火力发电厂烟气余热利用的分析与应用
超经典总结-火力发电厂烟气余热利用技术
三、烟气余热利用设计优化
1目前低温省煤器改造可研存在的主要问题
（1）改造方案多未进行优化计算，不能确保最终选择的方案是最佳方案。 方案优化主要包括三个内容，一是烟气侧、水侧进出口参数优化；二是在烟温利用空间确定后， 节能量达到最大，这涉及到烟气热量的利用途径比选、凝结水引出点的比选、凝结水返回点的比选、 低温省煤器与凝结水系统的连接方式、是否增加凝结水增压泵等；三是投资收益的最大化，简单地 说就是投资回收期最短，收益率最高。目前可研基本未进行严格计算。 （2）低温省煤器设计工况点选择不合理，有些选择BMCR工况，对平均负荷或低负荷工况未充分考 虑，导致低温省煤器无法投入运行或烟温降达不到设计值。 （3）电除尘前布置方式防磨措施考虑不周，个别烟速选择偏高。 （4）有些机组低温省煤器清灰方式选择不当，造成严重堵灰。 （5）低温省煤器投资差别较大，在保证质量的情况下要尽可能降低投资。 （6）节能量计算不规范，大多数按额定工况计算煤耗降低值，然后用年等效运行5000小时计算年 节能量，与实际运行状况有较大差别。有的甚至直接用烟气热量折算标煤量。从下图可见节能量的 计算混乱。 供电煤耗降低（g/kWh)
二、烟气余热利用现状及存在问题
集团低温省煤器调研情况：
1 设计情况
调研机组23台,其中600MW超临界机组7台,350MW超临界机组6台,300MW亚 临界机组7台,220超高压机组机组3台. （1）初投资情况: 600MW机组投资最低360万,最高683万。同时加热送风与 凝结水达6000万,差别较大; 350MW机组投资最低400万,最高463.5万,差别不 大; 300MW机组投资最低190万,最高640万,差别较大。氟塑料带回收烟气水分 高达3980万;220MW机组最低投资550万,最556.26万,其中1台复合相变换热器, 差别不大。 （2）烟气余热利用途:加热凝结水14台;冬季供热,其他季节加热凝结水5台; 加热凝结水及锅炉送风2台;加热生活热水2台;兼有冷却回收脱硫塔出口烟气 水分1台;降低一次风温,减少制粉系统冷风掺入量1台。 （3）换热次数:一次换热16台,二次换热7台。
烟气余热利用在火电机组中的应用
烟气余热利用在火电机组中的应用摘要:在火力发电厂，锅炉余热问题，即锅炉排烟温度高一直是一个问题。
因为这种损失造成的能源消耗很大在电厂的设计中，优化系统设计、合理利用烟气和电厂热量、提高机组效率、节约用水和减少煤炭消耗是重要的节能措施。
关键词:烟气余热;应用;优化设计火力发电厂是一个巨大的运行电厂，它将燃烧可燃物获得的能量转化为丰富的电能。
从能源结构来说，当前我国火电占比重约60%，比重较大，值得多层次深入研究。
燃料处理和发电处理是火力发电厂中最关键的过程，会影响火力发电厂的资源利用效率和能量转换效率。
目前，我国火力发电厂仍然使用老式的锅炉发电设备，因为近年来，火力发电厂的锅炉设备没有得到改善。
因此，在整个火力发电过程中，锅炉排烟是最严重的能量损失过程。
此时，需要对国内锅炉等设备进行改进，通过创新锅炉排烟方式，降低排烟过程中的能耗，从而达到节能的效果。
因此，需要深入了解火电厂的情况，探索改善设备的途径，合理高效地利用火电厂的余热。
一、目前火力发电厂的余热利用情况为了提高使用余热的效率，必须了解发电厂的发电链，包括设备的使用和功能，并对发电厂的设备进行适当调整。
首先是火力发电厂的烟具。
我国使用的排烟设备到处都是烟囱，烟囱在排气过程中的作用是排出烟气，改善锅炉燃烧状态。
关于排放设备的选择，我国可以了解更多的外国技术。
例如，不要让烟囱中处理的排放气体和废气进入烟囱，而要让它们接触外界。
这是减少残馀热量的更好方法。
因此，在完善中国发电厂设备方面，可以借鉴国外优秀技术，运用一些基本原则，调整地区制约因素，探索我国发电厂设备使用的最合适模式。
