电厂烟风系统不同形式余热利用的经济性分析

燃煤电厂在运行多年后,因为燃烧煤种的变化而使排烟温度严重偏离设计值,使锅炉年平均排烟温度高达到160℃。为了降低排烟温度提高电厂经济性,采用热量法与做功能力法,针对某600 MW机组分别进行低温省煤器-冷风加热器联合运行、低温省煤器-暖风器联合运行和低温省煤器-空气预热器联合运行3种烟气余热利用技术改造及经济性分析与评价。结果表明:低温省煤器-暖风器联合运行的热经济性更为显著,可降低电厂供电标准煤耗3.4 g/(kW·h),每年可节约702万元燃料费用,改造之后装置的热经济性比原来提高了1.36%。     

连续重整装置四合一加热炉节能改造

针对某公司2. 0 Mt/a连续重整装置四合一炉排烟温度高、加热炉燃烧效率低的问题,增设落地省煤器,通过烟气与锅炉除氧水换热,烟气排烟温度由190℃降至120℃,加热炉燃烧效率由89. 83%提高至93. 01%,锅炉增产3. 5 MPa,蒸汽5. 5 t/h,创造经济效益868万元/年。同时针对项目改造后出现的锅炉给水阀故障和除氧器压控阀开度过小问题进行原因分析并提出了解决方案。该项目的成功运用,为同类装置的改造提供宝贵的借鉴经验。     

天燃气导热油锅炉节能改造技术分析

通过在燃气锅炉尾部安装热交换器回收烟气余热来预热空气,以有效减少烟气带走的余热,提高天然气导热油锅炉的热效率。结果表明:(1)与传统天燃气导热油锅炉对比,新型燃气锅炉的排烟温度由350℃降低到150℃,提高锅炉热效率10%以上;(2)对1台2 t/h天然气锅炉进行节能改造年节约运行费用30万元,投资回收期仅8个月,经济效益显著。     

硼硅玻璃管空气予热器的设计和应用

一、概况北京锅炉厂设计制造的蒸发量为20T/h,过热蒸汽压力为25Kg/cm~2,过热蒸汽温度为400℃的“SZY”型燃油锅炉,原设计排烟温度203℃,为了利用尾部余热,在们在锅炉省煤器之后增加一台空气予热器,予热器     

复合相变换热技术在锅炉排烟余热回收中的应用

复合相变换热技术是一种回收锅炉排烟余热的新型技术,其壁温可控可调,具有防止烟气侧低温腐蚀的突出优势.介绍了宝钢采用该技术回收利用本厂内一台低压锅炉排烟余热生产生活热水的节能项目,该项目于2013年5月投运,至今运行良好.运行结果表明,该复合相变换热器可使锅炉排烟温度由194℃降至138℃,同时获得90℃热水19.1 t·h-1.通过实施该节能项目可回收烟气余热约1 400 k W,年节约标准煤约1 300 t,推进了宝钢节能减排.     

铁合金矿热炉余热发电双压系统的技术应用分析

基于铁合金矿热炉立式双压余热发电系统,首先对4台25500kV·A硅铁矿热炉冶进行了余热资源评估及?值分析,得出烟气余热?值为65528.24MJ/h,其次对过热器热端温差取40℃,蒸发器窄点温差取30℃,省煤器接近点温差取5.0℃,得出双压系统产生蒸汽1.55MPa、360℃、40.2t/h,蒸汽0.3MPa、180℃、7.5t/h,单压系统产生蒸汽1.15MPa、360℃、42.1t/h,双压系统比单压系统排烟温度低21.5℃,汽耗率高0.16kWh/kg,发电机输出功率高774.07KW,系统整体效率高1.6%,再次根据工程实际运行经验,得出双压立式锅炉传热特性、汽水循环方式、漏风量、系统阻力、清灰效果、占地面积等均优于单压卧式锅炉。然后根据4台25500kV·A硅铁矿热炉运行情况,对双压系统进行了经济效益分析,得出年均税后利润为1142万元,全投资内部收益率20.8%,全投资回收期3.7年。最后进行了展望,根据全国年产量铁合金约为1300万吨,余热利用年发电量约能达到100亿KWh,所以这项技术具有广阔的运用前景。     

