管道热效率在机组调峰运行能效评价中的作用

孙浩祖，石奇光，徐银文

(上海电力学院 能源与机械工程学院 上海 200090)

管道热效率在机组调峰运行能效评价中的作用

孙浩祖，石奇光，徐银文

(上海电力学院 能源与机械工程学院 上海 200090)

为了评价火电机组深度调峰的能效，以某300MW机组的变工况运行为例，定量分析了该机组调峰运行时的能效。在4种运行工况下(100%、80%、60%、50%负荷)，评价了该机组运行的热经济性。在变工况运行时，管道效率对机组热经济性的影响不可忽略。

机组； 调峰； 管道； 热效率； 能效； 运行； 评价； 分析

0 概 述

随着电网容量的不断扩大，电网负荷峰谷之差也日趋增大。我国将优先发展可再生能源，不断改变能源结构，这些措施，将迫使300 MW等大容量火电机组担负更多的调峰任务，以适应用电负荷的变化和满足电网稳定的需求。

我国火电机组的运行水平和调峰的管理机制，仍需要进一步优化。据发改委统计数据，国内600 MW机组的平均供电煤耗为320 g/kW·h，国外先进机组的平均供电煤耗为314 g/kW·h，差距达6 g/kW·h。对于调峰机组，需偏离设计工况下运行，因此，机组的供电煤耗将会更高。

在“十三五”节能减排规划中，我国节能减排的力度会更大。有关条例中已明确规定，全国新建燃煤发电机组的平均供电煤耗，需低于300 g/kW·h。至2020年，对现役燃煤机组改造后的平均供电煤耗，需低于310 g/kW·h[1]，所以，燃煤机组节能减排的任务很艰巨。

提升现役火电机组的调峰能力，是一项紧迫和具有现实意义的课题。同时，合理评价火电机组低负荷运行时的能效，无论在学术上和工程应用上，都有着实际意义。

近年来，随着节能理论的发展，对于机组的管道效率，也得到了重视和研究。石奇光等已全面阐述了热力系统中管道效率的内涵和范围，并建立了发电厂管道热效率的反平衡计算[2]。李岩峰等对管道热效率在线诊断进行了分析[3]。实践证明，管道效率是火电厂热经济性评价中不可缺少的一环。

现以300 MW机组调峰运行为依据，分析了管道热效率对变负荷运行机组热经济性的影响，并以发电权交易为例，定量评价了管道热效率对交易收益的影响，为合理分析火电机组调峰运行的经济性，提供参考。

1 热力系统及能效评价

1.1 热力系统

火电机组生产电能是一个能量转换的过程，以热效率或者热损失率的大小，可以衡量电厂或者热力设备的热经济性。热效率η的通用表达式为：[4]

(1)

该机组热力系统的布置，如图1所示。

图1 机组的热力系统

1.2 机组的能效评价

评价机组的能效，可用热经济性指标进行衡量。主要的热经济性指标，有能耗量(热耗量、煤耗量)和能耗率(热耗率、煤耗率)及效率。

火电机组的总效率为：

ηcp=ηbηpηe

(2)

式(2)中，ηb—锅炉效率；ηp—管道效率；ηe—汽轮发电机组效率。

在火电机组的能效评价中，管道效率也是热力系统总效率重要的组成部分。然而，在计算火电机组热经济性时，均将管道效率设为定值，常取值为99%。实际的管道效率是随机组负荷的变化而存在一定幅度的变化，因此，对机组进行热平衡计算时，将管道效率设定为固定值并不科学。

供电煤耗率是评价火电厂热经济的重要指标之一，其计算公式为：

(3)

当机组变负荷运行时，管道效率对火电厂供电煤耗有很大影响。计算表明，若1 000MW机组每年运行4 000h，当管道效率每变化1%，则该机组全年燃烧标准煤的变化量为12 000t，折合人民币432万元(煤价为360元/吨)。因此，对于变负荷运行机组的热经济性评价，管道热效率的变化将对评价产生很大的影响。

