余热锅炉|GGH换热器|废热锅炉|烟气余热回收器|高温换热器|ORC低温余热发电|全焊接板式换热器|气气换热器|脱硫脱硝
1 引 言
建筑节能在我国节能减排全局中占有重要地位，而北方城镇供热在我国建筑能耗中所占的比例****(约占 40% )，因此供热节能是我国节能工作的重中之重。
在北方城镇的主要供暖方式中，热电联产因单位供暖煤耗远低于区域锅炉和各类分散供暖方式(分户燃气供暖和电热供暖)，是目前公认的能源转换效率最高的热源形式。另一方面，当前热议的水源地源热泵供热技术在北方地区得到了大力推广，有些城市把这种形式作为应用可再生能源的一种方式，并作为考核是否实现建筑节能的重要标志，但其实现的节能效果受到了置疑，很难认为电驱动水源热泵供暖是具有显著节能效果的措施，北方地区的多数工程表明其能耗水平与大型燃煤锅炉差别不大，只有在特定的条件下，才有可能低于大型燃煤锅炉，而其能效完全不可能与热电联产方式相比。
随着城市规模的迅猛扩张，我国很多地方出现集中热源不足的问题，因供热造成的城市环境与济承载力问题也日益凸现 然而，大容量 高参数热机组所产生的大量低压缸排汽余热目前基本上有得到利用，而是通过循环冷却水系统排放到了环境中 这部分低品位余热能量巨大，以北京市为例，6 个主力热电厂的总供热能力约为 4 128 MW，排放的循环水余热量约为 1 240 MW，如能将这部分余热回收用于供热，现有电厂的供热能力可提高30%
电厂循环水余热利用存在的问题是循环水的温度通常比较低(冬季约为 20 ～ 35 ℃)，达不到直接供热的品位要求，需设法适当提高温度，可采用的方法有 2 个:一是降低排汽缸真空，提高乏汽温度，即通常所说的汽轮机组低真空运行;二是以电厂循环水为低位热源，采用热泵技术吸取其中余热实现供热汽轮机低真空运行供热技术在理论上可以实现很高的能效，国内外都有很多成功的研究成果和运行经验 但传统的低真空运行技术因发电功率受用户热负荷的制约，需对汽轮机结构做出相应的改造，因而不适合应用于大容量高参数的供热机组。
热泵技术方面，从提高系统热力学完善性的角度出发，对利用低品位(低于 40 ℃)余热的热电联产供热新模式进行了理论分析，提出了 以 30 ℃左右的常温电厂循环水通往用户，用热泵就地吸收其热量送往用户，被冷却后的热网水再回凝汽器作循环冷却水使用 的设想 此后，业内开始关注这种新型的热电联供模式，并从技术性 经济性和节能环保等不同方面进行了讨论。
2 电厂循环水余热供热技术现状
2. 1 汽轮机低真空运行供热技术
凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热后，凝汽器成为热水供热系统的基本加热器，原来的循环冷却水变成了供暖热媒，在热网系统中进行闭式循环，可有效利用汽轮机凝汽所释放的汽化潜热 当需要更高的供热温度时，则在尖峰加热器中进行二级加热 该系统的流程图见图 1尽管低压缸真空度提高后，在相同的进汽量条件下与纯凝工况相比，发电量减少了，并且汽轮机的相对内效率也有所降低，但因降低了热力循环中的冷源损失，系统总的热效率仍会有很大程度的提高。
2. 1. 1 传统低真空运行供热方式
通常来说，用户采用常规的末端散热器所要求的水温较高，汽轮机在低于真空下运行，排汽压力需提高到0. 5 × 105Pa 左右，将热网水在凝汽器中加热到 60 ～ 70 ℃。
传统的低真空运行供热技术受到 2 方面的限制:首先，传统的低真空运行机组类似于背压式供热机组，通过的蒸汽量取决于用户热负荷的大小，所以发电功率受到用户热负荷的制约，不能分开进行独立的调节，即其运行是 以热定电 ，因此只适用于热负荷比较稳定的供热系统;其次，凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热时，对小型和少数中型机组而言，在经过严格的变工况运行计算，对排汽缸结构轴向推力的改变 末级叶轮的改造等方面做出严格校核和一定改动后方可以实行，而这对现代大型机组则是不允许的，尤其对于中间再热式大型汽轮机组，凝汽压力过高会使机组的末级出口蒸汽温度过高且蒸汽的容积流量过小，从而会引起机组的强烈振动，危及运行安全。
2. 1. 2 低真空运行低温供热方式
对于大型机组，允许的凝汽器进口循环水最高
