CN104314628B - 一种燃煤机组与燃气轮机联合发电系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种燃煤机组和燃气轮机联合发电系统，属于联合发电领域，包括燃煤机组、燃气轮机、余热锅炉、给水加热器，给水加热器集成在余热锅炉内，燃煤机组高压加热器系统设置出口旁路，高压加热器出口旁路和给水加热器相连，给水加热器另一端和燃煤机组燃煤锅炉相连，燃煤机组轴封加热器出口设置旁路，冷凝水通过旁路进入余热锅炉，受热后形成蒸汽补充到燃煤机组汽轮机中。本发明大大提高了热循环效率，提高了能源的利用率，降低了发电企业的煤耗，实现了节能减排的目的。

Description

一种燃煤机组与燃气轮机联合发电系统

技术领域

本发明涉及一种联合发电系统，特别是涉及一种燃煤机组与燃气轮机联合发电系统。

背景技术

燃气轮机排烟烟气具有很高的能量，现有的能量利用形式是配置是用余热锅炉与下位汽轮机组成联合循环下位电站，但整个联合循环下位汽轮机电站的效率较低，E级燃气轮机联合循环的下位电站汽轮机循环热效率约为33％，F级燃气轮机联合循环下位电站汽轮机循环热效率约为35％，大部分能量损耗在冷端，效率相对较低，而一般余热锅炉的效率在84％左右，这样整个燃气-蒸汽联合循环的下位电站效率约27％～29％，即假如燃气轮机排烟余热中有100％的能量，最后只有27～29％转化为可用能(即电能)，因此燃气轮机排烟烟气能量利用效率不高，热循环效率低下，热量损失较大，经济性不高。

与之相比较，燃煤机组汽轮机循环具有较高的效率，尤其对百万机组，全厂的循环效率一般都在45％以上，因此，通过合理的途径将百万燃煤机组与燃气轮机进行联合，使得燃气轮机排烟的能量利用在百万级燃煤机组循环中，进一步提高燃气排烟能量的利用效率，可以提高整个系统的经济性，达到节能降耗的目的。

发明内容

为了解决现有技术中燃气轮机排烟烟气能量利用效率不高，热循环效率低下，热量损失较大，经济性不高的不足，本发明提供了一种燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，包括燃煤机组、燃气轮机、余热锅炉和给水加热器，所述燃煤机组包括燃煤锅炉、汽轮机、凝汽器、轴封加热器、低压加热器系统、除氧器、高压加热器系统，所述余热锅炉和所述燃气轮机烟气出口相连，所述给水加热器集成在所述余热锅炉内，所述高压加热器系统设置高压加热器出口旁路，所述高压加热器出口旁路连接到所述给水加热器一端，所述给水加热器另一端和所述燃煤锅炉相连。

将给水加热器集成进入余热锅炉内，高压加热器出口给水旁路一部分，全部或部分给水进入给水加热器，降低了排烟温度，减少传热温差，提高了整个系统的循环热效率。

进一步的，所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统包括下位汽轮机、下位凝汽器，所述余热锅炉、所述下位汽轮机、所述凝汽器顺序相连，组成封闭的燃气轮机的下位电站，所述高压加热系统为三级高压加热，所述高压出口旁路设置在第二级高压加热器和最后一级高压加热器之间，所述余热锅炉为双压锅炉，所述余热锅炉包括余热锅炉高压过热器、余热锅炉高压蒸发器、余热锅炉高压省煤器、余热锅炉低压过热器、余热锅炉低压蒸发器、余热锅炉低压省煤器，所述余热锅炉高压过热器、所述余热锅炉高压蒸发器、所述给水加热器、所述余热锅炉低压过热器、所述余热锅炉高压省煤器、所述余热锅炉低压蒸发器、所述余热锅炉低压省煤器沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉内。

