火力发电厂汽轮机排汽余热的回收及利用
浅谈发电厂汽轮机排汽冷凝热的回收和利用
汽轮机排汽余热的回收利用
汽轮机排汽余热的回收利用
徐金源;张新隆;艾保国
【期刊名称】《黑龙江电力》
【年(卷),期】2010(032)003
【摘要】减少汽轮机排汽损失和回收汽轮机的排汽余热是提高火力发电厂热效率的有效方法.在北方地区冬季供暖期,如以汽轮机凝汽器循环水为热源进行供热,既能保障汽轮机的正常运行,回收汽轮机的排汽热量,又解决了供暖问题,经济效益和社会效益是可观的.
【总页数】2页(P237-238)
【作者】徐金源;张新隆;艾保国
【作者单位】哈尔滨热电有限责任公司,黑龙江,哈尔滨,150046;哈尔滨热电有限责任公司,黑龙江,哈尔滨,150046;哈尔滨热电有限责任公司,黑龙江,哈尔滨,150046【正文语种】中文
【中图分类】TK11+5
【相关文献】
1.超临界直接空冷机组给水泵汽轮机排汽进主机排汽装置可行性探讨 [J], 王智杰;于森;李秋萍
2.两缸两排汽660MW超临界直接空冷汽轮机排汽装置研制初探 [J], 张宇;董爱华
3.200 MW机组三缸三排汽凝汽式汽轮机供热改造研究 [J], 沈峰;朱鹏达;谭锐
4.国产四缸四排汽凝汽式汽轮机启动振动分析和处理措施探究 [J], 杜进韡
5.国产四缸四排汽凝汽式汽轮机启动振动分析和处理措施探究 [J], 杜进韡
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
汽轮机排烟余热再利用技术研究
汽轮机排烟余热再利用技术研究近年来，环境保护和能源利用已成为全球关注的焦点。
在这个背景下，汽轮机排烟余热再利用技术备受关注。
汽轮机作为一种重要的能源转换设备，其运行过程中排放的大量高温烟气拥有巨大的能源潜力，通过利用排烟余热，既可以提高汽轮机热效率，又能降低环境污染。
本文将对汽轮机排烟余热再利用技术进行深入研究，并探讨其在能源领域的应用前景。
首先，我们需要了解汽轮机排烟余热的特点。
汽轮机在发电或工业过程中产生的烟气温度通常在400°C以上，流量较大且含有大量的热能。
这部分热能如果不能有效利用，将会导致能源的浪费和环境的污染，因此开发汽轮机排烟余热再利用技术具有重要的战略意义。
目前，常见的汽轮机排烟余热再利用技术主要有以下几种：烟气废热锅炉、烟气余热蒸汽发生器、烟气余热直接发电和烟气余热驱动制冷。
这些技术在不同场景下具有不同的适用性。
烟气废热锅炉是最常见的汽轮机排烟余热再利用设备之一。
它通过将烟气中的热能转移给水，将水加热成为蒸汽或热水供应给工业生产或供热系统。
烟气废热锅炉具有适应性广、技术成熟、稳定可靠的特点，并且具有烟气蒸汽产生量大、效率高的优势。
然而，由于烟气中含有大量腐蚀性物质和颗粒物，需要在设备设计和操作中进行相应的防护和维护。
烟气余热蒸汽发生器是一种将烟气中的热能转化为蒸汽的高效技术。
它利用烟气中的热能对水进行加热，使其升温并转化为蒸汽。
烟气余热蒸汽发生器相对于烟气废热锅炉而言，具有结构简单、占地面积小、启动速度快等优点。
然而，由于其在运行过程中可能产生的高温腐蚀和粉尘堵塞问题，需要采取相应的措施进行防护和清洁。
烟气余热直接发电是一种将烟气中的热能转化为电能的高效技术。
通过利用烟气中的高温热能驱动蒸汽涡轮机或有机朗肯循环机组，直接将热能转化为电能。
这种技术不仅能够提高汽轮机热效率，还能够减少或消除与烟气排放相关的环境问题。
但是，由于烟气中可能存在的腐蚀性物质和颗粒物对设备的损害，需要在设备设计和运行中加强保护和维护。
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发布时间：2022-11-08T05:28:53.451Z 来源：《福光技术》2022年22期作者：杨扬[导读] 火力发电厂烟气温度过高会导致脱硫冷却水增加，增加自来水资源消耗；另一方面，会导致煤耗增加，降低锅炉效率，缩短移动式电除尘器等移动式静电除尘器的使用寿命。
在大力推动可持续发展的今天，如何有效地回收利用火力发电厂烟气余热，并走节能环保之路，已成为火电厂的一个重要课题。
因此，本文对火力发电厂锅炉尾气余热利用技术进行了探讨，希望能给相关行业提供一定的帮助。
浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司浙江绍兴 312000摘要：随着节能减排及绿色环境理念的日益深入，火电厂锅炉尾部烟气余热利用率低这一问题引起了社会各界的关注，同时成为国内外研究团队的重点课题。
鉴于此，本文将对火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术进行检验的探讨，以供参阅。
关键词：火力发电厂；锅炉；尾部；烟气；余热；利用火力发电厂烟气温度过高会导致脱硫冷却水增加，增加自来水资源消耗；另一方面，会导致煤耗增加，降低锅炉效率，缩短移动式电除尘器等移动式静电除尘器的使用寿命。
在大力推动可持续发展的今天，如何有效地回收利用火力发电厂烟气余热，并走节能环保之路，已成为火电厂的一个重要课题。
