大型吸收式热电联产机组性能分析与对比

刘浩晨，耿直，莫子渊，顾煜炯

（1 华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京102206；2 郑州航空工业管理学院航空工程学院，河南郑州450046）

随着大数据[1]处理技术的成熟与人工智能技术的进步，第四代区域供热系统[2-3]已经成为发展方向，其具体是指基于成熟的技术与已有概念、通过智能热网协助与控制而往区域能源系统中加入大比例的可再生能源[4]。中国国家电网公司提出要于2021 年初步建成泛在电力物联网，用来与智能电网[5]共同构成能源互联网，为清洁能源的消纳提供新方案[6]。

与此同时，作为发电主力的燃煤机组虽然正在朝着高参数、大容量的方向发展，但随着近年来环保要求的提高、新能源电力的并网，新建的燃煤机组长期处于快速、深度变负荷[7]控制的状态，并且这一状况将在长期内保持不变。根据相关调研[8]显示：我国公共建筑采暖能耗将进一步扩大，目前为保证我国北方地区在采暖季供热的有效方法是清洁采暖[9]，其实质是在区域能源系统[10]中将传统的基于燃烧化石燃料的电站改造成热电联产机组（combined heat and power，CHP）并采取成熟的节能措施。长远来看，随着一般工商业平均电价的降低[11]，为保证电网、电站的经济收益，非常有必要对基于消纳新能源电力的区域综合能源系统中大型CHP 系统进行热力学性能分析，以便为CHP 系统的弹性运行提供控制策略。在比较了CHP 机组和非CHP 机组的性能后[12]，学者开始审视评价CHP机组的方法：热力学第一定律忽略了热、电两种能量品位的高低；但基于热力学第二定律的㶲效率[13]评价由于无法很好地区别划分热电厂在凝汽器处热量耗散的分布情况，因此单纯㶲分析法在实际中不能很好地指导CHP机组的能耗分摊。

国外方面，Pääkkönen 等[14]进行了生物质热电联产在未来能源系统中的可行性研究；Van Erdeweghe 等[15]从经济学优化的方式对低温地热热电联产方式进行了适配性研究；Cho 等[16]研究了非稳态情况下美国11 个自治州电热市场的财政激励系统，并认为CHP需要被认真地履行。国内方面，江亿等[17]将㶲效率评价方式改进为“等效电法”，使之在实际中有了指导意义和发展依据；Guo 等[18]提出了分析方法来重新审视传热过程的效率；付林等[19]在示范工程中实现了安全、可靠、高效与节能的清洁区域采暖方案；赵玺灵等[2]研究了分析方法在吸收式换热装置中的应用；杨志平等[20]从质量并行的角度研究了直接空冷供热机组的弹性运行与优化；邓拓宇等[21]研究了利用热网蓄能装置的CHP 机组调峰能力的控制办法；王玮等[22]提出了CHP 机组在应对电网快速调频时应采取的变负荷控制策略。

但在上述的现有供热研究中，尚未涉及更高参数、大容量CHP机组的调峰运行策略[23]，或是供热系统建模过于简单、无法满足当前节能供热改造的需求[24]，没有对热网加热器进行传热效率的评价；没有结合供热的全部过程，对电能和热能的本质进行区分定位；没有把分析方法与CHP 机组联系起来对系统进行评估。所以本文提出了吸收式热电联产机组方案，并揭示了主要热力学参数随供热热负荷和供水温度的变化关系，提出机组整体性收益与电热价比的数值模型，最后对新方案进行了先进性论证。

1 吸收式换热600MW 高背压热电联产系统方案介绍

目前安全、可靠、高效的大型集中供热一次管网供回水设计温度为110℃/20℃；二次热网实际运行供回水温度是70℃/40℃。图1简单介绍了吸收式600MW 高背压热电联产系统，该方案由电厂侧与热力站侧两部分构成：电厂侧以高背压热电联产机组为例，其中使低压缸排汽为基本负荷热源，中压缸排汽为调峰负荷热源一同构成热源侧。热力站侧采用文献[25]的吸收式换热装置，其实质为换热器与单效吸收式热泵的耦合单元，以实现一次热网水的110℃/20℃大温差换热。

