一、技术名称：火电厂烟气综合优化系统余热深度回收技术

　　二、适用范围：燃煤火电机组

　　三、与该节能技术相关生产环节的能耗现状：

　　火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。

　　对于已经投运的锅炉，经过燃烧优化来降低排烟温度的幅度非常有限，省煤器和空气预热器的改造因受到空间的限制，降低排烟温度的幅度也很小，同时尾部受热面的低温腐蚀也限制了排烟温度的大幅降低。因此，独立于原有锅炉系统之外的排烟余热回收系统成为节能降耗的首选。

　　四、技术内容：

　　1．技术原理

　　电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。

　　排烟余热回收系统所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热空气提高送风温度，从而减少低压加热器或者暖风器的抽汽量，增加汽轮机做功，提高机组效率。

　　2．关键技术

　　1）排烟余热回收装置即烟气冷却器的设计；
　　2）排烟余热回收装置即烟气冷却器的防腐；
　　3）排烟余热利用系统即低压给水加热器或者暖风器的设计；
　　4）热力系统优化设计和控制。

　　3．工艺流程

　　工艺流程见图1，循环介质（水）在循环水泵5的作用下，通过入口集箱3进入烟气冷却器2，吸收尾部烟道1中的烟气余热后温度升高，经出口集箱4流出。当环境温度较高时（例如在夏季），导向阀13切换到加热给水状态，空气加热器闸阀8全关，给水加热器闸阀6全开。经出口集箱4流出的高温循环介质（水）进入给水加热器14，把在烟气冷却器2中吸收的热量释放给低压给水后开始下一个循环。凝结水经过分水调节阀10、11、12进入给水加热器14，吸收循环介质（水）释放的热量，温度升高后进入除氧器。分水调节阀10、11、12可以改变各级（1#、2#、3#）低压加热器的分水比，根据实际运行情况进行优化调节。当环境温度较低时（例如在冬季），导向阀13切换到加热冷空气状态，空气加热器闸阀8全开，给水加热器闸阀6全关。经出口集箱4流出的高温循环介质（水）进入空气加热器7，把在烟气冷却器2中吸收的热量释放给送风后开始下一个循环，冷空气温度升高后进入空气预热器继续加热。

烟气综合优化系统余热深度回收工艺流程图

　　1为尾部烟道，2为烟气冷却器，3为进口集箱，4为出口集箱，5为循环水泵，6为给水加热器闸阀，7为空气加热器，8为空气加热器闸阀，9为风道，10～12为低压加热器分水调节阀，13为余热利用导向阀，14为给水加热器。

　　五、主要技术指标：

　　电站锅炉采用该排烟余热深度回收系统后，发电煤耗可以降低2～3g/kWh。

　　六、技术应用情况：

　　该技术已获得国家专利，目前已经在华能集团下属的两个火力发电厂应用。

　　七、典型用户及投资效益：

　　典型用户：华能国际电力股份有限公司井冈山电厂

　　1）建设规模：300MW火电机组。主要技改内容：在增压风机之后脱硫塔之前的烟道增加烟气冷却器，把给水从6#低压加热器前通过管道引入烟气冷却器，加热后回到5#低压加热器，使排烟温度从152℃降低到108℃，低压给水从83.8℃加热到103.7℃，主要设备包括烟气冷却器、控制系统、阀门和管道。节能技改投资额640万元，建设期45天。年节能3990tce，年节约费用319.2万元/年，投资回收期2年。

　　八、推广前景和节能潜力：

　　国内现有的300-1000MW机组大部分采用湿法烟气脱硫系统，要求进入脱硫塔的烟气温度在80℃左右，因此锅炉排烟中的部分余热未被充分利用，通常使用喷水、GGH（气气换热器）降温，造成了热量的损失。排烟余热深度回收利用技术可以把这部分热量回收用于加热给水、送风。改造后发电煤耗平均降低约2g/kWh。截止到2009年12月，我国火电装机容量为6.52亿kW。据此推测，如果有50%的火电厂进行排烟余热深度回收利用改造，年运行时数平均按照5000小时计算，每年节能320万tce，节能潜力巨大。

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