CN110273724A - 一种双工质燃煤发电系统及方法 - Google Patents

一种双工质燃煤发电系统及方法 Download PDF

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Abstract

本发明技术方案公开了一种双工质燃煤发电系统,包括锅炉、超临界二氧化碳循环、超超临界蒸汽循环,具有炉膛、水平烟道及尾部烟道,炉膛的下部设有水冷壁、气冷壁,炉膛的上部设有蒸汽过热器、二氧化碳过热器,超临界二氧化碳循环包括主压缩机、低温回热器、高温回热器、高压二氧化碳透平、中压二氧化碳透平、低压二氧化碳透平进口、再压缩机及第一发电机,超超临界蒸汽循环包括余热换热器、预冷器、凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水泵、高压加热器、省煤器、蒸汽过热器、高压蒸汽透平、中压蒸汽透平、低压蒸汽透平、冷凝器及第二发电机。本发明技术方案的发电系统结合了超超临界蒸汽循环与超临界二氧化碳循环的优势,大幅度提高机组的发电效率。

Description

一种双工质燃煤发电系统及方法
技术领域
本发明涉及发电技术领域,特别是涉及一种双工质燃煤发电系统及方法。
背景技术
燃煤发电是我国主要的供电方式之一,并且在当前及今后相当长一段时期内仍将占据最大的发电量份额,但是,燃煤发电正面临提质增效和转型发展的严峻形势。长远来看,为了满足降低二氧化碳排放的要求,一方面需要加快研制更高参数的机组,即下一代700℃等级超超临界机组,不过,这一技术路线需要大量采用昂贵的镍基高温合金,机组成本非常高;另一方面需要在现有的600℃等级的材料和设备制造技术的基础上创新性地开发新型的燃煤发电技术。
近年来,超临界二氧化碳循环技术发展迅速,关键技术不断取得突破。超临界二氧化碳循环系统简单、结构紧凑、效率高、可空冷,并且可以与各种热源组成发电系统。因此,超临界二氧化碳循环在火力发电、核能发电、太阳能热发电、余热发电、地热发电、生物质发电等领域均具有良好的应用前景。超临界二氧化碳循环也可以与锅炉集成,代替汽轮机,形成新型燃煤发电系统,600℃等级的超临界二氧化碳循环机组的发电效率有望达到700℃等级超超临界机组的水平。
然而,超临界二氧化碳循环具有深度回热的特点,将其直接与锅炉组合时,工质进入锅炉的温度非常高,由此会产生两方面的问题。一方面,锅炉排烟温度过高,有损锅炉热效率;另一方面,炉膛壁面得不到有效冷却,温度过高,影响壁面保温和炉墙结构强度。因此,还需要针对超临界二氧化碳循环的特点,合理地将其与锅炉结合,以提高机组发电效率。
发明内容
鉴于以上所述现有技术的缺点,本发明要解决的技术问题是提供一种基于超临界二氧化碳循环的燃煤发电系统,以克服超临界二氧化碳循环与锅炉难以结合的问题。
为解决上述技术问题,本发明提供了一种双工质燃煤发电系统,包括锅炉、超临界二氧化碳循环、超超临界蒸汽循环;
所述锅炉具有炉膛、水平烟道及尾部烟道,所述炉膛的下部设有水冷壁、气冷壁,所述炉膛的上部设有蒸汽过热器、二氧化碳过热器,所述水平烟道内设有高温蒸汽再热器、二氧化碳二次再热器,所述尾部烟道内设有二氧化碳一次再热器、低温蒸汽再热器及省煤器;
所述超临界二氧化碳循环包括主压缩机、低温回热器、高温回热器、高压二氧化碳透平、中压二氧化碳透平、低压二氧化碳透平进口、再压缩机及第一发电机,所述主压缩机的出口连接所述低温回热器的高压侧进口,所述低温回热器的高压侧进口连接所述高温回热器的高压侧进口,所述高温回热器的高压侧出口连接所述气冷壁的进口,所述气冷壁的出口连接所述二氧化碳过热器的进口,所述二氧化碳过热器的出口连接所述高压二氧化碳透平的进口,所述高压二氧化碳透平的出口连接所述二氧化碳一次再热器的进口,所述二氧化碳一次再热器的出口连接所述中压二氧化碳透平的进口,所述中压二氧化碳透平的出口连接所述二氧化碳二次再热器的进口,所述二氧化碳二次再热器的出口连接所述低压二氧化碳透平的进口,所述低压二氧化碳透平的出口连接所述高温回热器的低压侧进口,所述高温回热器的低压侧出口连接所述低温回热器的低压侧进口,所述低温回热器的低压侧出口连接所述再压缩机的进口,所述再压缩机的出口连接所述高温回热器的高压侧进口,所述第一发电机连接所述再压缩机和所述低压二氧化碳透平;
