劉浩晨，耿直，莫子淵，顧煜炯

（1 華北電力大學能源動力與機械工程學院，北京102206；2 鄭州航空工業(yè)管理學院航空工程學院，河南鄭州450046）

隨著大數(shù)據(jù)[1]處理技術(shù)的成熟與人工智能技術(shù)的進步，第四代區(qū)域供熱系統(tǒng)[2-3]已經(jīng)成為發(fā)展方向，其具體是指基于成熟的技術(shù)與已有概念、通過智能熱網(wǎng)協(xié)助與控制而往區(qū)域能源系統(tǒng)中加入大比例的可再生能源[4]。中國國家電網(wǎng)公司提出要于2021 年初步建成泛在電力物聯(lián)網(wǎng)，用來與智能電網(wǎng)[5]共同構(gòu)成能源互聯(lián)網(wǎng)，為清潔能源的消納提供新方案[6]。

與此同時，作為發(fā)電主力的燃煤機組雖然正在朝著高參數(shù)、大容量的方向發(fā)展，但隨著近年來環(huán)保要求的提高、新能源電力的并網(wǎng)，新建的燃煤機組長期處于快速、深度變負荷[7]控制的狀態(tài)，并且這一狀況將在長期內(nèi)保持不變。根據(jù)相關(guān)調(diào)研[8]顯示：我國公共建筑采暖能耗將進一步擴大，目前為保證我國北方地區(qū)在采暖季供熱的有效方法是清潔采暖[9]，其實質(zhì)是在區(qū)域能源系統(tǒng)[10]中將傳統(tǒng)的基于燃燒化石燃料的電站改造成熱電聯(lián)產(chǎn)機組（combined heat and power，CHP）并采取成熟的節(jié)能措施。長遠來看，隨著一般工商業(yè)平均電價的降低[11]，為保證電網(wǎng)、電站的經(jīng)濟收益，非常有必要對基于消納新能源電力的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)中大型CHP 系統(tǒng)進行熱力學性能分析，以便為CHP 系統(tǒng)的彈性運行提供控制策略。在比較了CHP 機組和非CHP 機組的性能后[12]，學者開始審視評價CHP機組的方法：熱力學第一定律忽略了熱、電兩種能量品位的高低；但基于熱力學第二定律的?效率[13]評價由于無法很好地區(qū)別劃分熱電廠在凝汽器處熱量耗散的分布情況，因此單純?分析法在實際中不能很好地指導CHP機組的能耗分攤。

國外方面，P??kk?nen 等[14]進行了生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)在未來能源系統(tǒng)中的可行性研究；Van Erdeweghe 等[15]從經(jīng)濟學優(yōu)化的方式對低溫地熱熱電聯(lián)產(chǎn)方式進行了適配性研究；Cho 等[16]研究了非穩(wěn)態(tài)情況下美國11 個自治州電熱市場的財政激勵系統(tǒng)，并認為CHP需要被認真地履行。國內(nèi)方面，江億等[17]將?效率評價方式改進為“等效電法”，使之在實際中有了指導意義和發(fā)展依據(jù)；Guo 等[18]提出了分析方法來重新審視傳熱過程的效率；付林等[19]在示范工程中實現(xiàn)了安全、可靠、高效與節(jié)能的清潔區(qū)域采暖方案；趙璽靈等[2]研究了分析方法在吸收式換熱裝置中的應用；楊志平等[20]從質(zhì)量并行的角度研究了直接空冷供熱機組的彈性運行與優(yōu)化；鄧拓宇等[21]研究了利用熱網(wǎng)蓄能裝置的CHP 機組調(diào)峰能力的控制辦法；王瑋等[22]提出了CHP 機組在應對電網(wǎng)快速調(diào)頻時應采取的變負荷控制策略。

但在上述的現(xiàn)有供熱研究中，尚未涉及更高參數(shù)、大容量CHP機組的調(diào)峰運行策略[23]，或是供熱系統(tǒng)建模過于簡單、無法滿足當前節(jié)能供熱改造的需求[24]，沒有對熱網(wǎng)加熱器進行傳熱效率的評價；沒有結(jié)合供熱的全部過程，對電能和熱能的本質(zhì)進行區(qū)分定位；沒有把分析方法與CHP 機組聯(lián)系起來對系統(tǒng)進行評估。所以本文提出了吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組方案，并揭示了主要熱力學參數(shù)隨供熱熱負荷和供水溫度的變化關(guān)系，提出機組整體性收益與電熱價比的數(shù)值模型，最后對新方案進行了先進性論證。

