烟气余热加热凝结水系统说明
超经典总结-火力发电厂烟气余热利用技术
三、烟气余热利用设计优化
1目前低温省煤器改造可研存在的主要问题
（1）改造方案多未进行优化计算，不能确保最终选择的方案是最佳方案。 方案优化主要包括三个内容，一是烟气侧、水侧进出口参数优化；二是在烟温利用空间确定后， 节能量达到最大，这涉及到烟气热量的利用途径比选、凝结水引出点的比选、凝结水返回点的比选、 低温省煤器与凝结水系统的连接方式、是否增加凝结水增压泵等；三是投资收益的最大化，简单地 说就是投资回收期最短，收益率最高。目前可研基本未进行严格计算。 （2）低温省煤器设计工况点选择不合理，有些选择BMCR工况，对平均负荷或低负荷工况未充分考 虑，导致低温省煤器无法投入运行或烟温降达不到设计值。 （3）电除尘前布置方式防磨措施考虑不周，个别烟速选择偏高。 （4）有些机组低温省煤器清灰方式选择不当，造成严重堵灰。 （5）低温省煤器投资差别较大，在保证质量的情况下要尽可能降低投资。 （6）节能量计算不规范，大多数按额定工况计算煤耗降低值，然后用年等效运行5000小时计算年 节能量，与实际运行状况有较大差别。有的甚至直接用烟气热量折算标煤量。从下图可见节能量的 计算混乱。 供电煤耗降低（g/kWh)
二、烟气余热利用现状及存在问题
集团低温省煤器调研情况：
1 设计情况
调研机组23台,其中600MW超临界机组7台,350MW超临界机组6台,300MW亚 临界机组7台,220超高压机组机组3台. （1）初投资情况: 600MW机组投资最低360万,最高683万。同时加热送风与 凝结水达6000万,差别较大; 350MW机组投资最低400万,最高463.5万,差别不 大; 300MW机组投资最低190万,最高640万,差别较大。氟塑料带回收烟气水分 高达3980万;220MW机组最低投资550万,最556.26万,其中1台复合相变换热器, 差别不大。 （2）烟气余热利用途:加热凝结水14台;冬季供热,其他季节加热凝结水5台; 加热凝结水及锅炉送风2台;加热生活热水2台;兼有冷却回收脱硫塔出口烟气 水分1台;降低一次风温,减少制粉系统冷风掺入量1台。 （3）换热次数:一次换热16台,二次换热7台。
利用锅炉烟气余热加热汽轮机凝结水的改造
２ ０ １ ３ 年 第２ ５ 期Ｉ 科技创 新 与应 用
利用锅炉烟气余热加热汽轮机凝结水的改造
周 宇 龙 石 崇
（ 河北钢铁 股份 有限公 司唐 山分公 司动力厂 ， 河北 唐 山 ０ ６ ３ ０ ０ ０ ）
摘 要： 针对我厂的两台 １ ３ ０ Ｔ ／ ｈ全 燃煤 气锅 炉排 烟 温度 高 于设 计 温度 ， 排 烟 温度 较 高 影响 锅 炉 的 运行 效 率 ， 使锅 炉 吨 汽燃 耗 较 高， 按 照 能 源 的综 合利 用的 生 产 思路 ， 进 行 降低 锅 炉排 烟温 度 改 造 ， 通 过 安装 凝 结 水 加 热 器 来降 低排 烟 温度 ， 同 时也 降 低 了机 组 汽耗 ， 提 高 了除氧 器 给水 温 度 ， 提 高 了机 组 效 率。 关键词： 排 烟 温度 ； 凝 结 水加 热装机 的 日益 加 深 ， 化 石燃 料 已近 乎 枯 竭 。 国家 对 于能 源 的充 分 利 用 一直 是 重 点 研究 的项 目 。众 所 周 知 ， 在 火 力 发 电 厂 中， 锅炉的排烟余热问题一直是 困扰着人们 的一个难题 。因为仅 仅锅炉的排烟温度高这一项损失所造成的能源消耗就相当可观。 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 ７ ０ ％～ ８ ０ ％。同 时 由 于受 热 面 污 染 程度 随着 锅 炉运 行 时 间 的增 加 而 加 剧 ， 排烟温度要 比设计温度高 ２ ０ 。 Ｃ 一 ３ ０ 。 Ｃ 。锅炉的排烟温度过高 ，造成 了火 力发 电厂 燃料 的消 耗量 的增 加 。 为了响应国家节能减排的号召 ， 我厂拟通过安装余热 回收利用
