CN204663780U

CN204663780U - 基于热管的利用地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统

Info

Publication number: CN204663780U
Application number: CN201520039680.8U
Authority: CN
Inventors: 刘强
Original assignee: China University of Petroleum Beijing
Current assignee: China University of Petroleum Beijing
Priority date: 2015-01-21
Filing date: 2015-01-21
Publication date: 2015-09-23
Anticipated expiration: 2025-01-21

Abstract

本实用新型公开了一种基于热管的利用地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，主要由燃煤发电机组子系统和地热预热凝结水子系统组成，二者并联布置，主要包括燃煤锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器、凝结水泵、低压加热器、除氧器、高压加热器、热管、热管换热器、水泵及阀门。热管工质在蒸发段吸收地热能形成蒸气，并通过压力差输送至热管换热器冷凝段，并加热由某一级低压回热器出口分流的凝结水，被加热到相应温度的凝结水再回注入燃煤机组回热系统，替代汽轮机抽汽，增大燃煤机组发电量，通过阀门调节凝结水分流、回注位置及流量，实现能量的梯级利用。利用本实用新型减少了动力设备投资，不需挖掘回注井，地热能开发过程不消耗泵功，不产生腐蚀及结垢问题，有利于火电机组的节能减排和地热能的大规模开发。

Description

基于热管的利用地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统

技术领域

本实用新型属于可再生能源利用领域，涉及一种通过热管高效利用地热能并预热燃煤机组凝结水进而提高燃煤机组发电量的新型互补发电系统。

背景技术

我国的一次能源以煤炭为主，近10年来煤炭消耗总量增加了157％，2012年煤炭消耗量占全球煤炭消耗量的50.2％。然而煤炭的大量使用，带来了严重的环境污染，如SO₂、NO_x、CO₂、PM2.5、重金属及二噁英的大量排放。大量温室气体的排放，促进了全球变暖，引起灾害性天气、异常气候发生的频率和强度近年来不断增加，造成水资源分布的时空格局发生重大变化，带来冰川和积雪的融化，海平面的上升等都严重威胁着工农业生产、社会经济发展以及人类的生命安全，污染物排放控制与环境保护已成为全世界面临的严峻挑战。

随着能源与环境问题的日益突出，近20年来地热能的开发与利用得到了越来越多的重视。地热能与风能、太阳能等可再生能源相比，具有热源稳定、不受天气影响、存储量大以及发电成本较低的优点。我国地热资源丰富，浅层地热资源相当于95亿吨标准煤，主要平原沉积盆地的地热资源相当于8532亿吨标准煤，3-10km干热岩地热资源则相当于860万亿吨标准煤，主要以中低温地热为主。我国是世界上利用地热能最多的国家，但主要利用方式是直接供热，而中低温地热发电与世界先进水平差距明显，截止2012年底，地热总装机规模仅为27.28MW，要实现十二五末装机100MW的目标任重而道远。

地热能热发电是降低我国燃煤消耗、减少温室气体排放的有效途径之一。中低温地热能发电主要采用有机朗肯循环(ORC)，然而由于中低温地热能的温度一般在180℃以下，导致有机朗肯循环的发电效率不超过12％。为了保证地热资源的可持续性开采及地下水的平衡，在传统的地热利用方式中，地热水需要回灌，所以地热能开发需要挖掘生产井和回注井，地热井开采成本高。地热井往往深达1-3km，泵功消耗大。地热水富含矿物质及硅酸盐等，地热水的回注温度太低时，会导致换热器、阀门、回注井中产生严重的结垢，另外地热水中还会携带腐蚀性成分，这都影响设备的正常运行和地热能的高效利用。

实用新型内容

(一)要解决的技术问题

本实用新型的主要目的在于提供一种通过热管利用中低温地热能预热燃煤火电机组凝结水的互补发电系统，利用中低温地热能加热凝结水替代更高参数的汽轮机抽汽，增大汽轮机的出力，使火电机组扩容，提高地热能的利用效率，减少地热能发电装置的设备投资；通过热管开采地热能，不需要将地热水抽至地面，无需消耗泵功，不破坏地下水资源，不需挖掘回注井，避免换热设备及管道的结垢及腐蚀问题，极大地降低设备投资。

