太阳能与燃煤联合发电技术及其应用前景

介绍了太阳能与燃煤联合发电技术原理及工程应用,综合分析了联合发电系统不同集成方案的热经济性,给出了太阳能与燃煤联合发电技术的应用前景,提出了我国发展太阳能与燃煤联合发电技术的建议。通过对太阳能与燃煤联合发电系统的性能分析及工程实例表明,太阳能场与燃煤机组回热系统相结合的方式,运行稳定,经济性较好,特别是太阳能场取代1段抽汽的集成方案较为理想,具有很好的发展前景。     

太阳能与燃煤机组混合发电系统集成方式的研究

阐述了太阳能与燃煤机组混合发电系统的3种集成方式:太阳能集热场与锅炉并联,太阳能集热场与加热器并联及太阳能集热场与锅炉、加热器二者并联.采用传统的绝对电效率、标准煤耗以及太阳能热发电效率作为经济性指标,并利用热平衡方法对混合系统的热经济性指标进行了计算.以200 MW机组热力系统为例,对3种集成方式下机组的热经济性指标进行了比较,对不同辐射强度下机组热经济性指标的变化规律进行了分析,并确定混合发电的最优集成方式.结果表明:太阳能与燃煤机组混合发电时,太阳能热发电效率高于单纯的太阳能热发电,且燃煤机组煤耗率降低;在3种集成方式中,太阳能集热场与锅炉并联时,太阳能热效率最高、节煤量最多.     

太阳能蒸汽与燃煤机组集成系统分析

基于我国当前火力发电状况,提出将太阳能蒸汽作为火电厂辅助蒸汽系统辅助热源的集成发电方案。以某600MW机组为例,提出多种太阳能蒸汽与燃煤机组集成方案,并分别对各方案进行热力计算及热经济性分析。结果表明:选取的集成方案不同,系统的热经济性不同;被取代蒸汽品质及数量越高,集成系统热经济性越好。     

太阳能与燃煤机组混合发电方式的热经济性研究

阐述了分别从锅炉蒸发受热面、高压加热器汽侧和汽轮机低压缸引入太阳热能与燃煤机组进行混合发电的3种集成方案,定义了太阳能热电转换率、单位时间节煤量及太阳能热贡献率等评价指标,并以某300 MW燃煤机组为例,应用变热量等效焓降法计算理论对3种太阳能与燃煤机组混合发电集成方案的热经济性指标进行了计算和比较,确定了混合发电的最优集成方式,并对其经济性进行了初步分析.结果表明：混合发电集成方案2-1（取代2号高压加热器抽汽）的热经济性指标、运行安全性和稳定性均较好,因此选取方案2-1作为混合发电最优集成方案;太阳能的单位发电成本为0.63元/（kW·h）,低于单纯太阳能发电站的0.75～1.85元/（kW·h）.     

太阳能与燃煤机组混合发电系统的热经济性分析

以某型300 MW机组为例,利用抛物面槽式集热器收集太阳能热量,提出7种太阳能与燃煤机组集成方案,并定义太阳能加热给水与燃煤机组混合发电系统的循环效率、太阳能热电转换率等评价指标,应用变热量等效焓降法计算理论,对原机组及不同集成方案进行热经济性能分析。结果表明:太阳能与回热系统混合发电,既能增加发电量,提高太阳能热电效率,又能降低纯太阳能发电投资成本,其代价是混合发电系统的热效率将下降;给出的所有集成方案中,取代1段抽汽方案产生的额外电能和太阳能热电转换率最大,标煤耗率和热耗率最小,为最佳混合方案。     

再循环式光-煤互补复合发电系统的热经济状态方程

基于火电机组热力系统的结构特性及其热力特性,运用系统工程观点,提出一种新型再循环式太阳能集热系统与火电机组热力系统的集成方式,建立该再循环式光-煤互补复合发电系统的热经济性状态方程。该方程的结构与复合发电系统的结构一一对应,能从整体上反映出太阳能以及机组辅助汽水进出系统对机组运行热经济性产生的影响及其规律。以300 MW火电机组为例,分析再循环式光-煤互补复合发电系统中太阳能集热系统出口蒸汽替代热力系统各级抽汽的热经济性,结果表明替代蒸汽的运行参数越高,复合发电系统的热经济性越好。     

