引言开展供热机组变工况能耗特性分析可以提高机组的运行经济性和能源利用率，对供热机组进行能耗评价具有重要意义。供热机组的节能可以通过调节运行参数进行。范丽伟[1]采用Matllab程序编程计算机组变工况下的经济性指标，分析了主蒸汽参数、再热蒸汽参数、减温水等参数对机组经济性的影响。周云[2]等研究发现，抽汽量相同时，抽汽压力越低，抽汽回水份额越高，机组热经济性越好。张瑞青[3]等研究不同抽汽工况下的600 MW机组的性能。结果表明，抽汽量越大，热经济性越高。孙士恩[4]等研究表明，利用中排抽汽供热时，机组负荷越低，节流损失越大，供热收益越小。田嘉[5]研究发现，随着汽轮机供热抽汽量增加，盈亏热价增大。张军辉[6]等研究发现，采用再热热段抽汽后经减温、减压向外供汽的改造方式，能够满足用户的用热需求。热电比对热电联产机组的能耗特性具有较大影响。戴军[7]等研究发现，热电比随着抽汽量、抽汽压力、主蒸汽温度及压力的增加而增加，随着机组电负荷的增加而减小。吕凯[8]等通过变工况计算获得机组煤耗率与热电比的关系，机组煤耗率随着热电比的增加而线性减小。供热机组运行过程同时产生电能和热能，系统较复杂，供热机组的经济性研究较困难，有关供热机组能耗方面的研究相对较少。因此，分析供热机组不同抽汽工况下的能耗特性。1供热机组热力系统计算模型以某热电厂350 MW机组为例，计算燃煤供热机组变工况。机组汽轮机采用单轴、三缸、两排汽、一次中间再热超临界参数，设置8级回热加热器，分别为3级高压加热器、4级低压加热器以及1级除氧器。供暖抽汽被设置在中压缸之后。机组的额定供热抽汽量为450 t/h，最大供热抽汽量为500 t/h，供暖初末期供热抽汽量为350 t/h。1.1变工况计算模型采用热力计算专业软件Ebsilon进行汽轮机变工况计算。热力系统变工况计算模型如图1所示。专业软件Ebsilon可以模拟多种热力循环过程，实现电站建模、热平衡计算、机组模拟仿真、能耗及效率分析等操作，被广泛用于电站设计、评估和优化及其他热力循环过程。热力设备的完善程度及电厂的热经济性主要通过热经济性指标评价。常用热经济性指标包括循环效率、热耗率、标准发电煤耗率。文中采用热量法计算供热机组的热经济性。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F001图1热力系统变工况计算模型1.2计算模型验证以汽轮机各工况原则性热平衡图为基础，利用Ebsilon软件建立供热机组变工况计算模型，将抽汽压力、抽汽流量等参数的计算值与汽轮机热力特性书给出的参数进行对比，验证变工况模型的准确性。汽轮机系统主要参数校核结果如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.T001表1汽轮机系统主要参数校核结果项目工况加热器编号12345678抽汽压力偏差/kPa100%THA-0.017-0.167-0.167-0.316-0.535-0.904-1.941-2.38075%THA0.272-0.167-0.685-1.572-2.608-5.040-9.62514.52550%THA0.7900.272-0.685-1.572-2.828-2.011-6.66512.980抽汽流量偏差/(t/h)100%THA0.480-0.2900.093-0.0263.246-0.2661.4400.40775%THA-0.820-0.8200.1430.1432.333-0.2191.0330.86350%THA-0.772-1.6160.1670.2861.873-0.0500.5500.576由表1可知，各加热器抽汽压力的绝对偏差小于14.525 kPa，相对偏差小于2.2%；各加热器抽汽流量的绝对偏差小于3.246 t/h，相对偏差小于2.6%。变工况模型具有较高的精确性。2热电比对机组能耗特性的影响选取热电比为1.0、1.2、1.4和1.6的4个工况点。抽汽量不同时热电比对发电煤耗率的影响如图2所示。热电比一定时，煤耗率随着供热抽汽量的增加而逐渐减小；供热抽汽量一定，发电煤耗率随着热电比的增加而减小。原因为热电比一定时，增加供热抽汽量，供热机组电负荷也需要增加，主蒸汽量上升，热化发电率升高，乏汽冷源损失相对减小使发电煤耗率降低。