火力发电厂主要有两大热损失，汽轮机系统冷端排汽冷凝热损失以及锅炉系统尾部排烟热损失。影响电站锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度。中国现役火电机组锅炉排烟温度普遍维持在120 ℃～150 ℃左右水平，因此深度降低锅炉排烟温度，回收烟气余热具有重大的节能意义。
烟气余热回收利用技术就是利用低温省煤器(通常为管式换热器)将锅炉的排烟温度由实际较高值降低到合适的温度，同时低温省煤器利用这部分余热来加热凝结水，排挤汽轮机抽汽，增加汽轮机做功功率，降低煤耗。若电厂为供热机组，在采暖季节可将此部分余热用于采暖供热，热能利用效率更高，节能潜力更大。
烟气余热利用系统技术方案
低温省煤器本体
换热器型式
目前，低温省煤器主要采用管式换热器的型式。由于光管的传热温差较小，考虑到结构紧凑及节省成本等方面，换热管束须采用扩展受热面强化传热。国内应用于低温省煤器的换热管主要分为螺旋翅片管和H型翅片管。
螺旋翅片管的主要特点是制作效率较高、造价较低，在低尘的环境下有较好的应用。H型翅片管制作效率要低于螺旋翅片管，造价略高，但其较易清灰、耐磨损，适用于除尘器前等高尘环境。表1为两种翅片管的性能及造价对比情况。
换热方式
低温省煤器根据回收的余热用途不同可分为一次换热和二次换热两种方式。一次换热一般用于烟气余热直接加热凝结水并排挤汽轮机抽汽的方式，换热器即为低温省煤器。二次换热一般用于有采暖需求的电厂在采暖季将低温省煤器吸收的余热通过板式换热器等设备再次换热提高热网水温度，二次换热主要用于保证在采暖季结束切换余热利用方式时凝结水的水质不受污染。
防腐蚀方式
通常进入低温省煤器的凝结水温度较低，低温省煤器烟气出口侧管束壁面温度将低于烟气酸露点，进而产生低温腐蚀现象。国内通常采用以下方式避免严重的低温腐蚀现象：
a)采用ND钢等耐酸腐蚀的材料，控制腐蚀速率，并留有一定的腐蚀余量;
b)根据烟气酸露点温度，并通过热水再循环或从不同的低加位置取水进行混水等方式，确定合适的低温省煤器进水温度，避开发生低温腐蚀的严重腐蚀区;
c)低温省煤器设置水侧和烟气侧进、出口温度测点，及时控制水温及烟气温度。防积灰措施
低温省煤器应根据不同的布置位置、烟气灰含量的特点等选择合适的换热管型式、合适的烟气流速以及设置吹灰系统等防积灰措施。主要有以下内容：
a)低温省煤器布置在除尘器之后可采用H型翅片管或螺旋翅片管，布置在除尘器之前可采用H型翅片管;
b)设计合适的烟气流速。烟气流速根据低温省煤器的布置位置不同一般控制在10 m/s～13 m/s左右，避免产生大量的积灰;
c)设置吹灰器系统，定时吹灰，减少积灰发生;
d)在机组停运时检查积灰状况，利用高压水进行人工清灰。
烟气余热利用系统
低温省煤器进出口烟温选择
为保证夏季高温情况低温省煤器充分换热，低温省煤器设计进口烟气温度可选择夏季机组额定工况下平均排烟温度。低温省煤器出口烟气温度根据低温省煤器的布置位置有不同的选择。当低温省煤器布置在除尘器前时，排烟温度需保证不低于酸露点温度，避免烟气结露，影响除尘器。当低温省煤器布置在脱硫塔前时，根据有限腐蚀的概念以及换热经济性等方面考虑排烟温度一般不低于90 ℃;
凝结水取水方式
考虑到低温腐蚀等问题，需控制进入低温省煤器的凝结水温度。若无法在回热系统中取得较为合适温度的凝结水，则一般采用两种方式确保低温省煤器入口水温：一种从两级不同的低加入口取水并混合至合适的温度;另一种从一级低加入口取水并从加热后的回水中取部分再循环水与入口取水混合至合适温度。
凝结水分水系数优化
