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摘要：介绍烟气余热回收装置原理及现状，针对某火力发电厂烟气余热回收问题提出是否设置余热回收装置，并进行经济比较，得出在湿法脱硫系统的机组，设置烟气余热回收装置具有可观的经济效益和社会效益。
关键词：节能；余热回收
Abstract: this paper introduces the flue gas recovery device principle and status quo, in view of some thermal power plant flue gas recovery questions whether set recovery device and economic comparison, in wet desulphurization system that the unit, set the flue gas recovery device have considerable economic benefit and social benefit.
Keywords: energy efficient; Waste heat recovery
中图分类号：TE08文献标识码：A 文章编号：
1.背景及目的
随着我国经济的发展以及环保要求的提高，越来越多的大型火力发电厂投入使用，给社会带来很大的效益，但由于资源的日趋紧张以及用户的燃料费用大幅提高，提高发电机组的效率日趋迫切，而且国家又新出台节能政策和标准对节能提出了新的要求，节能降耗日益成为主要研究课题，其中利用烟气余热回收装置回收锅炉排烟余热是有效的途径之一。
烟气余热回收装置可将烟气中大部分的热量回收，回收的热量根据用户的需求加热凝结水、热网水或其它介质，这样可减少汽轮机抽汽量、减少汽轮机额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。
2. 烟气余热回收装置原理及现状
2.1 烟气余热回收装置原理
烟气余热回收装置从根本来说是一套烟气—水换热器，用烟气的热量加热水介质，与锅炉本体设计中省煤器设计是类似的，所不同的是在吸风机出口烟道加装的烟气余热回收装置其利用的是锅炉出口烟气的余热，烟气侧和水侧的运行工况比锅炉本体省煤器要好，因而在设计原理上是可行的。
2.2 烟气余热回收装置应用概况
据了解，目前国内只有某热电厂225MW机组经改造加装了烟气余热回收装置，用以加热热网循环水，并且已经投入运行。
另外某1000MW机组拟进行加装烟气余热回收装置改造，用烟气加热8号低加出口的凝结水，目前改造方案已经经过有关部门审查，现场正在进行改造施工。
3 烟气余热回收装置经济比较
以某1000MW机组为例，该工程采用石灰石湿法脱硫系统，由锅炉出口来的烟气要经喷淋、脱硫等工艺从吸收塔入口的117℃左右最终降低到50℃左右从脱硫系统排出，这一工艺系统浪费了大量的水和能源。因而考慮在吸风机出口烟道加装烟气余热回收装置，将来自回热系统的凝结水加热，再通过升压泵送回至回热系统，由此可以减少抽汽量、减少额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。
3.1 烟气余热回收装置设计条件
针对该项目，烟气余热回收装置烟气侧入口烟气温度为117℃，烟气侧出口温度为90℃，水侧入口温度50.5℃，出口温度100℃，与7号低加进出口水温匹配，即从7号低加入口引出，加热后回至7号低加出口。
烟气余热回收装置设计数据见下表：
表3-1 烟气余热回收装置数据表（1台装置）
经计算，1台机组安装2台烟气余热回收装置可以将540t/h 50.5℃的凝结水加热至100℃，而1台机组额定工况下凝结水量～1868t/h，所以实际运行状态是第7级低加和热量回收装置并联运行。在系统设计中，第7级低加进水侧加装一个调节阀。在系统运行中，当热量回收装置出水温度低于第7级低加出水温度时，开大调节阀开度，增加第7级低加进水流量，减少热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等；当热量回收装置出水温度高于第7级低加出水温度时，减小调节阀开度，减少第7级低加进水流量，增加热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等。
当机组负荷降低时，第7级低加冷凝水进口温度相应降低，由于控制低温腐蚀的要求，热量回收装置的传热管金属壁温不允许降低，所以要考虑在烟气余热回收装置加装再循环管路，在机组负荷较低时提高热量回收装置的进水温度，保证安全可靠运行。
烟气余热回收装置烟气侧出口温度控制在烟气露点之上，以防止烟气低温腐蚀。烟气余热回收装置传热管的实际运行金属壁温取决于烟气温度、冷凝水温度、烟气侧传热系数、水侧传热系数、传热管型式等因素。在机组满负荷工况，传热管金属管壁温度设计取值为90℃；在机组部分负荷运行工况，采用烟气余热回收装置传热管壁温自动控制系统，保证运行中传热管金属管壁温度不低于烟气露点。
3.2 投资比较
下面对设置烟气余热回收装置和不设置烟气余热回收装置两个方案的投资进行初步比较。
由上表可知，设置增加烟气余热回收系统增加初投资744万元，按照本工程的贷款利率和还款年限折算至每年的还款金额约为106万元。
3.3 能耗指标比较
由于设置烟气余热回收装置后，进入脱硫吸收塔的烟气温度由117℃降为90℃，因而喷水量相应减少～55t/h。
根据两方案的热平衡图，额定工况下设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗比不设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗降低了25kJ/kWh。
能耗指标对比表见表3-3。
4 结论
由上述论述和对比可知，设置烟气余热回收装置可合理回收烟气中的余热，大量降低发电机组能耗，虽然增加了初投资，但每年节水30.25万吨、节标煤4857吨，约4年即可收回投资。
锅炉尾部排烟温度一般可达120℃以上，而湿法脱硫系统要求吸收塔入口的烟气温度仅为80℃左右，如果采用常规设计模式将有大量的烟气热量被浪费，因而在采用湿法脱硫系统的机组，设置烟气余热回收装置的经济效益和社会效益很可观。
参考文献
[1] 张洪源．锅炉烟气余热回收利用分析与措施研究，企业技术开发，2009
[2] 林青．锅炉房烟气余热回收项目的方案设计与效益分析，邢台职业技术学院学报，2008
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
关键词：节能；余热回收
Abstract: this paper introduces the flue gas recovery device principle and status quo, in view of some thermal power plant flue gas recovery questions whether set recovery device and economic comparison, in wet desulphurization system that the unit, set the flue gas recovery device have considerable economic benefit and social benefit.
