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烟气余热回收技术是提高燃气锅炉供暖效率的关键技术之一。针对供暖回水温度高于烟气露点温度,传统烟气余热回收技术烟气余热回收能力受限的问题,提出烟气源/水源CO2热泵回收燃气锅炉烟气余热方案,分析了各方案的系统效率和天然气消耗量,以及CO2热泵制热系数对系统效率和燃料节约率的影响规律。研究结果表明:烟气源CO2热泵余热回收供暖系统方案可提升系统效率12.54百分点以上,比水源CO2热泵余热回收方案高约 0.50百分点,年可节约天然气用量13.87%~17.88%;CO2热泵制热系数较小时有利于提高燃气节约量。 相似文献
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电站锅炉烟气余热深度回收及烟气脱水是提高机组热效率、降低水耗率的重要途径之一。本文以某亚临界330 MW机组为对象,提出了烟气余热深度利用与烟气脱水的系统流程,研究了余热利用系统与回热系统的集成方案,基于等效焓降法计算了各方案的热力性能,并对关键参数进行了敏感性分析。结果表明:利用氟塑料烟气余热换热器(FGC1)和烟气脱水换热器(FGC2)可实现烟气余热的深度回收及水分的脱除,降低了机组的发电煤耗率和水耗率;闭式水互联的串并联集成方案d性能最优,设计工况下可节约发电标准煤耗率3.03 g/(k W?h),回收冷凝水5.7 t/h;随着FGC1出口烟气温度的下降,煤耗率增加,但其换热面积也增加,当烟气温度一定时,方案d所需换热面积最小。 相似文献
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《电站系统工程》2016,(2):34-36
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。 相似文献
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为更好利用200 MW机组进行供暖,以提高老机组供暖能力并充分利用低温余热节能降耗。以200 MW供热机组为例进行了供暖改造,对不同供暖方案进行了分析对比,以确定吸收式热泵供暖改造技术是最佳方案。通过建立经济性能指标,对优化前后进行了经济性比较,结果表明:在不增加机组容量前提下增加供热面积约140万m^2;每天可减少标煤燃烧量约21.6 t;整个供暖季净增加电量约1872万kW?h;年节约补水约37.16万t。工程总投资约6335万元,供热期总收入约2318万元,回收期约2.7年。 相似文献
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循环流化床锅炉低温烟气余热回收工艺参数研究 总被引:1,自引:1,他引:0
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。 相似文献
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云南大唐红河公司的循环流化床锅炉是国内第一台采用低压省煤器技术回收烟气余热的300 MW机组。目前国内电煤供应形势紧张,火电机组燃用煤种已偏离设计煤种,导致锅炉排烟温度偏高、辅机出力不足等问题。为降低锅炉排烟热损失,回收排烟余热,云南大唐红河公司的300 MW循环流化床锅炉采用了低压省煤器技术,成功地实现了余热回收,提高了锅炉尾部烟道设备的可靠性。半年的连续运行时间表明,该系统运行稳定,节能效果显著。介绍300 MW等级的循环流化床锅炉采用低压省煤器改造的背景、技术方案及节能效果。 相似文献
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本文对某公司热电厂循环流化床1#锅炉排烟温度过高进行了分析,并针对该锅炉运行的实际状况提出了相关的解决措施,提出了增设低压省煤(换热)器系统来深度降低排烟温度,回收烟气余热的节能措施,对同类型循环流化床锅炉优化运行和节能具有一定的借鉴意义。 相似文献
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电站锅炉排烟余热能级提升系统分析 总被引:1,自引:0,他引:1
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%。 相似文献
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降低锅炉排烟温度的2种方式比较 总被引:1,自引:0,他引:1
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. 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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热泵技术在集中供热系统中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
电厂生产过程中存在各种热损失,尤其是循环冷却水携带的大量低位热能,在实际生产中很难直接再利用,往往直接排放到空气中,造成了环境的热污染和能源的浪费。热泵作为一种利用低温热源的节能装置,在余热回收和提高能源利用率方面日趋重要。结合热泵回收低温余热技术,分析了对集中供热系统进行节能改造的必要性和可行性,提出了利用汽轮机抽汽驱动吸收式热泵回收电厂循环水废热来初步预热供热回水的集中供热方法。经过技术经济性分析,证明此方法可行,具有环保、节能、节水等多重功效。 相似文献