太阳能热与燃煤电站互补发电技术综述

太阳能热与燃煤电站互补发电(SAPG)系统作为一种新型互补发电技术,在减少燃煤电站CO₂排放的同时,可降低光热发电成本,近年来备受关注。首先,基于槽式和塔式太阳能集热场工作原理和运行特点,总结了槽式和塔式太阳能集热场与燃煤机组集成时的多种耦合方案,并对不同耦合方案下系统的集成原理进行分析。因塔式太阳能集热场换热介质的工作温度较高,与燃煤机组的集成部位既可在回热系统侧,也可在锅炉侧,槽式太阳能集热场换热介质工作温度较低,与燃煤机组集成多在回热系统侧。其次,总结了SAPG系统热力性能研究进展,目前针对SAPG系统热力性能的研究多集中在静态性能方面,动态性能分析较少。静态性能分析主要包括设计工况、变工况下系统光电转换效率、太阳能发电功率等性能指标以及蓄热系统对SAPG系统运行影响等。结果表明,无论在何种工况下,SAPG系统中的光电转换效率均明显高于纯光热系统;动态性能分析主要研究太阳辐照强度实时变化、系统云遮等工况下,SAPG系统在一段时间内的参数变化规律,分析太阳辐照扰动对系统运行稳定性、安全性的影响,并制定SAPG系统的运行控制策略。然后,论述了SAPG系统经济性能...     

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CO₂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CO₂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...     

汽轮机组抽汽节能优化探索

为了提高汽轮机能效,达到节能降耗的目的,建立了优化汽轮机抽汽方案,分析了汽轮机抽汽量偏小的原因,针对汽轮机驱动压缩机带动化工工艺生产的特殊性,采取了合理的优化措施,通过调整增加了抽汽量。结果表明,对三台机组进行增加抽汽优化调整后,机组各项参数维持在正常范围,抽汽量的增加对机组的能效提升起到了积极的作用,达到了节能降耗的目的。     

利用火电机组余热能的热膜耦合海水淡化性能分析

以沿海电厂汽轮发电机组抽汽作为热源,针对反渗透(RO)和低温多效蒸馏(LT-MED)海水淡化技术各自的特点,提出2种水电联产海水淡化方案,并进行性能分析:1种是传统的蒸汽压缩喷射器(TVC)与低温多效蒸馏系统结合的MED-TVC方案;另1种是利用电厂汽轮机抽汽余热能发电驱动反渗透膜,通过热膜耦合技术将低温多效蒸馏与反渗透海水淡化产水集成的RO-MED方案。结合某实际火电机组已经运行的海水淡化项目,建立数学模型,对2种方案的淡水产量进行了比较分析。结果表明,RO-MED方案的淡水产量约为38.26 kt/d,远大于MED-TVC方案11 kt/d的产水量。但受投资成本、运行成本、安全性等条件的制约,在实际生产中还需要依据具体情况进行选择。     

太阳能耦合1000 MW二次再热超超临界机组节能优化设计

为降低600℃二次再热超超临界燃煤发电机组的发电煤耗和碳排放量,针对某1 000 MW典型二次再热超超临界燃煤发电机组(方案1),提出耦合太阳能加热除氧器出口回热系统给水的设计方案(方案2),并进行对比研究。采用基于■分析的单耗分析法对比了1 000 MW等级600℃二次再热机组不同方案的热力性能,并分析各方案在变工况下的能耗分布情况。结果表明：二次再热燃煤机组集成太阳能后,显著降低发电煤耗和碳排放量;耦合太阳能的二次再热燃煤机组方案2在各工况下发电煤耗均低于方案1,100%THA工况下,方案2抽取除氧器出口10%、30%、50%、70%、100%的给水用太阳能加热时,发电煤耗分别降低4.59、15.70、24.96、32.56、41.32 g/kWh,碳排放量分别降低12.70、43.50、69.10、90.28、114.50 g/kWh,节煤降碳效果明显;采用单耗分析法研究机组各设备单元的附加单耗,方案2锅炉、回热加热器和冷凝器的附加单耗相比方案1均下降;随除氧器出口给水采用塔式太阳能加热比例的提高,方案2锅炉的附加单耗明显降低,方案2增加了太阳能设备,太阳能的附加单耗高于方案1。...     

