电站锅炉烟气余热回收利用装置的试验分析及研究

某台330 MW机组锅炉尾部烟道加装烟气余热回收利用装置,利用烟气余热加热机组凝结水,降低排烟温度。将锅炉排烟温度由140℃降到80℃的最佳脱硫温度,实现排烟余热的第一次提取。从脱硫塔出来的烟气,再进入烟气脱水装置,利用静电将烟气中的水分脱去,同时回收水分的凝结潜热,实现排烟温度余热的第二次提取。试验结果表明:烟气余热回收热量为25.39 MW,回收烟气中水蒸汽凝水量6.4 t/h,热耗降低83.29 k J/k Wh,折合发电煤耗3.09 g/k Wh。此余热装置采用氟塑料换热器解决了换热管束的耐腐蚀和积灰结垢问题且技术成熟,可以在余热回收装置中推广应用。     

火电厂余热利用系统相变换热节能改造的探讨

火电厂生产过程中,锅炉排烟热损失在锅炉热损失中占比最大,部分燃煤锅炉由于设计原因或燃烧煤质偏离设计值较大,普遍存在排烟温度过高、排烟热损失较大、锅炉热效率较低等问题,采用余热回收系统可有效解决上述问题。介绍了相变换热余热回收装置的原理、回收方式及性能特点,根据电厂锅炉长期运行经验及烟气余热利用改造实践,总结了烟气余热系统安全、稳定、经济运行的方式。同时,对燃煤锅炉中利用相变换热余热回收技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了分析。     

烟气余热回收系统的应用效果研究

某330 MW机组的排烟温度较高,影响电除尘器的安全和效率,同时也影响机组的安全运行。为降低锅炉排烟温度,合理利用烟气余热,采用烟气余热回收系统,即在空预器和电除尘器之间加入热管换热器,利用烟气余热对热管循环水进行加热,在轴封加热器出口引出一路凝结水通过板式换热器与热管循环水进行换热,经过板式换热器加热的凝结水与经过7、8号低压加热器加热的凝结水共同汇入6号低压加热器。通过实时数据系统采集烟气余热回收系统运行数据,进行相关运行性能的计算,不仅有效降低了锅炉排烟温度,而且提高了锅炉的经济性,还提高了机组的稳定性和安全性。     

燃煤电站锅炉烟气余热回收利用

火力发电厂生产过程中,燃煤锅炉普遍存在热量利用率低、排放烟气余热温度过高及烟气内污染气体含量过高等问题,采用相变余热回收系统可有效解决上述问题。介绍了相变余热回收装置的原理、回收方式及性能特点,结合工程实例,对燃煤锅炉中利用相变余热回收技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了测算及分析。     

复合式相变换热器在火力电厂的应用

针对火力发电厂排烟温度过高,降低锅炉效率、增加煤耗、脱硫冷却水增加、缩短布袋除尘设备使用寿命的现状,介绍了在锅炉系统加装复合式相变换热器回收余热、降低排烟温度的新技术,对复合式换热器的结构、工作原理、技术特点存在的问题及采取的措施进行了详细论述,通过实例对经济效益和环境效益进行了分析。     

热管技术在电站锅炉中的实际应用

该文介绍了胜利发电厂在锅炉回转式空气预热器尾部加装前置式热管换热器的使用情况,并进行了经济效益分析。实际应用后表明该技术能回收锅炉排烟余热,降低排烟温度,提高锅炉效率,并能改善空气预热器冷段的烟气低温腐蚀,具有较好的经济效益。     

热管技术在电站锅炉中的实际应用

介绍了热管技术，重点叙述了胜利发电厂在锅炉回转式空气预热器(以下简称空预器)尾部加装前置式热管换热器，用以回收锅炉排烟余热，降低排烟温度，提高锅炉效率并改善了空预器冷段的烟气低温腐蚀问题的情况，取得了较好的经济效益。     