太阳能辅助燃煤热发电系统的探讨

由于太阳能供给的间歇性,单独投资建造的太阳能热发电系统经常会出现设备成本高、利用率低、收益低等问题。因此,利用太阳能热发电系统与常规燃煤发电系统都有汽轮机部分这一特点,将槽式抛物太阳能集热器集成到常规燃煤发电系统中,寻求改造现有燃煤发电系统的新途径。以某300 MW机组为例,利用弗留格尔公式进行变工况计算,然后进行热经济性分析,为太阳能辅助燃煤热发电混合系统的建立提供理论参考。     

两种典型集成方式下太阳能辅助燃煤机组发电系统热性能对比分析

基于热力学第一定律和质量守恒定律,建立槽式太阳能辅助燃煤发电系统模型。并针对槽式太阳能辅助燃煤机组回热系统最常见的两种集成方式,以槽式太阳能辅助某330 MW亚临界燃煤机组为研究对象,基于典型年气象数据及原燃煤机组年实际负荷,对这两种集成互补方案进行分析比较,并在此基础上,定量分析蓄热对互补发电系统年性能的影响。结果表明:串联集成方式在运行调节及系统控制方面更易实施,但并联集成互补系统具有更好的热经济性;此外,蓄热能大幅减小太阳能间歇性造成的集热子系统输出波动,且对于有条件设置较大集热面积的互补系统,加入蓄热可使其获得更好的经济性。     

太阳能CaO高温储热辅助CO_2捕集燃煤发电系统

借助CaO作为高温储能介质,可将塔式太阳能集热器系统与燃煤发电系统集成,提高太阳能热发电效率的同时实现烟气中的CO_2捕集。以1000 MW超超临界机组和10 MW塔式太阳能集热器系统为例,构建基于CaO高温储热的塔式太阳集热器辅助CO_2捕集的燃煤发电系统。基于Aspen Plus软件对系统的热力性能进行模拟,模拟结果表明,10 MW塔式太阳能集热器系统发电效率可达40.5%,较单一的太阳能热发电效率(25%)高出15.5%,且可减少等效CO_2排放15.5 t/h,具有较大的技术优势。     

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。     

CO2减排机理及与燃煤电厂集成特性的研究

推导了CO2吸收工艺系统再生能耗计算公式,分析了吸收剂性质对再生能耗的影响,计算得到不同质量分数下吸收剂的再生能耗;提出几种基于槽式太阳能辅助燃煤发电技术的CO2减排集成方案,以N600-24.2/566/566型发电机组为例,以集成系统热耗率、发电标准煤耗率和热效率作为经济性指标,采用热平衡法对不同集成方案机组的热经济性指标进行了计算和比较.结果表明:在加入太阳能热量和机组主蒸汽质量流量不变的情况下,集成方案5在设计辐照强度下的热耗率和发电标准煤耗率均最低,是最经济的集成方案.     

CO_2减排机理及与燃煤电厂集成特性的研究

推导了CO2吸收工艺系统再生能耗计算公式,分析了吸收剂性质对再生能耗的影响,计算得到不同质量分数下吸收剂的再生能耗;提出几种基于槽式太阳能辅助燃煤发电技术的CO2减排集成方案,以N600-24.2/566/566型发电机组为例,以集成系统热耗率、发电标准煤耗率和热效率作为经济性指标,采用热平衡法对不同集成方案机组的热经济性指标进行了计算和比较.结果表明:在加入太阳能热量和机组主蒸汽质量流量不变的情况下,集成方案5在设计辐照强度下的热耗率和发电标准煤耗率均最低,是最经济的集成方案.     

