电厂余热利用

电厂工业余废热利用技术选择
电厂循环冷却水排热量巨大缘于热力发电厂生产效率低下。

一般大型火电厂实际热效率仅为40%, 核电不及35%, 60%以上热量排到环境( 主要是冷却水带走) 。

对1000MW火电汽轮机组而言, 循环冷却水量约35～45m3 /s、排水温升( 即超过环境水域的温度) 8～13℃( 视季节而变) , 该温升所赋存的热量约1.2×106～1.9×106kJ/s; 按年运行5000h 计, 其热量折合标准煤约70～114 万t/a。

排水温度: 冬季20～35℃; 夏季25～45℃( 视电厂所处地区而异) 。

核电机组循环水量是火电机组的1.2～1.5 倍, 弃热量会更多。

2005 年全国火电装机总量约3.9 亿kW[1] , 按非供热机组容量占火电总容量86%匡算, 相当全年约有3.4 亿tce 的能量白白扔到环境中。

循环冷却水余热对生态环境及电厂自身的负面热影响一般来说, 人们对电厂环
境影响的认识, 多注意其火电厂排烟对大气环境的污染, 即随烟气向大气中排
放的大量二氧化硫、烟尘和氮氧化物等污染物, 对大气环境造成严重污染; 核
电厂的低放射性污水排放对水环境的污染等等问题。

因此, 在电厂环境污染治
理中一贯十分注重电厂烟气的除尘、脱硫, 燃煤的洁净处理, 以及严格控制核
素的排污标准, 对循环冷却水所含巨大热量弃置于环境可能带来的负面热影响, 甚至热污染的危害却容易视而不见。

火、核电厂循环冷却水对环境的热影响随
循环冷却水的冷却形式而有不同。

对冷却塔而言, 出塔的热流携带大量热量和
微小水滴进入大气环境, 会使当地空气温度、湿度升高。

电厂长期运行, 失散
的热量和水滴会对局部小气候的温、湿度产生影响。

对水面冷却而言, 温排水
使局部水域温度升高。

对水质产生影响: 主要表现在水温、溶解氧等指标的变化; 对水生生物产生影响: 主要表现在恶化其生存条件; 对水域富营养化程度
产生影响: 主要表现在水温升高可能加剧水中富营养化藻种的生长( 如太湖、
滇池蓝藻危害正是水温升高所至) 、溶解氧下降。

此外, 大量研究表明:热污染
不仅伤害水生生物, 而且降低水的密度和粘度, 并能加速水体中粒状物沉降速率, 进而影响河流中悬浮物沉降速率及河流携带淤泥的能力, 在一定程度上, 河流水体的增温, 也或多或少影响两岸的植被, 故应引起高度关注。

温排水对水域生态环境的影响虽然多系潜在的、累积的, 似乎还不及一般常说的化学物质的水污染危害大。

但应看到, 热污染的危害更多和更主要的是从根本上、整体上改变水体理化特性, 进而严重影响水生态系统的结构和功能。

温排水废热对水环境的影响较大时, 可造成严重的热污染。

例如, 美国佛罗里达州的比斯坎湾, 一座核电站排放的温排水使附近水域水温增加了8℃, 造成1.5km 海域
内水生物消失。

除对生态环境的负面影响外, 循环冷却水的温排水对电厂自身的负面影响也不可轻视。

近年来火、核电厂建设规模、数量突飞猛进。

电厂建设周期缩短、容量加大、密集度增高, 同一大水域中共存数座大型电厂的现象已不鲜见, 局部水域内蓄热量随之增大, 水域本底水温可能升高。

对于已投运电厂, 夏季遇到极端气候情况时, 汽机或热效下降、或排汽缸真空降到规定值时, 机组不得不减负荷运行;另外, 国家对水域水质标准中关于热排污的规定
将逐渐严格起来, 有些电厂为使排水温度不致违反规定, 在直流循环冷却的基础上, 不惜再动用冷却塔, 使冷却水先流经冷却塔再排至厂外自然水域。

