电子论文热电联产的节能分析Word文档格式.docx

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　　2、热电联产节能的机理

　　众所周知，热电联产、集中供热的节能机理有二个方面：

一方面是热电联产，发电部份的固有的热力学冷源损失用作供热了，从而节约了燃料，称“联产节能”；

另一方面是热电厂的大型锅炉热效率比分散供热小锅炉高，从而节约了燃料，称“集中节能”。

显然比较的条件是热电联产与分产供应相同的热量和电量，看哪个节约了燃料。

　　汽轮发电供热机组有两种型式，一为背压供热机组，它是纯粹的热电联产，发电的全部冷源损失都用作供热了，所以发电热效率很高，几乎等于锅炉效率乘管道效率；

一为调节抽汽供热机组，它是部分的热电联产，仅有一部份的发电冷源损失用作供热，仍有一部份发电固有冷源损失，它的综合发电效率比同参数、同容量纯凝汽机组高，但不一定比高参数大型纯火电机组高，当供热抽汽不多时、甚至比全国6000kW及以上机组全国平均供电（发电）煤耗率还高。

但背压机“以热定电”、热电负荷不可调节，热负荷大时，发电多，热负荷小时发电少，只有承担基本热负荷时，才能发挥最佳节能作用：

而调节抽汽的抽凝机组，热电负荷可以调节，运行比较灵活，但有部分冷源损失。

所以，一个热电厂，一般有这两类机型，以适应各类热负荷和部分电负荷调节的需求。

为此，（220）号文、（1268）号文对热电联产是否合格，（是否节能），都作了如下界定：

　　供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产应符合的总热效率年平均大于45％。

　　热电联产的热电比：

单机容量在50MW以下的热电机组，其热电比年平均应大于100％；

单机容量在50W至200W以下的热电机组，其热电比年平均应大于50％；

单机容量200MW及以下抽汽凝汽两用机组，采暖期热电比应大于50％。

　　3、界定指标的数学模型

（1）《规定》中公式

　　总热效率=（供热量＋供电量×

3600千焦／千瓦时）／（燃料总消耗量×

燃料单位低热值）×

100％。

　　热电比=供热量／（供电量×

3600千焦／千瓦时）×

100％

　　实质是：

总热效率，分子是能量品位不等的二种能量，一为热量，一为电能；

电能是高品位能，电能能100％转变为热能，而热能不可能100％转变为电能，而且有条件地十分困难才可转变成电能，所以，总热效率实质是一次能源的能源利用率，或称“燃料利用率”。

　　令：

　　η总热效率（燃料利用率）　　100％；

　　Qc年供热量　　kJ／a；

　　（GJ／a）

　　W年供电量　　kWh／a；

（104kWh／a）

　　B年耗标煤量　　kg／a；

（t／a）

　　Qdw标煤低位热值　kJ／kg

　　β热电比　　100％

　　η=Qc＋W3600／BQdw　　　

（1）

　　β=Qc／W36000　　　

（2）

　　ηCr=Qc／BcQdw　年平均供热效率（3）

　　ηtd=W3600/BdQdw　年平均机组综合供电（发电）效率　　　（4）

　　B=Bc＋Bd

式中：

Bc年供热耗标煤量　　t／a

Bd年发电耗标煤量　　t／a

　　从

（1）把B=Bc＋Bd和

（2），（3），（4）式代入化简可得：

　　η=（β＋1）／（β／ηCr＋1／ηtd）　　　（5）

　　β=（η／ηtd－1）／ 

（1－η／ηcr）　　　（6）

　　ηtd=η／[β（1－η／ηcr）＋1]　　　（7）

　　如按《规定》文中的界定指标：

　　η=45％，β=0．5，β=1．0和β=2．0时，而ηcr≈锅炉效率×

管道效率=0．9×

0．98=0．882计，代入（5）式求ηtd：

　　ηtd=0．45／（0．49β＋1）

　　当β=0．5时，ηtd=0．361，bd=340．7g／kWh

　　β=1时，ηtd=0．302，bd=407．3g／kWh。

　　可见当η一定，β增大，ηtd降低。

　　1998年6000kW及以上机组全国平均供电标煤耗率435g／kWh，而全厂“总热效率”等于45％，热电比50％，100％时，扣除厂用电率，热电厂机组发电标煤耗率340．7～407．3g／kWh，是界定节煤的。

