新型双路超临界二氧化碳循环光煤互补发电系统热力性能

在再热再压缩循环系统中,高压二氧化碳流体在高温回热器出口温度较高,导致工质进入热源加热器中吸热量不足。对此,利用Aspen Plus软件建立了超临界二氧化碳(S-CO_(2))循环光煤互补发电系统模型,在再热再压缩循环系统的基础上,提出了新型双路S-CO_(2)循环光煤互补发电系统,并采用[火用]分析方法,对比了2个系统的性能。结果表明:新型双路S-CO_(2)循环光煤互补发电系统[火用]效率可达40.578%,比相同参数下再热再压缩循环系统高3.494百分点,其中,S-CO_(2)循环子系统[火用]效率提高了11.853百分点;循环子系统[火用]效率提高是由于新型双路S-CO_(2)循环路径布局使三级透平充分利用高温回热器回热做功,减少了主压缩机与高温回热器的[火用]损失;同时,新型双路S-CO_(2)循环光煤互补发电系统中太阳能提供的产出[火用]占比从9.846%提高至10.059%,太阳能的贡献更大。

新型光煤互补发电系统热力性能及技术经济性研究

为了减弱太阳能波动对光煤互补发电系统性能的影响,提出了新型光煤互补发电系统,建立了关键设备模型及子系统模型并进行验证,对新型光煤互补发电系统的热力性能及技术经济性进行了研究。结果表明:系统热力性能随运行负荷的下降而下降,随太阳辐照强度增加而先升高后下降;系统年均输出功率为699 MW,年均节煤率为7.506 g/(kW·h),年均光电效率为10.82%;储热时长为10 h时系统技术经济性最优,此时全寿命周期内净现值为4.18×10^(4)万元,内部收益率为11.81%,动态投资回收期为12.6 a,平均度电成本为0.402元/(kW·h),盈利能力较强。

新型光煤互补发电系统动态特性与调峰性能研究

基于某660 MW燃煤发电机组提出了新型光煤互补发电系统,建立了关键设备模型及子系统模型并进行了验证,通过建模仿真的方法对系统动态特性及调峰性能进行了研究。结果表明:配置储热系统后,当太阳辐照强度突降时,系统能在10 min左右恢复平衡且主要参数变化较小;在配置储热时长为10 h的储热子系统后系统能够实现典型日的连续稳定运行;通过配置储热系统和抽汽储热过程,系统负荷范围由198.00~660.00 MW拓宽至187.62~723.13 MW,调峰性能显著提升。

330 MW光煤互补发电系统变辐照变工况性能研究

光煤互补的一种方式是利用太阳热能替代燃煤机组的回热抽汽来加热锅炉给水,能够辅助燃煤机组增大出功或降低燃料使用量、减少温室气体排放。文中以典型330 MW光煤互补系统为例探究了系统在不同汽轮机负荷下变辐照条件的热力性能,以75%汽轮机负荷为互补系统设计点,重点研究了影响互补系统性能的3个主要因素（辐照强度、入射角及汽轮机运行负荷）对系统中关键运行参数及太阳能净发电效率、汽轮机热耗率的影响规律。结果表明,不同辐照强度下太阳能净发电效率存在最大值,75%汽轮机负荷运行,辐照强度区间为200～700 W/m2时,太阳能净发电效率均高于17%;并且互补系统热耗率随着汽轮机负荷的增加而明显下降,汽轮机负荷从50%增加到75%时,互补系统的热耗率降低约4个百分点。

光煤互补发电系统研究综述

首先概述了光煤互补发电技术在国内外的发展现状,总结了国内外学者对光煤互补热力性能方面的研究进展,介绍了目前业内对光煤互补发电系统的评价准则,并对光煤互补发电系统经济性方面的研究进行了分析,最后介绍了国内外示范电站的现状。

