热力发电厂课件

第一章火电厂的评价及可持续发展

本章先讨论发电厂的安全、可靠管理和寿命管理，再讨论火力发电厂的环保评价，然后重点讨论热力发电厂热经济评价的两种基本分析方法，以及我国现行的用热量法分析凝汽式发电厂的热经济性及其指标的定量计算。第一章火电厂的评价及可持续发展第一节火电厂的安全生产与环境保护第二节热力发电厂的热经济评价

第三节凝汽式发电厂的热经济指标

第四节我国火力发电工业的资源节约、环境友好和可持续发展

本章提要第一节火电厂的安全生产与环境保护一、发电厂的安全可靠性（一）火电厂可靠性管理的任务与作用火电厂的生产安全第一任一设备、元件或误操作都可能导致主网瓦解，严重影响国民经济、人们生活或设备人身安全

火电厂可靠性是指在预定时间内和规定的技术条件下，保持系统、设备、部件、元件发出额定电力的能力，并以量化的一系列可靠性指标来体现。(二)火电厂的可靠性指标

火电厂主要设备的可靠性是火电厂可靠性指标的基础。设备的可靠性是以统计时间为基准的以机组所处状态的各种性能指标来表征。火电机组状态图，如下图所示：图中：纵坐标为机组最大出力GMC，MW一般为机组额定容量；横坐标PH为统计期间（按季或年计）小时数。图中面积即为发电量W，MW·h。图1-1火电机组状态图我国火电厂可靠性指标有23个。其中有：可用系数：非计划停用系数：等效可用系数：强迫停用率：

目前，强迫停用率和非计划停用次数是我国考核电厂可靠性的指标。

我国现状：我国大火电机组的可用率，较国外同容量的火电机组低5%-12%，如果能将可用率提高5%，相当于国家不投资却多建设3000-3250MW的机组。

（三）寿命管理1、寿命分配火电设备及其管道，特别是锅炉汽包、汽轮机转子、叶片、汽缸和主蒸汽管道，都是有寿命的，由于冷热变效应力、低周疲劳，导致寿命殆尽。特别是起停工况影响其寿命。合理选择寿命损耗系数，合理寿命分配。

运行方式温度变化℃温度变化时间min极限循环次数次每次寿命损耗率%30年使用次数次30年内寿命损耗率%控制应力极限MPa冷态启动500300100000.011001.0460温态启动300200100000.01100010460热态启动200100110000.0091300027.3440极热态启动1803035000.029100.3690正常停机1006050000.00240008290强迫冷却停00251000.3310正常负荷变化803040000.00251200030310带厂用电运行1802030000.033100.3720总计77.2表1-3日本三菱350MW机组寿命分配

由表可知：冷态启动每次寿命损耗0.01%，30年停用100次极热启动每次寿命损耗0.029%，30年停用10次2、设备延寿锅炉、汽轮机等火电设备设计寿命一般为30年。高温构件、高温蒸汽管道的设计寿命，一般为105h。设备、高温管道，在技术经济合理条件下可采取一些延寿措施。（一）环境保护的重要性

少占地、节能、降耗、减排少占良田、可耕地、少拆迁初步可行性研究-编写简要分析可行性研究-编写环境影响报告书初步设计-编写环境防治方案设计施工图设计-编写环境保护防治设施设计二、发电厂的环境评价（二）大气污染防治

1、高烟囱排放

2、高效除尘器

3、控制SO2排放技术目前火电厂减排SO2的主要途径有：煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫。

4、控制NOx技术(1)采用低NOx燃烧技术(2)炉膛喷射脱硝技术

有两类:①

选择性催化还原(SCR)脱硝

②非选择性催化还原(SNCR)脱硝。(3)在烟道尾部加装脱硝装置（三）节约水资源及废水资源化

我国是人均水资源占有量很少的国家电力行业面临的紧迫任务：

1．节约水资源

2．废污水处理

3．控制热排水的污染大型火电厂节水关键在于采用新工艺、新技术、新设备，以获得水耗少、多发电的效益。

一座200MW的火电厂，由于采用不同的技术方案，全厂耗水量可从0.05m3/s到0.37m3/s，相差约7倍。我国老电厂的节水改造措施提高循环冷却水的浓缩倍率将以地下水为水源的直流冷却供水系统改为循环冷却供水系统用直接空冷供暧燃煤大机组装备老厂以高参数大容量供暖大机组替代退役小机组利用天然气发电的燃气蒸汽联合循环机组替代燃煤小机组。应用增压流化床(PFBC)技术用燃煤整体煤气化燃气蒸汽联合循环(IGCC)发电新建电厂的节水措施发展超临界和超超临界的大型1000MW燃煤发电机组北方缺水煤矿坑口地区，建设600MW级空冷电站群在有条件利用天然气地区，建设一批燃气蒸汽联合循环电站在烟台IGCC示范电站基础上，续建若干个IGCC电站；推广分段浓缩串联使用的循环冷却水处理技术鼓励就近利用城市污水的再生水作火电厂补充水水源开发增压流化床联合循环(PFBC)发电技术对缺水又限制外排废水的燃煤电厂，可考虑实现全厂废水零排放方案，但经济性较差广泛采用气力除灰与干贮灰场特殊情况，可考虑风冷型干排渣技术

控制热排水的污染火电厂采用直流或混流供水时的冷却水，使用后一般温度升高8℃-10℃，直接排入水体，使水体含蓄了大量热量，影响水质或水生物。辽宁发电厂热排水排入大伙房水库，因寒流突然袭击，水温突降，使已适应热水区域内生活的鱼受到“冷冲击”而大批死亡。为此，在火电厂设计中应考虑40℃以上热排水并采取相应技术措施后方可排放。（四）灰渣热排水治理及综合利用

