燃料预重整份额对SOFC-GT混合发电系统设计的影响

针对以天然气为燃料的固体氧化物燃料电池(solid oxide fuel cell,SOFC)-燃气轮机(gas turbine,GT)混合发电系统,利用平衡态重整器模型、一维SOFC模型以及搭建于Ebsilon?中的燃气轮机系统模型,在不同燃料预重整份额和SOFC燃料利用率的设计工况下,开展混合发电系统的性能分析研究。结果表明,高SOFC燃料利用率并不会对应高的系统发电效率。混合发电系统效率最高点出现在热耦合策略对系统性能影响最小的设计工况下。燃料内重整可以提高混合系统的效率,但也要求SOFC运行在极端的设计工况下;燃料外重整则可以提高系统设计的灵活性,降低混合发电系统对SOFC的依赖。仿真分析显示,通过合理配置SOFC燃料利用率和燃料重整过程,有望在不依赖燃料内重整的情况下,提高混合发电系统的发电效率。     

设置富氨蒸气回热器的固体氧化物燃料电池/燃气轮机/卡琳娜联合循环系统的热力性能分析

提出了一种新的SOFC/GT/KCS联合循环发电系统,建立了该系统热力性能的数学模型,根据热力学第一定律和第二定律,利用EES软件仿真模拟对系统进行了能量分析、憥分析,并研究了空气流率、燃料利用率、燃料流率、压气机压比、水蒸气碳比的变化对联合循环热力性能的影响。研究结果表明,在设定工况下,SOFC的发电效率为49.2%,系统总发电效率为67.6%,系统总火用效率为68.16%;系统的各部件中,火用损失较大的部件依次为SOFC、后燃烧室、燃气轮机、预热器3和余热锅炉;当燃料利用率为0.85时联合循环系统的性能最佳;在一定范围内,随着空气流率、燃料流率或水蒸汽碳比的增加,联合循环系统的能量利用效率均降低。     

微燃机冷热电三联供系统建模及热力学分析

某200 k W微燃机冷热电三联供系统按季节负荷特点分为热电联供和冷电联供2种模式,基于Ebsilon软件对该系统构建模型并进行仿真模拟及性能分析,分别计算出不同工况下冷热电三联供系统的一次能源利用率和效率。结果表明:冷电联供时,环境温度从24℃变化到38℃,系统一次能源利用率为65.2%~68%;热电联供时,环境温度从-10℃变化到24℃,系统一次能源利用率为66.4%~74.2%。系统冷电联供(取环境温度为32℃)运行时,效率为31.1%,损失之和为451.92 kW,当微燃机负荷率在30%~100%变化,系统一次能源利用率为60.3%~66.9%;系统热电联供(取环境温度为0℃)运行时,效率为38.5%,损失之和为408.4 kW,当微燃机负荷率在30%~100%变化,系统一次能源利用率为54.4%~68.5%。通过搭建的微燃机三联供系统模型对实际运行数据进行分析,结果认为:实际运行工况主要存在冷负荷较小的问题,通过蓄冷罐蓄存多余冷量,系统的一次能源利用率可提高13.8%。     

化学链高温空分制氧与热力发电系统集成性能评价

基于Aspen Plus软件,建立了化学链高温空分制氧与热力发电(CLAS-O_2/CO_2)系统的集成模型,将化学链高温空分制O_2和CO_2混合气体代替常规富氧燃烧热力发电(ASU-O_2/CO_2)系统低温空分制氧单元,建立O_2/CO_2循环燃烧模型,考察烟气抽气温度、过量空气系数和载氧体对系统性能的影响,得到系统最优参数。结果表明:CLAS-O_2/CO_2系统净效率为38.8%,比ASU-O_2/CO_2系统高13.5%,比带有CO_2捕集的整体煤气化联合循环发电(IGCC-CCS)系统高1.8%,且实现CO_2零排放。     