进一步的，所述高压加热器系统为三级高压加热，所述高压加热器出口旁路设置在第二级高压加热器和最后一级高压加热器之间，所述余热锅炉为双压锅炉，所述余热锅炉包括余热锅炉高压过热器、余热锅炉高压蒸发器、余热锅炉高压省煤器、余热锅炉低压过热器、余热锅炉低压蒸发器、余热锅炉低压省煤器，所述余热锅炉高压过热器、所述余热锅炉高压蒸发器、所述给水加热器、所述余热锅炉低压过热器、所述余热锅炉高压省煤器、所述余热锅炉低压蒸发器、所述余热锅炉低压省煤器沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉内，所述余热锅炉低压过热器和所述汽轮机低压缸补气口相连，所述余热锅炉高压过热器和所述汽轮机高压缸补气口相连，所述轴封加热器出口设置轴封加热器出口旁路，所述轴封加热器出口旁路和所述余热锅炉低压省煤器相连。

给水加热器集成进入余热锅炉内，高压加热器出口给水旁路一部分，全部或部分给水进入给水加热器，降低了排烟温度，减少传热温差，提高了整个系统的循环热效率。

轴封加热器出口旁路分出一部分凝结水进入余热锅炉，余热锅炉产生高压和低压蒸汽补入汽轮机高压和低压补气，最后全部进入凝汽器凝结后由凝结水泵打出。这部分旁路的凝结水原先是直接进入燃煤锅炉的，本发明把一部分凝结水旁路出来进入余热锅炉吸收燃气轮机排烟能量，燃气轮机排烟中的热量通过余热锅炉产生蒸汽及给水换热，全部投放到燃煤机组热力循环，这部分蒸汽参与了燃煤机组的给水回热，流过燃煤机组加热器系统的水量减少，可以排挤部分抽汽回汽轮机做功，大大提高蒸汽能量的利用效率，减少了蒸汽在凝汽过程中的损失，从而提高整个联合循环的热循环效率，由于燃煤锅炉充分利用了燃气轮机排烟烟气的热量参与热力循环，减少了燃煤锅炉烧煤量，大大降低了煤耗，节约了企业的燃煤成本，同时减少了有害气体的排放，达到了节能减排的目的。

进一步的，所述余热锅炉为单压锅炉，包括余热锅炉高压过热器、余热锅炉高压蒸发器、余热锅炉高压省煤器、余热加热器，所述余热锅炉高压过热器、所述余热锅炉高压蒸发器、所述给水加热器、所述余热锅炉高压省煤器、所述余热加热器沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉内，所述余热锅炉高压过热器和所述汽轮机高压缸补气口相连，所述轴封加热器出口设置轴封加热器出口旁路，所述轴封加热器出口旁路和所述余热锅炉高压省煤器相连，所述余热加热器和外部热水供应系统相连。

余热加热器和外部热水供应系统相连，提高机组发电效率的同时，在有热负荷的时候，利用余热锅炉的排烟余热，加热生活热水，提高机组的能量利用效率。

进一步的，所述余热锅炉为单压锅炉，包括余热锅炉高压过热器、余热锅炉高压蒸发器、余热锅炉高压省煤器，所述余热锅炉高压过热器、所述余热锅炉高压蒸发器、所述给水加热器、所述余热锅炉高压省煤器沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉内，所述余热锅炉高压过热器和所述汽轮机高压缸补气口相连，所述轴封加热器出口设置轴封加热器出口旁路，所述轴封加热器出口旁路和所述余热锅炉高压省煤器相连，所述余热锅炉连接烟气直燃性溴化锂制冷机组。

