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。     

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。     

内燃机余热与燃煤机组复合热力系统的利用特性研究

为提升内燃机与燃煤机组耦合的高灵活性发电系统的能量利用效率,提出了内燃机与燃煤机组相复合的新型热力系统。通过将内燃机烟气和冷却水余热输入燃煤机组热力系统,从而降低燃煤机组发电煤耗率。采用EBSILON软件对复合系统进行建模,以燃煤机组汽耗率和热耗率为评价指标,分析了不同复合方案下燃煤机组的热经济性。结果表明：通过将内燃机余热复合进燃煤机组热力系统,可显著降低燃煤机组的热耗率和汽耗率;内燃机烟气余热复合位置越靠近锅炉,参与烟气换热的给水和凝结水比例越小,机组热耗率、汽耗率越低;当烟气余热一部分加热高压加热器给水,另一部分加热低压加热器凝结水时,分配到给水的余热越多,机组热耗率、汽耗率越低;优化后的内燃机与燃煤机组复合热力系统,热耗率最多可降低6.62%。     

1000 MW机组锅炉空气预热器旁路余热利用系统节能效果分析

目前,国内电站燃煤锅炉常用烟气余热利用技术中,主要典型系统有烟气冷却器系统、水媒式烟气-烟气冷却器(MGGH)系统、冷风加热器+烟气冷却器系统、冷风加热器+空气预热器旁路系统4种。本文重点分析了冷风加热器+空气预热器旁路系统及冷风加热器+烟气冷却器系统对锅炉入炉热量及锅炉热效率的影响,并分别从烟气侧与空气侧计算了其影响程度,在此基础上,对上述2种烟气余热利用系统的综合节能效果进行了对比计算。结果表明:冷风加热器+空气预热器旁路系统并非节能效果最优,在各种工况下,其节能效果均小于冷风加热器+烟气冷却器系统;在额定负荷设计工况下,冷风加热器+空气预热器旁路系统节能效果比冷风加热器+烟气冷却器系统低0.797 g/(kW·h)。其原因是该系统将可用于锅炉的能量品位最高的热量用于烟气余热利用系统,违反了能量梯级利用原则。     

电站锅炉余热深度利用及尾部受热面综合优化

电站锅炉一般设计排烟温度在120-140℃,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3%-8%,因此进行锅炉尾部烟气余热回收与利用,可以显著提高锅炉效率、降低电厂煤耗,经济效益显著。运用最广泛的电站锅炉烟气余热利用方式是在空气预热器出口的尾部烟道内加装换热器(通常称为"低温省煤器"),利用电站锅炉的低温烟气加热汽轮机凝结水,节省部分汽轮机抽汽,增加机组出力。该文在常规锅炉余热利用系统的基础上,提出一种新型电站锅炉余热利用综合优化系统:在常规回转式空气预热器后加装一个前置式的低温空气预热器,实现烟气分两级加热空气,从而大幅度降低空气预热过程的换热温差;而在两级空气预热器之间布置低温省煤器,可以实现较高温度的烟气加热凝结水,节省较高级的汽轮机抽汽,从而实现更高的节能效果。论文结合某典型1000MW机组的电站锅炉,分析了新型余热利用优化系统的传热特性和节能效果。结果表明案例电厂在常规余热利用系统下,供电煤耗降低约1.6g/(kW h),而新型余热利用优化系统供电煤耗降低约达3.6g/(kW h),按机组年运行5500h计算,新系统每年可减少燃料消耗约2.1万吨标煤、节约燃料费约2100余万元(按标煤1 000元/吨),经济效益显著。     

烟气深度冷却余热回收设备在300MW机组的应用

通过烟气深度冷却余热回收设备充分利用电站锅炉的排烟余热加热凝结水能够替代部分回热抽汽,减少回热系统对低压缸的抽汽,使汽轮机低压缸做功能力增加,机组煤耗降低。对于300 MW机组采用烟气深度冷却余热回收设备后,通过试验计算机组负荷300 MW时可以降低供电煤耗1.93 g/k Wh,全年节省标煤约3 000 t。经分析采用烟气深度冷却余热回收设备可提高机组热效率,节能、节水效果显著,符合国家"节能减排"政策,具有很好的发展前景。     

