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1、大唐甘谷发电厂 发布 -07-30实行 -06-30发布 大唐甘谷发电厂 耗差分析技术原则 Q/GDC-210-01 前言 为了规范大唐甘谷发电厂定期工作，进一步提高设备运营可靠性，及时发现设备运营或备用状态故障和隐患，及时采用有效防范办法，对设备做到可知、可控，以有效防止设备隐患积累而导致事故发生，保证设备安全稳定运营，依照国家及电力行业关于规定和原则，根据中华人民共和国大唐集团公司公司原
2、则特制定本原则。 本原则由大唐甘谷发电厂发电部组织编写。 本原则重要起草人：张国荣 本原则重要审定人：周龙 本原则批准人：孙万荣 本原则由大唐甘谷发电厂发电部负责解释。 大唐甘谷发电厂耗差分析技术原则 1 范畴 本原则对中华人民共和国大唐甘谷发电厂耗差分析系统三级指标体系、分析办法、数据规范、系统功能、软硬件环境等作出了规定。 本原则合用于大唐甘谷发电厂。 2 规范性引用文献 下列文献中条款通过本原则引用而成为本原则条款。凡是注日期引用文献，其随后所有修改单（不涉及勘误内容）或修订版均不合用于本原则，然而，勉励依照本原则达到合同各方研究与否可使用
3、这些文献最新版本。凡是不注日期引用文献，其最新版本合用于本原则。 GB/10184-88 电站锅炉性能实验规程 ANSI/ ASME PTC4-1998 蒸汽锅炉性能实验原则 GB/8117-87 电站汽轮机热力性能验收实验规程 ANSI/ASME PTC6- 汽轮机热力性能实验规程 GB474-1996 煤样制备办法 GB/T211- 煤中全水分测定办法 GB/T212- 煤工业分析办法 GB/T213- 煤发热量测定办法 DL/T 606- 火力发电厂能量平衡导则 DL/T 904- 火力发电厂技术经济指标计算办法 DL/T 467- 电站磨煤机及制粉系统
4、性能实验 DL/T 469- 电站锅炉风机现场性能实验 DL/T 924— 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件 GB/T 8567 计算机软件产品开发文献编制指南 3 定义和术语 下列定义和术语合用于本原则 3.1 运营基准值 运营基准值也叫运营应达值，是相应机组某个负荷工况下，各运营参数最经济或最合理值。基准值可以是设计值，实验值，或运营记录最佳值。普通地，对新机组或缺少实验资料时，往往以设计值作为运营基准值。而通过大小修后来机组，总是以优化实验成果作为基准值，必要时也可以用运营记录最佳值作为基准值。例如滑压运营机组滑压曲线，就是主汽压力基准曲线。曲线上相应某个负荷主汽压力
5、就是主汽压力在该负荷时基准值。 3.2 耗差 耗差是指当某一运营参数偏离运营基准值时，对机组运营经济性(供电煤耗)影响大小，其单位为“克/千瓦小时”。 3.3 运营可控耗差 指运营操作人员可以调节（增长或减小）耗差。 3.4 运营不可控耗差 指运营操作人员不可以调节（增长或减小）耗差。 4 总则 4.1 为适应甘谷发电厂节能减排精细化管理规定，进一步提高集团公司整体能耗管理水平，努力实现安全发展、节约发展和清洁发展，依照国家、行业及集团公司关于原则、规范制定本原则。 4.2 甘谷发电厂耗差分析管理系统是按照“五确认、一兑现”工作思路，根据机组实时运营数据，运用耗
6、差分析办法，分析影响机组能耗因素，找出问题，制定办法，贯彻责任，持续改进，最后实现“机组耗差为零”工作目的。 4.3 甘谷发电厂依照本原则规定，按照“三级责任主体”管理模式，逐级建立“耗差分析管理系统”，应依照集团公司及各单位实际需要和技术发展总体规划，分步实行，并不断更新、完善和升级。 4.4 本原则重点对耗差系记录算原则、核心功能、技术文档及验收工作做出了规定。集团公司系统耗差分析工作勉励运用其他先进理论模型和计算办法，但必要经集团公司组织专家进行论证后实行。 4.5 耗差分析系统网络安全、人机界面、报表等主辅助功能应符合《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》(DL/T 924
