利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统及方法与流程

1.本技术涉及火力发电技术领域，特别涉及一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统及方法。


背景技术：

2.随着越来越多的风电和光伏并网发电，无论是对电网安全稳定运行还是进一步促进新能源消纳，提升电力系统运行调节能力显得尤为迫切。但是据统计，截止2022年底，全国发电装机容量25.6亿千瓦，其中煤电装机11.4亿千瓦，占比43.8％，而2022年全国电力发电量显示，煤电提供了60％以上的电量和70％的调峰任务。由此可见，深入挖掘现有燃煤机组调峰能力具有十分重要的意义。
3.另外，为了响应电网调峰调频等需求，煤电机组需要频繁变负荷运行或者长期低负荷运行。这虽然促进了光伏风电等新能源快速发展，但也带来了燃煤机组煤耗升高，叠加煤价高位运行等因素，机组运行经济性受到很大影响。因此燃煤机组节能降碳改造也应同步推进。
4.以上分析发现，燃煤机组参与调峰和节能降碳存在矛盾，为了破解这一矛盾，各种储能储热技术被提出并应用于电力系统甚至煤电机组。其中，储热水技术是目前技术比较成熟的储热技术之一，且安全性高，投资成本较低，能够较好的耦合火电厂热力系统，有效提高机组调峰能力和热经济性。


技术实现要素：

5.本技术旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。
6.为了克服上述现有技术存在的问题，本技术提供了一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统及方法，该系统利用锅炉烟气余热加热机组回热系统凝结水，提高机组热经济性；同时在汽轮机回热系统中设置储热水罐，在机组需要调峰运行时利用储热水罐蓄热和放热，提高机组升降负荷速率，燃煤机组热经济性和技术经济性均较高。
7.本技术一方面的实施例，提出了一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统，包括：
8.凝结水调节阀1、凝结水旁路调节阀2、除氧器上水调节阀3、除氧器上水旁路调节阀4、冷罐5、第一水泵6、第一调节阀7、烟气-凝结水换热器8、热罐10、第二水泵11和第二调节阀12；其中，燃煤机组的凝结水泵出口分为两路，一路经过凝结水调节阀1连接机组的低压加热器水侧入口，另一路经过凝结水旁路调节阀2接冷罐5入口；机组的低压加热器水侧出口分为两路，一路经过除氧器上水调节阀3连接除氧器，另一路经过除氧器上水旁路调节阀4连接冷罐5入口；冷罐5出口依次经过第一水泵6、第一调节阀7连接烟气-凝结水换热器8水侧入口，烟气-凝结水换热器8布置在锅炉空气预热器和除尘器之间的烟道中，烟气-凝结水换热器8水侧出口连接热罐10入口，热罐10出口依次经过第二水泵11、第二调节阀12连接机组的除氧器。
9.本技术另一方面的实施例，提出了一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统的运行方法，包括以下步骤：
10.启动和冷罐连接的第一水泵和第一调节阀，将冷罐中的凝结水抽取到烟气-凝结水换热器中，以使进入烟气-凝结水换热器中的燃煤锅炉的烟气和烟气-凝结水换热器中的凝结水进行热交换；
11.将完成热交换的凝结水排入到热罐中存储；
12.在电网调度负荷降低的情况下，增大凝结水调节阀的开度至第一开度或提高凝结水泵的转速至第一转度，增加进入低压加热器的凝结水流量，同步增加低压缸抽汽量，以降低低压缸发电功率；为了维持除氧器水位和给水流量，打开除氧器上水旁路调节阀的开度为第二开度，将所述低压加热器出口凝结水分流第一设定量进入所述冷罐；
13.在机组发电功率降低的情况下，开启凝结水旁路调节阀，回收凝汽器中第二设定量的凝结水至冷罐。在电网调度负荷升高的情况下，减小凝结水调节阀的开度至第三开度或降低凝结水泵的转速至第二转速，减少进入低压加热器的凝结水流量，同步减少低压缸抽汽量至设定抽气量，以提高低压缸发电功率；
