表2。方案1的发电煤耗为254.23 g/kWh(100% THA工况)，方案1机组发电煤耗低于文献[8]中660 MW二次再热机组和文献[16]中1 000 MW二次再热燃煤机组，这是由于方案1容量增大，同时采用12级回热抽汽系统，机组参数进一步优化。

图1 基准机组的热力系统Fig.1 Flowchart of scheme 1

表1 二次再热基准机组设计参数

表2 煤的工业分析和元素分析

1.2 机组建模与单耗分析理论

1.2.1 机组建模和仿真

采用Ebsilon Professional(EB)软件对燃煤机组方案1进行建模，方案1设计值与EB软件模拟值对比见表3，可知模型对机组热力系统模拟结果与设计参数误差在允许范围内。

表3 方案1设计值与EB模拟值对比

续表

模型计算假设为：① 超高压缸、高压缸、中压缸、低压缸的压损均为5%；② 抽汽管道压降为5%、再热系统压降为8%、锅炉给水压降为1.5 MPa；③ 超高压缸效率为91%、高压缸效率为91%、中压缸效率为94%、低压缸效率为90.5%，主机发电机效率为99.00%，给水泵效率为86%(100% THA)；④ 机组发电量为1 000 MW。

1.2.2 塔式太阳能模型

1)定日镜场反射的太阳能热量为

Qhel=DNIAhelηhel，

(1)

式中，Qhel为定日镜场反射的太阳能热量，W；Ahel为定日镜场面积，m2；DNI为太阳能法向直射强度，W/m2；ηhel为定日镜场效率，%。

2)集热器吸收的热量为

Qrec=Qhelηref，

(2)

式中，Qrec为集热器吸收的热量，W；ηref为集热器效率，%。

1.2.3 单耗分析理论

燃煤发电机组实际度电燃料单耗b为

(3)

机组各设备附加单耗为

(4)

燃煤机组发电效率η为

η=122.9/b。

(5)

1.2.4 机组系统热效率

耦合太阳能的燃煤机组系统热效率ηc为

(6)

式中，Bf为系统给煤量，kg/s。

1.2.5 太阳能加热给水比例

太阳能加热给水比例Φ为

Φ=m1/m，

(7)

式中，m1为从除氧器出口抽取送到塔式太阳能进行加热的给水流量，kg/s；m为除氧器出口总给水流量，kg/s。

2 太阳能耦合1 000 MW二次再热燃煤机组优化设计

2.1 热力系统流程

600 ℃二次再热燃煤机组耦合塔式太阳能的优化方案(方案2)热力系统如图2所示。本方案在二次再热燃煤机组中引入塔式太阳能加热锅炉给水，从除氧器出口抽取部分给水送到塔式太阳能加热。塔式太阳能可将熔盐工质加热至565 ℃，除氧器出口抽取的部分给水送入塔式太阳能进行加热，然后送入锅炉，在设计工况下除氧器出口给水从193 ℃加热至350 ℃后送入锅炉。该方案引入太阳能热源，将太阳能耦合二次再热燃煤机组，挖掘二次再热机组的节能降碳潜力。耦合太阳能后可替代部分高加抽汽，减少1～5级高加抽汽(红线)，6～12级抽汽量略增加(黑线)。

图2 方案2的热力系统Fig.2 Flowchart of optimized scheme 2

2.2 热力性能分析

方案2塔式太阳能侧在变工况和太阳能加热不同比例给水时的参数见表4。方案2与方案1机组在不同工况、不同Φ时发电煤耗对比见表5。方案2相比方案1节煤量对比如图3所示。可以看出二次再热燃煤机组耦合太阳能热量后，显著降低了方案1的发电煤耗；用塔式太阳能加热除氧器出口不同比例的给水，Φ越高，燃煤机组发电煤耗越低。如100% THA工况时，方案1的发电煤耗为254.23 g/kWh，Φ为10%、30%、50%、70%时，发电煤耗分别降低4.59、15.70、24.94和32.56 g/kWh，节煤效果明显。在抽取相同比例给水情况下，随负荷降低，节煤效果明显，40%负荷时节煤量略有下降。

表4 方案2塔式太阳能侧参数

续表

表5 方案2与方案1机组发电煤耗对比

方案2与方案1碳减排量对比如图4所示。由图4可知,采用太阳能后方案2机组碳排放量显著减少。100% THA工况，Φ为10%、30%、50%、70%时，碳排放量分别降低12.70、43.50、69.10和90.28 g/kWh。

图3 方案2相比方案1节煤量对比Fig.3 Comparison of coal saving between scheme 2 and scheme 1

图4 方案2相比方案1碳减排量对比Fig.4 Comparison of carbon emission reductionsbetween scheme 2 and scheme 1

