燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统论文和设计-高慧云

全文摘要

本申请涉及一种燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，包括水‑气换热器、燃气发电机组、蒸汽发电机组以及蒸汽锅炉设备。水‑气换热器的进气口用于接入气体燃料，出气口连接燃气发电机组的气体燃料入口，进水口用于接入供热回水，出水口连接蒸汽锅炉设备的进水口。燃气发电机组的烟气出口连接蒸汽锅炉设备的烟气入口；蒸汽锅炉设备的蒸汽出口连接蒸汽发电机组的蒸汽入口；蒸汽发电机组的排汽口连接蒸汽锅炉设备的凝汽入口。基于此，可利用供热回水的低品质热加热气体燃料，不需要消耗额外的能源，做到能源的梯级利用，降低电厂的运行成本，提高经济效益；同时，可减少高温烟气污染排放，避免高能低用，提高发电效率。

主设计要求

1.一种燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，包括：水-气换热器、燃气发电机组、蒸汽发电机组以及蒸汽锅炉设备；所述水-气换热器的进气口用于接入气体燃料；所述水-气换热器的出气口连接所述燃气发电机组的气体燃料入口；所述水-气换热器的进水口用于接入供热回水；所述水-气换热器的出水口连接所述蒸汽锅炉设备的进水口；所述燃气发电机组的烟气出口连接所述蒸汽锅炉设备的烟气入口；所述蒸汽锅炉设备的蒸汽出口连接所述蒸汽发电机组的蒸汽入口；所述蒸汽发电机组的排汽口连接所述蒸汽锅炉设备的凝汽入口。

设计方案

1.一种燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，包括：水-气换热器、燃气发电机组、蒸汽发电机组以及蒸汽锅炉设备；

所述水-气换热器的进气口用于接入气体燃料；所述水-气换热器的出气口连接所述燃气发电机组的气体燃料入口；所述水-气换热器的进水口用于接入供热回水；所述水-气换热器的出水口连接所述蒸汽锅炉设备的进水口；

所述燃气发电机组的烟气出口连接所述蒸汽锅炉设备的烟气入口；所述蒸汽锅炉设备的蒸汽出口连接所述蒸汽发电机组的蒸汽入口；所述蒸汽发电机组的排汽口连接所述蒸汽锅炉设备的凝汽入口。

2.根据权利要求1所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述燃气发电机组包括燃气轮机和连接所述燃气轮机的第一发电机；

所述燃气轮机的气体燃料入口连接所述水-气换热器的出气口，所述燃气轮机的烟气出口连接所述蒸汽锅炉设备的烟气入口。

3.根据权利要求1所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述蒸汽发电机组包括蒸汽轮机以及连接所述蒸汽轮机的第二发电机；

所述蒸汽轮机的蒸汽入口连接所述蒸汽锅炉设备的蒸汽出口；所述蒸汽轮机的排汽口连接所述蒸汽锅炉设备的凝汽入口。

4.根据权利要求3所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述蒸汽轮机的抽汽供热出口用于连接供热系统；所述水-气换热器的进水口用于接入所述供热系统的供热回水。

5.根据权利要求1所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述蒸汽锅炉设备包括余热锅炉和凝汽器；

所述余热锅炉的烟气进口连接所述燃气发电机组的烟气出口；所述余热锅炉的蒸汽出口连接所述蒸汽发电机组的蒸汽入口；所述余热锅炉的进水口连接所述凝汽器的凝结水出水口；所述凝汽器的疏水入口连接所述水-气换热器的出水口；所述凝汽器的凝汽入口连接所述蒸汽发电机组的排汽口。

6.根据权利要求5所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述凝汽器的冷却水入口用于接入循环冷却水。

7.根据权利要求5所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，还包括水处理设备；

所述水-气换热器的出水口通过所述水处理设备连接所述凝汽器的疏水入口。

8.根据权利要求7所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述水处理设备为离子交换法水处理设备。

9.根据权利要求7所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述水处理设备为全膜法水处理设备。

10.根据权利要求1至9任意一项所述的燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，其特征在于，所述水-气换热器为板式换热器或管式换热器。

