机炉耦合节能系统中的锅炉效率计算_定值失准问题及对节煤效益计算影响分析.pdf

30技术创新20234以配置空预器旁路烟道系统（以下简称“空预器旁路系统”）为代表的机炉耦合节能系统，在燃煤机组技改及新建项目中得到广泛推广应用，但对于这种节能系统的节能效果评价褒贬不一。在理论研究层面上，国内主流文献大多认为其符合梯级利用原理而给予较高评价；但也有文献认为其违反能量梯级利用原则不宜推广应用。在应用层面上，有的用户认为其节能效益明显，是值得推广应用的第三代烟气余热利用节能系统，但有的用户在技改系统建成后感到其节能效益有限而切除不用，不少主机厂及设计院对其推广应用也持谨慎态度。在实际试验研究层面上，有些承包商委托外商组织测试并应用德国欧盟锅炉标准计算得出的试验节煤可高达5g/kWh9g/kWh，但有些研究机构的试验节煤率明显较低。从不同层面反映出的差距充分表明，对这种机炉耦合节能系统的节能效益计算存在较大争议，亟待研究澄清。出现以上差距的一个重要原因在于对这种机炉耦合节能系统中的锅炉效率计算或定值失准，导致系统节煤耗率计算数据出现明显虚高。锅炉效率计算/定值失准现象在理论上可归结于对机炉耦合节能系统中的锅炉效率缺少统一标准计算方法，在实践中多是因对热平衡计算体系匹配失衡、数据链不闭合等多种原因所致。基于此，本文分别从理论和实践层面进行探讨。对机炉耦合节能系统计算中锅炉效率特点的分析机炉耦合节能系统中锅炉热平衡特点分析以配置空预器旁路系统为代表的机炉耦合节能系统在锅炉燃烧系统上并无原则性变化，但若受热面不变，与传统锅炉相比，在热平衡上具有以下特点：一是省煤器出口一部分烟气热量分流去旁路烟道省煤器，使空预器烟气供给侧热量发生减少；二是为平衡空预器空气侧吸热量不机炉耦合节能系统中的锅炉效率计算/定值失准问题及对节煤效益计算影响分析 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 张建中 电力规划设计总院 曹理平 中国华电集团有限公司经济技术咨询分公司 李政足，需增设暖风器来提高锅炉进风温度。这两个特点集中反映在空预器的热力参数发生下列变化。空预器烟气分流率的影响（1）当进风温度一定时，空预器出口热风温度随烟气分流率增大而迅速下降，空气吸热量减少，锅炉效率趋于降低。（2）空预器排烟温度随烟气分流率增大而降低，但这并不意味整体烟气排烟热损失的减少。锅炉效率的变化主要取决于热风温度的变化。（3）为避免热风温度过低，烟气分流率一般不大于0.24。空预器进风温度提高的影响（1）空预器排烟温度随进风温度提高而明显提高，这主要是空预器传热温压变小所致。（2）空预器热风温度随进风温度提高而缓慢提高。配置空预器旁路烟道的机炉耦合节能系统热平衡计算法则基本方程组当综合考虑旁路烟道分流率及暖风器提高进风温度两项的影响时，需通过联立求解下列三组方程，用迭代法求解空预器热力参数的变化。烟气供热量方程：（1）空气吸热量方程：（2）空预器传热方程：（3）式（1）式（3）中，Qg、Qa、Qheat为空预器烟气供热量、空气吸热量及传热量，kJ/s；1、2为空预器进、出口烟温，；t1、t2为空预器进、出口风温，；T为对数传热温压，K；为旁路运行工况的烟气分流率；K为传热系数；上述符号中带角标0的为切除旁路系统运行工况的标识，均为已知值。20234创新企业增刊31配套方程式对空预器比传热系数K/K0宜取用主机厂的数据，并建议按经验式进行校核。式（4）是基于回转式空预器传热系数计算方程和蓄热板放热系数线算图1推算的一个简化公式，可供校核时选用：（4）式（4）中，为回转式空预器蓄热板烟气侧放热系数g与空气侧放热系数a比值：=g/a；典型值=1.5，n=0.78-0.8。式（4）忽略了影响很小的空气侧放热系数变化，但仍有足够准确度，如按上锅空预器公司提供数据，当=14.3%时的空预器传热系数降为原来的95.05%，这与按式（4）的核算值基本一致：迭代计算法则选择设定烟气分流率，以进风温度t1或排烟温度2为变量，均可按上述三组方程进行求解。