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.     

太阳能与燃煤机组混合发电系统的热经济性分析

以某型300 MW机组为例,利用抛物面槽式集热器收集太阳能热量,提出7种太阳能与燃煤机组集成方案,并定义太阳能加热给水与燃煤机组混合发电系统的循环效率、太阳能热电转换率等评价指标,应用变热量等效焓降法计算理论,对原机组及不同集成方案进行热经济性能分析。结果表明:太阳能与回热系统混合发电,既能增加发电量,提高太阳能热电效率,又能降低纯太阳能发电投资成本,其代价是混合发电系统的热效率将下降;给出的所有集成方案中,取代1段抽汽方案产生的额外电能和太阳能热电转换率最大,标煤耗率和热耗率最小,为最佳混合方案。     

槽式太阳能辅助燃煤热发电系统性能分析

热槽式太阳能辅助燃煤热发电系统可以达到深层次节能减排的效果,建立了槽式太阳能系统作用于回热加热器汽侧的热经济性模型。以350MW和600MW机组为例,分别得到了节煤量、节煤成本、CO2减排量等热经济性指标。结果表明:350MW机组节能潜力更明显,而600MW机组减排能力更强;槽式太阳能系统作用于高加汽侧时热经济性高于低加汽侧,最优方案是作用于1号高加汽侧,完全替代该级抽汽时,机组的各项热经济性指标达到最大值。     

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。     

塔式太阳能与燃煤互补复合发电系统技术经济性分析

提出塔式太阳能与燃煤机组复合发电系统的优化集成方案,建立复合发电系统技术经济性评价的分析计算模型,以330 MW机组为例,对3种集成方案的技术经济性进行模拟计算。结果表明,塔式太阳能与燃煤机组复合发电系统的热功转换效率高于纯塔式太阳能低于燃煤机组,通过单方案判断、多方案比选和财务盈利能力的分析得出,塔式太阳能产生的蒸汽引入燃煤机组主蒸汽是较理想的选择,其热功转换效率约为42.8%,太阳能净发电成本为2.68$/k Wh。     

槽式太阳能集热场与燃煤机组混合发电系统研究

通过太阳能与燃煤机组混合发电系统的分析研究,以槽式太阳能集热器与燃煤机组集成为基础,采用以工质直接吸收太阳能热的方式,考虑工质不同的引出和引入系统的部位,提出了三种不同的系统集成方式。对三种系统集成方式进行模拟,根据模拟结果对系统不同性能指标进行了分析,选出了其中最优的集成方式。同时对该系统集成方式进行了技术经济分析,结果表明其太阳能发电部分的LEC成本为0.539元/k W·h,低于单纯的太阳能热发电成本,与风力发电和秸秆发电等可再生资源发电技术相当。     

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.     

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。     

太阳能与燃煤联合发电技术及其应用前景

介绍了太阳能与燃煤联合发电技术原理及工程应用,综合分析了联合发电系统不同集成方案的热经济性,给出了太阳能与燃煤联合发电技术的应用前景,提出了我国发展太阳能与燃煤联合发电技术的建议。通过对太阳能与燃煤联合发电系统的性能分析及工程实例表明,太阳能场与燃煤机组回热系统相结合的方式,运行稳定,经济性较好,特别是太阳能场取代1段抽汽的集成方案较为理想,具有很好的发展前景。     

新型沉降式电站锅炉系统的技术经济分析

针对大容量高参数机组锅炉出现的高度增加、管道增长及阻力损失增大等问题,提出一种新型沉降式电站锅炉设计,使汽轮机平台和锅炉过热器、再热器平台在同一水平面,从而大幅度缩短主蒸汽、再热蒸汽冷段和热段管道长度,对管道长度变化带来的阻力损失、机组热经济性及发电成本的变化进行了分析.结果表明:沉降式电站锅炉的管长明显缩短,当主蒸汽、再热蒸汽冷段和热段的管道长度均减少120m时,电厂热效率提高0.18%,煤耗率降低1.044g/(kW·h),管材初投资减少约6 500万元;以年利用小时取5 294h,煤价为600元/t计算,年节煤6 093t,节约燃料成本约366万元/a,降低发电成本0.28分/(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。     

1000MW二次再热火电机组管道热效率对系统热经济性的影响

以某1 000MW超超临界二次再热火电机组为研究对象,定量分析了系统管道的散热损失、厂用蒸汽系统损失及工质泄漏损失对单元机组热经济性的影响.结果表明:考虑全部损失时,管道热效率为97.394%,供电标准煤耗为271.935g/(kW·h).与无管道损失时相比,机组管道热效率降低2.606%,供电标准煤耗增加4.584g/(kW·h),说明在二次再热机组热经济性评价中应该考虑管道热效率.     

Technical and economical system comparison of photovoltaic and concentrating solar thermal power systems depending on annual global irradiation

Concentrating solar thermal power and photovoltaics are two major technologies for converting sunlight to electricity. Variations of the annual solar irradiation depending on the site influence their annual efficiency, specific output and electricity generation cost. Detailed technical and economical analyses performed with computer simulations point out differences of solar thermal parabolic trough power plants, non-tracked and two-axis-tracked PV systems. Therefore, 61 sites in Europe and North Africa covering a global annual irradiation range from 923 to 2438 kW h/m² a have been examined. Simulation results are usable irradiation by the systems, specific annual system output and levelled electricity cost. Cost assumptions are made for today's cost and expected cost in 10 years considering different progress ratios. This will lead to a cost reduction by 50% for PV systems and by 40% for solar thermal power plants. The simulation results show where are optimal regions for installing solar thermal trough and tracked PV systems in comparison to non-tracked PV. For low irradiation values the annual output of solar thermal systems is much lower than of PV systems. On the other hand, for high irradiations solar thermal systems provide the best-cost solution even when considering higher cost reduction factors for PV in the next decade. Electricity generation cost much below 10 Eurocents per kW h for solar thermal systems and about 12 Eurocents/kW h for PV can be expected in 10 years in North Africa.     