(二)技术方案

为达到上述目的，本实用新型提供了一种基于热管的地热能与燃煤火电机组互补的发电系统，该系统包括燃煤锅炉1、汽轮机高压缸2、汽轮机中压缸3、汽轮机低压缸4、发电机5、凝汽器6、凝结水泵7、轴封加热器8、第1号低压加热器9、第2号低压加热器10、第3号低压加热器11、第4号低压加热器12、除氧器13、给水泵14、第1号高压加热器15、第2号高压加热器16、第3号高压加热器17、热管换热器18、热管19、第1号入口阀门20、第2号入口阀门21、第1号出口阀门22、第2号出口阀门23、水泵24。

上述方案中，所述燃煤锅炉1中产生的过热蒸汽通过汽轮机高压缸2做功后，返回锅炉进行再热，并依次通过汽轮机中压缸3和汽轮机低压缸4膨胀做功，汽轮机带动发电机5发电，汽轮机低压缸4的排汽进入凝汽器6，并冷凝为凝结水，经凝结水泵7加压后依次通过轴封加热器8、第1号低压加热器9、第2号低压加热器10、第3号低压加热器11、第4号低压加热器12预热，并进入除氧器13，其中在第1号低压加热器9或第2号低压加热器10出口分流部分凝结水进入热管换热器18，吸收热管工质所携带的地热能并被加热，然后送至第4号低压加热器12或除氧器13的入口，凝结水除氧后，经给水泵14加压，并依次经过第1号高压加热器15、第2号高压加热器16、第3号高压加热器17，最后进入锅炉。

上述方案中，燃煤机组回热系统分流部分凝结水，并被热管工质所携带的地热能预热，降低了汽轮机的抽汽量，被排挤的抽汽返回汽轮机做功，在燃料一定的情况下，增大了燃煤机组的发电量，由于地热能替代了更高参数的抽汽，也提高了地热能的利用品位。

上述方案中，热管19可采用水、甲醇、乙醇或R113为工质，蒸发段位于地热层中，工质吸收地热层的热量并蒸发，靠压差作用流向热管换热器18的冷凝段，冷凝段位于热管换热器18中，工质被分流的凝结水冷凝至饱和液，并返回地热层吸收热量。

上述方案中，热管19的蒸发段和冷凝段之间敷设绝热层。

上述方案中，采用热管技术，热管工质既可以吸收热水型地热层的热量，也可以吸收干热岩型地热层的热量，不会携带腐蚀性物质或易结垢的矿物质至地面，不会导致换热设备的腐蚀和结垢，不污染环境，不破坏地下水资源。

上述方案中，热管工质定温放热，将燃煤机组回热系统分流的凝结水加热至回热系统相应参数后返回至燃煤机组回热系统。

上述方案中，热管换热器18设有第1号入口阀门20和第2号入口阀门21，第1号入口阀门20位于第1号低压加热器9的出口，第2号入口阀门21位于第2号低压加热器10的出口，燃煤机组不同负荷下，各低压加热器出口温度会变化，因此可根据燃煤机组实际运行参数，启闭阀门20、21来匹配凝结水与热管换热器中水蒸汽的冷凝温度，减小传热不可逆损失，另外，第1号入口阀门20和第2号入口阀门21还起到调节凝结水流量以匹配热管换热器18出口的凝结水温度。

上述方案中，热管换热器18出口设置有水泵24，用以调整凝结水压力，补偿分流的凝结水在阀门20、21、管路及热管换热器18中的压力损失。

上述方案中，第1号出口阀门22设置在第4号低压加热器12的入口，第2号出口阀门23设置在除氧器13的入口，根据参数匹配、减小做功能力损失的原则，选择开启第1号出口阀门22或第2号出口阀门23，尽可能多的替代高压抽汽，增加机组的发电量。

