CN102031999A - 具有高效循环系统的火力发电机组 - Google Patents

Abstract

本发明涉及火力发电技术领域，尤其是一种具有高效循环系统的火力发电机组。为实现煤粉锅炉排烟温度冷却与恒温控制的系统，该系统包括锅炉和汽轮机组，该系统由烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统和凝结水系统、机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统五个部分构成；该系统用于烟气深度冷却和回收热量传递给热水媒，热水媒通过空气加热前置预热器系统将热量传递给空气，防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度控制利用，使电站处于最佳运行状态。

Description

具有高效循环系统的火力发电机组

技术领域

本发明涉及火力发电技术领域，尤其是一种具有高效循环系统的火力发电机组。

背景技术

国内火力发电机组的锅炉排烟温度大都在120℃～130℃之间。对于排烟温度为120℃～130℃的锅炉，传统的理念认为已经满足要求了，继续降低就可能出现腐蚀等不可靠因素的出现。而湿法脱硫的最佳工作温度为50℃～60℃。从120℃～130℃的烟气温度降低到80℃～90℃，其中蕴含着大量的热量。

湿法脱硫系统中取消了GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将降低脱硫效率。最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于80～90℃。为了满足这个要求，就要采用脱硫系统前喷水减温或增加脱硫工艺水量。若采取脱硫系统前喷水减温，把烟温降低到80～90℃，需要大量的减温水，同时加重了脱硫系统的负担，也浪费了烟气所蕴含的巨大热量。

传统理论和以前的技术经济分析结果认为：电站锅炉的排烟温度在120～140℃内较佳，一般情况下很少采用低于120℃的排烟温度，与传统理论和以前的技术经济分析结果所依据的基本数据相比，目前在能源价格和环保脱硫要求等方面发生了巨大变化，能源价格高涨，从经济性方面考虑，应该选用更低的锅炉排烟温度，从节能减排和经济性两方面考虑，进一步降低排烟温度成为目前电站锅炉节能减排技术发展的必然选择，针对上述情况，有必要重新审视传统的电站锅炉排烟温度合理范围的相关结论，通过技术分析和经济分析，提出适合于当前情况的新的电站锅炉排烟温度选择范围。

电站锅炉的排烟温度是锅炉设计的主要性能指标之一，它影响锅炉的热效率、制造成本、尾部受热面的烟气低温腐蚀、烟气结露引起的尾部受热面堵灰、烟道阻力和引风机电功率消耗等，涉及到锅炉的经济性和安全性。

上世纪90年代以来，俄罗斯、德国等国家根据能源价格和环保要求的变化，锅炉排烟温度设计值降低到100℃，并在新建机组或老机组改造中得到了工程验证，供电煤耗下降6～7g/kwh，其经验值得我们借鉴，目前国内还未见可行性和应用价值方面的研究报告。

国内从上世纪50年代以来，在电站锅炉低能级受热面改造方面实践上进行了大量的探索,在电站锅炉余热利用上取得了一定的成绩,但是国内制造厂、研究单位和高校在电站高效系统方面，理论研究上存在盲区和思维定势，缺少在电厂概念设计阶段对深度降低锅炉排烟温度进行系统研究, 工程实施上缺少系统性，有的毫无投资收益可言。由此可见，在目前的国内采用的技术条件、材料条件和常规设计方案下，烟气汽轮发电机组效率的提高存在着投入和产出比的矛盾，这也成了制约下一代高效超超临界机组发展的瓶颈。此外，在燃料价格上升、环保压力和CO₂减排的压力下，对于目前火力发电的主力—超临界机组而言，如何提高发电效率将成为电力工业发展的重要问题。

我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。结合电厂设计，烟气余热利用的方向大体可分为预热助燃空气、预热并干燥燃料、加热凝结水、热网水、采暖制冷等，国内已有不少电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。

为了减少排烟损失，降低排烟温度，节约能源，提高电厂的经济性，凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用，在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。 

