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user: 4. 计算结果及能耗分析 4.1. 热电联产与热电分产的能耗对比 改造前的供热系统热源以燃煤锅炉房为主，能耗主要来自于供热锅炉和凝汽式电厂的煤耗。实施热电联产改造方案后，系统的热源结构将得到改变，热电联产在总供热量中所占的比例将大幅增加。改造后系统的能耗由两部分组成：一是热电联产的耗煤量，二是燃煤锅炉房的耗煤量。结合克拉玛依集中供热系统改造工程项目的相关资料和实际数据，根据热电联产的能耗计算模型，得出如下相关计算结果。 改造前的供热系统为热电分产的方式，电能由凝汽式电厂进行生产，如表3所示，其年发电量为3，850，000，000 kWh，煤耗率取标准值0.31 kg/kWh进行计算，则凝汽式电厂生产电能的年煤耗量为1，193，500 t。热能由区域锅炉房生产，如表4所示，年供热量为15，197，912 GJ，由于区域锅炉房容量较小，其平均热效率只有70%，因此其供热煤耗率较高，为48.8 kg/GJ，热电分产的供热年煤耗量为741，658 t。 实施热电联产节能改造后，电能由热电厂进行生产，年发电量保持不变的情况下，如表5所示，发电煤耗率为0.225 kg/kWh，则改造后热电联产的年发电煤耗量为866，250 t。热能由热电厂锅炉和保留的高效率区域锅炉房共同供应，其中热电厂锅炉占主要部分，年供热量为9，220，000 GJ，保留区域锅炉房的年供热量为5，977，912 GJ。改造后热电厂锅炉的热效率为93.8%，保留锅炉房的热效率为93.2%，其热效率得以提高，供热煤耗率降低，分别为36.46 kg/GJ和36.70 kg/GJ，而热电厂的年供热煤耗量为336，161 t，保留区域锅炉房的年供热煤耗量为219，361 t，分别见表6和表7。 热电分产与热电联产的煤耗量对比见表8，根据计算结果绘制出热电联产与热电分产的煤耗量对比图，如图7所示。 在发电方面，凝汽式电厂生产电能的煤耗率与热电厂生产电能的煤耗率相比降低了0.085 kg/kWh，节能效果较为明显。按照年发电量3，850，000，000 kWh进行计算，热电厂的发电年煤耗量比普通凝汽式电厂的发电年煤耗量节约327，250 t。 在供热方面，热电分产的区域锅炉房平均热效率仅为70%，而实施热电联产改造后的锅炉房综合热效率为93.6%，锅炉房的整体热效率提高了23.6%。改造前热电分产生产热能的煤耗率为48.8 kg/GJ，而实施热电联产改造后的整体供热煤耗率为36.55 kg/GJ，改造后系统的供热煤耗率降低了12.25 kg/GJ，节能效果十分明显。在年供热量保持不变的情况下，改造后系统的供热年煤耗量比改造前的供热年煤耗量节约186，136 t。 总体上，实施热电联产改造方案后，系统的发电和供热年总煤耗量共节约513，386 t，全年总能耗下降26.5%。可见实施该改造方案后热源的能源利用效率得到明显提高，节能效果显著。 Table 3 Coal consumption of electric energy in condensing power plan 发电量(kWh) 煤耗率(kg/kWh) 煤耗量(t) 3，850，000，000 0.31 1，193，500 表3. 凝汽式电厂生产电能的煤耗量 Table 4 Coal consumption of heat energy in district boiler 生产热能的煤耗率(kg/GJ) 区域锅炉房的锅炉效率 热电分产方案的年供热量(GJ/年) 煤耗量(t) 48.8 0.7 15，197，912 741，658 表4. 