14.为了维持除氧器水位和给水流量，热罐中高温热水经过第二水泵、第二调节阀送入除氧器；为了维持凝汽器水位，打开凝结水旁路调节阀的开度为第四开度，将第三设定量的凝结水分流至冷罐。
15.本技术另一方面的实施例，提出了一种非临时性计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述一方面所述的方法。
16.本技术至少包括以下有益的技术效果：
17.本技术在机组全工况范围内均可利用燃煤锅炉烟气余热加热回热系统凝结水，减少低压缸抽汽，增加低压缸发电功率，提高机组热经济性；机组在调峰过程中利用储热水罐蓄热和放热，调整回热系统凝结水流量进而调节汽轮发电机组出力，提高机组升降负荷速率，且设备投资成本较低；另外本技术中利用燃煤机组自身锅炉烟气余热加热凝结水，相比利用太阳能加热凝结水，可不受天气及地形限制，易于推广。
18.本技术附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本技术的实践了解到。
附图说明
19.本技术上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
20.图1为本技术实施例提供的一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统的结构示意图；
21.图2为本技术实施例提供的另一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统的结构示意图。
具体实施方式
22.下面详细描述本技术的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附
图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本技术，而不能理解为对本技术的限制。
23.下面参考附图描述本技术实施例的利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统及方法。
24.下面结合附图和实施例对本技术作进一步详细说明。
25.本技术实施例中，回热技术由于可以显著提高蒸汽朗肯循环的热效率而广泛应用于热力发电厂。随着技术的不断进步，现代火力发电厂基本采用抽汽回热方式加热凝结水和给水，提高锅炉给水温度，应用较多为8段抽汽或者10段抽汽。
26.研究和实验表明，同步改变凝结水流量和低压缸抽汽流量可以迅速改变汽轮发电机组出力，进而能够快速响应电网负荷调度。但抽汽和凝结水流量的变化必然引起除氧器及凝汽器水位的变化，进而限制火电机组进一步快速响应电网负荷调度。为此，本技术提出了一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统及方法。该系统通过在机组凝结水系统中合理耦合储热水罐，维持除氧器及凝汽器水位的稳定，克服了火电机组抽汽量变化过程中凝结水流量变化的限制，进而提高火电机组升降负荷速率和深度调峰能力；同时，该系统采用燃煤锅炉烟气余热辅助加热凝结水，在机组全工况范围内均可减少低压缸抽汽，增加汽轮发电机组出力，提高燃煤机组能量利用效率，具有较高的热经济性；而且该系统相比太阳能辅助加热凝结水，可以不受天气、占地限制，更易于实施。下面对本技术的结构和工作过程做详细描述。
27.如图1所示，本技术提供的一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统，包括凝结水调节阀1、凝结水旁路调节阀2、除氧器上水调节阀3、除氧器上水旁路调节阀4、冷罐5、第一水泵6、第一调节阀7、烟气-凝结水换热器8、热罐10、第二水泵11和第二调节阀12；其中，燃煤机组的凝结水泵出口分为两路，一路经过凝结水调节阀1连接机组的低压加热器水侧入口，另一路经过凝结水旁路调节阀2连接冷罐5入口；机组的低压加热器水侧出口分为两路，一路经过除氧器上水调节阀3连接除氧器，另一路经过除氧器上水旁路调节阀4连接冷罐5入口；冷罐5出口依次经过第一水泵6、第一调节阀7连接烟气-凝结水换热器8水侧入口，烟气-凝结水换热器8布置在锅炉空气预热器和除尘器之间的烟道中，烟气-凝结水换热器8水侧出口连接热罐10入口，热罐10出口依次经过第二水泵11、第二调节阀12连接机组的除氧器。
