热力发电厂 第2章 热力发电厂的蒸汽参数及其循环.ppt

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1、1第二章第二章 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 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。2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 蒸汽再热循环本本 章章 提提 要要第五节 热电联产循环一、提高蒸汽初参数的经济性一、提高蒸汽初参数的经济性提高p

2、0、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t 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t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。6P0MPah0 kJ/kghca kJ/kgwa=h0hcakJ/kgkJ/kg%t%4.0321120391172309138.08.0313819181220301840.56.5

3、812.0305718321225(最大)293741.72.9616.0295617591197283642.21.1920.0283916831156271942.6(最高)0.94824.026541985669253442.1表2-1 p0与 t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t的 如表2-1所示（三）提高蒸汽初参数与i、汽轮机容量关系提高t0，t、ri、i均将提高提高初压p0，在工程应用范围内，仍可提高t，但ri却要降低 蒸汽容积流量足够大，使得提高p0降低ri的程度远低于t的增加，因而仍能提

4、高i，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-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qn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

5、提高p0的一种有效方法，还可使ri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（二）最有利初压 当 p0、t0一定，必有一个使i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

6、 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2.55 4002.353900.75，1.5，3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

7、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(Conventional Supercritical):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(High EfficiencySupercritical Cycle):通常也称为超超临界机组(Ultr

8、a Supercritical)或者高参数超临界机组(Advanced Supercritical)，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 1、

9、国外、国外超临界汽轮发电机组发展概况：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

10、洞口二厂ABB/CE-SILZER 2 60024.2/538/566盘山电厂前苏联2 50023.54/540/540华能南京热电厂前苏联2 32023.54/540/540营口电厂前苏联2 32025.0/545/545伊敏电厂前苏联2 50025.0/545/545绥中电厂前苏联2 80025.0/545/545漳州厚石电厂三菱2 60024.5/538/566外高桥电厂二期西门子/阿尔斯通2 90024.2/538/566华能沁北电厂东锅/日立260024.2/566/566哈汽/三菱华能玉环电厂2 1000等级25/600/600等级华电邹县电厂2 1000等级25/600/600等

11、级第二节 降低蒸汽终参数一一 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506060706575304040505055607065757080182020252530 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/

12、h38851757076063985296812901501200229453926全厂发电耗水率m3/（GWS）2.152.891.582.111.391.421.341.791.391.791.361.32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

13、，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7

14、5%。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 空冷凝汽器由许多并联的带翅散热片钢管作冷却元件 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 为减少压损，排汽管直径很大 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 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 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

15、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

16、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

17、 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 MW200200300600200 300 600200600200600 排汽口数目23242 2 4末级叶高，mm710520750750520 540 540670535 设计背压，kPa9.819.819.819.811619 1518 151810.7813.7219.6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

18、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=20S1，可推论Z级回热时：若 ，则 ，趋于零 41(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；(

19、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，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c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（二）回热过程三个参数 回热过程三个参数为：1 回热分配 2 最佳给水温度 3 回热级数 Z图图2-22 2-22 非再热机组全混合式加热器回热系统非再热机组全混合式加热器回热系统1、回热分配同理：同理：1 1、回热分配回热分配q qo=h=hoh hw1=h=h0h

20、h b+h+h bh hw1=q=qb0+b0 式中：式中：循环函数法的最佳回热配通式：循环函数法的最佳回热配通式：焓降分配法焓降分配法(每一级加热器焓升每一级加热器焓升=前一级至本级汽轮机中的焓降前一级至本级汽轮机中的焓降)平均分配法平均分配法(各级加热器中的焓升相等各级加热器中的焓升相等)等焓降分配法等焓降分配法(每级加热器焓升每级加热器焓升=汽轮机各级组的焓降汽轮机各级组的焓降)kJ/kg kJ/kg kJ/kg 2最佳给水温度最佳给水温度 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

21、相对值 回热通常给水温度 tfw=（0.650.75）如下图所示：48 3 3 给水加热级数给水加热级数 Z Z式中式中：当循环参数一定时，当循环参数一定时，M M为定值，当为定值，当 时时,如图如图2-23(C)2-23(C)所示：所示：50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 i 曲线所示，但提高的幅度却是递减的。如i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

22、上的 稍有偏差，对回热的热经济性影响不大。51p0、MPa(ata)t0/trh、P、MWZtfw、2.353900.75,1.5,3.034150673.434356,12,2545150170898.8353550,10067210230111312.7513.24535/535550/55020078230250141516.18537565/517565300,60089250270151624.225385666008280290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

23、济性一、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 1、再热对汽轮机理想热效率的影响、再热对汽轮机理想热效率的影响 当附加循环吸热

