对燃煤火力发电机组而言，排烟热损失是锅炉热效率的重要影响因素。文章对目前主要的烟气余热回收技术进行论述，包括：低温省煤器技术、低低温烟气处理技术、前置式液相介质空预器与低温省煤器组合技术、新型电站锅炉余热利用综合优化技术，探讨分析了各类烟气余热回收技术的技术原理及优缺点，为火力发电厂烟气余热回收技术的选择提供参考依据。
前言
在火力发电机组中，锅炉效率是机组经济性运行的重要指标，而在各类锅炉热损失中，排烟热损失占锅炉总的热损失一半以上[1]。研究结果表明：排烟温度每上升30℃，锅炉效率降低1%，机组标煤耗上升3g/(kW˙h)[2]。现役机组的排烟温度设计值约为130℃左右，但由于燃煤条件及电厂运行水平等问题，排烟温度实际值普遍在150℃左右。较高的排烟温度会导致锅炉效率降低，机组年平均煤耗上升，并造成烟尘污染物排放量增加，影响机组的经济性运行和污染物排放指标。因此，如何有效地对排烟余热进行回收利用，成为目前各火力发电机组亟待解决的问题。
目前，实现烟气余热回收利用的方式主要有：烟气余热加热机组回热系统的凝结水，加热热网水，加热锅炉的一次风、二次风。相应的烟气余热回收技术有：低温省煤器技术，低低温烟气处理技术，前置式液相介质空预器与低温省煤器组合技术，新型电站锅炉余热利用综合优化技术[3-8]。本文将对以上四种技术的原理及优缺点进行对比介绍，为火力发电厂选择烟气余热利用技术的选择提供参考。
1.低温省煤器技术
低温省煤器技术是通过烟气余热来加热低加回热系统的凝结水，将锅炉的排烟温度降低至合适值。烟气余热通过回热系统的凝结水回收热量来排挤下一级低加的汽轮机抽汽，使抽汽回到汽轮机继续做功，增大汽机的做功功率，从而降低机组发电标煤耗[3,9-11]。而对采暖供热机组，在供热时期可将回收的热量用于加热热网水，节能效果更显著。
低温省煤器根据其布置位置的不同，可分为以下两种情况：
a)低温省煤器布置于空预器与除尘器之间。该布置方式在回收烟气余热的同时，减小飞灰比电阻，提高除尘器的效率，减少粉尘等污染物的排放。而且系统结构简单，工程量较小，投资少;但为了保证低温省煤器及下游设备不受到低温酸腐蚀，必须控制换热器的运行温度，使换热器出口烟气温度高于酸露点，因此无法实现烟气余热的充分回收。
b)低温省煤器布置于引风机与脱硫塔之间。该布置方式避免了除尘器、引风机等设备的低温腐蚀问题，可将烟气温度降至较低水平，可以实现烟气余热最大程度上的回收，并减少了脱硫系统减温水的补水量，具有一定的节水效果。但由于烟气温度降至较低值，带来了低温省煤器及烟道的低温酸腐蚀问题，而且存在着改造空间受限的问题。针对以上问题，陈俊禄[12]提出了一种电站锅炉极低温烟气余热再用装置，该装置换热器材质为氟塑料材料，可有效避免换热器的低温腐蚀、积灰等问题，可有效实现烟气余热最大程度的回收利用。
2.低低温烟气处理技术
低低温烟气处理技术，该系统由第一级热回收器与第二级再加热器组成。其中，第一级布置在空预器和电除尘器之间的烟道上，第二级则布置在脱硫塔与烟囱之间的烟道上[13-14]。通过热媒水的闭式循环，第一级热回收器将除尘器入口烟气温度从120~130℃降到90℃左右;第二级再加热器则利用第一级热回收器回收的热量将脱硫塔出口的烟气温度升高至80℃左右。
低低温烟气处理技术具有以下特点：
(1)降低厂用电耗，降低设备运行费用。低低温烟气处理技术降低了烟气温度，烟气体积流量减小，降低了风机等设备的电耗，设备运行费用降低。
(2)降低除尘器入口温度至，降低粉尘比电阻，可有效提高电除尘器的除尘效率[15];升高脱硫塔后烟气温度，可有效改善脱硫塔后的烟道及烟囱的低温腐蚀问题，并摆脱白烟囱等视觉污染问题。
(3)可有效利用回收的烟气余热，回收的热量除用于加热脱硫塔出口的烟气外，还可用于加热回热系统的低加凝结水、采暖供热系统的热网水。
