2x600KW沼气发电机组余热利用热工计算说明书

瓦斯发电余热热力计算

瓦斯发电余热热力计算瓦斯发电余热利用热力计算一.热电联供设计目的本设计利用瓦斯发电机组的余热，将冷水加热成热水，供洗浴、冬季取暖或其他生活用水，实现热电联供，使瓦斯燃烧热能得到充分利用，减少热能浪费，从而实现能源综合利用的目的。

根据实际测试结果表明，所燃瓦斯气只有36%的热量用来发电，约有38%的热量通过高温烟气排空。

如果采用热电联供，设计一套废气余热利用系统，充分利用高温烟气热量，可使所燃气体总热量65%得到应用。

二. 废气余热系统组成及原理废气余热系统主要由烟气——水热交换器、给水泵或热水循环泵、阀门仪表、保温输水管线组成。

该系统由以上部分组成一个循环系统，给水泵或热水循环泵作为动力源，利用烟气——水热交换器加热水介质，产生热水或蒸汽，供生产生活应用。

系统设计以淄柴2台500kW瓦斯气体发电机组余热为例，可以得到压力为1.0Mpa，水介质工作温度在95℃，流量为7093千克/小时循环热水，热交换量约为53万大卡/小时。

或者可以得到压力为5kgf/cm2的蒸汽747kg，热交换量约为47万大卡/小时。

三. 系统热力计算淄柴2台500kW瓦斯气体发电机组正常运转时，发电功率为480kW、排烟温度在500℃左右，则500kW机组的耗气总量为：480/3×（1+13）＝2240m3/h烟气总重量为：2240×1.25＝2800kg排气烟道气体的比热容为0.26kcal/kg·℃如果将水自20℃加热到95℃用来冬季供暖，则二台发电机组可利用排烟余热为：（500-120）×0.25×2800×2＝532000kcal/h每小时可产生热水量为：532000÷（95-20）=7093kg按每平米冬季取暖需要热量70w计算，根据热量换算，1kw合860kcal/h，则供暖面积（每小时）为：（1）回收热量合千瓦数为：532000÷860=619kw;（2）供暖面积为：619×1000÷70=8842m2;二台发电机组可利用排烟余热产生5kgf/cm2蒸汽为：（500-170）×0.26×2800×0.98×2＝470870kcal/h按进水温度20℃计算，蒸汽温度152℃，蒸汽的热焓650kcal/kg，则每小时可产生总蒸汽量为：470870÷（650-20）=747kg。

概论余热发电系统热力计算方法

概论余热发电系统热力计算方法摘要：本文介绍了预热发电系统的热力计算方法及其推导过程，可根据本文理解余热发电系统热力计算，有一定的参考价值。

关键词：余热发电；热力计算Abstract: This paper introduces the preheating thermodynamic calculation method of power system and the derivation process, according to understand the thermodynamic calculation of waste heat power generation system, this paper has certain reference value.Key words: Waste heat power generation; Thermodynamic calculation一、系统热力计算方法和步骤及其划元原则1 系统热力计算方法以热平衡和工质平衡理论为基础，以基本换热计算单元为热平衡范围，在考虑掠过换热器外部的废气与换热器内流过的工质之间换热效率的基础上，建立一系列包含热平衡范围内各项热收入与热支出项目的热平衡方程，以求解每个基本换热计算单元在换热过程中的某未知参数值。

2 系统划元原则系统划元系指将余热发电系统划分为一系列可计算的基本换热计算单元，单元内的换热过程可建立唯一热平衡方程，以求解该单元在换热过程中的某未知参数值。

系统中的汽轮机做功、蒸汽冷凝、热力除氧和高温水闪蒸等均已是基本换热计算单元；而余热锅炉内的热水器、省煤器、蒸发器、汽包和过热器等则需将其划分为各种类型的基本换热计算单元。

这些基本换热计算单元既可是上述独立换热单元，也可是独立换热单元的各种组合。

所谓基本换热单元系最大可计算单元，以此单元为热平衡范围而建立的热平衡方程仅有一个因变量，或相邻换热单元的两个热平衡方程间有两个相关联的因变量，通过两方程的联立而求解出两个因变量。

河源电厂2×600MW机组供热机组的控制策略优化

河源电厂2×600MW机组供热机组的控制策略优化作者：李恩鹏来源：《科学导报·科学工程与电力》2019年第02期1.机组及其供热系统河源电厂一期2X600MW机组供热系统中，4段抽汽为供热主热源，再热冷段作为备用热源。

从电厂一期2X600MW机组每台机的再热冷段蒸汽管道止回阀后增加供热分支，在4段抽汽管道上增加供热分支，接到每台机组的压力匹配器。

每台机的压力匹配器还设置一个低温再热蒸汽的减压阀旁路，作为压力匹配器的备用供热管路。

每台机组低温再热蒸汽管道（额定负荷4.61Mpa，340.2℃）、4段抽汽管道（额定负荷1.0Mpa，379.4℃）根据设计分界处的参数要求，经压力匹配器或者减压器后的蒸汽参数不小于：1.7Mpa，298℃；每台机组最大供热能力120t/h。

厂区供热蒸汽母管到电厂围墙分界处的设计最大蒸汽流量200t/h。

在每台机组的压力匹配器后设置减温装置，保证到分界点的温度不超过285℃。

2 供热超（超）临界机组协调控制系统模型供热直流锅炉的协调控制对象模型可简化为一个四输入四输出系统，输入为汽轮机调节阀开度μT（%）、燃料量M（t）、给水流量W（t），压力匹配器调节阀开度U（%），输出为机组电负荷NE（MW）、机前压力PT（MPa）、分离器入口蒸汽温度θ（℃）或焓值H（kJ/kg）、供热负荷NH（MW），其相互间的耦合关系如图2所示。

燃料量增大，机组电负荷、压力、温度、供热负荷均增大；汽轮机调节阀开度增大，机组电负荷、供热负荷增大，压力、温度降低；给水流量增大，机组电负荷、压力、供热负荷增大，温度降低；压力匹配器调节阀开度增大，给水流量增大，机组电负荷、压力降低，供热负荷增大。

