燃煤烟气余热和水分综合利用技术研究

考虑到低温腐蚀问题,燃煤电站锅炉机组排烟温度一般在120～140℃,部分锅炉的排烟热损失达10%～20%,烟气中水蒸气占到烟气量的12%～16%。回收烟气中的水分能有效地消除"白色烟羽"现象。介绍了冷凝换热器法、膜凝汽器法和溶液吸收法3种烟气余热和水分综合回收技术,并进行了比较分析,指出了技术发展的趋势,以期为燃煤电站的节能环保提供参考。     

电站锅炉烟气余热利用系统的热力学分析和优化

通过烟气余热利用系统的热力学分析发现,提高烟气余热利用的节能效果,需要对烟气热量的释放过程和蒸汽回热系统进行耦合优化。结合典型百万kW燃煤电厂机组,采用能量梯级利用的方法,对锅炉烟气余热利用系统进行了优化设计,相对于将低温省煤器布置在空气预热器出口之后的传统方案,采用优化方案可使机组供电煤耗降低值由2.18 g/kW·h提高至5.19 g/kW·h,节能优势明显。     

锅炉低温省煤器水侧串并联方案的优化选择

实践已经证明低温省煤器在电站燃煤锅炉上的应用,降低了锅炉排烟温度、进一步吸收了排烟余热,实现了节能降耗,为提高机组热经济性具备了现实可行性。本文结合某电厂600 MW发电机组,其低温省煤器加装于空气预热器之后,通过优化、比较低温省煤器水侧与汽轮机回热系统两种不同的连接方案,利用等效焓降原理对低温省煤器的两种连接方案进行热经济性分析并取最优。结果表明设计方案一的节能效果优于设计方案二,低温省煤器串并联于7号低压加热器的联合运行方案可降低标准煤耗1.8g/(kW·h),实现了节省锅炉燃煤量和提高机组经济性的目的。     

垃圾焚烧电厂焚烧炉-余热锅炉性能及NOx排放

为了掌握新建机组运行状况,探索烟气再循环对垃圾焚烧电厂污染物排放的影响,针对某垃圾处理量为500 t/d的垃圾焚烧电厂,现场测试省煤器出口烟气成分及炉内烟气温度,试验研究焚烧炉-余热锅炉性能,定量计算焚烧炉-余热锅炉效率及各项热损失,并根据试验测试结果,分析炉内NO_x生成的影响因素. 结果表明：在不同负荷下,机组总热损失中排烟热损失所占比例最大,其次为炉渣热损失,在试验范围内,烟气再循环量对焚烧炉-余热锅炉效率影响较小;烟气中氧气的体积分数及烟气再循环对NO_x排放影响显著,省煤器出口氧气的体积分数由4.52%增加到8.00%,NO_x质量浓度由209.54 mg/m³升高到307.30 mg/m³,增加46.65%;与烟气再循环系统停运相比,当烟气再循环阀门全开时,省煤器出口NO_x质量浓度由209.54 mg/m³降为126.15 mg/m³.     

二次再热机组烟气余热利用优化方案研究

二次再热已逐渐成为大容量、高参数超超临界机组的发展方向。对超超临界二次再热机组烟气余热利用技术进行了探讨,对4种可能的余热回收方案进行了热经济性计算和调频最大负荷量变化计算。分析结果表明,烟气-高加换热方案节能效果最好,发电煤耗率降低6 g/kWh;烟气-低加换热方案和烟气-低加-空气换热方案对给水调频的潜能无影响,但会降低机组凝结水节流调频的潜能;烟气-高加-空气换热方案和烟气-高加-低加-空气换热方案对凝结水节流调频的潜能无影响,但会降低给水调频的潜能。     

300 MW机组低压加热器疏水系统优化

火电厂热力系统不同疏水方式对机组的经济性有很大影响.使用疏水冷却器,可以降低疏水温度,达到回收疏水热量的目的.疏水泵则因其能够截流疏水而达到接近混合式加热器的抽汽热量利用效果.通过等效热降法分别对疏水泵和疏水冷却器的节能效果进行了计算分析,并以国产N300-16.7/537/537机组为例,论证了300 MW机组的低加回热系统在设计工况下采用疏水泵可以提高机组的热经济性能.实践表明:等效热降法对热力系统的节能改造及经济运行具有重要的指导意义,可为热力系统的节能改造提供数据支持.     