低温省煤器在热力系统中的连接方式，直接影响到它的经济效果和分析计算的方法以及运行的安全、可靠性。低温省煤器联入热力系统的方案很多，就其本质而言，只有两种连接系统：一是，低温省煤器串联于热力系统中，简称串联系统；二是，低温省煤器并联于热力系统中，简称并联系统。

低温省煤器的串联系统，如图1所示。从低压加热器NOj-1出口引出全部凝结水D_H[公斤/时]，送入低温省煤器，在低温省煤器中加热升温后，全部返回低压加热器NOj的入口。从凝结水流的系统看，低温省煤器串联于低压加热器之间，成为热力系统的一个组成部分。串联系统的优点是流经低温省煤器的水量最大，在低温省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷Q_d[千焦耳/秒]较大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的压头增加。

低温省煤器的并联系统，如图2所示。从低压加热器NOj-1出口分流部分凝结水Dd去低温省煤器，加热升温后返回热系统，在低压加热器NOj＋1的入口处与主凝结水相汇合。从凝结水流系统看，低温省煤器与低压加热器NOj成并联方式，与之并联的低压加热器也可是多个。并联系统的优点是，可以不增加凝结水泵扬程。因为低温省煤器绕过一、两个低压加热器，所减少的水阻力足以补偿低温省煤器及其联接管道所增加的阻力。这对改造旧电厂较为有利，除此以外，还可以方便的实现余热梯级开发利用。缺点是低温省煤器的传热温压将比串联系统低，因为分流量小于全流量，即Dd<DH，低温省煤器的出口水温将比串联时的高。并联低温省煤器系统本身就形成了一个独立的旁路，便于停用和维修。

目前，低温省煤器布置位置有两种，一种是在空预器与电除尘之间装设低温省煤器，将125℃烟气降至100℃，可以利用余热30MW；另一种是低温省煤器布置位置在除尘器、引风机、增压风机之后，位于脱硫吸收塔的进口。

图3某1000MW机组低温省煤器的原则性方案。低温省煤器放置在空预器出口与电除尘器进口之间的烟道中，采用了日本的设计风格，日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂(1000MW)和Tomato-Atsuma电厂(700MW)等都有类似的布置。管式的GGH烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。管式GGH将烟气温度降低到90℃左右，并采用低低温电气除尘器。低温除尘器就是指入口烟气温度在100℃以下的除尘器。烟气温度从125℃冷却到85℃，其飞灰比电阻可从10¹²Ω-cm下降到10¹⁰Ω-cm，这样可大大提高电气除尘器的收尘效率。低温省煤器布置在除尘器的进口，除尘器下游的烟气体积流量降低了约5％，因此其烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少，降低了厂用电。据计算，每台机组节约引风机和增压风机厂用电约1000kW。

这种布置方式最大的风险是腐蚀。因为经过低温烟气换热器后的烟气温度已经在酸露点以下，除尘器、烟道、引风机、增压风机均存在腐蚀的风险。根据日本的有关技术资料，未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒，可中和烟气中凝结的硫酸微滴，低温除尘器及其下游的设备并不需要进行特别的防腐考虑，而且日本的不少大机组运行低温除尘器也有良好的业绩，因此，这种布置方式是可行的。对于应用国内煤质的电厂存在一定的风险。

图4是已经投入运行的某1000MW机组低温省煤器的原则性方案；低温省煤器实际上起到GGH加热器中烟气冷却的作用。烟气经过除尘效率高达99.72%的除尘器后，低温省煤器处于低尘区工作，因此飞灰对管壁的磨损程度将大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉，其出口烟气的带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器、引风机、增压风机之后，烟气并不会对这些设备造成腐蚀，因而避免了图3系统的腐蚀危险。因为吸收塔内本来就是个酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为45℃。塔内进行了防腐处理。这种布置方式只要考虑对低温省煤器的低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。

采用这种布置方式较图3所示方案的不足是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器效率、减少引风机和增压风机功率的好处；其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管较长，凝结水泵需克服的管道阻力相对要高些。

