一、技術名稱：火電廠煙氣綜合優化系統余熱深度回收技術

二、技術所屬領域及適用范圍：電力行業燃煤火電機組

三、與該技術相關的能耗及碳排放現狀

目前，火力發電廠集中表現在實際運行中經濟性偏離設計狀態較高，存在很大的節能潛力。通過對不同類機組進行診斷分析、研究，發現火力發電廠普遍存在本體效率較低、熱力系統冗余與泄漏、運行參數不合理等問題，可利用系列節能技術進行解決，從而提高汽輪機組性能。汽輪機組熱力系統的狀態是影響機組能耗和運行安全經濟性的重要影響因素，目前很多機組存在熱力系統運行損失大、維護成本高、檢修后性能下降快等問題。目前該技術可實現節能量64萬tce/a，CO2減排約169萬t/a。

四、技術內容

1.技術原理

基于火電廠煙氣綜合優化系統余熱深度回收，是在電站鍋爐空氣預熱器與電除塵器之間的尾部煙道加裝煙氣冷卻器，將煙氣溫度降低到90℃左右，回收的煙氣熱量可以將凝結水從70℃加熱到110℃左右，從而排擠低壓加熱器抽汽，增加了汽輪機的做功。

余熱回收裝置安裝在電除塵器之前，一方面可以將電除塵器入口煙氣溫度降低至酸露點以下，SO3與H2O結合形成H2SO4蒸汽，凝結在飛灰表面，使得飛灰比電阻降低至1010（Ω·cm）以下，進入最適合電除塵工作的范圍內，大大提高了靜電除塵器效率，同時也大大提高了SO3的脫除率。另一方面，煙氣在進入除塵器前溫度降低，流速也相應減小，在電除塵器內的停留時間就會增加，使得電除塵裝置可更有效地對煙塵進行捕獲，從而達到更高的除塵效率。因此本技術可以降低除塵器的改造費用。

傳統尾部煙道中，SO3只有在通過脫硫塔時才能被脫除，且脫除率僅有20%-30%，剩余的SO3隨著脫硫塔出口的飽和煙氣進入煙囪，對脫硫塔后的煙道及煙囪產生極大的腐蝕。而本技術可以將SO3的脫除率提高至90%左右，大大減緩了煙氣對后續設備的腐蝕。

脫硫塔入口煙溫可降低到90℃左右，使煙溫達到最佳脫硫效率狀態，大大減少脫硫塔的冷卻水耗。

該系統在回收煙氣余熱的同時，不影響現有熱力系統的長周期安全運行，不僅降低了排煙溫度，提高了機組效率，而且提高了電除塵器效率，節約了脫硫塔的耗水量。

2．關鍵技術

（1）煙氣冷卻器的設計；

（2）煙氣冷卻器低溫腐蝕研究；

（3）煙氣冷卻器的防積灰、防磨損設計；

（4）熱力系統優化設計和控制。

3．工藝流程

工藝流程見圖1，空預器出口的煙氣經過煙氣冷卻器后溫度降至90℃左右，煙氣溫度降低至酸露點以下，SO3與H2O結合形成H2SO4蒸汽，凝結在飛灰表面，飛灰比電阻降低，且由于煙溫降低，進入除塵器的煙氣量減小，大大提高了除塵器的效率，同時也大大提高了SO3的脫除率。經過除塵的低溫煙氣進入引風機后，可以節省引風機的功耗，繼而進入脫硫塔后可以降低脫硫塔的水耗，最后進入煙囪時也可以降低對煙囪的腐蝕。

在凝結水方面，從N級低壓加熱器入口抽取一部分凝結水，進入煙氣冷卻器后被加熱，返回至N+1級（按實際情況而定）低壓加熱器出口，從而節省低壓加熱器的抽汽，增加汽輪機的做功，節省煤耗。

圖1  基于火電廠煙氣綜合優化系統余熱深度回收工藝流程圖

五、主要技術指標

采用該煙氣深度冷卻節能減排技術后，發電煤耗可以降低2-3g/kWh。與傳統低溫省煤器技術相比，由于深度冷卻效果使節能量提高30%以上，粉塵排放降低50%以上。

六、技術鑒定、獲獎情況及應用現狀

該技術國內領先，至今已成功投運5臺300MW機組（華能井岡山電廠#2、華能平涼電廠1-4號），華能伊敏電廠1號500MW機組，最長使用時間已超過1年。目前國內運行的煙氣余熱利用系統中，煙氣冷卻器在電除塵器之前，且煙溫降低至90℃左右的電廠很少，但該技術是未來煙氣余熱利用發展的趨勢。

七、典型應用案例

案例應用單位：華能平涼發電有限責任公司

技術提供單位：西安熱工研究院有限公司

建設規模：一期4×300 MW，二期2×600MW。主要技改內容：以3#機組為例，在空氣預熱器與電除塵器之間的煙道內增加煙氣冷卻器，給水從8#低加入口與7#低加出口混合至70℃后引入煙氣冷卻器，加熱后回到6#低壓加熱器入口，煙氣冷卻器串聯入原回熱系統，使排煙溫度從150℃降低到95℃，低壓給水從70℃加熱到104.6℃，主要設備包括煙氣冷卻器、控制系統、吹灰系統、閥門和管道，建設期45天。節能技改投資額965萬元。年節能量：3900tce，年節約費用234萬元/年，投資回收期4.12年。

八、推廣前景及節能減排潛力

截止到2013年12月，我國火電裝機容量為7.9億kW。據此推測，預計未來5年，總投入72億元，有50%的火電廠進行煙氣綜合優化系統余熱深度回收技術改造，年運行時數平均按照5000小時計算，每年節能320萬tce，減碳量845萬tCO2/a，節能減碳潛力巨大。