但这些基础是，研究小组对电厂设备的使用有着深刻的了解，并且在发电厂发电方面非常精通。
1.烟气余热利用的条件许多发电厂使用燃煤材料。
当锅炉开始运转时，其温度可能达到123℃。
理论上，烟气温度越低，可用能量就越大。
因此，许多火力发电厂非常重视烟气余热冷却，但烟气中含有二氧化碳等酸性物质，导致烟气高度腐蚀。
火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术
火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术发布时间：2022-11-08T05:28:53.451Z 来源：《福光技术》2022年22期作者：杨扬[导读] 火力发电厂烟气温度过高会导致脱硫冷却水增加，增加自来水资源消耗；另一方面，会导致煤耗增加，降低锅炉效率，缩短移动式电除尘器等移动式静电除尘器的使用寿命。
在大力推动可持续发展的今天，如何有效地回收利用火力发电厂烟气余热，并走节能环保之路，已成为火电厂的一个重要课题。
因此，本文对火力发电厂锅炉尾气余热利用技术进行了探讨，希望能给相关行业提供一定的帮助。
浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司浙江绍兴 312000摘要：随着节能减排及绿色环境理念的日益深入，火电厂锅炉尾部烟气余热利用率低这一问题引起了社会各界的关注，同时成为国内外研究团队的重点课题。
鉴于此，本文将对火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术进行检验的探讨，以供参阅。
关键词：火力发电厂；锅炉；尾部；烟气；余热；利用火力发电厂烟气温度过高会导致脱硫冷却水增加，增加自来水资源消耗；另一方面，会导致煤耗增加，降低锅炉效率，缩短移动式电除尘器等移动式静电除尘器的使用寿命。
在大力推动可持续发展的今天，如何有效地回收利用火力发电厂烟气余热，并走节能环保之路，已成为火电厂的一个重要课题。
因此，本文对火力发电厂锅炉尾气余热利用技术进行了探讨，希望能给相关行业提供一定的帮助。
1锅炉烟气余热回收的意义锅炉尾气，顾名思义是火力发电厂锅炉在进行发电过程中燃烧所产生的尾气。
这种尾气一般是具有高温高热的多余气体。
如果对这种尾气进行直接排放，不仅仅会造成电厂的热利用率低下，同时有害气体的直接排放也会造成空气污染和破坏环境。
因此十分有必要对锅炉的尾气余热进行吸收和再利用，减少火力发电厂的煤炭消耗量，降低尾气的排放温度可以促进电厂生产效率的不断提升。
2烟气余热利用条件分析2.1保证设备的干燥和整洁在生产过程中，设备的干燥与清洗至关重要。
如果设备长时间受潮脏污，会导致热能转化率降低，加速设备老化，严重影响排烟速度。
刍议火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术
刍议火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术摘要：我国的火力发电厂承担了我国当前主要的电力工业任务，与此同时也给我国的大气带来了一定程度的污染，为了更好的开展节能减排，需要火力发电厂进行全面的设备优化和产品升级，其中对锅炉排放出的烟气热能可以进行合理的回收利用，从而实现节能减排的工作目的。
本文主要研究一下我国火力发电厂锅炉尾部烟气余热的利用技术。
关键词：火力发电；锅炉；烟气余热；技术；引言：现今，在我国国内的火力发电中，运用燃煤进行发电仍然占有较大的比重，但是在进行火力发电的同时，存在着环境污染、资源浪费、发电效率低下等问题，在未来的电厂发展中，应积极的进行系统的优化设计，积极改进火力发电技术，不断探索提高电厂热力循环效率的新方法，进而实现电厂烟气余热的合理利用，提升全场的效率。