基于PSO的光煤互补机组回热系统优化设计

对采用DSG槽式太阳集热器的光煤互补机组,建立回热系统与太阳集热器协同优化模型。以某600 MW光煤互补机组为例,引入粒子群算法(PSO)进行优化设计,对不同集成方案的机组发电成本进行计算分析。结果表明:粒子群算法收敛快、稳定性好,能适用于光煤互补机组回热系统优化,优化后的机组循环热效率较优化前均有不同程度提高;太阳集热器入口水源引自给水泵,出口蒸汽取代第2段抽汽的方案在优化后的混合发电成本最低,节能效果最优。

光煤互补发电系统热力学性能分析

建立了纯燃煤发电系统和光煤互补发电系统的物理模型,从系统的能量平衡和平衡方程出发,推导了光煤互补发电系统太阳能净发电效率的解析式,并对该系统的热力学性能进行了分析,研究了集热温度、聚光比、太阳辐照强度对互补系统太阳能净发电效率的影响。结果表明:太阳能聚光集热替代的抽汽级越高,互补发电系统的太阳能净发电效率越高;当太阳能聚光集热替代同一级抽汽时,集热温度越高,互补系统的太阳能净发电效率越低;对于给定的聚光集热温度和太阳辐照强度,互补系统的太阳能净发电效率随着聚光比的增大而升高;对于给定的集热温度和聚光比,互补系统的太阳能净发电效率随着太阳辐照强度的增加而升高。本文的研究结果可为光煤互补发电系统的优化设计提供理论参考。

光煤互补发电系统集成方案研究与性能分析

通过建立槽式太阳能集热器热效率的计算模型,分析在考虑不同方案集热器热效率差异的基础上集成单个加热器互补系统的热力性能。以600 MW光煤互补发电系统为例,研究南京地区典型日变辐照强度下光煤互补发电系统的性能,探究最佳集成方案。结果表明,虽然低辐照强度下集成1号高加方案的光电转换效率最高,但由于1号高加给水的吸热量小,易出现集热器集热量供大于求的情况,导致高辐照强度下系统的光电转换效率较低;在不考虑集热器集热量供大于求的情况下,集成2号高加方案光电效率十分接近集成1号高加,因此同时集成1号、2号高加不仅在辐照强度较低时拥有与集成1号高加几乎相同的光电转换效率,还具有由于给水吸热量大而不易出现集热量供大于求的优点。因而集成1~2号高加方案最优。

光煤互补发电系统复合扰动工况性能研究

以330 MW光煤互补发电系统为例,研究负荷、辐照条件复合扰动情况下太阳能侧集热器效率、燃煤侧高加热转功效率的变化,在此基础上探讨3个高加6种集成方式下太阳能净发电效率与机组负荷及与太阳辐照度之间的关系,确定各负荷和辐照度时段的最佳集成方式。针对夏季中午机组负荷低峰、辐照高峰所产生的太阳能热量的浪费问题,提出光煤互补系统集成方式切换运行的设想,计算表明在该运行方式下,机组每天利用太阳能可多发电9175.7 k Wh。

三北地区光煤互补发电机组变工况性能研究

在构建系统集成模型基础上,阐述光煤混合发电系统变工况性能计算方法。以3个地区、4种容量机组为例,研究地域和容量对光煤互补发电机组的性能变化、节能减排效果和投资回收期的影响规律。结果表明:300 MW机组在不同地区开展光煤互补发电时,太阳能资源丰富地区的机组标准煤节省量最大,污染物减排量最大,投资回收期最短;4种容量的机组在同一个地区开展光煤互补发电时,容量大的机组标准煤节省量最大,污染物减排量最大,投资回收期最短;光煤互补发电机组可以降低发电煤耗、提高太阳能发电效率。计算方法为燃煤发电机组引入太阳能的技术改造提供技术支持,降低三北地区燃煤机组煤耗和污染物排放,同时解决常规太阳能发电成本高、不稳定等问题。

