火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术

介绍了火力发电厂锅炉烟气余热回收技术及其应用的必要性,阐述了当前这一新技术的应用难点及工程应用解决方案,并结合海外火电工程项目投标中锅炉烟气余热利用技术方案的编制,说明了这一技术对于进一步改善全厂净效率的可观作用。     

电站锅炉排烟余热利用分析

通过对大型电站锅炉排烟余热未被利用原因的分析，探讨余热利用的几种方式及经济效益估算。     

670t/h电站锅炉烟气余热回收工程应用及经济性分析

为解决某200MW火力发电厂锅炉排烟温度偏高的问题,采用新型卧式相变换热器技术对烟气余热进行回收利用。给出了卧式相变换热器烟气余热回收技术方案以及设计时需要注意的细节问题。工程实施后,对机组和卧式相变换热器开展了性能验收试验,试验结果表明,该烟气余热回收系统投运后,锅炉排烟温度降低34℃,增加烟气阻力350Pa,降低标准煤耗近1.6g/(kW·h),年节约水量38170t     

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。     

电站锅炉尾部受热面综合优化设计

在详细分析传统电站锅炉尾部受热面和常规低温省煤器布置方案的基础上,提出一种新型电站锅炉尾部受热面优化布置方案:把空气预热器分级布置,在分隔烟道内布置省煤器和高温空气预热器,在主烟道内,布置两级空气预热器,在两级空气预热器之间加装低温省煤器。结合某典型1 000 MW机组的电站锅炉,分析了新型电站锅炉尾部受热面优化布置方案的传热特性和节能效果。对案例电站在新型受热面优化布置方案下产生的经济效益进行了阐述。     

烟气余热深度利用在1000 MW机组的应用研究

烟气余热利用从20世纪50年代以来,在6.0~1000 MW等级电站锅炉上进行了广泛的探索。根据能级和系统工程原理,介绍了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽做功损失实现排烟温度稳恒控制的高效系统,并且通过核算验证了该系统的经济性。     

电站锅炉余热资源利用的研究

针对我国中小型电站锅炉尾部排烟余热利用潜力大的状况,分析,对比了目前2种较为成熟和有效的余热利用方式（增加省煤器换热面积和加装低压省煤器）,从可行性和经济性方面提出了有关建议,供同类机组参考。     

锅炉烟气余热利用研究

在火力发电厂设计中,合理利用锅炉的烟气余热,提高全厂热效率,降低煤耗,增加发电量,是节能的主要措施之一。本文以工程实例为研究依据,分别对老厂改造及新建机组烟气余热利用系统进行分析。为工程设计和机组改造提供参考。     

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。     

电站锅炉余热深度利用及尾部受热面综合优化

电站锅炉一般设计排烟温度在120-140℃,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3%-8%,因此进行锅炉尾部烟气余热回收与利用,可以显著提高锅炉效率、降低电厂煤耗,经济效益显著。运用最广泛的电站锅炉烟气余热利用方式是在空气预热器出口的尾部烟道内加装换热器(通常称为"低温省煤器"),利用电站锅炉的低温烟气加热汽轮机凝结水,节省部分汽轮机抽汽,增加机组出力。该文在常规锅炉余热利用系统的基础上,提出一种新型电站锅炉余热利用综合优化系统:在常规回转式空气预热器后加装一个前置式的低温空气预热器,实现烟气分两级加热空气,从而大幅度降低空气预热过程的换热温差;而在两级空气预热器之间布置低温省煤器,可以实现较高温度的烟气加热凝结水,节省较高级的汽轮机抽汽,从而实现更高的节能效果。论文结合某典型1000MW机组的电站锅炉,分析了新型余热利用优化系统的传热特性和节能效果。结果表明案例电厂在常规余热利用系统下,供电煤耗降低约1.6g/(kW h),而新型余热利用优化系统供电煤耗降低约达3.6g/(kW h),按机组年运行5500h计算,新系统每年可减少燃料消耗约2.1万吨标煤、节约燃料费约2100余万元(按标煤1 000元/吨),经济效益显著。     

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。     

锅炉烟气余热深度利用及减排技术的研究与应用

国内某大型燃煤电厂烟气余热深度利用系统实际应用后,通过实验研究发现,节能减排效果显著。在600 MW负荷工况下,机组供电标准煤耗率降低了4.9 g/（kW·h）,电除尘器出口烟尘排放质量浓度降低了7.8 mg/m3,明显减少了脱硫工艺水耗量,并且系统调节灵活,运行安全可靠。机组经济效益和环境效益十分明显。     

电站锅炉排烟余热能级提升系统分析

将排烟余热用于加热凝结水,参与蒸汽回热循环,是电站锅炉排烟余热有效的利用途径之一。该文利用分析方法,建立电站锅炉排烟余热利用的通用收益模型,分析传统电站锅炉排烟余热利用系统,指出空气预热器存在较大损的缺陷。将空预器单元引入系统,组建了电站锅炉排烟余热能级提升系统,并结合某超临界1000MW机组热力参数,对其进行了收益分析计算。结果表明,排烟温度降低35℃,由于空预器单元 损失下降,与传统排烟余热利用系统相比,能级提升系统利用烟气的能级提升了1倍,机组效率提高了0.75%。     

660 MW超超临界锅炉烟气余热利用装置经济性分析

基于热力学基本原理,运用等效焓降法对古交西山发电有限公司660 MW超超临界锅炉在100%和50%汽轮机热耗保证工况下烟气余热加热凝结水的经济性进行了定量分析,得出烟气余热利用的各项节能指标和综合收益,其中100%汽轮机热耗保证工况下节约标煤量可达1.85 g/(kW·h),综合收益达237.5万元,节能增效效果显著。     

大型燃煤电厂锅炉烟气水回收方案研究

针对我国西部地区富煤缺水现象,提出锅炉烟气水回收原则性工业方案。以新疆哈密地区的一台超临界660 MW褐煤机组为例,研究实施烟气水回收在技术上的可行性和合理性,并对净烟道喷淋+新建独立的闭式机械通风空气冷却和氟塑料换热器+新建闭式机械通风空气冷却塔2个方案进行技术经济对比,2个方案的收益均低于新增年运行生产成本,不具有经济效益,但该技术能明显减少电厂外来水的补充量,为当地经济社会发展节约水资源,具有良好的社会效益。     

电站锅炉排烟热损失的不确定度分析

介绍了电站锅炉热效率试验中排烟热损失的不确定度分析,针对试验过程中的测量数据,通过计算实例说明排烟温度、排烟氧量和送风温度的不确定度对排烟热损失不确定度的影响较大。     

发电厂锅炉烟气余热回收方案热经济性研究

分析某发电厂锅炉排烟余热回收利用的热经济性,提出了供暖期利用烟气余热进行供暖、非供暖期利用烟气余热加热凝结水的回收方案。研究表明,采用该方案,供暖期可节约标准煤987.9 t/a,非供暖期可节约标准煤883.1 t/a,合计每年可节约标准煤1 871 t,具有良好的节能减排效果。