热泵回收电厂循环水余热预热凝结水的经济性分析

针对汽轮机排汽造成大量余热浪费以及一定量循环水损失的问题,基于热泵余热回收再利用技术,利用吸收式热泵系统取代8号加热器的抽汽,建立了热泵回收循环水余热来预热凝结水的物理模型和数学模型。以N300-16.67/537/537机组为例,对机组进行了经济性分析和计算。结果表明,系统改造后年增加收益为160.7万元,4年内可回收投资,净现值(NPV)指标为738,具有良好的经济效益与环境效益,为以后火电机组余热回收的研究提供了参考。     

利用高炉剩余煤气发电节约能源

南京第三钢铁厂重建于1970年,目前生产能力为每年6.5万吨生铁、2.5万吨钢、7万吨钢材、0.6万吨铸铁件及870万度余热发电。为了解决企业生产用电,1986年投资135万元,利用闲置的1650千瓦发电设备建成自备小电站,于1986年12月26日正式运行发电。但由于这台旧机组是50年代的,发电煤耗大(平均煤耗1.25千克/度)。为此我们拟利用原来放散的高炉煤气作为锅炉的主要燃料来发电。我厂当时共有2座25米~3小高炉,每小时剩余高炉煤气量约为7612.5标准米~3。由冶金部鞍山热     

降低凝汽／抽汽机组抽汽压力的节煤效果

一、300MW机组简介 NC300/200—16.7/537/537型(分缸)凝汽/抽汽供暖机组是东方汽轮机厂200,300,600MW积木块系列机组之一,首台装在太原第一热电厂,它是亚临界中间再热三缸两排汽单抽汽冷凝式汽轮机。额定初参数16.7MPa/537℃设计背压0.00536MPa,额定进汽量935t/h。抽汽口为中压缸排汽口,供热抽汽压力0.245～0.686MPa,由装在中低     

抗蠕变裂缝焊条试验

我厂生产的400吨/时锅炉的汽包,设计压力155公斤/厘米~2,工作温度350℃,汽包内径1.6米,长近14米,采用BHW-38钢种,板厚75毫米。这是一种低合金高强度钢,σ_b=60～75公斤/毫米~2,其化学成分(%):     

1000MW二次再热机组抽汽参数确定与小汽机汽源研究

以二次再热机组为模型,蒸汽焓为变量建立回热系统效率与蒸汽抽汽焓值的关系方程,以回热系统效率最大为目标函数推导出相邻两级加热器抽汽焓值的递推关系,确定1 000MW主蒸汽参数为35MPa/700℃/720℃/720℃二次再热机组再热前后各级最佳的抽汽焓值,结果表明:比采用给水等焓升方法确定机组效率高0.1%,加热器损总值减少1.37k J/kg。改变小汽机汽源抽汽口位置,进汽参数越高,机组效率越大。采用一次再热热段抽汽作为汽源时机组效率最大为55.52%,回热系统损最小为82.76k J/kg。     

电站锅炉低压省煤器进口水温及温升综合优化

电站锅炉加装低压省煤器是深度降低排烟温度、利用电站锅炉排烟余热的有效途径,但降低排烟温度的幅度受到受热面腐蚀、减少汽轮机抽汽量、增加引风机和凝结水泵负荷、设备投资以及运行费用增加等因素的综合影响。以安全工作年限内的年平均收益作为指标,针对某典型600MW机组计算得到年平均收益最高时低压省煤器的优化设计参数:进口水温81.60℃,凝结水温升11℃,低压省煤器减少6号低压加热器抽汽,排烟温度由120℃降至94.19℃,安全工作年限8.387年,供电标准煤耗率降低0.818g/(kW·h),1.787年回收初投资。     

我市热电结合的现状与发展道路

我市热电结合项目的实施始于1978年,至今已发展到全市八家工厂,拥有12台机组(其中1台抽汽凝汽式机组,其余为背压机组),总装机容量16350kW,1987年发电量7191.85万度,供热量1.8PJ(43×10~(10)kcal),十年累计发电27647.5万度。按嘉兴市平均每度电创产值5.1元、创利税0.90元计算,压差发电量为全市增加产值14.1亿元,创税利2.49亿元。压差发电煤耗背压机组平均单耗210克标煤,发电成本0.06元/度,抽凝     

