能源系统㶲分析逐环节损失定位与改进优先级计算书

文件编号：WX-EX-2026-013密级：内部技术计算书能源系统㶲分析逐环节损失定位与改进优先级计算书——某工业园区燃气—蒸汽联合循环热电联产（二期）工程建设单位：某综合能源发展有限公司项目名称：某工业园区燃气—蒸汽联合循环热电联产（二期）工程计算对象：1×燃气轮机＋1×余热锅炉＋1×抽凝式汽轮机热力系统计算工况：100%额定负荷、设计抽汽供热工况文件编号：WX-EX-2026-013文件类型：技术计算书项目阶段：初步设计阶段版本状态：A/0（送审稿）㶲计算基准：T₀＝298.15K、p₀＝100kPa（GB/T14909—2021）岗位姓名签字日期编制／计算校核／审核审定／批准某电力工程咨询设计院有限公司二〇二六年十月

目录TOC\o"1-2"\h\z\u第1章总则 11.1编制目的 11.2适用范围 11.3编制依据 11.4计算对象与系统边界 21.5计算工况与基础数据 31.6环境参考态与计算基准 3第2章系统概况与环节划分 42.1工程概况 42.2热力系统构成与主要设备参数 52.3计算边界与环节划分 62.4数据来源与数据质量核验 7第3章㶲分析方法与计算模型 73.1㶲的定义与分类 83.2物流㶲的通用计算式 83.3化学㶲与燃料㶲 93.4㶲平衡方程与㶲损失分解 93.5评价指标体系 103.6多维度计算方法 113.7计算流程与数值处理 11第4章逐环节㶲损失计算 124.1燃料计量调压与输送环节（E1） 124.2空气压缩环节（E2） 134.3燃烧环节（E3） 144.4燃气膨胀做功环节（E4） 154.5余热锅炉换热环节（E5） 164.6蒸汽膨胀做功环节（E6） 174.7凝汽与冷端排热环节（E7） 184.8供热换热环节（E8） 184.9机械传动与电能输出环节（E9） 194.10系统㶲平衡汇总 19第5章校核计算与安全核验 215.1能量平衡校核 215.2㶲平衡闭合校核 225.3与标准限值及同类机组对比 235.4数据不确定度评定 235.5安全核验 245.6设备参数限值核验 26第6章损失定位与改进优先级计算 266.1㶲损失定位 266.2改进优先级评价指标体系 276.3评价指标权重确定 276.4综合评价模型与评分规则 286.5改进措施与可回收㶲量 296.6优先级排序结果 306.7敏感性分析 32第7章结果分析与工程指导意义 337.1主要计算结果 337.2关键损失环节机理分析 337.3节能降碳潜力核算 357.4工程实施路径与分期建议 357.5运行优化建议 367.6投资与效益估算 377.7不确定性与局限性说明 38第8章结论与建议 388.1主要结论 388.2建议 39附录A主要符号表 40附录B环节㶲流与㶲损失明细表 41附录C判断矩阵与综合评分明细 41附录D主要公式索引 43免责声明 43能源系统㶲分析逐环节损失定位与改进优先级计算书（WX-EX-2026-013）—PAGE49—第1章总则1.1编制目的本计算书以某工业园区燃气—蒸汽联合循环热电联产（二期）工程的热力系统为对象，依据《能量系统㶲分析技术导则》（GB/T14909—2021）规定的方法与步骤，在完成质量平衡与能量平衡校核的基础上，对系统内各能量转换与传输环节逐一建立㶲平衡方程，量化各环节的㶲损失、㶲效率与能量品位贬值情况，并在此基础上对备选节能改进措施进行优先级排序，形成可用于初步设计阶段决策的技术依据。编制本计算书拟达到以下目的：（1）建立以㶲为统一尺度的系统能流评价模型，克服传统热平衡法只计能量数量、不计能量品位的局限，定量揭示系统内能量品位贬值的主要发生部位；（2）逐环节给出㶲损失绝对量、㶲损失率与㶲效率，形成损失定位清单，明确节能改造的重点方向与工程量级；（3）构建含技术、经济、安全多准则的改进优先级评价模型，给出措施实施次序建议，避免仅按㶲损失量大小排序所导致的投资效益失衡；（4）核算系统㶲效率提升潜力、年节约能源量与年二氧化碳减排量，为项目节能审查、能效对标与投资决策提供数据支撑。1.2适用范围本计算书适用于本工程1×燃气轮机＋1×余热锅炉＋1×抽凝式汽轮机热力系统在100%额定负荷、设计抽汽供热工况下的㶲分析，以及基于分析结论的改进措施优先级评价。机组其他负荷工况、启停工况与事故工况的㶲分析，可参照本计算书的方法与流程另行计算，但不得直接引用本计算书的数值结论。本计算书给出的改进措施工程量与投资估算为方案研究阶段的量级估算，不作为施工图设计、设备采购或招标控制价的依据。1.3编制依据本计算书依据下列标准、规范与文件编制。凡引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本计算书。GB/T14909—2021能量系统㶲分析技术导则（含GB/T14909—2021/XG1—2023第1号修改单）GB/T2589—2020综合能耗计算通则GB/T2587—2009用能设备能量平衡通则GB/T3484—2009企业能量平衡通则GB/T1028—2018工业余能资源评价方法GB/T35071—2018能量系统优化导则GB/T3102.4热学的量和单位GB/T3486—1993评价企业合理用热技术导则DL/T2995—2025燃煤机组烟气余热梯级利用系统能效分析导则DL/T904—2015火力发电厂技术经济指标计算方法GB/T8117.1—2008汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法AGB17167—2025用能单位能源计量器具配备和管理通则GB50058—2014爆炸危险环境电力装置设计规范TSG11—2020锅炉安全技术规程（含第1号修改单）《中华人民共和国节约能源法》（2018年修正）上述标准中，GB/T14909—2021为本计算书的方法性依据，规定了㶲的计算、㶲衡算（㶲平衡）方程、㶲分析的评价指标与实施步骤；GB/T2589—2020与GB/T2587—2009分别为综合能耗折算与设备级能量平衡计算提供依据；GB/T35071—2018与DL/T2995—2025为余热资源评价与梯级利用方案的编制提供依据；GB/T1028—2018用于余能资源的可回收量评价。1.4计算对象与系统边界计算对象为二期工程联合循环热电联产机组本体及其配套的燃料供应系统、余热利用系统、供热首站与厂内供电系统。系统边界按下述原则确定：（1）输入端：以燃料计量装置上游法兰为燃料输入边界点，以环境空气为氧化剂输入边界点，空气的㶲值取零；（2）输出端：以发电机出口计量点（上网电量）为电能产品边界点，以供热首站出口为热能产品边界点；（3）边界外不计：厂外燃料输送能耗、电网损耗、热网输配损耗、机组建设与报废过程的隐含㶲不予计入；（4）内部环节：边界内的能量转换与传输设备按功能划分为9个㶲分析环节（见2.3节），环节之间的㶲流以热力系统计算节点参数确定。1.5计算工况与基础数据本计算书以设计工况为计算工况，即环境温度25℃、大气压力101.3kPa、机组100%额定负荷并投运设计抽汽供热。该工况与㶲计算所采用的环境参考态温度一致，可避免因环境温度差异带来的数据修正，使各环节㶲损失的比较基准统一。基础数据来源于三个方面：一是机组热力系统设计计算书与装备制造厂提供的保证性能数据；二是性能考核试验（同类型机组）实测数据；三是厂级监控信息系统（SIS）连续运行统计数据。三类数据经交叉比对后取用，数据质量核验过程见2.5节。1.6环境参考态与计算基准按GB/T14909—2021的规定，㶲的计算采用限定条件的环境参考态，环境参考态温度T₀取298.15K（25℃），环境参考态压力p₀取100kPa。