28.其中，烟气-凝结水换热器(8)设置在燃煤锅炉的所述烟道中并设置在空气预热器的后面，用于将烟气-凝结水换热器8中的凝结水与烟道中的经过空气预热器后排出的烟气进行热量交换，得到温度增加的凝结水。
29.热罐(10)，用于存储烟气-凝结水换热器8中流出的温度增加的凝结水。
30.本技术实施例的一种实现方式中，该系统还包括电锅炉(9)，电锅炉(9)连接烟气-凝结水换热器8水侧出口，以及连接热罐10，也就是说烟气-凝结水换热器(8)水侧出口经过电锅炉(9)连接热罐(10)入口。
31.电锅炉(9)，用于在检测到烟气-凝结水换热器(8)中流出的凝结水未达到设定水温的情况下，对流入的凝结水加热至所述设定温度，并将达到设定温度的凝结水排出到热罐(10)中存储。
32.以图1为例，燃煤锅炉空气预热器出来的烟气进入烟气-凝结水换热器(8)中放热，放热后的烟气经过除尘器进入低温烟气换热器继续放热，然后经风机送入脱硫装置，最后
经烟囱排放；经过低温烟气换热器吸热升温后的热媒水进入暖风器预热从送风机来的冷空气，放热后的冷媒水经过水泵输送到低温烟气换热器内再次吸热，循环往复；在暖风器内吸热后的空气温度升高，当升高温度后的空气进入空气预热器中继续吸热时，可以使得空气预热器换热面积减小，提高空气预热器出口烟气温度，这有利于下游的烟气凝结水换热器(8)通过烟气加热凝结水。
33.冷罐(5)中的凝结水经过第一水泵(6)、第一调节阀(7)进入烟气-凝结水换热器(8)水侧吸收烟气的热量，然后经过电锅炉(9)进入热罐(10)中，完成烟气余热辅助加热凝结水。
34.电锅炉(9)在烟气加热凝结水未达到水温要求时开启，维持进入热罐(10)的凝结水温度满足要求。
35.基于上述实施例，如图2所示，作为本技术的另一种实施方式，脱硝后的烟道分为两路，一路布置空气预热器，另一路布置烟气-凝结水换热器(8)。
36.本技术实施例中，如图2所示，脱硝后的烟道包含第一烟道和第二烟道，第一烟道中安装有空气预热器，第一烟道的烟道进口安装有第一烟气挡板(13-1)，空气预热器安装在第一烟气挡板(13-1)后部，以实现可以与通过第一烟气挡板(13-1)的烟气进行热量交换；所述第二烟道中安装有烟气-凝结水换热器，所述第二烟道的烟道进口安装有第二烟气挡板(13-2)，而烟气-凝结水换热器安装在第二烟气挡板(13-2)的后面，以实现可以与通过第二烟气挡板(13-2)的烟气进行热量交换。
37.其中，第一烟气挡板(13-1)，用于控制所述烟道中的烟气进入空气预热器的烟气流量。
38.第二烟气挡板(13-2)，用于控制所述烟道中的烟气进入所述烟气-凝结水换热器(8)的烟气流量。
39.作为一种实现方式，第一烟气挡板(13-1)和第二烟气挡板(13-2)，均为百叶窗设计，通过调整烟道挡板的各个百叶的角度实现进入烟气流量的控制。
40.需要理解的是，本技术实施例中通过第一烟气挡板(13-1)和第二烟气挡板(13-2)控制流入第一烟道和第二烟道的烟气流量，首先需要满足第一烟道中空气预热器对空气加热的需求。
41.以图2为例，燃煤锅炉的烟道分为第一烟道和第二烟道，其中，所述第一烟道中设置有第一烟气挡板(13-1)，所述第二烟道中设置有第二烟气挡板(13-2)；脱硝装置出口烟气分为两路，一路烟气进入空气预热器放热，另一路烟气进入烟气-凝结水换热器(8)放热，放热后的两路烟气在空气预热器和烟气-凝结水换热器(8)出口再次汇合，汇合后经过除尘器进入低温烟气换热器继续放热，然后经风机送入脱硫装置，最后经烟囱排放；
