火力发电机组煤耗在线计算导则Word文档下载推荐.docx
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IAPWS-IF97水和水蒸汽性质方程
3术语、符号
3.1术语
3.1.1直采直送（王智微，建议去掉）
指从发电设备、工艺流程过程中的控制系统中直接采集。
3.1.2一次数据PrimaryData（王智微）
指从发电设备、工艺流程过程中实时得到的数据。
3.1.3手动采集数据ManualInputData（王智微）
指电厂手动输入的数据，包括煤的工业成分、煤的热值、飞灰和炉渣可燃物。
3.1.4校验值CheckData（王智微）
一次数据和手动采集数据的合理值。
3.1.5有效数据ValidData（王智微）
指用于煤耗在线计算的数据，包括校验合格的一次数据和手动采集数据，或者是校验不合格替代一次数据和手动采集数据的校验值。
3.1.6异常数据AbnomalData
明显违背热力学定律、与工艺流程背离、以及不满足煤耗在线计算的一次数据和手动采集数据。
3.1.7计算数据CalculatedData（王智微）
指利用一次数据和手动采集数据按本标准规定计算得到的数据。
3.1.8在线计算On-linecalculation（王智微）
对发电设备工艺流程过程中采集的数据进行的在线处理过程。
3.1.9煤耗量曲线CoalCurve（赖菲）
指机组煤耗量与机组发电功率的函数对应关系，本标准中为一元二次函数。
3.1.10机组序位排序表（郭翔）
根据发电机组类型、能耗和污染物排放水平编制的机组发电排序序位表，简称排序表。
3.1.11微增率（赖菲）
每增加单位功率时煤耗量的变化率。
3.1.12等微增率（赖菲）
当每台机组的煤耗量微增率相同时，对应着全厂的煤耗量为最小。
电厂增加负荷时，应尽量让微增煤耗率小的机组增加负荷。
电厂减少负荷时，应先让微增煤耗率大的机组减少负荷。
3.2符号
Aar——日常化验的燃料收到基灰分质量含量百分率，%；
A0ar——电厂煤样化验的燃料收到基灰分质量含量百分率，%；
b——发电标煤耗率，g/（kW·
h）；
bg——供电标煤耗率，g/（kW·
B——机组煤耗量，t/h；
Φ——机组煤耗量微增率，t/MWh;
a——机组煤耗量曲线二次项系数，t/MW2h；
b——机组煤耗量曲线一次项系数，t/MWh；
c——机组煤耗量曲线常数项，t/h；
HR——汽轮机热耗率，g/（kW·
NCGB——机组的厂高变功率，MW；
NGYD——全厂公用电功率，MW；
NQGB——机组的启备变功率，MW；
NOUT——全厂出线功率，MW。
Nap——机组的生产厂用电功率，MW；
Ne——机组发电功率（发电机出口功率），MW。
Ns——净发电功率（机组向电网输送的功率），MW。
q2——排烟热损失百分率，%；
q4——固体未完全燃烧损失百分率，%；
q5——锅炉散热损失百分率，%；
q6——灰渣物理热损失百分率，%；
q7——石灰石脱硫热损失百分率，%。
t0——基准温度，℃。
War——日常化验的燃料收到基水分质量含量百分率，%；
W0ar——电厂煤样化验的燃料收到基水分质量含量百分率，%；
Xi,ar——计算的燃料收到基元素成分（碳、氢、氧、氮、硫）质量含量百分率，%；
X0i,ar——电厂煤样化验的燃料收到基元素成分（碳、氢、氧、氮、硫）质量含量百分率，%；
η——锅炉效率，%；
ηp——管道效率，%；
δap——生产厂用电率；
δp——综合厂用电率。
4火力发电机组煤耗在线计算
4.1火力发电机组煤耗在线计算方法编制依据
