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摘 要：熱力系统主要的热损失发生在凝汽器，占燃料热能的50%以上。并在热电联产循环指出，提高排汽压力，以利用排汽的热量供生产和生活用能，是提高蒸汽动力循环效率最有效的途径。本文讨论利用凝汽器冷却循环水供热的有关技术。
关键词：循环水 余热利用
利用循环水余热进行供热是改小型凝汽机组为供热机组的有效措施。我国从20世纪80年代起就开始利用该技术改造中低压机组，已有数十台凝汽 (抽汽)式机组进行了改造。仅辽宁省就有沈阳、抚顺、阜新等电厂，至今已安全运行20多年。仅靠提高凝汽器压力，在安全的前提下，只能将循环水加热到60～65℃，在寒冷季节需投入尖峰加热器，将循环水加热到80～90℃，以满足采暖的需要。该系统称为低温循环水供热系统。还有一种系统，将低真空运行的循环水在尖峰加热器中加热到110～120℃，通过主循环管路送到热力站，在热力站通过混水，将高温水 (120℃左右)混成低温水 (65～70℃)送入居民家中，40～50℃的回水直接回到凝汽器，加热到65～70℃，完成一个循环，下面分析这两种系统优缺点。
一、低温循环水供热系统
将纯凝机组或抽凝机组在采暖期改成低真空运行，排汽压力提高到0.3～0.4MPa，同时将冷却循环水量减少。从而使循环出口温度由30～35℃提高到65～70℃。循环水不再去冷却塔，而是用热网泵送到各热用户，供居民采暖。循环水经暖气片冷却后再回到凝汽器吸收乏汽热量，再送入热网连续循环运行，循环水供热实际是用暖气片作为冷却塔使用。由于其出口温度为65～70℃，故称为低温循环水供热。
该系统的优点是由于乏汽的余热全部被利用，消除了凝汽器中损失的占总热量50～60%的冷源损失，因此热效率高，发电热效率为76.8%，全厂的热能利用率为78.9%，发电标准煤耗仅为150～160g/（kW·h)，它比高温高压大容量凝汽机组的发电煤耗低160～200 g/（kW·h)。循环水供热实际是将凝汽机组或抽凝机组改成背压机运行。由于排汽压力升高，初参数不变，则机组的焓降减小，致使汽轮机发电功率下降，一般功率下降为额定功率的10～20%。但它比其他型式的供热机组影响发电功率最少。如抽汽供暖机组，抽汽压力为0.12～0.25MP乱，而低真空运行供暖机组的排汽压力仅为0.03～0.04MPa，处于真空状态。显然从热化发电量来衡量，低真空运行循环水供热发电量最大，也就是热化发电量最大，如中压凝汽式机组低真空运行的热化发电量为350～360kW·h/4.182GJ，而中压抽汽机组在抽汽压力为0.12～0.25MPa时热化发电量为210～220 kW·h/4.18GJ。
该系统的不足之处是由于供水温度受汽机排汽压力的限制，一般为65～70℃，回水温度50～55℃，温差为15～20℃，热电厂的供热量是温差和水流量的乘积，在供热量一定时，温差小，则水流量大。水流量大，则管网直径粗，投资大，同时，热网泵大，耗电多，运行费用增加。
二、高温循环水混水供暖系统
首先将50～55℃热网回水经过抽汽凝汽机组的凝汽器 (低真空运行)，使其加热到65～70℃ (凝汽器排汽压力为0.03～0.04MPa)，随后用热网泵加压，经过汽水加热器，温度升至120℃ (称为高温水)，然后输送到各热力站。在热力站内设置了混水泵，用混水泵抽热网回水管一部分回水 (50～55℃)，与高温循环水混合成采暖所需要的温度(70～75℃)后输送到热用户，另一部分回水回到凝汽器内加热，形成一个循环。
该供热系统的补水，既可在各热力站又可在电厂内统一补充，视当地具体水源情况而定。该系统具有以下优点:
1.全部利用了乏汽的余热
采用高温循环水混水供热系统，实际将抽凝机改成为抽背机运行。故机组的发电煤耗率取决于锅炉的效率及管道效率，机械效率及发电机效率，发电标煤耗率为160g/（kW·h)，发电热效率达到76.8%，比亚临界机组低170g/（kW·h)。
