一、火电厂低温余热回收技术
1．吸收式热泵供热技术
典型的溴化锂吸收式热泵供热技术是通过溴化锂吸收剂浓溶液的稀释放热和加热蒸发的特性，回收火电厂余热制取热水的供热技术。针对湿冷机组和空冷机组，吸收式热泵供热技术方案有一定区别，如图3-1所示为湿冷机组的吸收式热泵供热系统流程图，该系统由吸收式热泵、尖峰加热器、普通的换热器以及相应的供热管网和附件组成。来自汽轮机中低压缸连通管的抽汽驱动吸收式热泵，换热后产生的凝结水通过回收再次进入锅炉；汽轮机低压缸排汽通过凝汽器向循环水冷凝放热，循环水作为吸收式热泵的低温热源，进入吸收式热泵后加热一次网回水，循环水放热后返回汽轮机凝汽器吸热，周而复始进行放热吸热的循环；一次网回水在吸收式热泵内加热升温为中温热源，并根据热用户需求利用尖峰加热器进一步加热，成为一次网供水，一次网通过换热器将热量传递给二次网，最终输送给采暖用户。该技术实现了正逆耦合循环及热电联产机组的“温度对口，梯级利用”，使低品位的余热得以充分回收利用，减少了热量损失。在电厂实施后，对汽轮机低压缸影响较小，同时还兼具节能环保等优点。
2．大温差供热技术
大温差供热技术是建设长输热网、城市热网、庭院管网组成的三级热网结构，逐级降低回水温度，回收低品位余热。长距离供热热网（零级热网）温差大（供、回水温度120/10~20℃），通过调峰热源驱动热泵，热网回水温度最低可降到10℃，提高了长输热网的输配能力。城市热网（一级热网）为低热网供水和回水温度（（60-90）/30℃），便于接入城市热网附近的各种低品位余热。庭院热网（二级热网）温差小（50/40℃），避免水力失调而造成热损失。
相对应三级热网结构，常规的换热站变为中继能源站、分布式能源站和楼宇能源站梯级降低热网回水温度的方式，如图3-2所示。为了降低一级网和二级网传热造成的不可逆损失，进一步提高热电联产集中供热系统的能源利用效率，清华大学提出了基于吸收式换热的热电联产集中供热新技术。在不改变二级网供回水温度的前提下，利用一、二级热网之间温差传热所形成的有用能作为驱动力，大幅度降低一次网回水温度（显著低于二次网温度）。吸收式换热机组主要由热水型吸收式热泵和水—水换热器组成，一次网高温供水首先作为驱动能源进入吸收式热泵发生器中加热浓缩溶液，之后进入水—水换热器直接加热二次网热水，最后再返回吸收式热泵作为低位热源，在其蒸发器中降温后返回一级网回水管；二级网回水分为两路进入机组，一路进入吸收式热泵的吸收器和冷凝器中吸收热量，另一路进入水-水换热器与一级网热水进行换热，两路热水汇合后送往热用户。能源站的调峰还可与降低回水温度相结合，充分利用调峰热源的高品位做功能力，进一步降低回水温度。中继能源站利用天然气、蒸汽、电能等能源，实现远距离热网大温差与城市热网小温差之间的传热，并集中降低回水温度，利用现有热网条件使用长输余热热源替代燃煤锅炉等低能效高污染热源。分布式能源站是利用吸收式换热器代替常规的热力站板式换热器来降低回水温度。在低温余热比较丰富的场合，电动压缩式换热技术和吸收/压缩复合式换热技术使电能与余热一起也成为热网的一种调峰能源，具有上述补燃型吸收式换热技术的同样特点，可以使城市热电联产集中供热网长期保持在最佳状态下运行，充分发挥其高效和低运行成本的优点，而电动热泵也充分发挥其可以分散地清洁应用和调节便捷的特点，成为分布能源站的一种重要形式。为了解决运输与安装问题，可采用分体式、模块化机组和小容量楼宇吸收式换热机组，实际项目中在不影响二级热网供热参数的情况下一次热网回水温度可达20-30℃，如图3-3所示。