汽轮机抽汽预干燥褐煤热经济性分析

为实现褐煤提质梯级利用以及褐煤机组大型化,将蒸汽管回转式干燥装置与机组锅炉系统耦合,采用汽轮机低压抽汽作为干燥介质,建立了汽轮机抽汽预干燥褐煤机组经济性分析模型,提出了预干燥所需蒸汽流量与机组经济性评价方法。结果表明,与参考机组相比,采用汽轮机抽汽预干燥工艺将38%水分褐煤分别干燥至27%、20%和14%,采用汽轮机第5级抽汽时机组发电标准煤耗分别增加1.99、3.89和5.05 g/k Wh,采用汽轮机第6级抽汽时机组发电标准煤耗分别增加0.84、2.26和3.31 g/k Wh。汽轮机抽汽预干燥褐煤机组发电标准煤耗普遍增加;褐煤预干燥程度越浅,机组经济性越好;汽轮机抽汽品质越低,机组经济性越好。     

浅析凝汽抽汽式汽轮机组转速与抽汽解耦控制原理及其应用

针对裂解气压缩机抽汽压力不平的难题,在介绍EHNK50/71汽轮机的防喘振控制和抽汽控制方案的基础上,对抽汽电磁阀的控制逻辑、阀位跟踪逻辑和PID06块的逻辑进行了修改;同时结合解耦控制,实现了机组的安全、平稳、高效运行。     

汽轮机抽汽安全阀管路改造与调节

正1存在问题山东阳煤恒通化工股份有限公司热电厂现有4台CC50-8.83/4.12/1.57抽凝汽轮机机组,机组具有两级可调整抽汽,供公司内部作为工业蒸汽,改造前汽轮机机组主蒸汽、抽汽系统见图1。一级和二级抽汽管路上分别装有水动逆止阀、快关蝶阀、弹簧式安全阀,水动逆止阀和快关蝶阀与汽轮机停机信号联锁,与汽轮机进汽阀同时关闭,避免抽汽系统蒸汽倒流而诱发汽轮机超速事故。弹簧式安全阀作为安全附件,防止压力管道的超压运行,一级抽汽安全阀型号A48Y-64I,     

汽轮机带负荷清洗通流部分积垢的技术措施

正1存在问题安徽晋煤中能化工股份有限公司有2台C12-4.9/0.49型汽轮机机组。自2010年运行以来,由于锅炉的蒸汽质量、排污控制等原因,造成汽轮机通流部分(汽轮机的蒸汽通道)结垢严重。调速汽门全开时,进汽量仅为64 t/h(设计最大进汽量为102 t/h),电负荷为8.2 MW,抽汽压力达1.05 MPa(远超出额定抽汽压力),转子轴向推力     

基于技术经济学的碳捕集系统与燃煤电厂耦合对比研究

建立了碳捕集系统仿真模型和热力系统变工况模型,提出添加和不添加小汽机的碳捕集耦合方式,并从热经济性和技术经济性上对比2种耦合方案。结果显示,不添加小汽轮机而尽量多地采用低段抽汽时,脱碳机组相对于原机组出力降低113.06 MW,发电效率降低7.79%,发电煤耗增加33.09 g/k Wh,发电成本增加0.191元/k Wh,脱碳成本为270.33元/k Wh。添加小汽轮机后,碳捕集机组的净输出功提高43.45 MW,发电效率提高3.23%,发电煤耗降低28.55 g/k Wh,发电成本降低0.034元/k Wh,捕碳成本降低48.58元/t。综上,添加小汽轮机从热经济性和技术经济性上占有优势。     

