槽式太阳能辅助燃煤发电系统集成方式

针对某600 MW超临界发电机组,提出3种槽式太阳能辅助燃煤机组发电(SAPG)系统的集成方式.第1种为太阳能场并联取代高压加热器,第2种为太阳能场高压串联取代高压加热器,第3种为太阳能场低压串联取代高压加热器.利用Matlab编程建立槽式太阳能辅助燃煤电厂发电的仿真模型,在功率增大模式(PB模式)下仿真计算不同的集成方式热力性能,对3种集成方式下系统的太阳能发电量、光电转换效率、标准煤耗率等指标进行对比分析.结果表明,SAPG系统的3种集成方式随着太阳法向直接辐照度EDNI的增大,太阳能引入规模达到峰值为192.37 MW,太阳能发电量为59.55 MW,光电转换效率达到20.10%,标准煤耗率最低为264.44 g/(kW·h).当EDNI≤482 W/m2时,低压串联的集成方式下太阳能发电量、光电转换效率、标准煤耗率等指标均优于高压串联及并联集成的方式;当EDNI≥482 W/m2时,并联集成方式的热力性指标均优于其他2种集成方式,高压串联的集成方式热力性能指标最低.

太阳能辅助燃煤发电技术经济分析

太阳能与燃煤互补发电方式是近年来大规模太阳能热利用的发展方向之一。以槽式太阳能集热系统辅助某330MW燃煤机组替代高加回热抽汽加热给水的互补发电系统为例,对功率不变型互补发电系统的设计点热力性能及年热力性能进行了分析。结果表明,太阳能辅助发电系统的年光电转换效率可达到20.41%,高于单纯槽式太阳能热发电方式。在此基础上,以内部收益率(internal rate of return,IRR)作为评价指标,运用技术经济的基本原理对太阳能辅助燃煤机组互补发电系统的经济性能及其主要影响因素进行了定量的分析评价,得到了太阳能上网电价、集热器造价、燃料成本等关键因素对内部收益率的影响。

太阳能辅助燃煤热发电系统性能研究

以C50-8.83/0.294型供热机组为例,利用LS-3型直接蒸汽发电抛物面槽式集热器收集太阳能热量,提出几种不同的太阳能与燃煤机组集成发电方案。在对不同的集成系统进行热力性能建模并对其中的太阳能集热器场设计研究的基础上,利用热经济学结构理论进行不同系统的热经济学分析。结果表明,给出的所有集成方案中,取代1段抽汽方案可用的太阳能热量最大;在太阳能集热器场面积相同的情况下,取代1段抽汽方案的经济性能也最好,但仍低于单纯燃煤机组。如不考虑原小容量燃煤机组发电部分的投资成本,取代1段抽汽方案的单位热经济学成本为43.73×10-6元/kJ,小于单纯燃煤机组的69.50×10-6元/kJ,为太阳能辅助燃煤热发电(solar aided coal-fired electricity generation,SACEG)系统的应用提供科学依据。

塔式太阳能辅助1000MW燃煤发电机组锅炉的热力性能分析

以某1000MW超临界机组为参考,提出一种塔式太阳能辅助燃煤发电的系统,从锅炉屏式过热器后抽出一部分高温蒸汽送入塔式太阳集热器吸热,为平衡抽汽后受热面能量匹配,锅炉加设烟气再循环系统,保证受热面的安全运行。利用电站仿真软件Ebsilon professional进行热力性能模拟,模拟结果表明烟气再循环系统投入运行后能保障该互补发电系统锅炉侧安全,在变工况运行下锅炉效率并未有大幅下降;该太阳能辅助燃煤发电系统最大能有效降低了发电煤耗约7.2g/(k W?h)。

太阳能辅助燃煤发电系统性能的[火用]方法分析

基于分析理论,建立了太阳能辅助燃煤发电系统性能分析评价模型,并以太阳能辅助某330 MW亚临界燃煤机组为例,对该辅助发电系统在燃煤节省型和功率增大型两种运行模式下的性能进行分析,结果表明,辅助发电系统在两种运行模式下其性能均优于单纯燃煤机组,且燃煤节省型辅助发电系统性能优于功率增大型。在此基础上,分别以设备的损、效率与损系数为指标,对燃煤节省型辅助发电系统与单纯燃煤机组的设备耗散状况展开研究,揭示系统的能量损失分布规律,结果表明,太阳能这一辅助能源引入单纯燃煤机组,使设备总损由448.95 MW减少为435.15 MW、总损系数由57.76%减少为56.49%;单纯燃煤机组引入太阳能,削弱了能量在利用过程中的贬值,使系统对能量的利用效果得到改善,同时也表明了用分析方法对设备性能进行分析更有意义。

