9F级燃气-蒸汽联合循环机组总体性能优化

目前,燃用天然气的9F级燃气-蒸汽联合循环电厂发电成本较高,竞争力不强。可通过优化机组的总体性能,以获得更高的出力与效率,从而提高该类型电厂的竞争力。可对联合循环机组的进气系统优化、主机参数匹配优化、汽机冷端优化。主机参数匹配优化包括余热锅炉的热端温差、窄点温差、接近点温差、气侧阻力、排烟温度及余热锅炉的受热面、出口蒸汽压力、温度等参数进行优化。汽机冷端的优化如降低汽机排气背压,能有效提高汽机出力。     

燃气蒸汽联合循环余热锅炉的发展和研究

燃气蒸汽联合循环电站的余热锅炉,其系统布置、受热面结构、热力特性和运行工况等与常规锅炉比较有很大的差别,如汽水系统的优化,节点温差、接近点温差的选取,降低排烟温度和烟气侧压损系数的优化以及余热锅炉的变工况特性等都是需要考虑的关键性问题.文章介绍了燃气蒸汽联合循环余热锅炉的性能、型式及国内外发展概况,并对余热锅炉的研究方向进行了讨论.     

余热锅炉型联合循环系统模型的建立及参数优化研究

现阶段大型燃气循环机组进气温度逐步提高,燃气轮机排烟热损失也不断升高,需充分利用燃气轮机的排气热量,实现能量逐级利用,提高电厂循环热效率,减少经济运行成本。本文针对当今高效率、大容量燃气轮机的联合循环,蒸汽循环采用常见的双压再热余热锅炉,建立双压再热余热锅炉系统模型,引进定量评价指标,通过MATLAB软件建模分析计算不同热力参数对双压再热循环系统的影响程度,以蒸汽循环热效率最佳为目标,进一步优化双压再热余热锅炉与汽轮机蒸汽参数匹配问题。同时,引入优化过程中的边界条件,计算不同参数对双压再热余热锅炉系统的相对平均变化率,设计优化循环流程,最终得到双压再热余热锅炉蒸汽参数优化数据。     

大型天然气联合循环电厂对余热锅炉蒸汽系统的选择

为迎接西气东输和液化天然气的输人，我国东部地区正准备建设一批大型联合循环电厂。为使建成后的电厂单位投资少、热效率高、投产后具有较好的效益，选择合适的余热锅炉蒸汽系统至关重要。对我国急需建设的大型天然气联合循环电厂的余热锅炉蒸汽系统中有关余热锅炉节点温差和接近点温差的选取、蒸汽压力级数的选择、排烟温度的高低、烟气阻力的大小、蒸汽参数和再热的确定、给水的加热和除氧方式及炉型的选择进行分析和研究，得出明确的优化结论。     

锅炉余热回收温差发电装置设计与性能分析

温差发电技术应用于回收锅炉中的烟气余热资源有着良好的发展前景.设计一种可拆卸的锅炉管道余热回收温差发电装置,并在不同负载电阻下对多种串并联组合方式的TEG阵列进行发电性能研究.结果表明:温差发电装置结构设计合理,TEG冷热端温度均匀分布,热端温度最大137 ℃,平均温差为107 ℃.当TEG全部串联且阻值比约为1.1时,输出功率最大,为6.84 W,即该温差发电管道余热回收装置有一定意义上的热电转化能力,并对后续温差发电系统的设计具有一定的指导意义.     

IGCC系统中余热锅炉的优化研究

余热锅炉是IGCC系统中将燃气循环和蒸汽循环结合起来的热力设备,起着承上启下的作用,其流程和参数的合理选择对整个IGCC系统有重要的影响。首先建立200MW级IGCC系统模型,然后对余热锅炉双压、双压再热、三压和三压再热流程的IGCC系统进行计算比较,得出最佳的余热锅炉流程方式是三压再热。针对三压再热余热锅炉的IGCC系统,根据能量梯级利用原理合理设计余热锅炉与废热锅炉的匹配方案,并对不同方案的系统发电量、系统效率、汽轮机功率及热耗率进行比较,得出最佳匹配方案。     

余热锅炉分析与汽水系统参数优化研究

以余热锅炉所能回收燃机排气总值最大为目标函数,进行余热锅炉汽水系统参数优化方法的研究。通过对余热锅炉的热回收的热力学过程分析,分析影响余热锅炉性能参数的有关因素,以三压再热余热锅炉系统的实例,进行回收最大为目标函数的性能优化。分析表明,双压汽水系统的热效率和效率要比单压系统的高,三压系统比双压要高;再热系统的热效率和效率比无再热的要高,而三压和双压再热系统的基本相当。     

单压过热蒸汽余热锅炉抽汽运行的解析特性

抽取余热锅炉的部分饱和蒸汽供吸收式制冷或供热是常见的余热利用方式之一。在单压过热蒸汽余热锅炉变工况解析解的基础上，推导出其抽汽运行特性的近似解析解，给出余热锅炉设计压力抽汽运行的解析特性。定性分析和解析结果表明，抽汽后接近点温差和余热回收率的变化甚微，节点温差略有增大，但热端端差迅速下降。近似解析解与数值解对比表明，蒸汽产量的解析解在工况变动较大的范围内是可靠的，过热蒸汽温度的解析解适用于设计工况附近和饱和蒸汽抽汽量不大的情况，基于数值结果给出的过热蒸汽温度拟合式则在工况变动较大的范围内也适用。该解析特性对分析余热锅炉冷、热、电并供的变工况有理论意义，也便于进行初步工程分析、核算。     

