350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化
国产350MW超临界汽轮机性能分析及改进措施
国产350MW超临界汽轮机性能分析及改进措施秦建柱;谭龙胜【摘要】介绍了350 MW超临界汽轮机的发展状况.以8台已投产的350 MW超临界机组为例,比较了典型350 MW超临界汽轮机的技术差异,总结了其性能现状,并详细分析了影响热耗率的主要因素,提出了降低热耗率的主要措施和大修内容,经实施后取得明显效果.【期刊名称】《发电设备》【年(卷),期】2012(026)003【总页数】4页(P194-197)【关键词】汽轮机;超临界参数;性能【作者】秦建柱;谭龙胜【作者单位】华能东方电厂,东方572600;华能东方电厂,东方572600【正文语种】中文【中图分类】TK267截至2009年底，国内在建和投运的600MW及1 000MW等级超（超）临界机组分别达到了100余台和200余台［1］，各发电企业将大容量、高参数机组作为当今火电发展的首选，国产350 MW超临界汽轮机因其能效高且适应性广而得到了快速发展。
1 350MW超临界汽轮机组的发展自2005年华能集团提出建设350MW超临界机组的设想以来，350MW超临界汽轮机得到快速发展。
截至2011年6月30日，全国350 MW超临界汽轮机已有102台，其中已投产16台，14台正在安装，72台正在制造。
350MW超临界汽轮机近几年快速发展，主要因为小电网限制了大容量机组的扩建，并且350MW超临界汽轮机有较好的经济性能。
发电厂的最大机组容量不宜超过系统总容量的10%［2］，否则可能危及电网的安全运行。
2006年全国共有8个地区的火力发电装机容量低于6 000MW。
以海南电网为例，2006年全省装机容量2 580MW，统调燃煤机组930MW，最大电力负荷141.3MW，“大机小网”的局面导致海口电厂330MW机组投产2年多从未带过满负荷。
直到2011年，海南电网在孤网方式下依然对300 MW机组进行负荷限制。
另外，与同容量亚临界机组相比，350MW超临界机组设计循环效率可提高2.5%～3%，发电煤耗低2.7%，每年节约标煤（2.5～2.9）×104 t，并有显著的环保效益［3］。
350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化6页
350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化Abstract： Referencing the design and operation of the domestic same capability units， this article discussed the thermal economic parameters optimization in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB power plant. The optimization methods greatly reduced the coal consumption of power plant， improved the thermal efficiency of the unit.0 引言本文结合国内外超临界技术发展的最新状况及趋势，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组热经济指标的优化进行探讨，提出达到国内同类型机组一流热经济指标的几种可行性技术措施。
原THA汽机热耗为8020kJ/kW?h，通过一系列综合技术措施，对于半干法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少87.86kJ/kW?h，到7932.14kJ/kW?h，发电煤耗优化302.69g/kW?h，根据电气专业提供的6.23%厂用电率，计算供电标煤耗为322.80g/kW?h。
对于湿法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少126.86kJ/kW?h，到7893.14kJ/kW?h，发电煤耗优化301.2g/kW?h，根据电气专业提供的6.45%厂用电率，计算供电标煤耗为321.97g/kW?h。
1 工程概况本工程属新建性质，建设规模为2×350MW凝汽式超临界汽轮发电机组，冷却方式采用表面式间接空冷，锅炉采用循环流化床锅炉。