所以当时核定的界定指标数值，应该说是合理的。

但随着时间的推移，技术的进步，我国火电机组高参数、大容量高效机组比重迅速提高，年平均供电标煤耗历年下降4g／kWh左右，2003年为377g／kWh，所以，原《规定》界定数值应与时俱进，加以调正修正，提高界定数据，才能起到导向作用，进一步提高节能效益。

　　4、热电联产的节能条件（判据）

　　如前所述，热电联产机组的发电一般可以分为凝汽汽流发电和抽汽供热汽流发电两块。

前者由于机组容量一般较小，蒸汽参数较低，其发电效率不如大型纯凝汽机组来得高；

但后者由于不存在凝汽（冷源）损失，其发电效率很高，以致于其综合发电效率可能超过大型高效的纯凝汽发电机组，这正是热电联产的生命力所在。

　　今拟以热电联产最常用的调整抽汽凝汽机组为例来与全国6000KW单机容量及以上平均供电（发电）标煤耗进行比较，从而确定热电联产机组在发电这一块上的节能条件。

　　△Bd=W（bpd－bcd）≥0　　　（8）

W为机组总发电量（kWh）

　　bpd为6000kW机组及以上全国平均的发电标煤耗率（计及锅炉效率），（kg／kWh）；

　　bcd为热电机组（计及锅炉效率）的综合发电标煤耗率，（kg／kWh）；

　　bcd=[Wc 

bc＋（W－Wc）bk]／ 

W（kg／kWh）

Wc为抽汽供热汽流的发电量（kWh）；

　　bc为抽汽供热汽流的发电标煤耗率（kg／kWh）；

　　bk为凝汽汽流的发电标煤耗率（kg／kWh）；

　　由于要求△Bd≥0，可以从

（2）式和W=Wc＋Wk推导得：

　　Wc／W≥（bk－bd）／（bk－bc）　　（9）

　　（9）式的物理意义就是热电联产（抽凝机组）在发电这一块上的节能判据表征为抽汽供热汽流的发电量必须占总发电量中的一定份额≥（bk－bpd）／（bk－bc），才能节能。

　　而对于抽汽供热汽流而言，其发电量（以Kj计）与供热量之比可推导为：

WC×

3600／QC=DC（io－ic）／Dc（ic－tc）=（io－ic）／（ic－tk）

　　即热化发电量：

　　Wc=Qc／3600×

（io－ic）／（ic－tc）代入（9）式得热电比β为：

　　β=Qc／Wc×

3600≥（ic－tc）／（ioc－ic）×

（bk－bpd）／（bk－bc）　　（11）

　　11）式也可表示为：

3600≥（ic－tc）／（io－ic）×

（qk－qpd）／（qk－qc）（11A）

　　式中io，ic，tc分别为新汽、抽汽、和热网返回凝结水的焓值，它们可以根据制造厂提供的参数从蒸汽热力性质表中查得，其中热网返回凝结水焓如无回水可按20℃考虑。

式（11）、（11A）就是以热电比β的形式来表示热电联产在发电这一块上的节能判据（临界值）。

　　由于汽轮机厂方提供的性能参数，常常给出汽轮发电机组热耗率（qdkj/kwh），它尚未考虑锅炉效率和管道效率，因此发电热耗率qd：

　　qd=bdQdw／ηglηgl

式中　Qdw—标准煤低位热值为7000×

4．1868=29307kJ／kg

　ηgl—锅炉效率（链条炉75％，煤粉炉90％，CFB，85％）

　　ηgd—蒸汽管道效率（一般取98％）；

　　bd—机组发电标煤耗率（kg／kWh）

　　5、计算示例 

（1）比较条件：

　　我国6000kW及以上机组年平均供电标煤耗2003年为377g／kWh，折成热电厂（抽凝机组）供电效率90．2％，发电标煤耗340g／kWh，发电热耗9964．38kJ／kWh，作为热电机组节能界定数据对12MW、25MW和50MW调节抽汽机组几种机型进行具体测算：

