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。     

基于烟气含氧量的电站锅炉经济性优化分析研究

针对锅炉变工况运行过程中易于调整且是燃烧优化调节中的关键参数烟气含氧量,建立了各热经济性参数在烟气含氧量影响下的变化特性分析计算模型和以最小供电煤耗率为目标的最佳烟气含氧量偏微分方程,结合现场实际数据研究了烟气含氧量对锅炉各经济性参数的影响,并通过求解偏微分方程确定了电站锅炉不同工况下最佳烟气舍氧量设定值.     

国产670t／h锅炉经济性分析

针对部分国产670t／h锅炉经济性偏低问题,依据多年从事电站锅炉试验研究的经验和数据,从多方面对问题成因进行了分析,对今后锅炉节能降耗具有一定的参考意义。     

烟气余热回收节能技术简介

利用烟气余热回收技术对加热炉进行节能技术改造,是提高企业经济效益的又一重要途径。     

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。     

燃煤电站锅炉烟气余热回收利用

火力发电厂生产过程中,燃煤锅炉普遍存在热量利用率低、排放烟气余热温度过高及烟气内污染气体含量过高等问题,采用相变余热回收系统可有效解决上述问题。介绍了相变余热回收装置的原理、回收方式及性能特点,结合工程实例,对燃煤锅炉中利用相变余热回收技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了测算及分析。     

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。     

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。     

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。     

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。     

电站锅炉排烟余热能级提升系统分析

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%。     

发电厂锅炉烟气余热回收方案热经济性研究

分析某发电厂锅炉排烟余热回收利用的热经济性,提出了供暖期利用烟气余热进行供暖、非供暖期利用烟气余热加热凝结水的回收方案。研究表明,采用该方案,供暖期可节约标准煤987.9 t/a,非供暖期可节约标准煤883.1 t/a,合计每年可节约标准煤1 871 t,具有良好的节能减排效果。     

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。     

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。     

410t/h CFB锅炉恢复出力技术改造及经济性分析

针对河北华电某公司410 t/h CFB锅炉燃烧煤种适应性差、设备出力长期达不到设计标准的问题,介绍设备出力低的原因,提出改造方案,并对改造前后经济性进行分析.     

130 t/h循环流化床锅炉烟气SNCR脱硝工程设计及应用

结合陕西榆林某盐化公司130 t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝工程设计实例,详细阐述了除盐水贮存输送模块、氨水贮存输送模块、压缩空气模块、喷射模块的工艺流程及相关设备选型选材,介绍了喷枪和氨分析仪位置选择依据,并比较了SNCR与SCR脱硝运行费用。结果表明,SNCR技术更适用于小型燃煤锅炉控制NOx的排放,尤其是循环流化床锅炉烟气脱硝。     

电站锅炉排烟热损失计算研究

分析电站锅炉排烟热损失的计算过程,推导电站锅炉在实际运行状态下排烟热损失的准确计算式．并进行实例验证．