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。     

集成回热式汽轮机的超超临界二次再热机组设计优化

以某660 MW超超临界二次再热机组为案例,针对超超临界二次再热机组回热抽汽过热度偏高的问题,提出了集成回热式汽轮机且单独配置发电机的4种集成方案,采用热量平衡法和火用分析法将它们与常规机组(基准系统)、加装两级外置式蒸汽冷却器的二次再热机组(参比系统)进行热力性能的对比研究,获得最优集成方案,并对最优方案与参比系统进行变工况下抽汽过热度和能耗的对比研究。结果表明:方案4中回热加热器的总火用损最小,方案3中机组的发电煤耗和总火用损均最小,发电效率达48. 05%;在变工况下方案3中回热加热器的火用损始终低于参比系统的;与基准系统相比,在不同负荷下方案3的节煤量均大于参比系统。研究成果将为超超临界二次再热机组抽汽回热系统的节能和改造提供有益的理论指导。     

超超临界二次再热机组过热汽温模型辨识

二次再热是进一步提升大型超超临界机组运行参数、提高机组运行效率的一项关键技术。该类机组的建设尚处于起步阶段,运行经验相对缺乏,为提高其运行控制水平,需要了解锅炉运行的热工特性,并建立兼具工程应用需求和理论研究价值的模型。在西安热工院开发的华能莱芜电厂2×1 000 MW机组仿真系统的平台上,进行了两级喷水减温扰动试验、烟气再循环扰动试验,探究过热汽温的变化规律。采用改进型的粒子群算法,对过热汽温被控对象进行辨识。研究表明改进型粒子群算法辨识精度较高,得到的过热汽温被控对象模型可用于开展机组优化运行与优化控制的相关研究。     

超超临界二次再热机组调试技术

东方锅炉公司生产的660 MW超超临界二次再热尾部三烟道烟气挡板的π型锅炉为首次应用,调试及运行阶段发现变负荷时水冷壁、省煤器、过、再热器壁温易超温,燃煤热值校正、中间点温度修正、锅炉主控输出因主蒸汽压力的关联相互耦合。调试期间煤种、煤质变化较大,对协调控制系统造成了一定程度的扰动。上汽西门子汽轮机在启动调试中的切缸、轴封控制及轴封的系统设计等方面要特别注意。针对调试中出现的上述问题,提出了合理的解决方案和整改措施。对同类型机组有一定的参考价值。     

二次再热机组的定热量等效热降矩阵方程

基于定热量等效热降理论,结合矩阵法,导出了二次再热机组的定热量等效热降矩阵方程,应用该方程无须另列吸热量方程和功率方程的情况下便能完成二次再热机组的热经济性分析,从而为此类机组热力系统的经济性定量分析提供了新方法,扩展了定热量等效热降理论的应用范围。通过实例计算验证了本文计算模型的可靠性,具有通用、精确和适于计算机计算的特点。     

二次再热机组热力系统辅助成分能损分析与矩阵计算方法

针对二次再热机组热力系统辅助热经济性分析方法进行了研究,经过严格的理论分析和数学推导,导出了适合非再热机组热力系统、一次再热机组热力系统和二次再热机组热力系统经济性定量分析的扩展型能效分布矩阵方程,并应用该方程对二次再热机组热力系统的主要辅助成分进行了分析计算,算例证明了该方法的有效性。     

混煤对二次再热锅炉汽温特性的影响

超超临界二次再热锅炉热力系统复杂,二次再热锅炉的主蒸汽温度、一次再热蒸汽温度和二次再热蒸汽温度控制较复杂。针对某660 MW塔式二次再热锅炉在运行中不同掺烧条件下运行情况,研究二次再热机组主蒸汽和一二次再热蒸汽温度不同调温手段下变化规律。采用火电厂热力仿真软件Thermoflow和前苏联98年热力计算标准,研究燃用不同掺烧煤种时,锅炉摆动燃烧器、烟气再循环率和烟气挡板开度对该超超临界二次再热锅炉汽温特性的影响。通过针对摆动燃烧器、烟气再循环和分隔烟道挡板等调温手段对锅炉汽温特性影响,研究超超临界二次再热锅炉在不同负荷阶段,调温手段对汽温的影响特性,为实际运行控制中建立摆动燃烧器调整、烟气再循环和烟道挡板等调温手段耦合作用下二次再热锅炉调温方法,实现主蒸汽、一次再热和二次再热蒸汽温度的耦合汽温调整方法。     

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.     