例如：以2为变量时，由=按式（1）、式（2）求出热风温度t2；将已知数值代入式（3），按=一体化计算法则，检验所选排烟温度2的准确性。几种不同的排烟温度空预器旁路系统不投运工况若暖风器不投运，此时只有一个传统的空预器排烟温度 02，与热风温度t 02对应。空预器旁路烟系统投运工况此时存在以下四种排烟温度：一是空预器分流运行后的排烟温度2，与热风温度t2对应；二是空预器分流运行后与旁路烟道出口烟气混合后的烟温2，2p；三是水媒式低温省煤器出口烟温3，为烟气计算终烟温；四是锅炉等效排烟温度eq为评估锅炉效率用的排烟温度，按下式计算：（5）式（5）中，cpi为烟气定压比热。式（5）中的（1-）（1cp1-2cp2）也可以空预器吸热量来替换。当暖风器以汽轮机凝结水或抽汽作为热源时，（2，2p-3）项通常作为锅炉外来热量，不再重复计算。需要指出，等效排烟温度eq仅作为评估节能系统锅炉侧效率变化的指标。因锅炉热平衡计算边界划分不当而引起的锅炉效率定值失准问题示范案例简况主机热平衡计算数据：某新建41000MW机组锅炉及汽轮机均按空预器旁路系统方案设计，已投运。主机厂提供的机组热平衡计算数据见表1（仅摘录THA工况)。代表性设计工况分析：空预器旁路系统投运（THA）工况的发电节煤耗率计算4为：（6）式（6）中，g1为锅炉效率，%；gd为管道效率（99%）。设计院在可研专题报告5中所采用的节煤耗率与该数据相符。主机厂对该项目两种工况锅炉效率不变的原因有以下说明：对于设置空预器旁路系统的锅炉目前还没有相关标准对锅炉热平衡边界进行明确划分，此时存在以下两种情况：一是仍按ASME PTC46和GB 101847划分锅炉热平衡边界，即以空预器烟气侧出口和空预器空气侧入口为准，空预器旁路烟道投运后，空预器出口烟温不变，但空预器入口风温升高，表明有外来热量输入，按照反平衡计算，锅炉效率是升高的。从正平衡角度来看，此时空预器旁路烟道水侧表1 某1000MW机组空预器旁路节能系统投运前后主机设计数据2 3负荷率100%空预器旁路系统投运工况未投运投运汽轮机功率MW1000.131000.04机组热耗kJ/kWh7461.37375.9热耗变化kJ/kWh基准-85.4空预器旁路份额%019.9旁路省煤器功率MW056.9空预器入口烟温374374空预器排烟温度124124锅炉进风温度24.672暖风器热源功率MW040热风温度343.37329.31锅炉效率%94.7894.78发电煤耗率g/kWh271.33268.22节煤耗率g/kWh基准3.1132技术创新20234带走热量属于锅炉输出热量，锅炉效率同样是升高的。二是在ASME PTC4和GB 10184划分的锅炉热平衡边界基础上，烟气侧以空预器出口为边界，空气侧以暖风器入口（风机出口）为边界，此时的边界与未设置空预器旁路烟道系统的锅炉热平衡边界是相同的，由于空预器排烟温度和暖风器入口风温（风机出口风温）没变，按照反平衡计算，锅炉效率不变。基于该边界条件，原该项目锅炉协议要求的空预器旁路投运后，锅炉效率保持不变。需进行核对分析的问题：由锅炉计算书得知，空预器旁路烟道系统切换/投运（THA）工况的锅炉排烟温度不变而热风温度（平均值）分别为343.37及329.31，下降了14.06，这与锅炉效率不变相悖。为此，需对锅炉热平衡进行核对澄清。对锅炉热平衡计算边界及计算数据的分析ASME PTC4和GB 10184划分的锅炉热平衡边界系针对无额外烟气输出热量流程的传统锅炉而言，对于配置空预器旁路系统的锅炉，烟气侧应以空预器旁路进口为另一边界，此时在热平衡中旁路烟道的热量作为锅炉损失计算，若锅炉进风温度不变锅炉效率将降低。锅炉性能计算书中，对旁路系统投运工况的空预器进风温度取为72（THA），若就机炉热平衡数据对照来看，当以尾部烟道余热来提供加热冷风时，可以视作为一种余热利用，但即使将空预器下游烟气冷却到85这一允许下限（受低温腐蚀风险及脱硫塔水平衡限制，通常的冷却深度为9095），所能提供的热源功率（约40MW）仍远小于旁路省煤器输出功率（56.9MW），锅炉整体热平衡无法满足锅炉效率不变的要求。