在我国提出双碳目标的背景下[1]，太阳能发电比例逐年递增，然而太阳能发电具有间歇性和随机性的特点，单纯的光热电站发电成本很高，而太阳能辅助燃煤发电因具有调峰性能优良、成本较低的优点备受关注[2]．Adibhatla等[3]以太阳能辅助500 MW亚临界燃煤机组为研究对象，发现将太阳能热引入到常规燃煤机组可以大幅降低太阳能热发电成本并提高光电转换效率．在非设计工况下，负荷越低光电转换效率的峰值越低[4]．不同的集成方案的光电转换效率不同[5-7]．不同的运行(功率增大与燃料节省)模式下SAPG(太阳能辅助燃煤)系统的光电转换效率也稍有不同[8]．此外，SAPG系统的动态运行的安全性和动态响应也会影响SAPG系统的光电转换效率，太阳能场出口温度恒定，SAPG系统能安全运行，且响应速度更快，光电转换效率更高[9-10]．目前的研究主要集中在太阳能辅助常规燃煤机组方面，对于太阳能辅助供热机组的研究较少．在中国北方地区，许多机组承担着冬季供暖的任务[10]，因此，本课题组选取太阳能辅助600 MW超临界供热机组作为研究对象，提出了两种太阳能与该机组的耦合方案，并对供热季节中两种太阳能耦合方案的热力学性能进行对比分析．此外，提出了一种考虑有效DNI(太阳法向直接辐照度)的方法，制定了供热季的优化运行策略．1 太阳能辅助供热机组系统1.1　集热场SAPG系统采用槽式太阳能集热场，其中油水换热器中油和水的平均温差为10 ℃．集热场运行模式采用定出口温度运行模式，供热季选取山东全年平均直接辐照度为设计值，选取1月10日9时的太阳入射角29.4°，跟踪方式为水平南北跟踪．槽式太阳能集热场设计点下的相关参数[8]：槽式集热器LS-2，导热油HERMINOLVP-1，模块规格5 m×47.1 m，DNI为640 W/m2，环境温度为2.1℃，太阳入射角为29.4°，太阳倍数为1.0，跟踪方式水平南北跟踪，集热场面积为67.824×102 m2．1.2　供热季太阳能辅助供热机组的耦合方案选取山东省一台容量为600 MW的超临界供热机组作为研究对象．机组的汽轮机型号为C600/315-24.2/0.5/566/566，是由哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、单轴、三缸、四排汽、一次中间再热、单抽供热汽轮机．最大连续出力为638.8 MW，额定出力为600 MW．汽轮机配有八级非调整回热抽气功能，并且额定转速为3 000 r/min．供热季太阳能辅助燃煤机组示意图如图1所示．设计了两种太阳能辅助供热机组的耦合方案．表1为原供热机组的主要参数．10.13245/j.hust.250040.F001图1供热季太阳能辅助燃煤机组示意图10.13245/j.hust.250040.T001表1供热机组的主要参数项目热耗率验收工况额定抽气工况发电功率/MW600.0541.3主汽压力/MPa24.224.2主汽温度/℃566566主汽流量/(t∙h-1)1 667.11 800.0再热温度/℃566566供热抽气流量/(t∙h-1)—500供热抽气压力/MPa—0.5供热抽气比焓/(kJ∙kg-1)—2 985.8给水温度/℃275.1286.2排汽压力/kPa4.94.9排汽比焓/(kJ∙kg-1)2 323.32 359.5方案1：取代高加抽气．打开阀门1和2，关闭阀门3和4．此时，太阳能集热场的油水换热器与高加并联，收集的热量通过油水换热器加热给水，从而取代部分直至全部高加抽气，PB(power boosting，功率增大)模式下被替代的高加抽气可以增加汽轮机内做功的蒸气量，提高机组的输出功率．在FS(fuel saving mode ，燃料节省)模式下，可以在输出功率保持不变的情况下，降低原供热机组的煤耗．方案2：取代供热抽气．打开阀门3和4，关闭阀门1和2．此时，太阳能集热场的油水换热器与供热换热器并联，一路供热给水通过油水换热器加热到供热温度，另外一路供热给水通过供热换热器加热到供热温度．随着太阳能热量的输入，供热抽气被部分直至全部取代，从而降低原供热机组的煤耗．