生物质气化耦合发电提升燃煤机组灵活性分析

为提高风能、太阳能等可再生能源的消纳能力,提升火电机组的运行灵活性显得尤为重要,而利用生物质与燃煤机组进行耦合发电是改善机组燃料灵活性的重要途径。本文介绍了目前生物质与燃煤机组耦合发电方案的特点,对生物质气化耦合发电提升燃煤机组灵活性的技术可行性进行了分析,并以某330 MW机组建设20 MW生物质气化耦合发电项目为例,分析了生物质气化耦合发电对燃煤机组锅炉效率、受热面安全、催化剂性能和烟气脱硫系统等的影响。结果表明:少量掺烧生物质气后锅炉效率有所下降,烟气量略有增加,但原锅炉的烟风系统和减温水系统仍能满足需求;对受热面的腐蚀和烟气脱硫系统影响较小;进入锅炉中的K含量增加较为明显,对催化剂的活性会造成不良影响。建议根据生物质碱金属量将生物质的热量输入比例控制在10%以下。     

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%。     

集成余热回收的超临界二氧化碳燃煤发电系统研究

锅炉排烟余热和冷端余热回收利用对提高超临界二氧化碳（S-CO2）燃煤发电系统发电效率具有重要意义。为此,本文提出一种集成排烟和冷端余热回收的S-CO2燃煤发电系统,并对该系统与常规S-CO2燃煤发电系统进行对比分析。结果表明:相比常规系统,集成排烟和冷端余热回收的S-CO2燃煤发电系统通过回收排烟余热和冷端余热,可使系统发电效率提高0.56%,发电标准煤耗率降低3.00 g/(kW·h);该系统可回收2.8 MW冷端耗散?,并有效降低锅炉传热?损7.3 MW,降低排烟?耗散4.9 MW,使得锅炉?效率提高0.65%,最终使系统?效率提高0.51%。     

300MW机组锅炉燃煤耦合生物质发电的可行性研究

阐述了某电厂300 MW机组锅炉燃煤耦合生物质发电技术的特点,介绍了燃煤耦合生物质燃料特性和燃煤耦合生物质发电过程中可能出现的问题及解决方法,以及锅炉燃煤耦合生物质发电技改方案。     

燃煤机组大比例直接耦合生物质发电对机组影响研究

燃煤机组耦合生物质发电能够大幅度提高生物质的利用效率,降低机组碳排放,是今后燃煤机组实现碳减排的重要途径。本文针对某电厂300 MW等级燃煤机组,以能量守恒定 律为基础,通过锅炉热力校核计算,分析了机组在不同工况下大比例直接耦合生物质发电对燃煤机组的影响。结果表明:大比例直接耦合生物质发电后,原有受热面布置基本能够满足换热需要;减温水量增加,锅炉热效率下降0.14百分点~2.69百分点,可减排CO2约121.2万t;引风机需要进行扩容改造,对受热面腐蚀、脱硝、除尘和脱硫系统均会有不利影响,需要采用专门措施确保机组的安全运行。     

塔式太阳能辅助燃煤发电系统技术经济性分析

塔式太阳能辅助燃煤发电是一种提高太阳能利用率、降低燃煤消耗的发电技术。该技术是将高温塔式太阳能热与常规燃煤发电机组相耦合,利用塔式太阳集热场产生高温蒸汽并参与燃煤电站系统作功。本文对某1 000 MW塔式太阳能辅助燃煤发电系统在太阳辐射资源和电网电力调度波动下的发电量及其构成(燃煤发电和太阳能发电)和电站全生命周期内的技术经济性进行了研究。结果表明:塔式太阳能辅助燃煤发电系统运营期内平均光电转换效率为18.2%,远高于常规塔式太阳能热发电站的光电转换效率;电站项目的平准化电力成本为0.319元/(k W·h),所得税后财务内部收益率为11.29%,具有良好的收益能力和较低的投资成本;塔式太阳能辅助燃煤发电系统比相同电力调度下1 000 MW燃煤电站少燃煤257.4万t,减少CO2排放723.8万t;当考虑碳捕集成本时,为使该塔式太阳能辅助燃煤发电系统与相同容量燃煤电站具有相同的市场竞争力,则需国家电价补贴0.065元/(k W·h)。     

1000MW超临界二氧化碳动力循环燃煤发电机组变工况特性研究EI北大核心CSCD

超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,S-CO_(2))燃煤发电技术被视为可替代蒸汽朗肯循环的新型发电技术。该文针对1000MW的32MPa/620℃S-CO_(2)动力循环燃煤发电机组,进行S-CO_(2)锅炉创新构型设计,可实现锅炉效率94.6%,发电标准煤耗245.6g/(kW·h)。为更好的研究机组变工况下的运行性能,基于Aspen Plus平台,建立1000MW级S-CO_(2)动力循环燃煤发电机组变工况模型。结果表明:在变负荷过程中,低压透平的工质体积流量受影响较大;机组的全厂热效率会随着负荷的降低而降低;主工质温度和和再热工质温度偏差是影响机组热经济性的主要原因。研究结果对未来建设S-CO_(2)动力循环燃煤发电机组具有指导意义。     

生物质气化与燃煤热电联产机组耦合的经济性分析

介绍了生物质气化与燃煤机组耦合发电技术,并以1台8t/h生物质气化炉与350MW燃煤热电联产机组耦合为例,分析了其耦合的经济性。生物质燃气输入到燃煤锅炉的热量按3种不同方法进行经济性测算,其经济性差异较大,其中生物质燃气送入350MW燃煤机组中的热量按同时生产电能和热能计量,且按燃煤热电联产机组年平均发电标煤耗数值折算发电量,耦合发电量大,发电收益好,耦合优势明显。     

1000MW超临界二氧化碳燃煤发电系统热力学性能分析

超临界二氧化碳循环在燃煤发电领域具有广阔的应用前景。本文采用EBSILON Professional软件对某1 000 MW超临界二氧化碳（S-CO2）燃煤发电系统进行建模,并在此基础上分析了系统能流和?损分布等热力学特性,讨论了关键参数包括透平入口温度、压缩机分流比等对系统热力学性能的影响。结果表明:在给定的参数下,该1 000 MW燃煤S-CO2发电系统的发电效率和?效率分别可达到47.32%和46.11%,较典型朗肯循环分别可提高1.21%和1.17%;系统的?损中锅炉占比74.55%,其设备?效率为59.83%;透平入口温度由500 ℃提高到660 ℃,可使系统发电效率提高7.98%,发电标准煤耗率降低43.03 g/(kW·h);压缩机分流比的增大会使系统总发电量和压缩机整体耗功增加,因此其存在最佳分流比,在该1 000 MW燃煤S-CO2发电系统中,当分流比为28%时,系统发电效率最高,为47.65%。     

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。