马敬凯 李朝雄
华北电力大学数理系 保定 071003
摘要：太阳能热互补燃气蒸汽联合循环系统（ISCC）系统具有增大系统发电量、降低污染物和CO2的排放优势。本文分别利用Aspen Plus软件建立燃机型号为PG9351的燃气蒸汽联合循环电站和利用Ebsilon Professional商业软件建立槽式太阳能DSG太阳能集热镜场模型，对槽式太阳能与余热锅炉受热面可能的互补集成方案进行研究，探寻其互补集成机理。
关键字：槽式太阳能，余热锅炉，互补集成，太阳能发电量
1引言
独立太阳能热发电系统存在着太阳能发电效率低以及由于具有储热系统导致的投资大等问题，将太阳能集成在燃气蒸汽联合循环中组成的集成发电系统（ISCC）,不仅可以解决太阳能辐射波动、不稳定的问题，而且取消了蓄热系统，降低了太阳能热发电成本，成为当前研究的热点[1]。世界范围内，这种互补集成发电系统目前已有伊朗的Yazd项目、埃及的Kuraymat 项目、美国的MartinNext Generation Solar Energy Center项目和摩洛哥的AinBenimathar项目等成功投入运行[2]。Giovanni manente 研究了功率390MW的三压再热联合循环系统[3]，发现对系统不做改动的前提下，太阳能的最大发电量为19MWe。Kelly et al研究得到将太阳能热量转化为电能的最有效的方式是从最后一级省煤器抽出给水，将其通往槽式太阳能镜场进行蒸发后再返回余热锅炉进行过热[4]。李元媛等人在温度对口、能量匹配的原则下针对双压余热锅炉提出了双级DSG的技术，对其进行热力学和经济性分析以及参数的优化[5]。目前槽式太阳能替代余热锅炉受热面互补集成研究主要集中于替代余热锅炉单个受热面，对槽式太阳能替代多个余热锅炉受热面的研究较少，因此本文主要研究槽式太阳能替代单段、双段、三段和四段余热锅炉换热面互补集成系统。
2.系统介绍
2.1 燃气蒸汽联合循环介绍
本文中燃气蒸汽联合循环中燃机选用PG9351型燃气轮机，压气机为压比为15.4的18级轴流式压气机，设计工况下空气入口流量为623.7kg/s。余热锅炉为三压再热式，给水经低压给水泵加压后进入LPE，压力为0.4MPa,LPE出口工质分成三部分，其中一部分进入LPB后变成饱和蒸汽，最终在过热器LPS中吸热变成过热蒸汽并与IT出口工质混合通入LT，做功后的蒸汽流入冷凝器。第二股工质进入中压给水泵，出口压力为2.4MPa,依次流过IPE、IPB、IPS，完成过冷水到饱和水、饱和蒸汽、过热蒸汽的转化过程，最终和HT出口工质混合进入RH1、RH2，工质再热后流向IT。第三股工质进入高压给水泵，出口压力为9.99MPa,然后依次流过HPE1、HPE2、HPB、SH1、SH2后，吸收烟气热量变成过热蒸汽，排入HT中。额定工况下凝汽背压为5kPa，主蒸汽/再热蒸汽温度为540.8℃/542.8℃。
其中， SH1：高压过热器1；SH2：高压过热器2；HPB：高压过热器；HPE2：高压蒸发器2；HPE1：高压蒸发器1；RH1：再热器1；RH2：再热器2；IPS：中压过热器；IPB：中压蒸发器；IPE：中压省煤器；LPS：低压过热器；LPB：低压蒸发器；LPE:低压省煤器；HT：高压透平； IT：中压透平；LT：低压透平。
2.2 槽式太阳能集热器介绍
集热器采用ET-150型集热器，此集热器曾应用于德国宇航中心(DLR)）的DSG太阳能集热场，经DISS(direct solar steam)试验验证，认为模型设计合理。
3 太阳能替代余热锅炉不同段数受热面集成系统性能分析
利用槽式太阳能替代余热锅炉受热面，选用银川地区夏至日为850W/m2时天气条件作为设计点。此设计点下太阳能情况如表1所示。设计原则是在原来余热锅炉的基础上，保持高中低压给水压力不变，即它们的饱和温度保持定值；由于为了减少余热锅炉内热负荷波动，提升系统运行安全性，保持余热锅炉内热端温差、节点温差和接近点温差为定值，这些目标的实现是通过调整各个压力段的给水质量来实现；太阳能的引入各个换热面末端换热温差大于8℃；同时考虑到烟气的低温腐蚀，设定余热锅炉排烟温度最低为80℃。
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3.1 槽式太阳能替代单段余热锅炉受热面
利用槽式太阳能DSG集热系统替代不同余热锅炉受热面，首先考虑单段替代，由于在IPS、LPS、IPE换热面内，给水与烟气换热量小，完全替代这些受热面时集成系统发电量增加很少，故单段集成时不考虑对IPS、LPS、IPE换热面的替代。槽式太阳能DSG技术不能满足SH2、RH2受热面的温度需求，不能够将蒸汽加热到500℃以上，考虑槽式太阳能对SH2、RH2受热面的替代。研究槽式太阳能分别替代RH1, SH1、HPB、HPE2、IPB、HPE1、LPB换热面下系统性能。
