提高火力发电厂能源转换效率的探讨1 - 图文

提高火力发电厂能源转换效率的探讨

岳建华1 毕春海1 岳涛2

1.神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京市朝阳区力源里3号，邮编100025

2.华北电力科学研究院有限责任公司

摘要：本文通过对火力发电厂生产工艺系统的分析，提出了循环水直接供热技术，将实现火力发电厂能源转换的变革。采用溴化锂热泵技术将机组开式冷却水系统与凝结水系统进行耦合，在保证凝结水精处理正常工作的同时、回收了开式冷却水的热量。结合新型的电、热、冷、热水联合生产工艺和新的发电－供热技术，有效地提高了电厂的能源转化效率，引导发电企业向低碳发展。

关键词：循环水直接供热；能源转换效率；供电煤耗；溴化锂；耦合

火力发电厂在为社会提供电力清洁能源的同时，其大量低温热能被排放到环境中，造成能源的浪费，

见图1。表1是不同类型机组能源转换效率，从表1看出，亚临界机组能源转化效率为38%，超临界机组效率为41%，超超临界机组效率为44%，再考虑输电、配电等损耗的基础上，从燃煤到用户的电能转换效率更低。

图1 火力发电厂冷却水塔排出大量的热能

表1 不同类型机组能源利用效率

亚临界机组 参数名称 机组供电效率 厂用电率 机组发电效率 发电机效率 热力系统效率 锅炉效率 汽机效率 理论热电比 单位 % % % % % % % % 值 38.00 6.50 40.64 98.95 41.07 94.00 43.69 1.29 超临界机组 参数名称 机组供电效率 厂用电率 机组发电效率 发电机效率 热力系统效率 锅炉效率 汽机效率 理论热电比 单位 % % % % % % % % 值 41.00 4.30 42.84 98.95 43.30 94.00 46.06 1.17 超超临界机组 参数名称 机组供电效率 厂用电率 机组发电效率 发电机效率 热力系统效率 锅炉效率 汽机效率 理论热电比 单位 % % % % % % % % 值 44.00 4.00 45.83 98.95 46.32 94.00 49.28 1.03 从以上数据看出，从亚临界到超超临界机组，62％～56％的能源没有带来效益，而被遗弃到环境中，影响周边的环境，也使火电厂碳排放量巨大。

1提高火电厂能源转换效率的技术路线

如何提高火力发电厂的能源转换效率，主要有两种技术路线。

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1） 提高工质的初参数

即700℃计划，理论上能源转换效率达到57%、供电煤耗为215g/kWh，这是国内外重点研究的，中国也启动了700℃行动计划。700℃行动划的目标当然好，但需要解决耐高温特殊金属材料的制造、焊接、热处理等技术，需要的基础研究工作巨大，国内外预计在2015～2020年开始进行示范工程建设。

2） 纯凝汽轮机组或抽汽供热机组凝结器乏汽热能的利用

即低温热源的利用，如果将机组凝结器排出的余热充分利用，将极大的提高机组的能源转换效率，降低机组供电煤耗，表2是国内不同类型机组煤耗指标，从表2看出，超超临界机组较亚临界机组煤耗有显著的降低。

表2 不同类型机组运行能耗

机组类别 1000MW超超临界机组 600MW超超临界机组 600MW亚临界机组 供电煤耗（克/千瓦时） 供电煤耗（克/千瓦时）最优值 289 - 293 301 - 306 310 - 318 283 296 308 表3 是采用循环水直接供热技术在不同地区（供暖期不同）供电煤耗指标，从中看出，采用循环水直接供热技术，机组全年等效供电煤耗小于超超临界机组、接近700℃计划实施后的指标，但从技术层面讲较700℃计划的实施难度小的多。

表3 采用循环水直接供热的亚临界机组运行煤耗

机组类别 600MW亚临界空冷 600MW亚临界湿冷 等效供电煤耗（克/千瓦时） －北京周边（供暖期4个月） 256.39 252.19 等效供电煤耗（克/千瓦时） －呼伦贝尔（供暖期8个月） 229.55 223.45 2循环水直接供热发电技术

