火电机组耦合熔盐储热深度调峰系统设计及性能分析

为提高火电机组的运行灵活性,提高火电机组耦合熔盐储热系统的调峰能力,降低工程投资,引入了电加热熔盐储热方式,提出了多种火电机组耦合熔盐储热系统,基于EBSILON软件分析了某350 MW机组在不同耦合系统中的热力性能、调峰能力和熔盐用量,提出了最优的火电机组耦合熔盐储热深度调峰工艺系统。结果表明:储热过程电加热熔盐系统循环热效率为33.2%,机组最低发电负荷可降低至25%以下,单位调峰深度熔盐流量为抽汽蓄热系统的6.6%～31.2%;释热过程由1号和2号高压加热器入口混合取水,取水温度为182.4～242.7℃,熔盐-凝结水换热器具有自防凝功能;不同机组负荷下,释热过程循环热效率在32.7%～33.9%,机组负荷对调峰系统循环热效率影响不大。研究结果可指导火电机组耦合熔盐储热深度调峰技术的工程应用。     

蒸汽抽取位置对抽蒸汽干化污泥耦合发电机组影响

为了掌握蒸汽抽取位置对抽蒸汽干化污泥耦合发电燃煤机组运行参数的影响,针对某电厂300 MW等级燃煤机组,以能量守恒定律为基础,通过锅炉热力校核和机组热力系统计算分析了机组在BMCR、90%THA、75%THA、50%THA和30%THA工况下,从不同位置抽蒸汽干化污泥掺烧后的锅炉热效率、发电煤耗、燃煤量、烟气温度、烟气量及减温水量等参数的变化。结果表明：掺烧污泥会导致锅炉主要运行参数的恶化,变化幅度随着负荷的降低和湿污泥处理量的增加而增大;高负荷时从四抽抽汽对机组煤耗影响较小,中负荷从三抽抽汽对机组煤耗影响较小,低负荷只能选择再热器冷段作为抽汽点。     

蒸汽抽取位置对抽蒸汽干化污泥耦合发电机组影响

为了掌握蒸汽抽取位置对抽蒸汽干化污泥耦合发电燃煤机组运行参数的影响,针对某电厂300 MW等级燃煤机组,以能量守恒定律为基础,通过锅炉热力校核和机组热力系统计算分析了机组在BMCR、90%THA、75%THA、50%THA和30%THA工况下,从不同位置抽蒸汽干化污泥掺烧后的锅炉热效率、发电煤耗、燃煤量、烟气温度、烟气量及减温水量等参数的变化。结果表明:掺烧污泥会导致锅炉主要运行参数的恶化,变化幅度随着负荷的降低和湿污泥处理量的增加而增大;高负荷时从四抽抽汽对机组煤耗影响较小,中负荷从三抽抽汽对机组煤耗影响较小,低负荷只能选择再热器冷段作为抽汽点。     

“光火储”一体化发电系统研究

为实现2060“碳中和”目标,在传统火电机组（CFPP）基础上,开发利用太阳能和储能,提出了带储热的槽式太阳能光热系统、压缩空气储能（CAES）和火电机组集成的“光火储”一体化发电系统。此系统既可克服火电机组和压缩空气储能的耦合（CFPP+CAES）系统在释能阶段从火电机组抽取热量的缺点,又能充分利用太阳能资源,提高可再生能源的利用率、降低火电机组发电煤耗。利用EBSILON软件对该系统在火电机组100%负荷工况下的热经济性、节煤效果进行了分析,结果表明:与传统CFPP系统相比,该“光火储”系统中方案2平均热耗率降低了33.5 kJ/(kW·h),平均标准煤耗率降低了1.30 g/(kW·h);“光火储”一体化发电系统中方案2的CAES系统?效率可以达到68.81%,较先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）系统提升了16.49%,且通过计算每个部件?损失,发现CAES系统5—8号换热器节能潜力较大;根据2019年实行的某市峰谷分时电价标准,该“光火储”一体化发电系统每年净售电收益最大为1 045.49万元。     