2 热经济性指标定义按照《大中型火力发电厂设计规范GB50660-2011》标准，火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率ηfn或发电标准煤耗率bfn来评价的：ηfn=ηqnηglηgd×105ηfn――机组设计发电热效率（%）；ηqn――汽轮发电机热效率（%）；ηgl――锅炉效率，取用锅炉设备技术协议中明确的锅炉效率保证值（按低位热值效率）（%）；ηgd――管道效率（%），取99%；全厂热效率ηfn和供电标准煤耗率bfn指标之间的关系如下：bfn=■×105 g/kW?h3 汽轮机热耗率本工程汽轮机THA工况热耗为8020kJ/kW?h。
350MW超临界CFB机组深度调峰经济性分析
煤炭科技COAL SCIENCE&TECHNOLOGY MAGAZINE 122020年第5期No.52020文章编号.1008-3731(2020)05-0012-03350MW超临界CFB机组深度调峰经济性分析于"红,王涛涛（江苏华美热电有限公司，江苏徐州221000）摘要：随着风电等可再生能源发电技术的不断成熟，可再生能源电源大规模接入电力供应系统,对燃煤发电机组的调峰能力提出了更高要求,通过对某电厂350MW超临界CFB机组参与深度调峰经济性进行分析,得出在现有调峰补偿的条件下，该机组深度调峰。
关键词：超临界；CFB机组；深度调峰；经济性中图分类号:TM621文献标志码:BEconomic analysis of deep peak load regulation of350MW supercritical CFB UnitYU Rui-hong,WANG Tao-tao(Huamei Thermo-Electric Co.,Ltd.,Xuzhoujiangsu,221000)Abstract：With the development of wind power and other renewable energy technologies,renewable energy sources have been connected to the power supply system on a large scale,which puts forward higher requirements for peak load regulation capacity of coal-fired generating units.This paper analyze the economy of350MW supercritical CFB Unit participating in deep peak load regulation,Through the analysis,it can be concluded that under the condition of existing peak regulation compensation.Key words：supercritical;CFB Unit;deep peak shaving;economyCLC number:TM621Document identification code:B随着国家可持续发展战略的不断推进，可再生清洁能源发电入网容量不断增加。
350MW超临界机组深度调峰下协调控制系统优化
《工业控制计算机》2021年第34卷第3期350MW超临界机组深度调峰下协调控制系统优化近年来,随着新能源产业的持续壮大,风电和太阳能逐渐改变了目前电网格局,由于新能源的不稳定性,各高参数机组如何频繁高效地解决调频调峰问题、实现机炉间的协调控制、进一步提高调节负荷的深度成为各电厂的主要任务。
超临界机组的协调控制系统是将锅炉、汽机及辅机作为整体加以控制的多变量、强耦合、非线性的时变系统,目前传统且广泛的协调控制系统,在低负荷下容易出现煤水配比失衡,导致汽温汽压偏差过大,影响机组安全经济运行。
文献[1]提出基于模糊指标函数的受限预测控制方法,但计算量大,过程复杂,且在目前的控制方法中还考虑安全性和经济性指标;文献[2-3]针对协调控制系统中的锅炉主控、汽机主控和给水主控分别进行了分析和优化,相当于解耦进行控制;文献[4]根据模糊控制的思想研究了自使用模糊PID控制器在机组协调控制系统中的应用,都是为PID控制器建立模糊规则表以提高其鲁棒性和智能性,但缺少了模糊规则表中参数量化的具体方法;文献[5]提出一种基于仿人智能控制的协调系统优化方法,对协调系统控制参数的优化有较大提高,但未考虑到机组运行的经济性。
针对上述提到的问题,提出一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案,首先对DCS中原有的协调控制系统结构进行优化,再利用多目标粒子群算法对其中参数进行寻优,得到最优的控制参数,最终可在考虑多种约束的同时提高机组运行的经济性,保证控制的快速性和准确性。