因此，本文对火力发电厂锅炉尾气余热利用技术进行了探讨，希望能给相关行业提供一定的帮助。
1锅炉烟气余热回收的意义锅炉尾气，顾名思义是火力发电厂锅炉在进行发电过程中燃烧所产生的尾气。
这种尾气一般是具有高温高热的多余气体。
如果对这种尾气进行直接排放，不仅仅会造成电厂的热利用率低下，同时有害气体的直接排放也会造成空气污染和破坏环境。
因此十分有必要对锅炉的尾气余热进行吸收和再利用，减少火力发电厂的煤炭消耗量，降低尾气的排放温度可以促进电厂生产效率的不断提升。
2烟气余热利用条件分析2.1保证设备的干燥和整洁在生产过程中，设备的干燥与清洗至关重要。
如果设备长时间受潮脏污，会导致热能转化率降低，加速设备老化，严重影响排烟速度。
电厂余热资源的有效利用
电厂余热资源的有效利用摘要：燃气发电机组包括燃气轮机、余热锅炉、汽轮机等，用以产生高温高压蒸汽的热锅炉驱动汽轮机发电。
然而，在能量的级联利用方面，余热的进一步利用还有很大的空间。
如汽轮机排汽余热的综合利用和锅炉烟气余热的回收利用。
关键词：发电厂；燃气锅炉；热能利用率导言随着能源供应的日益紧张，节能降耗、提高能源利用率越来越受到人们的重视。
只有约30%～35%的燃气热能转化为电能，约30%与废气一起排放，35%～40%通过发动机本体消散，由冷却水循环带走。
由于发电机组产生的废气所产生的热量几乎等于发电机组的有用功，因此可以利用燃气燃烧后排出的废气所产生的热量，废热利用装置可转为废热利用。
1电站锅炉余热资源气利用情况1.1减少热损失火电厂锅炉热损失是指由于热转换引起的不可逆的能量形式问题。
烟囱热是降低热损失的有效途径。
电站锅炉的实施应根据实际需要提供质、量的能源供应，减少不可逆转换造成的能量损失，保证电站锅炉运行的质量要求。
产生热能转换的原因是：锅炉在有效出力状态下产生的热能损失。
排热损失占热损失的比例最大，占15%；化学完全燃烧损失，占热损失的5%；机械不完全燃烧损失，占热损失的3%；散热损失最小，约占1%。
烟气余热减少了热损失，实现了能量循环，提高了电站锅炉的经济效益。
1.2能源系统应用烟气总能量系统取决于烟气余热容量、能量比、科学比以及动能、热能和势能的转换。
从热、经济、环保综合考虑，提高锅炉设备的能源利用率，实现能源循环利用，最大限度地发挥能源价值，减少能源的过度浪费。
避免废气排放，缓解“烟雾”的生态问题。
烟气余热的开发利用，采用科学的能量回收预测方法。
选用具有废气净化处理功能的设备，提高资源化利用效率。
2电厂余热资源余热利用技术2.1锅炉烟气余热回收利用然气烃含量较高，燃烧时会产生大量的水蒸气。
水蒸气中含有大量的气化潜热。
这部分热量可达到天然气低热值的10%～11%，目前难以充分利用。
一方面，由于天然气中含有硫，燃烧后会产生微量的硫化物，为防止锅炉终冷系统等设备腐蚀产生的烟气中硫化物沉淀。
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。
发动机排气余热利用
发动机排气余热利用：发动机排气余热的利用方式有多种。
首先，可以将废气余热通过热交换器转化为高温高压蒸汽，推动气轮机工作，带动发电机发电。
这种方式利用了废气的余热，实现了热能到电能的转化。
其次，还可以将废气余热通过温差发电的方式进行利用。
这种方式利用了温差发电的原理，将热能转化为电能。
不过，这种方式的使用率较低，且能量转换效率也较低。
另外，还可以通过回收钢铁、水泥、石化等企业排放的废气和烟气中的中低温废蒸汽、烟气，将这些废气余热转化为电能。
这种方式可以降低投资成本，提高能源回收利用率，有利于节能减排。
除此之外，还可以将发动机废气余热进行回收，通过换热设备将废气的余热转换成其他介质所需的热量，例如获取蒸汽、热水等，以供日常生活需求或采暖等用途。
这种方式可以直接将废气余热转化为有用热量，提高能源的利用率。
火力发电厂吸收式热泵余热回收_利用系统设计导则_概述说明
火力发电厂吸收式热泵余热回收利用系统设计导则概述说明1. 引言1.1 概述火力发电厂作为目前主要的能源供应方式之一，面临着能源效率低下和环境问题等挑战。
为了提高火力发电厂的能源利用效率和减少环境排放，回收和利用余热成为了一种可行的解决方案。
而吸收式热泵技术作为一种有效的能量回收方式，已被广泛应用于火力发电厂中。
本文将重点探讨在火力发电厂中应用吸收式热泵技术进行余热回收的系统设计导则。
通过对设备选择和布置原则、运行参数优化与控制策略以及安全与可靠性考虑等方面进行论述，旨在帮助读者了解如何更好地设计和实施火力发电厂的吸收式热泵余热回收系统。
1.2 文章结构本文分为五个部分进行论述。
首先，在引言部分我们将概述文章的目的和结构。
接下来，在第二部分我们将介绍火力发电厂的基本原理和吸收式热泵技术，并强调余热回收在其中的重要性。
第三部分将详细阐述利用系统设计导则，包括设备选择和布置原则、运行参数优化与控制策略以及安全与可靠性考虑。
第四部分将通过实施步骤与案例分析展示具体的操作流程和效果评估。
最后，在结论部分，我们将对主要观点和成果进行总结，并展望未来发展趋势。
1.3 目的本文的目的是通过对火力发电厂吸收式热泵余热回收系统设计导则的概述说明，帮助读者了解如何高效地回收并利用火力发电厂中产生的余热能量。
