大型火电厂余热深度利用技术分析研究

本文基于某大型火电厂现有烟气超清洁排放设施的实际情况,设计烟气换热器+热泵的组合方案技术,在保持机组超清洁排放环保效果的同时进一步提高机组能效水平,对循环水余热、烟气余热进行了深度利用的两种技术方案进行研究分析。方案一采用烟气冷却器加热凝结水+循环水余热热泵加热烟气再热器+热泵多余热量加热送风;方案二采用烟气冷却器加热凝结水+循环水余热两级热泵加热烟气再热器。研究结果表明,采用方案一后,机组的发电标煤降低约0.55 g/kWh。     

1000MW发电机组烟气余热换热器设计方案探讨

针对某1 000 MW燃煤发电机组锅炉排烟余热利用问题,介绍了采用低压省煤器的初步设计方案,定性分析了设计的基本要求,比较了不同方案的性能特点,并确定了一种方案作为推荐方案,利用锅炉设计数据计算分析了该方案的经济性,为大型电站锅炉综合利用排烟余热提供了一定参考。     

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。     

大型循环流化床锅炉烟气余热回收利用研究及应用

循环流化床锅炉排烟温度偏高,锅炉热损失大,提出了采用低压省煤器及暖风器相结合的研究与应用．实现烟气余热回收利用及防止末及空气预热器腐蚀。     

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。     

330MW机组烟气余热利用改造方案的研究

低排烟温度对于节能降耗、提高锅炉的安全可靠性具有重要的实际意义。烟气余热利用有利于降低排烟温度和提高机组热经济性。对河北某电厂4×330 MW的发电机组实施烟气余热利用工程改造,通过在锅炉尾部烟道布置烟气冷却器,将锅炉的排烟温度由原偏高的实际运行温度降低到适于除尘器运行及脱硫的某一温度,烟气冷却器将这部分热量回收到凝结水或热网水中。根据烟气冷却器主要布置方式及特点,提出2种设计方案。通过对两种方案进行节能效益和经济效益的分析和对比,结果表明设计方案二优于第一种设计方案。具有显著的经济与环境效益。     

电站锅炉高效烟气余热回收系统

基于典型600 MW燃煤机组的实际设计数据,对集成低温省煤器的常规余热利用系统开展优化设计;结合德国电厂烟气余热回收技术的综合研究,提出了适用于中国燃煤电站机组的高效烟气余热回收系统;并对新系统进行深入的对比分析,揭示其节能效果显著的深层原因。以典型600 MW超临界机组为例,介绍了节能效果。     

利用余热能发电系统的设计

最近,能源危机迫使工程技术人员考虑降低工业中的电耗以及热能消耗,由于节约人量电力相当困难,所以,他们设法利用余热发电来回收余热。本文根据化工工艺系统中热源和热用户之间的关系,讨论余热发电回收余热的可能性。在解决这样一些问题中,出现了以下困难:最大发电量的计算、郎肯循环的适宜工质和工质温度的确定等。本推荐方法可通过利用温焓图来解决上述问题。因此,它具有一个优点,即能够借助采用相同图解的综合方法、设计在动力设备中带有换热器的末级热交换网路。     

Technical Measures and Selections for Reducing Flue Gas Heat Loss of Large Coal-Fired Boilers

The main technologies for reducing flue gas heat loss of pulverized coal-fired boilers are introduced,and the suitability of these technologies for boiler operation and the principles for selection of ...     

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。     

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。     

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。     

浅析邵阳化肥厂硫酸余热利用

该文就邵阳化肥厂４ 万ｔ 硫酸技改工程余热利用成功之关键进行一些技术剖析,对余热利用方案确立的原则、经济效益综合衡量等提出了看法。图１     

燃煤机组烟气余热及水回收系统变工况特性和调控策略

针对燃煤机组烟气余热及水回收系统展开研究,基于物质、能量平衡以及等效热降法分析了系统的节水节煤能力,进而建立了系统变工况分析模型,研究了环境温度和调控策略对系统性能及状态参数的影响规律。结果表明,设计工况下系统节水潜力为15.34 kg/s,节能潜力为2.75 g/(kW·h)。环境温度变化时,系统的部分状态点温度会随着环境温度降低而降低,环境温度为−20℃时,低温省煤器节煤量降至1.44 g/(kW·h)。为避免系统发生低温腐蚀,提出了运行调控策略,使进入电除尘器烟气温度提升至90℃以上,以保证系统的安全运行,但低温省煤器的节煤量相比于未调整时降低了0.2 g/(kW·h)。     

电站燃煤锅炉通用热力计算程序的编制

利用VB语言开发了一个可适用于超高压至亚临界参数燃煤锅炉的通用热力计算程序。该程序通用性强,界面美观、易用。介绍了该程序的组成及特点,同时应用该程序对两台锅炉进行了计算验证。     

火电厂余热利用系统相变换热节能改造的探讨

火电厂生产过程中,锅炉排烟热损失在锅炉热损失中占比最大,部分燃煤锅炉由于设计原因或燃烧煤质偏离设计值较大,普遍存在排烟温度过高、排烟热损失较大、锅炉热效率较低等问题,采用余热回收系统可有效解决上述问题。介绍了相变换热余热回收装置的原理、回收方式及性能特点,根据电厂锅炉长期运行经验及烟气余热利用改造实践,总结了烟气余热系统安全、稳定、经济运行的方式。同时,对燃煤锅炉中利用相变换热余热回收技术回收锅炉烟气余热产生的节能效益进行了分析。     

碱性吸附剂脱除SO3技术在大型燃煤机组中的应用

为解决燃煤机组空气预热器（简称空预器）堵塞、烟道腐蚀、硫酸氢铵粘结除尘设备、烟囱蓝羽等问题,应对未来严格的SO₃排放标准,研究了碱性吸附剂脱除SO₃技术。对比了碱性吸附剂干粉注射系统与浆液注射系统的技术特征;研究了不同碱性吸附剂的适用范围及其在中国的资源储量和价格;以燃煤硫分1%的600 MW机组为例,分析了吸附剂注射系统的技术经济性。结果表明：碱性吸附剂注射技术是解决SO₃污染及相关问题的有效方法;不同吸附剂在适合的位置注射均能满足SO₃脱除率的要求,注射位置和经济性是影响技术路线确定的关键;浆液注射系统年运行费用约为干粉注射系统的2.9倍;在中国应用的干粉注射系统推荐采用Ca（OH）₂或MgO等吸附剂,Ca（OH）₂注射位置可选择空预器进出口,MgO注射位置以SCR装置进出口为主。     

热管技术在电站锅炉中的实际应用

该文介绍了胜利发电厂在锅炉回转式空气预热器尾部加装前置式热管换热器的使用情况,并进行了经济效益分析。实际应用后表明该技术能回收锅炉排烟余热,降低排烟温度,提高锅炉效率,并能改善空气预热器冷段的烟气低温腐蚀,具有较好的经济效益。