电厂循环水余热利用技术探究
浅析火电厂循环水余热利用改造
浅析火电厂循环水余热利用改造随着现代工业生产向规模化，集中化方向发展，大型火力发电厂的规模日益扩大，日益严重的环境污染和能源压力正在推动火电厂节能减排的发展。
在火电厂的生产过程中，产生了大量的余热，若不进行有效的利用，不仅浪费能源，还将对环境造成不良的影响。
为了更好地发挥火电厂的节能减排作用，必须对其循环水余热进行改造利用，以实现能源利用的最大化。
一、火电厂循环水余热的原理及特点火电厂循环水系统在其生产过程中，通过锅炉将大量的热能转化为电力，电力发出后，锅炉排放的水蒸气会形成冷凝水，这些冷凝水将通过循环水系统循环使用，然后再次进入锅炉进行加热，为下一轮电力生成提供热源，并产生大量的余热。
这些余热的特点是温度较高、热量可观，但质量较差，含有大量杂质和气体，需要进行深度处理后才能利用，否则将会对环境造成较大的影响。
火电厂循环水余热的利用主要有以下几种途径：1、发电机组预热系统：将余热用于发电机组的预热系统，提高燃料的燃烧效率，减少燃料的消耗，降低二氧化碳和其他有害气体的排放量。
这种利用方式需要将余热进行深度处理，减少杂质和气体的含量。
2、制冷和空调：将余热用于制冷和空调，通过余热驱动冷凝器，从而提高制冷效率，减少制冷剂的消耗，降低能源消耗和碳排放量。
3、市政供热：将余热用于市政供热，通过余热驱动热水循环，提高供热效率，减少燃料的消耗，降低二氧化碳和其他有害气体的排放量。
以上几种利用途径都将循环水余热当做一种重要的能源资源，通过深度处理和优化利用，实现了能源利用的最大化。
火电厂循环水余热改造的技术路线主要包括以下三个方面：1、深度处理技术深度处理是指将循环水余热进行深度处理，减少杂质和气体的含量，使其满足各种利用目的的要求。
常用的深度处理技术包括膜分离技术、离子交换技术、蒸馏技术等，这些技术可以有效地减少循环水中的杂质和气体含量，为余热的利用提供了可靠的保障。
2、热交换技术热交换技术是指通过热交换器将余热传递给需要热源的设备。
浅析火电厂循环水余热利用改造
浅析火电厂循环水余热利用改造【摘要】火电厂循环水余热利用改造对于提高能源利用效率和减少环境污染具有重要意义。
本文首先介绍了火电厂循环水系统的基本情况，然后分析了循环水余热利用的技术可能性。
接着详细探讨了现有火电厂循环水余热利用存在的问题，并提出了改造的关键技术方向。
随后，对火电厂循环水余热利用改造的经济效益进行了论述。
总结认为火电厂循环水余热利用改造的重要性，展望其未来发展前景。
通过本文的深入分析，可以看出火电厂循环水余热利用改造不仅对可持续发展具有积极意义，而且将会成为未来能源产业的重要发展方向。
【关键词】火电厂、循环水、余热利用、改造、重要性、意义、技术分析、问题、关键技术、经济效益、总结、发展前景1. 引言1.1 介绍火电厂循环水余热利用改造的重要性火电厂是我国能源供应的主要来源之一，但在发电过程中会产生大量的余热。
循环水是火电厂中一个非常重要的系统，它承担着输送热能、降低热损失的功能。
而循环水余热是指在循环水系统中未被充分利用的热能。
改造火电厂循环水余热利用可以有效提高能源利用率，减少能源消耗，降低环境污染。
对于火电厂而言，循环水余热的充分利用具有重要意义。
循环水余热的利用可以减少化石燃料的消耗，降低火电厂的运行成本，提高经济效益。
循环水余热的再利用可以减少二氧化碳等温室气体的排放，减少环境污染，有利于建设节能减排型社会。
而且，循环水余热的利用也可以为火电厂提供一种新的经济增长点，推动火电厂技术改造与升级。
