36-40 300-290
2009年全国平均供电标煤耗
342
注;括号内的数字为回收冷凝热的值
能效分析
小火电效率低煤耗高，而带供热的小热电 效率并不低，煤耗并不高，特别是能够回 收冷凝热的小热电效率之高，远高于大 （600MW及以上）火电；煤耗之低，远低 于大（600MW及以上）火电。呼吁对效率 高煤耗低的小热电要高抬贵手，不要把小 热电等同于小火电，高效节能的小热电应 该受到保护，要压的只能是高能耗的小火
汽机
53°C
凝水冷加却压水泵
离心热泵回水加压泵
排汽
吸收热泵
45°C
自来水 4°C
热用户
热用户
凝汽器
凝水 冷却循环泵
图3 方案3
洗浴 热水箱
图3 方案三
方案四 夏季供冷及洗浴集中供热系统
抽汽 进汽
105°C
92°C 汽水换热器 供热循环泵
63°C
洗浴 45°C
水水换热器
54°C
供冷
吸收冷水机组 37°C 冷却塔
190t/h
56.1MW 80t/h
35MW
34.4MW 57t/h
图10 供热工况2
热电厂效率 62.40%
锅炉热损失
发电机损失
11.00%
1.00%
管道汽机损失
2.00%
冷端损失 23.60%
图11 电厂供热工况2效率分析
凝气工况下电厂供电标煤耗 437g/kwh；供热工况1电厂供电标煤耗 279g/kwh；热回收供热工况1电厂供电标 煤耗160g/kwh；供热工况2电厂供电标煤 耗219g/kwh；热回收供热工况2电厂供电 标煤耗160g/kwh。2009年全国平均供电 标煤耗342g/kwh。供电标煤耗比较如图 12和图13所示。
同时 也严重地（热）污染了大气。火力发电厂冷凝热排
空，
设计思想
２对热泵的技术要求 电厂冷凝热品位低，必须用热泵提取之；冷凝
热量 大、集中，在电厂内或电厂附近一般难以找到足够
的稳 定的热用户，必须远距离集中供热，用大型高温水
大温 差水源热泵吸收冷凝热。以充分利用冷凝热和提高
系统
设计思想
3热源构成及功能 利用水源热泵吸收汽机排汽中的冷凝热，离心
热回收供热工况下机组年平均供电标煤耗270g/kwh。 (按机组年运行小时数6000，采暖季151天计算)
能效分析
60MW供热发电机组 锅炉效率89%，管道热损失1%，汽机损失 1%，发电机损失1%，发电60MW。
纯凝汽工况 进汽245吨/时，排汽184吨/时，电厂效率
仅为30.1%，冷端损失55.9%。供电标煤 耗：未回收冷凝热453g/kwh。工艺流程如 图14所示。
0.00%
1.28 1
09年全国供电标准煤耗 各工况供电标准煤耗
1
1
0.82
0.47
图13 供电标煤耗比较图
能效分析
可以看出，纯凝气工况下小机组供电标煤耗远高于 全国平均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的 1.28倍; 供热工况1下小机组供电标煤耗低于全国平 均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的82%；热回 收供热工况下小机组供电标煤耗远低于全国平均供 电标煤耗，仅为全国平均供电标煤耗的47%。
2.00%
热电厂效率 85.00%
图9 电厂热回收供热工况效率分析
能效分析
供热工况2 进汽190吨/时，抽汽80吨/时，排汽57 吨/时，
电厂效率62.4%，冷端损失23.6%，工艺流 程和
能效分析如图10、图11所示。回收冷凝热电 厂效
率可达85%，如图9所示。
145.9MW 锅炉
129.9MW 汽机
火力发电厂各项损失参考值[*]如表1所示，其中汽轮机排气热损失 （冷端损失）巨大。
现代火力发电厂各项损失参考值(%)
表1
项目
中参数
电厂初参数
高参数
超高参数
超临界参数
锅炉热损失
11
10
9
8
管道热损失
1
1
0.5
0.5
汽轮机机械损失
1
0.5
0.5
0.5
发电机损失
1
0.5
0.5
0.5
*热工手册汽任轮泽机霈排等气主热编 损机械失工业出版6社1.25002年11月5第7一.5版
水源热泵在电厂余热利用 中的应用
目录
◆ 概述 ◆ 设计方案 ◆ 冷凝热回收效益分析 ◆ 冷凝热回收前景预测 ◆ 小结
第一部分：概 述
1. 火（热）电厂冷凝热的特点与现状处理方法 2. 火（热）电厂与热负荷的基本情况 3. 设计思想
1.1.1火（热）电厂冷凝热的特点