42.经过低温烟气换热器吸热升温后的热媒水进入暖风器预热从送风机来的冷空气，放热后的冷媒水经过水泵输送到低温烟气换热器内再次吸热，循环往复；在暖风器内吸热后的空气温度升高，当升高温度后的空气进入空气预热器中继续吸热时，可以使得空气预热器换热面积减小，减少空气预热器内放热的烟气流量，这间接增加了另一路加热凝结水的烟气流量；其中，第一烟气挡板(13-1)和第二烟气挡板(13-2)进入的烟气的流量的调节，以满足燃煤锅炉通过空气预热器加热空气的温度要求为目标，以满足燃煤机组的锅炉对热空气的需求，保证发电的正常进行；冷罐(5)中的凝结水经过第一水泵(6)、第一调节阀(7)
进入烟气-凝结水换热器(8)水侧吸收烟气的热量，然后经过电锅炉9进入热罐(10)中，完成烟气余热辅助加热凝结水；电锅炉(9)在烟气加热凝结水未达到水温要求时开启，维持进入热罐(10)的凝结水温度满足要求；
43.当电网调度负荷降低的情况下，为了快速降低机组发电功率，增大凝结水调节阀(1)的开度至第一开度或提高凝结水泵的转速至第一转速，增加进入低压加热器的凝结水流量，同步增加低压缸抽汽量，降低低压缸发电功率；为了维持除氧器水位和给水流量，打开除氧器上水旁路调节阀(3)的开度为第二开度，将低压加热器出口凝结水分流第一设定量进入冷罐(5)；待机组发电功率降低后，机组蒸汽流量减少，回热系统给水和凝结水流量相应也将减少，开启凝结水旁路调节阀(2)，回收凝汽器中第二设定量的凝结水至冷罐(5)；
44.当电网调度负荷升高的情况下，为了快速提高机组发电功率，减小凝结水调节阀(1)的开度至第三开度或降低凝结水泵的转速至第二转速，减少进入低压加热器的凝结水流量，同步减少低压缸抽汽量至设定抽气量，提高低压缸发电功率；为了维持除氧器水位和给水流量，热罐(10)中高温热水经过第二水泵(11)、第二调节阀(12)送入除氧器；为了维持凝汽器水位，打开凝结水旁路调节阀(2)的开度为第四开度，将第三设定量的凝结水分流至冷罐(5)；
45.燃煤锅炉烟气余热辅助加热凝结水在机组全工况范围内均可运行，不受机组负荷变化影响。
46.本技术实施例的利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统中，在机组全工况范围内均可基于燃煤锅炉烟气余热加热回热系统凝结水，减少低压缸抽汽，增加低压缸发电功率，提高机组热经济性；机组在调峰过程中利用储热水罐蓄热和放热，调整回热系统凝结水流量进而调节汽轮发电机组出力，提高机组升降负荷速率，且设备投资成本较低；另外本技术中利用燃煤机组自身锅炉烟气余热加热凝结水，相比利用太阳能加热凝结水，可不受天气及地形限制，易于推广。
47.基于上述实施例，本技术实施例提供了一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统的运行方法，所述方法包括以下步骤：
48.启动和冷罐连接的第一水泵和第一调节阀，将冷罐中的凝结水抽取到烟气-凝结水换热器中，以使进入烟气-凝结水换热器中的燃煤锅炉的烟气和烟气-凝结水换热器中的凝结水进行热交换；
49.将完成热交换的凝结水排入到热罐中存储；
50.在电网调度负荷降低的情况下，增大凝结水调节阀的开度至第一开度或提高凝结水泵的转速至第一转度，增加进入低压加热器的凝结水流量，同步增加低压缸抽汽量，以降低低压缸发电功率；
51.为了维持除氧器水位和给水流量，打开除氧器上水旁路调节阀的开度为第二开度，将所述低压加热器出口凝结水分流第一设定量进入所述冷罐；
52.在机组发电功率降低的情况下，开启凝结水旁路调节阀，回收凝汽器中第二设定量的凝结水至冷罐。在电网调度负荷升高的情况下，减小凝结水调节阀的开度至第三开度或降低凝结水泵的转速至第二转速，减少进入低压加热器的凝结水流量，同步减少低压缸抽汽量至设定抽气量，以提高低压缸发电功率；
53.为了维持除氧器水位和给水流量，热罐中高温热水经过第二水泵、第二调节阀送
入除氧器；
54.为了维持凝汽器水位，打开凝结水旁路调节阀的开度为第四开度，将第三设定量的凝结水分流至冷罐。
55.本技术实施例的一种实现方式中，在将完成热交换的凝结水排入到热罐中存储之前，还包括：
