大型燃煤发电机组能耗时空分布特性

杨志平，王宁玲，杨勇平

(华北电力大学 国家火力发电工程技术研究中心，北京102206)

0 引 言

火力发电是将燃料化学能转变为电能的生产过程，包括燃料化学能的释放、热能和机械能的传递、转换等多个环节，涉及流动、传热、能量转换等多个过程。我国的能源资源禀赋决定了我国火力发电以燃煤为主。燃煤火力发电机组自身结构复杂、机组内部之间、机组与外部之间有较强的耦合性，其能耗水平除受自身参数和结构影响以外，同时受煤质、负荷及环境等因素影响较大，特别是我国地域辽阔，南北方气候差异较大，季节性变化明显，燃煤机组频繁参与调峰，同容量机组在不同气候条件、不同负荷下差别较大，因此研究大型燃煤机组在不同气候条件，不同负荷下的能耗水平，研究其能耗分布特性，对指导火力发电机组的节能降耗具有重要意义。

对于一个复杂能量系统，不仅仅要知道系统的效率和能耗，更希望了解系统中各个设备或过程的能耗或能量损失的大小，特别是不同工况下的能耗或能损的分布状况，即能量系统的能耗时空分布，所谓“时”就是每时每刻的工况，就是“全工况”，所谓“空”就是系统中每一个设备，时空分布就是所有的设备在每一工况时的状况。

目前火力发电机组热经济性的评价方法仍然基于热力学第一定律和热力学第二定律，热力学第一定律分析法只是从系统或循环的角度，以设备的热效率和总体能耗率进行评价，从能量数量利用的角度揭示整个系统的能量损失;第二定律分析法表明能量损失的真正原因是过程的不可逆性导致能量品位下降引起的㶲损失，因此节能的真正目的是节㶲，火力发电机组的节能是系统节能和过程节能的统一［1，2］。

1 大型燃煤发电机组能耗时空分布分析

任何能量系统都消耗燃料或原材料称之为“燃料”，最终产出的有用部分称之为“产品”，其余部分称为“损失”，其经济性评价指标主要有两大类，即效率和产品单耗，二者成反比关系。“产品量”与“燃料量”按照相同的能量单位之比值称为效率，有热效率和㶲效率之分，“燃料量”与“产品量”的比值称为产品单耗。

对于燃煤发电机组，消耗的“燃料”是煤，产品是“电能”，效率和煤耗率常用作评价燃煤发电机组的主要热经济指标，对效率而言根据评价方法的不同分为热效率和㶲效率，无论用第一定律还是第二定律评价，煤耗率都是一致的，都是消耗的煤量与产生电量的比值。尽管煤耗率与效率成反比关系，但由于二者的数量级相差上千倍，用煤耗率评价更加通俗和直观，所以电厂广泛使用发电煤耗率和供电煤耗率作为评价其经济性的指标。因此以煤耗率为指标，研究其分布状况也比㶲损失更加直观。

评价燃煤发电机组的能耗时空分布，在于获得不同工况下发电煤耗率或供电煤耗率在各设备间的分布特性，揭示系统中设备在不同运行工况下的能耗变化规律。

2 基于㶲分析的火电机组能耗评价

对于任一能量系统，设F 为燃料总㶲值，ef为燃料比㶲，P 为产品总㶲值，ep为产品比㶲，㶲平衡方程表明输入系统的燃料㶲等于输出的产品㶲与系统的㶲损失之和，而整个系统的㶲损失∑Ij为系统中各“设备”的㶲损失Ij之和。对燃煤发电机组而言，标准煤的比㶲近似等于其低位发热量，即ef= 29 271.2 kJ/kg，1 kW·h 的电能㶲等于3 600 kJ，则电能的比㶲为ep= 3 600 kJ/kW·h。其发电煤耗率推导如式(1)所示:

式中:

可见，机组发电煤耗率主要由两部分组成，即理论单耗和不可逆性引起的设备附加单耗，所谓理论单耗为发电过程完全可逆(即产品总㶲P等于燃料总㶲F)情况下的能耗，而设备附加单耗为过程不可逆性引起的产品附加单耗，可见通过该式能够建立起发电煤耗率与设备附加单耗之间的关系，即能确定燃煤发电机组能耗分布［3 ～6］。