火电厂灰渣严禁排入江、河、湖、海等水域。灰渣综合利用技术如：

1、粉煤灰生产建筑材料

2、粉煤灰用于建筑工程热排水的综合利用利用热排水养殖各种贝类、对虾及藻类。我国有的电厂把热排水养殖鱼类，具有生长快、产量高的优点，并能降低鱼种越冬死亡率。用以农业灌溉，也收效良好。1、噪声标准城市区域环境噪声标准GB3096-82，如表1-3所示

适用区域等效声级eq.dBA白天夜间特殊住宅区4535居民、文教区5040一类混合区5545二类混合区6050工业集中区6555交通干线道路两侧7055表1-7城市区域环境噪声标准值（五）噪声防止2、火电厂的噪声火电厂是噪声源相对集中、噪声幅量大、噪声种类繁多的场所，汽机房和锅炉房是强噪声集中区，其中以汽轮机运转层、锅炉排汽、送风机和球磨机运转噪声最为强烈。火电厂强噪声如表1-8所示强噪声源频率声强dB(A)125MW汽机房低中频90-95300MW汽机房低中频93-96球磨机低中频97-117送风机低中频113-121碎煤机中频100100kW凝结水泵中频95-98高压加热器高频104锅炉排汽高频114-170

表1-8火电厂强噪声举例3、火电厂的噪声防治

对超标噪声，通常可通过下列途径治理：（1）噪声源控制由国家规定的产品噪声标准控制，没有的可参考以下数据 引风机（进风口前3m处） 85dB(A)

送风机（进风口前3m处） 90dB(A)

钢球磨煤机 95-105dB(A)

其它中、高速磨煤机 86-95dB(A)

汽轮机（包括注油器、距声源1m处） 90dB(A)

发电机及励磁机（距声源1m处） 90dB(A)

排料机（距机壳1.5m处） 85dB(A)

汽动给水泵 101dB(A)

（2）噪声传播途径控制对易于封闭的噪声源，如水泵、风机、汽轮发电机组，采用隔板、阻尼和隔声措施，降噪量可达10~30dB(A)。对不易封闭的设备及系统，如锅炉，加热器和水、煤、汽(气)管道等，采用包覆隔振阻尼材料或设置隔声结构，降噪量可达20~50dB(A)。不能进行噪声源控制和传播途径控制的场所，采取个人防护如戴护耳器（耳塞、防声头盔等），或在噪声环境中设置隔声间等办法，降噪量可在15~40dB(A)之间。

第二节热力发电厂热经济性的评价方法发电厂中能量的转换过程中恒有各种损失化学能

—热能

—机械能—电能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（正平衡）或损失大小（反平衡）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一、评价发电厂热经济性的两种方法（一）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

式中，Q1—外部热源供给的热量，—该动力装置的理想比内功（以热量计），—循环中各项能量损失之和（以热量计），—各项能量损失系数之和。（二）熵方法、方法、做功能力法

基于热力学第二定律

——以燃料化学能的做功能力被利用的程度来评价电厂的热经济性，常用于定性分析式中:Esup—供入系统的可用能，—循环中各项不可逆因素导致的各项可用能损失之和，—循环中各项可用能损失系数之和。若循环供入可用能是温度为T1的热源提供的热量Q1,,

于是可得两种基本分析方法效率之间的关系式为：

式中—循环效率，—卡诺循环效率，T1—热源温度，K，Ten—冷源（环境）温度，K。二、

方法1．效率与损能量平衡关系：供给的可用能=有效利用的可用能+损

效率ηex

平衡方程的图解

损：热力设备eqeinwieout设

备特

点比损

e，

kJ/kg效率

xe，

%锅炉、换热器wa=0汽

轮

机eq=0管

道eq=0wa=0表1-9

火电厂典型热力设备的损及效率

流图图1-2图1-3典型不可逆过程的熵增(a)有温差的换热；(b)有摩阻的膨胀；(c)有摩阻的压缩；(d)有摩阻的流动及散热；(e)绝热节流2图1-4按朗肯循环工作的凝汽式发电厂热力系统及损分布(a)热力系统；(b)T-S图；(c)〇损分布详图全厂能量平衡关系：发电机输出功率Pe=全厂热耗量Qcp-全厂能量损失Σ△Qj

以全厂总效率为例：全厂总能量损失Σ△Qj=△Qb+△Qp+△Qc+△Qm+

△Qg

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△Qb1098△Qp10.50.5△Qc57.552.550.5△Qm0.50.50.5△Qg0.50.50.5总能量损失69.56360全厂总效率30.53740表1-7凝气式发电厂的各项损失四、两种热经济性评价方法的比较及其应用以按朗肯循环工作的同一凝汽式发电厂为实例，用两种热经济性评价方法的具体计算结果，予以对比说明。pb=17MPa，tb=555℃，p0=16.5MPa，t0=550℃，pc=0.005MPa，炉膛内烟气平均温度℃，环境压力Pen=0.098MPa，环境温度ten=20℃，各项效率为

b=0.91，

ri=0.884，

m=0.98，

g=0.987，蒸汽在汽轮机中为含摩阻膨胀，但不计给水泵功。产生1kg蒸汽的燃料加热量以3636.24kJ/kg计。

计算结果如表1-13所示：热量法的热损失

方法的火用损项目数量kJ/kg所占份额%项目数量kJ/kg所占份额%锅炉327.269锅炉2049.02*56.35**蒸汽管道7.270.22蒸汽管道7.640.21汽轮机2003.255.09汽轮机190.175.23凝汽器凝汽器90.912.50机械损失25.540.71机械损失26.540.73发电机16.730.46发电机16.730.46总损失2380.00总损失2381.01全厂效率34.52全厂效率34.52表1-13按朗肯循环工作的凝汽式发电厂热损失和损

由表1-13的计算结果可知：本例中供入的热量和可用能相等，因此两种方法算得的总损失量和全厂效率是相同的。热量法不区分能量品位的高低，故汽轮机的热损失为最大做功能力法，区分能量品质的高低以锅炉燃烧传热过程的不可逆最严重，故其可用能损失为最大本课定量计算用热量法，定性分析用熵方法第三节凝汽式发电厂的热经济指标一、汽轮发电机组热经济指标（一）凝汽式汽轮机的绝对内效率ηi