改造火电厂循环水余热利用对于提高火电厂的能源利用效率、减少环境污染、促进可持续发展具有重要的意义。
随着我国经济的不断发展和能源问题的日益突出，火电厂循环水余热利用改造将成为一个必然的发展趋势。
1.2 概述火电厂循环水余热利用改造的意义火电厂循环水余热利用改造是提高能源利用效率、减轻环境负担的重要举措。
随着我国经济的快速发展和能源消耗量的增加，火电厂作为我国主要的电力供应方式，循环水系统中产生的余热一直未能得到有效利用，造成了能源的浪费和环境污染。
浅析火电厂循环水余热利用改造
浅析火电厂循环水余热利用改造火电厂是一种以化石燃料为能源的大型发电设施，其工作过程中会在发电过程中产生大量余热。
这些余热可以通过循环水余热利用改造来回收利用，达到节能减排的效果。
循环水余热利用改造的核心是将火电厂的余热通过循环水的方式传递到其他设备中进行利用。
循环水系统在火电厂的工作过程中起到了很重要的作用，它通过循环水来吸收、输送和散发热量，不断保持火电厂各个设备的工作温度在稳定的状态下。
如果可以通过循环水系统将火电厂的余热有效利用，则可以大大提高火电厂的能源利用效率，同时也可减少无用热量的损失。
循环水余热利用改造主要包括以下四个方面的工作：1. 预处理：在循环水系统中添加化学助剂，将其中的杂质等不利于余热回收的物质去除，同时使循环水的流动状态更加稳定，增强热量输送能力。
2. 热交换器的选型：对于不同设备之间的余热传递需要采用不同类型的热交换器，如壳管式热交换器、板式热交换器等，且其选型需要结合具体使用要求，保证热量传递效率最大化。
3. 热量回收模块的改进：为了保证火电厂的余热充分被回收，需要对现有的热量回收模块进行改进。
例如可以增加热量回收模块的数量，使其覆盖更多的设备，也可以引入新型材料和技术，提高其散热性能。
4. 系统的监测和调整：循环水系统在使用过程中需要维护和监测，根据实际情况进行调整。
当系统中热量累积过多，影响循环水的流动状态时，需要及时排放一部分循环水，以保持其流动状态的稳定。
在循环水余热利用改造中，需要注意一些事项，如下：1. 安全工作。
改造中需要注意各项细节，并严格以安全工作为第一考量，以避免发生任何事故。
2. 技术难题。
循环水系统在火电厂中承担了重要的热量传递作用，改造过程中需要充分考虑不同设备之间的热媒介传递特性，选择合适材料和热交换器类型等，避免技术难题。
3. 设备成本。
循环水系统需要一定的投资，包括热交换器、水泵、化学试剂等设备，应根据实际需要合理分配成本。
总之，循环水余热利用改造是一项优化工程，可以提高火电厂的能源利用效率，减少环境污染，有利于实现节能减排与可持续发展。
热泵回收电厂循环水余热的方案研究
一、引言
随着社会经济的发展和人民生活水平的提高，空调使用越来越普及。然而， 空调系统在为人们提供舒适环境的同时，也带来了巨大的能源消耗和环境污染问 题。因此，如何提高空调系统的能源利用效率，降低环境污染，成为当前研究的 热点。利用电厂余热的水源热泵空调系统作为一种新型的节能环保空调系统，具 有广阔的应用前景。
二热量，这些热量未得到充分利用，不仅 浪费了能源，还对环境造成了热污染。而水源热泵空调系统是一种利用地球水体 所储存的太阳能、地热能等低位能源，通过热泵技术实现能源转移的空调系统。 将电厂余热与水源热泵空调系统相结合，不仅可以提高能源利用效率，还可以减 少环境污染。
总之，利用电厂余热的水源热泵空调系统是一种具有较高效率和较好经济效 益的节能环保空调系统。通过进一步完善研究和推广应用，有望为解决能源短缺、 环境污染等问题做出积极贡献。