基于储热的燃煤机组深度调峰规模化消纳可再生能源发电研究

随着可再生能源装机容量的不断增加,为减少可再生能源发电与燃煤机组发电间上网电量不匹配产生的“弃风弃光”现象,燃煤机组需实现深度调峰为可再生上网源提供空间,同时还应进一步提高消纳可再生能源的能力。利用再热蒸汽抽汽储热深度调峰系统将可再生能源发电、熔盐储热与燃煤机组降负荷调峰时的蒸汽抽汽储热耦合,研究基于储热的燃煤机组深度调峰规模化消纳可再生能源发电系统的可行性及可再生能源发电储热对深度调峰性能的影响,并分析系统的综合发电煤耗和碳排放的变化规律。研究结果表明:当再热蒸汽抽汽流量为270.70 t/h时,燃煤机组发电功率由300.03 MW降至210.07 MW,储热系统可消纳可再生能源发电的最大功率为187.26 MW;存热量释放时,燃煤机组发电功率由300.03 MW增加至348.68 MW;单位时间消纳可再生能源发电量为187.26 MWh时,综合发电煤耗降低了8.49 g/k Wh,减少的CO₂排放量为28.23 t。该研究为高比例可再生能源发电的消纳提供了指导思路。     

生物质气参数对燃煤耦合生物质发电机组影响研究

为了掌握掺烧生物质气对燃煤耦合生物质发电燃煤机组运行参数的影响,针对某电厂300 MW等级燃煤机组,以能量守恒定律为基础,通过锅炉热力校核和机组热力系统计算分析了机组在BMCR、75%THA、50%THA和30%THA工况下,掺烧生物质气后燃煤机组的锅炉热效率、发电煤耗、烟气温度和烟气量等参数的变化。结果表明:掺烧生物质气会导致锅炉热效率下降,燃煤消耗量减少,理论燃烧温度降低,排烟温度升高和烟气量增大,变化幅度均随着生物质气掺烧量的增加而增大;建议掺烧生物质气的温度低于500 ℃,全负荷热量输入比小于20%。     

660MW机组冷端建模与循环水系统瞬态优化运行

为研究燃煤机组变负荷瞬态过程中的能耗特性,探索机组瞬态运行过程中的节能空间,本文基于GSE软件搭建了某超临界660 MW燃煤机组动态仿真模型,并耦合电厂冷端动态仿真模型,最终完成了整个热力系统的仿真建模。在仿真模型的基础上,对机组在75%～100%THA负荷区间内变负荷过程中瞬态过程的能耗特性进行了研究。结果表明:机组变负荷过程中,存在最优切泵负荷点,使得机组在变负荷瞬态过程中供电煤耗率最小;研究范围内,不同负荷点切泵,最大标准煤耗率差值为0.14 g/(k W·h)。     

塔式太阳能光热配套系统性能研究

以某350 MW国产亚临界燃煤机组为例,与塔式太阳能光热系统配套,形成太阳能光热配套电站系统,确定塔式太阳能光热系统配套电站的设计方案。基于STAR-90仿真平台建立实时动态仿真模型,通过简单的仿真试验对方案进行改进,模拟了某地春分日一天内满负荷、降负荷条件下和四个季节某一天内满负荷条件下塔式太阳能系统的工作过程,对太阳能系统和机组的运行特性进行分析。模拟结果表明,该模型能准确反映太阳能的引入对整个机组运行特性和经济性的影响,为太阳能热发电的应用提供了试验基础。     

光伏光热联合发电基地并网优化调度模型

太阳能能源基地建设正在从单一光伏发电向光伏光热等多种太阳能能源利用形式方向发展。借助光热电站的大容量储热装置和具备快速爬坡速率的汽轮机组,光伏光热联合发电基地的并网运行的可调度性和可控性大大提升。从光伏光热联合发电基地的运行机理出发,建立了基于改进粒子群算法的光伏光热两阶段优化调度模型,第一阶段以削减等效负荷峰谷差、改善负荷曲线为优化目标,第二阶段以发电总成本最小为优化目标。该模型满足光伏光热电站的主要运行约束和传统机组组合安全约束,适用于光伏光热联合发电基地并网调度运行。对10机系统的仿真表明,在完全接纳太阳能发电的前提下,光伏光热发电基地在削减等效峰谷差、提高新能源消纳和降低发电总煤耗效益显著,同时对于光热电站的灵敏度分析表明,在规划建设光热电站时可根据单位峰谷差削减量以及建设成本来选择合适的装机容量和储热装置容量。     

太阳能塔式聚光集热系统与燃煤发电耦合设计

选取塔式水工质太阳能聚光集热系统,与常规火电机组锅炉给水和凝结水系统相耦合,替代高、低压加热器部分功能,构建太阳能光煤互补协同发电系统,该耦合方式是基于提效不增容的前提对系统进行优化设计及经济性分析,即减少汽水系统回热蒸汽量,降低主蒸汽流量,减少燃煤量,以提高机组运行效率,减少污染物排放,实现清洁能源综合利用的目的。该系统为其他光煤耦合系统负荷的选取以及系统设计提供了依据。     