1.正、反热平衡法的

i表达式

反热平衡时：正热平衡时2、相对量（以1kg新汽为基准计）正热平衡时：反热平衡时：示例：计算图示系统中汽轮机的内效率（忽略汽水损失）

3.给水泵功使给水焓升

fp的处理

蒸汽初参数不高时，一般不考虑给水泵泵功

蒸汽初参数较高时，一般要考虑给水泵泵功计算热经济指标时，考虑给水泵功使给水焓升:⑴一种是作为外部热源处理。

⑵一种是作为内部热源处理。4.

i另一种表达式式中：若不计给水泵功，式中分子的第二项为零；若无再热蒸汽qrh=0若又无回热抽汽，则

即演变为实际朗肯循环的绝对内效率。故该表达式有其通用性（二）汽耗D0和汽耗率d0D0、d0–纯凝气（无回热抽气）运行时汽耗、汽耗率二、锅炉效率

b锅炉效率：锅炉热负荷Qb：将代入式得Qb的另一种表达式

三、管道热效率

p管道反平衡热效率的表达式为：管道热损失：计算管道热效率的局部系统新蒸汽管道散热损失冷、热再热蒸汽管道散热损失式中—包括再热器或温水流量的热再热蒸汽流量，

主给水管道散热损失厂用辅助系统热损失式中Dap——厂用蒸汽流量，kg/h；Φap——厂用蒸汽返回水率，%；hcp——厂用蒸汽焓，kJ/kg

—厂用蒸汽返回水比焓，

带热量工质泄漏热损失式中—带热量工质泄漏流量，

—带热量工质比焓，锅炉连续排污热损失，当排污热量未利用时

当具有单级锅炉连续排污利用系统（图1-6所示）时，锅炉连续排污热损失ηf、ηr——排污扩容器、排污冷却的效率，%。

表1-17国产300MW机组各项汽水道的散热损失以国产N300-16.18/550/550型机组配DG1000/16.77-1型锅炉为例，它的各项汽水管道热损失如表所示项

目

Qj，

%相对份额对全厂bs影响g标煤/(kW

h)1．新汽管道0.269112．再热管道0.4541.71.553．给水管道未计—04．厂用蒸汽3.45—11.55．工质泄漏0.8823.2736．锅炉连排本例中0.01460.10.1四、全厂热经济指标（一）全厂发电热经济指标qcp、

cp、bs全厂热耗

全厂热耗率

全厂煤耗率全厂热效率

cp

，三者知其一，即可根据这三个关系式求得其余两项指标

kJ/hkJ/(kW·h)kg/(kW·h)qcp

cp

kg标煤/(kw.h)（二）全厂供电热经济指标

全厂净效率:全厂供电热耗率

:全厂供电标准煤耗率:

显然

:

kJ/(kW·h)kg标煤/(kW·h)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年代1950196019701980199020002005848553463413392363352709600502448427392374表1-18我国火力发电厂历年煤耗率，kg/(kW·h)偏差分析方法：应用此法控制发电厂的热耗率。把对能耗率有影响的关键可控参数，连续进行监督分析，将这些监控参数的实际值与设计值进行比较，由两者差值算出对能耗率的量化影响，运行人员据以综合调整使之处于最佳运行，以降低。我国高井发电厂于八十年代开始研究运行偏差分析法，采用此法，一年可节约标煤为15700吨左右。五、热经济指标间的变化关系一、汽轮机组热耗率的变化与机组绝对内效率变化的关系二、全厂标准煤耗率的变化与机组绝对内效率变化的关系三、机组绝对内效、热耗率及全厂标准煤耗产相对变化之间的关系第四节我国火力发电工业的资源节约、环境友好和可持续发展一、我国发电工业的资源节约后备储蓄不足资源供需差距大资源滥用、浪费大

我国资源的特点：我国总量丰富但人均占有量算只有世界人均占有量的40%，居世界第81位。如右图所示火力发电工业实现资源节约的根本在于提高能源生产转化效率。改进发电调度方式加快淘汰小火电机组加快发展热电联产二、我国火力发电工业的环境保护上大关小，淘汰高能耗高排放小火电减排达标装高效除尘器和脱硫装置2006年新增装配脱硫设施的机组约80000MW，到2010年，全国火电机组平均单位电量二氧化硫排放总量控制在1000万吨以内，比2006年降低25%2007年初，我国首座循环经济型电厂在浙江宁海投产垃圾发电：浙江省义乌市双峰环保热电有限公司3、4号发电锅炉通过了金华、义乌两级质量技术监督部门的验收

三、我国火力发电工业的可持续发展新经济模式：“资源→产品→废弃物→再生资源”循环经济型：零排放发电下图为一实例发电厂2х1000MW海水淡化站（日产20万吨）淡水建材厂制盐厂石膏粉煤灰浓海水提溴供社会余热新型建材产品化工厂化工产品北疆电厂循环经济项目一期工程基本流程示意图第二章热力发电厂的蒸汽参数及其循环

蒸汽动力循环的循环参数，指进入汽轮机的新蒸汽压力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。现代火电厂常用的蒸汽循环为回热循环、再热循环、热电联供循环和热电冷三联供循环。蒸汽循环及其参数，不仅与热经济性有关，还与发电厂的可靠性、经济性、运行灵活性以及对环境的影响有关。第二章热力发电厂的蒸汽参数及其循环第一节提高蒸汽初参数第二节降低蒸汽终参数第三节给水回热循环第四节蒸汽再热循环本章提要第五节热电联产循环

