本发明涉及烟气余热回收节能领域，尤其是涉及一种电站再热机组的锅炉烟气余热回收系统。
背景技术：
锅炉烟气余热回收是火电机组节能降耗的有效手段，是节能技术改造的重点。由于要避开烟气酸露点，目前燃煤锅炉排烟温度一般在120-140℃之间，高硫煤有可能达到150℃。因此电站燃煤锅炉排烟温度存在进一步降低的空间，尤其脱硫系统和低低温静电除尘都要求烟气进口温度在90℃以下时。
国内外关于火电站锅炉烟气余热回收用于增加系统发电功率的方法有很多种，主要经历了三个阶段：
(1)第一阶段，烟气余热加热凝结水：以锅炉空预器出口烟气余热回收为目标，通过低温烟水加热器用空预器出口的排烟加汽轮发电机组的凝结水，减少汽轮发电机组的低压回热抽汽量，增加发电功率，达到回收烟气余热的目的。由于余热回收装置布置于锅炉空预器后，减少的是汽轮发电机组再热后的低压抽汽，对锅炉已有受热面不产生影响，具有较高的安全性，因而在电厂中得到广泛应用。
(2)第二阶段，烟气余热加热空气-凝结水：以锅炉空预器入口烟气余热回收为目标，将空气预热器分为高温空气预热器和低温空气预热器，将低温烟水加热器布置于高温空气预热器和低温空气预热器之间。与第一阶段的方法相比，低温烟水加热器烟气侧的温度增加，可以加热温度较高的凝结水，排挤压力较高的低压抽汽，使发电功率增加更多，取得了更好的节能效果。
(3)第三阶段，烟气余热加热空气-凝结水-给水：以锅炉空预器入口烟气余热回收为目标，将空气加热与汽轮发电机组的凝结水加热和给水加热深度耦合，按温度等级的高低将烟气分流、分级送入高温空气预热器、低温空气预热器、高温烟水换热器和低温烟水换热器。高温烟水换热器用以加热锅炉给水，减少汽轮发电机组的高压抽汽，低温烟水换热器用以加热凝结水，减少汽轮发电机组的低压抽汽，使发电功率比第二阶段增加更多，节能效果更好。
从节能效果来讲第三阶段的方法最好，但现有的方案系统复杂，调峰运行调节难度大，投资和运行维护成本高，效率也不是很高，在实际运用中存在诸多问题。
技术实现要素：
本发明的目的就是为了解决上述问题而提供一种系统简单、方法简洁、运行控制方便、节能效果显著的电站再热机组的锅炉烟气余热回收系统。
本发明的目的通过以下技术方案实现：
一种电站再热机组的锅炉烟气余热回收系统，该系统包括锅炉省煤器、送风机、汽轮发电机组再热后第一级加热器和高压加热器，还包括烟气分流装置、高温空气加热装置、低温空气加热装置以及给水加热装置，
所述的给水加热装置与高温空气加热装置并联，所述的低温空气加热装置与高温空气加热装置串联，所述的烟气分流装置设在锅炉省煤器的烟气的侧出口，
工作时，从锅炉省煤器出来的高温烟气被烟气分流装置分为第一部分和第二部分，第一部分烟气流经高温空气加热装置，加热从低温空气加热装置进来的热空气，使空气的温度达到要求后送入锅炉，
第二部分烟气流经给水加热装置，加热汽轮发电机组再热后第一级加热器出口分流的锅炉给水，使其温度升高后与汽轮发电机组的高压加热器出口的锅炉给水混合，送入锅炉省煤器，
从高温空气加热装置出来的第一部分烟气以及从给水加热装置出来的第二部分烟气汇合后流入低温空气加热装置，加热送风机进来的冷空气，使空气温度升高后送入高温空气加热装置继续加热，烟气温度进一步降低后排出系统。
所述的给水加热装置进口水来自汽轮发电机组再热后第一级加热器出口分流的锅炉给水，并在给水加热装置的进口设有给水流量调节阀。
所述的烟气分流装置和给水流量调节阀连接有可根据机组不同运行工况进行调节的控制器。
