发电厂烟气余热利用热经济性分析与计算
余热利用方案
中低温余热利用方案2017年方案摘要根据厂区的中低温余热情况进行了分析，制订了余热利用的方式及达到的节能效益。
本方案主要包括三个方面：（1）烟气余热回收利用。
此部分余热利用有两种主要应用形式：一、采用烟气换热器直接预热锅炉补水，预计提升温度约30℃左右。
二、采用烟气换热器回收烟气热量产生90℃高温热水制冷，热水机组替换原热电厂办公楼电冷机。
采用方法一最简单、投资最省，但主要问题在于解决换热器堵塞和露点腐蚀问题。
（2）90℃蒸氨废液回收利用。
此部分余热可考虑采用非电热泵，以90℃的热水作为驱动热源，同时加热90℃的热水升温至120℃送往纯碱工艺的第一闪蒸罐内产生蒸汽。
2500m3/h的蒸氨废液每小时约可产生18吨蒸汽，年节省1800万元的蒸汽费用，投资回收期约14个月。
项目中采用特制的热泵机组解决腐蚀问题并考虑结垢的解决方案。
（3）45℃低温冷却水余热。
此部分余热可与锅炉补水预热相结合，采用非电热泵回收45℃低温冷却水热量，将35℃的锅炉补水加热至90℃补入除氧器水箱中。
以50MW的锅炉为例，每小时可节省3.4吨蒸汽，每节省340万元，投资回收期约1年。
公司简介远大科技集团是一家“以独创技术为理念、以保护生命为信条”的企业，远大所有产品都颠覆了行业传统，都从本质上优化着人类生存和地球环境。
远大空调有限公司是远大科技集团下属子公司，1988年以3万元创业，1996年以来无贷款，一直以滚雪球方式发展。
连续多年被评为中国“最具国际竞争力企业”、“最受尊敬企业”。
远大以非电中央空调主机产品享誉全球，销往80个国家，在中国及欧美市场占有率第一。
近年开发了具备静电除尘功能的中央空调末端产品、空气净化机及可持续建筑，并从事中央空调交钥匙工程、中央空调合同能源管理服务。
远大的所有产品均为自主创新，均获得了中国及欧美质量认证和安全认证。
远大的所有服务均以节能、减低用户投资为重心。
“我们保护生命”是远大的口号。
远大希望，用方便的空气健康技术让人多活30年，用实用的空调节能技术使用户节能一倍，以减轻地球暖化，让后代可以继续生存在地球上。
烟气余热换热器的热力学和经济性分析
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余热换热器（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。
关键词:烟气余热换热器电站锅炉热力学经济性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。
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，利用余热将机组效率的可行性和经济型进行提高。
1工程概况大唐太原第二热电厂#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。
2#10、#11机组增设烟气余热换热器(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→余热换热器→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。
内燃机分布式能源站中烟气余热利用方案的研究
内燃机分布式能源站中烟气余热利用方案的研究一、内燃机烟气余热的可利用性分析分布式能源站中，内燃机利用燃气发电时，产生的烟气温度通常在300-500摄氏度之间，而这部分烟气余热的能量是很大的。
通过合理的烟气余热回收利用方案，可以充分利用这部分能量，提高能源的综合利用效率。
烟气余热的利用有许多途径，如制冷、供暖、热水生产等，因此烟气余热的可利用性是非常高的。
二、内燃机烟气余热利用方案1.烟气余热回收系统内燃机燃气发电时产生的高温烟气，可以通过烟气余热回收系统进行回收利用。
该系统采用烟气换热器将高温烟气中的余热传递给工作介质（如水），产生高温热水或蒸汽。
这部分热水或蒸汽可以用于供暖、工业生产等，充分利用烟气余热，提高能源利用效率。
2.烟气余热制冷系统利用烟气余热进行制冷是一种创新的能源利用方式。
通过烟气余热制冷系统，将烟气余热传递给制冷剂，使其发生相变，从而实现制冷效果。
这种方式不仅可以有效利用烟气余热，还可以减少对传统制冷设备的依赖，降低能源消耗和环境污染。
