太阳能烟囱式热力发电技术进展

太阳能烟囱式热力发电是一项可利用太阳热能进行大规模发电的、非常有前景的清洁能源技术,在费用与性能上已经显示出了很大的优势,对人类环境的改善和电力行业可持续发展具有重要的战略意义,必将成为21世纪一种重要能源产业。为此,介绍了太阳能烟囱式热力发电技术产生的背景、原理与特点,世界各国太阳能烟囱式热力发电技术的研究进展及应用前景,以及主要相关技术,同时提出了发展中国太阳能烟囱式热力发电技术研究的建议。

斜面式太阳能烟囱发电分析

大力开发和应用太阳能,是当今许多国家极为关注的课题,节能技术的研究也是我国能源政策的重要组成部分。利用太阳能不仅可以在节能方面有很大益处,而且在减轻环境污染方面也很有意义。本文主要就太阳能烟囱发电技术的产生背景,研究现状和发展,太阳能烟囱发电技术原理,太阳能烟囱发电技术的特点进行介绍。并对太阳能烟囱发电技术进行设计及相应的数据分析。

聚光式太阳能热发电技术发展状况

从热力系统的角度,对世界上已运行的3种主流太阳能热发电技术——槽式、塔式和碟式系统进行了介绍。结合典型电站,分析各型式系统的主要参数、发电效率和技术成本,指出了不同技术的优势和不足。分析表明,槽式系统在3种系统中技术最为成熟,所占的容量比重最大,表现出良好的使用性;塔式和碟式系统通过进一步规模化,未来运行成本会降低,效率也将提高。

从可持续发展战略高度审视太阳能热力发电

构筑电力工业可持续发展的能源供给系统 ,是从现在就要开始重点研究并逐步实施的战略性问题。文章在介绍国外太阳能热力发电系统研究的最新进展基础上 ,对储能式太阳能热力发电在可持续发展战略中的重要性进行了剖析 ,提出储能式太阳能热力发电是解决我国未来电力可持续发展的方向之一 ,评述了可实施的氨基热化学储能式太阳能热力发电并对其进行效益分析。

聚光式太阳能动力与制冷联合热发电系统

从20世纪90年代到现在，国内外聚光式太阳能热发电系统是以聚光式太阳能锅炉取代矿物燃料锅炉，并联辅助常规能源锅炉和蓄热器进行发电的。太阳能热发电系统在热力学原理上也是按朗肯循环或勃莱顿循环运行的，而卡诺循环效率n卡是工作于两个一定温度之间的所有热机效率叼热机的理论极限。卡诺循环效率为：

扩容蒸发式光煤互补发电系统变辐照特性研究

为避免槽式太阳能集热器内变热流量传热和汽液非均匀分布产生,提出了扩容蒸发式太阳能蒸汽发生系统。采用NASA SSE6.0数据库收集的辐照数据,将扩容蒸发式太阳能直接蒸汽发生系统与燃煤机组互补组成复合发电系统,建立复合发电系统的变工况计算模型,并以600 MW机组为例进行了复合发电系统变辐照情况下的日、月、年热力性能分析。研究结果显示:复合发电系统日发电功率与辐照强度曲线变化趋势类似,各月复合发电系统的发电量呈现出夏季较高的趋势,6月份达到峰值2.95×10~8 kW·h,集热场效率与其趋势相反,机组热功转换率夏季较高,全年为32%～35%;太阳能平均热功转换效率为22.5%,研究结果可为太阳能与燃煤机组互补发电系统的工程应用提供新的方向和思路。

直接式S-CO_2塔式太阳能热发电系统光-热-功一体化热力学分析

本文将简单回热,预压缩,再压缩,部分冷却和中间冷却超临界二氧化碳(S-CO_2)布雷顿循环分别与塔式太阳能热发电(SPT)系统结合,建立了直接式S-CO_2塔式太阳能热发电系统的光-热-功一体化模型,对5种S-CO_2循环下整个SPT系统在不同透平入口温度下的热力学性能进行了对比分析。结果表明:随着透平入口温度的增大,整个SPT系统的效率在650℃附近具有最大值,表明直接式S-CO_2塔式太阳能热发电系统的运行温度并非越高越好;在本文研究的透平入口温度范围内(500~800℃),中间冷却和部分冷却S-CO_2循环下的SPT系统具有最高的效率,但系统也最为复杂;再压缩S-CO_2循环下的SPT系统在高温范围(650~800℃)具有较高的效率,且系统比较简单,具有巨大的应用潜力。

太阳能烟囱式发电系统

太阳能烟囱发电技术是被能源专家看好的一项新技术。该系统不需要高技术的设备和人才，维修简便。太阳能烟囱发电系统由太阳能集热棚、太阳能烟囱和涡轮发电机组3个基本部分所构成。文中对系统工作原理和基本组成部分作了介绍。分析了现有的太阳能烟囱式发电系统的主要缺点以及国内外的发展现状。

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。