βmin，Dcmin和ηmin。

　　从（11A）式βmin=（ic－tc）／（io－ic）×

（qk－qpd）／（ql－qc）

ic抽汽焓，kJ／kg

tc供热回水焓，回水20℃，补水温84kJ／kg

io新汽焓，kJ／kg

qk抽汽机组纯凝工况热耗率kJ／kwh

qc抽汽机组抽汽流发电热耗率kJ／kwh

qpd全国6000kW及以h 

机组平均发电热耗率kJ／kWh

（2）例一：

C12—3．43／0．981中压中温抽凝机（如南汽Z011机型）

　　io（3．43MPa，435℃）=3305．07kJ／kg

　　ic（0．981MPa，313℃）=3080．39kJ／kg

　　tc（t=20℃）=84．0kJ／kg

　　qpd=9964．38kJ／kWh（全国平均发电热耗）

　　qc=3600／ηjjηjd=3600／0．95×

0．98=3866．81kJ／kWh

　　qk=11836kJ／kWh／0．9=13151．11kJ／kWh

　　（制造厂机组发电热耗率除锅炉效率后便为厂发电热耗率）

　　ηpd=3600／9964．38=0．362，即调节抽汽机组发电效率ηtd要达到的数值，ηcr=ηjjηjd=0.95×

0.98=0.882，即抽汽汽流部分的发电效率。

　　从（11A）式：

　　βmin=（3080．39－84）／（3305．07－

3080．39）×

（13151．11－9964．38）／

　　　　（13151．11－3866．81）=13．336×

　　　　0．3432386=4．58

　Dcmin=β×

W3600／（ic－tc）=4．58×

12000×

　　　3600／（3080．39－84）=65．994

　　≈66t／h

　　ηmin=（β＋1）／（β／ηcr＋1／ηtd）=（4．58＋　　　　 

1）／（4．58／0．882＋1／0．362）=

5．58／（5．193＋2．762）=70．14％

　　计算结果可见：

βmin=4．58，Dcmin=66t／h，ηmin=70．14％时，才能与2003年全国6000KW及以上机组发电煤耗相当。

查C12—3．43／0．981机组，额定抽汽量50t／h，最大抽汽量80t／h，此时，供汽量必须超过额定抽汽量50t／h≥66t／h时，才可能节能。

　　（3）其余以上各机组计算从略，其结果汇总如后表。

　　（4） 

NC200／160－12．7／535／535超高压抽凝机（如东方汽轮机厂D35型机）

　　查该机组的纯凝工况机组热耗qk=1979.2×

4.1868=8286.51kJ／kWh，机组发电热耗qk=qk／0．9=9207．23kJ／kWh，已小于2003年全国6000kW及以上机组供电标煤耗377g／kWh，发电标煤耗为340g／kWh，发电热耗为：

29307×

0．34=9964．38kJ／kWh。

因而，这种机组即使不抽汽供热目前也是节能的，若是再抽汽供热，则节能效果更佳。

　　6、计算结果分析

　　从以上几种单抽热电机组的计算结果汇总表中可以看出，若使抽凝机组的发电部分节能，首先应尽量选用进汽参数高的高效机组，如200MW抽凝机（两用机组）和高压高温机组（C25、C50机组）；

同时，可看出降低供热（抽汽）参数，节能的最小热电比（β）和临界总的燃料利用率也可降低。

　　对C50—8．83／0．981 

50MW抽凝机来说，为确保节能的最小热电比（80％）和临界总燃料利用率（49．6％）已超过1268号文《规定》的指标（即50％和45％），但只需抽汽量大于50t／h，还是可以节能的；

　　对单抽C25机组，为了节能必须采用高压高温新汽参数，其节能最小热电比为0．963，临界点的燃料利用率为51％，也临近和超过1268号文《规定》的指标，（即100％和45％），其节能最小抽汽量～30t／h；

　　对C15次高压次高温机组，其节能最小热电比为3．51，临界的燃料利用率66．9％，也超出了1268号文《规定》的指标（即100％和45％），其节能最小抽汽量为63．7t／h，超过了额定抽汽量50t／h；

　　对C12单抽供热机组，其节能最小热电比都大于2．7，临界燃料利用率63．7％，均大于1268号文《规定》的指标（100％和45％），其节能最小抽汽量41．5～46t／h。

　　上述计算结果，节能最小抽汽量超过额定抽汽量有C12—3．45／0．981，C15一4.9／0．981和C25—4．9／0．981机组，显然这些机组应重新设计，才不脱离设计工况，提高机组内效率。

　　7、供电（发电）标准煤耗率

　　众所周知，火电机组考核热经济指标，都是以供电（发电）标准煤耗率为比较准则。

热电厂年综合供电（发电）标准煤耗率，我们认为可作为重要的热经济指标，特别是在节能界定上，它起到了十分重要的作用。

　　如前述，ηtd热电机组综合发电效率，相应的综合发电标煤耗率（btd=123／ηtd 

g／kWh），ηtd（ 

btd）是否与全国6000kW及以上机组相等，就表明其热经济性在发电这一块上的界定数据（临界值）。

　　《热电联产项目可行性研究技术规定》附件2计算方法中年节标煤量的计算公式，也取用供电（发电）标煤耗btd与全国6000kW及以上机组平均供电（发电）标煤耗率相比较而求得：

