热力发电厂动力循环及其热经济性课件

1、热力发电厂动力循环及其热经济性课件热力发电厂动力循环及其热经济性课件热力发电厂动力循环及其热经济性课件第一节 热力发电厂热经济性的评价第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第三节 发电厂的动力循环第四节 核能发电第一章 热力发电厂动力循环及其经济性结束第一节 热力发电厂热经济性的评价第二节 凝汽式发电厂的主要热火电厂生产过程图0-12 凝汽式电厂工作原理图火电厂生产过程图0-12 凝汽式电厂工作原理图凝汽式电厂生产过程锅炉：燃料的化学能烟气热能蒸汽热能汽轮机：蒸汽热能机械能发电机：机械能电能生产过程：燃料的化学能热能机械能电能凝汽式电厂生产过程锅炉：燃料的化学能烟气热能蒸汽热能凝汽式燃煤电厂生

2、产过程图0-14 凝汽式电厂生产过程示意图凝汽式燃煤电厂生产过程图0-14 凝汽式电厂生产过程示意图输煤及燃运系统运输卸煤装置煤场碎煤机皮带原煤仓制粉系统原煤仓给煤机磨煤机粗粉分离器细粉分离器煤粉仓给粉机燃烧器炉膛风烟系统（风）吸风口冷风道送风机空预器热风道磨煤机粗粉分离器细粉分离器排粉机燃烧器炉膛（烟）炉膛屏过对流过热器省煤器空预器除尘器引风机烟囱大气除尘除渣系统（炉渣）炉膛冷灰斗除渣装置冲灰沟灰渣泵输灰管灰场（飞灰）除尘器集灰斗除灰装置冲灰沟灰渣泵输灰管灰场燃料、燃烧系统输煤及燃运系统燃料、燃烧系统给水锅炉过热蒸汽汽轮机凝汽器凝结水泵低压加热器除氧器给水泵高压加热器给水送入锅炉。汽水系统给

3、水锅炉过热蒸汽汽轮机凝汽器凝结水泵低压加热器第一章发电厂中能量的转换过程（存在各种损失）化学能 热能 机械能 电能 （煤） （锅炉） （汽轮机） （发电机）发电厂热经济性的评价通过能量转换过程中能量的利用程度或损失大小来衡量目的：研究损失产生的部位、大小、原因及其相互关系，找出减少这些热损失的方法和相应措施第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章发电厂中能量的转换过程（存在各种损失）第一节 热力发电第一章1 热量法、热效率法 基于热力学第一定律 以燃料化学能从数量上被利用的程度来评价电厂的热经济性，常用于定量分析2 熵方法、火用方法、做功能力法 基于热力学第一、二定律 以燃料化学能的做功能力被利

4、用的程度来评价电厂的热经济性，常用于定性分析第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章1 热量法、热效率法第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章热流图 第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章热流图 第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章火用流图 第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章火用流图 第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章1 热量法与作功能力法计算的全厂总效率相同；2 损失分析不同：热量法：从热损失的角度分析 作功能力法：从做功能力损失的角度分析3 用途： 热量法：定量分析，指导工程实际 作功能力法： 定性分析，指导技术革新总 结第一节 热力发电厂热经济性的评价第一章1 热量法与作功能力法

5、计算的全厂总效率相同；总 结第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标能耗（汽耗量D、热耗量Q、煤耗量B）能耗率（汽耗率d、热耗率q、煤耗率b）热效率第一章第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章热力发电厂动力循环及其热经济性课件第一章pQbGBTCbicp=bpimggmQ0第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章pQbGBTCbicp=bpimg能耗反映生产电功率Pe所消耗的能量电厂热耗Qcp 、 电厂煤耗Bcp、汽轮机热耗Q0、 汽轮机汽耗D0 功率方程式：3600Pe = Bqnetbpimg=Bqnetcp=Qcpcp = Q0img=Q0e = D0Wimg kJ/h第二节 凝