基于SOFC-GT-ST联合循环动力系统下钙循环碳捕集工艺热力性能分析

从压缩机压比、燃料利用率以及运行温度对系统工作性能影响的角度,对一种SOFC-GT-ST联合循环动力系统进行了热力系统性能的模拟分析.结果发现.压比为14、汽碳比为2.1、燃料利用率为0.85、SOFC运行温度不高于950℃的工况下,系统性能最优.将钙循环碳捕集工艺耦合入联合循环系统.在输入钙循环碳捕集系统中天然气设为定值的基础上,对影响系统碳捕集率以及发电率的各因素进行模拟分析.模拟了在不同碳化炉温度、煅烧炉温度、气固分离率、钙酸比以及驰放率诸因素的影响下,系统的碳捕集率和汽轮机组发电功率的变化,同时发现将一部分排气进行回流对冷流传热的做法可以提高循环效率.模拟确定了各因素最优解,即碳化炉温度为630℃、煅烧炉温度为950℃、气固分离率为98％、钙酸比设为1.1、驰放率设为0.02时,系统热力学性能以及碳捕集率最优,系统发电效率为60.32％,相比原始系统下降12.76％,系统碳捕集率达到90.36％.     

基于SOFC-GT-ST联合循环动力系统下钙循环碳捕集工艺热力性能分析

从压缩机压比、燃料利用率以及运行温度对系统工作性能影响的角度,对一种SOFC-GT-ST联合循环动力系统进行了热力系统性能的模拟分析.结果发现.压比为14、汽碳比为2.1、燃料利用率为0.85、SOFC运行温度不高于950℃的工况下,系统性能最优.将钙循环碳捕集工艺耦合入联合循环系统.在输入钙循环碳捕集系统中天然气设为定值的基础上,对影响系统碳捕集率以及发电率的各因素进行模拟分析.模拟了在不同碳化炉温度、煅烧炉温度、气固分离率、钙酸比以及驰放率诸因素的影响下,系统的碳捕集率和汽轮机组发电功率的变化,同时发现将一部分排气进行回流对冷流传热的做法可以提高循环效率.模拟确定了各因素最优解,即碳化炉温度为630℃、煅烧炉温度为950℃、气固分离率为98％、钙酸比设为1.1、驰放率设为0.02时,系统热力学性能以及碳捕集率最优,系统发电效率为60.32％,相比原始系统下降12.76％,系统碳捕集率达到90.36％.     

固体氧化物燃料电池与质子交换膜燃料电池联合系统的建模与仿真

建立一种新型的发电系统结构——固体氧化物燃料电池(solid oxide fuel cell,SOFC)与质子交换膜燃料电池(Proton exchange membrane fuel cell,PEMFC)联合发电系统,在该联合系统中SOFC不但可产生电能,同时为PEMFC提供富氢的重整气产生额外电能,提高了燃料能量转换率,也节省了外置重整器的设备消耗。该文基于质量、能量平衡并耦合电化学知识建立了SOFC-PEMFC联合发电系统模型。详细讨论了系统参数(燃料利用率、空气与燃料流量比和燃料流量)对系统性能的影响。仿真结果表明,在本文设计工况下,SOFC-PEMFC联合发电系统的发电效率和系统能源综合利用效率分别为54％和723％,高于同一功率等级下的独立SOFC发电系统和重整器-PEMFC发电系统;另外,合理的空气与燃料流量比可以改善系统性能;SOFC燃料利用率为75％时,系统发电效率达到最大;燃料流量对系统发电效率基本没有影响。     