所述超超临界蒸汽循环包括余热换热器、预冷器、凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水泵、高压加热器、省煤器、蒸汽过热器、高压蒸汽透平、中压蒸汽透平、低压蒸汽透平、冷凝器及第二发电机,所述余热换热器的二氧化碳工质进口连接所述低温回热器的低压侧出口,所述余热换热器的二氧化碳工质出口连接所述预冷器的工质进口,所述预冷器的工质出口连接所述主压缩机的进口,所述凝结水泵的出口连接所述余热换热器的水工质进口,所述余热换热器的水工质出口连接所述低压加热器的进口,所述低压加热器的出口连接所述除氧器的进口,所述除氧器的出口连接所述给水泵的进口,所述给水泵的出口连接所述高压加热器的进口,所述高压加热器的出口连接所述省煤器的进口,所述省煤器的出口连接所述水冷壁的进口,所述水冷壁的出口连接所述蒸汽过热器的进口,所述蒸汽过热器的出口连接所述高压蒸汽透平的进口,所述高压蒸汽透平的出口连接所述低温蒸汽再热器的进口,所述低温蒸汽再热器的出口连接所述高温蒸汽再热器的进口,所述高温蒸汽再热器的出口连接所述中压蒸汽透平的进口,所述中压蒸汽透平的出口连接所述低压蒸汽透平的进口,所述低压蒸汽透平的出口连接所述凝汽器的工质进口,所述凝汽器的工质出口连接所述凝结水泵的进口,所述第二发电机与所述低压蒸汽透平相连。
可选的,所述的双工质燃煤发电系统包括至少两台锅炉,且各所述锅炉之间相互并联。
可选的,所述主压缩机、所述再压缩机、所述高压二氧化碳透平、所述中压二氧化碳透平、所述低压二氧化碳透平及所述第一发电机同轴布置。
可选的,所述超临界二氧化碳循环采用高位布置。本发明技术方案所述的高位布置是指布置于高于所述锅炉的三分之一位置处。
可选的,所述高压蒸汽透平、所述中压蒸汽透平、所述低压蒸汽透平及所述第二发电机同轴布置。
可选的,所述超临界二氧化碳循环的温度不高于650℃,压力不高于35MPa。
可选的,所述超超临界蒸汽循环的温度不高于650℃,压力不高于35MPa。
可选的,所述锅炉提供给所述超临界二氧化碳循环的热量与所述锅炉提供给所述超超临界蒸汽循环的热量的比值为2~4。
与现有技术相比,本发明技术方案的双工质燃煤发电系统具有如下有益效果:
1、可采用现有的600℃等级超超临界汽轮机组的材料,确保设备造价与现有超超临界汽轮机组相当,同时,较好的发挥了超临界二氧化碳循环的高效率优势,提高了机组的发电效率,使机组发电成本优于现有的超超临界汽轮机组;
2、超临界二氧化碳循环替代一部分超超临界蒸汽循环,超超临界蒸汽循环可充分吸收锅炉排烟热量,确保锅炉热效率,同时又兼具超临界二氧化碳循环的高效率特点,结合了两者的优势,大幅度提高机组的发电效率,本发明采用620℃~630℃等级的机组可达到700℃等级超超临界汽轮机组的发电效率。
3、本发明的锅炉采用水冷壁和气冷壁组合,锅炉保留有较多的水冷壁数量,确保了炉壁能够较好的冷却,并充分利用锅炉燃烧辐射换热的高换热强度,减少受热面数量,使得锅炉的安全性和可靠性显著提升。
附图说明
图1为本发明实施例的双工质燃煤发电系统的结构示意图;
其中:1-锅炉,2-水冷壁,3-气冷壁,4-蒸汽过热器,5-二氧化碳过热器,6-高温蒸汽再热器,7-二氧化碳二次再热器,8-二氧化碳一次再热器,9-低温蒸汽再热器,10-省煤器,21-主压缩机,22-低温回热器,23-高温回热器,24-高压二氧化碳透平,25-中压二氧化碳透平,26-低压二氧化碳透平,27-再压缩机,28-预冷器,29-第一发电机,30-余热换热器,31-凝结水泵,32-低压加热器,33-除氧器,34-给水泵,35-高压加热器,36-高压蒸汽透平,37-中压蒸汽透平,38-低压蒸汽透平,39-凝汽器,40-第二发电机。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明技术方案进行详细说明。