太阳能辅助燃煤发电系统单耗模型及参数敏感性分析

为研究太阳能引入对燃煤发电系统热力性能的影响,从单耗分析理论出发,建立太阳能辅助燃煤发电系统的单耗模型,对单纯燃煤机组和不同集成方式下的太阳能辅助燃煤发电系统的燃料单耗及成本单耗进行对比分析。结果表明:太阳能替代1段抽汽的辅助发电系统的燃料单耗及成本单耗均最低,分别为284.27 g/k Wh和0.38$/k Wh。在此基础上,以单耗性能最优的集成方案为例,对太阳直射辐射强度(DNI)、集热面积、油水换热温差、煤炭价格、集热器价格等关键因素对辅助发电系统燃料单耗及成本单耗的影响进行分析。

塔式太阳能辅助燃煤发电系统设计与运行特性仿真研究

针对某350MW国产亚临界燃煤机组,设计了塔式太阳能辅助燃煤发电系统。塔式太阳能光热系统（太阳能锅炉）自高压加热器出口引出5%左右的给水将其加热至与燃煤锅炉相同的出口蒸汽参数后,与燃煤锅炉产生的蒸汽一同送入汽轮机做功。采用模块化建模方法,构建塔式太阳能辅助燃煤发电系统实时动态仿真模型,根据某地春分日的太阳能数据,模拟了该系统从第1天太阳能锅炉冷态启动开始的全天运行工况,以及太阳能锅炉在停炉后经过1夜的自然冷却在第2天早晨开始的热态启动工况。结果表明,在太阳能锅炉的启动初期会对燃煤机组的运行产生扰动,但在燃煤机组控制系统的自动调节下可以保证机组的稳定运行。为了保证太阳能辅助燃煤发电系统出口蒸汽参数与燃煤锅炉出口蒸汽参数匹配,太阳能的蒸汽流量随太阳能辐射强度变化,在正午达到最大值。太阳能锅炉热态启动时间与冷态启动相比大幅缩短,若能保证该系统连续运行,可为燃煤机组带来显著的经济效益。但由太阳能的间歇性决定的太阳能锅炉的频繁启停,会加剧太阳能锅炉金属材料的低周疲劳寿命损耗。

菲涅尔式太阳能辅助燃煤发电系统性能研究

菲涅尔式太阳能辅助燃煤发电系统(耦合系统)是以太阳能集热场收集的热量代替燃煤机组高压加热器抽汽,被代替的抽汽继续在汽轮机做功,可分为燃料减少型和功率增大型2种运行模式。对此,本文分别编写了2种运行模式的计算程序,计算了各自的热力性能和经济性能指标,并对各指标进行了分析。结果表明:燃料减少型耦合系统的机组煤耗率比原燃煤机组降低了15.04g/(kW·h);功率增大型耦合系统的输出功率相对于原燃煤机组增加了57.8 MW;耦合系统的太阳能光电转换效率远高于单纯光热发电系统;太阳能集热场的加入使得燃料减少型和功率增大型耦合系统的发电成本分别高于原燃煤机组17.54元/(MW·h)和16.86元/(MW·h)。

太阳能辅助燃煤发电系统经济性分析

介绍了太阳能辅助锅炉受热面替代部分省煤器作用和太阳能辅助给水回热加热的两种发电系统。应用等效热降法对这两种太阳能辅助燃煤发电集成方案的热经济指标进行了计算与比较,选择了太阳能辅助给水回热加热为优化的集成方案。对槽式集热器的换热效率,光热电转换效率及投资节煤比3个技术经济性相关指标进行研究,在太阳能辅助给水回热加热的方案中,通过综合比较利用太阳能产生的汽替换各级抽汽的计算结果后,得出了替换第六级抽汽最为合理的结论。