降低热网回水温度，提高供回水温差，不仅可大幅度提高热网输送能力，还能为电厂回收余热创造了有利的条件。常规的电厂乏汽余热回收系统主要基于单元制（并联模式）构建，每台汽轮机组作为一个独立的余热回收系统，热网回水进入电厂后，分别并联进入各独立余热回收系统。热网低温回水通过单级凝汽器直接加热到较高温度，使得凝汽器换热环节的温升过大，换热过程的不可逆损失增大，系统能效下降。根据热网低回水温度的特点，提出多台汽轮机组乏汽、吸收式热泵和抽汽多级串联梯级加热的余热高效回收利用新模式，打破了电力行业惯用的并联模式，大幅度减少热电厂换热环节不可逆损失，形成热电厂以乏汽为主的供热新模式，大幅降低热源供热成本，提高长距离供热的经济性。系统由各汽轮机组凝汽器、热泵和热网加热器串联组成，如图3-4所示，选择温度适宜的多台机组抽汽与乏汽对热网水的逐级升温，减少了加热热网过程的温差不可逆损失，进而实现各台机组的乏汽余热高效利用。
图3-4 基于电厂乏汽余热高效利用的热电联产梯级加热系统
3．汽轮机高背压供热技术
汽轮机高背压供热技术，就是将原有的汽轮机组的背压提高，即适当降低凝汽器的真空，提高排汽压力、温度，并利用排汽加热热网回水，从而提高循环水温度，利用循环水作为热媒向热用户供暖的一项节能技术，包括直接高背压供热技术和双转子双背压供热技术。湿冷机组进行高背压改造时有两种方式：低压转子去掉末级叶片和低压转子一次性改造方式。低压转子去掉末级叶片是在供热期间，低压转子拆除末一级或两级叶片，提高凝汽器背压，实现高背压供热和“零”冷源损失，节能效果显著。低压转子一次性改造是通过更换静叶栅、动叶栅、叶顶汽封、末级叶片以及调整低压通流的级数实现对机组的改造，使机组背压高于纯凝工况的普通背压。湿冷抽汽供热机组改造前后系统如图3-5所示。
①直接空冷机组。直接空冷机组为汽轮机低压缸排汽直接引入空冷岛翅片管束，在管束中与空气换热冷凝成水。直接空冷机组的总热效率较低，其中通过空冷岛排放到大气的能量约占总能量的50%以上，大量余热未被利用。若将直接空冷机组的热网水系统引入机组凝结系统进行加热，需加入新的凝汽器设备，用于回收汽轮机排汽余热，最终实现对热网循环水的加热。直接空冷机组的高背压供热系统图如图3-6所示。
②间接空冷机组。间接空冷机组类似于纯凝机组，它有凝汽器，乏汽在凝汽器中冷凝，循环水通过空冷塔换热。可采用间接空冷机组双温区凝汽器供热技术进行供热，它不改变汽轮机本体和间冷塔现状，供热期，适当提高汽轮机背压，利用热网循环水通过凝汽器回收汽轮机排汽余热，进行供热；在非供热期，切换到间冷塔进行纯凝工况运行。湿冷机组高背压供热改造另一种方案是夏季运行时，湿冷机组维持背压5kPa不变，冬季供热时，更换转子，使机组背压提高（如50kPa左右），供热期结束后再次更换回夏季转子。由于供热期和非供热期采用的是不同的两根低压缸转子，该方式称为双转子双背压方式。“双背压双转子互换”供热改造技术由常规的高背压供热方式发展而来，较好地克服了高背压供热在安全性方面的诸多缺陷，是一种比较适合于大型机组的循环水余热回收技术。但采用这种方式，需要有很大的、较稳定的供热面积，否则无法消纳进入凝汽器的巨大余热量。
4．低压光轴转子供热技术
低压光轴转子供热改造时，仅保留汽轮机的高、中压缸做功，低压缸内的全部通流拆除，设计一根新的光轴转子，只起到在高、中压汽轮机和发电机之间的连接和传递扭矩的作用。图3-7所示为无冷却蒸汽的光轴供热系统示意图。
在冬季供热运行时，更换原中低压联通管，增加供热抽汽管道进行供热。同时为了保证机组安全，机组抽汽采用非调整抽汽，抽汽压力与原机组同等工况相持平。为保证原低压转子与新设计低压光轴转子的互换性，中低联轴器和低发联轴器均采用液压螺栓结构。机组在供热运行期间，在低压缸隔板或隔板套槽内安装新设计的保护部套，以防止低压隔板槽档在供热运行时变形、锈蚀。如图3-8和图3-9分别为改造前后的低压转子示意图。