一、火力发电厂锅炉尾部烟气余热合理利用的重要意义在火电厂锅炉运行的过程中需要将残余的烟气排出，以保障锅炉内的能量转换，锅炉的烟气在最后离开锅炉的时候，烟气的整体温度还保持在150摄氏度左右，由此可见锅炉尾部烟气的热能还是非常高的，在过去的火力发电厂中由于人们没有梯级用能的理念，因此这些宝贵的热能都没有进行很好的回收利用，据有关部门的能量损耗计量，在锅炉烟气的热能损耗可以占到火力发电能量总损失的十分之一，并且人们还指出锅炉排出的烟气温度和实际的能量损耗是成一个正比例函数的关系，因此说在火力发电厂运行的过程中对锅炉尾部的烟气余热进行科学合理的利用是非常关键的，是实现火电厂节能减排的一项重要工作方案。
在锅炉烟气余热的利用过程中不仅可以更好的实现能源的再回收，并且从空气动力学来看，在烟气从管道排出的过程中过窄的通道和传热的面积，会加快烟气余热的损耗，因此在锅炉烟气余热利用的过程中需要科学合理的规划和设计，系统的改善锅炉烟气的排放和热能的利用，从而更好的提高锅炉的工作效率，促进火力发电厂的经营效益。
二、余热技术利用原理发电厂对于锅炉尾部的余热处理就是通过螺旋杆状的动力机将产生的高温有管道途径余热锅的入口再依次经过各种器具从而再排到大气中。
论烟气余热利用在火力发电厂的应用价值
论烟气余热利用在火力发电厂的应用价值摘要：随着社会经济的快速发展，自然资源的消耗呈着增长性的减少。
由此，为了保护自然资源，国家政府开发了很多节能的政策，其中最明显突出的就是发电工程。
电力资源是社会发展运用最广泛的资源，各行各业的发展已经离不开电力资源。
而产生电力资源主要依靠发电厂发电，根据需要我国具有多种的发电厂，其中火力发电厂被强烈推荐，这是因为火力发电厂进行发电时能够实现资源高利用率和达到节能的目的。
但火力发电还存在一些问题，如燃烧后的余温过高。
本文主要是对这个问题提出解决措施，将烟气余热利用到发电作为发电资源，这有助于提高资源的使用效率和达到节能的效果。
关键词：烟气余热；火力大电厂；应用价值引言现在社会发展强调保护环境，绿色发展，各行各业在利用资源时能够做到节能减排，以实现保护环境和保护资源的目的。
在火力发电厂中，因为燃烧产生的烟气还存在余热，对其加以利用，有助于提高发电厂的工作效率和达到节能的作用，对社会的经济发展和可持续发展具有很重要的意义。
目前，对烟气余热的利用有很多的方式，如加热凝结水，从而节省资源，还可以将烟气作为预热器，来减少资源的使用。
本文对当下社会火力发电厂的烟气余热利用情况进行分析，提出多种利用方式，以达到一定的应用价值。
一、目前火力发电厂的余热利用情况想了解目前我国火力发电厂的余热利用情况，首先要对火力发电厂的的工作流程进行了解，对设备的功能和使用情况进行事先了解，才能了解烟气余热的利用情况。
首先了解火力发电厂的排烟设备。
大部分火力发电厂使用的排烟设备主要是大烟囱，烟囱的目的就是为了将烟气排送出去，保证锅炉内的燃烧环境。
在排烟设备的使用中，可以采取不同的排烟设备，如改变传统用烟囱的排烟方式，而是采用添加空预器旁路的形式，带有余热的烟气在接触到风之后会冷却，然后将冷却的烟气排放到空气中，能够很好的降低烟气的余热。
我国可以根据发电厂所在地方的环境特点和发电厂的使用情况，对排烟设备进行针对性的处理以满足使用火力发电厂的需要【1】。
发电厂锅炉烟气余热回收的应用与分析
发电厂锅炉烟气余热回收的应用与分析摘要：本研究旨在探讨发电厂锅炉烟气余热回收的应用与分析。
通过对烟气余热回收技术的研究和实践案例的分析，我们可以评估该技术在提高发电厂能源效率和减少能源浪费方面的潜力。
本论文首先介绍了烟气余热回收的背景和意义，然后建立了相应的理论框架。
接着，我们详细分析了存在的问题，并提出了解决这些问题的可行办法。
最后，通过结论部分总结了本研究的主要发现，并对未来的研究方向进行展望。
关键词：发电厂、锅炉、烟气余热回收、能源效率、环境保护引言：随着经济的快速发展和人口的增加，能源需求快速增长成为全球性问题。
同时，能源的供给不足和污染排放等问题也逐渐凸显。