三、内燃机烟气余热利用的挑战与对策1.烟气余热回收系统的设计烟气余热回收系统的设计是烟气余热利用的关键。
合理的换热器设计、工作介质的选择、系统的布局等都会直接影响烟气余热利用效果。
需要针对具体的内燃机型号和工作条件进行系统设计，确保系统能够稳定、高效地利用烟气余热。
2.烟气余热利用技术的成熟度目前烟气余热利用技术还处于发展阶段，存在着技术成熟度不高的问题。
一些新型的烟气余热利用技术在工程应用时可能会遇到一些问题，需要在实际应用中不断改进和完善。
需要加大对烟气余热利用技术的研究和开发力度，提高其成熟度和可靠性。
3.烟气余热利用的经济性烟气余热利用系统的投资和运行成本是烟气余热利用的关键问题。
在进行烟气余热利用方案设计时，需要充分考虑系统的经济性，尽量降低投资成本，提高能源利用效率。
可以通过技术创新、设备优化等手段降低成本，提高烟气余热利用的经济效益。
电厂余热资源的有效利用
电厂余热资源的有效利用摘要：燃气发电机组包括燃气轮机、余热锅炉、汽轮机等，用以产生高温高压蒸汽的热锅炉驱动汽轮机发电。
然而，在能量的级联利用方面，余热的进一步利用还有很大的空间。
如汽轮机排汽余热的综合利用和锅炉烟气余热的回收利用。
关键词：发电厂；燃气锅炉；热能利用率导言随着能源供应的日益紧张，节能降耗、提高能源利用率越来越受到人们的重视。
只有约30%～35%的燃气热能转化为电能，约30%与废气一起排放，35%～40%通过发动机本体消散，由冷却水循环带走。
由于发电机组产生的废气所产生的热量几乎等于发电机组的有用功，因此可以利用燃气燃烧后排出的废气所产生的热量，废热利用装置可转为废热利用。
1电站锅炉余热资源气利用情况1.1减少热损失火电厂锅炉热损失是指由于热转换引起的不可逆的能量形式问题。
烟囱热是降低热损失的有效途径。
电站锅炉的实施应根据实际需要提供质、量的能源供应，减少不可逆转换造成的能量损失，保证电站锅炉运行的质量要求。
产生热能转换的原因是：锅炉在有效出力状态下产生的热能损失。
排热损失占热损失的比例最大，占15%；化学完全燃烧损失，占热损失的5%；机械不完全燃烧损失，占热损失的3%；散热损失最小，约占1%。
烟气余热减少了热损失，实现了能量循环，提高了电站锅炉的经济效益。
1.2能源系统应用烟气总能量系统取决于烟气余热容量、能量比、科学比以及动能、热能和势能的转换。
从热、经济、环保综合考虑，提高锅炉设备的能源利用率，实现能源循环利用，最大限度地发挥能源价值，减少能源的过度浪费。
避免废气排放，缓解“烟雾”的生态问题。
烟气余热的开发利用，采用科学的能量回收预测方法。
选用具有废气净化处理功能的设备，提高资源化利用效率。
2电厂余热资源余热利用技术2.1锅炉烟气余热回收利用然气烃含量较高，燃烧时会产生大量的水蒸气。
水蒸气中含有大量的气化潜热。
这部分热量可达到天然气低热值的10%～11%，目前难以充分利用。
一方面，由于天然气中含有硫，燃烧后会产生微量的硫化物，为防止锅炉终冷系统等设备腐蚀产生的烟气中硫化物沉淀。
发电厂节能减排之烟气余热利用
众所周知，火力发电厂主要有两大热损失，分别是汽轮机系统的冷端排汽冷凝热损失以及锅炉系统尾部排烟热损失。影响火电厂锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度，目前，我国燃煤电站锅炉排烟温度大多在120——140℃，锅炉效率约90%——94%。在各种热损失中，排烟热损失占锅炉热损失的一半以上，如果能有效降低电站锅炉的排烟温度至70——90℃，锅炉效率将提高2%——5%，供电煤耗将下降2——5g/kWh，二氧化碳的排放量也相应有大幅度的减少。因此，随着近些年来能源价格的不断攀升以及节能减排要求的日益严格，电站锅炉尾部烟气余热的回收利用受到广泛重视。降低锅炉排烟温度可以有多种设计方案：一是通过燃烧优化调整来降低排烟温度;二是增加锅炉受热面来降低排烟温度;三是增加锅炉空气预热器受热面来降低排烟温度;四是在锅炉尾部烟道增加低温省煤器，利用凝结水或其它介质吸收排烟余热来降低排烟温度。但经过多次的试验研究以及现场论证，利用低温省煤器回收烟气的余热是最直接、最简便、也是最有效可行的余热回收的方法。
2、低温省煤器设置于引风机出口及脱硫塔入口前。
