CN111622817B - 燃煤发电系统及其s-co2循环系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种燃煤发电系统及其S‑CO2循环系统，燃煤发电系统的S‑CO2循环系统包括压缩机组和透平机组；其中，透平机组包括依次串联的前级加热器、前级透平机、末级加热器和末级透平机，压缩机组中的至少一个压缩机的排气口通过分流管道与透平机组连通，且分流管道与透平机组的连通位置位于前级透平机的吸气口的下游；分流管道上设置有辅助回热器和辅助加热器，且辅助回热器位于辅助加热器的上游。上述燃煤发电系统的S‑CO2循环系统中，减少了进入前级加热器的气体的质量流量，有效降低了锅炉阻力，减小了锅炉压降；还使得循环效率显著高于再压缩循环，在燃烧相同煤量条件下，实现了更高效率。

Description

燃煤发电系统及其S-CO2循环系统
技术领域
本发明涉及燃煤发电技术领域，更具体地说，涉及一种燃煤发电系统及其S-CO2循环系统。
背景技术
超临界二氧化碳发电系统由其效率高、体积小、重量轻、噪音低等优点逐渐被推广。目前，超临界二氧化碳发电系统采用超临界二氧化碳布雷顿循环(S-CO2循环)。但是，超临界二氧化碳发电系统应用时存在两个主要的问题：锅炉压降较大和余热有待吸收。
具体地，水蒸气朗肯循环燃煤机组通常选用常压π式或塔式的锅炉，若 S-CO2循环燃煤机组仍然选用上述煤粉炉，并维持锅炉的受热面结构及布置形式不变，具体地，锅炉的炉膛采用冷却壁加热、透平机组的前级加热器与部分透平机组的末级加热器位于炉膛内，那么会面临锅炉压降较大的问题。产生这一问题的根本原因在于：当机组容量相同时，S-CO2循环相比于水蒸气朗肯循环，工质的质量流量增大6-8倍，若锅炉结构不变，质量流量增大则会导致锅炉阻力增大，使得锅炉压降增大。
对于水蒸汽朗肯循环，当机组为二次再热超临界机组时，省煤器入口处水的温度大致在340℃左右，此时通过空气预热器就可以将剩余烟气热能充分吸收。但对于S-CO2循环，在相同主气温压参数条件下，再压缩循环中CO2进入锅炉的最低温度为410℃左右，当循环采用二次再热布置时CO2进入锅炉的最低温度为510℃左右，此时若保证锅炉排烟温度及空气温度不变，则S-CO2机组锅炉尾部烟道存在待吸收的余热。若余热得不到有效吸收，则锅炉排入环境的热量提高，锅炉效率降低，进而降低热力系统的总效率。
综上所述，如何设计燃煤发电系统的S-CO2循环系统，以减小锅炉阻力，降低锅炉压降，提高效率，是目前本领域技术人员亟待解决的问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种燃煤发电系统的S-CO2循环系统，以减小锅炉阻力，降低锅炉压降，同时优化循环流程提高效率。本发明的另一目的是提供一种具有上述S-CO2循环系统的燃煤发电系统。
为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种燃煤发电系统的S-CO2循环系统，包括压缩机组和透平机组；
其中，所述透平机组包括依次串联的前级加热器、前级透平机、末级加热器和末级透平机，所述压缩机组中的至少一个压缩机的排气口通过分流管道与所述透平机组连通，且所述分流管道与所述透平机组的连通位置位于所述前级透平机的吸气口的下游；
所述分流管道上设置有辅助回热器和辅助加热器，且所述辅助回热器位于所述辅助加热器的上游。
优选地，所述分流管道与所述透平机组的连通位置位于所述前级透平机的中级膨胀入口处。
优选地，所述前级透平机和所述末级加热器通过透平管道连通，所述分流管道与所述透平管道连通。
优选地，所述透平机组还包括串接在所述前级透平机和所述末级加热器之间的若干中级加热器和若干中级透平机，任意一个所述中级透平机的上游具有一个与其相邻的所述中级加热器。
优选地，所述前级透平机和与其相邻的所述中级加热器通过第一透平管段连通，所述末级加热器和与其相邻的所述中级透平机通过第二透平管段连通；
所述分流管道与所述第一透平管段连通、或所述分流管道与所述第二透平管段连通。
优选地，所述分流管道与所述透平机组的连通位置位于一个所述中级透平机的中级膨胀入口处。
优选地，所述中级透平机和所述中级加热器均至少为两个，每个所述中级透平机和与其相邻的所述中级加热器通过第三透平管段连通，所述分流管道与所述第三透平管段连通。
