电厂烟气余热利用研究

电厂烟气余热利用研究（共11篇）

电厂烟气余热利用研究 篇1

电厂烟气余热利用研究

电厂烟气余热利用研究

电厂烟气余热利用研究

一、概述

在全球气候变暖的背景下，低碳经济成为全球热点。低碳经济核心是能源技术和减排技术创新、产业结构和制度创新以及人类生存发展观念的根本性转变。因此节能是我国经济和社会发展的一项长远战略方针，也是企业的生存之本，谁怠慢了它，轻视了它，谁就会失去立足之基。电厂锅炉余热资源的利用是节约能源的重要措。

煤粉炉的烟气排烟温度一般在在140℃左右。众所周知，排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般约为5%～10%，占锅炉热损失的60%～70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.5%～0.6%，相应多耗煤0.5%～0.6%。若以燃用热值为20000 kJ/kg煤的220 t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近1300吨动力用煤。所以，电厂烟气余热的利用对于节约燃料、降低污染具有重要的实际意义。合理的有效利用烟气余热可减少煤耗，增加发电量。

二、锅炉烟气余热利用的途径

锅炉烟气余热的途径从被加热的介质的不同大体可分为预热并干燥燃料、加热凝结水、热网水等；以余热利用装置位置不同，分为锅炉省煤器后部、空气预热器后部、除尘器后部及脱硫吸收塔前部；就烟气余热的换热方式不同，可分为直接接触和间接接触，或以中间介质为热媒，由中间介质吸收热量，再将热量释放给吸热的介质。

三、烟气余热回收技术

进一步降低锅炉排烟温度必须考虑锅炉尾部低温腐蚀和堵灰的影响，两者综合考虑，才能达到节能降耗、提高锅炉热效率的目的。以下是电厂烟气余热回收常用的几种技术：

1、低压省煤器技术在烟气余热回收中的应用 1.1 低压省煤器系统

低压省煤器的结构和换热方式与一般省煤器类似，只是其给水为来自机组回热系统中低压加热器水侧的部分凝结水，它的压力比一般省煤器的给水压力要低很多，因此称为低压省煤器。凝结水在低压省煤器中吸收锅炉的部分排烟余热使

电厂烟气余热利用研究

水温升高，温度升高后的凝结水又被送回到机组的低压加热器系统中，这样就节省了汽轮机的部分低压抽汽，提高了机组的热经济性。有计算表明：对一台670t／h锅炉加装低压省煤器后，锅炉排烟温度每下降10℃，对应的供电煤耗下降0．838～0．9029／kWh。由此可见，在锅炉尾部加装低压省煤器的节能效果是十分显著的。低压省煤器一般加装在空气预热器的后部，为防止低压省煤器低温腐蚀和堵灰，需提高其进口水温，使低压省煤器壁温高于烟气露点温度或避开最大腐蚀区。使用湿法脱硫系统的锅炉可以采用低压省煤器系统进行热量的回收。采用此装置时，低压省煤器系统可以安装在湿法脱硫反应塔的前面。这样既可以回收烟气热量，又能够降低反应塔入口的烟气温度，减小湿法脱硫的耗水量。1.2 低压省煤器一暖风器系统

低压省煤器一暖风器系统与单纯的低压省煤器系统不同，它将低压省煤器与暖风器相结合，其工作原理是：利用在低压省煤器中加热后的热水供给暖风器来加热空气，以提高空气预热器的人口气温，减轻空气预热器的低温腐蚀。低压省煤器一暖风器系统主要由膨胀箱、暖风器、低压省煤器、旁路阀、风机和循环泵等几部分组成。膨胀箱的作用是提供系统中的水温度升高时的膨胀空间以及系统泄漏时可通过它及时补充循环水；循环泵提供给系统介质流动压头，以使系统正常运行；当环境温度较低时，风机送入暖风器的冷空气温度也低，因此系统循环水通过暖风器时放热量增大，导致低压省煤器进口水温过低，易造成低压省煤器的低温腐蚀和堵灰，此时，可通过调节旁路阀的开度来调节旁路中热水的流量，从而达到调节低压省煤器进口水温的目的。与单纯的暖风器系统相比，低压省煤器一暖风器系统加热空气的热量来源于烟气排烟余热，从而节省了汽轮机的低压抽汽，提高了系统的经济性。

2、热管技术在烟气余热回收中的应用

热管技术的实质是有相变的对流换热，它较一般的对流换热器换热系数高、传热能力强。在锅炉中采用热管作为换热元件，可以实现加热段与冷凝段的分离，这样为预防烟气的低温腐蚀提供了方便。

热管的工作原理：热管一般由管壳、具备毛细管作用的通道、以及传递热量的工质构成，热管自身形成一个高真空封闭系统，沿轴向可将热管分为三段，即蒸发段、绝热段和冷凝段。其工作原理如下图：

电厂烟气余热利用研究

热管的工作原理是：外部热源的热量，通过蒸发段的管壁和浸满工质的吸液芯的导热使液体工质的温度上升；液体温度上升，并在液面蒸发，直至达到饱和蒸气压，此时热量以潜热的方式传给蒸气。蒸发段的饱合蒸汽压随着液体温度上升而升高。在压差的作用下，蒸气通过蒸气腔流向压力和温度均较低的冷凝段，并在冷凝段的气液界面上冷凝，放出潜热。放出的热量从气液界面通过充满工质的吸液芯和管壁的导热，传给热管外冷源。冷凝的液体通过吸液芯回流到蒸发段，完成一个循环。如此往复，不断地将热量从蒸发段传至冷凝段。绝热段除了为工质提供通道外，还起着把蒸发段和冷凝段隔开的作用，并使管内工质不与外界进行热量传递。

2.1 前置式热管空气预热器

前置式热管空气预热器加装在原有空气预热器之后，冷空气经热管空气预热器加热后再进入原有空气预热器，从而有效减轻了原有空气预热器的低温腐蚀。热管空气预热器传热能力强，结构紧凑，漏风小，而且热管空气预热器一般在同样条件下能比管式空气预热器提高壁温10～15℃，所以其本身的防腐性能就比较好，并且即使部分热管因腐蚀或磨损而损坏，也不影响其他热管的传热。加装前置式热管空气预热器后，回收的排烟余热被送入炉膛，在锅炉各受热面上重新分布。因此，在设计时必须对锅炉整体进行热力计算，重新核算锅炉各受热面的吸热量及工质温度。2.2 充气热管空气预热器

