【摘 要】
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本课题以槽式太阳能集热场与600MW超临界燃煤机组的集成系统为研究对象,建立了各种集成方案的计算模型。在定辐照条件下讨论了各自的热经济性并得出最佳方案,对最佳方案进行
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本课题以槽式太阳能集热场与600MW超临界燃煤机组的集成系统为研究对象,建立了各种集成方案的计算模型。在定辐照条件下讨论了各自的热经济性并得出最佳方案,对最佳方案进行了变辐照特性分析及技术经济性分析。在定辐照条件下,对集热场与回热系统并联的三种集成方案的热经济性分析结果表明,集热场与高压加热器集成方案的热电转换效率和投资节煤比最大,是三种方案中的最佳方案。对给水分别从前置泵出口和除氧器入口引出,产生太阳能蒸汽替代机组回热抽汽两种方案的热经济性分析结果表明,给水从前置泵出口引出,产生太阳能蒸汽替代1段抽汽为最佳方案。对太阳能集热场与高压加热器并联和给水从前置泵出口引出,产生太阳能蒸汽取代1段抽汽的两种方案进行变辐照特性分析。以拉萨和呼和浩特两地区为例,对上述两种方案进行技术经济性分析,结果表明:不论何种方案,在太阳能资源更为丰富的拉萨地区,集成系统节煤减排效果更好,LEC更小,投资回收期更短。对影响能源平均成本LEC和投资回收期因素的分析表明,集热器成本对LEC和投资回收期影响明显:当集热器成本降至1000元/m~2时,拉萨地区两种方案的LEC分别降至0.39元/(kW?h)和0.29元/(kW?h),相比现有技术,投资回收期分别降低了39%和43%。进一步降低集热器成本、优化管理以延长设备使用寿命、在辐射条件好的地区建设集成系统等可以降低成本,缩短投资回收期。
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