热力发电厂的蒸汽参数及其循环

热力发电厂的蒸汽参数及其循环第1页/共118页提高循环热效率的途径改变循环参数提高初温度、提高初压力降低乏汽压力改变循环形式回热循环再热循环采用其他循环热电联产燃气-蒸汽联合循环第2页/共118页

本章主要分析蒸汽参数和循环型式对电厂热经济性的影响及其应用。（1）蒸汽动力循环的循环参数：新蒸汽压力p0、温度t0，再热后进入中压缸的再热蒸汽温度trh和进入凝汽器的排汽压力pc（2）现代火电厂常用的蒸汽循环：回热循环、再热循环、热电联产循环和热电冷三联产循环（3）蒸汽循环及其参数选择，对热经济性、可靠性、运行灵活性以及环境都有影响有关。

内容提要第3页/共118页第一节提高蒸汽初参数

提高初参数的实质是通过提高循环吸热过程的平均温度，以提高其热效率ηt。

一、提高蒸汽初参数的经济性（一）提高蒸汽初温t0

ηt=ωa/q0=1－(Tc/T0)

初温提高后的效率为：ηΔ>ηt，F>1，即ηt′>ηΔ

第4页/共118页第5页/共118页（一）提高蒸汽初温t0优点：排汽干度提高，减少了低压缸排汽湿汽损失，同时有利于汽轮机的安全。蒸汽比体积增大，汽轮机高压端的叶片高度加大，相对减少了高压端漏汽损失，可提高汽轮机相对内效率缺点：对耐热及强度要求高，目前最高初温一般在550℃左右蒸汽出口比体积增大，汽机出口尺寸大第6页/共118页（二）提高蒸汽初压p0

提高p0并不总是能提高ηt，这是由水蒸气性质所决定的。当提高到某一蒸汽初压使得整个吸热平均温度低于时，热效率即下降，使得第7页/共118页随t0的增加，使ηt下降的极限压力愈高

第8页/共118页

当理想比内功wa（理想焓降）减小的相对值等于冷源热损失△qca或初焓h0减小的相对值时，ηt达最大值

第9页/共118页（二）提高蒸汽初压p0优点：工程应用范围内，提高蒸汽初压可提高热效率蒸汽出口比体积减小，汽机出口尺寸小缺点：提高p0使蒸汽干度减小，湿汽损失增加；提高p0，使进入汽轮机的蒸汽比容和容积流量减少，加大了高压端漏汽损失，有可能要局部进汽而导致鼓风损失、斥汽损失，使得汽轮机相对内效率下降。排汽湿度增加，对汽轮机强度要求高，不利于汽轮机安全。一般要求出口干度大于0.85-0.88，大型电厂在0.9以上。

第10页/共118页最有利初压

当t0、Pc一定，必有一个使ηi达到最大的P0，称为理论上最有利初压，与机组容量有关，随着机组容量的增大、初温的提高，以及回热完善程度越好，所对应的值越高第11页/共118页（三）提高蒸汽初参数与ηi、汽轮机容量的关系提高t0，ηt、ηri、ηi均提高。

提高初压p0,在工程应用范围内，仍可提高ηt，但ηri却要降低，特别是容积流量小的汽轮机，ηri下降愈甚。如果ηri的下降超过ηt的增加，将使得ηi(ηi=ηtηri)下降，则提高p0效果就适得其反。若蒸汽容积流量足够大，使得提高p0降低ηri的程度远低于ηt的增加，因而仍能提高ηi。

大容量机组采用高蒸汽参数是有利的第12页/共118页二、蒸汽初参数系列第13页/共118页三、超临界蒸汽参数大容量机组

水的临界状态点：22.115MPa，温度374.15℃

当蒸汽参数值大于上述临界状态点的温度和压力值时，称为超临界参数对于火力发电机组，当机组做功介质蒸汽工作压力大于水临界状态点压力时，称为超临界压力机组：

常规超临界压力机组：24MPa，540-560

℃高效超临界压力机组（超超临界压力机组、高参数超临界压力机组）：28.5-30.5MPa，580-600℃（25MPa，>580℃）第14页/共118页（一）超临界压力机组的意义

（1）热经济性高，节约一次能源，降低火电成本

（2）降低机组单位造价，缩短工期，减少占地面积三、超临界蒸汽参数大容量机组第15页/共118页（二）国外超临界压力汽轮发电机组发展概况

超临界压力机组的应用与发展已50年左右。前苏联、美国、日本、德国、意大利、丹麦和韩国等国家已广为采用，其中前苏联、美国和日本，超临界压力机组已占火电厂容量的50%以上。美国1965-1991年间，800MW以上超临界压力机组22台，最大单机容量1300MW