参考态物质体系中，大气组分按干空气考虑，氧的参考态物质为大气中的氧，氮的参考态物质为大气中的氮，碳的参考态物质为二氧化碳，氢的参考态物质为液态水。系统的㶲零点即建立在该环境参考态之上。㶲的计算基准与能量平衡计算基准保持一致：燃料的输入能量采用低位发热量（LHV），天然气低位发热量取35.88MJ/Nm³；蒸汽与水侧的能量与㶲均以同一质量流量基准计算；电能按1kW·h＝3.6MJ折算。凡涉及温度、压力的参数，均为绝对压力与摄氏温度或热力学温度的明确规定值，符号与单位见表1-1。表1-1主要计算基准与取值项目取值依据环境参考态温度T₀298.15K（25℃）GB/T14909—2021第4.1条环境参考态压力p₀100kPaGB/T14909—2021第4.1条干空气组成基准N₂78.085%（摩尔分数）GB/T14909—2021表1氢的参考态物质液态水GB/T14909—2021表1燃料发热量基准低位发热量LHV＝35.88MJ/Nm³GB/T2589—2020标准煤折算热值29307kJ/kgceGB/T2589—2020电能热当量1kW·h＝3.6MJGB/T3102.4水的基准态p₀下的液态水，25℃GB/T2587—2009注：环境参考态一经确定，全系统所有㶲值均以该参考态为基准计算，计算过程中不得更换。第2章系统概况与环节划分2.1工程概况本工程为某工业园区燃气—蒸汽联合循环热电联产二期项目，建设1套“1×燃气轮机＋1×余热锅炉＋1×抽凝式汽轮机＋1×发电机”的联合循环供热机组，同步配套建设燃料增压系统、供热首站及厂内供电系统。机组承担园区工业蒸汽负荷与冬季采暖负荷，并在扣除厂用电后向电网售电，属于典型的以热定电、热电联产运行方式。机组设计燃料为管道天然气，低位发热量35.88MJ/Nm³。在100%额定负荷、设计抽汽供热工况下，机组燃料输入热功率为460.0MW，上网电功率216.0MW，对外供热功率120.0MW，全厂能量利用率为73.04%。机组年运行小时数按8000h计，年供热量与年供电量在后续章节中分别核算。由于热电联产机组同时输出电能与热能两种品位差异显著的产品，单纯采用热平衡法或能量利用率指标评价其用能水平，无法反映能量品位在转换过程中的真实贬值情况。例如，同为一兆焦的燃料化学能，转化为电能与转化为70℃采暖热水，其可利用价值相差数倍。因此，本项目在初步设计阶段即开展以㶲为统一尺度的分析，用以识别系统中能量品位损失最集中、改进收益最显著的具体部位。2.2热力系统构成与主要设备参数联合循环热力系统由燃气轮机循环与蒸汽循环两部分耦合构成。燃气轮机循环包括压气机、燃烧室与透平三大部件：空气经压气机压缩至1.55MPa后进入燃烧室，与增压后的天然气混合燃烧，燃烧产物温度升至1260℃后进入透平膨胀做功，透平排出的580℃烟气进入余热锅炉。蒸汽循环以余热锅炉为核心，利用燃机排气的显热产生6.5MPa、510℃的主蒸汽，送入抽凝式汽轮机做功；汽轮机中压缸设一级可调抽汽，抽汽参数为1.6MPa、201.4℃，抽出后经减温减压装置送入供热首站，分别用于生产0.8MPa饱和工业蒸汽和115/70℃采暖热水；低压缸排汽进入凝汽器，由循环水带走凝结潜热。机组主要设备的设计参数见表2-1，燃料组成与烟气主要参数见表2-2。表中数据均为设计工况值，是后续㶲计算的基础数据来源。表2-1机组主要设备设计参数系统／设备参数名称单位设计值燃气轮机额定轴功率MW163.90压气机压比—15.5空气流量kg/s430.0压气机等熵效率%87.5透平进口温度℃1260透平排气温度℃580排气流量kg/s440.0余热锅炉型式—三压、无补燃主蒸汽参数MPa／℃6.5／510主蒸汽流量t/h284排烟温度℃105回收热量MW234.0汽轮机型式—抽凝式抽汽参数MPa／℃1.6／201.4抽汽流量t/h165排汽压力kPa8.0轴功率MW55.60发电机额定功率MW220.0效率%98.4供热首站工业蒸汽供热MW80.0采暖热水供热MW40.0注：表中压力均为绝对压力；燃气轮机额定轴功率为透平输出总轴功率中扣除压气机耗功后的净轴功率。表2-2燃料组成与烟气主要参数项目单位设计值备注燃料低位发热量MJ/Nm³35.88干燥基燃料耗量（质量）kg/s10.0密度0.78kg/Nm³燃料耗量（体积）Nm³/h46160设计工况燃料增压后压力MPa2.80燃烧室入口燃料预热后温度℃200由抽汽加热过量空气系数—2.35燃机排气含氧12.0%燃烧产物温度℃1260透平进口燃烧产物流量kg/s440.0含燃料排气含氧量（干基）%12.0体积分数注：燃料组成按CH₄92.5%、C₂H₆4.5%、C₃H₈1.5%、CO₂1.0%、N₂0.5%（体积分数）计。2.3计算边界与环节划分按GB/T14909—2021关于㶲分析步骤的规定，在完成系统质量平衡与能量平衡校核后，应按能量转换的物理过程将系统划分为若干单元环节，逐环节建立㶲平衡。环节划分遵循以下原则：以完成一种主要能量转换功能的设备或设备组合为划分单元；环节之间的㶲流节点应具有明确、可测的状态参数；环节数量既要覆盖全系统的㶲损失，又不宜过细而失去工程改进的指向性。按上述原则，本系统划分为9个环节，编号E1至E9，见表2-3。其中E1至E4属燃气轮机循环环节，E5至E8属蒸汽循环与供热环节，E9为机械传动与电能输出环节。该划分既与本项目的设备构成一致，也便于与同类型机组的㶲分析结果进行横向对比。表2-3㶲分析环节划分编号环节名称对应设备输入／输出㶲流E1燃料计量调压与输送燃料调压计量撬、燃料管路燃料化学㶲／燃料总㶲E2空气压缩压气机轴功㶲／压缩空气物理㶲E3燃烧燃烧室燃料㶲＋空气㶲／燃气㶲E4燃气膨胀做功透平燃气㶲／轴功㶲＋排气㶲E5余热锅炉换热余热锅炉本体排气㶲／主蒸汽㶲E6蒸汽膨胀做功汽轮机高／中／低压缸蒸汽㶲／轴功㶲＋抽汽㶲＋排汽㶲E7凝汽与冷端排热凝汽器、循环水系统排汽㶲／（外部损失）E8供热换热减温减压器、供热首站抽汽㶲／产品热㶲E9机械传动与电能输出联轴器、发电机轴功㶲／上网电㶲注：环节边界内包含管道、阀门等附属部件，其局部阻力损失计入所在环节的内部㶲损失。2.4数据来源与数据质量核验本计算书的基础数据按下列要求采集与核验：（1）燃料侧数据取自厂级燃料计量系统，天然气流量、温度、压力、组分与低位发热量按GB17167—2025的要求由经过检定合格的仪表计量，其中流量计精度等级不低于1.0级，温度、压力测量误差不超过±0.5%；（2）空气与烟气侧数据取自燃气轮机控制系统（DCS）与余热锅炉性能计算书，空气流量以压气机特性曲线核算值与实测值的平均值取用，偏差不超过±1.5%；（3）蒸汽与水侧数据取自机组热力系统设计计算书及汽轮机厂保证性能数据，主蒸汽流量、抽汽量与排汽量按汽轮机热平衡图确定；（4）电功率数据取自发电机出口电能计量装置，计量精度等级不低于0.2级；（5）所有能量与㶲的计算结果均以同一工况、同一时间断面为基准，避免不同工况数据混用导致的平衡失真。经上述核验，系统输入燃料能量与各输出、损失项之和的相对偏差为0.02%，满足GB/T2587—2009对能量平衡计算相对偏差不超过±5%的要求；㶲平衡的闭合残差为0.01%，满足GB/T14909—2021对㶲衡算精度的要求，具体校核过程见第5章。第3章㶲分析方法与计算模型3.1㶲的定义与分类㶲是指以环境参考态为基准，系统或物流通过可逆过程变化到与环境完全平衡时所能做出的最大有用功，是能量中真正具有做功能力的那一部分，也称有效能。按GB/T14909—2021的规定，物流总㶲由物理㶲（也称热力学㶲）与化学㶲两部分组成，其定义式为： E=H-式中：E为物流的物理㶲，kW；H、S为物流在给定状态下的焓与熵，kJ/s与kW/K；H₀、S₀为物流在环境参考态下的焓与熵；T₀为环境参考态温度，K。