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三、研究方法
本研究采用实验研究和数值模拟相结合的方法，以某电厂余热为研究对象， 通过实验测试和数值模拟，分析利用电厂余热的水源热泵空调系统的性能。实验 测试包括热力学性能实验、系统能耗实验等；数值模拟主要包括建立数学模型、 模拟计算等步骤。
四、研究结果
通过实验研究和数值模拟，本研究发现，利用电厂余热的水源热泵空调系统 在夏季制冷、冬季制热两种模式下，系统性能均表现出较高的效率。与传统的空 调系统相比，该系统的COP（能效比）提高了20%以上，同时系统运行稳定，适应 性强。
热泵回收循环水余热具有以下优势：（1）可以显著提高能源利用效率；（2） 减少了对环境的影响；（3）降低了电厂运行成本。然而，该方案也存在一些限 制，如：（1）对循环水的水质要求较高；（2）初投资成本相对较高；（3）需 要解决循环水系统中可能存在的腐蚀、结垢等问题。
浅析火电厂循环水余热利用改造
浅析火电厂循环水余热利用改造1. 引言1.1 背景介绍循环水余热利用改造不仅能够为火电厂节约能耗成本，提高经济效益，也能够对环境进行保护和改善，促进可持续发展。
对于火电厂循环水余热利用改造的探讨和实践具有重要意义，对提高火电厂的能源利用效率、减少环境污染、促进可持续发展具有积极作用。
本文将通过对火电厂循环水余热利用改造的现状、技术方案、可行性分析、效益评估和可持续发展性进行探讨，旨在为推动我国火电厂循环水余热利用改造提供参考和借鉴。
2. 正文2.1 火电厂循环水余热利用的现状目前，火电厂循环水余热利用的现状可以说是处于一个相对落后的阶段。
在传统的火电厂中，循环水在发电过程中会被加热至高温，再通过冷却装置降温后排放到环境中，造成了巨大的能源浪费。
据统计，火电厂中排放的余热能占总发电能量的40%以上，这是一个巨大的浪费。
目前，一些先进的火电厂开始尝试利用余热进行能量回收和再利用。
通过安装余热回收装置，可以将循环水中的余热重新利用，从而提高发电效率。
一些火电厂也开始尝试利用余热进行供热或供冷，减少能源消耗，提高资源利用率。
尽管一些火电厂已经开始尝试利用循环水余热，但整体上来说，这一技术在火电厂中的推广并不广泛。
存在诸多挑战和障碍，如设备投资、技术门槛和运营成本等问题都需要克服。
需要更多的研究和实践，以推动火电厂循环水余热利用技术的进一步发展和应用。
【字数：244】2.2 利用余热的技术方案1. 蒸汽再生器：利用余热产生蒸汽，用于供暖或压力增加。
蒸汽再生器是一种高效的利用余热的技术方案，可以大大减少能源消耗，并降低生产成本。
2. 热泵技术：通过热泵设备将循环水余热转换为热能，再利用这部分热能进行供暖或热水生产。
热泵技术具有能效高、环保等优点，是一种比较先进的利用余热的技术方案。
3. 温度梯度发电：利用循环水的温度梯度，通过热电联产发电。
这种技术方案可以实现能源的双重利用，提高能源利用效率。
4. 热管技术：将余热转移到其他系统或设备中，用于提高系统效率或降低能源消耗。
电厂循环水余热利用方案的研究
电厂循环水余热利用方案的研究【摘要】火电厂的资源利用率不高，大量的余热通过烟气与循环水散失到环境中，其中循环水带走的热量占据了被浪费热量的绝大部分。
而随着我国城镇化进程的不断推进，供暖所需热量也在逐步增加。
回收电厂循环水的余热用于供热，是我国节能工作的重点之一。
【关键词】电厂循环水；余热利用引言随着我国经济的发展，各行业日益增长的能源需求和储量越来越少的各类能源之间形成难以调和的矛盾。