56.在检测到烟气-凝结水换热器中流出的凝结水未达到设定水温的情况下，开启所述电锅炉对流入的凝结水加热至所述设定温度。
57.本技术实施例的利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统的运行方法，在机组全工况范围内均可基于燃煤锅炉烟气余热加热回热系统凝结水，减少低压缸抽汽，增加低压缸发电功率，提高机组热经济性；机组在调峰过程中利用储热水罐蓄热和放热，调整回热系统凝结水流量进而调节汽轮发电机组出力，提高机组升降负荷速率，且设备投资成本较低；另外本技术中利用燃煤机组自身锅炉烟气余热加热凝结水，相比利用太阳能加热凝结水，可不受天气及地形限制，易于推广。
58.为了更加清楚的说明上述实施例，基于图1和图2，对本技术实施例的燃煤机组调峰系统进行说明：
59.本技术实施例的利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统，包括、冷罐(5)、第一水泵(6)、第一调节阀(7)、烟气-凝结水换热器8、热罐(10)和烟道；
60.第一水泵6的一端和冷罐5链接，第一水泵6的另一端和第一调节阀7连接；
61.第一水泵6，用于提供动力，将冷罐5中存储的凝结水通过第一调节阀7流入烟气-凝结水换热器8中；
62.烟气-凝结水换热器8设置在燃煤锅炉的所述烟道中，用于将烟气-凝结水换热器8中的凝结水与烟道中的烟气进行热量交换，得到温度增加的凝结水；
63.热罐10，用于存储烟气-凝结水换热器8中流出的温度增加的凝结水。
64.作为一种实现方式，该系统包括：用于连接烟气-凝结水换热器8和热罐10的电锅炉9；
65.电锅炉9，用于对从烟气-凝结水换热器8中流出的凝结水进行加热达到设定温度，并将达到设定温度的凝结水排出到热罐10中存储。
66.作为一种实现方式，烟道包含第一烟道和第二烟道，第一烟道中安装有空气预热器，第一烟道的烟道进口安装有第一烟气挡板(13-1)；第二烟道中安装有烟气-凝结水换热器，第二烟道的烟道进口安装有第二烟气挡板(13-2)；
67.第一烟道挡板(13-1)，用于控制烟道中的烟气进入空气预热器的烟气流量；
68.第二烟道挡板(13-2)，用于控制烟道中的烟气进入烟气-凝结水换热器(8)的烟气流量。
69.作为一种实现方式，该系统包括：凝汽器、低压加热器、除氧器、凝结水泵、凝结水调节阀(1)、凝结水旁路调节阀(2)、除氧器的上水调节阀(3)、除氧器的上水旁路调节阀(4)；
70.其中，所述凝结水泵的出口的所述凝结水调节阀(1)和凝结水旁路调节阀2并联；所述低压加热气的出口的除氧器的上水调节阀(3)和除氧器的上水旁路调节阀(4)并联；
71.凝结水泵，用于抽取所述凝汽器中的凝结水，并通过调节转速控制抽取凝结水的
水流量；
72.所述凝结水调节阀1，用于控制凝结水流入所述低压加热器中的凝结水流量；
73.所述凝结水旁路调节阀2，用于控制凝结水流入所述冷罐5中的凝结水流量；
74.上水调节阀(3)，用于控制从所述低压加热器中流出到所述除氧器中的凝结水的流量；
75.上水旁路调节阀(4)，用于控制从所述低压加热器中流出到所述冷罐5中的凝结水的流量。
76.其中，上述各个调节阀通过调节开度进行流量控制。
77.作为一种实现方式，该系统包括：第二水泵11和第二调节阀12；
78.其中，第二水泵11的入口和所述热罐10连接，用于将所述热罐10中存储的设定温度的凝结水抽取至所述除氧器中，以控制所述除氧器的水位为设定水位。
79.所述第二调节阀12和所述第二水泵11的出口连接，用于调节进入所述除氧器中的凝结水流量，以控制所述除氧器的水位为设定水位。
80.为了实现上述实施例，本技术提出了一种非临时性计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述方法实施例所述的方法。
