1、深度降低排烟温度的背景

    目前国内火电机组的锅炉排烟温度大都在110℃～130℃之间。理论上，对于排烟温度为110℃～130℃的锅炉，传统的理念认为已经满足要求了，已经比较低了，继续降低就可能出现腐蚀等不可靠因素的出现。但是国家要求的烟气环保指标的提高，必须在尾部增设脱硫装置。而湿法脱硫的最佳工作温度为80℃～90℃。从llO℃～130℃的烟气温度降低到80℃～90℃，其中蕴含着大量的热量。这一热量在传统的湿法脱硫工艺中被用来加热脱硫后的低温烟气，提高烟气的排放温度。实现这一功能的设备就是GGH。但是运行实践表明，GGH(气一气换热器)系统存在诸多问题。其中最为突出的就是换热空间堵塞和GGH的漏风，这会导致换热效果的降低，使回转式GGH耗电量增大，增压风机电耗增大，增加了厂用电率。

    湿法脱硫系统中取消了GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将降低脱硫效率。最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于80～90℃。为了满足这个要求，就要采用脱硫系统前喷水减温或增加脱硫工艺水量。若采取脱硫系统前喷水减温，把烟温降低到80～90℃，需要大量的减温水，同时加重了脱硫系统的负担，也浪费了烟气所蕴含的巨大热量。

    综上所述，烟气尾部的湿法脱硫给必须降低排烟温度提出了要求，而原有GGH的诸多问题，又使得业主不得不取消GGH，这就给我们如何利用这些热量提出了要求。因此，就现在的观点，锅炉的排烟温度在设计的排烟温度110℃～130℃工作已经不能满足要求，必须增设其他装置把排烟温度继续降低，以满足脱硫的要求，同时又是节能、节水的要求。

2、国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置 
 
2.1低压省煤器目前的应用情况

    低温省煤器已在国内多数电厂的上百台机组上得到应用。辽宁某发电厂3号锅炉系超高压自然循环煤粉炉，于2004年11月投产运行。机组投产后，锅炉排烟温度达到160～170℃。2011年电厂在3号锅炉尾部空气预热器后安装余热回收系统，将锅炉排烟温度降低到135℃左右，显著提高了全厂热经济性指标。

    山东发电厂锅炉是系燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。
 
    国外低温省煤器技术较早就得到了应用。德国Schwarze Pumpe电厂2×855MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同低温省煤器一致。德国科Niderausseml000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在
空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH，烟气放热段的GGH布置在电除尘器上游，烟气被循环水冷却后进入低温除尘器(烟气温度在90～100℃左右)，烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。

   低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩，但上述的例子中我们发现，在德国锅炉排烟温度较高，均达剑170℃左右(这些锅炉燃用的是褐煤)，而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右。日本的情况是锅炉设计排烟温度不高(125℃左右)，经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。

2.2低压省煤器安装位置

    由于低温省煤器的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温省煤器时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置。

2.2.1低温省煤器布置在除尘器的进口
  
    日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂(1000MW)和Tomato-Atsuma电厂(700MW)等都有类似的布置。管式的GGH烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。管式GGH将烟气温度降低到90℃左右，这样可提高电气除尘器的运行收尘效率。低温省煤器布置在除尘器的进口，除尘器下游的烟气体积流量降低了约5％，因此其烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少，降低了运行厂用电。据计算，每台机组节约引风机和增压风机厂用电共约500kW。需要指出的是除尘器和风机的选型仍应该考虑125℃低温省煤器未投运时的情况。这种布置方式最火的风险是腐蚀。因为经过低温烟气换热器后的烟气温度已经在酸露点以下，除尘器、烟道、引风机、增压风机均存在腐蚀的风险。但根据日本的有关技术资料，未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒，可中和烟气中凝结的硫酸微滴，低温除尘器及其下游的设备并“不需要进行特别的防腐考虑”，而且日本的不少大机组运行低温除尘器也有良好的业绩，因此，这种布置方式应该是可行的。

2.2.2低温省煤器布置在脱硫吸收塔的进口

    德国一些燃烧褐煤的锅炉将低温省煤器布置在吸收塔入口。低温省煤器将烟气温度从160℃降低到100℃后进入吸收塔，被烟气加热的凝结水再加热冷二次风。

    这种方式的低温省煤器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却的作用。烟气经过除尘器后，低温省煤器处于低尘区工作，因此飞灰对管壁的磨损程度将人大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉，其出口烟气带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器、引风机、增压风机之后，烟气并不会对这些设备造成腐蚀，因而避免了腐蚀的危险。因为吸收塔内本来就是个酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为45℃。塔内进行了防腐处理。这种布置方式只要考虑对低温省煤器的低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。

