劉 偉，黨文越，金宏達，孟繁兵，黃朝陽

(國網黑龍江省電力有限公司電力科學研究院，哈爾濱 150030)

0 引 言

目前，中國缺少太陽直射輻射的長時間累計數(shù)據，哈爾濱地區(qū)更加缺乏[1]。美國NASA SSE6.0數(shù)據庫搜集了全球范圍內，分辨率在100 km左右的22年期太陽法向直射輻射，該數(shù)據庫被認為可以用以進行全球范圍內太陽能熱發(fā)電潛力評估[2]。太陽能瞬時輻射照度的大小及其時間分布變化是太陽能發(fā)電系統(tǒng)設計和功率預測的重要基礎，對指導系統(tǒng)運行和發(fā)電功率預測尤為重要[3-5]。

隨著以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的構建與發(fā)展，以及“碳達峰、碳中和”目標的設定，為更好地開發(fā)利用哈爾濱地區(qū)太陽能資源，指導太陽能發(fā)電系統(tǒng)的設計、評估、運行和功率預測，以NASA SSE6.0數(shù)據庫中22年來表面氣象和太陽能數(shù)據為基礎，在研究計算哈爾濱地區(qū)以時間節(jié)點為因變量的太陽能日、月、年內瞬時輻射照度的基礎上，以光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)模型為基礎，進行對應系統(tǒng)的靜態(tài)和逐時穩(wěn)態(tài)性能計算分析[6-8]。

1 推算原理及性能分析方法

在沒有實測輻射數(shù)據的情況下，一般是根據鄰近地區(qū)的實測值采用插值法推算，或者利用相對容易測量的太陽持續(xù)時間(日照百分率)或云量等數(shù)據推算，得到月平均日水平面上的輻射量，再進行分解，得到相應的直射輻射和散射輻射量。若存在可利用的數(shù)據，可根據月平均日直射輻射量進行計算，得出太陽能瞬時直射輻射照度，從而得到以小時為節(jié)點的月代表日的太陽直射輻射照度分布，再進行月累計分布計算以及全年不同輻射照度分布時長統(tǒng)計；根據不同輻射照度下的槽式太陽能集熱場和光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)計算各項指標的不同，將變化的指標參數(shù)以時間節(jié)點為因變量連接起來，得到系統(tǒng)性能每天的變化規(guī)律，從而進行逐時穩(wěn)態(tài)性能分析、年度經濟性分析以及污染物替代計算[6-8]。

該計算方法直接利用月平均日直射輻射量來推算太陽能瞬時直射輻射照度，計算晴天太陽能輻射具有很好的精度。因此，對于主要是收集晴天太陽能直射輻射的拋物面槽式太陽能集熱器，利用該公式計算的結果能夠反應投射到集熱器上的輻射狀況[9,10]。

該文以NASA SSE6.0數(shù)據庫中22年來月平均日直射輻射量的平均值為基礎，進行日瞬時直射輻射分布、月累計分布計算，以及全年不同輻射照度分布時長統(tǒng)計分析，以便為哈爾濱地區(qū)太陽能光伏發(fā)電、光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)初設和運行功率預測提供參考。具體推算式如下。

(1)

(2)

b=0.660 9-0.476 7sin(ωs-60)

(3)

a=0.409+0.501 6sin(ωs-60)

(4)

(5)

Hh=rtHd

(6)

EDNI=Hh×1 000 000/3 600

(7)

式中：n為所計算當天在全年中的日數(shù)；δ為赤緯角，(°)；φ為地理緯度，(°)；ω為太陽時角，(°)；ωs為日落時角，(°)；rt為小時總輻射與全天總輻射之比；Hd為全天曝輻射量，MJ/m2；Hh為小時曝輻射量，MJ/m2；EDNI為瞬時直射輻射照度，W/m2。

2 光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)模型及性能分析方法

太陽能與燃煤機組混合發(fā)電系統(tǒng)，即光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)中，以槽式太陽能集熱場加熱凝結水泵出水，形成對應參數(shù)的蒸汽。根據取代抽汽的不同，系統(tǒng)有8種集成方式，每一種集成方式對應一種計算模型。為說明方便，以取代1段抽汽時的集成方式為例，如圖1所示。燃煤機組為亞臨界壓力300 MW雙缸雙排汽凝汽式機組，共設8級抽汽，回熱系統(tǒng)為“三高四低一除氧”，3臺高壓加熱器和5號低壓加熱器裝有蒸汽冷卻器，3臺高壓加熱器裝有疏水冷卻段，末級低壓加熱器疏水排向凝汽器，太陽能集熱場由拋物面槽式太陽能集熱器組成；太陽能與燃煤機組混合發(fā)電系統(tǒng)的運行方式為“燃料節(jié)省型”(功率不變)。以熱力學第一定律為基礎，根據“溫度對口，能量梯級利用”原則，通過熱系統(tǒng)變工況熱力計算，得到不同集成方式及不同取代百分比的工況，再分別研究拋物面槽式太陽能集熱場和光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)的熱力性能變化規(guī)律。光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)的運行方式為“燃料節(jié)省型”時，太陽能加熱凝泵來水后，無論取代哪一段抽汽，在功率不變的情況下，最終都會導致汽輪機新汽量等參數(shù)的變化[11-16]。因此，為了評價太陽能集熱場性能和光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)綜合能耗水平，為太陽能燃煤混合發(fā)電系統(tǒng)的設計與運行提供理論依據，需要擬定性能方程或性能指標，主要有計算式(8)～(13)。