亚临界机组光煤互补技术除氧器改造分析

通过对330 MW亚临界机组采用光煤互补技术的阐述,对蒸汽动力系统中的除氧器设备进行互补改造,通入光热饱和蒸汽以提升机组的热力性能。通过计算分析可知:在设备中通入不同份额的光热流量时,会得到不同光热流量占比对蒸汽动力系统的热经济性的影响,耦合改造方案提升了汽轮机做功效率,同时减少了汽轮机内部的㶲损失,达到了节省煤耗的目的,符合节能减排的理念。

煤炭与太阳能互补发电系统四季典型日变辐照聚光集热性能研究

光煤互补发电系统能将300℃以下的中低温太阳热能与传统燃煤电站相结合,用以替代回热抽汽加热给水,从而增加汽轮机出功。对传统的单轴跟踪槽式太阳能集热器用于光煤互补电站的热力性能进行了分析,并对其损失分布进行了研究。针对损失分布特性,提出了一种倾斜跟踪轴的槽式太阳能聚光集热器,并对该聚光集热器用于光煤互补电站后四季典型日的余弦损失、集热效率、太阳能瞬时功率、年均性能等进行了分析。结果表明,当跟踪轴倾斜角为15°时,年均余弦损失将从17.0%下降到9.8%,从而使年均集热效率从52.3%提升到59.5%,年均太阳能净发电效率从19.1%提升到21.7%,太阳能年发电量从17.2GW?h增加到19.6GW?h。

光煤互补发电的效率相对收益率评价

太阳能与化石燃料互补的评价准则对系统集成开拓与设计优化至关重要,传统热效率、效率等难以科学评估多能源互补特性,不适于作为设计优化目标函数。本文基于热力学基本方程和互补系统特征,提出了太阳能互补收益率的评价准则,体现出与传统燃煤电站热力循环耦合,太阳辐照转功效率的提升程度。应用新准则分析实际光煤互补案例,提出了光煤互补集成原则和方法。该准则简便、合理,为太阳能互补发电的系统集成与优化提供了有效工具。

塔式光煤互补系统变工况性能研究

为了节约能源和保护环境,太阳能辅助燃煤发电系统得以迅速发展.本文针对敦煌地区660 MW燃煤机组提出了一种塔式太阳能与常规燃煤电厂集成方案.基于仿真平台TRNSYS,建立了光煤互补系统模型。依据TRNSYS软件里的气象数据库,在煤炭节省型运行模式下,对互补系统在不同的辐照强度以及不同工况下进行了模拟分析,从而得到了典型日和典型年的热力性能,揭示了光煤互补系统的热力特性.结果表明,本文中的互补系统年光电转换效率为15.36%,相对于现有单一的太阳能热发电技术,由于光煤互补更加节约成本,因此具有一定的优势。本文研究结果为改造现有燃煤电站提供了新的途径和理论指导.

基于超临界二氧化碳循环的“光火储”一体化发电系统调峰性能研究

为建设大容量灵活性调节电源,并解决燃煤机组冬季调峰供暖两难兼顾的问题,在传统火电(CFPP)基础上,利用太阳能和熔盐储热提出了6种兼顾冬季供暖的新型“光火储”一体化发电系统。通过EBSLION软件对该系统进行建模,从储热负荷和用电负荷2个角度对各方案的热力性能、调峰性能等方面进行了比较分析。采用“抽汽+电加热”储热方案显著提升了火电机组的调峰能力;在各方案中,方案W1展现出最大的调峰深度为92.71%;而方案W6则表现出最低综合度电煤耗仅为178.15 g/(k W·h),日节约标准煤量可达182 t;此外,方案W2最高循环热效率达到55.2%;用“光煤”共储的方案充分提升了超临界二氧化碳(S-CO_(2))系统备用容量,“抽汽储热”后驱动“小透平”辅助S-CO_(2)系统后供暖,实现了冬季调峰供暖的双重目标。此类系统不仅拓宽了燃煤机组调峰能力,保障了民生供暖,同时充分利用太阳能资源,降低度电煤耗,并提升S-CO_(2)系统备用容量及发电小时数,为大容量灵活性调节电源建设提供了理论和工程指导。