    采用这种布置方式的缺点是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器运行效率、减少引风机和增压风机功率的好处；其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管道也较长，凝结水泵需克服的管道阻力及电耗也更高。

3、本机组适于安装低压省煤器的有利条件

    河南某发电厂一期工程2×1000MW机组锅炉系东方锅炉厂制造的2724t/h超超临界锅炉，锅炉设计排烟温度为120℃(THA)，锅炉设计效率93．86％。在安装低压省煤器方面如下有利条件：

(1)在机组基建期间装设深度降低排烟温度节能装置，可将受热面区域烟道、水管路、钢架布置安装及引风机选型等方面纳入机组整体基建方案中统筹考虑，可大幅度降低深度节能项目的投资。
(2)在基建阶段可方便对深度降低排烟温度节能装置的布置位置、布置方式进行优化设计，实现分段布置。受热面可分为高温段与低温段两部分，高温段受热面布置在引风机前面，其壁温控制在露点之上，不会发生低温腐蚀。一方面提高了装置的安全性，另一方面烟气在进入引风机之前，经过高温受热面降温，体积流量减小，可降低引风机功率，减小引风机电耗。
(3)本机组的设计炉机参数与煤质非常适合高效回用烟气余热，可以降低机组供电标准煤耗。
(4)装设排烟深度节能装置后，可在锅炉烟气进入脱硫系统前将排烟温度降至88℃，使得脱硫系统可不设置GGH系统，减少了投资，且不需要对烟气进行喷水减温。

4、经济性分析

4.1供电燃煤降低

(1)采用等效热降法进行热经济性分析。将低压省煤器回收的排烟余热作为纯热量输入系统，而锅炉的有效热量不变，从而使发电煤耗降低约1.49/kWh。
(2)由于加装了低压省煤器，使得锅炉燃煤量降低、进风量降低、烟气量减少、给水量减小、主蒸汽流鼙减小等，对电厂辅机运行电耗产生影响，电耗将按比例减小，从而引起发电煤耗的降低，煤耗降低值约为O.069/kWh。
(3)低压省煤器所增加烟侧阻力对引风机功率的影响
按照年负荷率取75％测算，安装低压省煤器后新增烟气总流阻600Pa(修正后)，由此引起的引风机增加耗电功率为△Pyf=340kW(风机效率取85％)；升压泵增加的耗电功率△Psb=18kW(升压泵效率取85％)，两项总耗电功率为358kWw，由此引起的供电煤耗增加0.1g/KWh。
综合考虑(1)(2)(3>项，低压省煤器引起的机组供电煤耗降低为△b=1.36g/kWh。
年节标煤量△Bb=O.75x1000000×8100x1.36×10(-6)=8262吨。
年节煤经济效益:S1=650xl0(-4)x8262=537万元。

4.2节约脱硫系统的用水

低压省煤器降低烟温△Ty=32℃,低压省煤器吸收烟气的热量Qy=132777373 kJ/h。
水由环境温度加热到汽化的焓y=2592千焦斤/千克：
年节水量Gjs==311197吨/年；
年节水效益S2=6x311197x10（-4）=186.7万元。

5、结论

(1)采用装设低压省煤器方案是实现本机纽取消GGH后同收热量。实现深度降低捧烟温度节能的最佳方案，不仅实现了深度节能，而且还为脱硫创造了烟温条件，并且还可以节约用水。
(2)在基建阶段装设深度降低排烟温度节能系统．方便对装置的布置进行优化设计，并可使投资大幅度降低。
(3)把锅炉的余热利用与汽轮机的回热系统巧妙地结合起来，对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面(下级空预器)的后面，因此，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少，从而反弹捧烟温度的降低效果。
(4)具有良好的煤种和季节适应性。锅炉的低压省煤器的出口烟气温度可以根据季节和煤质进行调节，以实现节约煤耗和防止低温腐蚀的综合要求。
(5)具有良好的负荷适应性，低压省煤器的单位标煤节省量在锅炉低负荷运行时并不降低，仍然可以保持较高的运行经济性。