设计说明书

技术领域

本申请涉及燃气发电技术领域，特别是涉及一种燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统。

背景技术

由于燃气轮机具有效率高、造价低、排放少以及调控灵活等优点，我国燃气发电占发电总装机比重逐年提高。随着国内燃气产量的持续增加以及排放要求的不断提高，未来我国燃气蒸汽联合循环机组有更广阔的发展空间。燃气蒸汽联合循环发电机组中，气体燃料的加热调压是燃料处理系统中最重要的步骤之一。

外管网中的气体燃料输送压力往往较高，以满足大面积长距离用户的需要。而燃气轮机的进气压力要求较低，此时需要调节燃料压力，气体燃料在降压过程中温度也随着下降，为了防止气体燃料结冰出现堵塞(冰堵)，因此需要先对燃料进行加热，以保障机组的安全正常投运。在实现过程中，发明人发现传统技术中至少存在如下问题：传统的气体燃料加热方案成本高且会降低发电效率。

实用新型内容

基于此，有必要针对传统的气体燃料加热方案成本高且会降低发电效率的问题，提供一种燃气蒸汽联合循环气体燃料加热系统。

为了实现上述目的，本申请实施例提供了一种燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，包括：水-气换热器、燃气发电机组、蒸汽发电机组以及蒸汽锅炉设备。

水-气换热器的进气口用于接入气体燃料；水-气换热器的出气口连接燃气发电机组的气体燃料入口；水-气换热器的进水口用于接入供热回水；水-气换热器的出水口连接蒸汽锅炉设备的进水口。燃气发电机组的烟气出口连接蒸汽锅炉设备的烟气入口；蒸汽锅炉设备的蒸汽出口连接蒸汽发电机组的蒸汽入口；蒸汽发电机组的排汽口连接蒸汽锅炉设备的凝汽入口。

在其中一个实施例中，燃气发电机组包括燃气轮机和连接燃气轮机的第一发电机。燃气轮机的气体燃料入口连接水-气换热器的出气口，燃气轮机的烟气出口连接蒸汽锅炉设备的烟气入口。

在其中一个实施例中，蒸汽发电机组包括蒸汽轮机以及连接蒸汽轮机的第二发电机。蒸汽轮机的蒸汽入口连接蒸汽锅炉设备的蒸汽出口；蒸汽轮机的排汽口连接蒸汽锅炉设备的凝汽入口。

在其中一个实施例中，蒸汽轮机的抽汽供热出口用于连接供热系统；水-气换热器的进水口用于接入供热系统的供热回水。

在其中一个实施例中，蒸汽锅炉设备包括余热锅炉和凝汽器。余热锅炉的烟气进口连接燃气发电机组的烟气出口；余热锅炉的蒸汽出口连接蒸汽发电机组的蒸汽入口；余热锅炉的进水口连接凝汽器的凝结水出水口；凝汽器的疏水入口连接水-气换热器的出水口；凝汽器的的凝汽入口连接蒸汽发电机组的排汽口。

在其中一个实施例中，凝汽器的冷却水入口用于接入循环冷却水。

在其中一个实施例中，还包括水处理设备；水-气换热器的出水口通过水处理设备连接凝汽器的疏水入口。

在其中一个实施例中，水处理设备为离子交换法水处理设备。

在其中一个实施例中，水处理设备为全膜法水处理设备。

在其中一个实施例中，水-气换热器为板式换热器或管式换热器。

上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点和有益效果：

燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，包括水-气换热器、燃气发电机组、蒸汽发电机组以及蒸汽锅炉设备。水-气换热器的进气口用于接入气体燃料，出气口连接燃气发电机组的气体燃料入口，进水口用于接入供热回水，出水口连接蒸汽锅炉设备的进水口。燃气发电机组的烟气出口连接蒸汽锅炉设备的烟气入口；蒸汽锅炉设备的蒸汽出口连接蒸汽发电机组的蒸汽入口；蒸汽发电机组的排汽口连接蒸汽锅炉设备的凝汽入口。基于此，可利用供热回水的低品质热加热气体燃料，不需要消耗额外的能源，做到能源的梯级利用，降低电厂的运行成本，提高经济效益；同时，可减少高温烟气污染排放，避免高能低用，提高发电效率。