一般的热管换热器是通过改变加热段与冷凝段的受热面积来调节壁温，以避免低温腐蚀。但是，对于参与调峰的机组和启停炉较频繁的工业锅炉，进入热管

电厂烟气余热利用研究

空气预热器的烟气温度和流量变化较大，采用一般的热管空气预热器时就容易发生低温腐蚀和堵灰，这时，采用充气热管空气预热器就能收到很好的效果。充气热管空气预热器的工作原理为：在热管内不仅充入液态工质还充入惰性气体，该

气体停留在冷凝段的末端，其体积随热管内的工作温度的变化而变化，当热管工作温度低时，气体体积变大，从而使热管实际的冷凝段长度变小，蒸发段壁温就得到提高，以避免烟气温度较低时热管发生低温腐蚀。2.3 热管式低压省煤器

热管式低压省煤器将低压省煤器系统与热管技术相结合，它的工作原理是：烟气冲刷热管蒸发段各蒸汽联管，管内工质吸收烟气热量蒸发，蒸汽由上升管流至冷却段，经管外冷却水冷却为冷凝液，在重力作用下回流至热管蒸发段重新吸收烟气热量，如此循环。一般低压省煤器在进口水温较低时，容易发生低温腐蚀和堵灰，而热管式低压省煤器将烟气放热段和冷却水冷凝段分离开来，这样可以通过调节蒸发段与冷凝段的换热面积(如在蒸发段使用螺旋肋片管等扩展表面)，使烟气侧管壁温度高于露点温度，从而达到避免低温腐蚀的目的。当热管式低压省煤器进口水温只有50℃左右时，也可通过合理的设计，控制烟气侧热管管壁温度在100℃左右，这是一般低压省煤器所无法实现的。

3、新型低温省煤器在排烟余热回收中的应用

新型低温省煤器抛开以往余热回收装置金属壁温高于烟气酸露点的设计思路，采取主动方式，允许排烟温度低于露点温度，能够在更大程度上降低锅炉排烟温度，更加充分地回收锅炉的排烟余热。新型低温省煤器主要由受热面蛇形管、箱板、机械清灰器和上下联箱组成。为防止烟气腐蚀，低温省煤器中被烟气冲刷的部分都采用不锈耐酸钢(1Crl8Ni9Ti)制造。低温省煤器运行时，清灰板在驱动装置的带动下顺着受热面管子的长度方向作往复运动，清除掉受热面管子外表面的积灰。测量低温省煤器的出口烟气温度和入口冷却水温度，将之与设计值比较，就可估算出受热面管子外表面积灰厚度，此积灰厚度可作为控制清灰器行走或停止的信号。鉴于低温省煤器的烟气出口温度已经低于露点温度，所以低温省煤器的安装位置要做如下考虑：对于安装有电除尘器和布袋除尘器的锅炉系统，低温省煤器应该安装在引风机和烟囱之间；对于使用了湿式除尘器的锅炉系统，低温省煤器应安装在锅炉和除尘器之间。低温省煤器的体积比较大，因此要针对锅炉系统的实际情况，可采用化整为零的思想分别布置，必要时可考虑安装在烟

电厂烟气余热利用研究

囱内。另外，由于烟气温度下降和增加了烟道阻力，引风机需重新设计更换。

四、总结

1、若要进一步降低锅炉的排烟温度、充分利用锅炉的排烟余热，可在锅炉尾部加装一定的余热利用辅助设备加热燃料或其它形式的介质。

2、在锅炉尾部增加辅助设备时必须综合考虑低温腐蚀和堵灰的影响，才能达到提高锅炉热效率的目的。

3、新型低温省煤器能够在结露的烟气环境中工作，并且防腐蚀不堵灰，能够更加充分地利用锅炉的排烟余热，值得研究和应用。

电厂烟气余热利用研究 篇2

低低温烟气处理系统其技术从日本三菱公司的电除尘器及湿法烟气脱硫工艺的单一除尘和脱硫工艺路线演变而来。据日本电厂实测, 与传统的除尘、脱硫工艺相比, 采用此系统后粉尘和SOx排放质量浓度分别控制在30 mg/m3与2.86 mg/m3以下;炉后综合厂用电率降低0.286%[1,2]。但该技术中国尚不掌握, 也尚无实际应用业绩。

本文从热力学性能、经济效益两方面分析研究了低低温烟气处理系统中两种烟气余热利用的方案, 期望此研究结果可为此系统在中国的应用提供借鉴。

1 低低温烟气处理系统工艺原理

低低温烟气处理系统工艺流程如图1所示[1]。在锅炉空气预热器后设置烟气冷却器 (降温换热器) , 使进入除尘器的烟气温度从120℃~130℃降到90℃左右, 粉尘的比电阻降低, 除尘效果得以提高;且烟气中的SO3与水蒸汽结合, 生成硫酸雾, 被飞灰颗粒吸附, 然后被电除尘器捕捉后随飞灰排出, 不仅保证了更高的除尘效率, 还解决了下游设备的防腐蚀难题。采用常用的烟气余热用于加热净烟气方式时, 脱硫装置出口设置升温换热器, 通过热媒水密闭循环流动, 将从降温换热器获得的热量去加热脱硫后净烟气, 使其温度从50℃左右升高到80℃以上, 再通过烟囱排放。其中, 无泄漏管式水媒体烟气换热器系统流程及构造见图2[2]。

低低温烟气处理技术工艺与传统的除尘和湿法烟气脱硫工艺 (见图3) 相比, 具有如下主要特点[1]:

a) 入口烟气温度降低, 使实际烟气流量大大减少, 不仅可提高烟气处理性能, 而且可使风机电耗降低;

b) 烟气温度在除尘器前降低至露点以下, 使生成的硫酸雾被飞灰颗粒吸附, 保证了良好的除尘与SO3去除率, 解决了传统湿法脱硫工艺中SO3的腐蚀难题;

c) 高效烟气处理技术内部设置了挡板, 可通过内部挡板连动形成不带电打击方式以防止粉尘飘散;

d) 通过在MGGH入口处设置散布钢球装置来保证管式换热器管表面的清洁;

e) 采用MGGH与传统湿法烟气脱硫工艺中的回转式气气换热器 (Gas-gas heater, GGH) 相比, 无泄漏;且热媒水回收的热量除可用于加热净烟气外, 在不设置烟气升温换热器时, 还可用于加热凝结水。