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。     

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。     

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。     

电站锅炉烟气余热利用的热力学分析与优化设计原则

利用锅炉尾部烟气余热加热回热系统中的凝结水,可排挤部分抽汽返回汽轮机内继续膨胀做功,在一定程度上提高机组效率,有利于电厂的节能降耗。在典型百万千瓦机组选定工况的基础上,结合工程约束条件限制,开展利用电站锅炉烟气余热加热凝结水的多种典型集成方案设计;并运用"等效焓降法"和"常规热平衡法"对其进行热力学比较分析。研究结果表明:两种方法的计算结果非常接近,可作为工程计算的相互验证;低温省煤器回收的热量在满足约束条件的情况下排挤更高级的抽汽可获得更好的节能效果;同时,合理利用串并联方式有可能获得更好的热力学性能。     

一种新型亚临界燃煤电站系统分析

针对300 MW一次再热亚临界燃煤电站提出了一种新型热力系统方案(改进电站),对其进行了热力学分析与技术经济性分析。在改进电站中,流经空气预热器后的烟气在烟气-凝结水预热器(FGCP)中被用来加热部分凝结水,空气在空气加热器(SAH)中经抽汽加热后进入空气预热器,其中,SAH与相应的回热加热器串联布置。调节FGCP中凝结水的流量,使其热容流率和烟气的热容流率保持相等,借此消除常规空气预热器中存在的温差夹点。结果表明:改进电站中锅炉排烟温度可以被降至烟气酸露点附近而不会产生低温腐蚀和堵灰;改进电站发电效率可达45.29%,相较常规电站提高了1.14百分点;改进电站的动态投资回收期约为4年,具有可行性。     

电站锅炉排烟余热能级提升系统分析

将排烟余热用于加热凝结水,参与蒸汽回热循环,是电站锅炉排烟余热有效的利用途径之一。该文利用分析方法,建立电站锅炉排烟余热利用的通用收益模型,分析传统电站锅炉排烟余热利用系统,指出空气预热器存在较大损的缺陷。将空预器单元引入系统,组建了电站锅炉排烟余热能级提升系统,并结合某超临界1000MW机组热力参数,对其进行了收益分析计算。结果表明,排烟温度降低35℃,由于空预器单元 损失下降,与传统排烟余热利用系统相比,能级提升系统利用烟气的能级提升了1倍,机组效率提高了0.75%。     

空气预热器旁路烟气余热利用系统热力特性数值模拟

燃煤电站锅炉普遍存在排烟温度高、排烟热损失大的问题。本文根据能量梯级利用的原则,以某超临界600 MW机组为例,采用商业软件EBSILON建立了包含锅炉、汽轮机和发电机的完整系统模型,并在此模型基础上对常规低压省煤器系统和空气预热器旁路烟气余热利用系统进行了热力特性数值模拟。结果表明:空气预热器旁路烟气余热利用系统可提高烟气余热的利用能级,实现能量的梯级利用,其节能效果约为常规低压省煤器系统的2倍;空气预热器旁路烟气余热利用系统更适用于热一次风干燥能力较大的机组。     

电站锅炉烟气余热回收利用装置的试验分析及研究

某台330 MW机组锅炉尾部烟道加装烟气余热回收利用装置,利用烟气余热加热机组凝结水,降低排烟温度。将锅炉排烟温度由140℃降到80℃的最佳脱硫温度,实现排烟余热的第一次提取。从脱硫塔出来的烟气,再进入烟气脱水装置,利用静电将烟气中的水分脱去,同时回收水分的凝结潜热,实现排烟温度余热的第二次提取。试验结果表明:烟气余热回收热量为25.39 MW,回收烟气中水蒸汽凝水量6.4 t/h,热耗降低83.29 k J/k Wh,折合发电煤耗3.09 g/k Wh。此余热装置采用氟塑料换热器解决了换热管束的耐腐蚀和积灰结垢问题且技术成熟,可以在余热回收装置中推广应用。     