图2中实线为强相关关系，虚线为弱相关关系，在调节系统构建和参数配置时，为简化控制模型将忽略弱相关关系，而利用各强相关关系的不同系数配比来实现不同的协调控制策略。

通过分析纯凝机组在不同负荷下的热力特性发现，汽轮机进汽流量与机组发电负荷存在近似线性关系，对于供热机组，当安装压力匹配器后，进入汽轮机的蒸汽量与机组发电负荷同压力匹配器阀开度的乘积成正比关系，则汽轮机供热抽汽流量描述为：QH= K5·u·NE（1）式中：QH为供热抽汽流量，t/h；K5为固定压力匹配器调节阀开度下发电负荷折算抽汽流量的系数，t/（h·M W ·%）。

600MW原则性热力系统计算步骤

《热力发电厂》课程设计指导书（1）设计题目： 600MW 凝汽式机组全厂原则性热力系统设计计算一、课程设计的目的和任务本课程设计是《热力发电厂》课程的具体应用和实践，是热能工程专业的各项基础课和专业课知识的综合应用，其重点在于将理论知识应用于一个具体的电厂生产系统介绍实际电厂热力系统的方案拟定、管道与设备选型及系统连接方式的选择，详细阐述实际热力系统的能量平衡计算方法和热经济性指标的计算与分析。

完成课程设计任务的学生应熟练掌握系统能量平衡的计算，可以应用热经济性分析的基本理论和方法对各种热力系统的热经济性进行计算、分析，熟练掌握发电厂原则性热力系统的常规计算方法，了解发电厂原则性热力系统的组成。

二、计算任务1 ．根据给定的热力系统数据，在 h - s 图上绘出蒸汽的汽态膨胀线（要求出图占一页）；2 ．计算额定功率下的汽轮机进汽量 D0，热力系统各汽水流量 D j；3 ．计算机组和全厂的热经济性指标（机组汽耗量、机组热耗量、机组汽耗率、机组热耗率、绝对电效率、全厂标准煤耗量、全厂标准煤耗率、全厂热耗率、全厂热效率）；4 ．按《火力发电厂热力系统设计制图规定》绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水流量标在图中（手绘图 A2 ）。

汽水流量标注： D ×××，以 t/h 为单位三、计算类型：定功率计算采用常规的手工计算法。

为便于计算,凡对回热系统有影响的外部系统,如辅助热力系统中的锅炉连续排污利用系统、对外供热系统等,应先进行计算。

因此全厂热力系统计算应按照“先外后内,由高到低”的顺序进行。

计算的基本公式是热平衡式、物质平衡式和汽轮机功率方程式,具体步骤如下:1、整理原始资料根据给定的原始资料,整理、完善及选择有关的数据,以满足计算的需要。

(1)将原始资料整理成计算所需的各处汽、水比焓值,如新蒸汽、抽汽、凝气比焓。

加热器出口水、疏水、带疏水冷却器的疏水及凝汽器出口水比焓，再热热量等。

沼气发电工程余热综合利用方案介绍

沼气发电工程余热综合利用方案介绍沼气作为可再生能源，越来越受到重视，并得到广泛应用。

沼气不仅有助于温室效应的减轻和生态良性循环，而且可替代部分石油、煤炭等化石燃料，成为解决能源与环境问题的重要途径。

此外，沼气发电工程中产生的余热也具有很高的利用价值。

一、余热利用现状以畜禽养殖场的沼气发电工程为例，沼气燃烧后的能量分配为：发电约占33%，排烟约占32%，高温水约占19%，低温水约占6%，其他能量损失约占10%。

理论上讲，发电机组90%的余热都可以有效利用，但我国多数沼气发电机组余热的利用率极低，只有少数沼气发电厂的余热用于满足自身生产工艺的热量需求或为建筑供暖，其余沼气发电厂的余热都被排到空气中。

余热直接排空不仅浪费了宝贵的能源，而且还会造成环境的热污染。

二、余热的产生过程我国沼气发电工程主要采用燃气内燃机的形式，而且大多数机组采用双燃料内燃机。

实际生产中，沼气在机组内燃烧产生的电力，通过变压器输出。

冷却水余热送入发酵罐满足发酵的实际需要，烟气的余热通过安装在烟道出口的烟气—水换热器回收。

沼气发电厂余热产生的原理如图1所示。

图1、余热产生的原理图三、余热利用方式沼气发电机的余热利用分为两部分：一是排烟的余热利用；二是发电机自身冷却热量的利用。

常见的余热利用方式有四种：1）热水型。

利用发电机的余热可以产生90℃甚至更高温度的热水。

这种形式在需要供暖的北方地区可以使用、2）烟气型。

利用烟气的余热配合吸收式制冷机组，可以提供冷源负荷。

3）蒸汽型。

利用烟气的余热可以产生饱和蒸汽或者过热蒸汽，但是沼气发电机组的容量较小，蒸汽的产量较小。

4）发电型。

利用发电机的余热，配合螺杆膨胀动力机发电。

四、余热利用联供系统沼气发电机在发电的同时，烟气温度一般在550℃左右。

通过余热回收技术，将燃气内燃机中的润滑油、中冷器、缸套水和烟气排放中的热量充分回收利用，用于冬季采暖以及生活热水。

夏季可与溴化锂吸收式制冷剂连接，作为空调制冷。

潍柴电力原装 600kW 柴油发电机组技术说明书

潍柴电力原装600kW柴油发电机组技术说明书潍柴重机股份有限公司产品名称潍柴电力原装柴油发电机组机组品牌潍柴(原装)机组型号WPG825/B7机组产地山东·潍坊柴油机品牌潍柴柴油机型号6M33D725E310柴油机产地山东·潍坊发电机品牌潍柴发电机型号WHA-750-4/0.4智能控制器品牌潍柴智能控制器型号WHC6120断路器电动开关机组尺寸（mm）3810×1600×2075机组重量（kg）4980二、输出功率描述2.1主用功率(基本功率PRP)定义：在商定的运行条件下，并按制造商规定的维修间隔和方法实施维护保养，发电机组能每年运行时间不受限制地为可变负载持续供电的最大功率。