2 锅炉变工况热负荷的特性

机组在调峰过程中，锅炉变工况热负荷的变化特性对锅炉效率影响甚大。机组在变工况运行时，随着机组负荷的降低，锅炉热负荷也逐渐降低。某1 000MW电站锅炉变工况运行时，通过测算排烟热损失q2、烟气中可燃气体热损失q3、飞灰及底渣中含碳量造成的化学能损失q4、锅炉本体散热损失q5、锅炉底渣物理热损失的变化量q6[5]，得出变工况条件下锅炉热负荷的变化情况。锅炉的各项损失与负荷的关系，如表1所示。锅炉的各项损失与效率的关系，如图2所示。

表1 锅炉各项损失与负荷的关系

锅炉负荷/%q2q3q4q5q6锅炉效率/%1004.2170.03621.4430.7540.07293.47904.1240.03881.6830.8370.075993.24704.0130.04121.9231.1960.077192.75503.8870.04362.0442.3920.077691.56

图2 锅炉各项损失和锅炉效率与负荷的关系

根据运行时的数据显示，锅炉热负荷是按机组负荷的变化而变化。机组负荷越小，锅炉热负荷越低。在各项能量损失中，飞灰及底渣中含碳量造成的化学能损失q4及锅炉本体散热损失q5较大，锅炉效率也是随机组负荷的变化而变化。机组负荷越小，锅炉的热效率越低。

3 汽机变工况热耗量的特性

汽轮机组的绝对内效率，取决于汽轮机的实际内功率与汽轮机热耗，即单位时间所做的实际内功与耗用的热量之比，其表达式为：

(4)

当机组低负荷运行时，汽轮机的热耗量呈下降趋势，此时，因机组的运行偏离了设计工况，机组的热效率相对于额定工况，也呈下降趋势。某300 MW机组变负荷后热耗量的变化，如表2所示。该机组变负荷运行后，Q0及ηi的变化关系，图3所示。

表2 300 MW机组变负荷后热耗量的变化

机组负荷/MW300240180120机组热效率/%46.4745.6744.8744.03汽轮机热耗Q0/MJ×1032.60692.07461.55161.0476

图3 300 MW机组变负荷后Q0及ηi的变化关系

4 管道效率对机组调峰能效的影响

管道热效率ηp也是机组总效率ηcp的组成部分，反映了管道保温的完善程度和工质泄漏等热量损失的大小，管道效率用汽轮机热耗量Q0与锅炉热负荷Qb之间的比值表示。

通过对不同负荷下燃煤电厂管道效率变化特性的研究发现[6]，随着负荷的降低，汽轮机热耗量Q0和锅炉热负荷Qb都是下降的。在不同负荷的运行条件下，负荷下降越大，造成锅炉热能损失中的飞灰及底渣的化学能损失q4、锅炉本体散热损失q5越大。根据管道效率的定义，管道效率为：

(5)

由式(5)可知，负荷下降越多，管道效率越低。由此可得，管道效率随机组负荷的降低而降低。某300 MW机组变负荷后的管道效率，如表3所示。Qb和Q0随机组负荷的变化关系，如图4所示。ΔQ和管道效率与机组负荷的关系，如图5所示。

表3 300 MW机组变负荷后管道效率的变化

机组负荷/MW300240180120锅炉热负荷Qb/MJ×1032.65572.13711.63261.1515汽轮机热耗Q0/MJ×1032.60692.07461.55161.0476两者差值ΔQ/MJ×1030.04880.06250.0810.1039管道效率ηp/%95.995.7595.6694.71