余热锅炉和烟气直燃性溴化锂制冷机组相连，在提高机组发电效率的同时，在有冷负荷的时候，利用余热锅炉的排烟余热，通过溴化锂制冷机组进行制冷，提高机组的能量利用效率。

进一步的，所述三级高压加热器系统最后一级高压加热器作为备用或旁路。

进一步的，所述燃气轮机为E级燃气轮机或F级燃气轮机。

进一步的，所述燃煤机组和燃气轮机联合发电系统发电效率高于燃煤机组和燃气轮机各自独立运行时的总发电效率。

进一步的，所述燃煤机组为1000MW级燃煤机组。

本发明的有益效果是降低了燃气轮机排烟温度，减少了传热温差，提高了整个联合循环的热循环效率，机组发电效率得到了提高，同时提高了能源的使用效率，消耗同样的燃煤量和燃气消耗量，获得了更多的发电量，对发电企业而言，大大降低了煤耗量，减少了发电企业的燃煤成本，也减少了燃煤有害气体的排放，改善了大气环境，实现了节能减排的目的。

另外，由于我国天然气量短缺的限制，我国很多燃气轮机电厂的定位是调峰电站，年利用小时数低，采用本发明燃煤机组和燃气轮机联合发电，可以改变燃气轮机目前仅仅是调峰电站的定位，而成为带基本负荷的电站，提高了国家和企业投资的利用率。

同时，本发明燃煤机组可以保留原有系统作为备用，在燃气轮机停运的情况下可以按原燃煤机组运行，不影响整体发电，有利于保持电力稳定。

附图说明

图1是无热质交换情况下常规百万燃煤机组和常规燃气轮机联合循环分系统流程图

图2是使用燃气轮机排烟直接加热1000MW机组最后一级高压加热器示意图

图3是燃煤机组与燃气轮机联合发电系统集成的能量示意图

图4是燃煤机组与燃气轮机联合发电系统实施例一系统流程图

图5是燃煤机组与燃气轮机联合发电系统实施例二系统流程图

图6是燃煤机组与燃气轮机联合发电系统实施例三系统流程图

图7是燃煤机组与燃气轮机联合发电系统实施例四系统流程图

标号说明：

1-余热锅炉2-给水加热器3-燃煤锅炉4-汽轮机高压缸

5-汽轮机低压缸6-轴封加热器7-燃气轮机8-余热加热器

9-烟气直燃型溴化锂制冷机组11-余热锅炉高压过热器

12-余热锅炉高压蒸发器13-余热锅炉低压过热器

14-余热锅炉高压省煤器15-余热锅炉低压蒸发器

16-余热锅炉低压省煤器20-下位汽轮机21-下位凝汽器

22-发电机31-8号低压加热器32-7号低压加热器

33-6号低压加热器34-5号低压加热器35-除氧器

36-3号高压加热器37-2号高压加热器

38-1号高压加热器40-低压汽包41-高压汽包

具体实施方式

以下结合附图，具体说明本发明。

图1示出了无热质交换情况下常规百万燃煤机组和常规燃气轮机联合循环分系统流程图。燃煤机组包括发电机、燃煤锅炉3、汽轮机、凝汽器、低压加热器系统、除氧器、高压加热器系统，以及泵、管道等辅助系统,顺序相连组成封闭循环系统，燃气轮机联合循环系统包括燃气轮机7、发电机和下位电站，下位电站包括余热锅炉1、发电机、下位汽轮机20、下位凝汽器21以及泵、管道等辅助系统组成封闭的循环系统，余热锅炉和燃气轮机7烟气出口相连，燃气轮机7排烟烟气进入余热锅炉1，加热冷凝水，形成蒸汽推动下位汽轮机20把热能转化为电能。

我国目前在建的燃煤机组从300MW等级到1000MW等级的热力系统常见的都是三级高压加热器、四级低压加热器、一个除氧器的配置，系统的设备构成基本都是一样的，只是炉型、汽轮机形式、给水泵配置型式、冷却方式等有些不一样。1000MW机组的压力和温度等级更高，循环的初参数越高，循环效率越高，先进的燃煤机组提高发电效率的方式是提高初参数，降低终参数，提高初参数就是提高汽轮机进汽的压力温度等级，1000MW是国内在役机组中现有的初参数最高的，基本都是采用超超临界参数，因此也是循环效率最高的，加上锅炉、管道等损失，总的效率一般都在45％以上，其他等级的汽轮机，如亚临界300MW等级汽轮机，其循环热效率40％左右，甚至更低，比超超临界的机组低很多，所以采用百万等级的燃煤机组进行集成，节能量最好，采用其他级别的节能量少。