一、提高蒸汽初参数的经济性提高p0、t0的实质是提高循环吸热过程的平均温度，以提高其热效率ηt

第一节提高蒸汽初参数（一）提高蒸汽初温t0循环热效率提高为：

提高初温后的循环热效率可改写为：附加循环动力系数：

提高蒸汽初温总是可提高热经济性

图2-1蒸汽初温不同的理想朗肯循环（二）提高蒸汽初压p0循环热效率ηt为：上式其一阶导数为零。

t最大值为：

即：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，

t达最大值。

P0MPah0

kJ/kghca

kJ/kgwa=h0–hcakJ/kgkJ/kg%δηt%4.0321120391172309138.0—8.0313819181220301840.56.5812.0305718321225(最大)293741.72.9616.0295617591197283642.21.1920.0283916831156271942.6(最高)0.94824.026541985669253442.1表2-1p0与ηt关系

现代火电厂在上述pc、to值时，对应的p0值远低于该极限压力值。故从工程实际应用讲，当t0、pc一定时提高p0是可提高ηt的如表2-1所示（三）提高蒸汽初参数与ηi、汽轮机容量关系提高t0，ηt、ηri、ηi均将提高提高初压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

，这时提高p0才是有效益的

图2-2同时提高蒸汽初压、初温的理想朗肯T-θ图

二、提高蒸汽初参数的技术经济可行性（一）影响提高蒸汽初参数的主要因素1.提高蒸汽初参数可提高热经济性，节约燃料。一般由中参数（3.43MPa/435℃）提高至高（8.83MPa/535℃），可相对降低机组净热耗率δqn约11%~25%；提高p0、t0可节约燃料，是实施提高p0、t0的前提。图2-3净热效率、净热耗率与p0、t0关系曲线(a)与p0关系曲线；(b)与t0关系曲线2.提高t0受金属材料的制约，各国家耐热合金钢的体系各不相同，视其资源而定3.提高p0受蒸汽膨胀终了时湿度的限制采用蒸汽中间再过热，不仅是继续提高p0的一种有效方法，还可使ηri得到改善。4.提高p0、t0影响电厂的钢材消耗和总投资

提高蒸汽初参数虽可节煤，但多耗钢材技术经济比较的实质，即：钢煤比价。5.更高蒸汽初参数，更大容量的机组的可用率新的大容量机组，均需一定技术成熟期，其可用率相对较低。成熟期后，可逐年提高。例如，2005年我国火电机组加权平均等效可用系数为92.34%，比2004年增加0.64个百分点。（二）最有利初压

当p0、t0一定，必有一个使ηi达最大的p0，称为理论上最有利初压，并与机组容量有关。经济上最有利初压，要通过详细论证和定量计算比较才能确定值比值要低。

（三）蒸汽初参数系列设备参数等级锅炉出口汽轮机入口机组额定功率MW压力，MPa温度℃压力，MPa温度℃次中参数2.554002.353900.75，1.5，3中参数3.924503.434356，12，25高参数9.95408.8353550，10超高参数13.83540/540540/54012.7513.24535/535535/535200125亚临参数16.7718.27*540/540540/54016.1816.67535/535537/537300300，600表2-3我国火电厂采用蒸汽初参数系列超临界参数、超超临界参数尚未列入我国火电厂蒸汽初参数系列。一般，超临界为20MPa左右，超超临界为31MPa左右三、超临界蒸汽参数大容量机组工程热力学将水的临界状态点参数定义为：压力22.115MPa，温度374.15℃。当水的状态参数达到临界点时，在饱和水与饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在。与较低参数的状态不同，这时水的传热和流动特性等会存在显著的变化。当蒸汽参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时，则称其为超临界参数。常规超临界机组(ConventionalSupercritical):其主蒸汽压力一般为24.2MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为540-560℃.高效超临界机组(HighEfficiencySupercriticalCycle):

通常也称为超超临界机组(UltraSupercritical)或者高参数超临界机组(AdvancedSupercritical)，其主蒸汽压力为28.5-30.5MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580-600℃。各国超临界机组定义略有差异我国现已设定为25MWPa以上，580℃尚未成标准。（一）超临界机组的特点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，工期短，占地相对较少3.技术先进成熟、可靠性已相当高4.超临界机组与亚临界机组如能都配备有好的热工自动控制系统，便有良好的调节性能

5.超临界发电的单位电能耗减少，导致排放减少。比亚临界机组排放二氧化碳降低17.6%。（二）国内外超临界机组发展概况1、国外超临界汽轮发电机组发展概况：美国1965-1991年间，800MW以上超临界机组22台，最大单机容量1300MW；日本1974-2002年间投运20台，单机容量1000MW；前苏联和俄罗斯1967-1983年间投运8台，单机容量最大1200MW；德国1997-2002年间投运5台，单机容量最大1000MW。2、我国已引进或在建的超临界汽轮发电机组发展现状：（我国在建、已建超临界机组为下表所示）等效可用率均有所提高我国超超临界600MW、1000MW也已投运。

表2-5我国已引进或在建的超临界汽轮发电机组发展现状电厂名制造厂台数功率/MW参数/(MPa/℃/℃)石洞口二厂ABB/CE-SILZER260024.2/538/566盘山电厂前苏联250023.54/540/540华能南京热电厂前苏联232023.54/540/540营口电厂前苏联232025.0/545/545伊敏电厂前苏联250025.0/545/545绥中电厂前苏联280025.0/545/545漳州厚石电厂三菱260024.5/538/566外高桥电厂二期西门子/阿尔斯通290024.2/538/566华能沁北电厂东锅/日立260024.2/566/566哈汽/三菱华能玉环电厂21000等级25/600/600等级华电邹县电厂21000等级25/600/600等级第二节降低蒸汽终参数一电厂用水量和供水系统的选择，自然通风冷却塔和空冷系统（一）电厂用水量