单位质量物流的比㶲按式（3-2）计算： e=h-对于以热量形式传递的能量，其热量㶲（也称热㶲）按热源温度与环境温度之关系计算： EQ式中：Q为传递的热量，kW；T为传热过程中热源的平均热力学温度，K。对于功的传递，由于功本身即为㶲，其㶲值等于功值，即E_W＝W。由式（3-1）与式（3-3）可见，同样数量的能量，其㶲值随温度升高而增大，这正是㶲分析能够区分能量品位的根本原因。3.2物流㶲的通用计算式对于本系统中的空气与燃气，按理想气体混合物处理，其物理㶲按式（3-4）计算： eph对于水与蒸汽，其物理㶲同样按式（3-2）计算，但焓、熵值须按水蒸气性质计算模型（IAPWS-IF97）确定，不得采用简化拟合公式，以保证湿蒸汽区与过热区的计算精度。物流总㶲按式（3-5）叠加： E=E式中：E_ph为物理㶲，随温度、压力偏离环境态而产生；E_ch为化学㶲，由物质组成相对于环境参考态物质的化学势差决定。对本系统而言，除燃料以外的其他物流（空气、烟气、水、蒸汽）其化学组成相对环境未发生变化，化学㶲在环节进出口相互抵消，故在逐环节计算中可只计物理㶲，仅在燃料入口计入化学㶲。3.3化学㶲与燃料㶲天然气的化学㶲按式（3-6）计算： Ech,f式中：m_f为燃料质量流量，kg/s；Q_net为燃料低位发热量，kJ/kg；φ为燃料的能质比（化学㶲与低位发热量之比），对以甲烷为主的天然气，按GB/T14909—2021推荐取值φ＝1.033。本工程天然气质量流量10.0kg/s，低位发热量35.88MJ/Nm³折合46.00MJ/kg，据此计算燃料化学㶲为： Ech,f对于参与燃烧的空气，其化学㶲以环境大气中的氧、氮为参考态物质，按式（3-5）逐组分计算后求和；由于空气直接取自环境大气，其化学㶲为零。系统中烟气各组分（CO₂、水蒸气等）相对于环境态的化学㶲在燃烧环节中随反应一同计入，其数值包含在燃烧反应的化学㶲平衡之中。3.4㶲平衡方程与㶲损失分解对任一环节，㶲平衡方程按式（3-8）写出： E=式中：E_in、E_out分别为环节输入、输出的㶲流，kW；E_D为环节内部不可逆过程造成的㶲损失，kW；E_L为环节向环境散失的㶲（外部㶲损失），kW。内部㶲损失由过程中的熵产决定，按式（3-9）计算： ED式中：S_gen为环节内部过程的熵产率，kW/K。对本系统出现的典型不可逆过程，其㶲损失可分别按下列各式计算。温差传热的㶲损失按式（3-10）计算： ED,HX式中：Q为传热量，kW；T_h、T_c分别为热、冷流体的平均热力学温度，K。由式（3-10）可知，换热环节的㶲损失与冷热流体温差成正比，与换热平均温度水平成反比，这也是降低换热端差、提高换热温度水平能够显著降低㶲损失的理论依据。流体节流过程的㶲损失按式（3-11）计算： ED,th式中：m_g为流体摩尔流量，mol/s；R为通用气体常数，8.314J/(mol·K)；p₁、p₂为节流前后的压力，kPa。燃烧过程的㶲损失按式（3-9）计算，其熵产由燃料与氧化剂的化学组成变化及高温产物混合过程共同决定，由燃烧反应前后的物流㶲差反算求得。全网系统的㶲平衡则按式（3-12）闭合： i=1n式中：E_f为燃料输入㶲，kW；E_p为系统产品㶲（电能㶲与产品热㶲之和），kW。式（3-12）既是㶲平衡的闭合条件，也是㶲损失逐环节累加结果正确性的判据。3.5评价指标体系为便于逐环节比较与排序，本计算书采用表3-1所列的四类共六项指标，从㶲效率、㶲损失量、能量品位与单位产品㶲耗四个方向评价系统的用能水平。表3-1㶲分析评价指标指标类别指标名称计算式物理意义效率类环节㶲效率η_ex,iE_out,i／E_in,i环节的热力学完善度系统㶲效率η_exE_p／E_f系统整体㶲利用水平损失类环节㶲损失E_D,iE_in,i−E_out,i环节不可逆损失绝对量㶲损失率ξ_iE_D,i／E_f环节损失占燃料㶲的份额品位类能质系数αe／(h−h₀)单位能量中的做功能力消耗类单位供能㶲耗e_pE_f／(W＋E_Q)单位产品输出的燃料㶲消耗环节㶲效率按式（3-13）计算，系统㶲效率按式（3-14）计算： ηex,i ηex能质系数按式（3-15）计算，用于表征能量品位： α=e能质系数在0～1之间取值，数值越大表明该种能量的品位越高、做功能力越强。例如本系统电能产品的能质系数为1，0.8MPa饱和工业蒸汽的能质系数约为0.28，70℃采暖热水的能质系数约为0.10，三者虽均为能量，但㶲价值相差近十倍，故在评价与计量中不可等同对待。3.6多维度计算方法为避免单一维度评价造成的偏差，本计算书的㶲损失定位与改进优先级评价同时从能量数量、能量品位、经济性与环境影响四个维度展开，各维度所用指标、数据来源与计算依据见表3-2。表3-2多维度计算的内容与依据维度计算内容主要指标计算依据能量数量维度全系统及逐环节能量平衡能量利用率、各环节热损失率GB/T2587—2009能量品位维度逐环节㶲平衡与损失分解㶲效率、㶲损失率、能质系数GB/T14909—2021经济性维度措施投资、年效益与回收期单位投资效益、静态回收期DL/T904—2015环境维度燃料节约量与碳减排量年节约标准煤量、年减排CO₂量GB/T2589—2020四个维度之间的关系为：能量数量维度用于总体平衡校核，是㶲计算的前置条件；能量品位维度用于确定损失定位，是改进方向的判据；经济性维度与环境维度用于确定改进措施的先后次序，是工程决策的依据。最终形成的改进优先级，是四个维度计算结果在评价模型中的综合体现，而非某一单项指标的直接排序。3.7计算流程与数值处理本计算书按下列步骤展开：①划分系统边界，确定计算工况与设计参数；②开展质量平衡与能量平衡计算，校核数据一致性；③确定环境参考态，计算各节点物流㶲与燃料化学㶲；④按环节建立㶲平衡方程，逐环节求解㶲损失与㶲效率；⑤汇总全系统㶲平衡，校核闭合性；⑥开展安全核验与参数限值核验；⑦计算改进措施优先级并做敏感性分析；⑧给出结果分析与工程指导建议。数值处理方面，水与水蒸气的焓、熵值采用IAPWS-IF97公式直接求解，避免使用分段线性插值；混合气体比热按温度多项式逐点积分计算，空气与烟气的组分按燃料燃烧反应方程式确定；迭代计算以相邻两次㶲平衡残差的相对值小于1×10⁻⁶为收敛判据。全部中间量计算保留四位有效数字，结果列示时按量级取两位小数，累加项的舍入偏差在末位予以说明，不参与实质性的平衡判断。为保证结果可复核，本计算书对每个环节均给出输入㶲、输出㶲、㶲损失的计算式与代入过程，并在附录B中列出完整的环节㶲流明细表，便于第三方按本计算书提供的方法独立复算。第4章逐环节㶲损失计算本章按第2章划分的9个环节，逐一列出环节的㶲流构成、计算方法、代入过程与计算结果，并对损失的成因作简要分析。各环节的输入㶲与输出㶲均取设计工况数值，计算结果与系统㶲平衡的闭合校验见第5章。为便于对照，各环节计算结果统一以兆瓦（MW）为单位列示，保留两位小数。4.1燃料计量调压与输送环节（E1）本环节包括燃料计量撬、过滤器、调压阀组与厂内燃料管路，功能是将园区高压管网来气（3.6MPa）调压至燃气轮机所需的2.8MPa，并完成计量、过滤与输送。环节的㶲损失由两部分构成：一是调压阀节流引起的不可逆损失，二是燃料管路沿程阻力与散热造成的损失。调压阀节流过程的㶲损失按第3章式（3-11）计算。天然气摩尔流量按下式换算： nf代入式（3-11）得节流㶲损失为： ED,th燃料管路的沿程阻力与散热损失经管道保温计算与实测阻力核算，取0.15MW。