发展资源节约型、环境友好型经济，推行节能减排是实现可持续发展的必然要求。
在这样的时代背景下，火电厂浪费的大量余热引起了人们的高度注意。
相比于温度较高的烟气，循环水所蕴含的余热由于品位不高，有关其回收利用的进展相对较慢。
近年来，热泵技术发展迅速并逐渐成熟，为循环水余热利用提供了有力的技术支持。
此外，汽轮机组低真空运行供热也是实现循环水余热回收利用的重要技术。
本文通过分析上述两种循环水余热回收技术，对电厂循环水余热利用方案展开了研究。
1.热泵回收余热技术与常规低温热源相比，电厂循环水具有水质好、污染少，温度稳定等特点。
由于电厂循环水蕴含的热量相当大，利用热泵对电厂循环水进行回收利用，可以有效对城市供暖需求进行补充。
根据驱动能源的不同，热泵分为吸收式和压缩式。
目前，热泵技术在我国的应用已经较为广泛。
基于热泵技术的电厂循环水余热利用方案有分布式电动热泵供热、集中式电动热泵供热和集中式吸收热泵供热三种。
分布式电动热泵供热是将热泵分布于小区内的热力站中。
电厂循环水经凝汽器出口进入热力站，在热泵机组中放热降温后，回到电厂凝汽器中并再次吸收汽轮机排出的热量，依此循环。
热泵利用回收到的热量加热二次网热水，用于供暖或日常使用。
这种方式虽然效率较高，但由于需要铺设专门的输水管道，基础建设成本不菲，故一般只适用于向电厂周边小区供热。
集中式电动热泵供热是将热泵机组集中布置于电厂内部。
循环水自凝汽器中进入热泵放热降温后返回至凝汽器，形成循环。
电厂循环水余热利用技术探究
电厂循环水余热利用技术探究摘要：热力系统主要的热损失发生在凝汽器，占燃料热能的50%以上。
并在热电联产循环指出，提高排汽压力，以利用排汽的热量供生产和生活用能，是提高蒸汽动力循环效率最有效的途径。
本文讨论利用凝汽器冷却循环水供热的有关技术。
关键词：循环水余热利用利用循环水余热进行供热是改小型凝汽机组为供热机组的有效措施。
我国从20世纪80年代起就开始利用该技术改造中低压机组，已有数十台凝汽(抽汽)式机组进行了改造。
仅辽宁省就有沈阳、抚顺、阜新等电厂，至今已安全运行20多年。
仅靠提高凝汽器压力，在安全的前提下，只能将循环水加热到60～65℃，在寒冷季节需投入尖峰加热器，将循环水加热到80～90℃，以满足采暖的需要。
该系统称为低温循环水供热系统。
还有一种系统，将低真空运行的循环水在尖峰加热器中加热到110～120℃，通过主循环管路送到热力站，在热力站通过混水，将高温水(120℃左右)混成低温水(65～70℃)送入居民家中，40～50℃的回水直接回到凝汽器，加热到65～70℃，完成一个循环，下面分析这两种系统优缺点。
一、低温循环水供热系统将纯凝机组或抽凝机组在采暖期改成低真空运行，排汽压力提高到0.3～0.4MPa，同时将冷却循环水量减少。
从而使循环出口温度由30～35℃提高到65～70℃。
循环水不再去冷却塔，而是用热网泵送到各热用户，供居民采暖。
循环水经暖气片冷却后再回到凝汽器吸收乏汽热量，再送入热网连续循环运行，循环水供热实际是用暖气片作为冷却塔使用。
由于其出口温度为65～70℃，故称为低温循环水供热。
该系统的优点是由于乏汽的余热全部被利用，消除了凝汽器中损失的占总热量50～60%的冷源损失，因此热效率高，发电热效率为76.8%，全厂的热能利用率为78.9%，发电标准煤耗仅为150～160g/（kW·h)，它比高温高压大容量凝汽机组的发电煤耗低160～200 g/（kW·h)。
浅析火电厂循环水余热利用改造
浅析火电厂循环水余热利用改造随着国家节能减排政策的推进，火电厂循环水余热利用改造已经成为一种必然趋势。
