350 MW余热锅炉变工况运行特性分析

  目的  整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术是高效、低碳的发电技术,余热锅炉是IGCC的组件之一。文章旨在研究余热锅炉变工况运行特性以提高整体煤气化联合循环发电技术的效率。  方法  通过分析余热锅炉的工作原理及传热传质原理,使用MATLAB软件展开编程计算,探究给水温度、给水压力、液相换热系数以及气相换热系数与余热锅炉内吸热量的关系。  结果  结果发现,当液相换热系数在200～1 000 W/(m2·K)和气相换热系数在20～100 W/(m2·K)范围内时,如果给水温度从30 ℃增加到100 ℃或给水压力增加,余热锅炉的吸热量将不断减少。反之,假设给水温度在30～100 ℃范围内,当液相换热系数从200 W/(m2·K)增加到1 000 W/(m2·K)或气相换热系数从20 W/(m2·K)增加到100 W/(m2·K)时,余热锅炉的吸热量不断增加。  结论  在液相换热系数与气相换热系数不变的情况下,给水温度或给水压力增加,余热锅炉的吸热量会减少;在给水温度与给水压力不变时,液相换热系数或气相换热系数增加,余热锅炉的吸热量会增加。     

干煤粉加压气化炉对流废热锅炉内多相流场和温度场的数值模拟

采用数值模拟方法对干煤粉加压气流床对流废热锅炉3段受热面和3圈环隙内合成气的流动和温度分布进行了模拟和分析,其中连续相采用组分输运方程并结合Realizable k-ε湍流模型进行求解,颗粒相采用DPM模型,两相间的相互作用采用双向耦合模型求解,温度场基于离散坐标法及灰气体加权和模型进行求解,高压气体的基本参数采用对比态方法、压力组分修正法和Hottel图表法进行确定.结果表明:由上段受热面至下段受热面,由外圈环隙至内圈环隙,合成气的速度逐渐减小,由于堵板的作用,沿废热锅炉高度方向上速度波峰出现偏移;颗粒质量浓度在合成气入口、上段堵板挡住区域和各段受热面底部较大,需要布置吹灰装置;上段受热面、中段受热面、下段受热面和外侧水冷壁的总传热系数分别为274 W/(m2.K)、243 W/(m2.K)、198 W/(m2.K)和223W/(m2.K).     

电站锅炉尾部烟气余热利用系统技术经济性比较

以某600MW超超临界燃烟煤机组为对比机组,对常规低温省煤器、低温省煤器前移和旁通烟道3种锅炉尾部烟气余热利用系统进行了热经济性与技术经济性比较.结果表明:回收锅炉排烟由122℃降温至90℃的余热,3种系统可使机组供电标准煤耗分别减小1.51g/(kW·h)、1.71g/(kW·h)和2.81g/(kW·h),需分别投资1 125万元、1 940万元和1 685万元,动态投资回收期分别为4.42a、8.66a和3.29a;低温省煤器前移对机组供电效率的提高不明显,但因应用水媒式空气预热器,受热面投资显著增大,因而技术经济性欠佳;由于节能效果显著,旁通烟道表现出最优的热经济性和技术经济性,建议对其进一步研究和推广应用.     

优化尾部受热面降低600MW亚临界锅炉排烟温度的热力计算研究

某电厂1台600 MW亚临界机组锅炉经增容和低氮燃烧改造后存在排烟温度偏高的问题,为有效降低排烟温度同时不影响锅炉安全运行和SCR脱硝装置投运,提出了在SCR脱硝装置出口和空气预热器入口之间的烟道处,合理增加低温省煤器受热面的改造方案。为优化此低温省煤器受热面的布置,借助通用锅炉热力计算BESS软件对两个增设低温省煤器受热面的方案进行热力计算研究,即方案A和方案B(分别在原有省煤器受热面积的基础上增加66.7%和100%)。结果表明:不同负荷下两个方案均可有效降低排烟温度,且方案B各项指标更佳,降低排烟温度约14℃,提高锅炉效率约0.6%,节约运行成本约557万元/年。此外,针对方案B对锅炉运行可能造成的各种影响进行了详尽的预判性评估。     

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%。     

600 MW超超临界循环流化床锅炉水冷壁传热特性研究

为获得超超临界压力下CFB锅炉水冷壁内、外传热特性,建立了水冷壁总传热系数计算模型,并通过高温高压条件下的实验数据拟合得到了工质侧传热系数关联式,将此关联式代入水冷壁总传热系数计算模型,使其预测精度大为提高。研究结果表明:水冷壁传热性能是工质侧传热系数、烟气侧传热系数以及水冷壁管导热性能耦合作用的结果;工质侧传热系数沿着炉膛高度的增加而增加,在30 m时出现第一次峰值,后墙、中隔墙和侧墙水冷壁传热系数分别为24.7,25.9和27.3 kW/(m~2·K),而且在此区间内波动剧烈,并在52 m附近达到最大值,后墙、中隔墙和侧墙水冷壁传热系数分别为33.8,35.1和36.2 kW/(m~2·K),超过50 m以上区域则迅速下降;在100%BMCR负荷下,水冷壁总传热系数沿着炉膛高度方向减小,在30 m以下区域,中隔墙、后墙、侧墙水冷壁总传热系数分别从220,215.2和213 W/(m~2·K)下降到了178,174和170 W/(m~2·K),而在30 m～50 m区间仅下降了4～5 W/(m~2·K),在炉膛顶部区域总传热系数几乎不变。     