1 吸收式換熱600MW 高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)方案介紹

目前安全、可靠、高效的大型集中供熱一次管網(wǎng)供回水設(shè)計溫度為110℃/20℃；二次熱網(wǎng)實際運行供回水溫度是70℃/40℃。圖1簡單介紹了吸收式600MW 高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，該方案由電廠側(cè)與熱力站側(cè)兩部分構(gòu)成：電廠側(cè)以高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)機組為例，其中使低壓缸排汽為基本負荷熱源，中壓缸排汽為調(diào)峰負荷熱源一同構(gòu)成熱源側(cè)。熱力站側(cè)采用文獻[25]的吸收式換熱裝置，其實質(zhì)為換熱器與單效吸收式熱泵的耦合單元，以實現(xiàn)一次熱網(wǎng)水的110℃/20℃大溫差換熱。

圖1 吸收式換熱600MW高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)

1.1 電廠側(cè)

首先在供熱凝汽器中利用汽輪機低壓缸排汽對熱網(wǎng)回水進行初次溫升，再讓熱網(wǎng)水經(jīng)泵增壓后送入尖峰加熱器中，使之與來自汽輪機中壓缸排汽進行再次溫升以達到市政熱網(wǎng)供熱采暖要求后送出。調(diào)峰負荷熱源既可以保證對熱負荷的調(diào)峰作用，又可以保證吸收式換熱裝置中所需熱網(wǎng)供水溫度。在暖冬時期調(diào)峰熱源承擔的加熱功率減小甚至退出循環(huán)。熱網(wǎng)回水依次被低壓缸排汽、中壓缸排汽逐級加熱，該過程不僅體現(xiàn)了“能量梯級利用”的原則，還減少了電廠冷端負荷。

1.2 熱力站側(cè)

首先將進入熱力站的二次熱網(wǎng)回水分流成兩股，一部分進入換熱器與一次熱網(wǎng)供水換熱，另一部分依次進入熱泵的吸收器、冷凝器，通過利用一次熱網(wǎng)供水的溫差驅(qū)動其吸收一次熱網(wǎng)回水中的余熱，最后兩股二次熱網(wǎng)供水匯流并被送往熱用戶；與此同時一次熱網(wǎng)供水依次通過吸收式熱泵的發(fā)生器、換熱器與蒸發(fā)器。本文在熱力站側(cè)的吸收式換熱裝置不同于常規(guī)的板式換熱器[26]或目前仍處在研究階段的大溫差熱泵[27]，其技術(shù)可靠運行穩(wěn)定[28]，并已于供暖季在我國赤峰[19]和大同[29]得到了良好的運行驗證。在熱力站側(cè)，一次熱網(wǎng)供水逐級放熱，二次熱網(wǎng)回水依次吸熱。利用安全、易得、運維成本低且無毒的換熱器和吸收式熱泵，通過合理的參數(shù)配置方案使得兩裝置進行良好耦合，提高了傳熱效率。

在吸收式換熱600MW高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)中，充分體現(xiàn)了“溫度對口、梯級利用”的能源利用原則，在不增設(shè)化石燃料耗量、基本不影響發(fā)電量的情況下，實現(xiàn)了對電廠側(cè)的循環(huán)冷卻水和熱力站側(cè)一次熱網(wǎng)回水中余熱的深度回收，從而克服了以下問題。

（1）我國北方采暖期間熱源普遍不足的問題；

（2）通過深度回收余熱，保證大型CHP 系統(tǒng)在發(fā)電負荷幾乎不變時實現(xiàn)熱負荷的增加，減少了在采暖季對電網(wǎng)的沖擊問題；

（3）通過減少電網(wǎng)需承擔的熱負荷而減少了電采暖設(shè)備使用數(shù)，緩解電網(wǎng)負荷壓力。

2 分析方法及建模

此處需要說明的是，本文對熱網(wǎng)加熱器使用了陳群等[30-31]的分析方法，耗散理論可以指導傳熱模型優(yōu)化的設(shè)計，效率能定量描述傳熱效率。

在研究系統(tǒng)經(jīng)濟收益方面，此處引入“電熱價比”的概念用于得到在非穩(wěn)態(tài)情況下CHP 系統(tǒng)通過售電供熱兩種方式所得到的整體性收益，可以為相同參數(shù)配置的機組在未來面對來自電力市場和熱力市場兩方面同時變化的情況下提供運行決策。

