供热技术

总体来看，世界各国在核能供热领域已经有了较长的历史和相当范围的应用，但应用还很不充分。核能供热技术研究在核电热电联产技术、供热堆技术、多功能小堆技术方面都取得了长足的发展，从投产项目来看，核电热电联产技术的工程可行性及商业可行性都得到了一定程度的验证。

在构建新型电力系统的两个阶段，我国的工作重点都将围绕推动煤电的优化与退出、综合施策提升电力系统灵活性、强化分布式能源与微电网的发展格局、大力发展电制衍生品技术和新一代发电与供热技术，以及促进循环经济和“新能源+”的发展上。但两个阶段的侧重点有所不同，在1.0阶段，更多的是侧重调整煤电的发展方向和解决电力系统灵活性不足的问题，以满足大规模新能源并网消纳需求，加速电力行业自身的脱碳进程。在2.0阶段，更多的是侧重全新的技术、生产与消费方式、商业模式的发展与推广，以及电力行业与其他行业的深度融合等，以发挥电力行业的基础性地位，带动工业、交通、建筑等各个部门的低碳可持续发展。为保障新型电力系统的建设，我国需建立现代化的能源管理体系，持续提升政府部门的行政治理水平；需构建高效运转的电力批发市场和多样化的电力零售市场，保障新能源渗透率不断提升的电力系统运行的安全性、可靠性和经济性；需高度重视科技研发与创新，推进关键能源技术取得突破；需完善碳市场和可再生能源消纳责任制，以市场化的手段倒逼煤电的转型与退出，提升新能源项目的经济性；需大力推动公正转型和加强宣传教育，以促进经济社会的包容性发展，调动一切积极因素，探寻构建新型电力系统的最佳实践和最优之路。

本项目属于集中供热、市场营销、热力市场开拓等领域。 项目在国家积极发展热电联产的战略背景下，研究了供热精益化运营及市场开拓模式创新实践工作。建立了供热技术经济指标体系，创新能耗分析模型、供热效益评价方法和成本核算方法，综合剖析工业供热成本，分析研究燃机/分布式等不同类型供热新模式，制订供热经营评价标准并开展经营评价，举办首届供热技能大赛，提出华电供热品牌。 该项目最终形成多份技术查评报告，构建了集团公司供热经营精益化管理平台，理顺了供热业务的真实贡献，为供热前期项目管理等提供强有利的支撑，也为集团热力市场开拓模式和创新提出了参考方向，成果在全集团范围内 24 个区域，90 余家供热企业广泛应用，效益显著。 本项目属于华电集团创新软课题，已通过专家评审，项目还荣获了华电集团管理创新奖等多个奖项，项目完成华电集团企业标准 2 项，编写培训教材 1 项，关键技术和创新点属于国内领先水平。

当前我国集中供热方式能耗高，超出欧洲同纬度国家的一倍以上；这主要取决于我国集中供热系统网源间信息孤立，采取首站定流量、换热站分摊的传统调节方式，致使调节失效，过量供热严重。及热电机组运行受制于“热电比”，为满足供热而导致无法参与电网调峰，间接造成新能源电力消纳困难。项目基于我国集中供热系统独有特性，结合火电调峰政策要求，开展热电联产网源一体化智慧供热技术研究，实现多能源生产与供给的协同。 项目实现自主创新，授权发明专利6件，申请发明专利6件，授权实用新型专利17件，软件著作登记1件。经第三方机构国内外科技查新，一站一优化智能调节技术与梯级供热技术为国内外首创。经中国电力企业联合会成果鉴定，成果整体达到国际先进水平，其梯级供热新技术达到国际领先水平。

本项目成果首次提出存在最佳低温循环水热泵入口温度（即最佳低压缸排汽压力），建立了汽轮机组和吸收式热泵余热回收系统联合仿真模型，进行了系统集成优化研究，为实际工程项目提供技术指导。首次实现了吸收式热泵供热技术在国内300MW等级闭式循环水冷机组上的成功工程应用，研究成果处于国内外领先水平。实现了在不新增燃煤量，不影响机组发电负荷的情况下，电厂供热能力提高30%以上、综合能源利用效率提高近20%的目标。首次制定了针对火电厂低温余热回收系统的运行优化控制策略，优化了余热回收系统的接入方式，提高了系统运行可靠性，保证机组及余热回收系统的安全运行。 该项目成果符合国家当前“节能减排”战略和“建设资源节约型环境友好型”基本国策，是电厂进行技术革新、提高能效和增加效益的有效途径。项目在不新增燃煤量情况下，为实施电厂带来大幅的节能减排效益。项目取得的技术成果在国内火电行业具有极大的推广价值，同时该项技术在电力行业处于发展的初期阶段。根据《2010年热电联产发展规划及2020年远景发展目标》，预计到2020年，全国热电联产总装机将达到2亿千瓦，其中集中供热和工业生产用热的热电联产装机为1亿千瓦，热电联产将占全国火电机组的比例为37%左右。北方地区城镇集中供热面积到2020年达到75亿m2，供热需求和缺口巨大。巨大的供热需求，给供热机组改造、余热利用技术等带来了巨大发展机会。