确定水量时，应考虑一水多用，综合利用，提高重复用水率，以降低全厂耗水量。减少废水排放量，而且排水应符合排放标准，废水予以适当处理后再重复利用。地

区直

流

供

水循环供水直流供水夏季平均水温℃夏

季冬

季北方(三北地区*)中

部南

方50~6060~7065~7530~4040~5050~5560~7065~7570~8018~2020~2525~30

表2-6我国的冷却倍率m一般数值表

项

目火电厂机组单机容量，MW50100125200300600全厂耗水量m3/h388~517570~760639~852968~12901501~20022945~3926全厂发电耗水率m3/（GW

S）2.15~2.891.58~2.111.39~1.421.34~1.791.39~1.791.36~1.32表2-7火电厂采用湿冷塔时耗水定额（二）冷却系统的选择

火力发电厂的供水有直流供水(开式供水)、循环供水（闭式供水)，和将这两种方式结合起来的混合供水。

直流供水:指从江河、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。循环供水: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。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。若地表水源仅个别季节水量不足，而取水条件又很有利时，可采用混合供水。常用的循环供水的冷却设施:冷却池、喷水池、喷射冷却装置及冷却塔四种。

机械通风冷却塔，在相同冷却水量条件下，比自然通风冷却塔占地小、造价低，但耗电量大，因其塔高较低、排出湿热空气、风机噪声对环境影响较大，我国的大、中型电厂较少采用。大型火电厂采用循环供水时，广泛采用的是钢筋混凝土结构自然通风冷却塔.（三）自然通风冷却塔和空冷系统1.空气冷却器凝汽器系统的类型:空气冷却凝汽器系统有直接空冷和间接空冷两大类。空冷比湿冷用水减少75%。

图2-4空气冷却凝汽系统(a)直接空冷；(b)混合式凝汽器的间接空冷；(c)表面式凝汽器的间接空冷1—空冷汽轮发电机组；2—凝结水泵；3—循环水泵；4—水轮发电机组；5—节流阀；6—空冷凝汽器；7—喷射式凝汽器；8—表面式凝结器；9—冷却塔；10—风机(1)直接空气冷却凝汽系统(干塔冷却系统)特点①空冷凝汽器由许多并联的带翅散热片钢管作冷却元件②汽轮机排汽直接在冷却元件内凝结，传热平均温差大，系统较简单③为减少压损，排汽管直径很大④空冷凝汽器按“人”字形布置在汽机房外侧，小型的可布置在汽机房顶⑤真空系统体积庞大，漏入空气，也不易找漏；起动时抽真空费时⑥冬季冷却元件易结冰喷射式凝汽器装有冷却水喷咀，喷出冷却水与排汽直接接触换热吸收排汽放热量的水，通过空冷塔内冷却元件释放到大气循环水泵和水轮机组（用以回收部分能量，小型的多以节流阀取代）由凝汽器出来的水分为两部分，仅2%~5%的凝结水经精处理后返回锅炉；余下绝大部分作为循环水被循环水泵送至空冷塔内冷却元件用空气冷却，冷却后返回凝汽器再行喷射，形成闭式循环(2)混合式凝汽器的间接空冷（间接干塔冷却系统）——又称海勒系统，主要特点是：(3)表面式凝汽器的间接空冷系统(哈蒙系统)特点用常规的面式凝汽器取代喷射式凝汽器，使系统简化采用通常的循环水泵，冷却水质要求远低于凝结水水质表面式凝汽器的端差较大，使投资加大冷却元件用带翅片镀锌钢管制成可设计为多压式凝汽器电厂国家功率MW空冷系统投运年代初始温度℃乌德里拉斯西班牙150直接空冷197034怀俄达克美国330直接空冷197841.7马丁巴南非665直接空冷198739.7加加林匈牙利200海勒间冷1969拉兹顿原苏联220海勒间冷197030司麦森林德国300哈蒙间冷27肖达尔南非686哈蒙间冷34.1

国外空冷式发电厂简介：

我国的空冷发电厂目前哈尔滨汽轮机有限责任公司(原哈尔滨汽轮机厂)，东方汽轮机厂均已能设计300、600MW空冷机组，其主要性能如表2-5所示。其中哈汽的直接空冷200MW机组，是为叙利亚设计的，东方汽轮机厂正在研制325MW空冷机组，将出口伊朗。

厂

名哈

汽东

汽冷却方式间接冷却直接冷却哈蒙间冷直接空冷

功率范围

MW200200300600200300600200~600200~600

排汽口数目2324224末级叶高，mm710520750750520540540670535

设计背压，kPa9.819.819.819.8116~1915~1815~1810.7813.72~19.6

表2-9我国设计空冷机组的pc与末级叶高二降低蒸汽终参数的热经济性（一）降低蒸汽终参数的极限:凝汽器实际能达到的排汽温度：式中：

为凝汽器的冷却水温升

为凝汽器的端差

twi

为进入凝汽器的冷却水温度，取决于水源的水温

two

为凝汽器出口的冷却水温度

降低蒸汽终参数，循环放热温度降低，总可以提高循环热效率（二）凝汽器的设计压力pc

降低汽轮机排汽压力虽可提高热经济性但使汽轮机低压部分复杂化。使汽耗量减少，应通综合的技术经济比较来确定

为最佳排汽压力为凝汽器的蒸汽负荷率为冷却倍率

C为燃料价格

由该图可见，若燃料价格昂贵，凝汽器的设计压力pc应低些，凝汽器的蒸汽负荷应较小，而冷却倍率m可大些。

额定功率，MW排汽压力，MPa(ata)经济工况，twi=20℃额定工况，twi=20℃<1225~50100~600≯6.37×10-3(0.065)≯4.9×10-3(0.05)(4.41~5.39)×10-3(0.045~0.055)原水利电力部标准SD–264–88规定，冷却水温有15℃、20℃、25℃三种标准，除需方提出要求外，一般以20℃为设计值（三）额定工况汽轮机排汽压力的指标额定工况下汽轮机排汽压力(SD-264-88)

