1.本技术涉及火力发电领域，尤其涉及一种烟气余热利用装置。


背景技术：

2.锅炉的热效率是锅炉的关键指标，减少锅炉各项热损失是提高锅炉热效率的关键手段之一。其中，锅炉的排烟热损失占锅炉总热损失的60％～70％，因此，提高锅炉烟气余热的利用率，降低锅炉排烟热损失，对提高锅炉热效率具有重要的意义。
3.相关技术中是利用低温省煤器吸收烟气余热来加热凝结水或加热送至空气预热器的冷风，实现烟气余热的回收利用。然而，由于换热端差的存在，凝结水或冷风利用的余热并不多，仍然有大量的烟气余热未被利用而浪费，导致烟气余热的利用率较低。


技术实现要素：

4.本实用新型提供一种烟气余热利用装置，能够用于解决目前锅炉烟气余热利用率低的技术问题。
5.本实用新型实施例提供了一种烟气余热利用装置，所述装置包括：一端与锅炉省煤器的进水口连接的给水管路，所述给水管路的另一端与凝结水管路连接，一端与空气预热器的进烟口连接的进烟管路，一端与所述空气预热器的烟气出口连接的排烟管路，入口端设置在所述进烟管路上的进烟旁路，所述进烟旁路的出口端设置在所述排烟管路上，所述排烟管路的另一端与烟囱连接，所述进烟旁路上按照烟气流通方向依次设置有第一省煤器和第二省煤器，所述给水管路上设置有给水泵，所述第一省煤器的进水口与所述给水管路的位于所述给水泵和所述锅炉省煤器的进水口之间的第一位置连通，所述第一省煤器的出水口与所述锅炉省煤器的进水口连通，所述第二省煤器的进水口与所述凝结水管路上的第二位置连通，所述第二位置位于所述给水泵和所述凝结水管路的进水口之间，所述第二省煤器的出水口与所述凝结水管路上的第三位置连通，所述第三位置位于所述给水泵和所述第二位置之间。
6.可选地，在一个实施例中，所述装置还包括设置在所述给水管路上的第一加热器组，所述第一加热器组位于所述锅炉省煤器和所述第一位置之间。
7.可选地，在一个实施例中，所述装置还包括设置在所述给水管路上的蒸冷器，所述蒸冷器位于所述第一加热器组与所述锅炉省煤器之间。
8.可选地，在一个实施例中，所述第一加热器组包括多个串联的加热器。
9.可选地，在一个实施例中，所述装置还包括设置在所述凝结水管路上的第二加热器组，所述第二加热器组位于所述凝结水管路的进水口与所述第三位置之间。
10.可选地，在一个实施例中，所述第二加热器组包括多个串联的加热器。
11.可选地，在一个实施例中，所述第二位置位于所述多个串联的加热器之间。
12.可选地，在一个实施例中，所述装置还包括第三省煤器、送风机、暖风器以及升压泵；
13.所述第三省煤器设置在所述排烟管路上，所述进烟旁路的出口端位于所述第三省煤器和所述空气预热器之间；
14.所述送风机通过所述暖风器与所述空气预热器的进风口连通；
15.所述第三省煤器的出水口与所述暖风器的进水口连通，所述暖风器的出水口通过所述升压泵与所述第三省煤器的进水口连通。
16.可选地，在一个实施例中，所述装置还包括依次设置在所述排烟管路上的静电除尘器、引风机和脱硫器，所述静电除尘器、所述引风机和所述脱硫器位于所述第三省煤器和所述烟囱之间。
17.可选地，在一个实施例中，所述装置还包括除氧器，所述给水管路的另一端通过所述除氧器与所述凝结水管路连接。
18.本实用新型带来的有益效果如下：
19.本技术实施例通过设置进烟旁路，并将第一省煤器和第二省煤器按照烟气流通方向设置在进烟旁路上，可以将锅炉烟气依次引入第一省煤器和第二省煤器，其中，第一省煤器回收温度较高的锅炉烟气余热加热给水管路中来自给水泵的给水，并产生温度较低的锅炉烟气进入第二省煤器，第二省煤器再回收所述温度较低的锅炉烟气余热加热凝结水管路中的凝结水，从而实现锅炉烟气余热的分级利用，进而提高锅炉烟气余热的利用率，提高锅炉热效率。
附图说明
20.为了更清楚地说明本实用新型实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本实用新型的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：
