引言单纯的太阳能热发电系统存在热电转换效率低、随天气变化输出功率波动较大等问题，现阶段电站的光热发电效率大概在14%~17%（光学效率80%左右、光热效率60%左右、汽轮机效率30%左右）。太阳能燃气蒸汽联合循环发电系统可以在一定程度上解决该问题，优化发电站并网［1-2］。1模型简介太阳能燃气-蒸汽联合循环系统包括燃气轮机子系统、余热锅炉子系统、汽轮机子系统和太阳能集热子系统。在燃气轮机子系统中，经过压气机压缩的空气进入燃气轮机燃烧室与天然气混合，在燃烧室内燃烧产生高温高压气体在透平中膨胀做功。在余热锅炉子系统中，锅炉给水经低压给水泵升压后进入低压省煤器，在低压省煤器出口水中，分成3股工质，其中1股经低压蒸发器加热蒸发后变成饱和蒸汽，最后在低压过热器中继续升温变为过热蒸汽，进入汽轮机低压缸进行膨胀做功；第2股低压省煤器出口水经高压给水泵加压后依次流入高压省煤器、高压蒸发器、高压过热器中，在此过程吸热由过冷水转为过热蒸汽，最后进入高压缸做功；第3股从低压省煤器出口后直接流入太阳能集热系统。在太阳能子系统中，凝汽器出口水和低压省煤器出口水作为太阳能给水，进入太阳能集热器吸热，生成高压饱和蒸汽与余热锅炉高压饱和蒸汽混合后再进入高压过热器吸热，成为过热蒸汽，最终进入汽轮机高压缸膨胀做功，排汽排入凝汽器［3］。本研究提出了3种方案进行研究对比。方案一：进入太阳能集热场的工质水来自凝汽器出口水；方案二：进入太阳能集热场的工质水来自低压省煤器出口水；方案三：进入太阳能集热场的工质水一部分来自低压省煤器出口水，一部分来自凝结器出口水，进口水量比例分配由排烟出口的温度控制器调控。燃气轮机采用GE公司生产的PG9171E型燃气轮机，发电机采用QFW-135-2型无刷励磁空冷同步发电机，燃机及发电机采用GE公司MAK VIE系统控制。燃气轮机模拟采用Ebsilon软件中的106号组件，该组件包含该PG9171E型燃气轮机特性曲线，可直接进行变工况模拟。余热锅炉参数来源于Q1193.7/544.7-192.3（35.6）-5.84（0.43）/521（217）型双压锅炉设计数据；余热锅炉采用双压无再热自然循环锅炉，采用内置除氧系统。2联合循环集成研究由于太阳能燃气-蒸汽联合循环变工况情况复杂，本研究将布雷顿循环与朗肯循环简化成理想情况，利用Ebsilon软件对系统建模及计算分析，利用OriginPro软件对数据作图，讨论太阳能-燃气集成规模和集成方式对ISCC系统性能的影响，综合对比得出较优案。ISCC系统建模如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.009.F001图1ISCC系统模型2.1太阳能集成方式对排烟温度的影响太阳能集成规模和集成方式变化时，太阳能联合循环系统中余热锅炉热平衡发生了变化，影响余热锅炉排烟温度Tgs。低压省煤器换热过程的热平衡方程为：ML-SM(hSMin-hSMout)=Mgas(hgas-hgasout)式中：ML-SM——低压省煤器水流量；hSMin——低压省煤器入口水比焓；Mgas——烟气流量；hgas、hgasout——分别为低压省煤器入口及出口焓值。不同太阳能集成热量Qabs下，Tgs的变化情况如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.009.F002图2不同太阳能集成热量Qabs下，Tgs的变化情况方案一：太阳能蒸发装置的水来自凝结水，随着Qabs的增加，太阳能蒸发器所需要的水分逐渐增多，从而导致ML-SM降低，Mgas恒定，Tgs逐渐升高。方案二：太阳能蒸发装置的水来自低压省煤器出口，随着Qabs的增加，太阳能蒸发器从低压省煤器出口抽取的水分增多。