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丰城电厂循环冷却水余热利用探讨 摘要 丰城电厂现有装机容量252万千瓦，正在扩建的三期又将建设规模为2台100万千瓦发电机组，丰城电厂是江西乃至华中电力系统总装机容量最大的火力发电企业。其现在的循环冷却水量约67.２～86.4m3／s, 加上在建的三期2000MW火电汽轮机组,丰城电厂总火电汽轮机组有3920MW，循环冷却水量约137.2～176.4m3／s、其热量折合标准煤约274.4～446.88万t/a. 循环冷却水余热热量巨大。随着热泵技术的日趋成熟，以往电厂白白让费的这部分余热热量完全可以被利用，满足丰城电厂旁边工业园企业日益增涨的用热需求，电厂的循环冷却水余热的利用对于能源充分利用，和节能减排, 企业降低成本，提高效益有着非常重大的意义。 江西丰城发电有限责任公司位于物华天宝、人杰地灵的赣中大地——素有“江南鱼米之乡”美誉的江西煤都丰城市境内，临赣江之畔，望京九动脉，距丰城市区10公里，距南昌市60公里，北接新梅一级公路，西连昌樟高速，东穿赣江大桥有105国道相倚，水陆交通十分便利。 公司于1993年7月开始筹建，1996年8月实行公司化运作，由江西省投资公司、华中电力集团公司和江西省电力公司分别占有55%、25%、20%的投资比例组建，现江西省投资集团公司和中国国电集团公司分别占有55%、45%的股份，是按照现代企业制度组建的独立发电企业。 公司一期工程建设规模为4台30万千瓦发电机组，四台机组于2000年7月全部建成投产，总投资52.7亿人民币，在建期间是江西电网单机容量、总装机容量、投资最大的建设项目；二期工程建设规模为2台66万千瓦发电机组，三期工程将建设规模为2台100万千瓦发电机组，是江西乃至华中电力系统总装机容量最大的火力发电企业。丰城电厂以煤炭为原料，以水为介质，产品为电力。制煤系统将煤制成煤粉送入锅炉炉膛燃烧。补给水经水处理系统处理、再经加热、除氧后送入锅炉，被锅炉加热成过热蒸汽和再热蒸汽，送入汽轮机做功，带动发电机发电。发出的电经变压器升压后由1回500KV线路出线至昌南变。做完功的乏蒸汽冷却成水，与一部分除盐补充水混合经预热、除氧后再送入锅炉循环使用。锅炉烟气经选择性催化还原法（SCR）脱硝、高效静电除尘器除尘、石灰石——石膏湿法脱硫后，进入240m高烟囱排入大气。煤炭燃烧后产生的炉渣由锅炉底部排出。灰渣以综合利用为主，不能及时利用时，由密闭车辆或调湿后用汽车运送至干灰场碾压贮存。 1．1．什么是电厂循环冷却水 火、核电厂汽轮发电机组有凝汽式(含抽汽凝汽式)和背压式两种，除热电厂的背压式供热机组外，绝大多数汽轮机组是凝汽式机，丰城电厂就是凝汽式汽轮机。汽轮机利用高温高压蒸汽做功的热力循环中必须存在冷端，即蒸汽动力循环中汽温最低的点位。对凝汽式机组，蒸汽经汽轮机全部叶轮做功后，成为乏汽，排至排汽缸，进入汽机冷端——凝汽器，乏汽温度25～45℃。在凝汽器这个非接触式冷却器中，乏汽经管壁传热至循环冷却水，释放凝结潜热，变成凝结水后重返锅炉。凝汽式机组的主要热损失是冷端损失，所失掉的热量超过了汽机用于做功的热能。因排汽凝结所造成的单位蒸汽流量的热损失(一般为2303kJ/kg[1]。如：对600MW机组，蒸汽量2000t/h，凝汽失热约4.6×109kJ/h，折合标准煤157t/h)对热机生产过程是不可避免的。保证汽机冷端功效的是流经凝汽器吸收乏汽凝结潜热的循环冷却水。冷却水有两个来源：一是取至自然水域；二是来自电厂的冷却塔。吸收乏汽余热的冷却水排放至江、河、湖、海等自然水域，经与环境水体的掺混和对大气的散热，将大量的余热弃置水域(排水问题)，自身得以冷却；发电厂再自水域中尽可能少受该余热影响的水区抽取新的、低温循环冷却水(取水问题)，以保障凝汽器的冷却效果，这即是所谓的“水面冷却”，或称“一次循环冷却”问题。如电厂所处地域水源匮乏，则必须采用冷却塔来冷却循环水，冷却水携带的余热经冷却塔释放到大气，冷却后的循环水再送入凝汽器冷却乏汽，这是所谓的“冷却塔冷却”，或称“二次循环冷却”问题。发电机组不停止运行，循环冷却水则一刻不停地将大量余热弃置于环境中，自然造成了能源的浪费。[2]1．2 丰城电厂循环冷却水中赋存的余热量十分巨大 ? 电厂排热量巨大与它的热机生产效率直接相关。一般大型火电厂实际热效率仅为40％，60％以上热量排到环境中去（主要是冷却水带走）。就丰城电厂现在并网发电的1920MW火电汽轮机组而言，循环冷却水量约67.２～86.4m3／s、排水温升（即超过环境水域的温度）8～13℃（视季节而变），该温升所赋存的热量约2.3×106～3.65×106kJ/s；按年运行5 000h计，年均5.76～9.22×1013kJ/a，其热量折合标准煤约134.4～218.88万t