（四）多压凝汽器在不增加冷却面积情况下，采用多压凝汽器，降低了排汽平均温度，提高热经济性。多压凝汽器适用于气温高(即twi高)地区，缺水地区(m小)和Δt大的机组。所示为多压凝汽器热效率增大百分数Δη/η与循环倍率m，汽室数(压力数)n，冷却水温twi的关系。m越小，Δη/η越大；汽室数n增多，Δη/η越大。

图2-16多压凝汽器的效益（五）凝汽器的最佳真空与冷却水泵的经济调度在Dc、twi一定条件下，增大Gc使汽轮机输出功率增加pe，同时输送冷却水的循环水泵的耗功随之增加

ppu，当输出净功率为最大时，即

pmax=(

pe–

ppu)max

所对应的真空即凝汽器的最佳真空最佳运行真空三、火电厂冷端系统的优化

火电厂冷端优化设计的方法基本上有两种：维持机组出力不变，冷端参数变化，引起汽轮机背压，进汽量变化，导致热耗率的变化，使燃料费用发生变化。维持汽轮机进汽量不变，冷端参数变化，引起汽轮机背压，功率变化，使电费收入变化。将燃料费用或电费收入的变化值，同电厂相应设备费投资变化相比，即可确定最佳参数组合。

火电厂冷端优化设计程序简化框图见下表图2-17火电厂冷端优化设计程序简化框图第三节给水回热循环一、给水回热的热经济性（一）采用回热提高ηi(a)所示为单级混合式加热器的热力系统，图(b)为该循环的T-S图

具有再热、多级回热循环不计泵功时多级回热抽汽作功系数：

图2-18（二）采用回热导致作功能力损失采用回热、通过给水回热加热器的有温差不可逆换热，恒有作功能力损失。但是，随着回热级数的增加，该作功能力损失逐渐减小，若级数该作功能力损失即趋于零。作功能力损失△er(1)

图2-19混合式加热系统换热过程的T–S图

若其它条件不变，由单级混合式加热器改为两级混合式加热器,抽汽放热过程为:因故ΔS2>ΔS1

，可推论Z级回热时：

若，则，趋于零

(a)(b)(c)图2-20给水回热过程的T-S图(a)单级混合式加热器;(b)两级混合式加热器；(c)无穷级混合式加热器

如上图所示，给水回热量返回加热了给水，故称为回热循环。但是，由于回热抽气做功不足，使其汽耗、汽耗率相应增大，β值一般为1.25左右。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表达式可推理，对于Z级混合式加热器系统的为

图2-21

两级混合式回热加热器的热力系统（二）回热过程三个参数

回热过程三个参数为：

1回热分配τ2最佳给水温度

3回热级数Z图2-22非再热机组全混合式加热器回热系统1、回热分配同理：1、回热分配τqo=ho–hw1=h0–h

b+hb–hw1=qb0+b0

式中：循环函数法的最佳回热配通式：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)kJ/kgkJ/kgkJ/kg

2 最佳给水温度

单回热循环汽轮机绝对内效率为最大值时对应的给水温度

或

的最小值对应的给水温度即

非再热机组多级回热：纵座标均是变化的相对值

座标

是tfw变化的相对值

回热通常给水温度tfw=（0.65—0.75）如下图所示：

3给水加热级数Z式中：当循环参数一定时，M为定值，当时,

如图2-23(C)所示：

是Z的随增函数，又是收敛级数。即随Z增加，回热循环的热经济性不断提高，如δηi曲线所示，但提高的幅度却是递减的。如δηi曲线所示(图2-24)。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。Z一定时，有其对应值。它是随Z的增加而提高，如图中OAB线段的AB部分所示。图中各曲线最高处附近的斜率缓慢，即任一回热级数时，实际给水温度若与理论上的稍有偏差，对回热的热经济性影响不大。

p0、MPa(ata)t0/trh、℃P、MWZtfw、℃2.353900.75,1.5,3.03~41506~73.434356,12,254~5150~1708~98.8353550,1006~7210~23011~1312.75~13.24535/535550/5502007~8230~25014~1516.18537~565/517~565300,6008~9250~27015~1624.22538~5666008280~290回热系数的变化，影响主辅热力设备，而综合技术经济比确定，国产机组的Z、tfw及，如表2-6所示表2-14国产机组的Z、tfw

及

一、蒸汽再热目的及其热经济性（一）再热目的蒸汽中间再热:将汽轮机高压部分做过功的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1目的：提高进入中压缸蒸汽的干度，使汽机最终湿度在允许范围内，提高电厂的热经济性，适应大机组发展第四节蒸汽再热循环(a)(b)(c)图2-25再热循环及其热力系统(a)理想再热循环的T-S图；(b)超临参数理想再热循环的T-S图；(c)烟气再热循环的热力系统1、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大于基本循环吸热过程平均温度，升高。2、仍用做功系数法分析

式中：再热循环热效率相对提高为：由于排气湿度降低，Δet

减小；整个再热循环平均温度提高，ΔTb减小相应损减少（二）理想再热循环热经济性分析图2-26再热蒸汽压与的关系曲线

有图2-26可知：再热压力有其最佳值。实际再热循环内效率：

二、最佳再热参数的选择（一）一次烟气再热的确定当基本循环参数一定时，基本循环比热耗qo理想比内功wa均为定值，而再热过程形成附加循环的比热耗、理想比内功、冷源热损失可分别用下列公式表示:

一般取：（二）二次烟气再过热的确定

k（三）我国再热式汽轮机的蒸汽初参数、再热参数我国火电大容量再热式机组的蒸汽初参数已系列化，但再热参数却未规范如下图所示：机组参数单位机组铭牌功率200300600600p0MPa12.7516.1816.1816.6716.6724.2t0℃535550535537538538prh.iMPa2.473.463.423.523.964.85trh.i℃312328321315332505prhMPa2.163.123.273.173.614.29trh℃535550535537538566prh.i/po%19.3721.3821.1321.1123.7520.04