图1 吸收式换热600MW高背压热电联产系统

1.1 电厂侧

首先在供热凝汽器中利用汽轮机低压缸排汽对热网回水进行初次温升，再让热网水经泵增压后送入尖峰加热器中，使之与来自汽轮机中压缸排汽进行再次温升以达到市政热网供热采暖要求后送出。调峰负荷热源既可以保证对热负荷的调峰作用，又可以保证吸收式换热装置中所需热网供水温度。在暖冬时期调峰热源承担的加热功率减小甚至退出循环。热网回水依次被低压缸排汽、中压缸排汽逐级加热，该过程不仅体现了“能量梯级利用”的原则，还减少了电厂冷端负荷。

1.2 热力站侧

首先将进入热力站的二次热网回水分流成两股，一部分进入换热器与一次热网供水换热，另一部分依次进入热泵的吸收器、冷凝器，通过利用一次热网供水的温差驱动其吸收一次热网回水中的余热，最后两股二次热网供水汇流并被送往热用户；与此同时一次热网供水依次通过吸收式热泵的发生器、换热器与蒸发器。本文在热力站侧的吸收式换热装置不同于常规的板式换热器[26]或目前仍处在研究阶段的大温差热泵[27]，其技术可靠运行稳定[28]，并已于供暖季在我国赤峰[19]和大同[29]得到了良好的运行验证。在热力站侧，一次热网供水逐级放热，二次热网回水依次吸热。利用安全、易得、运维成本低且无毒的换热器和吸收式热泵，通过合理的参数配置方案使得两装置进行良好耦合，提高了传热效率。

在吸收式换热600MW高背压热电联产系统中，充分体现了“温度对口、梯级利用”的能源利用原则，在不增设化石燃料耗量、基本不影响发电量的情况下，实现了对电厂侧的循环冷却水和热力站侧一次热网回水中余热的深度回收，从而克服了以下问题。

（1）我国北方采暖期间热源普遍不足的问题；

（2）通过深度回收余热，保证大型CHP 系统在发电负荷几乎不变时实现热负荷的增加，减少了在采暖季对电网的冲击问题；

（3）通过减少电网需承担的热负荷而减少了电采暖设备使用数，缓解电网负荷压力。

2 分析方法及建模

此处需要说明的是，本文对热网加热器使用了陈群等[30-31]的分析方法，耗散理论可以指导传热模型优化的设计，效率能定量描述传热效率。

在研究系统经济收益方面，此处引入“电热价比”的概念用于得到在非稳态情况下CHP 系统通过售电供热两种方式所得到的整体性收益，可以为相同参数配置的机组在未来面对来自电力市场和热力市场两方面同时变化的情况下提供运行决策。

图2 系统热力学性能参数计算流程

2.1 热力学性能分析方法

式中，Evh为物体的，J·K；Qvh为物体的热量，J；T为物体的热力学温度，K。

能源利用过程的本质[32]即高品位能量（㶲）退化成低品位能量（），在此过程中虽然能量的数量保持不变，但熵会增加，物体对外传递热量的能力会减弱，即物体的会耗散。因此效率可以用来定义传热过程的效率，具体定义为末态与初态之比；定义如式(2)所示。

式中，Evh初态是物体的初态，J·K；Evh末态是末态，J·K。

由于在大型吸收式热电联产机组中表面式换热器居多，故在此对此类换热器进行建模，汽水连接方式如图3，由式(1)、式(2)可知表面式换热器的效率计算方法如式(3)所示。

图3 换热器汽水连接方式

式中，U是物质的热力学能，J；T是物质的温度，K；下角标ini 和fin 分别代表物质的初始状态和末状态；上角标c和h分别代表冷源和热源。

电厂中汽水系统㶲效率计算公式如式(4)所示。

式中，Pe为机组发电量，MW；Ew为热网水在电厂中吸收的焓㶲，MW；Eb为锅炉主蒸汽与锅炉主给水焓㶲之差，MW；Eb0为锅炉再热蒸汽与锅炉再热蒸汽进口蒸汽焓㶲之差，MW。

