某电厂增设低温省煤器的经济性分析

对某2×150 MW燃煤电厂进行了低温省煤器方案的设计计算,结果表明,在除尘器进口烟道处加装单级低温省煤器,回收的热量加热凝结水,有着最优的技术经济性。机组实际运行中,低温省煤器运行达到了设计参数,实测热耗可降低71.2 kJ/kWh。     

660MW机组锅炉增设低温省煤器的经济性分析

排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。电站锅炉在尾部烟道加装低温省煤器,利用排烟余热加热凝结水,可以降低脱硫系统的入口烟温。以国内某660 MW超超临界机组为研究对象,用等效焓降法对低温省煤器的节能效果进行了计算分析。结果表明:投运低温省煤器后,发电煤耗降低2.33 g/k Wh,节能效果显著;与国内同类型采用回转再生式原烟气/净烟气换热器的机组相比,引风机比压能下降约1 000 Nm/kg,工况点也得到了明显改善。     

考虑多因素两级低温省煤器经济性能分析

针对目前低低温省煤器性能以发电煤耗率考核指标,本文认为投运、切除低低温省煤器后,系统阻力变化对其相关设备经济性都有所影响。应考虑更多因素对火电厂低低温省煤器投运、切除情况进行经济性能评价,如送风机、引风机运行耗功,除尘、脱硫电耗,凝泵及强制循环泵耗功等。并以某320MW两级低低温省煤器+暖风器的广义回热系统为例,结合热力试验,对目前性能考核指标以发电煤耗率进行完善,分析结果表明:考核指标应以机组供电煤耗率更为科学。     

低温省煤器运行效果和节能环保分析

为分析低温省煤器改造前后运行情况和节能环保效果,并解决运行中存在的退出运行等问题,对已投运低温省煤器的14台机组的省煤器进出口烟气温度、运行率、经济性以及对除尘效果的影响进行了分析。结果表明:低温省煤器进口烟温较低、各烟道烟温偏差和变负荷导致的烟温波动易导致低温腐蚀和硫酸氢铵析出,是导致退出运行的主要原因;投运低温省煤器可节煤0.34～1.71 g/(kW·h),降低电除尘出口粉尘浓度19%～48%,节能和环保效果显著。     

660MW超临界机组低温省煤器的经济性研究

增设低温省煤器作为当前一种可行的节能手段被广泛应用于各大电厂,但其节能效果一直没有准确的计算方法。本文以某660MW机组的全工况仿真系统为平台,研究分析了低温省煤器对系统的影响及其经济性,并将辅机能耗以等效焓增的形式表现出来。研究表明,在660MW、500MW、330MW这3种典型工况下低温省煤器能够降低的发电标准煤耗量分别为1.55 g、1.35 g、1.17 g。因此低温省煤器能够有效降低机组的发电标准煤耗,且在工况越高时,节能效果越明显。     

冬季采暖用燃煤锅炉的运行经济性分析

根据我国国情,北方地区的冬季采暖仍然以燃煤为主.针对前段时期兴起的以煤粉炉替代层燃炉作为冬季供暖锅炉有利于节能和环保的说法,以58 MW燃煤热水锅炉为例,从设备基建投资、能源综合利用率、运行经济性等方面对煤粉炉和层燃炉进行了分析比较,结果表明,无论从燃料的选择范围、运行经济性、维修保养还是从供热负荷适应性和运行安全性角度来说,就应用于冬季采暖的锅炉而言,层燃炉仍优于煤粉炉.     

某厂600MW超临界机组增设低温省煤器系统及经济性分析

锅炉排烟温度较高,对大型锅炉余热进行回收利用,可以显著提高机组效率。通过介绍600MW超临界机组电除尘前加装低温省煤器利用锅炉余热的方案,根据实际数据,基于等效焓降计算及分析,结果表明:电除尘温度进口由130℃降低到96℃,汽轮机热耗率下降41.24KJ/(kw·h),发电标准煤耗降低1.527g。     

低温省煤器技术浅析

本文主要介绍了低温省煤器能够提高机组效率及除尘器的效率,还介绍了低温省煤器的选材和一般的改造方案。     

低温省煤器节能理论及计算分析

文中采用依据某200 MW机组为例计算低温省煤器节煤量和对汽轮机真空的影响,低温省煤器用于加热凝结水时,应采用等效热降法进行热经济性分析,计算结果为某200 MW机组低温省煤器节省煤耗3.05 g/k W·h,对汽轮机真空的影响可忽略不计,低温省煤器在充分利用烟气余热的同时,又使烟温达到最佳脱硫运行状态,大大减少脱硫塔为降低烟温的冷却水耗。     

燃煤电厂低温省煤器节能效益分析

阐述低温省煤器节能原理,分析低温省煤器对锅炉、汽轮机以及凝汽器的影响,以CLN600-24.2/566/566型汽轮机组为对象,运用等效焓降法计算分析加装低温省煤器的节能效益。尾部烟道加装省煤器能有效提升汽轮机出力、降低汽耗率和发电煤耗率,是电厂热力系统节能降耗的有效方法。     