基于空预器旁路系统切换/投运这两个工况系在同一空预器受热面条件下进行的，即使能够使外来热量填补空预器旁路系统输出热量，旁路投运工况下的对数温压及传热系数均发生明显降低导致热风温度降低，此时锅炉效率不变一说仍然是难以成立的。对锅炉可比排烟温度变化数据的核算分析按锅炉计算书热平衡数据旁路系统切换工况：空气侧平均温度进风24.6，热风343.37，空预器烟温入口374，出口124；空预器区间折算烟风当量比m=0.84。排烟温度0=124即为基准可比排烟温度。旁路系统投运工况：空气侧平均温度进风72，热风329.31，空预器烟温入口374，出口124。因旁路系统外输热量未为锅炉所用，等效排烟温度应该高于124。旁路系统切换/投运工况空预器热平衡核算，按式（1）式（3）有以下几种热量变化：空预器供热量变化：空预器吸热量变化：空预器传热温压变化：058.42=TK及48.25=TK。空预器传热能力变化：000/(48.25/58.42)(/)0.826(/)=heatheatQQKKKK 空预器热平衡核算：旁路投运工况下，烟气侧供热量变化率0.801与空气侧吸热量变化率0.8072基本相等。空预器传热能力与供热量比值为（0.826/0.801）（K/K0）=1.031（K/K0），空预器传热系数比值（K/K0）为0.97，而若按烟气流速变化率（1-）估计的传热系数比值（K/K0）约为0.93，传热能力为0/heatheatQQ=0.768较热平衡需求偏小4.1%显然有欠精准，但若按允许偏差上限勉强认可锅炉热力计算数据即旁路投运工况的排烟温度为2=124。等效可比排烟温度旁路投运工况下的等效可比排烟温度：已知空预器出口烟气余热用于加热冷风后的极限冷却深度为85，则相应的等效可比排烟温度为：eq=3741.09-（329.311.03-721.014）m-（124-85）1.06/1.06=134.65。旁路系统投运工况的锅炉可比排烟温度变化值：=eq-0=134.65-124=+10.65。对可比锅炉效率变化的分析基于排烟热损失变化的锅炉效率分析为简化分析，忽略节能系统投运后热风温度降低对锅炉效率的负面影响，设锅炉化学热损失+固体未完全燃烧热损失+散热损失之和保持不变，则节能系统投运前后的锅炉效率变化计算与所匹配的汽轮机热耗相关。以传统的热平衡图热耗q为基准时：（7）式（7）中，q02，q2为节能系统投运前后的排烟热损失，%；qin.、qout为系统输入热量、输出热量，%。若空预器排烟温度不变，锅炉效率变化为：（8）20234创新企业增刊33计算示例数据：已知THA工况燃煤总热量为B0Qnet，ar=2193.6MW，由表1求得：qin.=40/2193.6=1.823%，qout=56.9/2193.6=2.59%，按式（8）得b=+1.823-2.59=-0.767%。基于等效可比排烟温度的锅炉效率分析按等效可比排烟温度为判据：对大中容量机组因排烟温度升高+10引起的锅炉效率变化经验值约为b=-0.5%，则相应的可比锅炉效率为b=94.78-0.5=94.28%。与理论值b=-0.767%相比，按锅炉热平衡数据的锅炉效率变化值偏小，原因在于实际核算的旁路分流热量约为53.8MW，而暖风器输入热量约为41MW，与此相应的锅炉效率变化为b=+1.87-2.45=-0.58%，与经验值-0.5%大体相符。现按b=-0.5%取用。基于热风温度变化的折算数据热风焓值在投运烟气旁路后的降低：dQair=（523792/3600）1.0677（344-354）+（2325844/3600）1.064 3（326-341）=-11867.42kW将热风焓值减少部分折算为排烟损失的增加：为保证锅炉输出主汽和再热汽热量不变（不含空预器旁路，这部分收益由汽机核算，以免重复计算），锅炉需多投入的煤量为：dB=11867.42/29 307=0.4049kg/s，折算到发电煤耗上为0.40493600/1000.13=1.46g/kWh（相当于排烟温度升10.99)。