6、汽式发电厂的主要热经济性指标第一章能耗反映生产电功率Pe所消耗的能量第二节 凝汽式发电厂的第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标发电厂热耗量：发电厂煤耗量：汽轮发电机组热耗量：汽轮发电机组汽耗量：提示能耗指标与产量有关，只能表明Pe为一定时的热经济性；当q0不同时，即使Pe一定，D0也不能作为热经济指标。第一章第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章能耗率反映每生产1kW.h电能所消耗的能量发电厂热耗率qcp发电厂煤耗率bcp汽轮机热耗率q汽轮机汽耗率d 第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章能耗率反映每生产1kW.h电能所消耗的能量第二节 凝汽式标准煤 qnet=29270kJ/k

7、g发电标准煤耗率供电标准煤耗率第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章标准煤 qnet=29270kJ/kg供电标准煤耗率第二年代1950196019701980199020002005848553463413392363352709600502448427392374我国火力发电厂历年煤耗率， g/(kWh) 第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章年代1950196019701980199020002005（1）凝汽式汽轮机的绝对内效率i 汽轮机能量平衡式： 绝对内效率i： Wi汽轮机汽耗为D0时实际内功率 Wa汽轮机汽耗为D0时理想内功率i汽轮机的绝对内效率t汽轮机的理想热效率r

8、i汽轮机的相对内效率Q0WiQCCGT第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标（1）凝汽式汽轮机的绝对内效率i Q0WiQCCGT第二以1kg新汽为基准汽轮机能量能量平衡：比热耗q0 ：比内功wi ：qc比冷源热损失：内效率i ：第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章以1kg新汽为基准第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一计算图示系统中汽轮机的内效率（忽略汽水损失）第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章计算图示系统中汽轮机的内效率（忽略汽水损失）第二节 凝汽式发（1）汽轮机热耗Q0、比热耗q0 （2）汽轮机实际做功量Wi、比内功wi （3）汽轮机内效率i 、净内效率第二节 凝汽式

9、发电厂的主要热经济性指标（1）汽轮机热耗Q0、比热耗q0 （2）汽轮机实际做功量Wi汽轮发电机组的绝对电效率e第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章汽轮发电机组的绝对电效率e第二节 凝汽式发电厂的主要热经济管道效率p第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章管道效率p第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章全厂毛效率cp全厂净效率（扣除厂用电功率的电厂效率） 平均厂用电率为8.2% 125200MW机组电厂：8.5%； 300MW及以上机组电厂：4.7%5.5%； 中小容量机组电厂：9%12%。 第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章全厂毛效率cp全厂净效率（扣除厂用电功率的

10、电厂效率） 平均12345678910图1-7 具有一次中间再热的火力发电机组热流图1输入热量，%；2锅炉热损失，%；3管道热损失，%；4凝汽流发电量，%；5机械热损失，%；6发电机热损失，%；7输出能量，%；8抽汽流发电量，%；9汽轮发电机组冷源损失 %；10凝结水热量，%；11给水热量，%11第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章12345678910图1-7 具有一次中间再热的火力发电机火力发电厂的各项热损失（%）项目高参数超高参数超临界参数Qb1098Qp10.50.5Qc57.552.550.5Qm0.50.50.5Qg0.50.50.5总能量损失69.56360全厂总效率30

11、.53740第二节 凝汽式发电厂的主要热经济性指标第一章火力发电厂的各项热损失（%）项目高参数超高参数超临界参数Q1-2-3-4-1 郎肯循环pvTS123 412341-2-3-4-1 卡诺循环 4 3 1 2 1 2 3 4第三节 发电厂的动力循环第一章1-2-3-4-1 郎肯循环pvTS123 4 提高蒸汽初参数的经济性 提高初温t0 t=wa/q0=1-(Tc/T0) 定压升温：整个循环的加热平均温度不断升高，工 质高温侧温差传热的不可逆性减轻，循环热效率t 提高，同时使排气干度X提高，减少低压缸排气湿汽 损失，因而ri提高 i = t ri如图第一章第三节 发电厂的动力循环 提高蒸T