太阳能辅助燃煤发电系统变工况动态特性分析

针对某600 MW亚临界机组太阳能辅助燃煤发电系统,选择夏至日全天100%THA、75%THA、50%THA3个运行工况,使用TRNSYS瞬态模拟软件,在太阳辐射日变化的条件下,对接入太阳能辅助燃煤发电系统后机组运行的动态特性进行了模拟。结果显示,不同工况下太阳能辅助燃煤发电系统的运行受到太阳能辐照波动的影响,变工况下的系统主要参数变化与流量变化密切相关,太阳能系统运行时锅炉主蒸汽温度升高,烟温降低,压力降低,负荷越低光电转化效率越低。在变工况过程中太阳能接入锅炉会造成主汽温度的升高,必须采取动态喷水减温措施控制主蒸汽温度,维持太阳能侧和锅炉侧的换热平衡。     

塔槽耦合光热系统镜场效率研究

太阳能光热发电技术能量输出稳定,可用于电网调峰,是太阳能高效利用的重要方式。其中,塔式光热发电技术的集热储热温度高,系统发电效率高,具有很大的发展潜力。但由于余弦效率的影响,当塔式镜场容量超过一定限值时,镜场效率会随着镜场容量增大而降低,而槽式光热发电技术不受余弦效率影响且几乎与容量无关。因此,提出塔槽耦合的集热方案,并利用MATLAB软件对100 MW塔槽耦合光热发电系统进行光学效率仿真研究。结果表明:在总集热量不变的情况下,塔槽耦合光热系统年均光学效率达到50.65%,比单纯塔式镜场提高3.04百分点;当塔高为260 m时镜场效率比180 m时提高2.52百分点,同时塔与槽的镜场面积比从2.35降低至2.22;针对不同纬度和容量的塔槽耦合系统,提出了塔槽耦合镜场的适用范围,以期为新型太阳能光热发电系统的设计提供参考。     

熔盐储热辅助燃煤机组调峰系统设计及性能对比

能源生产向可再生能源转型是实现“双碳”目标的必经之路。当前燃煤机组调峰能力不足、灵活性差,阻碍了可再生能源的大规模消纳。以600 MW燃煤机组为研究对象,提出了8种熔盐储热辅助调峰系统设计方案,并通过模拟计算,对比分析了各方案的调峰能力和热力性能。结果表明:熔盐储热辅助调峰系统提高了燃煤机组灵活性,可有效调节机组出力,较大程度拓宽机组运行区间;电加热造成大量(火用)损失,中压缸排汽抽汽造成的(火用)损失则较小;储热时发电机输出电能直接加热熔盐,释热时熔盐加热旁路给水方案可获得最大调峰容量,调峰深度可达17.83%;储热时中压缸排汽抽汽加热熔盐,释热时熔盐加热旁路给水的方案可获得最高系统效率和经济性,系统热效率和(火用)效率分别为40.95%和40.29%,煤耗率为350.01 g/(k W·h)。     

高温熔盐储能提高二次再热机组灵活性研究

针对某660MW超超临界二次再热机组,提出通过一次和二次高再冷段抽汽高温熔盐储能和高温熔盐换热器替代高压加热器的放热来提高二次再热机组运行灵活性方案。论文模拟仿真了高温熔盐储能系统在100%THA工况储热和放热过程对二次再热机组锅炉和汽轮机负荷响应特性,以及系统的热力性能变化。研究结果表明,储热过程能够提高的最大调峰量为6.82%Pe,负荷相应时间缩短600s;放热过程最大调峰量为1.82%Pe,负荷相应时间缩短1800s,能够有效改善二次再热机组响应速度。在储热和释热过程中,100%THA过程中,蓄热过程中的爬坡率为6.82%Pe,而在热释放过程中的爬坡率为1.82%Pe,分别显著提高了机组负荷爬坡率。研究结果表明,高温熔盐蓄热系统可以提高二次再热机组对电网负荷相应速率。     

