科技项目技术方案烟气余热回收
科技成果——烟气余热回收系统
科技成果——烟气余热回收系统适用领域适用于尾气余热、锅炉余热及大气环境治理VOCs成果简介本技术包括前挡板、后挡板和两个以上的板片，前挡板上设有进液口和出液口，板片设在前挡板和后挡板之间，板片上设有凸点，板片两两一组，每组板片上的凸点相对设置，两板片之间形成液体流道，液体流道与进液口、出液口均相通，相邻两组板片之间形成气体流道。
低温液体由进液口处均匀分布进入换热器液体流道，通过冲压的凸点在液体流道中湍动，经板壁吸收气体侧热量升温后从出液口流出；高温气体从气体进口进入气体流道，通过冲压的板纹形成凸点产生扰流，同时气体中的水蒸气或溶剂冷凝，放出冷凝热，经板壁遇到另一侧低温液体放热，气体降温由气体出口排出。
技术指标本技术可以从以下两个方面回收热能，达到节能目的。
一是回收物理显热，通过降低烟温来实现，通常可使烟温下降150-200℃，锅炉效率可提高5%-8%；二是回收汽化潜热，通过水蒸气冷凝成水的相变来实现，可提高锅炉热效率3%-5%。
两项叠加可使锅炉效率提高8%-12%。
本技术在实际使用中效果显著，所有安装本技术设备进行节能改造的项目，节能率均达到8%以上，并经南京市锅炉压力容器检验研究院的检测，锅炉效率达到了97.75%。
本技术适用于发电机组余热回收、锅炉烟气余热回收、废热气体余热回收、有机溶剂回收等领域。
典型案例中国电子科技集团公司第五十五研究所：对锅炉房常用的一台2t/h蒸汽锅炉进行节能改造，通过安装“鸣全特烟气余热回收系统”对高温烟气的热量进行回收利用。
烟气加热锅炉软化补水进水温度20℃，出水温度55.87℃。
改造过程将烟囱水平段截取1米左右，焊上法兰，将本设备连接在锅炉的排烟管上，将设备的进出水口接上管道，与锅炉的补水箱连接形成循环回路，用烟气的热量预热锅炉软化水，再用加热后的软化补给锅炉，从而降低锅炉的运行率。
安装本设备之前，该锅炉每年天然气消耗量61.2万m3。
安装后每年天然气消耗量56.304万m3。
科技项目技术方案烟气余热回收
中国华电集团公司科技项目技术方案课题名称：陕西华电蒲城发电有限责任公司#3机组锅炉烟气余热回收技术的研究应用申请单位：陕西华电蒲城发电有限责任公司起止时间： 2013年12月至2014年12月课题组长：手机：固定电话：申请日期： 2013年10月20日一、项目背景自电力企业改革后，从体制上根本打破了电力企业集发、输、配、售于一体的局面，火电厂在新的经营模式下面临着日渐严峻的考验。
尤其是近年来煤炭市场放开后，电煤价格的持续上涨，而电、热价格则一路平行。
煤炭价格的上涨，使得火电厂的生产成本急剧上升，导致我厂电热价格与成本倒挂问题越发突出，加剧了火电厂的经营困境。
在这种情况下，企业如何扭转负债经营的不利局面，成为当务之急，用新技术、新工艺、新方法，挖潜改造，提高机炉热效率、节能减排势在必行。
现锅炉排烟温度按照经典的控制酸露腐蚀条件的设计规范设计，计算排烟温度已经留有设备保护的余地。
目前设计条件下的排烟温度高于酸露点温度的15-18度，实际上排烟温度的计算方面也因为招标对经济指标要求而存在潜在的上升空间。
以国内300MW机组的实际运行的负荷、排烟温度状况，几乎没有一家能够按照设计指标运行。
造成排烟温度升高的原因是多方面的。
随着运行时间的延长，排烟温度因空预器设备的末端腐蚀而局部积灰、系统阻力增加、过量空气系数增加、排烟温度升高；空气预热器漏风、夏季空气温度升高、煤种变化也使得锅炉远离校核煤种等因素都会引发排烟温度升高。
排烟损失是影响锅炉效率的主要因素，电站锅炉的排烟温度为120～140℃，每降低排烟温度16-20℃，可提高锅炉热效率1%。
对于一台300MW的发电机组，平均每年可节约标煤约6000吨。
另外，利用烟气余热提高空预前空气温度和脱硫塔后烟温，可减轻空预器和烟道腐蚀；降低脱硫塔前烟温还可减少脱硫工艺前的喷水量。