圖1 太陽能燃煤混合發(fā)電系統(tǒng)集成方式

ηsc=ηoptKtα-(a+cvwind)(Tab-Tair)/EDNI-

(8)

(9)

Qsc=Ds×(hb-ha)=AEDNIηse×10-3

(10)

Qs=Qsc/ηse

(11)

(12)

(13)

3 光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)靜態(tài)及逐時穩(wěn)態(tài)性能計算分析

引入文獻[1]的數(shù)據，根據光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)模型及性能分析方法，代入推算得到的EDNI，即可得到太陽能集熱場和太陽能燃煤混合發(fā)電系統(tǒng)的靜態(tài)性能參數(shù)。為了進一步研究光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能，只需利用EDNI的時間分布規(guī)律中的時刻，將對應EDNI下的性能參數(shù)連接起來，即可得到對應集成方式或工況下的逐時穩(wěn)態(tài)性能變化規(guī)律。

為方便比較說明，列出原燃煤機組額定工況下的性能參數(shù)參數(shù)，見表1。

表1 原燃煤機組額定工況下的性能參數(shù)

3.1 靜態(tài)性能計算結果分析

在選取EDNI等于700 W/m2作為太陽能集熱場和光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)設計值的前提下，根據太陽能集熱場引入凝泵來水，加熱至對應1～8段蒸汽后，取代1～8段抽汽時集成方式的不同，有8個工況下的靜態(tài)性能結果，如表2所示。

表2 不同集成方式下的靜態(tài)性能結果分析

由表2數(shù)據分析可知，在EDNI一定的情況下，隨著取代1～8段抽汽的不同，集熱場面積和工質流量不同；集熱場工質吸熱量取決于工質進出口溫度，同時和Ds有關；集熱場換熱效率變化幅度不大；集熱場吸收的太陽能熱量、太陽能所產生的電能以及太陽能熱電轉換效率變化明顯；熱耗率和標準煤耗較原燃煤機組均發(fā)生了明顯降低；混合發(fā)電系統(tǒng)標煤節(jié)省量，取代1段抽汽時最大，取代8段抽汽時最小。

因為取代1段抽汽標煤節(jié)省量最為明顯，所以，以取代1段抽汽為基礎，又分析了取代份額不同時的靜態(tài)性能，如表3所示。

由表3數(shù)據可知，隨著1段抽汽取代份額的降低，機組性能參數(shù)有向原燃煤機組回歸的趨勢，即取代份額越小，太陽能引入機組的熱量越小，混合發(fā)電系統(tǒng)煤耗越接近原燃煤機組煤耗，節(jié)省煤量越小，在滿足溫度對口的條件下，集熱場面積也會減??；由于取代份額變化對太陽能集熱場進出口介質參數(shù)影響不大，外加EDNI不變，環(huán)境參數(shù)不變，因此太陽能集熱器換熱效率變化不大。

表3 取代1段抽時不同取代份額下的靜態(tài)性能結果分析

3.2 逐時穩(wěn)態(tài)性能結果分析

根據前文分析，太陽能熱取代1段抽汽時，單位發(fā)電量下的節(jié)煤量最大，因此在進行太陽能集熱場和光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能分析時，以取代1段抽汽的集成方式為基礎。由于一天內不同時刻瞬時直射輻射強度不同，為便于進行逐時穩(wěn)態(tài)分析，選取EDNI等于700 W/m2作為太陽能集熱場和太陽能燃煤混合發(fā)電系統(tǒng)設計值的前提下，計算的太陽能集熱場面積為105 565.35 m2，當EDNI發(fā)生變化時，集熱場面積不再變化。對應集熱場面積一定，EDNI不同區(qū)段下的太陽能燃煤混合發(fā)電系統(tǒng)靜態(tài)性能如表4所示。

