火电厂余热利用技术，提高热能综合利用率

燃煤火力发电生产的电能占我国总电能的80%左右，在实际生产中，由于各种因素的影响，燃煤的热值并没有得到充分的利用。在当前原煤市场化而电能计划化的大背景下，能源和水资源越来越紧缺使得原煤价格上涨，环境日益恶化传导给企业的环保责任越来越大，在这些严峻挑战面前，如何充分利用煤炭燃烧产生的热能，成为火电厂在困境中寻求效益和谋求发展的主要举措之一。

在火电厂中锅炉尾气、锅炉连续排污水以及炉底排渣中的余热具有可以综合利用的价值，通过对这些残余热能的回收利用可以有效地提升电厂的经济效益和环境效益。目前针对这些余热的回收利用有很多种方式，比如利用锅炉烟气余热加热给水省煤器、将烟气余热作为空气预热器的热量来源、利用锅炉连排水余热加热锅炉给水、利用炉膛底部的炉渣余热加热锅炉燃烧空气和给水，除了这些常用的余热利用方式外，还有直接利用锅炉连排水的发电装置以及深度利用锅炉尾部烟气余热的系统等。本文主要介绍了汽水系统余热和锅炉排烟系统余热的综合利用技术，并对其利用效果通过应用实例进行了探讨与分析。

1 火电厂低温余热利用技术

1.1 汽水系统余热利用技术

目前在锅炉汽水系统的余热回收利用上主要有两个方面：一是将连排水直接引入到加热器中用于加热锅炉给水，这种方式为常规的余热利用方式，利用效率较低；二是利用火电厂锅炉连排水中剩余的高品位热能进行做功，再驱动发电机生产电能，输出的水汽混合物再送至热水站，用于生产供居民使用的热水或供暖，这种方式能够使余热得到充分回收利用。这里的发电装置是利用连排水余热加热螺杆膨胀动力机，再通过联轴器带动发电机发电的热能利用系统。

1.2 锅炉排烟系统的余热利用技术

火电厂中排烟损失的热能占了煤炭产生总热能的5%～12%，占锅炉总热损失的80%甚至更高，因此锅炉尾部烟气余热损失是火电厂余热利用的重点。一般而言，排烟温度每升高10℃，就会增加0.6%～1.0%的热损失，这样换算成煤电比则每度电增加煤耗2克左右。

我国在运的火电厂中，锅炉排烟温度一般都在125℃～150℃之间，排烟温度偏高而导致的热能损失已经成为火电厂面临的困境之一。而目前对这部分余热的回收大多采用的是在排烟系统中安装烟气冷却器，通过空气或水等导热介质将余热传输至锅炉给水系统或进气系统，对助燃空气、冷凝水进行加热而达到节能的目的。

2 余热利用技术应用实例分析

2.1 汽水系统的余热利用实例

以某火电厂2×200MW机组为例，其额定蒸发量为670t/h，2台锅炉的设计连排流量为12t/h，实际运行流量为8～10t/h。对其采用螺杆膨胀动力发电装置改造之后，初期运行一台锅炉，并利用汽包排污阀来控制连排流量，使其达到装置设计要求，这样发电装置发电功率达到200kW。通过运行测试确定该装置的投入未对汽轮机发电机组造成不良影响，且机组运行安全可靠，实现了无人值守。应用效果得到验证后对另一台锅炉开展改造，投运后2台锅炉正常运行时，发电装置发电功率可达300kW的满负荷额定容量运行。

应用效果分析：在2台锅炉正常运行情况下按发电功率为300kW计算，刨去发电装置自损耗1.1kW，按锅炉全年运行6500h，上网电价按0.35元/（kW?h）的情况下，采用该系统可以增加发电量（300-1.1）×6500=194.285万度，可获收益68.0万元，而且同时还向社会提供了大量的热水。这样按机组的发电煤耗率为3209/（kW?h）计算，年可节省标煤621.71t。若按每吨煤燃烧要排放CO21.98t计算，每年可以减少CO2排放1231t，可见节能和环境效益都很明显。

2.2 排烟系统的余热利用实例

以某电厂300MW机组的深度冷却器节能改造为例，在改造中采用在增压风机和脱硫塔之间增设烟气冷却装置，把锅炉给水从6号低压加热器前通过管道引入烟气冷却器中，和烟气进行热交换后再送到5号低压加热器，在该环节烟气温度从152℃降低到108℃，而给水从83.8℃升高至103.7℃。本次技改投资为640万元，改造用去45天。

节能效果分析：技改之后机组的排烟温度降低44℃，使机组的发电煤耗降低约4g/（kW?h），该机组年运转4500h，当时标准煤价为800元/t，该技改项目可实现年节约标煤5400t，费用432万元，技改投资不到2年可收回，另外可减少CO2排放10692t，经济效益和环境效益显着。

火电厂余热的综合利用技术的推广和应用，不仅可以获得良好的经济和环境效益，同时能够提高火电厂的能力，这既有利于电厂节约成本、提升竞争力和完成环保义务，同时又符合国家关于转变发展方式、节能减排的发展思路。