基于褐煤干燥技术的机炉热集成优化系统

在褐煤机组抽汽干燥系统的基础上,结合锅炉尾部烟气余热利用技术,提出了一种机炉热集成优化系统,利用褐煤干燥时蒸发的尾气预热空预器入口空气,同时在省煤器后的旁路烟道内加装两级烟水换热器,加热部分凝结水,节省汽轮机回热抽汽,从而进一步提高机组效率。结合某600MW超临界褐煤机组,分析对比了常规抽汽干燥系统和机炉热集成优化系统的热力学特性和综合节能效果,并初步探讨了优化系统的技术经济学性能。结果表明:案例机组在优化系统下可降低供电煤耗4.3 g/(k W·h),按年运行5 000 h计算,优化系统每年可减少标煤量1.29万t,年节约燃料费700余万元(按褐煤标煤560元/t计),静态投资回收期仅为3.3年,经济效益显著。     

适应于空冷机组的高效余热回收利用系统

为了发掘空冷机组的余热利用潜能,基于空冷机组的运行特点提出了一种高效的余热回收利用系统,即引用空冷岛的热空气作为锅炉燃烧用风,提高了空气预热器入口风温,减少空气预热器的换热量。通过加设旁路烟道系统实现尾部烟气热量的重新分配和回收利用,最终达到降低机组煤耗的效果。结合某典型600 MW空冷机组数据进行分析。计算结果表明:新系统可降低供电煤耗1.91g/(kW·h),按机组年运行5 000h、标煤750元/吨计年节煤收益可达429万元,经济效益显著。     

燃煤电站两种烟气余热利用方式的对比分析

介绍了燃煤电站常规低温省煤器系统与原煤烟气预干燥系统2种烟气余热利用系统,并以国内某600 MW超临界机组为例,对2种余热利用方式下机组的热力学性能进行了计算分析;在此基础上,进一步从系统能量分布及能量品位的角度探究2种系统的节能机理,并对其应用后机组的经济性进行了对比分析。结果表明：以案例机组为例,锅炉排烟温度由130℃降低至95℃,常规低温省煤器系统可使机组供电煤耗降低1.4 g/(kW·h),而原煤预干燥系统由于可置换出更高品位的燃料化学能,可使机组供电煤耗降低3.7 g/(kW·h),具有更优的节能效果与经济效益。     

1000MW机组锅炉烟气余热利用空气预热器烟气旁路方案关键技术问题研究

针对百万机组锅炉的烟气余热利用,采用空气预热器烟气旁路方案,并对烟气旁路分流量、分段烟气温度、冷风加热温度、给水和凝结水介质温度、低温省煤器布置等5项关键技术进行了分析,提出了应对措施。结合某1 000 MW燃煤机组,采用空气预热器烟气旁路方案,对锅炉的烟气余热利用系统进行了优化,使得机组供电煤耗降低2.9g/(kW·h),节能效果显著。     

CFB机组底渣余热回收方案的分析比较

以某厂300 MW循环流化床锅炉滚筒冷渣器和风水冷渣器联合排渣方式的机组为例,运用等效焓降法选取3种不同的底渣余热回收方案进行了计算分析、对比研究和实践验证。研究它们对机组热经济性的影响。结果表明:燃用煤的热值越低,底渣余热回收的利用空间越大,节能效果越明显。当选用最佳底渣余热回收方案时,机组热耗率可降低3.54-8.76 k J/(k W·h),标准煤耗降低0.133-0.329 g/(k W·h)。机组经过优化改造后,实际运行结果与上述理论分析结果相吻合,可对其它机组的余热利用提供借鉴和参考。     

燃煤电厂尾部烟气热能梯级利用技术研究

由于设计、运行方式及燃用煤质等因素,目前国内燃煤机组空预器排烟温度普遍在120～160℃,排烟热损失严重,对于湿法脱硫机组来说也因入口温度较高耗费了大量宝贵的水资源。低温省煤器技术起到了回收烟气余热、降低供电煤耗、提高电除尘效率、降低脱硫水耗的功效,目前已得到推广应用,但热能利用水平较低。为在保证现有环保效果的情况下进一步提高余热利用水平,结合空预器旁路烟气热能梯级利用技术,通过能量置换获得高品位的热能,可以进一步地降低供电煤耗。通过研究旁路烟气比例,空气预热升温幅度等对能效提高,一、二次风温和排烟温度的影响,优化系统设计参数。进一步研究了系统改造对锅炉、汽机的影响,以及热能梯级利用技术对空预器低温腐蚀、硫酸氢铵黏附堵塞问题的改善功能。     

基于氟塑料换热器的新型烟气余热深度回收技术研究

本文介绍了一种基于氟塑料换热器的新型烟气余热深度回收技术,阐述了该技术的原理及其主要特点,并以某1 000 MW机组为例,对该技术的经济性进行了计算分析。分析表明:新型烟气余热深度回收系统具有适用性强、调节性好、高效性和可操作性强等特点;该新型烟气余热深度回收系统经济效益显著,工程投入运行后,锅炉排烟温度由130℃降至85℃,机组年平均标煤耗降低2.58 g/(k W·h),年节水量443 100 t,系统年节约标煤净收益695.3万元,且环境效益显著,系统投资回收期约5.61年。     