附图说明

通过附图中所示的本申请的优选实施例的更具体说明，本申请的上述及其它目的、特征和优势将变得更加清晰。在全部附图中相同的附图标记指示相同的部分，且并未刻意按实际尺寸等比例缩放绘制附图，重点在于示出本申请的主旨。

图1为蒸汽加热气体燃料的工艺流程示意图；

图2为循环冷却水回水加热气体燃料的工艺流程示意图；

图3为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第一示意性结构图；

图4为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第二示意性结构图；

图5为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第三示意性结构图；

图6为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第四示意性结构图；

图7为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第五示意性结构图；

图8为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第六示意性结构图。

具体实施方式

为了便于理解本申请，下面将参照相关附图对本申请进行更全面的描述。附图中给出了本申请的首选实施例。但是，本申请可以以许多不同的形式来实现，并不限于本文所描述的实施例。相反地，提供这些实施例的目的是使对本申请的公开内容更加透彻全面。

需要说明的是，当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件并与之结合为一体，或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“进水口”、“出水口”、“入口”以及“出口”类似的表述只是为了说明的目的。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和\/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

气体燃料的加热方式可以分为一次能源加热和二次能源加热两种。传统的一次能源加热方式包括电加热和水浴炉等。电加热方式是在燃料管道上缠绕发热电阻丝，或者使燃料通过电加热器进行加热，都需要消耗较多的电能，增加厂用电，降低供电效率。水浴炉加热方式是抽取部分气体燃料燃烧，利用水为中间介质吸收燃烧气体燃料产生的热量，传递给待加热的气体燃料，达到加热的目的。水浴炉设备造价高，运行需消耗额外气体燃料，运行费用高，不利于电厂的节能减排。

近年发展的二次能源加热气体燃料方式，包括辅助蒸汽加热方式和循环冷却水回水加热方式。辅助蒸汽加热方式是从蒸汽轮机中抽出高品位蒸汽直接加热气体燃料。该方案不像一次能源加热方式直接消耗燃料或者能源成品，而是使蒸汽做了一部分功后抽取，较一次能源有节能改进，但是，高品位蒸汽本可以在蒸汽轮机继续做功，因此，该方案仍旧是高能低用的方式。

在一个传统技术的示例中，抽取电厂内部蒸汽循环系统中的高品位辅助蒸汽来加热气体燃料。高热值的蒸汽在蒸汽轮机内中间被抽取一部分，通过蒸汽-燃气换热器来加热气体燃料，利用高品位的蒸汽汽化潜热加热气体燃料。该技术方案主要工艺流程详见图1，图1为蒸汽加热气体燃料的工艺流程示意图。由于采用高品位的蒸汽加热气体燃料，充分利用汽化潜热，可减少蒸汽耗量，因此换热器外形体积较小，气体燃料处理系统布置紧凑。

但该技术方案所用的蒸汽品位高，高能低用，不符合能源梯级利用的节能思路。辅助蒸汽在蒸汽轮机被抽取加热低品位的气体燃料，汽轮机内做功发电的蒸汽量减少，电厂的发电效率减小，从而降低了运行经济性。同时，蒸汽温度较高，需采用高等级压力管道，蒸汽-燃气换热器也属于压力容器，提高了加热系统设备造价。

近年应用较多的蒸汽循环中凝汽器的循环冷却水回水加热气体燃料，是一种较好的利用低品质废热的方式。它是抽取全部或部分循环冷却水回水，升压换热，气体燃料被加热到燃气轮机要求的温度，冷却水回水被冷却后排走。但循环水的温度较低，可利用的范围比较小。

在一个传统技术的示例中，循环冷却水回水加热气体燃料节能系统如图2所示，图2为循环冷却水回水加热气体燃料的工艺流程示意图。为加热燃气轮机的气体燃料(包括天然气、煤气和工业废气等可燃性气体燃料)，抽取全部或部分蒸汽轮机蒸汽循环冷端凝汽器的冷却水回水，提升压力后，排入水-气换热器。换热器管侧和壳侧分别流经气体燃料和冷却水回水，两种介质换热后气体燃料被加热到燃气轮机要求的温度，而冷却水回水被冷却后排进与蓄水池，最终重新供给凝汽器完成闭式循环，或者排进江河湖海完成开式循环。