2 低低温烟气处理系统两种余热利用方法比较

低低温烟气处理系统中从高温烟气回收的热量可用于:a) 加热净烟气 (见图1) ;b) 用于加热凝结水。

2.1 热力学分析

2.1.1 烟气余热用于加热净烟气

此方法为常规的低低温烟气处理系统余热利用的方式。在该工艺系统中, 原烟气加热水后, 用加热后的水加热脱硫后的净烟气。该方式与主系统未发生能量交换, 对电厂的发电热效率基本没有影响。

2.1.2 烟气余热用于加热凝结水

此方法流程为取消图1中的升温换热器, 烟气余热用于直接加热凝结水。该方式因利用烟气余热加热凝结水, 排挤了部分回热抽汽, 必然会引起机组热效率下降。但同时, 排烟温度降低, 引起锅炉热效率升高。

两种余热利用方式的热力学性能, 可用全厂效率变化表示为:

式 (1) 中, δηcp为效率的相对变化值;η'cp为烟气余热加热凝结水时全厂的效率;ηcp为烟气余热加热净烟气时全厂的效率。

烟气余热用于加热凝结水, 取消了升温换热器, 烟气系统总阻力减少, 使增压风机的功率减少[4,5,6], 厂用电率下降。厂用电率变化的表达式与式 (1) 类似。

2.2 经济效益分析

加热净烟气方式需要升温换热器、低泄漏的风机等设备, 控制系统会增加控制点数, 会增加烟道长度和升温换热器支架及相应的建筑安装费用等, 其总和约占FGD总投资的15%~20%[3,4,5,6]。加热凝结水方式, 取消了升温换热器, 烟气系统总阻力减少, 使增压风机的功率减少, 厂用电率下降, 降低了发电成本, 且减少了升温换热器的检修和维护费用, 但需增加烟道与烟囱防腐投入。

3 计算实例

以国产2×600 MW直接空冷机组为例进行分析, 机组燃煤硫分为0.7%, 采用石灰石-石膏湿法脱硫低低温工艺, 一炉一塔, 全烟气脱硫, 脱硫率不低于95%, 2台炉合用1座双管烟囱。余热用于加热烟气与用于加热凝结水两种利用方案对应的FGD排烟温度为83℃与52℃, 年运行小时为5 500 h。

对两种余热利用方式的主要性能进行计算分析, 结果见表1。

由表1可见, 低低温烟气处理系统烟气余热用于加热凝结水使发电厂的效率相对降低了, 这主要是由于余热利用热量的品位较低, 厂用电率降低, 且投资和运行费用也降低, 经济性十分显著。另外, 由于不设置升温换热器, 提高了烟气脱硫系统运行的可靠性, 减少了维护和检修工作量;同时, 优化了炉后布置, 烟道和设备布置更简洁合理, 增大了安装和检修通道及空间, 施工安装更方便。但由于净烟气温度较低, 对烟囱有可能造成腐蚀。

4 结语

a) 与传统的除尘、脱硫工艺相比, 低低温烟气处理系统具有良好的节能环保性能;

b) 低低温烟气处理系统烟气余热利用方案中, 加热凝结水方案的综合效益高于常规加热烟气的方案, 但净烟气有一定的腐蚀性, 需对烟囱采取相应的防腐措施;

c) 烟气余热加热凝结水方案的烟气腐蚀问题可通过与“烟塔合一”等技术综合解决。

摘要：低低温烟气处理系统与传统的除尘、脱硫工艺相比, 具有良好的节能环保性能。从热力学性能和经济效益两方面分析比较了低低温高效烟气处理系统中两种烟气余热利用的方案, 并以国产600 MW空冷机组为例, 进行了定量分析比较。定量计算结果得出的结论对低低温烟气处理系统在中国火电厂推广使用具有一定的指导意义。

关键词：烟气处理,余热,凝结水,烟气再热器

参考文献

[1]崔占忠, 龙辉, 龙正伟, 等.低低温高效烟气处理技术特点及其在中国的应用前景[J].动力工程学报, 2012, 32 (2) :152-157.

[2]龙辉, 王盾, 钱秋裕.低低温烟气处理系统在1 000 MW超超临界机组中的应用探讨[J].电力建设, 2010, 32 (2) :70-73.

[3]胡志光, 惠远峰, 常爱玲, 等.火电厂湿法烟气脱硫省却气气换热器 (GGH) 的可行性研究[J].热力发电, 2007 (1) :1-4.

[4]陈方, 梁喆, 杨洁, 等.火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析[J].水电与新能源, 2010, 89 (3) :72-74.

[5]殷文香.湿法烟气脱硫系统不设GGH的技术经济分析及对环境的影响[J].内蒙古电力技术, 2007, 25 (1) :14-16.

电厂烟气余热利用研究 篇3

关键词：锅炉 烟气余热 深度利用

Fundamental Research on Deep Utilization of Low Temperature Flue Gas Waste Heat of Boilers

Xu Jinliang

（North China Electric Power University）

Abstract：The deep utilization of the flue gas waste heat is one of the important ways to realize the green use of the fossil fuel. Driven by the low efficiency， high cost and material corrosion during the utilization， two key scientific issues are raised， from both the system and component levels：（1）Thermal economy theory for energy utilization efficiency-investment cost-operation economy It is necessary to establish the new thermodynamic cycle， develop the computer aided molecule design. With the help of the multi-objective optimization， physical properties of the new working fluids which have comprehensive better performance will be quantified. The matching principle of the thermodynamic non-reversibility in various components of the system will be established， to reach the optimization of the energy utilization efficiency and the investment cost. By expanding the classical thermal-economy theory， the evaluation and thermal optimization theory frame work for the direct and indirect low grade waste heat utilization will be established， the theory for the comprehensive consideration of the large-scale flue gas waste heat utilization efficiency， investment cost， and operation economy will be established.（2）The synergy principle and control scheme for the multiphase flow structure， energy transfer and conversion The synergy principle and energy transfer and conversion will be identified. The new passive structure design will be proposed， to improve and control the flow structure of multiphase fluids， increase the probability of the flow structures for the efficient energy transfer and conversion， thus to raise the component performance. The design theory and method for the flue gas condensation type heat exchanger， and liquid separation type condenser， and chemical heat pump etc. will be presented. The integrated solution scheme for the large-scale coal fired boiler of power plant will be proposed. The corresponding low pressure economizer technology will be developed. The boiler efficiency will be increased by 1～2 percent with low cost. The next generation Organic Rankle Cycle （ORC） system driven by the low grade waste heat of flue gas will be developed， with the energy conversion efficiency increased by 20% compared with the available technology over the world. The comprehensive fuel utilization efficiency of the industry boiler will be raised by 5%～10%.