槽式太阳能集热场与燃煤机组混合发电系统研究

通过太阳能与燃煤机组混合发电系统的分析研究,以槽式太阳能集热器与燃煤机组集成为基础,采用以工质直接吸收太阳能热的方式,考虑工质不同的引出和引入系统的部位,提出了三种不同的系统集成方式。对三种系统集成方式进行模拟,根据模拟结果对系统不同性能指标进行了分析,选出了其中最优的集成方式。同时对该系统集成方式进行了技术经济分析,结果表明其太阳能发电部分的LEC成本为0.539元/k W·h,低于单纯的太阳能热发电成本,与风力发电和秸秆发电等可再生资源发电技术相当。     

太阳能热发电

<正>太阳能热发电是将太阳能转化为热能,是通过热功转化过程发电的技术,这种光电转换技术的电站称为太阳能热发电站。太阳能热发电按照太阳能采集方式可以分为四种类型:太阳能塔式发电、太阳能槽式发电、     

太阳能与燃煤机组集成发电系统的研究现状

介绍了太阳能与燃煤机组集成发电系统的发展背景、国内外发展状况以及集成方式,对太阳能与回热系统集成等三种集成方式进行了比较,分析了几种提高集成发电系统经济性的优化方式,指出了发展中存在的一些问题及发展前景。     

槽式太阳能与火电机组联合系统的经济性分析

针对太阳能与火电机组联合运行系统提出3种集成方案:太阳能集热系统与机组回热系统并联;太阳能集热系统与锅炉汽化段并联;太阳能集热系统与机组回热系统及锅炉汽化段并联。以槽式太阳能与600 MW亚临界火电机组联合为例,对3种方案进行经济性分析,并对最优方案太阳能部分做能源平均成本(LEC)计算。结果表明:3种方案(尤以第3种方案最佳)均可有效减少燃煤量,降低CO_2排放量,最优方案中LEC低于单纯太阳能发电成本,具有经济可行性。     

太阳能与燃煤机组集成发电系统性能研究

以常规燃煤机组为原型,提出新的槽式太阳能与燃煤机组集成发电方式,即槽式太阳能集热场加热小汽轮机排汽,取代部分1号高压加热器回热抽汽。利用模拟软件建立发电系统计算模型,分析太阳能辐射强度（DNI）和集热面积对该系统性能的影响。以动态投资回收期TDP、内部收益率IRR等为评价指标,对该系统进行经济性分析。结果表明：随着太阳能幅射强度的增大,互补发电系统的太阳能发电功率、太阳能热电转换率等随之增大,且集热面积的影响趋势与太阳能幅射强度（DNI）大致相同;在拉萨地区进行该系统建设的IRR最高,为16.97%;对IRR的敏感性影响因素从大到小排序依次为煤炭价格、集热器造价和并网电价。     

槽式太阳能辅助燃煤热发电系统性能分析

热槽式太阳能辅助燃煤热发电系统可以达到深层次节能减排的效果,建立了槽式太阳能系统作用于回热加热器汽侧的热经济性模型。以350MW和600MW机组为例,分别得到了节煤量、节煤成本、CO2减排量等热经济性指标。结果表明:350MW机组节能潜力更明显,而600MW机组减排能力更强;槽式太阳能系统作用于高加汽侧时热经济性高于低加汽侧,最优方案是作用于1号高加汽侧,完全替代该级抽汽时,机组的各项热经济性指标达到最大值。     

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。     

熔盐塔式太阳能热发电站中蒸汽发生系统水循环方式的对比分析

蒸汽发生系统水循环方式的选择对熔盐塔式太阳能热发电站的投资经济性及安全稳定运行至关重要。对熔盐塔式太阳能热发电站的蒸汽发生系统进行了介绍，对蒸汽发生系统的两种水循环方式——自然循环方式和强制循环方式进行了技术性和经济性对比分析。分析结果表明：在目前熔盐塔式太阳能热发电站采用高温、超高压参数下，自然循环方式及强制循环方式技术路线均能满足熔盐塔式太阳能热发电站蒸发换热的需求；若选择强制循环方式，在设备选型时，应将强制循环泵的结构及运行环境作为重点进行综合分析；结合国内已建成的熔盐塔式太阳能热发电项目的运行经验及太阳能热发电技术的发展趋势，熔盐塔式太阳能热发电站蒸汽发生系统的出口主蒸汽压力在亚临界以下(<16 MPa)时，从技术性、经济性及运行维护方面综合考虑，水循环方式推荐采用自然循环方式。以期为熔盐塔式太阳能热发电站蒸汽发生系统的设计选型提供参考。