圖2 系統(tǒng)熱力學性能參數(shù)計算流程

2.1 熱力學性能分析方法

式中，Evh為物體的，J·K；Qvh為物體的熱量，J；T為物體的熱力學溫度，K。

能源利用過程的本質(zhì)[32]即高品位能量（?）退化成低品位能量（），在此過程中雖然能量的數(shù)量保持不變，但熵會增加，物體對外傳遞熱量的能力會減弱，即物體的會耗散。因此效率可以用來定義傳熱過程的效率，具體定義為末態(tài)與初態(tài)之比；定義如式(2)所示。

式中，Evh初態(tài)是物體的初態(tài)，J·K；Evh末態(tài)是末態(tài)，J·K。

由于在大型吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組中表面式換熱器居多，故在此對此類換熱器進行建模，汽水連接方式如圖3，由式(1)、式(2)可知表面式換熱器的效率計算方法如式(3)所示。

圖3 換熱器汽水連接方式

式中，U是物質(zhì)的熱力學能，J；T是物質(zhì)的溫度，K；下角標ini 和fin 分別代表物質(zhì)的初始狀態(tài)和末狀態(tài)；上角標c和h分別代表冷源和熱源。

電廠中汽水系統(tǒng)?效率計算公式如式(4)所示。

式中，Pe為機組發(fā)電量，MW；Ew為熱網(wǎng)水在電廠中吸收的焓?，MW；Eb為鍋爐主蒸汽與鍋爐主給水焓?之差，MW；Eb0為鍋爐再熱蒸汽與鍋爐再熱蒸汽進口蒸汽焓?之差，MW。

2.2 經(jīng)濟收益分析模型

鑒于我國熱電聯(lián)產(chǎn)機組是“以熱定電”的方式運行，系統(tǒng)將優(yōu)先保證市政熱網(wǎng)負荷，此時系統(tǒng)收益來源于上網(wǎng)電量帶來的收入和對外供熱量帶來的收益，此時機組整體性經(jīng)濟收益計算如式(5)～式(7)所示。

式中，z為機組整體性收益，CNY/h；m為機組相對性收益，MW；a、b分別為上網(wǎng)電價和熱價，CNY/(kW·h)；x、y分別為機組發(fā)電功率和對外供熱功率，MW；θ為電熱價比[33]，量綱為1。

當a＞b時，此時|?θ/?a|＜|?θ/?b|；當a＜b時，此時|?θ/?a|＞|?θ/?b|。也就是說，對于式(5)、式(6)中的二元目標函數(shù)電熱價比θ，其更易受到a、b中初始量較小自變量改變的影響。

在工程中人們希望θ受a、b的影響盡可能小，以便能在更大范圍內(nèi)探究電廠側(cè)供熱量和發(fā)電量對經(jīng)濟收益的影響。而我國電廠上網(wǎng)電價a[0.2595～0.4505CNY/(kW·h)][34]高于熱價b[0.1520～0.1728CNY/(kW·h)][35]；通過調(diào)研得到我國工程實際中的技術(shù)經(jīng)濟學參數(shù)，并且通過Ebsilon 得到電熱這兩種捆綁式能源生產(chǎn)和售出的CHP 機組里面發(fā)電功率和供熱功率的強耦合情況下的數(shù)值關(guān)系，最后通過引入電熱價比這一量綱為1的參數(shù)來提高這種評價方式可適用場合，以上均使得電熱價比在評價CHP 系統(tǒng)經(jīng)濟收益時不僅保證精確性而且具有普適性。

3 算例結(jié)果分析與討論

本文以利用Ebsilon 仿真軟件[36]為模擬平臺，如圖4所示。在分別改變對外供熱功率和供水溫度的情況下，本文在性能分析方面研究了吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱電比、背壓、汽水系統(tǒng)效率和熱網(wǎng)加熱器效率隨供熱熱負荷與供水溫度的變化規(guī)律，進行了機組收益性分析，設(shè)置對照組將吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組與傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組進行了對比。