2.2备用功率(限时运行功率LTP)定义：在商定的运行条件下，并按制造商规定的维修间隔和方法实施维护保养，发电机组每年供电达500h的最大功率。

本项目潍柴机组功率按照此功率进行标定。

三、规范性引用文件潍柴柴油发电机组的设计、制造符合下列标准：GB/T20136-2006《内燃机电站通用试验方法》JB/T50054-1999《内燃机电站可靠性考核评定方法》JB/T10303-2001《工频柴油发电机组技术条件》GB/T2820-2008《往复式内燃机驱动的交流发电机组》系列标准JB/T6755-1993《柴油发电机组成套开关设备》JB/T8194-2001《内燃机电站术语》四、环境条件4.1机组的功率标定条件a）绝对大气压力，PX：100kPa（或海拔高度0米）；b）环境温度，Tr：298K（25℃）；c）空气相对湿度Φr：30%。

4.2机组在下列条件下，应能输出额定功率：a）海拔高度≤1000米；b）环境温度≤40℃；c）空气相对湿度Φr：≤90%。

4.3机组在下列条件下，应能输出规定功率（允许修正功率）并可靠地工作：a）海拔高度不超过3000m；b）环境温度：下限值-25℃，上限值50℃；c）空气相对湿度：最湿月平均最高相对湿度为95%（25℃）五、发电机组的主要技术规格机组型号WPG825/B7额定功率/容量（kW/kVA）600/750备用功率/容量（kW/kVA）660/825额定电压（V）400/230额定频率（Hz）50额定电流（A）1083额定功率因数0.8（滞后）额定转速（r/min）1500相数及接法三相四线、星形接法冷却方式闭式循环强制水冷启动方式DC24V电启动调压方式自动励磁方式无刷励磁绝缘等级H防护等级IP23控制方式手动、自动散热水箱设计温度（℃）≤45六、发动机的主要技术规格机组型号WPG825/B7柴油机品牌潍柴型号6M33D725E310功率（kW）725额定转速（r/min）1500型式L型、高压共轨进气方式增压中冷冲程数4气缸数6燃油系统高压共轨泵调速方式电控ECU调速缸径/行程（mm）150/185排气量（L）19.6机油容量（L）60.5防冻液容量（L）127启动方式DC24V电启动冷却方式闭式循环强制水冷曲轴旋转方向逆时针（面向飞轮端）七、发电机的主要技术规格机组型号WPG825/B7发电机发电机品牌潍柴型号WHA-750-4/0.4额定功率（kW）600额定转速（r/min）1500额定频率（Hz）50额定电压（V）400/230额定电流（A）1083额定功率因数0.8（滞后）波形正弦波相数及接法三相四线、星形接法、励磁方式无刷励磁调压方式自动绝缘等级/温升等级H防护等级IP23八、机组的主要性能指标8.1机组的主要性能指标（一）性能参数单位运行极限值电压稳定电压偏差δUst%≤±1瞬态电压偏差突减100%负载δU+dyn%≤+20突加负载δU－dyn%≤-15电压恢复时间s≤5电压不平衡度δU%1空载电压调整范围%不小于95～105频率频率降δfst%≤3稳态频率带βf%≤0.5瞬态频率偏差突减100%负载δf+dyn%≤+12突加负载δf--dyn%≤-10频率恢复时间s≤38.2机组的主要性能指标（二）机组型号WPG825/B7经济性指标发动机经济燃油消耗率（g/kW.h）≤198机油消耗率（g/kW.h）≤0.3环境污染限值振动单振幅幅值机组在空载、半载、满载运行时，其振动单振幅幅值≤0.5mm满载时踞机组1米处噪音（dB（A））≤100“三漏”要求机组无漏油、漏水、漏气、漏电等现象可靠性大修时间20000h 平均无故障时间1000h九、机组的主要控制功能控制屏安装潍柴控制器和电动开关，机组控制系统可以选择手动/自动模式对机组实现启停。