日本1974-2002年间投运20台，最大单机容量1000MW

前苏联和俄罗斯1967-1983年间投运8台，最大单机容量1200MW

德国1997-2002年间投运5台，最大单机容量1000MW

第16页/共118页（三）我国超临界压力汽轮发电机组发展现状我国自20世纪80年代开始陆续引进并投运了一批超临界压力机组。自1985年以来，全国已有100多台600MW机组相继投入运行。华能沁北电厂1号机组投入商业化运行，标志着我国600MW超临界压力机组的国产化成功华能玉环电厂已建成4×1000MW超临界压力机组，已于2007年11月全部投入运行。上海外高桥三厂的2×1000MW超超临界压力机组，已于2008年6月全部投产。第17页/共118页第18页/共118页一、降低蒸汽终参数的热经济性

l．降低蒸汽终参数的极限

降低pc(即tc)总是可以提高循环热效率ηt,受环境温度限制，现在大型机组p2为0.0035-0.005MPa，相应的饱和温度约为27-33℃，已接近事实上可能达到的最低限度。冬天热效率高第二节降低蒸汽终参数第19页/共118页凝汽器实际能达到的排汽温度tc由下式确定

凝汽器冷却水入口温度为排汽温度的理论极限。由于冷却水量有限，必然存在Δt；排汽与冷却水换热面积不能无限大，存在端差δtδt与凝汽器工作状况有关，若凝汽器铜管有积垢，或有空气附于铜管等情况，就会使δt增大，排汽压力提高（真空降低），热经济性降低。第20页/共118页2．凝汽器的设计压力pc

降低汽轮机排汽压力可提高热经济性、节约燃料，但要增加凝汽器尺寸及其造价，并影响汽轮机排汽口数量和尺寸，使汽轮机低压部分复杂，同时汽耗量减少，影响高压部分，总体使汽轮机造价增加，故应通过技术经济比较确定pc3．额定工况汽轮机排汽压力的部标第21页/共118页4．凝汽器的最佳真空与冷却水泵的经济调度

电厂运行时的蒸汽终参数，称为真空度，是影响汽轮机组热经济性的一项重要指标，与排汽量、冷却水量和冷却水入口水温有关。在排汽量和冷却水入口水温一定的条件下，增大冷却水量可以降低真空度，使汽轮机输出功率增加，但循环水泵耗功相应增加，当输出净功率为最大时，即所对应的真空即凝汽器的最佳真空。

第22页/共118页二、电厂用水量、冷却系统的选择和空冷系统火电厂的蒸汽终参数即汽轮机的排汽压力pc，不仅与凝汽设备有关，而且还与汽轮机的低压部分以及供水冷却系统有关，总称为火电厂的冷端。

1．电厂用水量

凝汽器和冷却塔等冷却设备补充水；各种冷却器（冷油器、发电机空冷器等）和各种转动机械轴承冷却水；锅炉补水；除尘和通风用水；生活和消防用水。最大者为凝汽器的冷却水，占95%。凝汽器冷却水量Gc=mDcm—冷却倍率，与地区、季节、供水系统、凝汽器结构等因素有关；Dc—汽轮机最大凝汽量。

第23页/共118页第24页/共118页2．冷却系统的选择

（1）直流供水（开式供水）：从江河、湖泊、水库、海湾等水源取水，利用水泵和管渠将水送入凝汽器，将汽轮机排汽冷却为凝结水后即排弃回水源的系统。当地表水源充足且靠近厂址，供水高度不大时，宜采用直流排水。（2）循环供水（闭式供水）：凝汽器使用了的冷却水经冷却设备冷却降温后，由循环水泵再送往凝汽器重复使用系统。当水源不足，或通过技术经济比较不宜采用直流供水时，宜采用循环供水。（3）混合供水：若地表水源仅个别季节水量不足，而取水条件又很有利时，可采用循环供水。

第25页/共118页2．冷却系统的选择

常用的循环供水冷却设施有冷却池、喷水池、喷射冷却装置和冷却塔。（1）按通风方式分：自然通风冷却塔（省电、运行维护工作量小、性能稳定、结构复杂、投资大）、机械通风冷却塔（耗电量大）和混合通风冷却塔。