2.增加了供热能力，由于原抽凝机中的凝汽流的热量从冷却塔中散失了，现在用来供热被有效利用了，比单纯靠抽汽供热增加供热能力20～30%。
3.增加了供回水温差，最大可达70℃，大大减少了管网投资，降低了运行费用。在相同供热量下，比低温循环水供热投资降低30～40%，运行费用下降50%，和低温循环水供热系统相比的缺点是热化发电量偏小，原因是用抽汽加热了循环水使温度从70℃提高120℃。
三、高温循环水混水供热系统的实践
原铁岭市某热电厂装机容量为9000kW (配3×35t/h中压链条炉)其中，1#机为C6-3.43/0.98型抽凝机，2#机为B-3.43/0.29型背压机。供热的任务：除了供生产用汽外，其余的抽汽和排汽，在冬季均用作居民采暖热网加热器加热汽源。未改前 (1995年)供热面积为65× 104m2(其中市内55× 104m2，电厂自供10×104m2 )耗用蒸汽 (抽汽)55t/h。供热机组供热能力达到最大值。正因为如此，为适应市内逐年增加的住宅建筑采暖用热，挖掘供热机组的供热能力，故于1996年将1#机先改成低真空运行，为了提高循环水出口温度，然后再用背压机排汽和汽机抽汽对其进一步加热。使原有的系统改造成高温循环水混水供热系统。改造后，当年供热面积就达75×104m2 (市内60×104m2 ，电厂自供15×104m2 )。1999年冬供热面积已达93×104m2 ，比未改前，约增加了28×104m2，增加了43%。室内温度保持到18℃左右。运行稳定、可靠。
参考文献
[1]宋之平,张光,周少祥. 新模式热电联产系统:联产供热的一个发展[J]. 工程热物理学报, 1997,(05)：23-26.
[2]马福军. 利用火力发电厂的循环水通过热泵进行采暖供热的可行性探讨[J]. 节能技术, 2002,(04)：134-133.
[3]赵生麟. 低真空供热实践[J]. 煤气与热力, 1986,(02)：43-44.
[4]于洪志,徐霞. 低真空供热系统的热力学分析[J]. 煤气与热力, 1988,(06)：65-67.
[5]杨黎昱. 凝汽机组低真空循环水供暖调节方法的研究[J]. 煤气与热力, 1995,(03)：54-55.
关键词：循环水 余热利用
利用循环水余热进行供热是改小型凝汽机组为供热机组的有效措施。我国从20世纪80年代起就开始利用该技术改造中低压机组，已有数十台凝汽 (抽汽)式机组进行了改造。仅辽宁省就有沈阳、抚顺、阜新等电厂，至今已安全运行20多年。仅靠提高凝汽器压力，在安全的前提下，只能将循环水加热到60～65℃，在寒冷季节需投入尖峰加热器，将循环水加热到80～90℃，以满足采暖的需要。该系统称为低温循环水供热系统。还有一种系统，将低真空运行的循环水在尖峰加热器中加热到110～120℃，通过主循环管路送到热力站，在热力站通过混水，将高温水 (120℃左右)混成低温水 (65～70℃)送入居民家中，40～50℃的回水直接回到凝汽器，加热到65～70℃，完成一个循环，下面分析这两种系统优缺点。
一、低温循环水供热系统
将纯凝机组或抽凝机组在采暖期改成低真空运行，排汽压力提高到0.3～0.4MPa，同时将冷却循环水量减少。从而使循环出口温度由30～35℃提高到65～70℃。循环水不再去冷却塔，而是用热网泵送到各热用户，供居民采暖。循环水经暖气片冷却后再回到凝汽器吸收乏汽热量，再送入热网连续循环运行，循环水供热实际是用暖气片作为冷却塔使用。由于其出口温度为65～70℃，故称为低温循环水供热。
