余热蒸汽范文

余热蒸汽范文（精选7篇）

余热蒸汽 第1篇

1 制冷工艺流程简述

制冷工艺流程见下图。

1.1 无制冷需求的运行工艺

制冷设备为旁路, 属非运行状态, 此时正路阀门打开, 来自乙二醇分离塔塔顶的酯化蒸汽将进入塔顶冷凝器冷凝, 不凝气体进入尾气淋洗塔, 冷却水进入塔顶冷凝器, 凝结水进入凝液槽, 部分回流, 部分排放, 即处于原工艺运行状态。

1.2 有制冷需求的运行工艺

制冷设备为正路, 属运行状态, 共有两种可能运行的形式:

(1) 额定工况。所有酯化蒸汽全部进入制冷设备, 所产生的凝结水 (约95℃) 进入原冷凝器继续冷却, 再进入原有的工艺系统, 酯化蒸汽输送过程中因压力及热量的变化产生的凝结水, 由于量非常小, 可以考虑排到凝液槽, 对于不凝气体, 通过真空泵外排, 先经过冷却器初步冷却, 将大部分水成分冷却后, 再进入尾气淋洗塔。

(2) 非额定工况。一部分酯化蒸汽进入制冷设备, 另一部分进入原有的工艺系统, 所产生的凝结水最终全部进入凝液槽, 不凝气体进入尾气淋洗塔。

1.3 冷却水流程

当制冷设备在额定工况运行时, 冷却水主要流入制冷设备, 原冷凝器只需要部分冷却水;当在非额定工况运行时, 有部分冷却水流入制冷设备, 同时有部分冷却水流入原冷凝器。当不需要制冷设备时, 冷却水全部流入原冷凝器。

1.4 冷冻水流程

余热制冷设备的冷冻水来自用冷设备的回水箱, 经过余热制冷设备后, 经调节一定压力直接进入原冷冻水输出的总管路, 满足整个用冷系统的冷却需求。

2 具体效果

2.1 酯化蒸汽参数

温度:100℃

压力:100k Pa

流量:7218kg/h

2.2 制冷量

最大制冷量为2910 k W, 相当于250万kc a l。冷冻水回水≤12℃, 余热冷冻水出口保证≤7℃。制冷设备可在20%~100%的负荷内调节。

3 关键问题说明

3.1 冷量的调节

由于酯化蒸汽为微正压, 因此无法采用电动调节阀实现蒸汽流量的调节, 余热制冷设备的冷量是通过调节冷却水量来实现的, 即在原冷凝器入口管设置压力传感器, 通过压力信号控制原冷凝器冷却水进口电动调节阀。

3.2 不凝气体和凝结水排放

酯化蒸汽在余热制冷设备内的流动阻力为7~10 k Pa, 我们的酯化蒸汽在进入余热制冷设备前小于10k Pa, 为使酯化蒸汽克服在设备内的流动阻力, 并实现凝结水与不凝气体的排放, 就需要外部系统进行配合。凝结水的排放方式为在低于制冷设备凝结水出口的高度下, 设置凝结水箱, 并具备水封功能, 即制造一个真空负压状态, 这样, 凝结水可以依靠自身的重力, 实现排放;还要配备一台水泵, 将凝结水打到原有的凝液槽中。对于不凝气体, 需要增加一台水环真空泵, 依靠外界动力来实现对其的排放。

4 经济效益

投资310万元 (设备260万元, 土建改造等50万元) , 而且可以不采购约150万元的等同冷量的电制冷机组做备台。

原系统为电制冷, 250万kcal/h的冷冻水机组电功率为5 6 0 k W, 去除增加的水泵、真空泵2 0 k W, 以运行时间4000小时, 电价0.72元/k W h计算。每年可节约电费为: (560-20) ×4000×0.72=155.52万元。

投资回收期为2 4个月, 回收期后每年可产生效益155.52万元。投资方式可以采用合同能源管理模式, 先付部分设备款, 项目投运后, 3年内所省的运行费用双方分成。此方法通常委托第三方进行。

蒸汽梯级利用及余热回收 第2篇

关键词：蒸汽梯级利用,冷凝水密闭回收,余热利用

引言

企业将蒸汽作为生产用动能热源介质比较普遍, 其产生的冷凝水是含有高品质热能的锅炉给水, 正确回收蒸汽冷凝水是企业节水、节能的最有效措施。根据不同情况可采用不同工艺方式。通常有开式系统和闭式系统之分[1]。

大型蒸汽管网系统, 存在多种不同类型的用汽设备, 各终端用户对应不同的用途对蒸汽压力的需要各不相同。但由锅炉房输送出的蒸汽压力是恒定的, 一般为用汽设备的最高压力。对于低压用汽设备, 一般采用减温减压器将供汽参数降至用汽设备所需要使用的参数, 蒸汽节流降压造成了很大的能量损失[2]。

蒸汽梯级利用系统, 使锅炉产生的高压蒸汽通过高压用汽设备后, 使之产生压力较高的冷凝水, 通过闪蒸罐的合理布置, 让高压冷凝水进入闪蒸罐后, 闪蒸出次高压的二次蒸汽, 这部分二次蒸汽可以供给次低压用汽设备使用。如此重复, 最终将低压用汽设备产生的冷凝水回收并重新打回锅炉给水系统循环使用。

本文通过工程实例的研究分析进一步了解蒸汽梯级利用及冷凝水闪蒸系统, 提出可行的优化方法和工艺, 为卷烟行业热力系统改造和建设提供参考。

1 蒸汽热负荷统计计算

1.1 烟草热力系统工艺

卷烟行业具有用汽设备多, 蒸汽使用参数差别大, 直接加湿蒸汽和间接换热蒸汽并用。生产工序为二班生产, 间断运行, 峰值用汽量大的工艺特点。其中, 卷烟制丝车间为消耗蒸汽的主用热用户, 所以, 本文以制丝空调线为重点研究对象。

1.2 主要用汽设备热负荷计算

根据热平衡条件, 蒸汽供给设备的热量等于物料吸收的热量。对于直接加热用汽设备, 物料吸收的热量为烟叶升温吸热量和烟叶水分蒸发吸热量之和;对于加热加湿设备, 物料吸收的热量为烟叶升温吸热量和烟叶增湿吸热量之和。

