【技术实现步骤摘要】
一种基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统
[0001]本专利技术属于电站锅炉尾部烟气余热回收及高效发电
，具体涉及一种基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统。
技术介绍
[0002]因温室效应而导致全球变暖是当前全世界关注的环境问题，减少以二氧化碳为代表的温室气体排放已成为全球共识。在各类控制碳排放途径中，提高能源利用效率是贡献最大、最有效的途径。火力发电是目前全球主要供电来源，也是碳排放的主要来源之一。提高火电机组发电效率不仅可降低发电成本创造经济效益，更是直接从源头上减少由化石燃料燃烧引起的碳排放。
[0003]火电厂锅炉的排烟温度通常在120～150℃，排烟热损失是锅炉最大的一项热损失，占锅炉总输入热量的4％～8％。降低排烟温度、对锅炉排烟余热进行回收利用可提高电厂效率0.5％～2.0％，具有显著的节能及环保效益。目前烟气余热利用的基本思路是，由汽轮机组给水回热系统中温度较低的凝结水或给水作为冷却介质回收烟气余热使排烟温度降低至约90℃，从而节省汽轮机组给水回热系统的抽汽，也即增大汽轮机做功量和发电机发电量，达到提高整个发电机组热功转换效率的目的。
[0004]低温省煤器系统是目前最常见的烟气余热利用系统，它是在锅炉的空气预热器之后布置低温省煤器，由机组凝结水回收烟气余热。该系统的不足之处在于：低温省煤器利用的烟气温度区间为锅炉排烟温度至90℃，烟温水平较低，因此其所回收的烟气余热只能用于排挤做功能力较低的汽轮机低压抽汽，因而由烟气余热回收获得的发电机组节能效益较低。>[0005]为提高锅炉尾部烟气余热回收系统的热功转换效率，已提出一种基于空气预热器旁通烟道的烟气余热利用系统。它是在锅炉尾部设置与空气预热器并联的旁通烟道，同时在空气预热器下游布置水媒式空气预热器，从而利用低温烟气预热送风，同时从空气预热器入口分流出一部分烟气在旁通烟道内依次通过高压省煤器与低压省煤器加热机组给水与凝结水。该系统明显提高了给水回热系统所回收烟气热能的温度水平，因而提高了烟气余热回收所排挤抽汽的品质，使余热回收系统热效率及整个发电机组热效率明显提高。在相同的烟气余热回收量下，该系统的节能效益约为低温省煤器系统的2倍。
[0006]然而，虽然旁通烟道系统节能效果显著，但在工程实践中应用不多，主要原因是锅炉排烟含灰且含酸性气体，含灰酸性烟气在旁通烟道内与机组给水、凝结水通过管束换热时，通过磨损或腐蚀使换热管泄露的风险较大，影响发电机组运行的安全可靠性。在该系统内的水媒式空气预热器中，由于烟温很低，受热面腐蚀及粘接性堵灰的问题非常突出。另一方面，为避免磨损与积灰，与烟气换热的管束只能采较低的烟气流速和抗积灰效果好但翅化比较小的翅片管管型；为防止腐蚀过快，需在水媒式空气预热器中采用价格较高的耐腐蚀管材。这些使得该系统的投资和运行费用较大，项目的技术经济性降低。
[0007]针对旁通烟道系统的不足，专利“基于热风再循环的电站锅炉尾部烟气余热利用
系统(专利申请号201610819437.7)”、“联合热风再循环与暖风器的锅炉烟气余热利用系统(专利申请号201610898023.8)”提出了利用热风再循环回收锅炉尾部烟气余热的思路。这两个专利系统(也即热风再循环系统)的节能原理及节能效益与旁通烟道系统相同，但重要区别是，热风再循环系统充分利用回转式空气预热器蓄热式换热在抗磨损、抗腐蚀方面的优势，将烟气热量传递给清洁的空气，进而采用热风与机组的给水、凝结水换热，从而实现回收烟气余热高效发电。利用清洁的空气作为烟气余热回收的中间循环介质，避免了烟气余热回收系统中所有管束受热面的腐蚀、磨损及积灰问题，而且可采用翅化比较高的换热管型以及较大的空气流速，使得余热回收系统中管束受热面的投资明显减小。热风再循环系统还取消了水媒式空气预热器，使得系统更加简洁。虽然在热风再循环系统中需增大回转式空气预热器的受热面积，需对回转式空气预热器进行扩容改造，但详细的技术经济性分析结果表明，与旁通烟道系统相比，热风再循环系统不仅运行可靠性好，投资及运行费用也显著降低，技术经济性优势明显。
[0008]上述两个专利虽然提出了热风再循环系统的基本实施方案，但如果要付诸实际应用，上述专利的方案在适应发电机组变负荷运行方面仍存在重要的不足，需进一步优化完善。