近20 余a 来火电装机容量高速发展, 容量如此迅速地增长, 其排放的废
热量亦将随之猛增, 必定对环境产生累积的、持久的负面影响。

伴随电力的发展, 温排水的热影响已越来越成为不可忽视的环境问题。

建筑节能在我国节能减排全局中占有重要地位，而北方城镇供热在我国建筑能耗中所占的比例最大(约占40％)，因此供热节能是我国节能工作的重中之重。

在北方城镇的主要供暖方式中，热电联产因单位供暖煤耗远低于区域锅炉和各类分散供暖方式(分户燃气供暖和电热供暖)，是目前公认的能源转换效率最高的热源形式。

随着城市规模的迅猛扩张，我国很多地方出现了集中热源不足的问题，因供热造成的城市环境与经济承载力问题也日益凸现。

然而，大容量、高参数供热机组所产生的大量低压缸排汽余热目前基本上没有得到利用，而是通过循环冷却水系统排放到了环境中。

这部分低品位余热能量巨大，以北京市为例，6个主力热电厂的总供热能力约为4 128 MW，排放的循环水余热量约为1 240 MW，如能将这部分余热回收用于供热，现有电厂的供热能力可提高30％。

电厂循环水余热利用存在的问题是循环水的温度通常比较低(冬季约为0～35℃)，达不到直接供热的品位要求，需设法适当提高温度，可采用的方法有2个：一是降低排汽缸真空，提高乏汽温度，即通常所说的汽轮机组低真空运行；二是以电厂循环水为低位热源，采用热泵技术吸取其中余热实现供热。

汽轮机低真空运行供热技术在理论上可以实现很高的能效，国内外都有很多成功的研究成果和运行经验。

但传统的低真空运行技术因发电功率受用户热负荷的制约，需对汽轮机结构做出相应的改造，因而不适合应用于大容量、高参数的供热机组。

热泵技术方面，有专家从提高系统热力学完善性的角度出发，对利用低品位(低于40℃)余热的热电联产供热新模式进行了理论分析，提出了“以30℃左右的常温电厂循环水通往用户，用热泵就地吸收其热量送往用户，被冷却后的热网水再回凝汽器作循环冷却水使用”的设想。

此后，业内开始关注这种新型的热电联供模式，并从技术性、经济性和节能环保等不同方面进行了讨论喁
电厂循环水余热供热技术现状。

汽轮机低真空运行供热技术
凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热后，凝汽器成为热水供热系统的基本加热器，原来的循环冷却水变成了供暖热媒，在热网系统中进行闭式循环，可有效利用汽轮机凝汽所释放的汽化潜热。

当需要更高的供热温度时，则在尖峰加热
器中进行二级加热。

该系统的流程图见图1。

尽管低压缸真空度提高后，在相同的进汽量条件下与纯凝工况相比，发电量减少了，并且汽轮机的相对内效率也有所降低，但因降低了热力循环中的冷源损失，系统总的热效率仍会有很大程度的提高。

2．1．1 传统低真空运行供热方式
通常来说，用户采用常规的末端散热器所要求的水温较高，汽轮机在低于真空下运行，排汽压力需提高到0．5×105 Pa左右，将热网水在凝汽器中加热到60一70℃。

传统的低真空运行供热技术受到2方面的限制：首先，传统的低真空运行机组类似于背压式供热机组，通过的蒸汽量取决于用户热负荷的大小，所以发电功率受到用户热负荷的制约，不能分开进行独立的调节，即其运行是“以热定电”，因此只适用于热负荷比较稳定的供热系统；其次，凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热时，对小型和少数中型机组而言，在经过严格的变工况运行计算，对排汽缸结构、轴向推力的改变、末级叶轮的改造等方面做出严格校核和一定改动后方可以实行，而这对现代大型机组则是不允许的，尤其对于中间再热式大型汽轮机组，凝汽压力过高会使机组的末级出口蒸汽温度过高且蒸汽的容积流量过小，从而会引起机组的强烈振动，危及运行安全。

低真空远行低温供热方式
对于大型机组，允许的凝汽器进口循环水最高温度约为33℃，对应的出口温度不超过45℃，这个温度水平恰好在一些高效散热器(如地板辐射供暖)要求的温度范围内。

对此，有学者提出了一种适合于现代大型机组的低真空运行方式：保持机组排汽压力不超过设计值，以40℃左右的循环水直接供给热用户的辐射供暖系统，如果凝汽器排热负荷大于用户热负荷，多余的热量通过循环冷却水系统排放到环境中，实现热电负荷的独立调节。