燃煤发电与垃圾发电耦合供热系统性能分析

为积极响应双碳目标,推动可再生能源-燃煤互补发电技术的发展,提出了一种燃煤发电与垃圾发电耦合供热系统。通过抽引器利用燃煤机组部分供热抽汽抽引垃圾发电机组的全部排汽,混合后对热网水进行一次加热;随后通过尖峰加热器,再次利用燃煤机组供热抽汽对热网水进行二次加热,使其达到规定热网供水温度。通过系统集成,可有效减少燃煤机组供热抽汽和垃圾发电机组的冷端损失,从而提高系统整体效率。选择某660 MW燃煤机组与某垃圾处理量20.8 t/h的垃圾发电机组为研究对象,通过EBSILON软件进行模拟计算,进行了详细的热力学分析和经济性分析。结果表明,燃煤机组与垃圾发电机组电功率分别为495.00 MW(75%THA)和9.52.00 MW(100%THA)时,耦合系统垃圾发电机组的排汽损失降低,供热效率提高0.16%,发电效率提高0.52%,系统煤耗量降低1.65 t/h(以标煤计),节能效果显著。热网尖峰加热器■损失减少6.06 MW,垃圾发电机组■损失减少2.04 MW,耦合供热系统效率提高主要是由于热网加热器■损失降低。供热改造后新增设备投资495.70万元,年运行维护费用达19.83万元,同时系统...     

双抽汽凝汽式汽轮机运行中的问题及解决办法

我公司热电厂有2台汽轮发电机组,其中2#机组为双抽汽凝汽式汽轮机,已投产使用了20多年,在运行中出现了一些制约生产的问题.针对该机组的特点及出现问题的原因,实施了相应的解决办法,收到了预期的效果,现总结如下.1 设备简介2#机组为双抽汽凝汽式汽轮机,由上海汽轮机厂制造,型号为cc12-35/10/5,每小时发电量为12 000 kW,额定转数3 000 r/min,Ⅰ段抽汽额定压力1.0 MPa,Ⅱ段抽汽额定压力0.5 MPa,夏季外界热负荷需求量少的情况下,停止抽汽,该机组为纯凝式运行.     

基于钠基吸附剂的烟气脱碳系统余热利用研究

针对基于钠基固体吸附剂的燃烧后脱碳技术应用于燃煤电厂后综合能耗偏高的问题,本文提出与供热机组结合的碳捕集/供热双机组系统,利用低温热网回水回收系统低品位余热。依据双机组的抽汽混合与否构建了两种系统流程,分析了两种不同方案下的系统性能。研究结果表明,在有效回收脱碳系统碳酸化反应余热后,独立抽汽方案中碳捕集综合能耗从4.05GJ/t CO₂降低至1.26GJ/t CO₂,而混合抽汽方案中碳捕集综合能耗降低至1.13GJ/t CO₂,同时双机组系统的热网供热量较单供热机组分别增加了67.5%和72.8%,经济效益显著。分析了混合抽汽方案的系统中碳捕集综合能耗随相关运行参数变化的规律,发现碳酸化反应温度和热网回水温度因为能够直接影响系统余热利用程度因而更易对碳捕集综合能耗产生影响。     

浅谈合成氨厂空分汽轮机速关组件调试方法

本文针对合成氨厂48000Nm~3O_2/H空分装置EHNKS50/71/32型抽汽凝气式汽轮机开车过程中出现的异常问题,论述了该汽轮机工作原理、速关组件调试方法,分析了该汽轮机调节系统出现异常的原因,最终得出解决办法。     