600MW机组性能计算说明书

厂级监控信息系统（SIS）性能计算与耗差分析计算说明书南京科远自动化集团股份有限公司2008年6月目录1. 目的 (1)2. 相关标准及参考文件 (1)3. 性能计算汽轮机热平衡图 (1)4. 机组性能计算基本原理及公式 (1)4.1. 热平衡式 (1)4.2. 物质平衡式 (4)4.3. 汽轮机功率方程式 (4)5. 测点值的预处理 (5)5.1. 压力测点的预处理 (5)5.2. 门杆漏汽、轴封漏汽流量的处理 (6)5.3. 冗余测点的预处理 (7)6. 需要的手工录入量 (7)7. 水、蒸汽焓值的计算 (8)7.1. 水焓值计算 (8)7.1.1. 给水、主凝结水焓（kJ/kg） (8)7.1.2. 疏水焓（kJ/kg） (8)7.1.3. 除氧器出口给水焓（kJ/kg） (9)7.1.4. 凝汽器凝结水焓（kJ/kg） (9)7.1.5. 减温水焓（kJ/kg） (10)7.2. 蒸汽焓计算 (10)7.2.1. 主蒸汽焓（kJ/kg） (10)7.2.2. 高压缸排汽焓（kJ/kg） (11)7.2.3. 再热器进口蒸汽焓（kJ/kg） (11)7.2.4. 再热器出口蒸汽焓（kJ/kg） (11)7.2.5. 中压缸进汽焓（kJ/kg） (12)7.2.6. 中压缸排汽焓（kJ/kg） (12)7.2.7. 各级回热抽汽焓（kJ/kg） (12)7.2.8. 低压缸排汽焓（kJ/kg） (13)7.2.9. 高压缸理想排汽焓（kJ/kg） (13)7.2.10. 中压缸理想排汽焓（kJ/kg） (13)8. 单元机组性能计算 (14)8.1. 锅炉经济指标计算 (14)8.1.1. 锅炉蒸发量（t/h） (14)8.1.2. 空预器漏风系数 (14)8.1.3. 再热器压损（%） (14)8.1.4. 化学不完全燃烧损失（%） (15)8.1.5. 机械不完全燃烧损失（％） (15)8.1.6. 锅炉散热损失（％） (15)8.1.7. 灰渣物理热损失（％） (16)8.1.8. 排烟过量空气系数 (16)8.1.9. 排烟热损失（％） (17)8.1.10. 锅炉反平衡热效率（％） (17)8.1.11. 锅炉热负荷（GJ/h） (18)8.1.12. 锅炉吸热量（GJ/h） (18)8.2. 汽机经济指标计算 (18)8.2.1. 给水量（t/h） (18)8.2.2. #1高加抽汽量（t/h） (19)8.2.3. #2高加抽汽量（t/h） (19)8.2.4. 锅炉冷再热蒸汽量（t/h） (20)8.2.5. 汽机汽耗率（kg/kW.h） (20)8.2.6. 汽机热耗量（GJ/h） (21)8.2.7. 汽机热耗率（kJ/kW.h） (21)8.2.8. 高压缸内效率（％） (22)8.2.9. 中压缸内效率（％） (22)8.2.10. 汽轮发电机组绝对电效率（％） (22)8.2.11. 汽机绝对内效率（％） (23)8.2.12. 凝结水过冷度（℃） (23)8.2.13. 加热器上端差（℃） (23)8.2.14. 加热器下端差（℃） (24)8.3. 机组技术经济指标计算 (24)8.3.1. 功率因数（无量纲） (24)8.3.2. 机组发电效率（％） (25)8.3.3. 机组综合厂用电功率（MW） (25)8.3.4. 机组综合厂用电率（％） (25)8.3.5. 机组供电效率（％） (26)8.3.6. 机组发电标准煤耗率（g/kW.h） (26)8.3.7. 机组供电标准煤耗率（g/kW.h） (27)8.3.8. 机组发电标准煤耗量（t/h） (27)8.3.9. 机组发电原煤耗量（t/h） (27)8.3.10. 机组供电燃料成本（￥/MW.h） (28)8.3.11. 机组供电毛利润（万￥/ h） (28)8.3.12. 小机进汽焓（kJ/kg） (28)8.3.13. 小机排汽干度 (29)8.3.14. 小机排汽焓（kJ/kg） (29)8.3.15. 小机理想排汽焓（kJ/kg） (30)8.3.16. 小机功率（MW） (30)8.3.17. 小机效率（％） (30)9. 全厂性能计算 (31)9.1. 全厂发电功率（MW） (31)9.2. 全厂负荷率（％） (31)9.3. 全厂综合厂用电功率（MW） (31)9.4. 全厂综合厂用电率（％） (32)9.5. 全厂发电煤耗率（g/kW.h） (32)9.6. 全厂供电煤耗率（g/kW.h） (32)9.7. 全厂标煤耗量（t/h） (33)9.8. 全厂原煤耗量（t/h） (33)10. 机组耗差分析计算 (33)10.1. 可控耗差 (34)10.1.1. 排汽压力耗差（g/kW.h） (34)10.1.2. 排烟含氧量耗差（g/kW.h） (35)10.1.3. 主汽温耗差（g/kW.h） (36)10.1.4. 主汽压耗差（g/kW.h） (37)10.1.5. 再热汽温耗差（g/kW.h） (37)10.1.6. 排烟温度耗差（g/kW.h） (38)10.1.7. 过热器减温水量耗差（g/kW.h） (39)10.1.8. 再热器减温水耗差（g/kW.h） (40)10.1.9. 飞灰含碳量耗差（g/kW.h） (41)10.1.10. 补水率耗差（g/kW.h） (41)10.1.11. 给水温度耗差（g/kW.h） (42)10.1.12. 凝汽器过冷度耗差（g/kW.h） (43)10.1.13. 高加端差耗差（g/kW.h） (44)10.1.14. 低加端差耗差（g/kW.h） (44)10.1.15. 厂用电率耗差（g/kW.h） (45)10.1.16. 小机进汽量耗差（g/kW.h） (45)10.2. 不可控耗差 (46)10.2.1. 再热蒸汽压损耗差（g/kW.h） (46)10.2.2. 高压缸内效率耗差（g/kW.h） (47)10.2.3. 中压缸内效率耗差（g/kW.h） (48)10.3. 耗差引起的经济损失计算 (48)11. 附录 (49)11.1. 符号对照表 (49)11.2. 输入测点对照表 (55)1.目的本说明书给出了性能计算与耗差分析的详细计算公式，1000MW机组的性能计算与耗差分析可参考之。

600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算

600MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算凝汽式发电机组是一种常见的发电装置，通过在燃烧室中燃烧燃料，从而产生高温高压的燃气。

这些燃气经过涡轮机的推动，从而驱动发电机发电。

在这个过程中，燃气能量被转化为机械能，然后转化为电能。

在全厂原则性热力系统计算中，我们需要计算凝汽式发电机组全厂的能量转换过程，以及各组件的能量损失情况。

下面是一个示例的计算步骤：1.燃气流程：首先，我们需要计算燃气在燃烧室中的燃烧过程。

这个过程中，燃料和空气混合在一起，产生高温高压的燃气。

我们需要计算燃气的热输入、质量流量以及热力特性。

2.涡轮机流程：接下来，我们需要计算涡轮机的工作过程。

涡轮机通过燃气的压力和温度来驱动转子转动，从而转化为机械能。

我们需要计算转子的转速以及转动功。

3.发电机流程：涡轮机转动的机械能需要通过发电机转化为电能。

我们需要计算发电机的效率以及电能产生的功率。

4.蒸汽循环流程：在涡轮机工作后，燃气经过凝汽器冷却成为水蒸汽。

然后，水蒸汽被再次加热，在高温高压下再次进入涡轮机。

我们需要计算蒸汽循环的效率以及各组件的能量损失。

5.辅助系统：除了核心的凝汽式发电机组，还有很多辅助系统，如冷却水系统、泵站等。

我们需要计算这些系统的能量损失以及效率。

在进行以上计算时，我们需要使用一些基本的热力学公式和参数。

例如，燃气的热输入可以通过燃料的高位发热值和燃料消耗量计算得到。

涡轮机的转速可以通过流量和进口出口压力计算得到。

发电机的效率可以通过实验测量或者理论计算得到。

总结起来，凝汽式机组全厂原则性热力系统计算是一个包括燃气流程、涡轮机流程、发电机流程、蒸汽循环流程以及辅助系统的计算过程。

通过对这些过程的能量转换和损失进行计算，可以评估凝汽式机组的热力性能，并提供相应的改进和优化建议。

600MW机组烟气余热利用技术综合分析

600MW机组烟气余热利用技术综合分析发布时间：2021-11-09T07:19:26.423Z 来源：《科学与技术》2021年6月17期作者：朱文超[导读] 中国“蓝天保卫战”进入攻坚期，电力行业超低排放转型加速。