要回收低温烟气的余热，就必须有经济和可靠的技术。
国内较早就开始了烟气余热回收技术的开发，并有些技术相继成熟得到应用，但这些技术多停留在早期粗放的阶段，在系统可靠性和余热回收经济性方面都存在明显的不足。
燃气装置烟气余热回收分析与设计
燃气装置烟气余热回收分析与设计一、引言随着环保意识的不断提高，对于传统燃气装置烟气中的废气进行回收利用逐渐成为一种趋势。
在燃气装置中，除了能够利用的热量外，还存在着大量烟气余热，将这些烟气余热回收利用不仅可以提高设备能源利用效率，同时也可以减少环境污染，是一种非常有意义的工程设计。
二、烟气余热回收技术分析1、余热回收原理烟气中的废热主要来自于燃烧所产生的高温燃烧气体，这些气体在燃烧室中获得能量释放后，进入烟道，燃烧产生的高温烟气带走大量的热能。
在这个过程中，利用余热回收技术可以将这些废热的热能转化为可用的能源。
2、制冷式余热回收技术制冷式余热回收技术主要是通过在烟气中引入冷却介质，将高温烟气冷却降温，从而使烟气中的废热被吸收，并将其转化为制冷能量。
这种技术的优点在于其操作简单，对于需要利用余热进行制冷的场合具有较好应用前景。
3、烟囱式余热回收技术烟囱式余热回收技术主要是在烟囱中设置余热回收器，将烟气中的余热利用回收。
这种技术的优点在于可以节约能源，在保证燃气装置热量需求的前提下，对环境污染的控制也有显著的作用。
4、烟气预热回收技术烟气预热回收技术主要是将烟气中的余热通过烟气预热器对进入燃烧室前进入空气进行加热，这种技术可以增加燃气装置的燃烧效率，提高设备的性能指标。
三、燃气装置烟气余热回收设计在进行燃气装置烟气余热回收设计时，需要考虑以下几个方面：1、余热回收器尺寸的选择在余热回收器的选择方面，需要根据具体的燃气装置情况进行综合分析，对于不同尺寸的余热回收器进行选择，以确保其正常使用。
2、制冷介质的选择在制冷式余热回收技术中，需要选择合适的制冷介质，以确保烟气中的高温能够被吸收，并转化成制冷能量。
3、水管道接口的设计在进行余热回收器的设计时，需要考虑到不同的水管道连接方式，确保管道的连接方式牢固，不会出现漏水等现象。
4、烟囱设计在进行烟囱式余热回收技术时，需要对烟囱的设计进行合理规划，确保余热回收效果最大化，并且对环境造成的影响最小化。
烟气余热回收技术方案
烟气余热回收技术方案1. 背景介绍烟气是许多工业生产过程中产生的一种重要废气。
燃烧产生的烟气中含有大量的热量，如果不进行有效的回收利用，将会造成能源的浪费和环境的污染。
因此，烟气余热回收技术成为了重要的研究方向之一。
本文将介绍一种烟气余热回收技术方案，以实现高效能源利用和环境保护。
2. 技术原理该烟气余热回收技术方案基于换热原理，通过烟气与工艺流体之间的热量交换，实现热能回收。
具体的技术原理如下：1.烟气预处理：在烟气进入烟道前，对其进行预处理，去除大颗粒的烟尘和其他污染物，以确保烟气的净化程度和换热器的正常运行。
2.烟气与工艺流体换热：将烟气通过烟道引导至烟气换热器中，与工艺流体进行热量交换。
工艺流体可以是水、油等，在换热器内与烟气进行流体间的热交换，使烟气中的热量传递给工艺流体，从而实现热能的回收利用。
3.对工艺流体进行冷却：烟气中的热能传递给工艺流体后，工艺流体温度升高。
为了保证回收后的热能能够有效利用，需要对工艺流体进行冷却。
这可以通过使用冷却器或进行进一步的热量转移实现。
4.回收后的热能利用：冷却后的工艺流体可以用于供热、供暖或其他工业生产过程中的热能需求，从而实现能源的高效利用。
3. 技术优势该烟气余热回收技术方案具有以下优势：•高效能源利用：通过回收烟气中的热能，将原本浪费的能源转化为可用的能源，提高能源利用率。
•环境保护：减少煤、油等能源的消耗，降低二氧化碳等温室气体的排放，对环境具有积极的影响。
•经济效益：通过烟气余热的回收利用，降低了企业的能源消耗成本，提高了企业的经济效益。
