核电厂余热范文

核电厂余热范文（精选9篇）

核电厂余热 第1篇

“余热导出功能”是核电站三大基本功能之一。压水堆启动、冷却、维修、换料等阶段的堆芯余热能否顺利导出是关系电厂安全的生命线。目前国内出现多种堆型并存的情况, 它们的余热导出系统设置各有其特点。

1 预热排出的必要性

核电厂的热量是由核燃料铀的裂变产生, 核燃料的可控裂变同时会产生裂变产物和中子俘获产物, 这些物质在停堆仍会发生衰变, 并放出热量。所以, 在核电厂反应堆停堆后, 堆芯的衰变热在很长一段时间内仍存在, 参照物理计算, 大约需要1000小时的时间, 衰变热占反应堆停堆前稳态功率的百分比才能降到0.11%。这些堆芯余热需要及时排出, 否则会聚集在堆芯引起温度升高, 导致冷却剂沸腾甚至堆芯融化的严重事故。2011年3月发生的福岛核事故就是因为停堆后, 堆芯热量不能导出, 引发的反应堆堆芯裸露以及随后的燃料包壳损坏, 放射性裂变产物向外界泄露。

2 不同堆型余热排出系统设置比较

2.1 余热排出系统的使用阶段

停堆初期, 堆芯热量仍然通过蒸汽发生器传递给, 依靠二回路蒸汽排出放到冷凝器。一回路温度压力下降到一定程度时, 投入正常余热排出系统将反应堆冷却到冷态。下面对压水堆三代堆型 (以AP1000为例) 、二代+堆型 (以WWER为例) 、二代堆型 (以M310为例) 中余热导出系统的设置进行介绍和比较。对于设计基准事故和超设计工况, 一般依靠专设安全设施 (安注系统等) 来保证堆芯冷却, 不在此讨论。

2.2 不同堆型的余热导出系统

AP1000余热导出系统布置在安全壳外部, 包括两个序列, 从同一个一环路热腿吸入冷却剂, 经换热器冷却后直接送入堆芯, 由4个安全壳隔离阀实现安全隔离。这样的设计增大了安全壳内的容积空间, 同时避免了事故情况下水泵被淹没的风险, 提高了可靠性。

WWER余热导出系统布置在安全壳外部, 包括4个物理和逻辑相互隔离的独立序列, 正常情况下作为余热导出, 事故情况下还兼作为安全壳喷淋使用。管线分别与一回路4个环路的冷热腿相连, 分计划冷却和维修冷却两种工况, 运行方式非常多样化。

M310余热导出系统布置在安全壳内部, 两个并联序列, 从反应堆冷却剂2环路热段取水, 经过换热器冷却后通过安注箱的注射管线返回到1、3环路的冷段, 满足单一故障准则。

在2代、2代+压水堆核电厂中, 余热导出系统被设计成为安全相关系统, 并执行安全相关功能;而三代堆型AP1000中, 余热导出系统被设计成为非安全相关系统, 该系统的运行不是设计基准事故的缓解所必须的, 由此为简化设计埋下伏笔。

2.3 功能方面差异及分析

共同点是:停堆时导出反应堆残余热量, 并维持反应堆的冷却剂温度为冷态温度;当主泵均未投入使用时, 余热导出系统内的泵使冷却剂形成循环。

不同的是:

1) AP1000增设了非能动的余热排出换热器和堆内换料水箱, 其余热导出系统可以给堆内换料水箱提供冷却, 在正常情况和事故工况, 避免换料水箱内水沸腾。其他两种堆型均无此功能。不过WWER的余热排出系统提供了地坑循环方式的余热排出方式。

2) AP1000的余热导出系统可以在一回路自动降压后, 从运输容器装载池取水向一回路提供补给水, 以防止第四级自动卸压阀门动作。WWER通过中压低压安注系统实现, M310无该项功能。

3) AP1000的余热导出系统在LOCA事故的工况下, 当以地坑再循环模式进行自然冷却堆芯时, 进行局部强制冷却循环, 提高了堆芯安全冷却能力;WWER及M310依靠地坑循环水进行安全壳喷淋, 可以通过余热排出换热器导出安全壳内热量, 冷却效果略逊。

4) 电源安全性方面, WWER采用4通道独立蓄电池和柴油机保证余热排出系统的运行, M310采用两个序列, AP1000由于其非安全相关没有采用安全级电源。

可以看出第三代堆型, 以其先天的优势, 在很多方面处于领先地位;但不可否认, WWER等2代+由于其多冗余的安全设计, 更能保证余热排出系统的运行, 防止正常情况下失去一回路热井。

2.4 布置特点及分析

1) 布置方面是换热器的旁路流量调节方式不同:AP1000共两列, 在每台换热器上并联一条设有调节阀门的管线来调节;WWER与此类似, 但有四个独立系列, 管线布置更独立;M310在2台换热器吸入口母管和排风管之间并联一条管线调节两个换热器流量, 两个系列管线之间共用母管。

M310中当停堆过程需要控制降温速度时, 通过调整流量调节阀门, 可以同时相同程度地调节流经每台换热器的流量, 但公共入口母管的设计会影响到系统安全性, 增加公因故障的几率;WWER中, 4个安全系列对每个余热导出系统的旁路流量可以分别调节, 控制冷却速度;AP1000功能设置跟WWER相似, 但只有两个序列。从这方面讲, M310应该是很简化的配置, 减少了阀门数量, 也简化了操作, 但不能单独调节每一个序列的流量, 操作灵活性不如其他两种堆型。AP1000应该达到了一个功能和造价的均衡。

2) AP1000的余热排出有其独到之处:系统与压力容器热管段接管座呈渐缩型管嘴, 这样设计好处是相对于没有渐缩的管嘴, 增大半管运行工况下泵入口汽蚀余量的安全裕度;余热导出泵入口管线设计成“自排气”管线, 从泵入口到主环路热段有一个持续向上的坡度, 没有局部高点, 这样当泵充满后热管达到一定液位即可启动, 不用以往的重新排气。

2.5 设备组成

WWER有4个序列, AP1000和M310都是2个序列, 而且AP1000余热导出设备是非安全级的, 而WWER和M310均是安全级的。由此对比第三代AP1000制造成本会明显低于较老期的堆型。

3 结论

通过比较分析看出, 随着堆型和理念的不断进步, 设计也更加合理更加趋于安全。余热导出系统的设计差异主要取决于堆型的设计理念。由于三代堆非能动理念的引入, 使得余热导出系统安全级别降了一级, 使得在保证其功能的情况下设备简化很多, 并使得事故情况下的余热导出更好。希望新技术能尽快得到圆满验证, 造福核电事业。

摘要：本文介绍了核电厂不同堆型中预热排出系统的设计特点, 并分析了系统设置的主要差异, 探讨更加有效的余热排出方式。

关键词：余热排出,堆芯冷却,核电厂余热,压水堆

参考文献

[1]广东核电培训中心900MW压水堆核电站系统与设备[M].北京:原子能出版社, 2007.

[2]AP1000核电厂系统与设备[M].北京:原子能出版社, 2010, 3.