81.在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本技术的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
82.此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本技术的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
83.流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现定制逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本技术的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本技术的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
84.在流程图中表示或在此以其他方式描述的逻辑和/或步骤，例如，可以被认为是用于实现逻辑功能的可执行指令的定序列表，可以具体实现在任何计算机可读介质中，以供指令执行系统、装置或设备(如基于计算机的系统、包括处理器的系统或其他可以从指令执行系统、装置或设备取指令并执行指令的系统)使用，或结合这些指令执行系统、装置或设备而使用。就本说明书而言，"计算机可读介质"可以是任何可以包含、存储、通信、传播或传输程序以供指令执行系统、装置或设备或结合这些指令执行系统、装置或设备而使用的装置。计算机可读介质的更具体的示例(非穷尽性列表)包括以下：具有一个或多个布线的电连接部(电子装置)，便携式计算机盘盒(磁装置)，随机存取存储器(ram)，只读存储器
(rom)，可擦除可编辑只读存储器(eprom或闪速存储器)，光纤装置，以及便携式光盘只读存储器(cdrom)。另外，计算机可读介质甚至可以是可在其上打印所述程序的纸或其他合适的介质，因为可以例如通过对纸或其他介质进行光学扫描，接着进行编辑、解译或必要时以其他合适方式进行处理来以电子方式获得所述程序，然后将其存储在计算机存储器中。
85.应当理解，本技术的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。如，如果用硬件来实现和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(pga)，现场可编程门阵列(fpga)等。
86.本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
87.此外，在本技术各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
88.上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。尽管上面已经示出和描述了本技术的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本技术的限制，本领域的普通技术人员在本技术的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

技术特征：
1.一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统，其特征在于，包括凝结水调节阀(1)、凝结水旁路调节阀(2)、除氧器上水调节阀(3)、除氧器上水旁路调节阀(4)、冷罐(5)、第一水泵(6)、第一调节阀(7)、烟气-凝结水换热器(8)、热罐(10)、第二水泵(11)和第二调节阀(12)；其中，燃煤机组的凝结水泵出口分为两路，一路经过凝结水调节阀(1)连接机组的低压加热器水侧入口，另一路经过凝结水旁路调节阀(2)连接冷罐(5)入口；机组的低压加热器水侧出口分为两路，一路经过除氧器上水调节阀(3)连接除氧器，另一路经过除氧器上水旁路调节阀(4)连接冷罐(5)入口；冷罐(5)出口依次经过第一水泵(6)、第一调节阀(7)连接烟气-凝结水换热器(8)水侧入口；烟气-凝结水换热器(8)布置在锅炉空气预热器和除尘器之间的烟道中；烟气-凝结水换热器(8)水侧出口连接热罐(10)入口，热罐(10)出口依次经过第二水泵(11)、第二调节阀(12)连接机组的除氧器。