温度约为 33 ℃，对应的出口温度不超过 45 ℃，这个温度水平恰好在一些高效散热器(如地板辐射供暖)要求的温度范围内。 对此，有学者提出了一种适合于现代大型机组的低真空运行方式:保持机组排汽压力不超过设计值，以 40 ℃左右的循环水直接供给热用户的辐射供暖系统，如果凝汽器排热负荷大于用户热负荷，多余的热量通过循环冷却水系统排放到环境中，实现热电负荷的独立调节。
当然，该系统也可以按 以热定电 的方式运行，即汽轮机排汽释放的汽化潜热全部用于供热，此时热效率无疑是最高的 这种系统称为低真空运行低温供热系统。
低真空运行低温供热方式不会影响机组的正常安全运行，发电功率也不受用户热负荷的制约，因此既适合于中小型机组，也适合于大容量机组 但此供热方式存在 2 个缺点:一是供热温度低，不适于传统的散热末端;二是可利用的温差有限，一般不超过10 ℃，小温差大流量必然会增大输送能耗，制约了其合理的供热半径 这 2 个缺点可能会影响到热负荷，如果热负荷不太大，考虑随天气变化的因素，循环水的热量没有得到全部利用甚至利用的份额很小，此时的系统综合能效和经济性将会受到影响。
2. 1. 3 NCB 新型大容量供热机组
文献［15］针 对 300 MW 供 热 机 组 提 出 了NCB 供热汽轮机模式，其特点是在抽凝机组的基础上，高 低压缸 2 根轴分别带动 2 台发电机，如图2 所示
在非供热期，供热抽汽控制阀 6 全关 低压缸调节阀 5 全开，汽轮机呈纯凝工况(N)运行，具有纯凝式汽轮机发电效率高的优点;在正常供热期，低压缸调节阀 5 和供热抽汽控制阀 6 都处于调控状态，汽轮机呈抽汽工况( C)运行，具有抽凝供热汽轮机的优点，可根据外界热负荷的需要调整供热抽汽量，同时保持较高的发电效率;在高峰供热期，供热抽汽控制阀 6 全开 低压缸调节阀 5 全关，汽轮机呈背压工况(B)运行，具有背压供热汽轮机的优点，可做到****供热能力，低压缸部分处于低速盘车状态，可随时投运。
通过确定合理的分缸压力，这种模式****程度地利用了品位适中的高中压缸排汽，将其用于加热热网水可使冷源损失大大减少 显然，这是一种大容量机组低真空背压运行的新思路，目前该技术仍处于理论阶段
2. 2 热泵回收余热技术
电厂循环水与目前常用的低温热源相比，具有显著的优势:1)蕴含的热量巨大，温度适中且稳定;2)水质好，与地表水 城市污水相比，不会因腐蚀阻塞等因素影响传热效果;3 )环保效果显著，由于利用余热，可减少冷却塔向环境的散热和水分蒸发，降低对电厂周边环境的热湿污染。
近几年，热泵技术在我国得到了普遍推广应用，热泵可以采用吸收式，利用蒸汽 燃气等作为驱动能源;也可以采用压缩式，利用电力作为驱动能源。
2. 2. 1 分布式电动热泵供热方式
如图 3 所示，将电动压缩式热泵分散置于各小区热力站中，同时将电厂凝汽器出口的循环水引至各小区的热力站，进入热泵机组降温后再返回电厂凝汽器中被汽轮机排汽加热，完成循环;热泵回收循环水余热加热二次网热水为用户供暖或提供生活热水。
这种方式可根据各个热力站的供热参数选择合适的热泵机组 热泵的能源利用效率较高，但是需铺设单独的循环水管道，受循环水供回水温差的限制，管道投资巨大，输送泵耗高，无法远距离输送，供热半径仅限制在电厂周边 3 ～ 5 km 范围内。
2. 2. 2 集中式电动热泵供热方式
如图 4 所示，将电动压缩式热泵机组集中设置于电厂内，凝汽器出口的部分循环水进入热泵蒸发器，作为低位热源，放热降温后返回凝汽器中被汽轮机排汽加热，完成循环;将一次网 70 ℃回水由热泵一级加热至 80 ～ 90 ℃，再由汽 水换热器二级加热至 130 ℃后送入城市热网中热泵机组集中设置，回收的低位余热量直接进入城市热网，不需新建循环水管网，能节省大量初投资和时间成本;但是热网回水温度较高，热泵处于较高的制热温度，能效较低，循环水余热回收的经济性较差，同时给电厂带来了用电增容的巨大压力。
2. 2. 3 集中式吸收热泵供热方式
如图 5 所示，集中式吸收热泵供热方式的流程与集中式电动热泵供热方式相似 热泵机组集中设置，利用汽轮机供暖蒸汽驱动热泵回收循环水余热来增加电厂的供热能力 循环水余热在电厂加热环节进入城市热网，无需建设专门的输送管道;同样由于热网回水温度较高，热泵的能源利用效率低下，系统运行的经济性不佳，同时热网水在热泵加热段的升温幅度不大，回收循环水余热的能力受电厂蒸汽产量的限制，难以实现循环水余热的全部回收。