综上所述，采用低温省煤器可提高机组热效率，节约煤耗，选择采用低温省煤器，可使全厂发电效率提高0.24％，发电标准煤耗降低1.4g/kwh，每台机组全年的燃料成本可下降约485.1万元，可节约用水约100t/h。

就低压省煤器而言，凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用，可节约机组的能耗。热力计算表明，以1000MW机组热力系统中采用低压省煤器为例，每1kj/kg的排烟热量中也只有0.142～0.195kj/kg转化为机械功，其他0.805 kj/kg以上的热量转化为汽轮机的冷源损失，这部分排出热量与锅炉降低排烟温度减少排向大气的热量相差0.142%～0.195%。

国内烟道式低压给水加热器布置在空气预热器后的烟道中,通常烟气温度不会超过120～150℃，低压给水温度一般低于70～110℃，加热器管束的管壁金属温度通常接近给水温度的水平。当燃料的含硫量稍高,烟气露点温度达到80～100℃时,管束的管壁金属温度很可能低于烟气的露点温度，不可避免地会导致低温腐蚀。从某几个电厂的运行经历看，碳钢加热器管束的使用寿命不足一个大修期即已失效。采用低温耐腐蚀钢管或采用喷涂搪瓷技术，虽能延长设备使用期限，设备投资的增加也是相当可观的，未必是经济的。

热力计算表明，以三大动力厂的1000MW机组采用低能能级烟气利用系统，每1kj/kg的排烟热量中也只有0.195～0.14.225kj/kg转化为机械功，其他0.805kj/kg～0.857kj/kg热量转化为汽轮机的冷源损失，其冷源损失与锅炉降低排烟温度减少排向大气的热量相差19.5%～14.225%，综上所述，国内外电厂利用低压省煤器技术回收锅炉余热存在经济性差问题。

发明内容

为了克服现有的火力发电机组的锅炉排烟烟气利用率低的不足，本发明提供了一种具有高效循环系统的火力发电机组。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种具有高效循环系统的火力发电机组，为实现煤粉灰锅炉排烟温度冷却与恒温控制的系统，该系统包括锅炉和汽轮机组，该系统由烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统/凝结水系统、机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统五个部分构成；该系统用于烟气深度冷却和回收热量传递给热水媒，热水媒通过空气加热前置预热器系统将热量传递给空气，防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。

根据本发明的另一个实施例，进一步包括所述汽轮机组至少包括烟气深度冷却系统和空气加热前置预热器系统及热水媒系统、连通锅炉高压省煤器与高压加热器、低压加热器，用于输送高温给水的管道及阀门系统，锅炉排烟深度冷却及恒温控制系统。

根据本发明的另一个实施例，进一步包括所述烟气深度冷却系统包括烟气深度冷却换热器及热水媒系统。

根据本发明的另一个实施例，进一步包括所述空气加热前置预热器系统包括空气加热器及热水媒系统。

根据本发明的另一个实施例，进一步包括所述旁路高压给水系统/凝结水系统，至少包括连通锅炉高压省煤器与高压加热器、低压加热器和旁路烟气换热系统。

根据本发明的另一个实施例，进一步包括所述机组性能计算包括机组性能优化和锅炉尾部受热面安全管理系统。

根据本发明的另一个实施例，进一步包括所述锅炉排烟温度优化控制系统包括测量及控制系统、实现锅炉排烟温度自动控制和低温电气除尘控制利用系统。

本发明的有益效果是，设置烟气高效循环系统，可提高全厂热效率，降低煤耗，增加发电量；回收烟气热量越大，节煤量越大，发电量增加越多。高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度控制利用系统，使电站处于最佳运行状态。

