320MW机组锅炉加装低温省煤器的经济性研究

对某台320MW机组锅炉在尾部烟道加装低温省煤器,利用烟气余热加热机组凝结水,以降低电袋复合除尘器入口烟温。试验结果表明:加装低温省煤器后,汽轮机热耗率下降40.3kJ/(kW.h),机组供电煤耗降低1.425g/(kW.h);进入电袋复合除尘器的烟气温度降至130℃左右,满足进入脱硫装置排烟温度≤150℃的要求,同时消除了锅炉两侧烟道的烟温偏差,使机组可在任何负荷下安全运行。     

基于等效焓降法的烟气余热利用热经济性分析

随着电厂节能降耗工作的不断推进,在热力系统中增设低低温省煤器是节能环保、提质增效的有效措施之一。对低低温省煤器烟气余热深度利用改造进行了详细介绍,利用等效焓降法基本原理,建立了相关能耗分析计算模型。对某330MW电厂的系统热经济性进行了定性分析、定量计算,得出了机组额定工况下的各项节能指标。分析表明:采用低低温省煤器深度回收烟气余热可减少锅炉排烟热损失、降低排烟温度、减小汽轮机热耗率,节约机组发电煤耗2.18g/(kW·h),年节约燃料费用约158万元,节能效果显著。     

电站锅炉余热深度利用及尾部受热面综合优化

电站锅炉一般设计排烟温度在120-140℃,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3%-8%,因此进行锅炉尾部烟气余热回收与利用,可以显著提高锅炉效率、降低电厂煤耗,经济效益显著。运用最广泛的电站锅炉烟气余热利用方式是在空气预热器出口的尾部烟道内加装换热器(通常称为"低温省煤器"),利用电站锅炉的低温烟气加热汽轮机凝结水,节省部分汽轮机抽汽,增加机组出力。该文在常规锅炉余热利用系统的基础上,提出一种新型电站锅炉余热利用综合优化系统:在常规回转式空气预热器后加装一个前置式的低温空气预热器,实现烟气分两级加热空气,从而大幅度降低空气预热过程的换热温差;而在两级空气预热器之间布置低温省煤器,可以实现较高温度的烟气加热凝结水,节省较高级的汽轮机抽汽,从而实现更高的节能效果。论文结合某典型1000MW机组的电站锅炉,分析了新型余热利用优化系统的传热特性和节能效果。结果表明案例电厂在常规余热利用系统下,供电煤耗降低约1.6g/(kW h),而新型余热利用优化系统供电煤耗降低约达3.6g/(kW h),按机组年运行5500h计算,新系统每年可减少燃料消耗约2.1万吨标煤、节约燃料费约2100余万元(按标煤1 000元/吨),经济效益显著。     

内燃机余热与燃煤机组复合热力系统的利用特性研究

为提升内燃机与燃煤机组耦合的高灵活性发电系统的能量利用效率,提出了内燃机与燃煤机组相复合的新型热力系统。通过将内燃机烟气和冷却水余热输入燃煤机组热力系统,从而降低燃煤机组发电煤耗率。采用EBSILON软件对复合系统进行建模,以燃煤机组汽耗率和热耗率为评价指标,分析了不同复合方案下燃煤机组的热经济性。结果表明：通过将内燃机余热复合进燃煤机组热力系统,可显著降低燃煤机组的热耗率和汽耗率;内燃机烟气余热复合位置越靠近锅炉,参与烟气换热的给水和凝结水比例越小,机组热耗率、汽耗率越低;当烟气余热一部分加热高压加热器给水,另一部分加热低压加热器凝结水时,分配到给水的余热越多,机组热耗率、汽耗率越低;优化后的内燃机与燃煤机组复合热力系统,热耗率最多可降低6.62%。     

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。     

烟气深度冷却系统在1000 MW超超临界机组的应用

为了充分利用烟气余热加热凝结水,降低烟气温度,达到降低飞灰比电阻以提高电除尘器的除尘效率的目的,实现电除尘器“低温除尘增效”,同时提高锅炉效率,降低机组热耗和发电煤耗.在某1 000MW机组锅炉空气预热器出口与电除尘器入口烟道内设计、加装烟气余热利用回收装置.实践表明：加装烟气深度冷却装置后,电除尘器的除尘效率提高0.1％,脱硫水耗明显降低,机组供电煤耗显著下降.     

