亚临界燃煤电厂的用能分析

燃煤发电是我国的主要电力方式,分析燃煤电厂的能量利用情况对节能减排有重要作用。本文以国际典型亚临界燃煤电厂和我国西南地区某亚临界燃煤电厂为计算实例,结合Aspen Plus软件和有效能分析法,对其整个热力过程进行系统模拟计算和能量分析,得出每个设备的有效能损失。结果表明,热力过程中有效能损失最大的部位在锅炉;锅炉中有效能损失最大的是煤的燃烧过程,其次为锅炉受热面的换热过程。通过对国内外两个电厂的比较,发现国内亚临界燃煤电厂有效能效率较国外低约6个百分点。     

60 kt/a硫酸装置高温废热的合理应用

合肥四方磷复肥有限责任公司原有一套40kL／a硫酸生产装置，1996年经扩能改造后实际生产能力达60kt／a，采用硫铁矿沸腾焙烧、废热锅炉回收高温废热副产中压蒸汽发电、文一泡一电酸洗净化、两转两吸制酸工艺，产品硫酸用于生产磷铵。2004年煤价上涨至510元/t，燃煤锅炉生产蒸汽的成本达到120元/t。由于磷铵生产需要低压饱和蒸汽，经过计算，     

蒸汽热系统的节能

我厂蒸汽热网系统原先效率很低,浪费严重。在上级领导的关心下对该系统进行节能改造,整个项目已在1983年1月胜利完工并投入实际运行,取得了十分显著的经济效益。1983年1～8月全厂节约煤炭2376吨,扣去底脚煤3百多吨,还节约煤2000吨。锅炉的热效率从60.2%提高到74.5%,蒸汽管道的热效率从94.5%上升到97.5%,用汽设备的热效率也相应比原来提高10%左右。整个措施投资15万元,只需两年时间即可全部回收。现把具体情况介绍如下: 一、原来的情况1.现状我厂锅炉房共有五台锅炉,总蒸发量为     

大型煤制烯烃工程蒸汽动力系统研究

为了解决煤制烯烃工程蒸汽动力系统存在的参数低、煤耗高、备用量大、管网不平衡等影响系统大型化的关键性问题,对运行中系统的数据进行了分析,通过引入超临界燃煤机组和总管制蒸汽管路等方法,提出了一种适应于更大规模煤制烯烃工程的蒸汽动力系统设计形式。在120万t/a煤制系统工程蒸汽动力系统设计中,配置2台350 MW超临界燃煤机组,结合8~9级回热和1级再热系统,可以将系统供电煤耗降低从450 g/k Wh降低到320 g/k Wh。利用机组间总管制的蒸汽管道可以实现蒸汽管网的灵活切换,在"零备用"条件下满足年运行8 000 h以上的高可靠性要求。系统发电出力不仅可以满足煤制烯烃工程自用要求,还可以向周围电网输出255 MW。该系统具有良好的扩展性,可以随煤制烯烃工程规模的变化灵活配置,满足未来更大规模工程的需求。     

超临界水煤气化耦合SOFC发电系统集成及其能量转化机制

基于超临界水煤气化合成气的富氢特征，提出了一种超临界水煤气化耦合固体氧化物燃料电池(SOFC)及燃气轮机发电系统，气化产物的高温高压显焓由膨胀机回收，化学能由SOFC及燃气轮机先后利用发电，燃气轮机排气及SOFC阴极空气的大部分显热用于预热锅炉给水。在气化温度660℃、气化压力250 bar (1 bar=0.1 MPa)及气化室内煤浆浓度为11.3%(质量)条件下，系统发电效率可以达到54.01%，( 火用)效率为52.79%。相比于先进的1000 MW超超临界蒸汽朗肯循环燃煤电站，所提新系统可实现年减排CO₂39万吨。提出的煤基发电系统，进一步深化了煤炭化学能的梯级利用，实现了各子单元间的高效能级匹配，有助于实现双碳目标。     

化肥热电装置创节能降耗佳绩

2008年,中国石化股份公司九江石化公司化肥热电装置累计卸、转燃煤54.4万吨,同比上年多卸煤9.4万吨;产10Mpa蒸汽27.3万吨,同比上年多产蒸汽1.62万吨;外送炼油装置4.0Mpa蒸汽5.9万吨,汽轮机发电15256万度,同比上年多发电2073万度;向锅炉上煤53.2万吨,全年吨蒸汽耗标煤为112.79Kg/T,比年计划指标下降了1.2Kg/T,节能降耗取得了显著成效,超额完成了全年生产计划指标。这样的成绩是如何实现的呢？     