因此，提高能源的利用效率和减少能源浪费是一个紧迫的任务。
发电厂是能源消耗的主要场所之一，而锅炉烟气余热回收技术被广泛应用于发电厂的节能和环保中。
烟气余热回收是指将烟气中的余热回收利用，使其成为另一种有用的能源，从而提高发电厂的能源利用效率。
在亚洲国家，如中国和印度，由于工业结构的特殊性质，其能源消耗量较高。
因此，在这些国家，烟气余热回收技术的广泛应用可以有效地提高能源利用效率，减少能源浪费和降低污染排放。
一、发电厂锅炉烟气余热回收的意义发电厂在电力生成过程中会产生大量的烟气余热，如果这部分余热不能被充分回收利用，将导致能源的浪费。
通过烟气余热回收技术，可以将这些余热转化为有用的能源，如蒸汽或热水，用于供暖、生产或其他用途，从而提高能源的利用效率。
烟气中含有大量的有害气体和颗粒物，直接排放到大气中会对环境造成严重污染。
通过烟气余热回收，可以降低烟气温度，减少有害气体的排放量，达到减少环境污染的目的。
烟气余热回收可以为发电厂提供额外的热能，减少对外部热源的需求，降低运行成本。
同时，通过提高锅炉的燃烧效率，减少燃料的消耗量，也能够节约运行成本。
在能源资源日益紧缺的背景下，提高发电厂的能源利用效率和环保性已成为行业发展的趋势。
通过采用烟气余热回收技术，发电厂可以减少能源浪费和环境污染，提高企业形象和社会声誉，增强竞争力。
火电厂烟气余热利用技术应用
火电厂烟气余热利用技术应用本文在新环保强制要求、煤价上涨，发电成本增加的背景下，探讨为减少锅炉热损失，提高发电企业的经济效益，降低煤炭用量的增长速度，提出增设低温省煤器以达到烟气余热利用的途径，并对增设低温省煤器前后机组运行情况进行了经济分析。
标签：锅炉热损失；低温省煤器；烟气余热；凝结水1 概述某火电新建工程为2×1000MW 超超临界空冷机组，配套两台3125t/h 的超超临界锅炉。
汽轮机型式：高效超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、单背压、间接空冷、凝汽式、八级回热抽汽。
汽轮机主要参数：主蒸汽压力：27MPa （a）；主蒸汽温度：600℃；再热蒸汽温度：610℃；设计背压：11kPa（a）；夏季背压：28 kPa（a）；最终给水温度：308.4℃。
2 锅炉热损失分析及热量回收利用研究锅炉热损失主要包括：排烟损失、化学未完全燃烧热损失、机械未完全燃烧热损失、散热损失、灰渣物理热损失、飞灰热损失，以上热量损失中排烟热损失是最大的，可以对锅炉热效率产生4～6%的影响，约占所有锅炉热损失总量的70%～85%。
所以研究利用烟气携带的热量是提高锅炉效率、节约能源的非常重要的途径。
煤粉锅炉的排烟热量损失占锅炉总热量损失的绝大部分。
以往锅炉的设计时，综合考虑烟气的低温腐蚀、高合金钢价格及燃煤价格后，大型火电厂煤粉锅炉的排烟温度一般在120～130℃之间，燃烧高水份、硫份的燃煤时选取的排烟温度会更高一些。
另一方面，现在燃煤锅炉因烟气换热设备存在漏烟、降低脱硫效率等弊端，已不设置GGH，而采用喷水对烟气冷却，烟温从120℃降至90℃，在机组THA工况喷水量约65t/h，耗水量较大，而且这部分排烟热损失无法回收。
考虑到现在煤炭价格较高，如这排烟损失的热量不进行回收，不利于提高机组效率，降低煤耗，为提高机组运行经济性，本文章分析论述新建工程引风机出口与烟气进脱硫塔之前设置低温省煤器，对汽轮机的部分凝结水进行加热热，从而降低脱硫烟气温度，回收余热，提高机组效率。
分析火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术
分析火力发电厂锅炉尾部烟气余热利用技术摘要：当前随着我国的经济和科技不断发展和进步，我国对于电能的需求也在不断增加，火力发电厂建设的数量越来越多，那么如何有效地减少能量资源消耗，提高发电厂发电的效率，是当前首要考虑的重要问题，需要相关人员结合火力发电厂加强对各种烟气余热技术创新和改进。