3 燃煤发电机组设备附加单耗评价

设备附加单耗主要通过其㶲损失的大小来计算，㶲损失的大小根据㶲平衡确定。将燃煤发电机组的主要设备分为锅炉、汽轮机、主再热蒸汽管道、回热加热器、回热抽汽管道、凝汽器、轴封加热器、凝结水泵、汽动给水泵组等设备，具体分析如表1 所示［7］:

表1 火电机组主要设备附加单耗计算模型Tab.1 Calculation model of additional specific coal consumption for the main equipment of thermal power units

4 1 000 MW 湿冷机组的能耗分布特性

以东方电气集团制造的1 000 MW 湿冷超超临界机组为研究对象，机组热力系统如图1所示。

锅炉型号DG3000/26.15 －1，汽机型号N1000－ 25.0/600/600，回热级数8 级，向3 台高压加热器、4 台低压加热器、1 台除氧器供汽，给水泵采用小汽轮机拖动，给水泵效率83 %，小汽轮机效率81 %，再热系统压降10 %，一、二、三段抽汽压损3 %，其它各段抽汽压损5 %，设计循环水入口水温18 ℃，主要设计参数如表2 所示，各级回热加热器端差如表3 所示。

图1 1 000 MW 超超临界湿冷机组热力系统图Fig.1 Thermal system diagram of 1 000 MW ultra-supercritical water-cooled power units

按照上述火电机组能耗分布的计算公式，依据汽轮机变工况理论［8，9］，分别对不同工况进行热力计算，得到整个机组各组成设备的能耗分布特性。图2 所示为机组发电煤耗率在循环水进口温度18 ℃时不同工况下的能耗分布，图3 所示为循环水进口温度18 ℃时汽轮机侧的能耗分布。

表2 1 000 MW 超超临界湿冷机组设计数据Tab.2 Main design parameters of 1 000MW ultra-supercritical water-cooled power units

表3 1 000 MW 超超临界湿冷机组加热器设计端差Tab.3 Designed heater TTD of 1 000 MW ultra-supercritical water-cooled power units

图2 中，GCCR，TMSFC，ASFC1，ASFC2，ASFC3，ASFC4，ASFC5 分别代表理论单耗、锅炉附加单耗、主要蒸汽管道附加单耗、汽轮机机组附加单耗、发电机附加单耗、发电煤耗率。由图2 可见，在同一环境温度下，机组的发电煤耗随机组负荷率降低而增加，由100 %负荷降到40 %负荷时，机组发电煤耗率由271 g/kW·h 增加到280.83 g/kW·h，锅炉侧的附加单耗随机组负荷下降而增加，从100 %负荷降到40 %负荷时，锅炉侧附加单耗由124.5 g/kW·h 增加到139.32 g/kW·h，汽轮机侧的附加单耗随机组负荷的降低而减小，从100 %负荷降到40 %负荷时，汽轮机侧的附加单耗由19.975 g/kW·h 降低到14.3 g/kW·h。

图2 1 000 MW 超超临界湿冷机组设计工况下的能耗分布Fig.2 Coal consumption rate distribution diagram in design conditions of 1 000 MW ultra-supercritical watercooled power units

由图3 可见，在相同的环境温度条件下，汽轮机侧能耗较大的设备主要有凝汽器、低压缸、高压缸、3 号高压加热器、中压缸、汽动给水泵组、8 号低压加热器，随机组负荷的降低，高压缸的附加单耗增加，其他设备的附加单耗降低。

机组的能耗分布不仅与机组本身的特性有关，还与边界条件有关，对于汽轮机热力系统而言，边界条件主要是机组负荷、循环水入口温度、循环水量，因此将汽轮机热力系统和冷端系统作为一个整体，研究其在不同负荷、不同循环水入口温度、不同循环水量下的能耗分布特性，更能够指导机组的节能降耗。

图3 1 000 MW 超超临界湿冷机组设计工况下汽轮机侧的能耗分布Fig.3 Energy consumption distribution of steam turbine side in design conditions of 1 000 MW ultra-supercritical water-cooled power units