烟气余热利用在1000 MW机组中的应用研究

华能莱芜电厂6号机组为1000 MW超超临界二次再热机组,为提高机组效率,布置旁路省煤器,降低排烟温度。同时,配套布置烟气余热利用系统提高空气预热器(简称空预器)进风温度。该系统采用工质为水的闭式循环,从引风机出口烟气吸热,到空预器入口冷风放热。研究旁路省煤器和烟气余热利用投运和调节方法,烟气余热利用有暖风器和低温省煤器作用,可减少空预器因硫酸氢铵堵塞。又进行节能和投资回收年限分析,分析表明:采用烟气余热利用后发电煤耗降低1.86 g/kWh,节能效果显著。     

高效二次再热机组的研究与开发

二次再热是降低火电机组能耗的重要技术手段。在借鉴欧洲成果的基础上,通过整合国内火电机组设计、设备制造、运行管理等方面的经验,提出整体优化设计理念。同时根据宽负荷节能的要求,讨论了大型火电机组节能设计的一些关键技术,特别是汽轮机冷端和锅炉余热利用两方面的进展,给出大唐东营项目节能设计的主要成果。通过创新设计,充分利用东营项目优越的环境条件,在采用常规初参数、保证性价比、尽可能不增加系统复杂程度的前提下,使机组额定工况发电煤耗与供电煤耗分别达到248g/(k W·h)和257g/(k W·h)的优异水平。研究表明,国内火电机组节能设计有很大潜力。     

1000MW二次再热机组加热器端差对经济性的影响分析

以某台1000MW超超临界二次再热机组回热加热系统为研究对象,基于等效焓降分析法,分别计算出机组在100%、75%、50%负荷下,实际运行时加热器的端差相比于设计值对机组经济性的影响。计算结果表明,低压加热器1、2和3端差对机组经济性影响较大,随着负荷的降低附加损失增大。机组实际运行端差达到设计值时,在100%、75%、50%负荷下,煤耗分别少损失4.3g/(k W·h)、8.7g/(k W·h)、12.9g/(k W·h)。     

火电厂空气预热器旁路余热利用系统经济性分析

为实现对某电厂空气预热器旁路烟气余热利用系统的经济性综合评价,针对采用空气预热器旁路的机组提出了一种锅炉效率检测和计算方法,将空气预热器旁路传递的烟气热量作为锅炉热损失的一部分,确立了一套以试验检测为基础,结合理论推导计算的评价方法,定量分析了空气预热器旁路余热利用系统运行对锅炉效率、汽轮机热耗和厂用电率的影响,并开展...     

火电厂烟气余热利用系统改造经济性分析

为实现对某电厂烟气余热利用系统经济性改造的综合评价,提出一种以试验检测为基础结合理论计算的评价方法,将改造对机组的影响统一到对供电煤耗的影响上,并开展了相应的试验检测,该电厂烟气余热利用系统改造在满负荷工况最多可降低供电煤耗3.83 g/(kW·h)。     

烟气冷却器的节能效果评价

通过烟气冷却器充分利用电站锅炉的排烟余热加热凝结水能够替代部分回热抽汽,减少了回热系统对低压缸的抽汽,使汽轮机做功量增加,机组煤耗降低。烟气冷却器按照不同的联结方式与回热系统的加热器集成后,随着机组负荷的降低,所带来的节煤效果的差别逐渐变大。并且,不同的集成方式对加热器内部附加单耗的影响差异较大。另外,腐蚀问题仍然是限制低温烟气余热深度利用的瓶颈。若能在材料上有所突破,就能得到更低的排烟温度,使机组的热经济性进一步提高。     

燃煤机组烟气余热利用综合改造技术和应用实践

为解决燃煤机组产生的大量烟气余热难以进行回收利用的问题,提出了一种低温省煤器耦合暖风器的烟气余热深度利用技术方案,该技术将锅炉系统和汽轮机回热抽汽系统结合在一起,实现能量的梯级利用和能量品位的转换,从而提高系统经济性.以某电厂600 MW等级超临界机组的应用方案为例,对低温省煤器耦合暖风器系统进行了计算分析.结果表明:...     