•可持续发展：烟气余热回收技术是一种可持续发展的技术，有助于提高能源的可再生利用率，减少对自然资源的依赖。
4. 技术应用烟气余热回收技术可以应用于各个领域，包括但不限于以下几个方面：•工业生产：适用于钢铁、化工、电力等工业生产过程中产生的烟气，将烟气中的余热转化为工艺流体的热能需求，减少能源浪费。
•建筑供热：可将烟气余热应用于建筑供热系统中，为建筑提供温暖的供暖水源，减少传统能源的消耗。
燃气锅炉烟气余热回收技术方案
低温端5~10℃温差
板式冷凝换热
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气液冷凝换热原理：
冷凝式气液板壳采用不对称结 构、强制换热流程通道的板壳 式换热器，换热器两侧流体通 道截面积相差近10倍。其中大 截面积通道用于通过体积流量 大的气体，来降低气体的压力 损失。小截面积通道用于通过 体积流量小的液体，来确保液 体换热所需的流速。
5
50℃ 40℃
6
三、 中大型烟气全热回收系统
“同为中大型燃气锅炉烟气全热深度回收系统”使锅 炉热效率提高15~17%以上。系统利用吸收式热泵和 冷凝式换热原理，将10t以上燃气锅炉或燃气热电厂的 烟气排放温度降低至30℃以下，回收利用燃气锅炉烟 气中的显热和潜热。同时，消除烟气中的粉尘及冒“白 烟”现象。
1
天然气燃烧热平衡图
节能空间
结论：可回收≥15%的热量，热效率提高≥ 17%
2
锅炉理论效率与排烟温度的关系
露点温度
结论：1、烟气温度降至60℃时，锅炉热效率可提高3~6%； 2、烟气温度再降至30℃以下时，热效率再提高8~10%。
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二、小型烟气全热回收系统
同为小型燃气锅炉烟气全热回收节能产品，系 统热效率提高15~17%以上。该系统采用气液换热 冷凝器和热泵余热回收专利技术，将烟气温度降到 25℃以下，回收燃气锅炉烟气中的显热和潜热，用 于供暖、供应卫生热水或其它工艺生产应用，实现了 烟气全热（显热和潜热）的回收利用。
燃气锅炉 烟气余热回收技术方案
湖南同为节能科技有限公司
HuNan TOWNS Energy Technology CO.,LTD
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一、燃气锅炉烟气节能分析
近年来，中大型燃气热水锅炉和天然气热电厂在集中供 暖地区作为供热热源得到大量的应用，同时小型燃气锅炉在人 民的生产生活中已经得到大量应用。
锅炉烟气余热回收方案
锅炉烟气余热回收方案引言在传统锅炉中，燃料的燃烧会产生大量的烟气，其中包含大量的热能。
然而，在传统的锅炉运行中，烟气中的余热往往被直接排放至大气中，导致能源的浪费和环境的污染。
为了充分利用和回收这部分烟气余热，提高能源利用效率和减少环境污染，研发锅炉烟气余热回收方案成为工程技术领域的热点之一。
本文将介绍几种常见的锅炉烟气余热回收方案及其工程应用。
1. 锅炉烟气余热回收原理锅炉烟气余热是指在锅炉燃烧过程中，未能被充分利用的热能。
烟气中的余热主要包括高温烟气和烟气中的水蒸气。
回收锅炉烟气余热的原理是通过烟气与工作介质（如水、空气等）的热交换，将烟气中的热能传递给工作介质，在回收烟气余热的同时实现能量的转换和利用。
2. 锅炉烟气余热回收方案2.1 烟气余热锅炉烟气余热锅炉是常见的一种烟气余热回收设备。
它通过在锅炉尾部增设余热回收器，在烟气经过锅炉尾部时，将高温烟气中的余热传递给工作介质，实现烟气余热的回收和再利用。
烟气余热锅炉可以将烟气中的余热转化为蒸汽、热水或其他工质，用于供热、发电或其他生产用途。
这种方案具有回收效果好、能源利用率高的优点，目前在工业领域得到广泛应用。
2.2 烟气换热器烟气换热器是另一种常见的烟气余热回收设备。