装置 ， 进行锅炉尾部烟道余热的回收利用 ， 能够在锅炉的改造 中， 大 幅度降低烟气的排放 温度 ， 使大量中低 温热 能被有效 回收 ， 节省燃 料消耗量 ， 降低发电煤耗 ， 提高机组效率 ， 可以产生十分可观的经济
发电厂节能减排之烟气余热利用
众所周知，火力发电厂主要有两大热损失，分别是汽轮机系统的冷端排汽冷凝热损失以及锅炉系统尾部排烟热损失。影响火电厂锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度，目前，我国燃煤电站锅炉排烟温度大多在120——140℃，锅炉效率约90%——94%。在各种热损失中，排烟热损失占锅炉热损失的一半以上，如果能有效降低电站锅炉的排烟温度至70——90℃，锅炉效率将提高2%——5%，供电煤耗将下降2——5g/kWh，二氧化碳的排放量也相应有大幅度的减少。因此，随着近些年来能源价格的不断攀升以及节能减排要求的日益严格，电站锅炉尾部烟气余热的回收利用受到广泛重视。降低锅炉排烟温度可以有多种设计方案：一是通过燃烧优化调整来降低排烟温度;二是增加锅炉受热面来降低排烟温度;三是增加锅炉空气预热器受热面来降低排烟温度;四是在锅炉尾部烟道增加低温省煤器，利用凝结水或其它介质吸收排烟余热来降低排烟温度。但经过多次的试验研究以及现场论证，利用低温省煤器回收烟气的余热是最直接、最简便、也是最有效可行的余热回收的方法。
2、低温省煤器设置于引风机出口及脱硫塔入口前。
低温烟气冷却到合适的温度后直接进入脱硫塔，不存在对引风机等设备造成的低温腐蚀的危害，可以最大程度地利用烟气余热。低温省煤器设置于脱硫塔前，减少了烟气蒸发水耗量，起到了一定的节水效果。同时，换热管的磨损和堵灰的问题也比较轻。但由于进入低温省煤器的烟气没有经过除尘，含尘浓度较高，低温省煤器的工作环境较恶劣，磨损大，寿命短。另外，也会引起电除尘、引风机、烟道等的酸腐蚀，增加了设备的防腐成本。
4、如果排烟余热加热的是汽轮机热力系统中的凝结水，那么在凝结水在低温省煤器系统中吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。将节省部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽继续膨胀做功，因此，在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。
凝 结 水 系 统
2. 主要包括： a. 凝汽器：双壳体、单流程、双背压凝汽器 （汽轮机低压缸排汽平均背压 4.9kPa.a；报警:19.7kPa.a、停机：25.3kPa.a。） b.凝结水泵：每台机组配2台100％容量凝结水泵，1台运行，1台备用。 凝 结水泵为变频控制，用一台变频器控制两台凝结水泵。当运行泵事故跳 闸时，备用泵自动投入运行。（机组最大凝结水量：2605T/H)。 c. 凝结水精处理装置：100%容量1套+ 100%容量的电动旁路 d. 轴封冷却器： 100%容量1套（轴封冷却器设有内旁路，轴封冷却器外 凝结水侧不再设旁路，不设进出口关断阀。） e.低压加热器：5、6号低压加热器分别采用电动小旁路系统，7、8号低压 加热器采用电动大旁路系统（7号低压加热器出口接烟气回热加热器管 路）。
2.
凝汽器的汽流形式 1. 凝汽器的抽气口可以布置在管束中的不同位置， 不同的抽气口位置就构成了凝汽器中不同的汽流 方向。现代凝汽器的汽流形式主要有两种，即汽 流向心和汽流向侧式两种，如左图所示。图(b) 为汽流向侧式凝汽器, 在这种凝汽器中，为了减 小凝结水的过冷度，提高热经济性，在凝汽器中 间设有蒸汽通道，蒸汽能直接流到底部加热凝结 水, 使凝结水温度接近于排汽温度。因此，这种 凝汽器又称为回热式凝汽器。另外，这种凝汽器 的汽流到抽气口的路程较短，汽阻较小，所以在 同样的环境温度下可以获得较高的真空。
2.
3.