朱文超通辽发电总厂有限责任公司内蒙古通辽市 028000摘要：中国“蓝天保卫战”进入攻坚期，电力行业超低排放转型加速。

目前，燃煤机组排气温度过高的问题相当普遍。

随着低温除尘技术和湿法脱硫的发展和普及，为进一步降低排气温度提供了更多的需求空间。

研究表明，废气热损失占锅炉总热损失的60%以上，废气温度每降低20℃，可降低煤耗约2g/(kw·h)，对节能意义重大，也有利于提高电除尘效率和脱硫用水量。

但随着烟气温度的降低，尾部烟道及相关设备的低温腐蚀和堵灰风险进一步加剧，在烟气余热利用改造中应综合考虑，采取措施加以防范。

关键词：余热回收；深度利用；氟塑料；低低温省煤器；排烟热损失是锅炉各项热损失的重要组成部分，以某600ＭＷ燃煤机组为研究对象，阐述了烟气余热深度利用改造的原则，提出了分别采用钢材和氟塑料的两级换热技术方案，进行了系统的设计和参数的计算。

该项目改造后可降低煤耗2.5ｇ／（ｋＷ·ｈ），同时改善了电除尘效率和湿法脱硫水耗指标，具有良好的经济效益和社会效益。

一、改造原则1.在不影响机组安全运行的基础上，使烟气余热回收量最大化，实现余热深度利用。

2.充分考虑系统运行的可靠性，防范因改造引起低温腐蚀、堵灰和设备磨损等情况对机组正常运行造成影响，系统故障时机组具备隔离运行条件。

3.结合机组的现状，充分考虑烟气余热回收改造工程的建设条件，确保设备尺寸等指标满足现场空间条件，并校核烟道阻力裕量。

二、改造方案烟气换热器由于耐高温、耐磨和耐腐蚀的工作环境要求，一般采用钢材的材质，当烟气温度达到低低温状态时，随着烟气温度的进一步降低，钢材的腐蚀速率急剧上升。

因此，烟气余热深度利用改造采用两级换热布置方式，在空气预热器后电除尘器前布置一级低低温省煤器，将电除尘入口烟气温度降低至低低温状态，在引风机与脱硫塔间水平烟道布置第二级换热器，采用耐腐蚀性更好的新型材质，进一步降低脱硫塔入口烟气温度以深度回收烟气余热。

(2021年整理)沼气工程热量计算书

（完整）沼气工程热量计算书编辑整理：尊敬的读者朋友们：这里是精品文档编辑中心，本文档内容是由我和我的同事精心编辑整理后发布的，发布之前我们对文中内容进行仔细校对，但是难免会有疏漏的地方，但是任然希望（（完整）沼气工程热量计算书）的内容能够给您的工作和学习带来便利。

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目录1.锅炉耗煤量的计算................................. 错误!未定义书签。

1。

1 厌氧罐所需热量 ............................. 错误!未定义书签。

1。

1 热损失Q1的计算....................... 错误!未定义书签。

1。

2原料升温所需热量Q2的计算............. 错误!未定义书签。

1.1.3反应罐内水分蒸发带走的热量Q3和厌氧发酵产生的热量Q4错误!未定义书签。

1。

4厌氧罐所需热量Q ...................... 错误!未定义书签。

1.2 锅炉烧煤量与烧煤时间 ........................ 错误!未定义书签。

1.2.1 锅炉烧煤量............................. 错误!未定义书签。

1。

2.2 锅炉烧煤时间.......................... 错误!未定义书签。

1。

3 热损失校正因子a1和锅炉总效率校正因子a2的测定错误!未定义书签。

1.3.1 热损失校正因子a1....................... 错误!未定义书签。

1.3.2 锅炉总效率校正因子a2................... 错误!未定义书签。

1。

3.3 因子a1和a2的计算 ..................... 错误!未定义书签。

火力发电厂2×600MW机组工程[监理计划]

XXX火力发电厂2×600MW机组工程2000t/h 亚临界压力控制循环锅炉设备制造监理计划编制审核批准业主认可XXX设备监理公司年月日1.项目概况Xxx火力发电厂2×600MW机组工程师某重点项目的主要设备之一。

采用2000t/h 亚临界压力控制循环锅炉。

1.1 业主项目目标（1）时间目标：以最快的速度建成投产。

（2）设备质量目标：①单机调试一次成功。

②设备投运后等效可用系数、台年平均利用小时和非计划停运小时等各项技术经济指标都处于国产同类机组之领先水平。

③设备外观整齐、美观，无跑、冒、滴、漏等常见质量通病。

1.2 锅炉设备制造合同要求（1）业主项目部委托A锅炉厂设计制造2000t/h 亚临界压力控制循环锅炉2台（以下简称该项目）。

（2）该项目制造总工期为21个月。

①第一台锅炉XXX年XX月完成设计及技术准备，XXX年XX月开始投料制造，XXX年XX 月起按进度计划节点分期分批将制造完成，并通过质检和简历见证的部套件发运安装现场。

XXX年XX月制造全部完成并发运完成。

②第二台锅炉从投料开工直至全部完成并发运完成，所有节点计划均按第一台锅炉制造计划顺延3个月。

1.3 锅炉设备技术要求（1）该项目是临界压力一次中间再热控制循环锅炉。

单炉膛Ⅱ型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣。

炉膛宽××m，深××m，炉顶大板梁顶标高××m。

（2）锅炉设计条件及性能数据（略）。

2.设备监理服务范围（1）该项目2太主要部件制造过程（质量、进度）监理，主要包括：①锅筒2只；②集箱112只；③水冷壁、过热器、省煤器、再热器各2台套；④锅炉本体钢结构2台套；⑤容克式空气预热器4台；⑥燃烧器2台（8组）；⑦吹灰器48台套；⑧主给水阀门2只，安全阀12只，逆止阀2只。