在夏季非供暖期，低压汽轮机改为原转子，切换为凝汽机组。改造后机组供热期和非供热期运行方式不一样，每年在季节交换时机组需停机，进行低压缸揭缸，更换低压转子、低压隔板、隔板套和联通管等设备部件。
5．压缩式热泵供热技术
压缩式热泵在电厂低温余热的利用可分为分布式电动热泵供热和集中式电动热泵供热。分布式电动热泵供热技术，将热泵分散置于各小区热力站中，电厂凝汽器出口的低温循环水引至各热力站，热泵回收循环水余热加热二次网热水为用户供暖或提供生活热水。集中式电动热泵供热技术，热泵机组设置于电厂内，凝汽器出口的部分循环水进入热泵作为低温热源，一次网回水由热泵加入至80～90℃，再进入汽水换热器进行二次加热，送入城市热网。
二、热电解耦技术
火电灵活性改造的主要措施中，与供热关系最为密切的是“热电解耦”。它是指通过一定技术手段，减少机组对外供热量与机组出力之间的相互限制，实现机组电、热负荷的相互转移，大幅度提高机组热电比，改变热电机组“以热定电”的运行模式。热电解耦关键技术，除了新型凝抽背供热技术外，还有蓄热调峰技术、电蓄热锅炉、主蒸汽减温减压供热、机组旁路供热与高参数蒸汽多级抽汽减温减压供热等。
1．新型凝抽背供热技术
新型凝抽背供热技术是一种可在线实现汽轮机在纯凝（N）、抽汽（C）与背压（B）三种工况间灵活切换的供热技术，是对国产热电机组运行理念的重大突破，具有投资少、改造范围小、经济效益显著等优势。图3-10为新型凝抽背供热技术系统示意图。当外界热负荷需求急剧增长时，可以通过关断中低压缸联通管上的液压蝶阀来切除低压缸进汽，实现汽轮机中压缸的排汽全部对外供热，迅速提升机组的供热能力。此时汽轮机低压缸不再进汽做功，机组的出力迅速降低，可快速响应电力调峰的灵活性运行；同时它还可以通过调整阀门，在满足供热需求的前提下将机组电负荷迅速降低，快速响应电网调峰运行灵活性。技术最大难点在于将凝汽器维持在一个较高的真空值，同时保留低压缸一小股冷却汽流，维持低压缸的“空转”运行。
新型凝抽背供热技术不同于加装有3S离合器的NCB型热电机组，它可以在低压转子不脱离、整体轴系始终同频运转的情况下，通过中低压缸连通管上新加装的全密封、零泄漏的液压蝶阀启闭动作，实现低压缸进汽与不进汽的灵活切换。同时它设计加装了一种可以对蒸汽参数进行调节的旁路控制系统，将小股中压排汽作为冷却蒸汽通入低压缸，后缸喷水长期投运，控制排汽温度在正常运行范围内，保证了低压缸在切除进汽的工况下安全运行。
2．电蓄热锅炉
该技术是指在电源侧设置电锅炉、电热泵等，在低负荷抽汽供热不足时，通过电热或电蓄热的方式将电能转换为热能，补充供热所需，从而实现热电解耦。在热电联产机组运行时，根据电网、热网的需求，通过调节电锅炉用电量（转化为热量）实现热电解耦，达到满足电热需求的目的。热电厂配置电蓄热锅炉后，可利用夜间用电低谷期的富裕电能，以水为热媒加热后供给热用户，多余的热能储存在蓄热水箱中，在负荷高峰时段关闭电锅炉，由蓄热水箱中储存的热量和机组抽汽共同供热。
3．蓄热罐