2. 3 电厂循环水余热回收技术评述
相对于吸收式热泵机组，压缩式热泵机组直接使用电力驱动，其位置的设置更加灵活，相同容量下机组的体积和初投资都小于吸收式机组 但是，在相同的供热工况下，其综合能源利用率低于蒸汽驱动的吸收式热泵，且由于电和蒸汽价格的巨大差异，压缩式热泵机组的供热运行成本显著高于吸收式因此在具备蒸汽等热源的区域应优先考虑使用吸收式热泵机组来构建供热系统。
分布式热泵供热能更好地适应不同用户热负荷形式，集中式热泵供热可以摆脱电厂循环水余热与用户在空间上的制约 在工程实践中，尤其当供热系统容量庞大或电厂周边没有足够规模的用户热负荷时，后者的优势显得更为突出。
传统的汽轮机组低真空循环水供热技术存在热电耦合性强 不能分别独立进行调节，以及机组需改造，不适用于现代大容量 高参数机组等问题 常规的热泵回收循环水余热技术解决了一部分余热利用的问题，但是由于热网回水温度高，加热升温的幅度范围小，热泵制热能效差，同时无法解决一次供热管网输送瓶颈问题，限制了循环水余热的回收。
3 大型热电联产对循环水余热利用技术的要求
目前大容量 高参数抽凝机组(单机容量 300MW 以上)将成为我国北方集中供热的主导热源形式 但由于我国城市建设快速发展，联产热源容量相对不足，城市供热管网输送能力偏低且建设改造困难，导致热电联产在城市供热中的比例不增反降，燃煤锅炉房等能效低的供热方式所占比例却不断增加，加重了能源的消耗和 CO2 的排放。
3. 1 大型热电联产对循环水余热利用技术的要求
1)增加电厂的供热能力 在不增设新的热源不增加污染物排放的情况下，利用循环水供热增加电厂的供热容量，缓解目前集中供热热源不足的问题。
2)解决热量输送问题 需要提高集中管网的输送能力，同时解决常规热量和回收的循环水余热的输送，降低热量输送的循环水泵电耗。
3)供热机组的节能增效 从供热机组中抽汽会减少一部分发电，对于大型供热机组不同压力
(0. 3 ～ 1. 0 MPa 之间)的供暖抽汽，其单位抽汽量的放热量差值不大，但在汽轮机内的做功能力却相差较大。
若合理的确定热媒的品位，对热网水进行温度对口 的梯级加热，可在满足相同供热量的情况下做到多发电 汽轮机凝汽余热参与供热，可大大拓宽多级加热运用的领域，电厂循环水供热技术应该更加充分地利用这一优势。
3. 2 基于吸收式循环技术
2007 年，清华大学提出了 基于吸收式循环的热电联产集中供热 的新技术［16- 18］ 如图 6 所示，流程涉及 2 个新型关键技术:一是于小区热力站内设置吸收式换热机组，大幅度降低热网回水温度，一方面使热网的供回水温差由 60 ℃增加到 110 ℃，增加管网的输送能力，另一方面为电厂余热回收争取了更低的制热能级和更大的升温幅度;二是于电厂内设置电厂余热回收专用机组，利用供暖蒸汽作为驱动能源回收循环水余热，将 20 ℃ 的一次网回水温度对口 的逐级加热到 130 ℃，供暖蒸汽供热量与循环水余热量的比例在 2 ∶ 1左右，这与大容量供热机组额定工况下抽汽与凝汽的比例趋近吻合，从整个供暖季来看，余热供热量占了总供热量的近一半左右。
该项技术有如下突出特点:1)可将系统供热能力增加 30% 以上;2 )可将管网输送能力提高80%，大幅度节约新(改)建管网的投资，降低热网循环水泵的电耗;3 )回收热电厂循环水余热，节省的供暖蒸汽可在低压缸继续作功发电，增加汽轮机的发电能力，提高热电联产系统的整体能效，系统供热能耗可降低约 40%左右。
4 总 结
1)当前大容量供热机组存在大量的凝汽器排热，如能用于供热，可显著提高电厂的热效率，带来非常丰厚的经济效益和社会效益。
2)传统的汽轮机低真空运行技术不适用于现代大容量 高参数机组，低真空运行低温供热NCB 供热机组等技术，拓宽了低真空运行技术的应用领域。
3)水源热泵技术的应用需要考虑能源效率 经济成本和热量的输送等问题，需根据实际情况确定合理的系统型式。
4)既有的低真空运行和热泵回收循环水余热技术因自身存在的缺陷，均不能有效地与大型热电联产结合，但其回收循环水余热的原理和思路值得借鉴。
5)利用 基于吸收式循环的热电联产集中供热 技术，可将提高热源供热能力 增加管网输送能力以及电厂的节能增效有机结合起来，是热电联产集中供热领域一项有前景的技术创新。
（清华大学： 李 岩，付林，张世钢，狄洪发，肖常磊）