优选地，所述末级透平机的排气口设置有透平排气管道，所述压缩机组包括至少两个均与所述透平排气管道连通的压缩机，且沿所述透平排气管道内的气流方向，位于最上游的所述压缩机的排气口通过所述分流管道与所述透平机组连通。
优选地，所述末级透平机的排气口设置有透平排气管道，所述辅助回热器的低压侧管段串接在所述透平排气管道上，所述辅助回热器的高压侧管段串接在所述分流管道上。
优选地，所述燃煤发电系统的S-CO2循环系统还包括回热机组，所述回热机组包括若干回热器，所述辅助回热器与某个所述回热器为一体式结构。
本发明提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，由于至少一个压缩机的排气口通过分流管道与透平机组连通，且分流管道与透平机组的连通位置位于前级透平机的吸气口的下游，则至少一个压缩机排出的气体会通过分流管道直接到达前级透平机的吸气口的下游，即到达前级加热器的下游，从而减少了进入前级加热器的气体的质量流量，由于锅炉采用壁面加热方式，前级加热器设置在锅炉的炉膛内部，则前级加热器内的流量直接决定了锅炉阻力，具体地，前级加热器内的流量越大，锅炉阻力越大，因此，通过减少进入前级加热器的气体的质量流量有效降低了锅炉阻力，减小了锅炉压降。
基于上述提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统，本发明还提供了一种燃煤发电系统，燃煤发电系统包括S-CO2循环系统，所述S-CO2循环系统为上述任一项所述的燃煤发电系统的S-CO2循环系统。
优选地，所述辅助回热器的低压侧管段和回热机组的高温回热器的低压侧管段并联设置；
所述前级加热器包括前级加热器本体和主烟气冷却器；沿透平进气管道内的介质流向，所述主烟气冷却器位于所述前级加热器本体的上游；
所述燃煤发电系统的烟气冷却器包括主烟气冷却器和第一辅助烟气冷却器，所述第一辅助烟气冷却器的入口与回热机组的高温回热器的高压侧入口连通，所述第一辅助烟气冷却器的出口于所述主烟气冷却器的入口连通；
和/或，所述烟气冷却器包括：主烟气冷却器、第二辅助烟气冷却器和所述辅助加热器，所述第二辅助烟气冷却器的入口与所述分流管道连通且连通位置位于所述辅助回热器的上游，所述第二辅助烟气冷却器的出口与所述辅助加热器的入口连通。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统的一种循环流程图；
图2为本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统的另一种循环流程图；
图3为本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统的另一种循环流程图；
图4为本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统与现有的二次再热再压缩循环的热效率对比图；
图5为本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统与现有的二次再热再压缩循环的质量流量对比图；
图6为本发明实施例提供的燃煤发电系统的一种流程图；
图7为本发明实施例提供的燃煤发电系统的另一种流程图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1-3所示，本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统包括压缩机组和透平机组。
上述透平机组包括依次串联的前级加热器H1、前级透平机T1、末级加热器H2和末级透平机T2，压缩机组中的至少一个压缩机的排气口通过分流管道P1与透平机组连通，且分流管道P1与透平机组的连通位置位于前级透平机T1的吸气口的下游；分流管道P1上设置有辅助回热器AR和辅助加热器 H3，且辅助回热器AR位于辅助加热器H3的上游。
上述结构通过设置辅助回热器AR和辅助加热器H3以保证通过分流管道 P1流入透平机组的气体满足要求。
