节能 | 火力发电厂低温能源应用技术的探讨

2）纯凝汽轮机组或抽汽供热机组凝汽器乏汽热能的利用

即低温热源的利用，低温热源的利用将带来能源生产的变革。

如果将汽机凝汽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是国内主力机组煤耗指标，从表看出超超临界较亚临界机组煤耗降低显著。

表2典型机组运行供电指标

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（计算过程略），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（215g/kWh），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能耗指标值(供热期供热量80%)

2.2循环水直接发电供热技术

通过对火力发电生产工艺系统的改进，在城市或大工业园区周边的电厂，在保证正常的发电条件下，最大限度的提高机组热经济性，降低单位能源的碳消耗。

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乏汽的热量充分利用，见图5，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”，使火力发电厂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3中，红色为冬季供热的水流程，黑线为纯凝发电状态的水流程，兰色是供热期间的的热水调节管路。

图3循环水直接供热热力系统示意图

2）循环水直接供热技术的机理

循环水直接供热是采用专用的汽轮机，在供暖（或制冷）期将凝汽器排气压力提高，将热网循环水直接加热到70～80℃，为用户提供供暖（或制冷）热能，不同排气压力和温度见表4。

表4凝汽器排气压力与饱和温度的关系

从表4看出，当机组排气压力从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℃）。

如果城市能够实现中央供冷，相当于延长供暖期，火力发电电厂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抽气供热与循环水供热的差异

图表1是300MW抽气供热机组的供热曲线[2]（表与图是一一对应）。从图表1看出，当机组抽气量不同，机组所带的负荷也发生变化，抽气量越大，机组所带的电负荷越小。

图表1300MW供热机组供热曲线

从上面供热曲线看出，如果300MW供热机组带最大供热负荷为350MW时，机组最高能带电负荷为225MW，虽然热电比为1.56，但机组限制电功率出力75MW，供热功率较循环水直接供热少37MW,从中看出，一台300MW供热机组与采用循环水直接供热技术降低热－电功率共计112MW，相当于循环水直接供热机组比常规的抽汽供热机组增加能源输出19.5％；循环水直接供热还节省了电厂循环水泵的电耗（300MW机组>2MW）。

上述说明，循环水直接供热较抽气供热能源利用率更高。

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