（2）按热水和空气的接触方式分：湿式冷却塔、干式冷却塔和干湿式冷却塔。

（3）按热水和空气的流动方向分：逆流式冷却塔、横流（交流）式冷却塔、混流式冷却塔。

第26页/共118页第27页/共118页第28页/共118页3．空冷系统

火电机组、核电机组容量增大，用水量增大，不适用于缺水或少水地区，可采用空气冷却凝汽器，即用空气冷却汽轮机排汽，称为空气冷却凝汽系统或干塔冷却系统。空冷与湿冷相比，突出优点是节水，可减少发电厂补水量75%。但背压高，效率差，只有当水费高于某值时才采用。（1）空气冷却凝汽系统的类型

①直接空气冷却凝汽系统（干塔冷却系统）②间接空气冷却凝汽系统

a混合式（喷射式）凝汽器（海勒系统）

b表面式凝汽器（哈蒙间冷）第29页/共118页第30页/共118页（2）国外空冷式发电厂

目前世界上最大的空冷机组为686MW。（3）我国的空冷发电厂

大同第二发电厂（海勒系统）2×200MW

内蒙古丰镇电厂（海勒系统）4×200MW

太原第二热电厂（哈蒙系统）

3×200MW

“十一五”期间，我国火电空冷机组将有70多台，装机容量30000MW。第31页/共118页第三节给水回热循环

一、给水回热的热经济性提高循环热效率的本质原因是提高了循环的吸热平均温度

1．采用回热提高ηi

第32页/共118页因ηi<1，R>1，故>ηi

采用回热总是能提高热经济性第33页/共118页多级回热抽汽作功系数

回热虽然可提高热经济性，D0=Dc0β却使机组汽耗及机组汽耗率相应增大。回热抽汽的压力愈高，其作功不足（不能继续膨胀至排汽压力而少做的功）愈大，相应β值也随之加大；可见，为提高回热的热经济性，应充分利用低压的回热抽汽。第34页/共118页2．采用回热导致作功能力损失第35页/共118页

第36页/共118页二、给水回热基本参数对热经济性的影响（一）混合式回热加热器系统的αc表达式

对于Z级混合式加热器系统的ac为:

第37页/共118页（二）τ、tfw、z三参数的关系

1．（总的给水焓升量）回热分配τ

分配方法：焓降分配法、平均分配法、等焓降分配法、几何级数分配法。中国电力建设研究所马芳礼循环函数法导出如下公式：按下列条件求极值

第38页/共118页同理推出：

第39页/共118页若进一步简化，忽略某些次要因素，可得出某些近似的最佳回热分配通式。如蒸汽参数不高，忽略q随τ的变化，即＝0其意义为：将每一级加热器内水的焓升，取为前一级至本级的蒸汽在汽轮机中的焓降，简称为“焓降分配法”

若再忽略各加热器间蒸汽凝结放热量qj的微小差异，即q1=q2=…=qz，则式（2-13）可简化为第40页/共118页其意义为：将每一回热器中水的焓升取为相等来分配的，即美国J.K.Salisbury推导的方法，又简称为“平均分配法”。将代入式2-13得：

即每一级加热器中水的焓升，取为等于汽轮机的各级焓降，简称“等焓降分配法”。

第41页/共118页几何级数分配法：

m=1.01~1.04

不同回热分配的热经济结果略有差异，当蒸汽参数不高时，数值上差别不大。

第42页/共118页2．最佳给水温度

（2）作功能力法：

随着tfw提高，锅炉的吸热过程平均温度提高，使其在炉内同烟气的换热温差减少；降低了做功能力损失△eb。但是因此增加的换热器，产生了回热加热器的换热温差，导致存在△er，削弱了回热的效果。

必然存在一个最佳的tfw

随回热级数z的增加，ηi不断提高，是递增函数关系。而给水温度的提高，对ηi的影响是双重的。存在最佳给水温度点（1）热量法：一方面使比热耗q0=(h0－hfw）降低，另一方面使比内功wi=(h0－hc)减少，为达到同样的做功量，必导致汽耗率d0