本篇文章主要对锅炉烟气余热技术的必要性提出了有效的分析和探讨，加强对余热利用原理与相关可略进行研究，结合火力发电厂锅炉烟气的余热情况，提供了有效的参考价值。
关键词：烟气余热；锅炉尾部；火力发电厂；技术引言：根据我国的新经济发展，对于能源的需求量逐渐的提高，火力发电厂在应用中逐渐成为当前能源发展的根本。
能源在实际应用中是烟气利用技术所要遵循的基本性原则，因此，管理人员需要从力学的发展角度对能源的品质和基本情况进行了解。
烟气余热技术在这些年的发展中取得了一定的成效，但是在实际的应用规划中，仍然存在着一系列需要解决的实际性问题。
本篇文章主要对烟气余热利用技术内部存在的一些问题进行影响的分析，并且结合一些方法和手段提出相应的解决方案。
一、当前锅炉烟气余热利用技术的必要性和重要性管理人员对烟气余热进行控制时，需要结合烟气对锅炉机组有效控制结合相应的摄影面对温度进行控制，温度仍然处于150度左右，整体排烟的温度相对来说比较高，管理人员将这部分热气排入到大气中，会造成排炎热量损失的情况发生。
为了能够深刻的对排烟热损失及时控制，需要管理人员对排烟热损失提出有效的解决方针，在整个电厂热损失中，排烟热损失占有较大的比例，大约占到整个损失的1/10。
管理人员通过对相应的烟气与热实际形式进行分析，对排烟热损失造成的影响进行控制，从根本上提升烟气余热的利用效率。
增大烟气余热的利用，要有效的降低烟气余热损失，能够从根本上提高电厂机组运行的效率。
在一般情况下对锅炉烟气余热进行控制时，虽然降低排烟温度，能够有效提高能源的利用效率，但是结合传热学的应用角度来看，烟气随着传热温差逐渐减少，会导致热交换效率降低，因此需要要求管理人员对阴道和传染面积进行硬件扩散。
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3 ） 汽轮机型式。 超超临界， 一次中间再热， 四 缸四排汽， 单轴， 间接空冷机组。 给水泵汽轮机排 汽进入主机凝汽器。 额定转速 3000r / min， 给水加 热级数 7 级。 煤质特性分析如表 2 所示。 烟气参数如表 3 所示。
3 烟气余热利用换热器的设置
3. 1 烟气换热器布置位置的选取 烟气回热加热器视其设置位置不同 ， 可分为以 ［6 － 8 ］ ： 下两种情况 1 ） 烟气回热加热器设置于空气预热器出口 、
2 ） 烟气回热加热器设置于引风机出口即脱硫 不仅使 塔入口前。烟气回热加热器设于脱硫塔前， 还降低进入 凝结水吸收了烟气中的热量得到升温 ， 脱硫塔的烟气温度， 既减少烟气蒸发水耗量， 又保 护塔的防腐内衬。 此处烟气中的绝大部分飞灰已被除尘器除去 ， 对换热器来说基本不存在磨损和堵灰的问题 。 目 前火电厂烟气脱硫已成为环保强制要求 ， 其中以湿 式石灰石 － 石膏烟气脱硫工艺最为常用。 湿式石 灰石 － 石膏脱硫烟气进入脱硫塔的温度约 80℃ ， 锅炉空气预热器出口的烟气通常经过喷淋减温或 GGH 后进入脱硫塔。 其中回转式 GGH 由于存在 影响脱硫效率等缺陷已较少采用 。对于脱硫 漏烟， 电除尘器出口烟气温度约 岛不设置 GGH 的机组， 125℃ ， 如果采用喷水对烟气减温至 80℃ 进入脱硫 塔， 耗水量较大， 而且还损失烟气减温的热量。 本 文参考外高桥三期工程低温省煤器的设计思路 ， 探 讨该工程烟气进脱硫塔之前与部分凝结水进行换 热， 从而降低脱硫烟气温度， 并利用余热提高机组 效率的可行性与经济性。 3. 2 烟气温降的选取 烟气换热器金属壁温需高于烟气露点温度 ， 以 免产生低温腐蚀， 但烟气换热器出口的烟温较高， 将影响排烟余热利用的经济性。 考虑到低温腐蚀的影响， 该工程引风机出口处 烟气温度 136℃ ， 经过烟气换热器后温度可 降 到 95℃ ， 保证出口烟气温度在露点以上。 经计算， 最 终被凝结水利用的余热约 190GJ / h。 