按锅炉反平衡效率计算，排烟温度升高10.99，对应的排烟热损失q2增0.53%。这与等效可比排烟温度方法的结果极为接近。发电煤耗率比较旁路系统切换工况发电煤耗率：b0=7461.3103/293070.94780.99=271.326g/kWh旁路系统投运工况发电煤耗率：b=7375.9103/293070.94280.99=269.643g/kWh旁路系统投运工况发电节煤耗率：b=b-b0=269.643-271.326=-1.683g/kWh与按锅炉效率不变所计算的发电节煤耗率3.11g/kW相比，虚高达（3.11-1.683）/1.683=84.8%。因锅炉热平衡计算边界划分参数条件误判引起的锅炉效率定值失准问题示范案例简况火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法（DL/T 2169-2020）8的典型算例中，以按空预器旁路烟道系统（以下简称“旁路系统或梯级利用系统”）设计的某百万超超临界机组为例，对旁路系统应用前后两种工况的锅炉热平衡边界划分如图1所示。该典型算例中，基于旁路系统应用后在锅炉计算边界的输出热量为35.30MW，与暖风器输入的热量35.30MW相等，计算边界的净换热量变化为零，将梯级利用系统应用前后的锅炉效率取为不变（均为95%）。但由图1可以看出，典型算例中对梯级利用系统应用前后取用相同的计算边界划分，而计算边界的参数条件并不相同，锅炉进风温度在系统应用前为24.75，应用后为65.5。对示范案例数据的分析实施梯级利用系统投运工况：已知空预器旁路运行后的空预器吸热量为Plf，kyq=239.17-35.3=203.87MW；空预器传热能力按排烟温度123，进风温度65.5；热风平均温度321.2计算的传热温压为Tkyq=45.796K；空预器旁路运行分流率为=0.1474，空预器传热系数修正系数为0.95。梯级利用系统不投运工况：空预器吸热量功率与烟气放热功率相等为=239.17MW，边界条件为排烟温度123，进风平均温度24.75；热风平均温度321.2，对应的传热温压为=61.858K。梯级利用系统投运工况的空预器热平衡情况：水煤式低温省煤器输入热量,35.30 MW=rms nfqP=35.30MW；空预器传热量；冷空气总计吸热功率Plf=Prms，nfq+Pheat，kyq=35.30+168.21=203.51MW为 投 运 工况前吸热功率239.17MW的85.1%，与此对应的热风温度必然发生降低；空预器烟气输入端供热能力：0,(10.1474)239.17203.916 MW=yq kyqyq kyqPP=(1-0.1474)239.17=203.916MW，达1.21倍传热量，与此对应的排烟温度也必然发生变化，以使之可能建立新的热平衡。数据分析表明，所取空预器排烟温度123及热风温图1DL/T 2169 中烟气余热梯级利用系统典型构成的边界参数烟气一、二次热风一、二次风机空预器旁路高压省煤器旁路低压省煤器回给水系统自给水系统回凝结水系统自凝结水系统低温省煤器除尘器至引风机低温省煤器循环泵65.5(24.75)12390暖风器注：括号内为应用前参数34技术创新20234度321.2均不成立，热平衡需推倒重来。按式（1）式（3）用迭代法得到的验算数据见表2。表2表明，实施“烟气余热梯级利用系统”投运工况的供电煤耗率变化验算数据是1.6g/kWh或1.8g/kWh，为DL/T 21692020典型算例中节煤耗率的58%或65%。因热平衡计算体系匹配失衡数据链不闭合而引起的锅炉效率计算失准问题因热平衡计算体系匹配失衡引起的锅炉效率计算失准节能系统中的“汽机热耗/锅炉效率”计算体系模式在机炉耦合节能系统的热平衡分析中，由于所选用锅炉计算标准不同，锅炉效率的定值与汽轮机热耗存在耦合关系，并有以下三种典型模式：模式A：按国标或ASME PTC4确定的锅炉效率，与汽轮机试验热耗+额外输入能量（空预器旁路省煤器供热量）相匹配。