区域锅炉房生产热能的煤耗量 Table 5 Coal consumption of electric energy in CH 总耗热量(kJ/h) 抽汽供热的 热耗量(kJ/h) 发电热 耗量(kJ/h) 发电热耗率 (kJ/kWh) 热电厂生产电能的 煤耗率(kg/kWh) 热电联产发电 总煤耗量(t) 2822.2 1044.2 1778.1 6585.98 0.225 866250 表5. 热电联产生产电能的煤耗量 Table 6 Coal consumption of heat energy in thermal power plan 热电厂锅炉房生产热能的煤耗率(kg/GJ) 热电厂锅炉效率 热电厂锅炉房的年供热量(GJ/年) 煤耗量(t) 36.46 0.938 9，220，000 336，161 表6. 热电厂供应热能的煤耗量 Table 7 Coal consumption of heat energy in reserved district boiler 保留区域锅炉房生热能的煤耗率(kg/GJ) 保留锅炉房效率 保留区域锅炉房的年供热量(GJ/年) 煤耗量(t) 36.70 0.932 5977912 219361 表7. 保留区域锅炉房供应热能的煤耗量 Table 8 Comparison of Coal consumption in two different method 方式 热电联产 热电分产 差值 发电煤耗量(t) 866，250 1，193，500 327，250 供热煤耗量(t) 555，522 741，658 186，136 总煤耗量(t) 1，421，772 1，935，158 513，386 表8. 热电分产与热电联产煤耗量对比 图7. 凝汽器黑箱模型 4.2. 热电厂的热力性能分析 在不同工况下，结合实际数据根据模型进行计算，得出不同工况下的热电厂总效率、热电比、发电热效率、供热效率和发电热耗率的数值。 4.2.1. 热电厂技术指标随抽汽量的变化 热电厂把在汽轮机中做完功的蒸汽抽出一部分，用于向热用户供热。由于发电的蒸汽和供热的抽汽在数量上相互影响，因此热电厂供热抽汽量的变化会影响到其他技术指标。为研究抽汽量发生变化时其他技术指标的情况，需要计算不同供热抽汽量下各个技术指标的数值。根据计算模型，可分别计算出热电厂总效率、热电比、发电热效率、供热效率和发电热耗率的数值，根据计算数据绘制变化趋势图，见图8~图10。 由图8可见，热电比随供热抽汽量的增加而逐渐增加，且变化趋势较为明显，当供热抽汽量为320 t/h时，热电比达到1.1，供热抽汽量所占比例较大。热电厂的总效率也呈现出不断增加的趋势，随着供热抽汽量的增加，总效率由原来的40%增加到67%，增长幅度较大，说明在一定的范围内增加供热抽汽量能够明显提高热电厂的总效率。 由图9和图10可见，随着供热抽汽量的不断增加，热电厂的供热效率从0增长到34%，而发电热效率呈现出降低的趋势，从原来的40%下降到30.2%，降低了9.8%，热电厂发电热耗率不断增加，由7621 kJ/kWh增加到了8273 kJ/kWh，说明供热抽汽量的增加对热电厂发电方面影响较大，对发电效益带来不利影响。 由以上分析可以看出，增加热电厂的供热抽汽量能够在很大程度上使总效率得到提高。因此，在热电厂实际运行中应该优先使抽汽量达到额定数值，尽量提高总效率，从而达到节能的目的。仅从数量关系上进行分析，抽汽供热量的增加能够提高总效率，但在热电厂实际运行中，随着供热抽汽量的不断增 图8. 抽汽量变化时总效率和热电比的变化 图9. 抽汽量变化时发电效率和供热效率的变化 图10. 抽汽量变化时发电热耗率的变化 加，热电厂发电量将会受到明显的影响。在汽轮机抽汽参数一定的情况下，当供热抽汽量达到最大值时，热电厂的总效率最高。因此，应尽量增加热电厂的供热负荷，从而使其效率最高。 根据我国下发的《关于发展热电联产的规定》，热电联产机组的总效率应不低于45%。由图8可以看出，当供热抽汽量为0时，即热电厂只发电不供热，全厂总效率为40%。