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•
在汽轮机排汽口建立并维持高度真空，以提高循环热效率 ；
将汽轮机的排汽凝结成洁净的凝结水作为锅炉的给水，以回收工质 。
表面式凝汽器的结构与系统
凝汽设备的组成与系统 按照冷却介质的不同，现在热力发电厂使用的凝 汽器可以分为以空气为冷却介质空气凝汽器和以水为 冷却介质的表面式凝汽器两类。然而，由于空气凝汽 器结构庞大、金属耗量多，而且建立的真空也相对较 低，故在一般的固定式电站中并不采用，只有在严重 缺水地区的电站或有些移动式发电机组上才采用。而 水的放热系数高，且表面式凝汽器又能回收洁净的凝 结水，因此水冷却表面式凝汽器能很好地完成凝汽设 备的两个任务，故而成为现代发电厂汽轮机装置中采 用的主要形式。我们只讨论水冷却表面式凝汽器。
余热锅炉汽水流程的工作原理
余热锅炉汽水流程的工作原理
余热锅炉汽水流程的工作原理是利用工业生产过程中的余热，通过热交换将热能传递给锅炉中的水，使其蒸发成为蒸汽，然后将蒸汽用于发电或供热等用途。
具体来说，余热锅炉汽水流程一般包括以下几个步骤：
1. 给水系统：将经过处理的水送入锅炉中。
2. 省煤器：给水在进入锅炉前先经过省煤器，利用烟气的余热将水加热，提高水的温度，减少燃料的消耗。
3. 蒸发器：经过省煤器加热后的水进入蒸发器，在蒸发器中受到烟气的加热，水蒸发成为蒸汽。
4. 过热器：蒸汽从蒸发器中出来后，进入过热器，在过热器中进一步受到烟气的加热，提高蒸汽的温度和压力。
5. 汽轮发电机组：过热器出来的蒸汽进入汽轮发电机组，驱动汽轮机转动，带动发电机发电。
6. 凝结水系统：蒸汽在汽轮发电机组中做功后，凝结成为水，经过凝结水泵送入凝结水箱。
7. 给水加热系统：凝结水经过除氧器除氧后，再经过给水加热器加热，提高温度后送回锅炉中循环使用。
总之，余热锅炉汽水流程的工作原理是利用余热将水加热成为蒸汽，然后将蒸汽用于发电或供热等用途，从而实现能源的高效利用。
燃气锅炉烟气余热利用与凝结水回收探讨
燃气锅炉烟气余热利用与凝结水回收探讨发布时间：2021-11-18T06:49:39.295Z 来源：《新型城镇化》2021年21期作者：侯敏[导读] 不仅使燃气锅炉热效率得到了极大的提升，同时还能进行节能减排，实现锅炉房运行的安全经济。
中国航发沈阳黎明航空发动机有限责任公司辽宁沈阳 110043摘要：燃气锅炉被广泛的应用于工业生产中，但是由于燃气价格的高昂，燃烧后产生的烟气余热就有了大量的回收价值。
因此积极开展锅炉的节能改造，能够降低锅炉运行的能耗，同时也可以对排放烟气中的污染物实现回收，对绿色生态的建设起到积极推进作用。
关键词：燃气锅炉、烟气、余热利用、凝结水、回收引言：在所有锅炉燃料中，天然气是其中十分高效优质的一种，因此大量的使用于集中供热中，并且许多地区已经实现了清洁能源供热。
针对燃气锅炉烟气中相关组分，进行精确的计算与分析，并与其相关装置中存在的问题相结合，来提出适宜的技术思路，合理的进行烟气利用与凝结水回收。
如此一来，不仅使燃气锅炉热效率得到了极大的提升，同时还能进行节能减排，实现锅炉房运行的安全经济。
1燃气锅炉烟气余热利用1.1相变换热器相变换热器由借鉴常规的间壁式换热器，引入相变介质进行换热的理念创新而成，其核心是借助相变潜热实现换热。
相变换热器技术的关键在于介质在相变过程中吸热放热而温度始终保持不变的特点，实现了换热器的整体壁面温度保持一致。
相变换热器的主要结构包括：蒸发吸热区、凝结放热区、上升管、下降管、汽水分离装置等。
在蒸发吸热区内部，介质为液态水，通过吸收烟气的热量，蒸发变成汽水混合物，随后靠着浮力的作用上升至汽水分离装置，经过分离后，汽态介质继续上升至凝结放热区，在凝结放热区内凝结放热，加热外部的水。
随后凝结后的水下降至汽水分离装置。
介质在换热器内靠不同相态下的密度差，形成了自然的上下循环输运。
在不断的蒸发凝结过程中往复循环，实现了把热能从高温烟气传向低端冷源的高效传输。
火力发电厂烟气余热利用的分析及运用
火力发电厂烟气余热利用的分析及运用由于现目前水资源、能源紧缺、环境日益恶化等等状况，合理有效地利用电厂的烟气余热，提高火电机组的效率，减少煤耗是节能的主要且重要的措施之一。
在火力发电厂中，锅炉的排烟余热问题一直是困扰人们的一个问题。
本文对发电厂烟气余热利用的途径进行了分析，重点研究了利用烟气余热来加热凝结水的系统。
研究表明，设置烟气余热利用系统，可大大提高火力发电厂热效率，降低煤耗，增加发电量，具有一定的经济效益和社会效益。
因此在电厂优化设计中，合理有效地利用火电厂的烟气余热，提高机组运行效率，节约用水，减少煤耗，是节能的关键。
