电站锅炉排烟余热利用分析

通过对大型电站锅炉排烟余热未被利用原因的分析，探讨余热利用的几种方式及经济效益估算。     

电站锅炉排烟温度升高原因的归类分析

对使电站锅炉排烟温度升高的各种原因进行归类分析,提出降低排烟温度的措施,这些措施可为制定降低排烟温度的技术方案提供参考。     

余热锅炉分析与汽水系统参数优化研究

以余热锅炉所能回收燃机排气总值最大为目标函数,进行余热锅炉汽水系统参数优化方法的研究。通过对余热锅炉的热回收的热力学过程分析,分析影响余热锅炉性能参数的有关因素,以三压再热余热锅炉系统的实例,进行回收最大为目标函数的性能优化。分析表明,双压汽水系统的热效率和效率要比单压系统的高,三压系统比双压要高;再热系统的热效率和效率比无再热的要高,而三压和双压再热系统的基本相当。     

电站锅炉排烟余热回收系统在通辽发电总厂的应用

通辽发电总厂3号HG-670／140-HM12型锅炉投产运行后,锅炉排烟温度始终在170℃左右,严重影响机组经济运行指标。通过安装电站锅炉排烟余热回收系统,排烟温度降低近30℃。主要介绍余热回收系统的设计和应用。     

热管换热器回收锅炉排烟余热系统及其热力分析

电站锅炉的排烟热损失最大。当燃用中、高硫燃料,为防止尾部热面发生低温腐蚀和堵灰,一般都装设暖风器,从而进一步增加排烟热损失;随着单台锅炉容量的增大,该项热损失的绝对值也越来越大。所以,在能源紧张的今天,有效回收锅炉排烟余热刻不容缓。本文介绍了利用热管换热器回收锅炉排烟余热加热热系统的凝结水或加热冷空气,从而可较大幅度的降低排烟温度,提高电厂经济性、节约能源。同时也可有效的防止尾部热面低温腐蚀和堵灰。     

电站锅炉余热资源利用的研究

针对我国中小型电站锅炉尾部排烟余热利用潜力大的状况,分析,对比了目前2种较为成熟和有效的余热利用方式（增加省煤器换热面积和加装低压省煤器）,从可行性和经济性方面提出了有关建议,供同类机组参考。     

电站锅炉烟气余热回收利用装置的试验分析及研究

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。     

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。     

锅炉排烟余热利用装置及应用

通过对排烟余热用于热力系统的研究，研制了锅炉排烟余热利用装置，从而大幅度降低了锅炉的排烟温度，提高了全厂的经济性，达到了安全、经济、长期稳定运行的目的。     

电站锅炉烟气余热利用的热力学分析与优化设计原则

利用锅炉尾部烟气余热加热回热系统中的凝结水,可排挤部分抽汽返回汽轮机内继续膨胀做功,在一定程度上提高机组效率,有利于电厂的节能降耗。在典型百万千瓦机组选定工况的基础上,结合工程约束条件限制,开展利用电站锅炉烟气余热加热凝结水的多种典型集成方案设计;并运用"等效焓降法"和"常规热平衡法"对其进行热力学比较分析。研究结果表明:两种方法的计算结果非常接近,可作为工程计算的相互验证;低温省煤器回收的热量在满足约束条件的情况下排挤更高级的抽汽可获得更好的节能效果;同时,合理利用串并联方式有可能获得更好的热力学性能。     

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。     

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。     

大型燃煤电厂锅炉烟气水回收方案研究

针对我国西部地区富煤缺水现象,提出锅炉烟气水回收原则性工业方案。以新疆哈密地区的一台超临界660 MW褐煤机组为例,研究实施烟气水回收在技术上的可行性和合理性,并对净烟道喷淋+新建独立的闭式机械通风空气冷却和氟塑料换热器+新建闭式机械通风空气冷却塔2个方案进行技术经济对比,2个方案的收益均低于新增年运行生产成本,不具有经济效益,但该技术能明显减少电厂外来水的补充量,为当地经济社会发展节约水资源,具有良好的社会效益。     

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。     

电站锅炉排烟热损失的不确定度分析

介绍了电站锅炉热效率试验中排烟热损失的不确定度分析,针对试验过程中的测量数据,通过计算实例说明排烟温度、排烟氧量和送风温度的不确定度对排烟热损失不确定度的影响较大。     

烟气余热深度利用在1000 MW机组的应用研究

烟气余热利用从20世纪50年代以来,在6.0~1000 MW等级电站锅炉上进行了广泛的探索。根据能级和系统工程原理,介绍了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽做功损失实现排烟温度稳恒控制的高效系统,并且通过核算验证了该系统的经济性。     

燃煤电厂烟气监测过程中常见问题的探讨

探讨了在燃煤电厂烟气、烟尘监测工作中常出现的问题和异常情况,通过理论分析、比对试验,并结合在燃煤电厂烟气监测工作中的经验,提出了采样设备及采样过程中所遇问题的解决方案。     

燃煤电厂烟气脱汞技术及经济分析

分析中国和美国对燃煤电厂汞污染的治理状况,对安大略水法、30A法和30B法这3种汞监测方法进行技术性和经济性比较,从燃烧前脱汞、利用现有烟气净化装置脱汞、采用吸附剂脱汞3方面论述燃煤电厂汞减排技术,指出充分发挥电除尘器、烟气脱硫系统和选择性催化还原脱硝装置等设备的除汞作用,培养具有自主性知识产权并掌握核心技术的企业是进一步研究的课题。     

燃煤电厂脱硝还原剂的模糊综合性评判

目前燃煤电厂烟气脱硝系统采用的还原剂主要是液氨、氨水和尿素,实际工程中还原剂的选取是一个难题。为此,提出了基于模糊数学的综合评判法和隶属度理论,将脱硝还原剂各评判指标作定量分析,根据最大隶属度原则得出评价结果。根据实际情况分析了各因素权重对最终结果所带来的影响,从而得出了液氨为最佳的评判结果。在大机组选择性催化还原法脱硝系统工艺的还原剂选取过程中,若液氨、氨水和尿素都可取,由于液氨经济性突出,技术性能相比稍优,综合来说属于最佳选择。