火力发电机组煤耗在线计算导则Word文档下载推荐.docx

1、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 Primary Data（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Manual Input Data（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Check Data（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Valid Data（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

2、和手动采集数据的校验值。3.1.6异常数据Abnomal Data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Calculated Data（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-line calculation（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Coal Curve（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

3、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/（kWh）；bg供电标煤耗率，g/（kWB机组煤耗量，t/h；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

4、汽轮机热耗率，g/（kWNCGB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

5、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，%；锅炉效率，%；p管道效率，%；ap生产厂用电率；p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GB 10184-1988的要求进行，汽机热耗在线计算方法遵循GB/T 8117-2008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

6、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

7、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GB 10184-1988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

8、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/T 8117-2008 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

9、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

10、.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

11、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

12、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，

13、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

14、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

15、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MW1.5%主给水流量t/h主蒸汽压力MPa0.6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

16、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1-2Pa数据传输状态监视用备注42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

17、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

18、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。

19、#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。