12、0T0STOXX第一章第三节 发电厂的动力循环T0T0STOXX第一章第三节 发电厂的动力循环提高初压p0 定温升压：对应的饱和温度ts也随之升高，热效率t随之升高,尤其是初压较低初温较高时效果显著；但随着的p0提高，水的沸腾、汽化、过热三个吸热过程中，汽化潜热比重相对不断减少，而该压力下沸腾段吸热量比重相对增加，而过热段平均温度高于汽化段，汽化段平均温度又高于沸腾段，当初压提高一极限值时，整个平均加热温度 T0av T0av时，t 投资第三节 发电厂的动力循环1）理论上的初参数选择第三节 发电厂的动力循环电厂用水量和供水系统的选择 考虑一水多用、综合利用，提高重复水利用率， 减少废水排放量

13、冷却水系统的选择：开式供水和闭式供水 开式供水 利用江河、湖泊、水库、海湾等水源取水， 当地表水源充足且靠近厂址，供水高度不 大时宜采用开式供水 闭式供水 指凝汽器使用了的冷却水经冷却设施冷却降温 后，由循环水泵再送往凝汽器重复使用的系统。第一章第三节 发电厂的动力循环电厂用水量和供水系统的选择第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环1、降低蒸汽终参数pc对热经济性的影响（1）有利影响 t（ t =1-Tc/T1，wa） 凝汽

14、器火用损Ec （2）不利影响 Pc叶片寿命湿气损失 ri Pcvc余速损失 i 结论：在极限背压以上，降低pc对热经济性有利第三节 发电厂的动力循环第一章1、降低蒸汽终参数pc对热经济性的影响结论：在极限背压以上，1）自然条件（理论限制） 自然水温tc1； 2）技术水平 冷却水量和凝汽器面积都不可能无限大 末级长叶片的设计和制造水平汽轮机背压pc由排汽饱和温度tc决定tc = tc1 t t t冷却水温升t凝汽器传热端差，t =tctc2， tc决定因素：冷却水温、冷却水量、换热面积、换热面清洁度第三节 发电厂的动力循环1）自然条件（理论限制）第三节 发电厂的动力循环最佳蒸汽终参数1）设计最佳

15、终参数 以年计算费用最小时所对应的pc为最佳终参数。根据该终参数确定凝汽器面积、冷却水量及循环水泵、冷却塔（循环供水时）的选型和配置等。2）运行最佳终参数 汽轮机功率增加值与循环水泵耗功之差取得最大值时的pc第三节 发电厂的动力循环第一章最佳蒸汽终参数1）设计最佳终参数 第三节 发电厂的动力循环第最佳运行真空第三节 发电厂的动力循环第一章最佳运行真空第三节 发电厂的动力循环第一章给水回热加热 汽轮机某些中间级抽出部分蒸汽，送入回热加热器对锅炉给水进行加热的过程目的：减少冷源热损失，提高电厂的热经济性TS123546897S81234567ABaA aB 第三节 发电厂的动力循环第一章给水回热加

16、热TS123546897S81234567AB给水回热加热的意义1）汽轮机进入凝汽器的凝汽量减少，冷源损失降低；2）提高锅炉给水温度，工质的平均吸热温度提高；3）抽汽加热给水的传热温差小，做功能力损失小。不利：回热抽汽存在作功不足，wi减小，D0增大，削弱了Dc的减小第三节 发电厂的动力循环第一章给水回热加热的意义第三节 发电厂的动力循环第一章（二）给水回热加热的热经济性单级回热汽轮机的绝对内效率：单级回热循环的汽流分配同参数朗肯循环的汽轮机的绝对内效率回热式汽轮机的动力系数分析：（二）给水回热加热的热经济性单级回热循环的汽流分配同参数朗肯多级无再热的回热循环，汽轮机的绝对内效率：回热抽汽做内