根据热平衡原理, 制丝空调线各用汽设备耗汽量如表1所示。

2 蒸汽梯级利用系统设计

全场管网布置流程如下。

1) 由锅炉出口的第一股高温高压蒸汽经蒸汽输送管网送至打叶复烤车间, 经用汽设备后其产生的高温高压冷凝水送至闪蒸罐闪蒸, 闪蒸后的二次蒸汽经减温减压阀变为冷凝水和从闪蒸罐排出的冷凝水通过冷凝水回收装置输送至锅炉房。

2) 由锅炉出口的第二股高温高压蒸汽经蒸汽输送管网送至制丝空调线, 制丝线用汽设备产生的高温高压冷凝水经疏水阀送至0.4MPa的闪蒸罐闪蒸, 闪蒸后的二次蒸汽经喷射泵输送至空调线 (空调线蒸汽压力为0.4MPa) , 空调线不足耗汽部分再由主管网高压蒸汽补充。

3) 锅炉出口的第三股高温高压蒸汽经蒸汽输送管网送至除氧器用于锅炉给水除氧。

4) 打叶复烤车间及制丝空调线回收的所有冷凝水送入锅炉房设置的闪蒸罐闪蒸, 闪蒸出的二次蒸汽送至除氧器, 闪蒸后的冷凝水输送至冷凝水回收装置, 并经除氧器除氧后用作锅炉给水。

5) 除去回收的冷凝水外, 锅炉不足水量, 由锅炉补水泵给予补充。

由此实现了蒸汽的梯级利用及冷凝水密闭式回收。全场管网布置流程图如图1所示。

3 蒸汽梯级利用系统计算

3.1 闪蒸二次蒸汽量的计算

1) 闪蒸量Gs的计算3。

式中:Gs—闪蒸蒸汽量, kg/h;

G—闪蒸前冷凝水量, kg/h;

h1—闪蒸前冷凝水的热焓, k J/kg;

h2—闪蒸后冷凝水的热焓, k J/kg;

r2—闪蒸后水的汽化潜热, k J/kg。

2) 闪蒸率f的计算。

3.2 闪蒸罐的设计计算

在现有工况下, 闪蒸前冷凝水qm3=9330kg/h, 闪蒸出压力为0.4MPa的二次蒸汽qm1=297.10kg/h, 闪蒸后压力为0.4MPa的冷凝水qm2=9032.90kg/h。根据闪蒸罐设计计算公式[4],

1) 直径D。

式中:D—分离器直径, m;

VGmax—气体最大体积流量, m3/h;

ue—容器中气体流速, m/s。

2) 高度HL。

式中:HL—液体高度, m;

t—停留时间, min;

D—容器直径, m;

VL—液体体积流量, m3/h。

代入计算结果如表3所示。

3.3 喷射泵的相关计算

在理想工况下, 闪蒸出的0.4MPa的二次蒸汽可直接用于低压用汽设备空调线。但在实际运行中考虑到由于设备负荷不稳定, 有时闪蒸出的二次蒸汽压力会略低于0.4MPa。为了保证空调线的稳定运行, 此时需要设置喷射泵将二次蒸汽压力提压到0.4MPa再供给空调线。在此, 以闪蒸后二次汽压力为0.3MPa为例, 进行喷射泵的设计计算。

已知工作蒸汽压力P0=0.8MPa, 吸入蒸汽压力P1=0.3MPa, 排出气体压力P2=0.4MPa, 吸入气体量Gm=297.10kg/h。根据蒸汽喷射泵的设计计算原理[5], 主要计算公式如下:

1) 喷射系数μ。

式中:μ—喷射系数;

WPK—工作蒸汽通过喷嘴喉管的临界速度, m/s;

WCK—混合气体通过扩压室喉管的临界速度, m/s;

kp—工作蒸汽绝热指数, 饱和蒸汽取kp=1.135, 过热蒸汽取kp=1.30;

kc—混合气体绝热指数;

PH—吸入气体压力 (绝) , MPa;

PP—工作蒸汽压力 (绝) , MPa;

PC—排出气体压力 (绝) , MPa。

2) 工作蒸汽消耗量GP。

式中:GP—工作蒸汽消耗量, kg/h;

a—计算误差修正系数, 可取1.05~1.10;

Gae—当量空气量, kg/h。

3) 喷嘴喉径d。

工作蒸汽为饱和蒸汽时:

式中:d—喷嘴喉径, mm;

VP—工作蒸汽比容, m3/kg。

其余符号含义同前。

4) 扩压室喉径D。

式中:D—扩压室喉径, mm。

代入公式计算结果如表4所示。

3.4 蒸汽梯级利用系统的运行控制

1) 闪蒸罐内恒液位控制。

闪蒸罐流入集水罐的管道上设置电动调节阀门, 该电动阀门的开度由控制柜按闪蒸罐液位计反馈信号控制, 保证闪蒸罐内的液位稳定, 确保二次汽梯级利用系统工作稳定。

2) 闪蒸罐压力控制。

闪蒸罐罐体上部的管路设置电动开关阀门, 罐体上设置压力变送器, 当罐内的压力超过设置值时, 电动开关阀打开, 罐内的二次汽排走。

3) 喷射泵的控制。

进入喷射泵的动力蒸汽管道上设置电动调节阀门, 该阀门的调节由控制柜按喷射泵出口压力变送器反馈的压力信号进行控制。

4) 显示、安全及报警。

闪蒸罐及集水罐的压力变送器将各自的压力信号反馈至控制柜, 控制电动开关阀门, 保证罐内的压力安全;当超过报警压力时, 控制柜发出报警警示。

闪蒸罐及集水罐的液位计将各自的液位信号反馈至控制柜, 控制电动调节阀或水泵启停, 当超过报警液位时, 控制柜发出报警警示。

闪蒸罐及集水罐均设置安全阀, 当超压后, 安全阀开启泄压。

所有温度、压力、液位、水泵运转状态、报警信号均在控制柜及中央控制系统显示。

4 结语

基于卷烟行业热力系统, 完成了以下几方面工作:

1) 利用热平衡原理进行各个用汽设备热负荷统计;

2) 在制丝车间, 进行了蒸汽梯级利用系统设计计算。结合用汽设备实际用汽压力, 将制丝线高温高压冷凝水闪蒸出的二次汽供给空调线使用, 节约了空调从主干线引入的高压蒸汽量。而且考虑到在实际运行条件下设备负荷的波动, 加设了喷射泵的设计计算, 使本蒸汽梯级利用系统具有更强的实用价值。