增大。两者均同时影响ηi=wi/q0

或q=d0*q0两种解释：第43页/共118页第44页/共118页

3．回热级数Z

理论上讲：z=无穷大时，ηi

最大（1）即随z的增加，回热循环的热经济性不断提高，但提高的幅度却是递减的；（2）tfw一定时，回热的热经济性也是随z增加而提高，其增长率也是递减的；

（3）z一定时，有其对应的最佳给水温度值。随z的增加而提高；（4）实际给水温度若与理论上的tfwop

稍有偏差，对回热的热经济性影响不大。第45页/共118页第46页/共118页第四节蒸汽再热循环

一、蒸汽再热的目的及其热经济性（一）再热的目的

提高蒸汽初压、降低排汽压力，使湿度增大，降低内效率，危及安全，蒸汽再热是保证汽轮机最终湿度在允许范围内有效措施。再热参数选择合适，可进一步提高初压和热经济性。

再热可使工质增加焓降，若汽轮机功率不变，可减小汽轮机的汽耗量，再热可采用更高的蒸汽初压，但会使汽轮机结构、布置及运行方式复杂化，金属耗量及造价增加，设备投资和维护费用增加，一般在200MW以上的超高参数汽轮机上才采用蒸汽中间再热。第47页/共118页第48页/共118页再热循环热效率相对提高为δηrh：

当则当则当则整个在热循环吸热平均温度是否能提高，取决于两个基本参数再热压力和再热温度（二）理想再热循环热经济性分析1．再热循环的热效率

第49页/共118页存在一个最佳再热压力

第50页/共118页

2.实际再热循环的内效率第51页/共118页反平衡算法：第52页/共118页二、最佳再热参数的选择

1．一次烟气再热温度(再热前温度）

最大值是取其一阶导数，并取其等于零。即

第53页/共118页等价卡诺循环的热效率：

最佳点：需采用逐步逼近法来求得

2．二次烟气再过热温度

再热前最佳蒸汽压力prh,i，一般取为（0.2-0.3）p0，再热前有回热抽汽，取值偏下限；无回热抽汽，取值偏上限，再热蒸汽管道压损取为（8%-12%）prh,i第54页/共118页3．我国再热式汽轮机的蒸汽初参数、再热参数三、具有蒸汽再热的回热循环

再热式机组采用回热的方法可提高热经济性。与非再热式机组比较，采用回热时提高热经济性的幅度要小。第55页/共118页

在各级回热量不变的条件下，再热后各级回热的汽焓将会提高,各级回热抽汽系数减小，若维持功率不变，势必会使凝汽系数加大，故再热循环的动力系数Ar,rh小于回热循环的动力系数Ar

，削弱回热效果。第56页/共118页1．再热对传热过程的影响

抽汽过热度越高，导致换热温差加大，额外火用损△er越大

2．再热—回热循环的最佳给水回热参数最佳参数选择与分析回热循环时有相同的结果第57页/共118页

须强调指出，再热虽有削弱回热效果的一面，但再热式机组采用回热的热经济性（再热效率增加+回热效率增加，双重效应）仍高于无再热的回热机组。

再热对回热分配的影响，主要反映在最终给水温度（对应最高一级的抽汽压力）和再热后即中压缸第一个抽汽口压力的选择。国产大容量再热式机组的高压缸都有一个抽汽口以保证给水温度为最佳值。另外为了简化汽轮机结构，降低成本，通常利用高压缸排汽一部分作为一级回热抽汽，以减少一个回热抽汽口。

为了消除再热后抽汽过热度高导致对热经济性的不利影响，还可适当调整回热分配，加大再热前抽气口（高压缸排汽口）对应的该级回热加热器的给水焓升，可取为再热后第一级抽汽对应加热器给水焓升的1.3-2.0倍甚至更大，通常为1.5-1.8倍第58页/共118页四、蒸汽再过热的方法1．烟气再热优点：再热后的汽温可等于或接近于新汽温度

提高机组热经济性5％～6％

缺点:

（1）压损△prh大，降低机组热经济性（2）增加投资（3）保护再热器，须另设旁路系统，系统复杂

2．蒸汽再热优点：系统简单，可布置在汽轮机旁，压损△prh小，再热系统耗钢材少、投资小，调节容易缺点：再热后汽温△trh较低

提高经济性2%-3%

第59页/共118页第60页/共118页第五节热电联产循环一、热电联产简介（一）热能消费的特点我国能源结构中

70%能量以热量形式消耗

60％是120℃以下的低温热能

热能耗费的数量很大，品价较低，又常以高品位的一次能源来供应，故具有较大的节能潜力。第61页/共118页（二）热电分别能量生产与热电联合能量生产的特点分产：能量浪费严重，利用不合理，能量品位贬值严重联产：实现能量的有效梯级利用，能源利用率高，节能