本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，由于至少一个压缩机的排气口通过分流管道与透平机组连通，且分流管道与透平机组的连通位置位于前级透平机的吸气口的下游，则至少一个压缩机排出的气体会通过分流管道直接到达前级透平机的吸气口的下游，即到达前级加热器的下游，从而减少了进入前级加热器的气体的质量流量，由于前级加热器设置在锅炉炉膛内且采用冷却壁的壁面加热方式，则通过减少进入前级加热器的气体的质量流量有效降低了锅炉阻力，减小了锅炉压降。
同时，上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，减少了进入前级加热器的气体的质量流量，有效降低了锅炉内冷却壁受热面布置的难度；同时，也可减小锅炉内的冷却壁管壁厚，从而降低锅炉的外壁温度，有利于锅炉的安全运行。
上述透平机组中，前级透平机T1的吸气口的下游的位置具有多个，例如，前级透平机T1和末级透平机T2之间，或者前级透平机T1为三级膨胀或四级以上膨胀时前级透平机T1的中级膨胀入口处，或者末级透平机T2为三级膨胀或四级以上膨胀时末级透平机T2的中级膨胀入口处。
上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，通过选择分流管道P1与透平机组的连通位置的具体位置，可调节通过分流管道P1与透平机组连通的压缩机所排出的气体压力。
若前级透平机T1为三级膨胀或四级以上膨胀，分流管道P1与透平机组的连通位置可位于前级透平机T1的中级膨胀入口处。具体地，若前级透平机 T1为三级膨胀，则前级透平机T1具有低级膨胀入口、中级膨胀入口和高级膨胀入口，其中，低级膨胀入口即为前级透平机T1的吸气口，中级膨胀入口为一个；若前级透平机T1为四级以上膨胀，则前级透平机T1具有低级膨胀入口、中级膨胀入口和高级膨胀入口，其中，低级膨胀入口即为前级透平机T1的吸气口，中级膨胀入口至少为两个，此时，分流管道P1与透平机组的连通位置可位于任意一个中级膨胀入口处。
相应地，末级透平机T2为三级膨胀或四级以上膨胀，分流管道P1与透平机组的连通位置可位于末级透平机T2的中级膨胀入口处。具体地，若末级透平机T2为三级膨胀，则末级透平机T2具有低级膨胀入口、中级膨胀入口和高级膨胀入口，其中，低级膨胀入口即为末级透平机T2的吸气口，中级膨胀入口为一个；若末级透平机T2为四级以上膨胀，则末级透平机T2具有低级膨胀入口、中级膨胀入口和高级膨胀入口，其中，低级膨胀入口即为末级透平机T2的吸气口，中级膨胀入口至少为两个，此时，分流管道P1与透平机组的连通位置可位于任意一个中级膨胀入口处。
上述分流管道P1与透平机组的连通位置也可位于前级透平机T1和末级透平机T2之间。具体地，如图1所示，前级透平机T1和末级加热器H2通过透平管道P2连通，分流管道P1与透平管道P2连通。
当然，也可选择上述分流管道P1与透平机组的连通位置还可位于前级透平机T1和末级透平机T2之间的其他位置。
具体地，如图2和图3所示，上述透平机组还包括串接在前级透平机T1 和末级加热器H2之间的若干中级加热器H4和若干中级透平机T3，任意一个中级透平机T3的上游具有一个与其相邻的中级加热器H4。
例如，前级透平机T1和与其相邻的中级加热器H4通过第一透平管段P21 连通，末级加热器H2和与其相邻的中级透平机T3通过第二透平管段P22连通；如图2所示上述分流管道P1与第一透平管段P21连通、或如图3所示分流管道P1与第二透平管段P22连通。
上述透平机组中，中级透平机T3和中级加热器H4可均为一个，也可均为两个以上。为了减少部件，优先选择中级透平机T3和中级加热器H4一一对应。若中级透平机T3和中级加热器H4均至少为两个，每个中级透平机T3 和与其相邻的中级加热器H4通过第三透平管段连通，上述分流管道P1还可与第三透平管段连通。
上述中级透平机T3可为三级膨胀或四级以上膨胀，相应地，上述分流管道P1与透平机组的连通位置可位于一个中级透平机T3的中级膨胀入口处。具体地，若中级透平机T3为三级膨胀，则中级透平机T3具有低级膨胀入口、中级膨胀入口和高级膨胀入口，其中，低级膨胀入口即为中级透平机T3的吸气口，中级膨胀入口为一个；若中级透平机T3为四级以上膨胀，则中级透平机T3具有低级膨胀入口、中级膨胀入口和高级膨胀入口，其中，低级膨胀入口即为中级透平机T3的吸气口，中级膨胀入口至少为两个，此时，分流管道 P1与透平机组的连通位置可位于任意一个中级膨胀入口处。
