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。

考虑碳捕集技术的风光-富氧燃煤发电系统容量优化配置

为降低火电厂碳排放,提升风光-富氧燃煤发电系统的经济效益,提出了考虑双源双荷场景缩减与递变阶梯碳价的风光-富氧燃煤发电系统容量优化配置方法。首先,以富氧燃烧捕集技术为核心构建风光-富氧燃煤发电系统,并建立了精细化富氧燃烧模型。同时,为应对复杂多样的源荷场景,提出双源双荷场景缩减法。在此基础上,提出多场景下含递变阶梯碳价的阶梯式碳交易机制,并建立以系统年总成本最小为目标的风光-富氧燃煤发电系统容量优化配置模型。最后,基于某地区源荷数据进行仿真,并设立对比方案验证所提方法的有效性。结果表明,所提双源双荷场景缩减法比传统方法的聚类效果更佳,精细化富氧燃烧模型的提出和递变阶梯碳价的制定,可进一步提升系统经济与低碳效益。

基于镁基燃煤烟气碳捕集的太阳能-燃煤互补发电系统设计

燃煤等化石能源电站CO_(2)排放量巨大,开展燃煤电站碳减排是实现双碳目标的必经之路。碱金属基固体吸收剂捕集CO_(2)具有再生能耗低、选择性高等优点。但依靠电站自身能量实现碳捕集,能效代价巨大,对此提出利用槽式太阳能集热驱动镁基碳捕集再生,避免燃煤发电单一碳捕集的效能损失,同时将碳酸化放热替代电厂抽汽加热给水,提升发电量。基于某典型燃煤电站开展系统设计及分析,计算设计系统引入槽式太阳能和碳捕集系统带来的增发功率,比较设计系统、单一燃煤碳捕集系统及参比系统的总出功。结果表明,相比单一燃煤碳捕集系统,设计系统避免了46.4 MW发电功率损失,同时借助碳酸化放热,发电功率提升了46.2 MW。设计系统较单一燃煤碳捕集和单一光热发电的简单叠加系统发电功率增加了44 MW,实现了1+1>2的集成效果。典型日分析下考虑1 d中太阳直射辐射强度的变化,设计系统可通过调控碳捕集过程避免辐照过高/过低对系统稳定运行的影响,典型日下系统平均碳捕集量达135.6 t/h,增发功率达23.2 MW/h,实现了系统的变工况高效运行。设计系统避免了电站自身碳捕集带来的效能损失,提高了发电量,实现了太阳能高效利用和化石能源清洁利用,为可再生能源与化石能源的互补低碳高效利用提供思路。

槽式太阳能聚光集热-燃煤发电碳捕集系统研究

燃煤电站已成为我国最大的CO2排放源,开展燃煤电站碳减排是我国2060年前实现碳中和的必经之路。相较于其他碳捕集技术,钾基固体吸收剂捕集CO2具有捕集效率高、反应能耗低等优势,但过高的再生能耗会大幅影响燃煤电站性能。槽式太阳能聚光集热的聚光温度可满足钾基固体吸收剂再生反应的要求,由此建立了槽式太阳能集热辅助燃煤发电碳捕集耦合系统。通过建立槽式太阳能聚光集热模型及碳捕集反应模型,获取了聚光集热温度、集热工质流量等关键参数对系统综合性能的影响规律。将该系统集成于某330 MW燃煤电站,系统性能分析结果表明:相较于单一燃煤碳捕集系统,该系统设计条件下汽轮机出力增加29.85 MW,综合发电效率提升10.3%;采用优化运行方案后,典型日的全天碳捕集量增至312.96 t,日均能量利用率相对提高15.84%。

基于碳捕集的太阳能-二次再热燃煤机组热力系统性能研究

确立3种太阳能-二次再热燃煤碳捕集系统的耦合方案。利用热力学分析、分析及燃料贡献度分析的矩阵模型,计算出各个系统的热经济性指标、分析指标、平均化太阳能捕碳成本及外部燃料贡献度。结果表明:3种方案均可改善系统的热力性能,通过对比各性能指标,确立了方案2,即太阳能集热器集成在1号高压加热器、且中压缸的排汽为再沸器系统提供再生能耗时为最优集成方案。在该方案下,随碳捕集率或再生能耗的提高,机组煤耗率随之增大,循环热效率和发电效率逐渐减小。碳捕集率每增加1%,耦合系统中汽轮机的损失将减少4.424 kJ/kg,其效率将增加0.1%。随太阳能辐射强度增强,系统的平均化太阳能捕碳成本和太阳能贡献度逐渐降低,而锅炉、一次再热和二次再热系统的燃煤贡献度逐渐增加。

集成ORC的太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统全生命周期分析

基于SimaPro软件,采用ReCiPe Midpoint(H)V1.13方法对传统燃煤机组(方案一)和集成有机朗肯循环(ORC)与太阳能的燃煤碳捕集发电系统(方案二)进行生命周期评价,分析了碳捕集系统再生能耗及碳捕集率对环境影响的敏感性。结果表明:在功能单元所有选定类别的影响得分中,气候变化潜势(CCP)得分最高,臭氧损耗潜势(ODP)得分最低;除CCP外,对于其他影响类别得分,方案二>方案一;对于人体毒性潜势(HTP)得分,煤炭开采和运输阶段贡献最大,而其他影响类别中系统运行阶段的贡献最突出;随着碳捕集率增大,单位电量CCP得分减小,其他环境指标得分增大;随着再生能耗增加,集成系统所有环境影响类别得分均增大。