2 太阳能辅助供热机组系统建模2.1　集热场模型太阳能集热场获得的有效热量是集热场吸收的太阳辐射能与各项热损失的差值，相互关系可表示为[11]Qsolar=Qabs-(Qloss+Qpipe)，(1)式中：Qsolar为集热器吸收的有效太阳辐射能；Qabs为集热场接收的总的太阳辐射能；Qloss为集热器热损失；Qpipe为集热场管路热损失．槽式太阳集热场接收的总的太阳辐射能可由下式得到[11]Qabs=IKηsηendηfceAscos θ，(2)式中：I为太阳法向直接辐照度；K为入射角修正系数；θ为太阳能辐射入射角；ηs为集热器遮阴系数；ηend为集热器末端损失因子；ηfce为集热器光学效率，特定型号的集热器的光学效率是确定的；As为太阳能集热场总面积．集热器热损失和管路损失的计算公式如下[12]       Qpipe=0.016 93ΔT-1.683×10-4ΔT2+6.78×10-7ΔT3；(3)Qloss=b1Iθkθηsηend+(b2+b3ΔT)ΔT，(4)式中：ΔT为集热管工质平均温度与环境温度的差值；b1，b2和b3为LS-2集热器测试得到的经验参数[12]，b1=7.26×10-5，b2=4.96×10-3，b3=6.91×10-3；kθ为入射角修正系数；ηs为集热器遮荫系数；ηend为集热器末端损失因子．由于在水平式单轴跟踪方式下入射角导致单位面积上的太阳入射量减小[13]，因此定义太阳的有效DNI是指太阳辐射到集热器上的与主光轴平行的DNI的分量，可表示为Ieff=IKcos θ，(5)式中Ieff为有效DNI．2.2　汽轮机变工况计算模型引入太阳能，汽轮机的抽气量发生变化，进而导致汽轮机的主蒸气流量发生变化，影响汽轮机的运行工况．本研究采用改进的弗留格尔公式计算变工况下汽轮机的运行参数[14]DiDi,d=pi2-pi+12pi,d2-pi+1,d2，(6)式中：Di和Di,d为汽轮机i级在变工况和设计工况下的主蒸气流量；pi和pi+1为汽轮机i和i+1级在变工况下的抽气压力；pi,d和pi+1,d为汽轮机i和i+1级在设计工况下的抽气压力．2.3　锅炉模型锅炉采用黑箱模型进行简化计算．基于热力学第一定律，锅炉热平衡方程为[15]Qbηb=D0(hb,out-hb,in)+Dr(hr,out-hr,in)，(7)式中：Qb为煤在锅炉中燃烧提供的热量；ηb为锅炉效率；D0为主蒸气流量；hb,out为锅炉出口蒸气比焓；hb,in为锅炉入口给水比焓；Dr为再热蒸气流量；hr,out和hr,in分别为再热热段和冷段蒸气比焓．2.4　评价指标太阳能发电量Psolar表示为[16]Psolar=PSAPG-Qbηref，(8)式中：Qb为工质在燃煤锅炉中吸收的有效热量；ηref为原发电机组的热效率；PSAPG为太阳能辅助燃煤机组的发电量．光电转换效率ηse表示为[17]ηse=PsolarQSAPG×100%，(9)式中QSAPG为太阳集热场接收的太阳辐射能．供热机组的总效率ηh可表示为[18]ηh=QCHP+3 600PemVs，(10)式中：QCHP为供热季机组的供热量；m为燃料的总消耗量；Vs=29 307 kJ/kg为标准煤的低位发热量；Pe为供热季机组发电量．发电标准节煤率bsave(e)B表示为[19]bsave(e)B=btpB-btp(e)B，(11)式中btpB为原机组发电标准煤耗率；btp(e)B为供热季机组发电标准煤耗率．供热机组的调峰范围是影响电网灵活性的一个关键因素，也是影响太阳能辅助供热机组运行的一个重要因素．供热机组在实际运行中须供热，会导致发电负荷偏离，而为保证供热量及机组安全，最小稳定运行负荷可能也会发生变化．3 模型验证采用PB(功率增大，power boosting)模式对两种方案进行研究，为确保模型的正确性和可靠性，分别对100%THA(turbine heat acceptance，热耗率验收)和额定抽气工况下的太阳能辅助供热机组建立详细的数学模型．通过这些模型，对机组及集热场的主要参数进行模拟计算，并将计算模拟值与设计值进行对比，如表2所示．由表2可见：模拟计算结果与设计值最大误差为2.76%，大部分模拟计算误差小于1%，满足工程精度的要求．