图4Qb和Q0随机组负荷的变化关系

图5ΔQ和管道效率与机组负荷的关系

对某300MW火电机组的管道热效率进行测试，分别选取100%、80%、70%额定工况，测出各项管道损失量，从而得出机组的管道效率。计算发现，机组在3种工况下，管道效率分别为98.61%、98.63%、98.31%，如将管道效率设为定值(99%)，再计算该机组的热经济性，按实际管道热效率计算得出的供电煤耗率，高于管道效率为定值的供电煤耗率，这就会过高地评估该机组的热经济性，这也是造成发电公司正、反平衡煤耗差的原因之一[7]。

5 计算举例及分析

5.1 计算管道热效率的对象及条件

以某300MW机组为对象，研究了该机组变工况下管道效率的变化情况。在4种工况下(100%THA及额定工况的80%、60%、50%)，机组变工况运行的主要参数，如表4所示。

表4 300 MW火电机组变工况主要参数

额定工况/MW100%80%60%50%主蒸汽压力/MPa16.716.716.716.7主蒸汽焓值/kJ·kg-13396.93396.93396.93396.9再热前压力/MPa3.82.862.151.91再热前焓值/kJ·kg-130362982.212976.322964.85再热后压力/MPa3.4212.561.921.715再热后焓值/kJ·kg-135373529.373514.653504.85排汽压力/kPa5.45.45.45.4排汽焓值/kJ·kg-12336.12353.72370.52388.4

机组运行时，管网内不可避免地存在散热损失和工质泄漏损失。为了便于计算管道总热损失量，设定汽轮机侧工质温度与锅炉侧存在1K温差[8]，选用除氧器作为厂用蒸汽汽源，抽汽的质量流量为10 t/h,返回水份额为零。损失的工质在凝汽器处得到补充，主蒸汽管道的蒸汽泄漏质量流量为5 t/h，主给水管道的给水泄漏质量流量为15 t/h。补水进入凝汽器，补水焓为85.3 kJ/kg。采用反平衡计算法，计算管道的热效率。

5.2 计算结果及分析

管道热效率对变工况机组热经济性的定量影响，如表5所示。

表5 管道效率对机组变工况运行热经济性的影响

工况项目管道效率/%绝对电效率/%全厂效率/%标煤耗率/g·(kw·h)-1100%工况不考虑管道热损失10045.2440.71302.12管道热效率为定值9945.2340.31305.17实际计算管道效率96.4045.2339.25313.3980%工况无管道热损失10044.7840.30305.21管道热效率为定值9944.7839.90308.27考虑管道总损失96.3744.7838.84316.6860%工况无管道热损失10043.8139.43311.95管道热效率为定值9943.8239.04315.06考虑管道总损失96.3243.8137.98323.8550%工况无管道热损失10042.9738.67318.08管道热效率为定值9942.9638.28321.32考虑管道总损失96.3142.9637.24330.29

注：锅炉效率为0.92，机械效率为0.985，发电机效率为0.9882。

当机组负荷分别为100%、80%、60%、50%工况时，考虑了管道总的热损失量，机组的管道热效率，分别为96.40%、96.37%、96.32%、96.28%。供电煤耗率分别为313.39 g/kw·h、316.68 g/kw·h、323.85 g/kw·h、330.29 g/kw·h。随着机组负荷的降低，机组的管道效率呈下降趋势，标准煤耗率在增加。不同负荷时，管道效率与标煤耗率的相关曲线，如图6所示。

图6 不同负荷时管道效率与标煤耗率的相关曲线

随着机组负荷的下降，管道热效率对机组热经济性的影响更大。此时，若管道热效率仍取定值99%，则标准煤耗率分别为305.17 g/kw·h、308.27 g/kw·h、315.06 g/kw·h、321.32 g/kw·h，相比于考虑管道总热损失时的效率，分别低8.22 g/kw·h、8.41 g/kw·h、8.79 g/kw·h、8.97 g/kw·h。因此，对评价方案进行比较时，取管道热效率为99%或忽略，均会导致过高评估机组的热经济性。考虑管道热效率后，对各工况下机组热经济性的影响，如图7所示。