低温烟气冷却到合适的温度后直接进入脱硫塔，不存在对引风机等设备造成的低温腐蚀的危害，可以最大程度地利用烟气余热。低温省煤器设置于脱硫塔前，减少了烟气蒸发水耗量，起到了一定的节水效果。同时，换热管的磨损和堵灰的问题也比较轻。但由于进入低温省煤器的烟气没有经过除尘，含尘浓度较高，低温省煤器的工作环境较恶劣，磨损大，寿命短。另外，也会引起电除尘、引风机、烟道等的酸腐蚀，增加了设备的防腐成本。
4、如果排烟余热加热的是汽轮机热力系统中的凝结水，那么在凝结水在低温省煤器系统中吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。将节省部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽继续膨胀做功，因此，在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。
热电厂循环水余热利用和节能减排效益分析
热电厂循环水余热利用和节能减排效益分析摘要：目前，我国的经济在快速发展，社会在不断进步，冷端损失是电厂热力系统的最大损失，在冬季额定供热工况下，汽轮机排汽损失可占燃料总发热量的30%以上。
余热回收利用是提高电厂能源利用率及节能环保的重要措施和手段。
公司应用电厂循环水余热利用技术，在冬季供暖季节，将汽机凝汽器大部分冷却水经由吸收式热泵吸收转换为供暖供热，大部分循环冷却水不再经过冷却塔冷却散热，通过回收其循环水的余热向公司供热，从而使电厂对外供热能力提高，采用闭式循环运行冷却，可避免原运行系统的蒸发和飘逸等水量损失。
循环水的余热利用不仅降低了能源消耗，而且还增加了效益，减少了CO2、SO2和NOX的排放。
关键词：余热；热泵；节能减排；效益引言传统的热电厂进行供热的时候，能源选用上通常是煤、石油、天然气这样的能源，供热效率较低，且会产生一些对人类有害的气体。
而如果使用循环冷却水余热回收技术，就能够改变这一点，通过该技术的使用使得整个供热过程变得清洁环保，且节约了大量的能源，供热的规模也大大增强了。
由此可见，将循环冷却水余热回收技术加以利用是非常重要的。
然而目前在该技术的应用上还存在着一些问题，因此文章中对该技术的具体探讨是非常有价值的。
1概述热电联供可实现一次能源的梯级利用和具有较高的整体能效，尽管如此，在热电生产过程中仍存在大量低品位余热未被有效利用的情况，尤其是锅炉的烟气余热和凝汽器循环冷却水(本文简称循环水)余热没有得到充分利用。
电厂燃煤锅炉的省煤器、空气预热器仅能回收烟气中部分显热，烟气中的大量潜热未被有效利用。
同时，循环水余热一般直接通过冷却塔(集中设置在空冷岛)散失在环境中，未得到有效利用。
近年来，采用汽轮机低真空运行技术提高凝汽器循环水的出水温度直接用于供热的方式在热电厂得到了部分应用，但该类技术的供热效果受到机组运行参数的制约，而且凝汽器内真空度的改变会对机组本身造成安全隐患。
本文对热电厂烟气余热回收在烟气脱白工艺中的应用和循环水余热回收的研究进展和技术手段进行综述。
燃气冷热电三联供系统节能性与经济性分析
燃气冷热电三联供系统节能性与经济性分析燃气冷热电联供系统是分布式能源系统的主要形式，是一种建立在能量梯级利用基础上的综合产能、用能分布式系统。
系统安装于最终用户端附近，首先利用一次能源驱动发电机发电，再通过各种余热利用设备对余热进行回收利用，从而向用户同时提供电力、制冷、采暖、生活热水等。
燃气冷热电联供系统以其节能、削峰填谷、环保、电力可靠性高等优点而受到广泛重视。
标签：冷热电三联供制冷系统发电效率节能1 燃气冷热电三联供技术产生背景中国经济建设高速发展的今天，能源短缺及环境污染问题日益突出，开发新能源，调整能源结构，以建设资源节约型和环境友好型社会一直是政府的发展目标。
新能源的开发利用需要全面的考虑其经济性、社会性以及生态性，在这种大的形势下，节能减排的分布式能源系统成为我国在能源方面发展的主要对象。
国际上应对气候变化和治理空气污染一直呼声不断，近年美国页岩气的开发利用极大的增加了国际市场天然气的供应，我国自俄罗斯进口来的天然气及自身天然气的发展，使整个能源机构发生了变化，中国计划到2030年非石化资源占一次能源的比重提高到20%左右，燃气热电冷联供技术恰逢其时。
天然气分布式能源，又称燃气热电冷联供系统，是一种建立在能源梯级利用概念基础上，将供热（采暖和供热水）、制冷及发电过程一体化的能源综合利用系统，其综合能源利用效率在70%以上，受到许多发达国家的重视并被称为“第二代能源系统”。