某电厂锅炉烟气参数测试及分析

某火力发电厂计划时2~#锅炉进行低温省煤器改造,为了了解改造前空气预热器出口至除尘器入口烟道内烟气流量分布及温度分布规律,为低温省煤器改造提供设计参考,对2~#锅炉烟气流量进行测试。主要介绍了在2~#锅炉测试过程中烟气参数测量的测点布置、测量方法、试验数据分析及试验结论,为锅炉的低温省煤器改造提供设计参考数据。     

3．0Mt／a重催装置余热锅炉现状及节能技术改造

兰州石化公司炼油厂3．0Mt／a重油催化裂化装置的两台余热锅炉在运行中存在烟气侧运行阻力大、排烟温度高、省煤器给水入口温度低、存在尾燃等问题。采用翅片管结构省煤器、提高助燃空气温度、改造燃烧器、布置正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器对余热锅炉进行节能技术改造。改造后,两台锅炉炉膛压力分别由改造前的2.8kPa和2.7kPa降到1.9kPa和1.8kPa,余热锅炉烟气侧阻力降低;锅炉排烟温度由300℃降到205℃,烟气热量利用率和锅炉热效率得到提高;增设给水预热器后,省煤器给水温度及出水温度分别提高到150℃和240℃,外取热器及油浆蒸汽发生器多产蒸汽10t/h,两台锅炉总产汽量增加了60t/h,产生效益1908.42万元。     

煤渣的导热蓄热性能及改性研究

利用激光导热仪和差式扫描量热仪(DSC)对温州电厂煤渣样品的比定压热容和导热系数进行测试,研究煤渣的蓄热和导热性能,及煤渣中添加铁粉和水泥对样品热性能的影响。实验结果显示:煤渣、铁粉质量比为6∶4时,相较于纯煤渣,比定压热容由1. 13 kJ/(kg·K)增加到50. 91 kJ/(kg·K),导热系数由0. 18 W/(m·K)增加到10. 78 W/(m·K)。当煤渣铁粉样品中水泥的添加量为0. 03 g时,比定压热容为49. 89 kJ/(kg·K),导热系数为8. 18 W/(m·K)。研究结果表明:煤渣中添加铁粉大幅度增加了煤渣的蓄热和导热性能,而水泥的加入在一定程度上降低了煤渣铁粉样品的导热性能,从而提高了煤渣作为太阳能光热发电蓄热材料的可能性。本实验可为蓄热材料的选择及性能改进提供参考。     

低低温省煤器技术及其节能量计算

低低温省煤器又称烟气换热器,安装在空预器与电除尘器之间,用于降低排烟损失提高锅炉运行效率的节能装置。装载低低温省煤器,使烟气进入电除尘器的运行温度由常温状态(120～160℃)下降到低温状态(90～110℃),由于排烟温度的降低,加热部分凝结水,从而节省低压加热器抽汽,增加汽轮机做功,节省煤耗。文中针对低低温省煤器技术原理、节能效果及应用进行探讨,并通过理论计算、性能试验和实际运行数据对比分析增设低低温省煤器产生的节能量。     

电站锅炉烟气余热利用与空气预热器综合优化

针对常规电站锅炉余热利用系统中低温省煤器入口烟气温度的限制,对锅炉尾部受热面进行综合优化,将空气预热器分两级布置,在两级空气预热器之间布置低温省煤器;并通过改变Ⅱ级空气预热器出口空气温度,优化低温省煤器所处的烟气温度范围,从而得到热力学最优工况;最后结合技术经济性分析,得出符合工程实际的综合优化结果.结果表明:通过空气预热器分级设计和合理设定关键运行参数,在热力学最佳方案下机组供电煤耗降低约6.7g/(kW·h),结合技术经济性分析,在年平均运行5 500h工况下,每年净收益可达2 100余万元,经济效益显著.     

新型沉降式电站锅炉系统的技术经济分析

针对大容量高参数机组锅炉出现的高度增加、管道增长及阻力损失增大等问题,提出一种新型沉降式电站锅炉设计,使汽轮机平台和锅炉过热器、再热器平台在同一水平面,从而大幅度缩短主蒸汽、再热蒸汽冷段和热段管道长度,对管道长度变化带来的阻力损失、机组热经济性及发电成本的变化进行了分析.结果表明:沉降式电站锅炉的管长明显缩短,当主蒸汽、再热蒸汽冷段和热段的管道长度均减少120m时,电厂热效率提高0.18%,煤耗率降低1.044g/(kW·h),管材初投资减少约6 500万元;以年利用小时取5 294h,煤价为600元/t计算,年节煤6 093t,节约燃料成本约366万元/a,降低发电成本0.28分/(kW·h).     