3.1 熱力學性能分析

系統(tǒng)性能分析方式：在對北方城市冬季進行集中供熱時，隨著室外溫度的變化，熱用戶的熱負荷會呈現(xiàn)非穩(wěn)態(tài)變化，進而會對熱網(wǎng)的供熱負荷和一次熱網(wǎng)供水溫度帶來影響；同時相比較由于室外環(huán)境溫度的變化而導致在熱力管網(wǎng)的傳熱損失，熱用戶的熱負荷會是供熱負荷影響的主要因素。此處保持系統(tǒng)在運行時鍋爐出力、供熱熱負荷分配比不變，其中一次熱網(wǎng)水采用量調(diào)節(jié)的方式。并且選取了關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)：供熱負荷和供水溫度，分別以其為自變量開展了以下的研究。模擬了機組背壓、供給熱電比[37]、汽水系統(tǒng)效率、供熱凝汽器和尖峰加熱器的效率隨著供熱熱負荷和一次熱網(wǎng)供水溫度的變化情況。

這里需要指出的是汽輪機不同工況下設(shè)計外界熱負荷也不一樣，但熱負荷整體上是隨汽輪機出力以相同的步長變化的：比如設(shè)計100%THA時外界設(shè)計熱負荷700MW，則75%THA 時外界設(shè)計熱負荷525MW，50%THA時外界設(shè)計熱負荷350MW。

（1）仿真實驗1

性能變化參數(shù)如表1所示：保持一次熱網(wǎng)供水溫度110℃不變，改變供熱負荷，在50%THA、75%THA 和100%THA（turbine heat acceptance，汽輪機熱耗保證工況，即設(shè)計工況，簡稱THA）工況下使供熱負荷以每10MW遞增。結(jié)果顯示，隨著供熱熱負荷的增加，背壓光滑地從11.05kPa增高到16.10kPa且具有類拋物線上升變化的趨勢，總體維持在較低水平[38]；供給熱電比從0.997 增加至1.384，變化了38.82%，不同工況下供給熱電比變化不連續(xù)且變化的區(qū)間在減?。黄到y(tǒng)效率變化范圍隨著機組出力的增加而增加，但在以上三種工況下變化范圍均在85.07%～83.19%內(nèi)，且隨著機組出力的增加其增量逐漸減小直至成為在100%THA 下的負值；供熱凝汽器的“”效率連續(xù)地從103.53%下降到102.08%，變化趨勢類似于一條直線；尖峰加熱器的“”效率集中在區(qū)間85.69%～82.40%內(nèi)而且會減小、離散性地變化；機組發(fā)電量在不同工況點附近隨著熱負荷的增加而減小，但波動范圍在1.999%～2.571%內(nèi)；熱網(wǎng)水泵功率會隨著供熱負荷的提高而呈線性增加。

分析仿真實驗1 結(jié)果形成原因：由Q=cpmΔt可知調(diào)節(jié)熱負荷Q本質(zhì)上是在調(diào)整熱網(wǎng)水質(zhì)量流量m。該方案的設(shè)計思路是：基于熱力發(fā)電廠原則性熱力平衡圖中的各個工況節(jié)點相關(guān)參數(shù)，對系統(tǒng)進行供熱改造；這也是實驗1中供給熱電比、汽水系統(tǒng)效率、尖峰加熱器效率和發(fā)電量不連續(xù)隨供熱量變化的原因；機組背壓、供熱凝汽器效率、熱網(wǎng)水泵功率連續(xù)隨供熱量變化是因為與熱網(wǎng)水質(zhì)量流量有直接的推算關(guān)系。

圖4 Ebsilon仿真平臺中的吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)

表1 性能參數(shù)隨熱負荷的變化情況

（2）仿真實驗2

性能變化情況如圖5所示：保持供熱負荷隨機組出力成比例的變化，改變一次熱網(wǎng)水供水溫度，使其在以每1℃遞增的情況下從105℃變化到115℃。結(jié)果顯示，隨著供水溫度的增加：圖5(a)表示機組背壓會連續(xù)增加，機組出力越大背壓越高，但增加速率都在相同數(shù)量級上，背壓集中在10.61～16.15kPa；圖5(b)表示不同工況下機組供給熱電比會連續(xù)增加，但都在1.18～1.28，且機組出力越大熱電比越高；圖5(c)表示汽水系統(tǒng)?效率受熱網(wǎng)供水溫度變化影響很小，但會連續(xù)減小，且機組出力越大效率越低，機組出力越小汽水系統(tǒng)?效率降低速率越快，集中在83.21%～84.88%；圖5(d)表示供熱凝汽器的效率會增加且不同工況下增加速率在一個數(shù)量級上，供熱凝汽器的效率變化范圍集中在102.16%～103.52%，但隨著機組出力的增加其效率會減小；圖5(e)表示尖峰加熱器的效率會隨著供水溫度的增加而減小，集中在82.13%～85.55%，隨著機組出力的增加在減小，但在傳熱溫差小時會出現(xiàn)100%出力時效率更高的情況；圖5(f)表示機組發(fā)電量在不同工況點附近都會減小且維持在穩(wěn)定水平，但波動范圍集中在0.795%～1.050%；圖5(g)表示熱網(wǎng)水泵功率會隨供水溫度的增加而減小，但會隨著機組出力的增加而增加。

