电力系统的生产离不开电站锅炉，而电站锅炉的排烟温度是锅炉设计的重要指标，其影响着锅炉的热效率、锅炉制造成本、锅炉尾部受热面的烟气低温腐蚀、烟气结露引起的尾部受热面堵灰、烟道阻力和引风机电功率消耗等，涉及到锅炉的经济性和性。目前，全国范围内电站锅炉排烟温度超出设计值的较多，且降低排烟温度受限于布置空间、低温腐蚀、受热面堵灰等因素。在节能减排政策日益严格的今天，电站锅炉排烟余热回收利用显得尤为重要。 2不同烟气余热回收系统的特点 排烟的热量损失严重影响着锅炉的效率，同时也影响了机组效率，据测算，锅炉排烟温度每升高或降低1℃，锅炉效率将降低或提高约0.05%。普通烟煤锅炉的排烟温度约为120～130℃，褐煤锅炉的排烟温度约为140～150℃。若将终排烟温度降低至100℃，则可提高锅炉效率约12.5%，机组效率也将显着提高。近年，烟气余热回收技术在电站锅炉逐渐得到推广使用，并已成为提高机组效率、降低能耗、减少污染物排放的手段之一。烟气余热回收系统就是在锅炉尾部再设置一级或多级换热器，利用排烟中的热量加热给水或取代其它加热器等，以充分回收锅炉排烟中的热量，进一步提率，降低能耗。经过几年的发展，烟气余热回收系统已发展出多种方式。现简要分析如下。 2.1在预热器下游装设换热器的方式 这种方式一般是运用假装换热器的方式，利用水或者空气吸收烟气热量，回收利用。由于此处烟气温度已经较低，为了保持一定的换热温差，被加热的工质通常为除氧器前的低温给水、冷风或其它工业用水等。有些电厂利用该系统将排烟温度降低到100℃以下，直接进入到脱硫塔。该系统的主要特点是换热器装设在空气预热器的下游，对空气预热器的换热条件没有影响，预热器出口热风温度可保持不变。但由于烟气温度低，换热器传热温差小，换热效率低，需要较大的换热面积，通常采用鳍片管换热器。另外，由于烟气和工质温度均较低，换热器管壁温度较低，必须采用较好的防腐措施。 2.2在预热器入口加装高压或低压换热器 我们将余热利用的换热器装在空气预热器的入口处，这里烟气温度较高，通常用于加热除氧器后的高压给水，减少汽轮机抽汽，降低汽轮机热耗；同时可以利用脱硝预热器冷段搪瓷传热元件较强的抗腐蚀性能。但由于该系统降低了预热器入口烟气温度，同时也降低了预热器出口的热风温度，对制粉系统的运行及锅炉的燃烧组织有一定影响。因此一般仅用于燃料着火稳燃特性好，对热风温度要求不高的机组。如用于采用风扇磨制粉系统的高水分褐煤锅炉，由于煤的着火特性好，制粉系统采用热风+热炉烟（冷炉烟）做干燥剂，对预热器出口热风的温度要求不高。采用该系统后可有效降低预热器入口烟气温度，从而降低预热器出口烟气温度，达到回收烟气热量，降低排烟损失的目的。 2.3采用烟气旁路方式 该方式是设置一个与预热器平行的旁路烟道，在预热器入口将烟气一分为二，其中70～80%的烟气通过预热器，另外20～30%旁路，与布置在旁路烟道中的余热利用换热器进行换热，在预热器出口与主路烟气混合。由于通过预热器的烟气量只有70～80%，而空气量为，空气对烟气的冷却能力增强，在保证预热器出口空气温度不变的条件下可将预热器出口烟气温度降低到较低的水平。而旁路烟气的温度高，温差大，被加热介质选择更加灵活，甚至可以布置两级受热面。 