10.13245/j.hust.250040.T002表2设计工况数据与模拟结果对比项目100% THA额定抽气工况设计值模拟值设计值模拟值负荷/MW600.00600.00541.36538.67主蒸气温度/℃566566566566主蒸气流量/(t∙h-1)1 667.151 666.611 8001 800再热蒸气温度/℃566566566566再热蒸气流量/(t∙h-1)1 418.191 426.921 511.041 521.68排汽流量/(t∙h-1)975.49976.48630.03612.63排气焓/(kJ∙kg-1)2 323.32 323.32 359.52 359.5集热场入口温度/℃188.10188.34195.10195.20集热场出口温度/℃285.10285.39296.20296.47集热场效率/%61.2461.2963.7163.834 结果分析4.1　原机组及两种耦合方案的评价指标比较对于热电机组，通常采用两种常见的热电分摊方法：一种是基于热力学第一定律，根据燃料化学能的利用程度来评估热电厂的经济性，包括热量法和实际焓降法等；另一种是基于热力学第二定律，以评估燃料的功能利用程度来评价热电厂的热经济性，包括做功能力法和焓熵法等，通常用于定性分析[20]．本研究采用热量法来计算供热机组的评价指标．在额定抽气工况下，当DNI为设计值时，原供热机组和两种耦合方案的评价指标，结果如表3所示．从表3可以看出：方案1的最大发电量、太阳能发电量、光电转换效率、发电的热效率及总效率都优于方案2，而分配至发电的耗量及电厂总耗量高于方案2，这是因为方案1的再热蒸气流量高于方案2，导致输入的热量多，而分配至供热的耗量基本不变，分配至发电的耗量则会增多．10.13245/j.hust.250040.T003表3额定抽气工况下原机组及两种耦合方案的评价指标方案原机组方案1方案2集热器面积/(10-2 m2)67.82467.824SAPG系统最大发电量/MW538.67610.24597.52SAPG系统的太阳能发电量/MW070.1358.76SAPG系统的光电转换效率/%016.1713.54发电热效率/%49.2355.5754.60发电标准煤耗率/(g∙(kW∙h)-1)249.82221.35225.26供热标准煤耗率/(kg∙GJ-1)38.1638.1638.16分配至供热耗量/(GJ∙h-1)1 230.101 230.451 230.10分配至发电耗量/(GJ∙h-1)3 938.703 953.573 939.47电厂总的耗量/(GJ∙h-1)5 168.805 184.025 169.57热电比/%58.4451.5852.68总效率/%58.7963.5862.87鉴于采用了好处归电法，原机组及两种耦合方案的供热效率保持不变，供热标准煤耗率为38.16 g/MJ．在额定抽气工况下，从发电标准煤耗率来看，方案1比方案2低3.91 g/(kW∙h)，比原供热机组低28.47 g/(kW∙h)．从电厂总效率来看，方案1比方案2高0.71%，比原供热机组高4.79%．此外，因供热季的DNI和温度偏低，集热场采用的是南北跟踪，入射角相对偏大，导致供热季的光电转换效率整体偏低．方案1的光电转换效率为16.17%，比方案2高了2.63%．4.2　原机组及两种耦合方案的调峰范围比较为了确保特定供热机组的正常稳定运行，须限制其最大进气量、最小排气量及最低安全运行负荷．因此，在给定的热负荷下，该供热机组存在最大电负荷Pmax和最小电负荷Pmin．机组的调峰范围是从Pmin到Pmax，该范围内可以进行电负荷的调节，以适应实际能源需求的变化．图2给出了原机组及两种太阳能耦合方案的运行特性[21]，可以看出：方案1，2和原供热机组的最大热功率均为602 MW，但调峰范围各不相同．当不供热时，原机组的调峰范围为300 MW至600 MW，日内调峰容量为300 MW．方案1的调峰范围为300~671 MW，具有较高的上调峰能力，日内调峰容量为371 MW，提高了23.67%．方案2的调峰范围为300~608 MW，日内调峰容量为308 MW，调峰容量略微增加．