余热电厂化水转正试题 - 第2篇

一、填空题（34分）：

1、凡独立担任工作的人员，必须经过考试。新参加工作的人员或调到新的工作岗位的人员，在必须学习规程的有关部分，并经过。

2、许可进行工作的事项（包括、、时间及时间）必须记在行班长（）的操作记录簿内。

3、在生产现场进行检修或安装工作时，为能保证有安全的和设备的安全运行，防止，发电厂各分场以及有关的施工基建单位必须严格执行。

4、《电业安规（热机部分）的补充规定所称热力系统包括、、、、、、、、以及、系统等发电生产设备系统。

5、汽、水取样必须通过、应保持畅通和充足。

6、化验人员应穿工作服。化验室应有自来水，通风设备、消防器材、、、碱伤害时中和用的溶液，以及、等物品。

7、试管加热时不准把试管口转向或，刚加热过的玻璃仪器不可接触及。

二、选择题（9分）

1、生产厂房（），必须保持（）。

A、附近B、内外C、卫生干净D、清洁完整

2、在操作盘、重要表计、（如水位计）、主要楼梯、通道等地点，必须设有（）。

A、工作照明 B、特殊照明 C、事故照明 D、保安照明

3、电厂热力和机械工作票上所列安全措施全部执行完毕应报告（），经（）了解执行情况后，联系（）办理开工手续。

A、运行值班人 B、运行班长 C、司机、司炉 D、工作负责人 年月日班次姓名

4、汽、水取样时应先开启冷却水门，再开启取样管的汽、水门，使样品温度一般保持在（）0C以下。调整阀门开度时，应避免有蒸汽冒出，以防烫伤。

A、50B、40C、30D、205、当浓酸溅到眼睛内或皮肤上时，应迅速用大量清水冲洗，再以（）%的硫酸氢钠溶液清洗，经过上述紧急处理后，应立即送医务所急救。

A、0.3B、0.5C、0.7D、0.96、当浓酸溅到衣服上时，应使用清水冲洗，然后用（）%稀碱溶液中和，最后再用水清洗。

A、5B、4C、3D、2

三、判断题（正确的画“√”，不正确的画“× ”）（14分）

1、事故抢修工作不需填用工作票。（）

2、工作负责人如工作许可人不允许在许可开工后单方变动安全措施，如需变动时，应经双方同意。（）

3、任何人进入生产现场必须戴安全帽，领导和参观人员除外。（）

4、机器的转动部分必须装有防护罩或其他防护设备，露出的轴端必须设有护盖，以防绞卷衣服，在机器转动时，如有必要，工作人员可从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其他防护设备。（）

5、汽、水取样过程中如遇冷却水中断，应立即将取样管入口阀门闭（）

6、禁止将药品放在饭食器皿内，也不准将食品和食具放在化验室内。工作人员在饭前和工作后要洗手。（）

7、搬运和使用浓酸或强碱性药品的工作人员，应熟悉药品的性质和操作方法，并根据工作需要戴口罩、橡胶手套及防护镜，穿橡胶围裙及长筒胶靴（裤脚应放在靴内）。（）

四、问答题（50分）

1、所有工作人员都应学会哪些急救法和熟悉哪些急救常识？（5分）

2、怎样进行工作票工作许可程序？（15分）

3、工作人员进入生产现场服装是怎样要求的？（15分）

核电厂余热 第3篇

关键词：余热回收；电厂；节能降耗

中图分类号：TK267 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）11-0174-01

随着我国经济的发展和社会环境的不断恶化，当今社会对环保和节能的要求越来越高。特别是对于电厂，如何采用先进的技术实现其能源利用效率的提升和环境污染程度的降低是其未来发展过程中首要解决的问题。传统情况下电厂产生的余热直接被排放到大气中，引发了一系列的能源浪费和环境污染问题，同时也导致电厂中余热的利用效率较低，因此下面我们就电厂余热的回收技术进行探讨。

1 余热回收模式

目前电厂余热常用的回收方式主要有背压式和调节抽气式两种，其中前者是将电厂发电产生的余热通过热电联产的方式为居民区实现供暖。通过情况下电厂排放气体的温度超过了106 °，将其经过供暖系统冷却后得到的冷凝水重新通过手机返回到电厂锅炉。余热回收过程中没有采用凝汽器，降低了余热回收过程中能量的二次消耗。但是由于电厂产生气体的输送线路较长，气体在传输过程中的能量损失情况非常严重，导致其热量利用率一般处于70%左右。后者在使用过程中采用了汽轮机，其中高压缸中的气体的温度达到了138 °C以上。气体从高压缸中排出之后，一方面可以通过供热管道为居民生活提供热力供应；另一方面可以直接传输到低压缸，利用其余热推动汽轮机工作。气体温度降低之后，得到冷凝水，通过凝汽器流出。

虽然后者热电联产供电模式使用了冷凝器设备，导致热电循环热的利用效率比背压式要低，但是该方式能够实现发电和供热的独立运行，确保了电厂正常发电工作的进行。

2 调节抽气式热电循环模式的工作原理

为了最大限度的实现对电厂产生余热的利用，下面我们就以调节抽气式热电循环模式为例介绍其工作过程中的主要控制流程。

①如果联合系统中没有热负荷，抽气阀处于关闭状态，系统中实现低压缸调节的阀门处于开启状态，确保了电厂中冷凝工作的正常进行。

②如果系统中热负荷较小，抽气阀开启的大小根据热负荷需求情况进行控制，从而确保热力用户的正常需求。

③如果系统中的热负荷较大，抽气阀和低压缸的调节阀全部打开，设备工作在无节流状态。

④如果系统中的热负荷进一步增加，系统会在将抽气阀全部开启的同时，降低低压缸调节阀的开度，从而提高其进气量的多少，确保用户能够获得足够的热量供应。

⑤为了实现电厂正常发电工作，和电厂产生余热的回收利用，在具体应用过程中需要设计冬季供暖循环系统、全年热水供应循环系统以及锅炉回收加热系统，这三个系统在使用过程中既保持相互独立，又相互联系。热电厂可以根据用户负荷的需求，实现对每个系统中流量的控制。如在冬季可以关闭锅炉回收加热系统，在夏天可以关闭供暖系统。首先循环水吸收电厂发电产生蒸汽中的部分热量，使其温度处于30～45 °C左右，然后循环水通过三通阀进入热泵，提高进水口凝结水的温度，使其重新循环到锅炉房。

3 余热回收技术的优势以及应用效果

将发电厂产生的大量热量进行供暖，是一项非常重要的节能降耗技术，得到了发电厂的广泛关注，该技术的应用具有如下几个方面的优势。

3.1 节省热电联产的投资

余热回收技术的应用能够将发电厂产生的热量直接用于居民生活供暖，无需在重新进行换热战的建设，一方面节省了热电转换过程中设备和厂房的投入，另一方面还降低了人工管理成本的支出。

3.2 安装方便

余热回收技术中，其供水温度一般保持在70°C左右，管道的膨胀率较低，能够将用于热量输送的管道埋设在地下，避免了传统热力管道在空中架设的弊端，确保了城市景观的美化。同时在管道安装过程中，可以根据街道的规划情况进行地下供水管道的设计，形成一个完整的供回水管网，降低城区中换热站的数量。最后供回水管网可以从街道中直接接入各个住宅小区，方便用户热量的使用。

3.3 运行安全性和舒适性较高

余热回收系统中采用了闭式循环模式，只有热电厂不存在安全隐患，就能够确保供暖系统的正常运行，且整个热力供应不受该地区停电或者停水现象的影响。另外用户在使用过程中可以根据自己的需求调整其所需热量的多少，实现对室内温度的有效控制，确保室内环境的舒适性。

改造之前，某城区全部使用汽水换热器进行工段，通过对其历史数据信息的计算，原供暖系统每年需要为用户提供108 435 t的热蒸汽量。经过余热回收改造之后，该城区每年能够节电406 t，节煤13 311 t。通过余热回收技术的改造，城区供暖系统中设备数量得到了明显降低，实现了供暖系统维修所需要的人工和设备成本的投入的降低。同时余热回收技术的应用还提高了供热管网的使用寿命，解决了传统供暖系统存在的冷热不均问题，用户室内温度合格率超过了95%，避免了人为因素导致的供暖系统中水量的减少。另外通过计算，余热回收技术的应用每年能够为热力公司降低13 530 t煤炭的燃烧，降低了热力公司的燃煤成本，同时实现了对环境的有效保护。由此可以看出，采用余热回收技术进行热电联产改造具有非常可观的经济效益和环境效益。

3.4 具有较高的环保性

由于余热回收过程中采用的技术不需要消耗任何能量，也不会产生任何污染，只是一个能量的转换过程。因此该技术的采用具有较高的环保性能，而且还能够降低电厂和热力公司单独运行过程中燃煤产生的二氧化碳气体以及其它有害气体会大气环境造成的影响。

但是由于城市面积的不断扩展和城区用户数量的不断增加，对供暖量的需求不断增加，现阶段热电厂面临着非常严重的热量供应不足问题，影响了城市供热的质量。热电厂产生的蒸汽虽然含有较大的热量，但是其跟环境温度相差较小，因此在余热回收过程中如何将这部分能量进行再利用是热电厂首先要解决的问题。既要避免蒸汽直接排放到环境造成的环境污染，又要避免热量提取造成的能源浪费。

4 结 语

随着时代的不断发展，能源成为制约我国经济发展的主要因素。传统情况下电厂生产过程中产生的大量热量直接排放到大气中，居民生活所需热量通过燃煤方式供应，不论是那种生产方式都产生了能源的浪费和环境的污染，不能够满足当前社会发展的需要。特别是随着市场竞争的日益激烈，希望通过采用先进的余热回收技术，将电厂排放蒸汽中的热量进行重新回收，用于居民生活供热，进而实现电厂和热力企业的生产成本的降低。本文主要就余热回收技术的原理和热量回收模式进行分析，给出了余热回收技术的优势和经济效益，为热电厂的可持续发展提供了参考依据。

参考文献：

[1] 胡鹏，付林，肖常磊，等.电厂循环水源热泵区域供热系统研究[A].全国暖通空调制冷2008年学术年会论文集[C].2008.

