燃煤电站锅炉烟气余热利用问题探究

4布置位置不合理

综合考虑锅炉烟气余热利用装置具有的降排放温度、提高电除尘效率、降低引风机耗电、节省脱硫塔水耗等效果，同时也考虑其磨损、腐蚀、结灰等安全可靠性影响，装置的布置位置一般有：

布置在空预器后、除尘器前，布置在除尘器后、引风机前，布置在引风机后，一级布置在除尘器前、二级布置在除尘器后（或引增风机后）等几种，在已实施烟气余热利用的项目中，多数是布置在引风机后，主要是考虑当烟气温度一旦低于酸露点时对除尘器和引风机产生影响，同时其本身受到的磨损、结灰等影响最小，但对提高电除尘效率、降低引风机耗电没有起到作用，降排烟温度幅度取得的效果也最小，综合效果较差；

国外由于低低温电除尘技术的应用，其烟气余热利用装置大多布置在除尘器前，应用效果较好；随着我国低低温电除尘技术的应用逐步应用，将改变目前布置位置不合理的局面，并提高其应用效果。

5投运率不高

烟气余热利用技术在大容量锅炉上应用时间不长，运行中暴露的问题主要是泄漏和积灰，由于换热管泄漏造成不能投运的居多，换热管泄漏部位主要在换热管与烟道的连接处，原因主要有膨胀不畅、局部振动、材质不良、腐蚀等引起，泄漏停运后运行中就不能再投；也有部分由于设计不合理、运行不当等造成积灰严重，阻力大造成引风机最大出力下机组也带不足负荷，最后被迫拆除。

6余热回收用途不广

由于余热回收的热能是低品质能量，其用途不广，冬季时在北方基本用于加热供暖热网水或加热热风，夏季时便用于加热汽轮机凝结水，而在南方或没有采暖热用户的地区基本用于加热汽轮机凝结水，极少用于干燥燃料、发电等，因此如何更有效利用低品质能量是锅炉烟气余热利用有待解决的一个瓶颈。

7运行经济性达不到设计要求

锅炉烟气余热利用的经济效益计算时，要根据余热回收用途不同进行综合考虑，而一些项目中直接用锅炉排烟温度的降低量来计算收益，与实际收益产生的误差将是很大；比如：布置在电除尘器前，余热回收用于加热汽轮机凝结水计算收益时，要分别考虑锅炉侧和汽机侧的节能收益情况。

7.1汽轮机侧节能量

首先测定主凝结水所得到的锅炉排烟余热回收的热量，通过热平衡计算，求得此热量所替代本级回热系统的抽汽量，按等效热降或热平衡图方法分析排挤的抽汽量增加了汽机做功但也会增加凝汽器的排汽而使得汽轮机的真空降低，若是串联接入系统，还要考虑凝结水泵克服管道阻力增加的功耗，从而得出相应的节能量。

7.2锅炉侧节能量

要同时考虑节能量和减排量，因在电除尘前，要测试排烟温度降低、烟气体积流量减少后除尘效率提高带来的烟尘减排量，电除尘节电量，引风机的节电量和设备增加烟道风道阻力产生的功耗之和，脱硫系统的节水量等。

要重点指出是,低压省煤器尽管降低了排烟温度,但并未改变锅炉效率，锅炉的排烟温度仍然定义于空气预热器出口，不能用排烟温度的降低来计算节能量，其有效利用率仅在20%-30%，是锅炉实际降低排烟温度所得节能量的三分之一。同时由于积灰引起换热效果差、安装位置不合理导致阻力增大烟气分配不均、运行方式优化调整不够、烟气实际温降空间达不到设计值等因素影响，装置运行的经济性大多达不到设计要求。

8装置本身存在缺陷

尽管在可研时已充分考虑防磨、防积灰、防腐蚀问题，由于运行时间相对较短，磨损问题尚不明显，但积灰、腐蚀情况比较明显，主要是泄漏影响、吹灰效果不理想、冬季低温易堵灰。同时由于设计、选材等原因，系统泄漏、换热管泄漏等发生较多。建议根据系统内部空间和管路布置情况，在系统内加装泄漏监控测点。

结论

锅炉烟气余热利用装置的应用及节能效果取决于锅炉排烟温降空间，充分考虑烟气的酸露点后，回收锅炉烟气余热有一定限制，排烟温度不能降得过低，对于高排烟温度的锅炉的节能效果更加明显。

对于余热回收用于加热汽轮机凝结水时，在对锅炉烟气余热利用装置出水的切入点选择，即串联或并联在哪一级或哪几级低压加热器上，须通过具体的经济性优化分析来决定，因为不同级的低压加热器抽汽做功能力不同，因此造成不同的串、并联方式，在经济性上存在差别。考虑机组整体的安全、可靠和经济，余热回收装置在整个热力回路中应采用串并联方式。

根据已投运的项目试验数据（50％凝结水流量）表明，排烟温度降低20℃，供电煤耗约降低1g/kWh；若锅炉运行年平均排烟温度实际值高于设计排烟温度30℃以上，建议通过改造锅炉受热面或空气预热器来降低锅炉排烟温度，其收益更大。

低低温电除尘器应用后，锅炉烟气余热将会被深度利用。

由此可见，电站燃煤锅炉烟气余热的利用是有选择的，更合理的利用烟气余热可有效提高全厂热效率，提高发电企业的经济性，同时为国家节约能源，起到提高经济效益、环保效益、社会效益的三重收益。

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