综上所述, 通过联合工房高压用汽设备蒸汽冷凝水闪蒸及梯级利用系统计算分析, 得到二次闪蒸汽利用量297.10kg/h, 占空调线总耗汽量的9.9%。通过冷凝水密闭式回收系统, 回收冷凝水9.33t/h。冷凝水回收、二次汽梯级利用, 以年产80万箱卷烟企业为例, 平均减少蒸汽消耗量3570kg/h, 相当于二氧化碳减排量747.5kg/h, 节能率9.35%。

可见, 在卷烟行业推广蒸汽梯级利用及余热回收系统, 促进企业能耗降低和技术进步, 具有一定的示范意义。

参考文献

余热蒸汽 第3篇

近曰, 江森自控在热电联产学术交流研讨会上推出其约克YDST蒸汽轮机驱动型离心式热泵产品及解决方案, 助力中国环境可持续发展。全球领先的一站式楼宇解决方案供应商江森自控今曰宣布, 在2014年9月23日至26曰于无锡举行的热电联产学术交流研讨会上, 江森自控推出了全新的约克YDST蒸汽轮机驱动型离心式热泵产品及解决方案, 利用全新技术回收热电厂、市政污水及工业冷却水余热, 为中国大规模集中供暖提供清洁能源。参与此次研讨会的专家认为, 余热回收解决方案对中国非常重要, 既可以满足对供暖越来越高的需求, 同时还有助于减少排放和污染。目前, 中国的城市化进程曰益加快, 人民生活水平不断提升, 进而对供暖的需求也迅速增加。特别是在集中供暖的北方地区, 供暖需求增长速度尤其快。预计未来五年内, 中国的集中供暖需求将增长37%。与此同时, 在中国北方, 目前对燃煤锅炉和电厂的依赖度大约为62%q燃煤造成的能源、环境、雾霾等问题备受社会各界关注。行业专家、热电专委会副秘书长郁刚表示:“中国正面临两难的境地:集中供暖的需求和供应越来越高, 但另一方面需要节能减排。我们迫切需要高效的名热回收系统以推动中国的可持续发展。”针对上述情况, 江森自控开创性地提出了全方位的工业余热回收解决方案, 可提供制热量范围从400KW到100MW�热水出水温度范围从50°C到110T�的全系列热泵系统, 包括电机驱动和蒸汽驱动机械式热泵以及吸收式热泵, 能满足各类工业余热回收兼制冷/供热的应用需求。江森自控是国内唯一一家拥有全系列热泵产品 (包括电机驱动和汽轮机驱动的机械压缩式热泵及吸收式热泵) 的企业, 也是能提供最高出水温度的热泵提供商之一。此次推出约克®YDST单级离心式热泵, 更是大型蒸汽驱动余热回收热泵, 经济高效, 能够满足中国对高能效、清洁集中供暖的需求。与传统蒸汽直接加热相比, 采用YDST热泵供热, 提供相同供热能力时, 可以节约30%左右的能源消耗。“基于目前中国市场对能源旳迫切利用和环境可持续发展的要求, 江森自控量身定制了蒸汽轮机驱动型离心式热泵产品及解决方案, 以满足中国大规模集中供暖的需求。”江森自控建筑设施效益业务中国区运营总经理兼执行总监吴松表示, “结合卓越的研发、制造和系统集成能力, 江森自控还将进一步针对中国供热需求, 量身定制广泛旳余热回收应用, 实现区域供热的同时, 为中国一系列清洁能源利用举措做出更显著的贡献。”YDST采用百年约克成熟、稳定的离心式压缩机技术作为核心驱动设备, 机组采用工业级设计标准, 确保机组在各种工况范围内都可以安全、稳定运行。YDST针对集中供热市场研发, 单套热泵系统供热量超过80MW, 热水供水温度超过80^0, 适合大型集中供热应用。与电驱热泵相比, 采用蒸汽驱动 (如来自热电厂工艺抽汽) , 避免了输配电损失, 从而提高了一次能源利用率。YDST可采用1 (y C至5CTC的“废”热水作为热泵热源水, 生产60T�-100°C的高温热水, 可以灵活地根据现场条件进行优化设计, 满足不同客户供热需求。另外, YDST采用创新的汽轮机双伸轴设计, 实现机组一拖二布局 (一台汽轮机驱动两台离心式压缩机) , 使机组具备超大供热能力的同时, 实现结构优化设计, 安装占地面积小。

低压余热蒸汽发电的可行性探讨 第4篇

水钢高温冶金炉后的余热烟道或其它冷却件的汽化冷却等装置, 都会产生大量的蒸汽。其用途很少, 一般多用于采暖、洗浴等。大多数采用对空排放, 这不仅造成环境污染, 而且造成较大的能源浪费。

1 水钢低压蒸汽现状

水钢炼钢原转炉汽化冷却烟道产生的大于0.5Mpa蒸汽约25t/h;新建二炼钢转炉投产后, 将超过80t/h。目前, 除少量用于取暖、洗澡用汽之外, 大多数被放散 (表1) 。在浪费大量宝贵的水资源的同时, 还浪费了已经回收的烟汽余热资源。

2 低压余热蒸汽发电的必要性

发展循环经济是我国建设节约型社会国策之一, 更是企业实施低成本战略, 增强竞争力的重要途径。结合企业现状, 推广、采用先进成熟的新技术、新设备、新工艺, 科学合理地实施能源分级利用, 竭力回收利用生产过程中产生的各种余压、余热资源, 实现能源利用效益最大化, 是企业发展循环经济的重要内容之一。

近年来随着国民经济的飞速发展, 国家电力出现了极度紧张的局面, 且在短时期内不能缓解。为保证企业生产的正常、安全运行, 国内同行纷纷提高自发电在企业用电负荷中所占的比例。目前, 水钢自发电量仅为用电负荷的22%左右, 远低于同行一般水平, 并且“工矿企业错峰用电”措施给水钢正常生产已带来了显而易见的影响。

充分回收转炉烟汽余热, 利用其产生的低压蒸汽发电, 提高水钢自发电量, 减少外购电成本是十分必要的。

3 低压余热蒸汽发电的可行性

3.1 低压蒸汽再利用的途径

3.1.1 用于水泵原动机利用汽轮发电机工作原理, 根据所提供的低压蒸汽参数条件, 设计小型单级汽轮机, 用作水泵的原动机。目前该技术发展已经成熟, 正在被拥有低压蒸汽资源的冶金、化工、水泥等企业迅速采用。但应确保水泵的稳定运行, 低压蒸汽必须具备两个基本条件:一是连续汽源稳定, 二是必须是过热蒸汽。