中小型锅炉煤改甲醇的技术经济性分析

对中小型锅炉煤改甲醇的具体方法、改造前后的经济性和环保性等进行了分析,研究结果表明,中小型锅炉改造以甲醇为燃料工艺技术可行,改造过程简单,比新建锅炉节省30%~45%投资,改造后热效率大大提高,环保效益明显。在目前的甲醇价格下,改造后的运行成本略高于以煤炭为原料。当热值为4 000 Kcal/kg(16.72 MJ/kg)煤炭450元/t,甲醇1 000元/t时,锅炉年运行成本相近。     

螺杆膨胀发电机在蒸汽梯级利用中的运用

为改变某氮肥企业甲醇合成装置废热锅炉的副产中压蒸汽直接通过阀门减压为低压蒸汽的能源浪费现象,采用蒸汽螺杆膨胀发电机进行梯级利用。介绍了螺杆膨胀发电机特性,分析了技术方案和运行模式,提出了与实际运行参数相适应的机组设计规模。试运行结果表明,虽然受甲醇生产装置负荷不稳定等因素影响,发电效率只达到60%,但据此测算已可实现年发电1 360×103kWh、减少电费支出92万元,1.5 a左右即可收回建设成本。     

石化企业自备电厂燃料结构调整研究

在“双碳”目标的引领下，我国能源结构持续改进，煤炭在能源消费中的占比逐渐下滑，天然气消费占比不断上升。“煤改气”工程成为石化能源洁净化热点项目。通过调研石化企业燃煤自备电厂现状及其“煤改气”方案，对项目的经济效益、社会效益及环境效益进行了分析。结果表明，“煤改气”可以有效降低发电过程中污染物及CO₂的排放，环境效益显著；尽管短期内“煤改气”项目经济效益为负，但随着能源采购成本变化、碳配额交易费用的上升，燃气发电相比燃煤发电将更具发展潜力。     

锌精矿制酸余热发电工程概述和效益分析

介绍锌精矿制酸工艺中,利用余热锅炉回收高温烟气余热产生饱和蒸汽发电的工艺流程。详细介绍了沸腾炉、汽轮发电机组的技术参数,并结合设计工况分析了余热发电的经济效益和环境效益。2座45 m~2沸腾炉单独配置余热锅炉,每台锅炉饱和蒸汽产量为12 t/h,中压饱和蒸汽输往凝汽式汽轮发电机组集汽缸。按年运行330 d计算,余热发电经济收益1 123.7万元,节约除盐水收益66.5万元,相当于每年节约Ⅱ类烟煤25 335 t,减排CO_2量42 723 t,减排SO_2量125 t,减排烟尘量294 t,经济效益和环境效益可观。     

煤化工生产和消费过程的碳利用分析

分析了我国煤化工主要生产路线的碳流向和碳利用情况,计算了煤化工生产过程的碳排放。通过分析计算可知,原煤中碳的1/5~1/3进入产品;按转化单位煤炭计,煤化工碳排放强度2.1 t/tce^2.5 t/tce,比燃煤发电低19%~32%;按生产单位热值能源产品计,煤制油气路线碳排放强度比燃煤发电有所降低;煤制燃料和肥料在使用时将碳释放,不再具有留碳功能;煤制化学品的碳可以多次利用,具有更强的留碳能力。以煤制化学品计,2018年我国煤化工行业节碳能力约1.15亿t,实际节碳量约9700万t。     

烟煤水煤气气化炉运行的可行性分析

烟煤水煤气气化炉是将双火层煤气发生炉的气化原理用于水煤气气化的一种炉型。介绍了双火层气化炉的炉型规格、供气形式和半水煤气组成;从煤气中CO2和CH4含量、气化炉反应温度、蒸汽量的调整等方面分析了烟煤水煤气气化炉生产运行的可行性;介绍了烟煤水煤气气化炉的结构形式和工艺流程;计算了原料煤成本的经济效益,结果表明,4万t/a合成氨装置每年可节约原料煤费用1160万元,20万t/a甲醇装置每年可节约原料煤费用6960万元。     

全国燃煤锅炉超低排放及燃料清洁化利用技术研讨会将于9月在烟台召开

<正>目前,我国工业锅炉中燃煤锅炉约有45万台,年燃用原煤7亿t,约占全国煤炭消费总量的17%。我国燃煤锅炉整体能效水平较低,污染物排放强度较大,其中:年排放烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别占全国污染物排放总量的40%、27%、9%左右,也是我国大气雾霾治理的重点领域之一。为推动我国燃煤锅炉技术进步,减少散煤燃烧大气污染物排放,中国煤     