21.图1为本技术实施例提供的一种烟气余热利用装置的结构示意图；
22.图2为本技术实施例提供的另一种烟气余热利用装置的结构示意图；
23.图3为本技术实施例提供的又一种烟气余热利用装置的结构示意图。
24.附图标记：
25.10—烟气余热利用装置；101—锅炉省煤器；102—给水管路；103—空气预热器；104—进烟管路；105—排烟管路；106—进烟旁路；107—烟囱；108—第一省煤器；109—第二省煤器；110—给水泵；111—蒸冷器；112—第三省煤器；113—送风机；114—暖风器；115—升压泵；116—静电除尘器；117—引风机；118—脱硫器；119—除氧器；120—调节阀门；121—凝结水管路；
26.1—第一高压加热器；2—第二高压加热器；3—第三高压加热器；4—第四高压加热器；5—第一低压加热器；6—第二低压加热器；7—第三低压加热器。
具体实施方式
27.为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本技术具体实施例及相应的附图对本技术技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做
出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
28.本技术的说明书和权利要求书中的术语“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本技术的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。此外，说明书以及权利要求中“和/或”表示所连接对象的至少其中之一，字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
29.在本技术的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本技术和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本技术的限制。
30.在本技术的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本技术中的具体含义。
31.如本技术背景技术中所描述的，锅炉的热效率是锅炉的关键指标，减少锅炉各项热损失是提高锅炉热效率的关键手段之一。锅炉的排烟温度一般在120℃左右，烟气量大，排烟热损失占锅炉总热损失相当大的比例，如果能够高效地利用锅炉烟气余热，可以大幅度提高发电厂运行的经济性。传统的做法是利用低温省煤器吸收烟气热量来加热凝结水或冷风，但由于换热端差的存在，凝结水和冷风温度被提高的较少，只能排挤压力等级较低的抽汽，烟气余热的利用率较低，锅炉烟气中仍然有大量的余热未被利用而浪费，导致烟气余热的利用率较低，提高的经济性有限。
32.基于此，本技术实施例提供了一种烟气余热利用装置10，用于解决目前锅炉烟气余热利用率不高的问题。如图1所示，所述烟气余热利用装置10，包括：一端与锅炉省煤器101的进水口连接的给水管路102，所述给水管路102的另一端与凝结水管路121连接，一端与空气预热器103的进烟口连接的进烟管路104，一端与所述空气预热器103的烟气出口连接的排烟管路105，入口端设置在所述进烟管路104上的进烟旁路106，所述进烟旁路106的出口端设置在所述排烟管路105上，所述排烟管路105的另一端与烟囱107连接，所述进烟旁路106上按照烟气流通方向依次设置有第一省煤器108和第二省煤器109，所述给水管路102上设置有给水泵110，所述第一省煤器108的进水口与所述给水管路102的位于所述给水泵110和所述锅炉省煤器101的进水口之间的第一位置连通，所述第一省煤器108的出水口与所述锅炉省煤器101的进水口连通，所述第二省煤器109的进水口与所述凝结水管路121上的第二位置连通，所述第二位置位于所述给水泵110和所述凝结水管路121的进水口之间，所述第二省煤器109的出水口与所述凝结水管路121上的第三位置连通，所述第三位置位于所述给水泵110和所述第二位置之间。