圖5 性能參數(shù)隨供水溫度的變化情況

分析仿真實驗2結(jié)果形成原因：此處保持熱網(wǎng)回水20℃不變，使熱網(wǎng)供水溫度在110℃±5℃范圍內(nèi)波動本質(zhì)上是在調(diào)整熱網(wǎng)供回水溫差Δt。圖5(a)中，由于熱負荷分配比不變，故提高熱網(wǎng)供水的溫度就會提高供熱凝汽器的熱網(wǎng)水溫度，為了滿足換熱要求，機組排汽溫度升高、背壓抬高，而由于熱負荷大時機組出力也大，所以背壓隨機組出力的增加而增加。圖5(b)、(c)與(f)中，隨著機組熱負荷增加故系統(tǒng)發(fā)電量減小、熱電比增加，在不同工況下機組汽水系統(tǒng)效率下降均甚微；由于對供熱凝汽器和尖峰加熱器設(shè)計時的傳熱溫差、壓差較小，因此工質(zhì)速度場和溫度場協(xié)同狀態(tài)好，故效率分布在較高水平，由式(3)可得到。圖5(d)中，供熱凝汽器效率隨著供水溫度的升高而升高是因為熱負荷分配比沒有變，所以在增加供水溫度時一次熱網(wǎng)水中間點水溫也增加，進而導致一次熱網(wǎng)水中間點的流增加，最后體現(xiàn)為效率增加，而在仿真實驗1中其效率會隨著熱負荷的增加而減少是因為一次熱網(wǎng)水中間點單位質(zhì)量工質(zhì)流保持不變的緣故。圖5(e)中，尖峰加熱器效率隨著供水溫度的升高而下降是因為中壓缸排汽流量隨供水溫度的升高而升高造成的，盡管此時熱網(wǎng)水中間點溫度、供水溫度都有升高，但是沒起到主導作用；圖中出現(xiàn)的機組在100%THA工況下供水溫度較低時效率低于75%THA 是因為此時供水溫度較低而機組抽汽卻是高溫高壓狀態(tài)，因此參考式(3)可知此處效率的降低是因為增大的、偏離設(shè)計的端差而引起的，可以為配置相同參數(shù)的機組提供運行時的建議——采用橢圓縮放傳熱管[39-40]，其能通過增加換熱管內(nèi)流體速度場和溫度場的協(xié)同程度來提高換熱器的傳熱能力，從而進一步提高效率。圖5(g)中，當供熱功率不變時，熱網(wǎng)水的質(zhì)量流量會反比于Δt，所以熱網(wǎng)水泵功會隨著供水溫的增加而減小，而當機組出力大時熱網(wǎng)水供熱功率來源于質(zhì)量流量的增加，則熱網(wǎng)泵功會隨著機組出力的增加而增加。

3.2 經(jīng)濟收益分析

圖6 經(jīng)濟收益分析

由仿真實驗1中得到CHP系統(tǒng)發(fā)電量隨熱負荷變化的關(guān)系，如圖6(a)所示。選取供熱量為650MW和750MW兩組數(shù)據(jù)，利用2.2節(jié)中的方法研究機組相對性收益與電熱價比的變化情況，如圖6(b)所示。在以上兩組數(shù)據(jù)中，當電熱價比在4.000～4.969區(qū)間時，對外供熱750MW的機組整體性收益要高，當電熱價比大于4.969時，對外供熱650MW的機組整體性收益要高。目前我國電熱價比約在區(qū)間1.502～2.964，故我國熱電聯(lián)產(chǎn)機組的供熱效益要比純發(fā)電效益好，符合我國現(xiàn)役機組的運行狀態(tài)。鑒于我國熱電聯(lián)產(chǎn)是“以熱定電”的方式運行，則影響機組相對性收益的主要因素是電熱價比和供熱負荷，當供熱負荷在300～750MW 范圍變化，電熱價比在4.0～6.0 范圍時，由2.2 節(jié)經(jīng)濟收益分析模型推算的式(7)可得知機組相對性收益在1503～4023MW 之間變化，其變化趨勢如圖6(c)所示。