标签：烟气余热；优化设计；提高效率；节能一、引言由数据统计可知，在火力发电厂中，锅炉的排烟热损失大约占锅炉热损失的70%，随着锅炉运行时间的增加，受热面污染程度也随之增加，排烟温度要比设计温度高大约25℃。
在我们国家，存在着很多锅炉投运时间较长、排烟温度较高甚至达到200℃的火电机组。
如果能够合理的利用工艺和新技术来降低锅炉排烟温度，回收利用排出的烟气余热，将较大程度上降低火力发电厂的煤耗，达到节约能源的目的。
二、烟气余热利用的状况现目前，国外已经把火电机组的排烟温度设计为大约100℃，比之前的排烟温度值大大降低，在近几年来国外建立火电厂的共同特点有：（1）烟气的最终排放并不是通过常见的专用烟囱，而是通过自然风冷却塔排入大气之中（2）增添了烟气热量回收的环节，即在烟气脱硫装置和除尘器之间的烟道上安装了烟气冷却器，回收的热量用于凝结水的加热。
早在20世纪90年代，在300MW～500MW机组改造的时候就大力推广在锅炉尾部增加旁路省煤器加热凝结水的“烟气加热器”技术，以降低锅炉排烟温度，进一步的提高锅炉和电除尘器的工作效率。
在我们国家，火力发电厂的很多锅炉排烟温度都大大的超过了设计值。
结合火电厂的设计，烟气余热利用的方向大体可以分为加热凝结水、加热热网水、预热助燃空气、预热并干燥燃料、采暖制冷等等。
燃气蒸汽联合循环余热锅炉简述
• 57•燃气蒸汽联合循环余热锅炉简述晋能电力集团有限公司嘉节燃气热电分公司 韩小安该文介绍了余热锅炉汽水系统和烟气系统，并对项目主要特点进行详细分析。
山西太原嘉节燃气热电联产项目由2台F级燃气轮机（2×298MW）、2台余热锅炉、1台蒸汽轮机（1×264MW）及三台发电机组成，总装机容量860MW。
该项目余热锅炉为东方菱日锅炉有限公司生产的三压、一次再热、卧式、无补燃、自然循环BHDB-M701F4-Q1型余热锅炉，主要由进口烟道、换热室及各级受热面模块、高中低压汽包、除氧器、出口烟道、烟囱以及高中压给水泵、低压省煤器再循环泵、排污扩容器等辅机以及管道、平台扶梯等部件组成。
锅炉本体受热面采用模块结构设计，由垂直布置的顺列和错列螺旋鳍片管和进出口集箱组成。
以下就该机组汽水系统、烟气系统及项目主要特点等进行介绍：1 汽水系统锅炉汽水系统分为：高压、中压（再热）、低压系统含除氧器系统，各系统的参数见表1。
表1 余热锅炉技术规范名称单位100%负荷纯凝工况余热锅炉高压蒸汽流量t/h274.6余热锅炉高压蒸汽压力MPa12.32余热锅炉高压蒸汽温度℃540余热锅炉再热蒸汽流量t/h329.8余热锅炉再热蒸汽压力MPa 3.15余热锅炉再热蒸汽温度℃568余热锅炉中压蒸汽流量t/h64.4余热锅炉中压蒸汽压力MPa 3.33余热锅炉中压蒸汽温度℃290.1余热锅炉低压蒸汽流量t/h48.5余热锅炉低压蒸汽压力MPa0.667余热锅炉低压蒸汽温度℃244.81.1 低压系统凝结水（给水）进入凝结水加热器，凝结水加热器出口的水经低压给水调节阀后进入除氧器。
除氧器与低压锅筒采用一体化设计，即低压锅筒同时作为除氧器的水箱，除氧后的水直接进入低压锅筒。
低压锅筒内的饱和水由下降管引入低压蒸发器，蒸发器出口的汽水混合物回到低压锅筒形成自然循环；低压锅筒的饱和蒸汽，进入低压过热器，然后进入汽轮机低压缸。
火力发电厂的设备作用和各系统流程
火力发电厂的设备作用和各系统流程一、燃烧系统生产流程来自煤场的原煤经皮带机输送到位置较高的原煤仓中，原煤从原煤仓底部流出经给煤机均匀地送入磨煤机研磨成煤粉。
自然界的大气经吸风口由送风机送到布置于锅炉垂直烟道中的空气预热器内，接受烟气的加热，回收烟气余热。
从空气预热器出来约250左右的热风分成两路：一路直接引入锅炉的燃烧器，作为二次风进入炉膛助燃；另一路则引入磨煤机入口，用来干燥、输送煤粉，这部分热风称一次风。
流动性极好的干燥煤粉与一次风组成的气粉混合物，经管路输送到粗粉分离器进行粗粉分离，分离出的粗粉再送回到磨煤机入口重新研磨，而合格的细粉和一次风混合物送入细粉分离器进行粉、气分离，分离出来的细粉送入煤粉仓储存起来，由给粉机根据锅炉热负荷的大小，控制煤粉仓底部放出的煤粉流量，同时从细粉分离器分离出来的一次风作为输送煤粉的动力，经过排粉机加压后与给粉机送出的细粉再次混合成气粉混合物，由燃烧器喷入炉膛燃烧。
二、汽水系统生产流程储存在给水箱中的锅炉给水由给水泵强行打入锅炉的高压管路，并导入省煤器。
锅炉给水在省煤器管内吸收管外烟气和飞灰的热量，水温上升到300左右，但从省煤器出来的水温仍低于该压力下的饱和温度（约330），属高压未饱和水。
水从省煤器出来后沿管路进入布置在锅炉外面顶部的汽泡。