Keywords: energy efficient; Waste heat recovery
中图分类号：TE08文献标识码：A 文章编号：
1.背景及目的
随着我国经济的发展以及环保要求的提高，越来越多的大型火力发电厂投入使用，给社会带来很大的效益，但由于资源的日趋紧张以及用户的燃料费用大幅提高，提高发电机组的效率日趋迫切，而且国家又新出台节能政策和标准对节能提出了新的要求，节能降耗日益成为主要研究课题，其中利用烟气余热回收装置回收锅炉排烟余热是有效的途径之一。
烟气余热回收装置可将烟气中大部分的热量回收，回收的热量根据用户的需求加热凝结水、热网水或其它介质，这样可减少汽轮机抽汽量、减少汽轮机额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。
2. 烟气余热回收装置原理及现状
2.1 烟气余热回收装置原理
烟气余热回收装置从根本来说是一套烟气—水换热器，用烟气的热量加热水介质，与锅炉本体设计中省煤器设计是类似的，所不同的是在吸风机出口烟道加装的烟气余热回收装置其利用的是锅炉出口烟气的余热，烟气侧和水侧的运行工况比锅炉本体省煤器要好，因而在设计原理上是可行的。
2.2 烟气余热回收装置应用概况
据了解，目前国内只有某热电厂225MW机组经改造加装了烟气余热回收装置，用以加热热网循环水，并且已经投入运行。
另外某1000MW机组拟进行加装烟气余热回收装置改造，用烟气加热8号低加出口的凝结水，目前改造方案已经经过有关部门审查，现场正在进行改造施工。
3 烟气余热回收装置经济比较
以某1000MW机组为例，该工程采用石灰石湿法脱硫系统，由锅炉出口来的烟气要经喷淋、脱硫等工艺从吸收塔入口的117℃左右最终降低到50℃左右从脱硫系统排出，这一工艺系统浪费了大量的水和能源。因而考慮在吸风机出口烟道加装烟气余热回收装置，将来自回热系统的凝结水加热，再通过升压泵送回至回热系统，由此可以减少抽汽量、减少额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。
3.1 烟气余热回收装置设计条件
针对该项目，烟气余热回收装置烟气侧入口烟气温度为117℃，烟气侧出口温度为90℃，水侧入口温度50.5℃，出口温度100℃，与7号低加进出口水温匹配，即从7号低加入口引出，加热后回至7号低加出口。
烟气余热回收装置设计数据见下表：
表3-1 烟气余热回收装置数据表（1台装置）
经计算，1台机组安装2台烟气余热回收装置可以将540t/h 50.5℃的凝结水加热至100℃，而1台机组额定工况下凝结水量～1868t/h，所以实际运行状态是第7级低加和热量回收装置并联运行。在系统设计中，第7级低加进水侧加装一个调节阀。在系统运行中，当热量回收装置出水温度低于第7级低加出水温度时，开大调节阀开度，增加第7级低加进水流量，减少热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等；当热量回收装置出水温度高于第7级低加出水温度时，减小调节阀开度，减少第7级低加进水流量，增加热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等。
当机组负荷降低时，第7级低加冷凝水进口温度相应降低，由于控制低温腐蚀的要求，热量回收装置的传热管金属壁温不允许降低，所以要考虑在烟气余热回收装置加装再循环管路，在机组负荷较低时提高热量回收装置的进水温度，保证安全可靠运行。
烟气余热回收装置烟气侧出口温度控制在烟气露点之上，以防止烟气低温腐蚀。烟气余热回收装置传热管的实际运行金属壁温取决于烟气温度、冷凝水温度、烟气侧传热系数、水侧传热系数、传热管型式等因素。在机组满负荷工况，传热管金属管壁温度设计取值为90℃；在机组部分负荷运行工况，采用烟气余热回收装置传热管壁温自动控制系统，保证运行中传热管金属管壁温度不低于烟气露点。
3.2 投资比较
下面对设置烟气余热回收装置和不设置烟气余热回收装置两个方案的投资进行初步比较。
由上表可知，设置增加烟气余热回收系统增加初投资744万元，按照本工程的贷款利率和还款年限折算至每年的还款金额约为106万元。
3.3 能耗指标比较
由于设置烟气余热回收装置后，进入脱硫吸收塔的烟气温度由117℃降为90℃，因而喷水量相应减少～55t/h。
根据两方案的热平衡图，额定工况下设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗比不设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗降低了25kJ/kWh。
能耗指标对比表见表3-3。
4 结论
由上述论述和对比可知，设置烟气余热回收装置可合理回收烟气中的余热，大量降低发电机组能耗，虽然增加了初投资，但每年节水30.25万吨、节标煤4857吨，约4年即可收回投资。
锅炉尾部排烟温度一般可达120℃以上，而湿法脱硫系统要求吸收塔入口的烟气温度仅为80℃左右，如果采用常规设计模式将有大量的烟气热量被浪费，因而在采用湿法脱硫系统的机组，设置烟气余热回收装置的经济效益和社会效益很可观。
参考文献
[1] 张洪源．锅炉烟气余热回收利用分析与措施研究，企业技术开发，2009
[2] 林青．锅炉房烟气余热回收项目的方案设计与效益分析，邢台职业技术学院学报，2008
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。