上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，上述末级透平机T2的排气口设置有透平排气管道P3，压缩机组的压缩机的吸气口与透平排气管道P3连通。
上述压缩机组的压缩机可为一个，也可两个以上。当压缩机组包括至少两个压缩机时，任意一个压缩机的吸气口与透平排气管道P3连通，且压缩机与透平排气管道P3的连通位置沿透平排气管道P3内的气流方向依次分布。
优选地，沿透平排气管道P3内的气流方向，位于最上游的压缩机的排气口通过分流管道P1与透平机组连通。
具体地，压缩机组包括三个压缩机，分别为前级压缩机C1、中级压缩机 C2和末级压缩机C3；沿透平排气管道P3内的气流方向，前级压缩机C1位于中级压缩机C2的上游、中级压缩机C2位于末级压缩机C3的上游。此时，优先选择前级压缩机C1的排气口通过分流管道P1与透平机组连通，如图1-3 所示。
当然，上述压缩机组也可包括四个以上的压缩机，此时，中级压缩机C2 为两个以上。
上述压缩机组还可仅包括两个压缩机，分别为前级压缩机C1和末级压缩机C3；沿透平排气管道P3内的气流方向前级压缩机C1位于末级压缩机C3 的上游。此时，优先选择前级压缩机C1的排气口通过分流管道P1与透平机组连通。
上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，沿透平排气管道P3内的气流方向，位于最上游的压缩机的排气口通过分流管道P1与透平机组连通，则可有效降低沿透平排气管道P3内的气流方向位于最上游的压缩机的排出气体压力，从而降低排出气体的温度。
上述末级透平机T2的排气口设置有透平排气管道P3，为了简化结构，上述辅助回热器AR的低压侧管段串接在透平排气管道P3上，辅助回热器 AR的高压侧管段串接在分流管道P1上。
上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统包括透平进气管道和回热机组，除了排气口通过分流管道P1与透平机组连通的压缩机以外的其他压缩机的排气口与透平进气管道连通，上述回热机组包括若干回热器，且回热器的低压侧管段串接在透平排气管道P3上，回热器的高压侧管段串接在透平进气管道上。
为了减少部件，优先选择辅助回热器AR与某个回热器为一体式结构。具体地，回热机组包括三个回热器，分别为高温回热器HTR、中温回热器MTR 和低温回热器LTR；沿透平进气管道内的气流方向，高温回热器HTR位于中温回热器MTR的下游，中温回热器MTR位于低温回热器LTR的下游；沿透平排气管道P3内的气流方向，高温回热器HTR位于中温回热器MTR的上游，中温回热器MTR位于低温回热器LTR的上游。若选择前级压缩机C1的排气口通过分流管道P1与透平机组连通，则优先选择辅助回热器AR与高温回热器HTR为一体式结构。
可以理解的是，辅助回热器AR与高温回热器HTR共用一个壳体，且共用低压侧管段。具体地，辅助回热器AR与高温回热器HTR为一体式结构，且形成组合式回热器CR，如图7所示，该组合式回热器CR包括：壳体、设置在壳体内的低压侧管段、设置在壳体内的第一高压侧管段、设置在壳体内的第二高压侧管段，其中，第一高压侧管段串接在透平进气管道上，第二高压侧管段串接在分流管道P1上。这样，简化了组合式回热器的结构，降低了成本。
当然，也可选择上述组合式回热器为其他结构，并不局限于上述实施例。
为了更为具体地说明本发明，下面提供两个实施例。
实施一
如图1所示，上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统为一次再热末级部分压缩三压缩循环。其中，工质为超临界二氧化碳工质。
具体地，工质在中温回热器MTR的低压侧出口分流，一部分工质进入低温回热器LTR的低压侧，另一部分工质进入前级压缩机C1，进入低温回热器 LTR的超临界二氧化碳工质在低温回热器LTR的低压侧出口进一步分流，其中一部分工质依次进入第一冷却器Cooler、末级压缩机C3后进入低温回热器 LTR的高压侧，另一部分工质进入中级压缩机C2，经中级压缩机C2压缩后与低温回热器LTR高压侧出口的工质汇流进入中温回热器MTR，中温回热器MTR出口工质依次进入高温回热器HTR、前级加热器H1、前级透平机T1；工质经在前级压缩机C1压缩后进入辅助回热器AR，随后进入辅助加热器H3，升温后的工质与前级透平机T1排出的工质汇流进入末级加热器H2，随后进入末级透平机T2，工质经末级透平机T2后分流，分别进入高温回热器HTR 与辅助回热器AR，分流的条件是使得高温回热器HTR与辅助回热器AR相邻的两侧工质相同，即高温回热器HTR的低压侧和辅助回热器AR的低压侧相邻。经高温回热器HTR流出的工质和经辅助回热器AR流出的工质汇合后进入中温回热器MTR，至此工质完成一个循环。