17、功之和 凝汽流做内功 回热抽汽做功比： ， 分析：回热抽汽在汽轮机中的做功量 ， 回热抽汽做内功之和 凝汽流做内功 回热抽汽做影响回热过程热经济性的因素 1 多级回热给水总焓值（温升）在各加热器间的分配 2 锅炉给水温度；3 回热加热级数第三节 发电厂的动力循环第一章影响回热过程热经济性的因素 1 多级回热给水总焓值（温回热系统回热系统焓升分配焓降分配法(每一级加热器焓升=前一级至本级汽轮机中的焓降)平均分配法(各级加热器中的焓升相等)等焓降分配法(每级加热器焓升=汽轮机各级组的焓降)第三节 发电厂的动力循环第一章焓升分配焓降分配法(每一级加热器焓升=前一级至本级汽轮机中的最佳给水温度 回热循

18、环汽轮机绝对内效率为最大值时对应的给水温度 因此： 最小， 最大做功不足系数，再热前： 再热后：第三节 发电厂的动力循环第一章最佳给水温度第三节 发电厂的动力循环第一章给水温度tfw1、抽汽压力，做功不足系数Yj，汽耗量D0 = D0R + YjDj，汽耗率d = D0/Pe，工质吸热量q0，发电机组热耗率q = dq0 、汽轮机内效率i受双重影响；2、锅炉内的换热温差，相应的火用损；3、回热加热器内换热温差，相应的火用损Er；4、与总火用损最小对应的最佳给水温度tfwop；5、通常给水温度 tfw=（0.650.75）tfwop第三节 发电厂的动力循环第一章给水温度tfw第三节 发电厂的动力

19、循环第一章回热级数、给水温度与回热经济性 单级回热多级回热回热级数、给水温度与回热经济性 单级回热多级回给水加热级数Z1、tfw一定时，回热级数z增加，可充分利用低压抽汽代替部分高压抽汽，使回热抽汽做功，从而使i； 2、回热级数z，各加热器中的换热温差，Er，当级数z为无穷多级时，将不存在换热温差，亦不存在Er；3、回热级数z，最佳给水温度；4、随z的增长，i增长率i是递减；5、实际给水温度稍偏离最佳给水温度时，对I影响不大第三节 发电厂的动力循环第一章给水加热级数Z第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章第三节 发电厂的动力循环第一章蒸汽中间再热 将汽轮机高压部分做过功的

20、蒸汽从汽轮机某一中间级引出，送到锅炉的再器加热，提高温度后送回汽轮机继续做功目的：提高电厂的热经济性，适应大机组发展4123baST124365abc第三节 发电厂的动力循环第一章蒸汽中间再热4123baST124365abc第三节 发电厂1、再热对汽轮机相对内效率的影响 再热使排汽湿度，湿度损失，ri2、再热对汽轮机理想热效率的影响当附加循环吸热过程的平均温度Trh大于基本循环吸热过程平均温度T0 ，t蒸汽中间再热的热经济性ST124365abc第三节 发电厂的动力循环第一章1、再热对汽轮机相对内效率的影响蒸汽中间再热的热经济性ST11、再热后蒸汽温度trhtrh越高，热经济性越好，但受材料

21、限制，常取 trh=t02、再热后蒸汽压力prh存在一个最佳再热压力当 trh = t0， prh=（18%26%）p0再热后前有抽汽，prh=（18%26%）p0再热后前无抽汽，prh=（18%26%）p0再热参数的合理选择ST124365ba第三节 发电厂的动力循环第一章1、再热后蒸汽温度trh再热参数的合理选择ST124365b利用锅炉烟道中烟气加热蒸汽可加热蒸汽到5006000C热经济性提高6%8%用途：电厂中再热主要手段烟气再热 (a) 烟气再热 第三节 发电厂的动力循环第一章利用锅炉烟道中烟气加热蒸汽烟气再热 (a) 烟 利用新汽或抽汽加热再热蒸汽再热后汽温较低热经济性提高3%4%