两段式水煤浆气化炉负荷变化对IGCC系统性能的影响

采用ThermoFlex软件建立了基于两段式水煤浆气化技术的200MW级整体煤气化联合循环(IGCC)系统模型,研究了气化炉负荷变化对燃气轮机组、汽轮机组和IGCC系统性能的影响。结果表明,气化炉在较高负荷(100%、90%)工况下运行时,提高其二段给煤率γsc可以提高主蒸汽和再热蒸汽温度,降低厂用电率,使系统发电效率和供电效率得到提高;气化炉在低负荷(80%、70%、60%)工况下运行时,其γsc的变化对燃汽轮机(燃机)入口温度、排气温度、燃机发电率的影响较小,IGCC系统发电效率和供电效率随二段给煤率的升高呈先升高后降低的趋势,此时系统性能优势不明显。     

以煤层气为燃料的固体氧化物燃料电池发电系统的模拟与分析

固体氧化物燃料电池(solid oxide fuel cell,SOFC)发电具有效率高、噪声低、排放低的优点。为评估煤层气SOFC发电系统性能,并与现有燃气内燃机发电技术进行对比,在AspenPlus模拟环境中构建了SOFC发电系统流程,研究30%和91%煤层气浓度下水碳比、电流密度、空气预热温度等参数对系统性能的影响,并与燃气内燃机发电进行技术经济性比较。结果表明,使用30%浓度煤层气时,SOFC发电效率为38.7%,略低于燃气内燃机发电效率,年CO2排放量与燃气内燃机接近;使用91%浓度煤层气时,SOFC发电效率为53.2%,高出燃气内燃机13.4%,年燃料成本降低24%,年CO2排放量相比燃气内燃机降低23%;受大量冷却空气的影响,SOFC的NOx排放是燃气内燃机的2倍。由结果可知,当煤层气浓度在30%以上时,SOFC相比燃气内燃机才具有效率优势;煤层气浓度越高,SOFC的效率优势越明显;当煤层气浓度低于30%时,建议仍使用燃气内燃机进行发电。     

耦合碳捕集的直接空冷燃煤机组特性分析和背压优化EI北大核心CSCD

配置碳捕集技术将大幅改变直接空冷燃煤机组中汽机–给水和冷端系统的工质与能量分配,导致安全风险和经济损失。为提高耦合碳捕集的直接空冷燃煤机组发电效率,该文建立发电–碳捕集系统的全工况动态机理模型,分析变捕集率条件下子系统状态和整体经济性,揭示出捕集率对背压–发电功率和背压–风机耗功的影响规律,提出以热耗率最小为优化目标,以捕集率、锅炉负荷和环境参数为边界条件的背压优化方法。结果表明:每增大1%的CO_(2)捕集率对应1.06MW发电功率损失和15.2kJ/(kW·h)热耗率增量;背压优化降低了发电热耗约200~260kJ/(kW·h);捕集率为90%时,最优背压低至3.85kPa;高温、大风和高负荷时,捕集率的变化对最优背压影响较大。结果可为空冷燃煤–碳捕集整体系统的变工况高效运行提供决策依据。     

基于LNG冷能利用的高温质子交换膜燃料电池多联供系统性能研究

提出了一种基于液化天然气（LNG）冷能利用的新型多联供系统，该新系统包括高温质子交换膜燃料电池、跨临界有机朗肯循环和液化天然气冷能利用子系统。建立了多联供系统的数学模型，分析了参数变化对系统性能的影响。研究结果表明:在本研究设计工况下，高温质子交换膜燃料电池系统和跨临界有机朗肯循环系统的发电效率分别为31.51%和23.45%；新型多联供系统总能利用效率为40.75%，?效率为31.93%；多联供系统?损最大的部件为高温质子交换膜燃料电池，达到了52.8%；多联供系统总能利用效率和?效率随着高温质子交换膜燃料电池工作温度的增加而增加，随着氢气质量流量的增加和跨临界有机朗肯循环低压的增加而减少。     