如图1所示,本发明实施例的生物质直燃发电系统主要包括锅炉1、超临界二氧化碳循环、超超临界蒸汽循环。
锅炉1具有炉膛、水平烟道及尾部烟道,炉膛的下部设有水冷壁2、气冷壁3,炉膛的上部设有蒸汽过热器4、二氧化碳过热器5,水平烟道内设有高温蒸汽再热器6、二氧化碳二次再热器7,尾部烟道内设有二氧化碳一次再热器8、低温蒸汽再热器9及省煤器10。
附图1示出了两台锅炉1并联的情况,在其他实施例中,可以包括两台以上的锅炉1,根据实际需要进行设置,各锅炉1之间相互并联形成大容量锅炉1。
超临界二氧化碳循环采用高位布置,从而减少二氧化碳工质管道的长度和压损。主要包括主压缩机21、低温回热器22、高温回热器23、高压二氧化碳透平24、中压二氧化碳透平25、低压二氧化碳透平26进口、再压缩机27及第一发电机29。
主压缩机21的出口连接低温回热器22的高压侧进口,低温回热器22的高压侧进口连接高温回热器23的高压侧进口,高温回热器23的高压侧出口连接气冷壁3的进口,气冷壁3的出口连接二氧化碳过热器5的进口,二氧化碳过热器5的出口连接高压二氧化碳透平24的进口,高压二氧化碳透平24的出口连接二氧化碳一次再热器8的进口,二氧化碳一次再热器8的出口连接中压二氧化碳透平25的进口,中压二氧化碳透平25的出口连接二氧化碳二次再热器7的进口,二氧化碳二次再热器7的出口连接低压二氧化碳透平26的进口,低压二氧化碳透平26的出口连接高温回热器23的低压侧进口,高温回热器23的低压侧出口连接低温回热器22的低压侧进口,低温回热器22的低压侧出口连接再压缩机27的进口,再压缩机27的出口连接高温回热器23的高压侧进口,第一发电机29连接再压缩机27和低压二氧化碳透平26。
超超临界蒸汽循环包括余热换热器30、预冷器28、凝结水泵31、低压加热器32、除氧器33、给水泵34、高压加热器35、省煤器10、蒸汽过热器4、高压蒸汽透平36、中压蒸汽透平37、低压蒸汽透平38、冷凝器及第二发电机40。其中,高压蒸汽透平36、中压蒸汽透平37、低压蒸汽透平38及第二发电机40同轴布置。
余热换热器30的二氧化碳工质进口连接低温回热器22的低压侧出口,余热换热器30的二氧化碳工质出口连接预冷器28的工质进口,预冷器28的工质出口连接主压缩机21的进口,凝结水泵31的出口连接余热换热器30的水工质进口,余热换热器30的水工质出口连接低压加热器32的进口,低压加热器32的出口连接除氧器33的进口,除氧器33的出口连接给水泵34的进口,给水泵34的出口连接高压加热器35的进口,高压加热器35的出口连接省煤器10的进口,省煤器10的出口连接水冷壁2的进口,水冷壁2的出口连接蒸汽过热器4的进口,蒸汽过热器4的出口连接高压蒸汽透平36的进口,高压蒸汽透平36的出口连接低温蒸汽再热器9的进口,低温蒸汽再热器9的出口连接高温蒸汽再热器6的进口,高温蒸汽再热器6的出口连接中压蒸汽透平37的进口,中压蒸汽透平37的出口连接低压蒸汽透平38的进口,低压蒸汽透平38的出口连接凝汽器39的工质进口,凝汽器39的工质出口连接凝结水泵31的进口,第二发电机40与低压蒸汽透平38相连。
需要说明的是,本发明技术方案所涉及的设备均属于现有设备,在本实施例中,具体采用如下设备:锅炉(Π型炉),水冷壁(合金钢管式水冷壁),气冷壁(不锈钢管式气冷壁),蒸汽过热器(不锈钢管式过热器),二氧化碳过热器(不锈钢管式过热器),高温蒸汽再热器(不锈钢管式再热器),二氧化碳二次再热器(不锈钢管式再热器),二氧化碳一次再热器(不锈钢管式再热器),低温蒸汽再热器(合金钢管式再热器),省煤器(合金钢管式省煤器),主压缩机(轴流式二氧化碳压缩机),低温回热器(印刷电路板换热器),高温回热器(印刷电路板换热器),高压二氧化碳透平(轴流式二氧化碳透平),中压二氧化碳透平(轴流式二氧化碳透平),低压二氧化碳透平(轴流式二氧化碳透平),再压缩机(轴流式二氧化碳压缩机),预冷器(管式冷却器),第一发电机(三相交流同步发电机),余热换热器(管壳式换热器),凝结水泵(离心泵),低压加热器(管壳式换热器),除氧器(热力式除氧器),给水泵(离心泵),高压加热器(管壳式换热器),高压蒸汽透平(高压汽轮机),中压蒸汽透平(中压汽轮机),低压蒸汽透平(低压汽轮机),凝汽器(水冷凝汽器),第二发电机(三相交流同步发电机)。