　　△B={[（34．12／ηgl 

ηgd＋bpd×

5．73）－bpr]·

Qc＋（btd－bpd）（1－ζd）W}×

10－3 

t／a

ζd—发电厂用电率％，

bpr—供热标煤耗率　kg／kJ。

　　所以，我们建议热电厂年均综合供电（发电）效率或标煤耗率，应重新列为考核热电厂的热经济指标之一。

　　8、对1268号文《规定》界定热电厂两个指标的再学习

　　从1998年至今，全国火电机组高效大容量机组比重历年增加，6MW及以上机组全国平均供电标煤耗历年减少，几乎每年下降4g／kWh左右。

1998年平均供电标煤耗404g／kWh至2002年为381g／kWh，去年下降至377g／kWh，当时界定热电厂最小节能热电比和总的燃料利用率，和相应的最小抽汽量是按当时情况界定的，其指标是略偏低的。

当今全国发电技术水平提高了，供电标煤耗下降～23g／kWh，相当于提高了循环发电热效率5．35个百分点，因此，应与时俱进，修改提高1268号文《规定》的两个界定值。

今建议：

（1）新建扩建机组

　　1对C12供热机组：

新汽参数应采用次高压次高温，最小热电比300％，最小抽汽量为45t／h，临界总的燃料利用率65％，才能与当今全国6MW及以上机组平均供电标煤耗相当。

　　2对C25供热机组：

新汽参数应采用高压高温，最小热电比为100％，最小抽汽量30t／h，临界总燃料利用率50％。

　　3对C50供热机组：

新汽参数采用高压高温，最小热电比为80％，最小抽汽量50t／h，临界总的燃料利用率50％。

　　4对扩建超高压以上高效大型两用机，经测算，不抽汽也比当今6MW及以上机组全国平均供电标煤耗低，所以当有一定热负荷时，经计算可采用这种机型。

（2）运行热电机组

　　1运行热电机组达不到新扩建机组βmin，DCmin和ηmin要求时，应限令改造或采用高压迭置改造，或扩大热负荷，降低抽汽供热参数和加强管理，以提高节能效益，增加市场竞争力。

　　280年代初期建立的中压中温3MW～6MW抽凝机组，设备已达报废年限，且达不到节能界定数据时，可淘汰一批。

　　3由于总燃料利用率一定时如η=45％，热电比β越大，热电联产机组发电效率的要求就越低，这样就容易被低效的小热电机组（抽凝机）钻空子，可把热负荷报得很大，即热电比β很大，但却采用发电效率很低的抽凝机组而仍可满足总热效率的规定，而且条件不同，对β要求也不同。

所以，建议除仍规定β与η的临界值外，热电机组年平均供电（发电）效率，或标煤耗率，应作为考核与界定热电机组指标之一，才可科学引导提高节能效益。

参考文献

[1]国家计委、经贸委、环保总局、建设部急计交能　 

（1998）220号文《关于发展热电联产的若干规定》

[2]国家计委、经贸委、环保总局、建设部急计基础　 

（2000）1268号文《关于发展热电联产的技术规　 

定》

[3]热力发电厂重庆大学热力发电厂教研室编　电力　 

出版社1985．3

[4]陈效儒　热电联产的节能分析　2000.12

热电企业可持续发展的思考与探索

宁波市庆丰热电有限公司　周纯珊

宁波市电力开发公司　　　陆淞敏

　　厂网分开，竞价上网，打破垄断，引入竞争。

我国电力体制改革将迈出重大步伐。

电力体制改革方案已经得到国务院批准，开始进入实施阶段。

　　我国电力体制将实施厂网分开、重组发电和电网企业，实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制，制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制，开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；

继续推进农村电力管理体制的改革。

　　电力体制改革的总体目标是：

打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开，公开竞争，开放有序、健康发展的电力市场体系。

而对改革的大趋势，地方热电企业面临着生存与持续发展的重大课题。

本文试图从描述宁波市热电企业的现状出发，着重分析热、电联供的政策依据、地位及其作用，进而从多个角度提出顺应电力体制改革潮流巩固和发展热、电联供的途径与若干对策措施，以供领导及有关部门决策参考。

