一、技术名称：火电厂烟气综合优化系统余热深度回收技术
该技术已被国家发改委列为国家重点节能技术推广技术，可获财政部的节能奖励补贴。
二、适用范围：燃煤火电机组
三、与该节能技术相关生产环节的能耗现状：
火力发电厂消耗我国煤炭总产量的 50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在 5%～8%，占锅炉总热损失的 80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高 10℃，排烟热损失增加 0.6%～1.0%，发电煤耗增加 2g/kWh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在 125～150℃左右水平，褐煤锅炉为 170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。
对于已经投运的锅炉，经过燃烧优化来降低排烟温度的幅度非常有限，省煤器和空气预热器的改造因受到空间的限制，降低排烟温度的幅度也很小，同时尾部受热面的低温腐蚀也限制了排烟温度的大幅降低。因此，独立于原有锅炉系统之外的排烟余热回收系统成为节能降耗的首选。
四、技术内容：
1．技术原理
电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低 40～50℃。在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到 85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。
排烟余热回收系统所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热空气提高送风温度，从而减少低压加热器或者暖风器的抽汽量，增加汽轮机做功，提高机组效率。
2．关键技术
1）排烟余热回收装置即烟气冷却器的设计；
2）排烟余热回收装置即烟气冷却器的防腐；
3）排烟余热利用系统即低压给水加热器或者暖风器的设计；
4）热力系统优化设计和控制。
五、主要技术指标：
电站锅炉采用该排烟余热深度回收系统后，发电煤耗可以降低 2～4g/kWh。
该节能项目的投资回收期在 1—2.5年内收回投资。300MW机组的投资在 700—800万元，600MW机组的投资在 1200—1500万元，1000MW机组的改造投资在 2000—2500万元。
六、典型用户及投资效益：
1）上海外高桥第三发电有限责任公司
建设规模：2×1000MW 机组。主要技改内容：烟气冷却器本体基础施工，烟气冷却器安装，凝结水管道和支吊架安装，烟道施工和风机改造（如有需要）。按机组年利用5500h测算，每年可节能 29810tce，取得经济效益2276 万元。
2009年5月在上海外高桥第三发电有限责任公司 2×1000MW机组上首次应用成功。
2）山东百年电力二期 4＃炉 220MW低温省煤器改造工程该工程是对百年电力 4#炉进行低压省煤器加装改造的工程。该工程为电厂每年节约标煤达 5695吨，节水 15.3万吨（按年平均负荷率 90%、年运行 5500小时计算）。
如果按标煤 850元/吨、水 3元/吨计算，年节约资金约 530多万元，同时减少二氧化碳排放近 1.3万吨，具有可观的经济效益和社会效益。
3）华电国际邹县电厂#3炉（1025t/h）机组优化改造工程
华电国际邹县电厂#3炉（1025t/h）经机组优化改造后排烟温度可降为 130℃，仍蕴含着巨大的余热资源。目前该余热完全浪费在湿法脱硫系统中，并且造成烟气中的水蒸汽含量增加。本方案提供了深度降低排烟温度以及上述余热利用的解决方法。经计算，增设低压省煤器后排烟温度可以降低至 105℃以下，降低幅度不低于 20℃。机组供电煤耗将降低 1.582g/kwh，全年可节省标煤 2871吨，年节水量 9.58万吨，减少烟囱内净烟气含水率 20%，并且对于锅炉的正常运行不产生任何负面影响。本项目投资 687万元/年，年效益 273万元/年，投资回收期 2.5年。
4）北京京能热电 2#炉低温省煤器改造工程
北京京能热电股份有限公司 670T/H锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的 HG-670/140-13型超高压、一次中间再热、单锅筒、自然循环煤粉炉。锅炉设计排烟温度为 142℃，锅炉设计效率90.13%。但在实际运行中排烟温度偏高，最高达到 160℃，严重影响机组的经济性；同时电厂的除尘系统为电袋复合除尘系统，布袋对进口烟气温度有着严格的要求。如排烟温度不加以控制，偏高的烟温将严重威胁布袋除尘的安全运行，夏季排烟温度过高时甚至可能烧毁布袋；另外，过高的排烟温度使得烟气容积流量增大，这将降低除尘器的除尘效率。经加装低温省煤器后，排烟温度降至 142℃，降低幅度 16℃——18℃。