模式B：按欧盟德国锅炉规范确定的锅炉效率，与计及额外“输入输出”能量差值（空预器旁路省煤器与回热系统暖风器供热量之差）后的汽轮机热耗相匹配。模式C：按修正的国标（或ASME PTC4）所确定的锅炉效率9，与汽轮机基准热耗相匹配。在烟气余热梯级利用系统中，无论使用哪种计算模式，最终的节能量计算结果都应该是相等的，但对应的锅炉效率及汽轮机热耗则各不相同。因此，首先需要确定“汽轮机热耗/锅炉效率”计算体系模式，否则将引起计算的失误和混乱。如2.1中的示例，汽轮机热耗按基准值而锅炉效率未进行计算，简单定为“不变”，这不符合上述（模式C）计算体系规范的要求。“汽机热耗/锅炉效率”匹配体系模式示例机炉耦合节能系统中，锅炉效率与汽轮机热耗计算匹配体系的模式示例参见表3。对“汽机热耗/锅炉效率”匹配体系计算失衡的验算示例对某试验报告中一台600MW机组空预器旁路系统节能效果计算数据的验算结果参见表4。由表3、4得知：试验报告中的“汽机热耗/锅炉效率”匹配体系失衡现象存在于锅炉侧；根据验算结果，综合考虑报告中对锅炉各项热损失（排烟热损失除外），均按最低值修正到同一起跑线、对切断工况所选用的机炉试验数据存在一年时间差等因素，可认为该节能项目建成前后的节能效益3.1g/kWh，应用前后的节能效益2.645g/kWh。因热平衡数据链不闭合导致锅炉效率计算失准因计算边界条件与变工况核算的命题有所不符，理论上存在数据链不能闭合的缺口例如，在DL/T2169-2020的典型算例中，同时给定了排烟温度2=123，进风温度t1=65.5这两个输入条件，实际上是将空预器自身吸热量作为一项应变量，这与对给定空预器系统进行变工况核算的命题并不相符，在理论上已经存在数据链不能闭合的缺口。由表2证实，此时无法利用热表2 不同计算条件下的梯级利用系统投运工况验算数据序号比较项目DL/T2169不同给定条件下的验算数据验算方案同时给定2 及 t1排烟温度 2123进风温度 t1 65.51排烟温度2，1231231292进风温度t1，65.557.565.53低温省煤器进口烟温2，2p123123128.114低温省煤器出口烟温39096.48965热风温度t2，无法平衡求解310.25311.766旁路省煤器输出热量Qout MW-35.3-35.3-35.37暖风器输入热量Qin MW+35.3+28.37+35.38空预器吸热量QRAH MW203.87203.87196.689空气吸热总量Qair MW239.17196.94231.9810等效排烟温度eq，123130.97129.6111锅炉效率b%9594.60194.6712发电煤耗率，g/kWh268.19269.32269.12513供电煤耗率，g/kWh278.41279.58279.3814煤耗变化率，g/kWh-2.77-1.6-1.8注：梯级利用系统未投运工况设计数据，供电煤耗率281.18g/kWh。20234创新企业增刊35表3 某600MW技改项目“汽轮机热耗/锅炉效率”匹配体系主要数据选录10“热耗/锅炉效率”匹配体系模式B（技改方案实施前后）模式A（技改方案建成应用前后）技改系统运行工况实施前实施后切断投运试验热耗（kJ/kWh）7 932.97 822.48 009.137960额外能量修正（MW）/+12.6027/+40.0446计算热耗（kJ/kWh）7 911.67 897.68 059.038 200输入锅炉暖风器热量（MW）/27.442/27.442 MW2%排烟热损失变化（%）/-0.643/-0.2917锅炉效率+外来热量增幅空间（%）基准+0.643基准+2.2917平衡传热方程来进行求解，无法构成完整数据链，所谓“锅炉效率不变”仅仅是一种虚拟的假设。