表4 取代1段抽時不同EDNI下的靜態(tài)性能結果分析

由表4數(shù)據可知，當太陽能集熱場面積一定的情況下，隨著EDNI的降低，集熱器換熱效率降低，在滿足溫度對口的條件下，Ds勢必降低，太陽能引入機組的熱量降低，太陽能熱電轉效率降低，混合發(fā)電系統(tǒng)的熱耗和煤耗增加，機組性能參數(shù)同樣有向原燃煤機組回歸的趨勢，即EDNI越小，混合發(fā)電系統(tǒng)煤耗越接近原燃煤機組煤耗，節(jié)省煤量越小，直到EDNI降低到一定程度，關停集熱場換熱，光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)切換成原燃煤機組正常發(fā)電。

結合表4的數(shù)據，以6月11日一天內太陽能EDNI變化為例，太陽能集熱場及光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能如圖2所示。

圖2 集熱場及混合發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能

由圖2中太陽能集熱場和光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能變化規(guī)律知，隨著時刻的變化，EDNI、Ds、Qc、Qs、Pes、Δbs均呈現(xiàn)先增大后降低的變化規(guī)律，在正午時刻達到峰值，太陽能發(fā)電量Pes相對平滑；集熱器換熱效率η和太陽能熱電轉換效率ηse在日出時刻均有階躍性上升，日落時刻均有階躍性下降，在整個日照時間內呈現(xiàn)出比較平穩(wěn)的態(tài)勢；混合發(fā)電系統(tǒng)熱耗q和煤耗bs均呈現(xiàn)先降低后增大的變化規(guī)律，在正午時刻達到低谷。

3.3 年內各月性能比較分析

為了進一步比較年內各月之間的性能變化規(guī)律，特進行了月平均日內性能參數(shù)各時刻平均化或累計處理，其中平均化處理和累計處理后，統(tǒng)計后計算的年內各月之間的性能結果如圖3所示。

由圖3可知，隨著年內月份的變化，各月平均輻射總量呈現(xiàn)先增加后減小的變化規(guī)律；各月平均的集熱器換熱效率和太陽能熱電轉換效率變化呈現(xiàn)比較平穩(wěn)的態(tài)勢；各月平均的集熱場工質流量和混合系統(tǒng)發(fā)電標準煤耗呈現(xiàn)類似變化規(guī)律，3～9月較大，1、2、10、11、12月較小；集熱場工質吸熱月累計量、集熱場吸收的太陽能熱月累計量、太陽能發(fā)電月累計量呈現(xiàn)類似變化規(guī)律，均先增加后減小，在6月份達到峰值；混合發(fā)電系統(tǒng)標準煤耗呈現(xiàn)先減小后增加的變化規(guī)律，混合發(fā)電系統(tǒng)的月累計節(jié)省標煤量呈現(xiàn)先增加后減小的變化規(guī)律，夏季節(jié)省標煤量大，春秋季次之，冬季最少，年節(jié)省標煤累計總量達9471.47 t，若1 t標煤產生NOx、CO2、SO2、粉塵，分別按0.006 t、2.126 7 t、0.004 1 t、0.000 2 t計，年減少污染物排放量NOx為56.828 8 t，CO2為20 142.975 2 t，SO2為38.833 0 t，粉塵為1.894 3 t。

圖3 集熱場及混合發(fā)電系統(tǒng)月平均性能

4 結 語

針對國內太陽能輻射觀測站現(xiàn)狀和光-煤發(fā)電系統(tǒng)設計和運行功率預測的需要，研究并分析了光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)的靜態(tài)性能、逐時穩(wěn)態(tài)性能和年內各月性能的變化規(guī)律。

1)光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)的靜態(tài)性能分析表明，光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)所列集成方式中取代1段抽汽的集成方式最優(yōu)，單位發(fā)電節(jié)省標煤耗19.84 g/(kW·h)；

2)光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)的逐時穩(wěn)態(tài)性能分析表明，隨著時刻的變化，光煤發(fā)電系統(tǒng)熱耗和煤耗均呈現(xiàn)先降低后增大的變化規(guī)律，在正午時刻達到低谷；隨著年內月份的變化，各月平均輻射總量呈現(xiàn)先增加后減小的變化規(guī)律；混合發(fā)電系統(tǒng)標準煤耗呈現(xiàn)先減小后增加的變化規(guī)律，系統(tǒng)的月累計節(jié)省標煤量呈現(xiàn)先增加后減小的變化規(guī)律，年節(jié)省標煤累計總量達9 471.47 t，減少了污染物排放量。

3)該計算方法可在太陽能光伏發(fā)電或光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)初設和運行功率預測中參考和應用，不僅可以推算出各月內或年內每一天的集熱場和太陽能燃煤混合發(fā)電系統(tǒng)逐時穩(wěn)態(tài)性能變化規(guī)律，還可以比較年內各月之間的性能差異；同時，該方法為哈爾濱地區(qū)太陽能利用提供了對應模型下的氣象與功率廣域時空關聯(lián)性，填補了光-煤混合發(fā)電系統(tǒng)工程應用中的功率預測方法。