表2-15 我国主要再热式机组的蒸汽参数三、具有蒸汽再热的回热循环再热式机组采用回热可提高热经济性再热机组采用回热，但是：因为：Ar.rh<Ar

这是因为回热循环采用再热，由于再热后各级回热的汽焓的提高，而削弱了回热效果所致。表2-16理想回热、理想回热–再热循环有关基本公式

（一）再热对传热过程的影响饱和抽气加热给水的损：

有过热度抽气加热给水的损：抽汽过热度越高，导致额外损Δer越大

图2-30抽汽过热度增加回热换热的损

（二）回热—再热循环的热效率

用做功系数分析提高初温、采用回热的热经济性类似，得出：

（2-35）（三）回热—再热循环的最佳给水回热参数

图2-31再热对回热经济性的影响(a)单级回热时(b)多级回热时图（a）虚线为无再热时情况，实线为有再热时，其中有突变部分，是因为再热后回热抽气焓值提高，使损增加。回热-再热循环的比非再热时低，随Z增多，不断提高

为了解决再热后抽汽过热度高，导致对回热经济性的不利影响，除采用蒸汽冷却器的技术措施外，还可适当调整回热分配，加大再热前抽汽口(即高压缸排汽口)对应的该级回热加热器的给水焓升，通常可取为再热后第一级抽汽所对应加热器给水焓升的1.3-2.0倍，甚至更大，平均为1.5-1.8倍.

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仍高于无再热的回热机组，因此，现代国内外的大容量机组均采用回热和再热，但要使回热、再热的有关参数选择得更合理，应结合各机组的热力系统，通过优化来确定。

四、蒸汽再过热的方法（一）烟气再热（见图2-25（c））优点：再热后的汽温可等于或接近新汽温度，一般可达535-600℃，烟气再热可相对提高热经济性6%-8%。缺点是：再热管道压损ΔPrh大再热器的热端要用耐高温的合金钢管，增加了再热系统投资要考虑起动、停机时保护再热器须另设旁路系统（二）蒸汽再热：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%优点：可布置在汽轮机旁，压损小适用于核电站

(b)

图2-32蒸汽再热

第五节热电联产循环（一）热电联合生产热电分产

——只生产电能或热能一种能量

(a)(b)图2-36热电联产、分产的热力系统(a)热电联产的热力系统；(b)热电分产的热力系统分产供热锅炉出口的高品位蒸汽热能对外供低品位热，大材小用分产发电恒有冷热源损失

（二）热电联产

——同时生产电能和热能而且是利用已在汽轮机中作了功的抽汽（低品位）热能来对外供，该抽汽无冷热原损失。(三)热电联产的热量法(效率法)定性分析供热循环在理想工况和实际工况下的供热循环的热效率:

图2-35朗肯循环，供热循环的T-S图(a)朗肯循环时；(b)供热循环时ph由图2-35上述四式分析可知：

朗肯循环的值均较低，qc完全被冷却水带走散失于大气，即冷源热损失很大。纯供热循环的均为1。理想排汽放热量qha，蒸汽做功的不可逆热损失Δqh都全部用以对外供热。对于抽汽凝汽式机组，可视为背压式机组与凝汽式机组复合而成，其中供热汽流是完全没有冷源热损失，它的仍为1，但是它的凝汽汽流仍有被冷却水带走的冷源热损失，且该凝汽流的绝对内效率

因为：①凝汽流量通过回转隔板，恒有节流。②抽汽式供热机组非设计工况的效率要降低，如采暖用单抽汽式机组在非采暖期运行时，采暖热负荷即为零。③电网中一般供热机组的参数都低于代替电站的凝汽式机组。④热电厂必须建在热负荷中心，供水条件比凝汽式电厂的差。5、存在的关系(四)热电联产的综合效益

比较基础

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；热电分产的凝汽式机组（代替电站）的ηb、ηp、ηm和ηg与联产发电相同；分产供热的锅炉效率，分产供热的管道效率为联产供热是通过热网干管，恒有热损失，供热量Qh，热用户用热量Q=

QhηbS

热电联产与分产的对比系统模型(a)(b)图2-36热电联产、分产的热力系统(a)热电联产的热力系统；(b)热电分产的热力系统1、供热方面的燃料节省分产供热时的标准煤耗量

kg标煤/h

联产供热时的标准煤耗量

kg标煤/h联产供热较分产供热时节省的燃料量ΔBhs

kg标煤/h分产供热时的标准煤耗率：

kg标煤/GJ

联产供热时的标准煤耗率：

kg标煤/GJ2、发电方面的燃料节省分产发电时的标准煤耗量

kg标煤/h联产发电时的标准煤耗量(供热汽流、凝汽流)kg标煤/h联产供热较分产供热发电时节省的燃料量ΔBes

kg标煤/h热化发电比X——热化发电量占整个机组发电量的比值:将X代入热电联产全年节省的燃料量ΔBs

已知：故：分析：联产供热较分产供热节煤可写成：第一项为：供热汽流联产发电每发一度电较分产发电、节煤量。恒为正。即：节煤第二项：是供热式机组的凝汽流发电却较分产发电反而多耗煤因此应从第一项扣去第二项，才是它的实际节煤量热电联产的主要优点

节约能源减轻大气污染，改善环境提高供热质量，改善劳动条件其它经济效益

热经济性指标——表示设备或系统能量利用及能量转换过程中的技术完善程度。热电厂的主要热经济指标比凝气式电厂的复杂的多。（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三、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：