因计算体系差异出现“排烟温度热风温度锅炉效率”数据链不能闭合在空预器旁路系统中，排烟温度、热风温度与锅炉效率的计算分属不同计算体系，若无视旁路运行中的热风温度不升反降现象，仅按排烟温度降低来评估锅炉效率，将对锅炉效率作出误判，热平衡数据链也是无法闭合的，而在烟气余热梯级利用文献中这种现象并不少见。综上所述，现有文献中空预器分流运行时与锅炉效率相关的数据链不能闭合，不再适宜依传统理念简单按排烟温度来判断锅炉效率的变化。对现行标准中的锅炉效率计算方法用于机炉耦合节能系统的讨论国标电站锅炉性能试验规程（GB 101842015）目前国内通用以国标电站锅炉性能试验规程（GB 101842015）来计算“锅炉燃料效率”。正平衡法：（9）反平衡法：（10）式（9）、式（10）中，QGR，QZR，QFQ，QPW为过热蒸汽，再热蒸汽，辅助蒸汽及排污水带走的热量；Qloss，Qex为锅炉总损表4 某600MW机组技改试验报告中空预器旁路系统节能计算数据及验算结果比较计算模式模式B模式A编号旁路系统工况未建建成后投运切断投运投运切断投运数据来源SIEMENS-GE11 12本文验算国内试验报告10正本文验算计算热耗kJ/kWh7 911.67 897.67 897.68 0598 2008 2008 0598 200排烟温度2，120.29595120.2100.2/106100.2冷风温度t1，26.314.714.726.317.85/17.4217.85排烟热损失q2，%a.按基准温度treb.按冷风基准t1排烟热损变化q24.8134.754基准/3.6354.111-0.6434.8134.754基准3.914.29-0.464/4.46-0.664.228 54.580 7基准3.914.29-0.291锅炉效率+外来热量%94.4995.8295.1394.3595.9696.8194.6694.951+2锅炉效率变化%基准+1.33+0.643基准+1.61+2.79基准+0.29+2供电煤耗率，g/kWh304.1298.2301.0309.69309.21306.49308.675306.03煤耗率变化，g/kWh基准-5.9-3.1基准-0.49-4.79基准-2.645验算结果编号的锅炉效率变化+1.33%及煤耗率变化-5.9g/kWh均存在虚高。编号的锅炉效率变化+1.61%及煤耗率变化-0.49g/kWh为虚低。编号的锅炉效率变化+2.79%及煤耗率变化-4.79g/kWh均存疑。注：1.表中对切断/投运两种工况的锅炉各项热损失（排烟热损失除外）修正到同一起跑线。2.编号同时将切断工况的锅炉效率下调到94.02%；并消除回热系统泄漏引起的增益0.5g/kWh。36技术创新20234失热量，及输入系统边界的外来热量；Qnet，ar为燃料收到基低位发热量，单位均为kJ/kg。行标火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法（DL/T 2169-2020）行标DL/T 216920208是国内针对机炉耦合节能系统编制的方法，所计算的锅炉效率也是“燃料效率”。正平衡法：（11）反平衡法：（12）式（11）、式（12）中，Qpl，g，Qpl，n为空预器旁路省煤器加热给水及加热凝结水的热量，kJ/kg；Qwl为输入系统边界的外来热量，相当于式（10）中的Qex。对现行标准中的锅炉效率计算方法用于机炉耦合节能系统可行性的讨论国标GB 10184-2015按国标锅炉效率计算机炉耦合节能系统节能量时，汽轮机热耗需按4.1.1中模式A匹配。行标DL/T 2169-2020与国标GB101842015相比，行标DL/T 21692020中的锅炉效率公式在分子项中多了一项空预器旁路省煤器加热给水及凝结水的热量（Qpl，g+Qpl，n），无论在正平衡或反平衡公式中均作为损失项。分析其初衷是为了体现其“计算原则”中对这部分热量作为锅炉热损失的规定，但实际表达式则出现了误区或隐含可能引发操作失误的空间。