热电厂余热利用技术综述及工程实例

热电厂余热利用技术综述及工程实例

发表时间：2019-01-17T15:22:53.233Z 来源：《防护工程》2018年第31期作者：冯海岭

[导读] 我国目前大多数电厂发电机组的凝汽余热尚未得到充分利用，而是通过冷却系统冷却后排放到周围环境中。

摘要：对汽轮机低真空运行供热技术、凝汽抽汽背压式机组供热技术、热泵回收余热技术和基于吸收式循环的热电联产集中供热技术4种技术进行分析。以古交兴能电厂至太原市区供热工程为例，阐明工程应用的主要技术措施（汽轮机凝汽余热利用、大高差和大温差供热、多级中继泵联动、特长供热隧道、超长距离输送、高压板式换热器阵列）。

关键词：热电厂；余热利用；余热回收

我国目前大多数电厂发电机组的凝汽余热尚未得到充分利用，而是通过冷却系统冷却后排放到周围环境中。凝汽冷凝造成的冷源热损失一般约为2300kJ/kg。以600MW发电机组为例，其主蒸汽量约为2000t/h，则凝汽热损失约4．6×103GJ/h，折合标准煤约为157t/h。我国凝汽发电机组容量巨大，如果将这部分凝汽的热量应用于供热，则既可以大幅提高电厂综合能源利用率，降低电厂煤耗，也有效缓解了供热热源不足的问题，对减轻大气环境压力是非常有利的。

1 电厂余热利用技术综述

1.1 汽轮机低真空运行供热技术

a．基本原理提高汽轮机凝汽压力，相应提高了其冷凝温度。冬季供暖时，利用供暖供回水替代电厂循环水，吸收汽轮机凝汽潜热后，直接用于供热。b．适用范围由于低真空运行时，供热参数较低（供水温度为70℃），供回水温差较小（20℃），造成供热管网流量大，供热管径大、输送能耗增加，为保障供热经济性，供热距离不宜过大，一般控制在电厂周围3km左右。c．注意事项低真空运行改造方案需对汽轮机排汽缸结构、承受的轴向推力、末级叶轮的改造等进行详细的方案设计，确保机组改造后运行安全。低真空运行多用于容量较小机组。

1.2 凝汽抽汽背压式机组供热技术

凝汽抽汽背压式（以下简称NCB）机组的汽轮机中压缸、低压缸分别带2台发电机，针对外界负荷情况，调节阀1、阀2的开度（图1），采取不同的运行方式。

图1 NCB机组运行流程

1.3 热泵回收余热技术

热泵既可以采用电驱动形式，也可以采用蒸汽驱动形式，两种形式原理类似，只是驱动能源不同，电驱动机组占地面积较小，其能效比也比蒸汽驱动热泵高。

1.3.1 电驱动压缩式热泵供热

电厂内设置电驱动压缩式热泵，采用电能作为压缩式热泵的驱动力，凝汽器出口的循环水作为低位热源进入电驱动压缩式热泵，经该热泵吸热降温后，返回凝汽器吸收凝汽潜热[1]。70℃供暖回水经电驱动压缩式热泵加热升温至80～85℃后，再经汽水换热器加热至130℃，作为供暖供水送入城市热网。由于供暖回水温度较高，造成电驱动压缩式热泵能效比较低，同时也增加了电厂自用电比例。

1.3.2 蒸汽驱动吸收式热泵供热

电厂内设置蒸汽驱动吸收式热泵，采用汽轮机抽汽作为吸收式热泵的驱动力。与电驱动压缩式热泵回收余热原理相似，70℃供暖回水经蒸汽驱动吸收式热泵和汽水换热器加热后作为供暖供水送入城市供热管网，只是热泵的驱动力由电能变为蒸汽能，同时也存在热泵能效比低的缺点[2]。

