火电厂余热深度回收技术：合同能源管理运营手册

第四节　火电厂烟气综合优化系统余热深度回收技术

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℃，褐煤锅炉为170℃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

（一）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，可以最大限度地降低烟气温度，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气量，增加汽轮机做功，提高机组效率。

（二）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；(www.xing528.com)

（4）热力系统优化设计和控制。

（三）工艺流程

工艺流程见图10-5，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。

1—尾部烟道；2—烟气冷却器；3—进口集箱；4—出口集箱；5—循环水泵；6—给水加热器闸阀；7—空气加热器；8—空气加热器闸阀；9—风道；10～12—低压加热器分水调节阀；13—余热利用导向阀；14—给水加热器

图10-5　烟气综合优化系统余热深度回收工艺流程图

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。

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，投资回收期为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29/kWh。截至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。