当然，该系统也可以按“以热定电”的方式运行，即汽轮机排汽释放的汽化潜热全部用于供热，此时热效率无疑是最高的。

这种系统称为低真空运行低温供热系统。

低真空运行低温供热方式不会影响机组的正常安全运行，发电功率也不受用户热负荷的制约，因此既适合于中小型机组，也适合于大容量机组。

但此供热方式存在2个缺点：一是供热温度低，不适于传统的散热末端；二是可利用的温差有限，一般不超过10℃，小温差大流量必然会增大输送能耗，制约了其合理的供热半径。

这2个缺点可能会影响到热负荷，如果热负荷不太大，考虑随天气变化的因素，循环水的热量没有得到全部利用甚至利用的份额很小，此时的系统综合能效和经济性将会受到影响。

热泵回收余热技术
电厂循环水与目前常用的低温热源相比，具有显著的优势：1)蕴含的热量巨大，温度适中且稳定；2)水质好，与地表水、城市污水相比，不会因腐蚀、阻塞等因素影响传热效果；3)环保效果显著，由于利用余热，可减少冷却塔向环境的散热和水分蒸发，降低对电厂周边环境的热湿污染。

近几年，热泵技术在我国得到了普遍推广应用，热泵可以采用吸收式，利用蒸汽、燃气等作为驱动能源；也可以采用压缩式，利用电力作为驱动能源。

热泵回收余热技术
电厂循环水与目前常用的低温热源相比，具有显著的优势：1)蕴含的热量巨大，温度适中且稳定；2)水质好，与地表水、城市污水相比，不会因腐蚀、阻塞等因素影响传热效果；3)环保效果显著，由于利用余热，可减少冷却塔向环境的散热和水分蒸发，降低对电厂周边环境的热湿污染。

近几年，热泵技术在我国得到了普遍推广应用，热泵可以采用吸收式，利用蒸汽、燃气等作为驱动能源；也可以采用压缩式，利用电力作为驱动能源。

分布式电动热泵供热方式
如图3所示，将电动压缩式热泵分散置于各小区热力站中，同时将电厂凝汽器出口的循环水引至各小区的热力站，进入热泵机组降温后再返回电厂凝汽器中被汽轮机排汽加热，完成循环；热泵回收循环水余热加热二次网热水为用户供暖或提供生活热水。

这种方式可根据各个热力站的供热参数选择合适的热泵机组。

热泵的能源利用效率较高，但是需铺设单独的循环水管道，受循环水供回水温差的限制，管道投资巨大，输送泵耗高，无法远距离输送，供热半径仅限制在电厂周边3—5 km 范围内。

集中式电动热泵供热方式
如图4所示，将电动压缩式热泵机组集中设置于电厂内，凝汽器出口的部分循环
水进入热泵蒸发器，作为低位热源，放热降温后返回凝汽器中被汽轮机排汽加热，完成循环；将一次网70℃回水由热泵一级加热至80—90℃，再由汽一水换热器二级加热至130℃后送人城市热网中
热泵机组集中设置，回收的低位余热量直接进入城市热网，不需新建循环水管网，能节省大量初投资和时间成本；但是热网回水温度较高，热泵处于较高的制热温度，能效较低，循环水余热回收的经济性较差，同时给电厂带来了用电增容的巨大压力。

集中式吸收热泵供热方式
如图5所示，集中式吸收热泵供热方式的流程与集中式电动热泵供热方式相似。

热泵机组集中设置，利用汽轮机供暖蒸汽驱动热泵回收循环水余热来增加电厂的供热能力。

循环水余热在电厂加热环节进入城市热网，无需建设专门的输送管道；同样由于热网回水温度较高，热泵的能源利用效率低下，系统运行的经济性不佳，同时热网水在热泵加热段的升温幅度不大，回收循环水余热的能力受电厂蒸汽产量的限制，难以实现循环水余热的全部回收。

3．1大型热电联产对循环水余热利用技术的要求
1)增加电厂的供热能力。

在不增设新的热源、不增加污染物排放的情况下，利用循环水供热增加电厂的供热容量，缓解目前集中供热热源不足的问题。

2)解决热量输送问题。

需要提高集中管网的输送能力，同时解决常规热量和回收的循环水余热的输送，降低热量输送的循环水泵电耗。

3)供热机组的节能增效。

从供热机组中抽汽会减少一部分发电，对于大型供热
机组不同压力(0．3—1．0 MPa之间)的供暖抽汽，其单位抽汽量的放热量差值不大，但在汽轮机内的做功能力却相差较大。