Key Words：Boiler； Flue gas waste heat； Deep utilization

电厂烟气余热利用研究 篇4

浅谈某公司有机热载体炉的烟气余热回收

对广州某纺织公司有机热载体炉进行了节能监测,发现其热效率较低.本文针对这一问题,分析了其存在的原因,提出了增设空气预热器回收烟气余热的`方案.技术经济性分析表明:该项技改措施实施后,节能量可达2422吨标准煤,投资回收期为3个月,余热回收方案简单可行.

作 者：唐贤文  作者单位：广州市能源检测研究院 刊 名：科技信息 英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 年，卷(期)： “”(2) 分类号：X7 关键词：有机热载体炉   空气预热器   余热回收  

余热电厂机炉人员转正考试题 篇5

姓名分数

一、填空题（24分，每空2分）1、2、3、4、5、坚决贯彻电力生产“”的方针。地板上临时放有容易使人绊跌的物件（如钢丝绳等）时，必须设置明显的在操作盘，重要表计（如水位计等）、主要楼梯、通道等地点，还必须设有禁止在工作场所存储例如：汽油、煤油、酒精等 油管应尽量少用连接，在热体附近的法兰盘必须装禁

禁止使用塑料垫或胶皮垫6、7、任何人进入生产现场（办公室、控制室、值班室和检修班组室除外），必须戴在机器完全停止以前，不准进行修理工作。修理中的机器应做好___________的安

全措施。

8、遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火，对可能带

电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用。

9、在生产现场进行检修或安装工作时，为保证有安全的工作条件和设备的安全运行，防止发生事故，发电厂各分场以及有关的施工基建单位必须严格执行

10、进入凝汽器内工作时，应使用伏行灯

11、当工作人员在凝汽器内工作时，应有在外面监护，防止别人误关人

孔门，并在发生意外时进行急救。

二、判断题（正确的画“√”，不正确的画“× ”30分，每题5分）

1、任何人进入生产现场必须戴安全帽，领导和参观人员除外。（）

2、禁止在栏杆上、管道上、背靠轮上、安全罩上或运行中设备的轴承上行走或坐立，如

必须在管道上坐立才能工作时，必须做好安全措施。（）

3、事故抢修不用开工作票。（）

4、检修工作开始以前工作许可人和工作负责人应共同到现场检查安全措施确已正确的执

行才允许开始工作。()

5、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。（）

6.禁止在起重机吊着的重物下边停留和通过。（）

三、问答题(46分)

1、发现有人触电，应如何做？（6分）

2、使用行灯必须注意下列事项：（15分）

3、两票三制是什么？（10分）

火电厂烟气脱硫的几点思考 篇6

关于火电厂烟气脱硫的几点思考

先从脱硫技术入手,突出烟气脱硫是应用最广的脱硫技术.然后比较烟气脱硫方案,突出湿法脱硫技术最成熟、可靠.重点分析石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺以及我国目前烟气脱硫中存在的问题.

作 者：曾卫 作者单位：苏州建设交通高等职业技术学校,江苏,苏州,215104刊 名：硅谷英文刊名：SILICON VALLEY年，卷(期)：“”(22)分类号：X5关键词：脱硫技术 烟气脱硫方案 石灰石-石膏湿法烟气脱硫 烟气脱硫存在的问题

大容量燃煤锅炉烟气余热利用研究 篇7

原苏联为了减少排烟损失而改装火力发电厂燃煤锅炉机组时, 在锅炉对流竖井的下部设烟气余热换热器, 供加热热网回水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言, 德国Schwarze Pumpe电厂2×800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加设了烟气冷却器, 利用烟气加热锅炉凝结水。

2 烟气余热换热器布置方案

大部分燃用褐煤的机组将烟气余热换热器布置在吸收塔入口, 烟气余热换热器将烟气温度从约160℃降低到约100℃后进入吸收塔, 烟气用来加热凝结水。烟气余热换热器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却作用。烟气经过除尘器后, 烟气含尘浓度已经小于30mg/Nm3, 烟气余热换热器处于低尘区工作, 因此, 飞灰对管壁的磨损程度已大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉, 烟气余热换热器出口的烟气带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器及引风机之后, 烟气不会对这些设备造成腐蚀。由于吸收塔内本来就是酸性环境, 烟气离开吸收塔时温度约为46℃, 脱硫区域已进行了防腐处理。因此, 该布置方案腐蚀较少, 通常采用该种烟气余热换热器布置方案。

660MW级燃煤锅炉烟气余热换热器共设置两台, 分别布置于两台引风机出口的水平烟道内。考虑设备的换热性能及抗腐蚀能力, 烟气余热换热器内换热元件采用H型翅片管, 管子及翅片管均采用优质改进型ND钢, 设备寿命超过55000h。换热元件管组前后两级布置, 吹灰器布置于设备中央位置。同时, 烟气余热换热器前烟气温度较高, 除尘器及引风机的容量无法降低, 除尘器的耗电功率无法减少, 且由于加装烟气余热换热器后烟气阻力增加400Pa, 引风机轴功率加大, 电机功率加大。

3 热力系统方案

汽轮机回热加热系统拟采用烟气余热换热器和低加并联的方案。根据汽轮机厂提供的660MW (THA) 工况下的热平衡图, 7号低加出口凝结水温度为100℃, 6号低加出口凝结水温度为121.9℃, 烟气余热换热器出口的烟气温度约100℃和7号低加出口凝结水温度相近, 因此, 本方案将经烟气余热换热器后的凝结水接至7号低加出口凝结水管道。考虑到烟气余热换热器的换热效率及避开钢材的敏感腐蚀区, 系统设置调节旁路, 保证烟气余热换热器的进水温度不小于60℃。凝结水侧设置两台增压泵, 一运一备, 变频控制。

