电站低低温烟气余热利用系统熵产分析

电站低低温烟气处理技术是实现电站锅炉烟气高效除尘、脱硫的有效方法之一,高效回收利用锅炉烟气降温过程中形成的烟气余热,并准确评价其节能收益,对于电站节能有重要意义。文章基于热力学第二定律,根据等效热降的分析思想,利用熵产分析法,建立了电站低低温烟气余热利用系统各环节的做功能力损失模型,结合N300-16.7/537/537-7型亚临界机组的热力参数,分析了低低温烟气余热利用系统的热经济性及各环节的能量损失。结果表明:烟气余热利用各环节中,影响系统热经济性的最主要因素是烟气余热输入损失,占总做功能力损失的85.23%;系统将锅炉排烟温度从138℃降至90℃,可降低机组标准煤耗率2.15 g/(kW·h),提高全厂效率0.66%。     

300 MW CFB空冷机组冷渣器余热利用系统经济性分析

针对山西平朔煤矸石电厂300 MW CFB空冷机组采用的冷渣器余热利用的现有系统,提出了2个新的方案。通过等效焓降法对不同负荷下的3个方案进行经济性分析,得到了冷渣器与7号低压加热器串联布置为最佳的冷渣器余热利用方案。与现有方案相比,100%负荷时可以降低标煤耗0.12 g/k W·h到0.95 g/k W·h,75%负荷时可以降低标煤耗0.63 g/k W·h到1.32 g/k W·h,50%负荷时可以降低标煤耗1.91 g/k W·h到3.15 g/k W·h。此外,还简要分析了冷却水量和排渣量对冷渣器余热利用的影响。     

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。     

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。     

某热电厂330 MW汽轮机节能优化设计的研究与应用

某热电厂汽轮机组的年负荷逐渐降低,热耗超出设计值,导致机组的经济性不佳。为改善这一状况,提出了更换高中压汽封和低压缸通流部分的方案,对机组进行优化。优化后,热电厂全年平均负荷在60%THA左右,供电煤耗达到329.30 g/（kW·h）,比优化前约下降14.91 g/（kW·h）。由此可见,采用该方案后,汽轮机组的额定输出在不同负荷工况下增加时,供电煤大幅下降,显著提高了机组的经济性,增强了机组的调峰能力,对热电厂实现更好的经济效益具有指导作用。     

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.     

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。     

热电联产机组热能深度梯级利用的研究

在分析热电联产汽轮发电机组运行与热网加热特点的基础上,提出了热电联产机组低位能分级混合加热供热技术,即通过改变传统的热电联产热网加热方式,由汽轮机低压缸排汽的低位能替代中压缸排汽的高位能加热热网循环水,实现热能转换的梯级利用。以某典型200 MW级湿冷机组抽凝式供热为例,分析了低位能供暖系统的热力学特性和节能效果。结果表明,低位能改造后,机组在供热初末期、维持全厂发电负荷不变的情况下,燃煤量减少5.45 t/h,供热负荷增加208.7 GJ/h。供热热源蒸汽代价焓减少150.68 kJ/kg,效率提高23.73%,折合单机供电煤耗下降84.26 g/kW·h。严寒期维持全厂单位h燃煤量不变,电负荷增加12.62 MW,热负荷增加306.1 GJ/h,供热热源蒸汽代价焓减少98.5 kJ/kg,效率提高14.3%,发电煤耗相对下降79.0 g/kW·h。运行表明该低位能改造技术,系统稳定可靠、经济效益显著,节能减排效果明显,具有广阔的推广应用前景。     

除氧器和给水泵汽轮机汽源与汽轮机抽汽口的协同优化

回热系统是全厂热力系统的核心,它对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。优化回热系统是提高火电机组热经济性的重要手段之一。以汽轮机通流级结构为基础,通过级数组合寻优的方式建立了除氧器、小机汽源和汽轮机抽汽口协同优化模型。以某600 MW汽轮机组为例,验证了该模型的准确性;计算分析了除氧器和小汽轮机汽源对机组热经济性的影响,得到了除氧器和小机汽源在不同位置组合下的多种回热系统优化方案。结果表明,当未对汽轮机抽汽口优化时,仅优化除氧器和小机汽源,可使机组标准煤耗率降低约0.780 69 g/kW·h;当对除氧器、小机汽源和汽轮机抽汽口协同优化时,可使机组标准煤耗率降低约0.933 42 g/kW·h。该方法对回热系统优化设计具有一定参考价值。     

低压缸零出力改造后热网疏水系统对热经济性影响的Ebsilon模拟

为提升火电机组的供热能力及调峰能力，低压缸零出力技术受到了越来越广泛的关注。基于某300 MW纯凝机组，利用Ebsilon软件搭建了热力系统模型，并进行了供热改造后的系统建模，对比分析了低压缸零出力改造前后机组的热经济性变化，并对不同热网疏水系统布置方案下低压缸零出力机组的供热、发电性能和供电标准煤耗进行了多工况模拟计算。结果表明，低压缸零出力改造使最小供电标准煤耗降低了31.63 g/(kW·h)。各疏水系统布置方案中，最大的供热抽汽量为638.26 t/h,最小的电负荷率为23.05%,最小的供电标准煤耗为161.30 g/(kW·h)。该研究可以为低压缸零出力机组疏水系统的优化布置提供借鉴，并为零出力机组的高效运行提供指导。     