33.其中，所述第一省煤器108可回收的烟气余热的温度，高于所述第二省煤器109回收的烟气余热的温度。为便于描述，可以把所述第一省煤器108称为高温省煤器，把所述第二省煤器109称为中温省煤器，可以理解的是，所述高温省煤器为回收第一温度烟气的余热的省煤器，所述中温省煤器为回收第二温度烟气的余热的省煤器，所述第一温度大于所述
第二温度。
34.基于上述方案，锅炉烟气通过进烟管路104分别进入进烟旁路106和空气预热器103，其中，进入空气预热器103的烟气在空气预热器103中加热即将送入锅炉的空气后，排入排烟管路105。进入进烟旁路106的烟气首先进入第一省煤器108，与从给水管路102流入第一省煤器108的给水进行第一次热交换，换热后，第一省煤器108将吸收了热量温度升高的给水送入锅炉省煤器101；进行第一次热交换后的烟气温度降低，再进入第二省煤器109，与从凝结水管路121流入第二省煤器109的凝结水a进行第二次热交换，换热后，第二省煤器109将吸收了热量温度升高的凝结水送回凝结水管路121进而送至给水泵110；进行第二次热交换后的烟气温度降低并进入排烟管路105，与从空气预热器103排入排烟管路105中的烟气混合通入烟囱107。
35.本技术提供的烟气余热利用装置10还可以包括除氧器119，如图2所示，所述给水管路102的另一端通过所述除氧器119与所述凝结水管路121连接。所述除氧器119可以用来除去凝结水中的氧气。所述凝结水a从凝结水管路121的进水口进入凝结水管路121，经除氧器119除氧以及经给水泵110加压后变为给水进入给水管路102并送入锅炉省煤器101。
36.由上可知，本技术实施例通过设置进烟旁路，并将第一省煤器和第二省煤器按照烟气流通方向设置在进烟旁路上，以将锅炉烟气依次引入第一省煤器和第二省煤器，使得在第一省煤器中进行第一次热交换后的烟气，可以在第二省煤器中再次进行第二次热交换，进而使得进行第一次热交换后的烟气具有的余热可以在第二省煤器中被进一步回收利用，实现了锅炉烟气余热的梯级利用，提高了锅炉烟气余热的利用率，从而提高了锅炉热效率。
37.另一方面，第一省煤器利用烟气余热加热给水，可以排挤汽轮机高温高压抽汽，第二省煤器利用烟气余热加热凝结水，可以排挤汽轮机低温低压抽汽，经排挤的抽汽可以继续在汽轮机内做功，在不增加锅炉燃料量的前提下，可以实现锅炉发电机组发电功率的增加，提高发电效率。
38.另外，在火力发电组中，空气预热器的烟气入口通常与锅炉的烟气出口连通，用于利用锅炉烟气的热量预热即将送入锅炉的空气，以降低锅炉的热损失。但由于锅炉的排烟量较大，空气预热器烟气入口侧阻力大，造成引风机功耗高。本技术实施例通过设置进烟旁路，将一部分烟气引入进烟旁路进行热交换，减少了进入空气预热器的进气量，降低了空气预热器烟气入口侧的烟气阻力，从而减少引风机功耗，降低电厂用电。
39.在实际应用中，进烟旁路106的入口端可以设置有调节挡板，用于根据换热需求调节通入进烟旁路的烟气量。所述烟气量可以根据实际需求进行调节，例如所述烟气量可以是总烟气量的10％。
40.在一种实施方式中，本技术实施例提供的烟气余热利用装置10还包括：设置在所述给水管路102上的第一加热器组，所述第一加热器组位于所述锅炉省煤器101和所述第一位置之间。
41.第一加热器组位于所述锅炉省煤器101和所述第一位置之间，也就是说，所述第一加热器组用于加热经给水泵出来的高压给水，为便于描述，可以把所述第一加热器组称为高压加热器组，所述第一加热器组中的各加热器称为高压加热器。那么，所述第一加热器组包括多个串联的加热器，可以理解为高压加热器组包括多个串联的高压加热器。