（2）信息沟通：对不属上述范围的其他97种非主要部套件的有关制造、订货信息进行收集并向业主定期通报。

600MW机组过热汽温控制课程设计说明书

教师批阅：图1-2汽温控制对象工质流程图过热器是锅炉中将一定压力下的饱和水蒸气加热成相应压力下的过热水蒸气的受热面。

按传热方式可分为对流式、辐射式和半辐射式；按结构特点可分为蛇形管式、屏式、墙式和包墙式。

主蒸汽按照：低温过热器→屏式过热器→高温过热器经过多级过热器。

饱和蒸汽由汽包引出后，进入低温对流过热器，从低温过热器出来后，经过第一级喷水减温器减温，再进入屏式过热器，从屏式过热器中出来以后，再经过二级喷水减温，这后通过高温对流之后进入高压汽缸做功。

在低温过热器和屏式过热器、屏式过热器与高温过热器之间都设置有喷水减温器,利用减温水来调节过热汽温，一般都采用多级过热器。

为提高控制品质，过热汽温采用分段控制方案，即将整个过热器系统分成若干段，每段都包含一个减温器，分别控制各段过热器出口汽温，以维持过热汽温为给定值。

机组汽温给定值按机组的启停和正常运行工况的要求来形成，将随负荷而变，即过热汽温被设计成全程控制系统。

1.3 本课程设计的题目及任务1.3.1 题目：600MW机组过热汽温自动控制系统的设计1.3.2 任务：(1) 蒸汽温度自动控制系统测量信号的处理、显示、报警。

图2-1过热汽温喷水减温系统示意图图中，2θ为过热器出口蒸汽温度，它是控制系统的被调量；1θ为减温器出口的蒸汽温度；D 是过热蒸汽流量；Wi 是减温器的喷水量，它是控制系统的调节量。

2.3.1静态特性过热汽温调节对象的静态特性指汽温随锅炉负荷变化的静态关系。

锅炉过热器由对流式过热器和辐射式过热器等组成，但是从图2-2所示的静态特性可以看出，对流式过热器和辐射式过热器的过热汽温的静态特性完全相反。

图2-2过热汽温的静态特性图对于对流式过热器，当负荷增加时，通过其烟气的温度和流速都增加，因而使过热汽温升高，所以对流式过热气的出口教师批阅：膛辐射传给过热器的热量比锅炉萧汽量所需要热量少，因此使教师批阅：辐射式过热器出口温度下降。