若合理的确定热媒的品位，对热网水进行“温度对口”的梯级加热，可在满足相同供热量的情况下做到多发电。

汽轮机凝汽余热参与供热，可大大拓宽多级加热运用的领域，电厂循环水供热技术应该更加充分地利用这一优势。

基于吸收式循环技术
2007年，清华大学提出了“基于吸收式循环的热电联产集中供热”的新技术¨如图6所示，流程涉及2个新型关键技术：一是于小区热力站内设置吸收式换热机组，大幅度降低热网回水温度，一方面使热网的供回水温差由60℃增加到110℃，增加管网的输送能力，另一方面为电厂余热回收争取了更低的制热能级和更大的升温幅度；二是于电厂内设置电厂余热回收专用机组，利用供暖蒸汽作为驱动能源回收循环水余热，将20℃的一次网回水“温度对口”的逐级加热到130 oC，供暖蒸汽供热量与循环水余热量的比例在2：1左右，这与大容量供热机组额定工况下抽汽与凝汽的比例趋近吻合，从整个供暖季来看，余热供热量占了总供热量的近一半左右。

该项技术有如下突出特点：1)可将系统供热能力增加30％以上；2)可将管网输送能力提高80％，大幅度节约新(改)建管网的投资，降低热网循环水泵的电耗；3)回收热电厂循环水余热，节省的供暖蒸汽可在低压缸继续作功发电，增加汽轮机的发电能力，提高热电联产系统的整体能效，系统供热能耗可降低约40％左右。

电厂循环冷却水余热利用的关键问题
尽管循环水余热温度甚低( ≤45℃) , 现代热泵技术将其温度提升至60～90℃, 甚至更高一些温度还是完全可行的。

虽然现代热泵技术较为成熟, 商品化的热泵机型种类己名目繁多, 但完全适应电厂循环冷却水余热回收利用的热泵机组以及回用途径的优选仍待研究解决。

一般而言, 高效回收利用中的关键问题应是:
( 1) 寻求能充分利用热力发电厂废弃热或汽轮机低压抽汽
热为驱动源的高效低成本热泵。

自上世纪70 年代以来, 热泵技术已有了飞速发展, 进入实用的种类有三、四种之多。

广泛采用的有蒸汽压缩式热泵、吸收式热泵。

吸附式热泵虽尚未进入工业实用, 但在工业余热利用的研发中己显示出优势。

压缩式热泵的压缩机多以电能驱动, 电能属高品位能源, 使用厂用电驱动热泵来获取余热能的利用, 其运行成本并不经济; 吸收式热泵以热能驱动, 如果使用燃料燃烧的热能, 则也是消耗高品位能源来获取余热能的利用, 同样应考虑成本合算与否。

而工业生产过程中产生的中温、中压余( 废) 热等应该是最理想的热泵驱动能, 既避免了高级资源的浪费, 还能充分利用废弃能量。

电力生产过程中就不乏废热的排放, 如锅炉二次排污扩容蒸汽可用以作为吸收
式、吸附式热泵的驱动源。

电厂设计一般采用排污扩容器对部分排污热量与工
质进行回收, 但在实际应用中由于运行和技术原因, 连续排污扩容器蒸汽压力
与液位波动很大, 且不易控制, 难以将闪蒸出的蒸汽可靠回收到热力系统。

很
多电厂虽设置了排污回收系统, 由于应用困难, 大多弃之不用[5]。

热力系统中还有较大的疏水系统、汽轮机轴封漏汽系统等可供使用; 机组抽汽更可用做热
泵驱动热能, 循环冷却水经热泵提升温位后的热能再利用, 应比直接使用抽汽
功效更高。

充分利用热力发电厂的优越条件, 开发针对性更强的低价、高效热
泵机型( 工质循环方式、工质选择) 是这一事业的核心; 利用这些驱动热源的
可行性及热经济性, 则是其研究的重点问题之一。

( 2) 提升温度后循环水余热的有效利用。

热泵产生的热量如何利用, 是关系到循环水余热利用实用价值的根本问题。

热泵提升热量如需借用城市供热管网,
则必须符合供热网的技术要求。

通常水热网供水温度为150℃, 热泵提升循环水余热后的温度难于达到, 不可利用现成管网; 对占热力发电机组86%以上的非
供热机组这种主体机型, 为循环水余热利用而单独铺设供热管网( 除电厂厂区
内和厂址附近区域短距离供热之外) 似乎不大可能。

