解读热电联产燃煤锅炉定排污水回收利用技术

定排污水的目的是控制污染率,锅炉本身有着比较大的水资源消耗量,燃煤类的锅炉是目前的主流锅炉类型。为了实现燃煤锅炉排污率控制,其定排污水的特征就需要多加留意。热量高、排量大使其回收利用成为热电厂环境保护与节约能源工作的切入点。文章将以西北项目为例,该项目热电厂的燃煤锅炉在与运行过程中,为了实现排污水的有效控制与利用,减少能源浪费,决定对锅炉的排污水回收利用进行研究。本文先行讨论锅炉的有效定排污水方案,随后根据实际情况确定新时期回收利用能源的有效办法。通过总结西北电厂经验,为我国其他地区热电厂的定排污水管理提供参考。

清洁燃煤热电联产与燃气调峰结合的新型集中供热系统优化

我国燃煤为主的能源结构带来了严重的环境问题,因此必须推行清洁高效的集中供热方式。降低热网回水温度,既能拉大供回水温差,降低管网投资和水泵耗电,又能为回收低温余热创造有利工况,可以提升集中供热的可行性。为此,以热水型和燃气型吸收式热泵为基础,构建新型热网大温差换热系统,在大幅降低一次网回水温度的同时,实现了清洁燃煤热电联产和燃气调峰的有机结合。基于此,为提升新系统的综合能效和经济性能,对不同应用条件下的系统关键参数进行优化。与常规热电联产集中供热系统相比,综合?效率提高29.2%,电厂供热能力提高47.5%,单位热量输送综合成本降低18.6%。结果对于构建能效更高、可实施性更强的新型集中供热系统具有一定参考。

从燃煤热电联产到天然气冷热电联供——中国工业和建筑物从一次能源到终端利用模式的战略转型

燃煤热电联产(CHP)与天然气冷热电联供(DES/CCHP)是非常重要的能源系统技术。CHP着眼于一次能源转换效率的提高,但能采用CHP的工业有限,而建筑物用能中也只有冷季节的供暖,加之碳减排的压力,进一步压缩了燃煤CHP的发展空间。天然气的快速发展和科技进步催生了DES/CCHP技术,它以"高能高用、低能低用,温度对口、梯级利用"理论指导能源领域全过程的系统优化、能效提高,目标是高能效、经济性和碳减排。中国发展燃煤CHP和天然气CCHP都比世界迟了几十年,燃煤CHP仍将继续发挥作用,而加快发展天然气CCHP无疑更为重要。"十二五"期间新增GDP的相当大一部分是在新开发的工业园区和新城区,如果新区新增1200×108m3/a天然气用量,把发电和供冷、热、汽集成在一起,建设几百个百兆瓦级的区域型DES/CCHP,就能替代3×108t标煤/a,可比传统利用途径多替代约1×108t标煤/a。如何付诸实现,首先必须转变观念,要从能源全局和战略高度规划天然气CCHP;其次有关部门应尽快把提高能效、碳减排和碳排放份额指标分解落实到位;还要制定各种政策、法规给予支持。

热电联产系统集成蒸汽喷射器性能分析

基于某典型超临界600 MW燃煤热电联产机组提出集成蒸汽喷射器和外置式蒸汽冷却器的新型系统。其中,新型系统Ⅰ通过蒸汽喷射器利用再热蒸汽回收乏汽余热;新型系统Ⅱ进一步集成外置式蒸汽冷却器降低混合蒸汽过热度并减少给水在锅炉的吸热量。基于EBSILON professional建模,对系统在最大供热工况(供热抽汽量800 t/h)和变工况进行调峰性能和热力学性能分析,并探讨混合蒸汽压力和换热器端差对系统性能的影响。结果表明:在最大供热工况下,新型系统Ⅰ和新型系统Ⅱ的供热量较参考系统分别提高21.59百分点和14.47百分点,发电效率提高2.48百分点和2.78百分点;在供热量为300 MW时,新型系统Ⅰ和新型系统Ⅱ的发电负荷调节率较参考系统提高了6.00百分点和3.91百分点,发电量下限降幅达84.75MW和74.32MW;混合蒸汽压力由50k Pa提高到85k Pa,新型系统I和新型系统Ⅱ的总效率分别提高3.02百分点和2.65百分点;上端差由1℃提高到9℃,新型系统Ⅰ和新型系统Ⅱ的总效率分别降低1.67百分点和1.51百分点。研究结果可为燃煤热电联产机组扩大供热和深度调峰提供技术选项。