3.3 系統(tǒng)對比

3.3.1 熱力學性能參數(shù)對比

如圖7所示，為了與傳統(tǒng)系統(tǒng)相比較，選取熱網(wǎng)回水溫度為50℃的傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組作為對照組的仿真實驗，同時控制系統(tǒng)供熱量700MW、供水溫度110℃和熱負荷分配比0.3恒定，分析比較熱網(wǎng)水質(zhì)量流量、熱電比、機組背壓和抽凝比4個主要評價性能參數(shù)。結(jié)果表明新方案相比較于傳統(tǒng)方案不僅明顯降低了機組背壓約65.07%、減少了熱網(wǎng)水流量33.33%，并且使得熱電比略有減小而抽凝比略微升高，這是因為較傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組而言，吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電量較大、冷端負荷減小的緣故。

圖7 系統(tǒng)對比分析

3.3.2 機組發(fā)電煤耗率對比

圖8 發(fā)電煤耗率差值

基于好處歸電法對機組發(fā)電標準煤耗進行計算，為了更直觀地顯示機組的先進性，在此文章中引入了發(fā)電煤耗差值對熱力學經(jīng)濟性進行表示：即在相同工況下，供熱負荷和供水溫度相同時，傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電煤耗率減去吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電煤耗率得到的值；此值為正即可說明吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)會有節(jié)能降耗的優(yōu)勢，并且值越大說明新方案的節(jié)能降耗的效果越明顯。如圖8所示，可知吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電煤耗率差值最小值和最大值分別為3.22g/(kW·h)和7.00g/(kW·h)，在熱力發(fā)電廠節(jié)能降耗領(lǐng)域，發(fā)電煤耗3.22g/(kW·h)已經(jīng)是一個十分顯著的量，充分說明新方案的實行對減小機組發(fā)電煤耗十分必要。在某一具體汽輪機運行工況點附近，隨著供熱負荷的增加，發(fā)電煤耗率差值與供熱量呈負相關(guān)，即吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組的優(yōu)勢逐漸衰退；但當機組出力越大吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組節(jié)能降耗的優(yōu)勢越明顯，在算例中發(fā)電煤耗率差值在50%THA 工況下供熱量為400MW 時達到最小值，在100%THA工況下供熱量為650MW時達到最大值。

4 結(jié)論

本文首先介紹了吸收式熱電聯(lián)產(chǎn)機組，其次對系統(tǒng)建模，以600MW 空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組為算例對熱力學性能和經(jīng)濟收益在變工況下進行了分析，最后以傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組為對照組論證了本文方案的優(yōu)勢，得出以下結(jié)論。

（1）熱力學性能方面：不同工況下當只有供熱熱負荷增加時，機組背壓、供給熱電比和熱網(wǎng)水泵功率會升高，汽水系統(tǒng)?效率的變化率會從正值逐漸減小為負值，發(fā)電量、供熱凝汽器和尖峰加熱器的效率會減小。不同工況下當只有供水溫度增加時，機組背壓、供給熱電比和供熱凝汽器的效率會升高，發(fā)電量、熱網(wǎng)水泵功率、汽水系統(tǒng)?效率和尖峰加熱器的效率會減小。

（2）經(jīng)濟收益方面：在供熱負荷和發(fā)電量同時變化的情況下，得到機組整體性收益與電熱價比的關(guān)系式，并進行了舉例論證。該分析方法可為具有相同參數(shù)配置的CHP 機組在面對電力市場和熱力市場兩方面波動時提供運行決策和收益預測規(guī)劃，即需要注意電熱價比在4.969 左右時該如何選擇機組的供熱負荷和發(fā)電負荷的協(xié)調(diào)。

（3）先進性方面：在高背壓熱負荷占比和供熱熱負荷一定時，新方案降低了熱網(wǎng)水流量、熱電比和機組背壓，適當增加了抽凝比；在不同供熱負荷和工況下發(fā)電煤耗率減小了3.22～7.00g/(kW·h)不等，使得高背壓機組背壓降低了65.07%、使熱網(wǎng)水流量減少了33.33%。在節(jié)能性與經(jīng)濟性方面都有明顯進步，產(chǎn)生社會效益。