[2] 呂太，刘玲玲.热泵技术回收电厂冷凝热供热方案研究[J].东北电力大学学报，2011，（1）.

[3] 杨俊.电厂循环水余热回收供暖节能分析与改造技术[J].节能，2011，（1）.

火电厂烟气余热利用节能分析 第4篇

当今世界的能源类型逐渐呈多样性方面发展, 由于化石燃料的不断减少, 使用化石燃料的电厂节能问题是现在火电厂建设的重要考虑问题[1]。排烟热损失是电站锅炉热损失中最大的一项, 研究表明, 若排烟热量直接被锅炉利用, 排烟温度降低22℃, 锅炉效率就会提高1%[2]。低温烟气余热资源主要包括显热和潜热这2个部分, 燃煤锅炉烟气中水蒸气体积份额大约为8%, 携带热量约占30%[3]。现有各种锅炉要么没有回收烟气余热, 要么则为了避免低温烟气露点腐烛, 仅仅回收烟气的显热, 这些因素都是锅炉排烟温度偏高的主要原因。开展烟气余热的深度利用研究, 从而充分回收烟气的显热和潜热, 对提高我国化石能源的综合利用效率、促进节能具有十分重要的意义。

锅炉低温烟气余热回收方式一般有2种, 即:一是增加低温省煤器和空气预热器的受热面, 使用烟气余热加热锅炉循环水和空气;另一种方式是增加低温有机朗肯循环系统, 将低温烟气余热转化为高品位的电能或者机械功[4]。当前, 耐腐蚀合金管、金属基管聚合物涂层技术在低温烟气换热器换热元件上的应用研究取得了进展, 尤其是聚乙烯、聚氯乙烯、聚四氟乙烯、环氧树脂等涂层材料, 可有效抵御烟气结露所产生的各种酸腐蚀, 这使得进一步深度降低锅炉排烟温度成为可能[5]。已有研究者对锅炉排烟余热利用进行了大量的研究, 其中将排烟余热用于加热凝结水, 参与蒸汽回热循环, 是有效的回收余热利用途径之一, 也是火电站未来主要的节能发展方向。

1 烟气余热利用的热力学分析方法

电站锅炉低温烟气余热用来加热汽水系统中凝结水, 可替代部分汽轮机抽汽, 增加机组出功。而在一个系统中加入新的组件后势必要分析其对系统是否有利及其有利程度。利用火用方法分析该方式的可行性, 再利用等效焓降法分析对具体各参数的影响。传统火电站系统的火用损单元包括烟气加热器、抽汽加热器、汽机与凝汽器, 低温省煤器启用后增加了烟气加热器传热火用损失, 由于排挤了抽汽, 抽汽加热器的传热火用损失降低, 而汽机的不可逆火用损失和凝汽器放出的火用损失均增加[6]。因此在进行热力学分析之前要先进行总体的火用效率考量。若下标yr、qr、T、c分别表示烟气加热器、抽汽加热器、汽机与凝汽器, 传统系统净增功率为:

不计换热器压损, 由文献[7]可知:

式中:Ts、Tcq—分别为被加热凝结水与抽汽加热器抽汽的对数平均温度, K。

由于抽汽加热器的温差已定, 烟气加热器传热温差也不能过小, 假设其温差相等, 则传统系统启用后, 高压部分火用损失率不变, 低压部分火用损失率增加μ1∏T, L1, 凝汽器放出的火用损失率增加μ1∏c, 其中μ1为排挤抽汽量。分析可知, 若利用排烟热量已定, 则利用排烟的温度越高, 净增功率越大。

电站锅炉尾部余热利用的热力学分析主要采用等效焓降法[8,9]。根据已定的蒸汽参数和回热系统参数, 假设机组新蒸汽流量、燃料供应量为定值, 热力系统的微小变化不会引起各级抽汽量全部变化, 只对某几级产生影响, 系统所有少抽蒸汽所增加的发电功率, 都会使汽轮机效率提高[10]。

2 排烟余热加热系统分析

利用烟气余热加热凝结水的示意图如图1所示。凝汽器出口的凝结水经轴封加热器, 1#、2#低压加热器后将凝结水送至锅炉尾部烟道内的低温省煤器内吸收烟气余热, 低温省煤器中的凝结水被烟气加热后, 返回到回热系统, 节省汽轮机抽汽[11,12]。

要计算该系统的余热利用性能时, 首先需要计算烟气在低温省煤器中的放热量。烟气放热量可由公式计算得出:

式中:I—实际烟气焓值, k J/kg;Ig0—理论烟气焓, k J/kg;Ia0—理论空气焓, k J/kg;α—烟气的过量空气系数;V0—理论空气量, m3/kg; (cϑ) a—1m3空气在ϑ℃时的焓, k J/m3。

式中:Vx—烟气中X成分体积; (cϑ) x—温度为ϑ时, 烟气中成分X的焓值。

根据式 (3) 可以得出, 烟气放热量Qs为:

式中:Bj—燃煤量, kg/s;Iin—低温省煤器入口烟气焓, k J/kg;Iout—低温省煤器出口烟气焓, k J/kg。

其次, 将烟气加热凝结水的热量按照纯热量加入系统来计算, 用等效焓降法分析其经济性。假设有一股纯热量引入级加热器j, j级抽汽减少1kg, 这1kg的抽汽返回汽轮机, 它从j级开始做功到凝汽器, 凝结为水后吸收各级抽汽的热量升温回到j级, 完成一个局部的回热循环, 所做的功h和为j级的等效焓降。根据等效焓降的概念, 对于1kg新蒸汽的做功就等于它的焓降, 对于有回热抽汽的汽轮机组, 1kg新蒸汽做功量为新蒸汽的做功等于它的焓降, 即:

式中:H—新蒸汽等效焓降, k J/kg;ηj d—汽轮机机电效率;d—机组汽耗率, kg/k Wh。

根据等效焓降的计算式可以得出:

式中:Ar—取值为γr或是τr视加热器的型式而定。

若j为汇集式加热器, 则用γr替代Ar;若j为疏水放流式加热器, 则从j以下 (包括j) 直到汇集式加热器, Ar均用τr代替, 而在汇集式加热器以下, 无论是疏水放流式还是汇集式加热器, 一律都用τr替代Ar。

对于各级抽汽都可以计算出抽汽的等效焓降Hj后, 由做功与加入热量之比, 可得相应的抽汽效率ηj为:

烟气放热利用在能级j上, 因而按等效热降的概念, 其新蒸汽等效焓降增量ΔH为:

系统的热经济性δηI相对提高:

式中:H—新蒸汽等效焓降;Qs—烟气放热量;D—主蒸汽流量。

最终计算得煤耗率降低量Δbncp:

3 余热利用方案及约束条件

排烟余热利用系统的热点主要包括以下方面:

1) 将空气预热器安装于锅炉的尾部, 并且将余热回收器安装于竖井的烟道中;2) 根据锅炉的工作状态进行排烟温度的测量, 其下降范围在20℃左右[13];3) 该系统需要考虑烟气侧出现受热面腐蚀和积灰等现象;4) 作为独立的控制系统, 余热回收器系统在发生故障的情况下, 可以进行解列, 不会对机组的正常工作造成影响[14]。