燃煤热电联产系统冷端余能供热改造研究进展

高比例间歇性可再生能源的嵌入提高了对燃煤机组调峰能力的要求。在居民供暖需求量日益增加的背景下,热电联产系统冷端余能供热改造可有效缓解系统调峰能力不足和供热量不够的问题。介绍了高背压、热泵余热回收及低压缸“零出力”3种供热改造方式。通过具体改造实例对高背压供热改造方案进行了评估;以吸收式热泵为主,介绍了热泵余热回收供热改造原理并分析了其性能参数;以切除低压缸进汽、光轴改造为例,介绍了低压缸“零出力”供热改造方式的特点。总结了3种供热改造方式的适用情况,以期为后续的燃煤热电联产系统冷端余能供热改造提供参考。

大型燃煤热电联产系统研究现状和展望

燃煤热电联产系统是一种同时供热和发电的能源利用方式,由于其具有较高的能量利用效率而被广泛采用。低碳要求日益严格增加了高比例可再生能源嵌入的必要性,与此同时,对燃煤热电联产系统提出了新的要求。结合燃煤热电联产系统的特点,首先从供热参数的优化设计、增设热泵系统的余热回收以及耦合可再生能源系统等三个方面介绍了提高系统效率的研究现状,然后从扩大热电比、增设电热转换装置以及耦合储能系统等三个方面评述了提高系统灵活性的应用方式,最后从灵活碳捕集和化学链燃烧技术应用于燃煤热电联产系统进行了展望。期望对未来燃煤热电联产系统的发展方向提供指导。

双碳目标下燃煤热电联产机组储能技术应用分析

[目的]“碳达峰、碳中和”目标要求现有能源结构进行深刻变革。提高原有燃煤热电联产机组灵活调节能力是保障新能源电力安全并网的重要内容之一。[方法]分别从燃煤热电联产系统灵活调节需求、潜在储能应用现状以及耦合储能技术的发展方向等方面进行了评述。[结果]分析认为深度“热电解耦”仍是提高燃煤热电联产系统的关键内容。其次,为满足“源–荷”匹配性,储能技术将在燃煤热电联产系统中发挥重要作用,其中具有应用潜力的储能技术主要包括储热、蓄电以及飞轮储能。[结论]最后根据燃煤热电联产机组耦合储能技术的应用特点,提出了储能性能老化、新能源消纳、扩容区域热电负荷中长期变更、初投资与回收期的经济性分析四个方面的建议以及需要注意的相关问题。

燃煤热电联产机组灵活性改造适应深度调峰市场技术探讨

新能源发电技术具有节能和环保的优势,但风能和太阳能具有间歇性发电、电力供应稳定性差,引发电网负荷的频繁波动,在其迅猛发展的同时,热电联产机组持续增长,供热和供电的矛盾突出,供热期调峰困难加剧,使得电网调峰压力持续增大,新能源消纳形势日趋严峻。本文主要探讨燃煤热电联产机组灵活性改造适应深度调峰市场技术,合理进行方案选择。

生物质气化与燃煤热电联产机组耦合的经济性分析

介绍了生物质气化与燃煤机组耦合发电技术,并以1台8t/h生物质气化炉与350MW燃煤热电联产机组耦合为例,分析了其耦合的经济性。生物质燃气输入到燃煤锅炉的热量按3种不同方法进行经济性测算,其经济性差异较大,其中生物质燃气送入350MW燃煤机组中的热量按同时生产电能和热能计量,且按燃煤热电联产机组年平均发电标煤耗数值折算发电量,耦合发电量大,发电收益好,耦合优势明显。