附图说明

下面结合附图对本发明进一步说明。

图1是常规技术中的串联低温省煤器系统布置示意图；

图2是常规技术中的并联低温省煤器系统布置示意图；

图3是某1000MW机组低温省煤器的流程示意图；

图4是已经投入运行的某1000MW机组低温省煤器的流程示意图；

图5是本发明的第一具体实施例的纯凝燃煤电厂机组高效系统的原则性方案；

图6中（a）是烟气空气分布示意图、（b）是烟气温度分布示意图；

图7是本发明的第二具体实施例的热电厂机组高效系统的原则性方案；

图中：1、烟气深度冷却器，2、前置空气预热器，3、热水煤循环泵，4、热水煤循环泵的控制系统，5、高温烟气换热系统，6、中温烟气换热系统，7、增压水泵，8、增压水泵的控制系统，9、阀门，10、给水泵，11、阀门，12、增压水泵的控制系统，13、阀门，14、增压水泵，15、阀门，16、低压加热器，17、低压加热器，18、低压加热器，19、低压加热器，20、除氧器，21、高压加热器，22、高压加热器，23、高压加热器，24、高压省煤器，25、锅炉，26、电除尘，27、引风机，28、烟气脱硫系统，29、烟囱，30、送风机，31、烟气挡板，32、空气预热器，33、低温省煤器，34、增压风机，35、低压缸，36、吸收塔，51、高温用户换热器，61、中温用户换热器，71、循环水泵，81、循环水泵的控制系统，141、循环水泵，142、循环水泵的控制系统，191、低温热用户。

具体实施方式

一种具有高效循环系统的火力发电机组，为实现煤粉锅炉排烟温度冷却与恒温控制的系统，该系统包括锅炉和汽轮机组，该系统由烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统/凝结水系统、机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统五个部分构成；该系统用于烟气深度冷却和回收热量传递给热水媒，热水媒通过空气加热前置预热器系统将热量传递给空气，防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。

所述汽轮机组至少包括烟气深度冷却系统和空气加热前置预热器系统及热水媒系统、连通锅炉高压省煤器与高压加热器、低压加热器，用于输送高温给水的管道及阀门系统，锅炉排烟深度冷却及恒温控制系统。

所述烟气深度冷却系统包括烟气深度冷却换热器及热水媒系统。

所述空气加热前置预热器系统包括空气加热器及热水媒系统。

所述旁路高压给水系统/凝结水系统，至少包括连通锅炉高压省煤器与高压加热器、低压加热器和旁路烟气换热系统。

所述机组性能计算包括机组性能优化和锅炉尾部受热面安全管理系统。

所述锅炉排烟温度优化控制系统包括测量及控制系统、实现锅炉排烟温度自动控制和低温电气除尘控制利用系统。

上述几个部分在实现本发明时具体的工作原理为：本发明为基于新概念的热力循环研究，综合考虑锅炉尾部烟气与空气能量转换过程和汽轮机回热系统的蒸汽与凝结水及给水的能量转换过程中功和热的梯级利用，实现不同品位的能量的合理利用以及各系统构成的优化匹配等，提高循环的完善程度，实际循环尽量接近理想的卡诺循环的方向进行。

电站煤粉锅炉中烟气为分布式热源，炉膛中烟气热能与锅炉尾部烟气的热能在品质上是有较大差别，锅炉空预器、汽轮机低压加热器与高压加热器、高压省煤器存在较大的能级差别，锅炉加热高压给水烟气能和高压加热器的蒸汽热能属于高品质热能，锅炉空预器烟气能和低压加热器的蒸汽热能属于低品质热能，锅炉尾部对流受热面的传热（加热给水）的不可逆性小于汽轮机高压抽汽（加热给水）的不可逆性，增加高效循环系统后，实现了增加锅炉尾部烟气加热给水减少汽轮机高压抽汽加热给水的份额的目的，相当于锅炉尾部低温烟气生产出了高温蒸汽，减少了汽轮机高压抽汽的做功损失，提高了机组的热循环效率，这是高效循环系统提高机组绝对效率的根本原因。

