小容量超临界二氧化碳燃煤发电系统的一维设计及回热器紧凑性分析

超临界二氧化碳(S-CO_(2))循环因其高效、紧凑、灵活的优势,有望成为新一代发电动力循环。选用三压缩末级部分压缩的循环结构,将其应用到20 MW S-CO_(2)燃煤发电系统中,并对发电系统的关键部件进行一维设计。设计结果表明,透平和压缩机尺寸整体较小,尺寸优势明显,相比水机组具备明显的竞争力;基于不同容量锅炉的体积变化规律,合理推断由于炉内CO_(2)工质换热系数较小,使得S-CO_(2)锅炉相比水机组锅炉体积有所增加;基于印刷电路板换热器的回热系统占地较大,在本文设计条件下回热器总体积约为18.95 m^(3),远超现有水机组回热器总体积,问题显著。因此,进一步从回热器换热效果角度探究了回热系统特性,讨论了现有技术面临的困难与瓶颈,发现循环热效率与回热系统体积存在着较强的制约关系,进而对回热系统进行了成本分析,在考虑基础建设费及人工费后,回热系统的投资成本约为9347.47万元,初始投资成本较高。同时发现,印刷电路板换热器在缩小回热系统体积方面的潜力有限,因此仍需研发新的换热器形式,实现换热系数的量级性提升。最后,针对回热系统体积问题,提出了S-CO_(2)燃煤发电系统的一体化布置方案,通过空间布置的优化实现了系统的整体紧凑性。我国正在推进中等容量S-CO_(2)燃煤发电系统示范,此项研究为示范电站建设提供了新的技术思路。

小容量燃煤S-CO_(2)发电系统热力学构建路径分析

超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,S-CO_(2))循环具有灵活、紧凑的特点,小容量燃煤S-CO_(2)电厂可作为分布式能源系统的调节电源。该文以小容量燃煤S-CO_(2)发电系统热力学构建为目标,从循环结构和主汽温压参数的选择出发,提出以下系统构建路径:1)结合燃煤热源特点,从系统高效和技术经济性出发选取循环结构;2)通过主汽压力对循环热效率的敏感性分析,选取最优压力;3)从材料高温强度的角度出发,避免S-CO_(2)锅炉受热面超温过热,进而在材料边界条件下,选取主汽温度。基于此路径,提出更适合于燃煤热源的三压缩末级部分压缩循环(tri-compressions with last-stage partial compression,PTC),并且增加一次再热(reheating,RH)措施,推荐PTC+RH为小容量机组基本循环,选取25MPa/605℃为小容量机组主汽温压参数,最终完成了50MW耦合锅炉模型的燃煤S-CO_(2)系统设计,系统发电效率达到41.15%。该研究结果对小容量S-CO_(2)系统构建具有一定指导意义。

冷却器热量回收在S-CO_(2)燃煤发电系统中的优化方案研究

S-CO_(2)循环的冷却过程为变温放热,因此,通过空气回热实现冷却器的热量回收(CHR)是提高S-CO_(2)燃煤发电系统效率的有效方法.炉膛尾部烟道烟气余热吸收是冷却器热量回收应用于S-CO_(2)燃煤发电面临的关键难题.针对这一问题,本文首先围绕具备再热与间冷的再压缩循环(RC+RH+IC)应用了双烟道冷却器热回收方案,使空气预热器内的空气能在更宽的温区吸收烟气热量,显著提高炉膛烟气余热吸收能力,解决了进行冷却器热回收时排烟温度升高的问题.当循环主汽参数为620℃/30 MPa时,相比单烟道冷却器热量回收方案,循环效率由51.95%(RC+RH+IC+CHR)提升至52.36%(RC+RH+IC+DCHR).为进一步优化冷却器热回收与烟气余热吸收的耦合关系,本文提出冷却器减流方案(CFR),并应用循环拆分法对新系统进行分析.结果表明,该方案提高了系统的回热程度,增加了循环中效率等效为1的子循环工质质量流量份额,最终使循环效率由51.95%(RC+RH+IC+CHR)提升至52.50%(RC+RH+IC+DCHR+CFR).