燃煤与燃气热源技术在热电联产项目中比选应用

利用热电联产技术建设集中供热中心可满足繁昌经济开发园区的供热需求。针对繁昌经济开发区现有及近期规划热负荷情况,对以天然气为原料的天然气热电联产(燃气-蒸汽联合循环供热技术)和以煤粉为原料的燃煤热电联产(现代煤粉锅炉供热技术)供热技术部分从环境影响、经济效益2个方面进行系统的技术对比分析。经对比分析可知,2种机组热源技术在空气环境、水环境、声环境及固废处置4个方面的环境污染均控制在可接受的范围内,环境效益相当,但现代煤粉锅炉系统热效率较高且具有更优的经济效益,因此现代煤粉锅炉供热机组更符合繁昌经济开发区热电联产工程的建设需求。

小型燃煤热电联产企业节能技术探讨

传统型区域热电联产企业面临机组老化、负荷带不足、昼夜峰谷差大等问题,给运行经济性带来了较大的困难.因此对原有系统设备进行多项节能技术改造,通过增设汽动给水泵、改良循环流化床锅炉的中心筒、增设烟气换热器等技术手段,获得较为可观的节能效果,解决了部分时段运行调整的困难,同时对环保减排也有一定帮助.

浅谈燃煤热电联产改为燃气蒸汽联合循环需要解决的几个瓶颈问题

在江苏减煤的大形势下,地方燃煤热电联产企业的生存环境极大地被压缩,取而代之是燃气热电联产企业。用清洁能源代替污染较重的能源是大势所趋,但不能一蹴而就,应该循序渐进。完全达到超低排放的燃煤热电联产企业要有一定的生存空间,燃气热电联产机组能否扬长避短,解决短板,在环保的同时实现经济性和稳定性的目标,实现完美替代。

小型燃煤热电联产背压机组不同参数下的经济性比较研究

本文根据目前国内小型热电联产背压机组的技术水平和发展趋势并结合某电厂扩建工程的实际工程情况,对比分析了亚临界参数供热机组与高温超高压参数供热机组在热经济性、供热保障性、运行灵活性、制造可行性等方面的优劣,最终确定了机组的最优装机方案。

电力市场环境下生物质气化耦合燃煤机组与风电场联合自调度优化策略

利用生物质气化耦合燃煤发电技术可以提升火电机组的燃料及运行灵活性,从而促进风电的高水平消纳,同时实现生物质能的有效开发利用。该文首先建立反映生物质气化耦合热电联产机组内部能流过程和外部出力特性的运行模型。然后,从能源供应商视角出发,给出耦合机组与风电场联合参与日前、日内和实时平衡市场的多阶段决策框架,提出反映联合体期望收益和条件风险价值的多目标自调度策略。最后,利用基于字典优化框架的增强ε约束法,给出构建帕累托前沿的多目标优化求解流程。以一台350 MW燃煤热电联产机组和一座600 MW风电场构成的联合体为例进行分析。结果可知,增设生物质气化子系统和联合运行能够使其经济效益提升6%左右,同时有利于降低能源供应商的运营风险。

南京市电力行业燃气和燃煤对雾霾天气的影响分析

本文以南京市2014年为例,满足规模以上工业企业供热供电量,燃气热电联产相对于燃煤热电联产节标煤量160.6万t,减排NOx量1 211.3t。结果表明燃气-蒸汽联合循环机组的环保效益优于燃煤机组,并且燃气热电联产在减轻南京市雾霾天气效果方面更为显著,气源充足地区实施"煤改气"顺应发展潮流。同时,根据南京市全年发电数据,发出同样多的电力,9F机组相对于燃煤机组节标煤量199.4万t,但多排出NOx量4 002.9t。可见,燃气轮机机组节能减排方面仍有很大的提升空间,国内燃气轮机排放标准应适时作出同步修改,使燃气轮机综合效益更上一层楼。

典型燃煤热电联产锅炉烟气污染物超低排放经济性对比

对3台不同容量热电联产循环流化床锅炉的烟气污染物超低系统吨蒸汽污染物脱除费用和吨污染物脱除费用进行分析.分析结果显示:每吨蒸汽生产产生的污染物脱除费用和每吨污染物脱除费用随着锅炉的增大而逐步减小,每吨蒸汽超低排放系统运行费用和占蒸汽价格的比例随着锅炉的增大而逐步减小.