2 热电厂余热利用工程实例

古交兴能电厂至太原市区供热工程，以古交兴能热电厂为供热热源，工程综合采用了热源乏汽余热利用、大高差和大温差供热、多级中继循环泵联动、特长供热隧道、超长距离输送、高压板式换热器阵列等多项技术，实现供热面积7600×104m2。工程设计规模为4根DN1400mm供热管道，3个中继泵站，一个事故补水站，末端设置中继能源站。管道输送距离为37．8km，其中直埋敷设约20km，架空敷设约17．8km。电厂与中继能源站之间的管道设计供水温度为130～125℃，设计回水温度为30℃，设计压力2．5MPa，中继能源站向市区供热的管道设计供、回水温度为120℃、25℃，设计压力1．6MPa。古交兴能热电厂规划容量3000MW，其中一期2×300MW机组和二期2×600MW机组已投产；三期2×600MW机组正在建设。电厂总供热能力3484MW，其中回收余热1830MW，占总供热能力的53%。该工程已成功运行两个供暖期，已实现供热面积4600×104m2。工程主要技术方案如下：

2.1 大温差输送技术

本工程大温差供热实现是通过热力站内设置吸收式换热机组，在保证原有二级管网供热参数不变的情况下，实现了一级管网回水温度

达到25℃，将原有供、回水温度为130℃、70℃，温差60℃，拉大到供、回水温度为130℃、25℃，温差105℃，输送效率提高了66．

67%，显著降低了管网建设的投资，同时也为回收热电厂凝汽余热创造了条件。

2.2 余热供热技术

电厂首站内安装余热回收机组，以蒸汽驱动回收汽轮机凝汽余热，能够实现105℃的升温能力，大幅提升电厂内余热回收系统的经济性[3]。电厂余热利用的实现是通过在电厂换热首站内加装余热回收机组，利用电厂凝汽余热，使25℃的回水温度提升60℃，达到85℃，只有在尖峰负荷时，才利用汽轮机抽汽加热热网回水，实现了余热供热负荷率50%以上，达到了电厂余热利用最大化。

2.3 多级中继泵联动

结合水力计算结果，在供热管道沿程适当位置设置了3座中继泵站，其中1座泵站为供、回水加压泵形式，其余2座泵站为回水加压泵形式。整个供热管网，包含电厂首站循环水泵、各级中继泵、中继能源站内高压侧回水加压泵，多级水泵联动，克服了180m大高差的不利因素，使整个管网压力等级保持在2．5MPa以下。

2.4 减少管道散热损失措施

本工程为长距离输送供热管道，管道输送温降不仅影响电厂内的余热回收效果，影响经济性，还会影响系统输送能力，从而影响供热面积，因此设计中架空管道采用工厂预制保温管代替传统的现场保温模式。全部支座采取预制绝热支座，减小热桥。设计最大温降为5℃。根据2017年供暖期运行工况数据，在供水温度为100℃的情况下，最大温降未超过1．8℃。

2.5 特长距离供热

隧道全长15．36km，隧道断面10m×7m。其中3号隧道长度11km，属于特长隧道。隧道内实现无人值守，自动监控，既节省了人力又保障了生产运行的安全性、可靠性、经济性。

2.6 特大中继能源站设计

中继能源站换热量3484MW，共设计了90组板式隔压换热器，换热器换热参数为：高压侧供、回水温度分别为125℃、30℃；低压侧供、回水温度分别为120℃、25℃，换热温度端差小，仅为5℃，换热器的传热单元数（以下简称NTU值）达到了19，大大超过了普通换热器设计NTU值（仅为5以下），换热难度很大。因此设计中采用三级串联板式换热器换热，降低单台换热器的NTU值，三台换热器平均NTU 值不低于7，以达到理想换热效果。2017年供暖期实测中继能源站换热器温度端差为4．3℃，未超过设计允许最大温度端差5℃，换热效果达到设计要求。

结束语

该工程也是目前我国热电厂余热利用规模最大的工程，通过上述系列技术措施，该工程最大限度地利用了古交电厂的余热，既提高了电厂综合能源利用率，也为当地环境质量改善作出了贡献。

参考文献：

[1]李飞，于洪浩，许国春，安捷，陈霞. 热电厂余热利用条件下热网调节方式优选[J]. 煤气与热力，2017，37（12）：12-16+32.

[2]薛岑，由世俊，张欢，杨筱静，李聪聪. 利用蒸汽双效溴化锂吸收式热泵回收热电厂余热的研究[J]. 暖通空调，2014，44（01）：101-104+87.

[3]刘秀花，赵培卿. 利用热泵技术回收热电厂余热的可行性与经济性分析[J]. 科技与企业，2014（23）：73.