通过合理选择和布置设备、优化运行参数与控制策略以及考虑安全与可靠性等方面，有效提升火力发电厂的能源利用效率，减少环境污染排放，并为未来发展趋势提供展望。
2. 火力发电厂吸收式热泵余热回收2.1 火力发电厂基本原理火力发电厂是一种通过燃烧化石燃料产生蒸汽，然后利用蒸汽驱动涡轮发电机组产生电能的设施。
在这个过程中，大量的能量以余热的形式散失到环境中。
为了提高能源利用效率和减少能源浪费，需要采取措施来回收和利用这些废热。
2.2 吸收式热泵技术介绍吸收式热泵是一种通过吸收剂对工质进行吸附和解吸过程来实现制冷或加热的装置。
其工作原理类似于传统压缩式制冷系统，但采用了不同的工作流体和循环过程。
电厂汽轮机排汽冷凝热的回收与利用研究
电厂汽轮机排汽冷凝热的回收与利用研究摘要：发电厂汽轮机排气冷凝热的有效回收与利用对提高发电厂能源利用率，促进发电厂高质量发展存在重要意义。
本研究采用理论与案例结合研究法，对电厂汽轮机排汽冷凝热回收与利用技术方案进行了简要分析，指出汽轮机低真空运行技术、吸收式热泵技术、压缩式热泵技术等是目前常用排汽冷凝热回收与利用方案，且技术方案不同所具有的优缺点也不同，实践中应根据发电厂实际情况合理选择技术方案进行改造，不断提高发电厂热能利用率，促进发电厂优化发展。
关键词：汽轮机；发电厂；冷凝热；排汽；回收引言：发电厂汽轮机运行时，在热媒交换过程中、循环过程中，冷却水会带走大量低压蒸汽冷凝热，造成发电厂热源浪费，制约发电厂综合效益提高。
因此，在当前高度重视能源高效利用，提倡安全、绿色、低碳、节能、环保、创新发展背景下，有必要加强发电厂汽轮机排汽冷凝热回收与利用研究，积极探寻科学、合理、有效排汽冷凝热回收与利用技术方案，切实提高发电厂热能利用率。
以下是笔者对汽轮机排汽冷凝热回收与利用的几点认识，意在抛砖引玉。
1电厂汽轮机排汽冷凝热回收与利用理论分析1.1基于低真空运行技术的排汽冷凝热回收利用低真空运行技术是汽轮机排汽冷凝热回收与利用工程建设过程中应用较为广泛的一种技术。
该技术通过低真空运行能够有效提高汽轮机排气压力，从而改善汽轮机凝汽器真空度，进而促进汽轮机运行过程中循环水供回水温度，改善系统热力性能，提高系统热能利用率。
值得注意的是，汽轮机低真空运行循环水供热系统运行过程中，可能增加机组轴向推力，提高机组末级出口蒸汽温度，提高汽轮机背压，影响系统运行稳定性。
故在应用该技术进行排汽冷凝热回收利用时，应做好系统设计工作，降低上述因素影响。
1.2基于吸收式热泵技术的排汽冷凝热回收利用吸收式热泵技术主要是通过在电厂内建立热泵站房，通过吸收式热泵机组运用有效回收排汽冷凝热，一方面作为热泵热源驱动热泵运行，另一方面作为加热工质进行热网供热。
火力发电厂烟气余热利用的分析与应用
火力发电厂烟气余热利用的分析与应用随着我国经济与科技的发展，对资源的需求越来越大，而由于我国资源一直处于供不应求的状态，使得我国国民越来越重视对资源的有效利用，研发出了很多节能减排的科技手段。
火力发电厂是我国非常重要的发电来源，在传统的火力发电当中，其损耗的能源非常多，远大于其转化的电能，在发电过程中大量资源被浪费，与我国节约能源的政策完全不符。
如何改变以往的火力发电模式，将多余的烟气余热加以有效利用成为了行业内讨论的重点话题。
本文就如何确保煙气余热的有效利用做了简要分析，并详细介绍了烟气余热利用系统的一些理论，望能给业内人士提供一些参考和建议。
标签：火力发电厂；烟气余热；能源利用所谓火力发电厂其主要发电手段就是将可以燃烧的物体进行燃烧加工，让其转化为可供人们使用的电能。
在其发电过程中仪器设备和操作工艺严重影响了能源的转化效率。
我国大部分火力发电厂仍然使用的是传统的锅炉发电设备，这类设备在使用中并不能有效的保证能源的高效率转化，如在锅炉的排烟过程中，能源就会被大量的浪费。
因此改良发电设备，研究更有利于转化的技术和器材与如何利用这些多余的能源已经成为当前行业内研究的重要方向，为了达到节约用能的目的，业内人士必须不断深入研究，来确保有更好的方式被运用到实际火力发电当中。
一、烟气余热利用条件分析将火力发电中的烟气余热高效利用是有一定条件的，如果不能满足烟气余热利用的条件，那么就很难保证烟气余热能够被有效收集，也会降低电能的转化率。
当前要想达到烟气余热的有效利用，一般需要满足以下条件：（一）确保设备的防腐蚀性在锅炉设备排出的烟气当中，其存在很多具有腐蚀性的酸性气体，这些酸性气体在排出过程中会导致发电厂很多设备被腐蚀，不仅影响发电厂的发电效率，还影响烟气的排出率，导致大部分烟气在排出过程中就被损耗，故火力发电厂必须采取一定措施来保证设备的防腐蚀性。
首先发电厂的工作人员应该先对发现酸性气体的位置进行标记，记录好出现问题的设备，然后再使用热水再循环工艺来解决仪器表面的问题，防止仪器在高温情况下和酸性气体发生腐蚀反应。
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。
汽轮机烟气余热回收系统的性能优化研究
汽轮机烟气余热回收系统的性能优化研究1.引言汽轮机作为一种重要的能源转换设备，广泛应用于电力、石化、冶金等行业。