基于有限时间热力学的太阳能辅助燃煤发电系统集成理论分析

为研究有限时间内热力系统换热量与热源温度对系统性能的影响及太阳能辅助燃煤发电系统集成的理论基础,对有限时间热力系统中热机输出功率和效率与循环参数的关系表达式进行了改进,并结合太阳能辅助燃煤系统案例讨论了各参数的意义及其对系统性能的影响,为系统参数的调整方向提供参考。结果表明,500和1000MW燃煤发电机组在系统设计上比较合理,输出效率都在C-A效率与理想循环效率之间,集成后的系统效率有所降低,1000MW集成系统在节煤模式下系统性能恶化,效率低于C-A效率,需要对系统过程进行改进。200MW燃煤发电系统在集成前后效率都低于C-A效率,表明系统过程需要较大改进。

塔式太阳能辅助超超临界燃煤电站耦合方案研究

为了充分的利用塔式太阳能集热场的能量,提出将塔式太阳能集热场与超超临界燃煤机组耦合的新型发电系统。太阳能可取代的锅炉受热面为省煤器段、低温过热段、一次再热器蒸汽低温段,结合能量梯级利用原理,提出4种耦合方案,通过Ebsilon热力系统仿真软件进行建模和分析。对于使用二代熔融盐的塔式太阳能热电站与超超临界参数燃煤机组的耦合方案进行研究比较,结果表明:使用太阳能的热量加热锅炉尾部烟道受热面内流经的工质最适宜。同时,集热场中的熔融盐给水换热器与省煤器并联、熔融盐蒸汽换热器与一次低温再热器并联的效果最好。相较于原机组,可提高1.98%的机组热效率和1.7%的机组效率,并降低9.41g/(kW·h)的机组供电标准煤耗率。

基于槽式太阳能辅助燃煤发电系统的蓄热系统设计

针对载热流体直接蓄热型蓄热系统,建立蓄热系统动态模型与燃煤机组模型,并在此基础上分析系统在充热和放热模式下的导热油流量变化规律与蓄热罐中的导热油体积变化规律。以南京地区辐射条件加热600 MW亚临界火电机组给水为例,计算结果表明该模型具有借鉴意义。

太阳能辅助燃煤发电系统的瞬态特性研究

利用太阳能辅助燃煤发电并预热燃煤电厂给水是一种高效、经济的太阳能热利用方式,以太阳能辅助燃煤发电系统为研究对象,对系统的主要子系统进行模型建立,并对不同负荷下的互补发电系统进行瞬态模型研究,基于年性能进行了蓄热量的优化研究。研究表明,当太阳能热刚好替代全部高压加热器时,太阳能热电转化效率最高。

太阳能辅助燃煤发电系统的储热量优化研究

用太阳能辅助燃煤发电并预热燃煤电厂给水是一种高效、经济的太阳能热利用方式。本文以太阳能辅助燃煤发电系统为研究对象,通过对系统的主要子系统进行模型仿真,证明通过设置储热系统可以提升互补发电系统的年太阳能光电转化效率稳定性。配置0.5h蓄热量时,互补发电系统的经济性最优,所对应的标准化发电成本和集热面积分别为:0.0629$/kWh和1.413×105m2(100%负荷)、0.0654$/kWh和9.42×104m2(75%负荷)以及0.0730$/kWh和5.89×104m2(50%负荷)。

太阳能辅助燃煤机组发电技术与政策研究

随着新型节能发电技术开发力度的不断加大,太阳能与燃煤互补的发电形式成为现阶段太阳能利用主要方向之一,成为发电技术研究主要趋势。鉴于此,本文对太阳能辅助燃煤机组发电技术及发电政策的改进进行了相关探讨,旨在推动太阳能辅助燃煤发电技术更快发展。

太阳能辅助燃煤发电系统经济性分析

为了能够有效提高燃煤电厂的热经济性或者降低资源消耗,引入太阳能集热场来加热燃煤机组进行给水处理。太阳能辅助燃煤发电模式一方面能够提高原机组的热力性能,另外,一方面还能够降低对天气的依赖性和太阳能的发电成本。笔者将以600MW机组为具体事例,对太阳能集热场集成方式和燃煤机组的集热方式进行对比研究,结果表明太阳能的投资成本最低且热效率最高,是最为优化的集成方式。