[0009]具体地说，已公开的热风再循环系统虽然解决了余热回收系统内新增的管束受热面(高压省煤器与低压省煤器)的腐蚀、磨损及积灰问题，但其热力系统工艺均是按发电机组额定负荷工况进行设计，对发电机组低负荷下运行时在空气预热器冷端防止发生严重低温腐蚀、保证空气预热器冷端受热面安全的方法未予以考虑，使得发电机组在低负荷下不能安全可靠运行。有必要说明，目前保证空气预热器冷端受热面不发生严重低温腐蚀的方法是，使空气预热器冷端受热面的金属壁温(近似为此处入口风温与出口烟温的算术平均值)不低于70℃。随机组负荷降低，锅炉燃料量减少，炉膛出口烟温和空气预热器入口烟温也趋于降低。相应地，随机组负荷降低，空气预热器出口烟温也趋于降低，为保证空气预热器冷端金属壁温不低于70℃，需提高空气预热器入口温风温度，也即要提高热风再循环风道出口风温(空气预热器入口温风由环境冷风与热风再循环风道出口热风混合而得)。提高热风再循环风道出口风温意味着减小该风道内高压省煤器与低压省煤器的吸热量，也即减小高压省煤器与低压省煤器的水流量。然而，研究结果表明，在保证空气预热器冷端金属壁温不低于70℃前提下，随机组负荷降低，高压省煤器与低压省煤器的水流量需大幅减小，超出了管内能够带出气泡的工质流速安全下限；而且锅炉给水温度会升高，影响锅炉汽温特性。
[0010]因此，随发电机组负荷降低，已公开的热风再循环系统使余热回收系统内受热面面临严重低温腐蚀风险。若简单地通过在高负荷下减小余热回收量来保证低负荷下余热回收受热面安全性，又会使余热回收的热经济性及技术经济性明显降低。如何在发电机组全负荷范围内使热风再循环余热回收系统高效又安全地运行，是火电机组节能升级改造前需解决的重要问题。
技术实现思路
[0011]为解决上述问题，本专利技术提供了一种基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统，采用如下技术方案：
[0012]本专利技术提供了一种基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统，其特征在于，包括：锅炉本体模块，用于吸收烟气热能将锅炉给水汽化成过热蒸汽，具有省煤器、水冷壁、过热器以及再热器受热面；汽轮机模块，由锅炉本体模块产生的过热蒸汽在该汽轮机模块做功，进而带动发电机发电；给水回热模块，用于将汽轮机模块的排汽进行冷凝形成凝结水，并利用来自汽轮机模块的抽汽对凝结水进行多级加热，将凝结水升温升压后作为给水送入锅炉本体模块，该给水回热模块具有冷凝器、多个低压抽汽加热器、除氧器、给水泵以及多个高压抽汽加热器；锅炉尾部换热模块，至少具有空气预热器、循环风调节阀、高压省煤器以及低压省煤器；烟气净化模块，具有除尘器、引风机以及脱硫塔，用于净化处理锅炉排烟并将其排出；以及热量旁通管，位于锅炉尾部换热模块上，用于抽取调本文档来自技高网...
【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.一种基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统，其特征在于，包括：锅炉本体模块，用于吸收烟气热能将锅炉给水汽化成过热蒸汽，具有再热器受热面、过热器、水冷壁以及省煤器；汽轮机模块，通过所述锅炉本体模块产生的过热蒸汽在该汽轮机模块做功，进而带动发电机发电；给水回热模块，用于将所述汽轮机模块的抽汽进行冷凝形成凝结水并将该凝结水升温升压后作为给水送入所述锅炉本体模块，该给水回热模块具有冷凝器、多个低压抽汽加热器、除氧器、给水泵以及多个高压抽汽加热器；锅炉尾部换热模块，至少具有空气预热器、循环风调节阀、高压省煤器以及低压省煤器；烟气净化模块，具有除尘器、引风机以及脱硫塔，用于净化处理锅炉排烟并将其排出；以及热量旁通管，位于所述锅炉尾部换热模块上，用于抽取调温风，该热量旁通管具有调温风调节阀，该调温风调节阀与所述循环风调节阀相互配合，用于控制所述锅炉尾部换热模块内的吸热量，从而调节锅炉的排烟温度和所述空气预热器的冷端受热面的壁温。2.根据权利要求1所述的基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统，其特征在于：其中，所述热量旁通管设置在所述高压省煤器的出口和所述低压省煤器的出口之间，所述高压省煤器的出口的循环热风作为所述热量旁通管的调温风。3.根据权利要求1所述的基于热风再循环利用锅炉尾部烟气余热的发电系统，其特征在于：其中，所述热量旁通管设置在所述高压省煤器的入口和所述低压省煤器的出口之间，所述高压省煤器的入口的循环热风作为所述热量旁通管的调温风。4.根据权利...
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