这些性能也给烟气余热利用低温省煤器的安装带来很多约束条件:1) 低温省煤器的烟气入口温度往往是固定的, 而出口温度又受材料承受烟气腐蚀能力的限制;2) 余热利用的效果既受锅炉侧烟气温度、成分等影响, 也受汽轮机侧抽汽回热系统的限制;3) 余热利用换热器的烟气侧和工质侧的换热温差在实际工程中, 受到传热空间和面积的限制, 为了满足工程需要, 对数温差要保持在20℃以上[15]。为保证换热效果并考虑实际换热面积, 低温省煤器和空气预热器的换热节点温差要分别保证在10℃[16]和15℃以上, 所以要根据这些约束条件, 在低温省煤器的各个并联方案中选取效率最高、损失最小的一个。

低温省煤器与凝结水系统连接方案如图2所示。其中td表示低温省煤器入口凝结水温度, td'表示低温省煤器出口凝结水温度。图2 (a) 、 (b) 中低温省煤器与7#、8#低压加热器并联, 凝结水一部分流过低压加热器, 一部分流过低温省煤器, 该布置可节省本级抽汽。图2 (c) 、 (d) 中低温省煤器与凝结水管道串联, 凝结水先经过上一级低压加热后, 进入低温省煤器吸收烟气余热, 从而提高了凝结水温, 然后进入下一级低压加热器加热, 所需加热量减少, 从而排挤下级抽汽[17]。

4 实例分析

选取某典型1000MW超超临界燃煤机组作为研究对象, 该机组采用N1000-26.25/600/600型超超临界中间再热凝汽式汽轮机和SG-3093/27.46-M533超超临界压力直流锅炉。锅炉燃用设计煤种 (收到基碳、氢、氧、氮、硫、水分分别为:56.26%、3.79%、12.11%、0.82%、0.17%、9.57%) 时, 锅炉实际燃煤量为409.9t/h, 锅炉热效率94.08% (按低位发热量计算) , 排烟温度130℃[18]。汽机的热力特性参数如表1所示。

锅炉排烟温度为130℃。考虑到锅炉煤种、尾部烟道材料、酸露点腐蚀等因素, 低温省煤器允许的最低出口烟温均设定为85℃。根据以上的烟气放热量计算及经济性指标表达式, 结合案例的实际设计运行数据, 对采用低温省煤器的4种集成方案分别进行了热力设计计算和经济性比较, 相关结果如表2所示。

由表2可得在该机组参数下, 方案d的节能效果是最好的。可见, 在回收等量烟气余热的情况下, 选择并联和串联2种联结形式节省同一级抽汽所获得的做功收益相同;节省越高级别回热系统抽汽, 效益越好;低温省煤器串联接入系统时, 换热温差较大, 有利于减少换热面积。该分析充分说明布置低温省煤器是可行的且是有益于节能降耗的[19]。

上述各串联和并联方式是最原始的低温省煤器布置方案, 后经过发展将空气预热器分成高温空气预热器及低温空气预热器2个, 低温省煤器串联在两者之间, 这样可以利用较高温的烟气, 加热较高温的凝结水, 排挤更上一级的抽汽, 从而提高汽轮机做功量, 实现能量的梯级利用[15]。

5 结语

1) 通常尾部烟道烟气温度还有100~120℃左右, 直接排入大气会产生很大的损失。利用锅炉竖井烟道尾部烟气余热热量加热凝结水, 节省汽轮机抽汽是烟气余热利用的主要节能方式。

2) 用尾部烟气加热凝结水的实际措施为在空气预热器之前或空气预热器之间加装低温省煤器, 具体布置方案根据各不同容量机组的排烟温度而定, 在考虑汽轮机效率的过程中要同时考虑空气预热器的低温腐蚀问题。

烟气余热回收技术在电厂中的应用 第5篇

1 锅炉烟气余热回收利用技术

有多种方法可以降低锅炉排烟热损失。从运行方面来讲, 燃用设计煤种或适宜实际运行的煤种, 保证锅炉燃烧良好, 保持稳定、适当的锅炉出力, 保持受热面清洁、定期除灰, 降低过量空气系数、减少漏风, 都可以有效地降低排烟损失。由于目前公司运行管理良好, 从锅炉的运行、检修、试验、检测等管理方面已无更大的节能空间。采取新的节能技术, 例如尾部烟道增设余热回收换热器的方法才能进一步突破节能瓶颈。

1.1 余热回收换热器

烟气温度每降低15℃, 锅炉热效率提高1%。但烟气温度不能低于酸露点, 否则会发生结露腐蚀, 为应对锅炉负荷波动及燃烧煤种的变化, 换热器壁面温度应做到可以调控[2]。

换热器的壁面温度做到可控可调, 实际运行时换热器最低壁温控制值应参照用户实际所使用燃料的烟气酸露点作相应变动, 通过调节经过换热器的除盐水的量, 控制换热器放热段的放热量, 达到控制换热器的壁温的目的。

换热器利用烟气余热可以加热除盐水、凝结水或者空气。换热器的安装位置较为灵活, 如果安装在空气预热器之后、除尘器之前, 即可以降低排烟温度, 又可以起到保护除尘器的目的, 特别是对布袋除尘器有明显的保护效果。

运行过程中, 烟气中的飞灰对换热器磨损比较严重。防止换热器被飞灰磨损的方法: (1) 增大换热器进出口烟道截面积, 减少平均流速。考虑到积灰、阻力、迎风面的灰分硬度和换热效率的综合影响, 一般将换热器的烟气平均断面流速控制在7~10 m/s之间;并设计断面速度梯度, 避免底部积灰; (2) 采用导流板或防磨瓦。具体操作是适当增加导流板以防止烟气走廊的产生, 在前两排 (沿烟气方向) 加装防磨瓦, 在前三排 (沿烟气方向) 采用防磨翅片, 减少飞灰颗粒对换热管道的直接冲击性磨损, 延长换热器的使用寿命。 (3) 增加管材厚度, 防止管子被飞灰磨穿。 (4) 选用耐腐蚀材料, 比如ND钢 (09Cr Cu Sb) , 它具有较强的抗低温腐蚀能力, 力学性能与碳钢相当[3]。

1.2 酸露点计算

如果安装于锅炉尾部的换热器受热面的最低壁温低于烟气的酸露点, 将发生严重的酸露腐蚀和堵灰, 影响锅炉安全运行。所以, 换热器的壁面温度必须控制在酸露点之上, 在保证受热面不结露的前提下降低排烟温度。

酸露点计算根据《锅炉机组热力计算标准方法》经验公式:

考虑到灰分对于酸露点的影响, 我国广泛的使用此经验公式。其中:

tld为纯水蒸汽露点温度;由水蒸气表查取或者按照下式计算

为烟气中水蒸气体积分数, %;

Szs为燃料折算硫份, kg/k J。

Azs为燃料折算灰分, kg/k J。

式中:Sar, Aar, Qar, net, p分别为收到基硫分, 收到基灰分及低位发热量;β为与炉膛出口的过量空气系数有关的常数。

2 节能环保效益

电厂锅炉利用烟气余热回收技术, 可以提高锅炉热效率, 降低煤耗, 增加发电量, 减少二氧化硫等有害气体排放。

以一台蒸发量为75 t/h循环流化床锅炉为例, 尾部烟气流量为136000 Nm3/h, 通过烟气余热回收换热器, 将尾部烟气由146℃降低到125℃, 降低幅度21℃, 回收的热量全部用于加热除盐水。

2.1 回收的热量

式中:Vg为烟气流量, Nm3/h;

ρg为烟气密度, 取1.2 9 5k g/Nm3;

pgC为烟气比热, 取1.12 k J/ (kg℃) ;

ΔT为换热器前、后排烟温度温差, ℃;

ϕ为设备保热系数, 取0.98;

Q为换热器回收热量, k W。

2.2 等效标煤量

式中:Q为换热器回收热量, k W;

H为设备每年运行小时数, 取4320 h;

pQ为标煤的发热量, kcal/Nm3;

ηk为锅炉效率, 取89.92%;