4 热平衡计算

4.1 烟气余热换热器换热计算

660MW机组在THA况下, 根据锅炉厂资料, 锅炉空预器出口烟温 (修正后) 为125℃, , 考虑引风机温升, 引风机出口烟气温度约为126.9℃。轴封加热器出口约278.6t/h, 33.6℃凝结水进入烟气余热换热器加热后温度提升为100℃后, 进入7号低加出口的凝结水管道。

4.2 机组热平衡计算

同时由于换热器烟气阻力增加, 引起引风机轴功率增加, 以及增加凝结水烟气余热利用装置水泵耗功。同时由于278.6 t/h凝结水经烟气余热换热器换热, 减少了7段和8段抽汽量, 在机组额定功率不变的情况下, 减少了机组的进汽量, 机组热效率提高0.16%, 发电标煤耗率降低1.0 g/k Wh。

机组尾部烟道安装烟气换热器后, 会增加烟气阻力和工质阻力, 相应地会增加引风机和水泵的功耗。

采用定功率法, 经计算主蒸汽量降低7.36t/h, 相应辅机功率下降约160k W, 扣除该部分后总能耗增加值为341k W, 扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84g/k Wh。

5 技术经济性分析

5.1 热经济性分析

根据热平衡和热经济性计算结果, 由于换热器烟气阻力增加, 引风机轴功率增加, 凝结水侧增加水泵耗功。同时由于278.6t/h的凝结水经烟气余热换热器换热, 减少了7段和8段抽汽量。综合计算, 机组热效率提高0.16%, 发电标煤耗率降低1.0g/k Wh。

由于设置了旁路系统, 机组需增加两台增加泵, 一运一备, 每台泵功率约36k W。

另外, 由于烟气余热换热器后烟气温度降低, 脱硫塔内喷水减温用水量减少。加装烟气余热换热器前, 脱硫系统工业水耗量约110t/h, 加装烟气余热换热器后工业水耗量约为80t/h, 节约水量约30t/h。

5.2 系统投资

根据660MW机组工程的设计参数, 经与厂家初步沟通, 整个烟气余热换热器系统包含设备及管道等在内, 每台机组增加费用约1050万元。

5.3 经济性分析结果

标煤价按750元/t, 水费1.5元/t, 机组年利用小时数5500h, 全年发电量不变。

机组采用烟气余热换热器后, 由于机组发电标煤耗率降低1.0g/k Wh, 扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/k Wh, 机组全年节约燃煤采购成本约228.7万元, 即:

660MW×0.84g/k Wh×5500h×750元/t=228.7万元。

机组工业水用量减少30t/h, 全年节约水费用约24.75万元, 即:

30 t/h×5500h×1.5元/t=24.75万元。

根据与厂家沟通的结果, 由于设备寿命约为55000h, 设备到期后需有60%的设备更换量, 因此设备年检修维护费用约为51万元。

综合以上数据计算, 投资回收期约为6.9年。

结语

综上所述, 采用烟气余热加热凝结水, 能回收烟气的余热, 提高机组效率, 实现节能减排的目的。如果装设烟气余热换热器可提高全厂热效率0.16%, 每台机组增加投资约1050万元, 全年节省运行费用202.45万元, 投资回收期约为6.9年。随着机组运行后锅炉排烟温度的升高, 机组节省的年运行费用将大大增加, 投资回收年限降低。

参考文献

火电厂烟气脱硫工艺研究 篇8

【关键词】烟气脱硫；工艺；火电厂

二氧化硫的过量排放是造成我国酸雨不断加剧的主要原因，对人们的生活和生态环境造成了极其严重的破坏。二氧化硫主要来自于煤炭燃烧。作为世界上最大的煤炭消费国，我国煤炭消耗量占我国能源消费总量的70%左右，随着电力需求的不断增长，煤炭消耗量亦迅速攀升。据有关资料显示，早在1998年，我国的二氧化硫的排放已经位居世界首位。长期以来，我国二氧化硫排放总量不断增长，火电厂排放量占全国二氧化硫排放总量的比例也不断增长，所以做好火电厂烟气中二氧化硫的处理至关重要。

一、我国火电厂主要采用的烟气脱硫工艺

据国务院出台《国家环境保护“十二五”规划》规定：到2015年，二氧化硫排放总量要比2010年下降8%，形成了500多万吨SO2的削减能力。为了完成“十二五”规划的目标，我们应该在脱硫工艺上加大研究，就目前来说，火电厂烟气脱硫工艺主要有以下几个：

（一）石灰石/石灰——石膏湿法

该技术是目前火电厂应用最广泛、最稳定、最成熟的工艺，其脱硫效率在95%以上。世界上一些发达国家，比如美国、德国，大多应用该方法。目前，在我国的火电厂应用中，石灰石/石灰法——石膏湿法主要300MW及以上机组中应用。它的主要优势是进行商品化开发，且吸收剂的资源丰富，废渣可抛弃也可回收，成本较低。其潜在的缺陷是设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损，且后期维修、维护投资较大。其原理就是采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液制成吸收浆剂，在吸收塔内，烟气中的SO2与浆剂中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。

（二）喷雾干燥法

喷雾干燥法烟气脱硫法最早应用于四川白马电厂的小型试验中，其典型规模为25MW机组，其总投资为2 000万元，在燃用含硫量为3. 5%的高硫煤时，脱硫率可达80%以上；在燃用含硫量为1.5%的低硫煤时，脱硫率可达90%以上。现阶段，我国已掌握了处理烟气量在7x104m3/h以下及20 t/h以下锅炉的干法烟气脱硫技术，同时，燃料煤最高含硫量可允许达到3. 5%。原理是，通过机械的作用，将待干燥的物料分散成雾状，增大水分蒸发面积，然后在与热空气接触，并在瞬间将大部分水分除去，让物料中的固体物质干燥成粉末。其优点是干燥速度快，易改变干燥条件，调整产品质量标准，同时，生产效率高，操作人员少。