1000MW纯凝机组改供热的技术经济性比选

以某1000MW超超临界纯凝机组为基础,进行采暖供热改造的技术方案比选。根据汽轮机组各级抽汽参数,确定采用中低压连通管抽汽的技术方案,改造完成后,采暖抽汽压力1.0MPa,最大抽汽流量可达500t/h;通过分析采暖抽汽对汽轮机组通流的影响,经过验证得出,在供热工况时,设计方案均能满足机组安全稳定运行。同时对比分析了不同的余热余压利用方案,经过经济性比选,确定打孔抽汽结合背压机的技术方案为最佳方案,该方案相比于直接抽汽供热,经济效益增加了1450万元,增加占比21.17%。     

配20万瓩机组的鳍片管墙蒸汽锅炉的运行经验

在最近五年中,斯洛伐克动力机械厂设计和制造了配20万瓩机组的燃油和燃气的蒸汽锅炉(图1),其参数为:额定负荷675吨/时经济负荷570吨/时过热蒸汽额定压力178公斤/厘米~2过热蒸汽额定温度540℃再热蒸汽额定流量590吨/时再热蒸汽额定进口压力44.5公斤/厘米~2再热蒸汽额定出口压力42公斤/厘米~2再热蒸汽温度540℃再热蒸汽额定进口温度347℃额定给水温度255℃     

基于褐煤干燥技术的机炉热集成优化系统

在褐煤机组抽汽干燥系统的基础上,结合锅炉尾部烟气余热利用技术,提出了一种机炉热集成优化系统,利用褐煤干燥时蒸发的尾气预热空预器入口空气,同时在省煤器后的旁路烟道内加装两级烟水换热器,加热部分凝结水,节省汽轮机回热抽汽,从而进一步提高机组效率。结合某600MW超临界褐煤机组,分析对比了常规抽汽干燥系统和机炉热集成优化系统的热力学特性和综合节能效果,并初步探讨了优化系统的技术经济学性能。结果表明:案例机组在优化系统下可降低供电煤耗4.3 g/(k W·h),按年运行5 000 h计算,优化系统每年可减少标煤量1.29万t,年节约燃料费700余万元(按褐煤标煤560元/t计),静态投资回收期仅为3.3年,经济效益显著。     

热力管道保温

<正> 热力管道保温,主要是指输送热水、蒸汽的管道保温工程。辽宁省是全国耗能的大户,热力管道数不胜数,所以减少热力管道散热损失、提高热效率、节约保温投资潜力很大。仅以抚顺某厂一条φ100—φ500毫米、压力为10公斤/厘米~2、长25000米管线为例,由于保温工程质量欠佳,管理不善,全部热损失每小时竟达23×10~6千卡,相当于10公斤/厘米~2、300℃新蒸汽32.1吨/时的热量。该厂每年用于管道的维修费就高达200万元。因此,加强热力管     

N25—1.08—1型低压2.5万千瓦凝汽式汽轮机

一、概述N25—1.08—1型低压凝汽式汽轮机是我厂为内蒙古自治区包头第一热电厂新设计的节能型产品。其使用和结构特点是:1.它利用原电厂高压5万千瓦背压汽轮机排汽余热发电以改造现有热电厂。包头地区年气温温差很大,冬夏之间最大温差可达40～50℃以上。近年,其最大蒸汽用户包头钢铁公司又增加了数台供汽锅炉和汽轮发电机组,用汽量相对减少,情况就更为严重。该厂原有5万千瓦背压机组178吨/每小时的排汽非但不能充分利用,还使该机组不能满发5万千瓦运行,造成能源的极大浪费。若利用这178吨/每小时蒸汽驱动壹台低     

1000吨/时直流炉水动力偏差冷态调整

前言望亭发电厂30万瓩机组配备的1000吨/时亚临界中间再热直流锅炉(一次汽压170公斤/厘米~2,一次汽温555℃),是上海锅炉厂设计和制造的我国第一台30万瓩机组的燃油锅炉。这台锅炉采用单炉体双炉膛(2×7.680米宽×8.615米深),П型布置。由双面水冷壁将整个锅炉分隔成二个炉膛(甲、乙炉膛),燃烧重油。30只旋流式燃烧器前后     