分散供热、分产电集中供热、分产电第62页/共118页（二）热电分别能量生产与热电联合能量生产的特点

供热式汽轮机类型：单抽（C型）凝汽式汽轮机、双抽（CC型）凝汽式汽轮机、背压式（B型）汽轮机或抽背式（CB型）汽轮机、凝汽—采暖两用机组、低真空供热凝汽机组

对于抽汽式汽轮机，只有先发电后供热的供热汽流Dh才属热电联产，它的凝汽流Dc仍属于分产发电。BTGC型汽轮机B型、N型汽轮机BGNCNhG第63页/共118页（二）热电分别能量生产与热电联合能量生产的特点

抽汽式汽轮机（C型、CC型）：C型表示汽轮机带有一级可调整抽汽，可供工业用汽，压力调整范围0.78-1.23MPa；可供采暖用汽，压力调整范围0.118-0.245MPa

热电负荷可独立调节，运行灵活有最小凝汽流量，以保证低压缸通风冷却由于通流部分装有旋转隔板以调节供热抽汽流量和压力，凝汽流存在节流损失，凝汽流的绝对内效率比同参数凝气机组低

背压式汽轮机（B型、CB型）：热能利用率高，结构简单，无凝汽器，节省投资以热定电，热电不能独立调节，难以同时满足热电负荷需要，所缺电量由电网补偿，增大了电力系统备用容量背压高，整机焓降小，若偏离设计工况，机组相对内效率显著下降，必须有稳定可靠热负荷才选用第64页/共118页（二）热电分别能量生产与热电联合能量生产的特点

凝汽—采暖两用机组：中低压缸的导汽管上安装蝶阀调节抽汽量，在采暖期供热，在非采暖期或暂无热负荷时以凝汽机组运行高压缸通流容积按凝汽流设计，供热以牺牲电功率为代价由于蝶阀压损影响，非采暖期凝汽运行热经济性会下降约0.1%-0.5%

设计制造简单，成本低

低真空供热凝汽机组：提高机组背压用循环水供热，减少电功率第65页/共118页（三）热电联产的热量法（效率法）定性分析

第66页/共118页理想朗肯循环热效率ηt和实际朗肯循环热效率ηi为：

理想纯供热循环的热效率ηth及其实际循环热效率ηih为：

第67页/共118页（1）朗肯循环的ηt、ηi值均较低，其排汽虽有较大热量，但品位低，无法对外供热，冷源损失大，能源利用率低；（2）纯供热循环的ηth、ηih均为1

，无冷源损失；

在满足用热参数的前提下，降低ph值，可提高wi值，使热化发电比Xh=（Wh／W）提高，提高经济性；

给水回热循环的回热抽汽流也属于热电联产的性质；（3）对于抽汽凝汽式机组，其中的供热汽流完全没有冷源热损失，它的ηih仍为1。它的凝汽汽流仍有冷源热损失，该凝汽流的ηic小于1，比相同循环参数、同容量的凝汽式汽轮机（即代替电厂的汽轮机）的绝对内效率ηi还要低，即ηic<ηi

（4）ηic<ηi的原因为：①节流导致的不可逆热损失。②非设计工况的效率要降低。③初参数都低于代替电站的凝汽式机组。④供水条件比凝汽式电厂的差，使其热经济性有所降低。第68页/共118页（四）热电联产的主要优缺点优点：

1、节约能源

2、减轻大气污染，改善环境

3、提高供热质量，改善劳动条件

4、其他经济效益缺点：

1、与同容量凝汽电厂相比热电厂投资大（锅炉容量大、汽轮机结构复杂、水处理设备大，每千瓦投资大1-2倍）

2、工质损失大，水处理设备投资和运行费用增加，对外供热能力减小时，热力设备运行可靠性降低

3、凝汽流发电经济性差第69页/共118页

热电厂热经济性指标——应能反映能量转换过程的技术完善程度，既便于在供热式机组之间、热电厂间进行比较，也便于在凝汽式电厂和热电厂间比较（一）热电厂总的热经济性指标1、热电厂的燃料利用系数ηtp

——热电厂对外供电、热之和与输入能量之比二、热电厂的主要热经济性指标

3600tphtpQQW+=h

数量利用指标估算燃料消耗量第70页/共118页2、热化发电率ω

——质量不等价的热化发电量与热化供热量的比值热化供热量：热化发电量：第71页/共118页第72页/共118页分析：

—与热电厂采用的供热式机组类型及其主要蒸汽参数、返回水率及其水温，补充水温、设备的技术完善程度有关—热电联产的质量指标，比较供热机组间热功转换过程技术完善的程度；—只与热电联产部分的热、电有关；—只能比较抽汽参数相同的供热机组间的热经济性第73页/共118页4、热化系数αtp——供热机组最大供热能力与热网最大热负荷之比小时热化系数αtp：年热化系数αtpa：3、热电比第74页/共118页热化系数αtp应用背景:地区：决定凝汽式电厂总容量和热电厂总容量比例相应确定热电联产供热和分产供热的比例热电厂：锅炉总容量与汽轮机总容量的比例分配供热机组：影响基载、峰载热网加热器的容量选择和设计送水温度确定已建成投运的热电厂： 提高αtp，供热机组热化发电量Wh愈大，热化发电比X愈大，节省燃料量愈多，经济性愈好新建的热电厂：