机组性能优化和锅炉尾部受热面安全管理系统，通过调节旁路省煤器的烟气挡板和给水量，使空预器的排烟温度为最佳排烟温度；调节烟气冷却器和前置预热器的热媒水流量，使烟气冷却器的排烟温度和空预器空气进口温度为最佳值，实现不同品位的能量的合理利用以及各系统构成的优化匹配，提高燃煤火力发电厂的循环的完善程度，提高了循环率。

本发明的高效循环系统汽轮发电机组还因系统设计，从而提高了汽轮发电机组的效率，提高了高峰出力，机组运行灵活性。本发明的高效循环系统的构思，除了适用于背压式汽轮发电机组外，还适用于凝汽式汽轮发电机组（包括抽凝式发电机组）的布局设计。本发明的高效循环系统比低能级系统的经济性的优势是显而易见的。

由于采用了高效循环系统的设计方案，本发明的电站与现有技术中的汽轮发电机组具有以下优点：

（1）锅炉烟气能级的梯级利用和深度冷却，减少锅炉排烟损失；

（2）锅炉排烟温度的自动控制，防止锅炉低温烟气低温腐蚀，提高锅炉适应煤种、气候的变化的能力，提高安全经济及自动化水平。

汽轮机回热系统过热蒸汽过热度利用，回热效率提高。

（4）提高了电除尘效率，由目前的五电场改为三电场，除尘效率提高；

（5）提高了机组调峰能力，额定工况下获得2%的无煤附加发电功率。

(6)为下一代700℃等级高效超超临界机组发展的消除了最主要的制约因素，为目前的亚临界、超临界机组提供了一条可行的“升级”之路。

以下将结合附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果作进一步说明，以充分地了解本发明的目的、特征和效果。

根据能级和系统工程的原理，提出了一种深度回收锅炉排烟热量提高汽轮机回热抽汽效率高效循环方案，如图5所示，此系统由五个部分构成：烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统、凝结水系统和机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统。

高效循环系统温度分布见图6，电除尘器后烟温125℃由烟气冷却器深度冷却为到90℃，回收热量传递给热水媒，热水媒通过前置预热器系统将热量传递给空气，空气温度由20℃上升到60℃；旁路烟道从省煤器后引出19%的380℃锅炉高温烟气加热给水和凝结水，将锅炉烟温冷却到125℃。

高效系统的调节原理：调节旁路省煤器的烟气挡板和给水量，使空预器的排烟温度为最佳排烟温度；调节烟气冷却器和前置预热器的热媒水流量，使烟气冷却器的排烟温度和空预器空气进口温度为最佳值；高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度地被利用，使电站处于最佳运行状态。

高效系统的节能原理：在传统的以热力学第一定律为基础能量平衡分析中，锅炉和汽轮机回热系统均作为单能级系统，然而，锅炉中烟气是分布式热源，炉膛中烟气热能与尾部烟气的热能在品质上是有差别的，空预器、低压加热器与高压加热器、高压省煤器存在较大的能级差别，锅炉加热给水和高压加热器的热能属于高品质热能，锅炉空预器和低压加热器的热能属于低品质热能，锅炉尾部对流受热面的传热的不可逆性小于汽轮机高压抽汽加热给水的不可逆性，锅炉尾部对流受热面的传热（加热给水）的不可逆性小于汽轮机高压抽汽（加热给水）的不可逆性，增加高效循环系统后，实现了增加锅炉尾部烟气加热给水减少高压抽汽加热给水的份额的目的，相当于低温烟气生产出了高温蒸汽，减少了高压抽汽的做功损失，提高了机组的热循环效率，这是高效循环系统提高机组绝对效率的根本原因。

高效循环系统与锅炉受热面吹灰系统组成锅炉冷端管理系统，可以实现锅炉排烟温度的自动控制和锅炉排烟的深度冷却，使机组供电煤耗下降5～6g/kW.h，节煤效益显著，与常规发电系统相比较，此系统的主要特征：