1协调控制系统优化350MW超临界机组的协调控制系统结构如图1所示。
保证主蒸汽压力的稳定性和电功率的快速跟踪是协调控制系统的首要目标,由于锅炉的大惯性导致的调节延迟性是影响其控制效果的主要因素,为此,需要加快煤水量的调节,图1中将主汽压力的偏差作为锅炉主控PID B的输入,计算出的指令一方面立即调节煤量,另一方面作为前馈输入到给水量的调节中,同时采用分离器出口温度(也称中间点温度)的调节(PID T)作为提前量调节给水量。
350mw超临界机组循环流化床锅炉运行技术特点及性能分析
技术创新与展望区域治理随着我国工业化水平的提高，人们在关注生产质量与生产效率的同时，逐渐关注资源的利用效率，环保性能、节能降耗效果成为了评价工业设备的重要参考依据。
350MW超临界机组循环流化床锅炉具有燃烧性大、燃料利用率高、热量吸收率高以及有害气体排放量小的优势，具有较强的环保性，本文就针对350MW超临界机组循环流化床锅炉的技术特点以及相关性能展开论述。
一、350MW超临界机组循环流化床锅炉的工作原理在流化床锅炉之中，燃料与空气会一起被置于一种流态化的燃烧室之中，在燃烧室中，燃料与空气会进行充分的混合，在这种情况之下燃料便具备的充分的氧气进行助燃，燃料的燃烧也会更为的彻底。
在燃烧的过程之中，燃料的消耗会产生一定量的烟气，这些烟气中夹杂了部分燃料物的颗粒，烟气会在流化床锅炉出口经过气固分离器进行分离，较小的颗粒会随着烟气一起排出锅炉，而体积相对较大的颗粒会通过分离器在此进入到锅炉内，并进行二次燃烧。
二、350MW超临界机组循环流化床锅炉运行技术特点1 燃烧性大传统的煤粉炉在运行的过程之中，首先对高温火焰中心进行建立，然后在此基础之上高温环境之下会形成一定的烟气，而煤粉炉正是运用高温烟气以及火焰的热辐射来对新进燃料进行燃烧，并形成一个相对稳定的燃烧状态。
传统的煤粉炉存在两个方面的弊端，一方面，煤粉炉燃烧性能相对较小、辐射幅度较大；另一方便，燃烧的燃烧质量会对煤炉运行的情况造成一定程度上的影响。
不同于煤粉炉，循环流化床锅炉能够有效解决这些问题，在其运行的过程之中，能够对煤炉内燃料的充足性进行保障，同时，煤炉内燃料的储备量还会随着燃料热值的提升而增加。
除此之外，350MW超临界机组循环流化床锅炉与传统的煤粉炉在燃烧方式上也有所差异，新进燃料会在接近恒温的循环回路之中按照一定的次序进行挥发，挥发粉的燃烧与固体碳的燃烧会使得燃烧过程更为彻底，因此350MW超临界机组循环流化床锅炉具有燃烧性大的特点，且能够在此基础之上对锅炉燃烧的工况进行一定的保证。
350MW机组循环水泵节能优化及经济性分析
350MW机组循环水泵节能优化及经济性分析一、前言随着能源资源的日益枯竭和环境保护意识的增强，节能减排已成为企业发展的重要课题。
在火力发电厂中，循环水泵是消耗大量电能的设备，其节能优化对于整个发电系统的能源利用效率至关重要。
本文以某350MW机组循环水泵为研究对象，对其节能优化进行分析，并对其经济性进行评估。
二、项目背景某350MW机组循环水泵是火力发电厂中的重要设备，其主要作用是将冷却水从冷却塔中抽取，通过换热器冷却发电机组后再回到冷却塔中循环使用。
循环水泵的运行需要消耗大量的电能，因此对其进行节能优化具有重要意义。
在进行节能优化前，首先需要对循环水泵的运行情况进行全面的了解，包括其工作参数、运行时长、电能消耗等方面的数据进行采集与整理。
通过对这些数据的分析，可以确定出循环水泵存在的能耗问题并提出相应的节能优化措施。
三、节能优化措施1.参数优化：通过对循环水泵的运行参数进行合理调整，可以实现节能的目的。
通过调整水泵的流量、扬程等参数来减少不必要的能耗，提高泵的运行效率。
2.设备优化：选用高效、低能耗的水泵设备对原有循环水泵进行替换，提高设备的整体性能和能效比，从而减少能源消耗。
3.控制系统优化：对循环水泵的控制系统进行优化，采用先进的自动化控制设备，实时监测和调整水泵的运行状态，达到最佳节能效果。
4.维护保养优化：加强循环水泵的维护保养工作，保证水泵设备的正常运行，减少能源的浪费。
通过以上的节能优化措施，可以有效降低循环水泵的能耗，提高整个发电系统的能源利用效率。
四、经济性分析在进行节能优化时，需要对节能措施的经济性进行评估，以确定其是否值得实施。
主要包括以下几个方面的经济性分析：1.投资成本：对节能优化措施所需的投资成本进行评估，包括设备升级替换费用、控制系统改造费用、维护保养费用等。
2.节能效益：通过对节能优化后的能耗数据进行对比分析，计算出节能优化后的能耗降低情况，从而得出节能后的能源成本节约。
浅析循环流化床锅炉低温省煤器热力系统设计优化