基于S-CO_(2)循环和ORC耦合的燃煤发电系统烟气余热深度利用方案研究

多级压缩回热能够显著提升超临界二氧化碳(S-CO_(2))循环效率,然而当其应用于燃煤发电领域时,由于回热程度的提高,锅炉尾部烟气余热吸收困难.针对这一问题,本文构建了一次再热三级压缩S-CO_(2)循环(TC+RH)和有机朗肯循环(R123)深度耦合的联合循环,通过优化系统与环境间的能量流动过程,逐步提高系统性能.首先通过ORC同时逐级吸收S-CO_(2)循环冷却器与锅炉烟气热能,降低锅炉排烟温度、提高锅炉效率.在S-CO_(2)循环主气参数为620℃/30 MPa时,排烟温度从132℃降低到123℃,系统发电效率从47.13%提升到47.24%.引入有机朗肯循环(ORC)构建的联合循环可以有效地吸收锅炉尾部烟道烟气余热,获得更高的锅炉效率从而使系统发电效率提高.进而在耦合ORC的基础上,充分利用S-CO_(2)循环冷却器变温放热特点,通过空气与R123共同吸收冷却器内高温段热量,实现系统发电效率的进一步提高(47.24%~48.90%).本文为同时实现高效吸收锅炉尾部烟道烟气余热以及回收循环冷却器热量提供了有效的解决途径.

基于循环拆分法的S-CO_(2)燃煤发电优化研究

对于S-CO_(2)燃煤发电系统,系统复杂难以横向比较,拆分法通过对循环流量分配,能够梳理循环回热过程并进行循环间的比较,应用循环拆分法有助于对复杂燃煤发电系统的性能进行分析。本文以再压缩循环(RC)为例,构建了集成冷却器热量回收(CHR)和烟气冷却器法(FGC)的S-CO_(2)燃煤发电系统(RC+LFGC+CHR),论证了拆分法在分析燃煤发电系统中的优势。当主气参数为620℃/28 MPa时,应用拆分法分析,RC+FGC+CHR可等效为在热效率49.21%的RC基础上,叠加热效率为57.49%的子循环(SSC+LFGC+CHR),故RC+FGC+CHR效率(49.80%)高于RC(49.21%)。

两种烟气热量全温区吸收方式对三压缩sCO_(2)燃煤发电系统性能影响分析

超临界二氧化碳(supercritical CO_(2),sCO_(2))三压缩循环(tri-compression,TC)与再压缩循环(recompression cycle,RC)相比有较大的效率提升,为进一步提升燃煤sCO_(2)发电系统效率,有必要构建TC燃煤发电系统.烟气热量全温区吸收是超临界二氧化碳循环应用于燃煤热源时会面临的关键问题之一,目前主要有两种解决方法,分别为基于能量复叠利用原理构建复合循环(overlap energy utilization,OEU)和尾部烟道添加烟气冷却器(flue gas cooler,FGC).本文以三压缩+再热(tri-compression plus reheating,TC+RH)为基本循环,耦合锅炉水动力模型,基于两种烟气热量全温区吸收方法,构建了OEU和FGC两个燃煤发电系统,针对烟气中低温区余热吸收性能进行对比分析.研究发现,由于FGC系统中温区工质吸热能力不足,并且受限于尾部受热面30°C夹点温差,锅炉排烟温度高达172.6°C,锅炉效率仅为90.64%.对于OEU系统,锅炉排烟温度可降低至126.0°C,对应的锅炉效率为92.85%,满足系统性能的要求.另外,FGC系统烟气中温区和低温区的传热?损均高于OEU系统,说明OEU系统锅炉中低温区的烟气与工质能级更加匹配.