3. 3 烟气换热器进出口水温的选取 换热器水侧进出口温度的确定需综合考虑传 热经济性和低温腐蚀对换热器的影响。 根据换热 模型， 传热管金属壁温基本与水侧温度相同， 凝结 水进口温度过低容易在传热管金属壁面形成酸液 凝结， 造成腐蚀的产生。 根据外高桥三期工程烟气换热器的运行经验 ， 为保证换热器的长期使用， 金属壁温取 80℃ 可有 效避免低温腐蚀现象。 因此该工程烟气换热器进 口水温暂按 80℃ 考虑。 7 低加 根据汽机厂提供 TMCR 工况热平衡图， 入口凝结水温度 50. 4℃ ， 出口凝结水温度 97. 9℃ 。 需要按照一定的比例分别从 7 低压加热器的进出 口引出一部分凝结水， 混合为 80℃ ， 经烟气换热器
节
能
设计煤种煤质特性
数值 41. 57 2. 76 11. 45 0. 57 0. 54 19. 11 24. 0 12. 59 45. 18 14530 49 1270 1280 1300 48. 29 23. 91 7. 99 7. 97 2. 01 1. 46 2. 06 3. 70 1. 67 0. 011
#
4. 2 供电收益 由于烟气的热量加热了部分凝结水， 减少了 7 和 6 # 低压抽汽量， 在燃煤量不变的情况下， 提高
#
机组出力， 发电量增加， 效益提高。 以 TMCR 工况为基础， 保证进汽量不变的情况 下， 设置烟气换热器前后的机组参数如表 6 所示。
表6
项目 · kWh 汽轮机热耗率 / kJ 全厂热效率 / %
［3 ］
加热热网水、 采暖制冷等。 凝结水、
2 工程项目情况介绍
1） 工程简介。本期工程建设 2 × 1000MW 超超 临界燃煤空冷机组， 同步建设烟气脱硫、 脱硝设施。 2 ） 锅炉特点。锅炉为超超临界参数变压直流 炉， 一次再热， 四角切向燃烧或前后墙对冲燃烧 ， 平 衡通风， 全封闭布置， 固态排渣， 全钢构架直流锅 炉。主要技术参数如表 1 所示。
2011 年第 11 ， 12 期 （ 总第 351 期） — 90 —
ENERGY CONSERVATION 表2
特性指标 收到基碳 C ar / % 收到基氢 H ar / % 收到基氧 O ar / % 收到基氮 N ar / % 收到基硫 S t， ar / % 收到基灰分 A ar / % 全水分 M t / % 空气干燥基水分 M ad / % 干燥无灰基挥发分 V daf / % · kg － 1 低位发热量 Q net， ar / kJ 可磨系数（ 哈氏） / HGI 灰变形温度 DT / ℃ 灰软化温度 ST / ℃ 灰溶化温度 FT / ℃ 二氧化硅 SiO2 / % 三氧化二铝 Al2 O3 / % 三氧化二铁 Fe2 O3 / % 氧化钙 CaO / % 氧化镁 MgO / % 氧化钾 K2 O / % 氧化钠 Na2 O / % 三氧化硫 SO3 / % 二氧化钛 TiO2 / % 二氧化锰 MnO2 / %
摘要：在火力发电厂中， 锅炉的排烟余热问题即锅炉的排烟温度高一直是困扰人们的一个难题 。因为 仅此一项损失所造成的能源消耗就相当可观 。在电厂设计中， 优化系统设计， 合理地利用电厂的烟气 提高机组效率， 节约用水， 减少煤耗， 是节能的重要措施之一 。针对某院某工程， 对烟气余热利 余热， 用的可行性情况进行了分析 。 关键词：烟气余热； 应用； 优化设计； 收益
表1
参数 最大连续蒸发量（ B － MCR） 过热器出口蒸汽压力 过热器出口蒸汽温度 再热器出口蒸汽温度 锅炉热效率
， 新投机组的锅炉排烟温度也在
120 ～ 140℃ 左右。 如果能利用新的技术和工艺降 低锅炉排烟温度， 回收利用烟气余热， 将有效降低 节约能源， 减少排放。 火力发电厂的煤耗，
锅炉参数
# #
表3
名称
烟气参数
数据 136. 02 92. 29 39. 50 4927512