1）锅炉烟气能级的梯级利用和深度冷却，减少锅炉排烟损失；

2）锅炉排烟温度的自动控制，防止锅炉低温烟气低温腐蚀，提高锅炉适应煤种、气候的变化的能力，提高安全经济及自动化水平。

3）汽轮机回热系统过热蒸汽过热度利用，回热效率提高。

根据能级和系统工程原理，提出了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽做功损失，实现排烟温度稳恒控制的高效系统，不但能提高电站性能，而且能深度利用锅炉余热，较大程度地改善锅炉尾部低温受热面结露腐蚀和堵灰问题。

如图5所示，为本发明的第一具体实施例--锅炉为π型的高效循环系统超超临界凝汽式汽轮机组的示意图，设计参数为25MPa/600℃/600℃/600℃。

本实施例的高效系统汽轮发电机组包括：

锅炉25，锅炉为本领域常用的电站锅炉，包括锅炉25及设置在炉体内的高压省煤器24、旁路烟道和烟气挡板31及控制系统，空气预热器32、前置空气预热器2和烟气深度冷却器1及热水媒循环泵3及控制系统4；26为电除尘，27为引风机，28为烟气脱硫系统，29为烟囱或冷却塔，30为送风机。

汽轮机组，所述汽轮机组至少包括连通锅炉高压省煤器24进口与高压加热器21、22、23及给水泵10系统，用于输送高温给水的管道和阀门9、11及增压水泵7及控制系统8；还包括连通高压省煤器和旁路高压省煤器及进出口联箱；至少包括连通低压加热器16、17、18、19系统的旁路烟道中温烟气换热系统6和增压水泵14及管道和阀门13、15及控制系统12；还包括位于给水泵10和低压加热器19之间的除氧器20。

锅炉排烟深度冷却及恒温控制系统包括测量及控制系统，所述包括实现锅炉排烟温度自动控制系统，通过调节旁路省煤器的烟气挡板31和高温烟气换热系统5和增压水泵7及中温烟气换热系统6和增压水泵14，使空预器的排烟温度为最佳排烟温度；调节烟气冷却器1和前置预热器2的热水媒循环泵3热媒水流量，使烟气冷却器的排烟温度和空预器空气进口温度为最佳值；高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度地被利用和低温电气除尘控制系统，使电站处于最佳运行状态。

通过上述实施例，可知本发明具有以下优点：

一、锅炉烟气能级的梯级利用和深度冷却，减少锅炉排烟损失；

二、锅炉排烟温度的自动控制，防止锅炉低温烟气低温腐蚀，提高锅炉适应煤种、气候的变化的能力，提高安全经济及自动化水平。

三、汽轮机回热系统过热蒸汽过热度利用，回热效率提高。

四、提高了电除尘效率，除尘效率提高；

五、提高了机组调峰能力，额定工况下获得2%的无煤附加发电功率,为目前的亚临界、超临界机组提供了一条可行的“升级”之路,降低了单位投资。

本发明的具有高效循环系统的火力发电机组构思，除了适用于凝汽式汽轮发电机组外，应用于供热机组技术和经济性更好，后者的运行方式在于供热机组根据热用户需要，选择旁路烟道烟气换热系统连接为区域水暖供热系统。

如图7所示，为本发明的第二具体实施例--锅炉为高效循环系统为供热汽轮机组的示意图。

本实施例的高效系统汽轮发电机组包括：

锅炉25，锅炉为本领域常用的电站锅炉，包括锅炉25及设置在旁路烟道内的高温用户换热器51和中温用户换热器61和烟气挡板31及控制系统，空气预热器32、前置空气预热器2和烟气深度冷却器1及热水媒循环泵3及控制系统4；

