若对大容量火力发电厂660MW级燃煤锅炉增设烟气余热换热器回收烟气余热，，，，，，，提高机组的热经济性和增加的投资，，，，，，，需要在引风机出口汇合烟道前装设烟气余热换热器，，，，，，，回收的热量加热凝结水，，，，，，，进入回热系统，，，，，，，可提高全厂热效率0.16%，，，，，，，机组发电标煤耗率降低1.0g/kWh，，，，，，，实现节能减排的目的。。。。。。

大部分燃用褐煤的机组将烟气余热换热器布置在吸收塔入口，，，，，，，烟气余热换热器将烟气温度从约160℃降低到约100℃后进入吸收塔，，，，，，，烟气用来加热凝结水。。。。。。烟气余热换热器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却作用。。。。。。烟气经过除尘器后，，，，，，，烟气含尘浓度已经小于30mg/Nm3，，，，，，，烟气余热换热器处于低尘区工作，，，，，，，因此，，，，，，，飞灰对管壁的磨损程度已大大减轻。。。。。。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉，，，，，，，烟气余热换热器出口的烟气带有酸腐蚀性。。。。。。但是由于其布置位置在除尘器及引风机之后，，，，，，，烟气不会对这些设备造成腐蚀。。。。。。由于吸收塔内本来就是酸性环境，，，，，，，烟气离开吸收塔时温度约为46℃，，，，，，，脱硫区域已进行了防腐处理。。。。。。因此，，，，，，，该布置方案腐蚀较少，，，，，，，通常采用该种烟气余热换热器布置方案。。。。。。

汽轮机回热加热系统拟采用烟气余热换热器和低加并联的方案。。。。。。根据汽轮机厂提供的660MW(THA)工况下的热平衡图，，，，，，，7号低加出口凝结水温度为100℃，，，，，，，6号低加出口凝结水温度为121.9℃，，，，，，，烟气余热换热器出口的烟气温度约100℃和7号低加出口凝结水温度相近，，，，，，，因此，，，，，，，本方案将经烟气余热换热器后的凝结水接至7号低加出口凝结水管道。。。。。？？？？？？悸堑窖唐嗳然蝗绕鞯幕蝗刃始氨芸植牡拿舾懈辞，，，，，系统设置调节旁路，，，，，，，保证烟气余热换热器的进水温度不小于60℃。。。。。。凝结水侧设置两台增压泵，，，，，，，一运一备，，，，，，，变频控制。。。。。。

1、热平衡计算

（1） 烟气余热换热器换热计算

660MW机组在THA 况下，，，，，，，根据锅炉厂资料，，，，，，，锅炉空预器出口烟温(修正后)为125℃，，，，，，，，，，，，，，考虑引风机温升，，，，，，，引风机出口烟气温度约为126.9℃。。。。。。轴封加热器出口约278.6t/h，，，，，，，33.6℃凝结水进入烟气余热换热器加热后温度提升为100℃后，，，，，，，进入7号低加出口的凝结水管道。。。。。。

（2） 机组热平衡计算

同时由于换热器烟气阻力增加，，，，，，，引起引风机轴功率增加，，，，，，，以及增加凝结水烟气余热利用装置水泵耗功。。。。。。同时由于278.6 t/h凝结水经烟气余热换热器换热，，，，，，，减少了7段和8段抽汽量，，，，，，，在机组额定功率不变的情况下，，，，，，，减少了机组的进汽量，，，，，，，机组热效率提高0.16%，，，，，，，发电标煤耗率降低1.0 g/kWh。。。。。。

机组尾部烟道安装烟气换热器后，，，，，，，会增加烟气阻力和工质阻力，，，，，，，相应地会增加引风机和水泵的功耗。。。。。。采用定功率法，，，，，，，经计算主蒸汽量降低7.36t/h，，，，，，，相应辅机功率下降约160 kW，，，，，，，扣除该部分后总能耗增加值为341 kW，，，，，，，扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/kWh。。。。。。

2、技术经济性分析

（1） 热经济性分析

根据热平衡和热经济性计算结果，，，，，，，由于换热器烟气阻力增加，，，，，，，引风机轴功率增加，，，，，，，凝结水侧增加水泵耗功。。。。。。同时由于278.6t/h的凝结水经烟气余热换热器换热，，，，，，，减少了7段和8段抽汽量。。。。。。综合计算，，，，，，，机组热效率提高0.16%，，，，，，，发电标煤耗率降低1.0g/kWh。。。。。。由于设置了旁路系统，，，，，，，机组需增加两台增加泵，，，，，，，一运一备，，，，，，，每台泵功率约36kW。。。。。。

另外，，，，，，，由于烟气余热换热器后烟气温度降低，，，，，，，脱硫塔内喷水减温用水量减少。。。。。。加装烟气余热换热器前，，，，，，，脱硫系统工业水耗量约110t/h，，，，，，，加装烟气余热换热器后工业水耗量约为80t/h，，，，，，，节约水量约30t/h。。。。。。

（2）系统投资

根据660MW机组工程的设计参数，，，，，，，经与厂家初步沟通，，，，，，，整个烟气余热换热器系统包含设备及管道等在内，，，，，，，每台机组增加费用约1050万元。。。。。。

（3） 经济性分析结果

标煤价按750元/t，，，，，，，水费1.5元/t，，，，，，，机组年利用小时数5500h，，，，，，，全年发电量不变。。。。。；；；；；椴捎醚唐嗳然蝗绕骱螅，，，，，由于机组发电标煤耗率降低1.0g/kWh，，，，，，，扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/kWh，，，，，，，机组全年节约燃煤采购成本约228.7万元，，，，，，，即：

660MW×0.84g/kWh×5500h×750元/t=228.7万元。。。。。。

机组工业水用量减少30t/h，，，，，，，全年节约水费用约24.75万元，，，，，，，即：30 t/h×5500h×1.5元/t=24.75万元。。。。。。

根据与厂家沟通的结果，，，，，，，由于设备寿命约为55000h，，，，，，，设备到期后需有60%的设备更换量，，，，，，，因此设备年检修维护费用约为51万元。。。。。。

综合以上数据计算，，，，，，，投资回收期约为6.9年。。。。。。

综上所述，，，，，，，采用烟气余热加热凝结水，，，，，，，能回收烟气的余热，，，，，，，提高机组效率，，，，，，，实现节能减排的目的。。。。。。如果装设烟气余热换热器可提高全厂热效率0.16%，，，，，，，每台机组增加投资约1050万元，，，，，，，全年节省运行费用202.45万元，，，，，，，投资回收期约为6.9年。。。。。。随着机组运行后锅炉排烟温度的升高，，，，，，，机组节省的年运行费用将大大增加，，，，，，，投资回收年限降低。。。。。。