固体氧化物燃料电池的效率分析

固体氧化物燃料电池(SOFC)具有很高的理论能量转换效率,但是目前报道的实际SOFC单体性能远不能达到理论转换效率。从热力学理论及实验数据出发解释了SOFC单体性能远不能达到理论效率的原因,针对电压效率、电流效率和燃料利用率分别提出了相应的改进方法,为SOFC的进一步发展提供理论依据。其中温度对电压效率、电流效率和燃料利用率有重要的影响,提高温度可以提高这三者的值,但是提高温度将降低SOFC的热力学理论效率。     

一种低温余热驱动的新型功冷联供系统

为了充分利用低温余热,提出了一种以氨水为工质的新型功冷联供复合循环系统,该系统以Goswami循环为基础,耦合了氨吸收/喷射式制冷方式。该新型功冷联供系统可显著提高Goswami循环的制冷能力,在改变分流比时,还能实现系统输出冷功比连续可调。通过热力学建模对系统进行模拟计算,结果表明,在给定工况下该新型功冷联供系统的联供热效率为12.16%,联供?效率为19.05%,系统?损失主要集中在换热器、精馏器、锅炉这3个部件。分析了吸收器温度、循环压力、锅炉出口氨蒸气温度、分流比这些关键参数对联供系统输出功、制冷量、联供热效率以及联供?效率的影响。     

氨煤混合燃烧NO生成特性的实验研究EI北大核心CSCD

氨作为一种富氢无碳含氮燃料,与煤粉混合燃烧在有效降低煤电CO_(2)排放的同时,增加了NO的生成途径。为实现氨煤低氮燃烧,该文在氨煤混燃理论燃烧放热量固定的条件下,利用高温管式炉进行氨煤混合燃烧实验探究掺氨比(0%~10%)、温度(1000~1500℃)对氨煤共燃NO生成特性的影响。结果表明,氨的掺混能够促进NO的生成与单位质量燃料NO释放量,降低燃料N向NO的转化率。随着掺氨比升高,NO的释放量逐渐增加,在同一掺氨比工况下,随着温度的升高,NO的单位质量燃料释放量先增加后降低。掺氨比为0~2%时,燃料N到NO的转化率随温度的升高逐渐降低;掺氨比为4%~10%时,燃料N到NO的转化率随温度的升高呈先增加后降低的规律;在1200℃时,各工况下转化率达到峰值。结果可为氨煤混合燃烧N转化机理提供理论支撑。     

背压式汽轮机组与有机朗肯循环耦合的热电联产系统

该文提出背压式汽轮机组耦合有机朗肯循环(organic Rankine cycle，ORC)的热电联产系统。通过提高背压式汽轮机组的蒸汽流量，多余排汽供 ORC 发电，以实现提高背压汽轮机组效率，增加系统发电量的目的。该系统可同时满足热负荷和电负荷的调节。ORC 的热效率随主气温度的提高而上升，但是其主气温度受背压式汽轮机排汽冷凝温度的限制。为了获取最大热效率，优化了 R600a、R245fa、R123和 R113这4种工质的运行压力。结果表明 R113运行压力最低而热效率最高，其净发电量比 R600a 约高10%。随热负荷的降低该联产系统的燃料利用系数降低，但是火用效率会高于原工况。     

基于析因试验的固体氧化物燃料电池热电联供系统设计参数研究

对固体氧化物燃料电池热电联供(solid oxide fuel cell combined heat and power,SOFC–CHP)系统的设计参数进行了研究,该系统由重整器、燃料电池电堆、燃烧室、2个热交换器及其它辅助设备组成。建立了系统的数学模型,以发电规模为70 kWe的系统为研究对象,运用析因试验的设计方法进行了计算机模拟试验,对系统的部分设计参数进行了析因分析。分析结果表明：影响系统发电功率的主要设计参数是燃料利用率和过量空气比率;影响系统热回收和电热比的主要设计变量是燃料利用率和水蒸汽与碳的比率,且这2个参数的交互作用较过量空气比率对系统影响显著;阴极排气再循环比率对系统热、电功率的影响甚微,不是系统的主要设计参数。整个研究工作为SOFC–CHP系统的合理设计提供了指导。     