本发明的燃气轮机可以是E级燃气轮机、F级燃气轮机，也可以是其他的燃气轮机。

以某常规E级燃气轮机为例进行说明，其配置的联合循环，高压蒸汽参数取压力56.07bar，温度515℃，低压蒸汽补气压力5.414bar，温度227.8℃，余热锅炉排烟温度92℃，联合循环的毛效率约52.2％，100％工况发电机端出力189.47MW(背压4.9kPa)。

某常规电厂百万燃煤机组THA工况下，主蒸汽进汽参数：24.668MPa，600℃，再热蒸汽参数：5.275MPa，600℃，平均背压5.2kPa，机组毛功率1000.18MW，汽轮机热耗率7357kJ/kWh，全厂毛热效率46.19％，全厂毛热耗率7794kJ/kWh。

共同组成一个联合平台考虑，两者没有热质交换，如图1所示，总出力1189.65MW，燃煤机组侧输入能量2167.36MW，燃气轮机侧输入能量362.912MW，根据总的能量输入与输出，计算分系统总循环发电效率47.02％。

因此只有集成的系统总循环发电效率大于47.02％，也就是联合发电系统总效率大于独立运行总效率的情况下，系统集成方案才可行。

常规300～1000MW燃煤机组，根据等效热降法计算可得，其各级的抽汽效率(能级效率)见下表，即各及加热器中输入q_j的能量，排挤1kg蒸汽回到汽轮机做功为H_j，其能级效率为η_j。由表中可以看出，后两级具有较高的能级效率，如果能实现把燃气轮机排烟中的热量全部利用到具有较高能级效率的给水加热器2中，那么联合循环的效率将会进一步提升。

图2示出了将燃气轮机7排烟直接通过烟气给水换热器加热最后一级高压加热器给水，取消#1高压加热器抽汽，1000MW机组#2高压加热器出口给水272.2℃，流量2746.6t/h，经过加热后为291.9℃，2746.6t/h，燃气轮机排烟烟气550.3℃，1470.9t/h，烟气经给水加热器后排出为338.9℃，1470.9t/h，可以看出这种方法存在以下问题：由于受到给水进口水温的限制，燃气轮机7排烟温度不会降低到合适的值，即不会降低到272℃以下，这样存在能量损失，余热很难用尽；另一个问题是给水温度与燃气轮机7排烟温度之间的温差相差较大，存在较大的温差传热，不可逆损失增加。

图3示出了系统集成的能量示意图，按照图2的系统，用于加热最后一级高加给水，Tc为加热器后排烟温度，高达388.9℃，一般排烟温度要高于烟气酸露点的温度，通常在80～90℃，即图3中的Tb，T0为环境温度，那么相比余热锅炉的集成方式，这种方式下，理论上的可用能(面积abeg所示)中的很大一部分能量(图中面积cbef所示)损失到环境中，即损EL2；另外由于传热温差的存在，可用能(面积1234)实际向下位电站传递的热量存在不可逆损失，只有面积1’2’3’4所示的部分能量，由于温差传热造成的损为EL1，传热温差越大，不可逆损失越大。因此为了提高整体联合循环的效率，就需要寻找一种有效的集成方式，使得这一热量传递过程中的不可逆损失最小，其主要途径就是降低排烟温度和降低传热温差。