前级压缩机C1的排出口的工质压力可以调节，且前级压缩机C1的排气口压力与中级压缩机C2的排气口压力不同、前级压缩机C1的排气口压力与末级压缩机C3的排气口压力不同，这改变了循环的回热特点，对于一次再热，前级压缩机C1的排出口压力可以与前级透平机T1的排出口压力相近。
上述循环中，前级压缩机C1排出的工质并没有进入前级加热器H1，故减小了前级加热器H1内的质量流量，相比于一次再热三压缩循环，上述循环的第一加热器内的质量流量大致可降低5％，效率可提高2％；同时，由于前级压缩机C1的排出口压力小于中级压缩机C2和末级压缩机C3的排出口压力，故降低了前级压缩机C1的排出口温度，从而增大了余热吸收温区，更有利于余热吸收。
上述循环应用于燃煤发电是有利的，因为前级加热器H1内的质量流量降低使得锅炉内的冷却壁受热面布置难度降低，同时前级压缩机C1的排出口温度降低使得尾部烟道余热吸收问题得到缓解。
实施二
如图2和图3所示，上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统为二次再热末级部分压缩三压缩循环。其中，工质为超临界二氧化碳工质。
为了更为凸显本发明实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统的优点，下面采用图2和图3所示的二次再热末级部分压缩三压缩循环和现有的二次再热再压缩循环进行对比，除循环流程外，透平入口参数，冷却器出口参数，压缩机、透平等熵效率、回热器夹点等都相同。在前级加热器H1之后、前级透平机T1的吸气口前取样，如图2和图3所示，取样点为取样点1。
为了便于描述，将二次再热末级部分压缩三压缩循环标记为P-TC+DRH，将二次再热再压缩循环标记为RC+DRH。
具体地，如图4所示，相比于RC+DRH，P-TC+DRH的效率得到了大幅提升。例如，在T7＝620℃且P7＝30MPa时，RC+DRH的热效率为54.31％， P-TC+DRH的热效率为55.49％。
在300MWe输出功率条件下，两种循环在前级加热器H1内的质量流量如图5所示。从图5中可见，P-TC+DRH中，前级加热器H1内的质量流量低于RC+DRH，这为S-CO2锅炉的设计制造降低了难度。
当P-TC+DRH的前级压缩机C1的出口压力接近前级透平机T1的出口压力时，前级压缩机C1的出口温度达到350℃左右，而当前级压缩机C1的出口压力接近末级透平机T2的出口压力时，前级压缩机C1的出口温度在300℃左右。因此，应用P-TC+DRH可以有效控制空气预热器内的二次风温度，使其达到或接近目前超超临界机组空气预热器的二次风温度水平。故 P-TC+DRH是一种高效的、适合应用于燃煤发电领域的循环。
本实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统中，前级加热器H1循环质量流量相比于再压缩循环降低了5％，极大的缓解了S-CO2循环质量流量大对锅炉设计制造带来的难题，同时循环效率可提高2％。此外二次风温度可维持在320℃左右，使得空气预热器设计制造难度降低。当应用一次再热时，锅炉结构得到极大的简化，该方案更具备工程应用的可行性。
基于上述实施例提供的燃煤发电系统的S-CO2循环系统，本实施例还提供了一种燃煤发电系统，该燃煤发电系统包括S-CO2循环系统，该S-CO2循环系统为上述实施例所述的燃煤发电系统的S-CO2循环系统。
由于上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统具有上述技术效果，上述燃煤发电系统包括上述燃煤发电系统的S-CO2循环系统，则上述燃煤发电系统也具有相应的技术效果，本文不再赘述。
上述燃煤发电系统中，前级加热器H1包括前级加热器本体H11和主烟气冷却器H12；沿透平进气管道内的介质流向，主烟气冷却器H12位于前级加热器本体H11的上游。
