现阶段,火力发电仍然是我国主要的电力生产方式。但由此产生的CO2等温室气体和其他污染性气体已经导致了严重的环境问题。我国的“十三五”规划要求优化能源结构并进一步实现节能减排。目前,我国新建及现役火电机组已经基本实现高参数、大容量,其系统效率及煤耗率已达到或趋近世界先进水平。由于受到材料等技术因素的限制,很难进一步提高系统的参数和增大系统容量,节能效果有限。此外,对于太阳能,由于其本身的间歇性需要配备大规模的储能系统才能实现电能的稳定输出。若将不稳定的太阳能与稳定的火电系统进行耦合,则可以同时满足进一步降低火电系统煤耗率和扩大可再生能源发电份额的要求。本课题针对塔式太阳能辅助燃煤发电系统展开研究,主要研究进展和研究成果如下:首先,以塔式太阳能辅助燃煤发电系统为对象,分别建立了塔式太阳能集热子系统、锅炉子系统、汽轮机与回热子系统的数学模型。通过引入安全距离优化变量和径向间距优化变量,所建立的塔式太阳能集热模型可以对不同的定日镜场位置,DNI辐射强度和太阳倍数条件下的定日镜场进行优化设计并计算太阳集热场的热输出。建立详细的锅炉数学模型可以用于研究太阳能替代锅炉内部不同受热面热负荷对锅炉内部各受热面的进出口烟气温度和工质温度的影响,进一步分析锅炉内部各受热面的能量和(?)的损失情况。所建立的汽轮机与回热子系统模型可以对非设计工况条件下的系统发电量和太阳能发电量进行计算。其次,根据锅炉内部受热面的温度区间及汽水流程,将锅炉内部的受热面主要分为相变部分、过热部分和再热部分三类。并因此提出了 3种不同的塔式太阳能集热技术与燃煤发电系统的耦合方案,耦合方案一:利用太阳能替代锅炉内过热部分热负荷;耦合方案二:利用太阳能替代锅炉内相变和过热部分热负荷;耦合方案三:利用太阳能替代锅炉内相变、过热和再热部分热负荷。对三种耦合方案在“燃料节省型”和“功率增大型”两种运行模式条件下进行了热力学分析和(?)分析。就锅炉内部而言,炉膛中烟气与水冷壁内部工质辐射换热过程的(?)损失占整个锅炉畑损失的55%以上。而在太阳集热场方面,主要的佣损失发生在定日镜场集热部分。锅炉和太阳集热场部分的(?)损失占整个系统(?)损失的88%以上。不同耦合方案的对比分析发现耦合方案二是较优的耦合方案,相比燃煤发电系统,“燃料节省型”运行模式的系统标准煤耗率降低8.92g/kWh;“功率增大型”运行模式的系统标准煤耗率降低8.89g/kWh。再次,在维持主蒸汽、再热蒸汽参数不变和不改动机组内部受热面的前提下,研究了塔式太阳能辅助燃煤发电系统在不同的负荷条件下对太阳能的吸纳极限。研究不同太阳能负荷对锅炉效率、系统效率、系统煤耗量等的影响规律。研究了太阳倍数和蓄热容量对塔式太阳能辅助燃煤发电系统的日运行性能的影响。对某一 600MW超临界机组进行案例分析发现,100%负荷、75%负荷和50%负荷条件下,锅炉对太阳能的吸纳极限分别为76.4MW、54.2MW和23.0MW;对应的节煤率分别为13.53g/kWh、12.81g/kWh和8.22g/kWh;对应的太阳能发电量分别为32.3MW、23.1MW和9.6MW。随着锅炉吸纳太阳能规模的增大,锅炉效率、系统效率和CO2排放率呈下降趋势,而太阳能发电量近似呈线性增长趋势。随着太阳倍数和蓄热容量的增加,塔式太阳能辅助燃煤发电系统的煤耗量先逐步减小然后保持不变。最后,对塔式太阳能辅助燃煤发电系统的年运行特性进行了研究。对比分析了不同DNI辐射强度对塔式太阳能辅助燃煤发电系统的年运行性能的影响。以经济性能为目标,对塔式太阳能辅助燃煤发电系统的蓄热容量进行了优化设计并对重要经济参数进行了敏感性分析。对某一 600MW超临界机组进行案例分析发现,与燃煤系统相比,高、中、低DNI条件的塔式太阳能辅助燃煤发电系统的年节煤量分别为2.55万吨、1.99万吨和1.42万吨;年太阳能发电量分别为100.72 GWh、79.18 GWh和65.13 GWh;标准化发电成本分别为6.37美分/kWh、6.40美分/kWh和6.41美分/kWh。经过优化后,高中低DNI条件的塔式太阳能辅助燃煤发电系统的最优蓄热容量分别为2.76小时、1.43小时和0.33小时,其对应的标准化发电成本分别为6.34美分/kWh、6.35美分/kWh和6.36美分/kWh。对重要经济参数进行了敏感性分析,发现随着塔式太阳能集热技术的成熟,其成本进一步降低,塔式太阳能辅助燃煤发电系统的优势将会更加显著。