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.     

烟气余热利用系统设计及运行情况分析

结合烟气余热利用系统近些年的发展,对锅炉岛侧常见的余热利用系统的形式和特点进行了总结介绍。特别针对烟气余热设计问题进行逐一说明,最后结合已投运系统在运行中出现的问题进行总结分析,并对改造机组和新建机组选型设计提出几点建议。     

基于600 MW超临界锅炉烟气余热利用改造研究

某600 MW超临界锅炉运行时,排烟温度较高。依据现场实际状况,采用在锅炉尾部烟道内布置烟气冷却器的方法,实施烟气余热利用改造。针对烟气冷却器的主要布置方式和特点,提出2种设计方案,并分别进行经济性分析计算。烟气余热利用改造会降低排烟温度,对机组的节能降耗和安全、稳定运行具有十分重要的意义。     

1000 MW超超临界机组烟气余热集成利用技术研究

为了充分利用电厂烟气余热,针对1 000 MW超超临界机组,设计了一个由3组省煤器和2组空气预热器组成的烟气余热集成利用系统。其中一组省煤器用于保持锅炉进口温度不变,以减少锅炉的改造量;前置式空气预热器在确保进入脱硫系统的烟气温度满足要求时,还可以部分利用烟气余热。通过迭代法确定3个省煤器的最佳进出口温度,假设系统给煤量保持不变计算出发电功率为1 014.13 MW,即在额定工况下系统节煤量达到最大值为3.699 g/(k W·h),机组年节约标煤2.09万t。     

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。     

燃用低阶煤电站烟气余热利用方式热经济性比较

烟气余热利用对提高燃煤电站的综合能效具有重要意义。本文以某燃用中高水分的超临界600 MW凝汽式机组为例,分析比对了利用低温省煤器加热回水和利用烟气滚筒干燥设备干燥入炉煤这2种烟气余热利用系统进行热力学计算对比;在此基础上,对这2种烟气余热回收机理进行了分析,并对2个系统的经济性进行了探讨。结果表明:以案例机组为例,通过烟气余热利用将排烟温度从130 ℃降低到95 ℃,低温省煤器方案和预干燥原煤方 案机组功率分别增加3.14 MW和10.85 MW,年均净发电收益分别增加464.34万元和 1 401.1万元,利用烟气余热干燥入炉煤体现出较好的热经济性。     

天然气–蒸汽联合循环–碳捕获机组节能改造及烟气余热利用技术经济研究

该文以大唐国际北京高井热电厂天然气蒸汽联合循环机组为研究对象。采用GTPRO与Aspen Plus联合仿真平台建立了基于化学吸收法的燃烧后碳捕获机组整合模型。在碳捕获机组热力研究的基础上,分别比较研究了烟气余热用于再沸器加热,烟气余热用于热电联产,再沸器疏水用于海水淡化改造,再沸器疏水用于污泥低温干化。分别研究了4种节能改造方案的热力整合特性,并对各方案进行了热经济性评估。结果表明:在碳捕获机组中,可回收烟气余热47.2MW用于热电联产;与改造前相比,系统效率提升2.60%,利润率增加4.35%,具有一定的技术经济可行性。     

含余热回收装置及压缩式热泵的垃圾焚烧电厂能效优化

垃圾焚烧电厂能源利用效率较低,经处理后的烟气含有大量余热未加以利用.为利用烟气中所含余热,考虑加装烟气余热回收装置提取烟气中的余热,并利用压缩式热泵将提取的能量进行转移,与热电联产机组一同供热.建立了含余热回收装置和压缩式热泵的垃圾焚烧电厂热电联产能效优化模型.模型以余热回收装置回收烟气余热量作为约束,压缩式热泵产热量...     