860为“大卡”和“千瓦时”单位转换系数。

应用换热器技术进行节能改造后, 回收了原直接排放烟气中的热量1128 k W, 相当于年节约标煤666 t (按年运行4320 h计) 。

2.3 引风机增加的能耗

由于在烟道中增加烟气回收装置, 增加了系统的阻力, 所以必然会增大引风机的能耗。

(1) 引风机增加的能耗yP为:

式中:∆hy为引风机增加的烟气阻力, Pa;

Vg为烟气流量, N m3/h;

?y为引风机效率, 取75%;

(2) 增加的耗电量为15.11 k W, 占总节能量的1.33%。

(3) 增加的年总耗电量E为:

式中:yP为引风机增加的能耗, k W;

H为设备每年运行小时数, 取4320 h。

2.4 循环经济效益分析

应用余热回收技术进行节能改造后, 回收了烟气余热, 提高了锅炉整体热效率, 节省了燃料消耗, 从而降低了二氧化碳和二氧化硫的排放。

(1) 节约原煤量G:

式中:Q为换热器回收热量, 单位:k W;

H为设备每年运行小时数, 取4320 h;

Qp为原煤的发热量, 单位:k C al/k g;

ηk为锅炉效率, 取89.92%;

860为“大卡”和“千瓦时”单位转换系数。

(2) 二氧化碳减排量Nco2

式中:Car为收到基全碳;

Mco2为二氧化碳的分子量;

MC为碳的分子量。

式中:Sar为收到基全硫;

Mco2为二氧化硫的分子量;

MS为硫的分子量。

(4) 经济效益分析。

如果按照标煤价格900元/吨计算, 该锅炉年节能经济效益和社会效益如表1所示。

3 结论

电厂锅炉烟气温度的降低幅度不是随意的, 烟气温度需要控制在酸露点之上。只要能够充分利用限制范围之内的余热, 就可以对电厂的经济效益有很大的提高。采用余热回收利用技术有效的回收锅炉尾部烟气余热, 降低煤耗, 提高锅炉热效率, 增加发电量降低二氧化碳与二氧化硫的排放量, 达到节能与环保的目的。

参考文献

[1]冯俊凯, 沈幼庭, 杨瑞昌.锅炉原理及计算[M].北京:科学出版社, 2003.

[2]梁著文.烟气余热回收装置的利用[J].沿海企业与科技, 2010.

燃煤电厂低压省煤器的余热利用研究 第6篇

关键词：余热利用,低压省煤器,回热系统,锅炉

0前言

节能减排是我国经济和社会发展的一项长远战略方针, 也是一项极为紧迫的任务。电厂的节能改造可以从以下三方面来进行:提高热端温度、降低冷端温度和余热利用。提高热端温度的主要方法就是通过改进燃烧方式, 提高燃烧温度, 提升蒸汽参数, 降低燃烧过程的热损失, 但这一部分受限于锅炉和汽机材料的承受能力, 目前采用的超临界以及正在研制的超超临界机组就是通过这类方法来实现电厂热效率的提升。冷端温度主要是由燃煤电厂中的凝汽器来控制的, 在水冷机组中一般通过优化冷却水的循环倍率来优化冷端的温度。回收余热降低能耗对我国实现节能减排、环保发展战略具有重要的现实意义。同时, 余热利用在对改善劳动条件、节约能源、增加生产、提高产品质量、降低生产成本等方面起着越来越大的作用, 有的已成为工业生产中不可分割的组成部分。自20世纪六、七十年代以来, 世界各国余热利用技术发展很快。目前, 我国的余热利用技术也得到了长足进步, 但是与世界先进水平还有一定的差距, 有一部分余热尚未被充分利用, 有一部分余热在利用中还存在不少问题。

1 燃煤电厂余热利用方案分类

1.1 应用吹灰器改善受热面的换热性能

锅炉受热面在投入运行一段时间后就开始有灰污累计, 受热面上的这些结渣就会不断的增大传热热阻, 逐渐降低受热面的传热效率。在电场中采用吹灰器技术可以有效提高各个受热面的换热性能。水冷壁的除灰可以使其有效系数明显增大, 从而使炉膛出口烟温降低。在过热器区域除灰, 可以提高过热器的性能。

1.2 前置式空气预热器

电厂采用前置式热管空气预热器, 锅炉受热面换热分布将会重新分配, 使得多处的烟气温度都会有所变化。所以, 在设计前置式空气预热器时不能把它当作独立的换热器来设计, 而要把它看成锅炉尾部烟道的换热器之一。由于热管空预器回收的热量全部被带入锅炉内, 从而会使锅炉各个受热面的传热分布发生变化, 这对于锅炉的运行是很不利的。特别是对于小型锅炉, 运行中会出现技术性能指标逐步变差的现象。通过以上分析可以看出, 热管空预器所回收的热量其中有很大一部分是没有用的。

1.3 省煤器采用扩展表面

电站锅炉尾部受热面采用扩展表面技术来增大换热面积, 强化传热, 不仅可以减少承压管的总长度、弯头总数数和焊口总数, 还可以适当降低烟温, 从而使机组的安全性和经济性得到提升。随着热管技术研究的不断进行, 肋片管的应用范围不断的扩大。因为肋片管可以大幅度扩展受热面积, 强化传热, 所以单位体积内能够布置的受热面积就被增大了。

1.4 低压省煤器技术

在电厂中, 锅炉排烟温度过高暨锅炉余热问题一直是困扰着人们的一个难题。锅炉余热是电厂生产过程中由燃料燃烧及热能换熟设备、用能设备和化学反应设备中产生而未被用尽的能量资源, 其中也造成了电力用煤的浪费, 而且其数量极其可观。据统计, 在火力发电厂中, 锅炉的排烟热损失占锅炉热损失的80%左右。受热面污染程度随着锅炉运行时间而加剧, 排烟温度要比设计温度高20℃~30℃。计算表明, 一台400t/h超高压锅炉排烟温度每上升15℃~20℃, 锅炉效率就下降1%, 标准煤耗上升3~4g/k W·h, 每年浪费标准煤3000多吨。我国大批设计温度较高, 运行时间较长的锅炉运行机组, 排烟温度最高可达200℃左右。因此采用各种不同的降低排烟损失技术, 力求降低排烟温度, 尽可能的回收排烟废热是一项很迫切的工作。低压省煤器可以回收电厂尾部高温烟气中的热量,

2 低压省煤器主要特点

低压省煤器与高压省煤器相比较, 虽然在能源利用的能级上稍逊后者, 但因以下独特的优势, 受到国内电厂的普遍欢迎: (1) 安装低压省煤器不会影响空预器出口的风温。尤其是锅炉燃用差煤时, 不能使用高压省煤器。 (2) 使用低压省煤器可以灵活地调节锅炉排烟温度, 夏季可以使排烟温度稍微低一些, 冬季则可以稍微高一些, 防止低温腐蚀。 (3) 在同样的余热回收量下, 安装低压省煤器的费用较安装高压省煤器要小得多。

3 低压省煤器在电厂的实施和节能原理

在电厂锅炉烟气湿法脱硫工艺中需要把锅炉的排烟降到50℃左右才可以进入脱硫塔, 否则会使脱硫效率降低。而脱硫后烟气又需要加热到80℃以上才可以进行排放。为节约能源, 电厂一般使用GGH以达到使用原烟气热量加热净烟气的目的, 使净烟气达到排放的标准。若吸收塔前的烟气温度为125℃, 则在电厂中80~125℃这一区间的热量没有得到充分的利用。可以通过低压省煤器吸收这部分热量来加热给水, 将热部分余热返回到回热系统中, 低压省煤器方案的主要特点:在尾部烟道安装低压省煤器, 利用汽轮机回热系统低压加热器水侧的冷凝水而非高压给水来冷却烟气, 其换热条件类似于省煤器, 但水侧的压力却远远低于省煤器的压力, 故称其为低压省煤器。低压省煤器的安装使得汽轮机换热系统得到一份外来热量, 节省了一部分抽汽, 很好的回收排烟热损失, 提高了全厂的热效率。分析指出烟气进入脱硫塔前的烟气余热可通过低压省煤器来加热凝结水, 然后让加热后的凝结水再并入某级加热器, 从而回收余热、提高机组效率的效率。根据温度对口、按质用能、梯级利用的原则, 提出了低压省煤器在热力系统中的耦合方案。

