热电厂循环水供热的设计

热电厂循环水供热的设计

青岛开源热力设计院刘欣

摘要：本文阐述了热电厂循环水供热节能原理、最优方案的确定，及设计、运行的基本方法。

关键词：热电厂节能循环水

作者在主持某热电厂循环水供热建设方案设计及经济分析过程中，对小型热电厂利用冷却塔循环水供热进行了研究。在本文中对循环水供热方案进行了探讨，以期在同行中进行讨论。

一、循环水供热对于节能的意义

根据国家发改委预测，到2020年我国GDP将翻两番。如果按照现有的社会经济发展模式推算，届时我国每年的能源消耗量将从现在的14亿吨标煤，增大到56亿吨。这一巨大的能源消耗量成为制约我国社会经济发展的瓶颈。鉴于我国目前高投入、高能耗、低产出的现状，推进提高能效、节约资源的工作，已到了刻不容缓的时刻。

联系到我们所从事的行业，建筑能耗约占全国总能耗的1/4-1/3；而供热、空调、制冷能耗又占到建筑能耗的1/3。特别是供热行业，至今仍处于粗放经营阶段，因此节能降耗存在着巨大的潜力。

国内热电厂纯凝机组或抽凝发电机组在其安全发电的同时，存在着能耗高、经济性差的问题。主要原因是机组中作完功的乏汽排入凝汽器后，热量被循环水带走，通过冷却塔排入大气，造成较大的冷源损失。在文献资料中，一般凝汽式电厂的循环热效率只能达到30～40%，其它热量白白损失掉了，而其中最大的就是凝汽器的冷源损失，约占总损失的60%。为提高能源利用率，降低小型汽轮机组的冷源损失，提高热经济性，冬季采暖期可以将汽轮机组的冷源损失加以利用，即循环水所携带的热量不是被排入

大气，而被输送到供热用户取暖用。这样对电厂而言，既节能、又经济，还环保，符合国家大力提倡的节能降耗政策。

二、循环水供热节能原理

汽轮机低真空循环水供热是为了满足节能和环保要求而发展起来的一项节能技术。其基本原理是在发电过程中，将凝汽器真空度降低，相应的排汽压力和排汽温度随之升高，同时减少冷却汽轮机乏汽的循环水量，将凝汽器循环水出口温度提高到70℃左右，循环水直接作为采暖用水为热用户供热，实现汽轮机低真空循环水供暖的目的。图1为汽轮机低真空循环水供暖系统示意图。图2为凝汽运行和低真空运行时的温熵图。其效益可从图中看得更为清楚。

汽轮机发电机

循环泵

热用户

凝汽器

去除氧器

图1 汽轮机低真空循环水供暖系统示意图

由图1可以看出，汽轮机改为低真空供热后，热用户实际上就成为热电厂的“冷却塔”，汽轮机的排汽余热可以得到有效利用，避免了冷源损失，大大提高了热电厂能源的综合利用率。

图2 凝汽运行和低真空运行时的温熵图

如图2所示，汽轮机在纯凝汽式发电时，面积1-2-3-5-6-1为蒸汽在汽轮机中做功的焓，面积2-7-9-3-2-为排出废汽的焓；改造为低真空循环水供热后，面积1-2b-3b-5-6-1为蒸汽做功的焓，面积2b-7-8-3b-2b为用于供暖的热量。显然，汽轮机低真空循环水供暖的经济效益比纯凝汽发电时要高。

三、循环水供热基本形式

循环水供热仅靠提高凝汽器压力，在安全的前提下只能将循环水加热到65℃左右。这是因为凝汽器循环水温与汽轮机排气压力成正比，若汽轮机排汽压力过高不但会使机组发电出力降低，还可能导致凝汽器钢管膨胀过大而产生泄漏，以及排汽缸上的后轴承温度升高而引起的冷却困难和机组振动等问题，因此排汽压力只能提高到50~60KPa，对应的饱和温度为80.86~85.45℃，为了保证机组的长期安全运行，排汽温度控制在80℃以下比较合适。由于凝汽器存在传热温差，实际运行中冷凝器循环水的出口温度为70℃左右，为保证机组的安全运行和发电效率，排汽压力不能过高，以达到供热要求为宜。根据文献提供数据，凝汽式汽轮机低真空运行时，会对机组及凝汽器产生一定影响。但排汽压力选取在0.05MPa以下，循环水温控制在65℃以下，则可保证汽轮机组的安全运行。

1、低温循环水供热系统

汽轮机-凝汽机组将排汽压力提高到0.03~0.04MPa，同时将冷却循环水量减少，从而使循环出口温度由30~35℃提高到65℃。采暖季循环水不再去冷却塔，而是用热网循环泵送到各热用户。循环水经暖气片冷却后再回到凝汽器吸收热量，再送入热网连续循环运行。循环水供热实际是采用暖气片作为冷却塔使用。在寒冷季节循环水供热系统需投入尖峰加热器，可将循环水加热到70~80℃，以满足尖峰负荷的需要。该系统与用户直接连接，热源、管网以及采暖用户用热参数一致。由于其出口供水温度较低，一般为65℃左右，故称为低温循环水供热系统。

该系统优点是乏汽的余热全部被利用，消除了占总热量损失的60%的冷源损失，因此热效率高。由于排汽压力升高，初参数不变，则机组的焓降减小，致使汽轮机发电功率下降，一般功率下降为额定功率的10%~20%。但低真空运行供暖机组的排汽压力仅为0.03~0.04MPa，处于真空状态。比其他形式的抽汽供热机组对发

电功率影响最少。从热化发电来衡量，低真空运行循环水供热发电量最大，也就是热化发电率ω最大。

该系统缺点是供水温度受汽轮机排汽压力的限制，一般为65℃左右，回水温度小于55℃，温差为10~20℃。在供热量一定时，温差小，水流量大，管网直径及投资大。同时，热网泵大，耗电多，运行费用增加。

2、高温循环水混水供热系统

还有一种系统，将65℃左右低真空运行的循环水在尖峰加热器中加热到80~90℃。根据供热所需负荷以及管网形式，供水温度最高可达120℃。通过主循环管路输送到各热力子站（混水站），通过混水系统混成70~75℃热水供采暖用户，完成一个循环。由于热源及主管网供水温度较高（最高可达120℃），本文称作高温循环水混水供热系统。

该系统的原理同低温循环水供热系统基本相同。不同的是经过尖峰加热器后供水温度较高。根据负荷发展需要，供水温度最高可达120℃。然后输送到各热力站。在热力站设置混水泵，用混水泵抽热网回水的一部分回水（50~55℃），与高温循环水混合成采暖所需温度（70~75℃）后输送到用户，另一部分回水回到凝汽器内加热，形成一个循环。系统的补水可在各热力站补充或电厂内统一补充，视当地具体水源情况和投资而定。

高温循环水混水供热系统除保留了低温循环水供热系统的优点外，还增大了供回水温差，最大可达70℃，大大减少了管网投资，降低了运行费用。在相同供热量下，比低温循环水供热投资降低30%~40%，运行费用下降50%。缺点是热化发电率ω偏小，原因是用抽汽加热了循环水，使循环水出口温度提高，但减少了发电量。但是对于以供热为主的热电厂来说，上述缺点可忽略不计。

3、循环水供热系统调节

汽轮机、凝汽器机组在低真空供热方式运行时，汽轮机处于以热定电的运行状态，当热用户的供暖负荷发生变化时，应采取