提高火力发电厂能源转换效率的探讨1

-1-提高火力发电厂能源转换效率的探讨岳建华1毕春海1岳涛21.神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京市朝阳区力源里3号，邮编1000252.华北电力科学研究院有限责任公司摘要：本文通过对火力发电厂生产工艺系统的分析，提出了循环水直接供热技术，将实现火力发电厂能源转换的变革。采用溴化锂热泵技术将机组开式冷却水系统与凝结水系统进行耦合，在保证凝结水精处理正常工作的同时、回收了开式冷却水的热量。结合新型的电、热、冷、热水联合生产工艺和新的发电－供热技术，有效地提高了电厂的能源转化效率，引导发电企业向低碳发展。关键词：循环水直接供热；能源转换效率；供电煤耗；溴化锂；耦合火力发电厂在为社会提供电力清洁能源的同时，其大量低温热能被排放到环境中，造成能源的浪费，见图1。表1是不同类型机组能源转换效率，从表1看出，亚临界机组能源转化效率为38%，超临界机组效率为41%，超超临界机组效率为44%，再考虑输电、配电等损耗的基础上，从燃煤到用户的电能转换效率更低。图1火力发电厂冷却水塔排出大量的热能表1不同类型机组能源利用效率亚临界机组超临界机组超超临界机组参数名称单位值参数名称单位值参数名称单位值机组供电效率%38.00机组供电效率%41.00机组供电效率%44.00厂用电率%6.50厂用电率%4.30厂用电率%4.00机组发电效率%40.64机组发电效率%42.84机组发电效率%45.83发电机效率%98.95发电机效率%98.95发电机效率%98.95热力系统效率%41.07热力系统效率%43.30热力系统效率%46.32锅炉效率%94.00锅炉效率%94.00锅炉效率%94.00汽机效率%43.69汽机效率%46.06汽机效率%49.28理论热电比%1.29理论热电比%1.17理论热电比%1.03从以上数据看出，从亚临界到超超临界机组，62％～56％的能源没有带来效益，而被遗弃到环境中，影响周边的环境，也使火电厂碳排放量巨大。1提高火电厂能源转换效率的技术路线如何提高火力发电厂的能源转换效率，主要有两种技术路线。-2-1）提高工质的初参数即700℃计划，理论上能源转换效率达到57%、供电煤耗为215g/kWh，这是国内外重点研究的，中国也启动了700℃行动计划。700℃行动划的目标当然好，但需要解决耐高温特殊金属材料的制造、焊接、热处理等技术，需要的基础研究工作巨大，国内外预计在2015～2020年开始进行示范工程建设。2）纯凝汽轮机组或抽汽供热机组凝结器乏汽热能的利用即低温热源的利用，如果将机组凝结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是国内不同类型机组煤耗指标，从表2看出，超超临界机组较亚临界机组煤耗有显著的降低。表2不同类型机组运行能耗机组类别供电煤耗（克/千瓦时）供电煤耗（克/千瓦时）最优值1000MW超超临界机组289-293283600MW超超临界机组301-306296600MW亚临界机组310-318308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，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，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煤耗机组类别等效供电煤耗（克/千瓦时）－北京周边（供暖期4个月）等效供电煤耗（克/千瓦时）－呼伦贝尔（供暖期8个月）600MW亚临界空冷256.39229.55600MW亚临界湿冷252.19223.452循环水直接供热发电技术通过对火力发电生产工艺系统的改进，在城市周边的电厂采用先进的循环水直接供热技术，在保证正常的发电基础上，最大限度的提高机组热经济性，降低单位能源的碳排放。2.1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循环水中的热量充分利用，见图2，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2中，红色为冬季供热的水流程，黑线为纯凝发电水流程，兰色是供热期间的热水调节管路。-3-图2采用循环水直接供热热力系统示意图2.2循环水直接供热的机理循环水直接供热是采用专用的汽轮机，在供暖期将机组凝结器背压提高，将热网循环水直接加热到70～80℃，给用户提供冬季供暖热能，不同背压排汽温度见表4。表4凝结器背压与饱和温度的关系压力kPa4.939.8719.7429.6139.4749.3459.2169.0878.95温度℃32.945.8606975.681.385.989.993.5从表4看出，当机组背压从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℃）。如果城市能够实现集中供冷，电厂机组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循环水直接供热技术的实施方案现有的城市供热系统是电厂将110～130℃的高温热水送各用户，各用户通过换热站的水水换热器将用户暖气的水（二次水）加热到70～80℃，见图3；如果电厂直接提供70～80℃热水给用户，取消用户换热器，电厂的低温热源也有用武之地，极大的提高能源利用率，降低了城市的碳排放。图3传统的城市供热1)城市热网供暖热水参数[3]:热电厂供热源要求供水温度(一次水温)130℃，回水温度70℃。-4-此高温水经过小区换热站换热器转换为小区供热的二次水温，参数如下：暖气或中央空调集中供热的小区热水供应温度为60－90℃。