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。     

电站低温余热回收工艺热经济性分析

针对电站低温烟气和乏汽余热的特点,提出了采用低压省煤器与第一类吸收式热泵集成回收低温余热的工艺方案,以某150 MW机组的额定纯凝(THA)和额定抽汽2种工况为基准分别对烟气、乏汽及系统进行余热回收计算,结果表明:采用低温余热回收工艺方案后,2种工况下,机组发电功率分别增加了2.37 MW,2.97 MW,循环热效率分别增加了0.51%,0.60%;冷却塔中循环水量减少,热负荷降低,有利于节约用水。     

1000MW锅炉烟气余热回收利用技术

论述了某1 000 MW火电机组锅炉增设低温省煤器的烟气余热利用技术及低温省煤器选型过程,以达到回收烟气余热,提高机组的整体运行效率;并在节煤节水的同时,相应减少CO2和SO2的排放,具有较好的环保效应。     

电厂回收循环冷却水余热用于供暖的热经济性研究

分析了电厂采用溴化锂吸收式热泵回收循环水余热用于供暖系统的热经济性。研究表明,采用溴化锂吸收式热泵回收循环水余热用于供暖系统,可节约加热蒸汽36.8%,每年节约加热蒸汽9 420 t、节约标准煤444.3 t,具有良好的节能减排效果。     

660 MW超超临界锅炉烟气余热利用装置经济性分析

基于热力学基本原理,运用等效焓降法对古交西山发电有限公司660 MW超超临界锅炉在100%和50%汽轮机热耗保证工况下烟气余热加热凝结水的经济性进行了定量分析,得出烟气余热利用的各项节能指标和综合收益,其中100%汽轮机热耗保证工况下节约标煤量可达1.85 g/(kW·h),综合收益达237.5万元,节能增效效果显著。     

蒸汽-烟气余热协同回收联合利用系统应用研究

为提高能源利用效率,降低火电机组供电煤耗,提出一种可同步回收锅炉烟气和引风机小汽轮机（小机）蒸汽余热的集成式一体化节能装置。该系统以热媒水作为能量传递转换的载体,通过设置独立的小机凝汽器与低温省煤器,协同回收汽轮机排汽及锅炉排烟2种不同形式的余热,升温后的热媒水进入暖风器,将热量统一利用,加热入炉一次风、二次风。最终,借助热媒水的强制循环流动,实现了蒸汽-烟气余热的协同回收联合利用,机组运行经济性得到进一步提升。实际运行结果表明,该余热联合利用系统具有投用灵活、季节适应性强、节能效果显著等优势,应用后机组发电标煤耗降低3.948 g/(kW·h),脱硫系统减少耗水量20 t/h,单台机组年收益增加约360万元。本文相关经验可供后续同类机组参考。     

1000 MW超超临界机组增设低温省煤器经济性分析

基于热力系统的全面分析计算方法,对1000 MW超超临界机组增设低温省煤器的设计特点以及经济性收益进行了计算及分析。结果表明:通过采用合理方案设置的低温省煤器,可使机组热耗整体降低约40 kJ/(kW·h),经济效益明显。     

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。     

火力发电厂烟气余热利用技术方案与经济分析

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.对设置低温省煤器来加热凝结水,回收利用部分烟气热量,减少排烟热损失,提高全厂热效率进行分析,并通过660 MW机组案例,论证了设置低温省煤器的技术合理性和经济可行性.     

670t/h电站锅炉烟气余热回收工程应用及经济性分析

为解决某200MW火力发电厂锅炉排烟温度偏高的问题,采用新型卧式相变换热器技术对烟气余热进行回收利用。给出了卧式相变换热器烟气余热回收技术方案以及设计时需要注意的细节问题。工程实施后,对机组和卧式相变换热器开展了性能验收试验,试验结果表明,该烟气余热回收系统投运后,锅炉排烟温度降低34℃,增加烟气阻力350Pa,降低标准煤耗近1.6g/(kW·h),年节约水量38170t     

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。     

循环流化床锅炉低温烟气余热回收工艺参数研究

循环流化床(Circulating Fluidized Bed,CFB)锅炉内石灰石脱硫技术的应用为低温烟气余热的深度回收创造了条件。以东方电厂490 t/h CFB锅炉为研究对象,提出了采用两级烟气冷却器深度回收低温烟气余热的工艺,分析了锅炉低温烟气特性,研究了烟气含湿量、酸露点和排烟温度等参数的关联特性。计算表明,低温烟气余热深度回收工艺排烟温度为40℃。研究结果可为CFB锅炉低温烟气余热深度回收工艺优化提供数据支持。     

热管技术在降低电站锅炉排烟温度中的应用

在对吉林省某350 MW电站锅炉排烟温度偏高的原因进行分析基础上,根据热管原理、热管技术发展及其在电力行业中的应用,提出3种可行性解决方案,即省煤器空间改造、加装热管型MGGH及加设低压省煤器,并在对比分析基础上得出加装热管型MGGH可最大限度地降低锅炉排烟温度.     

降低锅炉排烟温度的2种方式比较

锅炉的排烟热损失是其各项热损失中最大的一项,因此,有必要采取一定的技术措施降低锅炉的排烟温度.为了给火电厂降低锅炉排烟温度提供技术参考,根据某135 MW循环流化床锅炉机组的实际特点,建立了不同降低排烟温度方法的计算模型,分析并比较了低压省煤器与前置式空气预热器等降低锅炉排烟温度技术方案的经济性.分析结果表明,采用水介质空气预热器,利用烟气余热加热锅炉送风是降低锅炉排烟温度综合效益最好的方式,采用该种方式投资回收期约为1.53年.由于能够控制进水温度,因此可以有效避免锅炉的低温腐蚀.     

火电机组吸收式热泵的余热回收加热凝补水经济性分析

因具有从低品质热量中提取高品质热量的特性,吸收式热泵可应用于节能改造方面。但该装置应用于火电厂时,热力系统、驱动热源和余热回收利用引入系统位置等差异,会导致应用效果完全不同。通过分析2种类型机组的余热回收用于本机组凝补水加热的经济性,阐明冷端损失、驱动热源热量品质高低等因素,可能导致余热回收并不能达到节能目的。应用热泵从冷却水的废热中回收部分热量完全用于对外供热,能够提高机组经济性,若用于本机热力系统中,不一定能达到节能的效果。     

热电联产燃气余热锅炉热效率分析

在环保和节能日益受到重视的背景下,研究影响燃气余热锅炉热效率和环保的工况点具有重要意义.文章以2台热电联产燃气余热锅炉为研究对象,在10种不同的工况下,研究锅炉热效率和烟气排放情况,分析了运行工况、热效率和烟气排放之间的关系,为提高燃气余热锅炉热效率和降低尾部烟气排放提供了指导.     

热泵回收电厂循环水余热利用问题研究

电厂的循环水存在大量低温热能,热泵具有将低温热能提升为高温热能的能力。对利用热泵回收电厂循环水余热的技术进行了可行性分析,并与常规热电厂供热进行对比,认为利用热泵回收电厂余热具有节能、环保的双重效应;然后以某电厂周边小区应用循环水热泵系统进行冬季供暖以及夏季制冷为实例,进行了技术经济性分析,虽然水源热泵系统的初投资较高,但运行费用较低,5年可收回投资成本。