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。考虑到烟气余热换热器的换热效率及避开钢材的敏感腐蚀区，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。机组采用烟气余热换热器后，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。