汽包下半部是水，上半部是蒸汽，下半部是水。
高压未饱和水沿汽泡底部的下降管到达锅炉外面底部的下联箱，锅炉底部四周的下联箱上并联安装上了许多水管，这些水管内由下向上流动吸收炉膛中心火焰的辐射传热和高温烟气的对流传热，由于蒸汽的吸热能力远远小于水，所以规定水冷壁内的气化率不得大于40％，否则很容易因为工质来不及吸热发生水冷壁水管熔化爆管事故。
锅炉设备的流程一、锅炉燃烧系统1、作用：使燃料在炉内充分燃烧放热，并将热量尽可能多的传递给工质，并完成对省煤器和水冷壁水管内的水加热，对过热器和再热器管内的干蒸汽加热，对空气预热器管内的空气加热。
火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术
火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术【摘要】如果火电厂的排气温度太高，一方面可能会导致需要更多的脱硫冷却水，增加对自来水资源的消耗；另一方面它还将大幅度增加锅炉的煤耗，降低锅炉的工作效率，同时缩短袋式除尘器和其他可移动式电除尘装置的使用寿命。
而在当今社会提倡可持续发展这一议题下，如何有效回收和利用火电厂在烟气中产生的余热，走一条节能环保之路，成为火电厂的一项重要任务。
本文围绕这一研究主题，探讨火力发电厂锅炉尾部的烟气和余热综合利用的关系，尤其是在技术难点及解决措施处，列举国内外的研究措施，希望能够为行业带来一定的参考和帮助。
【关键词】火力发电厂；锅炉尾部烟气；余热利用技术引言：日常生活和社会生产所需的电力资源主要由燃煤电厂提供。
而火力发电厂燃煤产生的大量热能没有得到充分有效利用，与当前注重环保，倡导节能减排的发展观念产生冲突，致使电力企业建设无法满足现代发展的实际需要。
而如何提高火电厂锅炉余热利用率，已成为电力企业发展中亟待解决的重要问题。
目前，锅炉余热再利用可以通过锅炉连续排污热能供热供水、炉底炉渣热能供热等实现循环。
锅炉尾部烟气余热利用技术，可以很好地达到节能减排、提高发电效率等目标，最终实现经济效益与环境效益的协调统一。
1技术原理火电厂锅炉尾部的烟气燃烧余热综合利用处理技术，实际上就是将锅炉燃煤所产生的高温烟气通过尾部烟道输送到旁路烟道，再分别经过燃气加热器、蒸发器和燃气省煤器来吸收烟气的余热，最后由锅炉烟囱向发电锅炉尾部排放到大气中，从而提高火电厂的热循环效率。
主要体现在以下几个方面的应用：1.1冷凝水预热该冷却水技术的一个核心理念就是通过利用废气中的余热来实现对凝结水的加热，提高凝结后的水温，实现锅炉供水初始温度。
加热的两种方式主要方法包括：一是直接加热方式，利用烟气回热加热器，实现烟气与凝结水的直接热交换。
二是间接加热方式，通过安装烟气回热加热器及水水换热器，实现烟气在闭式水和烟气回热加热器内的热量交换。
烟气余热
1、1、2号炉烟气余热回收装置改造方案概述⏹1）在原空气预热器和预除尘之间垂直烟道上布置烟气余热回收装置。
该装置在平均排烟温度167℃时通过换热后烟温须降至120℃左右，流经该装置的平均烟气流速小于11.8m/s。
避免磨损或积灰。
并在设计受热面布置方式时，达到均布烟气流场的效果。
⏹2）冬季工况：1、2号炉烟气余热回收装置加热热网水，热网循环水泵出口母管热网水送至余热回收装置，加热后送至热网回水母管。
⏹3）夏季工况：⏹1号炉系统水源取自为1号机1#低加出口，经过烟气余热回收装置加热后回至1号机2#低压加热器入口；并且满足烟气余热回收装置可带旁路切除。
⏹2号炉系统水源取自为3号机1#低加出口，经过烟气余热回收装置加热后回至3号机2#低压加热器入口；并可以实现1、2号炉与1、3号机切换。
1、3号机均满足烟气余热回收装置可带旁路切除。
⏹4）烟气余热回收装置出入口温度及压力、流量监视需引入DCS中。
所有调整门、电动门及转动设备具备远方控制室和就地切换操作功能。
2、循环回路⏹烟气余热利用系统可分为内循环（相变换热系统）和外循环(凝结水系统)两个循环回路。
⏹内循环（相变换热系统）运行方式为自然循环。
由放热段、下降管及分配集箱、相变换热、汇合集箱及上升管等组成，其中相变换热为2组换热器构成。
每组换热器各有一个入口集箱和一个出口集箱，相变换热中的水经下降管和分配管引至换热器入口集箱，然后至换热器管至出口集箱，再由上升管将汽水混合物引至放热段，加热来自1号低加出口的凝结水和热网水。
⏹外循环（凝结水系统）是汽机凝结水系统的一部分，是从1号低加引出部分凝结水，经烟气余热凝结水操作平台引至放热段内，换热后的凝结水回水引至2号低加入口，热网水取热网水泵出口引入放热段内，换热后的热网水回热网回水母管3、凝结水至烟气余热装置投入步骤⏹1、开启烟气余热凝结水1号低加出口门⏹2、开启烟气余热电动调节门前、后手动门。
