离岸微型综合能量系统梯级余热发电优化设计

以海洋平台为代表的离岸能量系统多使用燃气轮机发电,可回收利用的余热占总能的30%以上,因而余热潜力巨大。文章从微型综合能量系统梯级余热发电优化设计的角度,将余热分等级利用,用余热锅炉回收高温烟气,再利用有机朗肯发电技术回收热交换以后的中低温热源,实现余热的梯级利用。构建以工程年总成本最小,CO2年排放量最少为目标,以电负荷、热负荷平衡等为约束条件的多目标优化模型,通过典型海上油气工程设计方案的对比,验证了所提方法能够切实有效地实现成本控制与节能减排目标的协同优化。     

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。     

集成旁路烟道技术的高效烟气余热利用系统

通过增设烟气余热利用系统回收电站锅炉尾部的烟气余热,用以替代抽汽加热凝结水,能够增加汽轮机总出功,提高机组效率。应用德国Niederaussem电厂高效烟气余热利用系统旁路烟道的设计思路,针对国内典型百万kW机组提出基于旁路烟道的新型电站锅炉余热利用系统。通过系统集成大幅提高了烟气余热的温度,从而实现了更好的节能效果。案例分析结果显示相对于常规锅炉尾部余热利用系统,基于旁路烟道新型余热利用系统可使机组供电煤耗下降5～6g/(kW.h),梯级利用效率,节能经济优势明显。     

基于空气预热器分级设计的电站锅炉余热利用系统

为了深度挖掘锅炉尾部烟气的余热利用潜力,进一步提高机组效率,降低供电煤耗,低温省煤器技术的常规余热利用系统仅限于加热较低温度凝结水的问题,根据能量梯级利用原则提出了一种基于空气预热器分级串联设计的电站锅炉深度余热利用系统,该系统将空气预热器分3级串联布置,每2级空气预热器之间设置烟水换热器。结合某超超临界1 000 MW燃煤机组,通过对这种新型余热利用系统与常规余热利用系统的热力性能分析、火用分析和经济性分析,对比了2种系统的热经济性。结果表明,对于该机组,采用新型余热利用系统可节约供电标准煤耗为1.94g/(kW·h),约为常规余热利用系统的1.7倍,且新型余热利用系统的年增加净收益为常规余热利用系统的1.4倍,节能效果与经济效益均显著提高。     

火力发电厂烟气余热利用系统的研究设计

面对我国能源和水资源紧缺、环境恶化日趋严重等状况,在电厂设计中优化系统设计,合理地利用电厂的烟气余热,提高机组效率,减少煤耗,是节能的主要措施之一.对发电厂烟气余热利用的途径进行了分析,重点研究了利用烟气余热来加热凝结水的系统.研究表明,设置烟气余热利用系统,可提高全厂热效率,降低煤耗,增加发电量,具有一定的经济效益和社会效益.     

基于平衡原理的热电联产系统能量梯级利用

结合热力学第一、第二定律,阐述了小型工业汽轮机引入热电联产系统的基本特性,并以某热电厂为例,给出了小型工业汽轮机驱动给水泵及供热系统循环泵的能量梯级利用的分析方法.结果表明,合理利用工业汽轮机驱动给水泵及循环水泵使循环的尽可能地得到利用,有利于热电厂的能量转换和提高电厂的经济性.     

660 MW超超临界锅炉烟气余热利用装置经济性分析

基于热力学基本原理,运用等效焓降法对古交西山发电有限公司660 MW超超临界锅炉在100%和50%汽轮机热耗保证工况下烟气余热加热凝结水的经济性进行了定量分析,得出烟气余热利用的各项节能指标和综合收益,其中100%汽轮机热耗保证工况下节约标煤量可达1.85 g/(kW·h),综合收益达237.5万元,节能增效效果显著。     

660MW超超临界机组烟气余热利用系统应用分析

对4种典型烟气余热利用系统的布置方式进行了简要的介绍,并以国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂2×660 MW超超临界直接空冷机组一级闭式循环锅炉烟气余热利用系统为例,对其经济性进行分析.分析结果表明,烟气余热利用装置投、退对机组供电煤耗及脱硫系统耗水量有明显影响:烟气余热利用装置可降低机组热耗,减少机组耗水量,2台机组每小时节水约60 t,节水率达到40%.烟气余热系统的投入,不仅节约了电厂的费用,而且降低了污染物排放量,经济效益和社会效益明显.并针对机组低温余热装置选型布置及改造提出建议.     