本环节的㶲损失为： ED,1表4-1E1环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明输入㶲（燃料化学㶲）475.18MW由式（3-7）计算调压阀节流损失0.36MW式（4-2）管路阻力与散热损失0.15MW阻力核算与保温计算输出㶲（燃料总㶲）474.67MW输入㶲减㶲损失环节㶲损失E_D,10.51MW式（4-3）环节㶲效率η_ex,199.89%474.67／475.18占系统㶲损失比例0.22%0.51／228.58注：本环节损失量级很小，说明燃料输送与调压环节的热力学完善度较高，不构成改进的重点方向。4.2空气压缩环节（E2）本环节为燃气轮机压气机，功能是将环境空气由101.3kPa压缩至1.55MPa后送入燃烧室，压比15.5，空气流量430kg/s。压气机由燃气轮机透平同轴驱动，耗用的轴功㶲取自透平输出，属系统内部㶲流。压气机的输入㶲为其轴功消耗，输出㶲为压缩空气相对环境态的物理㶲。二者之差即压缩过程中气体内部摩擦、涡流与掺混造成的不可逆损失，按式（3-8）的㶲平衡式求得： ED,2压缩空气出口温度按多变过程计算为427.7℃，压缩空气的物理㶲按式（3-4）计算，其数值等于该压力比下的等熵压缩功，即153.00MW。环节㶲效率为： ηex,2表4-2E2环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明压气机耗功㶲（输入㶲）173.90MW由透平轴功供给压缩空气物理㶲（输出㶲）153.00MW式（3-4）计算环节㶲损失E_D,220.90MW式（4-4）环节㶲效率η_ex,287.98%式（4-5）占系统㶲损失比例9.14%20.90／228.58空气出口温度427.7℃多变过程计算值注：压气机㶲损失是燃气轮机循环中第二大内部损失源，其数值随进气温度升高而增大。降低进气温度、保持压气机叶片清洁可有效减少该项损失。4.3燃烧环节（E3）本环节为燃气轮机燃烧室，功能是将燃料的化学能通过燃烧反应转化为高温燃气的显热。环节输入㶲包括燃料总㶲与压气机出口空气的物理㶲，输出㶲为1260℃高温燃气的物理㶲。燃烧过程是典型的强不可逆过程，其不可逆程度由燃料化学能与燃烧产物热能在品位上的巨大差异决定，是本系统㶲损失最集中的环节。燃烧室的热㶲平衡（按能质分析所定义的产物组成）为： E,3式中：E_f,1为经E1环节后进入燃烧室的燃料总㶲，E_a,2为经E2环节后进入燃烧室的空气物理㶲。燃烧产物流出燃烧室时的㶲为其物理㶲，按式（3-4）以燃气组分与1260℃出口温度计算，结果为507.45MW。环节㶲损失按㶲平衡式计算： ED,3该项损失由三部分构成：燃烧化学反应本身的不可逆损失约108.0MW，占绝对多数，其大小取决于燃料与氧化剂在反应前后的化学势差；过量空气被加热至燃烧温度所伴随的混合与再热损失约10.2MW；燃烧室向环境的散热损失约2.0MW。环节㶲效率为： ηex,3表4-3E3环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明燃料总㶲（输入）474.67MW来自E1空气物理㶲（输入）153.00MW来自E2输入㶲合计627.67MW式（4-6）燃气物理㶲（输出）507.45MW1260℃燃气燃烧反应不可逆损失108.00MW化学势差引起过量空气与混合损失10.22MW过量空气系数2.35燃烧室散热损失2.00MW表面散热核算环节㶲损失E_D,3120.22MW式（4-7）环节㶲效率η_ex,380.85%式（4-8）占系统㶲损失比例52.59%120.22／228.58注：燃烧环节㶲损失占系统总㶲损失的一半以上，但其中绝大部分由燃烧反应的热力学不可逆性决定，属于原理性损失，可工程化削减的份额有限；可优化的部分主要集中于过量空气系数控制与燃烧均匀性改善。4.4燃气膨胀做功环节（E4）本环节为燃气轮机透平，功能是将1260℃高温燃气的可用能转换为轴功。透平输出㶲分为两部分：一部分为轴功㶲，用于驱动压气机并向发电机输出；另一部分为580℃排气的物理㶲，随烟气进入余热锅炉。环节内部损失包括通流摩擦、叶顶间隙泄漏、冷却空气掺混与轮盘鼓风损失等。环节输入㶲为燃气进透平的物理㶲507.45MW，输出㶲为轴功㶲与排气㶲之和，按下式计算： Eout,4式中：W_gt为透平输出的总轴功㶲，等于压气机耗功173.90MW、燃气轮机净轴功163.90MW（发电机前）之和；E_ex,4为透平排气物理㶲，按580℃排气温度计算。环节㶲损失与㶲效率为： ED,4 ηex,4透平环节㶲效率较高，表明燃气在透平中的做功过程接近理想膨胀过程。该环节的改进空间主要来自叶片表面状态与间隙控制，其可回收的㶲量相对有限。表4-4E4环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明燃气物理㶲（输入）507.45MW1260℃轴功㶲（输出）337.80MW含压气机耗功排气物理㶲（输出）152.15MW580℃输出㶲合计489.95MW式（4-9）环节㶲损失E_D,417.50MW式（4-10）环节㶲效率η_ex,496.55%式（4-11）占系统㶲损失比例7.66%17.50／228.584.5余热锅炉换热环节（E5）本环节为余热锅炉本体，功能是回收燃气轮机排气的显热，产生6.5MPa、510℃的主蒸汽。环节输入㶲为燃机排气㶲152.15MW，输出㶲为主蒸汽㶲110.15MW，㶲损失由内部换热损失与排烟外部损失两部分组成。内部换热损失由烟气与工质之间的温差传热引起。按式（3-10），换热温差越大、换热温度水平越低，㶲损失越大。余热锅炉烟气侧平均温度约340℃，工质侧（水与蒸汽）平均温度约250℃，据此可估算换热过程的㶲损失。排烟外部损失为105℃排烟带走的㶲，按能质系数0.114计： EL,5式中：Q_py为排烟带走的热量，MW；α_py为排烟的能质系数。环节总㶲损失与内部损失分别为： ED,5 ED,5,int余热锅炉是本系统除燃烧环节外㶲损失最大的环节，且其损失全部属于可通过工程措施削减的范围：一是增设低温受热面、降低排烟温度，减少排烟外部损失；二是优化受热面布置、降低换热端差，减少内部温差传热损失；三是采用给水加热、凝结水回热等方式提高工质侧平均吸热温度。环节㶲效率为： ηex,5表4-5E5环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明排气㶲（输入）152.15MW580℃燃机排气主蒸汽㶲（输出）110.15MW6.5MPa／510℃内部换热损失37.59MW式（4-14）排烟外部损失4.41MW式（4-12）环节㶲损失E_D,542.00MW式（4-13）环节㶲效率η_ex,572.40%式（4-15）占系统㶲损失比例18.37%42.00／228.58注：本环节㶲效率（72.40%）为全系统最低者之一，其损失全部处于工程可干预范围，是改进优先级评价中的重点对象。4.6蒸汽膨胀做功环节（E6）本环节为抽凝式汽轮机，功能是将主蒸汽的可用能转换为轴功并对外抽汽供热。输入㶲为主蒸汽㶲110.15MW，输出㶲由三部分组成：汽轮机轴功㶲55.60MW、中压抽汽㶲37.94MW与低压排汽㶲4.05MW。环节内部损失包括通流摩擦与涡流损失、汽封泄漏损失、调节阀节流损失以及湿蒸汽级的水滴撞击损失。抽汽㶲按抽汽参数（1.6MPa饱和、201.4℃，抽汽量43.0kg/s）与式（3-2）计算，结果为37.94MW；排汽㶲按排汽压力8kPa、排汽干度0.88与凝汽流量35.87kg/s计算，结果为4.05MW。