太阳能二次再热协同燃煤电站（SDRHCFPP）的仿真模型，考虑安全性与热经济性两方面的各项评估指标，开展协同电站在定流量运行模式下的综合性能研究。

定流量模式下协同电站的安全性分析

利用MATLAB/Simulink软件对定流量模式下的协同电站进行仿真模拟。对协同电站的安全性进行评估。

对太阳能二次再热协同燃煤电站进行热经济性分析前，须保证协同电站始终能安全运行。

基于太阳能二次再热协同燃煤电站的MATLAB/Simulink仿真模型与合作单位某汽轮机厂提供的协同电站在不同太阳能输入量下的运行数据，文章对太阳能二次再热协同燃煤电站进行仿真模拟。

以低压缸入口蒸汽温度、汽轮机通流速度与凝汽器热负荷作为协同电站安全性能的评价指标，对太阳能二次再热协同电站进行安全性分析，确定三种指标都满足安全性需求时，协同电站运行的太阳能输入条件。

（1）定流量模式下低压缸入口温度极限分析

吸收二次再热太阳能输入的热量后，低压缸（LP，Low-pressure Cylinder）内蒸汽的温度升高，当蒸汽温度超过低压缸内各部件的对应材料温度极限时，会影响汽轮机的安全运行。

由汽轮机生产商提供的设计资料可知，汽轮机低压缸缸体、转子、轴承部分的材料均使用2Cr13Ni合金，其使用温度极限为400 ；而低压缸末级（4、5级）长叶片使用材料为5Cr17Ni4Cu4Nb合金，其使用温度极限为280 。

为了保证电站安全运行，低压缸中所有材料都需留有20 的温度裕度，因此低压缸入口蒸汽的最高温度应低于380 ，低压缸末级（4、5级）入口蒸汽温度应低于260 。

汽轮机低压缸对应的缸体、转子、轴承以及短叶片和长叶片等使用材料的温度极值如下表所示。

不同太阳能输入下对应的四个典型工况（100%THA、75%THA、50%THA和40%THA）低压缸进口蒸汽参数如下表所示。

二次再热太阳能输入量为0时，当电站负荷从100%THA降低到40%THA，协同电站低压缸的进口蒸汽质量流量从335.37 kg/s降低到143.49 kg/s。

根据比热容公式（2-10），吸收相同的热量，蒸汽温升与蒸汽流量成反比。因此太阳能输入量增加时，协同电站在低负荷下对应的蒸汽温度提升更显著。

低压缸进口蒸汽温度为380 时，协同电站在100%THA、75%THA、50%THA和40%THA四个典型工况下对应的二次再热太阳能输入量Pcs-in分别为64 855 kW、46 819 kW、30 622 kW和24 585 kW，对应的低压缸的第四级入口蒸汽温度均小于260 。

因此当二次再热太阳能输入量Pcs-in 24 585 kW，低压缸各级入口的温度处于安全范围。

（2）定流量模式下汽轮机通流速度分析

吸收二次再热太阳能输入的热量后，协同电站汽轮机低压缸进口的蒸汽参数提高，整个低压缸部分的做功能力变强，低压缸各级出口蒸汽流速增加，这导致低压缸的末级叶片可能发生通流堵塞、叶片断裂的危险情况，影响协同电站的安全运行。

根据某汽轮机厂提供的汽轮机设计资料，汽轮机低压缸末级出口的蒸汽流速vlp-out需满足vlp-out 340 m/s。

本文在研究定流量模式下低压缸进口蒸汽温度极限时，确定二次再热太阳能输入量Pc

s-in 24 585 kW。在研究汽轮机通流速度时，将太阳能输入量Pcs-in = 24 585 kW时协同电站运行的工况视为危险工况，以此为基准开展协同电站的通流速度分析，下图为电站在定流量模式下，不同太阳能输入下各典型工况对应的低压缸蒸汽流速示意图。

由下图可知，当二次再热太阳能输入量相同时，汽轮机低压缸末级出口蒸汽流速vlp-out随协同电站负荷升高而提高。

二次再热太阳能输入量Pcs-in = 0时，协同电站的负荷从40%THA提高到100%THA，对应汽轮机低压缸末级出口蒸汽流速从118.57 m/s提高到266.13 m/s。

因为协同电站负荷上升时，汽轮机主蒸汽的流量显著增加，而汽轮机低压缸部分的截面积几乎不变，故协同电站对应的低压缸末级出口蒸汽流速增加。

当协同电站处于同一运行工况时，汽轮机低压缸末级出口蒸汽流速vlp-out随二次再热太阳能输入量的升高而提高。

当协同电站的运行工况为100%THA时，二次再热太阳能输入量从0提高到24 585 kW，对应汽轮机低压缸末级出口流速从266.13m/s提高到272.37 m/s，这是因为在同一工况下协同电站的主蒸汽流量保持不变，加入二次再热太阳能后，低压缸入口蒸汽吸收更多热量来膨胀做功，导致低压缸末级出口流蒸汽流速增加。

协同电站在100%THA、75%THA、50%THA和40%THA四个典型工况下对应的危险工况（Pcs-in = 24 585 kW）下低压缸末级出口蒸汽流速分别为272.37 m/s、209.66 m/s、149.10 m/s、124.29 m/s。均未超过340 m/s。