3.1.2 用于制冷采用蒸汽制冷也是成熟技术, 其原理是以蒸汽为动力, 空汽为辅助介质, 利用喷射原理使蒸汽发生焓降, 实现水体水温下降。生产实际中确有将水温降至零度的实例。但大多因设备可靠性、换热面积大、汽源稳定性受限而不能稳定顺行, 并且还存在喷射器噪音带来的环保问题。因此, 能否适应还应到实践中去探索。

3.1.3 发电国内低压蒸汽发电技术起步于西藏洋八井地热电站设计与建设, 目前国内有多个厂家具备了相关设备的设计制造生产能力, 如杭州汽轮机厂、南京汽轮机厂、青岛汽轮机厂等。浙大威尔科技有限公司为抚顺钢铁公司设计制造的N4.2-0.5型低压汽轮发电机组, 其主要设计参数为:蒸汽量:36～50 t/h, 压力:0.49Mpa (饱和蒸汽) 。

(1) 汽轮机

型号:N5.5-0.5型汽轮机

进汽压力:0.5MPa (A)

进汽温度:～151℃

额定转速:3000转/分

排汽压力:0.008 MPa (A)

额定功率:5500 KW

进汽量:50 T/H

冷却水温:正常27℃;

最高33℃;HP值:8

清洁系数:0.8

冷却水量:～3700 T/H

(2) 发电机

型号:QFW-6-2型发电机

额定功率:6000KW

额定电压:6300V数字式无刷励磁

额定转速:3000转/分

功率因数:0.8

发电机效率96.6%

发电机技术条件按GB/T7064-2002执

3.1.4 主体设备选型

3.1.5 低压蒸汽发电机在水钢分片区设置 (1) 钢轧片区目前新老炼钢附产低压蒸汽约可支持建设功率为4MW的发电机组, 考虑发展及轧钢低压蒸汽汇集, 上一台6MW低压蒸汽发电机组, 总投资约3500万元。 (2) 铁片区相对集中地建设小汽轮机组 (动力、水电、炼铁泵站或其它电动机相对集中之处) , 取代现用电动机。

烧结低压蒸汽及动力3#背压机组能力发挥后的多产的低压蒸汽可支持上总功率达3MW的小汽轮机组群, 加上动力3#背压机组可多发电约2MW功率。如此铁片区低压蒸汽综合利用可取得约5MW的节电收益同时可取得回收烧结低压蒸汽做功后产生的冷凝水效益 (小时回收15～20t, 7～8元/t) 。300～500KW功率的小汽轮机组投资约75万元/台。按投资10台计算并考虑附属及冷却系统等, 投资可控制在1000万元以内。

3.1.6 平均发电能力当蒸汽量为45t/h、压力0.49Mpa时, 平均发电量为4.5MW。实际运行中, 蒸汽压力、流量可大范围变化, 而不影响机组运行, 虽然发电量变化, 但仍在并网供电。

3.2 低压蒸汽发电工艺及特点

在钢铁、化工、炼油、造纸等企业的生产过程中, 会产生大量低压饱和蒸汽, 这些蒸汽由于热能品位太低, 多未很好利用, 不仅造成了热能、生产用水的浪费, 生产成本增加, 而且还污染了环境。低压汽轮机就是为利用这些低品位热能而专门研发的特种汽轮机。

低压饱和蒸汽由于具有压力低、温度低、焓值低、湿度大等特点, 低压汽轮机的热力系统、本体结构设计与常规汽轮机不同, 其汽水分离、叶片防水蚀、结构防腐蚀、配汽系统等是低压汽轮机特别考虑的问题。

低压饱和蒸汽在输送过程中, 蒸汽的湿度会越来越大, 因此在进汽轮机前须经过汽水分离, 汽水分离后的干饱和蒸汽进汽轮机膨胀做功, 做功后的蒸汽进入凝汽器凝结成水, 凝结水由凝结泵升压, 经除氧后再回到生产系统。

3.3 能量利用效果评价

由于余热蒸汽, 其能量转换率可暂不作考虑。按0.49MPa压力 (绝压) , 每吨蒸汽能量为760kWh。通过发电转换, 每吨蒸汽可发电100kwh, 过程自身耗电7.8kwh, 因此能量转换率为 (100-7.8) ÷760=12.1%。

从转换率不难看出, 大量能量还是被消耗在过程当中。但从该台机组综合效益看, 年效益约在千万元以上。而且还不包括噪音、热散发等环境污染的解决所带来的环保效益。

由于蒸汽压力偏低, 只能采用冷凝式机组, 因此相对效率偏低但就目前科技水平现状, 对该项目而言, 应该说是一项很好的节能项目。而且还解决了相对较困难的蒸汽冷凝水回收问题。

4 结论与认识

在水钢开发利用低压蒸汽发电在技术上是可行的, 经济上是合理的。但以目前的科技水平, 能源利用率偏低, 在能源利用领域还有很多课题值得我们去研究、探索。如能结合水钢生产实际将能源高效利用, 也就更加体现出科学技术这一生产力的社会发展作用。

摘要：针对水钢低压余热蒸汽的现状, 分析低压余热蒸汽发电的必要性、可行性, 简述低压蒸汽发电技术和能量利用效果, 论证开发利用低压蒸汽发电在技术上可行、经济上合理, 经济效益和社会效益明显。

轧钢加热炉低品质余热蒸汽发电实践 第5篇

新余钢铁公司中板生产线具有燃气加热炉3座, 均采用汽化冷却方式, 每座加热炉产汽量约为3 t/h, 共产汽量9 t/h。除约3 t/h蒸汽用于生产和冬季采暖外, 还有约6 t/h蒸汽直接排放, 对周边环境造成噪音及热污染, 并浪费了能源。

工业加热炉产生的蒸汽是余热产汽, 一般为湿蒸汽, 热源分散, 其压力不高且波动较大, 属于低品质蒸汽;而且钢铁公司又是非电力企业。所以, 如何利用该部分余热, 选择哪种热机作为发电的原动机是非常重要的。否则, 将带来发电机组运行的效率低、可靠性差、操作维修难、运行费用高、投资回报低等一系列问题。

1 余热蒸汽发电方案简介

1.1 动力机选择

在前期方案论证基础上, 最终选用了螺杆膨胀动力机发电这一方案。和汽轮机相比, 螺杆膨胀动力机有如下优势:

(1) 能适应过热蒸汽、饱和蒸汽、汽水两相湿蒸汽和热水以及气液;