循环冷却水回水加热气体燃料利用废热加热气体燃料，有节能环保的优势。但该技术方案最大的缺点是使用条件严格，不能用于气体燃料调压前后压差较大的燃气蒸汽联合循环发电机组，不能用于循环冷却水温度较低地区。

目前，国内气体燃料长输管线越来越长，管网压力越来越高，导致气体燃料来气压力和燃气轮机要求的进气压力差值越来越大。因气体减压时会迅速降温，当压差较大时，为了防止气体燃料结冰造成管道堵塞影响电厂机组运行安全，调压前气体燃料的温度需要被加热得更高。例如，气体燃料分输末站来气压力约9MPa(兆帕)，燃气轮机入口燃料压力要求为3.9MPa，则压差为5.1MPa。工业用气体燃料每降低1MPa温度降低约5℃(摄氏度)。冬季气体燃料温度接近环境温度，以0℃为例，而燃气轮机入口气体燃料最低温度要求为5℃～15℃(不同型号的燃气轮机略有不同)。所以必须在调压前加热气体燃料到30℃以上甚至到40℃。循环冷却水回水温度通常不高，南方的电厂机组凝汽器循环冷却水回水温度冬季一般为25℃左右，而北方的电厂机组冬季的冷却水回水温度更低，平均仅18℃，在此情况下，不可能违反热力学定律将气体燃料加热到30℃。因此，循环冷却水回水加热技术的使用条件较为严格，适用面不广。

当前，我国燃气蒸汽联合循环发电机组中30％左右为供热机组。采暖供热回水或工业供热回水的温度一般为60℃～90℃，并且流量稳定、热量较大。如能有效利用供热回水的低品质热能，其经济效益可观。同时，从环保角度看，利用供热回水的低品质热，势必减少煤炭、气体燃料等能源的消耗，也降低粉尘污染及SO_{2<\/sub>的排放。为此，本申请实施例利用供热回水的低品质热加热气体燃料，遵循能源的梯级利用原则，既避免额外消耗能源以及高能低用，还有广泛适用性，具有节能高效，环境友好，应用广泛，流程简单，投资少等诸多优点。}

在一个实施例中，提供一种燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统，如图3所示，图3为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第一示意性结构图，包括：水-气换热器、燃气发电机组、蒸汽发电机组以及蒸汽锅炉设备。

具体而言，在燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统中，水-气换热器、燃气发电机组和蒸汽锅炉设备相互连接；同时，蒸汽锅炉设备连接蒸汽发电机组，水-气换热器分别接入气体燃料和用于加热气体燃料的供热回水。具体地，气体燃料从进气口进入水-气换热器，供热回水从进水口进入水-气换热器，将进入水-气换热器的气体燃料进行加热。加热后的气体燃料依次经水-气换热器的出气口，以及燃气发电机组的气体燃料入口进入燃气发电机组，以使燃气发电机组根据气体燃料进行发电。供热回水对气体燃料进行加热后，可流入蒸汽锅炉设备，作为蒸汽锅炉设备的制备蒸汽的用水。燃气发电机组基于气体燃料进行发电后，可将得到的烟气传输至蒸汽锅炉设备。蒸汽锅炉设备可基于烟气的余热来生成蒸汽，并将蒸汽传输至蒸汽发电机组。蒸汽发电机组可基于蒸汽锅炉设备传输的蒸汽进行发电，并将发电后的汽体依次经排汽口和凝汽入口进入蒸汽锅炉设备。蒸汽锅炉设备对汽体进行冷凝后，得到的凝结水可用于加热生成蒸汽。

需要说明的是，水-气换热器可利用供热回水给气体燃料加热；其中，供热回水可为供热系统的供热回水，例如热用户的供热回水、采暖的供热回水或工业供热回水等。燃气发电机组可采用气体燃料进行发电。蒸汽发电机组可采用蒸汽进行发电。蒸汽锅炉设备可用于产生蒸汽；具体地，可采用燃气发电机组的余热能量来进行加热，得到蒸汽；其中，用于产生蒸汽的水源可为水-气换热器流出的、冷却后的供热回水，也可为蒸汽发电机组的排汽经凝汽后得到的凝结水。