通过对火力发电生产工艺系统的改进，在城市周边的电厂采用先进的循环水直接供热技术，在保证正常的发电基础上，最大限度的提高机组热经济性，降低单位能源的碳排放。 2.1 循环水直接供热技术

循环水直接供热技术：利用汽机做完功乏汽的热量加热 热网循环水直接对用户供热，实现将凝汽式或抽汽式供热机组运行时循环水中的热量充分利用，见图2，此技术将有效的提高机组的热效率，供热区域控制在10KM范围内。

表1数据说明，在不影响发电量的前提下，三种类型机组采用循环水直接供热的热电比均大于“1”，使能源得到充分的利用，供暖期能源利用率大于90％，全年等效供电煤耗指标见表3。

图2中，红色为冬季供热的水流程，黑线为纯凝发电水流程，兰色是供热期间的热水调节管路。

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图2 采用循环水直接供热热力系统示意图

2.2 循环水直接供热的机理

循环水直接供热是采用专用的汽轮机，在供暖期将机组凝结器背压提高，将热网循环水直接加热到70～80℃，给用户提供冬季供暖热能，不同背压排汽温度见表4。

表4 凝结器背压与饱和温度的关系

压力 kPa 温度 ℃ 4.93 32.9 9.87 19.74 45.8 60 29.61 69 39.47 49.34 75.6 81.3 59.21 85.9 69.08 89.9 78.95 93.5 从表4看出，当机组背压从19.74kPa到59.21kPa时，能够给用户提供55℃到80℃的热水用于供热（考虑换热器端差为5℃）。

如果城市能够实现集中供冷，电厂机组经济效益将进一步提升。

一台300MW亚临界机组采用循环水直接供热技术，在保证发电出力不变的情况下，实现387MW的供热；600MW机组提供774MW的供热。 2.3 循环水直接供热技术的实施方案

现有的城市供热系统是电厂将110～130℃的高温热水送各用户，各用户通过换热站的水水换热器将用户暖气的水（二次水）加热到70～80℃，见图3；如果电厂直接提供70～80℃热水给用户，取消用户换热器，电厂的低温热源也有用武之地，极大的提高能源利用率，降低了城市的碳排放。

图3 传统的城市供热

1) 城市热网供暖热水参数:

热电厂供热源要求供水温度(一次水温)130℃，回水温度70℃。

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此高温水经过小区换热站换热器转换为小区供热的二次水温，参数如下：暖气或中央空调集中供热的小区热水供应温度为 60 － 90 ℃。

地板采暖参数:

(1) 供水温度：50-60℃，最高温度不应超过80℃。 (2) 供水压力：0.3-0.5 MPa, 最高不应大于0.8 MPa。 (3) 供回水温差：不宜大于10℃。 循环水直接供热参数:

(1) 供回水温度：供回水温度为 75/45℃，最高温度不应超过80℃。

(2) 供回水压力：供回水压力为 1.0 (1.62)/ 0.2 (0.54)MPa, 最高不应大于2 MPa。 (3) 供回水温差：不大于30℃。

2) 采用循环水直接供热技术

循环水直接供热技术的实施条件：一是有大的供暖（冷）用户需求（达到机组供热能力的80%以上且距离电厂10kM之内）；二是机组要满足背压5～60KP连续运行要求，见图4。

图4 循环水直接供热系统

图4是利用电厂循环水直接供热系统，图5是用户供暖系统，此系统将汽轮机的乏汽的余热100%利用，为了加大供热面积，电厂按80%能力提供用户热源（保证机组连续供热），20％利用城市天燃气等能源实现尖峰供暖的需要；如果城市没有天然气资源，电厂按100%提供热源。

取暖用户1M70～80С

升压泵MM50～55С取暖用户2MM70～80СM50～55С

M取暖用户n（高层）MM70～80СMMM50～55С图5 循环水直接供热用户供暖系统 热水回水热水来水3抽汽供热与循环水供热的差异

图表1是300MW抽汽供热机组的供热曲线，表与图是一一对应的。从图表1看出，机组抽汽量不同，机组所带的负荷也发生变化，抽汽量越大，机组所带的电负荷越小。

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