αtp的选择与供热机组、供热系统、代替凝汽式机组的热经济性及其投资有关第75页/共118页热化系数αtp选择:

理论最佳热化系数应使热电联产比热电分产的燃料节约为最大，影响因素众多：热负荷特性及其持续曲线形状，供热式机组和代替机组容量、蒸汽初参数及其热力系统完善程度，热电分产供热设备容量和蒸汽初参数工业热负荷=0.6～0.75采暖热负荷=0.50～0.55第76页/共118页（二）热电厂的分项热经济性指标1、发电方面的热经济性指标热电厂发电热效率热电厂发电热耗率热电厂发电标准煤耗率)()(3600etpeetpQP=h)()()(3600etpeetpetpPQqh==)()()(123.0etpesetpsetpPBbh==第77页/共118页2、供热方面的热经济性指标热电厂供热热效率热电厂供热标准煤耗率)()()(按热量法分配hspbhtphtpQQhhhh==)(6)()(1.3410/htpshtpshtpQBbh==第78页/共118页（三）我国发展热电联产的热经济指标规定

1、供热式机组：（1）总热效率（燃料利用系数）平均大于45%

（2）单级容量50MW以下机组，热电比年平均大于100%；50MW至200MW以下机组热电比年平均大于50%；200MW及以上抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比应大于50%

2、燃气—蒸汽联合循环：燃气轮机+供热余热锅炉、燃气轮机+余热锅炉+供热式汽轮机。总热效率年平均大于55%，热电比年平均大于30%第79页/共118页三、热电联产总热耗量的分配第80页/共118页三、热电联产总热耗量的分配热电联产总热耗量的分配方法：热量法（热电联产效益归电）实际焓降法（热电联产效益归热）做功能力法（热电联产效益折中）第81页/共118页（一）热量法

——将热电联产的总热耗量按产品数量比例进行分配热电联产总热耗量：分配给供热的热耗量：分析：从热能数量利用的观点来分配热耗；没有考虑热能质量上的差别；供热热耗量Qtp(h)是几种方法中最大的；好处归电（热化发电部分没有冷源热损失）；不能调动改进热功转化过程的积极性；不利于鼓励热用户降低用热参数第82页/共118页（二）实际焓降法

——按联产供热汽流在汽轮机中少做的功（实际焓降不足）与新蒸汽实际的焓降来分配供热的热耗量分配给供热的热耗量：减温减压器的热耗量：供热总热耗量：发电热耗量：第83页/共118页特点：考虑外供热抽汽在汽轮机中做功的影响；考虑热能质上的差别；供热部分没有分担热功转换过程中的冷源损失和不可逆损失；供热热耗量Qtp(h)

最小，好处归热；可鼓励热用户降低用热参数第84页/共118页（三）做功能力法

——把联产汽流的热耗量按蒸汽的最大做功能力在电、热两种产品之间分配分配给供热的热耗量：比火用：分析：同时考虑热能的质量和数量；热电联产的热经济效益分配到热电两种产品上；供热抽汽（排汽）温度与环境温度接近，分析结果与实际焓降法近似第85页/共118页四、热电联产较分产的燃料节约量（一）比较基础

1、遵循能量供应相等原则，假定联产与分产的热负荷Q、电负荷Ｗ分别相等；

2、热电分产的凝汽式机组（代替电厂）的ηb、ηp、ηm和ηg与联产发电相同；

3、联产供热的锅炉效率远高于分产供热的小锅炉效率

第86页/共118页热电联产与分产的对比系统模型Bsdp=Bscp+Bsd

Bstp=Bstp(h)+Bstp(e)

热电分产

热电联产

第87页/共118页（二）联产较分产的节煤量在能量供应水平相等的前提下：热电分产标煤量： Bsdp=Bscp+Bsd

热电联产标煤量： Bstp=Bstp(h)+Bstp(e)