2 冷热电三联供的特点2.1 提高能源综合利用效率：运用能量梯级利用原理，先发电，再利用余热，体现了由能量的高品位到低品位的科学用能，且使一次能源综合利用效率和效益大幅度提高2.2 冷热电三联供CCHP可以大大提高能源利用效率：大型发电厂的发电效率一般为30%～40%;而CCHP的能源利用率可达到80%～90%，且沒有输电损耗;2.3 降低碳和污染物排放方面具有很大的潜力：据专家估算，如果将现有建筑实施CCHP的比例从4%提高到8%，到2020年CO2的排放量将减少30%，有利于环境保护;2.4 缓解电力短缺，平衡电力峰谷差：三联产系统采用自发电，可以避开电网用电高峰，并且大大提高了建筑供电可靠性和安全性;2.5 布置在用户侧，燃气三联供系统解决了热电厂冬夏季负荷不均造成的热经济性低的问题，降低了发电煤耗率，提高了经济效益;2.6 该系统布置在建筑物内或就近布置，减少了大型热电项目大电网、大热网在输送环节的能量损失;2.7 该系统能够实现建筑用能自发自用，能源使用随用随转化、调节方便，避免了大型热电项目水利失调、冷热不均带来的能量损失;2.8 以溴化锂吸收式制冷机取代压缩式制冷机，避免了CFC类氟利昂制冷剂的大量使用和排泄，起到了环保的作用;3 热电冷三联供系统常见的几种配置模式按燃气原动机的类型不同来分，常用的冷热电联供系统有两类，即燃气轮机式联供系统和内燃机式联供系统，系统的具体组成包括：燃气机组、发电机组及供电系统、余热回收及供热系统、制冷机组及供冷系统，此外还有燃气机组的空气加压、预热、冷却水、烟气排放的辅助系统。
火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法
火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法火力发电厂烟气余热梯级利用系统是指通过多级的烟气余热回收设备，将烟气中的余热逐级回收，并利用回收的余热进行发电厂内部的供热和供电，以实现能源的有效利用和节能减排的目的。
烟气余热梯级利用系统的节能量计算是评估该系统的节能效果的重要指标，下面将详细介绍火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法。
火力发电厂的烟气余热梯级利用系统主要包括烟气余热锅炉、蒸汽轮机和余热回收装置等。
在计算火力发电厂烟气余热梯级利用系统的节能量时，需要考虑以下几个方面的内容：1.烟气中的热量回收率：烟气中的热量回收率是指烟气经过余热回收装置后，回收的热量占烟气总热量的比例。
计算方法可以通过监测烟气进出口温度和流量，计算出烟气中的热量回收率。
2.余热利用的发电量：余热回收装置通常通过锅炉加热水蒸气，再利用蒸汽驱动蒸汽轮机发电。
余热利用的发电量可以通过蒸汽轮机的额定功率和运行时间计算得出。
额定功率通过发电厂设计参数得到，运行时间可以通过实际运行记录得到。
3.热力站的热量供应量：热力站通过余热锅炉产生蒸汽，用于供热给其他厂区或城镇居民。
热力站的热量供应量可以通过热量计量表或供热区域的热负荷计算得出。
综合考虑以上几个方面的内容，可以得到火力发电厂烟气余热梯级利用系统的节能量。
下面以一个示例来说明具体的计算方法：假设火力发电厂的烟气中的热量回收率为80%，蒸汽轮机的额定功率为10MW，运行时间为6000小时。
热力站的热量供应量为5000GJ。
首先，计算烟气的热量回收量。
假设烟气中的总热量为10000GJ，则烟气中的回收热量为80%×10000GJ=8000GJ。
其次，计算余热利用的发电量。
蒸汽轮机的额定功率为10MW，运行时间为6000小时，因此发电量为10MW×6000小时=60000MWh。
最后，计算热力站的热量供应量。
热力站的热量供应量为5000GJ。
综合以上计算结果，火力发电厂烟气余热梯级利用系统的节能量为8000GJ+60000MWh+5000GJ=68000MWh+13000GJ。
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发电厂烟气余热利用热经济性分析与计算摘要面对我国能源和水资源紧缺等状况，在电厂设计中，优化系统设计，合理地利用电厂的烟气余热，提高机组效率，节约用水，减少煤耗，是节能的重要措施之一。
