基于乙醇胺碳捕集及氨法脱硝的太阳能-燃煤机组热力系统热经济性分析

针对火电机组燃烧后碳捕集解吸能耗及脱硝系统液氨蒸发器蒸汽消耗对燃煤机组热力性能影响的问题,研究醇胺法吸收CO2的机理,建立CO2解吸能耗模型;研究液氨脱硝机理,建立蒸汽消耗模型。提出以太阳能热为碳捕集系统解吸提供热源、机组抽汽为脱硝系统提供热源的一体化集成系统。基于热经济学结构理论,建立集成系统中组件的热经济学成本数学模型;研究系统中各组件成本增长的原因及燃料价格波动对组件性能的影响。研究结果表明:乙醇胺吸收剂解吸能耗为4.5 MJ/kg CO2;脱硝系统蒸汽消耗为0.25 t/h;集成系统的热效率比原系统提高1%;组件效率及组件比不可逆是影响集成系统中组件单位成本的主要因素;热经济学成本主要影响因素为比不可逆成本和设备投资成本;影响太阳能集热场热经济学成本的主要因素为太阳能集热场投资成本、比负熵成本和比不可逆成本;煤价波动对发电成本的影响较大。     

太阳能辅助火电机组燃烧后碳捕集的集成方式研究

针对火电机组燃烧后碳捕集方式选择的问题,以某电厂600MW燃煤机组为研究对象,进行以烟气余热及太阳能热作为二氧化碳吸收剂解吸热源,以机组抽汽作为脱硝系统液氨蒸发器的热源的多能源综合互补利用集成方式的研究。分析集成系统太阳集热场设计中影响设计辐射强度选取的主要因素,以实际辐射资料为例进行研究,得出太阳辐射资源与最佳太阳辐射强度的关系。根据最佳辐射强度对集成系统进行经济性计算,对可行性集成系统进行技术经济分析,结果表明:在设计辐射强度下,可行性集成方案中CO2减排成本为90.8$/t,其随太阳集热场投资的减小而减小,考虑对CO2排放征税和CO2产品出售时,集成系统有望突破经济障碍。     

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.     

槽式集热场辅助燃煤机组回热系统混合发电热性能分析

以热力学第一、第二定律为基础,对抛物面槽式集热器进行热效率和(火用)效率分析,并以LS-2典型槽式集热器热性能测试结果为依据,分析不同太阳辐照及工作温度条件下对应的（火用）效率;以此结果作为指导,对以等面积槽式太阳能集热场作为辅助热源替代燃煤发电机组不同回热抽汽集成方式的热力性能进行分析比较,得到此类集热场作为辅助热源与燃煤机组回热系统集成的最佳方案.     

基于变热量等效热降的混合发电系统通用矩阵模型

以定热量等效热降法为基础,建立了混合发电系统的变热量等效热降通用矩阵模型。以某600 MW机组的混合发电系统为例,利用矩阵通用模型计算了该机组采用混合发电的热经济性,分析了混合发电系统的优越性。研究表明,系统效率、节煤量、CO2减排量与辅助热源系统作用位置及流量分配系数密切相关,辅助热源系统作用于高压级加热器时系统的节能潜力及经济效益总体好于作用于低压级时,辅助热源系统作用于各低压级加热器时,各高压级和除氧器级的抽汽效率均有提高。     

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）.     

不同容量和地区下光煤混合发电变工况性能研究

在构建系统集成模型的基础上,阐述光煤混合发电系统变工况性能计算方法。以3个地区和4种容量燃煤机组为例,研究集成模型、取代份额、辐射强度、地区和容量对光煤混合发电系统性能的影响规律。结果表明:机组容量和地区一定的情况下,全部取代1级抽汽且辐射强度最大时的系统节能效果最优;同机组不同地区开展混合发电时,太阳能资源丰富地的集热场面积最小,集热场换热效率和太阳能热电转换效率最大,年累计节能减排量大,静态投资回收期最短;同地区不同容量机组开展混合发电时,大容量机组年平均太阳能热电转换效率和年累计节能减排量最大,静态投资回收期最短。     

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。     

600 MW太阳能协同燃煤发电机组的变工况性能分析

利用Aspen Plus建立了600 MW超临界汽轮机系统的模型,在此基础上构建了利用太阳能集热场生产蒸汽取代某一段高压加热器抽汽的协同燃煤发电模型,并模拟了4种不同负荷工况下机组的协同发电运行情况,分析了3种太阳能协同方案在变工况下的能耗情况及汽轮机通流量等参数的变化规律.结果表明:所构建的太阳能协同发电方案可在保证汽轮机蒸汽质量流量变化较小的情况下,显著降低600 MW燃煤机组的发电煤耗率,3种协同发电方案均适合对在运火电机组进行改造,是实现火电机组节能减排和太阳能稳定发电的有效途径之一.     