它通过在烟气管路上增设换热器，将烟气中的余热传递给工作介质，实现余热的回收和再利用。
烟气换热器可以将烟气中的高温热能转化为低温热能或其他形式的能量，例如热水、蒸汽等。
这种方案适用于烟气温度较高的情况，可以有效提高热能利用率和能源利用效率。
2.3 烟气余热发电系统烟气余热发电系统是将烟气余热转化为电能的一种方案。
它通过在锅炉系统中增设烟气余热发电装置，将烟气中的余热转化为蒸汽，并通过蒸汽发电机组发电。
这种方案适用于需要大量电能的场景，如工业厂房、发电厂等。
烟气余热发电系统可以充分利用烟气中的余热，提高能源利用效率，同时减少对传统能源的依赖，具有良好的经济和环境效益。
3. 烟气余热回收方案的应用案例3.1 石化行业在石化行业中，烟气余热回收方案得到了广泛应用。
燃气锅炉烟气余热深度回收技术及应用分析方案
燃气锅炉烟气余热深度回收技术及应用分析1、概述燃气锅炉作为主要的采暖设备,燃烧产生的烟气温度通常很高,这些烟气含有大量的显热和潜热,如果不经处理直接排放到大气中会造成能量浪费。
排烟温度越高,排烟热损失越大,一般排烟温度升高15~20 ℃,就会使排烟热损失增加1%,如果能将这部分热量回收利用起来,不仅节约能源,而且提高了锅炉热效率。
目前,烟气余热回收技术主要有两种:热泵式烟气余热回收技术和换热器式烟气余热回收技术。
热泵式烟气余热回收技术前期投资成本高,所需安装空间较大;换热器式烟气余热回收技术一般仅在锅炉尾部烟囱上加装烟气余热回收装置,但受被加热介质温度等方面的限制,处理后的低温烟气温度仍然较高,大部分水蒸气汽化潜热未被回收利用,造成能源浪费和环境污染。
由于天然气成分绝大部分为烃,燃气锅炉排烟中水蒸气的体积分数较高,烟气可利用的热能中,水蒸气的汽化潜热所占份额相当大,若将烟气冷却到露点温度以下,并深度回收利用天然气燃烧时产生的水蒸气凝结时放出的大量潜热,可进一步提升燃气锅炉热效率。
2、冷凝热回收计算锅炉烟气显热的回收量主要体现在锅炉排烟的温降幅度,而潜热回收量主要体现在烟气中水蒸气的凝结量,即当排烟温度低于露点温度,有水蒸气凝结时,烟气的放热量应用烟气的焓差表示。
不同地区燃气成分不同,不同锅炉燃烧工况不同,所以燃烧产物即烟气的成分和状态各不相同,特别是烟气中水蒸气含量各异,使得烟气热回收潜力存在差异。
选取过量空气系数α=1.1,相应露点温度为 58.15℃的工况进行相关参数的计算。
根据供热系统实际运行工况,相对于锅炉本体排烟温度(一级余热回收装置进口烟温)为 110 ℃时,不同排烟温度下显热回收量、潜热回收量、水蒸气冷凝率以及锅炉热效率增量的计算结果。
由计算结果可知,排烟温度越低,水蒸气冷凝率越高,潜热和显热回收量也相应越高。
当排烟温度低于 60 ℃(接近烟气露点温度)时,回收总热量及锅炉热效率的变化值迅速增大,这主要是由于排烟温度低于露点温度,烟气中水蒸气的汽化潜热得以回收;当排烟温度继续降至40℃时,水蒸气冷凝率65% ,每燃烧 1 m3 天然气所回收的显热为 1 090 kJ,潜热为2650 kJ,锅炉热效率可提高10.17% 。
烟气余热回收技术方案
烟气余热回收技术方案1.引言：随着工业化的发展，许多工业过程会产生大量的烟气余热。
如果这些余热不加以利用，不仅对环境造成负面影响，还会浪费能源资源。
因此，烟气余热回收技术的研发和应用变得至关重要。
本文将探讨一些常见的烟气余热回收技术方案。
2.烟气余热回收技术方案：2.1烟气热交换器烟气热交换器是一种常见的烟气余热回收技术方案。
烟气热交换器的原理是通过传导、对流、辐射等方式，将烟气中的热量传递给工作介质(如水或空气)，从而提高工作介质的温度。
具体来说，烟气经过烟气热交换器后，冷却，而介质则被加热，可以用于供暖、工业热水等。
2.2高温烟气直接回收在一些高温烟气的情况下，可以直接回收其中的热能。
例如，高温烟气可以用于直接发电或驱动蒸汽涡轮机，从而产生电力或机械功。