基于水电站大坝的太阳能融合型并网发电系统研究与应用

针对双可再生能源融合发电模式的诸多技术难题,提出了一种在水电站大坝上建设太阳能电站并进行融合发电的创新模式,重点突破了水电与太阳能发电共享型控制技术、光伏逆变谐波抑制技术、无功补偿和共享型直流技术等技术难题。水电和太阳能发电共享型控制技术实现了水电现地控制单元、太阳能现地控制单元、共享型公用现地控制单元的分布式构架;实现了光伏对水电的逆变谐波抑制和无功补偿装置的研发;实现了太阳直流技术补偿水电站直流系统。应用实践表明,太阳能与水能融合发电模式可节约投资、增加无功补偿效益、减少国土资源的占用,是双可再生能源融合发电的创新性应用,具有很好的推广价值。     

太阳能-空气源热泵联合干燥系统设计及干燥枸杞的实验研究

为缩短枸杞干燥时间,提高干制枸杞的质量,减少能源消耗,本文提出了一种新型太阳能–空气源热泵联合干燥系统。该系统主要由太阳能集热器和空气源热泵机组等设备组成,可以实现太阳能单独干燥、热泵单独干燥和太阳能–空气源热泵联合干燥三种工作模式。本文根据枸杞的干燥特性,分段设定最佳的干燥温度,进行了热泵单独运行和太阳能–热泵联合运行两种工作模式下干燥枸杞的对比实验。结果表明,干燥50 kg枸杞,太阳能–热泵联合运行比热泵单独运行节省了2.9 kW?h电能,若同时除去系统本身的耗能,节省的电能占热泵单独运行耗电量的29.5%。同时,与太阳能单独干燥相比,太阳能–热泵联合干燥具有较高的除湿能耗比,两者最大差值为0.71 kg/(kW?h)。本文提出的太阳能–热泵联合干燥系统具有提高干燥产品的品质、缩短干燥时间和节约干燥成本等优点,适宜推广。     

注水系统节能技术的探讨

大庆油田第二采油厂注水系统由于耗电最大,进行节能改造。采用注水泵高压变频技术,单耗可降至5．6（kW·h）／m^3,需3a收回成本,适用于单耗及泵管压差大的注水泵;采用注水泵减级技术,单耗可降至5．82（kW·h）／m^3,需69d收回成本,适用于区块注入压力低、泵管门压差大的注水泵;采用前置喂液泵技术,单耗可降至5．5（kW·h）／m^3,需1．5a收网成本;采用注水泵涂膜技术应用于泵效低的注水泵,单耗可下降0．2（kW·h）／m^3,需150d收回成本;应用液体黏性调速离合器．单耗可下降0．47（kW·h）／m^3,需要2．2a收回成本。     

厂级AGC机组负荷优化分配系统研究

针对我国目前电网的调度模式,提出了在自动发电控制(AGC)方式下的厂级负荷优化分配系统实现方案,该方案不改变电厂原有网络结构,直接在厂级监控信息系统中增加负荷控制节点,这样既不改变控制系统原有的各项功能,又使厂级负荷控制的投切比较灵活,大大增强了系统的稳定性。在优化算法上提出了遗传禁忌混合算法,以某电厂的3台机组为例,采用2008年负荷数据进行优化分配,并与实际分配进行对比,结果表明采用该算法进行优化分配后煤耗率下降了0.2g/(kW.h)～5.3g/(kW.h),对电厂节能降耗,提高经济效益有重要意义。     

太阳能辅助燃煤热发电系统的探讨

由于太阳能供给的间歇性,单独投资建造的太阳能热发电系统经常会出现设备成本高、利用率低、收益低等问题。因此,利用太阳能热发电系统与常规燃煤发电系统都有汽轮机部分这一特点,将槽式抛物太阳能集热器集成到常规燃煤发电系统中,寻求改造现有燃煤发电系统的新途径。以某300 MW机组为例,利用弗留格尔公式进行变工况计算,然后进行热经济性分析,为太阳能辅助燃煤热发电混合系统的建立提供理论参考。     

甘肃敦煌10MW光伏并网发电特许权示范项目存在问题分析

2009年3月启动的甘肃敦煌10MW光伏并网发电特许权示范项目招标,标志着我国在大型荒漠光伏电站应用方面取得了重大进展。国家能源局组织开展的第一轮太阳能光伏发电特许权招标活动非常及时,对启动国内太阳能光伏市场产生了积极的影响,确定的电价1.09元/(kW.h)基本合理。然而,项目在实施过程中也却遇到了一系列的问题,如因供货不及时影响了项目进展,增大了建设成本;配套电网建设滞后;电力外送和消纳问题越来越突出,将成为大规模发展光伏电站的主要制约因素;税制改革挫伤了地方政府的积极性等。为保证国内光伏市场的健康发展,建议应将增值税中央收入部分按一定比例返还地方,采取补贴或者转移支付等手段维护地方政府开发太阳能项目的积极性;继续开展招标试点,摸清国内太阳能产业和市场的发展走向,完善太阳能光伏发电价格形成机制;吸取风电特许权项目的经验教训,改进招标规则,在电价的核准上谨慎行事;统筹考虑风电、太阳能等可再生能源资源开发与外送通道和消纳市场问题;慎重对待为解决太阳能等可再生能源发电电力消纳问题而引进高耗能项目。