火力发电机组煤耗在线计算方法原则遵循已有的试验规程，锅炉效率在线计算方法遵循GB10184-1988的要求进行，汽机热耗在线计算方法遵循GB/T8117-2008的要求进行。
其中在本导则中有明确说明的，按本导则执行。
本导则对已有标准中明确规定的公式不再重述。
4.2锅炉热效率在线计算方法
锅炉热效率可以采用正、反平衡方法进行在线计算。
4.2.1输入热量
输入热量取燃料收到基低位发热量，忽略燃料的物理显热、外来热源加热空气带入热量等。
4.2.2燃料热值和元素成分
燃料收到基低位发热量和工业成分建议取电厂的日常化验值。
可以根据电厂煤样化验的燃料收到基元素成分化验结果，对日常化验的燃料收到基元素成分进行折算计算，计算方法如下：
（1）
4.2.3基准温度
锅炉效率计算的基准温度取风机进口空气温度。
对有暖风器或空气预热器进口空气温度较风机进口空气温度差别较大的，锅炉效率计算的基准温度可取空气预热器进口空气温度。
空气预热器一、二次风分开的，可以按一、二次设计比例取空气预热器进口空气温度的加权平均值。
4.2.4气体未完全燃烧热损失
忽略气体未完全燃烧热损失。
4.2.5空气绝对湿度
空气绝对湿度可取定值0.01kg/kg（空气）。
4.2.6灰渣可燃物
灰渣可燃物取电厂采集化验的数据。
4.2.7排烟温度和排烟氧量
对有空气预热器后有烟气回收利用装置的，排烟温度和排烟氧量取利用装置后的测量数据。
未有排烟氧量测点的，需要加装。
4.2.8循环流化床锅炉热效率在线计算的规定
对反平衡方法在线计算锅炉热效率，循环流化床锅炉如有条件应考虑石灰石脱硫热损失，则锅炉热效率计算如下：
（2）
考虑到散热损失对锅炉热效率的影响较小，对循环流化床锅炉的散热损失按GB10184-1988执行，不考虑面积修正系数。
对循环流化床锅炉，无法有效得到飞灰份额、钙硫摩尔比和脱硫效率的，可采用给定值的方法确定，但需要给出对锅炉效率和煤耗带来的偏差影响。
4.2.9其它
忽略磨煤机排出石子煤的热损失。
对锅炉的不确定热损失，如有明确计算依据的，可以在在线计算中考虑。
4.3汽轮机热耗在线计算方法
汽机热耗遵循GB/T8117-2008汽轮机热力性能验收试验规程的方法，建议采用主给水流量为基准参数计算主蒸汽流量。
4.3.1大气压力
采用DCS中大气压力的在线值，对于没有大气压力在线值的机组采用电厂手动输入值或当地季节平均值。
4.3.2锅炉连续排污量
对于亚临界机组，在线计算热耗时锅炉连续排污并没有关闭，在计算热耗的时候须将这部分热量扣除。
4.3.3漏气量
在线计算热耗时考虑高中压缸轴封间漏汽、高压缸夹层漏汽和平衡盘漏汽，取值为电厂的近期试验值，若没有试验值则按机组容量和参数取同类机组的试验平均值。
4.3.4主给水量在线值的校正
若根据近期试验报告等资料判断机组的主给水流量的在线值存在明显的偏差，可以选取2小时的稳定工况的数据，用凝结水流量或者DCS主蒸汽流量对主给水流量进行校正。
4.4机组生产厂用电率在线计算方法
（3）
对多台机组共用一套脱硫系统和启备变时，功率按机组的发电功率加权分摊。
4.5机组综合厂用电率在线计算方法
（4）
对n台机组的电厂，第i台机组净发电功率的计算公式为：
（5）
（6）
按机组发电功率比例来分摊电厂的综合用电。
4.6机组发电煤耗在线计算方法
（7）
4.7机组供电煤耗在线计算方法
供电煤耗计算公式为：
（8）
统一规定管道效率取定值（0.99），具备条件的可以采用实际测量的管道效率用于计算。
5机组煤耗在线计算测点要求
5.1机组煤耗在线计算测点采集总体要求
5.1.1在线计算测点采用电厂已有的运行测点，现场没有的排烟氧量测点要求电厂安装。
5.1.2电厂侧建立数据采集站负责采集煤耗在线计算需要的测点。