差值为：△Bs=Bdps–Btps

=（Bcps–Btp（e）s）+（Bds–Btp（h）s）

=△Bes+△Bhs联产发电节煤量联产供热节煤量第88页/共118页1、供热方面的燃料节省分产供热时的标准煤耗量联产供热时的标准煤耗量联产供热较分产供热时节省的燃料量ΔBhs

第89页/共118页分产供热时的标准煤耗率联产供热时的标准煤耗率第90页/共118页2、发电方面的燃料节省分产发电时的标准煤耗量联产发电时的标准煤耗量(供热汽流、凝汽流)联产供热较分产供热发电时节省的燃料量ΔBes

第91页/共118页热化发电比——热化发电量占整个机组发电量的比值联产全年节省的燃料量ΔBs

第92页/共118页（三）热电联产节省燃料的条件1、联产供热节省燃料的条件2、联产供电节省燃料的条件第93页/共118页3、三类供热式机组的临界热化发电比[X]

（1）单抽凝汽式机组第94页/共118页对于单抽凝汽式机组，与代替凝汽式机组相比：两者蒸汽初参数同档次[Xc]>13%-15%较代替机组蒸汽初参数低一档[Xc]>40%较代替机组蒸汽初参数低两档[Xc]>50%第95页/共118页

（2）背压式机组

背压机组以供热量Qh单值确定热化发电量Wh，其不足电量W-Wh由电力系统补偿Wcs，补偿电量发电煤耗为电网平均标准煤耗率。第96页/共118页

（3）凝汽—采暖两用机组第97页/共118页4、供热机组临界年利用小时数

Pe、Phr—供热机组额定功率和额定热化发电功率，kWτu、τuh—设备年利用小时和供热机组年利用小时，hQhtr——供热机组额定供热量，GJ/h第98页/共118页5、生产相同电量W和热量Qh时

——联产与热电分产的总燃料消耗量之比值热电联产节省的标准煤耗量达25%—75%热电联产必须满足两项要求：（1）热电厂内必须有联产电能和热能两种能量。（2）热电厂向众多热用户集中供热，并保证用热质量和数量第99页/共118页五、集中供热锅炉房我国目前用于分散供热的小锅炉还有50万台，每年多消耗煤炭4亿多吨。将分散的热负荷由容量稍大的供热锅炉来集中供热，称为集中供热锅炉房或区域锅炉房供热。集中供热锅炉房属分产供热，较分散供热节约燃料，属于供热集中节煤。不如热电联产时的效益

六、热电冷三联产（一）吸收式制冷简介

吸收式制冷以高沸点物质为溶剂（吸收剂），低沸点物质为溶质（制冷剂）组成二元溶液，溶液的溶解度与温度有关，低温时溶解度大，高温时溶解度小，利用溶液的这种特性，取代蒸汽压缩过程，称为吸收式制冷。氨吸收式制冷：氨为制冷剂，水为吸收剂溴化锂吸收式制冷：水为制冷剂，溴化锂为吸收剂第100页/共118页（二）热电冷三联产的特点

1、热电联产，将低品位热用于制冷，形成三联产。

2、提高了热电厂夏季运行时的效益；

3、溴化锂—水吸收式系统制冷缓解电力紧张；

4、对于有大量余热的企业，节约能源；

5、溴化锂吸收式制冷机对环境无污染；

6、可满足宾馆高层建筑、办公楼和生产设施空调要求七、我国的热电联产

到2003年底，全国6000kW及以上供热机组共2121台，总容量达4369万kW、6000kW及以上热电机组占全国火电同容量机组的15.7%，占全国发电机组总容量的11.16%，已远远超过核电机组比重。承担了全国总供热蒸汽的65.89%，热水的32.66%。发展趋势：应用范围普遍化、机组容量大型化、洁净煤技术高新化、节能技术系统化、热能消耗计量化、使用燃料清洁化、能源系统新型化、投资经营市场化第101页/共118页第六节燃气—蒸汽联合循环

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（一）燃气轮机组的特点燃气轮机组主要由压气机、燃烧室和燃气轮机三大设备组成。与常规火电厂的汽轮机组相比，其主要优点：体积小、重量轻、金属及其它材料耗量少、造价较低；占地少，安装周期短，维修简单；冷却用水少，能快速启动和带负荷。主要缺点：需燃用价昂的天然气、石油等轻质燃料；压气机耗费功率大，单机功率较小；放热温度高。多用做调峰或备用机组，移动式电站或缺水地区第102页/共118页