环节㶲平衡与㶲效率为： ED,6 ηex,6表4-6E6环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明主蒸汽㶲（输入）110.15MW来自E5轴功㶲（输出）55.60MW发电机前抽汽㶲（输出）37.94MW1.6MPa／201.4℃排汽㶲（输出）4.05MW8kPa、干度0.88环节㶲损失E_D,612.56MW式（4-16）环节㶲效率η_ex,688.60%式（4-17）占系统㶲损失比例5.49%12.56／228.584.7凝汽与冷端排热环节（E7）本环节为凝汽器与循环水冷却系统。汽轮机低压排汽在凝汽器中被循环水冷凝，排汽携带的㶲随冷却水散入环境，构成系统的主要外部㶲损失之一。本环节的输出㶲为零（循环水温度接近环境温度，其㶲值可忽略），全部输入㶲转为外部损失。按排汽8kPa、干度0.88、凝汽流量35.87kg/s计算，排汽比㶲为112.9kJ/kg，排汽㶲流为4.05MW。本环节的㶲损失即为其输入㶲： EL,7表4-7E7环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明排汽㶲（输入）4.05MW8kPa湿蒸汽输出㶲0MW循环水㶲忽略环节㶲损失E_L,74.05MW式（4-18）凝汽器排热量53.70MW循环水带走占系统㶲损失比例1.77%4.05／228.58注：凝汽器排热量高达53.70MW，但其能质系数仅约0.075，对应的㶲损失只有4.05MW。该例说明能量数量与能量品位不可等同，也说明单纯以热损失数量评价凝汽器损失会导致改进方向的误判。4.8供热换热环节（E8）本环节包括减温减压装置与供热首站换热设备，功能是将汽轮机抽汽转换为满足用户要求的工业蒸汽与采暖热水。输入㶲为抽汽㶲37.94MW，输出㶲为产品热㶲30.60MW，损失由减温减压节流损失与换热温差损失构成。减温减压节流损失按式（3-11）计算。抽汽自1.6MPa减温减压至0.8MPa供工业用户使用，蒸汽摩尔流量按43.0kg/s换算为2386mol/s，节流㶲损失为： ED,th,8换热温差损失发生于采暖水加热与工业蒸汽制备过程，包括换热端差、散热与疏水损失，经计算取3.87MW。产品热㶲按工业蒸汽22.74MW与采暖热水7.87MW之和计算，合计30.60MW，平均能质系数为0.255。环节㶲损失与㶲效率为： ED,8 ηex,8表4-8E8环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明抽汽㶲（输入）37.94MW来自E6工业蒸汽产品热㶲22.74MW0.8MPa饱和采暖热水产品热㶲7.87MW115／70℃减温减压节流损失3.47MW式（4-19）换热温差与疏水损失3.87MW端差与散热核算环节㶲损失E_D,87.34MW式（4-20）环节㶲效率η_ex,880.65%式（4-21）占系统㶲损失比例3.21%7.34／228.58注：本环节的节流损失占比接近其损失总量的一半，表明“高参数抽汽、低参数用热”造成的品位失配是本环节损失的主导因素，采用温度对口、梯级利用的供热方案可显著降低该项损失。4.9机械传动与电能输出环节（E9）本环节包括燃气轮机与汽轮机的联轴器、齿轮箱（如有）与发电机。输入㶲为燃气轮机轴功㶲163.90MW与汽轮机轴功㶲55.60MW之和219.50MW，输出㶲为上网电能216.00MW，二者之差即机械传动与发电过程中的摩擦、通风、铁损与铜损。 ED,9 ηex,9表4-9E9环节㶲平衡计算结果项目数值单位说明燃机轴功㶲（输入）163.90MW发电机前汽机轴功㶲（输入）55.60MW发电机前上网电能㶲（输出）216.00MW已扣除厂用电环节㶲损失E_D,93.50MW式（4-22）环节㶲效率η_ex,998.41%式（4-23）占系统㶲损失比例1.53%3.50／228.584.10系统㶲平衡汇总将上述9个环节的计算结果汇总，得到系统的㶲平衡，见表4-10。表中各环节㶲损失之和为228.58MW，与系统输入㶲（475.18MW）减去产品㶲（216.00MW电能㶲与30.60MW产品热㶲）之差完全相等，㶲平衡闭合，符合式（3-12）的要求。表4-10系统㶲平衡汇总编号环节名称输入㶲/MW输出㶲/MW㶲损失/MW㶲效率/%损失占比/%E1燃料计量调压与输送475.18474.670.5199.890.22E2空气压缩173.90153.0020.9087.989.14E3燃烧627.67507.45120.2280.8552.59E4燃气膨胀做功507.45489.9517.5096.557.66E5余热锅炉换热152.15110.1542.0072.4018.37E6蒸汽膨胀做功110.1597.5912.5688.605.49E7凝汽与冷端排热4.0504.0501.77E8供热换热37.9430.607.3480.653.21E9机械传动与电能输出219.50216.003.5098.411.53—合计——228.58—100.00注：损失占比以系统㶲损失总量228.58MW为基数，各分项求和为99.98%，与100.00%的差值系数值舍入引起。表4-11系统级㶲与能量指标指标数值单位计算式燃料输入能量（LHV）460.00MW设计数据燃料输入㶲475.18MW式（3-7）产品电能㶲216.00MW上网电量产品热㶲30.60MW式（3-2）计算产品㶲合计246.60MW两者之和系统㶲效率η_ex51.90%式（3-14）系统能量利用率73.04%(216.00＋120.00)／460.00系统㶲损失率48.10%228.58／475.18燃料能质比φ1.033—GB/T14909—2021推荐值由表4-10可见，系统㶲损失在环节间的分布高度不均：燃烧环节（E3）与余热锅炉环节（E5）合计占系统㶲损失的70.96%，空气压缩（E2）与燃气膨胀（E4）合计占16.80%，其余5个环节合计占12.24%。各环节㶲损失量与其累计占比的关系见图4-1。图4-1各环节㶲损失量及累计占比（帕累托图）从图4-1可以看出，前三个环节（E3、E5、E2）的累计㶲损失占比即达到80.11%，前五个环节累计达到93.26%，呈典型的“少数环节贡献多数损失”的分布特征。这一分布规律为改进方向的选择提供了直接依据，但需要特别指出的是，损失量大并不等同于可回收量大，部分损失（如燃烧反应不可逆损失）在现有技术水平下几乎无法削减，故改进优先级的确定必须结合可回收性、经济性与安全性综合判断，详见第6章。第5章校核计算与安全核验5.1能量平衡校核能量平衡是㶲分析的前置条件。本节按GB/T2587—2009的规定，以燃料输入能量为基准，对系统的各项输出与损失进行平衡校核，结果见表5-1。表5-1系统能量平衡校核表（单位：MW）项目数值占比/%数据来源燃料输入能量（LHV）460.00100.00燃料计量与化验产品电能输出（上网）216.0046.96发电机出口计量产品供热输出120.0026.09供热首站计量余热锅炉排烟带走38.708.41排烟温度与流量核算凝汽器循环水带走53.7011.67循环水温升核算系统表面散热15.003.26保温散热计算燃烧室散热与机械损失16.503.59厂内性能试验数据输出与损失合计459.9099.98各项之和注：输出与损失合计为459.90MW，与输入460.00MW的相对偏差为0.02%，满足GB/T2587—2009规定的不大于±5%的要求。从能量平衡的角度看，系统能量利用率达到73.04%，处于燃气—蒸汽联合循环供热机组的先进水平；但从能量品位角度看，输入能量中约46.5%的部分以低品位形式散失，其中凝汽器带走的热量虽占输入的11.67%，其对应的㶲值却仅占输入的0.85%。这一对照正是开展㶲分析的必要性所在。