式中：外部热化发电量（供热蒸汽）内部热化发电量（加热抽汽）3.热电厂的热电比Rtp

、Rtp只能用以比较供热参数相同的供热式机组的热经济性，、Rtp、均不能作为评价热电厂热经济性的单一的热经济指标。4、热化系数热化系数

tp是热电厂供热机组供热循环以小时计的额定供热量和以小时计的最大热负荷的比值。热化系数

tp也是表征热电厂经济性的一个宏观判据。一般情况，

tp<1表征热电厂是经济的。由于热负荷的大小、均匀性及其变化规律是影响热电厂经济性的主要因素之一，故热电厂的热经济性还与热化系数

tp的合理选择有关。①热化系数的定义供热式机组的每小时最大热化供热量Qh.t(M)

与每小时最大热负荷Qh(M)之比，为以小时计的热化系数

tp

，即图2-38热化系数的图示(a)热化系数定义的图示；②理论上最佳热化系数的分析兹以单抽汽式供热机组为例，其全年发电量为，其全年热负荷持续时间图为已知，如图6-10(b)所示，该持续曲线下面积oabcdfo为全年供热量，按一定比例绘全年热化发电量，并适与热负荷持续曲线重合，即以热负荷持续曲线为分界，将Wa划分为(即面积oabcdfo)和(即面积abcdea)两部分。图2-38热化系数的图示(b)理论上最佳热化系数的图示分析：

理论上的最佳热化系数总是小于1的。工程上采用技术经济比较确定的最佳热化系数要比理论上的最佳热化系数小，总体一般为0.5~0.7。（二）热电厂总热耗能的分配热电联产总热耗能的分配方法：热量法实际焓降法净效益法做功能力法将热电厂总热耗Qtp分配为分配实质：DohoQtpWhWcWr图2-40非再热单抽式机组热力系统及h-D图(a)热力系统；(b)h-D图h

cDr通常分配

再从Qtp中减去

即得分配到发电方面的热耗量

Qtp(e)1、热量法

——将热电厂的总热耗量按产品数量比例进行分配

分配到供热的热耗量Qtp(h)占热电厂总热耗量Qtp的份额称为热电分摊比

tp(1)因此：kJ/h

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（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2、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。

实际焓降法热电分摊比

tp(2)为：

故：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3.净效益法实际焓降法是按供热汽流未作功到排汽参数，供热按作功不足的比例来承担分配的热耗量，它是考虑供热抽汽的品位差异，供热参数越低，分摊的热耗越小，因之可促使热用户主动降低用汽参数，利于节约能源。做功不足，为维持功率一定，需额外增加由功率平衡式求得

净效益△Q

：

△Q=S[(A1+A2)–A7]4、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热电分摊比

tp(3)：

故：联产供热蒸汽和新汽的做功能力：

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某C50-8.83/0.118型供热式机组，Qtp=755.31GJ/h，按总热量分配法计算的热经济指标，如下表所示：指标单位热量法做功能力法实际焓降法发电方面

tp(e)% 71.14 > 38.40 > 29.58Qtp(e)GJ/h 253.04 < 468.73 < 608.57kg/(kW.h)

0.1729(最小) < 0.3203 < 0.4158供热方面

tp(h)% 85.36 > 1.4961 < 2.9218Qtp(h)GJ/h 502.27 > 286.58 > 146.74kg/GJ 39.95 > 22.79 > 11.67(最小)（三）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kJ/(kW

h)热电厂发电标准煤耗率kg标煤/(kW

h)

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

kg标煤/GJ

)()()(按热量法分配hspbhtphhtpQQhhhh==)(6)()(1.3410/htphshtpshtpQBbh==三、热电冷三联产

溴化锂––水吸收式制冷简介：生产、生活既需要供暖，有的还需供冷。

吸收式制冷以高沸点的物质为溶剂(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，故称为吸收式制冷。氨-水吸收制冷，以氨为制冷剂，水为吸收剂。溴化锂-水吸收式制冷，以水为制冷剂，溴化锂—为吸收剂，采用两级发生器(又称双效作用)的溴化锂—制冷机，是我国近年研究成功，并推广的节能型制冷设备。

热电冷三联产的特点

在热电厂热电联产的同时，将已在汽轮机中做了一部分功(发了电)的低品位蒸汽热能，通过制冷设备生产6℃-8℃的冷水，供用户工艺冷却、或空调之用。简称为热电冷三联产。热电厂夏季热负荷低时，热经济性大为降低，对于采暖抽汽供热式机组，非采暖期热负荷为零，尤为显著。若夏季有制冷负荷，因制冷用低品位抽汽而增加了热负荷和热化发电量，提高了热电厂夏季运行时的效益(节能，环保等)。采用蒸汽动力循环加溴化锂-水吸收式系统集中制冷，其循环热效率可达65%以上。可减少城市供电负荷，缓和夏季由于急剧增加的空调、制冷负荷所引起的城镇电力供应紧张状况。对于有大量余热可利用的工业企业，也可做溴化锂制冷的热源，提高余热利用率，节约能源，无须耗费高品位的电能。溴化锂吸收式制冷机基本上是热交换器组合体，运行可靠，维护方便，易全盘自动化。系统所供7℃左右的冷水，与采用中央(集中)冷水制冷系统是一样的，完全可满足宾馆高层建筑，办公楼和生产设施冷却工艺或空调的要求。

热电冷三联产的应用

热电冷三联产的应用是有其条件的，主要是现有制冷系统的能耗水平，供热式机组的型式、容量、参数及其运行工况等条件，以及当地电网的供电煤耗率水平，影响因素错综复杂，须结合具体工程通过技术经济、环保多方面论证比较后才能确定。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四、我国的热电联产我国热电联产己具有相当规模。2002年，全国总供热能力为83346t/h，热电联产为59946t/h，占72%。全国总供热量为57438万GJ，热电联产为37847万GJ，占66%。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%。无论从供热能力上看，还是从供热总量上看，热电联产均占全国蒸汽总供热能力和总供热量的60%～70%。在运行的热电厂中，规模最大的为太原第一热电厂，装机容量138.6万千瓦。

第三章燃气-蒸汽联合循环、原子能、地热及太阳能发电

本章主要讲述燃气-蒸汽联合循环发电、核电、地热发