2.根据权利要求1所述的利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统，其特征在于，包括：电锅炉(9)；电锅炉(9)，用于在检测到烟气-凝结水换热器(8)中流出的凝结水未达到设定水温的情况下，对流入的凝结水加热至所述设定温度，并将达到设定温度的凝结水排出到热罐(10)中存储。3.根据权利要求1所述的利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统，其特征在于，所述烟道包含第一烟道和第二烟道，所述第一烟道中安装有空气预热器，所述第一烟道的烟道进口安装有第一烟气挡板(13-1)；所述第二烟道中安装有烟气-凝结水换热器，所述第二烟道的烟道进口安装有第二烟气挡板(13-2)；所述第一烟气挡板(13-1)，用于控制所述烟道中的烟气进入空气预热器的烟气流量；所述第二烟气挡板(13-2)，用于控制所述烟道中的烟气进入所述烟气-凝结水换热器(8)的烟气流量。4.一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统的运行方法，其特征在于，所述方法，包括：启动和冷罐连接的第一水泵和第一调节阀，将冷罐中的凝结水抽取到烟气-凝结水换热器中，以使进入所述烟气-凝结水换热器中的燃煤锅炉的烟气和所述烟气-凝结水换热器中的凝结水进行热交换；将完成热交换的凝结水排入到热罐中存储；在电网调度负荷降低的情况下，增大凝结水调节阀的开度至第一开度或提高凝结水泵的转速至第一转度，增加进入低压加热器的凝结水流量，同步增加低压缸抽汽量，以降低低压缸发电功率；为了维持除氧器水位和给水流量，打开除氧器上水旁路调节阀的开度为第二开度，将所述低压加热器出口凝结水分流第一设定量进入所述冷罐；在机组发电功率降低的情况下，开启凝结水旁路调节阀，回收凝汽器中第二设定量的凝结水至冷罐。在电网调度负荷升高的情况下，减小凝结水调节阀的开度至第三开度或降低凝结水泵的转速至第二转速，减少进入低压加热器的凝结水流量，同步减少低压缸抽汽量至设定抽气量，以提高低压缸发电功率；为了维持除氧器水位和给水流量，热罐中高温热水经过第二水泵、第二调节阀送入除氧器；为了维持凝汽器水位，打开凝结水旁路调节阀的开度为第四开度，将第三设定量的凝结水分流至冷罐。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述方法，还包括：在检测到烟气-凝结水换热器中流出的凝结水未达到设定水温的情况下，开启所述电锅炉对流入的凝结水加热至所述设定温度。6.一种非临时性计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求4或5中所述的方法。

技术总结
本申请提出了一种利用烟气余热辅助加热凝结水的燃煤机组调峰系统及方法，该系统包括：凝结水调节阀、凝结水旁路调节阀、除氧器上水调节阀、除氧器上水旁路调节阀、冷罐、第一水泵、第一调节阀、烟气-凝结水换热器、热罐、第二水泵和第二调节阀。本申请利用燃煤锅炉尾部烟气余热加热机组回热系统凝结水，减少低压缸抽汽，增加低压缸出力，另外，机组在调峰过程中通过储热水罐蓄热和放热，调节回热系统中凝结水流量进而调节汽轮发电机组出力。该发明可有效提高火电机组升降负荷速率，且火电机组在全工况范围内均具有较高热经济性，此外，该发明相比太阳能加热凝结水方案，不受天气、地形限制，投资成本较低。投资成本较低。投资成本较低。


技术研发人员：乔永强 张旭伟 吴家荣 高炜 张一帆 李红智 姚明宇
受保护的技术使用者：西安热工研究院有限公司
技术研发日：2023.04.25
技术公布日：2023/7/6