经汽机作功后的蒸汽（排汽）冷凝（放热）成凝结水再经回 热后进入锅炉，锅炉产生的蒸汽在汽机中作功，在这个热媒的 循环过程中，需要放出大量的冷凝热。冷凝热的主要特点如下：
式热 泵将集中供热50℃的回水加热到60℃以上，吸收式
热泵 将60℃的回水加热到90℃以上，再用换热器将水温
提高 到热网供水温度，对城市集中供热。
热泵对电厂冷却水制冷，回收冷凝热，冷却水 无需
第二部分：方案设 计
方案一 冬季供暖集中供热系统1 方案二 冬季供暖集中供热系统2 方案三 冬季供暖及洗浴集中供热系统 方案四 冬季供暖夏季供冷四季洗浴集中供热系统
管道汽机损失 2.00%
发电机损失 1.00%
冷端损失 54.80%
图6 电厂凝气工况下效率分析
能效分析
供热工况1
进汽164吨/时，抽汽40吨/时，排汽79.3吨/ 时，电
厂效率49.0%，冷端损失37.0%，工艺流程如
图1279.所2MW 锅炉 示。
115.0MW 164t/h
汽机
28.3MW 40t/h
35MW
47.8MW 79.3t/h
图7 供热工况1
能效分析如图８所示。
热电厂效率 49.00%
锅炉热损失
发电机损失
11.00%
1.00%
管道汽机损失
2.00%
冷端损失 37.00%
图8 电厂供热工况1效率分析
回收冷凝热电厂能效分析如图９所示。
锅炉热损失 11.00%
发电机损失 1.00%
冷端损失 管道汽机损失 1.00%
3.2环境效益分析
供暖期 每年少排灰渣6.6万吨，烟尘238吨，二氧化 硫3002吨，氮氧化物1422吨，二氧化碳25.4万 吨。
供冷期 每年少排灰渣4万吨，烟尘145吨，二氧化硫 1831吨，氮氧化物867吨，二氧化碳15.5万吨。
合计: 每年少排灰渣10.6万吨，烟尘383吨，二氧
3.3经济效益分析
199.1MW 锅炉
177.2MW 245t/h
60MW 汽机
111.2MW 184t/h
图14 纯凝汽工况
能效分析
供热工况1
进汽330吨/时，抽汽150吨/时， 排汽103.9吨/时，电厂效率62.1%， 冷端损失23.9%，供电标煤耗： 220g/kwh。回收冷凝热电厂效率可以 达到85%，煤耗：回收冷凝热供电标 煤耗160g/kwh。工艺流程如图15所 示。
70°C 热用户
汽机
凝水
排汽
凝汽器
吸收热泵
凝水
冷却循环泵
53°C 供热循环泵 离心热泵
50°C
图2 方案二
图2 方案2
方案三 冬季供暖及洗浴集中供热系统
抽汽 进汽
105°C
92°C 汽水换热器 供热循环泵
63°C
供暖
水水换热器
பைடு நூலகம்
洗浴
50°C
50°C
80°C
水水换热器
45°C 40°C 60°C 55°C
138 164
0
31.1
437
40 49.0（85）279（160）
供热2 190
80 62.4（85）219（160）
60M 纯凝汽 W 供热1
245 330
0
30.1
453
150 62.1(85) 220(160)
供热2 341.5 170 65.2(85) 210(160)
600 纯凝汽 M W
纯凝汽工况 进汽138吨/时，排汽101.7吨/时，电厂
效率31.2%，冷端损失54.8%。凝气工况下 工艺流程和能效分析如图5、图6所示。
112.0MW 锅炉
99.7MW 138t/h
图5 纯凝汽工况
35MW 汽机
61.3MW 101.7t/h
热电厂效率 31.20%
锅炉热损失 11.00%
3.1节能节水分析
供暖期:151天 节能1761264GJ，节标准煤（按锅炉平均 运行效率60%估算）10万吨；节水52.85万 吨。
供冷期:92天 节能1073088GJ，节标准煤（按锅炉平均 运行效率60%估算）6.1万吨；节水32.2万 吨。
合计：年节能2834352GJ，节标准煤（按锅
汽机
53°C
凝水冷加却压水泵
离心热泵回水加压泵
排汽
吸收热泵
45°C
凝汽器
洗浴 热水箱
凝水 冷却循环泵
图4 方案4
9°C
冷用户 17°C
31°C 自来水
图4 方案四
第三部分：冷凝热回收效益分析
举例说明，某电厂装机容量2x35+1x60MW 冷凝热回收135MW；日节水3500吨。 • 节能节水分析 • 环境效益分析 • 经济效益分析 • 能效分析
500
450
400
350
342
300
09年全国供电标准煤耗
437
凝汽工况供电标准煤耗