浅析循环流化床锅炉低温省煤器热力系统设计优化摘要：本文讲解了火力发电厂循环流化床锅炉低温省煤器热力系统的分析选择优化过程，通过某350 MW 超临界循环流化床机组作为本文案例，找出一种技术经济的低温省煤器方案。
关键词：火力发电厂；低温省煤器；方案优化1.前言在锅炉各项损失中,排烟损失是最大的。
根据相关资料，排烟温度每减少10~15℃，锅炉效率会提高1%左右。
通过设置低温省煤器,将烟气的余热进行回收利用，能够很大程度上降低锅炉排烟温度，提高锅炉效率，节省燃料，经济效益明显。
2.循环流化床锅炉低温省煤器热力连接方式低温省煤器在热力系统中的连接方式，直接影响到它的经济效果和分析计算的方法以及运行的安全、可靠性。
低温省煤器联入热力系统的方案很多，就其本质而言，只有两种连接系统：1）低温省煤器串联于热力系统中，简称串联系统；2）低温省煤器并联于热力系统中，简称并联系统。
对于低温省煤器的切入点选择，即低温省煤器串联或并联在哪一级或哪几级低压加热器上，可通过具体的经济性分析来决定，因为不同级的低压加热器抽汽做功能力不同，因此造成低温省煤器不同的串、并联方式，在经济性上也有差别。
串联系统中，低温省煤器串联于低压加热器之间，成为热力系统的一部分。
其优点是流经低温省煤器的凝结水量最大，在低温省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度最高，经济效果较好。
其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的扬程增加。
并联系统中，低温省煤器与低压加热器成并联方式，其优点是可以不额外增加凝结水泵的扬程。
因为低温省煤器绕过的一级或两级低加的阻力与低温省煤器及其联接管道的阻力基本相同，这对旧电厂的改造较为有利，并联低温省煤器系统本身就形成了一个独立的旁路，便于停用和维修。
此外，还可以方便的实现余热的梯级利用。
缺点是低温省煤器的传热温压将比串联系统低，因为分流量小于全流量，低温省煤器的出口水温将比串联时的高。
超临界350MW供热机组的定滑压曲线试验与优化
超临界 350MW供热机组的定滑压曲线试验与优化（陡河发电厂，河北唐山063028）摘要：为了适应新形势电力发展的需要，进一步挖掘机组的节能潜力，在分析滑压曲线存在问题的基础上，通过开展阀门特性试验及不同工况下的滑压优化试验，得出基于电负荷及主汽流量的滑压曲线，通过机组滑压曲线优化调整，机组热耗下降，特别是供热期滑压优化效果明显，改善了机组灵活性调峰的经济性，达到了预期效果。
关键词：超临界机组；滑压优化；调峰0 引言随着新能源发电的迅猛增长，越来越多的大功率高参数火电机组在满足基本用电负荷的情况下都要参与调峰任务，甚至大功率供热机组也要开始参与调峰，机组长时间处于低负荷或变工况状态时，火电机组的设备特性、控制特性以及最佳运行参数都会发生较大变化，造成汽轮机调节级效率降低，机组煤耗、热耗增大。
对调峰经济性影响的首要考虑因素是运行主汽压力，主汽压力的变化会引起汽轮机内效率和循环效率的改变。
本文通过对东汽厂两台350MW超临界供热机组原有的滑压曲线运行中存在的问题进行分析，综合考虑机组调峰、供热及“两个细则”的影响，对定滑压曲线进行优化，实现机组运行的安全性、经济性。
1 机组简介××电厂两台机组采用东方汽轮机厂制造的350MW一次中间再热超临界抽汽凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司引进的超临界一次再热、单炉膛四角切圆燃烧直流炉。
该电厂两台机组分别于2019年、2020年投产运行，DEH系统采用东方汽轮机厂开发和生产的DEH数字电液控制系统，机组采用复合滑压运行方式即定-滑-定运行方式，负荷低于30%时定压运行，负荷在30%～90%范围内滑压运行，负荷高于90%时定压运行。
配有1套高压主汽调节阀，布置在汽机前方运行层下面，高压主汽调节阀由2个主汽阀和4个调节阀组成，4个调节阀共用一个阀壳，两个主汽阀出口与调节阀壳相连，布置紧凑。
4个调节阀分别控制高压内缸里相对应的4组喷嘴，调节阀分别由各自独立油动机控制，实现机组的配汽要求。
- 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)。
350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化李传永（山东电力工程咨询院有限公司，山东济南250013）摘要：本文借鉴国内同容量机组的设计经验，采用定性和定量的分析方法，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组给水泵配置方案进行了优化选择，该优化方案满足了电厂安全、经济、实用以及降低工程造价的需要。
