火电厂烟气综合优化系统余热深度回收技术(2)

3．工艺流程

工艺流程见图1，空预器出口的烟气经过烟气冷却器后温度降至90℃左右，烟气温度降低至酸露点以下，SO3与H2O结合形成H2SO4蒸汽，凝结在飞灰表面，飞灰比电阻降低，且由于烟温降低，进入除尘器的烟气量减小，大大提高了除尘器的效率，同时也大大提高了SO3的脱除率。经过除尘的低温烟气进入引风机后，可以节省引风机的功耗，继而进入脱硫塔后可以降低脱硫塔的水耗，最后进入烟囱时也可以降低对烟囱的腐蚀。

在凝结水方面，从N级低压加热器入口抽取一部分凝结水，进入烟气冷却器后被加热，返回至N+1级（按实际情况而定）低压加热器出口，从而节省低压加热器的抽汽，增加汽轮机的做功，节省煤耗。

图1 基于火电厂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

采用该烟气深度冷却节能减排技术后，发电煤耗可以降低2-3g/kWh。与传统低温省煤器技术相比，由于深度冷却效果使节能量提高30%以上，粉尘排放降低50%以上。

六、技术鉴定、获奖情况及应用现状

该技术国内领先，至今已成功投运5台300MW机组（华能井冈山电厂#2、华能平凉电厂1-4号），华能伊敏电厂1号500MW机组，最长使用时间已超过1年。目前国内运行的烟气余热利用系统中，烟气冷却器在电除尘器之前，且烟温降低至90℃左右的电厂很少，但该技术是未来烟气余热利用发展的趋势。

七、典型应用案例

案例应用单位：华能平凉发电有限责任公司 技术提供单位：西安热工研究院有限公司

建设规模：一期4×300 MW，二期2×600MW。主要技改内容：以3#机组为例，在空气预热器与电除尘器之间的烟道内增加烟气冷却器，给水从8#低加入口与7#低加出口混合至70℃后引入烟气冷却器，加热后回到6#低压加热器入口，烟气冷却器串联入原回热系统，使排烟温度从150℃降低到95℃，低压给水从70℃加热到104.6℃，主要设备包括烟气冷却器、控制系统、吹灰系统、阀门和管道，建设期45天。节能技改投资额965万元。年节能量：3900tce，年节约费用234万元/年，投资回收期4.12年。

八、推广前景及节能减排潜力

截止到2013年12月，我国火电装机容量为7.9亿kW。据此推测，预计未来5年，总投入72亿元，有50%的火电厂进行烟气综合优化系统余热深度回收技术改造，年运行时数平均按照5000小时计算，每年节能320万tce，减碳量845万tCO2/a，节能减碳潜力巨大。

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