燃气锅炉烟气冷凝热和水深度回收与脱硝一体化工程实测

针对北京市某燃气供热锅炉房排烟温度高、氮氧化物等污染物排放量大和雾气大等问题，采用防腐高效烟气冷凝热和烟气冷凝水深度回收利用技术与氧化催化脱硝技术相结合，对锅炉进行了改造和跟踪实测。结果表明，改造后烟气温度降到25～45℃，节能率为6．7％～18％，回收烟气冷凝水10．3～28．8 t／d，氮氧化物减排43％～54％。

燃气供暖锅炉烟气冷凝热回收适用技术分析

当前燃气供暖锅炉烟气冷凝热回收的方式主要有两种类型,文中笔者主要阐述了在现实使用过程中对其产生影响的有关要素,并依据我国北方某地区的燃气供暖锅炉运行状况及参数调研数据展开分析。随后,对尾部对比了几种单独设置烟道的余热回收技术进行了比对,以该地区所使用的二级换热合并水源热泵技术所开展的燃气供暖锅炉烟气冷凝热回收的应用进行了适用技术分析,研究了燃气供暖锅炉中余热回收、提升供热效率的技术手段。

大型燃气锅炉烟气冷凝余热深度回收技术方案与节能潜力分析

针对大型燃气锅炉排烟温度高、能耗高、排放量大等问题,结合烟气余热深度利用中遇到的锅炉房空间小,需要的热回收设备大、阻力大、造价高,节能改造资金紧张等问题,提出了不同的燃气锅炉烟气冷凝余热深度回收利用技术方案,以减小设备体积、阻力,减少成本。北方某既有大型燃气锅炉改造工程的节能分析结果表明：排烟温度由160℃降至30-50℃,节能10%-13%;单台锅炉（70MW）回收烟气冷凝水70-160t/d,除水率达27%-60%,减少了雾气排放量,减排二氧化碳和氮氧化物10%以上。

燃气锅炉烟气冷凝余热深度回收与除雾工程实测分析

针对北京某小区燃气供热锅炉排烟温度高、雾气大、烟囱下大量烟气冷凝水结冰,采用自主研发的防腐高效烟气冷凝热能回收装置对锅炉进行排烟余热深度利用与除雾改造,使烟温降到19℃~28℃,深度回收利用烟气余热及烟气冷凝水,明显改善了烟囱雾气排放,解决了烟囱下大量结冰问题。该技术推广应用,可以节约天然气和供热运行费,减少NO X和CO2及雾气排放,对雾霾防控具有实际意义。

基于排烟余热深度利用的燃气锅炉低污染排放方案优化

针对燃气锅炉排放物氮氧化物含量高、雾气大,降氮改造通常导致锅炉效率降低、烟气回流易造成锅炉腐蚀,为保证锅炉房内空气环境要求需要增加能耗等问题,提出了基于烟气冷凝热能和烟气冷凝水深度回收,排烟余热加热热网水、助燃空气及供暖气流的燃气锅炉低氮排放优化方案。以排烟温度已降低到70℃以下、热效率达到95%以上的北京某29 MW燃气供热锅炉增效、降氮、减排和近无烟排放改造工程为例,进行了节能、节水、除雾、降氮等技术经济效益分析。实测结果表明,不同锅炉负荷下,烟气温度从48.6~60℃降至37.6~46℃,节能5.2%~8.4%,单位容量锅炉(700kW)回收烟气冷凝水0.68~1.54t/d,氮氧化物质量浓度降至30mg/m3以下,烟气除水(雾)率可达66%,节能、节水、环保效果显著。

大型燃气锅炉排烟余热深度利用改造工程实测分析

针对严寒地区大型煤改气供热锅炉燃料成本高和烟雾大问题,采用自主研发的防腐高效低阻烟气冷凝热回收装置,对新疆骑马山热力站70 MW大型燃气供热锅炉进行了烟气冷凝余热和烟气冷凝水深度回收与除雾节能改造,改造后新增供热面积30万m^2。实测结果表明:在不同锅炉负荷下,烟温从88~180℃降到33~54℃,节能率达13%,锅炉总效率达107.3%;辅以自然空气冷却除湿后,排烟温度降到21~35℃;每台锅炉每天回收烟气冷凝水70~130 t,烟气除湿率达70%,明显减少了烟雾排放;烟气冷凝热回收利用节能、节水、减排、经济效益显著。

热泵型天然气热电冷联供系统实践研究

介绍了一类新型的热泵型天然气热电冷联供系统,系统利用吸收式制冷机在冬季兼作热泵运行,提高了系统的能源利用效率,降低了运行成本,除了增加一个回收冷凝热的换热器外,不会过多增加系统的额外初投资。通过对该系统的理论和实践研究表明,这类系统能充分利用天然气这种高品质能源,提高系统的综合利用效率。

锅炉排烟余热深度回收利用节能改造工程实测分析

应用防腐型烟气冷凝热回收装置对北京某供暖锅炉房进行了排烟余热深度回收利用节能改造,将烟气作为吸收式热泵的低温热源用于供热。工程跟踪实测表明,采用烟气冷凝热回收装置可将锅炉排烟温度从84～114℃降到27～43℃,提高燃气利用效率(单项节能率)7.2%～13.6%;回收的烟气余热中水蒸气凝结潜热占68%～84%;排烟温度平均每降低10℃,锅炉系统总热效率提高约1.0%～2.3%;单位容量(1t/h)锅炉每天产生0.8～3.0t/d的烟气冷凝水,可回收利用;烟气冷凝水对烟气有显著的净化作用。因此,锅炉低温烟气余热深度利用有较大的节能、节水、减排潜力。