锅炉烟气余热深度利用及减排技术的研究与应用

国内某大型燃煤电厂烟气余热深度利用系统实际应用后,通过实验研究发现,节能减排效果显著。在600 MW负荷工况下,机组供电标准煤耗率降低了4.9 g/（kW·h）,电除尘器出口烟尘排放质量浓度降低了7.8 mg/m3,明显减少了脱硫工艺水耗量,并且系统调节灵活,运行安全可靠。机组经济效益和环境效益十分明显。     

330MW机组烟气余热利用改造方案的研究

低排烟温度对于节能降耗、提高锅炉的安全可靠性具有重要的实际意义。烟气余热利用有利于降低排烟温度和提高机组热经济性。对河北某电厂4×330 MW的发电机组实施烟气余热利用工程改造,通过在锅炉尾部烟道布置烟气冷却器,将锅炉的排烟温度由原偏高的实际运行温度降低到适于除尘器运行及脱硫的某一温度,烟气冷却器将这部分热量回收到凝结水或热网水中。根据烟气冷却器主要布置方式及特点,提出2种设计方案。通过对两种方案进行节能效益和经济效益的分析和对比,结果表明设计方案二优于第一种设计方案。具有显著的经济与环境效益。     

烟气余热深度利用在1000 MW机组的应用研究

烟气余热利用从20世纪50年代以来,在6.0~1000 MW等级电站锅炉上进行了广泛的探索。根据能级和系统工程原理,介绍了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽做功损失实现排烟温度稳恒控制的高效系统,并且通过核算验证了该系统的经济性。     

火电厂余热利用系统相变换热节能改造的探讨

火电厂生产过程中,锅炉排烟热损失在锅炉热损失中占比最大,部分燃煤锅炉由于设计原因或燃烧煤质偏离设计值较大,普遍存在排烟温度过高、排烟热损失较大、锅炉热效率较低等问题,采用余热回收系统可有效解决上述问题。介绍了相变换热余热回收装置的原理、回收方式及性能特点,根据电厂锅炉长期运行经验及烟气余热利用改造实践,总结了烟气余热系统安全、稳定、经济运行的方式。同时,对燃煤锅炉中利用相变换热余热回收技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了分析。     

基于双循环的余热余压梯级利用系统

针对有机朗肯循环(ORC)余热利用时无法有效利用余压的问题,构建了双循环余热余压梯级利用系统.先用开式水蒸气朗肯循环对余压进行利用,再用ORC进行余热利用.通过系统建模,对不同有机工质下系统的各项性能指标进行了分析.结果表明,随着蒸发温度的上升,虽然ORC发电量会升高,但系统总发电量会下降.热源的余压越高,双循环系统的...     

基于吸收式热泵技术的集中供热性能分析

采用“基于吸收式热泵的热电联产集中供热”技术,将常规供热系统与吸收式热泵系统有效结合,实现能量的阶梯利用,回收乏汽余热。以山西古交电厂2×600　MW供热机组的实际供热工况为例进行设计,得出供热最大化工况下对应的汽轮机抽汽量与排汽量,以及不同的热泵出水温度对应的抽汽量、排汽量与最大供热量的曲线关系。结果表明,对应于每一个吸收式热泵出水温度,均存在最佳的汽轮机抽汽量,而且随着吸收式热泵出水温度的变化,对外最大供热量基本不变,但抽汽量减少较为明显,电厂收益增加。     