22、用途：再热温度调节（与烟气再热同时使用） 核电站 (b) 蒸汽再热 蒸汽再热第三节 发电厂的动力循环第一章 利用新汽或抽汽加热再热蒸汽 (b) 蒸汽再中间载热质再热第三节 发电厂的动力循环第一章中间载热质再热第三节 发电厂的动力循环第一章对热经济性的影响再热使做功增加 ，新蒸汽流量 ，回热抽汽温度和焓值 ，抽汽量 ，抽汽做功 ，凝汽汽流做功，冷源损失，热效率抽汽点过热度，加热器传热温差，不可逆损失增大第三节 发电厂的动力循环第一章对热经济性的影响第三节 发电厂的动力循环第一章第四节 核能发电（一） 核电站的一般工作原理:核电站一回路系统以反应堆为核心，核燃料在反应堆中进行可控链式裂变反应，将裂

23、变产生的大量热量带出反应堆的物质称为冷却剂(水或气体)，再通过蒸汽发生器将热量传给水，水被加热成蒸汽供汽轮机拖动发电机转变为电能。冷却剂释热后，通过冷却剂循环主泵送回反应堆去吸热，不断地将反应堆中核裂变释放热能引导出来，其压力靠稳压器维持稳定。 二回路系统是从蒸汽发生器引出5-7MPa的饱和蒸汽，用于驱动汽轮发电机，作功后蒸汽通过凝汽器、回热系统在返回蒸汽发生器，与常规火电厂基本相同。 第四节 核能发电（一） 核电站的一般工作原理:核反应堆的堆型堆 型燃料慢化剂冷却剂热中子堆轻水堆LWR压水堆PWR浓缩铀轻水轻水沸水堆BWR浓缩铀轻水轻水重水堆HWR重水冷却型天然铀重水轻水轻水冷却型天然铀浓缩

24、铀钚重水轻水石墨气冷堆:一代天然铀气冷堆天然铀石墨CO2二代改进型气冷堆低浓缩铀石墨CO2三代高温气冷堆浓缩铀、钛石墨氦快中子增殖堆浓缩铀，钚无钠核反应堆的堆型堆 型燃料慢化剂冷却剂热轻水堆LWR核反应堆的堆型压水堆沸水堆重水堆核反应堆的堆型压水堆沸水堆重水堆核电的优越性化石燃料资源有限，核能资源丰富核能是安全清洁的能源核电经济上合算，特别是缺煤少油地区 核电的优越性化石燃料资源有限，核能资源丰富项 目火电汽轮机核电汽轮机主 汽p0/t0 MPa/16.18/5505.345/268.1干度 %过 热99.5比容 m3/kg0.021050.03656流量 t/h9452015排 汽压力 kP

25、a5070.0490.33干度 %9390.54比容，m3/kg25.4626.00体积流量相对值主 汽13.764排 汽11.873高压缸排汽Prhi/trhi MPa /3.462/3280.817/171.3湿度 %过 热87.73有效比焓降高压缸 kJ/kg382.7265.9中压缸 kJ/kg1317.2799.68级 数高压缸929中压缸11低压缸226227湿蒸汽区级数214汽机保证热耗率 kJ/kg 8189.410760核电厂二回路系统及其热力设备的特点项 目火电汽轮机核电汽轮机主 汽p0/t0 核电饱和蒸汽轮机的结构特点 新汽为饱和蒸汽或微湿蒸汽，必须先行汽水分离。高压缸排