这种烟气直接回收技术方案不仅能够有效回收热能，还能够实现能源的多次利用。
2.3烟气余热利用系统烟气余热利用系统是一种集成化的烟气余热回收技术方案。
该系统由多个组件组成，包括烟气余热锅炉、热交换器、余热净化装置等。
其工作原理是将从工业烟气中回收的余热传递给工作介质，并进一步利用该余热进行供热、发电等用途。
2.4烟气余热发电系统烟气余热发电系统是一种通过回收烟气中的热能来发电的技术方案。
该系统在烟气热交换器中通过热能传递的方式将烟气中的热量传递给工作介质，使其达到足够高的温度和压力，从而驱动蒸汽涡轮机产生电力。
3.烟气余热回收技术方案的应用和优势：3.1工业领域应用3.2环境保护优势3.3节能效益4.结论烟气余热回收技术方案在工业生产和环境保护中具有重要的意义。
通过采用适当的技术方案，可以有效回收烟气中的热能，提高能源利用效率，降低能源消耗和环境污染。
值得注意的是，不同的行业和工艺过程可能需要采用不同的烟气余热回收技术方案，因此在具体应用中需要根据实际情况进行选择和调整。
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中国华电集团公司科技工程技术方案一、工程背景自电力企业改革后，从体制上根本打破了电力企业集发、输、配、售于一体的局面，火电厂在新的经营模式下面临着日渐严峻的考验。
尤其是近年来煤炭市场放开后，电煤价格的持续上涨，而电、热价格则一路平行。
煤炭价格的上涨，使得火电厂的生产成本急剧上升，导致我厂电热价格与成本倒挂问题越发突出，加剧了火电厂的经营困境。
在这种情况下，企业如何扭转负债经营的不利局面，成为当务之急，用新技术、新工艺、新方法，挖潜改造，提高机炉热效率、节能减排势在必行。
现锅炉排烟温度按照经典的控制酸露腐蚀条件的设计规范设计，计算排烟温度已经留有设备保护的余地。
目前设计条件下的排烟温度高于酸露点温度的15-18度，实际上排烟温度的计算方面也因为招标对经济指标要求而存在潜在的上升空间。
以国内300MW机组的实际运行的负荷、排烟温度状况，几乎没有一家能够按照设计指标运行。
造成排烟温度升高的原因是多方面的。
随着运行时间的延长，排烟温度因空预器设备的末端腐蚀而局部积灰、系统阻力增加、过量空气系数增加、排烟温度升高；空气预热器漏风、夏季空气温度升高、煤种变化也使得锅炉远离校核煤种等因素都会引发排烟温度升高。
排烟损失是影响锅炉效率的主要因素，电站锅炉的排烟温度为120～140℃，每降低排烟温度16-20℃，可提高锅炉热效率1%。
对于一台300MW的发电机组，平均每年可节约标煤约6000吨。
另外，利用烟气余热提高空预前空气温度和脱硫塔后烟温，可减轻空预器和烟道腐蚀；降低脱硫塔前烟温还可减少脱硫工艺前的喷水量。
要回收低温烟气的余热，就必须有经济和可靠的技术。
国内较早就开始了烟气余热回收技术的开发，并有些技术相继成熟得到应用，但这些技术多停留在早期粗放的阶段，在系统可靠性和余热回收经济性方面都存在明显的不足。
通过合金、陶瓷或塑料等抗低温腐蚀材料做换热材料来进行余热回收的优点是可以将排烟温度降低到烟气酸露点以下，但由于这些材料的导热系数、造价和使用寿命等限制，余热回收的经济性不佳。
另外，当换热材料表面发生酸露凝结时，设备表面会形成导热系数更差的粘性灰垢，该类致密的粘性积灰与换热材料表面结合力很强，较难通过吹灰系统清除，甚至使系统堵灰严重而无法正常运行。
传统低温省煤器技术较简单、成熟，但其不仅余热回收的效益低，而且只适于回收排烟温度较高的余热，否则受热面腐蚀和堵灰问题会很严重。
该系统如果设计不当，还有发生凝结水汽化的风险。
相变式低温省煤器是为了控制烟道换热器的低温腐蚀而开发，其通过控制中间传热介质（水-汽）的相变参数来控制传热量和烟道换热器壁温，从而提高了系统的可靠性，并可自动将排烟温度降低到最佳的温度。
相变式空气加热器系统同相变式低温省煤器的原理相同，但加热锅炉供风时的经济性更好。