百万二次再热超超临界六缸六排汽机组技术研究

本文介绍了百万二次再热超超临界六缸六排汽机组的应用技术,通过分析六缸六排汽的总体设计方案,对轴系稳定性进行详细计算,并与五缸四排汽方案对比分析。结果表明,百万机组六缸六排汽设计方案在轴系稳定性方面得到突破,同时优化低压缸排汽参数,使机组背压达到2. 9 k Pa。通过两种方案的对比,六缸六排汽方案每年可节约标煤约2. 28 g/kWh,节约燃煤成本约627万元。但是初投资增加5 500万元,可在8. 8年回收投资成本,具有较高的投资价值和社会效益。     

中低压汽轮机的抽汽改造实例

一、前言中低压汽轮机组目前在国内尚有一千多万千瓦的容量,其耗煤率比大容量机组高30～50%,(约多耗煤150～160克/度),其能量的浪费是很大的。对此如进行抽汽改造,实现热电联产,既供热又发电,是节约能源的有效途径,可以带来极大的经济效益,且可以减少环境污染。但现在进行改造的机组还是不多,值得大力推广普及。二、改造的要求1.合理的改造方案,应考虑以下一些原则a.满足供热量及供汽参数值的需要;     

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.     

新能源辅助燃煤混合发电系统性能分析

新能源与化石能源互补发电模式可有效缓解节能减排压力。建立了由太阳能、生物质能组成的辅助系统作用于加热器汽侧的热经济性分析模型,以300MW和600MW机组为例,对辅助系统分别作用于回热系统高加侧和低加侧时混合发电系统减排CO2及降低燃煤成本等节能减排潜力进行了分析。结果表明:300MW机组节能减排潜力高于600MW机组;辅助系统作用于高加侧的热经济性高于低加侧;作用于1号高加时,混合发电系统的热经济性最好;完全排挤汽轮机抽汽工况下,热经济性指标达最大值,CO2减排节约成本达2 001.56万元/年,并随标准煤价格升高,煤炭节约成本增大,当标准煤价格为1 000元/t时煤炭节约成本达3 294.11万元/年。     

铁合金矿热炉余热发电双压系统的技术应用分析

基于铁合金矿热炉立式双压余热发电系统,首先对4台25500kV·A硅铁矿热炉冶进行了余热资源评估及?值分析,得出烟气余热?值为65528.24MJ/h,其次对过热器热端温差取40℃,蒸发器窄点温差取30℃,省煤器接近点温差取5.0℃,得出双压系统产生蒸汽1.55MPa、360℃、40.2t/h,蒸汽0.3MPa、180℃、7.5t/h,单压系统产生蒸汽1.15MPa、360℃、42.1t/h,双压系统比单压系统排烟温度低21.5℃,汽耗率高0.16kWh/kg,发电机输出功率高774.07KW,系统整体效率高1.6%,再次根据工程实际运行经验,得出双压立式锅炉传热特性、汽水循环方式、漏风量、系统阻力、清灰效果、占地面积等均优于单压卧式锅炉。然后根据4台25500kV·A硅铁矿热炉运行情况,对双压系统进行了经济效益分析,得出年均税后利润为1142万元,全投资内部收益率20.8%,全投资回收期3.7年。最后进行了展望,根据全国年产量铁合金约为1300万吨,余热利用年发电量约能达到100亿KWh,所以这项技术具有广阔的运用前景。     

供热空冷机组汽动泵运行的可行性研究

针对供热空冷机组(尤其是进行过供热改造的凝汽式空冷机组)普遍存在供热抽汽压力过高的状况,提出了在供热期内将供热抽汽流引进背压汽轮机,先驱动给水泵再进行供热运行模式,并以山西某电厂实际机组为例,编写计算程序分别进行额定工况和变工况下排汽压力和供热抽汽量的校核计算。结果表明:以热网加热器作为驱动给水泵背压机的冷源,背压机功率输出稳定,能够满足给水泵的功率需求且不影响供热过程。与电动泵运行模式进行经济性对比,汽动泵运行具有良好的经济效果,在额定主蒸汽量下,机组净热耗降低约182 kJ/kWh,投资回收期计算显示,采用所述模型运行,约3年即可回收全部的改造费用和设备投资。     

用γ射线测定锅炉汽包水位

吴泾热电厂七号炉是上海锅炉厂出产的SG-400-1型中间再热锅炉,锅炉的设计规范如下:主蒸汽流量400吨/时汽包压力155公斤/厘米~2过热蒸汽压力140公斤/厘米~2过热蒸汽温度555℃再热器汽压(进/出) 25.5/24.0公斤/厘米~2再热器汽温(进/出) 330/555℃锅炉系单汽包的自然循环,Π型布置,