可以看到，这两种不同的过热器，对蒸汽量的扰动的响影正好相反。

2x600MW火力发电厂电气部分设计毕业论文

2x600MW火力发电厂电气部分设计毕业论文目录摘要 (I)引言 (II)第一部分 (1)1 设计任务书 (1)1.1原始资料 (1)1.2设计任务 (1)1.2.1说明书 (1)1.2.2计算书 (1)1.2.3绘制图纸 (2)1.3设计要求 (2)1.4参考文献 (2)1.5设计进程 (3)1.6 厂用容量 (4)2 变压器的选择及厂用／备用变压器的选择 (5)2.1 主变压器的选择 (5)2.2主变压器容量和台数的确定 (5)2.2.1 主变压器容量的确定 (5)2.2.2单元接线的主变压器 (5)2.2.3连接两种升高电压母线的联络变压器 (6)2.3 变压器型式的选择 (6)2.3.1相数的选择 (6)2.3.2绕组数的确定 (6)2.3.3绕组接线的组别的确定 (7)2.3.4调压方式的确定 (7)2.4 厂用变压器的确定 (7)2.4.1 厂用变压器的结构 (7)2.4.2 分裂变压器的运行方式 (8)3 电气主接线的设计 (9)3.1电气主接线的概念与基本要求 (9)3.1.1运行的可靠性 (9)3.1.2 具有一定的灵活性 (10)3.1.3 操作应尽可能简单、方便 (10)3.1.4经济上合理 (10)3.2 电气主接线设计依据 (11)3.2.1 电气主接线的设计步骤 (11)3.3 发电机－变压器组单元接线 (11)3.4主变压器和发电机中性点接地方式 (11)3.4.1 主变压器中性点接地方式 (11)3.4.2 发电机中性点接地方式 (11)3.5 母线接线 (12)3.6 比较两种接线方案 (13)4 厂用电接线 (14)4.1 厂用电基本接线形式及运行方式 (14)4.2 厂用电基本接线形式 (14)4.3 厂用电源的引接 (15)4.3.1. 高压厂用工作电源的引接 (15)4.3.2 低压厂用工作电源引接 (16)4.3.3 备用电源引接方式 (16)5 短路电流计算 (17)5.1 短路电流计算的主要目的 (17)5.2 短路电流计算一般规定 (17)5.2.1 计算的基本情况 (17)5.2.2 接线方式 (17)5.2.3 计算容量 (17)5.2.4 短路种类 (18)5.2.5 短路计算点 (18)5.2.6 短路计算方法 (18)5.3 计算步骤 (20)5.4 三相等值网络的计算 (21)5.5 电路元件参数的计算 (21)5.6 网络变换 (21)5.6.1两支路有源网络等值变换 (21)5.6.2 Y/Δ等值变换 (22)5.7 计算电抗 (23)5.7.1 短路点短路电流周期分量有效值的计算 (23)5.7.2 短路的冲击电流 (23)5.8 等值电源的计算 (24)5.8.1 按个别变化计算 (24)5.8.2 按同一变化计算 (24)5.9 三相电流周期分量计算 (24)5.10 冲击电流的计算 (24)6 电气设备选择 (25)6.1 电气设备选择的一般原则 (25)6.1.1 一般原则 (25)6.1.2 技术条件 (25)6.1.3 环境条件 (25)6.1.4 环境保护 (25)6.2 选择方法 (26)6.2.1按正常工作条件选择 (26)6.2.2 按短路状态校验 (27)6.3 高压断路器的选择 (27)6.4 隔离开关的选择 (29)6.4.1隔离开关的主要用途 (29)6.4.2隔离开关种类和型式的选择 (29)6.5 电流互感器的选择 (30)6.5.1 一次回路额定电压和电流的选择 (30)6.5.2 二次额定电流的选择 (30)6.5.3 电流互感器种类和型式的选择 (30)6.5.4 电流互感器准确级和额定容量的选择 (30)6.5.5 热稳定和动稳定校验 (30)6.6 电压互感器的选择 (31)6.6.1 一次回路电压的选择 (31)6.6.2 二次回路电压的选择 (31)6.6.3 种类和型式的选择 (31)6.6.4 容量和准确级选择 (31)7 母线的选择 (32)7.1 裸导体的选择 (32)7.2 导体材料、类型和敷设方式 (32)7.2.1 导体截面选择 (33)7.2.2 电晕电压校验 (33)7.2.3 热稳定校验 (33)7.2.4 硬导体的动稳定校验 (34)7.3屋外配电装置的布置原则 (35)8 高压配电装置 (37)8.1 设计原则 (37)8.2 设计要求 (37)8.3 配电装置型式选择 (37)8.4 220KV配电装置的选择 (38)9 继电保护和自动装置的设计规划 (40)9.1 继电保护配置 (40)9.1.1 发电机保护 (40)9.1.2 变压器保护 (42)9.1.3 并联电抗器保护 (43)9.1.4 220kV线路保护 (43)9.1.5 母线和断路器失灵保护 (44)9.2 自动装置配置 (44)10 防雷保护 (46)10.1 避雷器的配置原则 (46)10.1.1 避雷针接地的主要要求： (46)10.2 避雷线的保护围 (46)10.2.1 避雷线的保护围计算 (46)10.2.2 避雷线的要求 (47)10.3 入浸雷的防护 (48)10.3.1 入浸雷防护措施 (48)10.3.2 避雷器的配置要求 (48)10.3.3 避雷器的配置原则 (48)10.3.4 避雷器参数选择 (48)10.4 防雷接地 (49)10.5避雷针的设计 (49)10.5.1 单支避雷针保护围 (49)10.5.2 两支等高避雷针联合保护围 (49)10.5.3 三支等高针的保护围 (50)10.6 避雷器的设计 (50)10.7 避雷器的选择： (50)10.7.1 避雷器的持续运行电压Uby (51)10.7.2 避雷器的额定电压Ube (51)第二部分计算书 (53)1变压器的选择计算 (53)1.1 常用负荷的设计 (53)1.2 600MW发电机的选择 (54)1.3 变压器的选择计算 (55)1.4 高压厂用变压器的选择计算 (56)1.5 高压厂用备用变压器的选择计算 (57)2短路电流的计算 (58)2.1 系统正序阻抗图 (58)2.2 参数计算 (58)2.2.1 短路点d1 (59)2.2.2 短路点d2 (62)2.2.3 短路点d3 (66)2.3 计算数据列表如下： (70)3高压电气设备的选择 (71)3.1 断路器的选择 (71)3.1.1 220KV侧断路器的选择计算 (71)3.1.2 6KV侧断路器的选择 (73)3.2 隔离开关的选择（220KV侧） (75)3.3 电流互感器的选择 (76)3.3.1 220KV侧电流互感器的选择 (76)3.3.2 6KV侧电流互感器的选择 (77)3.4 电压互感器的选择（220KV侧） (78)3.5 厂用高压开关柜的选择 (79)3.5.1 厂用10KV开关柜 (79)3.5.2 10KV开关柜五防措施 (80)3.5.3 型号的选择 (80)4母线的选择计算 (81)4.1 220KV母线选择计算 (81)4.1.1 按最大持续工作电流选择 (81)4.1.2 电晕电压校验 (81)4.1.3 热稳定校验 (82)4.2 发电机20KV出口封闭母线选择 (83)4.2.1 600MW发电机出线分相封闭母线接线图 (83)4.2.2600MW发电机出口全连式自冷离相封闭母线技术参数： (84)5防雷保护计算 (85)5.1 避雷针的布置图 (85)5.2 避雷针高度的确定 (85)总结 (87)致谢 (88)参考资料 (89)附录 (90)第一部分1 设计任务书1.1原始资料1、本电厂为凝汽式火力发电厂，安装2台600MW凝汽式火力发电机组。

燃气发电机组余热利用系统设计说明

燃气发电机组余热利用系统设计说明1. 余热利用原理燃气发电机组的尾气从机组内部排除的过程中携带有大量的热量，排气温度在550℃左右，利用针形管换热器回收机组排气中的热量，产生0.6MPa的蒸汽供用户使用。

2. 设计范围本工程余热利用系统设计范围包括：电站内从自来水箱进口到汽水分离器蒸汽出口法兰的整个余热回收系统的所有管线、附件及设备的设计选型和布置。

3. 余热计算1m3纯瓦斯热值为35.8MJ，500GFW发电机组热耗率为11MJ/kW·h，正常工作发电功率按500kW计算，单台机组瓦斯消耗量为：Q1=500×11/(35.8·a) (1) 式中：Q1—单台机组瓦斯消耗量（m3/h）；a —甲烷浓度（%），本工程用瓦斯甲烷浓度为20%；则单台机组瓦斯消耗量：Q1=768.2 m3/h空气流量为：Q2= 10·Q1·a (2) 式中：Q2—空气流量（Nm3/h）；a —甲烷浓度（%），本工程用瓦斯甲烷浓度为20%；则单台机组消耗空气量：Q2=1536.4 Nm3/h单台机组排出烟气质量为：Q= 0.7174×768.2×20%+[(768.2-768.2×20%)+1536.4] ×28.9/22.4=2885.3kg/h 排烟的比热容按烟道气体计算，排烟温度取550℃，（烟道气体的成分CO2 13%,H2 0.11%,N2 76%，在100 ~600℃的平均定压比热容为1.13kJ/kg·℃），经余热回收后的排烟温度约为170℃。

每台机组可利用排烟余热为(550-170)×1.134×2885.3=1.2433×106kJ/h。

0.6MPa饱和蒸汽温度158.8℃，比焓为2751.69kJ/ kg；补给水20℃计算,比焓为84kJ/kg。

每台机组可产生0.6MPa饱和蒸汽量为1.2433×106×95%÷（2751.69-84）=442.76 kg/h由上可知，每台发电机组排烟余热可回收1.2433×106kJ/h，产0.6MPa蒸汽442.76 kg/h。