1 000 MW超超临界二次再热燃煤机组烟气余热利用研究

烟气余热利用对于火力发电厂节能降耗具有重要意义。以1 000 MW超超临界二次再热燃煤机组为研究对象,在电除尘器进出口烟道分两级布置低温省煤器作为烟气余热回收装置,通过对烟气余热回收装置采用不同加热介质所得出的节能数据进行分析,最终确定了风—水混合介质的节能方案。同时对此方案的节水节煤收益及投资回收时间与常规方案进行对比,证明此方案可行性,最终确定采用风—水深度节能方案。     

节能技术之三十四——电站锅炉烟气余热回收系统节能量检测技术

<正>电站锅炉烟气余热回收系统一般采用直接加热方式,即通过安装烟气回热加热器,使烟气与凝结水直接进行热交换,将烟气热量带入主凝结水系统,减少相应低压加热器的回热抽汽,从而实现烟气余热的多能级梯度回收利用。问题提出:传统上节能量检测多采用直接比较法,即分别测量电站锅炉烟气余热回收系统投运、停运两种状态下,汽轮机热耗率指标,进而确定系统节能量。这一检测方法在理论上是可行的,但受测量方法、仪表精度及机组运行参数波动等客观因素影     

蒸汽-烟气余热协同回收联合利用系统应用研究

为提高能源利用效率,降低火电机组供电煤耗,提出一种可同步回收锅炉烟气和引风机小汽轮机（小机）蒸汽余热的集成式一体化节能装置。该系统以热媒水作为能量传递转换的载体,通过设置独立的小机凝汽器与低温省煤器,协同回收汽轮机排汽及锅炉排烟2种不同形式的余热,升温后的热媒水进入暖风器,将热量统一利用,加热入炉一次风、二次风。最终,借助热媒水的强制循环流动,实现了蒸汽-烟气余热的协同回收联合利用,机组运行经济性得到进一步提升。实际运行结果表明,该余热联合利用系统具有投用灵活、季节适应性强、节能效果显著等优势,应用后机组发电标煤耗降低3.948 g/(kW·h),脱硫系统减少耗水量20 t/h,单台机组年收益增加约360万元。本文相关经验可供后续同类机组参考。     

超临界机组采暖抽汽余压发电技术方案及经济性分析

超临界机组采暖抽汽带低参数、大容积流量背压式汽轮机运行,利用抽汽余压发电后再对外供热,实现蒸汽能量的梯级利用,大幅度提高纯凝机组供热改造后的能源利用效率。超临界670 MW机组供热期设计带3台功率为6 MW的背压式汽轮机发电,在机组供热量180～200 MW条件下,超临界机组负荷为450～470 MW,其中2台背压机组运行,发电功率为11.18 MW。背压式汽轮机排汽供热与超临界机组抽汽直接供热相比,超临界机组抽汽流量增加20.92 t/h,损失发电功率3.50 MW,超临界机组与背压机组联合运行发电功率增加7.68 MW,降低机组厂用电率1.68%,超临界机组供热期供电煤耗率降低约4.60 g/kWh。     

燃煤发电与垃圾发电耦合系统的性能分析

为提高生活垃圾焚烧机组的发电效率,该文提出两种与燃煤发电机组耦合的新型垃圾焚烧发电系统.在新系统中,垃圾焚烧产生的热量按照能级匹配原则传递给燃煤发电系统进行高效利用,同时,对垃圾焚烧锅炉一、二次风的预热方式进行优化.以某垃圾处理量为500t/d的垃圾焚烧发电机组和某350MW燃煤发电机组为研究对象,采用EBSILON ...     

烟气余热回收系统的应用效果研究

某330 MW机组的排烟温度较高,影响电除尘器的安全和效率,同时也影响机组的安全运行。为降低锅炉排烟温度,合理利用烟气余热,采用烟气余热回收系统,即在空预器和电除尘器之间加入热管换热器,利用烟气余热对热管循环水进行加热,在轴封加热器出口引出一路凝结水通过板式换热器与热管循环水进行换热,经过板式换热器加热的凝结水与经过7、8号低压加热器加热的凝结水共同汇入6号低压加热器。通过实时数据系统采集烟气余热回收系统运行数据,进行相关运行性能的计算,不仅有效降低了锅炉排烟温度,而且提高了锅炉的经济性,还提高了机组的稳定性和安全性。