2.2 经济收益分析模型

鉴于我国热电联产机组是“以热定电”的方式运行，系统将优先保证市政热网负荷，此时系统收益来源于上网电量带来的收入和对外供热量带来的收益，此时机组整体性经济收益计算如式(5)～式(7)所示。

式中，z为机组整体性收益，CNY/h；m为机组相对性收益，MW；a、b分别为上网电价和热价，CNY/(kW·h)；x、y分别为机组发电功率和对外供热功率，MW；θ为电热价比[33]，量纲为1。

当a＞b时，此时|∂θ/∂a|＜|∂θ/∂b|；当a＜b时，此时|∂θ/∂a|＞|∂θ/∂b|。也就是说，对于式(5)、式(6)中的二元目标函数电热价比θ，其更易受到a、b中初始量较小自变量改变的影响。

在工程中人们希望θ受a、b的影响尽可能小，以便能在更大范围内探究电厂侧供热量和发电量对经济收益的影响。而我国电厂上网电价a[0.2595～0.4505CNY/(kW·h)][34]高于热价b[0.1520～0.1728CNY/(kW·h)][35]；通过调研得到我国工程实际中的技术经济学参数，并且通过Ebsilon 得到电热这两种捆绑式能源生产和售出的CHP 机组里面发电功率和供热功率的强耦合情况下的数值关系，最后通过引入电热价比这一量纲为1的参数来提高这种评价方式可适用场合，以上均使得电热价比在评价CHP 系统经济收益时不仅保证精确性而且具有普适性。

3 算例结果分析与讨论

本文以利用Ebsilon 仿真软件[36]为模拟平台，如图4所示。在分别改变对外供热功率和供水温度的情况下，本文在性能分析方面研究了吸收式热电联产机组的热电比、背压、汽水系统效率和热网加热器效率随供热热负荷与供水温度的变化规律，进行了机组收益性分析，设置对照组将吸收式热电联产机组与传统热电联产机组进行了对比。

3.1 热力学性能分析

系统性能分析方式：在对北方城市冬季进行集中供热时，随着室外温度的变化，热用户的热负荷会呈现非稳态变化，进而会对热网的供热负荷和一次热网供水温度带来影响；同时相比较由于室外环境温度的变化而导致在热力管网的传热损失，热用户的热负荷会是供热负荷影响的主要因素。此处保持系统在运行时锅炉出力、供热热负荷分配比不变，其中一次热网水采用量调节的方式。并且选取了关键技术参数：供热负荷和供水温度，分别以其为自变量开展了以下的研究。模拟了机组背压、供给热电比[37]、汽水系统效率、供热凝汽器和尖峰加热器的效率随着供热热负荷和一次热网供水温度的变化情况。

这里需要指出的是汽轮机不同工况下设计外界热负荷也不一样，但热负荷整体上是随汽轮机出力以相同的步长变化的：比如设计100%THA时外界设计热负荷700MW，则75%THA 时外界设计热负荷525MW，50%THA时外界设计热负荷350MW。

（1）仿真实验1

性能变化参数如表1所示：保持一次热网供水温度110℃不变，改变供热负荷，在50%THA、75%THA 和100%THA（turbine heat acceptance，汽轮机热耗保证工况，即设计工况，简称THA）工况下使供热负荷以每10MW递增。结果显示，随着供热热负荷的增加，背压光滑地从11.05kPa增高到16.10kPa且具有类抛物线上升变化的趋势，总体维持在较低水平[38]；供给热电比从0.997 增加至1.384，变化了38.82%，不同工况下供给热电比变化不连续且变化的区间在减小；汽水系统效率变化范围随着机组出力的增加而增加，但在以上三种工况下变化范围均在85.07%～83.19%内，且随着机组出力的增加其增量逐渐减小直至成为在100%THA 下的负值；供热凝汽器的“”效率连续地从103.53%下降到102.08%，变化趋势类似于一条直线；尖峰加热器的“”效率集中在区间85.69%～82.40%内而且会减小、离散性地变化；机组发电量在不同工况点附近随着热负荷的增加而减小，但波动范围在1.999%～2.571%内；热网水泵功率会随着供热负荷的提高而呈线性增加。