循环水余热是指在燃煤火力发电过程中，由于热机效率低而产生的未被充分利用的热能，约占总热能的20%~25%。
如何将这些余热利用起来，不仅可以为企业节约能源开支，还能大大降低二氧化碳等温室气体的排放，达到可持续发展的目的。
1.改造循环水系统，提高热效率。
循环水系统是火电厂的重要组成部分，也是循环水余热利用的核心。
改造循环水系统，采用热交换器等技术设备，将循环水中的余热传递到其他水体或输送到热用户处，实现热能转换。
2.改进锅炉技术，减少热损失。
锅炉是燃煤火力发电的核心设备，将燃料燃烧产生的热能转化为蒸汽能源。
通过改进锅炉技术，提高锅炉效率，减少热损失，可以进一步提高循环水余热的利用效率。
3.开发稳定的余热利用项目。
火电厂循环水余热的利用涉及多个领域，如城市供暖、工业制造、农业生产等。
因此，需要针对实际情况，针对性地开发稳定、可行的余热利用项目，打造具有协同效应和经济效益的利用模式。
4.积极引入第三方合作伙伴。
火电厂的循环水余热利用需要配套设备和技术支持，同时也需要对接市场需求，寻找合适的供需对接。
引入第三方合作伙伴，针对不同业务领域，形成合作联盟，可以高效地对接市场需求，推动余热利用的规模化和普及化。
总之，火电厂循环水余热利用改造是一个长期而复杂的过程，需要政府、企业、技术机构等多方参与，共同推进。
通过利用循环水余热，既可以降低企业能源成本，又可以实现节能减排，为经济发展和环境保护做出贡献。
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电厂循环水余热利用技术探究
摘要：热力系统主要的热损失发生在凝汽器，占燃料热能的50%以上。
并在热电联产循环指出，提高排汽压力，以利用排汽的热量供生产和生活用能，是提高蒸汽动力循环效率最有效的途径。
本文讨论利用凝汽器冷却循环水供热的有关技术。
关键词：循环水余热利用
利用循环水余热进行供热是改小型凝汽机组为供热机组的有效措施。
我国从20世纪80年代起就开始利用该技术改造中低压机组，已有数十台凝汽 (抽汽)式机组进行了改造。
仅辽宁省就有沈阳、抚顺、阜新等电厂，至今已安全运行20多年。
仅靠提高凝汽器压力，在安全的前提下，只能将循环水加热到60～65℃，在寒冷季节需投入尖峰加热器，将循环水加热到80～90℃，以满足采暖的需要。
该系统称为低温循环水供热系统。
还有一种系统，将低真空运行的循环水在尖峰加热器中加热到110～120℃，通过主循环管路送到热力站，在热力站通过混水，将高温水 (120℃左右)混成低温水(65～70℃)送入居民家中，40～50℃的回水直接回到凝汽器，加热到65～70℃，完成一个循环，下面分析这两种系统优缺点。
一、低温循环水供热系统
将纯凝机组或抽凝机组在采暖期改成低真空运行，排汽压力提高到0.3～0.4mpa，同时将冷却循环水量减少。
从而使循环出口温度由30～35℃提高到65～70℃。
循环水不再去冷却塔，而是用热
网泵送到各热用户，供居民采暖。
循环水经暖气片冷却后再回到凝汽器吸收乏汽热量，再送入热网连续循环运行，循环水供热实际是用暖气片作为冷却塔使用。
由于其出口温度为65～70℃，故称为低温循环水供热。
该系统的优点是由于乏汽的余热全部被利用，消除了凝汽器中损失的占总热量50～60%的冷源损失，因此热效率高，发电热效率为76.8%，全厂的热能利用率为78.9%，发电标准煤耗仅为150～160g/（kw·h)，它比高温高压大容量凝汽机组的发电煤耗低160～200 g/（kw·h)。
循环水供热实际是将凝汽机组或抽凝机组改成背压机运行。