一种新型发电形式-光煤互补的研究

伴随着经济的快速发展和能源需求量的持续增长,化石燃料燃烧所产生的温室气体排放给环境造成了越来越沉重的压力.我国目前正在大力进行能源结构调整,对传统火电机组进行改造,将新型发电形式-太阳能光热发电技术引入传统火电机组,形成一种新型发电形式-光煤互补,提高系统效率,同时,依托传统火电机组,降低太阳能热发电的成本,在保持系统安全稳定的基础上,以达到节能减排,节约成本的目的.

660MW光煤互补系统动态特性仿真研究

光煤互补发电是一种将太阳能集热系统与燃煤发电系统在热力过程中耦合的发电方式,是应对能源结构多元化转型、节能减排的有效方案,降低光热投资的同时减小了燃煤电站煤耗。本文研究了槽式太阳能集热系统与燃煤机组高压加热器并联的互补系统的动态特性,获得了光照阶跃扰动和光煤流量分配比阶跃扰动下互补系统的动态特性。结果表明,互补系统功率随光照强度阶跃增加而增加,随光煤流量分配比阶跃降低先减小后略增大至稳态值,且功率的变化量和响应时间随并联级数增加而增加。

基于品位耦合的光煤互补发电系统集成理论分析

光煤互补发电系统是一种将聚光太阳能与化石燃料化学能相结合的互补发电系统.已有光煤互补发电系统研究多为针对具体互补形式或具体光煤互补电站的案例研究,目前尚缺乏统一性的理论.本研究摆脱具体互补形式的限制,基于品位耦合思想,对光煤互补发电系统整体建模并进行统一性理论分析,提出了更为合理的光煤互补发电系统统一评价标准——节煤系数,并获得了适用于各类互补形式的统一理论表达式.该表达式指出了不同光煤互补发电系统间的联系与区别,揭示了节煤系数的"叠加效应".通过对表达式的详尽分析,明确了太阳能投入份额和太阳能集热品位同工质品位的匹配程度为节煤系数的主要影响因素.研究结果对于光煤互补电站设计以及各类燃煤电站的光煤互补改造均具有重要的理论指导意义.

带储热的太阳能光煤互补示范电站运行模式研究

太阳能光煤互补电站将太阳能热电站与常规燃煤电站相结合,可以实现太阳能规模化、产业化应用。光煤互补电站由于省去了太阳能直接热发电站中必备的汽轮机、发电机系统,克服了太阳能直接热发电站具有的投资高、负荷不稳定等劣势,使得太阳能热量在常规燃煤火电热力系统中以补充的方式发挥作用,同时依靠火电热力系统的强大热源,规避了太阳能直接热发电系统频繁起停等可能引起运行稳定、安全的不足。基于所建立的太阳能光煤互补示范电站分析模型,研究配建储能系统的示范电站在典型气象条件与负荷工况下,电站光场与储能部分运行模式,并定量分析系统调节阀门组的流量分配特性,为实际电站运行规程确定及运行优化研究提供参考。

光-煤互补复合发电系统综合性能分析

将扩容蒸发式槽式太阳能蒸汽发生系统与600 MW燃煤机组联合,构建了光-煤互补复合发电系统,建立了其变工况计算模型及技术经济评价模型,从太阳能侧、汽轮机侧及复合发电系统3方面进行了热力性能分析及技术经济性评估。结果表明,光-煤互补复合发电系统具有显著的节能减排效果,系统产生的太阳能蒸汽取代汽轮机第1段抽汽时效果最为明显,太阳能侧各指标随取代抽汽段数增大呈阶段性下降趋势,太阳能到电能的转换效率最高为23.5%;各集成模式下的单值发电成本相差不大,平均为0.19元/(kW·h);从净现值判断取代第1段抽汽是较好的选择,从净现值率、盈利能力判断取代第2段抽汽是较好的选择。