图4为燃煤机组与燃气轮机联合发电系统集成实施例一，保留燃气轮机联合循环下位电站，下位电站包括余热锅炉1和下位汽轮机20、下位凝汽器21，下位电站形成封闭的循环系统，将给水加热器2集成在余热锅炉1内，余热锅炉1为双压锅炉，和燃气轮机7排烟出口相连，余热锅炉1内从燃气轮机烟气进口开始沿烟气行进方向顺序设立余热锅炉高压过热器11、余热锅炉高压蒸发器12、给水加热器2、余热锅炉低压过热器13、余热锅炉高压省煤器14、余热锅炉低压蒸发器15、余热锅炉低压省煤器16，燃煤机组高压加热器系统为三级高压加热器，第二级高压加热器即#2高压加热器出口设置出口旁路，出口旁路连接到给水加热器2，给水加热器2另一端连接到燃煤机组燃煤锅炉3，给水全部或部分给水进入给水加热器2，对燃气轮机下位汽轮机20进汽参数进行匹配，找出性能最优的蒸汽参数，可以提高整个系统的循环热效率。

以上面机组为例，当100％燃煤机组给水进入给水加热器2，给水加热器2集成在余热锅炉1内，不计阻力影响，考虑低压补汽参数与高压缸排汽温差、低压缸排汽湿度等影响因素，当下位电站汽轮机20高压参数取96.3bar，515℃，低压补汽参数取6.2bar，220℃时，理论上可获得47.14％的联合发电效率，高于分系统47.02％的联合效率。

图5为燃煤机组与燃气轮机联合发电系统集成实施例二，直接取消燃气轮机下位汽轮机20，保留余热锅炉1，余热锅炉1和燃气轮机烟气出口相连，将给水加热器2集成进入余热锅炉1，余热锅炉1内从燃气轮机烟气进口始沿烟气行进方向顺序设立余热锅炉高压过热器11、余热锅炉高压蒸发器12、给水加热器2、余热锅炉低压过热器13、余热锅炉高压省煤器14、余热锅炉低压蒸发器15、余热锅炉低压省煤器16，高压加热器出口旁路设置在#2高压加热器出口，并和给水加热器2相连，给水加热器2另一端和燃煤机组燃煤锅炉3相连，给水全部或者部分进入给水加热器2，余热锅炉高压过热器11和燃煤机组汽轮机高压缸4补气口相连，余热锅炉低压过热器13和燃煤机组汽轮机低压缸5补气口相连，燃煤机组轴封加热器6出口设置旁路，该旁路连接到余热锅炉低压省煤器16，凝结水进入余热锅炉1，余热锅炉1产生合适的蒸汽补入1000MW燃煤机组汽轮机循环。

通过双压集成计算，当高压补汽参数为76.92bar，408.9℃(即一级抽汽参数)，低压补汽参数为5.88bar，285℃(即低压进汽参数)，给水加热器2在高压蒸发器后(顺着烟气方向)，通过合理分配给水比例，可获得47.45％的联合循环发电效率，高于分系统47.02％的联合效率。

图6为燃煤机组与燃气轮机联合发电系统集成实施例三，在实施例二的基础上取消最后一级高压加热器即#1高压加热器，给水直接走给水加热器2，给水加热器2集成进入余热锅炉1，给水加热器2的另一端和燃煤机组燃煤锅炉3相连，余热锅炉1集成形式为单压集成，余热锅炉1内从燃气轮机烟气进口沿烟气行进方向顺序设立余热锅炉高压过热器11、余热锅炉高压蒸发器12、给水加热器2、余热锅炉高压省煤器14、余热加热器8，余热锅炉高压过热器11和燃煤机组汽轮机高压缸4补气口相连，燃煤机组轴封加热器6出口设置旁路，该旁路连接到余热锅炉高压省煤器14，凝结水进入余热锅炉1形成的高压蒸汽补入百万煤机汽轮机循环，余热加热器2和外部热水供应系统相连，利用较高的排烟余热来加热生活热水。

图7为燃煤机组与燃气轮机联合发电系统集成实施例四，在实施例三的基础上取消了余热锅炉1内的余热加热器8，并在余热锅炉11出口连接烟气直燃型溴化锂制冷机组9，利用较高的排烟余热通过烟气直燃型溴化锂制冷机组9制冷。

