若對大容量火力發電廠660MW級燃煤鍋爐增設煙氣余熱換熱器回收煙氣余熱，提高機組的熱經濟性和增加的投資，需要在引風機出口匯合煙道前裝設煙氣余熱換熱器，回收的熱量加熱凝結水，進入回熱系統，可提高全廠熱效率0.16%，機組發電標煤耗率降低1.0g/kWh，實現節能減排的目的。

大部分燃用褐煤的機組將煙氣余熱換熱器布置在吸收塔入口，煙氣余熱換熱器將煙氣溫度從約160℃降低到約100℃后進入吸收塔，煙氣用來加熱凝結水。煙氣余熱換熱器實際上起到管式GGH加熱器中煙氣冷卻作用。煙氣經過除塵器后，煙氣含塵濃度已經小于30mg/Nm3，煙氣余熱換熱器處于低塵區工作，因此，飛灰對管壁的磨損程度已大大減輕。由于煙氣中的堿性顆粒幾乎被除塵器捕捉，煙氣余熱換熱器出口的煙氣帶有酸腐蝕性。但是由于其布置位置在除塵器及引風機之后，煙氣不會對這些設備造成腐蝕。由于吸收塔內本來就是酸性環境，煙氣離開吸收塔時溫度約為46℃，脫硫區域已進行了防腐處理。因此，該布置方案腐蝕較少，通常采用該種煙氣余熱換熱器布置方案。

汽輪機回熱加熱系統擬采用煙氣余熱換熱器和低加并聯的方案。根據汽輪機廠提供的660MW(THA)工況下的熱平衡圖，7號低加出口凝結水溫度為100℃，6號低加出口凝結水溫度為121.9℃，煙氣余熱換熱器出口的煙氣溫度約100℃和7號低加出口凝結水溫度相近，因此，本方案將經煙氣余熱換熱器后的凝結水接至7號低加出口凝結水管道。考慮到煙氣余熱換熱器的換熱效率及避開鋼材的敏感腐蝕區，系統設置調節旁路，保證煙氣余熱換熱器的進水溫度不小于60℃。凝結水側設置兩臺增壓泵，一運一備，變頻控制。

1、熱平衡計算

（1） 煙氣余熱換熱器換熱計算

660MW機組在THA 況下，根據鍋爐廠資料，鍋爐空預器出口煙溫(修正后)為125℃，，考慮引風機溫升，引風機出口煙氣溫度約為126.9℃。軸封加熱器出口約278.6t/h，33.6℃凝結水進入煙氣余熱換熱器加熱后溫度提升為100℃后，進入7號低加出口的凝結水管道。

（2） 機組熱平衡計算

同時由于換熱器煙氣阻力增加，引起引風機軸功率增加，以及增加凝結水煙氣余熱利用裝置水泵耗功。同時由于278.6 t/h凝結水經煙氣余熱換熱器換熱，減少了7段和8段抽汽量，在機組額定功率不變的情況下，減少了機組的進汽量，機組熱效率提高0.16%，發電標煤耗率降低1.0 g/kWh。

機組尾部煙道安裝煙氣換熱器后，會增加煙氣阻力和工質阻力，相應地會增加引風機和水泵的功耗。采用定功率法，經計算主蒸汽量降低7.36t/h，相應輔機功率下降約160 kW，扣除該部分后總能耗增加值為341 kW，扣除輔機耗功后節省標煤量為0.84 g/kWh。

2、技術經濟性分析

（1） 熱經濟性分析

根據熱平衡和熱經濟性計算結果，由于換熱器煙氣阻力增加，引風機軸功率增加，凝結水側增加水泵耗功。同時由于278.6t/h的凝結水經煙氣余熱換熱器換熱，減少了7段和8段抽汽量。綜合計算，機組熱效率提高0.16%，發電標煤耗率降低1.0g/kWh。由于設置了旁路系統，機組需增加兩臺增加泵，一運一備，每臺泵功率約36kW。

另外，由于煙氣余熱換熱器后煙氣溫度降低，脫硫塔內噴水減溫用水量減少。加裝煙氣余熱換熱器前，脫硫系統工業水耗量約110t/h，加裝煙氣余熱換熱器后工業水耗量約為80t/h，節約水量約30t/h。

（2）系統投資

根據660MW機組工程的設計參數，經與廠家初步溝通，整個煙氣余熱換熱器系統包含設備及管道等在內，每臺機組增加費用約1050萬元。

（3） 經濟性分析結果

標煤價按750元/t，水費1.5元/t，機組年利用小時數5500h，全年發電量不變。機組采用煙氣余熱換熱器后，由于機組發電標煤耗率降低1.0g/kWh，扣除輔機耗功后節省標煤量為0.84 g/kWh，機組全年節約燃煤采購成本約228.7萬元，即：

660MW×0.84g/kWh×5500h×750元/t=228.7萬元。

機組工業水用量減少30t/h，全年節約水費用約24.75萬元，即：30 t/h×5500h×1.5元/t=24.75萬元。

根據與廠家溝通的結果，由于設備壽命約為55000h，設備到期后需有60%的設備更換量，因此設備年檢修維護費用約為51萬元。

綜合以上數據計算，投資回收期約為6.9年。

綜上所述，采用煙氣余熱加熱凝結水，能回收煙氣的余熱，提高機組效率，實現節能減排的目的。如果裝設煙氣余熱換熱器可提高全廠熱效率0.16%，每臺機組增加投資約1050萬元，全年節省運行費用202.45萬元，投資回收期約為6.9年。隨著機組運行后鍋爐排煙溫度的升高，機組節省的年運行費用將大大增加，投資回收年限降低。