(三)有益效果

上述方案中，本实用新型的有益效果包括：

1、利用本实用新型，热管工质蒸发吸收地热能热量，并加热分流的凝结水，替代更高温度和更高压力的汽轮机抽汽，而被替代的抽汽返回汽轮机膨胀做功，在燃煤消耗量不变的情况下，增大了汽轮机的做功量和燃煤机组的发电量；在机组发电量不变的情况下，可降低汽轮机的主蒸汽量，即降低锅炉热负荷，减少燃煤消耗量，实现燃煤机组的节能减排。

2、利用本实用新型，可以根据燃煤机组运行参数，调整凝结水分流和回注位置及凝结水分流量，匹配凝结水和热管工质的温度，减小不可逆损失，并提高燃煤机组的发电量。

3、利用本实用新型，热管工质吸收地热能，无需将地热水开采至地面，避免了消耗泵功，不需要挖掘回注井，不破坏地下水资源的平衡及地质结构，不会携带腐蚀性物质及矿物质至地面，不会引起换热设备的腐蚀及结垢等问题。

4、利用本实用新型，可以充分发挥燃煤机组效率高的优势，通过地热能替代汽轮机抽汽，较之规模较小的地热能电站，可得到较高的地热能净发电效率，同时减少了单纯地热能电站的动力设备投资。

5、本实用新型对下列地区具有更大的优势：地热资源丰富且存在大型燃煤发电机组的地区，如广东、山东、辽宁、福建、天津、河南、湖北、湖南等省市。

附图说明

图1为本实用新型提供的基于热管的利用地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统的结构示意图。

图中：1-燃煤锅炉；2-汽轮机高压缸；3-汽轮机中压缸；4-汽轮机低压缸；5-发电机；6-凝汽器；7-凝结水泵；8-轴封加热器；9-第1号低压加热器；10-第2号低压加热器；11-第3号低压加热器；12-第4号低压加热器；13-除氧器；14-给水泵；15-第1号高压加热器；16-第2号高压加热器；17-第3号高压加热器；18-热管换热器；19-热管；20-第1号入口阀门；21-第2号入口阀门；22-第1号出口阀门；23-第2号出口阀门；24-水泵。

具体实施方式

下面结合具体实施方式，并参照附图，对本实用新型作进一步的详细说明。

本实用新型一种基于热管的利用地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，如图1所示，包括燃煤发电机组子系统A和地热预热凝结水子系统B。本实用新型的应用对象是燃煤发电机组A，与地热预热凝结水子系统B相互连接。

所述燃煤发电子系统A包括燃煤锅炉1、汽轮机高压缸2、汽轮机中压缸3、汽轮机低压缸4、发电机5、凝汽器6、凝结水泵7、轴封加热器8、第1号低压加热器9、第2号低压加热器10、第3号低压加热器11、第4号低压加热器12、除氧器13、给水泵14、第1号高压加热器15、第2号高压加热器16、第3号高压加热器17。

所述燃煤发电子系统A的连接关系是：燃煤锅炉1，汽轮机高压缸2，燃煤锅炉1，汽轮机中压缸3，汽轮机低压缸4，发电机5，前后依次连接；汽轮机低压缸4，凝汽器6，凝结水泵7，轴封加热器8，第1号低压加热器9，第2号低压加热器10，第3号低压加热器11，第4号低压加热器12，除氧器13，给水泵14，第1号高压加热器15，第2号高压加热器16，第3号高压加热器17和燃煤锅炉1前后依次连接，低压加热器逐级自流入凝汽器，高压加热器疏水逐级自流至除氧器；汽轮机高压缸2向第3号高压加热器17和第2号高压加热器16提供抽汽，汽轮机中压缸依次向第1号高压加热器15和除氧器13 提供抽汽，汽轮机低压缸依次向第4、3、2、1号低压加热器12、11、10、9提供抽汽。

