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摘要：本文结合了大唐太原第二热电厂火力发电#10、#11 机组增设烟气余热换热器（低压省煤器）工程改造方案，提出在引风机出口烟道位置安装烟气余热回收换热器（低压省煤器），将烟气温度降低到102℃，将回收的热量输送到凝结水回热系统中(冬季的工况不同，加热热网供水），使用热力学进行分析，可以使发电标煤耗降低，使每台机组的脱硫吸收塔喷淋降温用水减少。
传统设计概况：
在传统的锅炉设计中，要对煤炭的价格、钢材的价格、烟气的低温腐蚀进行综合的考虑，通常将大型电站的燃煤锅炉空气预热器排烟温度设置在120℃~130℃左右，对硫分和水分较多的燃料要将排烟的温度设定到更高的数值。这样的设计在不强制烟气脱硫和煤炭价格较低的情况是可以使用的。
传统设计缺点分析：
火电厂烟气脱硫工艺中最常用的是以湿式石灰石———石膏烟气脱硫技术，烟气进入到脱硫塔中的温度（最佳反应温度）大约在80℃左右，锅炉空气预热器出口的烟气一般经过GGH 或者是喷淋减温后进入到脱硫塔中。回转式GGH 方式因为有漏烟的现象，对脱硫的效率等会造成影响，所以使用的较少，喷水减温方式虽然简单可行，但是需要消耗大量的水资源。
本文结合了大唐太原第二热电厂火力发电#10、#11 机组增设烟气余热换热器（低压省煤器）工程改造方案为例，脱硫塔不使用GGH 技术，对烟气进脱硫塔之前和部分凝结水换热进行探讨，目的降低脱硫烟气的温度，利用非标设计电厂锅炉烟气余热回收换热器将机组效率的可行性和经济型进行提高。
一、工程概况
太原第二热电厂#10、#11 号锅炉为东方锅炉厂设计制造的亚临界、中间一次再热、全悬吊、自然循环、平衡通风、燃煤汽包炉。锅炉型号为DG1065/17.4-Ⅱ12。厂址区域地震动峰值加速度0.2g（对应震烈度为8 度），地震动反应谱特征周期0.35s。地下水位埋深一般2.6-2.8m，根据水质分析结果，场地内地下水对钢筋混凝土基础无任何腐蚀性。
二、 #10、#11 机组增设电厂锅炉烟气余热回收换热器（低压省煤器）设计条件
锅炉原烟气的流经顺序为锅炉→锅炉尾部烟道→静电除尘器→锅炉烟气余热回收换热器→脱硫吸收塔→烟囱，烟气被冷却后放出的热量用来加热热网水或汽机凝结水。
烟气余热回收换热器的水来自除盐水或热网水，在冬季进行运行时，烟气余热换热器接入热网水系统，来自热网回水母管的水（温度约为60℃左右）进入烟气余热换热器，通过烟气余热换热器换热元件与烟气进行换热，被烟气加热后（水温110℃左右）送回至热网回水母管，并入热网系统。在夏季进行运行时，烟气余热换热器切换至依靠除盐水自循环运行，并通过板式换热器加热来自7 号低加入口处的凝结水，被加热后的凝结水温度达到7 号低加出口水温，回至凝结水主系统，主凝结水回路与烟气余热换热器回路成并联布置。汽机凝结水进、出水选用参数选择按照《某热电厂300MW 机组热力性能数据》进行选取。冬季采暖期取水点可切换至热网系统，以提高热能利用率。
2.1 烟气余热回收换热器的换热形式为烟气—水换热器，每台机组设1 套烟气余热回收换热系统，本工程共2 台机组，共设2 套余热换热系统。
2.2 换热管的平均壁温小于烟气的酸露点温度的区域均视为存在低温腐蚀区域。为避免低温腐蚀区域的换热现象，除在管道材料上采取应有措施外，即推荐选用耐腐蚀的氟塑料材质，同时若有条件，可从腐蚀源头上解决防腐蚀设计。
2.3 本工程烟气余热换热器的安装位置为静电除尘器之后烟道内，按室外布置考虑，预留安装位置为原脱硫增压风机后水平烟道。
三、 #10、#11 机组增设锅炉烟气余热回收换热器运行要求
目前运行状况：
①目前实际燃用煤质状况：
干燥无灰基挥发份35±5%（绝对值）。收到基全水分10±4%（绝对值）。 收到基灰份35±5%（绝对值）。 收到基低位发热量17Mj±10%（相对值）。
②目前排烟温度状况：140～160℃（电除尘后）。
要求改造后余热换热器出口烟气温度降至102℃。
通过换热器的烟气量按1100000Nm3/h 设计；最大烟气量按1200000Nm3/h 校核。
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