排烟余热利用系统的运行经济分析

太原大唐第二热电厂的5号HG-670／140HM12型锅炉于1990年12月,投入生产运行后,其锅炉排划温度始终保持在170℃左右,严重影响机组经济运行指标。在2008年,该锅炉安装了电站锅炉排烟余热回收系统后,其排烟温度降低了30℃。本文即通过分析该排烟余热利用回收系统的设计和应用,分析其经济性。     

电站锅炉烟气余热利用技术方案研究

超临界电站锅炉排烟热损失量很大,对锅炉尾部烟气余热进行回收利用可以有效提高电厂的热经济性,减少煤耗,降低环境污染。目前火电厂最广泛提高烟气余热利用效率的方式是加装低温省煤器装置。对某超临界机组锅炉余热利用技术进行研究,分析不同低温省煤器布置方案,提出采用双级低温省煤器回收电站锅炉余热利用技术方案,即采用低温烟气与低加凝结水换热技术、前置式空气预热器与低温省煤器组合的能源梯级利用方式,实现最优节能及最佳投资收益。     

两种余热利用系统性能对比分析

现阶段,我国对大型燃煤电站机组实际节能降耗的要求不断提升,逐步提高电厂燃煤效率、降低对周围环境的排放污染已成为我国今后发展煤电的重点。本文以能级理论为基础,结合某百万千瓦电站的实际运行数据,对两种锅炉排烟余热利用系统的热力性能及经济性能进行对比分析。结果表明:优化余热利用系统在总投资为3032.81万元的情况下,即可实现降低供电煤耗2.91g/k Wh,年收益达1090.96万元的节能减排目标,系统性能明显优于常规余热利用系统(常规余热利用系统投资约为1450.6万元,供电煤耗降低1.55g/k Wh,年节煤收益581.4万元)。     

百万级煤机与燃气轮机联合发电技术研究

对于重型燃气轮机而言,目前其排烟能量利用最常见的方式是配置联合循环,利用下位电站汽轮机及余热锅炉来充分利用燃机排烟余热,但这种配置方式下位电站循环的总体效率不高,一般小于30%;因为考虑到百万级燃煤机组拥有较高的循环热效率,一般大于45%,因此本文提出了将燃气轮机排烟余热利用到百万级燃煤机组热力循环中的思路,以提高能源的利用效率,利用Thermo Flex软件进行热力学计算,并给出了系统集成形式以供参考。以典型1000MW燃煤机组与E级燃气轮机为例,通过合理的系统集成,计算得出可以降低整个联合系统煤耗约2.31g/k Wh,达到节能降耗的目的。     

严寒地区大型燃气锅炉排烟加热空气方式的优化与应用

由于严寒地区冬季室外空气的温度低,助燃的空气进入锅炉会产生爆燃和震动、燃烧效率降低。同时大型供热系统回水温度高,燃气锅炉排烟温度较高,排烟余热深度利用中,烟温降低程度受到回水温度条件限制。本文提出了新的烟气加热空气方式,与常规烟气加热空气方式相比,减少了设备耗材、体积及阻力,应用于大型燃气供热锅炉烟气余热深度梯级利用的节能改造。工程实测表明:烟气余热回收和助燃空气加热系统,可将烟气温度降到锅炉回水温度及以下,锅炉燃气利用热效率提高了13.2%,烟气余热回收率为66.7%,实现了排烟余热深度利用,并解决了助燃空气进入锅炉产生爆燃和震动的问题,为严寒地区燃气锅炉烟气余热深度利用与助燃空气加热提供了参考。     

浅谈玻璃窑余热锅炉尾部受热面低温腐蚀成因及措施

我国是世界上玻璃需求最大的国家,玻璃窑炉的排烟温度一般在300500℃,如果直接对空排烟会造成很大的热量损失,因此玻璃窑炉后加装余热锅炉带动蒸汽轮机发电具有重要意义。但由于余热锅炉的排烟温度在200℃左右,其尾部受热面常存在低温腐蚀,尤其在低负荷工况下,腐蚀会更加严重。针对余热锅炉的热力系统,对余热锅炉的烟气成分以及低温腐蚀机理进行理论分析,并提出应对低温腐蚀的方案。     

船用锅炉排烟余热利用的研究

为了充分利用锅炉排烟余热,可将船用锅炉通风系统中配备一台燃气涡轮,在高负荷时进入烟囱前的锅炉排烟（即从经济器管束排出的烟气）流经该涡轮时所作的功可带动通风系统的压气机,但在低负荷时压气机需由燃气涡轮和辅助汽轮机联合驱动。经对该通风系统的压气机、燃气涡轮和汽轮机进行有关热力计算,结果表明：在锅炉通风系统中采用燃气涡轮来利用进入烟囱前的锅炉排烟余热,可以显著降低锅炉烟囱排烟的温度和节省蒸汽的消耗量。     

新疆某电厂#1机组排烟余热回收系统的设计与运行

论述了新疆某厂一期锅炉增设烟气余热回收系统（LLHS）降低排烟温度的技术路线及节能效果,提出热系统参数的优化原则及纯凝-供热联合系统切换运行模式。增设LLHS后排烟温度降低不小于25℃。机组年均供电煤耗降低2.56g/kWh（含供热期）,每台锅炉年节省标煤2270t,年节水量4.37万t,减少烟囱内净烟气含水率24%,为脱硫系统正常运行提供了保证。     