图1为槽式太阳能DSG集热系统替代单段不同余热锅炉受热面时系统运行结果，太阳能发电量在3.51 MW 到 16.87 MW之间。太阳能单独替代SH1、RH1和HPB受热面时，排烟温度的限制导致槽式太阳能只能部分替代SH1、RH1和HPB受热面。最大的太阳能发电量和最高的太阳能光电转换效率在槽式太阳能单独替代HPB系统中取得，分别为16.87MW和30.4%。为了保证各个换热面末端的换热温差高于8℃，槽式太阳能部分替代HPE2和HPE1受热面。单独替代IPB、LPB时，集成系统能够不受排烟温度和换热温差的影响，能够分别完全替代IPB、LPB受热面；随着输入的太阳能热量的品味降低，太阳能热电转换效率也在降低，完全替代LPB受热面时，太阳能的热电转换效率最低，为24.3%，此时太阳能发电量为3.51MW,吸收太阳能热量为19.79MW。
考虑太阳能侧的影响，当替代不同余热锅炉受热面时，槽式太阳能DSG集热系统集热管内流体温度不同导致不同的热损失，则不同替代方案下太阳能集热效率不同。由图2可知，太阳能单独替代RH1时，由于集热管内蒸汽温度高，热损失大，此时太阳能的集热效率最低，为57.7%；替代低压蒸发器时，集热管内温度较低，热损失小，此时太阳能的集热效率最高，为69.7%。通过热电转换效率和太阳能镜场集热效率，可以得到替代不同受热面时的光电转换效率，槽式太阳能DSG集热系统替代高压蒸发器时，系统有着最大的光电转换效率30.4%,替代HPE1时集成系统的光电转换效率最小，为16.75%，远远小于替代高压蒸发器时太阳能的光电转换效率。可以得出单段替代下槽式太阳能替代部分高压蒸发器替代方案最佳。
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图2 替代单段不同余热锅炉受热面时太阳能效率
3.2槽式太阳能替代两段余热锅炉受热面
通过以上分析得到单段替代时，替代HPB方案时有最大的热电转换效率和光电转换效率，两段替代时，为了追求较高的热电转换效率和光电转换效率，两段替代方案设定为一段用槽式太阳能DSG集热系统替代HPB，另一段利用槽式太阳能DSG集热系统替代其余单个受热面，则共有HPB+SH1、HPB+RH1、 HPB+HPE2、 HPB+HPE1、 HPB+IPB、 HPB+LPB和HPB+LPE这7种替代方案，给水能够连续HPB+HPS、HPB+HPE2受热面，替代这两个受热面时，只需在给水进入HPB、HPE2受热面前抽水即可，抽水量由计算所得。由于给水不能够连续通过HPB+RH、HPB+HPE1、HPB+IPB、HPB+LPB、HPB+LPE受热面，而不同的抽取比例对应不同的结果，选定输入到RH、HPE1、IPB、LPB、LPE的太阳能总辐射量与输入到HPE2的太阳能辐射量一致，来比较不同替代方案下的镜场效率。保持给水压力以及节点温差、接近点温差和热端温差不变，排烟温度最低为80℃。
图3、图4为替代两段余热锅炉受热面方案下太阳能极限发电量和其光电转换效率和热电转换效率。在替代HPB+SH1、HPB+RH1、 HPB+HPE2、 HPB+HPE1、 HPB+IPB、 HPB+LPB和HPB+LPE受热面这7种集成方案中，太阳能极限发电量受限于排烟温度。替代高压蒸发器的集热系统输入的太阳能热量和替代另一受热面的集热系统输入的太阳能热量构成了总的太阳能输入热量，计算得输入到高压省煤器2的总辐射为12337.5 kW，则选定输入到RH1、HPE1、IPB、LPB、LPE太阳能总辐射也为12337.5 kW。从图可得知，太阳能发电量介于13.11MW和48.99MW，分别在HPB+LPB和HPB+LPE处取得；替代 HPB+RH1方案中，替代RH1的太阳能热电转换效率较高，能够取得29.72%的光电转换效率，不过仍低于单独替代HPB时太阳能光电效率。替代HPB+HPE1受热面时，系统的光电转化效率最小，效率为26.92%。
排烟温度的影响限制了太阳能发电量的进一步增大，在HPB+LPE方案中，槽式太阳能集热系统替代部分LPE后，减轻了排烟温度对集成系统影响，导致从HPE2中流出的给水中抽取更多给水进入槽式太阳能集热系统进行蒸发。当输入到替代部分LPE受热面的槽式太阳能集热系统的太阳能总辐射为12337.5 kW时，则从进入LPE受热面的给水中抽取质量流量为18.69kg/s的给水进入槽式太阳能集热系统加热，同时从HPE2抽取的给水进入槽式太阳能集热系统蒸发的质量流量会由之前的26.4Kg/s升高到75.49 kg/s，太阳能发电量由之前的16.87MW增大至48.99MW,此方案下太阳能发电量远远高于单独替代HPB方案下太阳能发电量，其光电转换效率为28.22%。二段替代下太阳能替代HPB+LPE能够大大增加太阳能发电量，此方案为二段替代下最佳方案。
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图4 替代两段不同余热锅炉受热面时太阳能效率
3.3槽式太阳能替代三段余热锅炉受热面
利用槽式太阳能集热系统替代三个余热锅炉受热面，若取代三个给水不是连续经过的受热面，每一个受热面都可以有不同取代份额，从而给取代量的选择和控制带来一定问题，使余热锅炉内部热负荷波动过大，三级替代时考虑利用槽式太阳能系统取代给水连续通过的三个受热面，通过以上分析可得替代高温受热面时系统热电效率和光电效率较高，研究HPE1+HPE2+HPB、 HPE2+HPB+SH1、IPB+IPS+RH1这三种替代方案。保持给水压力以及节点温差、接近点温差和热端温差不变，排烟温度最低为80℃。