在发明实施例的发电系统中,超临界二氧化碳循环的温度不高于650℃,压力不高于35MPa。超超临界蒸汽循环的温度不高于650℃,压力不高于35MPa。
锅炉1提供给超临界二氧化碳循环的热量与锅炉1提供给超超临界蒸汽循环的热量的比值为2~4。
整个发电系统的发电容量为1000MW以上,其中超超临界蒸汽循环的发电容量为300MW以上。
本发明技术方案的生物质直燃发电系统的工作方法如下:
在超临界二氧化碳循环中,采用分流再压缩二次再热循环方式,二氧化碳工质进入主压缩机21增压,经主压缩机21的出口排出进入低温回热器22,经低温回热器22吸收低压二氧化碳透平26排出工质的低温段热量,再与再压缩机27出口的工质汇合,进入高温回热器23并吸收低压二氧化碳透平26排出工质的高温段热量,在高温回热器23出来的工质经气冷壁3、二氧化碳过热器5吸收热量达到620℃,压力为30MPa,再进入高压二氧化碳透平24做功,高压二氧化碳透平24排出的工质经二氧化碳一次再热器8加热至620℃,再进入中压二氧化碳透平25做功,中压透平排气经二氧化碳二次再热器7加热至620℃,再进入低压二氧化碳透平26做功,低压二氧化碳透平26排气经高温回热器23、低温回热器22释放热量,再分为两路:一路进入再压缩机27,另一路进入余热换热器30释放余热给凝结水,再进入预冷器28冷却后回到主压缩机21。
在超超临界蒸汽循环中,采用常规的一次再热循环,凝结水泵31将水送入余热换热器30吸收二氧化碳工质的余热,然后经低压加热器32加热,再进入除氧器33,然后经给水泵34送入高压加热器35加热,再进入省煤器10加热,随后进入水冷壁2加热,接着进入蒸汽过热器4加热至620℃,压力为31MPa,紧接着进入高压蒸汽透平36做功,高压蒸汽透平36排汽进入低温蒸汽再热器9加热,再进入高温蒸汽再热器6加热至620℃,进入中压蒸汽透平37做功,中压蒸汽透平37排汽进入低压蒸汽透平38做功,低压透平排汽进入冷凝器冷凝。
高压蒸汽透平36和中压蒸汽透平37设有抽汽系统,为高压加热器35提供蒸汽,中压蒸汽透平37设有抽汽系统,为除氧器33和低压加热器32提供蒸汽,低压蒸汽透平38设有抽汽系统为低压加热器32提供蒸汽。
本实施例的发电系统采用两台锅炉1并联,提供给超临界二氧化碳循环和超超临界蒸汽循环的热量之比约为2。
发电系统的发电容量为1980MW,其中超临界二氧化碳循环发电容量为1320MW,超超临界蒸汽循环的发电容量为660MW。
当采用高性能(二氧化碳透平效率为92%以上,二氧化碳压缩机效率为85%以上)的设备时,本发明实施例的燃煤发电系统的发电净效率可达49%(LHV)以上,比现有的620℃温度参数的超临界汽轮发电机组高约3个百分点,达到700℃等级超超临界汽轮发电机组的效率水平。上述实施例中的发电系统可采用现有的620℃温度参数的超临界汽轮发电机组的材料,不需要使用更高等级的材料,加上超临界二氧化碳循环的系统简化、结构紧凑的优点,设备造价方面具有良好的经济性优势。
以上详细描述了本发明的具体实施例,应当理解,本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此,凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案,皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。

Claims (8)

1.一种双工质燃煤发电系统,其特征在于,包括锅炉、超临界二氧化碳循环、超超临界蒸汽循环;
所述锅炉具有炉膛、水平烟道及尾部烟道,所述炉膛的下部设有水冷壁、气冷壁,所述炉膛的上部设有蒸汽过热器、二氧化碳过热器,所述水平烟道内设有高温蒸汽再热器、二氧化碳二次再热器,所述尾部烟道内设有二氧化碳一次再热器、低温蒸汽再热器及省煤器;