该系统的优点是由于乏汽的余热全部被利用，消除了凝汽器中损失的占总热量50～60%的冷源损失，因此热效率高，发电热效率为76.8%，全厂的热能利用率为78.9%，发电标准煤耗仅为150～160g/（kW·h)，它比高温高压大容量凝汽机组的发电煤耗低160～200 g/（kW·h)。循环水供热实际是将凝汽机组或抽凝机组改成背压机运行。由于排汽压力升高，初参数不变，则机组的焓降减小，致使汽轮机发电功率下降，一般功率下降为额定功率的10～20%。但它比其他型式的供热机组影响发电功率最少。如抽汽供暖机组，抽汽压力为0.12～0.25MP乱，而低真空运行供暖机组的排汽压力仅为0.03～0.04MPa，处于真空状态。显然从热化发电量来衡量，低真空运行循环水供热发电量最大，也就是热化发电量最大，如中压凝汽式机组低真空运行的热化发电量为350～360kW·h/4.182GJ，而中压抽汽机组在抽汽压力为0.12～0.25MPa时热化发电量为210～220 kW·h/4.18GJ。
该系统的不足之处是由于供水温度受汽机排汽压力的限制，一般为65～70℃，回水温度50～55℃，温差为15～20℃，热电厂的供热量是温差和水流量的乘积，在供热量一定时，温差小，则水流量大。水流量大，则管网直径粗，投资大，同时，热网泵大，耗电多，运行费用增加。
二、高温循环水混水供暖系统
首先将50～55℃热网回水经过抽汽凝汽机组的凝汽器 (低真空运行)，使其加热到65～70℃ (凝汽器排汽压力为0.03～0.04MPa)，随后用热网泵加压，经过汽水加热器，温度升至120℃ (称为高温水)，然后输送到各热力站。在热力站内设置了混水泵，用混水泵抽热网回水管一部分回水 (50～55℃)，与高温循环水混合成采暖所需要的温度(70～75℃)后输送到热用户，另一部分回水回到凝汽器内加热，形成一个循环。
该供热系统的补水，既可在各热力站又可在电厂内统一补充，视当地具体水源情况而定。该系统具有以下优点:
1.全部利用了乏汽的余热
采用高温循环水混水供热系统，实际将抽凝机改成为抽背机运行。故机组的发电煤耗率取决于锅炉的效率及管道效率，机械效率及发电机效率，发电标煤耗率为160g/（kW·h)，发电热效率达到76.8%，比亚临界机组低170g/（kW·h)。
2.增加了供热能力，由于原抽凝机中的凝汽流的热量从冷却塔中散失了，现在用来供热被有效利用了，比单纯靠抽汽供热增加供热能力20～30%。
3.增加了供回水温差，最大可达70℃，大大减少了管网投资，降低了运行费用。在相同供热量下，比低温循环水供热投资降低30～40%，运行费用下降50%，和低温循环水供热系统相比的缺点是热化发电量偏小，原因是用抽汽加热了循环水使温度从70℃提高120℃。
三、高温循环水混水供热系统的实践
原铁岭市某热电厂装机容量为9000kW (配3×35t/h中压链条炉)其中，1#机为C6-3.43/0.98型抽凝机，2#机为B-3.43/0.29型背压机。供热的任务：除了供生产用汽外，其余的抽汽和排汽，在冬季均用作居民采暖热网加热器加热汽源。未改前 (1995年)供热面积为65× 104m2(其中市内55× 104m2，电厂自供10×104m2 )耗用蒸汽 (抽汽)55t/h。供热机组供热能力达到最大值。正因为如此，为适应市内逐年增加的住宅建筑采暖用热，挖掘供热机组的供热能力，故于1996年将1#机先改成低真空运行，为了提高循环水出口温度，然后再用背压机排汽和汽机抽汽对其进一步加热。使原有的系统改造成高温循环水混水供热系统。改造后，当年供热面积就达75×104m2 (市内60×104m2 ，电厂自供15×104m2 )。1999年冬供热面积已达93×104m2 ，比未改前，约增加了28×104m2，增加了43%。室内温度保持到18℃左右。运行稳定、可靠。
参考文献
[1]宋之平,张光,周少祥. 新模式热电联产系统:联产供热的一个发展[J]. 工程热物理学报, 1997,(05)：23-26.
[2]马福军. 利用火力发电厂的循环水通过热泵进行采暖供热的可行性探讨[J]. 节能技术, 2002,(04)：134-133.
[3]赵生麟. 低真空供热实践[J]. 煤气与热力, 1986,(02)：43-44.
[4]于洪志,徐霞. 低真空供热系统的热力学分析[J]. 煤气与热力, 1988,(06)：65-67.
[5]杨黎昱. 凝汽机组低真空循环水供暖调节方法的研究[J]. 煤气与热力, 1995,(03)：54-55.