某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析

根据某600 MW燃煤机组的烟气净化设计及运行特点,对改造方案的可行性和经济性进行了分析,并开展了工艺及设备的改造:脱硫系统采用串联双塔循环方式,脱硝系统采用低氮燃烧与SCR协同作用的方式,采用MGGH技术提高烟气上升高度,合并引风机和增压风机,增大引风机出力。从改造结果看出,干湿烟囱设备改造后,整体系统成本增加值分别为10.23元/(MW·h)和9.79元/(MW·h)。根据所选优化方案对该燃煤机组进行改造后,排放烟气能够满足国家环保标准,可为其他燃煤电厂的相关改造提供了参考和依据。     

超临界600 MW火电机组热力系统的单耗分析

在我国约有80％的电量来自于火力发电,因此准确而有效的节能理论对火电机组节能减排工作具有重要意义.提出了火电机组热力系统单耗分析数学模型,应用该模型以某超临界N600-24.2/566/566机组为例进行热力系统单耗分析计算,得出了各主要设备附加单耗空间分布情况.计算结果表明:该机组实际单耗为b=360.24 g/kw·h(燃煤低位热值qnet=22 446 kJ/kg);整个回热系统总的附加单耗为bhr=3.695 2 g/kw·h,其中高压加热器的能损普遍高于低压加热器,除氧器的附加单耗最大;锅炉、管道、汽轮机的附加单耗分别为176.96g/kw·h,2.72 g/kw·h,21.46g/kw·h,其中锅炉的附加单耗最大,具有较大的节能潜力.     

燃煤机组与燃后碳捕集系统的耦合技术研究

针对火电机组碳捕集系统中CO_2再生的高能耗问题,首先通过理论分析确定了碳捕集机组再生热源可行的抽汽方式,并以我国现役的600 MW火电机组作为碳捕集系统研究的基准机组,根据醇胺法碳捕集系统再生模块的能耗需求分析可行的抽汽点。拟定了7种抽汽方案,并对这7种抽汽方案进行了建模分析,确定了最佳抽汽方案为从中压缸末级抽汽抽取部分蒸汽为再生系统提供热源,此时的碳捕集机组发电效率最高,机组热耗最低,分别为34.91%和10 305.22 kJ/kW·h,与基准机组在同工况下的运行参数相比,碳捕集机组的发电效率降低了7.65%,机组热耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。通过对碳捕集机组最佳抽汽方案的变工况分析,碳捕集机组在运行工况为燃料热量输入85%时发电效率达到最高,机组热耗最低,分别为35.28%和10257 kJ/kW·h。     

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.     

330 MW高背压热电联产机组运行优化分析

大型汽轮机组采用高背压方式供热可以充分利用乏汽余热，提高燃料利用效率，已经有越来越多火电厂进行高背压供热改造。为确保高背压机组运行经济性，针对某电厂330 MW高背压热电联产机组建立Ebsilon模型并进行全工况模拟，根据低压缸最小冷却流量确定了机组的理论负荷区间，针对其实际热负荷条件建立了热网数学模型，结合热网供回水温度分析其在不同环境温度条件下的背压运行方式和电负荷范围，确定了优化背压后机组的实际运行边界；并针对热网回水偏离理想值时的经济性进行分析，确定了机组高背压投运策略。结果表明：机组采用高背压乏汽余热供热方式可以有效提高供热能力约80 MW,但是其环境温度适应性较差，环境温度较高时，采用抽背方式供热的经济性要明显优于抽凝方式，采用优化后的背压运行方式最高可降低标准发电煤耗约34 g/kW·h;另外，热网回水温度严重影响高背压机组的经济性，在不同的供水温度下，其高背压投运的边界回水温度也相应改变。     

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.     

余热锅炉结构参数设计优化研究

能源的再回收与利用是目前节能和能源行业关注的焦点,余热锅炉是余热回收过程中最重要的部件,相关参数的优化与分析己成为现阶段余热利用研究的重点,参数优化的结果可为余热锅炉工程设计提供参考。文章基于2500 t/h水泥窑窑尾烟气工况,针对水和其他5种有机工质进行余热锅炉参数设计优化,并利用Matlab编程进行数据计算,对不同工质相同参数与同种工质不同参数分别进行换热性能及压降分析,探究烟气迎面质量流速、管间距以及换热管长对余热锅炉换热面积、烟气和工质侧压降的影响规律。结果表明:6种工质按参数变化进行比较,其中水的换热面积最大;随着烟气质量流速和换热管长的增加,所需换热面积减小,而随着管间距增加,所需换热面积增加;在烟气侧压和工质侧压分别降低至50、1 k Pa的条件下,换热面积最小的工质为庚烷,其值为183.3 m2。     

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%。     

亚临界煤电机组节能减排一体化改造方案

通过"锅炉无烟煤改烟煤+汽轮机通流改造+蒸汽温度提升改造+供热改造+引增合一改造+WGGH改造"的节能改造方案和"低氮改造+脱硝提效改造+前置烟气换热器+电除尘改造+引增合一改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+烟气再热器改造"的超低排放改造方案,实现供电煤耗低于310 g/(k W·h)。同时,在基准氧含量6%条件下,烟气中SO_2、NO_x、烟尘排放浓度分别不高于50 mg/Nm~3、35 mg/Nm~3、10 mg/Nm~3。本方案可为同类型机组节能减排一体化改造提供参考。     

燃气锅炉烟气余热应用

长期以来，锅炉排烟尾气余热应用一直是节能研究中的一个重大课题．结合长春市东南郊区某花卉培育基地冬季生产情况，在充分调研、分析计算、论证的基础上，设计出锅炉烟气一水换热器，利用燃气锅炉所排烟气加热浇灌用水，以满足在浇灌过程中对水温的要求．设备及系统投入运行后，达到了预期设想，节能效果显，保证了花卉在冬季的正常培育和生长．提出的余热利用方法，同类花卉、蔬菜培育生产基地也可借鉴．