42.如图2所示，所述高压加热器组包括第一高压加热器1、第二高压加热器2、第三高压加热器3和第四高压加热器4，所述第一高压加热器1、所述第二高压加热器2、所述第三高压加热器3以及所述第四高压加热器4按照给水管路102中给水流动方向依次设置在给水管路102上。
43.本技术实施例通过将一部分从给水泵出来的给水引入第一省煤器中，与较高温度的锅炉烟气进行换热后直接送入锅炉省煤器，可以排挤高温高压抽汽，减少高压加热器组中各高压加热器抽汽量，被排挤的蒸汽可以继续做功发电，降低汽轮机的热耗率。同时，通过第一省煤器将较高温度的烟气余热传递给给水，可以排挤品质高的蒸汽，能够有效降低汽轮机的热耗率，减少汽轮机耗汽量。
44.在实际应用中，第一加热器组与锅炉省煤器之间的给水管路102上可以进一步设置蒸冷器111，来进一步提高锅炉的给水温度，进而提高燃煤电厂的热效率。如图2所示，蒸冷器111设置在第四高压加热器4和锅炉省煤器101之间。
45.在一种实施方式中，本技术实施例提供的烟气余热利用装置10还包括：设置在所述凝结水管路121上的第二加热器组，所述第二加热器组位于所述凝结水管路121的进水口与所述第三位置之间。
46.第二加热器组位于所述凝结水管路121的进水口与所述第三位置之间，也就是说，所述第二加热器组用于加热从凝结水管路121的进水口进入凝结水管路121的低压凝结水a，为便于描述，可以把所述第二加热器组称为低压加热器组，所述第二加热器组中的各加热器称为低压加热器。那么，所述第二加热器组包括多个串联的加热器，可以理解为低压加热器组包括多个串联的低压加热器。
47.如图2所示，所述低压加热器组包括第一低压加热器5、第二低压加热器6和第三低压加热器7，所述第一低压加热器5、所述第二低压加热器6以及所述第三低压加热器7按照凝结水管路121中凝结水流动方向依次设置在凝结水管路121上。
48.本技术实施例通过将一部分凝结水引入第二省煤器中，与经过第一次热交换后具有较低温度的锅炉烟气进行换热后送回凝结水管路进而送入给水泵，可以排挤低温低压抽汽，减少低压加热器组中各低压加热器抽汽量，被排挤的蒸汽可以继续做功发电，降低汽轮机的热耗率。
49.在实际应用中，所述第二位置可以根据需要进行调整，例如所述第二位置可以是在第二加热器组与凝结水管路121进水口之间的凝结水管路121上，也可以是在第二加热器组与第三位置之间的凝结水管路121上。可选地，所述第二位置位于所述多个串联的加热器之间，即设置在低压加热器之间的凝结水管路121，如图2所示，所述第二位置设置在第一低压加热器5和第二低压加热器6之间，可以排挤第二低压加热器6和第三低压加热器7的抽汽量。
50.在目前的火力发电机组中，锅炉烟气出口通常安装有烟气脱硝装置，用于除去锅炉烟气中的氨，但往往并不能达到完全去除，存在氨逃逸现象，通过进烟管路进入空气预热器的进烟口后，不可避免的会在空气预热器上发生硫酸氢铵沉积，进而导致空气预热器烟气入口侧的阻力增加，引风机电耗率增加，还会影响空气预热器的换热效果和安全运行。目前通常利用抽汽(或再循环)加热空气预热器入口的冷风，提高空气预热器冷端的综合温度，来缓解硫酸氢铵的沉积。但是此种方式需要额外抽汽加热冷风，严重影响了机组运行的
经济性。
51.因此，在一种实施方式中，如图3所示，本技术实施例提供的烟气余热利用装置10还包括：第三省煤器112、送风机113、暖风器114以及升压泵115；所述第三省煤器112设置在所述排烟管路105上，所述进烟旁路106的出口端位于所述第三省煤器112和所述空气预热器103之间；所述送风机113通过所述暖风器114与所述空气预热器103的进风口连通；所述第三省煤器112的出水口与所述暖风器114的进水口连通，所述暖风器114的出水口通过所述升压泵115与所述第三省煤器112的进水口连通。
