本文研究了使用烟气换热器的300 MW火力发电厂制冷储存单元燃烧气体的废热回收装置的系统设计，可行性和经济性/燃烧水。炉出口的热损失是锅炉中最大的热损失。据锅炉的热功率计算，已知出口温度每升高20°C，锅炉的热效率损失约1％。
了避免空气预热器冷侧的酸腐蚀和湿灰的堵塞，在进行一些预处理后，冷侧金属壁的温度必须高于发烟酸的露点温度。项研究的重点是使用烟气-水热交换器的燃烧废气余热回收系统的设计，可行性和经济性。研究的冷藏单元是300 MW的冷藏单元。于300 MW的冷藏和加热装置，使用烟道气热交换器具有优势，因为来自加热网络的水的热量可用于外部加热。于来自加热设备的加热网络的回水温度通常设置为70°C，因此可以将其送入燃烧气体的热交换器中，以在加热后进行热交换。
冬季供暖期间提供外部热量。是主要要注意的是热水的质量。
冬季，关闭蒸汽轮机蒸汽侧的水/水热交换器，并打开与加热网络的水管相连的阀门。却水管成为开放水系统。自加热网络的部分回水来自加热网络的循环泵的出口管，并进入冷却水管。度为70°C。旦在烟气热交换器中增加了烟气冷却水泵的压力，温度便升至101°C，然后将软管主供热循环水供应得到了推动。季，关闭与供热网络循环水管线相连的分支阀，然后连接水/燃烧水热交换器，烟气冷却水系统变为封闭水系统。凝水被用作冷却烟气热交换器的手段，并与烟气冷却水进行二次热交换。分冷凝水来自8号低热量输出，温度为63°C，在热交换器中的水/水与冷却水进行热交换烟气温度为89°C，并且将压力泵送到7号低热量输出装置中。气冷却水的温度经冷凝水冷却后冷却至73℃，被烟气冷却水泵吸收后进入烟气冷却水。烧气体热交换器要加热到101℃，然后在水/水热交换器中将烟气冷却。
用年度成本法分析烟气系统的初始投资和年度运营成本。烟气中回收余热，以对烟气余热回收装置安装的经济性进行全面评估，冷库安装并决定使用损失的余热回收装置燃烧气体。冷库的冬季供热期间，在热负荷和热负荷之前回收的烟气的废热达到了存储单元的原始最大供热能力制冷可以减少冷库的加热和排空，并减少煤量。个冷库可节省5837吨标准煤。冷库不加热期间，燃烧气体的废热在冷凝系统中回收，这可以减少7个步骤的抽气量。照非供热期的平均值，两个非供热期的冷库可节约3674吨标准煤。年运行，两个使用烟气热交换器的冷库每年共节省了9511吨标准煤。调节烟气热交换器，以将烟气脱硫塔中的烟气温度从〜137°C降低到〜100°C，节省大量水脱硫塔喷出的烟气在〜137°C时直接进入脱硫塔。气热交换器后，两个冷库可节省约27.5万吨每年的水量。煤电厂排放的主要污染物为二氧化碳和二氧化硫，标准煤消耗量可减少至11，790吨，两个冷库的年消耗量可将二氧化碳减少至4，500吨和二氧化硫在50吨时具有很好的社会和经济效益。面的讨论和比较表明，废热回收装置的实施允许合理地回收燃烧气体中损失的废热，并显着降低了废气的能量消耗。于能源生产的冷藏库。煤炭9511吨，额外供热269431 GJ / a，减少了约4，500吨的CO2和约50吨的SO2，初期投资可在2年内收回，具有很大的优势社会经济烟气热交换器的调节在高排气温度和低酸露点温度条件下具有巨大的经济优势，特别是对于具有加热或冷却负荷的电站。用方法和吸热方式的选择提供了极大的灵活性，这对于准确分析系统参数和热量至关重要。
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