热电厂排烟余热深度回收利用模拟试验与节能分析

针对燃气热电厂燃气燃烧和排烟余热的特点,采用防腐型高效烟气冷凝热回收装置对燃气锅炉房进行了节能改造,建立了模拟电厂排烟余热供热系统,试验研究了燃气热电厂烟气冷凝余热回收利用的节能减排潜力。工程实测表明,在电厂排烟温度为55～103℃的条件下,进入烟气冷凝热回收装置的水温为19～32℃时,烟气温度可降到30～39℃;烟气温度每降低10℃对应的节能率为1.4%～3.2%;单位容量(1t/h)锅炉每天产生0.7～1.2t烟气冷凝水,可资源化再利用;烟气冷凝水的pH值约为2.4,显现强酸性,设备防腐至关重要。在电厂排烟温度低于100℃时,仍有巨大的节能、节水、减排潜力。

一电厂消除脱硫系统白烟技术经济比较

为了消除燃煤电站烟囱的白烟现象,按照烟气直接加热和烟气先冷凝再加热两种方案针对一工程进行了烟囱消除白烟的初步工程方案设计,并进行了烟囱消除白烟的技术经济比较和分析。结果表明,烟气先冷凝再加热的消除烟囱白烟的方案具有明显的技术经济优势。

燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术

燃煤电厂湿法脱硫后湿饱和烟气的直接排放一般会造成湿烟羽现象。对烟气加热法、烟气冷凝法、冷凝再热法和膜回收烟气水分法4种湿烟羽消除技术机理进行理论分析,利用湿烟羽预测模型定量计算了4种湿烟羽消除技术的参数选择。结果表明:烟气加热法,当环境温度低于5℃,相对湿度大于40%时,烟气需要加热至100℃以上;烟气冷凝法,当环境温度低于0℃,环境相对湿度大于40%时,需要将烟气冷凝低于15.5℃;烟气冷凝再热法的冷凝温度越低,再热温度就越低,当环境温度高于5℃,烟气冷凝至40℃,再热温度不高于80℃;膜回收法,当环境温度大于15℃、水回收率达到40%时,基本无白烟产生,而环境温度低于5℃时,水回收率要达到60%以上。

燃煤电厂烟气湿烟羽消除技术研究

简单介绍了烟气湿烟羽形成机理,详细阐述了燃煤电厂烟气湿烟羽的消除技术,主要有三种,烟气加热技术、烟气冷凝技术和烟气冷凝再热复合技术,并总结了设计方案时考虑的因素。

百万千瓦级燃煤机组烟气脱白技术研究

我国多数燃煤电厂采用湿法烟气脱硫工艺,尾部饱和湿烟气直接排放,形成可视湿烟羽。目前无泄漏式烟气换热器技术与烟气冷凝再热技术均已成功运用于百万千瓦级燃煤机组,标志着燃煤电厂湿烟羽问题能得到有效解决。以这两种烟气脱白技术在两家电厂投运工程为例,从烟气脱白效果、经济性等多方面进行对比和研究。

燃气锅炉降氮提效改造工程实测

针对燃气锅炉降氮改造中遇到的回流烟气冷凝腐蚀和对热效率要求高等问题,采用基于排烟冷凝余热深度回收利用的降氮提效及改善锅炉房内空气环境的方案,对北京某燃气供暖锅炉房进行改造。实测表明,当锅炉运行负荷为42%～67%,烟气再循环率为15%～20%,过量空气系数为1.36～1.55时,排烟中NO_x含量为11.5～42.7 mg/m^3,锅炉系统未发现腐蚀,供暖回水温度为33.3～40.7℃,烟温从88～112℃降至40～44℃,燃气热效率提高8.2%～12.1%,单位容量(700 kW)锅炉回收烟气冷凝水0.88～1.25 t/d,烟气除雾率37%～50%,同时改善了锅炉房内空气品质。2个供暖季耗气量对比结果表明,锅炉房总节气率为14.8%,降氮、提效、节水、除雾,节能和环保效益显著。

燃煤电厂“湿烟羽”消除措施研讨

目前国内较多燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺进行烟气脱硫,脱硫后烟气为饱和湿烟气,直接排放后易形成"烟羽"。目前国内外已有针对"湿烟羽"治理的相关技术措施。本文对烟羽形成的影响因素和主流治理技术的特点及其原理进行了阐述,并结合湿烟羽的特性探索了一条可行的消"烟"节能路径,对烟羽现象的治理具有一定的参考价值。

热泵型天然气冷热电联供系统实践研究

介绍了一类新型的热泵型天然气冷热电联供系统，系统利用吸收式制冷机在冬季兼作热泵运行，提高了系统的能源利用效率，降低了运行成本，除了增加一个回收冷凝热的换热器外，不会过多增加系统的额外初投资。通过对该系统的理论和实践研究表明．这类系统能充分利用高品质能源天然气，提高系统的综合利用效率。

利用地温能的新型热电冷联供系统及应用分析

科学合理的能源规划方案对提高能源利用效率、保障能源供应安全有着重要意义。本文针对某典型用户的负荷特点,提出了一种低碳型冷热电联供(BCHP)系统配置方案,通过全年负荷预测和能耗分析,将该方案与其它方案进行了比较。分析可知,该方案可充分利用低位热能,使深入挖掘烟气余热与土壤源等低位热源成为可能;在夏季将制冷与除湿相结合可提高供热供冷效率,并实现热量回灌,保持地热的冬夏季平衡。同其它方案相比,此方案的供热节能与减排量均在50%以上,同时可降低运行费用,增量投资回收期在1 a左右。该方案的确定为低碳型能源系统的配置以及能源规划的制定提供了新的途径。