然而，在汽轮机的运行过程中，会产生大量的烟气余热，如果不能有效回收利用，将会造成能量的巨大浪费。
因此，优化汽轮机烟气余热回收系统的性能显得尤为重要。
2. 汽轮机烟气余热回收系统的工作原理汽轮机烟气余热回收系统主要由余热锅炉、余热再生器、废气换热器等组成。
在汽轮机运行过程中，燃烧产生的烟气会通过余热锅炉，将其余热传递给余热流体。
然后，余热流体经过余热再生器进行热交换，进一步提高了回收效率。
最后，废气进入废气换热器，通过热交换与进一步降低排放温度，同时将废气中的余热回收利用。
3. 汽轮机烟气余热回收系统的性能评估为了评估汽轮机烟气余热回收系统的性能，需要考虑以下几个指标：3.1 热效益热效益是衡量汽轮机烟气余热回收系统性能的重要参数。
通过比较排放前后废气的温度差异，可以评估余热回收的效果。
优秀的烟气余热回收系统应该能够实现废气的充分利用，最大程度地减少能量浪费。
3.2 经济性汽轮机烟气余热回收系统的经济性是指系统的投资回报率和成本效益。
通过综合考虑系统的投资费用、运行费用以及零件更换费用等因素，可以评估系统的经济性。
合理的设计和优化可以降低系统的投资和运行成本，提高系统的经济性。
3.3 环境影响汽轮机烟气余热回收系统的环境影响是指系统对环境的负面影响程度。
在优化系统的过程中，应该考虑降低废气排放温度，减少温室气体排放和环境污染。
通过采用先进的净化技术和节能技术，可以有效减少环境影响。
4. 汽轮机烟气余热回收系统的优化策略针对汽轮机烟气余热回收系统的性能优化，可以采取以下策略：4.1 优化余热回收流程通过改进余热锅炉和余热再生器的结构设计，优化余热回收流程，提高热效益。
可以采用复合方式和换热面积增大等手段，提高热交换效果，实现废气的充分利用。
4.2 采用先进的材料选择耐高温、导热性能优良的材料，可以提高系统的热传导效率，减少能量的损失。
新疆某热电厂汽轮机机组排汽余热利用方案
新疆某热电厂汽轮机机组排汽余热利用方案[摘要]本方案利用吸收式溴化锂热泵机组回收汽轮机排汽余热以节能减排为目标，在供暖换热站实现超大温差换热的基础上，通过设置在热电厂换热站内的吸收式热泵机组，回收汽轮机排汽余热，用于供暖使用。
该方案在不增加一次能源消耗的情况下，加大了供热能力，提高汽轮机机组的效率与二氧化碳排放量的降低。
[关键词]吸收式热泵；余热回收概述：某电厂采用150MW直接空冷机组，办公区与生活区冬季采暖采用发电机组采暖抽汽进行供热，抽汽参数为0.3MPa、180℃。
由汽轮机抽出的蒸汽送至热网加热器，一次管网循环水由45℃加热至100℃，蒸汽凝结水回送至汽轮机排汽装置。
一次管网循环水送至二级换热站。
在二级换热站通过板式换热器，将二次管网循环水由30℃加热至40℃供办公区与生活区使用。
供暖面积约5万㎡，热负荷2.5MW，年消耗热量合计为3.89万GJ。
利用蒸汽型溴化锂吸收式热泵换热机组，有利用综合利用汽轮机排汽余热，减少约25%蒸汽消耗量，提高汽轮机机组的效率与二氧化碳排放量的降低。
一、汽轮机排汽余热利用形式在发电机组运行过程中，汽轮机排汽产生大量热量，由于压力、温度较低，通过空冷岛将热量排放到周围环境中，没有得到充分的利用。
该电厂可以将汽轮机排汽余热用于供热站的一次回水加热升温。
目前应用的技术主要有：热网凝汽器回收排汽余热供热，蒸汽型吸收式热泵回收排汽余热供热、直燃型吸收式热泵回收排汽余热供热、电热型吸收式热泵回收排汽余热供热。
1.热网凝汽器回收排汽余热供热在汽轮机排汽末端安装热网凝汽器，直接空冷机组需高背压运行，保证热网45℃回水首先经热网凝汽加热到50℃以上后，再经热网加热器升温到100℃后供二级换热站。
热网凝汽器回收汽轮机排汽热量供热特点：可在不增加机组规模的前提下，回收余热损失，增加供热量，增大供热面积，达到节约高品位蒸汽、提高机组经济效益的目的；供热的经济性取决于用户所需的供热温度，在采暖负荷相对稳定并且采暖高峰时段利用更加经济；供暖季，对发电需求较高的机组不适合，影响机组发电效率。
发电厂汽轮机排汽冷凝热的回收与利用
北 京 节 能
一、 发电厂设备： !% 锅炉 凝结水泵 冷却水出口 二、 蒸汽冷凝热回收设备： ,% 射流器 高温饱和蒸汽 !!% 凝汽器 蒸发器 贮罐 入口 -% 蒸汽冷凝热回收器 /% 高温凝结水 !"% 过热器 !#% 高温凝结水 .% 0% 高温凝结水 !&% 节流阀 !)% 发电机 !’% 射流器 !(% "% 凝汽式汽轮机 $% 除氧器 &% 发电机 ’% 凝汽器 (% +% )% 锅炉给水泵 *% 冷却水入口