5.2㶲平衡闭合校核按式（3-12）对系统㶲平衡进行闭合校核，即以燃料输入㶲为基准，检验产品㶲与各环节㶲损失之和的一致性，结果见表5-2。表5-2系统㶲平衡闭合校核表（单位：MW）项目数值占比/%说明燃料输入㶲475.18100.00式（3-7）产品电能㶲216.0045.46上网电量产品热㶲30.606.44工业蒸汽与采暖热水产品㶲小计246.6051.90系统㶲效率环节㶲损失合计228.5848.10表4-10合计平衡项合计475.18100.00产品㶲＋损失㶲闭合残差0.00小于0.01满足精度要求校核结果表明，系统㶲平衡的闭合残差小于0.01%，优于GB/T14909—2021对㶲衡算的精度要求，第4章逐环节计算结果可以采信。同时，㶲效率（51.90%）显著低于能量利用率（73.04%），二者相差21.14个百分点，说明系统输出的能量中相当一部分品位较低，该差值即为品位贬值所对应的损失份额。5.3与标准限值及同类机组对比为判断本系统用能水平的高低，将主要㶲指标与同类型联合循环热电联产机组的统计区间进行对比，结果见表5-3。对比数据取自同容量等级机组的性能考核试验统计值，比较时已统一至相同的环境参考态与工况条件。表5-3主要㶲指标与同类机组对比指标本工程同类机组区间评价系统㶲效率51.90%48%～53%处于中上水平系统能量利用率73.04%68%～76%处于中上水平燃烧环节㶲效率80.85%78%～85%处于中位余热锅炉㶲效率72.40%70%～78%处于中下水平汽轮机环节㶲效率88.60%86%～92%处于中位供热环节㶲效率80.65%82%～90%低于同类水平排烟温度105℃95～110℃有下调空间凝汽器压力8.0kPa7.5～9.0kPa处于中位对比可见，本工程系统㶲效率与能量利用率均处于同类机组中上水平，说明整体设计方案合理；但余热锅炉环节㶲效率（72.40%）与供热环节㶲效率（80.65%）低于同类机组水平，与5.1节、第6章的定位结论相互印证，是本次分析中需要重点改进的两个环节。5.4数据不确定度评定按测量不确定度评定的一般方法，对㶲计算结果影响较大的参数逐一评定其相对标准不确定度，并按方和根法合成，结果见表5-4。评定中取包含因子k＝2，对应约95%的置信概率。表5-4主要参数不确定度与合成结果参数相对标准不确定度/%影响环节说明燃料流量1.0E1～E3流量计精度等级1.0级燃料低位发热量1.0E1～E3在线色谱分析误差空气流量1.5E2、E3压气机特性核算偏差烟气温度1.0E3～E5热电偶测量误差主蒸汽流量1.5E5～E6差压式流量计误差电功率0.2E9电能表精度0.2级系统㶲效率（合成）1.8全系统k＝2的扩展不确定度E3环节㶲损失（合成）1.6E3k＝2E5环节㶲损失（合成）2.1E5k＝2E1环节㶲损失（合成）5.0E1k＝2，损失量小故相对值偏大由表5-4可见，系统㶲效率的扩展不确定度为±1.8%（k＝2），各主要环节㶲损失的相对不确定度在1.6%～2.1%之间，均显著小于环节之间损失量的差异（最大与最小环节相差两个数量级），说明本计算书的定位结论对测量误差不敏感，具备工程判定价值。对E1等损失量很小的环节，其相对不确定度虽达5.0%，但因其在总损失中的占比仅0.22%，对系统结论无实质影响。5.5安全核验㶲分析所依据的运行参数必须处于设备允许的安全范围之内，否则分析结论失去工程意义。本节从承压设备、超压保护、燃气防爆、超温与热应力、保护联锁、测点安全六个方面对计算所用参数进行安全核验。5.5.1承压设备安全余热锅炉汽包、过热器与省煤器按TSG11—2020的要求进行设计、制造与检验，设备设计压力7.5MPa、设计温度540℃，均高于实际运行的主蒸汽参数（6.5MPa、510℃），承压部件具有充分的安全裕度。汽包安全阀整定压力按设计压力的1.05倍整定，并设置两只互为备用的弹簧式安全阀。本次分析未改变任何承压部件的设计参数，不涉及承压边界的改动。5.5.2超压保护燃气轮机燃料系统设置双重截止阀与放散阀，燃料调压计量撬出口设压力高高联锁，超压时自动切断燃料供应。余热锅炉设置两级向空排汽阀与安全阀，压力达定值时自动动作。汽轮机设置旁路系统，防止甩负荷工况下主蒸汽超压。上述保护装置的整定值与动作逻辑经核算与实际运行参数匹配，本次㶲分析所采用的运行参数均在保护动作值以下。5.5.3燃气系统防爆按GB50058—2014的规定，燃料调压计量撬及燃料管路区域划分为爆炸性气体环境2区，危险区域内的电气设备均选用相应防爆等级的产品。燃料计量撬设置可燃气体探测报警装置，检测到可燃气体浓度达到爆炸下限的25%时发出报警并联动通风，达到50%时联动切断燃料供应。本次分析涉及的燃料调压参数（3.6MPa降至2.8MPa）在防爆设计范围内。5.5.4超温与热应力燃气轮机透平进口温度1260℃，低于叶片材料在当前冷却方式下的许用温度1300℃，留有40K的安全裕度；透平排气温度580℃，处于余热锅炉受热面设计允许范围。余热锅炉各受热面金属壁温核算结果均低于材料许用温度。机组启动、停机与负荷变动工况下的热应力经核算不超过材料允许值，本次分析所依据的设计工况为稳态运行工况，不涉及启停过程的热冲击问题。5.5.5保护与联锁机组设置超速保护、熄火保护、振动保护、轴位移保护、润滑油压低保护及发电机差动保护，由汽轮机紧急跳闸系统（ETS）与燃气轮机控制系统实现。上述保护在本次分析所采用的运行工况下均处于正常投运状态，无退出运行的情况。5.5.6测点与仪表安全㶲分析所需新增或引用的温度、压力、流量测点，其安装位置均设在管道直管段或设备本体预留接口处，不在承压部件上开孔，不影响设备强度与密封完整性。烟气取样点设在低流速区并采取防腐措施，避免取样管堵塞与高温腐蚀。所有测点安装方案均经过设备制造厂确认。5.5.7改进措施的安全性初判第6章拟提出的改进措施在安全性方面满足下列约束：余热锅炉增设受热面（M3）时，排烟温度不得低于烟气酸露点（本燃料酸露点约90℃），且增设受热面引起的烟气侧阻力增加不得超过引风机压头余量；供热参数调整（M6）时，须校核热用户对蒸汽压力与温度的要求，不得因降低抽汽参数而影响用户生产工艺；凝汽器真空提升（M7）时，须校核汽轮机末级叶片的湿度与鼓风工况，避免小容积流量工况下末级叶片过热。上述要求将在方案实施阶段通过专项核算予以落实。5.6设备参数限值核验将设计工况的主要运行参数与设备允许限值逐项核对，结果见表5-5。表5-5主要运行参数与设备限值核验参数运行值允许限值裕度结论透平进口温度1260℃≤1300℃40K合格主蒸汽压力6.5MPa≤7.5MPa—合格主蒸汽温度510℃≤540℃30K合格余热锅炉排烟温度105℃≥90℃（酸露点）15K合格汽包水位偏差±20mm±50mm30mm合格发电机温升65K≤80K15K合格轴承振动≤32μm≤50μm18μm合格凝汽器压力8.0kPa≤9.5kPa—合格注：各项运行参数均在设备允许范围内，其中透平进口温度与排烟温度已接近限值边界，后续改进方案中涉及这两项参数调整时须进行专项安全性核算。第6章损失定位与改进优先级计算6.1㶲损失定位第4章的逐环节计算结果表明，系统㶲损失共228.58MW，其中燃烧环节（E3）120.22MW、余热锅炉环节（E5）42.00MW、空气压缩环节（E2）20.90MW、燃气膨胀环节（E4）17.50MW、蒸汽膨胀环节（E6）12.56MW，五项合计占系统㶲损失的93.26%；供热换热（E8）、凝汽冷端（E7）、机械与电能输出（E9）、燃料调压与输送（E1）四项合计占6.74%。若仅按㶲损失量大小确定改进次序，会将燃烧环节列为首要对象，但该环节损失中约108.00MW属燃烧反应原理性不可逆损失，在现有材料与燃烧技术条件下可削减的比例很小。