多级烟气冷却器深度回收电站锅炉排烟余热

利用多级烟气冷却器回收排烟余热,结合某典型300 MW机组,对烟气余热深度利用方法进行了具体分析,并对该机组采暖期和非采暖期的经济效益利用等效焓降法进行了计算,经济效益显著。     

褐煤机组烟气余热利用方案分析

针对褐煤机组特点,以北方采暖供热机组为例,建议设置烟气余热换热器,回收烟气的余热.方案在采暖期及非采暖期利用烟气尾部余热分别加热热网水或凝结水,降低全厂热耗,提高机组效率,并且节省全厂用水.经计算,经济效益十分明显,不到2年即可回收初始投资,并有显著的节能减排效果.     

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。     

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。     

燃煤电厂水平衡模型与节水分析

随着水资源的日益短缺和火电装机容量的持续增加,应用节水技术是目前火电行业可持续发展的重要途径。基于煤种、气象条件和电厂性能参数,提出了电厂水平衡模型,绘制了电厂水流图,直观体现了进入和离开电厂的水平衡关系,辨析系统节水的关键环节。定量分析了烟气余热及水分回收系统的节能和节水效果。以燃烟煤的超临界机组为例,在离开电厂的水流中,冷却塔蒸发、风吹损失占60%,冷却塔排污占20%,排烟中水分占15%。火电厂节水的重点在于冷却系统、废水排放和排烟水分回收。针对火电厂余热和水分回收的系统,理论计算表明：对于湿冷机组,如果烟气水分回收60%,则超临界机组单位供电量耗水量下降19.2%;对于空冷机组,如果烟气水分回收60%,则电厂的取水量为零;如果同时采用半干法或干法脱硫系统,则电厂可以成为供水方。     

火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术

介绍了火力发电厂锅炉烟气余热回收技术及其应用的必要性,阐述了当前这一新技术的应用难点及工程应用解决方案,并结合海外火电工程项目投标中锅炉烟气余热利用技术方案的编制,说明了这一技术对于进一步改善全厂净效率的可观作用。     

垃圾焚烧发电厂的设计与应用

结合包头环保发电厂垃圾焚烧发电项目,介绍了垃圾焚烧发电技术的特点。对包头环保发电厂的垃圾焚烧锅炉、垃圾前处理系统、烟气处理系统和渗滤液处理系统进行了分析,并给出上述系统的选型设计推荐方案,同时提出了垃圾焚烧发电厂设计过程中应注意的主厂房防臭问题,可为其他垃圾焚烧发电厂设计提供参考。     

燃煤电厂脱硝反应区结构设计分析

选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝在燃煤电厂得到了广泛应用。结合上海石洞口电厂的SCR烟气脱硝项目,阐述了燃煤电厂脱硝反应区的结构设计规律及特点。烟气流场优化和氨烟均匀混合等关键技术的掌握在实践中得到了验证,促进了烟气脱硝技术国产化向前迈进。     

SCR烟气脱硝尿素热解炉前烟气加热器技术研究

在以尿素为还原剂的选择性催化还原（SCR）脱硝系统中,热解炉前电加热器耗电量大。为降低电耗,某电厂在640 MW机组脱硝改造中将电加热器系统改造为旁路做备用,增加高温烟气加热器,利用高温烟气对热一次风进行加热,所用高温烟气（约650 ℃、6 000 m³/h（标准状态））从高温再热器后、低温再热器前的水平烟道引出。分析研究了这一技术路线,并对改造效果进行变负荷性能试验。数据分析结果表明,此项改造技术可行,且实施方便、运行良好,高温烟气加热器完全可取代电加热器,因而可降低机组厂用电率,节省电厂供电成本。     

火电厂环保设施及烟气污染物排放实时监控系统研究与建设

根据国家节能减排和奥运保障的相关政策与要求,进行了火电厂环保设施及烟气污染物排放实时监控系统的研究与建设,采集电力企业环保设施及烟气污染物相关生产数据,利用电力系统调度专用网络进行传输,实时监测河北南部电网所有燃煤发电机组的烟气排放数据和环保设施运行状况,为环保部门加强燃煤电厂烟气治理设施运行监督和为燃煤机组脱硫电量和脱硫电价核算提供有力支撑;同时有利于减少烟气污染物排放,降低电力企业对环境的污染。     

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%。