3电站锅炉排烟余热利用关键参数选取 3.1烟气冷却器布置位置 烟气冷却器布置位置的不同一方面影响整个系统的布置空间大小，另外一方面还影响锅炉排烟余热利用的效能。对于电站锅炉而言，增加排烟余热回收利用装置基于空预器省煤器之间没有布置受热面的空间，所以排烟烟气冷却器只能布置在空预器下游某个位置。按照现阶段电厂锅炉的设计，烟气冷却器可布置在空预器与电除尘器之间、电除尘器与引风机之间、引风机与增压风机之间、增压风机与脱硫吸收塔（湿法脱硫）之间。 3.2低温腐蚀酸露点及换热器入口水温确定 根据低温腐蚀的机理，只要保证低温受热面金属壁温高出烟气酸露点温度10℃左右，就可以避免产生低温腐蚀。但从酸露点温度计算以及各级低压加热器进出口水温度来看，要实现烟气换热器金属壁温高于10℃已没有可能。根据已有工程经验，为了充分利用排烟余热，较大幅度降低锅炉排烟温度，同时为了使烟气换热器受热面不至于太大，烟气换热器器可以设计在低温腐蚀下运行，但要保证腐蚀速度在可以接受的范围内。根据低温腐蚀的机理和腐蚀与壁温的关系，使金属年腐蚀速度小于0.2mm。 3.3烟气换热器形式及阻力确定 锅炉排烟余热利用一般为改造项目，可利用空间较小，所以为获得较小体积，烟气换热器大多采用鳍片管，但鳍片管的使用会带来积灰的风险，给引风机或增压风机带来较大阻力，所以在采用鳍片管时要权衡换热器体积与烟气阻力之间的矛盾，合理选择鳍片管节距，充分考虑引风机及脱硫增压风机余量。 4实施锅炉排烟余热回收利用改造后对其他系统的影响 由于锅炉排烟余热利用大多为改造项目，所以或多或少对机组其他项目产生一些影响，下面就这些影响进行分析。 4.1对汽轮机排汽压力的影响 由于凝汽器内的饱和温度决定了汽轮机排气压力的大小和凝汽器的真空度，所以通过增加机组循环水量，使得凝汽器的饱和温度不变，凝汽器内的真空度以及汽轮机排气压力将保持额定值，则汽轮机功率将不发生变化，但循环水量的增加导致循环水泵能耗增加，电耗上升。 4.2对引风机或增压风机的影响 由于烟气系统内增加了烟气换热器阻力元件，所以对于引风机或增压风机电耗会产生影响。风机电流的影响可按下式进行计算。 其中Q风机出口体积流量m3/s，△P风机管路压力变化，η风机效率0.8，μ功率因数0.75，若烟气换热器布置在除尘器和引风机之间，烟气阻力增加使得引风机电流增大，但引风机出口烟气体积流量因烟温的变化而变小，使引风机电流变小，在考虑烟气换热器效能时要综合这两方面考虑，该方法对于增压风机同样适用。 4.3对凝结水泵的影响 运用加热低压给水技术进行锅炉排烟余热回收利用改造后，机组回热系统将减少汽机抽汽量，增加凝结水流量从而增加凝结水泵能耗。 4.4对送风机影响 运用锅炉排烟余热加热空气技术方案增加了送风侧阻力，计算排烟余热回收效能时应扣除这部分阻力的影响。 4.5对湿法脱硫工艺水耗量的影响 运用锅炉排烟余热回收利用技术后大幅降低了进入湿法脱硫吸收塔内烟气温度，这样使得脱硫系统内水分的蒸发减小了许多，相应的减少了湿法脱硫系统工艺水耗量，根据测算，一般进行锅炉排烟余热回收利用技术后可降低脱硫工艺水耗量约40t/h。 4.6锅炉排烟余热回收利用效能分析 锅炉排烟余热回收利用效能分析主要应考虑系统利用的热量、由烟气换热器阻力带来的各风机能耗增加、汽机真空的变化、凝结水泵能耗的变化、脱硫工艺水耗量变化等。