可再生能源与燃煤发电集成互补系统综述

在碳达峰、碳中和背景下,可再生能源与燃煤发电相互耦合可提高可再生能源利用效率、降低发电成本,有利于燃煤发电的绿色低碳化升级。从集成形式、运行调控及分析评价3方面综述了可再生能源和燃煤发电的集成互补相关研究。首先梳理了可与燃煤发电直接耦合的太阳能光热及生物质的各类集成形式和工作原理。其次,介绍了目前关于太阳能光热耦合燃煤发电动态特性及调控规律研究,生物质耦合燃煤发电运行中结渣、腐蚀等问题改善方法;概述了风电、光伏与燃煤发电协调运行的调控策略及优化配置研究。最后,梳理了针对光煤互补系统热力性能、经济性、综合性能的评价研究进展;介绍了生物质与燃煤发电耦合的综合性能评价及系统中生物质发电量评估的研究进展;概述了风电、光伏与燃煤发电协调运行中的稳定性、灵活性量化评价及综合性能评价指标体系构建等。最后,针对目前可再生能源与燃煤发电互补系统的研究现状,提出太阳能光热与燃煤发电集成应致力于实现综合系统深度调峰的灵活性运行调控研究;生物质与燃煤耦合发电在进一步研究减缓生物质耦合带来的燃烧问题外,应注重耦合系统中生物质发电准确计量等评价问题;光伏、风电与燃煤发电的协调运行在调度规划研究外,应进一步开展风光...     

汽轮机凝汽器真空度低原因分析及处理

1概述兰州石化公司化肥厂动力车间1#汽轮发电机组(18 MW)的汽轮机为EHNK40/56/20型抽汽凝汽式汽轮机,它以锅炉装置提供的10.0MPa蒸汽为动力源。机组第5级抽出的3.80MPa蒸汽送入蒸汽管网,机组乏汽排入凝汽器,冷凝后汇集至热井,由凝结水泵送往脱盐水装     

GT-201汽轮机垢堵原因分析及预防

我厂乙烯装置GB/GT-201裂解气压缩机组为高参数蒸汽轮机驱动的离心压缩机组,由意大利新比隆公司制造。GT-201汽轮机采用西门子专利产品,型号EHNK-32/36,为二次抽汽凝汽式。该机设置SHP(超高压)、HP(高压)和LP(低压)三个汽室,总共安装了16级反作用叶片,SHP汽室为7级,     

氮压机组汽轮机排汽缸真空度低原因分析及处理

呼伦贝尔金新化工有限公司LNG项目于2019年11月投产，其氮气压缩机组之中压凝汽式汽轮机存在蒸汽消耗高、排汽缸温度高、排汽缸真空度低而出力严重不足等问题。针对影响汽轮机排汽缸真空度的原因进行梳理与反复排查，并进行多方面的推理与论证，最终确认主要原因在于喷嘴前滤网阻流致喷射器工作效率不足、主抽汽器喷嘴尺寸设计偏小而难以满足实际生产所需。氮压机组汽轮机经排查过程中的消漏等处理，以及抽汽器喷嘴重新设计与制造、改造喷嘴前蒸汽滤网后，于2019年12月20日重启，运行状况良好，汽轮机排汽缸真空度为-0.087 MPa,排汽缸温度为42℃左右，蒸汽消耗降至15.9 t/h,汽轮机排汽缸真空度低等问题得到较好解决。     

化工厂供热发电机组节能分析

对基于某化工厂自备电厂两台25兆瓦抽汽发电汽轮机组抽汽、凝汽比例改变引起机组效率和供电标准煤耗变化等进行了定量分析,建立了数学模型,计算出对应的供电标准煤耗,并绘出性能曲线。根据机组计算结果,指出了影响机组运行经济技术指标的因素,提出了蒸汽系统设计、生产运行的优化方案。     

2×315 MW机组低温省煤器的改造方案研究

商丘裕东发电有限责任公司2×315 MW机组原设计锅炉排烟温度123℃,实际运行中夏季排烟温度150～160℃,远高于原设计值,不仅造成了能源浪费,也给锅炉尾部设备如除尘器的运行带来了隐患.本技术方案,在烟气系统空预器出口、除尘器前加装低温省煤器,与热力系统中的低压加热器并联,回收烟气余热,加热汽轮机凝结水回水,减少汽轮机的中间抽汽,排挤的汽轮机抽汽继续在汽轮机做功,增加汽轮机发电量.同理在机组发电量不变时,降低机组煤耗量,保证除尘器等设备安全稳定运行的同时,回收的余热也带来了可观的经济效益.采用等效焓降法,经计算当锅炉烟气温度由150℃降低至120℃时,机组供电煤耗将降低1.651 4 g/(kW·h),全年可节省标准煤2 955 t/a,年回收收益230万元.