24、过程的平均温度 大于基本循环吸热过程平均温度 ，升高。2 2、仍用做功系数法分析、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，et 减小；整个再热循环平均温度提高，Tb减小 相应 损 减少（二）理想再热循环热经济性分析55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、二、最佳再热参数的选择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

25、 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：57机组参数单位机 组 铭 牌 功 率200300600600p0MPa12.7516.1816.1816.6716.6724.2t0535550535537538538prh.iMPa2.473.463.423.523.964.85trh.i312328321315332505prhMPa2.163.123.273.173.614.29trh535550535537538566prh.i/po%19.3721.3821.1321.1123.7520.04 表2-15

26、 我国主要再热式机组的蒸汽参数58三、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.rhAr 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er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

27、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

28、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。63四、蒸汽再过热的方法四、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：1.再热管道压损Prh大 2.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3.要考虑起动、停机时保护再热器须另设旁路系统64（二）（二）蒸汽再热：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)图图2-32 2-32 蒸汽再热蒸汽再热 第五节第五节 热电联产

29、循环热电联产循环（一）热电联合生产（一）热电联合生产热电分产热电分产 只生产电能或热能一种能量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66 （二）热电联产（二）热电联产 同时生产电能和热能同时生产电能和热能 而而且且是是利利用用已已在在汽汽轮轮机机中中作作了了功功的的抽抽汽汽（低低品品位位）热热能来对外供，该抽汽无冷热原损失。能来对外供，该抽汽无冷热原损失。67(三三)热热电电联联产产的的热热量量法法(效效率率法法)定性分析定性分析供

30、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ph68由图由图2-352-35上述四式分析可知：上述四式分析可知：1.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。2.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qh都全部用以对外供热。3.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 4.因为：凝汽流量通过回转隔板，恒有节流。抽汽式供热机组非设计

31、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。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。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69(四四)热电联产的综合效益热电联产的综合效益 比较基础比较基础 遵循能量供应相等原则，假定联产与分产的热负荷Q、电负荷分别相等；热电分产的凝汽式机组（代替电站）的b、p、m和g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=QhbS 70热电联产与分产的对比系统模型热电联产与分产的对比系统模型(a)(b)图2-36 热电联产

32、、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711 1、供热方面的燃料节省、供热方面的燃料节省分产供热时的标准煤耗量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联产供热较分产供热时节省的燃料量BBh hs s kg标煤/h 72分产供热时的标准煤耗率：分产供热时的标准煤耗率：kgkg标煤标煤/GJ/GJ 联产供热时的标准煤耗率：联产供热时的标准煤耗率：kgkg标煤标煤/GJ/GJ 732 2、发电方面的燃料节省、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

33、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Bes kg标煤/h 74热化发电比热化发电比X X热化发电量占整个机组发电量的比值热化发电量占整个机组发电量的比值 :将将X X代入热电联产全年节省的燃料量代入热电联产全年节省的燃料量BBs s 75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热电联产的主要优点 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

34、件 4.其它经济效益 热经济性指标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。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（一）热电厂总的热经济性指标1 1、热电厂的燃料利用系数、热电厂的燃料利用系数tptp 热电厂对外供电、热之和与输入能量之比热电厂对外供电、热之和与输入能量之比三、热电厂的主要热经济性指标三、热电厂的主要热经济性指标 3600tphtpQQW+=数量利用指标数量利用指标 估算燃料消耗量估算燃料消耗量782 2、热化发电率、热

35、化发电率 质量不等价的热化发电量与热化供热量的比值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：热化供热量：热化发电量：热化发电量：式中：式中：外部热化发电外部热化发电量（供热蒸汽）量（供热蒸汽）内部热化发电量内部热化发电量（加热抽汽）（加热抽汽）793.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。804 4、热化系数、热化系数、热化系数、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，

36、tp 38.40 29.58Qtp(e)GJ/h253.04 468.73 608.57kg/(kW.h)0.1729(最小)0.32031.4961 286.58 146.74kg/GJ39.95 22.79 11.67(最小)92（三）热电厂的分项热经济性指标（三）热电厂的分项热经济性指标1 1、发电方面的热经济性指标、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效率 热电厂发电热耗率热电厂发电热耗率 kJ/(kWh)热电厂发电标准煤耗率热电厂发电标准煤耗率 kg标煤/(kWh)932 2、供热方面的热经济性指标、供热方面的热经济性指标热电厂供热热效率热电厂供热热效率热电厂供热标准煤

37、耗率热电厂供热标准煤耗率 kgkg标煤标煤/GJ/GJ)()()(按热量法分配按热量法分配hspbhtphhtpQQ=)(6)()(1.3410/htphshtpshtpQBb=三、热电冷三联产三、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

38、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热电冷三联产的特点 n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

39、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

40、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97四、我国的热电联产四、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。