对于正平衡锅炉效率，分子项表达的应该是带出热量，而式（11）中将损失热量列入分子项在理论上不符合公式定义，实践上导致节能系统投运后锅炉效率大幅降低（典型算例中“应用后”的锅炉效率降低达=-3600Pyq，pl/29307 bf，h Pqj，h=-1.6%），与假设的锅炉效率不变严重相悖。对于反平衡锅炉效率，按式（12）计算机炉耦合节能系统节能量时，实际上系4.1.1中的模式C，应该是可行的，但此时需注意避免操作失误：当有外来热量Qwl加热空预器进风时必将引起空预器传热量变化，因此，即使系统界限的外来热量与锅炉损失热量二者平衡Qwl=（Qpl，g+Qpl，n），由于Qloss中的排烟热损失Q2发生变化，锅炉效率也不可能保持不变。如表2中的进风温度t165.5计算工况有Qwl=（Qpl，g+Qpl，n）=35.30MW，然而此时的排烟温度从123提升至129，锅炉效率降低0.33%，这与典型算例假设的锅炉效率不变相悖。结语（1）在机炉耦合节能系统的节煤效益计算中，对锅炉效率计算或定值的失准是导致对系统节煤效益计算出现虚高的一个重要原因。（2）因锅炉热平衡计算边界划分不当、对计算边界参数条件误判及热平衡计算体系匹配失衡，是产生锅炉效率计算/定值失准、数据链不能闭合的几个基本原因。（3）提出了使空预器烟风温度计算相匹配的“质量平衡热平衡传热”一体化计算法则，以“等效可比排烟温度”作为锅炉侧效率判据指标，锅炉效率定值与汽轮机热耗二者存在耦合关系的理念，为研究解决节能系统中的锅炉效率计算/定值失准问题及规范节能效益计算方法提供了新思路。（4）对几个工程应用项目及火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法（DL/T 21692020）中存在问题所进行的实例分析，论证了现行标准中的锅炉效率计算方法用于机炉耦合节能系统时存在一定误区或隐含可能出现误操作的空间。（5）就工程应用层面，出现锅炉效率计算或定值失准的基本原因在于缺乏可信的计算标准。为了规范机炉耦合节能系统的节煤效益计算，亟待能源标准管理部门组织审查清理相关的规程规范，重新制订出台较高质量的行业标准或规范。参考文献1胡荫平.电站锅炉手册M.北京:中国电力出版社,2005.2某1000MW超超临界机组热力计算数据汇总表(预热器旁路停运)R,2017.3某1000MW超超临界机组热力计算数据汇总表(预热器旁路运行)R,2017.4GB50660-2011,大中型火力发电厂设计规范S.北京:中国计划出版社，2011.5西北电力设计院.烟气余热利用优化方案论证专题报告R,2017.6ASME PTC.4-2013,锅炉性能试验规程S.美国机械工程师协会,2013.7GB/T 10184-2015,电站锅炉性能试验规程S.北京:中国标准出版社,2015.8DL/T2169-2020,火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法S.北京:中国电力出版社,2021.9张建中,赵西京,王燕.机炉耦合余热利用系统节煤效益计算匹配体系研究J.热力发电,2021,50(9):32-42.10某发电有限公司1号机组节能减排改造后机组性能试验报告R,2020.11SIEMENS AG Energy Sector.Performance Test Report 2017/063 for someone Power Station Unit 1(China)with and without lnnovationsR.Mih,2017.12GE Boiler Deutschland GmbH.Performance Test Report V3127 for someone Power Station Unit 1(China)with and without lnnovationsR.Stuttgart,2018.