在凝结水方面，从N级低压加热器入口抽取一部分凝结水，进入烟气冷却器后被加热，返回至N+1级(按实际情况而定)低压加热器出口，从而节省低压加热器的抽汽，增加汽轮机的做功，节省煤耗。
图1 热电厂烟气余热回收工艺流程图
五、主要技术指标
采用该烟气深度冷却节能减排技术后，发电煤耗可以降低2-3g/kWh。与传统低温省煤器技术相比，由于深度冷却效果使节能量提高30%以上，粉尘排放降低50%以上。
六、典型应用案例
案例应用单位：某发电有限责任公司
建设规模：一期4×300 MW，二期2×600MW。主要技改内容：以3#机组为例，在空气预热器与电除尘器之间的烟道内增加烟气冷却器，给水从8#低加入口与7#低加出口混合至70℃后引入烟气冷却器，加热后回到6#低压加热器入口，烟气冷却器串联入原回热系统，使排烟温度从150℃降低到95℃，低压给水从70℃加热到104.6℃，主要设备包括烟气冷却器、控制系统、吹灰系统、阀门和管道，建设期45天。节能技改投资额965万元。年节能量：3900tce，年节约费用234万元/年，投资回收期4.12年。
七、推广前景及节能减排潜力
截止到2013年12月，我国火电装机容量为7.9亿kW。据此推测，预计未来5年，总投入72亿元，有50%的火电厂进行烟气综合优化系统余热深度回收技术改造，年运行时数平均按照5000小时计算，每年节能320万tce，减碳量845万tCO2/a，节能减碳潜力巨大。