(2) 能适应被污染了的和高盐分的低品位能源的回收;

(3) 能很好的适应压力、流量及干湿度不稳定的工业余热蒸汽;

(4) 起停快、不暖机、不盘车、不飞车、噪音低、震动小、操作简便、运行平稳可靠、可变速变频、可实现全自动无人看守。

1.2 工艺流程

新钢中板生产线3座加热炉共产余热饱和蒸汽约9 t/h, 压力为0.4~0.8 MPa。因生产和冬季采暖用去了约3 t/h蒸汽后, 有6 t/h蒸汽可利用, 可采用1台螺杆膨胀动力机来发电。其工艺流程如图1所示。

1.3 主要技术参数指标

1.3.1 原始蒸汽参数

压力:0.4~0.8 MPa;流量:3~9 t/h;湿度:饱和湿度。

1.3.2 螺杆膨胀动力机技术参数型号:SFPG300-320;

进汽压力:P1=0.4~0.8 MPa;

排汽压力:P2=0.1~0.2 MPa

转 速:n=3 000 r/min, 配套输出转速:1 500 r/min;

输出功率:N=50~300 kW;

内效率:h=70%~80%。

1.3.3 发电机特性型号:GBK7-TZHW-300;

功率:300 kW;

转速:1 500 r/min;

输出电力:380 V, 50 Hz, 540 A。

2 螺杆膨胀机简介

2.1 构造原理

螺杆膨胀动力机的基本构造主要包括两根 (阴、阳) 螺杆转子、外壳、轴承和密封机构组成。作用介质 (蒸汽) 先进入机内螺杆齿槽, 推动螺杆转动, 随着螺杆转动, 齿槽旋转并逐渐加长、容积增大, 介质降压降温膨胀 (或闪蒸) 做功, 最后从齿槽排出。功率从主轴阳螺杆输出, 驱动风机、水泵、压缩机或驱动发电机发电等。

2.2 技术优点

螺杆膨胀机是上世纪90年代才研制成功并逐渐发展推广应用的新技术, 适用于汽水两相等低品质余热蒸汽的回收发电。其结构简单, 主要部件仅两根螺杆和外壳;机组转速较低, 一般可按被驱动的工作机械的转速来设计。螺杆膨胀动力机为容积式工作原理的动力机, 除泄漏损失外, 很少其他损失, 机组效率较高, 即使介质参数或负荷变动仍能保持高效率。因为螺杆与螺杆、螺杆与机壳的相对运动限制了介质污垢的生长, 所以螺杆膨胀动力机是具有除垢自洁能力的设备。螺杆膨胀动力机允许单机或并网运行, 能承受较大的冲击电负荷。

2.3 技术难点

螺杆膨胀动力机结构虽简单, 但阴阳螺杆齿形不一样, 齿形复杂, 为了在运转时, 保证齿的啮合能维持一定的间隙 (0.05~0.10 mm) , 不磨不碰, 螺杆的设计必须精确计算, 加工必须保证高精度。

螺杆机不像汽轮机那样只有轴向推力, 而是要承受很大的经向 (自上而下) 压力;为了确保转子的绕度指标 (不大于0.02 mm) , 轴承间的间距受到转子刚度限制, 因而螺杆两端面到轴承之间的距离很短;为了不漏汽、不窜油, 密封的设计及构造也成了螺杆膨胀动力机的技术难点。本热机密封采用了专门设计研制的机械密封解决。

2.4 技术背景

上世纪70年代末, 美国研制出第1台利用地热水发电的汽水两相螺杆膨胀机, 功率为60 kW。80年代后期, 美国完成1台1 000 kW的地热水螺杆膨胀机, 内效率65%~74%。

中国对螺杆膨胀动力机的技术与发达国家同期开始研究, 1983年着手工业余热及新能源动力回收与发电研究, 完成汽液两相全流螺杆膨胀机的研究, 并被列入“九五”节能改造示范工程和重点推广应用项目。

3 发电机组并网情况

(1) 发电机并网送电后, 电源直接输入到中板生产线的低压网络, 驱动各种用电设备, 并没有对低压网的供电品质带来任何不良影响。

(2) 低压并网发电属常规成熟技术, 本设备在并网投入运行后, 其发电相序与电网相序能保持一致, 机频与网频一致, 并能自动控制跟踪网频。

(3) 发电机所发的电功率大小, 可直接安装电度表进行计量。原设计本项目发电能力预计可达260kW, 实际投入运行后, 因回收蒸汽量有所波动, 夏季发电量约200 kW, 冬季约150 kW。

(4) 螺杆膨胀动力机如遇突发事件, 发电机系统的安全保护装置 (如过流、过压、欠压、逆功率等) 均能与低压网自动分闸。确保低压网及发电机的安全, 不会出现电流倒灌或者发电机短路对电网造成跳闸现象。

4 经济效益分析

回收发电量计算:

原设计年发电量预计:W=7 200 h×260 kW=187.2万kWh;

实际该项目投入运行20个月发电量为208万kWh;

折合:124.8万kWh/年。

按0.5元/kWh计算, 年发电效益:62.4万元。

本项目投资:110万元; 静态投资回收期:1.76年。

5 结束语

余热蒸汽 第6篇

水泥窑低温余热发电技术因其在降低水泥生产成本的同时, 还能得到良好的环境效益, 一经提出就得到了国家政策的大力支持和提倡, 因此在天津水泥工业设计研究院有限公司率先推出此项国产化技术后, 受到了业内专家的广泛关注。在不影响水泥窑产量和质量的情况下, 实现余热发电量的最大化与水泥单位综合能耗的最小化。

综合国内的研究现状, 为了提高余热发电量, 有的以篦冷机的改造及取风口位置合理的选择为切入点[1,2,3], 有的以加强管道的保温及减少阀门的泄露等为重点[1,2,4], 有的以热力系统及热力参数的选择作为突破口[5,6,7,8,9], 有的以提高中控操作和运行水平作为提高发电量的途径[4,10,11]。

笔者认为, 在C2预热器中增设窑尾锅炉的蒸汽过热器 (下文称为“SP-SH蒸汽过热器”) 是提高余热发电量的有效途径。由于窑尾余热锅炉的进气温度一般为300~330℃, 而窑头锅炉的进气温度通过取风口的合理选择可以达到360~420℃, 因此窑尾废气温度限制了窑尾主蒸汽参数的提高, 进而限制了整个余热电站的主蒸汽参数的提高, 从而限制了余热发电量的增加。增设SP-SH蒸汽过热器的目的就是通过提高窑尾锅炉的主蒸汽参数提高全厂的余热发电能力。这种方法在国内已有学者作了论述[4,9], 本文将以某5000t/d新型干法水泥生产线余热发电系统为例对此方法作一简单的分析。