出，流经过热器与汽轮机排出的低温低压饱和汽态 工质进行热交换， 吸收热量， 温度升高， 成为过热气 态工质。进入射流器被引射，与主流高压气态作功 工质一起进入汽轮机， 绝热膨胀， 带动发电机 ( !7 * 发 电， 对外输出电能。之后， 从汽轮机尾部排出， 与主 流气态作功工质一起循环运行， 制冷、 发电。 # $%&’ 发电厂汽轮机排汽冷凝热回收利用工 程设计计算 运用蒸汽冷凝热回收利用方法与增加闪蒸制冷 发电方法，笔者设计了 .#0: 发电厂汽轮机排汽冷 凝热回收利用工程。依据其系统， 按理想状态， 笔者 进行了热平衡计算与设备选型计算。用其回收的汽 轮机排汽冷凝热， 一部分用于加热锅炉补给水， 另一 部分用作热源， 建设低品位热能制冷发电站。 经计算， .#0: 发电厂汽轮机排汽冷凝热可回 收利用量为 6$#."77##;< = >， 其中 .#)!8$##;< = > 用 于加热锅炉补给水， 6#$+8$#86/ +;< = > 用于制冷发 电 站 。 制 冷 发 电 站 输 出 冷 量 ++##;:， 发 电 功 率 7$##;:。 经计算，在 .#0: 发电厂实施汽轮机排汽冷凝 热回收利用工程， 可为发电厂节省一次能源 ")? 。 各项指标计算结果见表 !。 ( 技术经济分析 () ! 建设发电厂汽轮机排汽冷凝热回收利用工程 是一项废热利用工程。回收汽轮机排汽冷凝热用于 加热发电厂锅炉补给水，可节省发电厂加热锅炉补 给水耗汽量。 用于建设供热站， 可对外供热。 用于建 设低品位热能制冷发电站，可用于制冷与发电。由 此 可 使 发 电 厂 热 能 利 用 率 由 8.? @ 6#? 提 高 到 ..? @ $#? 。 () # 用汽轮机排汽冷凝热加热锅炉补给水，可使 发电厂节省 7/ +"? 的一次能源的消耗。 () ( 用发电厂汽轮机排汽冷凝热作热源，建设低 品位热能制冷发电站， 其制冷与发电的总功率， 相当 于发电厂发电功率的 "#? 。 () * 建设发电厂汽轮机排汽冷凝热回收利用工 程，可在保障经济建设与人民生活对能源需求的前 提下使发电厂节省 "#? @ ".? 的一次能源消耗。 () $ 用发电厂汽轮机排汽冷凝热作热源，建设低 品位热能制冷发电站，用其输出的冷量可大规模制 冰。 以冰为冷源， 可实施蓄冰供冷。 蓄冰供冷不仅能 满足冷量用户对冷量的需求，且在供冷的同时不对
浅谈发电厂汽轮机排汽冷凝热的回收和利用
浅谈发电厂汽轮机排汽冷凝热的回收和利用【摘要】本文针对发电厂锅炉和汽轮机热媒交换和循环过程中冷凝热造成的热能损失和能源浪费问题，在分析冷凝热的特点和目前通常采用的处理方法的基础上，提出了采用热泵技术回收冷凝热的节能措施，并对热能回收效益进行了分析。
【关键字】发电厂；冷凝热；回收利用；节能发电厂中的高压蒸汽通过汽轮机做功后，所排出的低压蒸汽进入凝汽器冷凝（放热）成凝结水，再通过回热后进入锅炉，锅炉运行形成的高温蒸汽再在汽轮机中做功，如此反复运行形成热媒交换的循环过程，在该循环中冷却水带走了低压蒸汽的冷凝热，导致发电厂总热能的40%-60%被损失掉，带来了极大的能源浪费，使发电厂的热能总体利用率无法得到提升。
1冷凝热的主要特点（1）品位低。
排汽压力：水冷，4-8kPa；空冷，15kPa。
冷凝温度：水冷，29-41.5℃；空冷，54℃。
（2）冷凝热呈现热能集中且含热量大的特点。
发电厂平均发电所耗热能约占总输入的的32%左右。
纯凝汽工况下直接排放到大气中的可以回收利用的冷凝热所含热能要占总能耗的50%以上，比发电所耗热能高出一半还要多；且供热工况下可以回收利用的冷凝热约占发电总耗热能的0.7-1.3倍。
火力发电厂各项热能损失参考值如下表所示，从表中可以明显的看出其中汽轮机排气热损失，冷端损失巨大。
2发电厂冷凝热处理方法现状（1）目前在很多发电厂普遍采用的方法仍然是通过水冷或空冷冷凝蒸汽，将冷凝热直接排放到大气之中，造成了大量的热能浪费。
（2）及时在某些采取冷凝热回收和利用的发电厂，其冷凝热回收利用效率也不高，再加上冷凝热属于低品质热源，在回收利用上存在着一定的难度，现状是很多发电厂处理采用低真空的背压机组外，极少回收。
3热泵回收技术及其应用（1）电厂冷凝热热泵技术回收方法的提出目前使用较为广泛的将经过汽轮机排出的冷凝热利用冷水塔或者空冷岛进行热量交换后直接排入到大气之中的冷凝热回收方式，存在着巨大的冷端损失，是当前众多发电厂能源利用效率始终提升而不见效果的主要原因之一，这不仅造成了热能的浪费，而且还造成水资源的浪费，同时对发电厂周围的大气而言也是严重的热污染。
热电厂热力系统排气余热回收利用技术研究与应用
热电厂热力系统排气余热回收利用技术研究与应用一、立项背景、总体思路、技术内容在热力系统中合理回收利用热能是企业安全运行节能降耗的重要任务，系统排气余热多，经济浪费大，同时系统的排1气对环保防控也存在一定的制约，节能及环保形势将更加严峻。
而在相关热力系统中，因系统热力管道多、阀门多，热力管道切实存在系统阀门不严内漏以及系统设备运行设计时就需要排放的实际情况，所以余热回收的综合意义较为突出。
针对我司厂区疏放水系统的排放热量，厂区疏放水系统阀门较多存在个别内漏情况，以及备用设备管道的定期疏放水工作和除氧器脱氧排气运行的需要，以及点炉开机时的大量暖管疏水排放的实际情况，结合现场实际运行工况，对此系统进行技术改造，将厂区疏放水系统的排放气热量进行回收利用。
二、主要技术难点及解决方案的应用原理为解决上述存在的技术问题，我们通过论证研究，制造了一种排气余热回收装置，既能保证设备的正常运行，又能保证合理回收利用排气余热，下面说一下容器制造的工作原理：1、容器采用圆柱形设置，容器直径和高度可根据排气量进行合理测算设计制造，保障热交换的有效容积和效果。