由图5、图6为三段替代下互补集成系统运行结果，三段替代时，由于输入太阳能热量品位较高，替代HPE2+HPB+SH1受热面方案取得最大的太阳能极限发电量以及热电转换效率，从HPE1的给水抽取14.78kg/s的给水进入槽式太阳能系统中进行预热、蒸发和过热，吸收太阳能总热量为34.46MW,太阳能发电量为15.67MW,热电转换效率为45.47%；替代IPB+IPS+RH1受热面方案下，由于输入太阳能品位较低，其太阳能极限发电量以及热电转换效率最小，分别为11.61MW和38.36%。将槽式太阳能镜场集热效率考虑在内，最大的光电效率和最小的光电效率分别在HPE2+HPB+SH1和PB+IPS+RH1取得，分别为28.76%和25.27%，HPE1+HPE2+SH1系统下太阳能光电效率介于两者之间，为27.15%。则得到三级替代下槽式太阳能替代HPE2+HPB+SH1受热面时方案最佳。
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图6 替代三段不同余热锅炉受热面时太阳能效率
3.4槽式太阳能替代四段余热锅炉受热面
与替代三个余热锅炉受热面类似，四段替代时，同样利用槽式太阳能集热系统替代给水连续通过的四个受热面，集成高温段处太阳能输入品位高，集成系统有更高地热电转换效率，研究替代HPE1+HPE2+HPB+SH1、IPE+IPB+IPS+RH1受热面这两种方案，同样保持保持给水压力以及节点温差、接近点温差和热端温差不变，排烟温度最低为80℃。
四段替代时，有图7和图8可知，替代HPE1+HPE2+HPB+SH1受热面方案取得最大的太阳能发电量以及更大的热电转换效率和光电转换效率，从高压泵出口抽取12.26kg/s的给水进入槽式太阳能系统中进行预热、蒸发和过热，吸收太阳能总热量为32.75MW,太阳能发电量为14.01MW,光电转换效率分别为27%，与三段替代的HPE2+HPB+HPS方案相比，替代HPE1的低品位热源的加入使得集成系统的发电量和发电效率有了一定的下降。IPE+IPB+IPS+RH由于输入太阳能品味较低，太阳能极限发电量只有10.76MW,热电转换效率和光电转换效率分别为36.63%和24.2%。
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图8 替代四段不同余热锅炉受热面时太阳能效率
4.结语
本文研究了槽式DSG太阳能系统与带有三压再热余热锅炉的燃气蒸汽联合循环的耦合，首先研究了替代单段、两段、三段和四段余热锅炉受热面的集成系统，得到替代不同段数受热面下的最优方案。然后分别从热效率和?效率详细比较了各个最优集成方案，具体结论如下：
（1）槽式DSG太阳能系统替代单段、两段、三段和四段余热锅炉受热面时最优集成方案为替代HPB、HPB+LPE、HPE2+HPB+SH1、HPE1+HPE2+HPB+SH1受热面。
（2）槽式DSG太阳能系统替代HPB+LPE两段受热面时，缓解了排烟温度限制，当替代LPE受热面的太阳能系统接收太阳能总辐射为12337.5 kW时，太阳能发电量最大，为48.99MW。最大的光电转换效率在单独替代HPB受热面集成系统取得，光电转换效率为30.4%。
参考文献：
[1]. 林汝谋, 韩巍, 金红光,等. 太阳能互补的联合循环(ISCC)发电系统[J]. 燃气轮机技术, 2013(02):1-15.
[2]A Baghernejad, M Yaghoubi, Exergy analysis of an integrated solar combined cycle system [J]. Renewable Energy, 2010; 35:2157-2164.
[3]Giovanni Manente. High performance integrated solar combined cycles with minimum modifications to the combined cycle power plant design. Energy Conversion and Management, 111 (2016) 186–197.
[4]Mario Amelio. An evaluation of the performance of an integrated solar combined cycle plant provided with air-linear parabolic collectors. Energy, 69 (2014) 742-748.
[5]Yuanyuan Li, Yongping Yang. Thermodynamic analysis of a novel integrated solar combined cycle [J]. Applied Energy, 2014, 122:133-142.