图4 ～图6 所示为该1 000 MW 超超临界湿冷机组在不同负荷下、不同循环水泵运行台数时，机组发电煤耗随循环水入口温度变化的分布特性，图4 为3 台循环水泵运行时，机组的能耗随循环水入口温度的分布曲线，该曲线表明:在相同的环境温度条件下，机组的发电煤耗率随机组负荷降低而增加，负荷越低，发电煤耗率增加越大;在同一负荷下，随着循环水入口温度的增加，机组的发电煤耗率增加，但有一分界点，在分界点以上，随着循环水温度增加，发电煤耗率增加明显，特别是低负荷时曲线的斜率更大。在分界点温度以下，机组的发电煤耗率随循环水温度的变化不大;值得注意的是这一分界点数值随机组负荷下降而降低。

图4 1 000 MW 湿冷机组3 台循环水泵运行时发电煤耗率的变化Fig.4 Coal consumption rate curves of 1 000 MW water-cooled power units with 3 circulate pumps in operation

图5 为2 台循环水泵运行时，机组的能耗随循环水入口温度的分布曲线。

图5 1 000 MW 湿冷机组2 台循环水泵运行时发电煤耗率的变化Fig.5 Coal consumption rate curves of 1 000 MW water-cooled power units with 2 circulate pumps in operation

图6 1 000 MW 湿冷机组1 台循环水泵运行时发电煤耗率的变化Fig.6 Coal consumption rate curves of 1 000 MW water-cooled power units with one circulate pumps in operation

图5 与图4 相比，在循环水入口温度较低时，两泵运行与3 泵运行的发电煤耗率相差不大，但循环水入口温度较高时，两泵运行较3 泵运行发电煤耗率高，曲线所示在循环水入口水温18 ℃时，两泵运行较3 泵运行发电煤耗率高约1 ～2.5 g/kW·h，负荷率越低煤耗率差值越大，当循环水入口水温30 ℃时，两泵运行较3 泵运行发电煤耗率高约4 g/kW·h，负荷率低时煤耗率差值稍低。

图6 为1 台循环水泵运行时，机组的能耗随循环水入口温度变化的分布曲线，曲线变化形状与3 台、2 台循环水泵运行时相似，但数值不同。图6 与图5 相比，在循环水入口温度较低时，1 泵运行与两泵运行的发电煤耗率相差不大，但循环水入口温度较高时，1 泵运行较两泵运行发电煤耗率高，曲线所示当循环水入口水温5℃时，单泵运行较两泵运行发电煤耗率高约0.25 g/kW·h;在循环水入口水温18℃时，1 泵运行较两泵运行发电煤耗率高约3 ～4 g/kW·h;当循环水入口水温30℃时，1 泵运行较两泵运行发电煤耗率高8 ～15 g/kW·h，负荷率低时煤耗率差值小。

5 结 论

燃煤火力发电机组的能耗不但受自身结构条件的影响，同时受边界条件如煤质、负荷、环境等因素的制约，通过分析其全工况能耗时空分布特性，不仅可以得到机组不同部位的能耗大小及其分布，而且可以得到机组在不同环境条件下、不同负荷时的能耗大小及其分布，既可以指导火电机组的优化设计，又可以指导其优化运行。

［1］宋之平，王加璇.节能原理［M］.北京:水利电力出版社，1985.

［2］王加璇，张树芳.㶲方法及其在火电厂中的应用［M］.北京:水利电力出版社，1993.

［3］宋之平.单耗分析的理论和实施［J］.中国电机工程学报，1992，12 (4):15 －21.

［4］宋之平.能量系统的单耗分析［J］.热力学分析与节能论文集.北京:科学出版社，1993.

［5］宋之平，李洪涛.单耗分析案例［J］.工程热物理学报，1996，17 (4):397 －399.

［6］杨志平，杨勇平.1 000 MW 燃煤机组能耗及其分布［J］.华北电力大学学报(自然科学版)，2012，(1):76 －80.

［7］杨志平.大型燃煤发电机组能耗时空分布与节能研究［D］.北京:华北电力大学，2013.

［8］曹祖庆.汽轮机变工况特性［M］.北京:水利电力出版社，1991.

［9］李维特，黄保海.汽轮机变工况热力计算［M］.北京:中国电力出版社，2001.