在低温省煤器的凝结水进水温度、低温省煤器烟气进出口温度确定的情况下，凝结水分水系数将会对节省标煤量以及技术经济性产生影响。随着分水系数的减小节省标煤量趋向增加，低温省煤器换热面积也同时增加，但两者增加的幅度不同，在某一分水系数下存在技术经济性最好的一点。若以技术经济性作为评价项目的最终目标，则可确定较为合适的分水系数。
低温省煤器布置
低温省煤器视其设置位置不同，可分为以下三种情况：
a)低温省煤器设置于空气预热器出口、除尘器入口前的烟道上。在降低锅炉排烟温度的同时，减小飞灰比电阻，提高除尘效率，减少污染物排放。但是由于控制烟温在酸露点之上，因此烟气余热不能够充分利用，同时烟气温度的降低增加了除尘器防腐蚀的难度，增加了除尘器内堵灰的可能性;
b)低温省煤器设置于引风机出口即脱硫塔入口前。低温烟气冷却到合适温度后直接进入脱硫塔，不存在对引风机等设备造成低温腐蚀危害，可以最大程度地利用烟气余热。低温省煤器设于脱硫塔前，减少烟气蒸发水耗量，起到一定的节水效果。同时，换热管束的磨损和堵灰的问题也较轻;
c)低温省煤器布置按串联两级设置。将低温省煤器分为串连的两级，第一级布置在除尘器的入口，第二级布置在吸收塔的入口。这种布置方式既可以提高电除尘器效率和布袋除尘器使用寿命，又可以充分吸收利用烟气热能。但其系统较为复杂，工程造价也相应提高。
应用实例分析
现以火电厂为例，通过系统设计及优化，分析增设低温省煤器后的节能潜力。
系统设计
本工程为300 MW发电机组，额定负荷烟气量为1 100 000 Nm3/h，夏季额定工况平均排烟温度为135 ℃，年平均排烟温度为125 ℃。实际燃烧煤种的酸露点为101 ℃。根据电厂实际情况，设计将低温省煤器布置在脱硫塔前的烟道上，烟气温度由135 ℃降至92 ℃左右。
该机组7号、8号低压加热器组合设置于凝汽器喉部，无法从温度较为合适的7号低加入口取水。因此，低温省煤器从8号低加入口取水，经烟气冷却器加热后回6号低加入口。为防止管束壁温过低造成严重的低温腐蚀，系统设置有热水再循环，从低温省煤器出口取部分热水与进口冷水混合，混水温度为70 ℃。
机组增设低温省煤器带来烟气阻力增加，计算额定负荷运行时约增加500 Pa的烟气阻力。
节能效果分析
机组在额定工况下，加装烟气余热回收利用系统后，1台机组的节煤效果如下。
加装低温省煤器降低发电煤耗(标煤)g/(kW˙h)1.9
引风机增加功率折算成煤耗(标煤)g/ (kW˙h)0.4
增压水泵增加功率折算成煤耗(标煤)g/ (kW˙h)0.03
降低发电总煤耗(标煤)g/ (kW˙h)1.47
年利用小时h5 500
年节约发电煤耗节煤量(标煤)t/a2 426
单位煤价(标煤)元/t800
节煤效益×104元/a195
烟气余热利用项目建议
电厂在进行烟气余热回收利用项目前，应重点注意以下内容：
a)调查空气预热器换热效果。若空预器换热面积不足、换热元件积灰等均会影响换热效果，造成排烟温度偏高。因此，应首先解决空预器换热问题，消除空预器对排烟温度的影响;
b)由于增设低温省煤器必然增加了烟气阻力，因此需首先调研引风机出力裕量问题。引风机裕量将直接影响低温省煤器换热面积的计算，进而影响工程造价。若引风机裕量不足，需考虑提高引风机出力的相应改造方案及费用，也可与电厂脱硝改造同步讨论;
c)在进行节能效果计算时，需要考虑汽轮机做功功率增加或增加供热面积等方面，无需考虑锅炉效率的提高，以免造成重复计算。因为计算锅炉排烟热损失的排烟温度为空预器出口温度，烟气余热利用技术只是利用了空预器出口后的排烟废热，锅炉效率并没有提高。