提升温度后的余热量尽可
能在电厂附近区域的工业生产过程及冬季采暖中利用。

但需注意, 当夏季无需
供热季节, 若将热泵转作制冷循环运行, 循环水余热不仅不可再利用, 而且循
环冷能源技术却水也不可作为热泵制冷循环中工质凝结放热的受纳体。

这一
点有别于一般水源( 如河水、海水、地下水、污水) 热泵的运行模式。

因为除
吸收汽轮机凝汽器乏汽凝结热外, 不允许额外增加电厂循环冷却水的温升。

提
升温度后的热量也可能用于海水淡化的低温闪蒸工艺过程, 替代直接使用抽汽, 更经济地实现电厂的水电联产, 而成为有效利用的一个重要方面。

更值得注意
的重要利用途径是: 回馈至电厂自身的热力循环, 以提高热机热经济性, 即创
建所谓的“热泵回热循环系统”。

提高蒸汽动力循环的根本途径之一是提高工
质吸热过程的平均温度。

在蒸汽动力循环的吸热过程中, 水的预热至沸腾是整
个吸热过程( 沸腾、汽化、过热) 中温度最低的环节[6]。

若对此予以改进, 即
可大大提高整个吸热过程的平均温度, 给水回热系统即是对此而设的, 它对机
组和电厂的热经济性起着决定性的作用。

热泵将循环冷却水热量温位提升至
60℃以上, 可以回热至凝结水, 提高给水吸热过程的平均温度, 并减少低压抽
汽用于回热系统的汽量。

热泵驱动热源的选择及余热提升温度后的热量回馈电
厂热力系统这两大环节都楔入了电厂的热力系统, 可能干扰业已优化了的系统
及其热经济性。

因此, 电厂循环水余热利用不应是现有产业化的热泵技术的简
单移植, 而必定要把现代先进的热泵技术( 包括尚处于研发阶段的技术) 和热
力发电厂的实情紧密联系一起, 寻求余热利用量最大化和电厂投资、运行经济
最优化的有机统一。

大同二电厂是我国特大型火力发电企业，目前总装机容量372万千瓦，年发电能力200余亿千瓦时，是我省最大的火力发电企业。

随着大同市城市建设的迅速发展，以及煤炭价格的快速攀升、供热成本的严重倒挂，作为大同市最大的热源企业，大同二电厂亟待提高热源供热能力和大幅度降低供热成本。

在此背景下，从去年6月起，大同二电厂与国电烟台龙源电力技术股份有限公司等单位，开展采用溴化锂吸收式热泵技术回收循环水余热集中供热集成技术研究，回收利用两台超临界660MW机组辅机循环冷却水系统30℃左右的低温余热，将60℃左右的城市热网回水加热到90℃左右，在极寒冷期再利用厂内现有热网首站中的汽水换热器将90℃左右的热水进一步提高到120℃左右，向大同市区供热。

这项技术使大同二电厂一个供热季可回收热量185.72万吉焦，可新增加供热面积200多万平方米，同时一个采暖期还可节约标煤约7万吨，节水约80万吨，并减少了大量二氧化碳、二氧化硫排放，为大同市人民群众温暖过冬和实现“蓝天丽日”提供了绿色、节能、稳定、高质量的热源保障。

大同二电厂厂长王志成说：“利用热泵回收循环水余热集中供热技术成功试运行，是我们节能减排迈出的重要一步。

今后我们将进一步完善提高，为这项技术在全国的推广利用做好示范工作。

”
2009年7月，山西阳煤集团旗下国阳新能的热电厂由于热源能力不足，决定上马一套节能系统。

最终，国阳新能选定由太原理工大学进行供热系统设计，双良股份研发并提供成套热泵机组。

国阳新能确定，向双良股份订购8台30兆瓦的溴化锂余热利用装置，利用电厂废热提供居民住宅的冬季供暖。

国阳新能这套节能系统成为目前世界最大的电厂冷凝热回收及热电联产集中供热节能改造工程，项目成功投产后，每年可回收热量93.8万GJ，增加供热面积144万平方米，年节水44.9万吨，年节约标煤5万吨，每年还将减少二氧化碳排放13万吨，满足了国阳新能扩容、节能、减排的经济和会双重效益。