⏹3、开启烟气余热电动调节门。
余热发电工艺流程工作原理简介
PH 锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为卧式,锅炉由蒸发器、过热器、汽包及热力管道构成，废气流动方向为水平流动,换热管采用蛇形光管,以防止积灰。因生料具有粘附性，故锅炉设置振打装置进行除灰,工质循环为采用循环泵进行强制循环方式。
主机设备性能特点：
一、余热锅炉: AQC炉和PH炉
AQC锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为立式,锅炉由省煤器、蒸发器、过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室），降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下,换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用。锅炉内不易积灰，由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。
2、背压式汽轮机：蒸汽在汽轮机内做功后，以高于大气压力被排入排汽室，以供热用户采暖和工业用汽。
3、调整抽汽式汽轮机：将部分做过功的蒸汽以某种压力下抽出，供工业用或采暖用。
4、中间再热式汽轮机：将在汽轮机高压缸做完功的蒸汽，再送回锅炉过热器加热到新蒸汽温度，回中、低压缸继续做功。
按蒸汽初蒸汽分类：
热能→动能→机械能，这样一个能量转换的过程，便构成了汽轮机做功的基本单元，通常称这个做功单元为汽轮机的级，它是由一列喷嘴叶栅和其后紧邻的一列动叶栅所构成。
由于单级汽轮机的功率较小，且损失大，故使汽轮机发出更大功率，需要将许多级串联起来，制成多级汽轮机。
汽轮机分类按热力过程可分为：
1、凝汽式汽轮机：进入汽轮机做功的蒸汽，除少量漏汽外，全部或大部分排入凝汽器，形成凝结水。
1、 低压汽轮机：新汽压力为1.2～1.5MPa；
2、 中压汽轮机：新汽压力为2.0～4.0MPa；
火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术
火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术摘要：高效和节能是未来社会发展的重要潮流，而对于发电厂而言，怎样减少能源消耗和提高发电效率就成了其在发展过程中所关注的焦点，在此基础上烟气余热利用技术也逐步被人们提了出来。
文章简要介绍余热利用技术，并简要阐述该技术在火力发电厂锅炉尾部烟气处理方面的运用情况，以期能为下文开展相关工作提供借鉴。
关键词：火力发电厂；锅炉尾部烟气；余热利用技术火力发电厂中的锅炉主要给人们的日常生活，生产等方面提供源源不断的动力，而在注重节能减排工作的今天，火力发电厂中锅炉的生产还没有完成这一目标，这也就阻碍了它的发展过程。
有鉴于此，火力发电厂锅炉尾部烟气如何利用烟气余热技术就成了人们着重解决与研究的内容，并结合实际，选择适当的技术方案，从而有效地促进企业节能减排工作的开展，促进火力发电厂锅炉生产效益的提高，更重要的是为后期发展，奠定坚实基础。
1.余热利用系统分析了解并掌握余热利用系统有关内容，才能在火力发电厂锅炉尾部烟气处理中较好地运用该技术，达到节能降耗目的。
1.1基本概况（1）就锅炉设备角度而言，余热利用系统多以锅炉的实际运行状态为基础进行研究，而锅炉系统中经常使用到的仪器对余热利用系统有着至关重要的影响。
在此基础上，余热利用系统主要组成部分就在锅炉系统中，直接决定了该技术的使用效果。
（2）余热利用系统是指锅炉系统根据具体情况布置余热设备并通过深度再循环应用系统达到节能降耗。
此外，脱硫塔初期和除尘器结束后烟道处理时，需有效地控制温度，一般应保持40°C左右。
与此同时，结合实际情况，可在其内部设置余热回笼装置，从而能够较好的完成锅炉供水和加热目的，且温度能够得到一定范围内的收缩，从而有利于锅炉热效率的提高。
1.2技术应用优点火力发电厂存在的目的是为了确保供电稳定，然而对能源的消耗量也很大，特别是锅炉在生产过程中产生的烟气，其热能巨大。
但是通过采用余热利用技术能够有效地解决这一难题，强化烟气热量回收以及使用，能够有效地减少能量消耗，还避免了发生腐蚀现象，降低了成本，因此余热利用技术应用于火力发电厂锅炉烟气循环使用，有着明显优势，具体内容如下。
燃气锅炉冷凝器凝进水控制系统改造