本文针对我院某投标工程，对烟气余热利用的可行性及收益情况进行了分析。
关键词优化设计；烟气余热利用；投资；收益the analysis and calculation of heat recovery from exhaust gas of power planthua xiu-feng ，li xiao-ming（states nuclear electric power planning design & research institute, beijing 100094, china）abstract: according to the shortage of the energy sources and water in our country, when we design the power plant, optimum design is adopted, the heat from the exhaust gas is used. the efficiency of the power plant is increased, water and coal is saved. this is a good method to save the resource. in this article, based on a power plant our company bid for, the feasibility and income of the heat recovery from exhaust gas of power plant is analyzed.key words: optimum design; heat recovery from exhaust gas; investment; income在火力发电厂中，锅炉的排烟余热问题即锅炉的排烟温度高一直是困扰人们的一个难题。
因为仅仅锅炉的排烟温度高这一项损失所造成的能源消耗就相当可观。
据统计，在火力发电厂中，锅炉的排烟热损失占锅炉热损失的70%~80%。
受热面污染程度随着锅炉运行时间而加剧，排烟温度要比设计温度高20℃~30℃[1]。
锅炉的排烟温度过高，造成了火力发电厂煤的消耗量的增加。
计算表明，一台400t/h的超高压锅炉排烟温度每上升15℃~20℃，锅炉效率就下降1%，标准煤耗上升3~4g/kwh，每年浪费标准煤3000多吨[2]。
由此可见，降低锅炉的排烟温度，可以大幅度的节约煤耗，节省能源。
在我国，存在大批锅炉排烟温度较高，投运时间较长的火电机组，锅炉排烟温度最高可达200℃左右[3]，新投机组的锅炉排烟温度也在120℃~140℃左右。
如果能利用新的技术和工艺降低锅炉排烟温度，回收利用烟气余热，将有效降低火力发电厂的煤耗，节约能源，减少排放。
一、国内外烟气余热利用的状况1.1国外火力发电行业烟气余热利用[4] [5]近来，国外已经把火电机组的排烟温度设计值大大降低，排烟温度为100℃左右。
德国近几年来新建火电厂的共同特点：一、增加了烟气热量回收环节，即在电除尘器和烟气脱硫装置之间的烟道上安装了烟气冷却器，回收的热量用于加热凝结水。
二、烟气的最后排放不是通过常见的专用烟囱，而是通过自然通风冷却塔排入大气。
俄罗斯自上个世纪90年代以来，在300mw~500mw改造时，大力推行在锅炉尾部增加旁路省煤器加热给水（或凝结水）的“烟气加热器”技术，以降低锅炉的排烟温度和提高锅炉及电除尘器效率。
1.2国内火力发电行业烟气余热利用我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。
结合电厂设计，烟气余热利用的方向大体可分为预热助燃空气、预热并干燥燃料、加热凝结水、加热热网水、采暖制冷等。
二、利用烟气余热加热凝结水的设置方式及优缺点利用烟气余热加热凝结水的方式有两个[6-8]：1）是设置烟气回热加热器，让烟气和凝结水直接进行热交换，这种方式优点是一级换热，换热效率较高，缺点是若换热管一旦泄漏，会导致部分凝结水流失；2）是设置烟气回热加热器和水水换热器，让烟气和凝结水间接进行热交换，这种方式缺点是二级换热，系统较复杂，换热效率较一级换热低，优点是凝结水不会泄露，系统安全。
烟气回热加热器视其设置位置不同，又可分为以下两种情况：1）烟气回热加热器设置于空气预热器出口、静电除尘器入口前的烟道上。