（三）炉内喷钙炉后增湿活化法

该工艺是通过在燃煤锅炉的适当温度区内喷射石灰石粉，并且还要增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。其脱硫效率一般为70%～85%。在早期我国的南京下关发电厂中曾引进了芬兰的LIFAC烟气脱硫工艺。原理是第一阶段，将325目左右的CaCO3 喷射到锅炉炉膛温度在850～950℃的区域，这时碳酸钙立即受热分解CaO和CO2。然后锅炉烟气中的SO3与CaO反应生成硫酸钙。第二阶段进行炉后增湿活化，首先烟气需要通过垂直烟道进入活化器上部，然后在活化器中喷入雾化水进行增湿。烟气中与水反应生成的Ca（OH）2与烟气中剩余SO2的反应生成CaSO，最后形成相对稳定的脱硫产物。需要注意的是在第一阶段要保确保烟气与颗粒的均匀混合并且有着足够的停留时间，从而可以保证化学反应的进行和液滴的干燥。

（四）烟气循环流化床法

该方法以循环流化床原理为前提，将脱硫剂进行多次再循环，从而加长脱硫剂与烟气的接触时间，使脱硫剂的利用率提高。主要优势是脱硫剂停留时间长，通过对锅炉负荷的变化有着较强适应性。目前，该技术以研发到第三代，也就是内回流循环流化床法，但是该方法在中小规模电厂锅炉上得到应用，在大型锅炉上应用较少。原理是将温度为120～180℃左右的烟气通过文丘里管进入吸收塔内，并在里管出口扩管段设一套喷水装置，以此来提高良好的脱硫反应温度。其中的主要化学反应时SO2与Ca（OH）2的反应生成CaSO3·1/2H2O，此外，还同SO3、HF和HCl反应生成CaSO4·1/2H2O、CaF2、CaCl2等。

（五）等离子体烟气脱硫技术

现阶段，通常将该技术分为电子束辐照法（EB）和脉冲电晕等离子法（PPCP）两类。EB法的关键设备是大功率的电子枪，原理是通过高能量的电子将烟气中的氧和水分子进行裂解， 从而产生具有强氧化性的OH、O和HO2原子团，然后对烟气中的SO2进行氧化，生成硫酸，最后在在有氨的条件下，产生稳定的硫酸铵和硫硝铵固体，经除尘器捕捉达到处理硫的目的。

PPCP法利用高电压脉冲在烟气中电晕放电，使SO2与NH3反应生成硫酸铵，最终实现除硫。

二、我国火电厂烟气脱硫生成物的综合利用

对生成物的处理通常分为抛弃或者回收。抛弃法的优势是处理简单、费用低，缺点是占用大量的堆置场地，且造成一定的环境污染。回收法是将二氧化硫转化为硫酸、液体SO2、石膏等可回收物质，世界各国都会根据自身国情来选择处理方法。我国对脱硫生成物的综合利用分为以下几种：

（一）脱硫灰渣

灰渣多产生约干法、半干法进行的脱硫过程中，但方法不同，灰渣的化学成分就不同。RCFB脱硫产物CaCO3和少量的Ca（OH）2等。SDA的脱硫产物含有大量的粉煤灰和少量的1/2H2O

等。LIFAC的脱硫产物主要由粉煤灰组成。对脱硫灰渣进行综合利用时，要根据化学成分进行区分。LIFAC脱硫产生的粉煤灰同普通粉煤灰相比，SO3和CaO的含量较多，可用于水泥混合材料、路基材料、矿棉等，它的优势有较大的环境效益、经济效益，在我国的南京下关发电厂已成功应用。RCFB脱硫产物可用来生产硫酸。

（二）脱硫废水

湿法烟气脱硫工艺对煤种适应性好，其产生的脱硫废水，如不处理，将严重影响周边环境。废水水质比较特殊，需要了解脱硫废水的水质特性才能做好脱硫废水处理。目前，对其应用最多的是方法是化学沉淀法。近几年最新发展的方法是流化床法和化学沉淀-微滤膜法。

三、结束语

要治理我国火电厂烟气脱硫，实现“十二五”规定的目标，需要根据科学发展观并结合具体国情，研发适合我国国情的烟气脱硫工艺，实现资源的综合利用和污染物的处理，从而促进火电厂烟气脱硫产业的稳定发展。

【参考文献】

[1]郭声波.烟气脱硫及硫资源化新工艺[J].环境工程学报，2007， （3）： 97～102.

电厂烟气余热利用研究 篇9

火电厂烟气脱硫特许经营相关因素的分析

摘要：介绍火电厂SO2治理的新机制--特许经营政策出台的背景和主要内容,分析了时火电厂开展烟气脱硫特许经营的`意义,探讨了其实施过程中存在的主要问题及解决方法.作 者：吴贵忠 WU Gui-zhong 作者单位：北京国电龙源环保工程有限公司,北京,100052期 刊：电力科技与环保 Journal：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：,26(1)分类号：X701.3关键词：烟气脱硫 特许经营 分析

电厂烟气余热利用研究 篇10

我国火电厂烟气排放连续监测装置现状及对策建议

调研、分析了我国75家代表性火电厂的101套烟气排放连续监测装置(CEMS)的安装和使用现状;分析了10个国家层面上的有关CEMS的法规、政策.从法规、政策要求可以看出:装设CEMS是火电厂排放标准的强制性要求;CEMS经验收合格后,其监测数据为法定数据;火电厂装设CEMS是电厂环境监督管理和政府环保部门管理的需要,也是实现环保电厂优先发电调度的需要等.指出了火电厂已装CEMS存在的.主要问题:市场不规范、疏于管理、企业重视不够、资金浪费大、环保部门监管手段落后、缺乏配套的管理办法、电力行业组织没有发挥应有的作用等;提出了尽快出台相关配套的管理规定、清理整顿CEMS市场、加快恢复已装CEMS的正常运行、探索有效的CEMS管理新模式和加强行业自律等建议.