低压省煤器技术方案分析

乌海热电厂锅炉投产后存在排烟温度高问题,结合现场实际情况,提出并分析了安装低压省煤器方案,每台机组可降低煤耗3．60g／kWh     

锅炉尾部烟气余热利用探讨

近几十年来,通过自主创新和技术引进,国内以大容量、高参数火力发电厂建设取得了长足的发展。比如凝结水系统利用锅炉烟气余热来进行加温,减少了机组回热抽汽损失,并且实现了锅炉排烟温度自动控制,提高了循环系统的效率,通过对这些新技术的应用,我国火力发电技术应用的整体水平有了大幅提高。烟气回收技术具有良好的节能减排、降低发电煤耗的作用,并且能够提高全厂净效率,本文通过介绍和分析以期对新建和老机组设计优化提出合理的建议。     

余热省煤器在300MW机组运用的可行性分析

降低锅炉的排烟温度,是解决节能问题的一个重的手段。本文采用在锅炉的尾部烟道加装余热省煤器的方法来降低锅炉的排烟温度。这种方法被证明是一种降低锅炉排烟温度,提高锅炉效率,减少标准煤耗的一种非常有效的方法。     

两相流换热器回收锅炉排烟余热的运用分析

为解决循环流化床锅炉排烟温度过高的问题,通过技术方案论证选择了两相流换热器回收排烟余热,用来加热一次风,经过l#炉改造验证,取得了良好的炉效提升效果,降低了生产成本,获得改进完善的数据。     

DCCHP排烟余热耦合空气源热泵系统性能分析

内燃机冷热电联供系统作为一种高效的能源利用方式,排烟余热回收后的排放温度在100℃左右,仍有部分低温余热没有充分利用,提出一种分布式冷热电三联供（distributed combined cooling heating and power,DCCHP）动力排烟低温余热耦合空气源热泵系统,实现了排烟余热的深度回收。以10 kW内燃机冷热电联供为基础,研究了该系统可回收余热量、热泵循环性能系数（coefficient of performance,COP）以及对一次能源利用率的影响。结果表明：在设计工况下,DCCHP系统排烟余热1.22 kW,热泵系统回收余热量可达1.07 kW,排烟余热回收率达到87.7%;热泵COP高达4.66,提高39.5%;系统一次能源利用率提高3.9%;同时解决了寒冷地区冬季热泵机组蒸发器结霜、低温环境下运行性能差的问题。此研究为冷热电联供系统与热泵机组的联合高效应用提供了重要的参考。     

燃气蒸汽锅炉排烟余热回收利用改造实例研究

卷烟厂生产离不开蒸汽,大部分卷烟厂都使用燃气蒸汽锅炉,排烟温度达到130℃以上,通过对燃气蒸汽锅炉进行排烟余热回收利用改造,将原来直接排放到大其中的余废热进行有效地回收利用于加热锅炉补水和建筑供热等,既减少了能源消耗又减少了污染物排放,结合工程实例从技术性和经济性进行了分析,说明燃气蒸汽锅炉排烟余热进行回收利用具有良好的的节能减排作用。     

300MW锅炉运行诊断及燃烧优化试验研究

针对某300MW锅炉排烟温度高、出力不足、煤耗高、NOx排放量高等诸多问题,进行诊断试验,结合锅炉实际提出整体优化方案,并在改造后对锅炉进行燃烧调整试验,使得锅炉效率提高0.8％,煤耗降低2.2g／kWh,NOx排放量降低381mg／m3,机组的整体经济性和环保性明显提高。     

更换余热锅炉过热器降低装置能耗

大庆石化公司100×10^4t／a重油催化裂化装置由于原设计方面原因,省煤器存在腐蚀隐患：余热锅炉排烟温度偏高,余热锅炉过热能力不足等缺陷。对余热锅炉进行改造后,装置外取热器和油浆蒸汽发生器所产的饱和蒸汽全部进行过热,提高了装置对再生烟气余热的利用率,降低了装置的能耗。     

大容量燃煤锅炉烟气余热利用研究

本文对大容量火力发电厂660MW级燃煤锅炉增设烟气余热换热器回收烟气余热方案,提高机组的热经济性和增加的投资方面进行分析研究。在引风机出口汇合烟道前装设烟气余热换热器,回收的热量加热凝结水,进入回热系统,可提高全厂热效率0.16%,机组发电标煤耗率降低1.0g/k Wh,实现节能减排的目的。     

浅谈电厂锅炉排烟温度过高的原因及控制对策

本文分析了电厂锅炉排烟温度过高的主要原因，阐述了控制电厂锅炉排烟温度的有效措施，提出了降低电厂锅炉排烟温度的管理对策。     

低温余热发电技术在煤化工项目上的应用

研究了采用有机朗肯循环(ORC)的低温余热发电技术。为了有效利用煤化工项目的低温凝液余热资源,在计算工艺凝液余热容量的基础上确定了合理的ORC余热利用方案,利用ORC余热发电机组代替原有的循环水冷却器,以便在完成对工艺凝液冷却的同时实现余热资源发电收益。分析结果表明:该余热发电项目的净发电功率为516k W,节约原有冷却塔循环水泵消耗的功率为110k W,年收益电量达500.8万度,年节约标准煤1812.4吨。     

浅谈锅炉排烟温度高的分析及解决措施

针对大庆石化公司热电厂锅炉排烟温度高,对机组的经济运行及不利的形式进行分析,提出一些可行的解决措施。