目前运用该技术已开发的自然循环系统中，空气加热器的安装位置要求高于烟道换热器，因而实施的困难较多。
另外，该系统也不易实现一二次风的同步加热，且只能将空气加热器布置在送风机入口，这样在夏季时，送风机由于入口风温过高将无法正常运行。
自然循环相变换热系统主要是通过调节换热器的冷源流量来控制相变参数的，本质上是通过改变换热系数和传热温差来调节换热量，因而调控换热器壁温的能力较差，调节特性不佳；另外，自然循环相变换热系统只适宜加热单一冷源。
只加热锅炉供风的余热回收利用系统，在夏季环境温度较高时，特别是在南方地区，烟气与空气的传热温差减小，余热回收的经济性将大幅下降。
二、工程实施的技术路线和具体研究内容本课题拟通过陕西华电蒲城发电有限责任公司#3机组锅炉烟气余热回收技术的研究应用工程，开发应用一种新的经济、可靠的分控相变烟气余热回收利用技术，将排烟温度高于该炉型正常燃料酸露点以上部分的烟气热量回收利用，在确保系统安全的情况下，以达到节省更多燃煤量，降低发电煤耗，减少污染物的排放，提高锅炉效率的目的。
目前蒲城电厂#3机组锅炉实际运行参数为：空预器入口烟温390~410℃，空预器出口烟温冬季平均温度约135℃，夏季平均约155℃，一二次风空预器出口温度340-360℃。
本工程根据锅炉实际燃用煤质及运行参数确定的余热回收方案如下：在空预器后的水平烟道上安装烟道换热器（分控相变换热器．吸热装置），在送风机和一次风机出口风道位置加装风道换热器（分控相变换热器放热装置），在零M送风机出口风道之间设凝结水加热器。
分控相变换热器吸热装置内最低饱和蒸汽温度设定为115℃，高于烟气酸露点5℃，将排烟温度从平均150℃降低到130℃，回收热量加热进入空预器的一、二次风和旁路1到2号低加的凝结水，加热风和水的热量根据排烟温度和环境温度自行调节分配。
系统流程图如下图所示：分控相变换热热力系统（单台炉）主要组成包括：序号工程单位数量备注16 套1 吸热蒸发器套6 2 放热冷凝器DN502 台3 汽流调节阀0DN50 4 台液流调节阀43m3 5 2 平衡水箱台1.8m3 台水封箱 1 6循环泵4 7 台1 台8 凝结水换热器台9 汽液换热器 1分控相变换热器控制系统（单台炉）．设备名称型号及规格描述数量位指令模块，100MHZ，，LK205CPU掉电保4MB，数据8MB+1MB0.32ms/K，程序CPU模块 1持区DP通信接口模块LK232，PROFIBUS-DP通信接口模块3，输出120/230VACLK910，电源模块，输入25A电源模块5A24VDC，，12/24V DCLK610，16通道数字量输入模块，16点数字量输入模块2 漏型，晶24V DCLK710，16通道数字量输出模块，1点数字量输出模块16 体管输出位，电流信16，8通道模拟量输入模块，LK41117 8点模拟量输入模块号位，电流信通道模拟量输出模块，124LK511，5 4点模拟量输出模块号，通道间隔离1 CPU，本地背板，单插槽，10 10槽本地背板槽LK1011 槽1111槽扩展背板LK111，扩展背板，1 11LK111，扩展背板，槽11槽扩展背板2 3M ，扩展电缆，LKX002 扩展电缆8 ，占空模块占空模块LKC131111，包括14412分控相变余热回收系统的计算参数（根据提供的数据计算）根据用户实际运行参数，参考设计数据，对分控余热回收系统的设计计算如下：以下计算均以单台炉为基数，仅计算加热风的结果，凝结水加热最大负荷设计为加热风量的50%，平均负荷为加热风量的25%。
数30070.00%1.836945402.1%三、关键技术及创新点可随环境温度和机组负荷的变化，将热源烟气换热器产生的蒸汽分别控制输送到一次风加热器、二次风加热器、热网加热器和凝结水换热器等不同热用户，自动进行不同热用户的优化组合，确保热力系统的最佳经济性。