燃煤火力发电机组与钙基CO_(2)捕集系统的一体化设计与分析EI北大核心CSCD

燃煤机组捕集CO_(2)对于我国“双碳”目标的实现至关重要。将燃煤发电机组和钙基碳捕集系统进行一体化集成,改造锅炉受热面布置与热力系统的配置,可提升系统能量集成度;分别构建基于蒸汽朗肯循环(steam rankine cycle,SRC)和SCO_(2)-蒸汽联合循环(SCO_(2)-steamcombinedcycle,CSCC)的发电、碳捕集一体化系统,利用?方法和热效率法计算其热力性能,基于平准化发电成本和碳捕集成本评价其经济性。结果表明,CSCC一体化系统?效率为39.05%,捕集CO_(2)造成的?效率损失为3.91%;利用SCO_(2)替代水蒸汽回收碳捕集系统余热能够减少?损失,使得CSCC一体化系统性能优于SRC一体化系统;CSCC一体化系统的平准化发电成本为654.9元/(MW·h),碳捕集成本为135.1元/t CO_(2)。一体化系统可实现燃料化学能和碳捕集余热的一体化协同转化和高效利用,并能降低碳捕集成本。     

熔融碳酸盐燃料电池发电系统研究进展与展望

介绍了目前熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)发电系统的发展现状,主要针对热电联产系统、混合发电系统以及用于CO_2捕集的MCFC系统进行了总结,讨论分析了不同系统的结构特点、应用现状以及未来发展前景。目前,MCFC热电联产系统发电效率47%~60%,热电联产效率80%~90%;MCFC混合发电系统发电效率55%,其中MCFC与微型燃气轮机组成的底层循环发电系统是发展的主流方向;基于MCFC的CO_2捕集系统的CO_2捕集率可达77%。     

煤炭与太阳能互补发电系统变工况热力性能研究

光煤互补发电技术利用太阳能聚光集热器聚集太阳热能用于加热锅炉给水,从而替代燃煤电站的回热抽汽。该技术能够增加燃煤电站发电量或者降低燃料使用量,并能在一定程度上减少温室气体排放。由于全年太阳辐照强度、太阳入射角等气象条件变化剧烈,而且燃煤机组的汽机负荷受到用户侧用电需求的影响,因此光煤互补发电系统总处于偏离设计工况的变辐照变工况运行状态。目前对于光煤互补发电系统的研究主要集中在设计工况,变辐照变工况热力性能的研究刚刚起步。该文以典型330 MW光煤互补示范电站为研究对象,研究聚光集热岛与动力岛之间的相互作用,揭示聚光集热岛与动力岛协同变化对光煤互补发电系统热力性能的作用。结果表明,互补系统的太阳能净发电效率随着太阳辐照强度、汽轮机运行负荷的变化存在最优值,当太阳辐照强度在300~650W/m~2,汽轮机运行负荷为75%时,互补系统的太阳能净发电效率最优。对于不同规模机组,太阳能净发电效率主要受抽汽品位的影响。     

整体煤气化联合循环系统变工况特性研究

采用ThermoFlex软件建立了200 MW级整体煤气化联合循环(integrated gasification combined cycle,IGCC)系统模型,从系统的角度出发计算研究了200 MW级IGCC系统的变工况特性。详细讨论了燃气轮机负荷、大气环境条件和整体空分系数对系统性能的影响。结果表明,燃气轮机采用压气机进口可转导叶角度调节–等燃气透平初温的调节方式降负荷时,燃气透平排气温度先增加后降低,而系统效率先缓慢降低后快速降低。随大气温度增加,燃气轮机功率、汽轮机功率和系统净功率均下降。在大气温度不变的条件下,大气压力对燃气轮机效率和系统净效率基本没有影响。增加整体空分系数可提高系统净效率,却使系统净功率降低。