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（二）燃气—蒸汽联合循环的特点燃气—蒸汽联合循环：将燃气轮机排出的温度较高的废热用以加热蒸汽循环热经济性高减轻公害适应缺水地区或水源较困难的坑口电站改造旧电厂第103页/共118页

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（三）燃气—蒸汽联合循环的类型按照燃气循环排气放热量被蒸汽循环全部或部分利用的不同情况，根据蒸汽锅炉结构型式的特征，主要分为以下四类：燃气–蒸气联合循环的类型(a)余热锅炉；(b)补燃余热锅炉；(c)助燃锅炉；(d)正压锅炉1—压气机；2—燃烧室；3—燃气轮机；4—蒸汽锅炉；5—汽轮机；6—凝汽器；7—凝结水泵；8—除氧器；9—给水泵；10—发电机；11—补燃室；12—省煤器第104页/共118页1、余热锅炉型余热锅炉实际是个热交换器，容量与参数取决于燃气轮机的排气量和温度汽轮机容量约为燃气轮容量的1/3仍需用轻质燃料2、补燃余热锅炉型

补入部分燃料，相应汽机容量加大汽机仍不能单独运行启动时间比余热型锅炉长冷却用水量比余热型锅炉大

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（三）燃气—蒸汽联合循环的类型3、助燃锅炉型燃气轮机的排气引入普通锅炉做助燃空气之用助燃锅炉可燃用任何燃料既可联合运行，汽轮机也可单独运行冷却用水量比常规电站的稍少4、正压锅炉型以压气机取代送风机正压锅炉和燃气轮机的燃烧室合二为一正压锅炉体积小，耗金属量少，投资小仍不能用固体燃料第105页/共118页联合循环的热效率表示为单独的燃气循环热效率，与单独的蒸汽循环热效率的函数：

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（四）燃气—蒸汽联合循环的热效率第106页/共118页1、燃气轮机的选择单机容量小、年利用小时数低的燃气轮机，可以采用单循环，经技术经济比较后确定是否预留加装余热锅炉和汽轮机场地；当采用联合循环机组，且燃机与蒸汽轮机同期建设时，宜优先采用同轴布置方式，具体工程可结合工程建设特点确定采用同轴或多轴布置；当燃用重油、低热值煤气和轻油双燃料、原油与柴油混合油或年利用小时较高时，应选用重型燃气轮机。

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（五）余热锅炉型燃气—蒸汽联合循环的主设备配置第107页/共118页2、余热锅炉的选择燃气—蒸汽联合循环宜采用一台燃气轮机配一台余热锅炉，不设备用；余热锅炉应根据蒸汽循环的要求和烟气特性进行设计，应能适应燃气轮机快速启动的特点；余热锅炉炉型采用强制循环或自然循环，应根据工程情况经技术经济比较后确定。

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（五）余热锅炉型燃气—蒸汽联合循环的主设备配置第108页/共118页3、蒸汽轮机的选择联合循环机组每个单元应只设置一台蒸汽轮机，即由一台或多台燃气轮机与一台蒸汽轮机组成一个单元；蒸汽轮机的进汽量宜与相应的余热锅炉最大蒸发量之和相匹配；蒸汽循环采用单压、双压或三压，无再热或有再热应经技术经济比较确定；蒸汽轮机与余热锅炉之间的参数匹配，原则上可参照常规火电厂的有关规定；对多台燃气轮机与一台蒸汽轮机组成一个单元的联合循环机组，其每个单元主蒸汽系统应采用母管制；对单轴布置的联合循环机组主蒸汽系统应采用单元制；联合循环机组热力系统中，可只设除氧器。

一、燃气—蒸汽联合循环的特点及其类型（五）余热锅炉型燃气—蒸汽联合循环的主设备配置第109页/共118页1、增压流化床联合循环（PFBC-CC）

PFBC-CC是增压流化床联合循环（PressurizedFluidizedBedCombustionCombinedCycle）的英文缩写词，采用增压流化床和燃气轮机代替燃煤锅炉，煤和脱硫剂在压力下燃烧、脱硫产生高温燃气，经除尘后引至燃气轮机作功，燃机排气经省煤器余热利用后排入烟囱，增压流化床锅炉产生的过热蒸汽引至汽轮机，带动发电机发电。主要特点：结构简单、洁净燃煤、热效率高（39%-41%）、结构紧凑

二、燃煤联合循环（一）流化床燃煤联合循环第110页/共118页贾汪电厂现有的中参数12MW凝汽式机组为基础，新装一台60t