地板采暖参数:(1)供水温度：50-60℃，最高温度不应超过80℃。(2)供水压力：0.3-0.5MPa,最高不应大于0.8MPa。(3)供回水温差：不宜大于10℃。循环水直接供热参数:(1)供回水温度：供回水温度为75/45℃，最高温度不应超过80℃。(2)供回水压力：供回水压力为1.0(1.62)/0.2(0.54)MPa,最高不应大于2MPa。(3)供回水温差：不大于30℃。2)采用循环水直接供热技术循环水直接供热技术的实施条件：一是有大的供暖（冷）用户需求（达到机组供热能力的80%以上且距离电厂10kM之内）；二是机组要满足背压5～60KP连续运行要求，见图4。图4循环水直接供热系统图4是利用电厂循环水直接供热系统，图5是用户供暖系统，此系统将汽轮机的乏汽的余热100%利用，为了加大供热面积，电厂按80%能力提供用户热源（保证机组连续供热），20％利用城市天燃气等能源实现尖峰供暖的需要；如果城市没有天然气资源，电厂按100%提供热源。图5循环水直接供热用户供暖系统3抽汽供热与循环水供热的差异图表1是300MW抽汽供热机组的供热曲线[2]，表与图是一一对应的。从图表1看出，机组抽汽量不同，机组所带的负荷也发生变化，抽汽量越大，机组所带的电负荷越小。取暖用户1热水回水热水来水70～80С取暖用户n（高层）50～55С70～80С升压泵MM50～55СMMMMMMM取暖用户270～80СM50～55СMM-5-图表1300MW供热机组供热曲线从供热曲线看出，如果300MW供热机组带最大供热负荷为350MW时（550t/h），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％；如果再考虑循环水直接供热节省了电厂循环水泵的电耗，能够向电网提供更多的电能（2MW）。上述说明，循环水直接供热的能源综合利用率远高于抽汽供热机组。循环水直接供热机组供热和发电的变化趋势是一致的，即供热量越大，发电量越大，与抽汽供热变化正好相反（抽汽越大，发电量越小），利于电网负荷的调整。循环水直接供热技术大规模工程应用，是热能的梯级利用和低温热源的回收利用的有效手段，此技术使燃煤电厂在供暖期能源利用效率达到90%以上，将为火力发电行业带来新的发展生机，将大幅度降低能源消耗，降低温室气体的排放。4采用循环水直接供热技术要解决的问题采用循环水直接供热技术，能够有效的提高火力发电厂的能源转换效率，提高电厂效益，但要解决好以下问题：循环水直接供热汽轮机低压转子叶片和低压缸设计问题循环水直接供热汽轮机凝结器设计问题循环水直接供热电负荷和热负荷调整问题循环水直接供热回热系统设计和设备选型问题空冷机组循环水直接供热凝结器设计问题空冷机组循环水直接供热换热器设计问题循环水直接供热精处理超温运行问题循环水直接供热热网补水和水质处理问题-6-循环水直接供热热控控制策略研究循环水直接供热机组与热网协同优化控制问题循环水直接供热热网设计问题解决以上问题没有不可逾越的障碍，通过努力，均能解决，较采用700℃计划实现的路程近，适合中国国情。5进一步提高火力发电厂热能转换效率的技术前面只是从供暖方面对循环水直接供热技术及应用进行了论证，利用循环水直接供热衍生的节能技术如下：5.1利用循环水直接供热技术实现供热、供冷、供热水三联供进一步提高能源利用率就是实现供热、供冷、供热水三联供，即利用供暖管路夏季为城市提供冷源动力，为用户提供24h的热水供应，在满足城市人民生活水平不断提高的基础上，降低能源消耗，见图6。图6上部是用户热水系统，利用热网来的热水，通过小区的水水加热器，将水温加热到65～70℃，为用户提供24h的热水供应。图6下部是用户制冷系统，利用热网来的热水，通过小区的溴化锂集中空调，将用户空调热水冷却到7℃，为用户提供24h的制冷冷媒，夏季为用户提供24h的冷气供应。为了提高整个系统的能源效率，溴化锂机组的冷却水取之用户热水系统的冷水系统，将空调系统吸收的热量也进行回收。图6循环水直接供热的用户供冷和供热水系统5.2解决循环水直接供热技术凝结水温度高的节能方案图7是循环水直接供热的热力系统图，修改线内是增加的系统，从图7看出，主要是利用溴化锂热泵技术将机组的开式冷却水系统与凝结水系统进行耦合，在保证精处理正常工作的同时、回收机组开式冷却水的热量。-7-图7循环水直接供热回收开冷水热力系统示意图图7修改线内是回收开式冷却水热量的方案，系统运行时利用机组原有的开式冷却水对凝结水进行冷却降温，使冷却后的凝结水温度满足精处理树脂交换的需要；这个转换装置相当于系统的一个低压加热器。图8是采用溴化锂技术实现回收开冷水系统的热量示意图，能量平衡关系为：Q4=Q1+Q2+Q3开冷水热量部分凝结水热量加热凝结水热量驱动蒸汽热量Q2Q4=Q1+Q21+Q3Q3Q1图8开式冷却水系统与凝结水系统进行耦合后的热量平衡关系为了将开式冷却水的热能回收，利用溴化锂热泵技术将开式冷却水的热量和原有凝结水冷却的热量加热精处理后的凝结水，相当将开式冷却水的热量回收。一台300MW机组可以回收开式冷却水热量10.98MW,相当于提高热力系统效率1.6％；一台600MW机组可以回收开式冷却水热量18.3MW,相当于提高热力系统效率1.33％。6结论-8-本文论证了新型的电、热、冷、热水联合生产工艺和新的发电－供热节能技术，将提高能源的综合利用率，降低城市的碳排放，实现城市低碳建设和发展。不同发电技术的电厂能耗水平见表5，从表5看出，采用循环水直接供热技术，机组供电煤耗低于超超临界机组，接近于700℃的高温超超临界机组。表5各种类型机组主要指标对比机组类型蒸汽压力MPa蒸汽温度℃电厂效率%供电煤耗g/kWh亚临界机组17.0540/54038324超临界机组25.5567/56741300高温超超临25.0600/60044278超超临界机组30.0600/600/600482