根据区域供热系统的特点，储热装置通常采用常压或承压式热水储热罐。一般而言，供热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐，高于98℃时设置承压储热罐。常压储热罐结构简单，投资成本较低，最高工作温度一般为95~98℃，储热罐内水的压力为常压，如同热网循环水系统的膨胀水箱;承压储热罐最高工作温度一般为110℃~125℃，工作压力与工作温度相适应，对储热罐的设计制造技术要求较高，但系统运行与控制相对简单，与热网循环水系统耦合性较好。储热罐的应用可以使热和电这两种产品在生产的过程中解耦，解耦时间的长短取决于储热罐储热能力的大小。国外对于热电联产解耦一般采用配置大型蓄热罐的方式，大型蓄热水罐按罐内压力分为常压罐和承压罐，常压罐内压力1bar，供水温度在95度左右；承压罐分低压罐和高压罐，目前北欧最多数量的是低压罐，内部压力2bar，个别高压罐案例内部压力可达18bar。目前，世界上最大蓄热水罐项目在丹麦和德国，丹麦案例的总体积达70000立方米，净容积66000立方米。国外采用储热罐主要是通过热电解耦实现热和电两种产品销售利润最大化，热电联产机组可在上网电价高峰时段大量生产电能，并将产生的热能储存起来;在用热高峰且上网电价处于较低的波动区间时,则可以维持较少的发电量,缺少的部分热量由储热罐储存的热量来提供。国内的大唐辽源热电厂储热罐灵活性改造示范项目，储热罐有效容积26000立方米,为目前容积最大的常压型储热罐灵活性改造项目。大唐辽源发电厂于2018-2019年供热季正式投运热水储热罐运行。储热罐储热有效容积为26000立方米,直径30米,总高47.8米,设计总储能1188MW(放热能力198MW/h)。利用大规模蓄热为电力调峰的灵活热电联产可以通过为电力系统提供平衡服务和将廉价供热与蓄热能力相结合，对于抽凝式热电厂，利用蓄热罐进行调峰的工作过程实质就是蓄热、放热的过程:在白天发电负荷较高,汽轮机的抽汽量有富裕时,在满足用户基本供热负荷的前提下,多抽一部分供热抽汽进行放热,释放的热量存储于蓄热罐中;在夜间需要机组进行深度调峰,发电负荷由于供热的限制不能下调时,利用蓄热罐放热,可使机组在满足对外供热负荷的前提下,减少抽汽量,使机组的调峰深度增加。
4．抽汽蓄能技术
抽汽蓄能技术以高温储能系统为基础，深度耦合火电、核电等热力发电机组的热力系统，在电力负荷低谷时，从机组抽取部分高温蒸汽并以热能形式存储起来；在电力负荷高峰时，将存储的热量转换为高温蒸汽，利用原有或新建发电系统进行发电。对于常规热力发电机组来说，锅炉侧和汽机侧处于“热力平衡”状态，抽汽蓄能技术则通过“储存”蒸汽能量，打破常规“热力平衡”状态，减少进入汽轮机的蒸汽量，实现锅炉运行和汽机运行的“解耦”和煤电机组的深度调峰，为新能源发电让出更多发电空间，同时储存的蒸汽还可用于发电，增加火电机组顶尖峰负荷能力。抽汽蓄能储热系统可采用液态熔盐储热、混凝土储热以及相变储热等方式。由于熔盐储换热系统较为成熟，现阶段抽汽蓄能技术一般采用熔盐作为储热介质。抽汽熔盐储能技术先进性如下：（1）调峰能力改善明显：利用主蒸汽和再热蒸汽加热熔盐，可更大规模吸收锅炉产生的富裕热量，实现更大功率换热，显著降低煤电机组的最小负荷率，实现煤电机组深度调峰。（2）安全稳定性更高：避免了汽轮机高压缸和中压缸进汽量不均产生的轴向推力不平衡问题，避免再热器进汽量不足产生的再热器过热问题，整体安全稳定性更高。（3）能源梯级利用：将换热后的主蒸汽送入再热器、换热后的再热蒸汽送入低压缸，避免了直排造成的能量浪费，实现了能量梯级利用，总体效益更高。随着新能源的迅猛发展，电网调峰和顶峰资源将更加稀缺，通过对火电机组进行“抽汽蓄能”灵活性改造，可从调峰市场和即将开展的现货市场交易中收获更多的调峰补偿和顶尖峰收入。2022年，国家发展改革委、 国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，将“火电抽汽蓄能、核电抽汽蓄能”列为“十四五”新型储能技术试点示范技术。