作 者：潘荔 王卓昆 王志轩 PAN Li WANG Zhuo-kun WANG Zhi-xuan 作者单位：中国电力企业联合会环保与资源节约部,北京,100761刊 名：环境科学研究 ISTIC PKU英文刊名：RESEARCH OF ENVIRONMENTAL SCIENCES年，卷(期)：18(4)分类号：X851关键词：火电厂 烟气排放连续监测装置 现状 问题 对策

火电厂循环水余热利用方式的研究 篇11

我国是一个能源生产和消费大国,经济的快速发展导致能源需求的快速增长[1]。据国家统计局2012年2月22日发布的《中华人民共和国2011年国民经济和社会发展统计公报》,我国2011年全年能源消费约34.8亿吨标准煤,比2010年增长7.0%;煤炭消费量增长9.7%,原油消费量增长2.7%,天然气消费量增长12.0%,电力消费量增长11.7%,全国万元国内生产总值能耗下降2.01%。这表明,我国已成为世界上煤炭一次性能源等消耗最大的国家,是世界上能源消耗的第二大国。因此,合理利用能源,节约能源,降低排放已经成为我国可持续发展的战略方针之一[2]。

目前,火电厂综合效率低下的原因之一就是将机组中做完功的乏汽排入凝结器后,其热量被循环水带走,然后通过冷却塔排入大气或随循环水排入江河,低温余热被大量浪费,造成非常大的冷源损失[3],随低温水排放掉的乏热约占总损失的55%～60%[4]。即使是发达国家也有约43%～60%的能源转变成了废热排放到大气中。目前能源利用率最高的是日本(57%),其次是美国(51%)[5],我国能源利用率仅为33%,节能空间和潜力很大[6]。能源利用效率的低下,意味着我国经济和社会的快速发展必然以消耗大量的一次性能源作为代价,使得我国本就十分严峻的石化能源形势更加雪上加霜,也不符合可持续发展战略的要求;并且,大量的能源消耗以及较低的能源利用效率,必将造成巨大的热排放与热污染,粉尘、硫氧化物和氮氧化物的排放会造成空气污染加剧,二氧化碳的排放会造成温室效应等。

根据我国“十二五”发展规划,燃煤火电机组新开工容量估计为3亿kW,2015年发电总装机容量将达到14.36亿kW,其中火电装机容量将到达9.33亿kW。在这些机组中,除了北方部分非常缺水的地区使用空冷,多数机组都是采用循环水冷却排汽。在燃煤火电机组装机容量增添的进程中,碳排放总量也会随之增添,二氧化硫等污染物的排放量也将有较大幅度的增添,如果能对循环水中热量加以利用,提高能源综合利用效率,必定会节省石化能源的使用量,做到环境、经济、能源等多赢的局面。火电机组在运行过程中的循环水流量巨大,如上海汽轮机有限公司生产的型号为N660-25/600/600汽轮机,在满负荷运行时的循环水设计流量就可达60000t/h以上,循环水出口水温夏季一般在35～40℃,冬季在20～35℃左右,即使只对其中5～10℃温度区间的热量加以运用,全国如此大的装机容量,可以带来极其可观的经济收益以及环境郊益。因此,当前许多火电企业都聚焦在如何采用有效的措施利用循环水的热量,减少冷源损失,提高机组能源综合利用效率。

2 循环水热利用的主要方式

2.1 低真空循环水供热

许多小型热电企业采用汽轮机低真空循环水供热技术,在不对汽轮机主体设备进行改造的情况下,通过降低排汽缸真空至-45kPa左右,提高乏汽温度用来加热循环冷却水,使其温度达到70～85℃,高温循环水输送到用户热网中进行供热,在用户端放热降温后通过回水管回到热电厂,经除污器过滤后进入凝汽器重新吸收汽轮机排汽的热量。如此周而复始,可以合理利用电厂乏热,提高电厂综合热效率,带来可观的经济效益,还可以取代部分城镇的小型供热锅炉房,有利于改善城镇的居住环境。低真空改造技术已经非常成熟,可操作性强,在我国北方和西部地区得到了广泛的应用。图1所示为低真空循环水的示意图。

文献[7]、[8]分别通过对本地小型凝汽式发电厂进行低真空循环水供热实际改造得出结论,改造后能源利用率可达75%～85%,较传统的40%左右能源利用率,提升十分明显,并且可以带来巨大的经济收益。文献[9]、[10]研究分析指出,低真空改造后类似于背压机组,汽轮机发电功率受用户热负荷的制约,不能独立的进行调节,在提高能源利用效率的同时也会影响到电厂的发电量,因而更适合应用在用户热负荷比较稳定的地区。

低真空改造虽然不设计汽轮机本体部分,但通常要对凝汽器进行一定的设备改造,很难应用到现代大型机组上去,这是由于低真空供热的特点使得汽轮机必然在高背压下运行。此时末级叶片焓降减小,做功能力降低,汽动特性变差,同时排汽温度也相应升高,使得后轴承温度上升,有可能引起轴承标高变化,影响轴系稳定性;另外由于高背压下末几级叶片的压差减小,低压部分各级反动度也将变小,使得轴向推力会发生变化[11],可能会引起机组振动。

2.2 基于水源热泵的循环水热利用方式

由于低真空运行的局限性,为了扩大循环水热利用的范围,降低供热需求对机组正常运行的影响,随着小型机组的减少以及大型热电厂的兴起,采用水源热泵直接提取循环水中的低位热量进行利用的方式得到越来越多的关注。

电厂循环水流量巨大,因此其中蕴含的能量也非常多,在冬季通过水源热泵利用循环水中热量进行供暖的方式,不但可以满足采暖的需求,还可以降低循环水进水温度,从而提高凝汽器真空度。根据研究,凝汽器真空度每提高1kPa,可以降低2.6g/kWh的煤耗值,在提高低品位热量利用效率的同时,也可节约一次性石化能源的消耗,加上循环水供暖带来的直接经济收益,由此可见,对循环水中的热量加以利用,有着广泛的应用前景。据文献[12]研究,减少折合后1吨标准煤的燃烧就可减少二氧化碳440kg、二氧化硫20kg、烟尘15kg、灰渣260kg的排放。