2 SP-SH蒸汽过热器的布置方式

SP-SH蒸汽过热器布置在C2级预热器内, 见图1。

在窑尾布置的SP余热锅炉分为蒸汽中压段、蒸汽低压段两段运行:蒸汽中压段生产2.45MPa (a) -300℃的过热蒸汽, 蒸汽通入布置在C2级预热器内的SP-SH蒸汽过热器, SP-SH蒸汽过热器将SP炉蒸汽中压段生产的2.45MPa (a) -300℃过热蒸汽继续过热至2.4MPa (a) -380℃, 然后与窑头余热锅炉生产的2.4MPa (a) -380℃的过热蒸汽混合做为汽轮机主蒸汽。

3 增设SP-SH蒸汽过热器对系统的影响

与常规余热发电系统相比, 增设SP-SH蒸汽过热器之后, 对余热发电量有较大的贡献, 但是对熟料热耗、SP锅炉的钢耗会有一定的影响。

3.1 对熟料热耗的影响

在窑尾2级预热器内增设蒸汽过热器之后, 过热蒸汽温度升高到了380℃。经计算, 出C2级预热器进C1级预热器的废气温度由541℃降低到532℃, 降低了9℃, 进而导致C1级预热器出口的废气温度也要降低4℃左右。如果不采取适当的措施, 在C1级预热器烟气的5℃的温升要有对应的增加煤耗的热量来补充, 热耗的增加为:

式中:

F——窑尾废气的流量, m3 (标) /h

C1fq——出C2级预热器的废气比热, k J/ (m3 (标) ·℃)

C2fq——出C1级预热器的废气比热, k J/ (m3 (标) ·℃)

Δt1——增设蒸汽过热器后1出口的废气温度降低量, ℃

Δt2——增设SP-SH蒸汽过热器后C2出口的废气温度降低量, ℃

m——水泥窑熟料的日产量, t/d

一般情况下, 在进行水泥生产线设计及施工时, 为了减少窑尾增湿塔喷水量及保护窑尾高温风机, 要采取适当的方法来降低窑尾高温风机入口的废气温度, 主要措施就是C1级预热器本体及其出口废气管道的保温仅仅按照防烫伤保温进行设计 (也就是说有意让废气热量放散来降低废气温度) 。如果加强C1级预热器本体及其出口废气管道的保温, 则出C1级预热器的废气温度可高于设计值320℃。

水泥窑配套建设余热电站后, 窑尾锅炉充分吸收了窑尾废气的热量, 窑尾增湿塔不再喷水, 窑尾高温风机也不会再超温, 因此需按经济性保温来加强C1级预热器本体及其出口废气管道的保温。根据经验, 补充加强C1级预热器本体及其出口废气管道的保温后, 可使出C1级预热器的废气温度提高10~15℃, 这样做可基本消除增设SP-SH蒸汽过热器后对熟料热耗的影响。

3.2 对SP锅炉钢耗的影响

锅炉钢耗量的增加主要体现在过热器受热面 (蒸发器、省煤器实际上也会略有变化, 本文先忽略不计) 、锅炉结构件以及蒸汽管道重量的增加。

3.2.1 SP-SH蒸汽过热器钢耗的增加

在窑尾C2级预热器内增设SP-SH蒸汽过热器之后, 在提高主蒸汽温度的同时, 为了提高电站效率, 也可以提高主蒸汽的压力。主蒸汽的压力可以从常规余热电站的低压 (1.25MPa左右) 提高到次中压 (2.45MPa左右) , 即SP锅炉蒸发段的饱和温度 (也就是过热器的入口温度) 从194.2℃提高到228.0℃, 即主蒸汽的参数从1.25MPa-300℃提升到2.4MPa-380℃。对于后者, 过热器吸热量为3192-2802=390k J/kg, 前者的过热器吸热量为3045-2787=258k J/kg, 因此加装SP-SH蒸汽过热器后, 单位质量蒸汽的吸热量增加132k J/kg。根据传热量及传热系数, 可以计算出多消耗的钢材量。

另外, 由于SP-SH蒸汽过热器处于高温区, 因此蒸汽管道的材质应略为提高, 一般采用20G、15Cr Mo或者12Cr1Mo V。

3.2.2 加装SP-SH蒸汽过热器后结构件重量的增加

加装SP-SH蒸汽过热器后, 除了利用C2出口烟气管道做支撑外, 一般来说还需设计外部框架来加强支撑, 因此结构件重量会略有增加。

3.2.3 加装SP-SH蒸汽过热器后总重量的增加

对于一条国内常规5000t/d水泥生产线, 加装SP-SH蒸汽过热器后, 总重量增加约250t。考虑到受热面将采用高等级钢材, 按1.2万元/吨计算, 则需增加费用约300万元。国内一般地区5000t/d水泥生产线余热发电投资约4500万元, 则总费用增加约6.7%。

3.3 对余热电站系统的影响

3.3.1 对余热发电量的影响

增设SP-SH蒸汽过热器后, 主蒸汽的参数从1.25MPa-300℃提升到2.4MPa-380℃, 即锅炉出口主蒸汽的焓值从3045k J/kg提高到3192k J/kg, 综合考虑到锅炉出口到汽轮机进口沿程的压力和温度损失, 相当于汽轮机进口主蒸汽焓值从3026k J/kg提高到3176k J/kg。假设两种情况下的排汽压力均为0.0075MPa, 则两者排汽焓值约为2574k J/kg。因此相当于增设SP-SH蒸汽过热器以后, 汽轮机的有效焓降从452k J/kg提升到602k J/kg, 增幅为33.18%。经过计算, 发电功率可以增加728k W, 约占原余热发电量的9%。

增设SP-SH蒸汽过热器后, 提高了主蒸汽的品质。给水泵的扬程由低压增加到次中压需要增加功率增加耗电量, 凝结水泵的功率基本不增加。因此电站自用电略有增加, 根据经验, 自用电率增加<1%。