降低锅炉排烟温度利用烟气余热的实践与理论研究

排烟温度偏高是国内电站锅炉普遍存在的问题,排烟温度较高时严重影响电厂的热经济性,因此,降低排烟温度对于节能降耗、提高锅炉的安全可高性具有重要的现实意义。通过煤粉炉改造实践和利用等效焓降法分析加装低压省煤器后的经济效益,结果表明低压省煤器系统不仅能降低锅炉机组排烟温度,而且能降低煤耗,提高锅炉的运行经济性,在电厂余热回收方面具有重要作用。     

电站锅炉新型烟气余热回收技术及经济性分析

为解决某300 MW火力发电厂循环流化床锅炉排烟温度偏高的问题,提出将传统低压省煤器与卧式相变换热器相结合的新型烟气余热回收技术.该技术不仅能预防换热设备酸腐蚀,还能实现电厂烟气深度余热回收节能.给出了系统的具体布置方案和设计参数,分析了系统对凝汽器真空以及引风机性能的影响,并应用等效焓降理论及节能定量分析理论进行理论计算.计算结果表明,采用该系统后,锅炉排烟温度降低45℃,降低标准煤耗近3.5 g/（kW·h）.     

镍基渗层螺旋翅片式省煤器在410t/h煤粉炉上的应用

齐鲁石化热电厂410t／h煤粉锅炉原下级省煤器为光管式省煤器，运行中存在烟气阻力大、磨损严重以及换热效果差等问题，导致泄漏频繁，产品使用寿命短，检修工作量大，影响锅炉热效率。更换镍基渗层螺旋翅片式省煤器后，烟气阻力大、磨损严重现象明显改善，换热效果充分加强，运行周期大大延长，锅炉热效率显著提高。     

耒阳电厂670 t/h煤粉锅炉排烟温度偏高原因分析及改造设计

通过对耒阳电厂670 t/h锅炉排烟温度偏高问题的分析,指出了造成排烟温度升高的主要原因.并就光管、鳍片和螺旋肋片管式省煤器,从传热方面、制造方面及投资方面进行了比较,经过热力计算及经济技术分析,提出了采用部分螺旋肋片管对省煤器进行改造的方案,并给出了设计计算的结果,计算表明该方案能降低锅炉排烟温度,提高锅炉效率,具有显著的节能效果.     

中深层地热地埋管实际运行影响因素研究

为研究中深层地热地埋管运行的影响因素,分析西咸新区中深层地热地埋管供暖系统的长期运行结果,并结合关中地区地质数据,建立深度为2510 m的中深层地埋管换热器全尺寸模型,采用数值模拟法研究实际岩层分布下地埋管的运行、结构和材料因素对其取热能力的影响。结果表明,西咸新区某项目1号地埋管和2号地埋管两个地埋管,其平均取热功率均在310 kW以上,具有优良的取热能力。地埋管进水温度随季节变化明显,并引起用户侧负荷及热泵回水温度的波动。在结构方面,随内管径由63 mm增至125 mm,平均出口水温和换热功率分别降低1.9%和4.8%,但内管径过小将影响内管运行的安全性,综合安全和换热两方面因素,最佳内管径应选取ϕ110 × 10mm规格;随外管径由168.3 mm增至244.5 mm,平均出口水温和换热功率分别增加3.5%和9%,综合成本和换热两方面因素,最佳外管径应选取ϕ 177.8 × 19 mm规格;在运行方面,地埋管出口水温随着流量的增加而减小,换热功率随着流量增加而增加;出口水温随着进水温度的升高而上升,换热功率也随之减小。在材料方面,减小内管导热系数和增加固井材料导热系数均能增加地埋管出口水温和换热功率,考虑换热功率变化和成本因素,在工程中导热系数为0.42 W/（m∙K）的内管和导热系数为3 W/（m∙K）左右的固井材料。     

300MW循环流化床锅炉屏式受热面传热系数计算及其变化规律

根据300MW循环流化床（CFB）锅炉现场测试数据并结合以往CFB锅炉传热系数的研究成果,建立了屏式受热面烟气侧的传热模型,包括辐射传热模型和对流传热半经验公式．利用该模型对某300MWCFB锅炉在94％锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况下炉膛内屏式受热面的传热系数进行了计算,分析了屏式受热面管间节距、炉膛温度、工质温度、壁面黑度及烟气速度等因素对传热系数的影响．结果表明：烟气速度、炉膛温度和壁面黑度对传热系数的影响较大,所建立的传热模型能够合理地反映主要因素对CFB锅炉屏式受热面传热的影响．     

鳍片管代替光管省煤器及结构优化改造综述

在分析鳍片管束结构与传热特点的基础上,介绍了鳍片管代替光管省煤器的改造设计和应用情况。分析了鳍片管的直径、鳍片高度、厚度、管间距等参数及管束布置方式对省煤器传热特性、阻力特性、积灰和磨损等方面的影响。提出了鳍片管省煤器受热面优化设计的方法和步骤。