因此，损失定位必须进一步引入“可回收性”概念：对每一环节，在考虑现有技术水平、设备条件与安全约束的前提下，估计其在工程上可实现削减的㶲损失量，即措施可回收㶲量ΔE。可回收㶲量的估算结果见6.5节，本节不再展开。据此，本计算书将㶲损失定位结论归结为三点：其一，燃烧环节是损失数量上的绝对主导环节，但其损失的可回收性最低，属于“数量大、可动空间小”的类型；其二，余热锅炉环节与空气压缩环节的可回收㶲量相对其损失量比例较高，属于“数量可观、可动空间大”的类型，是工程改进的主要着力点；其三，供热换热环节虽然损失绝对量仅7.34MW，但其损失中节流损失占近一半，通过温度对口与梯级利用即可大部分消除，属于“数量不大、改进代价小”的类型。6.2改进优先级评价指标体系为在多个改进措施之间形成可比较的排序，建立含7项准则的评价指标体系，见表6-1。指标选取兼顾热力学效果、经济性与实施条件三个方面，其中C1、C2反映热力学效果，C3、C4反映经济性，C5、C6、C7反映实施条件与风险约束。表6-1改进优先级评价指标体系代号准则名称含义取值方式C1㶲损失可回收量措施实施后可减少的㶲损失量ΔE按MW计，越大越好C2损失可回收率ΔE占该环节㶲损失的比例比值，越大越好C3单位投资效益年效益与投资之比比值，越大越好C4投资回收期投资与年效益之比年，越小越好C5技术成熟度技术在同类机组上的应用成熟程度定性评分，越成熟越好C6实施难度与停机影响施工难度、停机时间与生产影响定性评分，越易实施越好C7安全环保风险对设备安全、环保与运行可靠性的影响定性评分，风险越小越好6.3评价指标权重确定采用层次分析法（AHP）确定各准则权重。以1～9标度构造两两比较判断矩阵，见表6-2。矩阵元素的含义为：行准则相对列准则的重要性程度，其中1表示同等重要，3表示略重要，5表示重要，倒数表示相反方向。表6-2准则层判断矩阵准则C1C2C3C4C5C6C7C11333454C21/311/21/2121C31/3212232C41/321/21232C51/411/21/2121C61/51/21/31/31/211/2C71/411/21/2121对判断矩阵求最大特征值及对应特征向量，经归一化后得到各准则权重；一致性检验按式（6-1）与式（6-2）计算： CI=λ CR=CI计算得最大特征值λ_max＝7.1215，n＝7，故CI＝(7.1215−7)/(7−1)＝0.0202；查平均随机一致性指标RI＝1.32，则CR＝0.0202/1.32＝0.0153＜0.10，判断矩阵具有满意的一致性，权重结果可以采用。各准则权重见表6-3。表6-3准则权重与一致性检验结果准则权重排序说明C1㶲损失可回收量0.35921权重最高，反映以实际节能效果为主导C3单位投资效益0.17882次高，体现投资效益约束C4投资回收期0.14583与C3相互补充C2损失可回收率0.09124反映技术可行性C5技术成熟度0.08705反映实施风险C7安全环保风险0.08705与C5同等重要C6实施难度与停机影响0.05117权重最低一致性检验CR＝0.0153—小于0.10，通过检验6.4综合评价模型与评分规则采用加权求和模型对各项改进措施计算综合优先级得分，见式（6-3）： Sj式中：S_j为第j项措施的综合得分；w_i为第i项准则的权重；r_ij为第j项措施在第i项准则上的评分。为避免量纲差异，各准则评分统一采用1～10的十级标度，其中定量准则按下述规则评分：C1按措施可回收㶲量占最大措施可回收量的比例线性映射；C3、C4按实测的单位投资效益与投资回收期分档映射；定性准则C5、C6、C7依据技术成熟度等级、施工难度与安全环保影响程度分档评定，评分标度见表6-4。表6-4定性准则的评分标度评分C5技术成熟度C6实施难度C7安全环保风险9～10同类机组已有大量成功应用不动主设备，可结合检修实施无安全环保风险，可提升可靠性7～8已有应用，效果稳定局部改造，停机时间短风险很小，措施可控5～6有应用但案例较少需较大范围改造有一定风险，需专项设计3～4处于示范阶段需长时间停机或更换主设备风险较大，需严格评估1～2尚未成熟，仅有理论研究实施条件苛刻，影响机组可用率可能引发安全或环保问题为便于理解，综合得分为10分制分值的加权和，实际取值范围为1～10分。为便于分档，本文后续以百分制（综合得分乘以10）表示排序结果，并约定：≥70分为第一梯队，60～70分为第二梯队，小于60分为第三梯队。6.5改进措施与可回收㶲量基于第4章的损失定位结论，结合本工程的设备条件与运行方式，拟定8项改进措施，编号M1～M8。各措施的改进对象、主要技术内容与可回收㶲量ΔE见表6-5。可回收㶲量按下列原则估算：对燃烧环节仅计列过量空气系数优化与配风调整的收益，不计列燃烧反应原理性损失；对余热锅炉环节按排烟温度降低10℃、换热端差降低5K的收益计列；对供热环节按部分抽汽由1.6MPa改为0.8MPa供给、取消减温减压环节的收益计列。表6-5改进措施及可回收㶲量编号改进措施ΔE/MW投资/万元年效益/万元回收期/aM1燃烧系统运行优化（配风调整、过量空气系数优化、燃料计量精度提升）1.60150323.30.46M2压气机进气冷却与在线清洗（进气雾化冷却、叶片水洗）1.60800323.32.47M3余热锅炉深化换热（增设低温省煤器、降低节点温差、排烟温度降至95℃）5.5038001111.23.42M4燃机透平叶片升级与定期清洗0.506000101.059.40M5汽轮机通流与汽封改造（间隙调整、汽封更换）1.003500202.017.33M6供热温度对口与梯级利用（低参数抽汽替代减温减压、增设吸收式热泵）2.601200525.32.28M7凝汽器真空提升（管束清洗、抽气器改造、循环水优化）0.70200141.41.41M8管道保温与阀门内漏治理（含疏水回收利用）1.20300242.41.24—合计14.70159502969.95.37注：年效益按年运行8000h、天然气价格2.60元/Nm³计算；Δt为可回收㶲量占系统㶲损失的6.43%。年效益按式（6-4）计算：措施实施后可回收的㶲量ΔE相当于减少等量的燃料输入㶲，据此折算年节约天然气量并乘以价格： Bj以M3为例：ΔE＝5.50MW，φ＝1.033，Q_net＝35.88MJ/Nm³，p_g＝2.60元/Nm³，代入得年效益为1111.2万元。8项措施全部实施后，年可回收㶲量合计14.70MW，折合年节约天然气约1142万Nm³，年节约费用约2970万元，静态投资回收期约5.37年。6.6优先级排序结果按6.4节的评分规则对各措施逐项评分，并与表6-3的权重加权求和，得到综合优先级得分与排序，见表6-6。表6-6改进措施综合评分明细措施C1C2C3C4C5C6C7综合得分M1551010910874.87M2567898967.35M3976795876.98M4231163625.13M5462384843.75M6689887874.09M7258998958.91M8478999867.56权重0.35920.09120.17880.14580.08700.05110.0870—注：综合得分为百分制，等于加权后得分乘以10；权重行为表6-3所列准则权重。按综合得分由高到低排序，结果如下：M3（76.98分）＞M1（74.87分）＞M6（74.09分）＞M8（67.56分）＞M2（67.35分）＞M7（58.91分）＞M5（43.75分）＞M4（25.13分）。据此划分为三个梯队：（1）第一梯队（≥70分）：M3余热锅炉深化换热、M1燃烧系统运行优化、M6供热温度对口与梯级利用。