方案2相比方案1主蒸汽流量的减少量如图5所示，可知方案2的主蒸汽流量相比方案1明显减少，100% THA工况下变化最显著，随负荷降低，主蒸汽流量变化量逐渐减少。Φ为10%、30%、70%及100%时，方案2的主蒸汽流量分别降低17.32、80.03、427.74和559.84 t/h。这是由于采用太阳能后，方案2中汽轮机侧的抽汽量减少，在保持输出功率不变的前提下，汽轮机中做功的蒸汽量减少，从而导致主蒸汽量减少。Φ越高，汽轮机的抽汽量越少，Φ为100%时，除氧器前5级回热加热器不再从汽轮机抽汽。

图5 方案2相比方案1主蒸汽流量的减少量Fig.5 Reduction of main steam flow rate of scheme 2compared with scheme 1

方案2太阳能换热量占总输出功率的比例如图6所示，可知随Φ提高，太阳能换热量占总输出功率的比例升高，Φ为70%时，太阳能换热量占总输出比例的28.61%，Φ为100%时，太阳能换热量占总输出比例的37.95%。方案2在不同工况及不同Φ时机组的系统热效率见表6，可知方案2在100% THA工况下的系统热效率低于方案1，这是由于耦合太阳能后，虽然新系统的发电煤耗降低，但机组系统总体效率略有降低，主要由于计算耦合系统热效率时考虑了低品位太阳能的输入(式(6))，随Φ增加，系统热效率下降越明显。但从降低碳排放量角度有积极意义。

图6 方案2太阳能换热量的机组总输出功率占比Fig.6 Ratio of solar energy to total output power of scheme 2

2.3 单耗分析

为研究机组各设备单元在不同工况下的热力性能，采用单耗分析法对方案2和方案1在不同工况、不同设备单元的附加单耗进行计算。方案1在变工况下各设备单元的附加单耗分布如图7所示。由图7可以看出，锅炉的附加单耗占比最大，且随负荷降低，增加明显，100% THA工况时锅炉附加单耗占总附加煤耗的80%以上，40% THA时占总附加煤耗的86%，其次是凝汽器、回热加热器、低压汽轮机等。

表6 不同方案系统热效率

图7 方案1的附加单耗分布Fig.7 Additional unit consumption distribution of scheme 1

在变负荷下不同Φ时，方案2相比方案1设备单元的附加单耗变化如图8所示。由图8可以看出，方案2中锅炉、回热加热器和冷凝器的附加单耗均低于方案1，方案2增加了太阳能设备，因此增加了太阳能设备的附加单耗。随Φ增加，方案2相比方案1锅炉的附加单耗不断降低，Φ为50%和100%时，锅炉附加单耗分别降低了10.56和17.32 g/kWh。方案2相比方案1超高压缸、高压缸、中压缸和低压缸的附加单耗变化较小。方案2回热加热器的附加单耗比方案1降低，随Φ的增加而不断降低，这是由于方案2减少了从汽轮机抽取的回热抽汽量，H1～H5回热加热器中流量和换热量均有所下降。

图8 方案2相比方案1在不同Φ时的附加单耗变化量Fig.8 Additional unit consumption change of scheme 2 with different Φ compared with scheme 1

方案2相比方案1汽轮机抽汽减少量(100% THA)如图9所示，可知方案2减少了超高压缸、高压缸和中压缸的抽汽量，低压缸的抽汽量有所增加，随Φ增加，抽汽量变化越明显，Φ为10%时，降低超高压缸抽汽6.56 t/h，降低高压缸抽汽27.89 t/h，降低中压缸抽汽13.19 t/h，增加低压缸抽汽8.61 t/h；Φ为100%时，降低超高压缸抽汽196.34 t/h，降低高压缸抽汽418.83 t/h，降低中压缸抽汽67.97 t/h，增加低压缸抽汽9.07 t/h。

图9 不同Φ时方案2相比方案1汽轮机抽汽的减少量Fig.9 Reduction of turbine extraction steam in scheme 2 withdifferent Φ compared to scheme 1

3 结 论

1)为降低二次再热超超临界机组碳排放量，提高可再生能源利用率，提出耦合塔式太阳能加热除氧器出口的部分锅炉给水方案(方案2)。太阳能热量与燃煤机组集成后，可显著降低发电煤耗和碳排放量。在100% THA工况下，方案2相比方案1，太阳能加热给水比例为10%、30%、50%、70%及100%时，耦合机组发电煤耗分别降低4.59、15.70、24.96、32.56及41.32 g/kWh；碳排放量分别降低12.70、43.50、69.10、90.28及114.50 g/kWh，节煤降碳效果明显。

2)在保持相同出力的前提下，方案2与方案1相比，锅炉中主蒸汽流量减少，超高压缸、高压缸和中压缸的抽汽量明显降低，低压缸的抽汽量有所增加。随太阳能加热给水比例的增加，方案2超高压缸、高压缸和中压缸的抽汽量减少越多，太阳能加热给水比例为100%时，H1～H5不再从汽轮机抽汽。

3)方案2的锅炉、回热加热器和冷凝器的附加单耗相比方案1均有所下降，方案2增加了太阳能设备，太阳能附加单耗高于方案1。随太阳能加热给水比例增加，方案2锅炉附加单耗不断降低。方案2回热加热器的附加单耗相比方案1降低，并随太阳能加热给水比例的增加而不断降低。