蒸汽喷射热泵在火电机组回热系统局部改造中的应用

以300MW机组为例,研究采用蒸汽喷射热泵将汽动给水泵汽轮机(小汽轮机)的部分排汽回收至机组回热抽汽系统对凝结水进行加热的方法,以有效利用小汽轮机排汽余热。同时,借助等效焓降法对各改造方案的热经济性指标进行了计算和分析比较。结果表明:将蒸汽喷射热泵出口混合蒸汽回收至汽轮机4段抽汽的经济效益最好;机组在额定工况下且蒸汽喷射热泵引射系数为0.75时,发电标准煤耗率可降低1.05g/(kW·h),节能效果显著。     

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.     

660 MW机组加装烟气回热系统的经济性和安全性分析

分析了某660 MW机组采用烟气余热回收系统来降低机组供电煤耗,并投入实际使用,结果表明:烟气余热回收系统可以有效降低进入脱硫塔的入口烟温35~43K,回收的热量用于提高凝结水水温,可使汽轮机热耗率下降62~77kJ/(kW·h),机组供电煤耗最高可降低2.8g/(kW·h);同时减少脱硫系统耗水量40t/h;控制传热管的最低金属壁温高于烟气酸露点温度,还可以有效防止低温腐蚀。     

暖风器与低温省煤器联合系统变参数热力特性模拟

针对电站锅炉排烟温度高、排烟热损失大的问题,以某亚临界330 MW机组为例,采用Ebsilon软件建立了包含锅炉、汽轮机和发电机的完整模型;在此模型基础上对常规低温省煤器和暖风器与低温省煤器联合系统进行了热力特性模拟,着重分析了设计不同的暖风器出口风温时,联合系统的特性变化,及其对汽轮机热耗率、锅炉效率、发电煤耗、辅机功耗和供电煤耗的影响。结果表明:暖风器与低温省煤器联合系统具有较大的节能潜力,与常规低温省煤器系统相比,联合系统可多节煤0.5~0.9 g/(k W·h);设计不同的暖风器出口风温时,供电煤耗降幅随风温升高而增加,但风温升高至一定程度后,节能量不再变大。     

低压省煤器在300MW循环流化床锅炉的应用

介绍在#l锅炉尾部烟道加装了低压省煤器,利用锅炉尾部烟气余热加热汽机侧凝结水,达到降低电除尘器进口烟气温度和降低发电煤耗的目的.     

CFB锅炉低压省煤器余热回收及热力特性分析

某热电厂1 025 t/h循环流化床锅炉机组在运行过程中排烟温度过高,导致排烟热损失增大。为提高机组热效率,在锅炉尾部安装了低压省煤器。将主机凝结水作为冷却水,吸收锅炉尾部烟道内烟气的余热。通过等效焓降法计算设计工况下锅炉尾部烟道加装低压省煤器前后汽机和锅炉有关参数及经济指标的变化,对机组进行性能测试和热力特性计算,验证低压省煤器的改造效果。结果表明:安装低压省煤器后,在试验工况下锅炉排烟温度降低了29. 6℃,机组煤耗降低了1. 6 g/(kW·h),并且保证了电袋除尘器的安全运行,未对机组的运行造成负面影响。     

二次再热机组经济指标计算方法对比

针对超超临界二次再热机组中采用烟气再循环技术、空气预热器旁路高压省煤器技术和低压省煤器技术后,机组各项经济性指标的计算方法进行了理论分析,得到了锅炉燃料效率、汽轮机热耗率和机组发电煤耗率的计算方法。计算方法 1中,将高、低压省煤器的热量按损失的热量计算时,锅炉总热损失为6.42%,锅炉效率为93.58%;计算方法 2中,将高、低压省煤器的热量按输入汽轮机的热量计算时,锅炉总热损失为2.46%,锅炉效率为97.54%,明显高于计算方法 1的结果;2种计算方法得到的锅炉燃料效率与汽轮机热耗率有较大的差别,但2个指标计算得到的理论发电煤耗率的差值仅为0.19 g/(kW·h),由此证明2种计算方法在对机组能耗指标的计算方面是等效的。但是,无论采用哪种计算方法,高、低压省煤器的收益均不可在锅炉岛和汽轮机岛中重复计算,否则会造成计算得到的经济指标优于实际水平。     

电站余热利用方案热经济性分析对比

为深度挖掘电站余热利用潜力,探索电站余热最佳利用方案,在传统余热利用的基础上,提出吸收式热泵+烟气梯度利用方案,并以某600 MW超超临界机组为研究对象,选取了采用低压省煤器、吸收式热泵加热凝结水和吸收式热泵+烟气梯度利用的三种余热回收方案,详细阐述各自的技术特点,并对三种余热利用方案进行了热经济性分析对比。结果表明,案例电厂在采用低压省煤器、吸收式热泵加热凝结水、吸收式热泵+烟气梯度利用方案时,机组供电煤耗分别降低2.5 g/(kW·h)、2.79 g/(kW·h)、9.04 g/(kW·h)。由此可见,吸收式热泵+烟气梯度利用方案节能效果显著。     