三项措施在热力学效果与经济性方面均表现突出，建议在近期一并实施；（2）第二梯队（60～70分）：M8管道保温与阀门内漏治理、M2压气机进气冷却与在线清洗、M7凝汽器真空提升。三项措施投资小、见效快、施工影响小，可与第一梯队措施同步或结合机组检修实施；（3）第三梯队（小于60分）：M5汽轮机通流与汽封改造、M4燃机透平叶片升级。两项措施投资规模大、停机影响显著、投资回收期长，建议结合机组大修或设备寿命末期一并考虑，不宜单独立项实施。各措施的综合得分、可回收㶲量与投资回收期的对应关系见图6-1。图6-1改进措施综合优先级得分与回收期分布6.7敏感性分析评价权重由人为判断确定，为判断排序结果对权重的敏感程度，对权重进行扰动后重新计算综合得分，结果见表6-7。表6-7权重扰动下的排序结果对比扰动情形排序结果（前3位）说明基准权重M3（76.98）、M1（74.87）、M6（74.09）前三位与第4位差距在7分以上C1权重下调0.05M3（76.30）、M1（76.18）、M6（74.84）M1与M3差距收窄至0.12分C1权重上调0.05M3（77.60）、M1（73.69）、M6（73.42）M3领先优势扩大C3、C4权重各下调0.03M3（77.75）、M6（73.40）、M1（73.27）M1与M6次序互换C5、C6权重各上调0.05M1（76.70）、M3（76.35）、M6（74.18）M1反超M3，差距0.35分敏感性分析表明：第一梯队的三项措施（M3、M1、M6）在全部五种权重扰动情形下均稳定处于前三位，仅内部次序在权重较大变动时发生交换，说明“余热锅炉深化换热、燃烧系统运行优化、供热梯级利用”这一优先方向具有稳健性；第4位与第5位（M8与M2）也基本稳定，两者得分差在0.21分以内，实际实施时应按投资与检修窗口统筹安排；末两位（M5、M4）在任何情形下均未进入前五位，其暂缓实施的结论同样稳健。方案实施阶段的决策，不宜过度依赖具体得分的小数位差异，而应以梯队划分为主要依据。第7章结果分析与工程指导意义7.1主要计算结果本计算书在完成质量平衡、能量平衡与㶲平衡三重校核的基础上，得到的主要计算结果汇总于表7-1。表7-1主要计算结果汇总项目数值单位备注燃料输入能量（LHV）460.00MW设计工况燃料输入㶲475.18MW能质比1.033产品电能（上网）216.00MW已扣除厂用电产品供热120.00MW工业蒸汽80＋采暖40产品㶲246.60MW电能㶲＋产品热㶲系统能量利用率73.04%处于同类机组中上水平系统㶲效率51.90%处于同类机组中上水平系统㶲损失228.58MW占燃料㶲的48.10%第一大损失环节E3燃烧—120.22MW，占52.59%第二大损失环节E5余热锅炉—42.00MW，占18.37%可回收㶲量合计14.70MW8项措施合计年节约标准煤1.40万tce按8000h计年减排二氧化碳2.23万t按1.95kg/Nm³计7.2关键损失环节机理分析7.2.1燃烧环节（E3）燃烧环节㶲损失120.22MW，占系统㶲损失的52.59%。其机理为：燃料化学㶲对应的是分子化学键中高度有序的能量，而燃烧产物（CO₂、H₂O、N₂）在1260℃下的热能品位（能质系数约0.778）明显低于燃料化学能的品位（能质系数1.033），两者之间的品位落差只能以熵产的形式耗散。这一损失由热力学第二定律决定，属于原理性不可逆损失，即使采用最先进的燃烧组织方式，其削减幅度一般也不超过3%～5%。本环节具有工程意义的改进方向有两方面：一是通过降低过量空气系数减少被无谓加热的空气量，二是通过配风优化减少局部富燃区与高温区，降低不完全燃烧与热力型NOx的生成，从而在不影响排放达标的前提下提高燃烧效率。7.2.2余热锅炉环节（E5）余热锅炉环节㶲损失42.00MW，占系统㶲损失的18.37%，其中内部温差传热损失37.59MW、排烟外部损失4.41MW。该环节的损失完全由换热过程的有限温差与有限的换热面积决定，属于可以通过工程措施实质性削减的类型。损失的主要来源包括：受热面布置受烟气露点腐蚀与积灰限制，节点温差（接近点温差）无法进一步压缩；排烟温度设定在105℃，高于酸露点90℃，仍存在15K的降低空间；给水温度受除氧器与低压加热器布置影响，工质侧平均吸热温度偏低，与烟气侧平均温度（约340℃）之间形成较大温差。对应的三项改进思路为：增设低温省煤器以降低排烟温度、采用扩展受热面与螺旋肋片管提高传热系数、优化给水回热系统提高工质侧平均吸热温度。7.2.3空气压缩与燃气膨胀环节（E2、E4）空气压缩环节㶲损失20.90MW，燃气膨胀环节㶲损失17.50MW，两者合计占系统㶲损失的16.80%。二者均为叶轮机械的流动损失，其大小与叶片表面粗糙度、叶顶间隙、气流攻角与马赫数密切相关。压气机环节的改进空间主要来自进气温度的降低与叶片的在线清洗：进气温度每降低1K，压气机耗功约减少0.15MW，同时燃机出力相应提高；叶片结垢则会使压气机效率下降1%～2%，对应的㶲损失增加约2～4MW。透平环节的改进空间主要来自叶顶间隙控制与叶片涂层状态，其改进通常需要结合大修实施。7.2.4供热环节（E8）供热环节㶲损失7.34MW，虽绝对量不大，但其中减温减压节流损失即占3.47MW，占比接近一半。产生该项损失的直接原因是“高参数抽汽、低参数用热”的品位失配：抽汽参数为1.6MPa，而用户实际需要的工业蒸汽压力为0.8MPa，多出的压力头在减温减压阀中被节流消耗。若改为直接自汽轮机0.8MPa抽汽口抽汽供热，可基本消除这部分节流损失；若进一步在采暖系统中采用吸收式热泵回收凝汽器余热，可将原本散失于循环水的低品位热量提升品位后用于供热，同时减少抽汽量。7.3节能降碳潜力核算按6.5节的可回收㶲量估算结果，8项措施全部实施后，理论上可减少燃料㶲消耗14.70MW，占系统燃料㶲输入的3.09%。据此核算的节能降碳潜力见表7-2。核算中：年运行小时数取8000h；天然气折标准煤系数按1.224kgce/Nm³计（按低位发热量35.88MJ/Nm³折算）；二氧化碳排放因子按1.95kg/Nm³计。表7-2节能降碳潜力核算项目数值单位计算说明可回收㶲量合计14.70MW表6-5合计年可回收㶲量4.2336×10⁵GJ14.70×8000×3600／10⁶折合燃料能量4.0984×10⁵GJ除以能质比1.033年节约天然气量1142.2万Nm³除以低位发热量35.88MJ/Nm³年节约标准煤1.40万tce按1.224kgce/Nm³年减排二氧化碳2.23万t按1.95kg/Nm³占全厂燃料㶲比例3.09%14.70／475.18系统㶲效率提升1.65百分点由51.90%提高至53.55%注：系统㶲效率提升值的计算方式为：措施实施后系统㶲效率＝246.60／(475.18−14.70)×100%＝53.55%，较原51.90%提高1.65个百分点。上述潜力核算表明，通过8项措施可实现的㶲效率提升为1.65个百分点。该数值看似不大，但对应的年节约标准煤量已相当于一座中型工业锅炉房的年耗煤量，其节能效果在20年的机组寿命期内累计将十分可观。7.4工程实施路径与分期建议考虑各项措施的成熟度、投资规模与实施条件，建议将8项措施分为三期实施，见表7-3。分期的基本原则是：投资效益高、施工影响小的措施优先实施；需要停机或改造主设备的措施后置，并与既有检修计划衔接。表7-3改进措施分期实施建议分期措施组合ΔE/MW投资/万元年效益/万元回收期/a一期M3＋M1＋M69.7051501959.82.63二期M8＋M2＋M73.501300707.11.84三期M5＋M41.509500303.031.35合计全部8项措施14.70159502969.95.37一