技术
凝结水分水系数优化
在低温省煤器的凝结水进水温度、低温省煤器烟气进出口温度确定的情况下，凝结水分水系数将会对节省标煤量以及技术经济性产生影响。随着分水系数的减小节省标煤量趋向增加，低温省煤器换热面积也同时增加，但两者增加的幅度不同，在某一分水系数下存在技术经济性最好的一点。若以技术经济性作为评价项目的最终目标，则可确定较为合适的分水系数。
低温省煤器布置
低温省煤器视其设置位置不同，可分为以下三种情况：
a)低温省煤器设置于空气预热器出口、除尘器入口前的烟道上。在降低锅炉排烟温度的同时，减小飞灰比电阻，提高除尘效率，减少污染物排放。但是由于控制烟温在酸露点之上，因此烟气余热不能够充分利用，同时烟气温度的降低增加了除尘器防腐蚀的难度，增加了除尘器内堵灰的可能性;
b)低温省煤器设置于引风机出口即脱硫塔入口前。低温烟气冷却到合适温度后直接进入脱硫塔，不存在对引风机等设备造成低温腐蚀危害，可以最大程度地利用烟气余热。低温省煤器设于脱硫塔前，减少烟气蒸发水耗量，起到一定的节水效果。同时，换热管束的磨损和堵灰的问题也较轻;
c)低温省煤器布置按串联两级设置。将低温省煤器分为串连的两级，第一级布置在除尘器的入口，第二级布置在吸收塔的入口。这种布置方式既可以提高电除尘器效率和布袋除尘器使用寿命，又可以充分吸收利用烟气热能。但其系统较为复杂，工程造价也相应提高。
应用实例分析
现以火电厂为例，通过系统设计及优化，分析增设低温省煤器后的节能潜力。
系统设计
本工程为300 MW发电机组，额定负荷烟气量为1 100 000 Nm3/h，夏季额定工况平均排烟温度为135 ℃，年平均排烟温度为125 ℃。实际燃烧煤种的酸露点为101 ℃。根据电厂实际情况，设计将低温省煤器布置在脱硫塔前的烟道上，烟气温度由135 ℃降至92 ℃左右。
该机组7号、8号低压加热器组合设置于凝汽器喉部，无法从温度较为合适的7号低加入口取水。因此，低温省煤器从8号低加入口取水，经烟气冷却器加热后回6号低加入口。为防止管束壁温过低造成严重的低温腐蚀，系统设置有热水再循环，从低温省煤器出口取部分热水与进口冷水混合，混水温度为70 ℃。
机组增设低温省煤器带来烟气阻力增加，计算额定负荷运行时约增加500 Pa的烟气阻力。
节能效果分析
机组在额定工况下，加装烟气余热回收利用系统后，1台机组的节煤效果如下。
加装低温省煤器降低发电煤耗(标煤)g/(kW˙h)1.9
引风机增加功率折算成煤耗(标煤)g/ (kW˙h)0.4