5.2锅炉测点位置及基本要求
5.2.1锅炉测点位置见下图。
图1锅炉测点布置简图
5.2.2锅炉排烟氧量和排烟温度布置在空气预热器的出口烟道上，每个烟道上至少布置一个排烟温度测点和排烟氧量测点。
对300MW的机组，一般空气预热器分4个烟道与静电除尘器连接，因此需要分别安装4个排烟温度测点和排烟氧量测点。
5.2.3排烟温度测点和排烟氧量测点应尽量布置在烟道中间气流平稳处。
如果排烟温度测点和排烟氧量测点偏差较大或者对测点的准确性有凝义，应按GB10184-88的标准要求对测点在烟道内的布置位置进行确定，使测点所处位置的测量值代表该烟道内的平均值。
5.2.4电厂采用撞击式飞灰取样装置，应通过试验确定该飞灰可燃物的修正系数。
电厂采用除尘器飞灰取样装置，应通过试验或经验数据确定各除尘采样段的质量比例。
5.3汽机测点位置及基本要求
5.3.1汽机测点的位置如下图。
图2汽机测点布置简图
5.3.2流量的测量
5.3.2.1流量孔板应按设计院提供的参数向流量元件制造厂家订货，仪表流程请厂家按合理的范围选取，建议选用焊接式流量孔板；
5.3.2.2安装时，应特别注意流量孔板的方向，否则将导致错误的测量结果；
5.3.2.3流量孔板的上下游需有足够长的直管段。
5.3.3压力的测量
5.3.3.1压力测点应安装在温度测点上游1-2倍管径处，并远离弯头、三通、变径管，以避免其对压力测量的干扰；
5.3.3.2传压管直径不应小于9mm，传压管与变送器的连接件（接头螺母）螺纹尺寸为M20?
1.5的标准尺寸；
5.3.3.3对于大于大气压压力的测量，自取压点起，传压管应足够长，并向下引出，以保证运行期间传压管充满凝结水；
5.3.3.4对于压力大于大气压力的压力测点，请按下图方式安装。
即连接变送器的管接头处距地面0.5m，一、二次门的位置以站到地面容易操作为宜；
5.3.3.5对于低于大气压压力（真空）的测量，取压点至变送器之间的传压管应竖直向上或倾斜上，以确保传压管内不积水。
5.3.4温度的测量
5.3.4.1温度套管要采用标准件；
5.3.4.2温度套管插入深度应大于管内径的1/4，小于管内径的3/4；
5.3.4.3温度套管插入深度最小不应小于75mm；
因此，对于内径小于100mm的管子，套管应斜插入管内或将套管安装在有弯头或三通处，以确保最小插入深度>
75mm；
5.3.4.4温度测点应安装在压力测点的下游1-2倍管径处，最好与压力取压位置保持90度位置，以避免对压力测量的干扰。
5.4机组煤耗在线计算的测点精度要求
考虑电厂的生产情况，所有测量仪器精度至少为工业级。
5.5在线计算测点的处理要求
5.5.1数据校验的准备
考虑数据的波动，对一定连续时间内的一次数据平均值作为校验数据。
5.5.2数据校验的方法
利用一次数据和手动采集数据与对应的校验值的偏差值作为校验依据。
当偏差值大于一定范围时，可以判定为异常数据。
5.5.3异常数据的处理
异常数据不作为有效数据用于煤耗在线计算，而采用校验值。
6煤耗量曲线处理方法
6.1工况稳定性判断和煤耗数据的筛选
在利用在线计算得到的煤耗数据拟合煤耗量曲线之前，需要对机组稳定性进行判断，一定时间内一次数据的变化率大于一定幅度，该时间在线计算得到的煤耗数据结果不纳入煤耗量曲线处理。
机组稳定性判断参数变化幅度推荐如下：
表1机组稳定性判断参数
参数名称
单位
变化幅度/5分钟
机组发电功率
MW
1.5%
主给水流量
t/h
主蒸汽压力
MPa
0.6
主蒸汽温度
℃
5
再热蒸汽温度
6.2机组煤耗量曲线及微增率曲线
根据筛选后的数据，采用最小二乘法得到机组的煤耗量与机组功率二次曲线函数关系如下：
（9）