省煤器管磨损原因及对策

省煤器是利用排烟的余热来提高给水温度的一种装置。它是近代锅炉设备的重要组成部分，属于锅炉受热面之一。由于某些燃煤锅炉的燃烧灰份高、水份大、热值低、挥发份少的劣质煤。因此，锅炉运行中省煤器磨损而减薄，当管壁减薄到不能承受内压力时，即发生爆管。我们对35t／h、65t／h、75t／h、130t／h、220t／h等自备电站锅炉检验时发现锅炉省煤器，     

IGCC燃气轮机排烟余热深度利用方案及节能分析

IGCC电站有2台9E合成气燃气轮机及相应的余热锅炉,由于余热锅炉已经安装了SCR脱硝设备,余热锅炉换热面积偏小,导致余热锅炉排烟温度偏高。为了深度利用燃气轮机余热锅炉的排烟余热,计算了合成气燃气轮机余热锅炉在正常运行条件下可以进一步回收的排烟热量及排烟余热深度利用的可行性,通过在余热锅炉烟囱外部布置环形受热面的方法,加热除盐水,实现燃气轮机排烟余热的深度利用。当余热锅炉的排烟温度由原来的200℃降低到100℃时,可以减少除氧器热力除氧蒸汽51 t/h,同时由于燃气轮机排气压力升高,燃气轮机发电量减少480.2 kWh,每年总收益为5 605.9万元,节能效果显著。     

锅炉为什么要装省煤器

<正> 为了减少排烟热损失,提高锅炉热效率,在锅炉尾部烟道设置省煤器受热面,利用烟气的热量加热锅炉给水,达到节能的目的。加装省煤器后,提高了给水温度,使炉水与给水温差缩小,减少了锅炉产生的热应力。国家规定凡小于4吨/时,炉排烟温度不大于250℃,4吨/时炉排烟温度不大于200℃,大于或等于10吨/时炉排热温度不大于160℃,否则,应安装省煤器。     

抽板顶升锅炉

我厂原有三台LSG0.2—5型立式水管锅炉,炉型落后,采用固定安排自然通风,手工操作。排烟温度高达600℃,灰渣含碳量高于15％,热效率低于50％,烟囱冒黑烟污染严重。 为提高锅炉效率,消烟除尘,改善环境,1982年底着手将这三台锅炉改为抽板顶升反烧炉,目前已有两台投入运行。从运行情况和测试结果看,改装后锅炉的热效率为64.5％,烟气余热器效率为8％,系统总效率达到71.5％,排烟温度降到     

炼油厂加热炉综合改造及效果分析

中国石油玉门油田分公司玉门炼油化工总厂随着“短流程燃料型”加工方案的调整,加热炉运行台数由20台减少为14台,用能水平明显提高,综合能耗显著下降,但主要装置(常减压、重整、焦化装置)加热炉都是上世纪90年代设计、制造的,运行时存在排烟温度高、氧含量高、入炉空气温度低、炉内壁保温破损、炉体漏风、炉体外壁温度高、燃料消耗大、热效率低等问题.针对上述问题,利用2010年7月份检修机会,对常减压、重整和焦化装置加热炉进行了综合改造.在采取系列综合改造措施后,3套主要生产装置的加热炉平均热效率由86.92％上升到了93.76％,平均过剩空气系数由1.36降低到0.86,平均排烟温度由224.25℃降低到了124.7℃,平均炉体表面温度由77.75℃降低到了37.7℃,加热炉运行状况得以大幅改善.随着加热炉运行状况的改善,瓦斯消耗量降低、装置处理量提高,极大地改善了装置各项经济指标.     