本文以某600MW超临界机组为研究对象, 研究了低压省煤器在燃煤电厂的布置方式, 一种典型的布置方式如下:低压省煤器与8号低压加热器出口串联, 加热8号低压加热器出口的给水, 低压省煤器 (LPE) 出口与6号低压加热器入口相连, 此种方式排挤了机组的7段抽汽, 被排挤的抽汽返回汽轮机做功。通过这种方式的耦合, 燃煤机组末端的烟气余热得到回收利用, 机组的运行性能得到显著提高。根据等效焓降法的分析结果, 该种耦合方案下锅炉的煤耗降低了2.192g/k W·h, 全年节省标煤7891.34t, 减少CO2排放2.009t/h。

4 结论和结果

本文从燃煤电厂节能减排方案出发, 分析了燃煤电厂可行的节能方法和部位, 并且提出了切实可行的方案:低压省煤器与8号低压加热器出口串联, 加热8号低压加热器出口的给水, 低压省煤器 (LPE) 出口与6号低压加热器入口相连。然后着重讨论了在燃煤电厂中添加低压省煤器的可行性。低压省煤器系统独立于主给水系统之外, 利用排烟余热代替汽轮机的抽汽加热温度较低的凝结水, 从而使抽汽被排挤回汽轮机继续膨胀做功, 提高了机组的经济性。增设低压省煤器后, 大量烟气余热进入回热系统, 这是在没有增加锅炉燃料量的前提下, 获得的额外热量, 必以一定的效率转变为电功。这个新增功量要远大于汽机真空微降所引起的功量损失, 所以机组经济性无例外都相应的提高了一些。

参考文献

[1]黄新元.龙口电厂1号炉低压省煤器优化设计[J].锅炉技术, 1998, 8.

[2]张建福, 赵钦新, 王海超, 张知翔, 周津炜.烟气余热回收装置的参数优化分析[J].动力工程学报, 2010, 9, 30 (9) .

核电厂余热 第7篇

随着城市化进程的快速发展, 供热面积的需求会迅速增加。在国家严格控制燃煤机组的同时, 大力提倡节能减排, 电厂有很多余热可以利用, 内部挖潜是解决供热问题的一个有效途径。回收利用电厂余热, 能有效地降低电力企业生产能耗, 提高电厂经济效益, 提高能源利用率, 节约能源, 减少废物排放, 符合国家的节能环保政策。而热泵技术因其具有高效节能环保的特性, 已经引起国家和地方政府的高度重视, 并出台了一系列法律法规和具体政策以促进其发展。

1 工程简介

某电厂一期工程建设规模为2×300MW单抽采暖供热机组。改造前厂内设换热首站, 通过热网水管道向热用户提供130°C高温热水, 回水温度70°C。2×300MW抽凝供热机组, 配2×1025t/h燃煤锅炉, 额定采暖抽汽量2×500t/h, 最大采暖抽汽量2×550t/h, 电厂额定供热能力为653MW。改造后增建热泵房, 吸收式热泵房采用两层钢筋混凝土框架结构, 建筑面积1520.4m2, 一层为热泵机组房间, 共布置2台热泵机组, 同时设水工专业循环水升压泵坑;二层布置4台热泵机组, 三层局部布置电气、热控用房间。热泵房尺寸纵向为29m, 共3跨;横向为20m, 共2跨。

2 经济效益探讨

电厂增加吸收式热泵回收凝汽器乏汽余热, 年发电量不变, 通过减少运行成本和增加供暖热量的方式实现经济效益。经济效益计算中最关键一步为每年可节约标煤耗量计算, 通过其可折算出运行成本、增加供热量 (面积) 以及节能减排其他数据。本文引用国内某电厂已运行电厂的数据说明增加吸收式热泵后电厂可节约的标煤量来体现其经济效益。计算吸收式热泵机组节约标煤量, 一方面考虑凝汽器背压升高, 会增加汽轮机热耗, 另一方面电厂年发电量保持一定, 综合比较改造前后电厂标煤耗量的变化。现以上面所述某电厂为例简述节约标煤量计算。因篇幅有限, 本文仅就以下两种情况进行改造前后技术对比。

2.1 供热面积1360万平改造前后主要经济指标对比

注:供热面积1360万平为机组投入热泵后最大供暖面积.

结论:通过表1供热面积1360万平改造前后全厂主要热经济指标对比表可以得出, 如不增加热泵机组, 大唐丰润热电厂供暖能力不能满足1360万平供暖面积的需求。热泵机组投产后, 增加采暖季总供热量98万GJ, 增加供暖面积172万平米, 折合全年节约标煤量3.0万吨, 此时为机组最大供热能力的供热收益。大唐丰润热电厂2×300MW机组降低年均发电标煤耗率9.1g/k Wh。

2.2 采暖抽汽量一定的情况下, 改造前后技术对比

表2为各个工况节煤量计算对比表。

本表格计算说明: (1) 1号机组年发电量不变。 (2) 1号机组抽500t/h采暖抽汽量不变。各个工况下主蒸汽流量不变。 (3) 平均供热标准煤耗率采用统筹法计算数据38kg/GJ

结论:在采暖抽汽量为500T/h时, 全年节约标煤2.47~3.47万吨。

通过以上两种运行状态改造前后进行对比, 增加吸式热泵机组后, 电厂的运行成本降低, 每年节约标煤2.473.47万吨。在机组不能满足日益增长的供热需求时, 能加172万平米的供热面积。由此可见电厂增加热泵式回收机组经济性很显著。

3 环境效益分析

3.1 节能减排分析

利用热泵回收循环冷却水余热进行供暖, 在提供热量的同时, 无需消耗新的能源, 相比常规供热方案节约了大量能源, 减少了烟尘、SO2和NOx等污染物的排放, 不产生温室气体CO2, 同时又减少了煤、灰渣在装卸、运输、贮存过程中对环境、交通及占地的影响, 使城市环境空气质量得到改善, 具有非常明显的环境效益。

本文中某电厂利用热泵可回收循环水热量, 每年可节约标煤量、减排烟尘量、减排SO2量、减排NOx量及减排温室气体CO2量见表3。

3.2 CDM申请

我国是温室气体减排潜力较大的发展中国家之一, 加之具有良好的投资环境, 开展CDM合作的市场前景广阔。某电厂该项目具备申请成为CDM项目的基本条件, 本项目建设方正委托咨询单位开展CDM项目申请。温室气体减排收益, 根据目前碳市场上CO2的排放交易价格, 按照10欧元/t CO2计算, 1欧元兑换9元RMB计算, 估计本工程CO2总减排收益见表4 (单位万元RMB) 。

4 结语

综上所述述, 在不增加锅炉和供热机组的情况下, 利用现有采暖抽汽, 回收循环水余热, 某电厂热泵机组投产后, 回收余热≥95MM, 机组最大运行效益增加≥172万平的供暖面积, 年增加供热量≥98.1万GJ, 折合标煤量为年节约≥3.0万吨, 每年可减排烟尘35.73t、SO2272.15t、NOx481.12t, 每年可减排温室气体CO299502.26t。由此可见, 采用吸收式热泵技术回收电厂机组乏汽余热, 降低了供热能耗, 节约煤耗和电耗, 减少大气污染物的排放, 对加快市政建设、保障热力供应、改善城市环境等有直接推动作用。某电厂通过增加吸收式热泵回收凝汽器乏汽余热效益显著, 并在工艺技术、建设条件和经济上是可行的, 节能效益、环保效益和经济效益方面显著。建议进一步开展工作, 大力发展电厂中余热回收工作。

参考文献

[1]孙方田, 李德英, 李翠洁, 付林, 张世钢.基于喷射式换热的热电联产集中供热技术[J].区域供热, 2013 (04) .

[2]马最良, 赵伟.在我国应用吸收式热泵站的经济分析[A].全国暖通空调制冷1998年学术年会论文集 (2) [C].1998.