　　一、 

宁波市热电企业的现状

　　1、宁波热电已进入崭新发展阶段

　　宁波市地方热电厂共有22家，其中公用热电厂10家，自备热电厂6家，油机组2家，水电2家，垃圾电厂1家，其它1家，装机容量67.218万kW，其中热电机组47.665万kW，（公用热电厂27.6万kW）。

　　2001年16家热电厂发电量为27.428亿kWh，比去年增加3.127亿kWh，增长率为12.87％，其中公用热电厂13.696亿kWh，增加2.251亿kWh，增长率19.57％，供热量为3434.82万吉焦，比去年增加530.39万吉焦，增长率为18.26％。

其中公用热电厂供热量为1136.83万吉焦，比去年增加352.18万吉焦，增长率为44.81％。

　　16家热电企业在2001年省经贸委和省电业局热电认定中均得到通过，特别是公用热电企业在认定一年来，通过各厂努力，在不增加锅炉和机组情况下，充分利用原有设备，供热量增长率在44.81％，热电比平均由2000年的190％增加到246％，全年热效率平均从2002年的46.8％增加到49.4％。

　　为了适应宁波市发展需要，2002年经济技术开发区热电厂扩建工程二炉（二台75T/H循环流化床）一机（6000kW抽背机组），宁波开发区北仑热电厂扩建工程一炉（130T/H循环流化床）一机（7500kW抽背机组）已建成，投入供热发电，长丰热电有限公司扩建工程一炉（130T/H循环流化床）一机（7500kW抽背机组），正源电力有限公司扩建工程一炉（75T/H循环流化床）一机（6000kW抽背机组）和慈溪杭州湾新区热电联产项目一期二炉（二台（75T/H循环流化床）一机（15000kW双抽凝汽机组）已立项，目前分别进入扩初和施工设计阶段，宁波热电行业已进入了崭新发展阶段。

　　2、热电行业与电力行业的关系及电力系统对热电企业的要求

　　热电厂是因为集中供热的需要而发展起来的新兴行业，由于城市发展现代化和环境保护的要求，由于新兴的开发区、工业园区发展的要求，集中供热已经成为城市发展必不可少的基础设施，热电厂的发展首先是供热发展的需要。

目前宁波市各热电厂均是在供热区域内供热需求剧烈增长而扩大规模的。

为了使热电厂更具有节能效果，配备一定容量的汽轮发电机组，就有了发电、并入电网的工作。

同时为了保证热电厂安全运行，所有热电厂均有电网倒送电的备用系统，这样热电厂与电力系统就有了并网系统和倒送电系统的技术问题和服从电力网调度的问题。

在经济上就产生了电力电量卖买的问题。

这一切问题与电力系统的关系均与大容量电厂有着相同类型的联系，只不过其影响是大小而言。

　　从热电厂运行状况来看，其首要任务是供热，保证各工厂、企业和商业及民用的用热需要，其次才是地方电力电量的补充。

其节能效果是显著的，所有热电厂的全厂热效率均大于45％（而我市大火电北仑电厂热效率也不超过40％）。

　　电力系统对热电厂的要求在技术上在接入系统上必须保证电网安全，在运行上必须服从电网调度，在经济上按照规定上网电价结算。

目前我市所有热电厂上网电价均按浙江省物价局浙价工（2000）434号文件执行。

今年，由于电网改造需要资金60亿以上，各热电厂上网电量可能平均每度降0.03元。

　　3、宁波热电企业存在的主要困难

（1）煤的大幅度涨价制约热电企业的发展

　　原煤价格从2001年三季度开始涨价，但到年底，与年初价格相比涨幅达到100元/吨，到2002年二季度有所回落，但仍不能维持原来水平，按不含税价计，2002年比2001年平均每吨涨价达45元以上。

宁波市10个公用热电厂每年用原煤按170万吨计，这样由于煤炭涨价造成企业成本增加7650万元。

尽管各热电厂靠内部挖潜，降低煤耗，减少开支等办法，积极消化这一不利因素，但实际证明煤价上升，把热电企业仅有一点利润消耗殚尽，少数企业已出现亏损局面。

（2）热电厂属初期投资大的工业项目，市内热电厂大多没有国家资金投入，基本上靠自筹和贷款解决，至今所有热电厂都有高额贷款的包袱，各热电厂按规定6％折旧和利息款，平均高达1000万元以上，目前根据需要，扩建和不断发展热网，又需要大量资金。

　　二、热电联产在国民