基于热容流率的换热网络夹点设计法

以Linnhoff换热网络夹点技术理论为基础,提出了在进行换热网络设计时,考虑热容流率随温度发生变化时确定夹点位置的方法,并结合实例进行分析计算。该法对夹点位置、最小温差、公用工程用量的确定更加准确,对投资费用的估算也更接近于实际。

NTU与流体温度及热容流率比间的定量关系研究

换热器操作型问题计算往往需反复试差或查取算图,计算繁复或有误差。为回避试差或查算图,对单程无相变换热器传热单元数与流体温度及热容流率比间的定量关系进行研究,导出了计算公式,对导出公式及获得的计算图表通过实例检验和分析。研究结果表明:用导出公式确定流体温度及介质消耗量可避免试差或查算图,方法简便、精度高;热容流率比存在临界值,在换热器设计及应用过程中需控制在临界值以下,以确保换热过程的经济性。

单程换热器流体温度沿程分布函数

导出单程间壁式换热器在逆流或并流时两换热流体温度的沿程分布函数,推出在热容流率比(ms1cp1/ms2cp2)>、<、=1的情况下:(1)两流体温度沿程分布呈指数曲线形状和斜率变化趋势是唯一的;(2)两流体之间的进、出口温差Δt1和Δt2之相对大小,也是唯一的。

300MW一次再热亚临界燃煤发电站系统改进研究

在传统300MW一次再热亚临界燃煤发电站的空气预热器中,烟气与空气的换热温差大,导致了较大的损失,并且硫酸蒸汽易在冷端凝结使受热面产生低温腐蚀和堵灰的问题。此外,在回热系统中,汽轮机的抽汽与凝结水在换热时,回热加热器热端处的传热温差大,抽汽的过热度难以利用。针对传统电站的上述不足,提出了一种新型电站设计方案,并对其进行了热力学分析和技术经济性分析。在改进电站中,烟气凝结水预热器(flue gas-condensate preheater,FGCP)替换了传统电站中的空气预热器,省煤器后的烟气全部被用来加热部分凝结水,空气和其余凝结水则由汽轮机的抽汽进行加热,同时,增加1股高压抽汽用于保证热空气达到设计的温度要求。研究结果表明:保持FGCP中凝结水和烟气的热容流率相等,可以消除常规电站内空气预热器中的温差夹点,锅炉排烟温度降至103℃而不会产生低温腐蚀和堵灰;将空气加热器与回热加热器串联布置,优先利用了抽汽的过热热来加热空气,减小了蒸汽和凝结水的传热温差;改进电站的发电效率和净发电效率分别达到了45.34%和44.20%,相较常规电站分别提高了1.2和1.0个百分点;改进电站的动态投资回收期约为4.27a,具有可行性。

燃煤发电机组烟气余热利用系统改进研究

为提高电站的能效水平,以某600 MW超临界燃煤机组为例,对旁通烟道和机炉耦合热集成型烟气余热利用系统进行了热力学分析。这两类热力系统可使电站供电效率分别提高0.77%和0.85%,但在锅炉冷端换热设备中冷热工质的能级匹配仍存在不足。据此提出了一种集成抽汽式空气加热器(SAH)型烟气余热利用系统,该系统采用温度匹配和热容流率匹配相结合的方法对低温烟气热能的梯级利用进行优化。结果表明:与案例机组相比,集成SAH型烟气余热利用系统的供电效率提升1.10%,高于旁通烟道和机炉耦合热集成型烟气余热利用系统所带来的供电效率增益,该新型热力系统的动态投资回收期和净现值分别为2.44 a和10757.55万元,在工程上具有可行性。

一种新型亚临界燃煤电站系统分析

针对300 MW一次再热亚临界燃煤电站提出了一种新型热力系统方案(改进电站),对其进行了热力学分析与技术经济性分析。在改进电站中,流经空气预热器后的烟气在烟气-凝结水预热器(FGCP)中被用来加热部分凝结水,空气在空气加热器(SAH)中经抽汽加热后进入空气预热器,其中,SAH与相应的回热加热器串联布置。调节FGCP中凝结水的流量,使其热容流率和烟气的热容流率保持相等,借此消除常规空气预热器中存在的温差夹点。结果表明:改进电站中锅炉排烟温度可以被降至烟气酸露点附近而不会产生低温腐蚀和堵灰;改进电站发电效率可达45.29%,相较常规电站提高了1.14百分点;改进电站的动态投资回收期约为4年,具有可行性。