集成有机朗肯循环与碳捕集的太阳能-燃煤发电系统的变工况热力性能研究

构建了集成有机朗肯循环(organicRankinecycle,ORC)与碳捕获和封存(carboncaptureandstorage,CCS)的660MW太阳能-燃煤发电系统,利用凝结水回收CO_(2)压缩过程的余热、后经太阳能集热场气化、为再沸器提供能量,同时利用中压缸抽汽作为再沸器热源,再沸器冷凝水的经ORC回收余热后返回至H9低压加热器出口。分析了该系统的经济指标及变工况时热力性能、㶲性能,研究了ORC和CCS中参数变化和太阳能系统运行特性对集成系统热力性能的影响。研究表明:该系统的热力性能及经济性均优于目前常见的抽汽式燃煤碳捕集机组。随λ(中压缸抽汽热量占再沸器所需热量之比)增大,机组热力性能有所下降,汽轮机㶲效率增加。随负荷降低,汽轮机㶲效率有所升高。再沸器冷凝水经ORC回收余热后,可以在变工况时更好的匹配凝结水的温度,减少能量损失,且返回H9低压加热器出口时,ORC循环热效率最高,机组热力性能也较好。在春分、夏至、秋分时,太阳辐射强度(directnormalirradiance,DNI)稳定后系统能以较低λ运行,机组热力性能有较大提升;在冬至,DNI波动较大,此时只能保持较高λ运行,机组热力性能提升较为有限。

新能源辅助燃煤发电系统热力性能的分析研究

以300 MW机组为例,建立由太阳能、生物质能组成的辅助热源作用于燃煤机组回热系统加热器汽侧的损矩阵模型,利用该模型分析原机组回热系统中各加热器的节能潜力,确定辅助热源的高效引入位置,研究新能源辅助燃煤混合发电系统的汽轮机效率、标准煤耗率降低量等热力性能指标。结果表明:5#低加、2#高加是节能潜力最大的加热器,100%负荷下混合发电系统的经济效益最好,辅助热源作用于2#高加混合发电系统的经济性优于5#低加,并随分流系数增大,热力性能指标均升高;当分流系数增至完全排挤汽轮机抽汽各指标最大值时,全厂及汽轮机效率提高率分别达6.31%、6.71%,标准煤耗率降低量达17.87 g/k Wh。

燃煤电站与光伏余热辅助胺法脱碳系统集成

为应对全球变暖问题,对现有燃煤电站进行碳捕集改造以及大力发展清洁能源势在必行。化学吸收法在碳捕集技术中发展最为成熟,但其再生能耗极高严重影响了燃煤电站自身的发电效率,因此有学者提出通过清洁能源辅助碳捕集的利用方式,其中光热辅助碳捕集应用最为广泛,但该利用方式未发挥单一光热的利用潜力。通过利用聚光光伏发电过程中产生的大量低品位废热辅助碳捕集可以提高光伏系统效率同时对低品位废热进行了有效利用。基于此构思了聚光光伏-光伏余热直接辅助碳捕集的新系统,建立了聚光砷化镓-余热辅助胺法脱碳的能量转化模型,验证了聚光光伏余热在质和量上都具有直接辅助胺法脱碳的潜力,依据热耗灵敏度分析优化了胺法脱碳系统关键参数,其最低热耗可达3.7 GJ/t,分析了电池工作温度及辐照强度对系统碳捕集性能以及光电效率的影响规律,确定了电池最优工作温度为140℃。将新系统集成于典型600 MW燃煤电站,并与参比系统比较可得:相较于单一燃煤碳捕集,电站发电效率提升6.01个百分点,同时增加光伏发电185.2 MW;相较于单一光伏发电,光伏发电量降低15.79 MW,但占接收太阳能60%的余热得到了有效利用,可实现CO_(2)捕集461.75 t/h。新系统在典型日的光伏日均发电为61.8 MW,日均碳捕集量为155.6 t/h,为实现年碳捕集保证率达80%以上,需要约4 km^(2)以上的聚光面积。新系统利用光伏余热代替了原本从电站低压缸抽汽,消除了碳捕集对电站的能源惩罚,同时将高品位的太阳能转化为电,并对低品位的光伏余热进行对口利用。系统最终实现了太阳能的高效利用以及化石能源的并行清洁利用。

太阳能辅助空冷机组互补发电系统热性能研究

以槽式太阳能辅助600 MW直接空冷燃煤机组互补发电系统为研究对象,依据机组装机容量选择与其匹配的集热场面积,建立互补发电系统模型,对THA工况与75%THA工况时功率增大运行模式下取代第3级高加和取代2、3级高加这两种取代方式进行热性能计算分析。在此基础上,为进一步分析气象因素对互补发电系统热性能的影响,以THA工况功率增大运行模式下取代第3级高加抽汽为例研究,结果表明:DNI越大、风速越高、环境温度越低,互补发电系统的热力性能越好。