线性菲涅尔式光热电站控制策略及变负荷速率研究

太阳能光热发电可以与其他新能源发电互补运行,也可以承担电网调峰调频任务,因此受到越来越多的关注。以线性菲涅尔式光热电站为研究对象,利用Apros软件搭建储热系统和发电系统的动态仿真模型并进行了模型验证,设计了考虑蓄热影响的光热电站协调控制系统,研究该电站在不同负荷区间的最大变负荷速率。研究结果表明：所提出的光热电站协调控制策略控制效果良好,与未采用蓄热控制相比,采用蓄热控制后主蒸汽压力偏差由0.17 MPa减小到0.07 MPa;在设定的限制条件下,100%THA～75%THA负荷区间最大升负荷速率为11.57%/min,最大降负荷速率为8.94%/min。研究结果可为光热电站调峰调频运行提供参考。     

降低火电机组调峰成本的光热电站储热容量配置方法

光热发电是大规模利用太阳能的新兴方式,其储热系统能够调节光热电站的出力特性,进而缓解光热电站并网带来的火电机组调峰问题。合理配置光热电站储热容量,能够有效降低火电机组调峰成本。该文提出一种光热电站储热容量配置方法,在对光热电站运行特性及其对电网调峰影响分析的基础上,综合考虑了火电机组向下调峰成本与储热成本对储热系统容量配置的影响。最后分别基于IEEE 30节点系统以及西北某省电网系统的仿真算例,验证了该文方法的可行性和有效性。     

超临界600 MW燃煤机组深度调峰运行热经济性分析

随着新能源电力的发展,燃煤发电机组运行负荷持续降低,火电机组参与深度调峰,已成为燃煤电厂灵活性调节的重要技术难题。针对超临界600 MW空冷机组,通过试验分析了不同机组负荷下的调峰性能指标。结果表明:机组负荷由50%额定负荷降至40%时,机组绝对电效率由41.31%降至41.16%,发电标准煤耗由325.52g/(kW·h)升高到328.77 g/(kW·h);机组深度调峰至30%额定负荷时,机组绝对电效率降至37.84%,发电标准煤耗升高到359.83 g/(kW·h)。试验对比分析发现,机组由40%负荷继续向下深度调峰时,机组效率显著降低,热耗率大幅增加,运行热经济性明显变差。研究结果可为燃煤机组深度调峰运行优化提供参考。     

塔式太阳能热发电中熔盐储能材料的筛选

熔盐作为太阳能热发电的储热材料优势明显。随着太阳能热发电电站系统,尤其是塔式电站系统的优势越发显现,对于熔盐工作温度的提升也越来越受到重视。目前在现有电站中主要应用的是硝酸盐,然而硝酸盐的工作温度极限愈发不能满足集热器工作温度升高的需求。介绍了太阳能热发电技术的概念与三种现有形式,并通过对常用熔盐的分析,简要阐述了塔式太阳能热发电系统中熔盐储能材料的筛选方法,以及实验中应注意的事项,并基于现有研究成果以及已实际应用的熔盐的论述与分析,可以认为塔式光热电站的潜力仍然十分巨大,且熔盐的优化仍然有很大空间。     

太阳能与燃煤耦合发电集成方式研究

太阳能和常规的燃煤电厂耦合,可以提高燃煤电厂的效率,减少化石燃料的使用,达到保护环境的效果;同时,可以弥补太阳能热发电的不足。通过对太阳能集热场替换回热抽汽的分析,得到其对原燃煤机组效率、汽耗率等的影响;并探讨了太阳能与燃煤耦合发电的不同集成方式对于燃煤机组的影响。研究结果表明：太阳能集热场与H1高压加热器并联为最佳方案,对原燃煤机组增益最大,效率由原来的42.90%提高为44.78%,提高了1.88%;标准煤耗率由原机组的0.286 7 t/h降低为0.274 6 t/h,降低了0.012 1 kg/k Wh。     

槽式光热电站熔盐管道系统防凝研究进展

槽式光热发电是当前应用最广、技术最成熟的太阳能热发电技术。熔盐凭借其工作温度高、循环效率高、价格低廉等优势,正在成为光热电站传热和储热介质的首选。但熔盐的凝固点通常在120~220 ℃,管道系统存在凝固冻堵风险。本文阐述了熔盐槽式光热电站管道热损失特性及系统防凝解冻方案的研究和应用进展,具体包括聚光集热回路集热管的传热及热损失性能预测、普通熔盐管道的保温优化措施、系统在夜间停机状态时的防凝运行方案、已冻堵管道解冻方案等,并提出下一步研究应在尽量消除熔盐凝固冻堵风险的同时尽可能降低防凝系统运维成本。相关内容同样可供以熔盐作为传热介质/储热介质的线性菲涅尔式、塔式等多种光热发电系统参考。