随着供热抽汽量的增加，总效率不断提高，在供热抽汽量达到最大值时，总效率提高到67%。因此，热电厂必须向外供热才能保证总效率大于45%，达到使用热电联产的节能效果。 4.2.2. 热电厂技术指标随供热抽汽位置的变化 根据热电厂实际运行数据及计算模型进行计算，根据计算数据绘制变化趋势图，见图11~图13。 由图11能够看出，随着供热抽汽位置的变化，总效率始终保持不变。这是因为抽汽位置的改变对汽轮机的排汽量不造成影响，不改变汽轮机蒸汽发电和供热的总量。随着抽汽位置的转移，热电比逐渐下降，在3号抽汽位置时热电比突然增加，这是由于蒸汽再热的影响。 随着供热抽汽位置的不断变化，机组用来发电和用来供热的蒸汽参数也发生改变，导致热电厂的发电效率和供热效率受到较大影响。由图12能够得出，随着供热抽汽位置由高压缸向低压缸逐渐后移，机组发电热效率整体增加，而机组供热效率整体降低，两者变化趋势正好相反，与总效率不变正好相对应。发电热耗率整体呈现降低的趋势。在3号抽汽位置时发电热耗率突然增加，这是由于蒸汽再热的影响。 随着供热抽汽位置由高压缸向低压缸不断后移，抽汽的温度和压力等参数不断下降，此时热电厂的发电量增加。因此，在热电厂实际运行中应尽量在低压缸进行供热抽汽，提高能源利用率和电厂的经济效益。 图11. 抽汽位置变化时总效率和热电比的变化 图12. 抽汽位置变化时发电效率和供热效率的变化 图13. 抽汽位置变化时发电热耗率的变化 4.3. 热电厂的㶲分析 本系统的能耗分析主要是从热力学第一定律的角度出发，计算得出方案改造前后系统消耗能量的数量变化，它只能反映能量的多少，不能体现能量品位的高低。因此考虑通过热力学第二定律，计算出系统的㶲损失和㶲效率，从能量质量的角度来评价系统的用能情况，分析影响系统㶲损失的主要因素。通过对改造前后的系统进行㶲分析得出：原供热锅炉的㶲效率为15.35%，实施热电联产改造后热电厂锅炉的㶲效率为42.6%，改造后系统的总输入㶲为3，826，201 MJ/h，系统总㶲效率为32.23%，可见改造后系统的㶲效率得到明显提高。额定工况下各设备的㶲损失、㶲效率以及㶲损率计算结果如表9所示。 由表9可知，在热电联产系统中热电厂锅炉装置的㶲损失最大，占系统总㶲损失的81.2%，凝汽器的㶲损失仅次于锅炉，占系统㶲损失的12.4%，汽轮发电机组的㶲损失占系统㶲损失的4.2%，各级加热器和供热管网的㶲损失相对较小，其总和仅占系统总㶲损失的2.2%。因此，降低锅炉装置的㶲损失是降低系统总㶲损失的主要途径。热电厂各设备的㶲效率和㶲损率分布如图14和图15所示。 由图14和图15能够看出，热电厂各设备中锅炉装置的㶲效率明显低于其他设备，只有42.6%，同时锅炉也是系统中㶲损率最大的设备，因此该热电厂锅炉具有较大的节能潜力，在机组的节能优化中应该以锅炉作为重点研究对象，对其做出进一步细致的分析，找出㶲损失较大的环节进行改进。汽轮机的㶲效率较高，为91.2%，同时其㶲损率相对较低，说明热电联产对汽轮机具有一定的节能效果。在各级加热器中，低压加热器的㶲效率相对较低，只有76.2%。加热器的总㶲损率仅为1.5%，㶲损失较小。凝汽器的㶲损率较高，仅次于锅炉，应对凝汽器做进一步的研究。供热管网的㶲效率为72.3%，相对较低，因此在热网建设中应采取适当的节能措施，减少供热管网的㶲损失。 Table 9 Computed results of exergy of thermal power plan 设备 㶲损失(MJ/h) 㶲效率(%) 㶲损率(%) 锅炉 2，105，530 42.6 81.2 汽轮机 108，907 91.2 4.2 高压加热器 20，744 89.4 0.8 除氧器 5186 93.5 0.2 低压加热器 12，965 76.2 0.5 凝汽器 321，534 — 12.4 热网 18，151 72.3 0.7 表9. 热电厂各设备㶲分析计算结果 图14. 不同设备的㶲效率