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F002图2抽汽量不同时热电比对发电煤耗率的影响选取抽汽压力为0.35、0.40、0.45、0.50和0.55 MPa的5个工况点。电负荷不同时抽汽压力对发电煤耗率的影响如图3所示。电负荷不变时，发电煤耗率随着供热抽汽压力的升高而逐渐增加；供热抽汽压力不变时，随着电负荷减小，热电比升高使热化发电量增加，发电煤耗率降低。电负荷和抽汽量均不变时，增加供热抽汽压力使节流损失增大，发电煤耗率升高。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F003图3电负荷不同时抽汽压力对发电煤耗率的影响3热力参数变化对机组能耗的影响3.1蒸汽初参数变化对机组能耗的影响选取主蒸汽温度变化为-10、-5、0、5和10 ℃的5个工况点。抽汽量不同时主蒸汽温度变化对机组能耗的影响如图4所示。随着主蒸汽温度升高，工质在循环过程中的平均吸热温度升高，导致循环效率增大，整个循环的煤耗量和热耗量减小。不同抽汽量的工况下，供热抽汽量越大，主蒸汽温度对机组发电煤耗和热耗的影响程度越大。主蒸汽温度变化10 ℃，机组的发电煤耗变化约1.21 g/kWh，热耗变化约32.9 kJ/kWh，主蒸汽温度对机组经济性的影响较大。图4抽汽量不同时主蒸汽温度变化对机组能耗的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F4a1（a）主蒸汽温度对煤耗影响10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F4a2（b）主蒸汽温度对热耗影响选取主蒸汽压力变化为-1.0、-0.5、0、0.5和1.0 MPa的5个工况点。抽汽量不同时主蒸汽压力变化对机组能耗的影响如图5所示。机组安全运行的条件下，提高主蒸汽压力，机组煤耗量和热耗量均降低。不同热负荷下，主蒸汽压力对机组能耗特性的影响也不同。供热抽汽压力随着热负荷的增大而减小，供热抽汽压力越小，供热调整阀处的节流损失越大，机组的能耗变化越大。文中的参数变化范围内，主蒸汽压力变化1 MPa时，机组发电煤耗变化约0.74 g/kWh，热耗变化为19.92 kJ/kWh。图5抽汽量不同时主蒸汽压力变化对机组能耗的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F5a1（a）主蒸汽压力对发电煤耗影响10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F5a2（b）主蒸汽压力对热耗影响3.2再热蒸汽参数对机组能耗的影响选取再热蒸汽温度变化为-10、-5、0、5和10 ℃的5个工况点。抽汽量不同时再热蒸汽温度变化对机组能耗的影响如图6所示。图6抽汽量不同时再热蒸汽温度变化对机组能耗的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F6a1（a）再热蒸汽温度对煤耗影响10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.017.F6a2（b）再热蒸汽温度对热耗影响再热蒸汽温度升高时，机组循环的平均吸热温度升高，热力系统的循环效率增大，煤耗量和热耗量降低。供热抽汽量不同时，相同再热蒸汽温度变化产生的煤耗差和热耗差均不同，供热负荷越大，再热蒸汽温度变化对机组能耗产生的影响越大。文中的参数变化范围内，再热蒸汽温度升高10 ℃时，机组的发电煤耗降低约0.75 g/kWh，热耗变化约20.50 kJ/kWh。与主蒸汽温度相比，再热蒸汽温度变化对机组能耗的影响程度较小。4结语（1）供热工况下，煤耗率随着热电比的增加而减小；供热抽汽量一定时，煤耗率随着热电比的增加而减小；热电比一定时，煤耗率随着电负荷增加和供热抽汽量增加均逐渐减小。（2）机组煤耗量和热耗量均随着主蒸汽温度和主蒸汽压力的升高而降低。文中参数变化范围内，主蒸汽温度变化10 ℃时，机组的发电煤耗变化约1.21 g/kWh，热耗变化约32.9 kJ/kWh；主蒸汽压力变化1 MPa时，机组的发电煤耗变化约0.74 g/kWh，热耗变化约19.92 kJ/kWh。（3）机组的煤耗量和热耗量随着再热蒸汽温度的升高而降低。文中参数变化范围内，再热蒸汽温度升高10 ℃时，机组的发电煤耗降低约0.75 g/kWh，热耗变化约20.50 kJ/kWh。