3.3.2 对余热发电系统的影响

增设SP-SH蒸汽过热器后, 余热锅炉换热面积大, 可以从根本上保证电站能够适应水泥生产的大范围波动, 从而提高电站的运转率、可靠性及安全性。

采用较高的主蒸汽压力和温度, 为汽机采用大范围变化主蒸汽压力和温度的滑参数运行创造了条件。

4 增设SP-SH蒸汽过热器的经济性分析

经过上节分析, 增设SP-SH蒸汽过热器会引起余热电站三方面投资的增加:一是强化C1级预热器本体及其出口废气管道的保温的费用;二是SP-SH蒸汽过热器设备及建安的费用;三是SP余热锅炉蒸发段重量增加引起的费用。结合目前工程造价水平, 三方面综合考虑, 增加的费用约为300万元, 还不到余热电站工程总投资的7%。

增设SP-SH蒸汽过热器可使发电功率增加728k W, 全厂自用电按增加1%计算, 增加耗电量约81k W。则加装SP-SH蒸汽过热器后, 可增加供电647k W。按照年运行7200h, 用电收益0.4元/k Wh (外购电0.5元-发电成本0.1元) 计算, 年收益约为186万元, 因此300万元的投资, 1.6年即可收回成本。

5 结论

(1) 在窑尾C2级预热器增设SP-SH蒸汽过热器, 在不采取措施的情况下会使熟料热耗增加14671k J/t熟料, 若补充加强C1级预热器本体及其出口废气管道的保温可在一定程度上弥补此部分的热量损失。

(2) 增设SP-SH蒸汽过热器, 虽然会导致余热电站钢耗增加, 但也会在提高电站可靠性的同时使余热发电量提高728k W, 实际供电量可增加647 k W。

(3) 增设SP-SH蒸汽过热器, 在使余热电站总投资增加<7%的情况下使余热发电量增加9%, 对应的投资在1.6年左右即可收回成本。

(4) 对于SP-SH蒸汽过热器, 在设计时应充分结合现场情况, 采用合适的受热面结构型式及受热面管节距, 选择适宜的废气流速及防磨板片的材质型式, 以便于清灰、利于检修、减小废气阻力及受热面磨损。

摘要：本文以某5000t/d新型干法水泥生产线双压余热发电系统为例, 分析了在窑尾C2预热器中增设SP锅炉蒸汽过热器对水泥及余热发电系统的影响, 并做了投资收益对比。结果表明, 增设SP-SH蒸汽过热器, 不采取措施会使熟料热耗增加14671kJ/t熟料 (0.5kg标煤/t) , 余热发电量可提高728kW, 相当于在使余热电站总投资增加<7%的情况下使余热发电量增加9%, 增加的投资在1.6年左右即可收回。

关键词：C2预热器,SP-SH蒸汽过热器,余热发电,能量梯级利用,热耗

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余热蒸汽 第7篇

目前, 全国大型联合循环机组 (F级) 已经有70余台套机组, 在2012年3月中国电力企业联合会发布的电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告中指出, 结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组, 主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为4 000×104k W和5 000×104k W[1], 研究大型联合循环机组的烟气余热回收利用, 具有重要的节能意义。

笔者调研了几个已投产的大型联合循环电厂, 南方深圳前湾燃气蒸汽联合循环电厂, 燃机型号M701F3, 中山横门燃气蒸汽联合循环电厂, 燃机型号PG9351FA, 北方郑州燃气蒸汽联合循环电厂, 燃机型号V94.3A (SGT5-4000F) ;其正常运行时, 冬季工况条件和夏季工矿条件的排烟温度及排烟流量如表1所示。

由表1可知, 上述投运机组正常运行时排烟温度大约90℃, 烟气流量超过了2 000 t/h, 其烟气余热利用的潜力非常可观。

根据联合循环发电厂的特点, 深度挖掘全厂能源综合利用的可能, 采用先进的余热回收技术, 回收烟气余热, 提高能源利用效率, 具有重要节能意义。

2 锅炉烟气余热利用现状

2.1 国外应用

锅炉烟气余热利用在国外有着广泛的应用案例:德国黑泵 (Schwarze Pumpe) 电厂2×800 MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器, 利用烟气加热锅炉凝结水。德国科隆 (Nideraussem) 电厂1 000 MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度, 把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中, 在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水[2]。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电除尘器上游, 烟气被冷却后进入低温除尘器 (烟气温度在90℃~100℃左右) 。

2.2 国内应用

国内电厂也在锅炉烟气余热利用方面进行了探讨, 已有了初步应用:

外高桥电厂三期2×1 000 MW燃煤机组进行了低温省煤器改造, 低温省煤器布置在引风机后脱硫吸收塔前, 其节能效果明显。宝丽华三期工程2×300MW循环流化床机组, 低温省煤器布置于除尘器入口前, 设备造价会高一些, 但其不仅对凝结水热力系统有收益, 而且可以节省引风机、电除尘器的电功耗, 年费用是最小的, 经济性是最好的。广州大学城分布式能源站项目2×78 MW (燃机为FT-8双联机) 燃气蒸汽联合循环机组采用了尾部烟气余热回收产生的热媒水向大学城提供生活用热水及制冷用热水。华电南宁华南城分布式能源站项目3×60.4 MW (燃机为LM6000) 。

华能北京 (高碑店) 燃气蒸汽联合循环项目 (1×923 MW, 二拖一, 燃机M701F4) 采用锅炉尾部烟气加热热水, 珠海横琴岛2×390 MW燃气蒸汽联合循环机组 (燃机为PG9351FA) 也采用锅炉尾部烟气余热加热调压站露点加热器。

2.3 存在的问题

目前, 比较多的专家和学者一直将研究重点放在燃煤机组及工业锅炉的余热利用研究, 很少有文献研究大型联合循环机组的烟气余热回收利用。虽然相对燃煤机组等, 大型联合循环机组的排烟温度比燃煤机组的排烟温度低了很多, 但考虑到国内目前典型的天然气成分中含硫量比较低, 几乎不含硫, 给大型联合循环机组的余热回收创造了良好的条件, 烟气温度完全可以进一步降低, 有的可以将烟温降低到约70℃。

3 烟气余热利用在大型联合循环电厂中的应用探讨

烟气余热利用的主要思路是通过热交换将烟气温度降低, 利用其中的热量对其它介质进行加热, 被加热的介质作为热源在不同的场合使用。即在余热锅炉尾部设置烟气-热水换热器, 通过换热器, 烟气的余热将低温的水加热为高温的水进行使用。如图1所示。