通过单压集成计算，高压补汽参数仍为76.92bar，408.9℃时，可获得47.15％的发电效率，用于供热时，供回水参数为95/65℃，可产生热水约550t/h，供热量约为20MW，不足的供热量可以用补燃；用于制冷时，直接通过烟气直燃型溴化锂制冷机组，冷冻水供回水参数为7/12℃，可以提供制冷量约为15MW(COP取0.67)，不足的供冷量可以用补燃。

经济性分析：

以实施例二为例，总出力1249.355MW，燃气轮机出力121.56MW，燃煤机组侧出力1127.795MW，燃煤机组侧输入能量2269.85MW，煤量373.2t/h，燃气轮机侧输入能量362.91MW，燃气量28.32t/h，总循环发电效率47.45％。

假定燃气轮机出力不受给水加热器阻力的影响，燃气轮机负荷不变，环境参数不变，基本功率维持不变。把燃气轮机燃气按热值折到原煤，原煤热值21906.7kJ/kg，燃气低位热值46142kJ/kg。分系统时折算到标煤下发电煤耗为261.27g/kWh。按第二种集成方式系统组合时折算到发电标煤耗为258.96g/kWh，降低标煤耗约为2.31g/kWh，节能潜力巨大。

因此本发明从文明用能的角度，从能源利用的数量和质量上来说是可行的，但从能源价格上讲是不对等的，对组成的双燃料系统而言，能源价格的不对等对机组收益的影响也是要考虑的一个重要因素。

现行天然气按热值计算价格是煤的4～5倍，如果按照分系统计算，项目不亏损，天然气发电的上网电价基本都在0.8～0.9元/kWh，基本是燃煤机组上网电价的2倍。以高价格的能源换取低价格的电能看起来有些入不敷出，因此计算发电企业收益时，由于能源价格的不对等，企业可能面临盈利性不足，需要政府出台相关的政策进行鼓励和支持，但是燃煤机组和燃气联合发电大大降低了煤耗，降低企业燃煤成本，同时大大降低了燃煤有害气体的排放，对节能减排非常有利。

除了降低企业燃煤成本，大大降低了燃煤有害气体的排放，实现节能减排，还能成为其他有利方面：一方面目前大多数燃气轮机电站都是靠国家补贴政策维持的；另外一方面由于我国天然气量短缺的限制，我国很多燃气轮机电厂的定位是调峰电站，年利用小时数低，如果燃气轮机与燃煤机组机组联合发电，那么燃气轮机电站的定位就不是调峰电站的定位，而是带基本负荷的电站，这将大大提高国家和企业的投资利用率。

本领域普通技术人员应该明白，本发明提供的实施例并非对本发明的范围进行限定，上述实施例只是本发明优选的具体实施方式，作为原则，在本发明的指引下，本领域普通技术人员可能采用其它实施方式，并且可能在不脱离本发明范围的情况下对系统组成进行改变，但是在不脱离本发明设计精神前提下，本领域普通工程技术人员对本发明做出的各种变形和改进，均应落入本发明的权利要求确定的保护范围内。

Claims (9)

1.一种燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，包括燃煤机组、燃气轮机(7)、余热锅炉(1)和给水加热器(2)，所述燃煤机组包括燃煤锅炉(3)、汽轮机、凝汽器、轴封加热器(6)、低压加热器系统、除氧器、高压加热器系统，所述余热锅炉(1)和所述燃气轮机(7)烟气出口相连，所述给水加热器(2)集成在所述余热锅炉(1)内，所述高压加热器系统设置高压加热器出口旁路，所述高压加热器出口旁路连接到所述给水加热器(2)一端，所述给水加热器(2)另一端和所述燃煤锅炉(3)相连。