同时得到机组的煤耗量微增率曲线为：
（10）
7附录A火力发电机组煤耗在线计算采集的数据清单
表2煤耗在线计算数据采集表
序号
测点名称
数目
数据来源
采集目的
备注
收到基含硫量
1
%
手动采集数据
用于烟气参数计算。
备注1
收到基水分
收到基灰分
收到基挥发份
收到基固定碳
低位发热量
KJ/kg
飞灰含碳量
用于固体未完全燃烧损失百分率计算。
底渣含碳量
空气预热器出口氧量
2-4
一次数据
用于排烟热损失百分率计算。
备注2
空气预热器出口烟温
4-6
一次风机入口风温
用于基准温度计算。
二次风机入口风温
累积给煤量
备注3、4
给煤量
炉膛出口压力
1-2
Pa
数据传输状态监视用
备注4
2
用于确定主蒸汽焓值，以计算汽轮机热耗率。
调节级后压力
用于确定主蒸汽流量。
高压缸排汽压力
用于确定高压缸排汽焓值，以计算汽轮机热耗率。
再热蒸汽压力
用于确定再热蒸汽焓值，以计算汽轮机热耗率和中压缸效率。
中压缸排汽压力
用于确定中压缸排汽焓值，以计算中压缸效率。
低压缸排汽压力
kPa
用于判断机组真空。
除氧器进汽压力
用于确定除氧器进汽焓值，以计算除氧器进汽流量。
#3高加进汽压力
用于确定#3高加进汽焓值，以计算#3高加进汽流量。
#2高加进汽压力
用于确定#2高加进汽焓值，以计算#2高加进汽流量。
#1高加进汽压力
用于确定#1高加进汽焓值，以计算#2高加进汽流量。
给水压力
用于确定给水焓值。
再热减温水压力
用于确定再热减温水焓值，以计算汽轮机热耗率。
大气压力
对压力测点进行修正。
用于确定主蒸汽焓值，以计算汽轮机热耗率和高压缸效率。
调节级后温度
高压缸排汽温度
用于确定高压缸排汽焓值，以计算汽轮机热耗率和高压缸效率。
中压缸排汽温度
除氧器进汽温度
#3高加进汽温度
#2高加进汽温度
#1高加进汽温度
除氧器水箱温度
用于确定除氧器水箱焓值，以计算除氧器进汽流量。
给水泵出水母管温度
用于确定给水泵出水母管焓值。
#3高加进水温度
用于确定#3高加进水焓值，以计算#3高加进汽流量。
#3高加出水温度
用于确定#3高加出水焓值，以计算#3高加进汽流量。
#3高加疏水温度
用于确定#3高加疏水焓值，以计算#3高加进汽流量。
#2高加进水温度
用于确定#2高加进水焓值，以计算#2高加进汽流量。
#2高加出水温度
用于确定#2高加出水焓值，以计算#2高加进汽流量。
#2高加疏水温度
用于确定#2高加疏水焓值，以计算#2高加进汽流量。
#1高加进水温度
用于确定#1高加进水焓值，以计算#1高加进汽流量。
#1高加出水温度
用于确定#1高加出水焓值，以确定#1高加进汽流量。
#1高加疏水温度
用于确定#1高加疏水焓值，以确定#1高加进汽流量。
省煤器入口水温
用于确定最终给水焓值，以计算汽轮机热耗率。
热井出水温度
用于校核低压缸排汽压力。
再热减温水温度
过热减温水温度
用于确定过热减温水焓值，以计算汽轮机热耗率。
低压缸排汽温度
备注5
用于确定主蒸汽流量、高加部分抽汽流量、再热蒸汽流量。
再热减温水流量
用于再热蒸汽流量计算。
一级过热减温水流量
用于主蒸汽流量计算。
二级过热减温水流量
小机进汽流量
用于判断机组的运行状况。
锅炉连续排污流量
主蒸汽流量
厂高变功率
用于厂用电率和机组供电煤耗率计算。
启备变功率
脱硫变
公用变
1-4
全厂出线功率
备注1.如果有在线测量设备，可以同时采集在线测量数据作为参考；
备注2.一般电厂没有该测点，需要安装；
备注3.机组效率正平衡用，有多个给煤量点，电厂应给出总的给煤量；
备注4.用于参考。
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