按照目前市场上的产品,大部分水源热泵的COP在理论计算时可达到7,某些先进的机组甚至达到了9以上,实际运行时一般也有4～6.5。具体到不同季节,在经济水温下运行,冬季制热系数COP可达4～6,也就是说,水源热泵系统能够将自身所耗能量的4～6倍的热能送到采暖用户处;夏季时制冷系数EER达到4.5～6.5,消耗一份功可以获得4.5～6.5份冷量。而热泵的经济水温一般冬季为10～22℃,夏季为15～35℃。因此,只要电厂所在区域温度的季节性波动较小,使得循环水温度在热泵的经济运行温度区间内,那么循环水——热泵系统就可以实现冬季供热和夏季制冷两种需求,从而获得较高的能效比[13]。图2所示为水源热泵应用到火电厂循环水系统中的原理图。

文献[14]专门分析了水源热泵在电厂应用中独特的优势。电厂循环水与目前常用的热泵水源相比,水体的温度和流量稳定,蒸发器不会出现结霜现象,而且凝汽器循环水比较清洁,无腐蚀问题,对传热效果的影响小,换热器清洗比较容易,同时能降低凝汽器循环水进水温度,提高凝汽器的真空度,增加机组的通流量和发电功率。虽然热泵系统的初期投资较高,并且要消耗一定高品质的电能,但设备自动化程度高,能量利用效率高,运行的费用比常规方式要节省[15]。文献[16]指出,与空气源热泵相比,其运行效率要高出20%～60%,运行费用仅为普通中央空调的50%～60%。

文献[17]和文献[18]对水源热泵在电厂中实际可行的几种方式进行了综合性的阐述。文献[17]对当前大型热电联产对循环水余热利用技术的要求做了一定的分析;文献[18]更是以3台额定负荷分别为200MW、300MW、600MW机组为例,进行了节能分析,结果表明,利用热泵技术回收火电厂循环水余热具有节能、环保双重效果,且机组负荷越大相应的节能更显著。文献[13]和文献[19]介绍了水源热泵利用循环水热量供暖的适用范围,对利用热泵回收电厂循环水余热的技术进行了可行性分析,并分别通过理论计算与常规热电厂供热进行对比,认为利用热泵回收电厂余热具有节能、环保的双重效应。文献[13]以某电厂周边小区应用循环水热泵系统进行冬季供暖以及夏季制冷为实例,进行了技术经济性分析,虽然水源热泵系统的初投资较高,但运行费用较低,5年可收回投资成本。文献[19]从理论上得出了热泵技术的采用还减少了循环水的蒸发损失,降低了冷却塔的热负荷;对机组而言,它还降低了循环水的进水温度,提高机组真空度,增加机组的发电能力,降低机组的热耗率,这一点对受真空度制约的机组而言尤其显得宝贵。文献[20]以某300MW等级抽汽凝汽式供热机组为例,提出了一种应用热泵回收电厂循环水余热的技术方案,并分析指出了热泵的合理选型对于电厂循环水余热利用的重要性。文献[21]通过对某电厂200MW循环流化床机组进行了改造分析,得出结论:改造投运后,采暖期热泵完全可以替代冷却塔冷却循环冷却水温度至额定值,使机组凝汽器在设计工况下经济、高效的运行。文献[22]针对大唐长春第三热电厂汽轮机,比较了3种不同的供热方法加入热泵后充分回收废热的情况,并得出结论:使用采暖抽汽为高温加热气源的吸收式热泵经济性最高。

目前,国内的清华大学、天津大学、中国科学院广州能源研究所等多家大学和研究机构都在对水源热泵进行研究。其中清华大学的多工况水源热泵经过多年的研究已形成产业化的成果,出水温度可达到90℃,适用于各种供暖方式,解决了高寒地区的余热热泵供暖以及用高温水源热泵取代燃煤锅炉仍可利用暖气片热水式热力循环系统的采暖改造问题,被利用后的余热水排水温度最低可低于10℃,符合环保的要求,已建成数个示范工程。文献[23]介绍了高温工质HTR01水源热泵机组的特点,解决了以往热泵传统工质高温工况下工作压力过高的技术瓶颈,保证了设备在高温工况下运行的安全可靠,其技术在国内处于领先水平;文献[24]分析了R600a/R123非供沸混合工质自复叠热泵,这两种热泵机组均可以将供暖水加热到90℃以上,远远高于市场上常见的55℃左右的热泵机组。随着水源热泵技术在国内的不断发展,其应用越来越多,但与国外相比,中国的水源热泵的研究和应用才刚刚起步,在热泵机组的优化设计和工程应用上还存在较大差距。

2.3 汽轮机NCB运行供热方式

由于各个火电厂所处地区的差异性,少数几种特定的循环水余热利用方式必定不可能面面俱到,因此国内外专家学者一直都在致力于寻求新型的余热利用技术,汽轮机“NCB”运行就是一种新型的有发展前途的技术。

文献[25]和文献[17]针对300MW供热机组介绍了“NCB”供热汽轮机模式,其特点是在抽凝机组的基础上,高、低压缸2根轴分别带动2台发电机,在非供热期,汽轮机呈纯凝工况(N)运行,具有纯凝式汽轮机发电效率高的优点;在正常供热期,汽轮机呈抽汽工况(C)运行,具有抽凝供热汽轮机的优点,可根据外界热负荷的需要调整供热抽汽量,同时保持较高的发电效率;在供热高峰期,汽轮机呈背压工况(B)运行,具有背压供热汽轮机的优点,可做到最大供热能力,低压缸部分处于低速盘车状态,可随时投运。通过确定合理的分缸压力,这种模式最大程度地利用了品位适中的高中压缸排汽,将其用于加热热网水可使冷源损失大大减少。显然,这是一种大容量机组低真空背压运行的新思路,目前该技术仍处于理论阶段。

3 结论

目前,电厂的节能问题已经逐渐细化,低源损失作为耗能的主要方面之一,在现在的电厂中,尤其在中大型机组中并未得到有效的重视,因此有必要对其进行研究从而提高能源利用率。

循环水供暖技术可以实现能源的梯级利用,明显提高电厂能源的综合利用效率,具有显著的节能和环保效益。

1)经过多年的工程实践和实际运行表明,低真空循环水供暖技术已比较成熟。该技术为提高我国量大面广的小型及部分热电企业的能源综合利用效率和环保水平开辟了新途径,具有良好的推广应用价值和发展前景。

2)随着中大型机组的发展,热泵——循环水热利用方式凭借其独立、安全稳定等独特的优势,也必将得到越来越广泛的应用。