燃煤电站与吸收式热泵耦合系统的方案研究

锅炉暖风器通常采用汽轮机抽汽作为热源加热一、二次风,暖风器内抽汽与空气换热温差较大,致使传热不可逆损失较大从而影响机组的整体性能。为了减小暖风器的不可逆损失,提高机组性能,提出将吸收式热泵技术应用于燃煤火力发电系统,采用汽轮机回热抽汽作为热泵驱动热源,以冷凝器循环水作为低温热源,制取中温热水用于加热暖风器内一、二次风,并采用低温省煤器回收烟气余热的技术方案。建立了该方案的物理模型,并分别与另外3种方案进行比较。结果表明,利用吸收式热泵加热燃煤电站一、二次风,并采用低温省煤器回收烟气余热后,汽轮机回热抽汽量减少,机组发电效率升高,热耗率降低,发电煤耗降低1.95 g/k W·h。     

基于空气预热器分级设计的电站锅炉余热利用系统

为了深度挖掘锅炉尾部烟气的余热利用潜力,进一步提高机组效率,降低供电煤耗,低温省煤器技术的常规余热利用系统仅限于加热较低温度凝结水的问题,根据能量梯级利用原则提出了一种基于空气预热器分级串联设计的电站锅炉深度余热利用系统,该系统将空气预热器分3级串联布置,每2级空气预热器之间设置烟水换热器。结合某超超临界1 000 MW燃煤机组,通过对这种新型余热利用系统与常规余热利用系统的热力性能分析、火用分析和经济性分析,对比了2种系统的热经济性。结果表明,对于该机组,采用新型余热利用系统可节约供电标准煤耗为1.94g/(kW·h),约为常规余热利用系统的1.7倍,且新型余热利用系统的年增加净收益为常规余热利用系统的1.4倍,节能效果与经济效益均显著提高。     

CFB机组协同余热利用系统经济性分析

针对循环流化床(CFB)机组采用低温省煤器加滚筒冷渣器回收低温余热时存在凝结水流量分配不足问题,提出了一种冷渣器、暖风器与低温省煤器3个设备组成协同余热利用系统的新节能方法。该系统中冷渣器与暖风器为闭式循环,冷渣器将回收锅炉底渣的部分余热加热空气预热器进口的一、二次风冷风,由此增加的空气预热器出口烟气余热仍由低温省煤器回收。本文以山西某超临界350 MW CFB机组为例,将协同余热利用系统与传统的滚筒冷渣器、低温省煤器系统进行了经济性对比分析,结果表明协同余热利用系统较原有系统煤耗可降低0.83 g/(k W·h)以上,在CFB机组节能降耗方面有一定推广意义。     

苏制215MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造

论述了漳泽发电分公司前苏制215 MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造的效果。通过改造,高压缸效率达到84.43%,中压缸效率为93.94%,热耗率为7 989.4 kJ/(kW.h)。在纯凝工况下,机组热耗降低了337 kJ/(kW.h),煤耗降低12.7 g/(kW.h),年节约标煤1.50万t,改造投资2.5年即可收回。并且,在把泵凝汽式改为调节抽汽式汽轮机后,供热工况下最大抽汽流量达到340 t/h,可降低煤耗20 g/(kW.h)以上。     

660MW汽轮机配汽方式对机组煤耗影响分析

结合某台660 MW机组单阀和顺序阀两种配汽方式的高压缸效率试验,分析了配汽方式对高压缸效率的影响,建立了高压缸效率变化对机组热耗率和发电煤耗率影响模型。试验表明,在60%额定负荷时,顺序阀比单阀高压缸效率高2.79%,使机组热耗率降低39.06 kJ/(kW·h),发电煤耗率减少1.48 g/(kW·h)。顺序阀运行经济性好于单阀运行,负荷越低节能效果越明显。     

集成旁路烟道技术的高效烟气余热利用系统

通过增设烟气余热利用系统回收电站锅炉尾部的烟气余热,用以替代抽汽加热凝结水,能够增加汽轮机总出功,提高机组效率。应用德国Niederaussem电厂高效烟气余热利用系统旁路烟道的设计思路,针对国内典型百万kW机组提出基于旁路烟道的新型电站锅炉余热利用系统。通过系统集成大幅提高了烟气余热的温度,从而实现了更好的节能效果。案例分析结果显示相对于常规锅炉尾部余热利用系统,基于旁路烟道新型余热利用系统可使机组供电煤耗下降5～6g/(kW.h),梯级利用效率,节能经济优势明显。