分析仿真实验1 结果形成原因：由Q=cpmΔt可知调节热负荷Q本质上是在调整热网水质量流量m。该方案的设计思路是：基于热力发电厂原则性热力平衡图中的各个工况节点相关参数，对系统进行供热改造；这也是实验1中供给热电比、汽水系统效率、尖峰加热器效率和发电量不连续随供热量变化的原因；机组背压、供热凝汽器效率、热网水泵功率连续随供热量变化是因为与热网水质量流量有直接的推算关系。

图4 Ebsilon仿真平台中的吸收式热电联产系统

表1 性能参数随热负荷的变化情况

（2）仿真实验2

性能变化情况如图5所示：保持供热负荷随机组出力成比例的变化，改变一次热网水供水温度，使其在以每1℃递增的情况下从105℃变化到115℃。结果显示，随着供水温度的增加：图5(a)表示机组背压会连续增加，机组出力越大背压越高，但增加速率都在相同数量级上，背压集中在10.61～16.15kPa；图5(b)表示不同工况下机组供给热电比会连续增加，但都在1.18～1.28，且机组出力越大热电比越高；图5(c)表示汽水系统㶲效率受热网供水温度变化影响很小，但会连续减小，且机组出力越大效率越低，机组出力越小汽水系统㶲效率降低速率越快，集中在83.21%～84.88%；图5(d)表示供热凝汽器的效率会增加且不同工况下增加速率在一个数量级上，供热凝汽器的效率变化范围集中在102.16%～103.52%，但随着机组出力的增加其效率会减小；图5(e)表示尖峰加热器的效率会随着供水温度的增加而减小，集中在82.13%～85.55%，随着机组出力的增加在减小，但在传热温差小时会出现100%出力时效率更高的情况；图5(f)表示机组发电量在不同工况点附近都会减小且维持在稳定水平，但波动范围集中在0.795%～1.050%；图5(g)表示热网水泵功率会随供水温度的增加而减小，但会随着机组出力的增加而增加。

图5 性能参数随供水温度的变化情况

分析仿真实验2结果形成原因：此处保持热网回水20℃不变，使热网供水温度在110℃±5℃范围内波动本质上是在调整热网供回水温差Δt。图5(a)中，由于热负荷分配比不变，故提高热网供水的温度就会提高供热凝汽器的热网水温度，为了满足换热要求，机组排汽温度升高、背压抬高，而由于热负荷大时机组出力也大，所以背压随机组出力的增加而增加。图5(b)、(c)与(f)中，随着机组热负荷增加故系统发电量减小、热电比增加，在不同工况下机组汽水系统效率下降均甚微；由于对供热凝汽器和尖峰加热器设计时的传热温差、压差较小，因此工质速度场和温度场协同状态好，故效率分布在较高水平，由式(3)可得到。图5(d)中，供热凝汽器效率随着供水温度的升高而升高是因为热负荷分配比没有变，所以在增加供水温度时一次热网水中间点水温也增加，进而导致一次热网水中间点的流增加，最后体现为效率增加，而在仿真实验1中其效率会随着热负荷的增加而减少是因为一次热网水中间点单位质量工质流保持不变的缘故。图5(e)中，尖峰加热器效率随着供水温度的升高而下降是因为中压缸排汽流量随供水温度的升高而升高造成的，尽管此时热网水中间点温度、供水温度都有升高，但是没起到主导作用；图中出现的机组在100%THA工况下供水温度较低时效率低于75%THA 是因为此时供水温度较低而机组抽汽却是高温高压状态，因此参考式(3)可知此处效率的降低是因为增大的、偏离设计的端差而引起的，可以为配置相同参数的机组提供运行时的建议——采用椭圆缩放传热管[39-40]，其能通过增加换热管内流体速度场和温度场的协同程度来提高换热器的传热能力，从而进一步提高效率。图5(g)中，当供热功率不变时，热网水的质量流量会反比于Δt，所以热网水泵功会随着供水温的增加而减小，而当机组出力大时热网水供热功率来源于质量流量的增加，则热网泵功会随着机组出力的增加而增加。