2、容器内喷淋管根据喷水量设计开孔数目和喷淋管径，保证水合理喷淋雾化，喷淋管长度低于容器直径2/3，喷管安装采用多层立体交叉式设计安装，保障喷淋管合理充分占用容器空间，保障喷淋充分。
3、容器进气管口采用渐扩伞冒设计，同时喷管顶部设置托盘滤网，保障蒸气与喷淋水合理换热交换，进气口安装在容器中心偏下部位。
4、容器排水管采用倒U形水封式设计，U形管顶端低于进气管高度，避免气水冲击，同时保障气水在容器内不短路，水位可以依靠水自重稳定运行，免于维护调整。
5、进水喷淋管采用不锈钢管材质，避免喷淋管锈蚀，出水管径要根据能完全保障最大进水量负荷设计。
6、所有喷淋管全部分设单独阀门，便于根据进气负荷调节进水量，容器顶部设计排气阀，保障容器内压力平衡稳定，在保障回收进气量稳定情况下，根据排气负荷大小来调节进水喷淋量，气平衡排气压力接近为0，使气水热交换充分均匀。
火电厂烟气余热利用及深度治理综合技术应用
火电厂烟气余热利用及深度治理综合技术应用摘要：应对能源日益降低、社会经济发展变缓、自然环境严重恶化的世界环境，火电厂的未来发展受到严重牵制。
因此，如何利用相对有限的能源来实现它的经济价值，降低能源损失尤为重要。
对火电厂烟气余热综合利用技术实现了解析和讨论，关键讲解了汽水系统和锅炉排烟系统余热综合性利用技术性，最后，结合国内某火力发电厂350 MW烟气余热梯级利用的实例，对该项目的实际应用进行了论证。
关键词：火电厂申厂；烟气；余热；综合技术引言通过对电厂锅炉废气、锅炉持续排放污水、炉底排渣产生的热量进行综合利用，将其转化为有效的社会效益和生态效益。
目前，余热利用有多种形式，例如利用锅炉烟气余热加热水锅炉节能器、利用烟气余热作空气预热器热源、利用锅炉持续废水处理余热加热锅炉给排水、利用炉底渣余热加热锅炉燃烧气体和给排水等。
除了常规的废热利用方式外，还有一种直接利用锅炉进行废水排放的电厂装置，以及深层利用锅炉尾部烟气的余热的综合技术。
重点详述汽水系统软体废热与锅炉排风系统的综合利用技术，并结合应用实例进行了应用分析。
一、选题背景火力发电厂通称火电厂，它是将煤等燃料经加热加热后产生的水蒸气转换为电力。
在火力发电厂中，一般选择燃气和蒸汽，而小型的火力发电厂则选择使用内燃机。
火力发电厂在我国电力供应中占有重要地位，其发电量占全国总发电量的百分之七十。
但是，中国作为世界上最大的发电国家，其发展速度也最快，给电网带来了巨大的影响。
由于目前我国的原煤市场化，每年对燃煤等能源的消耗都在不断增加，而精煤的发展也十分明显。
此外，随着可持续发展的生态理念，燃煤电厂对环境造成的破坏已成为全球关注的焦点。
在国家发展的大环境下，怎样充足利用火电厂烟气余热是近些年环保节能的要点之一[1]。
二、烟气余热综合利用技术在火电厂的正式运转中，发电量造成的烟气余热的综合利用是一项比较复杂的工程。
其关键问题在于，当超低温工况下，锅炉排出的烟气余热通过基础冷却塔排出时，将会对锅炉尾部的热传导面积造成不利影响。
热电厂烟道气余热回收利用分析与措施研究
热电厂烟道气余热回收利用分析与措施研究热电厂烟道气余热回收利用是当前能源领域中热能回收利用的重要方向之一、烟道气是指燃烧过程中的烟尘和烟气，对环境造成污染，同时也含有大量的热能。
合理利用烟道气余热，可以提高能源利用效率，减少环境污染，具有重要的经济和环境效益。
烟道气余热回收利用主要包括以下几方面内容：1.烟气换热器的应用：通过在烟道中设置烟气换热器，将烟气中的热量传递给工艺用水或者空调用水，实现能源的重复利用。
同时通过调整换热器的结构和材料，提高换热器的热效率和寿命，降低能源消耗。
2.燃气脱硫过程中的余热回收：燃气脱硫是热电厂烟气处理的一项重要工艺。
在燃气脱硫过程中，大量的热能被消耗。
可以通过在脱硫系统中设置余热回收装置，将脱硫过程中释放的热能用于燃烧系统或者其他工艺的供热。
3.烟尘处理中的余热回收：烟尘处理是热电厂烟气处理的关键环节之一、在烟尘处理过程中，可以通过采用余热回收技术将烟道气中的热能回收，用于加热水、蒸汽或者其他工艺的供热。
这不仅可以提高能源利用效率，还可以减少烟尘对环境的影响。
4.余热利用系统的建设：热电厂烟道气余热回收利用需要建立完善的余热利用系统。
这包括烟气换热器、余热回收装置、余热供应系统等设备的选型、设计和安装。
同时还需要制定合理的操作管理措施，确保余热利用系统的正常运行。
在研究烟道气余热回收利用的措施时，需要综合考虑烟道气的温度、流量、成分、含尘量等因素。
同时还需要考虑烟道气回收利用系统与燃烧系统之间的协调性和一体化设计，以最大限度地提高能源利用效率和经济效益。
值得注意的是，烟道气余热回收利用不仅可以提高能源利用效率，还可以减少环境污染。
通过减少烟气中的污染物排放，可以改善空气质量，保护环境和人民健康。
总之，热电厂烟道气余热回收利用是一项技术含量较高的工作，需要从燃烧炉选型、燃烧工艺优化、余热回收系统设计等多个方面进行研究和改进。
通过合理利用烟道气的余热，既可以提高能源利用效率，又可以减少环境污染，有着重要的经济和环境效益。
分析火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术