在显著降低锅炉排烟温度的同时，可以使烟气体积流量减小，引风机的电流降低，保证了引风机的负荷。
同时还可以提高除尘器的效率。
2）烟气回热加热器设置于引风机出口即脱硫塔入口前，烟气回热加热器设于脱硫塔前，不仅使凝结水吸收了烟气中的热量得到升温，还降低进入脱硫塔的烟气温度，既减少烟气蒸发水耗量，又保护塔的防腐内衬。
三、依托工程介绍工程简介：本期工程拟建设2×660mw国产超临界凝汽发电机组。
锅炉特点：锅炉采用超临界参数变压直流炉，一次再热，平衡通风，固态排渣，紧身封闭布置，全钢构架，全悬吊结构直流锅炉。
按同步建设脱硝装置考虑。
主要参数：最大连续蒸发量(b-mcr)：2141 t/h；过热蒸汽出口压力：25.4 mpa.g；过热蒸汽出口温度：571℃；再热蒸汽出口蒸汽温度(b-mcr)：569℃；给水温度(b-mcr)：293℃；锅炉效率：≥93%。
煤质：本期工程燃用准东煤田大井矿区烟煤，根据最新业主提供的煤质分析资料，煤质特性分析表1所示：表 1 煤质特性四、具体的系统优化及热经济性计算4.1优化后的系统简介本工程推荐采用烟气和凝结水直接换热的方式，让烟气和凝结水直接进行热交换，一级换热，换热效率较高。
烟气回热加热器设于电除尘器前。
系统流程如图1所示：图 1烟气余热利用系统流程图4.2优化后的收益计算本工程电除尘器前烟气温度125℃，经过低压省煤器后温度可降到100℃，保证出口烟气温度在露点以上。
烟气比热1.62kj/(nm3·k)，烟气通过低压省煤器后的放热量：=（125-100）℃×1.62kj/(nm3·k) ×2298600 nm3/h=25.86mw 7号低压加热器进口凝结水温度50.6℃，焓值214.2kj/kg。
出口凝结水温度99.5℃，焓值419.1kj/kg。
假设低压省煤器的换热效率为98%，则根据热平衡计算得到通过低压省煤器的凝结水量为445249kg/h。
占凝结水总水量1433285kg/h的31%。
由于烟气的热量加热了部分凝结水，排挤了7号低压加热器的抽汽量，这样就有更多的蒸汽在汽轮机低压缸做功，发电量增加。
在蒸汽量相同的情况下，发电量增加，机组发电耗煤量降低。
每台机组节煤收益如表3所示：表 3节煤收益采用烟气余热利用装置，降低进入脱硫塔的烟气温度，既减少烟气蒸发水耗量。
每台机组节水收益见表4：表 4节水收益4.3优化后的投资计算设置烟气余热利用换热器后，设备的初始投资和运行维护费用增加。
每台机组的设备初始投资主要包括以下几个方面：1）每台机组换热器本体造价在720万元左右；2）凝结水系统改造，增加了凝结水加压泵、200m左右的管道和相关阀门，费用合计60万元左右；3）烟道中安装余热利用换热器，阻力增加10kpa左右，引风机造价增加30万元左右。
年运行维护费用主要包括以下几个方面：1）考虑余热利用换热器低温侧的设备腐蚀，约10年更换一半的受热面，折合到每年的费用为36万元；2）每年的安装运行维护费用按设备投资的1.5%计算，每年需要约11万元；3）引风机、循环水泵、凝结水升压泵每年的耗电费用约为81万元。
4.4 年费用计算年费用计算公式如下：a=p·i (1+i)n/((1+i)n-1)+r；a——年费用；p——初投资；r——年运行费；i——基准收益率，取7%；n——经济生产年，按20年。
经初步计算，安装烟气换热器后每台机组，年费用为204万元，每年净利润为39万元。
五、结论本工程采用烟气换热器后，节能、节水效果显著，具体指标如下：全厂发电效率提高0.27%；发电标准煤耗降低1.74g/kwh；每台机组年节约标煤量6333t；每台机组年节约水量15.8万t；每台机组年净利润39万元。
本文论述的依托项目，其标煤价320元/t，而国内很多非坑口电厂的标煤价到达了600~800元/t，由上文可知，如果采用烟气余热利用技术，收益可达200~300万元/年。
在煤炭和水资源日益宝贵的今天，如何实现资源的有效利用是国家和企业面临的重要难题。
烟气余热利用技术同时节约了宝贵的煤炭和水资源，并且其工程实施的可行性好，节能、节水效果显著，具有巨大的社会效益和经济效益。
回收锅炉烟道余热有一定的限制，排烟温度不能降得过低，当排烟温度低于烟气露点时会使换热设备产生低温酸腐蚀。
这一点应引起注意。
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