52.其中，所述第三省煤器112可以回收利用在空气预热器103中进行换热产生的烟气具有的余热，以及回收在第二省煤器109中进行第二次热交换产生的烟气具有的余热。为便于描述，可以把所述第三省煤器112称为低温省煤器，可以理解的是，所述低温省煤器回收在第二省煤器109中进行第二次热交换产生的具有第三温度的烟气的余热，所述第三温度小于所述第二温度。
53.基于上述方案，通过升压泵115在第三省煤器112和暖风器114之间形成闭式水循环系统。在空气预热器103中进行换热产生的烟气，以及，在第二省煤器109中进行第二次热交换产生的烟气通过排烟管路105进入第三省煤器112，并在第三省煤器112中与循环水进行热交换，换热后，吸收热量温度升高的循环水循环至暖风器114加热来自送风机113的冷风，冷风升温后再送入空气预热器103；换热后温度降低的烟气进入排烟管路105排入烟囱107。
54.本技术实施例通过设置闭式水循环系统，以及将在空气预热器中进行换热产生的烟气，以及在第二省煤器中进行第二次热交换产生的烟气引入第三省煤器，利用烟气的余热来加热进入空气预热器的冷风，不仅可以提高空气预热器冷端的综合温度，缓解硫酸氢氨的沉积，还可以不用额外抽汽加热冷风，较大程度上提高了火力发电厂运行的经济性。另一方面，对在空气预热器中进行换热产生的烟气具有的余热，以及在第二省煤器中进行第二次热交换产生的烟气具有的余热进行了进一步回收利用。特别是，在第二省煤器中进行第二次热交换产生的烟气，在第三省煤器中进行了第三次热交换，实现了锅炉烟气余热的多级利用，最大限度地利用了烟气余热，有效提高了锅炉烟气余热的利用率。
55.另外，本技术实施例通过设置进烟旁路、第一省煤器、第二省煤器和第三省煤器，可以实现将高品质的热量排挤抽汽，将低品质的热量用于加热冷风，实现“温度对口，梯级利用”的科学用能，大幅度提高了发电厂机组运行的经济型和安全性。
56.在实际应用中，位于第三省煤器112和烟囱107之间的排烟管路105上还可以依次设置静电除尘器116、引风机117和脱硫器118。
57.本技术实施例通过设置闭式水循环系统进一步回收在空气预热器中进行换热产生的烟气具有的余热，以及进一步回收在第二省煤器中进行第二次热交换产生的烟气具有的余热，使得进入静电除尘器116中的烟气温度降低，降低了灰比电阻，从而提高了收尘效率。同时，温度降低的烟气进入脱硫器118(可以是脱硫吸收塔)，可以降低脱硫系统中的水耗。
58.在一种实施方式中，空气预热器的进风口还可以包括第一进风口和第二进风口，送风机可以包括与第一进风口连通的一次风机，以及与第二进风口连通的二次风机，所述暖风器可以包括第一暖风器和第二暖风器，所述一次风机通过所述第一暖风器与所述第一
进风口连通，所述二次风机通过所述第二暖风器与所述第二进风口连通，所述第三省煤器的出水口与所述第一暖风器的进水口以及所述第二暖风器的进水口连通，所述第三省煤器的进水口与所述第一暖风器的出水口以及所述第二暖风器的出水口连通。可以理解的是，第三省煤器、第一暖风器和第二暖风器构成并联式的闭式水循环系统，由第三省煤器加热的循环水会分别流入第一暖风器和第二暖风器中，分别用于加热来自一次风机的一次风和来自二次风机的二次风。当然，在实际应用中，也可以仅设置具有一个暖风器的闭式水循环系统，所述暖风器可以设置在一次风机和第一进风口之间，所述一次风机通过所述暖风器与所述第一进风口连通，所述暖风器仅用于加热来自一次风机的一次风；或者，所述暖风器可以设置在二次风机和第二进风口之间，所述二次风机通过所述暖风器与所述第二进风口连通，所述暖风器仅用于加热来自二次风机的二次风；再或者，所述暖风器设置在一次风机和第一进风口之间，同时所述暖风器设置在二次风机和第二进风口之间，所述一次风机通过所述暖风器与所述第一进风口连通，同时，所述二次风机通过所述暖风器与所述第二进风口连通，所述暖风器可以加热来自一次风机的一次风和来自二次风机的二次风；具体的实施方式，本技术对此并不做限定，只要满足实际需求即可。
59.本技术实施例提供的烟气余热利用装置10还可以包括多个调节阀门120，如图3所示，用于增加系统调节的灵活性。