燃煤电厂烟气超低排放与深度节能综合技术研究及应用

为实现超低排放与深度节能,以某电厂为例,采用系统协同处理方法,研究分析了烟气超低排放与深度节能综合技术路线,提出了锅炉低氮燃烧器改造、电除尘器低低温与脉冲电源协同提效、电除尘器蒸汽加热与热风吹扫、脱硫托盘与交互喷淋协同提效、湿式电除尘器及其废水零排放、MGGH与凝结水加热器耦合节能等技术方案,结果表明,超低排放改造效果优于国家超低排放限值要求,同时机组能耗降低,烟气余热回收,机组对煤种的适应性也得到提升,可为同类项目提供参考。     

无机陶瓷膜烟气余热回收特性实验研究

燃煤电站锅炉排放湿饱和烟气导致大量低温余热损失。无机陶瓷膜耐酸碱、具有较强的化学稳定性,是回收烟气低温余热的理想材料。以无机陶瓷膜为核心开展烟气余热回收实验,分析了锅炉尾部低温烟气特征参数;以316 L不锈钢为比较对象,探讨了无机陶瓷膜在提高热回收功率及复合传热系数等方面的强化作用。结果表明:烟气余热回收以水分的汽化潜热回收为主,占比约为90%;循环水作为冷却介质,烟气余热回收能力更强;与循环水相比,以空气作为冷却介质时,无机陶瓷膜烟气余热回收强化效果更加显著,强化系数高达9;增大烟气流量有助于提高热回收功率与复合传热系数;同时无机陶瓷膜还可以回收水质较高的冷凝水。本文研究结果可为无机陶瓷膜应用于烟气余热回收提供参考。     

电站余热利用方案热经济性分析对比

为深度挖掘电站余热利用潜力,探索电站余热最佳利用方案,在传统余热利用的基础上,提出吸收式热泵+烟气梯度利用方案,并以某600 MW超超临界机组为研究对象,选取了采用低压省煤器、吸收式热泵加热凝结水和吸收式热泵+烟气梯度利用的三种余热回收方案,详细阐述各自的技术特点,并对三种余热利用方案进行了热经济性分析对比。结果表明,案例电厂在采用低压省煤器、吸收式热泵加热凝结水、吸收式热泵+烟气梯度利用方案时,机组供电煤耗分别降低2.5 g/(kW·h)、2.79 g/(kW·h)、9.04 g/(kW·h)。由此可见,吸收式热泵+烟气梯度利用方案节能效果显著。     

一种锅炉烟气余热回收系统分析

目前我国以燃煤锅炉为主,燃煤锅炉产生的烟气带走了大量热量。电站燃煤锅炉可以较好地回收烟气余热,但是分布更广、效率更低的工业锅炉产生的烟气利用率很低。针对工业锅炉排烟温度高、难以利用等特点,提出一种回收锅炉排烟余热的蒸汽发生系统。通过计算验证该系统可行性好、能效比高。变参数分析不同工况下系统性能参数的变化趋势,发现湿蒸汽温度改变时系统性能变化明显,系统对于热水温度和压力的变化不敏感。     

燃煤电站锅炉烟气余热回收利用

火力发电厂生产过程中,燃煤锅炉普遍存在热量利用率低、排放烟气余热温度过高及烟气内污染气体含量过高等问题,采用相变余热回收系统可有效解决上述问题。介绍了相变余热回收装置的原理、回收方式及性能特点,结合工程实例,对燃煤锅炉中利用相变余热回收技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了测算及分析。     

发电厂锅炉烟气余热回收方案热经济性研究

分析某发电厂锅炉排烟余热回收利用的热经济性,提出了供暖期利用烟气余热进行供暖、非供暖期利用烟气余热加热凝结水的回收方案。研究表明,采用该方案,供暖期可节约标准煤987.9 t/a,非供暖期可节约标准煤883.1 t/a,合计每年可节约标准煤1 871 t,具有良好的节能减排效果。