10.13245/j.hust.250040.F002图2原机组及两种耦合方案的运行特性当达到额定热功率315 MW时，原机组的调峰范围为377 ~545 MW，日内调峰容量为168 MW．方案1的调峰范围为345~612 MW，上下调峰能力增加，日内调峰容量为267 MW，提高了58.93%．这是因为在额定抽气工况下，方案1取代高加抽气后，汽轮机内蒸气流量增加，导致蒸气做功总量增加，负荷上限提高．同时，由于汽轮机内蒸气流量增加，因此最小排气量决定的负荷下限也相应降低．方案2可以完全取代额定抽气，调峰范围为300~608 MW，上下调峰能力增加，日内调峰容量为308 MW，提高了83.8%．4.3　两种耦合方案经济性性能随有效DNI变化针对已经设计完成的SAPG系统而言，太阳能辅助供热机组的光电转换效率和集热场输入的热量与当地的太阳法相直接辐照度(DNI)和入射角度(θ)密切相关．因此要全面了解系统性能，仅考虑DNI变化是不够的，还须考虑θ的影响．而有效的DNI是一个综合考量了DNI与θ两大因素的变量．因此，研究SAPG电厂的重要性能参数随着有效DNI的变化而变化，对深入了解系统性能具有更加重要的参考价值．两种耦合方案的发电标准节煤率和总效率随有效DNI变化的情况如图3所示．从图3中可见：在有效DNI从0 W/m2增加到800 W/m2的过程中，方案1和2的发电标准节煤率和总效率随着DNI的增加而增加，后来趋于稳定．10.13245/j.hust.250040.F003图3两种耦合方案发电标准节煤率和总效率随有效DNI变化规律须注意的是，方案1的发电标准节煤率和总效率的变化速度相对较快，但方案2SAPG系统的启动点更低．当有效DNI＞15 W/m2时，方案2的集热场就开始向SAPG系统输入热量，从而实现节能降耗的作用．而方案1必须当有效DNI＞99 W/m2时才能降低发电标准煤耗率．这是因为方案2具有较低的导热油温度，热损失较小，所以在较低的有效DNI情况下就能向SAPG系统输入热量．值得一提的是，当有效DNI为235 W/m2时，方案1和2的总效率相同，为60.02%，发电标准节煤率大致相同，分别为8.07 和8.01 g/(kW∙h)．两种耦合方案光电转换效率和太阳能发电量随有效DNI变化如图4所示，从图4可以看出：在有效DNI从0 W/m2增加至800 W/m2的过程中，方案1和2的光电转换效率都是先增加后减小，而太阳能发电量则先增加后保持不变．这是因为当高加抽气或供热抽气被完全取代时，太阳能发电量达到最大，光电转换效率最高，随着有效DNI的继续增加，多余的热量被舍弃，从而导致光电转换效率降低．当有效DNI为235 W/m2时，方案1和2的光电转换率和太阳能发电量相同，为11.28%和17.91 MW．10.13245/j.hust.250040.F004图4两种耦合方案的光电转换效率和太阳能发电量随有效DNI变化规律4.4　供热季两种耦合方案的选择根据第4.3节的讨论结果，可以得出：当有效DNI为235 W/m2时，方案1和2总效率、光电转换效率和太阳能发电量相同，当有效DNI235W/m2时，方案1优于方案2，反之方案2优于方案1．为了更形象地展示这个结果，将有效DNI为235 W/m2的情况绘制成图形(见图5)．图中的红线为有效DNI为235 W/m2的情形，可以作为判断采取方案1和方案2的分界线，阴影部分表示方案2优于方案1的区域．10.13245/j.hust.250040.F005图51月1日~31日8:00—17:00 DNI与θ的对应点的位置考虑到频繁切换运行模式会加剧运行机组设备磨损，降低机组运行效率，减少服役机组寿命，增加维护成本，按月进行优化策略的制定更为合理．为更加直观高效地确定某个月份采用哪个方案合适，将每个月份每日8:00至17:00每小时对应的DNI和θ值作为数据点绘制在图5中，通过对比阴影区域内外的数据点的数量，可以据此判断是采纳方案1还是方案2．以山东青岛市供热季的1月和3月为例，按照上述方法绘出图5和图6．从图5可以看到：1月份的数据点大多分布在阴影区域内，这表明在1月份采用方案2会比方案1更为合适．从图6可以发现：3月份的数据点则主要聚集在阴影区域外部，这意味着在3月份方案1相较于方案2将更具优势．