循环流化床锅炉低温烟气余热回收工艺参数研究

循环流化床(Circulating Fluidized Bed,CFB)锅炉内石灰石脱硫技术的应用为低温烟气余热的深度回收创造了条件。以东方电厂490 t/h CFB锅炉为研究对象,提出了采用两级烟气冷却器深度回收低温烟气余热的工艺,分析了锅炉低温烟气特性,研究了烟气含湿量、酸露点和排烟温度等参数的关联特性。计算表明,低温烟气余热深度回收工艺排烟温度为40℃。研究结果可为CFB锅炉低温烟气余热深度回收工艺优化提供数据支持。     

基于电动热泵的天然气锅炉余热深度回收研究

常规天然气锅炉排放的烟气中含有大量水蒸气,因其未能将烟气降低到露点温度以下而无法有效回收水蒸气冷凝潜热。该研究采用混合工质HD-01的电动热泵与间壁式换热器深度回收天然气锅炉烟气余热。搭建烟气余热深度回收实验平台,并基于实验结果完善烟气余热深度回收理论模型。实验结果表明,该系统平均排烟温度为33.1℃,烟气消白效果明显。该系统可将热网回水温度从42.9℃平均提升至60.0℃,实际余热回收功率占锅炉平均功率的8.7%,平均制热性能系数(coefficient of performance,COP)约5.4。经济分析表明,该系统余热回收成本约为19.5万元,每年可节省87746.44元,投资回收期为2.2年。该系统供热成本相比天然气锅炉节省近49.0%。     

天然气烟气余热高效回收技术研究进展

天然气燃烧后排烟温度较高,直接排放造成巨大的能源浪费,余热回收是提高能源利用率的重要手段。本文系统分析了间壁式换热、热管换热、喷淋+热泵换热和烟气梯级换热（“三塔”换热）4种天然气烟气余热回收技术,阐述了每种技术的应用路线和研究现状,定性对比分析了4种余热回收技术的优点和局限性,并在同一运行条件下对其余热回收能力及经济性进行了定量比较。结果表明,由于天然气烟气露点温度较高（50~57 ℃）,烟气绝大部分余热量以潜热形式存在,基于全热交换的烟气余热回收技术可以回收烟气露点温度以下的潜热,锅炉烟气余热回收能够提升供热能力9%以上,且具有良好的经济性。     

相变换热器应用于电站锅炉的探讨

阐述了复合相变换热器是一种新型的换热器,可以控制低温受热面金属不发生低温腐蚀,降低烟气的排放温度,该技术可用于各种燃煤、燃油、燃气锅炉、窑炉、注气炉、加热炉等换热设备,目前复合相变换热器应用于工业锅炉和循环流化床已有不少成功案例[1-3],而应用于大型电站锅炉还很少有报道,结合某330 MW电站锅炉尾部加装复合相变换热器的运行情况,对复合相变换热器应用于电站锅炉的运行情况及优缺点做了简要探讨。     

电站锅炉尾部烟气余热回收与梯级利用系统特性分析

燃煤电站锅炉实际运行排烟温度一般在130~150 ℃,进一步回收烟气余热有利于降低发电煤耗,减少污染物排放。针对电站锅炉尾部不同位置烟气参数不同的情况,设计了安装在空气预热器后及湿法脱硫装置后的两级热交换器余热回收系统,并结合330 MW燃煤电站锅炉,分析了不同负荷下,两级热交换器的换热量、冷凝水量、两侧介质静压差及发电标准煤耗降低值的变化情况,同时监测了二级热交换器前后烟气中固体颗粒物含量。结果表明：一级热交换器的换热量明显高于二级热交换器,烟气中水分主要在二级热交换器冷凝;标准煤耗降低值高达3.09 g/（kW·h）;同时烟气经过二级热交换器后固体颗粒物含量明显降低。为燃煤电站锅炉尾部烟气余热回收利用提供了参考。     