因此太阳能二次再热输入量Pcs-in 24 585 kW时，协同电站中低压缸末级出口蒸汽速度始终处于安全的流速范围内。

（3）定流量模式下凝汽器的热负荷分析

吸收二次再热太阳能的热量后，协同电站中汽轮机低压缸内的蒸汽参数提高，主要表现为排汽温度升高，凝汽器的热负荷上升。

凝汽器与凝结水泵的设计参数会限制冷却水的流量与最大温升，因此冷却水在单位时间内吸收的热量存在极大值，当低压缸排汽的热量大于冷却水能吸收的最大热量时，部分高温排汽无法被凝汽器冷凝，影响凝汽器的安全运行。

其中Dw、Dz分别为冷却水质量流量与低压缸排汽的质量流量，kg/s；cp为冷却水的定压比热，kJ /(kg· )；tw,out与tw,in分别为冷却水的出口温度与进口温度， ；hz,in与hz,out分别为低压缸排汽的进口焓值与出口焓值，kJ/kg。

根据汽轮机厂提供的凝汽器设计参数，凝汽器在设计工况下的循环倍率为60，在设计工况下的排汽量为982.54 t/h，为保证凝汽器安全运行，冷却水的温升不超过10 。

假设低温下冷却水的定压比热cp = 4.187 kJ /(kg· )，基于公式中的凝汽器的热平衡关系，本文计算得到凝汽器的最大热负荷Qmax = 685.65 MW。

研究汽轮机凝汽器的热负荷时，将太阳能输入量Pcs-in = 24 585 kW对应的协同电站运行的工况视为危险工况，协同电站在定流量模式下，不同二次再热太阳能输入下的凝汽器热负荷变化如下图所示：

协同电站在100%THA、75%THA、50%THA和40%THA四个典型工况下对应的危险工况的凝汽器热负荷分别为680.44 MW、530.19 MW、402.87 MW和354.55 MW。

均低于凝汽器的最大热负荷Qmax = 685.65 MW。因此二次再热太阳能输入量Pcs-in 24 585 kW时，定流量模式下的协同电站凝汽器能安全运行。

定流量模式下协同电站的热经济性分析

本文以内蒙包头（东经109.86 ，北纬40.65 ）2019年夏至日下午4时的气象数据（数据来自美国可再生能源实验室NREL）为基准，计算太阳能二次再热子系统的光热效率。

太阳能镜场部分参考美国SEGS系列的抛物槽式电站的镜场，导热油选择苯醚/联苯THERMINOL VP-1合成油，取水油换热器效率为98%。

根据公式，本文计算得到该时刻下的太阳能光热效率为66.08%，并以此为基准开展后续光电效率的计算，下表为导热油的物性参数与该时刻下太阳能镜场光热效率计算参数汇总。

下图为定流量模式下协同电站在100%THA、75%THA、50%THA和40%THA工况下对应的光电效率。

由上图可知，四种典型工况下协同电站的光电效率均高于28%。独立的槽式太阳能电站的光电效率为11%~15%，仅为太阳能二次再热协同燃煤电站的光电效率的一半。

相较其他太阳能协同燃煤电站的协同方式，太阳能加热给水协同发电的光电效率为26.22%，太阳能直接与锅炉测协同发电的光电效率为22.33%，太阳能二次再热协同燃煤电站的协同方式仍有优势。

定流量模式下四种典型工况下协同电站光电效率随太阳能输入量变化图。协同电站负荷相同时，协同电站的光电效率随太阳能输入量的增大而升高；太阳能输入量相同时，协同电站的光电效率随电站自身负荷的降低而升高。

这是因为协同电站在低负荷下对应汽轮机中的主蒸汽流量更小，在吸收的二次再热太阳能热量的相同情况下，电站在低负荷下对应的光电效率更高。

在协同电站负荷均为100%THA的情况下，太阳能输入量从5 120 kW提高到24 585 kW，协同电站的光电效率从28.91%提高到29.63%，而太阳能输入量为24 585 kW时，协同电站的负荷从100%THA降低至40%THA，其光电效率从29.63%提高到32.68%。

定流量模式下协同电站标准省煤率的计算，协同电站标准省煤率随二次再热太阳能输入量的变化如下图所示。

由上图可知，协同电站在定流量模式下运行，协同电站负荷相同时，二次再 热太阳能输入量增高时，协同电站的标准省煤率提高；二次再热太阳能输入量相同时，协同电站负荷降低时，协同电站的标准省煤率提高。

电站标准省煤率的变化规律与光电效率接近。当太阳能输入量从5 120 kW提高到24 585 kW，定流量模式下100%THA负荷工况下协同电站的标准省煤率从1.10 g/kWh提高到 5.54 g/kWh，二次再热太阳能输入量为24 585 kW时，协同电站的运行负荷从100%THA降至40%THA，协同电站的标准省煤率从5.54 g/kWh提高到15.35 g/kWh。

本文利用MATLAB/Simulink软件对定功率模式下的协同电站进行仿真模拟。对协同电站的安全性进行评估。以太阳能光电效率与协同电站标准省煤率作为评价指标，对协同电站的热经济性进行评价。