年第期前言燃气锅炉普遍使用天燃气，其中氢含量最高,氢质量占比20%~25%，排烟温度相对较高，排烟中含有大量的水蒸汽。
燃气锅炉烟气冷凝余热回收装置，就是利用温度较低的水或空气冷却烟气，实现烟气温度降低，水蒸汽冷凝，换热器内的水或空气吸热而被加热，实现热能回收，可有效节约生产成本，降低锅炉的排烟温度，以提高锅炉的给水水温，从而达到降低天然气消耗，提高锅炉的热效率，实现锅炉节能降耗的目的。
1故障原因分析燃气锅炉尾部安装的箱式冷凝器是一种换热设备，主要由箱体、内部烟管管束构成，处理合格的锅炉软化水通过循环泵进入冷凝器内部的烟管管束内进行不间断循环流动，管束内的软化水充分吸收流经管壁外的高温烟气，进行热交换器，以提高锅炉的给水温度，但锅炉在正常运行中发现冷凝器在运行中，凝结水量较大，部分凝结水无法排出，长期下去，将对冷凝器箱体及锅炉尾部烟道造成腐蚀，降低锅炉设备使用寿命。
目前存在的问题是：锅炉的排烟温度经过省煤器及冷凝器换热后，由于排烟温度太低，以至于冷凝器内部换热管束表面温度低于烟气中水蒸汽的露点温度，（水蒸汽露点温度为50℃，如果低于50℃，水蒸汽将冷却凝结成水滴）使流经冷凝器烟气中的水蒸汽凝结成大量凝结水，凝结水与烟气中的二氧化碳混合后，变成了酸性水，酸性水对冷凝器的换热管束及箱体造成严重腐蚀，当冷凝水积攒较多时，还会造成省煤器及锅炉烟箱腐蚀，缩短锅炉的使用寿命，甚至会出现较大的安全生产事故，所以应对锅炉冷凝器进水控制系统进行改进，避免冷凝水的产生，以提高锅炉及附属设备的使用寿命。
2改进措施和具体对策为了避免冷凝水对锅炉产生腐蚀，一是需要提高冷凝器内部管束的表面温度，使管束的表面温度应略高于水蒸汽的露点温度50℃。
通过人工试验和一周的观察记录，当冷凝器内部的管束表面温度为55℃时，相对应流锅炉尾部高温烟气经过冷凝器热交换后，流经冷凝器后的排烟温度为85℃左右，在这种情况下冷凝器内部不会产生冷凝水，由此可以得出，只要控制冷凝器的排烟温度不低于85℃，就可以避免冷凝水的出现。
浅谈燃气锅炉烟气余热的利用与凝结水的回收
浅谈燃气锅炉烟气余热的利用与凝结水的回收作者：张宇帆于海峰来源：《中国化工贸易·中旬刊》2017年第08期摘要：燃气锅炉目前在城市供热系统中得到广泛应用，以天然气为主要燃料的燃气锅炉在使用过程中会形成大量的烟气凝结水，而烟气凝结水的排放，在一定程度上对烟道、烟囱以及环境存在不利影响。
在当今高度重视环境保护、能源节约的背景下，加大燃气锅炉烟气余热的利用与凝结水的回收已经成为相关部门关注的重点问题。
本文在试验数据分析的基础上，就燃气锅炉烟气余热的利用与凝结水的回收进行了分析，以供参考。
关键词：燃气锅炉；锅炉烟气余热；凝结水回收现阶段在城市集中供热系统中，燃气锅炉已经逐渐取代燃煤锅炉得到广泛应用。
在此背景下，燃气锅炉烟气余热与凝结水问题愈发凸显，含有酸性烟气凝结水不仅对烟道与烟囱产生严重腐蚀，加大投资成本，对环境也到来了一定影响，形成环境污染问题。
因此，基于能源节约与资源再利用，实现燃气锅炉烟气余热的利用与凝结水的回收具有重要研究价值与现实意义。
1 燃气锅炉主燃料——天然气的分析天然气是燃气锅炉重要的燃料，是一种混合气体，主要由甲烷、乙烷、二氧化碳、硫化氢、氮以及氢等惰性气体共同组成。
2 燃气锅炉燃气量与水蒸气分析天然气在燃烧过程中，主要成分甲烷发生化学反应：CH4+2O2=CO2+2H2O。
加之其他成分的反应，从理论角度出发烟气主要组成成分为CO2、SO2、N2与H2O。
就本地燃烧锅炉所使用的天然气而言，不含有H2S，因此燃气锅炉燃烧过程中所产生的烟气不含有二氧化硫。
经计算可知，常温常压环境下，天然气的比重为么每立方米0.75千克，每当燃烧1立方米天然气，产生的烟气凝结水质量在1.69千克左右。
在设有烟气节能器、冷凝器的情况下，一台负荷在26MW左右的燃气锅炉，运行过程中排烟温度在45℃左右，每小时燃气2850立方米，运行一天所产生的烟气凝结水约为39500千克，为理论量的百分之三十四。
3 燃气锅炉烟气余热与凝结水的处理方法文献资料分析与实践调查研究发现，为进一步实现燃气锅炉烟气余热的利用与凝结水的有效回收，需在锅炉体系中配设烟气余热深度利用与凝凝结水回收系统，用以提升燃气锅炉对烟气余热的利用率，加大凝结水处理效果。
燃气锅炉烟气冷凝与凝结水回收利用浅析
燃气锅炉烟气冷凝与凝结水回收利用浅析发表时间：2020-12-16T08:05:08.827Z 来源：《建筑细部》2020年第24期作者：孙振国1 刘克2 孔祥渠1 宋献1 王霄楠1 [导读] 天然气燃烧后烟气中含有大量的水蒸气，水蒸气在冷凝过程中会释放大量的热量，同时也会产生大量的冷凝水。