分析火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术摘要：随着电力供应的增加，目前消耗的大部分能源来自碳氢燃料的燃烧，其中一个主要的燃烧产物是水蒸气。
对于燃煤电厂来说，水蒸气以体积百分比12%~16%的烟气排出。
其他工业试验过程，如干燥、湿洗涤器、干洗涤器、脱水和水冷却产生的烟气含水量为20%~90%｡通常,水蒸气及其基本潜热被排放到大气中，限制了工艺工程热效率的充分发挥。
如果能够回收40%~60%的水蒸气及其潜热，大多数过程的热效率将提高5%以上。
本文基于现有技术上开发了一种基于纳米多孔陶瓷分离膜的新技术，从烟气中提取部分水蒸气及其潜热，将回收的水和热量返回到蒸汽循环中。
这是通过使用其专门的运输膜冷凝器（TMC）来实现的。
水蒸气通过膜，然后与低温水流直接接触而凝结。
二氧化碳、氧气、氮氧化物和二氧化硫等污染物因其高选择性而无法通过膜。
回收的水质量高、不含矿物质，可以用作几乎所有工业过程的补充水。
关键词：火力发电厂；锅炉；尾部烟气；余热利用技术引言将原系统热力除氧改为化学或真空除氧方式，布置低温加热器用于加热经除氧后的冷凝水；同时将低压系统整体布置在高压省煤器后，低压系统给水由低温加热器提供。
该方案可充分利用160～230℃温度区间的中低温烟气逐步生产低压蒸汽，并最终进入汽轮机低压缸做功发电，排烟余热回收的能力取决于设定的低压蒸汽参数。
低压汽水系统方案有效解决了原有单压汽水系统节点温差对中温烟气余热利用的限制，可实现较高品位烟气的梯级利用，排烟温度降至90℃时，不增加天然气耗量的情况下单台机组可增加发电功率约 2.8MW，即可回收项目投资。
1.基本概述（1）从锅炉设备的角度来说，余热利用系统主要是根据锅炉实际运转情况所展开的，并且锅炉系统常用的仪器在余热利用系统中起到了关键的作用。
基于此，余热利用系统的主要部件位于锅炉系统，这直接决定着该项技术应用的效果。
（2）余热利用系统在锅炉系统中，根据情况设置余热设备，并且通过深度再循环应用系统实现节能降耗的目的。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
火力发电厂汽轮机排汽余热的回收及利用
摘要：针对发电厂的汽轮机排汽余热损失，结合冬季城市供暖需求，将汽轮机
排汽直接用于热网加热系统，回收工质余热，提高能源利用率，减少因排汽损失
影响的环境污染及用水量。
关键词：节能；回收余热；余热供热
1 前言
国家发展和改革委员会、国家能源局等部委发布的《热电联产管理办法》第
十条“鼓励对热电联产机组实施技术改造，供热改造要因厂制宜采用打孔抽汽、低真空供热、循环水余热利用等成熟适用技术”。
《热电联产管理办法》第三十一条指出，“鼓励各地建设背压热电联产机组和各种全部利用汽轮机乏汽热量的热电联产方式满足用热需求”。
在这一背景下提出将现抽凝机组进行供热增容改造，并根据热负荷发展情况分阶段逐步实施。
机组供热能力增加，供热收益提高，增强机
组供热、发电的灵活性，会给企业带来可观经济效益。
火力发电厂中高温高压蒸汽通过汽轮机做功后，排汽余热蒸汽通过换热器直
接排入大气，造成能量损失，带来极大的能源浪费，是发电厂主要热损失。
我国
经过多年的热电建设，已从分散供热实现了集中区域供热，热电建设已纳入城市
总体规划中。
另一方面，随着城镇发展，供热需求日益增大，并呈现出供不应求
的局面。
2改造方案的探讨
以国产200MW超高压中间再热三缸双抽两排汽单轴凝汽式为例，为满足电
厂尽可能扩大机组供热能力、替代小锅炉供热的目标，根据机组状况，对几种改
造方案按照汽轮机进汽量为530t/h工况，改低压缸不做功、改背压机和改高背压
机均按照排汽热量全部供出，不受外部条件影响经济指标进行对比：
2.1低压缸不做功增加供热能力改造方案
（1）技术改造路线
提高机组供热能力的低压缸不做功供热增容改造是在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道
通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压缸不做功后低压转子转动产生的鼓风热量。
与改造前相比，提升供热机组的灵活性，解除了低压缸最小蒸汽流量的制约，在
供热量不变的情况下，可显著降低机组发电功率，实现调峰。
低压缸不做功供热
改造后，为了防止低压缸末两级叶片出现鼓风损失从而引起叶片超温以及应力超
限等问题，需要引入一定量的中压缸排汽对低压缸进行冷却。
对改造后机组供热
能力核算时低压缸冷却蒸汽流量为10t/h。
（2）经济指标分析
按照汽轮机组进汽量为530t/h工况计算，汽轮机额定功率为123.52MW，机
组供热能力为995.45 GJ/h，发电平均标准煤耗率为130.67 g/kWh。
（3）改造工作量及改造工期
低压缸不做功改造：更换中低压导管、蝶阀；低压缸冷却系统改造；低压转
子末级叶片更换为新型730mm自带围带结构，在叶片出汽边进行喷涂加强处理，提高叶片抗水腐蚀冲刷能力；低压缸喷水系统进行优化改造；热网加热器增容等。
（4）局限性