2x600KW沼气发电机组余热利用热工计算说明书

2台600KW沼气发电机组
热工计算说明书
一、沼气发电机组余热利用数据计算
沼气在空气中完全燃烧的公式：
CH4 + O2 = CO2 + H2O + Q1
沼气在空气中不完全燃烧的公式
CH4 + O2 = CO + H2O + Q2
1、烟气部分的余热利用计算
新泉600KW沼气发电机组在运行时，其尾气温度为520℃，设定余热回收的尾气在利用后的温度为180℃，沼气发电机组的尾气流量为2800m³/ h , 平均尾气的密度按照1.25kg/m³计算：每小时总的尾气质量为：2800 * 1.25 = 3500 kg / h
550℃时尾气的比热容为：0.28 kcal/(kg.℃）
每台发电机组可利用的尾气余热为：
Q = C * M * △T
计算可得：Q = 33.32 万kcal
两台机组的热量：33.32 * 2 = 66.64万kcal (777.5KW)
2、缸套水余热利用：
沼气发电机组中，缸套水所携带的热量为总热量的32%，所以600KW缸套水的热量为：600KW，利用率70%, 那么热量计算的500 * 75% =375KW
两台机组：375 * 2 =750KW
从1和2可知，所以利用的能量为：
777.5KW + 750KW = 1527.5 KW = 1.5275MW 3、如果管道等能量损失5%，那么可以利用的热量为：1.5275* 95% = 1.451125MW
满足设计要求。

某电厂2×660MW机组小汽机乏汽余热回收改造方案分析

某电厂2×660MW机组小汽机乏汽余热回收改造方案分析作者：唐湘军秦广旭来源：《装饰装修天地》2018年第02期摘要：火力发电厂的冷端损失是电厂热力系统的最大能量损失，大量的汽轮机凝汽器余热通过不同的冷却设备排放至大气中。

电厂在冬季运行工况下，汽轮机排汽冷凝热损失可占燃料总发热量的50～60%。

如能将汽轮机冷凝余热回收用于城市建筑供热，相当于在不增加电厂容量，不增加大气污染物排放，耗煤量和发电量都不变的情况下，扩大了热源的供热能力，提高了电厂的综合能源利用效率，增加了供热收益。

本文以某电厂2×660MW机组的小汽机乏汽余热回收供热项目为例，对采用吸收式热泵机组进行大型发电机组余热回收进行了技术经济分析，为同类改造提供参考。

关键词：火电厂；余热回收；吸收式热泵；节能1 引言节能减排是“十三五”期间我国社会经济实行可持续发展的一个重要议题，作为耗能大户，火电厂的节能一直是工业节能的重点，随着化石燃料价格的不断攀升，节能减排也是电厂自身节省运营成本，提高经济效益的重要手段。

加强余热回收利用，提高能源利用效率，是节约能源、保护环境的有效措施。

而目前火力发电厂的冷端损失是电厂热力系统的最大能量损失，大量的汽轮机凝汽器余热通过不同的冷却设备排放至大气中。

电厂在冬季运行工况下，汽轮机排汽冷凝热损失可占燃料总发热量的50～60%。

如能将汽轮机冷凝余热回收用于城市建筑供热，相当于在不增加电厂容量，不增加大气污染物排放，耗煤量和发电量都不变的情况下，扩大了热源的供热能力，提高了电厂的综合能源利用效率，增加了供热收益。

具有非常显著的经济效益、环境效益和社会效益。

2 项目简介2.1 电厂概况某电厂2×660MW机组工程是响应国家“上大压小”政策，优化省电力产业结构、推动节能减排的重要工程。

工程于2013年开工建设，2015年投投入运营。

2.2 项目背景电厂所在地区现市区常住人口约30万。

据统计，当地现有及规划建筑面积共计800万㎡，且以每年约100万㎡的速度增长，目前城市集中供热面积仅200万㎡，城市集中供热率仅25%。

余热利用-沼气发电机组余热锅炉

余热利用-沼气发电机组余热锅炉摘要：随着沼气利用技术的不断发展，现如今出现了一项新的沼气利用技术：沼气燃烧发电。

它的原理是将沼气作为能源用于发动机上，装上综合发电装置后，经过一系列复杂的化学反应而产生足够多的电能和热能以用于其他领域。

发电机组自带余热回收装置，可以回收沼气发电机组的高温烟气及缸套水热量，用于生物质厌氧处理的工艺用汽和热水。

关键词：余热利用;沼气发电机组;余热锅炉0引言随着人们对环境问题的日益重视，以煤炭、石油为主要能源的传统模式已经逐渐被人们所放弃，而沼气作为一种新型的清洁能源，在我国日渐紧张的能源环境下显得日益重要，它的无污染性对缓解工业发展带来的环境污染能起到至关重要的作用。

节能减排是现如今工业生产中非常重要的一部分，也是大势所趋。

我国工业生产中产生的余热资源非常丰富，尤其是中、低温的烟气余热资源，但对这部分余热资源的回收利用率却不高，造成了资源的极大浪费。

本文主要研究的是沼气发电机组余热回收利用，以优化余热回收利用方案为主要内容。

沼气发电机组余热锅炉是为了回收燃烧沼气的发电机组烟气余热而设计制造的高效余热利用装置。

目前沼气发电机组广泛应用于造纸厂、酒精厂、药厂、生化长、淀粉厂等生产领域。

为沼气发电机组配套专业的沼气发电机组余热锅炉，可有助于解决这些行业的环境污染和节能减排。

这些行业目前处理污废的主流方式是采用生化法进行处理，处理过程中产生大量沼气，应用于沼气发电机组发电后，排出的废烟气进入沼气发电机组余热锅炉后，烟气与锅炉水换热，输出热水或蒸汽，再次应用于加热沼气池，促进沼气池厌氧发酵，从而增加沼气生成量。

沼气用于发电是一种非常好的燃料，每方沼气可以发1.7度电，效益非常可观，而用沼气作为能源进行发电，不同的发电设备产生的热效率也有很大分别：比如燃气内燃机的效率为70%～75%，但如果用燃气透平和余热锅炉，在补燃的情况下，热效率可以达到90%以上，所以优化的系统设计能极大地提高余热利用率。