电站锅炉省煤器设计与改造对过热汽温的影响

根据锅炉蒸发受热面工质侧产汽量与过热汽温之间的内在依赖关系 ,从热量和质量平衡原理出发 ,讨论了自然循环锅炉给水温度不变而省煤器出口水温偏离设计值时对过热汽温间接的影响规律。在电站锅炉尾部受热面的改造或设计中 ,为考虑其它因素而不得不改变省煤器的吸热量时 ,建议将锅炉烟气侧热力计算与工质侧的吸热产汽量计算结合起来 ,验算省煤器出口水温的变化对炉膛蒸发受热面工作以及过热汽温的影响。     

延迟焦化加热炉存在问题分析与整改

惠州炼油420×104t/a延迟焦化装置加热炉采用美国FW公司双面辐射斜面阶梯炉,每台加热炉由6个辐射室、1个对流室组成。每个辐射管程设置单独的一个炉膛。共用的对流室安装在辐射室上,用于原料预热和蒸汽过热。该加热炉运行16月后,出现对流炉管结焦、排烟温度上升、部分炉管堵塞等问题。造成对流段结焦的主要影响因素,是回炼催化油浆以及注水温度相对偏低,导致渣油中沥青质析出;排烟温度高的主要影响因素是炉管结焦与对流段取热不足。对此,增加两排对流管、一排注水管、一排低低压蒸汽过热管。操作方面,主要优化措施有:停止催化油浆进焦化回炼,提高注水温度,注水方式从单点注水改为两点注水;同时平稳操作,减少焦粉携带。通过技术改造与操作优化,加热炉运行平稳,排烟温度显著降低,基本消除了加热炉对流段的结焦因素,加热炉在线清焦周期明显延长。     

脱硫低压省煤器在200 MW机组中的应用

介绍了山东百年电力股份发展有限公司4#机组在采用脱硫增压风机后加装低压省煤器,利用锅炉尾部烟气余热从汽轮机过来的凝结水,从而达到降低进入脱硫吸收塔烟气温度和提高凝结水温度,从而达到了进一步节约燃料和降低污染的目的。     

延迟焦化装置空气预热器水热媒节能改造

克拉玛依石化公司150×104t/a延迟焦化装置加热炉热管空气预热器存在露点腐蚀和快速失效的问题,分析其原因和北方冬季严寒的天气条件有关:尽管烟气外排温度高于露点温度,但烟气侧底部热管管壁温度低于露点温度。对此,提出了采用水热媒技术的解决方案。实际改造过程中,为降低投资成本并满足除氧水系统压力的要求,采用了扰流子水热媒组合式空气预热器。改造完成后,烟气外排温度从改造前的234℃降低到152℃,降低了82℃;热空气温度从改造前的100℃升高到256℃,升高了156℃;热效率从改造前的87.35%提高到90.74%,提高了3.39个百分点;多回收烟气余热1901.31kW,每年节能54.76GJ,节约燃料费用121.3万元。该技术的成功应用,彻底解决了热管空气预热器存在的露点腐蚀和快速失效问题,可以保证装置长周期高效运行。     

茂名加氢裂化装置用能分析及节能途径

介绍了茂名石化公司加氢裂化装置在国内同类装置中的能耗状况,从设计和操作两方面分析了影响该装置能耗的因素,提出了该装置节能降耗应采取的措施,即使用炉管清灰剂和原料油阻垢剂技术降低燃料能耗;优化生产操作,降低分馏塔负荷;对中低温热源优化回收利用;对烟气热量进行回收;进行电耗分析并采取相应节电措施。通过改造,分馏炉燃料消耗降低0．2kg标油／t,加热炉燃料气单耗降低6．4kg／t,锅炉排烟温度降到200℃以下,自产蒸汽量增加了4．6t／h,锅炉平均热效率上升4.8个百分点,装置综合能耗由2004年的68kg标油/t降低到目前的37kg标油/t。     