10.13245/j.hust.250040.F006图63月1日至3月15日8:00—17:00 DNI与θ的对应点的位置分布通过对其他月份进行类似分析，发现11月、12月和1月的数据点大多位于阴影区域内，2月的点比较均匀分布在阴影内外，3月落在阴影外的区域的数据点比较多．因此11月、12月和1月比较适合采用方案2运行，3月比较适合方案1．进一步分析2月16日—28日的数据时，发现这段时间内落在阴影外的点明显多于阴影区域内的点，因此2月份2月16日—28日适合方案2运行，而2月1日—15日，则是运行方案1更有优势．4.5　供热季运行优化策略山东省青岛市供热季通常涵盖11月15日至次年的3月15日，共有120 d的供暖周期．基于此，为了实现更高的光电转换效率以及节煤量，特制定以下针对供热季的耦合方案优化运行策略：从11月15日起至次年的2月15日，采用方案2运行，共计运行92 d ，从2月16日至3月15日，采调整为方案1运行，共运行28 d ．这种运行策略可以充分利用每个时段的气候特点，以达到在不同时间段内采用最适合的耦合方案，提高光电转换效率、节约能源．4.6　两种耦合方案及优化策略供热季节煤量对比图7给出了Meteonorm统计的青岛地区的典型年的DNI和温度分布．10.13245/j.hust.250040.F007图7青岛地区典型年的DNI和温度分布假设SAPG系统在额定抽气工况下运行，通过对供热季的数据进行分析，计算出太阳能发电量、光电转换效率和节省的煤量，具体结果如表4所示．优化策略的供热季的表现最为出色，方案1优于方案2．这是因为山东青岛地区的11月下旬至次年的2月上旬，太阳法向直接辐照度较低，入射角较大，而且常有雾天，导致有效DNI偏低，在这种情况下，采用方案2比方案1更能发挥其优势．而到了2月下旬，太阳法向直接辐照度快速增加，入射角减小，雾天减少，导致有效DNI相对较高．在这种情况下，采用方案1能够更好地利用太阳能资源，并且具备更好的经济效益．10.13245/j.hust.250040.T004表4供热季方案1，2及优化方案节煤量对比参数方案1方案2优化策略供热季太阳能发电量/(GW∙h)17.7017.4218.19供热季光电转换效率/%9.519.099.55供热季节煤量/t4 860.304 782.474 994.84优化策略供热季的光电转换效率为9.55%，比方案1高出0.04%，比方案2高出0.46%．而在节省煤量方面，优化策略在供热季共节约煤4 994.84 t，比方案1多节省煤134.54 t，比方案2多节省煤212.37 t．相较于方案1和2，优化策略更能充分利用太阳能资源方面的优势，并且对经济效益也具有积极的影响．5 结论选取太阳能辅助600 MW超临界供热机组作为研究对象，提出了两种太阳能与该机组的耦合方案．在额定抽气工况下，方案1和2的发电标准煤耗率分别为221.35和225.26 g/(kW∙h)，相比原供热机组分别降低了28.47和24.56 g/(kW∙h)．方案1的电厂总效率比方案2高0.71%，比原供热机组高4.79%．此外，方案1的光电转换效率比方案2高2.63%．在额定抽气工况下，原机组的调峰范围为377 ~545 MW，日内调峰容量为168 MW．方案1的调峰范围为345 ~612 MW，上下调峰能力增加，日内调峰容量为267 MW，提高了58.93%．方案2的调峰范围为300 ~608 MW，上下调峰能力增加，日内调峰容量为308 MW，提高了83.33%有效DNI为235 W/m2为方案1和方案2性能的分界点．此时，方案1和2的总效率、光电转换率和太阳能发电量相同，但发电标准节煤率有所不同，分别为8.07 和8.01 g/(kW∙h)．提出供热季机组优化运行策略：从11月15日至次年的2月15日，采用方案2运行，共运行92 d；从2月16日至3月15日，采用方案1运行，共运行28 d．优化策略供热季的光电转换效率为9.55%，比方案1高出0.04%，比方案2高出0.46%．优化策略在供热季共节约煤4 994.84 t，比方案1多节省煤134.54 t，比方案2多节省煤212.37 t．