超稠油地面输油伴热工艺优化与升级

辽河油田特种油开发公司现有57个伴热单元,采用燃煤炉加热导热油方式为输油管线伴热,现场存在热效率低、运行成本高等问题。通过燃煤炉燃气改造、伴热单元精简合并、加热单管输油流程改造等方式,对57个地面输油管线伴热单元进行了优化升级。优化升级后,燃煤炉平均热效率由56%提高至72%,同时减少了燃煤拉运、烧煤、灰渣清理等管理环节及劳务费用,避免了燃煤过程中灰渣堆放占用苇田用地,破坏生态环境。每年节约能耗24.2×10~6MJ,节约伴热成本910×10~4元,取得了很好的降本增效效果。     

煤气化工艺的未来作用

增加煤炭和核能使用的同时,采用能源转化措施以节约石油和天然气资源,已成为欧洲及世界应付目前石油短缺的基本政策,为实现这个战略所需的可能步骤如下:1.简单地以煤代替重油用来发电和生产蒸汽。1977年仅联合王国在重油的总消耗量22.5×10~6吨中就有13×10~6吨用于发电。2.在以煤代替重油的同时,将要设计     

塔式法硫酸生产的余热发电概况

我厂用塔式法生产硫酸,年产硫酸5万吨。原来采用炉墙水箱移走沸腾炉反应热。1975年在沸腾层安装管式汽化冷却器代替水箱,生产6公斤/厘米~2低压蒸汽供本厂生产、生活用汽,取代了两台锅炉,每年可节约煤2000吨以上。1982年1月18日余热发电系统建成并开始单机试车,2月18日一次联动开车成功,并发电并网,一直运转正常。除抽送部份低压蒸汽供给本厂其他部门生产、生活用汽外,每小时发电900千瓦左右,到8月30日巳发电298.8万度。     

太化合成氨灰熔聚粉煤气化炉投产成功

太化股份公司合成氨分公司投资2000万元建设1套年产40kt甲醇的灰熔聚粉煤气化炉，为太化集团60kt／a甲醇配套。该气化炉可以使用普通粉煤、贫瘦煤，实现原料本地化、普通化，提高了煤炭的综合利用率。仅此一项，年可节约购煤成本1200万元。     

利用黄磷尾气专用锅炉发电的工程实例

针对部分黄磷厂尾气利用率低的问题,介绍黄磷尾气的净化方法,提出利用黄磷尾气专用锅炉发电的方案。黄磷尾气经适度净化后利用黄磷尾气专用锅炉发电,大大降低了尾气净化的成本,一套12 kt/a黄磷生产装置的尾气每年可发电1 440万kW·h,年外供低压蒸汽1.43万t,经济效益显著。     

海上稠油热采锅炉给水系统优化方法研究与应用

为满足稠油热采蒸汽发生锅炉用水需求,渤海LD21油田建立了以无机超滤膜预处理技术为核心的海水淡化给水系统示范工程。该系统自应用以来,运行稳定,产水电导率0.097μS/cm、含氧0.006 7 mg/L。通过LD21油田现场试验表明,无机超滤膜预处理技术可有效简化海水淡化预处理工艺,降低热采开发成本。该技术成功应用于四个稠油热采开发项目设计中,累计减少平台面积30%,降低设备质量12%,降低建造成本2.2亿元,与传统水处理工艺相比,降低能耗156 kW·h/m~3,节约能耗成本4 160万元/a,节约换膜成本6 500万元/a。该系统的成功应用标志着我国海上首套拥有自主知识产权的海水淡化锅炉给水系统实现工程化应用,为渤海稠油热采规模化开发奠定了技术基础。     

高效煤粉燃烧技术在区域集中供热中的应用

为了节约油气资源,推广先进的煤炭洁净燃烧技术,开发运行成本合理的区域集中热源形式,对国内外区域集中供热技术及发展方向进行了综述和分析,并对高效煤粉燃烧技术和高效煤粉锅炉系统的技术经济和环保效益进行了分析。结果表明:高效煤粉燃烧技术代替油气、代替传统燃煤技术,符合我国富煤、贫油、少气的国情,技术成熟、经济效益显著、环保排放达标,同时可为城市节约大量土地,并能带动锅炉行业转型,实现燃煤升级、节能减排的区域集中供热目标。