日前的高背压供热技术适用于350MW及以下低压缸单缸双排汽机组，并且在供热季按“以热定电”的方式运行，完全无法参与电网调峰，不符合国家政策深挖火电机组调峰能力的要求。 600MW超临界直接空冷机组双背压供热技术研究与工程示范项目属于国内首创技术，600MW等级机组的热力系统、设备形式等与135MW、300MW等级机组存在较大差异，原来的技术无法满足600MW机组的要求。该项目创造性的研发了“空冷机组双背压循环水供热系统”的全新运行模式，并成功实施于燕山湖公司2号机组，经过一个供热季的运行，证明该模式运行安全稳定，节能效益显著，适应电网调峰能力强。

发展热电联产是实现国家两个根本性转变，实施可持续发展战略的重要举措，是提高人民生活质量的公益性基础设施。随着新能源发展和社会转型的加速，使得热电机组面临着电力调峰能力严重低下、供热能力日益不足等技术难题。当前我国集中供热系统一次能源消耗水平比欧洲同纬度国家能耗高出一倍以上，主要原因是“首站定流量、换热站分摊”的单向信息流调节方式，致使热源与热网间供热信息孤立，无法按需供热。 项目引领了我国热电联产领域的技术革新，特别是新型凝抽背供热技术，突破了汽轮机设计需保证低压缸最小进汽流量的限制，为国内汽轮机改造与设计提供了新思路。项目从“热源-储能-热网”一体化的角度，以负荷需求为导向，实现供热系统的信息物理融合，达到多能协同优化和调度。积极响应了国家“互联网+”行动计划，推进了集中供热系统“互联网+”智慧能源建设。

城市集中供热热负荷分为常年性热负荷和季节性热负荷两类：常年性热负荷包括生产工艺热负荷和生活热水供应热负荷；季节性热负荷包括建筑冬季采暖热负荷、通风热负荷、空调热负荷和夏季供冷热负荷等。以蒸汽为驱动热源，漠化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低品位废热源中的热量，通过回收转换制取工艺性或采暖用高品位的热水。在实施两台30万千瓦机组乏汽余热利用改造项目，在实践中取得了良好的效果，为企业发展注入了新的活力，提高了企业的经济效益与社会效益，使企业管理水平迈上了新台阶。为企业切实实现可持续发展、建成国际一流发电企业提供重要的技术支撑，为集团公司制定节能减排策略提供参考，为同类火力发电企业开展节能减排工作提供示范和指导。并且积极回报社会，在充分展示自身的社会价值、实现持续快速发展的同时，为推动地方经济起和和谐社会建设竭尽全力，做出自己的贡献。

《超临界间冷机组高背压循环水供热在线切换技术》的原理是根据超临界间接空冷机组的特点，采用双温区凝汽器供热技术方案及切换方案。凝汽器采用两路独立冷却水源，各半侧运行，两个温区换热。即凝汽器半侧通过热网循环水被汽轮机低压缸排气余热加热，实现对外供热，半侧通过空冷岛冷却循环水，做为备用、调峰冷却系统。 供热系统中，热网水回水通过阀门控制，先到凝汽器的一个通道，流量大约13500-14500t/h。凝汽器背压升至33～38kPa（机组允许最高背压48kPa），对应排汽温度71～75.5℃，热网回水在凝汽器被加热到68~72℃，再经过热网循环泵升压后进入热网首站，在热网首站的加热器通过抽汽进行二次加热至热用户需要的温度后供给热网系统。 备用冷却系统中，系统利用原间冷塔的循环水系统和管道，再增加小容量变频水泵与原有的泵并联运行，通入凝汽器另一个通道，适应160MW到310MW之间的电负荷调峰或电负荷波动，还有确保热网异常时可随时投入循环水，防止热网水中断时机组背压超限，而停机。 机组高背压供热中只运行变频循环泵，变频循环泵根据汽轮机低压缸末级叶片安全监控系统给定的指令自动调节变频循环泵转速来控制冷却水流量，冷却水通过凝汽器的另一侧半边循环中带走排气部分热量，使机组背压在允许背压范，从而确保机组低压缸末级叶片在安全允许范围内运行。变频循环泵同时为凝结水换热系统提供冷却水，防止凝结水温度高而精处理树脂失效。 该技术采用超临界间冷机组双温区凝汽器供热及切换方案，回收汽轮机低压缸排气余热来对外供热，实现提高现有机组供热能力，煤耗指标大度下降。 1、该技术具有以下创新点； 1）高背压供热、抽凝供热、纯凝发电工况可在线切换，机组可连续运行； 2）最大限度减少热网对机组本身的安全，可实现停热不停机； 3）具有机组背压自动调节、控制功能； 4）具有背压供热兼具电负荷调峰功能。 2、成功授权以下4项实用新性专利，受理2项发明型专利： 1）问接空冷高背压机组电网调峰能力与供热需求的协调控制系统；（专利号：201621237597.2） 2）间接空冷机组高背压运行优化系统；（专利号：201621237839.8） 3）具有供热和纯凝双模式的凝结水精处理运行系统；（专利号：201621237838.3） 4）一种间接空冷机组高背压运行备用冷却应急系统（专利号：201621238587.0）