百万千瓦等级燃煤机组二次再热与一次再热技术选型经济性对比分析

在百万千瓦等级燃煤机组技术选型中,采用二次再热技术方案比一次再热技术方案更能有效降低发电煤耗,但同时也需要承担更大投资,二者的经济性对比取决于投资项目选址区域煤价。通过分析一、二次再热机型的主流技术方案,发现二次再热技术方案比一次再热技术方案标准煤耗降低约6.5 kg/MWh,厂用电率降低约0.1%,投资增加约47 190万元。采用增量内部收益法,以税前项目投资内部收益率8%为基准点,测算选择二次再热机组所要求的标准煤价平衡点约为911元/t。     

二次再热超临界机组热力系统循环吸热量计算

以常规热平衡方法和等效热降理论为基础,针对二次再热超临界机组热力系统高低压加热器均设置外置式蒸汽冷却器的特点,经过严格的数学推导,将等效热降理论应用于二次再热超临界机组热力系统循环吸热量计算的研究,并提出了适用于不同类型凝汽式机组的通用数学计算模型.经实例验证,该数学模型简捷、准确,为二次再热超临界机组和其他不同类型凝汽式机组热力系统热经济性的定量计算奠定了基础.     

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.     

直接接触式湿烟气余热回收热质传递数值研究

在Fluent软件中,基于欧拉-拉格朗日方法和自定义函数(UDF),构建了三维稳态模型,并在离散相模型(DPM)基础上,耦合欧拉壁膜模型(EWF)对冷凝室内湿烟气与喷淋液滴及周围壁面间的凝结传热进行数值模拟研究。研究结果表明,DPM与EWF耦合可以更精确地模拟湿烟气在冷凝室内的凝结换热;入口烟气流速越大,冷凝室高度越低,则出口烟气温度和出口烟气水蒸气体积分数越高,烟气换热效率越低,且变化幅度逐渐减缓;冷凝室高度越高,则壁面湿烟气凝结量越大,但随着入口烟气流速增大,冷凝室高度对凝结换热的影响逐渐减弱,换热效率提高幅度也明显减小。     

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。     

水泥窑余热发电窑头取风烟气阀门的选型与试验

针对水泥窑余热发电窑头取风口高温烟气阀门高故障率问题,对3条典型的水泥窑余热烟气取风阀门进行了选型与试验研究.通过对3组阀门研究,给出了烟气阀门在选型和使用中存在的问题以及其解决方法,并结合工程实际提出了阀门在选型和设计中的建议.     

船舶余热动力回收系统的优化及热线图的比较

本文建立了船舶余热动力回收系统热力学参数优化的计算模型,讨论了系统热线图的评价指标.通过对一实际船舶余热动力回收系统的检验计算,证明了该优化计算模型的正确性.在此基础上,从系统的经济学和热力学两方面出发,对常用几种典型的余热动力回收系统热线图进行了研究,指出了各自的应用范围和优缺点.     

低温余热发电的电路设计

针对低温余热发电装置发出的电能电流小、电压低的问题,采用MAX669变换芯片、UC3906控制芯片、CD4047驱动芯片。实现低压直流电能的DC—DC升压、储能和DC—AC逆变．结果表明,电路的转换效率达到了90％以上,为小功率电能的使用提供了一种结构简单、易于实现、性能可靠的实现方式．     

低温余热发电模型研究

根据系统动力循环原理以及氟里昂循环发电系统的特点，组建了小型低温余热发电系统模型，并对蒸发器、冷凝器、汽轮机模型等组件进行了设计．该模型在低温余热发电工程中具有推广价值．     

热电联产电厂烟气余热回收系统改造实践与分析

对热电联产电厂的烟气余热回收进行了改造实践和分析,提出了2级式氟塑钢换热器改造方案,分析了新型烟气余热回收系统的运行特性,评估了烟气余热回收系统的经济效益。实际运行数据表明,冷凝器的传热系数为174.1 W/（m2·K）,是低温省煤器传热系数的约3.7倍。低温省煤器和冷凝器的换热量分别约占余热回收系统热回收量的57%和43%。通过回收系统,实现了年节煤量达9 800 t,年节水量达67 900 t。烟气余热回收系统的投资成本可在1.64 a内收回,随后可实现年净收益540.9万元。