所述超临界二氧化碳循环包括主压缩机、低温回热器、高温回热器、高压二氧化碳透平、中压二氧化碳透平、低压二氧化碳透平进口、再压缩机及第一发电机,所述主压缩机的出口连接所述低温回热器的高压侧进口,所述低温回热器的高压侧进口连接所述高温回热器的高压侧进口,所述高温回热器的高压侧出口连接所述气冷壁的进口,所述气冷壁的出口连接所述二氧化碳过热器的进口,所述二氧化碳过热器的出口连接所述高压二氧化碳透平的进口,所述高压二氧化碳透平的出口连接所述二氧化碳一次再热器的进口,所述二氧化碳一次再热器的出口连接所述中压二氧化碳透平的进口,所述中压二氧化碳透平的出口连接所述二氧化碳二次再热器的进口,所述二氧化碳二次再热器的出口连接所述低压二氧化碳透平的进口,所述低压二氧化碳透平的出口连接所述高温回热器的低压侧进口,所述高温回热器的低压侧出口连接所述低温回热器的低压侧进口,所述低温回热器的低压侧出口连接所述再压缩机的进口,所述再压缩机的出口连接所述高温回热器的高压侧进口,所述第一发电机连接所述再压缩机和所述低压二氧化碳透平;
所述超超临界蒸汽循环包括余热换热器、预冷器、凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水泵、高压加热器、省煤器、蒸汽过热器、高压蒸汽透平、中压蒸汽透平、低压蒸汽透平、冷凝器及第二发电机,所述余热换热器的二氧化碳工质进口连接所述低温回热器的低压侧出口,所述余热换热器的二氧化碳工质出口连接所述预冷器的工质进口,所述预冷器的工质出口连接所述主压缩机的进口,所述凝结水泵的出口连接所述余热换热器的水工质进口,所述余热换热器的水工质出口连接所述低压加热器的进口,所述低压加热器的出口连接所述除氧器的进口,所述除氧器的出口连接所述给水泵的进口,所述给水泵的出口连接所述高压加热器的进口,所述高压加热器的出口连接所述省煤器的进口,所述省煤器的出口连接所述水冷壁的进口,所述水冷壁的出口连接所述蒸汽过热器的进口,所述蒸汽过热器的出口连接所述高压蒸汽透平的进口,所述高压蒸汽透平的出口连接所述低温蒸汽再热器的进口,所述低温蒸汽再热器的出口连接所述高温蒸汽再热器的进口,所述高温蒸汽再热器的出口连接所述中压蒸汽透平的进口,所述中压蒸汽透平的出口连接所述低压蒸汽透平的进口,所述低压蒸汽透平的出口连接所述凝汽器的工质进口,所述凝汽器的工质出口连接所述凝结水泵的进口,所述第二发电机与所述低压蒸汽透平相连。
2.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,包括至少两台锅炉,且各所述锅炉之间相互并联。
3.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,所述主压缩机、所述再压缩机、所述高压二氧化碳透平、所述中压二氧化碳透平、所述低压二氧化碳透平及所述第一发电机同轴布置。
4.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,所述超临界二氧化碳循环采用高位布置。
5.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,所述高压蒸汽透平、所述中压蒸汽透平、所述低压蒸汽透平及所述第二发电机同轴布置。
6.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,所述超临界二氧化碳循环的温度不高于650℃,压力不高于35MPa。
7.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,所述超超临界蒸汽循环的温度不高于650℃,压力不高于35MPa。
8.如权利要求1所述的双工质燃煤发电系统,其特征在于,所述锅炉提供给所述超临界二氧化碳循环的热量与所述锅炉提供给所述超超临界蒸汽循环的热量的比值为2~4。
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