所述地热预热凝结水子系统B包括热管换热器18、热管19、热管换热器第1号入口阀门20和第2号入口阀门21、热管换热器第1号出口阀门22和第2号出口阀门23、水泵24。

所述地热预热凝结水子系统B的连接关系是第1号入口阀门20和第2号入口阀门21及其管路并联接入热管换热器18，但运行中只开一个阀门及其相应管路，热管19与热管换热器18和地热层串接，通过热管工质将地热层的热量输送至热管换热器18，热管换热器18与水泵24串联，热管换热器第1号出口阀门22和第2号出口阀门23及其管路并联，运行中只开其中一个阀门及相应管路。

实施例1

热管工质的冷凝温度较高时，即热管换热器18运行温度较高，开启第2号入口阀门21和第2号出口阀门23，第1号入口阀门20和第1号出口阀门22关闭，第2号低压加热器10出口分流部分凝结水经入口阀门21进入热管换热器18，凝结水被热管工质加热到温度略高于第4号低压加热器12出口温度，经水泵24调节凝结水压力与回热系统相匹配后，再通过出口阀门23汇入第4号低压加热器12出口，并进入除氧器13。此实施例中，低压加热器11和12所需的抽汽量减少，被替代的蒸汽返回汽轮机做功，提高燃煤机组的发电量。以某1000MW机组为例，低压加热器11的抽汽温度为134℃，抽汽量为19.5kg/s，出口温度为101℃，低压加热器12的抽汽温度为205℃，抽汽量为21.1kg/s，出口温度为122℃。热管工质采用水，吸收地热后水蒸汽流量为10kg/s，冷凝温度为130℃，在燃煤机组主蒸汽量(给水量)不变的情况下，第2号加热器10出口分流凝结水119.7kg/s，在热管换热器18中被加热至122℃，然后经水泵24和出口阀门23汇入第4号低压加热器12出口，则低压加热器11和12所需的汽轮机抽汽量分别减少了3kg/s和5.9kg/s，燃煤机组增加发电量3962kW。130℃地热能替代了134℃和205℃的汽轮机抽汽，提升了能量品位，地热发电热效率可达18％。

实施例2

热管工质的冷凝温度较低时，即热管换热器18运行温度较低，只开启第1号入口阀门20和第1号出口阀门22，关闭第2号入口阀门21和第2号出口阀门23，第1号低压加热器10出口分流部分凝结水经第1号入口阀门20进入热管换热器18，凝结水被热管工质加热到温度略高于第3号低压加热器11出口温度，经水泵24调节凝结水压力与回热系统相匹配后，再通过第1号出口阀门22汇入第3号低压加热器11出口。此实施例中，低压加热器10和11所需的汽轮机抽汽量减少，被替代的蒸汽返回汽轮机做功，提高机组的发电量。仍以某1000MW机组为例，低压加热器10的抽汽温度为84℃，抽汽量为16.6kg/s，出口温度为80℃。热管中水蒸汽流量为10kg/s，冷凝温度为110℃，在燃煤机组主蒸汽量(给水量)不变的情况下，分流凝结水130.8kg/s，并由60℃加热至101℃，则低压加热器10和11的抽汽量分别减少4.9kg/s和4.5kg/s，汽轮机增加发电量3046kW。110℃地热能替代了84℃和134℃的汽轮机抽汽，地热发电热效率可达14％。

本实用新型中，热管工质可以采用水、甲醇、乙醇、R113等工质，可根据经济性、环保性、安全性、蒸发及冷凝温度等的要求进行选择；工质吸收地热能为蒸发过程，工质释放地热能为冷凝过程，换热系数大，有利于降低换热面积；蒸发段和冷凝段之间敷设绝热层。