(4)由于排烟温度降低，粉尘比电阻等参数发生变化，因此必须重新对电除尘器进行优化设计。因此，该技术方案的工程量较大，初期投资也较高。
3.前置式液相介质空预器与低温省煤器组合系统
前置式液相介质空预器与低温省煤器组合系统如图2所示[5,16]。该系统的中间热媒介质通常为闭式循环水。系统以前置式空预器方式运行时，主凝结水管路的出、回水阀门关闭，通过空预器进风回收烟气余热;以低温省煤器方式运行时，关闭前置式空预器受热面水侧进、出口阀门，通过凝结水回收尾部烟气余热，排挤下一级低加抽汽，进入汽轮机做功，提高做功量，提高全厂热效率。
以前置式空预器方式运行时，取代了原有的蒸汽暖风器设备，防止了空预器出现腐蚀、积灰的问题，保证了空预器的安全稳定运行，并节省了蒸汽暖风器的抽汽，提高了全厂热效率。
在不需要对空预器进风加热时，系统以低温省煤器方式运行，选取合适的低温省煤器进水温度，保证换热器的最低壁温高于酸露点温度，确保系统运行的安全性。但该运行方式存在着换热器泄漏影响机组安全稳定运行的问题。
常海青等人[17]对以上系统做出了改进，提出了一种电厂锅炉烟气余热的深度回收利用及减排系统，其系统图如图3所示。该系统包含三级换热器，第一、第二级换热器布置在空预器和除尘器之间，第三级换热器布置在增压风机和脱硫塔之间;第一级换热器回收的烟气余热用于加热凝结水，第二、第三级换热器回收的烟气余热作为暖风器的热源，用于加热进入空预器的空气。该系统克服了传统低温省煤器无法深度回收烟气余热的缺陷，可以实现深度回收烟气余热和降低粉尘排放浓度的目的，并具有一定的节水作用。该技术目前已在国电福州电厂#2机组成功应用，节能效果显著，西安热工院提供的性能试验结果表明，系统投运后，节约标煤耗4.9g/(kwZh)。
4.新型电站锅炉余热利用综合优化系统
新型电站锅炉余热利用综合优化系统如图4所示[1,18-19]。该系统即为图4中的虚线部分，烟气-空气换热系统分高温段和低温段两级布置，中间布置一级低温省煤器。省煤器后的烟气在经过高温空预器后，进入低温省煤器进行换热，加热机组回热系统的低加凝结水;经过低温省煤器换热后的烟气，在经过除尘设备后进入低温空预器进行换热。
两级空预器为串联布置方式，常温的空气依次经过低温空预器和高温空预器，加热到机组所需的热风温度，完成空气的预热。在该优化系统中，考虑了烟气-空气换热系统，对锅炉尾部受热面的烟气、空气、凝结水三者进行全局性优化，使锅炉尾部烟气余热利用最大化，增大了机组余热利用的节能效果。
该优化系统具有以下特点：
1)低温省煤器布置在两级空预器之间，与凝结水进行换热的烟气温度较高，可使用温度较高的凝结水对烟气余热进行回收，节省更高等级的汽机抽汽，汽机效率明显提高，节约标煤量更高;而且由于烟气侧温度较高，低温省煤器运行温度较高，不存在换热器的低温腐蚀问题。
2)该优化系统中，空气与烟气分两级进行换热，传热温差降低，减少了空预器的传热㶲损失，提升了空预器的能量利用效率。
但该系统需要对空预器及低温省煤器进行优化设计，对机组的改造量较大，需要的改造空间较大，投资较高。
5.结论
由于国内的燃煤条件复杂，煤质的稳定性较差，而且在役机组存在改造空间有限等问题。因此，对于需要进行尾部烟气余热回收的现役机组，可以采用低温省煤器、低低温烟气处理技术或前置式空预器与低温省煤器的组合系统对烟气余热进行回收，但必须综合考虑燃煤质量、电厂运行水平、改造空间、改造工程量、投资及收益等因素。
而对新建机组，则可采用低低温烟气处理技术、前置式空预器与低温省煤器的组合系统或新型电站锅炉余热利用综合优化系统。在机组的设计阶段，综合考虑燃煤条件、换热器的运行参数、投资与收益等因素，在实现烟气余热回收的同时，提高机组的热效率，减少粉尘、SOX等污染物的排放。