2.根据权利要求1所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统包括下位汽轮机(20)、下位凝汽器(21)，所述余热锅炉(1)、所述下位汽轮机(20)、所述下位凝汽器(21)顺序相连，组成封闭的燃气轮机(7)下位电站，所述高压加热器系统为三级高压加热器系统，所述高压加热器出口旁路设置在第二级高压加热器和最后一级高压加热器之间，所述余热锅炉(1)为双压锅炉，所述余热锅炉(1)包括余热锅炉高压过热器(11)、余热锅炉高压蒸发器(12)、余热锅炉高压省煤器(14)、余热锅炉低压过热器(13)、余热锅炉低压蒸发器(15)、余热锅炉低压省煤器(16)，所述余热锅炉高压过热器(11)、所述余热锅炉高压蒸发器(12)、所述给水加热器(2)、所述余热锅炉低压过热器(13)、所述余热锅炉高压省煤器(14)、所述余热锅炉低压蒸发器(15)、所述余热锅炉低压省煤器(16)沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉(1)内。

3.根据权利要求1所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述高压加热器系统为三级高压加热器系统，所述高压加热器出口旁路设置在第二级高压加热器和最后一级高压加热器之间，所述余热锅炉(1)为双压锅炉，所述余热锅炉(1)包括余热锅炉高压过热器(11)、余热锅炉高压蒸发器(12)、余热锅炉高压省煤器(14)、余热锅炉低压过热器(13)、余热锅炉低压蒸发器(15)、余热锅炉低压省煤器(16)，所述余热锅炉高压过热器(11)、所述余热锅炉高压蒸发器(12)、所述给水加热器(2)、所述余热锅炉低压过热器(13)、所述余热锅炉高压省煤器(14)、所述余热锅炉低压蒸发器(15)、所述余热锅炉低压省煤器(16)沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉(1)内，所述余热锅炉低压过热器(13)和所述汽轮机的低压缸(5)相连，所述余热锅炉高压过热器(11)和所述汽轮机的高压缸(4)相连，所述轴封加热器(6)的出口设置轴封加热器出口旁路，所述轴封加热器出口旁路和所述余热锅炉低压省煤器(16)相连。

4.根据权利要求1所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述余热锅炉(1)为单压锅炉，包括余热锅炉高压过热器(11)、余热锅炉高压蒸发器(12)、余热锅炉高压省煤器(14)、余热加热器，所述余热锅炉高压过热器(11)、所述余热锅炉高压蒸发器(12)、所述给水加热器(2)、所述余热锅炉高压省煤器(14)、所述余热加热器沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉(1)内，所述余热锅炉高压过热器(11)和所述汽轮机的高压缸(4)相连，所述轴封加热器(6)的出口设置轴封加热器出口旁路，所述轴封加热器出口旁路和所述余热锅炉高压省煤器(14)相连，所述余热加热器和外部热水供应系统相连。

5.根据权利要求1所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述余热锅炉(1)为单压锅炉，包括余热锅炉高压过热器(11)、余热锅炉高压蒸发器(12)、余热锅炉高压省煤器(14)，所述余热锅炉高压过热器(11)、所述余热锅炉高压蒸发器(12)、所述给水加热器(2)、所述余热锅炉高压省煤器(14)沿烟气行进方向顺序设立在所述余热锅炉(1)内，所述余热锅炉高压过热器(11)和所述汽轮机的高压缸(4)相连，所述轴封加热器(6)的出口设置轴封加热器出口旁路，所述轴封加热器出口旁路和所述余热锅炉高压省煤器(14)相连，所述余热锅炉(1)连接烟气直燃性溴化锂制冷机组(9)。

6.根据权利要求2或3所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述三级高压加热器系统的最后一级高压加热器作为备用或旁路。

7.根据权利要求1、2、3、4或5所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述燃气轮机为E级燃气轮机或F级燃气轮机。

8.根据权利要求1、2、3、4或5所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述燃煤机组与燃气轮机联合发电系统发电效率高于燃煤机组和燃气轮机各自独立运行时的总发电效率。

9.根据权利要求1、2、3、4或5所述的燃煤机组与燃气轮机联合发电系统，其特征在于，所述燃煤机组为1000MW级燃煤机组。