具体地，本实施例提供的燃煤发电系统中，辅助回热器AR的低压侧管段和回热机组的高温回热器HTR的低压侧管段并联设置；为了满足回热器的使用要求，图6中，参考点16和参考点6的压力和温度相同；图7中，参考点 19和参考点6的压力和温度相同。
如图6所示，上述燃煤发电系统的烟气冷却器包括主烟气冷却器H12和第一辅助烟气冷却器H5，第一辅助烟气冷却器H5的入口与回热机组的高温回热器HTR的高压侧入口连通，第一辅助烟气冷却器H5的出口与主烟气冷却器H12的入口连通。
由于前级压缩机C1的排气口与透平机组连通，降低了参考点16处的温度和压力，从而降低了参考点6的压力和温度，即降低了第一辅助烟气冷却器H5的入口温度，从而使得锅炉尾部烟道的余热吸收温区增大，更有利于余热的吸收，提高了锅炉效率，进而提高了热力系统的总效率。
如图7所示，上述烟气冷却器包括：主烟气冷却器H12、第二辅助烟气冷却器H6和辅助加热器H3，第二辅助烟气冷却器H6的入口与所述分流管道P1连通且连通位置位于辅助回热器AR的上游，第二辅助烟气冷却器H6 的出口与辅助加热器H3的入口连通。
由于前级压缩机C1的排气口与透平机组连通，降低了参考点19处的温度和压力，从而降低了参考点6的压力和温度，即降低了第二辅助烟气冷却器H6的入口温度，从而使得锅炉尾部烟道的余热吸收温区增大，更有利于余热的吸收，提高了锅炉效率，进而提高了热力系统的总效率。
进一步地，图7中，上述烟气冷却器还包括第一辅助烟气冷却器H5，第一辅助烟气冷却器H5的入口与回热机组的高温回热器HTR的高压侧入口连通，第一辅助烟气冷却器H5的出口与主烟气冷却器H12的入口连通。
具体地，上述高温回热器HTR的高压侧出口与主烟气冷却器H12的入口连通，主烟气冷却器H12的出口与前级加热器H1的入口连通。
图6所示的燃煤发电系统为一次间冷一次再热的末级部分压缩三压缩循环，将其标记为P-TC+RH+IC。P-TC+RH+IC中各参考点的状态参数如表1 所示，P-TC+RH+IC中各部件的负荷和质量流量如表2所示。
表1 P-TC+RH+IC中各参考点的状态参数
Figure BDA0002528982680000111
Figure BDA0002528982680000121
表2 P-TC+RH+IC中各部件的负荷和质量流量
Figure BDA0002528982680000122
Figure BDA0002528982680000131
P-TC+RH+IC的热效率为52.99％，P-TC+RH+IC的锅炉效率为94.43％/
需要说明的是，表2中，H11(8-9)，是指参考点8和参考点9之间的 H11；AR(12-13)，是指参考点12和参考点13之间的AR；AR(16-17)，是指参考点16和参考点17之间的AR。对于部件这一列中各个部件的理解可参考上述H1(8-9)、AR(12-13)以及AR(16-17)的解释，本文不再一一解释。
可以理解的是，表1和表2中，单元格内的“——”表示无数值。
图7所示的燃煤发电系统为一次间冷二次再热的末级部分压缩三压缩循环，将其标记为P-TC+DRH+IC，该燃煤发电系统中，辅助回热器与高温回热器为一体式结构，形成组合式回热器CR。图7中具有25个参考点，对于图7 中参考点1-25处的状态参数，根据实际运行情况进行确定，本文对此不做描述和限定。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (12)

1.一种燃煤发电系统的S-CO2循环系统，包括压缩机组和透平机组，其特征在于，
所述透平机组包括依次串联的前级加热器(H1)、前级透平机(T1)、末级加热器(H2)和末级透平机(T2)，所述压缩机组中的至少一个压缩机的排气口通过分流管道(P1)与所述透平机组连通，且所述分流管道(P1)与所述透平机组的连通位置位于所述前级透平机(T1)的吸气口的下游；
所述分流管道(P1)上设置有辅助回热器(AR)和辅助加热器(H3)，且所述辅助回热器(AR)位于所述辅助加热器(H3)的上游。
2.根据权利要求1所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述分流管道(P1)与所述透平机组的连通位置位于所述前级透平机(T1)的中级膨胀入口处。
3.根据权利要求1所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述前级透平机(T1)和所述末级加热器(H2)通过透平管道(P2)连通，所述分流管道(P1)与所述透平管道(P2)连通。