核电厂余热 第8篇

上海大屯能源股份有限公司所属江苏大屯铝业有限公司于2009年对其阳极炭素生产线石油煅烧窑烟气余热锅炉进行改造, 利用余热锅炉产生的蒸汽发电, 建设成的余热发电厂0#机组规模为13 MW发电机组, 属于节能减排和资源综合利用项目。其基本工艺流程为高温烟气送入炉内进行换热, 加热炉内给水, 使水变为中温中压蒸汽, 送往汽轮机膨胀做功, 使汽轮机产生机械能带动发电机高速运转产生电能。发电机端出线直接通过电缆单线接入大屯铝业有限公司10 kV炭素变电站。

在2009年9月分析机组接入电网方案时, 发现上网线路保护采用三段式电流保护难以满足要求, 主要问题是上网线路保护和上下级保护不匹配, 需要分析保护不匹配原因和采取应对措施。

2 保护配置不匹配原因分析

2.1 分析要求

依据上网线路继电保护装置选择性、速动性、灵敏性和可靠性的4个基本要求[1], 在满足原则的前提下, 考虑最经济的方案。

2.2 设备概况

江苏大屯铝业有限公司6.4万t/a阳极工程现有QC57/1000-28-1.25余热锅炉1台套, 其参数为P=1.1 MPa, t=320℃, Q=24.8 t/h。配1台QF2-3-2A型、10.5 k V发电机。发电机组由发电机出口10 kV开关柜经电缆线路与碳素10 kV配电站母线连接, 从而实现余热电站与系统并网运行, 电站与电力系统并网运行, 发电机发出的电量全部用于全厂负荷。

大屯铝业有限公司10 kV炭素变电所现有2条10 kV电源进线来自220 kV大屯铝厂变电站10 kV母线, 两条电源进线互为备用。10 kV炭素变现有变压器6台, 电压等级为10/0.4 kV, 10 kV接线方式为单母线分段接线, 0.4 kV接线方式为单母分段接线。目前炭素变最大负荷为3MVA。

10 kV炭素变电站距离电厂约95 m, 220 kV动力变距电厂2km左右。目前主变容量220MVA, 电压等级220/10 kV, 220 kV部分为双母线接线, 由220 kV大屯电厂供电, 2008年220 kV动力变夏季最高负荷为1万kW。

2.3 保护范围

上网线路保护范围 (本级保护范围) :0#机组10 kV段 (以下简称电厂段) 致炭素变电站10 kV段 (以下简称炭素段) , 电气接线如图1所示, 上下级保护配置如表1所示, 保护范围如表2所示。

A.220 kV动力变;B.动力变高压侧开关 (简称高开) ;C.整流变出线开关 (简称出线开关) ;D.炭素变进线开关 (简称进线开关) ;E.炭素变电站10 kV段出线开关;F.辅机开关;G.0#机出线开关;H.0#发电机;M.炭素段;N.电厂段;P.整流变电站母线 (简称整流段)

2.4 保护分析

由图1和表1可知炭素段到电厂段保护是电流速断保护, 过电流保护是通过计算故障时故障点的电流, 并根据此电流的大小确定是否动作以及动作时间。根据《3～110 kV电网继电保护装置运行整定规程》[1]判断当过电流保护级差超过三级时, 它们在整定值与动作时间上都难以配合。而图1线路保护分为C-F段、D-C段、E-G段、B-C段四级。通过表1可知B-C段时间为3.5 s, 切断故障时间过长, 不利于系统稳定。系统从电厂段范围延伸到整流段辅机, 定值级差太小, 有可能抢动, 不符合选择性的要求。

根据0#机组10 kV段为例, 不能为增加保护选择性而改变保护定值级差。减小定值电流对本段来说, 由于余热发电厂10 kV上网线路的短路电流为2.62 kA, 使得在确定保护的动作定值时, 由于为了躲开10 k V上网线路最大负荷电流所引起的最大不平衡电流而计算的电流定值在数值上和上网线路95 m的低阻抗短路值相比太小, 因而很难整定定值, 造成C-F段保护不动而电厂段10 kV出线开关抢动。而加大定值就不能满足灵敏性[2], 导致上网线路内部短路时范围缩短, 使E-G段可能拒动。因此在E-G这段电缆保护中过电流保护和上下级保护的过电流保护难以配合。而E-G段保护的目的是保护图1中E-G这段电缆, 不是作为其上下级保护的后备保护。同时因本级保护范围很短短路电流大, 3 MW机组扣除厂用电后的上网功率为3.25 MVA。计算的短路电流如表3所示。

通过表3可知线路的短路电流过大, 因此本级保护最好实现无时限、全线速动。但是过电流保护由于AT (互感器) 制造的变比的不一致性, 上网线路长度和阻抗因温度和其他原因的不确定性以及元器件本身的测量误差等原因, 无法辨别被末端与相邻线路首端的故障, 于是过电流保护有可能将被保护线路对端C-F段上的故障判断为本侧线路末端的故障从而将原本无故障的本侧E-G段线路切除。为了满足选择性, 通常把无时限保护范围缩短到线路全长的80%～85%, 剩下15%～25%线路段上的故障, 如E-G段过电流保护II段2 s后保护动作切除, 这样就达不到速动性的要求。对E-G段线路保护, 应该满足选择性、速动性、灵敏性与可靠性4个基本要求。所以本级保护采用三段式电流保护难以满足要求, 应选择其他保护原理。

3 保护的选择应用

3.1 保护的选择

根据《3～110 kV电网继电保护装置运行整定规程》[1], “10 kV线路保护电流纵联差动保护由于无须与相邻线路的保护在动作参数上进行配合, 可以实现上网线路E-G段全线速动。所谓纵联差动保护, 就是利用某种通信通道将输电线路各端的保护装置纵向连结起来, 将输电线各端的电气量传送到对端进行比较, 以判断是本输电线的内部故障还是外部故障, 从而决定是否动作切除本线路的保护原理。”它不需要计算线路短路电流向量值, 而是将E-G段保护测量点的电流进行差动电流计算, 如电流差满足, 动作于0#机组出线开关跳闸。决定了电流纵差保护具有良好的选择性, 能快速地切除保护区内的故障电流。所以本级保护采用纵联差动保护原理可以满足要求。

3.2 保护的应用

保护安装如图2所示。0#机组10.5 kV线路出线开关柜安装1套PSL621UF系列高压线路保护装置[3], 测量采样点设在余热发电厂10.5 kV线路出线开关柜和炭素变电站10.5 kV进线开关柜, 各安装1台光纤分相电流采样传输装置, 将两侧电流量通过电流采样传输装置变换成数字信号, 在通过光纤送到PSL621UF系列高压线路保护装置, 高压线路保护装置用电缆和0#机组主控制室联系并将信号量上传机组DCS系统。

E.炭素变电站;G.0#机出线开关;H.0#发电机;M.炭素段;N.电厂段

PSL621UF高压线路保护装置经过2个月的保护本体安装和控制、信号及其开关控制回路的调试, PSL621UF高压线路保护装置传动0#机组10.5 kV线路出线开关动作正确, 0#机组出线开关控制回路DCS内试操作正确, 信号反馈正确, 开关动作时间测量为85 ms, 于2009年5月16日并网一次成功。试运期间保护投入率100%, 全部符合0#机组运行要求。

4 结语

余热发电厂0#机组至10 kV炭素变电站的线路配置微机光纤分相电流差动装置为全线快速主保护, 三段相间距离作为后备保护, 铺设专用保护光纤通道。2009年9月大屯铝业余热发电厂0#机组上网到2011年4月, 通过1 a多的现场运行的考验和机组大修时的保护试验看, 安装的微机纵联差动保护状态良好。因此采用纵联差动保护比三段式电流保护更适合0#机组上网线路保护配制, 线路运行安全更好, 也是对大屯铝业余热发电厂安全运行的技术保证。

参考文献

[1]DL/T 584-95, 3～110 kV电网继电保护装置运行整定规程[S]

[2]李清波, 刘沛.光纤纵差保护的应用及灵敏度的提高[J].电力自动化设备, 2002, 22 (4) :21-24

核电厂余热 第9篇

火力发电厂主要有两大热损失, 汽轮机系统冷端排汽冷凝热损失以及锅炉系统尾部排烟热损失。影响电站锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度[1]。中国现役火电机组锅炉排烟温度普遍维持在120℃~150℃左右水平, 因此深度降低锅炉排烟温度, 回收烟气余热具有重大的节能意义。

