、凝结水泵7、轴封加热器8、第I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I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。
[0030]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I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I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I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I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。
[0031]所述地热预热凝结水子系统B包括热管换热器18、热管19、热管换热器入口阀20和21、热管换热器出口阀22和23、水泵24。
[0032]所述地热预热凝结水子系统B的连接关系是阀门20和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，热管换热器出口阀22和23及其管路并联，运行中只开其中一个阀门及相应管路。
[0033]实施例1
[0034]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，开启阀门21和23，阀门20和22关闭，第2号低压加热器10出口分流部分凝结水经阀门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°C，抽汽量为19.5kg/s，出口温度为101°C，低压加热器12的抽汽温度为205°C，抽汽量为21.lkg/s，出口温度为122°C。热管工质采用水，吸收地热后水蒸汽流量为lOkg/s，冷凝温度为130°C，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°C，然后经水泵24和阀门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°C地热能替代了 134°C和205°C的汽轮机抽汽，提升了能量品位，地热发电热效率可达18%。
[0035]实施例2
[0036]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，只开启阀门20和22，关闭阀门21和23，第I号低压加热器10出口分流部分凝结水经阀门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°C，抽汽量为16.6kg/s，出口温度为80°C。热管中水蒸汽流量为lOkg/s，冷凝温度为110°C，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°C加热至101°C，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°C地热能替代了 84°C和134°C的汽轮机抽汽，地热发电热效率可达14%。
[0037]本发明中，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。
[0038]本发明中，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。
[0039]本发明中，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。
[0040]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。
[0041]以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，但是本发明并不局限于上述的【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，在本发明的启示下，还可以做出很多变形和改进等，这些均属于本发明的保护范围之内。
【主权项】
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、低压加热器9-12、除氧器13、给水泵14、高压加热器15-17，低压加热器的疏水逐级自流入凝汽器6，高压加热器的疏水逐级自流至除氧器。 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阀门20-23、水泵24，其中阀门20和21并联布置，向热管换热器18分流凝结水，阀门22和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，阀门20、21、22和23分别布置在低压加热器9、10、11和12的出口，根据热管换热器中工质的冷凝温度及燃煤机组回热系统的凝结水温度，通过开启阀门20或21引入凝结水，并通过开启阀门22或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和2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阀门20或21调节分流的凝结水流量。
4.根据权利要求1和2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和2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和2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。
【专利摘要】本发明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。利用本发明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。
【IPC分类】F03G4-00, F24J3-08, F28D15-02, F22B33-18
【公开号】CN104612912
【申请号】CN201510028631
【发明人】刘强
【申请人】中国石油大学(北京)
【公开日】2015年5月13日
【申请日】2015年1月21日