26、蒸汽湿度较大，必须再加热再热器的特点是用新蒸汽或抽汽来作为加热蒸汽。在湿蒸汽区域的各级叶栅，应采取相应的去湿措施。核电饱和蒸汽轮机的结构特点 新汽为饱和蒸汽或微湿蒸汽，必须先核电汽轮机装置热力系统的特点 需有蒸汽母管需用整机旁路系统。给水系统也为母管式单元制系统。 须有连续放射性监测装置核电汽轮机装置热力系统的特点 需有蒸汽母管 压水堆核电站的发电效率 一般为35.5%-38.5%；供电效率 一般为31.5%-34.5% ,核电站的厂用电率 一般为6%-7% . 反应堆核燃料消耗率 bas为： 1kg核燃料的发热量qnu 为6.81010kJ/kg。 国外核电事业(一)国外核电概况1938年德

27、国科学家首先发现了铀的核裂变现象，1942年英国建成第一座核反应堆，1954年在原苏联建成世界上第一座核电站，它以低浓缩铀为燃料，石墨为减速剂，容量为5MW，揭开了核电发展的历史。接着美国研制成轻水反应堆，英、法研制了气冷反应堆，加拿大研制了重水反应堆，并分别建成实用的核电站。2006年全球核电分布图如图3-6所示。第二代特征是标准化、系列化第三代是具有预防和缓解严重事故措施, 经济上能与天然气机组相竞争的核电机组。第四代是更经济、更安全性、废物量极少、并具有防核扩散能力的核能利用系统。国外核电事业(一)国外核电概况2006年全球核电分布情况2006年全球核电分布情况 国外核电发展的预测 今后

28、核电的发展将以改进核电安全性为主，并在经济上更具有竞争性 发展方向： 快中子增值反应堆型核聚变反应堆型 国外核电发展的预测 今后核电的发展将以改进核电安全性为我国的核电事业： （一）我国的人口需要发展核电事业我国能源资源分布很不均匀 我国经济发达地区需求核电 未来全国煤炭供不应求和环保要求全国电力需求要发展核电 我国的核电事业： （一）我国的人口需要发展核电事业我国的核电建设 我国核电发展起步于上世纪80 年代中期，核电设计工作从上世纪70 年代就已开始，经过了300MW、600MW 和1000MW三个等级压水堆核电机组建设，已具有较强的设备国产化能力。300MW国产化率达80 %以上，年生产

29、能力可达2套机组，并可出口创汇，600 MW 经努力国产化率可达70 %，年生产能力也可达2 套机组，1000 MW在“十一五”期间国产化率经努力可达50 %。国内现有3个核基地，包括秦山5台、大亚湾4台、田湾2台，共11台机组。 注解：PWR:压水堆;HWR:重水堆；LWR：轻水堆我国正在运行核电厂概况我国的核电建设 我国核电发展起步于上世纪80 年代中期，核电 1、秦山300MW核电站 浙江秦山300MW核电站是我国自行设计和建造的第一座工业示范性压水堆核电站. 于1991年12月并网发电调试成功，1994年4月投入商业运行，运行情况良好，环保监测值符合国家限值规定。国产300MW核电，已

30、出口 1、秦山300MW核电站 2、5MW低温供热堆 我国已于1989年4月建成5MW低温核供热堆，共5万余平方米建筑物采暖。我国200MW 低温核供热堆已形成拥有完全自主知识产权的技术体系，处于商用示范堆建设并进而实现产业化的阶段。我国在核供热领域已跨入世界先进水平。 我国核裂变实验装置历时8年耗资2亿，于2006年9月28日在合肥，EAST实验装置首次放电 ，是我国第一代核聚变实验装置。高温气冷堆示范工程2、5MW低温供热堆 高温气冷堆示范工程我国核电的预测AP1000作为西屋公司开发的第三代先进压水堆核电技术，是目前惟一得到美国核管会最终设计批准的新一代商用核电技术。中国第三代核反应堆的