改进型太阳能–干法碳酸盐系统的燃煤电站灵活性碳捕集方案分析

由于CO2排放对全球气候变化的显著影响导致燃煤电站的碳捕集问题受到广泛关注。采用干法碳酸盐(dry carbonate process,DCP)捕集低温烟气中CO2相比于传统钙循环方法(calcium cycle,CaL)具有诸多优势,且太阳能可用于提供吸附剂再生所需热量,从而取代汽轮机中低压抽汽。然而,现有研究并未改善DCP操作流程,传统的设备布置不仅增加热量损失,还增加了投资成本。研究以600MW燃煤电站尾部烟气为对象,通过去除DCP中再生器和再沸器,提出槽式太阳能集热器直接加热吸附剂的改进型方案,即吸附剂再生在集热管道中进行,不仅降低设备投资和运行成本,而且实现DCP工艺与燃煤电站解耦,消除DCP对电站蒸汽循环依赖,进一步提升系统操作的灵活性,显著增加集成系统的技术经济优势。选用EBSILON和Aspen plus构建燃煤电站与改进型方案模型,全面提升了改进型方案灵活运行过程的装置性能和年发电量,为系统的设备检修提供足够时间,缓解了瞬态气候条件的影响,研究结果将为改进型太阳能-DCP系统的应用提供有利指导。

燃煤电站与太阳能集成系统的研究现状

回顾了近年来太阳能利用与燃煤机组集成的研究,对于太阳能与燃煤机组集成的研究主要集中在利用太阳能辅助燃煤机组汽水加热系统、利用太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统和利用太阳能储热补偿燃煤机组3个方面,总结了太阳能与燃煤机组在集成方案和系统运行过程方面的研究进展,在保证燃煤发电机组高效能量转换的基础上进一步减少了污染物排放。

太阳能聚光光伏-余热碳捕集利用方式分析

燃煤电站碳捕集是缓解全球温室效应的重要举措。燃煤电站燃烧后碳捕集技术的设备安装在电站尾部,改造、集成较为方便,但捕集过程能耗极高,单纯依靠电厂自身供能严重影响发电效率。在砷化镓聚光光伏电池的转化过程中存在大量余热,且余热温度大于钾基碳捕集热源温度,具有驱动钾基碳捕集反应的潜力。本研究提出了聚光光伏-余热碳捕集的光伏光热综合利用方式,建立聚光砷化镓-余热钾基碳捕集的能量转化模型,分析了光伏发电温度及辐照度对光伏发电及碳捕集性能的影响规律。将其集成于某600 MW亚临界燃煤电站:相较于单一燃煤碳捕集系统,集成系统发电效率提升6.56百分点,总发电量提升约50%;相较于单一光伏发电系统,集成系统的光伏发电效率降低4.49百分点,但额外增加碳捕集量380.82 t/h。本研究提出的余热利用方式缩小了碳捕集能耗对燃煤电站发电效率的影响,实现了太阳能在发电及碳减排上的双效利用,为太阳能高效梯级利用提供了新思路。

塔式太阳能辅助燃煤发电系统技术经济性分析

塔式太阳能辅助燃煤发电是一种提高太阳能利用率、降低燃煤消耗的发电技术。该技术是将高温塔式太阳能热与常规燃煤发电机组相耦合,利用塔式太阳集热场产生高温蒸汽并参与燃煤电站系统作功。本文对某1 000 MW塔式太阳能辅助燃煤发电系统在太阳辐射资源和电网电力调度波动下的发电量及其构成(燃煤发电和太阳能发电)和电站全生命周期内的技术经济性进行了研究。结果表明:塔式太阳能辅助燃煤发电系统运营期内平均光电转换效率为18.2%,远高于常规塔式太阳能热发电站的光电转换效率;电站项目的平准化电力成本为0.319元/(k W·h),所得税后财务内部收益率为11.29%,具有良好的收益能力和较低的投资成本;塔式太阳能辅助燃煤发电系统比相同电力调度下1 000 MW燃煤电站少燃煤257.4万t,减少CO2排放723.8万t;当考虑碳捕集成本时,为使该塔式太阳能辅助燃煤发电系统与相同容量燃煤电站具有相同的市场竞争力,则需国家电价补贴0.065元/(k W·h)。

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。

给“双碳”指个路

中国提出碳排放达峰、碳中和"双碳"目标以来,社会各界有关能源转型路径的关键判断趋于一致。要早日实现"双碳"目标,必须加强节能工作,降低能源消费总量;大幅增加风能和太阳能发电,加快建立高比例可再生能源体系;增加能源系统的储备和调节能力,适应波动性能源增加的趋势;加快终端电气化比重,不断增强电能替代;大力发展氢能,这是一些难以减排领域重要的深度减排途径;加快碳捕集封存和利用技术创新及产业化,是建设碳中和社会的重要准备。