由于排汽压力升高，初参数不变，则机组的焓降减小，致使汽轮机发电功率下降，一般功率下降为额定功率的10～20%。
但它比其他型式的供热机组影响发电功率最少。
如抽汽供暖机组，抽汽压力为0.12～0.25mp乱，而低真空运行供暖机组的排汽压力仅为0.03～0.04mpa，处于真空状态。
显然从热化发电量来衡量，低真空运行循环水供热发电量最大，也就是热化发电量最大，如中压凝汽式机组低真空运行的热化发电量为350～360kw·h/4.182gj，而中压抽汽机组在抽汽压力为0.12～0.25mpa时热化发电量为210～220 kw·h/4.18gj。
该系统的不足之处是由于供水温度受汽机排汽压力的限制，一般为65～70℃，回水温度50～55℃，温差为15～20℃，热电厂的供热量是温差和水流量的乘积，在供热量一定时，温差小，则水流
量大。
水流量大，则管网直径粗，投资大，同时，热网泵大，耗电多，运行费用增加。
二、高温循环水混水供暖系统
首先将50～55℃热网回水经过抽汽凝汽机组的凝汽器 (低真空运行)，使其加热到65～70℃ (凝汽器排汽压力为0.03～0.04mpa)，随后用热网泵加压，经过汽水加热器，温度升至120℃ (称为高温水)，然后输送到各热力站。
在热力站内设置了混水泵，用混水泵抽热网回水管一部分回水 (50～55℃)，与高温循环水混合成采暖所需要的温度(70～75℃)后输送到热用户，另一部分回水回到凝汽器内加热，形成一个循环。
该供热系统的补水，既可在各热力站又可在电厂内统一补充，视当地具体水源情况而定。
该系统具有以下优点:
1.全部利用了乏汽的余热
采用高温循环水混水供热系统，实际将抽凝机改成为抽背机运行。
故机组的发电煤耗率取决于锅炉的效率及管道效率，机械效率及发电机效率，发电标煤耗率为160g/（kw·h)，发电热效率达到76.8%，比亚临界机组低170g/（kw·h)。
2.增加了供热能力，由于原抽凝机中的凝汽流的热量从冷却塔中散失了，现在用来供热被有效利用了，比单纯靠抽汽供热增加供热能力20～30%。
3.增加了供回水温差，最大可达70℃，大大减少了管网投资，
降低了运行费用。
在相同供热量下，比低温循环水供热投资降低30～40%，运行费用下降50%，和低温循环水供热系统相比的缺点是热化发电量偏小，原因是用抽汽加热了循环水使温度从70℃提高120℃。
三、高温循环水混水供热系统的实践
原铁岭市某热电厂装机容量为9000kw (配3×35t/h中压链条炉)其中，1#机为c6-3.43/0.98型抽凝机，2#机为b-3.43/0.29型背压机。
供热的任务：除了供生产用汽外，其余的抽汽和排汽，在冬季均用作居民采暖热网加热器加热汽源。
未改前 (1995年)供热面积为65× 104m2(其中市内55× 104m2，电厂自供10×104m2 )耗用蒸汽 (抽汽)55t/h。
供热机组供热能力达到最大值。
正因为如此，为适应市内逐年增加的住宅建筑采暖用热，挖掘供热机组的供热能力，故于1996年将1#机先改成低真空运行，为了提高循环水出口温度，然后再用背压机排汽和汽机抽汽对其进一步加热。
使原有的系统改造成高温循环水混水供热系统。
改造后，当年供热面积就达75×104m2 (市内60×104m2 ，电厂自供15×104m2 )。
1999年冬供热面积已达93×104m2 ，比未改前，约增加了28×104m2，增加了43%。
室内温度保持到18℃左右。
运行稳定、可靠。
参考文献
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