5.3 发电权交易及统计

在发电权交易时，需统计机组的燃煤费。以A电厂300 MW机组(100%THA、60%THA)工况下和B电厂300 MW机组(40 %THA)工况下的运行数据进行计算，经发电权交易的节煤量计算表明，当A电厂取得180 MW的发电量，并与B电厂进行发电权交易取得120 MW的发电量，交易时间为1 000 h，若不计管道效率时，节煤量为8 597.4 t；管道效率为实际值时，节煤量为9 257.4 t，两者差别660 t。当管道效率设为99%时，节煤量为8 685 t，与实际计算管道效率相比，两者相差572.4 t。

图7 管道热效率对各工况机组热经济性的影响

由此计算可知，在发电权交易时，管道效率对机组燃煤费的统计有很大的影响。

6 结 论

在火电机组变工况运行的效益评价中，应定量考虑管道热效率的影响。研究和计算表明，评价调峰机组能效时，若管道效率取99%，所得的机组供电煤耗值偏低，将导致过高地评估该机组的热经济性。事实上，随着机组负荷的下降，处于深度调峰状态时，机组的管道热效率会更低。因此，将管道效率设为定值，再评价调峰机组的能效是不准确的。

以300 MW机组的运行为例，若管道热效率取定值99%，在机组负荷为 100%、80%、60%、50%工况下，与考虑实际管道效率的机组标准煤耗率比较，实际煤耗率分别升高了8.22 g/kw·h、8.41 g/kw·h、g/kw·h、8.97 g/kw·h，平均相差8.6 g/kw·h。

同样，以A电厂和B电厂300 MW机组为例，若A电厂和B电厂进行发电权交易，如果考虑管道热效率相比，两者的节煤量相差660 t。因此，管道热效率对发电权交易收益部分的准确评价，也有着重要的影响。

[1] 国家发展改革委员会. 煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)[EB/OL]. http://bgt.ndrc.gov.cn/zcfb/201409/t20140919_626242.html, 2016-9-28.

[2] 石奇光, 薛玉兰. 关于发电厂管道热效率的反平衡算法及其分析[J]. 华东工业大学学报, 1997(3):99-105.

[3] 李岩峰, 张海林, 徐志明. 火电厂管道效率的内涵与在线诊断[J]. 电力建设, 2000, 21(7):18-20.

[4] 郑体宽. 热力发电厂[M]. 中国电力出版社, 2001.

[5] 王世昌. 电厂煤耗节能计算/锅炉损失对凝汽式燃煤电厂供电煤耗的影响[M]. 机械工业出版社, 2011.

[6] 王文欢, 刘祺福, 石奇光. 不同负荷下燃煤电厂管道效率变化特性的研究[J]. 华东电力, 2009, 37(6):1045-1048.

[7] 骆伟. 300MW单元机组管道热效率试验与分析[J]. 节能, 2012, 31(9):31-34.

[8] 霍焕广, 石奇光, 杨燕玲,等. 1000MW二次再热火电机组管道热效率对系统热经济性的影响[J]. 动力工程学报, 2014, 34(1):77-84.

Effect of Piping Thermal Efficiency in Efficiency Evaluation of Unit Peaking Operation

SUN Hao-zu, SHI Qi-guang, XU Yin-wen

(College of Power and Mechanical Engineering, Shanghai University of Electric Power, Shanghai 200090, China)

In order to accurately evaluate the efficiency of the deep peak-shaving operation of a thermal power unit, four operating conditions (100%, 80%, 60%, 50%) of a 300 MW unit under variable operating conditions are analyzed quantitatively, where the effect of efficiency of pipeline on thermal economy of the unit is not negligible.

unit; peaking; piping; thermal efficiency; energy efficiency; operation; evaluation; analysis

1672-0210(2017)01-0030-05

2016-09-28

孙浩祖(1989-)，男，在读硕士，从事研究火力发电机组的节能改造及能源审计工作。

TK212+.4

A