4.根据权利要求1所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述透平机组还包括串接在所述前级透平机(T1)和所述末级加热器(H2)之间的若干中级加热器(H4)和若干中级透平机(T3)，任意一个所述中级透平机(T3)的上游具有一个与其相邻的所述中级加热器(H4)。
5.根据权利要求4所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述前级透平机(T1)和与其相邻的所述中级加热器(H4)通过第一透平管段(P21)连通，所述末级加热器(H2)和与其相邻的所述中级透平机(T3)通过第二透平管段(P22)连通；
所述分流管道(P1)与所述第一透平管段(P21)连通、或所述分流管道(P1)与所述第二透平管段(P22)连通。
6.根据权利要求4所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述分流管道(P1)与所述透平机组的连通位置位于一个所述中级透平机(T3)的中级膨胀入口处。
7.根据权利要求4所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述中级透平机(T3)和所述中级加热器(H4)均至少为两个，每个所述中级透平机(T3)和与其相邻的所述中级加热器(H4)通过第三透平管段连通，所述分流管道(P1)与所述第三透平管段连通。
8.根据权利要求1所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述末级透平机(T2)的排气口设置有透平排气管道(P3)，所述压缩机组包括至少两个均与所述透平排气管道(P3)连通的压缩机，且沿所述透平排气管道(P3)内的气流方向，位于最上游的所述压缩机的排气口通过所述分流管道(P1)与所述透平机组连通。
9.根据权利要求1所述的S-CO2循环系统，其特征在于，所述末级透平机(T2)的排气口设置有透平排气管道(P3)，所述辅助回热器(AR)的低压侧管段串接在所述透平排气管道(P3)上，所述辅助回热器(AR)的高压侧管段串接在所述分流管道(P1)上。
10.根据权利要求1所述的S-CO2循环系统，其特征在于，还包括回热机组，所述回热机组包括若干回热器，所述回热器的低压侧管段串接在透平排气管道(P3)上，所述回热器的高压侧管段串接在透平进气管道上，所述辅助回热器(AR)与某个所述回热器为一体式结构。
11.一种燃煤发电系统，包括S-CO2循环系统，其特征在于，所述S-CO2循环系统为如权利要求1-10中任一项所述的S-CO2循环系统。
12.根据权利要求11所述的燃煤发电系统，其特征在于，所述辅助回热器(AR)的低压侧管段和回热机组的高温回热器(HTR)的低压侧管段并联设置；
所述前级加热器(H1)包括前级加热器本体(H11)和主烟气冷却器(H12)；沿透平进气管道内的介质流向，所述主烟气冷却器(H12)位于所述前级加热器本体(H11)的上游；
所述燃煤发电系统的烟气冷却器包括所述主烟气冷却器(H12)和第一辅助烟气冷却器(H5)，所述第一辅助烟气冷却器(H5)的入口与回热机组的高温回热器(HTR)的高压侧入口连通，所述第一辅助烟气冷却器(H5)的出口与所述主烟气冷却器(H12)的入口连通；
和/或，所述烟气冷却器包括：所述主烟气冷却器(H12)、第二辅助烟气冷却器(H6)和所述辅助加热器(H3)，所述第二辅助烟气冷却器(H6)的入口与所述分流管道(P1)连通且连通位置位于所述辅助回热器(AR)的上游，所述第二辅助烟气冷却器(H6)的出口与所述辅助加热器(H3)的入口连通。
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SE01 Entry into force of request for substantive examination
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GR01 Patent grant
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