烟气余热回收利用技术就是利用低温省煤器 (通常为管式换热器) 将锅炉的排烟温度由实际较高值降低到合适的温度, 同时低温省煤器利用这部分余热来加热凝结水, 排挤汽轮机抽汽, 增加汽轮机做功功率, 降低煤耗。若电厂为供热机组, 在采暖季节可将此部分余热用于采暖供热, 热能利用效率更高, 节能潜力更大。

2 烟气余热利用系统技术方案

2.1 低温省煤器本体

2.1.1 换热器型式

目前, 低温省煤器主要采用管式换热器的型式。由于光管的传热温差较小, 考虑到结构紧凑及节省成本等方面, 换热管束须采用扩展受热面强化传热。国内应用于低温省煤器的换热管主要分为螺旋翅片管和H型翅片管。

螺旋翅片管的主要特点是制作效率较高、造价较低, 在低尘的环境下有较好的应用。H型翅片管制作效率要低于螺旋翅片管, 造价略高, 但其较易清灰、耐磨损, 适用于除尘器前等高尘环境。表1为两种翅片管的性能及造价对比情况。

2.1.2 换热方式

低温省煤器根据回收的余热用途不同可分为一次换热和二次换热两种方式。一次换热一般用于烟气余热直接加热凝结水并排挤汽轮机抽汽的方式, 换热器即为低温省煤器。二次换热一般用于有采暖需求的电厂在采暖季将低温省煤器吸收的余热通过板式换热器等设备再次换热提高热网水温度, 二次换热主要用于保证在采暖季结束切换余热利用方式时凝结水的水质不受污染。

2.1.3 防腐蚀方式

通常进入低温省煤器的凝结水温度较低, 低温省煤器烟气出口侧管束壁面温度将低于烟气酸露点, 进而产生低温腐蚀现象。国内通常采用以下方式避免严重的低温腐蚀现象:

a) 采用ND钢等耐酸腐蚀的材料, 控制腐蚀速率, 并留有一定的腐蚀余量;

b) 根据烟气酸露点温度, 并通过热水再循环或从不同的低加位置取水进行混水等方式, 确定合适的低温省煤器进水温度, 避开发生低温腐蚀的严重腐蚀区;

c) 低温省煤器设置水侧和烟气侧进、出口温度测点, 及时控制水温及烟气温度。

2.1.4 防积灰措施

低温省煤器应根据不同的布置位置、烟气灰含量的特点等选择合适的换热管型式、合适的烟气流速以及设置吹灰系统等防积灰措施。主要有以下内容:

a) 低温省煤器布置在除尘器之后可采用H型翅片管或螺旋翅片管, 布置在除尘器之前可采用H型翅片管;

b) 设计合适的烟气流速。烟气流速根据低温省煤器的布置位置不同一般控制在10 m/s~13 m/s左右, 避免产生大量的积灰;

c) 设置吹灰器系统, 定时吹灰, 减少积灰发生;

d) 在机组停运时检查积灰状况, 利用高压水进行人工清灰。

2.2 烟气余热利用系统

2.2.1 低温省煤器进出口烟温选择

为保证夏季高温情况低温省煤器充分换热, 低温省煤器设计进口烟气温度可选择夏季机组额定工况下平均排烟温度。低温省煤器出口烟气温度根据低温省煤器的布置位置有不同的选择。当低温省煤器布置在除尘器前时, 排烟温度需保证不低于酸露点温度, 避免烟气结露, 影响除尘器。当低温省煤器布置在脱硫塔前时, 根据有限腐蚀的概念以及换热经济性等方面考虑排烟温度一般不低于90℃;

2.2.2 凝结水取水方式

考虑到低温腐蚀等问题, 需控制进入低温省煤器的凝结水温度。若无法在回热系统中取得较为合适温度的凝结水, 则一般采用两种方式确保低温省煤器入口水温:一种从两级不同的低加入口取水并混合至合适的温度;另一种从一级低加入口取水并从加热后的回水中取部分再循环水与入口取水混合至合适温度。

2.2.3 凝结水分水系数优化

在低温省煤器的凝结水进水温度、低温省煤器烟气进出口温度确定的情况下, 凝结水分水系数将会对节省标煤量以及技术经济性产生影响。随着分水系数的减小节省标煤量趋向增加, 低温省煤器换热面积也同时增加, 但两者增加的幅度不同, 在某一分水系数下存在技术经济性最好的一点。若以技术经济性作为评价项目的最终目标, 则可确定较为合适的分水系数。

2.3 低温省煤器布置

低温省煤器视其设置位置不同, 可分为以下三种情况:

a) 低温省煤器设置于空气预热器出口、除尘器入口前的烟道上。在降低锅炉排烟温度的同时, 减小飞灰比电阻, 提高除尘效率, 减少污染物排放。但是由于控制烟温在酸露点之上, 因此烟气余热不能够充分利用, 同时烟气温度的降低增加了除尘器防腐蚀的难度, 增加了除尘器内堵灰的可能性[2];

b) 低温省煤器设置于引风机出口即脱硫塔入口前。低温烟气冷却到合适温度后直接进入脱硫塔, 不存在对引风机等设备造成低温腐蚀危害, 可以最大程度地利用烟气余热。低温省煤器设于脱硫塔前, 减少烟气蒸发水耗量, 起到一定的节水效果。同时, 换热管束的磨损和堵灰的问题也较轻;

c) 低温省煤器布置按串联两级设置。将低温省煤器分为串连的两级, 第一级布置在除尘器的入口, 第二级布置在吸收塔的入口。这种布置方式既可以提高电除尘器效率和布袋除尘器使用寿命, 又可以充分吸收利用烟气热能。但其系统较为复杂, 工程造价也相应提高。

3 应用实例分析

现以火电厂为例, 通过系统设计及优化, 分析增设低温省煤器后的节能潜力。

3.1 系统设计

本工程为300 MW发电机组, 额定负荷烟气量为1 100 000 Nm3/h, 夏季额定工况平均排烟温度为135℃, 年平均排烟温度为125℃。实际燃烧煤种的酸露点为101℃。根据电厂实际情况, 设计将低温省煤器布置在脱硫塔前的烟道上, 烟气温度由135℃降至92℃左右。

该机组7号、8号低压加热器组合设置于凝汽器喉部, 无法从温度较为合适的7号低加入口取水。因此, 低温省煤器从8号低加入口取水, 经烟气冷却器加热后回6号低加入口。为防止管束壁温过低造成严重的低温腐蚀, 系统设置有热水再循环, 从低温省煤器出口取部分热水与进口冷水混合, 混水温度为70℃。

机组增设低温省煤器带来烟气阻力增加, 计算额定负荷运行时约增加500 Pa的烟气阻力。

3.2 节能效果分析

机组在额定工况下, 加装烟气余热回收利用系统后, 1台机组的节煤效果见表2。

4 烟气余热利用项目建议

电厂在进行烟气余热回收利用项目前, 应重点注意以下内容:

a) 调查空气预热器换热效果。若空预器换热面积不足、换热元件积灰等均会影响换热效果, 造成排烟温度偏高。因此, 应首先解决空预器换热问题, 消除空预器对排烟温度的影响;

b) 由于增设低温省煤器必然增加了烟气阻力, 因此需首先调研引风机出力裕量问题。引风机裕量将直接影响低温省煤器换热面积的计算, 进而影响工程造价。若引风机裕量不足, 需考虑提高引风机出力的相应改造方案及费用, 也可与电厂脱硝改造同步讨论;

c) 在进行节能效果计算时, 需要考虑汽轮机做功功率增加或增加供热面积等方面, 无需考虑锅炉效率的提高, 以免造成重复计算。因为计算锅炉排烟热损失的排烟温度为空预器出口温度, 烟气余热利用技术只是利用了空预器出口后的排烟废热, 锅炉效率并没有提高。

摘要：对烟气余热利用技术设备和系统进行相关设计及优化分析, 并以300 MW机组为例, 分析其节能改造方案及节能潜力, 对烟气余热利用项目提出了完善建议。

关键词：低温省煤器,排烟温度,节能潜力

参考文献

[1]闫顺林, 李永华, 周兰欣.电站锅炉排烟温度升高原因的归类分析[J].中国电力, 2000 (6) :20-22.