为提供抽取部分水，导致ML-SM增加，hgasout减小，Tgs逐渐降低。方案三：太阳能蒸发装置的水一部分来自凝结水，一部分来自低压省煤器出口。温度控制器设定最低Tgs为80 ℃，由图2可知，Tgs高于80 ℃的区间内，Tgs变化趋势与方案二一致。此时，太阳能蒸发用水全部来自低压省煤器出口；随着Qabs的增大，Tgs维持在80 ℃的情况下，此时太阳能蒸发用水由凝结水和低压省煤器出口水提供，由余热锅炉尾部的温度控制器控制并稳定Tgs，自适应控制给水比例。综合分析可知，方案三具有更明显的优势，既避免了Tgs过高，出现浪费能源的现象；同时也避免了锅炉尾部受热面出现低温腐蚀，实现了节能，延长了锅炉的使用寿命。2.2太阳能集成规模对系统变工况下排烟温度的影响本研究以方案三为研究对象，研究系统中Qabs和系统总功率PISCC变化时，余热锅炉Tgs、ISCC系统热效率ηISCC的变化，利用OriginPro软件对数据进行分析。太阳能集成规模和系统输出功率发生变化时，系统内换热平衡发生变化，导致Tgs的变化。Qabs、PISCC变化时，余热锅炉尾部Tgs的变化情况如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.009.F003图3余热锅炉尾部Tgs的变化情况随着Qabs的增大和PISCC的降低，Tgs呈现先减小后恒定的趋势。在太阳能集成规模一定的情况下，随着PISCC的减小，烟气温度整体呈现先降低后恒定的趋势。在PISCC一定的情况下，随着太阳能集成规模的增高，Tgs呈先降低后恒定的趋势。当系统没有太阳能输入时，PISCC由195 MW变化为97 MW（50%负荷）时，余热锅炉Tgs由95 ℃变化到87 ℃，排烟能量还存在利用的空间。随着太阳能集成规模的增大，排烟中的能量得到更充分的利用。当PISCC由195 MW变化为97 MW（50%负荷）时，余热锅炉Tgs降至80℃，Qabs逐渐降低，由35 MW（对应的太阳能集成功率约为12 MW）降至15 MW（对应太阳能集成功率约为5.5 MW）。由此可见，负荷越低时，完全吸收余热锅炉排烟能量所需要的太阳能集成规模就越小。2.3太阳能集成规模对系统变工况下系统性能的影响太阳能集成规模和系统输出功率发生变化时，输入系统的能量和能量利用率发生改变，系统燃料份额与ηISCC即发生变化。太阳能集成规模对系统变工况下系统性能的影响如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.009.F004图4太阳能集成规模对系统变工况下系统性能的影响由图4可知，随着Qabs的增加以及PISCC的升高，ηISCC逐渐升高。在Qabs的一定的情况下，随着PISCC的降低，ηISCC逐渐降低；在PISCC一定的情况下，ηISCC随Qabs的增大而增大。在Qabs高于74 MW、PISCC在97 MW的情况下，燃气轮机负荷低于30%，无工作特性线，燃机无法正常运行。3结语本研究针对槽式太阳能直接蒸发系统（DSG）与带有双压无再热的余热锅炉联合循环系统与耦合的太阳能联合循环系统，在限制条件一定的情况下，探讨 ISCC 系统的集成方式与变工况系统性能。（1）ISCC系统中凝结水与低压省煤器出口水共同作为太阳能集热场给水的耦合方式，拥有合理的排烟温度以及较高的系统热效率，能够实现能源的较高效利用。（2）太阳能集成规模的增大使ISCC系统中工质蒸汽流量增加，对燃气轮机排烟的余热吸收更充分；当系统总功率由195 MW变化为97 MW（50%负荷）时，余热锅炉排烟温度降至80 ℃，对应的太阳能集成热量逐渐降低，由35 MW降至15 MW。因此一般太阳能集成规模在15~35 MW时，系统排烟温度可有效控制在80 ℃，实现对能源的充分利用。