60.以下将结合图3对本技术实施例提供的烟气余热利用装置进行阐释，应当理解的是，以下的实施方式仅为一种示例，并不表示对申请实施例提供的烟气余热利用装置的限制。
61.以1000mw机组为例，通过调节挡板调整进入进烟旁路106中的烟气量，所述烟气量约为总烟气量的10％
62.第一省煤器108工作流程：来自给水泵110的流量约为125t/h、温度约为191℃的给水经第一省煤器108吸收16.3mw热量后，水温被加热升高至315℃后直接进入锅炉省煤器101进水口，同时，第一省煤器108出口烟气温度降低至230℃左右。通过减少流经各级高压加热器的给水流量来排挤高温高压抽汽，让蒸汽继续在汽轮机高中低压缸内做功，在保证汽轮发电机组功率不变的前提下，可以减少进入高压缸内的主蒸汽流量，汽轮机的热耗率降低。
63.第二省煤器109工作流程：将第一低压加热器5出口112℃的凝结水引出185t/h到第二省煤器109，所述凝结水吸收7.9mw热量后，水温升高到156℃进入除氧器119，同时，进烟旁路106出口端的烟气温度降低至143℃。通过减少流经第二低压加热器6和第三低压加热器7的凝结水流量来排挤低等级抽汽，让蒸汽继续在汽轮机低压缸内做功，在燃料量不变的前提下提高了机组的发电功率，汽轮机的热耗率降低，在维持发电功率不变的前提下可减少进入汽轮机的蒸汽量，从而减少耗煤量。同时，实现了进烟旁路106内烟气热量的进一步利用，提高了烟气余热的利用率。
64.第三省煤器112工作流程：通过第三省煤器112和暖风器114形成的闭式水循环系统，将进烟旁路106出口端的烟气的余热，以及从空气预热器103出来的烟气的余热传递给来自送风机的冷风。升压泵115出口至第三温省煤器113进水口的冷循环水温度为54℃，循环水流量为565t/h，54℃的低温闭式循环水经过第三省煤器112换热后加热到135℃，135℃高温循环水流至暖风器114加热冷风，将冷风从25℃加热到100℃，135℃高温闭式循环水放
热后温度降低至54℃左右；同时，进烟旁路106出口端的烟气与从空气预热器103出来的烟气组成的混合烟气的温度降低至90℃，并进入静电除尘器。
65.按照《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》(dl/t5240
‑
2010)和asme ptc 4
‑
2008标准进行计算，结果显示为，利用上述方案与没有设置烟气余热利用装置相比，上述方案可以维持锅炉效率不变，同时可降低汽轮机热耗约57kj/kwh，可降低发电煤耗超过2.1g/kwh，同时，供电煤耗可降低2.3g/kwh，节能效果非常明显。
66.通过本技术实施例提供的方案，可以最大限度的有效利用锅炉烟气的热量，提高机组整体运行经济性，高温省煤器能够排挤高压加热器的抽汽，中温省煤器能够排挤低压加热器的抽汽，降低汽轮机热耗率；低温省煤器利用烟气余热加热冷风，可以不用额外的抽汽即可以达到缓解硫酸氢铵在空气预热器上沉积的问题，能够维持锅炉效率不变。同时，在进烟管路上设计一个进烟旁路，降低了原系统空气预热器烟气入口侧的阻力，减少了引风机功耗，降低了厂用电率。并且，静电除尘器入口烟气温度也得到了降低，大大降低了灰比电阻，提高了电除尘器的收尘效果。另外，脱硫吸收塔入口烟气温度也得到降低，减少了脱硫系统的补水，从而降低了全厂水耗。
67.还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。
68.最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本实用新型的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本实用新型进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本实用新型各实施例技术方案的精神和范围。