利用低压省煤器实施300MW CFB锅炉排烟余热利用改造

云南大唐红河公司的循环流化床锅炉是国内第一台采用低压省煤器技术回收烟气余热的300 MW机组。目前国内电煤供应形势紧张,火电机组燃用煤种已偏离设计煤种,导致锅炉排烟温度偏高、辅机出力不足等问题。为降低锅炉排烟热损失,回收排烟余热,云南大唐红河公司的300 MW循环流化床锅炉采用了低压省煤器技术,成功地实现了余热回收,提高了锅炉尾部烟道设备的可靠性。半年的连续运行时间表明,该系统运行稳定,节能效果显著。介绍300 MW等级的循环流化床锅炉采用低压省煤器改造的背景、技术方案及节能效果。     

降低SCR脱硝装置最低投运负荷的策略研究

发电机组低负荷下,锅炉省煤器出口烟温往往达不到SCR脱硝装置运行要求.为解决这一问题,对现有省煤器旁路式解决方法进行分析,找出不足,进而提出了省煤器烟气旁路式和限流式加低温换热器的解决方案.在机组低负荷运行时利用这2种新方法,能够在不影响锅炉效率的前提下,实现脱硝装置稳定、高效运行;对于排烟温度较高的锅炉,采用省煤器限流式加低温换热器的方法,能够有效降低锅炉排烟温度,提高锅炉效率.     

分离式热管换热器蒸发段倾角参数研究

分离式热管换热器蒸发段倾斜布置倾角是其关键参数。以某电厂490 t/h循环流化床锅炉烟气余热回收工艺为研究对象,参考以往对分离式热管特性的研究,综合考虑了倾角对分离式热管换热器蒸发段传热特性、流动特性、磨损和积灰特性等方面的影响,确定了蒸发段最佳倾角设计范围为7°～15°,研究结果可为分离式热管换热器在循环流化床锅炉烟气余热回收装置的工艺优化提供参考。     

大型循环流化床锅炉烟气余热回收利用研究及应用

循环流化床锅炉排烟温度偏高,锅炉热损失大,提出了采用低压省煤器及暖风器相结合的研究与应用．实现烟气余热回收利用及防止末及空气预热器腐蚀。     

Investigation and optimization of the depth of flue gas heat recovery in surface heat exchangers

Economic issues associated with designing deep flue gas heat recovery units for natural gas-fired boilers are examined. The governing parameter affecting the performance and cost of surface-type condensing heat recovery heat exchangers is the heat transfer surface area. When firing natural gas, the heat recovery depth depends on the flue gas temperature at the condenser outlet and determines the amount of condensed water vapor. The effect of the outlet flue gas temperature in a heat recovery heat exchanger on the additionally recovered heat power is studied. A correlation has been derived enabling one to determine the best heat recovery depth (or the final cooling temperature) maximizing the anticipated reduced annual profit of a power enterprise from implementation of energy-saving measures. Results of optimization are presented for a surface-type condensing gas–air plate heat recovery heat exchanger for the climatic conditions and the economic situation in Tomsk. The predictions demonstrate that it is economically feasible to design similar heat recovery heat exchangers for a flue gas outlet temperature of 10°С. In this case, the payback period for the investment in the heat recovery heat exchanger will be 1.5 years. The effect of various factors on the optimal outlet flue gas temperature was analyzed. Most climatic, economical, or technological factors have a minor effect on the best outlet temperature, which remains between 5 and 20°С when varying the affecting factors. The derived correlation enables us to preliminary estimate the outlet (final) flue gas temperature that should be used in designing the heat transfer surface of a heat recovery heat exchanger for a gas-fired boiler as applied to the specific climatic conditions.     

降低电站锅炉排烟温度新技术研究与应用

提出一种电站锅炉排烟余热利用新技术,采用半开式自调节重力热管和固体吸附式制冷技术回收排烟余热,直接进行集中供冷和采暖供热。系统结构简单、性能可靠,维护方便,初投资少,可大幅度降低锅炉排烟温度,具有显著的节能效果。