关键词：给水泵、上排汽汽轮机、泵同轴CFBThe Optimum Selecting Collocation of Feed Water Pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB Power PlantLi Chuanyong(Shandong Eclectic Power Engineering Consulting Institute Corr, LTD, Shandong, Jinan, 250013)Abstract: Referencing the design and operation of the domestic same capability units and using qualitative and quantitative analysis, this article discussed the optimum selecting collocation of feed water pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB power plant. The optimum result can satisfy the need of cogeneration plant in safety, economic, practical and decreasing project cost.Keyword:feed water pump upper exhaust steam turbine coaxial pump CFB0 前言本文结合国内外超临界技术发展的最新状况及趋势，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组热经济指标的优化进行探讨，提出达到国内同类型机组一流热经济指标的几种可行性技术措施。
原THA汽机热耗为8020 kJ/kW.h，通过一系列综合技术措施，对于半干法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少87.86 kJ/kW.h，到7932.14kJ/kW.h，发电煤耗优化302.69g/kW•h，根据电气专业提供的6.23%厂用电率，计算供电标煤耗为322.80 g/kW •h。
对于湿法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少126.86 kJ/kW.h，到7893.14kJ/kW.h，发电煤耗优化301.2g/kW•h，根据电气专业提供的6.45%厂用电率，计算供电标煤耗为321.97 g/kW•h。
1.工程概况1.1 项目名称：神华神东电力河曲2×350MW低热值煤发电新建工程EPC总承包项目。
1.2 项目地址：工程位于山西省的西北部，忻州地区的河曲县境内。
河曲县东与偏关、五寨县紧连，南与保德、岢岚县毗邻，西邻黄河与陕西省的府谷县、与内蒙古自治区的准格尔旗隔河相望,距省会城市太原362公里。
1.3 项目规模：本工程属新建性质，建设规模为2×350MW 凝汽式超临界汽轮发电机组，冷却方式采用表面式间接空冷，锅炉采用循环流化床锅炉。
二期扩建2×660MW 机组。
1.4 主机方案锅炉：超临界直流燃煤锅炉、循环流化床燃烧方式，一次中间再热、单炉膛紧身封闭布置、平衡通风、固态排渣、全钢架结构、水冷滚筒式冷渣器。
汽轮机：超临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、表面凝汽式间接空冷机组。
主机参数为24.2MPa •a/566℃/566℃。
2. 热经济性指标定义按照《大中型火力发电厂设计规范GB50660－2011》标准，火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率fnη或发电标准煤耗率fnb 来评价的：510fn qn gl gd ηηηη=⨯fn η——机组设计发电热效率（%）； qn η——汽轮发电机热效率（%）；glη——锅炉效率，取用锅炉设备技术协议中明确的锅炉效率保证值（按低位热值效率）（%）；gdη——管道效率（%），取99%；全厂热效率fnη和供电标准煤耗率fnb 指标之间的关系如下：50.12310fn fnb η=⨯ g/kW.h3. 汽轮机热耗率本工程汽轮机THA 工况热耗为8020kJ/kwh 。
4. 锅炉热效率本工程锅炉效率90.44%，此效率为循环流化床锅炉排红渣条件下效率，即冷渣器热量回收（排冷渣）不考虑到锅炉效率中。