3.2 经济收益分析

图6 经济收益分析

由仿真实验1中得到CHP系统发电量随热负荷变化的关系，如图6(a)所示。选取供热量为650MW和750MW两组数据，利用2.2节中的方法研究机组相对性收益与电热价比的变化情况，如图6(b)所示。在以上两组数据中，当电热价比在4.000～4.969区间时，对外供热750MW的机组整体性收益要高，当电热价比大于4.969时，对外供热650MW的机组整体性收益要高。目前我国电热价比约在区间1.502～2.964，故我国热电联产机组的供热效益要比纯发电效益好，符合我国现役机组的运行状态。鉴于我国热电联产是“以热定电”的方式运行，则影响机组相对性收益的主要因素是电热价比和供热负荷，当供热负荷在300～750MW 范围变化，电热价比在4.0～6.0 范围时，由2.2 节经济收益分析模型推算的式(7)可得知机组相对性收益在1503～4023MW 之间变化，其变化趋势如图6(c)所示。

3.3 系统对比

3.3.1 热力学性能参数对比

如图7所示，为了与传统系统相比较，选取热网回水温度为50℃的传统热电联产机组作为对照组的仿真实验，同时控制系统供热量700MW、供水温度110℃和热负荷分配比0.3恒定，分析比较热网水质量流量、热电比、机组背压和抽凝比4个主要评价性能参数。结果表明新方案相比较于传统方案不仅明显降低了机组背压约65.07%、减少了热网水流量33.33%，并且使得热电比略有减小而抽凝比略微升高，这是因为较传统热电联产机组而言，吸收式热电联产机组发电量较大、冷端负荷减小的缘故。

图7 系统对比分析

3.3.2 机组发电煤耗率对比

图8 发电煤耗率差值

基于好处归电法对机组发电标准煤耗进行计算，为了更直观地显示机组的先进性，在此文章中引入了发电煤耗差值对热力学经济性进行表示：即在相同工况下，供热负荷和供水温度相同时，传统热电联产机组发电煤耗率减去吸收式热电联产机组发电煤耗率得到的值；此值为正即可说明吸收式热电联产会有节能降耗的优势，并且值越大说明新方案的节能降耗的效果越明显。如图8所示，可知吸收式热电联产机组发电煤耗率差值最小值和最大值分别为3.22g/(kW·h)和7.00g/(kW·h)，在热力发电厂节能降耗领域，发电煤耗3.22g/(kW·h)已经是一个十分显著的量，充分说明新方案的实行对减小机组发电煤耗十分必要。在某一具体汽轮机运行工况点附近，随着供热负荷的增加，发电煤耗率差值与供热量呈负相关，即吸收式热电联产机组的优势逐渐衰退；但当机组出力越大吸收式热电联产机组节能降耗的优势越明显，在算例中发电煤耗率差值在50%THA 工况下供热量为400MW 时达到最小值，在100%THA工况下供热量为650MW时达到最大值。

4 结论

本文首先介绍了吸收式热电联产机组，其次对系统建模，以600MW 空冷热电联产机组为算例对热力学性能和经济收益在变工况下进行了分析，最后以传统热电联产机组为对照组论证了本文方案的优势，得出以下结论。

（1）热力学性能方面：不同工况下当只有供热热负荷增加时，机组背压、供给热电比和热网水泵功率会升高，汽水系统㶲效率的变化率会从正值逐渐减小为负值，发电量、供热凝汽器和尖峰加热器的效率会减小。不同工况下当只有供水温度增加时，机组背压、供给热电比和供热凝汽器的效率会升高，发电量、热网水泵功率、汽水系统㶲效率和尖峰加热器的效率会减小。

（2）经济收益方面：在供热负荷和发电量同时变化的情况下，得到机组整体性收益与电热价比的关系式，并进行了举例论证。该分析方法可为具有相同参数配置的CHP 机组在面对电力市场和热力市场两方面波动时提供运行决策和收益预测规划，即需要注意电热价比在4.969 左右时该如何选择机组的供热负荷和发电负荷的协调。

（3）先进性方面：在高背压热负荷占比和供热热负荷一定时，新方案降低了热网水流量、热电比和机组背压，适当增加了抽凝比；在不同供热负荷和工况下发电煤耗率减小了3.22～7.00g/(kW·h)不等，使得高背压机组背压降低了65.07%、使热网水流量减少了33.33%。在节能性与经济性方面都有明显进步，产生社会效益。