本实用新型中，由于地热生产井与燃煤电厂有一定距离，凝结水输运过程会产生压力降，所以通过水泵24调整凝结水压力与燃煤机组回热系统参数相匹配。

本实用新型中，热管工质的冷凝温度并不限定，根据地热层温度水平、地热生产井投资、燃煤机组回热系统运行参数确定。

综上所述，对于地热预热凝结水子系统输入端和输出端通过采用不同的连接方式，将热管工质与凝结水的温度品位进行合理的分配及集成，实现了能量的梯级利用，减少了不可逆损失，提高了燃煤机组的发电量，在保证电厂安全运行的前提下，高效开发了中低温地热能，有效降低了电厂二氧化碳排放量，有利于推动我国地热能发电技术的进步。

以上所述的具体实施例，对本实用新型的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，但是本实用新型并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅是示意性的，而不是限制性的，在本实用新型的启示下，还可以做出很多变形和改进等，这些均属于本实用新型的保护范围之内。

Claims

1.一种基于热管的利用地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，其特征在于，该系统包括燃煤发电机组子系统和地热预热凝结水子系统；

所述燃煤发电机组子系统包括燃煤锅炉(1)、汽轮机高压缸(2)和依次串接的汽轮机中压缸(3)、汽轮机低压缸(4)、发电机(5)、凝汽器(6)、凝结水泵(7)、轴封加热器(8)、第1号低压加热器(9)、第2号低压加热器(10)、第3号低压加热器(11)、第4号低压加热器(12)、除氧器(13)、给水泵(14)、第1号高压加热器(15)、第2号高压加热器(16)、第3号高压加热器(17)，其中第4号低压加热器(12)、第3号低压加热器(11)、第2号低压加热器(10)、第1号低压加热器(9)的疏水逐级自流入凝汽器(6)，第3号高压加热器(17)、第2号高压加热器(16)、第1号高压加热器(15)的疏水逐级自流至除氧器(13)；

所述地热预热凝结水子系统包括热管换热器(18)、热管(19)、与燃煤机组回热系统凝结水管路相接的热管换热器第1号入口阀门(20)、第2号入口阀门(21)、第1号出口阀门(22)、第2号出口阀门(23)、水泵(24)，其中第1号入口阀门(20)和第2号入口阀门(21)并联布置，向热管换热器(18)分流凝结水，第1号出口阀门(22)和第2号出口阀门(23)并联布置向燃煤机组回热系统回注凝结水。

2.根据权利要求1所述的地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，其特征是地热预热凝结水子系统与燃煤机组低压回热系统并联布置，第1号入口阀门(20)、第2号入口阀门(21)、第1号出口阀门(22)、第2号出口阀门(23)分别布置在第1号低压加热器(9)、第2号低压加热器(10)、第3号低压加热器(11)、第4号低压加热器(12)的出口，根据热管换热器(18)中工质的冷凝温度及燃煤机组回热系统的凝结水温度，通过开启第1号入口阀门(20)或第2号入口阀门(21)将凝结水引入热管换热器(18)，并通过开启第1号出口阀门(22)或第2号出口阀门(23)将利用地热能预热的凝结水注入燃煤机组的回热系统，实现地热能与凝结水温度间的匹配。

3.根据权利要求1所述的地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，其特征是通过控制系统及第1号入口阀门(20)或第2号入口阀门(21)调节分流的凝结水流量。

4.根据权利要求1所述的地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，其特征是热管换热器(18)出口串联水泵(24)，调节汇入燃煤机组回热系统的凝结水压力，补偿阀门、管路及换热器内的压力损失。

5.根据权利要求1所述的地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，其特征是利用热管技术开发中低温地热能，并用于预热凝结水，替代汽轮机抽汽，增加燃煤机组的发电量，提高地热能的利用效率。

6.根据权利要求1所述的地热能预热燃煤机组凝结水的互补发电系统，其特征是热管(19)的工质可以采用水、甲醇、乙醇或R113，工质在地热层中吸收地热能蒸发形成蒸气，依靠压力差将蒸气输送至热管换热器的冷凝段，进而冷凝并加热燃煤机组回热系统分流的凝结水，热管蒸发段和冷凝段之间敷设绝热层。