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，应采取相应措施来调节机组热负荷的大小，汽轮机组的发电功率也随之改变。

在循环水量和供热面积的一定的条件下，当需要较高的供热水温时，可适当增加汽轮机的电负荷，从而增加汽轮机的进汽量，真空也相应降低。

为了满足尖峰供热负荷的需要，利用系统中设置的尖峰加热器，在尖峰负荷时通过尖峰加热器对循环水进行二次加热，以满足尖峰供热负荷的要求；当需要较低的供热水温时，可以减少汽轮机的电负荷，从而减少汽轮机的排汽量，真空相应升高；当循环水达到一定温度要求而保持不变时，保持电负荷不变，排真空亦不变。

四、循环水供热方案的确定由于各供热企业供热负荷的发展并不是一步到位，另外考虑建设投资等情况，在循环水供热方案的确定上应根据实际工程情况确定合理的供热方案。

以笔者主持设计的某热电厂循环水供热方案为例：某企业热电厂内设置一台C25-4.9/0.981型汽轮机、凝汽器机组(相关设计参数详见表1)进行技改后，冬季供暖期间投入循环水供居民采暖，采暖期间，机组主要技术参数见表2。

表1汽轮机组相关设计参数表2汽轮机组循环水供暖运行时主要技术参数根据该凝汽机组最小~最大排汽量（约20~120t/h）、循环水采暖经济性的分析，以及管网敷设条件、走向等，确定若采用低温循环水供热系统最小供热面积为70万m2，最大供热面积约为140万m2。

但通过负荷统计，在供热范围内近期负荷只有约90万m2，且各负荷分散分布于供热范围内，而远期供热总负荷共约300多万 m2。

由于低温循环水供热系统无法满足远期供热负荷发展的需要，若采用其它抽汽供热方式相结合的模式，又会造成该区域供热管道重复设置，增加管道敷设难度以及投资增大的弊端。

因此确定根据负荷发展的不同阶段，采用不同的循环水供热方式：负荷发展初期采用低温循环水供热系统，当供热负荷超过140万m2时，采用高温循环水混水供热系统。

该方案采用低温循环水系统供热时设计供热面积为140万m2。

设计温度确定采用65℃/50℃热水（凝汽器出口/进口），循环设计温差15℃，循环流量4521.6t/h。

可满足冬季大部分时间采暖的需求。

当室外温度较低时，为了满足尖峰供热负荷的需要，本方案在系统中设置尖峰加热器，在尖峰负荷时通过尖峰加热器对循环水进行二次加热，以满足尖峰供热负荷的要求。

采用高温循环水混水系统供热时设计供热面积为304.2万m2。

当供热负荷超过140万m2时，在各供热小区设置混水站，混水后采暖供回水温度同低温循环水供热系统参数。

通过计算，高温循环水供回水设计温度采用79℃/50℃热水（供热面积为304.2万m2时电厂循环水出/进口），循环设计温差29℃，循环流量4961.4t/h。

凝汽器出口/进口温度为65℃/50℃。

由于该凝汽器循环流量要求保持在一定流量范围（4500~5500t/h）方可正常运行，因此该系统主要采用质调节，也就是保持回水温度不变，采用调节供水温度来满足供热负荷的变化。

若负荷发展超过304.2万m2，可通过增加尖峰换热器，提高抽汽量、循环水供水温度，增大循环温差来满足供热负荷的需要。

五、循环水供热系统简介循环水供热系统工艺流程如下图所示。

从上图可知，汽轮机-凝汽机组的原有冷却循环水系统不用做大的改动（非采暖工况运行），只是在凝汽器入口及出口管道上接入循环水供热系统。

循环水供暖系统包括热网循环水泵、尖峰加热器、凝汽器、除污器，以及补水系统和软化水系统（或加药系统）。

供热时将冷却系统切断，开启供热循环泵。

经过热用户放热后的采暖循环回水经过除污器除污，进入凝汽器吸收蒸汽凝结汽化潜热后，由热网循环水泵升压，输送至热用户，也可通过尖峰加热器加热后再输送至热用户。

循环水泵设置在凝汽器出口管侧是为了防止凝汽器超压。

使凝汽器不承受较高的压力，凝汽器所承受的是0.25Mpa左右的回水压力，它和机组按额定工况运行时凝汽器所承受的循环水泵出口压力基本相同。

为了进一步保证系统安全，防止凝汽器超压，在循环水泵入口母管上装设重锺式安全阀。

同时，取自回水母管上的压力信号自动开启通往水塔的电动阀门，向水塔放泄。

为保证凝汽器安全，通往水塔泄压管可根据回水压力和冷却塔进水管高度采用敞开式，这也是最原始最可靠的安全措施，此时可不设安全阀。