25MW机组加装低压省煤器及经济性分析

中胜电厂NG—130/3.82—M_5型锅炉原设计煤种为广西劣质烟煤,现逐步掺烧外省低硫、低灰分优质烟,排烟温度182℃,排烟热损失大,为了利用排烟余热,设计在锅炉尾部烟道安装低压省煤器,可使排烟温度降至145℃,电厂经济性提高2.57％。     

某电厂加装LPES低压省煤器的经济性分析

为了降低某电厂锅炉尾部烟道温度,减少排烟损失,提高锅炉效率从而达到节能的目的,通过在锅炉尾部烟道加装LPES低压省煤器,利用烟气余热加热凝结水这一措施来论证加装该设备后的经济性。实践结果表明,通过对低压省煤器系统建立数学模型、模型计算、实际测算并与其它电厂LPES低压省煤器相比较,得出加装低压省煤器对降低锅炉排烟温度,加热凝结水具有明显的效果。加装LPES低压省煤器后,锅炉排烟热损失下降明显,整个热力系统节能效果显著。     

低温省煤器系统控制要点综述

近年来由于环保指标的不断提高,低温省煤器系统得到广泛的应用。本文简要说明了电站锅炉低温省煤器各个系统的功能及控制策略,使低温省煤器出口的烟气温度维持在设定值,以达到燃煤锅炉节能减排的目的。     

低温省煤器受热面振动分析及治理措施

针对某300 MW亚临界机组低温省煤器,改造投运后发生受热面振动现象,通过数值模拟方法研究烟气流场和计算受热面共振频率,研究了低温省煤器产生振动的原因,提出消除振动的措施。采用在低温省煤器入口烟道加装烟气导流板,可完全解决低温省煤器受热面振动的问题。     

低温省煤器联合暖风器系统技术分析

针对为满足超低排放要求脱硝装置过量喷氨而造成锅炉空气预热器冷端腐蚀堵塞,以及传统低温省煤节能效果较低等问题,提出了低温省煤器联合暖风器系统的技术方案,该系统提高了空气预热器冷端温度,有效减缓了空气预热器腐蚀堵塞风险,同时提高了低品位能量的利用率,节能效果较纯低温省煤器更佳.以安徽某660 MW机组的工程应用为案例进行经...     

25MW机组加装代压省煤器及经济性分析

中胜电厂ＮＧ－１３０／３．８２－Ｍ６型锅炉原设计煤种为广西劣质烟煤,现逐步掺烧外省低硫、灰分优质烟、排烟温度１８２℃,排烟热损失大,为了利用排烟余热,设计在锅炉尾部烟道安装低压省煤器,可使排烟温度降至１４５℃,电厂经济性提高２．５７％。     

300MW机组锅炉低压省煤器改造及经济性分析

某厂1台300 MW循环流化床褐煤锅炉机组,在运行过程中,采用了降低床压的运行方式,使得锅炉排烟温度达到167℃,远高于设计值。排烟温度过高不仅会导致锅炉效率下降,还会影响布袋除尘的安全性。为了达到降低排烟温度与节能减排的目的,提出在锅炉尾部烟道加装低压省煤器的方案,并采用等效焓降法对加装低压省煤器后的机组进行了热经济分析。最终发现锅炉的排烟温度较之前降低了30℃,标准煤耗率下降了3.14 g/(k W·h)。     

地源热泵运行经济性分析

根据北方寒冷地区冬天室外温度偏低的特点,提出利用地源热泵供暖。地源热泵存在三种驱动方式：电动机、柴油机、燃气机。三种辅助供暖热源：电锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉。本文对其一次能源利用率和燃料价格变动时,系统运行经济性进行比较分析,得出燃气热泵的供暖费用比锅炉房集中供热的费用要高6％;电动热泵的供暖费用比锅炉房集中供热费高40％;柴油机热泵的供暖费用比锅炉房集中供暖高出57％。     

国产300MW机组变压运行试验及经济性分析

以前大容量机组承担基本负荷,很少调峰,随着电网结构的变化,电网的峰谷差越来越大,大容量火电机组参与调峰的幅度也越来越大,因而调峰期间的经济运行问题显得越来越突出.铁岭电厂为4台哈尔滨产300MW燃煤机组,机侧主蒸汽额定压力为16.67MPa,主、再热蒸汽额定温度为537℃,再热蒸汽额定压力为3.26MPa;汽机控制系统为数字——模拟系统组成的混和控制系统即DEH.高压缸有6个调节阀门,可以实现多种形式的阀位控制方式.以前机组以额定压力运行靠高压调节阀门的开大关小,调节机组负荷.当机组调峰时,主蒸气节流损失很大,机组的效率下降.为解决低负荷期间的经济运行问题,该厂从1998年7月10日至8月20日,先后在1-4机组作了12次变压运行试验,以寻求机组在调峰期间的最佳经济运行方式.在试验前,依照隔离清单对机组实施了汽、水系统隔离,以保证试验期间单机汽、水系统流量测量的准确