锅炉烟气余热利用方式有多种, 可用作加热凝结水、锅炉给水和热网水等[3], 以下是联合循环电厂主要的几种用途。

3.1 增加给水或凝结水温度

使用烟气余热进行给水加热不需要较难的工艺设计、较高的前期投资, 较容易实现对锅炉运行的参数控制[4]。

在不增大锅炉烟气阻力的情况下, 通过抬高余热锅炉高度以及增加受热面的设计, 提高给水温度, 实现余热的回收利用, 提高热力系统的经济性。

例如, 在温度为28.3℃, 湿度83%, 0.100 5 MPa工况下, 大型燃机联合循环机组的效率及出力初步计算结果如下表2所示。

由表2看出, 当把烟气温度从90℃降低到70℃时, 大型 (F级) 燃气蒸汽联合循环机组效率大约提高0.11%, 出力大约提高0.8 MW, 效果明显。

3.2 加热调压站天然气

当天然气的来气温度较低而不满足燃气轮机要求的时候, 就需要对天然气进行加热来提高天然气的温度。加热天然气通常有以下几种方式[5]:燃气水浴炉加热器、电加热器、管壳式换热器。

随着对环保节能的要求的进一步增加, 综合考虑初投资及运行维护费用, 采用余热加热天然气已成为一种趋势。换热器可用蒸汽或热水作为加热介质。因此, 可以考虑利用烟气余热产生的热水对调压站内降压后的天然气进行加热, 以提高其温度, 满足燃机进气要求;此方案可以取代水浴式加热器和电加热器, 减少能源消耗, 提高电厂能源综合利用效率。

以GE PG9351FA燃机项目为例, 首先, 利用烟气余热产生的热水将20℃的天然气加热到35℃, 然后性能加热器再将35℃的天然气从35℃加热到185℃ (热水来自锅炉中压省煤器出口) , 余热锅炉尾部热水量为50 t/h, 温度为60℃, 回水为45℃, 经初步计算, 采用烟气的余热去加热调压站的热水加热器 (简称PRS FGH) 后, 余热利用不同工况的效率及出力及天然气耗量见表3。

由表3可见, 将天然气加热之后, 相对于天然气加热凝结水/给水方案, 由于利用烟气余热加热天然气, 天然气温度提高后, 天然气耗用量有所降低, 因此其热效率有所提高, 相对于加热凝结水方案, 提高了约0.4%, 效果比较明显。

3.3 制冷之后进行燃机进气冷却

降低燃机进气温度即增加了进气的密度, 相当于在相同时间吸入的空气量增加, 其单位时间内可以做功的工质增多, 使燃机的总出力增加。在高温天气, 加装压气机进气冷却装置是提高燃气轮机出力最为快速有效且安全可靠的方法。

降低进气温度对燃机出力的影响和对有用功输出的影响叠加, 对于F级燃气轮机来说, 夏季将35℃的空气冷却至15℃, 可增加燃机出力约11.17%。

但是由于投资比较大, 需经过技术经济分析论证后, 在条件合适的地区进行。一般实施此项目余热利用地区均为炎热地区, 太阳能热源丰富, 可适当辅助太阳能加热热水等实现。

3.4 生活用热水

生活用水所需参数较低, 一般50℃左右。根据目前大型F级燃气蒸汽联合循环机组的排烟温度参数, 可以在几乎不影响燃机及余热锅炉运行的前提下, 利用烟气余热, 生产60℃左右的热水供给相应用户。

厂区内的职工食堂、浴室等使用的生活用热水一般情况下由单独的加热器进行加热, 效率低且成本高, 因此可以考虑使用余热锅炉烟气余热加热生活用水供厂内使用。

厂区外居民区、酒店等用户的生活用水一般都是分散式的小型集中供水, 其效率不高, 成本昂贵, 因此也可以考虑利用余热锅炉烟气余热加热生活用水, 为厂区外的居民区、酒店等提供生活用热水。

例如广州大学城项目利用余热锅炉产生的高温热水送至热水制备站作为生活热水的加热热源之一, 经水-水换热器换热之后回到锅炉。热水循环系统采用母管制, 即两台机组共用一套系统。1号和2号余热锅炉尾部烟道加热器出口来的热水 (约90℃) 通过一根供水母管, 供至热水制备站, 通过面式换热器加热冷水, 经换热后温度降至 (约60℃) , 此热水可供大学城区域的生活用水, 社会效益及经济效益均较好。

3.5 夏季供空调制冷或冬季供暖

夏季可以利用烟气余热生产热水提供给热水型制冷机组进行制冷, 冬季也可以用烟气余热提供热水供空调机采暖。

例如广州大学城分布式能源站工程考虑利用烟气余热生产的热水制冷方案, 空调冷负荷约1 400 k W。制冷用的热水给水温度为120℃、回水68℃, 每台余热锅炉热水量约32 t/h, 2台余热锅炉产生的热水64 t/h, 可以满足上述空调冷负荷。

到非制冷季, 不需要制冷, 烟气的余热可以作为热源进行制热, 可选用制冷制热合体机组。

此类机组可以利用低温工业余热, 不消耗高品质电能, 而在工业余热利用方面有一定优势。吸收式余热制冷机组制冷效率高, 适用于大规模热量的余热回收, 制冷量小可到几十千瓦, 高可达几兆瓦, 在国内已获得大规模应用, 技术成熟, 产品的规格和种类齐全, 给联合循环的烟气余热利用制冷创造了良好条件。

4 结语

本文就主要联合循环电厂的余热烟气余热的利用方式进行了简要分析, 利用烟气余热加热凝结水/给水, 可以提高0.1%的热效率, 增加发电量约0.8MW;利用烟气余热加热天然气, 天然气温度提高后, 天然气耗用量有所降低, 因此其热效率有所提高, 相对于加热凝结水方案, 提高了约0.4%, 效果比较明显。在热水负荷丰富的地区, 可以将烟气余热尽量用于生产热水。

由于余热锅炉排出烟气温度进一步降低, 会导致余热锅炉尾部受热面积加大, 造成设备投资增加, 同时也增加烟气的阻力。因此, 考虑余热锅炉烟气余热利用的同时考虑需要增加的设备投资及其相关费用, 在二者之间找到一个最好的平衡点, 以便获得最大供热能力以及经济收益。

摘要：探讨了大型F级联合循环机组利用烟气余热进行凝结水/给水加热、燃料气加热, 进气冷却, 以及利用烟气余热制冷和采暖方面的应用, 分析表明, 大型联合循环电厂烟气余热利用潜力较大, 充分利用烟气余热, 具有一定的节能意义。

关键词：联合循环,余热利用,节能,天然气加热

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