抽凝式和凝汽式汽轮机改为背压机的优势

目前我国部分热电厂拆除原有的凝汽式或抽凝式汽轮机,采用背压式汽轮机,以期提高机组运行效率及经济性。背压机组因没有低压回热加热系统,只能采用高压排汽在除氧器中加热补水,造成的热损失较大。因而考虑设计一种新型背压机,它是利用在机内做完功后的低压回热抽汽及排汽来加热补水。方案是把原有的抽凝式、凝汽式机组改造为既可向外部供气,又可用低压回热抽汽及排汽加热补水的机组。因凝汽器被改造为第一级补水加热器,没有冷端放热损失,成为了一种新型背压机,它不仅能节省大量投资,而且能降低热耗,提高机组能效,是一种既可行又经济的改造方法。     

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。     

太阳能集热器与燃煤机组回热系统耦合的性能研究

提出了利用LS-3型抛物面槽式太阳能集热器对燃煤机组凝结水或给水进行辅助加热的两种集成方案,分别对N300-16.67/537/537,N600-24.2/566/566,N1000-25/600/600等3种不同型号的机组进行经济性能评价。研究结果表明:与大容量机组相比,小容量燃煤机组的投资节煤比较大,节煤量较大,投资成本较小;集成系统热经济性随太阳能集热系统辅助加热的凝结水(给水)流量比率的增大而提高,投资节煤比则相反;用太阳能集热器加热给水泵出口到省煤器入口的水,对改善机组热经济性和降低投资成本有利;在太阳能辐射强度1 000 W/m2的情况下,N300-16.67/537/537型机组的流量比率为5%时,节煤率为3.29 g/kWh。     

烟气冷却器的节能效果评价

通过烟气冷却器充分利用电站锅炉的排烟余热加热凝结水能够替代部分回热抽汽,减少了回热系统对低压缸的抽汽,使汽轮机做功量增加,机组煤耗降低。烟气冷却器按照不同的联结方式与回热系统的加热器集成后,随着机组负荷的降低,所带来的节煤效果的差别逐渐变大。并且,不同的集成方式对加热器内部附加单耗的影响差异较大。另外,腐蚀问题仍然是限制低温烟气余热深度利用的瓶颈。若能在材料上有所突破,就能得到更低的排烟温度,使机组的热经济性进一步提高。     

660MW汽轮机低压排汽缸联合末级整圈叶片气动性能研究

为了减少汽轮机低压端排汽余速损失,设计具有较大压力回收能力的低压排汽缸对整个机组的效率提升具有非常重要的意义。对660MW的汽轮机低压缸进行了CFD数值模拟,考虑到低压缸流动具有不对称性、强三维流动的特点,选择末级整圈叶片和低压排汽缸一起作为研究对象,研究结果表明该低压缸具有较好的气动性能,能有效地将末级余速损失转化为压力能回收。     

燃气轮机部分负荷工况下联合太阳能系统循环的变组合工况性能分析

以槽式太阳能集热场和燃气-蒸汽联合循环所组成的太阳能燃气联合循环为研究对象,利用Ebsilon软件对该系统进行建模,对原有燃气-蒸汽联合循环(GTCC)系统设备不变、汽轮机扩容和汽轮机及低压省煤器均扩容3种条件下,机组部分负荷运行时太阳能集成特性进行分析。结果表明在现有设备不改变的基础上以及相同的太阳集热器出口蒸汽参数下,太阳能的集成规模受汽轮机容量的限制。当燃机从100%负荷降至30%负荷运行时,集热板接收太阳辐射的最大值从0 MW增至65 MW,对应的太阳能净发电效率从29.6%增至31.6%。在原有设备基础上对汽轮机进行扩容改造后,燃机满负荷运行,当集热板辐射量由24 MW增至120 MW时,太阳能最大净发电效率由28.5%降至26.5%。当燃机负荷在75%以上运行时,低压省煤器面积增大1.2倍,当太阳能集成规模为74 MW时,太阳能净发电效率提高约2%。     

700℃高超临界二次再热机组抽汽参数计算及分析

以700℃高超临界二次再热机组为研究对象,结合文献确定机组热力系统及主要热力参数,分别采用给水等焓升法和蒸汽等焓降法对机组抽汽参数进行计算及分析。给水等焓升方法计算出的超高压缸和高压缸内级组焓降明显较大,超高压缸和高压缸的功率明显大于中压缸和低压缸;蒸汽等焓降法计算的各级抽汽压力相对较低,且低压缸抽汽量较大,中压缸和高压缸的抽汽量相对较小,蒸汽等焓降法得到的机组热效率为0. 5469,给水等焓升法得到的机组热效率为0. 5344,采用蒸汽等焓降法得到的抽汽位置及抽汽参数使机组具有较高的热经济性。     

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。     

汽轮机低压缸效率的在线计算方法

将低压缸、凝汽器以及与低压缸抽汽相对应的回热加热器视为一开口热力系,根据该开口系的能量平衡提出了一种在线计算排汽焓和低压缸效率计算方法。该方法采用改进型弗留格尔公式计算排汽量,根据高中压缸抽汽参数计算低压缸进汽量,避开了对低压缸湿蒸汽区的计算,计算精度较高。