一、项目概况
      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。影响排烟热损失的主要因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高15℃，排烟热损失约增加1.0%。我国现役火电机组中锅炉排烟温度一般在120～160℃左右，实际排烟温度高于设计值是普遍存在的现象。降低锅炉排烟温度，减小锅炉q₂损失是提高发电效率的重要途径，依靠传统的空气预热器无法将锅炉烟气温度有较大幅度的下降，需要耗去大量的冷却水。低温省煤器－暖风器余热回收系统，可以解决大幅度降低排烟温度的需要，同时为空气预热器前的暖风器提供循环热量，可明显提高电厂的热经济性，并可部分替代GGH设备，回收的热能直接为发电工质利用，符合国家节能减排的要求。
      公司研制开发了高效节能的低温省煤器—暖风器余热回收系统。低温省煤器可以有效降低烟气温度，使烟气温度再降低30℃～50℃或更多。低温省煤器所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热一二次风提高助燃空气温度。电站锅炉采用低温省煤器，可节煤1.0 g/kWh ~4.0g/kWh，机组效率提高0.3%～1.2%。 低温省煤器在充分回收利用排烟余热的同时，又使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔为降低烟温而进行的喷水冷却水耗。正常情况下，电厂2～3年即可收回增加低温省煤器及其系统设备的投资，经济效益非常显著。
二、技术优势
* 预防低温腐蚀的优化设计
* 换热器阻力优化设计，不影响炉膛负压运行
* 定制化方案，现场测量数据，优化配置系统
* 旁路设计，不影响原工艺过程，安全可靠性高
* 节能率高，投资回收期短，一般2～3年收回成本
三、余热回收系统技术特点
（1）设备布置方案
      低温省煤器的布置一般有几种选择：如果全部布置在空预器-电除尘之间，比较容易堵灰；如果全部布置在脱硫塔前，只加热冷凝水则调节性比较差；如果分两级布置，第一级在前电除尘前，第二级在脱硫塔前，那么系统比较复杂。根据场地实际情况，推荐在脱硫塔前分2-3级布置，分别加热冷凝水和暖风器水，和某级低加并联，系统简单、不易堵灰且不存在低温省煤器故障停机风险。
 
（2）余热回收系统图

图2 燃煤电站锅炉低温省煤器-暖风器系统示意图

四、节能效益计算
（1）收益部分
1）回收余热，减少汽机抽汽量；
2）更换暖风器热源，有利于提高热经济性；
3）减少脱硫系统水耗；
4）如果取代GGH，可以降低运行耗功。
（2）支出部分
1）增加了冷凝水的输送功；
2）低温省煤器烟气阻力耗功；
3）暖风器内循环水输送功。
（3）节能效益计算
      根据某电厂1台600MW机组的电站锅炉参数进行了热力计算，对比THA输出功率100%THA、75%THA和50%THA不同负荷下节能量的计算结果如下：

表1 节能效益计算基本数据

表2 节能效益计算结果

五、方案主要设备设计参数

（1）关键参数范围

（2）换热元件材料

（3）吹灰方式  
蒸汽吹灰器（伸缩－旋转式）
（4）控制方式  
纯低温省煤器模式：采用和相近温度的低加并联，控制换热器出口的排烟温度，手段是控制进入换热器的水量；
同时投用暖风器模式：低温省煤器的第1,2级供加热冷凝水，第3级供加热暖风器内水；如设计需要暖风器出力较大时，可以用第1级加热凝结水，2,3级作为暖风器热源，控制方式为切换第3级换热器的进出水阀，暖风器回路吸热量通过调节其循环泵的转速或管道阀门开度控制；依靠调节流入的凝结水量来控制最终排烟温度；
被并联的低加：通过控制进入低加的蒸汽进气门，加热未经过低温省煤器的剩余凝结水，以低加出口水温为控制参数。
六、汽机热平衡引入引出点

图3 汽机热平衡引入引出点

七、技术保障
      针对以上的方案，采用以下技术保障以规避增加系统可能带来的风险：
（1） 堵灰风险：布置在电除尘以后，灰来源少，没有粘度很强的物质（如石膏浆液）；布置采用顺列排放，吹灰通透性良好；一般不出现堵灰现象。
（2） 腐蚀风险：末级换热器工作温度在露点上方工作，腐蚀危害较小。抗腐蚀对策：提高材料等级，采用较厚的管子，采用肋化比较高的管束，提高换热表面壁温及光管区域尽量不接触烟气。
（3） 投资回报期很短，没有复杂的运行设备，设备运行维护工作量主要是监测腐蚀严重的管子 。
 
八、对脱硫系统的影响
      减少入口喷水；降低脱硫塔入口烟气流速，有利于提高脱硫效率；可以避免脱硫塔内防腐内衬过热，利于提高除雾效率；可以缩小新建脱硫塔的直径。
九、总结
（1）低温省煤器可以产生巨大的经济效益，是完全符合当前发展绿色煤电产业政策的产品，具有良好的市场前景；
（2）低温腐蚀问题通过采用适当的设计对策是完全能够解决的，性能计算手段成熟；
（3）投资回报期很短，没有复杂的运行设备，设备运行维护工作量主要是更换部分被严重腐蚀的管子 。