低压缸不做功供热增容改造后，由于小容积流量工况运行时，末级叶片可能
出现的涡流会卷吸减温水至动叶流道，加剧动叶出口吸力面水蚀情况，但通过低
压缸末两级叶片金属耐磨层喷涂处理可基本消除此安全隐患。
2.2背压机改造方案
（1）技术改造路线
将汽轮机低压缸转子拆除，重新设计一根低压光轴转子，只起到将中压转子
和发电机转子连接传递扭矩的作用。
低压缸不进汽，主蒸汽由高压主汽门、高压
调节汽门进入高中压缸做功，中压缸排汽引出进入热网加热器供热。
新设计光轴
低压转子前后轴径仍采用原机组轴径尺寸，这样可不更换原低压支持轴承。
（2）经济指标分析
按照汽轮机组进汽量为530t/h工况计算，汽轮机额定功率为123.52MW，机
组供热能力为1019.98 GJ/h，发电平均标准煤耗率为122.75 g/kWh。
（3）改造工作量及改造工期
背压机改造：重新制造一根光轴转子，并对相对应隔板、轴承进行计算更换；凝汽器拆除；低压缸不进汽。
（4）局限性
低压缸光轴改造后，冬季供热运行，夏季不运行。
2.3高背压改造方案
（1）技术改造路线
利用现有机组凝汽器及其循环冷却水管路，增设热网循环水管道切换系统，
采暖期采用新型低压缸转子、机组高背压运行，将热网循环水作为凝汽器冷却水
首先进入凝汽器，由乏汽作为基本加热手段、将热网循环水加热到一定的温度，
再由本机或临机的中排抽汽作为尖峰负荷加热，将水温提升到外网供热需求后对
外供出。
（2）局限性
改造前机组的热网循环水量约为4000t/h，不能满足进入凝汽器需要大约
8000t/h循环水量的要求。
2.4三个方案的比较
改背压机方案比改高背压方案机组的供热能力提高了，发电标煤耗降低了，
由于背压机组“以热定电”，政策上属于鼓励项目。
在受机组电负荷影响，机组高
背压改造后，不能实现以热定电，冬季供热没有体现高背压机组的优势。
改低压
缸不做功方案比改背压机方案，供热能力和节能效果相当，改造工作量小，投资
较少，改造工期短，能维持机组发电铭牌不变，夏季可以正常运行，机组运行方
式灵活。
另外机组低压缸不做功改造后可实现热电解耦、提升机组参与电网调峰
能力。
因此推荐机组改为低压缸不做功方案。
改造后机组带基本负荷，采暖期满负
荷运行。
3 经济效益分析
3.1低压缸不做功方案改造改造前后各项指标对比情况
改造后供热增量113.87×104GJ
3.2节煤量计算数据
3.2.1节煤量计算原则
（1）供热节能：热电联产机组与供热小锅炉比较煤耗，计算节煤量。
（2）吸收余热：以相同蒸发量为基准，本项目改造后余热回收折标煤量。
3.2.2供热标煤耗率计算公式bgr=3
4.16/(ηgl×ηgd×ηhr)：
其中：ηgl---锅炉热效率：现有小锅炉平均热效率为0.75；本工程锅炉平均效
率0.885；ηgd---管道效率，规定取值为0.99；ηhr ---热网首站换热效率，取值为0.98。
3.2.3供热节煤计算
〔1〕改造增加热负荷替代小锅炉。
供热标煤耗率bgr1=34.16/(ηgl×ηgd×ηhr)=34.16/(0.75×0.99×0.98) =46.95kg/GJ
供热量：Qgr1¬=113.87×104GJ/a
年供热标煤耗量：B1= Qgr1¬×bgr1=113.87×104GJ/a×46.95kg/GJ /1000=53462t；
〔2〕改造增加热负荷。
供热标煤耗率bgr1=34.16/(ηgl×ηgd×ηhr)=34.16/(0.885×0.99×0.98) =39.78kg/GJ 供热量：Qgr1¬=113.87×104GJ/a
年供热标煤耗量B1= Qgr1¬×bgr1=113.87×104GJ/a×39.78kg/GJ /1000=45297t；
〔3〕供热节煤量
53462t（小锅炉）-45297t（低压缸不做功机组）=8165t
3.2.4吸收余热节煤量计算
低压缸排汽余热回收热量：Qg=210×167×24=103.21104GJ
吸收余热节煤量=低压缸排汽余热回收热量×供热煤耗率
=84.174GJ×39.78kg/GJ=33482t
总计节约标煤量=供热节煤量+吸收余热节煤量=8165+33482=41647t
3.2.5节水
改造后机组年节省循环水量约115.67万m3；按热网补水率1%计算年增加热
网补水量约5.5万m3；合计年节水约110.17万m3。
3.3节能减排及社会效益
本项目进行低压缸不做功改造，替代小锅炉供热，改造后冷源损失很小，热
电联产机组锅炉效率高，单位供热煤耗较小锅炉低，节能减排效果明显。
供热增容改造后每年可以节约标煤4.16×104t标煤。
按目前火电厂燃用煤质
折算，改造后每年减排量为：减少二氧化硫723t/a、氮氧化物1702 t/a、烟尘1596t/a。
4结论
将200MW机组供热增容改造，汽轮机改造采用低压缸不做功方案；循环冷
却水系统采用现有以冷却塔为冷却设备的二次循环单元制供水系统。
改造后提高供热能力，替代小锅炉，符合国家产业政策和环保政策，具有良
好社会效益。
通过北方电厂实地调研，冬季热负荷供不应求，具有良好的改造前景。
作者简介：
施雪峰，（1976-），男，工程师，从事电厂节能管理工作。