本申请实施例采用的气体燃料加热方案适用于燃气轮机的气体燃料，包括天然气、煤气和工业废气等可燃性气体燃料。具体地，可利用蒸汽轮机抽汽供热回水的低品质热加热气体燃料。供热回水通过水-气换热器，换热器管侧和壳侧分别流经气体燃料和供热回水，气体燃料被加热到燃气轮机要求的温度，而供热回水被冷却后可再进入蒸汽锅炉设备中，实现蒸汽循环热力系统中完成闭式循环。

本申请实施例可利用供热回水的低品质热加热气体燃料，不需要消耗额外的能源，做到能源的梯级利用，降低电厂的运行成本，提高经济效益；同时，可减少高温烟气污染排放，避免高能低用，提高发电效率。供热回水的压力和温度较低，对设备和管道压力等级的要求低，运行安全性较高，系统一次性投入成本较低，维修简单，维修费用少。燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统中，气体燃料有稳定的加热热源，保障燃气轮机乃至电厂的安全运行，并且，本申请实施例不受环境温度、端差等条件制约，适用面广。

在一个实施例中，如图4所示，图4为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第二示意性结构图，燃气发电机组包括燃气轮机和连接燃气轮机的第一发电机。燃气轮机的气体燃料入口连接水-气换热器的出气口，燃气轮机的烟气出口连接蒸汽锅炉设备的烟气入口。

具体而言，燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统中，燃气发电机组可包括燃气轮机和第一发电机。加热后的气体燃料通过气体燃料入口进入燃气轮机；燃气轮机利用加热后的气体燃烧运转，并驱动第一发电机进行发电，同时，将使用气体燃料产生的烟气传输至蒸汽锅炉设备。蒸汽锅炉设备可使用烟气的热能来产生蒸汽。

需要说明的是，燃气发电机组还可包括其他设备、器件，能够提高燃气发电的效率，丰富燃气发电机组的功能，在此不做具体限制。

在一个实施例中，如图5所示，图5为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第三示意性结构图，蒸汽发电机组包括蒸汽轮机以及连接蒸汽轮机的第二发电机。蒸汽轮机的蒸汽入口连接蒸汽锅炉设备的蒸汽出口；蒸汽轮机的排汽口连接蒸汽锅炉设备的凝汽入口。

具体而言，燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统中，蒸汽发电机组可包括蒸汽轮机和第二发电机。蒸汽锅炉设备产生的蒸汽通过蒸汽入口进入蒸汽轮机；蒸汽轮机利用蒸汽运转，并驱动第二发电机进行发电，同时，将使用过的汽体传输至蒸汽锅炉设备。蒸汽锅炉设备可对汽体进行冷凝后，得到可用于生成蒸汽的凝结水。

需要说明的是，蒸汽发电机组还可包括其他设备、器件，能够提高蒸汽发电的效率，丰富蒸汽发电机组的功能，在此不做具体限制。

在一个实施例中，如图5所示，蒸汽轮机的抽汽供热出口用于连接供热系统；水-气换热器的进水口用于接入供热系统的供热回水。

具体而言，燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统中，蒸汽轮机可连接供热系统，实现抽汽供热。供热系统可为用户或设备供暖，同时，供热系统得到的供热回水可输出至水-气换热器，用于加入水-气换热器中的气体燃料。本申请实施例可实现供热回水的循环使用，实现在蒸汽循环热力系统中完成闭式循环。

在一个实施例中，如图6所示，图6为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第四示意性结构图，蒸汽锅炉设备包括余热锅炉和凝汽器。余热锅炉的烟气进口连接燃气发电机组的烟气出口；余热锅炉的蒸汽出口连接蒸汽发电机组的蒸汽入口；余热锅炉的进水口连接凝汽器的凝结水出水口；凝汽器的疏水入口连接水-气换热器的出水口；凝汽器的凝汽入口连接蒸汽发电机组的排汽口。