300MW中储式制粉系统燃煤机组低负荷运行研究

随着国内新能源机组装机容量增加,西南地区也相继开始进行煤电机组低负荷运行的尝试。对重庆某300 MW中储式制粉系统机组开展了30%、35%、40%额定负荷三个负荷段下的低负荷不投油稳燃试验。结果表明,三个负荷工况下锅炉能保证稳燃,转向室烟气温度没有明显下降趋势,SCR入口烟温能满足脱硝要求;试验过程中未投运磨煤机,因此避免了三次风对低负荷稳燃的干扰,但这种干扰在长期低负荷运行的过程中客观存在;随着负荷下降,锅炉效率变化不大,但汽机热耗率、发电煤耗及供电煤耗明显上升,严重影响机组的发电效率。对中储式制粉系统低负荷不投油稳燃运行工作的开展具有一定意义。     

Thermodynamic analysis of an LNG fuelled combined cycle power plant with waste heat recovery and utilization system

This paper has proposed an improved liquefied natural gas (LNG) fuelled combined cycle power plant with a waste heat recovery and utilization system. The proposed combined cycle, which provides power outputs and thermal energy, consists of the gas/steam combined cycle, the subsystem utilizing the latent heat of spent steam from the steam turbine to vaporize LNG, the subsystem that recovers both the sensible heat and the latent heat of water vapour in the exhaust gas from the heat recovery steam generator (HRSG) by installing a condensing heat exchanger, and the HRSG waste heat utilization subsystem. The conventional combined cycle and the proposed combined cycle are modelled, considering mass, energy and exergy balances for every component and both energy and exergy analyses are conducted. Parametric analyses are performed for the proposed combined cycle to evaluate the effects of several factors, such as the gas turbine inlet temperature (TIT), the condenser pressure, the pinch point temperature difference of the condensing heat exchanger and the fuel gas heating temperature on the performance of the proposed combined cycle through simulation calculations. The results show that the net electrical efficiency and the exergy efficiency of the proposed combined cycle can be increased by 1.6 and 2.84% than those of the conventional combined cycle, respectively. The heat recovery per kg of flue gas is equal to 86.27 kJ s^?1. One MW of electric power for operating sea water pumps can be saved. The net electrical efficiency and the heat recovery ratio increase as the condenser pressure decreases. The higher heat recovery from the HRSG exit flue gas is achieved at higher gas TIT and at lower pinch point temperature of the condensing heat exchanger. Copyright © 2006 John Wiley & Sons, Ltd.     

复合相变换热器在锅炉烟气余热回收中的应用

为了降低锅炉排烟温度,回收锅炉尾部烟气热量,提高机组效率,降低机组发电煤耗,确保电除尘、引风机安全运行,采用复合相变换热器加热同机组的凝结水,在避免换热器结露积灰的前提下,能大幅度降低锅炉排烟温度,回收锅炉尾部烟气的余热,减少汽轮机的抽汽量,增加机组发电能力,可获得较好的经济效益。     

电站锅炉烟气余热利用与空气预热器综合优化

针对常规电站锅炉余热利用系统中低温省煤器入口烟气温度的限制,对锅炉尾部受热面进行综合优化,将空气预热器分两级布置,在两级空气预热器之间布置低温省煤器;并通过改变Ⅱ级空气预热器出口空气温度,优化低温省煤器所处的烟气温度范围,从而得到热力学最优工况;最后结合技术经济性分析,得出符合工程实际的综合优化结果.结果表明:通过空气预热器分级设计和合理设定关键运行参数,在热力学最佳方案下机组供电煤耗降低约6.7g/(kW·h),结合技术经济性分析,在年平均运行5 500h工况下,每年净收益可达2 100余万元,经济效益显著.     

Optimization Potentials for the Waste Heat Recovery of a Gas-Steam Combined Cycle Power Plant Based on Absorption Heat Pump

A new waste heat recovery system is presented to recover exhausted steam waste heat from the steam turbine by absorption heat pump(AHP) in a gas-steam combined cycle(GSCC) power plant. The system can decrease energy consumption and further improve the energy utilization. The performance evaluation criteria are calculated, and exergy analysis for key components are implemented in terms of the energy and exergy analysis theory. Besides, the change of these criteria is also revealed before and after modification. The net power output approximately increases by 21738 kW, and equivalent coal consumption decreases by 5.58 g/kWh. A 1.81% and 1.92% increase in the thermal and exergy efficiency is respectively obtained in the new integrated system as the heating load is 401095 kJ at 100% condition. Meanwhile, the appropriate extraction parameters for heating have been also analyzed in the two systems. The proposed scheme can not only save energy consumption but also reduce emission and gain great economic benefit, which is proven to be a huge potential for practical application.     

集成太阳能辅助供热的600 MW高背压热电联产机组的运行及优化

为了解决太阳能辅助燃煤发电系统与太阳能辅助抽汽供热系统的余热损失增多问题,提出一种太阳能辅助高背压热电联产系统的优化改造方案。利用EBSILON软件采用数值模拟的方法,对改造前后机组的整体性能和改造后机组在不同发电功率、背压、热网供回水温度工况下的收益变化进行了分析,对比了改造前后机组的(火用)效率与经济性差异。结果表明：改造后的太阳能辅助高背压热电联产系统节煤更多,机组回收了集成太阳能产生的余热后供热能力增强;改造后的机组在低发电功率、较高背压和较低热网供回水温度时节煤更多;在低发电功率、较低背压及较高热网供回水温度时机组的供热能力更强;改造后的太阳能辅助高背压热电联产系统(火用)效率更高、系统的经济效益更佳。