31、示范项目计划2013年投入运营，预计到2020年成为国内核电站的主流技术。 2020年，核电装机容量4000万千瓦。比重从现在的不到2%提高到4%，核电年发电量达到26002800亿千瓦时。 AP1000技术引进已拟定国产化路径：第一步，外方为主中方参与设计；第二步，以中方为主进行设计，外方提供技术咨询；第三步，设计和建造自主品牌的大型压水堆核电站。据悉，第五台核电机组的建造就将实现AP1000的自我设计目标。我国核电的预测AP1000作为西屋公司开发的第三代先进压水堆地热发电一、地热资源 中国地处欧亚板块的东南边缘，是地热资源丰富的国家之一。据原地矿部统计，地热资源的远景储量为1553.51

32、08t标准煤，推测储量为116.6108t标准煤，探明储量为31.6108t标准煤。我国的地热资源地热发电一、地热资源 我国的地热资源地热发电(一) 蒸汽型地热发电蒸汽型地热发电是把蒸汽中的干蒸汽直接引入汽轮发电机组。干蒸汽地热资源十分有限，多存于较深的地层，应用有限。 (二) 热水型地热发电1. 闪蒸式地热发电（扩容法） （如右图所示）2. 双循环式地热发电（中间介质法）汽轮机发电机分离器减压器凝汽器冷水去冷却塔地热井回灌井闪蒸式地热发电系统汽水分离器地热发电(一) 蒸汽型地热发电汽轮机发电机分减压器凝汽器冷水 双循环式地热发电 双循环式地热发电:可以采用井下换热的方法，即将换热器做成适合置

33、于地热井中的形式(例如采用U形管或同轴管)，低沸点介质在管内流动，在井下吸热，产生高压蒸汽，通过汽轮机发电优点： 无排水污染环境的问题；有利于保护地热资源；无过量开采影响地面沉降忧；可减轻地热水的腐蚀问题。 双循环地热发电系统 双循环式地热发电 双循环式地热发电:可以采用井下换热 国内外地热发电 1904年，意大利在拉德瑞罗地热田建立了世界上第一台地热发电机组。2002年底，世界上有21个国家利用地热发电，总装机容量达8438MW，生产电力约50000GWh，其中以美国、菲律宾、意大利、墨西哥、印度尼西亚、日本、新西兰等国较多。估计全世界尚有地热发电资源潜力97061MW。地热资源 国内外地热

34、发电 1904年，意大利在拉德瑞罗地热田建立了世1977年10月羊八井地热田建起了第一台1000kW的地热发电试验机组。1985年电站总装机容量已达10000kW。我国从70年代初开始研究地热发电，广东丰顺邓屋386kW，江西宜春温汤50kW等。 地热发电示意图1977年10月羊八井地热田建起了第一台1000kW的地热发 太阳能热力发电 太阳能发电能两种基本途径： 一：热发电：是把太阳辐射能变为热能，然后将热能再转变为电能。 二：是光伏发电：通过光电器件，将太阳能直接变换为电能。 热发电两种类型 1、将聚集的热能按常规的方法（与一般热机一样）先转变为机械能，再由发电机转变为电能，这种发电类型称为太阳能热力发电。 2、是将太阳能转变的热能直接变为电能，如利用Seebeck效应发电，称为太阳能温差发电。太阳能发电示意图 太阳能热力发电 太阳能发电能两种基本途径：太阳能发电分散型、集中型和中间型 （一）分散型发电系统将抛物柱面聚光镜等构成的许多个集热器布置在场地上，再将这些集热器加以串联、并联，从而收集一定温度和数量的热能，按这种方式组成的系统称为分散型发电系统。功率较小，聚光比约50左右槽型抛物面镜集热系统 分散型、集中型和中间型 （一）分散型发电系统槽型抛物面镜集集中型发电系统助特征是：在宽广场地的中心附近设有高大的竖塔，塔顶上面装有吸热器（太阳锅炉）。以竖塔为中心，在其周围布置大