吸风机出口处烟温 / ℃ 烟气酸露点 / ℃ 水蒸气露点温度 / ℃ · h －1 烟气质量流量（ 1 台炉） / kg
静电除尘器入口前的烟道上。 在显著降低锅炉排 烟温度的同时， 可使烟气体积流量减小， 引风机的 电流降低， 保证引风机的负荷， 同时还可以提高除 尘器的效率。 根据相关研究， 飞灰的比电阻随温度的升高而 降低， 电除尘器的除尘效率随之增高， 此类低温电 除尘器在国外已有成功的应用。 但是烟气温度的 降低增加了电除尘器防腐蚀的难度 ， 同时增加了除 尘器内堵灰的可能性。 考虑到国内电除尘器的低 温防腐技术尚未成熟， 尚无低温电除尘器投运的实 例， 而除尘器又是烟气处理中不可缺少的环节， 一 旦除尘器因堵灰或腐蚀严重需要检修就可能影响 整个机组的运行。 而且余热换热器内的烟气含有 换热器低温侧将会面临较严重的磨损和 大量飞灰， 堵灰问题。因此不推荐采用这种布置方案。
2011 年第 11 ， 12 期 节 能 ENERGY CONSERVATION （ 总第 351 期） — 91 — 加热到 102℃ 后， 重新汇入 7 低压加热器出口凝结 。 水管路 根据汽机厂提供的热平衡图， 采用这种配置方 案， 热经济性最高， 因为这种方案既减少了 7 级抽 汽量， 又减少了 6 级抽汽量。原则性系统流程如图 1 所示。
4 增加烟气余热利用后的收益与投资比较
4. 1 脱硫收益 由于脱硫塔入口烟温大幅度降低 ， 导致水蒸发 量减少， 水耗指标大大减少。设置烟气换热器后脱 硫收益如表 5 所示。
表5
项目
烟气换热器பைடு நூலகம்置影响差异比较表
未设置烟气冷却器 设置烟气冷却器 差值 186 22 36200 112 21 33600 74 1 2600
2
设置烟气换热器前后的设备耗电差异表
未设置烟气换热器 基准 基准 基准 基准 基准
kW
项目 引风机 凝结水升压泵 循环水泵 脱硫塔 厂用电量
设置烟气换热器 + 1400 + 325 + 301 － 300 + 1726
发电量增加量减掉厂用电增加量即为供电量 的增 加 量， 供 电 量 增 加 5383kW。 供 电 价 格 按 照 0. 2137 元 / kWh（ 不含税） ， 年供电 5500h， 年供电收 益增加 633 万元。 4. 3 初始投资费用增加 1 ） 每台机组换热器本体造价在 1100 万元左右 （ 含控制系统及平台扶梯） ； 2 ） 引风机造价增加 70 万元； 3 ） 凝结水升压泵、 相关阀门及凝结水管道， 增 加费用约 400 万元。 由于采用余热利用， 进入脱硫塔的烟气温度降 低， 体积流量降低， 脱硫塔体积减小， 投资减少约 56 万元。 综上所述， 设置烟气换热器后， 初始投资增加 1514 万元。 4. 4 投资回收年限计算 投资回收年限按下面的公式进行计算 ： （ 下转第 146 页）
表7
数据 14 × 12 3. 5 翅片管 30000 600 0. 3 500
图1
烟气余热利用系统流程图
3. 4 烟气换热器的技术参数（ 见表 4 ）
表4 烟气换热器技术参数表
项目 截面尺寸（ 高 × 宽） / m 烟气流动方向长度 / m 传热管形式 换热面积 / m 烟气侧流动阻力 / Pa 水侧流动阻力 / MPa 设备重量 / t
－1
设置烟气换热器前后的机组参数表
未设置烟气换热器 设置烟气换热器 7668 42. 99 286. 08 1058586 基准 7617 43. 28 284. 21 1065695 + 7109
· kWh － 1 发电标准煤耗 / g 发电功率 / kW 发电量增加 / kW
考 虑 到 装 设 换 热 器 后， 烟气阻力约增加 600Pa， 引风机能耗将增加； 低压缸排汽增加 76t / h， 增加的低压缸排汽将增加凝汽器循环水泵的能耗 ； 换热器凝结水升压泵也需要消耗能量。 具体数据 如表 7 所示。