汽轮机组，所述汽轮机组至少包括连通旁路烟道高中温烟气换热系统51与高温热用户21、22、23及循环水泵71及管道和阀门9、11及控制系统81；

汽轮机组，所述汽轮机组至少包括连通旁路烟道低温烟气换热系统61与低温热用户19及循环水泵141及管道和阀门13、15及控制系统142；

锅炉排烟深度冷却及恒温控制系统包括测量及控制系统，所述包括实现锅炉排烟温度自动控制系统，通过调节旁路省煤器的烟气挡板31和增压水泵71和141，使空预器的排烟温度为最佳排烟温度，保证供热用户的需要；调节烟气冷却器1和前置预热器2的热水媒循环泵3热媒水流量，使烟气冷却器的排烟温度和空预器空气进口温度为最佳值；高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度地被利用系统，使电站处于最佳运行状态。

以目前国内28-25MPa/600℃/600℃等级的一次再热2×1000MW超超临界机组为例，总投资约70-80亿元人民币，其中“防止低温腐蚀系统”设计（空气预热器、暖风器或热风再循环系统）的价格约为0.3亿元人民币。若采用高效循环系统后机组循环效率能相对提高近0.9%，但采用本发明方案后，可以节省部分高压加热器、低压加热器和空气预热器（低温部分）换热面积，取消暖风器或热风再循环系统，用节省下来的这部分投资来弥补增加高效循环系统的投资，总体而言，其造价将与同温度同压力等级的一次再热同等级的超超临界机组相当，考虑到整体效率的提高，一个两台1000MW机组的超超临界电厂，若采用这种设计，节煤将超过4万吨/年。

高效循环系统更应用于供热机组技术和经济性更好，投资回收期更短，一个两台600MW机组的超超临界电厂，若采用这种设计，可利用余热约60MW，发电标煤耗降低约10g/(kW.h)，节煤将超过6万吨/年。

本发明的设计构思在各种发电机组中的应用，完善了电站循环系统，实现锅炉排烟温度自动控制和低温烟气的利用系统，提高了电站循环效率，通过调节旁路省煤器的烟气挡板和给水量，使空预器的排烟温度为最佳排烟温度；调节烟气冷却器和前置预热器的热媒水流量，使烟气冷却器的排烟温度和空预器空气进口温度为最佳值；高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度地被利用和低温电气除尘控制系统，使电站处于最佳运行状态,为目前的亚临界、超临界机组提供了一条可行的“升级”之路。

本发明具有以下优点和效果：提高电站循环效率,防止锅炉低温受热面的低温腐蚀，提高了适应负荷、煤种变化和气温变化的能力,为未来火力发电机组提供崭新发展空间。

Claims (7)

1.一种具有高效循环系统的火力发电机组，为实现煤粉锅炉排烟温度冷却与恒温控制的系统，该系统包括锅炉和汽轮机组，其特征是，该系统由烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统/凝结水系统、机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统五个部分构成；该系统用于烟气深度冷却和回收热量传递给热水媒，热水媒通过空气加热前置预热器系统将热量传递给空气，防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。

2.根据权利要求1所述的具有高效循环系统的火力发电机组，其特征是，所述汽轮机组至少包括烟气深度冷却系统和空气加热前置预热器系统及热水媒系统、连通锅炉高压省煤器与高压加热器、低压加热器，用于输送高温给水的管道及阀门系统，锅炉排烟深度冷却及恒温控制系统。

3.根据权利要求1所述的具有高效循环系统的火力发电机组，其特征是，所述烟气深度冷却系统包括烟气深度冷却换热器及热水媒系统。

4.根据权利要求1所述的具有高效循环系统的火力发电机组，其特征是，所述空气加热前置预热器系统包括空气加热器及热水媒系统。

5.根据权利要求1所述的具有高效循环系统的火力发电机组，其特征是，所述旁路高压给水系统/凝结水系统，至少包括连通锅炉高压省煤器与高压加热器、低压加热器和旁路烟气换热系统。

6.根据权利要求1所述的具有高效循环系统的火力发电机组，其特征是，所述机组性能计算包括机组性能优化和锅炉尾部受热面安全管理系统。

7.根据权利要求1所述的具有高效循环系统的火力发电机组，其特征是，所述锅炉排烟温度优化控制系统包括测量及控制系统、实现锅炉排烟温度自动控制和低温电气除尘控制利用系统。

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