组合系统可在避免低温省煤器发生低温腐蚀和汽化的情况下，提升低温省煤器的出口水温，提高余热回收利用的热力循环效率和经济性。
一次风加热器和二次风加热器可与原暖风器及辅汽系统兼容，可减小风道阻力损失，保护空气预热器，并确保暖风器回热系统的经济性；采用汽液换热器和辅助蒸汽等控制冷凝液的过冷度，确保烟气换热器不发生局部低温腐蚀，可提高安全裕量；相变系统采用强制循环，换热器可灵活布置，提高了系统的适应性；烟气换热器采用小联箱单元组合结构，即便于检修维护，减轻局部磨损的危害，也可提高整个换热器的使用寿命；热源相变参数控制系统的时间常数小，调节特性好。
易于将多任务控制和多层次保护集成在一个系统，安全性高；可与空气预热器配套设计，变为可调式空气预热系统，保护空气预热器不发生低温腐蚀和堵灰。
从而空预器可采用管式或板式结构，降低漏风损失，提高了机组经济性。
四、工程主要技术难点1、可靠的控制系统分控相变系统采用的控制手段较多，使各控制协调配合是保障分控相变烟气余热利用系统正常工作的关键点，也是难点。
本工程将采用成熟的PLC控制技术集中处理各种控制、报警和保护信号。
2、烟道换热器的布置烟道换热器尺寸和重量较大，其合理布置是影响换热效率、系统经济性和安全性的关键因素。
烟道换热器的布置受制于现场已有空间布局和烟道布置及尺寸的限制较多，本工程需根据现场情况，研究制定一套最佳的设备布置方案。
五、工程预期达到的主要技术指标1）锅炉排烟温度最低可降低到120℃以下；2）相变换热器壁面温度可控可调，在各种工况下，壁面温度都比酸露点高5℃。
；300Pa）各种工况下，相变换热器烟气侧压力降≤3．4）各种工况下，相变换热器风侧压力降≤150Pa；5）相变换热器用电负荷≤10kW；6）引风机、送风机等主要辅机增加电耗≤300kW；7）工程回收余热年节约标煤量≥5000t/y；8）供电煤耗降低≥2.5g/kWh；9）换热元件不间断连续运行时间大于10000小时，设计使用寿命不小于10年。
10）系统设备寿命大于15年。
六、工程费用明细单位：万元七、工程的进度安排八、工程主要负责人和参加人员情况1、工程负责人2、工程研究人员承担本工程投入专业职务工作单位职称姓名序号月数工要主作九、工程主要经济、社会、环境收益1、经济效益节能效益计算下表仅计算加热风的效益。
凝结水加热器只在夏季采用，加热凝结水的余热利用效益相比较低，总的余热利用效益约为加热风总效益的13%。
计算的主要参数数据1% %回收余热使锅炉效率提高（）5625 回收的余热年节约标煤量（t/y）298 KW增加引、送风机等电耗（）5086 工程年节约标煤量（t/y）2.77g/kwh供电煤耗降低（）工程总投资费用万元。
970单台炉工程工程投资约为工程投资回报期由方案效益总表中的数据可知，应用分控相变换热器节能技术后，回收锅炉排烟余热，在保证尾部受热面不发生腐蚀的情况下，单台炉实际节省标煤5086吨。
标煤单价以700元/吨计算，则实际年经济效益为：5086×700÷10000= 356万元则静态投资回收期为：970÷356 = 2.72年故安装相变换热装置后的 2.72 年即可将投资的设备成本收回。
2、安全效益分控相变烟气余热回收利用系统通过提高空预器入口风温度，从而大大减轻了空预器的低温腐蚀和结露引起严重堵灰现象的发生，提高了设备及系统的安全性。
3、社会效益课题的社会效益分析：减排效益计算表：计算的主要参数数据214 t排放（）SO2减少233）t排放（NOx减少．减CO排放80931720减少灰渣排放（十、工程风险分析及对策、分控相变烟气余热回收系统的合理性：1分控相变换热技术的系统设计不受季节和环境的影响，可以始终通过对锅炉进风和凝结水的加热，实现能量最佳的梯级利用，使发电的循环热效率达到最大值，经济效益最佳。
分控相变换热技术依据相变换热原理，采用温度更加同一均匀的蒸发液作为主要控制参数，避免了烟道中沿烟道截面烟气温度偏差的影响，控制参数更为可靠。