AE94.3A型燃气轮机进气冷却的应用可行性研究

对AE94.3A型燃气轮机燃气-蒸汽联合循环热力系统平衡进行研究进而发现,与同类型、同等级不同型号机组相比,AE94.3A型联合循环机组余热锅炉的排烟温度较高,排烟余热仍有进一步利用的空间。通过设计优化,扩大省煤器受热面,回收烟气余热加热给水,驱动热水型溴化锂制冷机制冷,用于机组满负荷调峰时的压气机进气冷却或厂房及办公区域空调供冷,对改善燃气轮机联合循环的运行性能,实现能源梯级利用,提高能源利用率和机组经济性运行起到了很大作用。     

低温烟气凝结换热及对天然气热效率的影响实验研究

为研究烟气露点附近及以下的低温烟气对流凝结换热规律与烟气换热对天然气利用热效率的影响,建立了烟气在翅片管换热器内对流凝结换热实验系统,研究了不同烟气温度、水蒸气含量对烟气凝结换热的影响,得出了烟气凝结换热实验准则关联式,分析对比了天然气利用热效率实验值与理论值。实验结果表明:当被加热水温度为23℃,烟气出口温度为73℃,比烟气露点53℃高20℃时已开始冷凝;过量空气系数1.3,烟温由54.1~73.4℃降到28.7~57.8℃,被加热水进口温度21~25℃的条件下,烟气中水蒸气质量含量降低了27%~76%,潜热换热占总换热51%~63%;天然气利用低热值热效率实验值比理论值高1.04%~8.74%。为低温烟气对流凝结换热规律研究与烟气余热回收利用技术开发及应用提供理论依据和数据资料。     

水热媒技术在连续重整装置加热炉烟气余热回收系统中的应用

为回收加热炉的余热,扬子石化公司在1．39Mt／a连续重整装置应用了水热媒余热回收技术,以中压锅炉给水为热载体,利用从烟气中回收的热量来加热锅炉给水和预热助燃空气,达到降低排烟温度,减少燃料消耗,提高加热炉热效率和高压蒸汽产量的目的。介绍了水热媒技术的原理、特点、工艺流程以及装置实际应用中的运行步骤、注意事项和改进措施。运行结果表明,水热媒余热回收系统能够适应加热炉负荷和燃料性质的变化,排烟温度调节灵活;混合排烟温度和助燃空气温度达到了设计要求,能有效防止低温露点腐蚀,延长了设备使用寿命;加热炉群平均热效率达91．15％．节约能量为5．543MW,全年可节约燃料3812t,每年可产生经济效益1334万元。     

Thermodynamic analysis of an LNG fuelled combined cycle power plant with waste heat recovery and utilization system

This paper has proposed an improved liquefied natural gas (LNG) fuelled combined cycle power plant with a waste heat recovery and utilization system. The proposed combined cycle, which provides power outputs and thermal energy, consists of the gas/steam combined cycle, the subsystem utilizing the latent heat of spent steam from the steam turbine to vaporize LNG, the subsystem that recovers both the sensible heat and the latent heat of water vapour in the exhaust gas from the heat recovery steam generator (HRSG) by installing a condensing heat exchanger, and the HRSG waste heat utilization subsystem. The conventional combined cycle and the proposed combined cycle are modelled, considering mass, energy and exergy balances for every component and both energy and exergy analyses are conducted. Parametric analyses are performed for the proposed combined cycle to evaluate the effects of several factors, such as the gas turbine inlet temperature (TIT), the condenser pressure, the pinch point temperature difference of the condensing heat exchanger and the fuel gas heating temperature on the performance of the proposed combined cycle through simulation calculations. The results show that the net electrical efficiency and the exergy efficiency of the proposed combined cycle can be increased by 1.6 and 2.84% than those of the conventional combined cycle, respectively. The heat recovery per kg of flue gas is equal to 86.27 kJ s^?1. One MW of electric power for operating sea water pumps can be saved. The net electrical efficiency and the heat recovery ratio increase as the condenser pressure decreases. The higher heat recovery from the HRSG exit flue gas is achieved at higher gas TIT and at lower pinch point temperature of the condensing heat exchanger. Copyright © 2006 John Wiley & Sons, Ltd.