燃气–蒸汽联合循环余热锅炉滑压运行

联合循环机组在运行过程中会偏离设计条件,如燃气轮机排气温度升高、燃气轮机排气流量变化等,但汽轮机依旧按原既定的滑压曲线方式运行,实际运行时偏离最佳的参数匹配。对此,采用MATLAB建立余热锅炉–汽轮机的仿真计算模型,优化得到余热锅炉–汽轮机的滑压参数,比较燃气轮机不同排气条件下余热锅炉最佳滑压曲线的变化情况。结果表明:当燃气轮机效率下降,机组按控制燃气轮机排气温度方式运行时,余热锅炉最佳滑压曲线上移;同时,燃气轮机效率下降导致排气流量上升,使得汽轮机出力升高,在一定程度上减小了燃气轮机效率下降对联合循环机组出力下降的影响。     

窄点与余热锅炉

通过余热锅炉炉内加热介质和受热介质间温度窄点特性,导出计算余热锅炉蒸发量及锅炉内各段热力参数的简便方法,为余热利用系统和余热锅炉受热面合理布置提供合理参数。     

Assessment of the potential for conversion of TP-108 boilers to firing natural gas and fuel oil

TP-108 boilers were initially designed to burn milled peat. In the 1980s, they were reconstructed for conversion to burning natural gas as well. However, operation of these boilers revealed problems due to low reheat temperature and great air inleakage in the furnace. The initial design of the boiler and its subsequent reconstruction are described in the paper. Measures are presented for further modernization of TP-108 boilers to eliminate the above-mentioned problems and enable natural gas or fuel oil only to be burned in them. Thermal design calculations made using a specially developed adapted model (AM) suggest that replacement of the existing burners with new oil/gas burners, installation of steam-to-steam heat exchangers (SSHE), and sealing of the boiler gas path to make it gas tight will allow the parameters typical of gas-and-oil fired boilers to be attained. It is demonstrated that SSHEs can yield the design secondary steam reheat temperature, although this solution is not typical for natural circulation boilers with steam reheat. The boiler equipped with SSHEs can operate on fuel oil or natural gas with flue gas recirculation or without it. Moreover, operation of the boiler with flue gas recirculation to the air duct in combination with staged combustion enables the required environmental indicators to be attained.     

循环流化床一、二次风管网特性及风机选型研究

通过分析循环流化床（circulating fluidized bed,CFB）锅炉一、二次风的管网特性,并结合电站CFB锅炉的运行参数,对大型CFB锅炉一、二次风机的选型进行了研究。结果表明：CFB锅炉一次风所需最大风量与最高压头不在同一工作点上,具有与煤粉锅炉一次风完全不同的管网特性。CFB锅炉二次风的管网特性与煤粉锅炉二次风的管网特性类似,不同之处在于其管网阻力中增加了由炉内颗粒浓度产生的压降;CFB锅炉一次风机选型时应使管网特性曲线完全落在风机的性能曲线内,并采用能耗较低的变速调节或入口导叶调节。CFB锅炉二次风机选型原则与普通离心风机选型原则类似,但应估计出由颗粒浓度所产生压降的大小,对300 MW CFB机组来说,其值在5.5~7.5 kPa范围内。     

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.     

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。     

降低超高压高炉煤气锅炉排烟温度的研究和实践

通过对高炉煤气和一台150t/h高炉煤气锅炉烟气成分的分析,探讨了空气预热器低温腐蚀的原因,研究了在避免低温腐蚀的前提下降低超高压400t/h煤气锅炉排烟温度的可行性。结果表明:分体式热管煤气加热器可有效降低超高压煤气锅炉排烟温度,并避免低温腐蚀,对中低压煤气锅炉的设计与改造也具有借鉴意义。     

电站锅炉受热面能级分析

锅炉受热面可分为锅炉能级受热面和低能级受热面。过热器、再热器、水冷壁和省煤器是锅炉能级受热面,空气预热器、暖风器和低压省煤器是低能级受热面。研究了锅炉尾部受热面设计参数匹配原则。提出了空气预热器、低压省煤器和暖风器联合运用可充分利用烟气的余热,并能防止低温腐蚀。     

循环流化床锅炉气固分离器选择与结构计算

回顾了循环流化床锅炉使用高温旋风分离器的发展过程,分析了循环流化床锅炉选择气固分离器的原则,提出了高温旋风分离器结构设计的有效方法。     

富氧燃烧锅炉传热特征分析及设计优化

为了获得适用于富氧燃烧锅炉的设计方法,以200 MW 富氧燃烧锅炉为研究对象,通过理论计算得出：高烟温区段,富氧燃烧烟气中三原子气体浓度升高,导致辐射传热增强,受热面传热量要高于空气燃烧气氛。而在低烟温区段,烟气量减少导致流速降低,对流传热减弱,传热量小于空气燃烧气氛;在分析富氧燃烧锅炉传热特性基础上,提出了富氧燃烧锅炉烟气通流截面积、各换热面积的设计优化方法。相比空气气氛,在26%氧浓度条件下,富氧燃烧干循环锅炉各受热面烟气通流截面积减少15%～21%,湿循环减少13%～24%,干循环锅炉受热面减少9%～32%,湿循环减少7%～35%。富氧气氛燃烧条件下锅炉烟气流速能够达到锅炉设计规范要求,各受热面传热量与空气燃烧传热量基本保持一致。     

超(超)临界锅炉与亚临界锅炉热控设计的区别

从超(超)临界锅炉的启动系统、协调控制、锅炉给水及中间点焓值控制、锅炉仪表导管及仪表阀几方面与亚临界锅炉进行了差别比较,提出了超(超)临界锅炉与亚临界锅炉在热控设计方面的特殊性和不同点。     

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。