具体而言，燃气发电机组得到的烟气通过烟气进口进入余热锅炉，凝汽器凝结得到的凝结水通过凝结水出水口进入余热锅炉。余热锅炉利用烟气的热能加热凝结水，并将得到的蒸汽传输给蒸汽发电机组。蒸汽发电机组可将使用后的蒸汽通过排汽口传输至凝汽器进行凝结，同时，供热回水进入水-气换热器对气体燃料进行加热后，可通过疏水入口进入凝汽器，进而能够流入余热锅炉进行蒸汽制备。本申请实施例可采用燃气发电机组的烟气的热能来产生蒸汽发电机组需要的蒸汽，进一步提高能量的利用率以及发电系统的发电效率。此外，蒸汽锅炉设备还可包括连接余热锅炉的烟囱，用于排除废弃的烟气。

在一个实施例中，如图6所示，凝汽器的冷却水入口用于接入循环冷却水。

具体而言，凝汽器可通过冷却水入口接入循环冷却水。采用循环冷却水对汽体进行凝结，可有效提高冷凝效率。

在一个实施例中，如图7所示，图7为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第五示意性结构图，还包括水处理设备；水-气换热器的出水口通过水处理设备连接凝汽器的疏水入口。

具体而言，燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统还包括水处理设备，水处理设备连接在水-气换热器的出水口和凝汽器的疏水入口之间，可用于对供热回水进行处理，滤除供热回水中的杂质，提高水质，保证蒸汽的品质，进而提升蒸汽发电机组的可靠性和寿命。供热回水在热量利用后温度降低，可保证水处理设备的有效运行，完善抽汽-回水的热力系统流程，同时，该流程简单可靠，初始投资少。

由于供热管网属于长输管道，管道破裂风险大，供热回水的水质不能保证，因此，进入蒸汽锅炉设备进行蒸汽制备之前，供热回水需进行水处理净化。但进入水处理设备的的回水温度不能太高，需满足水处理设备的进水温度指标，例如，水处理常用的离子交换法要求水温不能高于45℃，全膜法要求水温不能高于35℃。从水-气换热器流向水处理设备的水是冷却后的供热回水，满足水处理设备的进水指标，完善了抽汽-回水的热力系统流程。

在一个实施例中，水处理设备为离子交换法水处理设备或全膜法水处理设备。

具体而言，水处理设备可为离子交换法水处理设备或全膜法水处理设备。本领域技术人员可根据发电系统的实际运行环境选择对应的水处理设备。

在一个实施例中，水-气换热器为板式换热器或管式换热器。

具体而言，水-气换热器可为板式换热器或管式换热器，本领域技术人员可根据发电系统的实际运行需求选择相应类型的换热器。

在一个实施例中，如图8所示，图8为一个实施例中燃气蒸汽联合循环的气体燃料加热系统的第六示意性结构图，气体燃料从进气口进入水-气换热器，供热回水从进水口进入水-气换热器，将进入水-气换热器的气体燃料进行加热。加热后的气体燃料通过气体燃料入口进入燃气轮机；燃气轮机利用加热后的气体燃烧运转，并驱动第一发电机进行发电，同时，将使用气体燃料产生的烟气传输至余热锅炉。燃气发电机组得到的烟气通过烟气进口进入余热锅炉，凝汽器凝结得到的凝结水通过进水口进入余热锅炉。余热锅炉利用烟气的热能加热凝结水，并将得到的蒸汽传输给蒸汽轮机。蒸汽轮机利用蒸汽运转，并驱动第二发电机进行发电，同时，将使用过的汽体传输至凝结器。凝结器可对汽体进行冷凝后，得到可用于生成蒸汽的凝结水。

本申请实施例可完善供热回水的热力系统流程，提高全热力系统效率，节能降耗。具体地，通过利用供热回水的低品质热加热气体燃料，不需要消耗额外的能源，做到能源的梯级利用，减少电厂的运行成本，提高经济效益；避免消耗额外能源，减少高温烟气污染排放，符合国家推行的深度节能减排政策，可使电厂投资和运营在电力市场中更具竞争力和生命力；避免高能低用，提高发电效率；供热回水在热量利用后温度降低，保证水处理系统有效运行。完善抽汽-回水的热力系统流程，流程简单可靠，初始投资少。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本申请的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本申请范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。因此，本申请的保护范围应以所附权利要求为准。

设计图

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