300MW机组低压加热器疏水系统优化

火电厂热力系统不同疏水方式对机组的经济性有很大影响.使用疏水冷却器,可以降低疏水温度,达到回收疏水热量的目的.疏水泵则因其能够截流疏水而达到接近混合式加热器的抽汽热量利用效果.通过等效热降法分别对疏水泵和疏水冷却器的节能效果进行了计算分析,并以国产N300—16.7/537/537机组为例,论证了300MW机组的低加回热系统在设计工况下采用疏水泵可以提高机组的热经济性能.实践表明：等效热降法对热力系统的节能改造及经济运行具有重要的指导意义,可为热力系统的节能改造提供数据支持.     

分离式热管换热器与低压省煤器的性能分析

根据火电厂热系统节能理论,对低压省煤器(low pressure economizer, LPE)系统利用电站锅炉排烟余热加热凝结水进行了节能定量分析,同时分析了分离式热管换热器的工作原理与传热机理。结合某320 MW凝汽机组参数,应用等效焓降法,对分离式热管换热器与低压省煤器进行了经济性与可靠性分析比较。结果表明,分离式热管换热器具有等壁温防低温腐蚀的优点,但结构布置的特点导致其更易积灰。分离式热管换热器加热的凝结水温度受热管工质饱和温度的限制,排挤抽汽的能级低,回收相同的烟气热量,低压省煤器的节能量约为相同换热面积分离式热管换热器的2倍。     

有机朗肯循环回收烟气余热的可行性研究

计算了我国电站锅炉可回收的烟气余热量,并对有机朗肯循环低温余热发电系统进行了热力分析.以2台600 MW燃煤机组的排烟余热为热源、R245fa为工质,确定了余热发电机组的最优运行参数和电力容量.用RETScreen软件对该系统进行了投资收益和节能减排效益分析.结果表明:该余热机组发电量为47 502 MWh/a,电力外销收入为1 900.1万元/a,减排CO2量为42 419 t/a.在初始投资成本6 500元/kW、财务负债比率65%的情况下,投资简单偿还期为2.5年,股本回收仅需1.1年,能源产出比为0.14元/kWh,温室气体减排成本为291元/tCO2.30年运行期内,预计可累积现金4.31亿元.     

大型火电机组变工况下烟气含氧量自适应控制技术

建立了各热经济性参数的变化特性分析计算模型和微增量方程,确定了电站锅炉运行过程中不同负荷和运行工况下对应的最佳烟气含氧量设定值,并以此值作为锅炉燃烧控制系统中烟气含氧量校正回路的烟气含氧量设定值,从而实现变工况下烟气含氧量的自适应调节.试验证明此方法能有效优化燃烧,提高机组经济性.     

天津某燃气锅炉的烟气余热回收案例实测分析

结合天津市某煤改气工程实例,进行了烟气冷凝余热回收装置的跟踪实测,调研了耗气量、排烟温度、烟气含氧量、负荷率等实际参数,计算了烟气冷凝余热回收装置的节能率、燃气锅炉的本体效率以及总效率。结果表明,当锅炉的负荷率为49%～91%时,通过烟气余热回收技术,可以将排烟温度从96.7～156.8℃降至49.9～60.6℃,烟气冷凝余热回收装置节能率为3.9%～8.5%,锅炉系统的低热值总效率为95.9%～101.2%,达到了预期节能的效果。     

大型火力发电机组锅炉尾部加装烟气换热器探讨

探讨在锅炉尾部预热器后加装烟气换热器技术,可有效地利用锅炉排烟温度热焓,降低排烟温度热损失,并通过换热器提高凝结水焓值,实现机组整体热经济性。同时,提出加装锅炉尾部烟气换热器技术以改变以往用水冷却烟气后进行脱硫的运行模式,达到提高脱硫效率、节约淡水资源、实现多赢的目的。     

分布式热泵调峰型热电联产烟气余热回收系统评价

为尽可能地提高燃气供热能力,分布式热泵调峰技术在热力站处二次网侧采用热泵进行供热调峰,同时利用热泵原理降低一次网回水温度,为热源处低温余热回收创造有利条件,进而提高系统供热效率.为了评价分布式热泵调峰技术在集中供热系统中的可行性和应用效果,以一套二拖一大型9F级燃气蒸汽联合循环背压供热机组为例,对分布式热泵调峰型燃气热电联产烟气余热回收供热系统和常规燃气锅炉调峰供热系统在设计工况及运行工况下进行比较.在系统输入燃气量不变的前提下,新系统较低的回水温度有利于回收更多的烟气余热,在提高系统供热能力、降低供热能耗方面具有优势.节能性和经济性分析表明,该系统供热能耗降低6%,动态增量投资回收期为3.1 a,可实现良好的节能、环保和经济效益.     