在燃气锅炉供热行业领域，如何有效利用烟气凝结水，对节约资源以及环境保护都具有十分重要的意义。
本文主要对烟气冷凝换热器以及冷凝水回收进行了总结，提出了工程设计中的需要注意的地方和可参考的措施。
孙振国1 刘克2 孔祥渠1 宋献1 王霄楠11.中国中元国际工程有限公司；2.北京华源热力管网有限公司摘要：天然气燃烧后烟气中含有大量的水蒸气，水蒸气在冷凝过程中会释放大量的热量，同时也会产生大量的冷凝水。
在燃气锅炉供热行业领域，如何有效利用烟气凝结水，对节约资源以及环境保护都具有十分重要的意义。
本文主要对烟气冷凝换热器以及冷凝水回收进行了总结，提出了工程设计中的需要注意的地方和可参考的措施。
关键词：余热回收；换热器；烟气凝结水随着环保意识的逐渐增强，燃气锅炉在城市集中供热领域得到了广泛应用。
在此背景下，如何高效利用燃气锅炉烟气余热以及烟气凝结水的回收成为新的研究课题。
由于城市集中供热的快速发展，大型燃气锅炉投入运行后，烟气凝结水若直接排放，不仅对地下管网产生酸性腐蚀，同时也浪费了大量的水资源。
普通燃气锅炉为防止低温腐蚀的发生，排烟温度通常都比较高，烟气中的显热以及潜热尚未加以利用，造成能量的损失。
传统锅炉按燃气低位发热量计算锅炉效率，大约为80-90%。
燃气锅炉排烟的露点温度一般为55-60℃。
烟气冷凝后，水蒸气冷凝潜热约占天然气低位热值的10-11%[1]。
经过余热回收后的冷凝式锅炉其热效率可提高到100-110%。
基于吸收式热泵技术的烟气余热回收利用系统，利用热泵中介水回收锅炉烟气中的热量，不仅有效降低排烟温度，提高天然气的利用效率，同时还可回收烟气在冷凝过程中释放的凝结水。
火力发电厂锅炉烟气余热利用技术
火力发电厂锅炉烟气余热利用技术摘要：提高火力发电厂锅炉烟气余热利用，会大大降低锅炉的能耗，提高锅炉运行效率，延长袋式除尘器及其他移动电除尘设备的使用寿命。
在当前社会倡导可持续发展的时代背景下，如何对燃煤电厂的烟尘进行有效地回收利用，从而达到节约能源、环境友好的目的，是目前我国燃煤电厂面临的一个重大课题。
本文就此课题进行了论述，重点阐述了燃煤电厂锅炉尾烟与余热的综合利用问题，重点介绍了目前国内外的一些研究方法，以期对行业有所借鉴和帮助。
关键词：火力发电；锅炉烟气；余热；利用技术引言：火力发电是人们日常生活、社会生产所需要的能源。
同时，由于燃煤电厂的大量热能未被充分地利用，这与目前重视环境保护、提倡节能减排的发展理念相矛盾，使得电力企业的建设不能适应现代化发展的要求。
因此，如何有效地利用燃煤电厂的余热，是目前我国燃煤发电行业面临的一个重大课题。
目前，锅炉的废热回收主要有：锅炉持续的污水热能供热、炉底炉渣的热能供热。
锅炉尾烟余热利用技术能够有效地达到节能减排、提高发电效率等目的，从而达到经济效益和环保效益的目的。
1.火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用的重要意义在以往的火力发电厂中，因为没有梯级使用，所以这些珍贵的热能并没有得到有效的回收，根据相关部门的计算，锅炉的烟尘损失占了整个火力发电系统的十分之一，而且烟尘的温度与实际的能耗成正比关系。
在烟气余热利用中，既可以达到较好的能量回收效果，又能使烟道利用线延长，换热面积增大，使烟尘损失降低。
2.余热技术利用原理电厂的尾水处理方法是利用螺旋形的推进器将高温的管子送到废热锅炉的接口处，然后通过不同的设备排放到空气中。
这种方法可以增强废热的利用，并且可以增加发电厂的热能利用率。
其中的具体应用包括：首先，预热凝结水。
冷凝水的供热是通过烟囱的余热来达到的，通过增加冷凝水的温度，可以使冷凝水达到初始的温度，是对冷凝水进行加热，通过烟气循环加热器将烟气的热量与冷凝水的热度进行直接的交换。
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LCA40AA001：正常开，7-8号低加故障时关；
LCA43AA005：正常关，7-8号低加故障时开；
LCA65AA001：正常开，停机检修时用于汽机侧与锅炉侧断开；
启动时关闭，待注水完毕后打开。
LCA53AA101：8号低加出口至烟气换热器凝结水温度高于75℃时开，调节凝结水温度至70℃。
LCA65AA002：DN50阀门，用于启用烟气换热器时给烟气换热器及相关管道注水用。
LCA65/LCA73AA011:用于烟气换热器故障时切除。
LCA73AA001:烟气换热器回水汽机侧关断门。
LCA70AA101：烟气换热器出口至凝结水温度高于115℃时关，调节凝结水量。
当烟冷器后温度达80摄氏度，启动再循环泵。
本系统在负荷达30%以上时投入。