电厂循环水余热利用技术探究

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1、电厂循环水余热利用技术探究摘　要：热力系统主要的热损失发生在凝汽器，占燃料热能的50%以上。并在热电联产循环指出，提高排汽压力，以利用排汽的热量供生产和生活用能，是提高蒸汽动力循环效率最有效的途径。本文讨论利用凝汽器冷却循环水供热的有关技术。关键词：循环水　余热利用利用循环水余热进行供热是改小型凝汽机组为供热机组的有效措施。我国从20世纪80年代起就开始利用该技术改造中低压机组，已有数十台凝汽(抽汽)式机组进行了改造。仅辽宁省就有沈阳、抚顺、阜新等电厂，至今已安全运行20多年。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60～65℃，在寒冷季节需投入尖峰加热器，将循环水加热到80

2、～90℃，以满足采暖的需要。该系统称为低温循环水供热系统。还有一种系统，将低真空运行的循环水在尖峰加热器中加热到110～120℃，通过主循环管路送到热力站，在热力站通过混水，将高温水(120℃左右)混成低温水(65～70℃)送入居民家中，40～50℃的回水直接回到凝汽器，加热到65～70℃，完成一个循环，下面分析这两种系统优缺点。一、低温循环水供热系统5将纯凝机组或抽凝机组在采暖期改成低真空运行，排汽压力提高到0.3～0.4MPa，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65～70℃。循环水不再去冷却塔，而是用热网泵送到各热用户，供居民采暖。循环水经暖气片冷却后再回到

3、凝汽器吸收乏汽热量，再送入热网连续循环运行，循环水供热实际是用暖气片作为冷却塔使用。由于其出口温度为65～70℃，故称为低温循环水供热。该系统的优点是由于乏汽的余热全部被利用，消除了凝汽器中损失的占总热量50～60%的冷源损失，因此热效率高，发电热效率为76.8%，全厂的热能利用率为78.9%，发电标准煤耗仅为150～160g/（kW·h)，它比高温高压大容量凝汽机组的发电煤耗低160～200g/（kW·h)。循环水供热实际是将凝汽机组或抽凝机组改成背压机运行。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%。但它比其他型式的供热

4、机组影响发电功率最少。如抽汽供暖机组，抽汽压力为0.12～0.25MP乱，而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。显然从热化发电量来衡量，低真空运行循环水供热发电量最大，也就是热化发电量最大，如中压凝汽式机组低真空运行的热化发电量为350～360kW·h/4.182GJ，而中压抽汽机组在抽汽压力为0.12～0.25MPa时热化发电量为210～220kW·h/4.18GJ。5该系统的不足之处是由于供水温度受汽机排汽压力的限制，一般为65～70℃，回水温度50～55℃，温差为15～20℃，热电厂的供热量是温差和水流量的乘积，在供热量一定时，温差小，则水流量大。

5、水流量大，则管网直径粗，投资大，同时，热网泵大，耗电多，运行费用增加。二、高温循环水混水供暖系统首先将50～55℃热网回水经过抽汽凝汽机组的凝汽器(低真空运行)，使其加热到65～70℃(凝汽器排汽压力为0.03～0.04MPa)，随后用热网泵加压，经过汽水加热器，温度升至120℃(称为高温水)，然后输送到各热力站。在热力站内设置了混水泵，用混水泵抽热网回水管一部分回水(50～55℃)，与高温循环水混合成采暖所需要的温度(70～75℃)后输送到热用户，另一部分回水回到凝汽器内加热，形成一个循环。该供热系统的补水，既可在各热力站又可在电厂内统一补充，视当地具体水源情况而定。该系统具有以下优点:

6、1.全部利用了乏汽的余热采用高温循环水混水供热系统，实际将抽凝机改成为抽背机运行。故机组的发电煤耗率取决于锅炉的效率及管道效率，机械效率及发电机效率，发电标煤耗率为160g/（kW·h)，发电热效率达到76.8%，比亚临界机组低170g/（kW·h)。52.增加了供热能力，由于原抽凝机中的凝汽流的热量从冷却塔中散失了，现在用来供热被有效利用了，比单纯靠抽汽供热增加供热能力20～30%。3.增加了供回水温差，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%，和低温循环水供热系统相比的缺点是热化发电量偏小，原因是用抽汽

7、加热了循环水使温度从70℃提高120℃。三、高温循环水混水供热系统的实践原铁岭市某热电厂装机容量为9000kW(配3×35t/h中压链条炉)其中，1#机为C6-3.43/0.98型抽凝机，2#机为B-3.43/0.29型背压机。供热的任务：除了供生产用汽外，其余的抽汽和排汽，在冬季均用作居民采暖热网加热器加热汽源。未改前(1995年)供热面积为65×104m2(其中市内55×104m2，电厂自供10×104m2)耗用蒸汽