电站锅炉烟气余热利用现状分析

介绍了电站锅炉烟气余热回收的现状,指出了余热回收、利用、发展3个阶段的特点,表明余热方案系统越来越复杂,节能效果越来越好,方案可选择性越来越多,需要优化.总结了余热方案优化常用的优化目标和优化方法.     

燃气锅炉烟气余热深度回收

随着能源消费结构和能源政策的改变,天然气这种清洁能源将被广泛的开发和应用.针对低温烟气利用率低的问题.以热力学为指导,通过利用高效的传热技术,对低位烟气余热进行深度回收及冷凝液处理.应用于水蒸气含量高的燃气设备的烟气余热回收,在回收显热的同时还回收其潜热.高效的传热技术是烟气余热与介质换热过程中最为核心的技术问题,对其进行分析探讨,为中国节能减排的发展提供新的契机.     

二次再热机组烟气余热利用与抽汽参数优化研究

对某1 000 MW二次再热机组应用遗传算法进行余热利用和抽汽的整体优化。余热利用方式选择两种:方案1,低压回热加热器之间引入低温烟水换热器;方案2,采用空气预热器分级布置,在水侧高温烟水换热器与1~#高压加热器并联在烟气侧高温烟水换热器与高温空气预热器并联,出口烟气汇合后进入低温空气预热器。结果表明,机组在余热利用后对最佳抽汽口位置有很大影响;采用方案2整体优化后发电功率增加最明显,可以使机组发电功率增大21 170 kW,发电效率比单独优化提升明显。此外,研究表明,在锅炉烟气余热利用时需要余热和回热同步优化。     

330MW机组余热利用热泵供热改造技术

通过低温热能回收热泵改造技术,以凝汽器出口循环水为余热源、汽轮机采暖抽汽为驱动热源,余热和抽汽共同将热网回水温度提高到80℃。再进入热网换热器继续提高温度,达到供热要求。由于利用了循环水余热,机组排汽热损失减小,热耗降低。若机组(抽汽550 t/h)背压提高到9.1 k Pa运行,热泵利用该机组70%的循环水余热,机组热耗将下降22.6%。     

疏水冷却器的热经济性分析

基于热力系统矩阵热平衡方程,建立定功率条件下,疏水冷却器对机组热经济性影响的数学模型.研究加热器不同连接方式,发现热经济性的变化仅与相邻级热耗变换系数、疏水放热量变化幅度及疏水流量相关.运用该模型分别对某N600-16.7/537/537机组和N600-24.2/566/566机组进行计算,结果与热平衡法基本一致,但计算方法较其简捷.     

火电机组SCR脱硝系统热量平衡分析

火电机组SCR脱硝系统可有效脱除NOx污染物,但脱硝系统的引入对锅炉的运行将产生一定的影响,主要体现在对锅炉尾部受热面温度分布的影响以及对锅炉效率的影响等方面。针对SCR脱硝系统的热量平衡进行了分析,利用热力学方法从反应放热导致的烟气温升,稀释风吸热导致的烟气温降,反应器及其烟道散热以及漏风导致的烟气温降四个方面分析了烟气经过脱硝反应器后的温度分布情况,并对锅炉排烟热损失和锅炉效率进行了分析计算。最后针对典型600 MW机组和1 000 MW机组的设计数据进行了验证计算,计算结果表明,烟气经过脱硝反应器后温度降低小于2℃,锅炉排烟热损失和锅炉效率的变化量小于0.05%,与工程试验数据基本符合。     

WGGH系统在600 MW燃煤机组中的应用分析

本文介绍了WGGH系统在珞璜电厂600 MW燃煤机组的应用情况,分析了WGGH系统组成及原理,针对运行中的问题进行解决并总结,提出优化的措施和方式策略,使污染物排放达到国家超低排放标准,同时降低锅炉排烟温度,减少锅炉排烟热损失,回收利用烟气余热,实现节能降耗及环保指标,对于电厂以后的运行有借鉴指导意义.