所述的给水加热装置可以采用表面式烟水换热器直接加热汽轮发电机组再热后第一级回热加热器出口抽出的锅炉给水，也可以采用间接加热方式通过传热介质吸收烟气热量，再传热介质加热锅炉给水。
所述的高温空气加热装置和低温空气加热装置均设有空预器。
本发明在细化分析冷流体和热流体的吸热与放热等级的前提下，充分利用冷空气的低温吸热需求，选择空气和锅炉给水作为被加热的流体，通过高温空气加热装置、低温空气加热装置和给水加热装置组成的余热回收系统回收锅炉烟气余热：大部分高温烟气用于直接加热汽轮发电机组再热后第一级加热器出口分流的锅炉给水，少部分加热高温空气加热装置的热空气，而低温烟气直接加热冷空气。
与现有技术相比，本发明在烟气余热回收的同时，利用高温烟气的余热排挤了再热前的高压回热抽汽，使得汽轮发电机组的发电功率得到较大的提高，系统余热利用的节煤效果更为明显。
附图说明
图1为本发明系统的结构示意图；
图中：1-烟气分流装置；2-高温空气加热装置；3-低温空气加热装置；4-汽轮发电机组再热后第一级加热器；5-给水流量调节阀；6-给水加热装置。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
一种电站再热机组的锅炉烟气余热回收系统，如图1所示，该系统包括锅炉省煤器、送风机、汽轮发电机组再热后第一级加热器4和高压加热器，还包括烟气分流装置1、高温空气加热装置2、低温空气加热装置3以及给水加热装置6，给水加热装置6与高温空气加热装置2并联，低温空气加热装置3与高温空气加热装置2串联，烟气分流装置1设在锅炉省煤器的烟气侧出口与高温空气加热装置2和给水加热装置6的烟气侧入口之间，给水加热装置6的进口设有给水流量调节阀5，烟气分流装置1连接有可根据机组不同运行工况进行调节的控制器，可根据机组运行中锅炉炉膛入口空气温度的要求，通过控制器调节第一部分烟气和第二部分烟气的比例，给水流量调节阀5连接有控制器，与烟气分流装置同步，可调节进入给水加热装置6的锅炉给水流量，调节幅度根据机组不同运行工况的要求确定。给水加热装置6采用烟水换热器直接加热锅炉给水，高温空气加热装置2和低温空气加热装置3设有空预器，空预器采用回转式空预器。
工作时，从锅炉省煤器出来的高温烟气被烟气分流装置1分为第一部分和第二部分，具体回收过程按以下步骤进行：
(1)第一部分烟气流经高温空气加热装置2，加热从低温空气加热装置3进来的热空气，使空气的温度达到要求后送入锅炉；
(2)第二部分烟气流经给水加热装置6，加热汽轮发电机组再热后第一级回热加热器出口分流的锅炉给水，使其温度升高后与汽轮发电机组的高压加热器出口的锅炉给水混合，送入锅炉省煤器；
(3)从高温空气加热装置2出来的第一部分烟气与从给水加热装置6出来的第二部分烟气汇合后流入低温空气加热装置3，加热送风机进来的冷空气，使空气温度升高后送入高温空气加热装置2，烟气温度进一步降低至90℃以下排出。
本实施例以某1000MW机组为例，在同样使锅炉排烟温度降低至90℃的前提下，锅炉给煤量不变时，三个现有不同阶段的典型方案与本实施例方案的锅炉烟气余热回收效果计算结果如表1所示。
表1余热回收方案比较
由表1可得，本实施例的余热回收方案中发电功率增加量最大，供电标准煤耗率减小最多，节能效果最好，而且本实施例的系统结构简单，运行中，仅需控制烟气分流比例和给水加热器的给水流量，即可适应各种工况的需要。
本实施例工艺流程使电站锅炉烟气余热按照能量分级回收利用的原则，充分被空气和锅炉给水利用，在降低锅炉排烟损失的同时，减少汽轮发电机组再热前的回热抽汽量，尽可能多地增加汽轮发电机组的发电功率，降低系统的煤耗率，使锅炉烟气余热得到有效的回收利用。