5.热力系统优化5.1 主汽、再热系统压降优化为了降低主蒸汽系统、再热系统的压降，采取以下措施：（1）合理的选择主蒸汽及再热蒸汽系统的管道规格；（2）优化布置，缩短主蒸汽、再热热段、再热冷段管道长度；（3）采用内径管道，选择合适的管道粗糙度；（4）在主蒸汽管道上不装设流量测量喷嘴，在锅炉两级过热器之间设置流量测量装置测量主汽流量，降低主蒸汽管道压降；（5）优化选用Y型三通、弯管，以降低局部阻力。
通过对主要管道的压降优化，在THA工况下，主蒸汽管道的压降为0.586MPa，为汽轮机额定进汽压力（24.2MPa（a））的2.42％；再热系统的压降为0.384MPa，为汽轮机高压缸排汽压力（4.429MPa（a））的8.67％，均满足现行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）。
相应汽机热耗率可降低约5.4kJ/kW.h，节省标煤耗约0.18g/kW.h；整个再热系统的总压降由10％优化至8.67％后，汽机热耗率可降低约7.46 kJ/kW.h，节省标煤耗约0.25g/kW.h。
主汽、再热系统管道优化总共可降低汽机热耗12.86 kJ/kW.h，节省标煤耗约0.43g/kW.h。
5.2 回热系统优化5.2.1 增设3号高加外置蒸汽冷却器由于三段抽汽过热度比较高，在省煤器入口增设一50%给水通流量的3号高加外置蒸汽冷却器，用三段抽汽先加热进入省煤器入口的高压给水，然后蒸汽再进入3号高加继续加热给水，最终提高进入锅炉的给水温度，提高机组热效率。
经和汽机厂初步配合，各负荷下给水温度约提高4.1℃，经锅炉厂初步核算，由于给水参数变化不大，对锅炉安全性没有影响。
经济性方面，汽机热耗减少约19kJ/kW.h。
单台机组发电标煤耗减少约0.65g/kW.h。
5.2.2 高压加热器端差优化目前，国内建设的350MW超临界机组均配3台高压加热器，为利用汽轮机1、2、3段抽汽的过热度，这些高压加热器均内设过热蒸汽冷却段。
高压加热器设计上端差沿用上世纪80年代引进美国技术设计制造300、600MW亚临界机组的数据，分别为－1.7℃，0℃，0℃。
通过对350MW机组1、2、3号高加参数进行分析，选取了两组上端差值，并进行了核算，结果如下：从上表可以看出，高加端差优化后，汽机热耗有一定的减少，但是并不是非常显著，而且还涉及到高压加热器的设计制造的修改。
经与高加厂进行初步交流，如果高加采用上端差（－1.7℃，－1℃，－1℃），是比较容易实现，初投资也基本没有变化；但如果高加上端差进一步降低则较难达到，而且需要根据具体的热平衡参数进行仔细核算。
因此，可在高压加热器招标时，将高压加热器端差作为评标的重要参数，要求投标方进行优化，以便最大可能的降低汽轮机热耗。
5.2.3 冷渣器余热利用系统通过热经济性计算比较，采用凝结水作为冷渣器的冷却水，可以将锅炉排渣的余热回收到回热系统中，减少了部分回热抽汽量，在机组进汽量相同的条件下增加了发电功率，提高了机组的热效率，降低了机组热耗。
在用凝结水作为冷渣器冷却水的方案中，冷渣器与6号低加并联的接入方式热经济性最好。
降低机组热耗55 kJ/kW.h，折发电标准煤耗1.88g/kW.h。
5.2.4 锅炉排烟余热利用系统按业主要求，采用半干法脱硫方案时不采用烟气余热利用措施。
本部分针对湿法脱硫方案而设置。
在空预器后除尘器前设置低温省煤器，通过传统的低温省煤器回收锅炉排烟余热。
根据烟气与凝结水换热平衡计算，低温烟气换热器烟气侧入口烟温为135℃，烟气侧出口温度为105℃，烟气温度降低约30℃，可以将400t的凝结水由90.34℃加热至122.7℃。
该系统在本工程应用后，可带来以下显著效果：（1）降低锅炉排烟温度30℃。
（2）降低机组热耗39 kJ/kW.h，折发电标准煤耗1.3g/kW.h。
（3）可以大大减少脱硫吸收塔系统的蒸发水量。
据初步核算，本工程两台机组脱硫蒸发水量比不设置低温省煤器减少蒸发水量约45t/h。
5.2.5汽动给水泵前置泵同轴配置方案本工程推荐采用2×50%容量的汽动给水泵方案，采用上排汽汽轮机拖动，且前置泵由主泵通过变速箱及联轴器驱动。
本方案取消了电动前置泵，减少厂用电约400KW，占厂用电率的0.11%。
6.降低厂用电率电气专业《厂用电率优化专题报告》7.优化结果汇总7.1优化结果汇总汽机热耗优化成果见下表：注：各优化措施热耗降低值均相对基准（THA）热耗计算。
7.2 优化后机组热经济指标经过上述一系列优化后，全厂热经济指标计算结果如下：主要参考文献《热力发电厂》郑体宽中国电力出版社2001《泵与风机》郭立君中国电力出版社1997《大中型火力发电厂设计技术规程》GB50660－2011《火力发电厂初步设计设计深度规定》DLT 5427-2009作者简介：李传永（1979-）男，工程师，从事火电、新能源勘察设计及研究工作。