7、—)规定和顾客规定。 5 系统功能及计算原则 耗差分析系统至少要涉及机组运营参数状态监测、性能计算、耗差分析、在线实验和运营优化指引五某些内容。计算中需要煤质数据、飞灰含碳量、炉渣含碳量等非实时数据采用手工输入方式。 5.1 状态监测 状态监测画面层次要清晰，由机组循环系统总图逐级向下分解到各个子系统图，使运营人员视点可以从整体到局部逐渐进一步。监视画面重要涉及机组循环系统流程、实时参数、所有经济指标计算显示等。重要机组流程图至少要涉及：机组循环系统总图（参照机组原则性热力系统图）、锅炉系统图、汽轮机系统图、锅炉烟风系统图、锅炉制粉系统图、主蒸汽系统图、再热蒸汽系统图、高压给水加热
8、器系统、低压给水加热器系统、冷端系统及厂用电系统图等不同层次系统图。 在上述系统图中显示该系统重要热力参数和经济指标运营实际值、运营基准值和耗差值。 5.2 性能计算 性能计算是进行耗差分析基本，它分为机组性能计算和厂级性能计算两某些。机组性能计算至少要涉及锅炉效率、汽轮机热耗率、机组发电煤耗率、机组供电煤耗率、厂用电率、油耗率和补水率等。厂级性能计算至少要涉及全厂发电煤耗率、全厂供电煤耗率、全厂发电厂用电率、全厂综合厂用电率、全厂补水率、全厂油耗率。在机组和厂级指标中还要涉及与烟气在线装置通讯环保指标：二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度和合计量。 5.2.1 数据采集及校验 状态
9、监测及性能计算所采集数据应采用数据解决技术进行有效性检查和预解决，保证数据精确性与稳定性。系统应具备参数异常与超限管理功能，推荐采用热工、电气定值表数据进行管理。系统必要可以提供当前异常或超限测点清单。 5.2.2 运营基准值拟定原则 运营基准值通过如下三种办法拟定： 1、采用机组热力特性实验数据； 2、制造厂家提供热力特性曲线； 3、理论分析和变工况计算。 在实际使用中应将热力实验数据和热力特性曲线拟合成数学公式以以便使用。考虑到机组设备普通采用定-滑-定运营方式，推荐在定压运营状态主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度取用制造厂提供设计值，当机组设备滑压运营时，主蒸汽压力依照变
10、工况热力计算拟定。 在拟定运营基准值时应对有互相耦合关系指标参数进行寻优计算。例如，真空度与循环水泵耗电率，汽轮机高压调节门开度、调节级压力与小汽机耗汽量或电动给水泵耗电量，锅炉炉膛出口氧量与飞灰可燃物损失等。 5.2.3 重要经济指标 机组经济指标至少涉及：锅炉效率、汽轮机热耗率、高压缸效率、中压缸效率、主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、再热汽压力损失、锅炉排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、给水泵汽轮机用汽量或者电动给水泵用电量、厂用电率、凝汽器真空、凝结水过冷度、锅炉给水温度、各加热器端差、过热器减温水流量、再热汽减温水流量、燃料发热量、辅助蒸汽用汽量、机组补水率、轴
11、封漏汽量等。 5.3 耗差分析 5.3.1 耗差分析办法 应使用热力学办法、等效焓降法、循环函数法、小扰动法、基本公式和实验资料等办法进行耗差分析工作。热力学法宜用于蒸汽参数校正，如主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度和汽轮机排汽压力等；等效焓降法和循环函数法宜用于热力系统分析，如减温水流量、给水温度、加热器端差、凝汽器过冷度、给水泵汽轮机用汽量、厂用汽量和汽水损失率等；基本公式和实验资料宜用于锅炉排烟温度、炉膛出口氧量和辅机用电率等。 5.3.2 运营可控耗差 运营可控耗差应在主监视画面上突出显示，以便于运营人员监视和调节。影响可控耗差重要指标有：主蒸汽压力、主蒸汽
12、温度、再热汽温度、排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、厂用电率、真空、最后给水温度、各加热器端差、过热器减温水流量、再热器减温水流量。 5.3.3 运营不可控耗差 运营不可控耗差监视画面应与可控耗差统筹考虑，供运营人员参照，重要用于指引设备节能工作。影响不可控耗差重要指标有：再热器压损、燃料发热量、高压缸内效率、中压缸内效率、辅汽用汽量、机组补水率、凝结水过冷度、轴封漏汽量。 耗差分析成果宜用直观棒图和饼图形式显示。 5.4 在线实验 5.4.1 系统应具备机组在线性能实验功能，至少涉及：锅炉性能实验、汽轮机性能实验、凝汽器性能实验、空气预热器漏风率实验和真空严密性实验。 5.
13、4.2 系统应能自动生成性能实验报告，运营和管理人员可以随时查看实验报告。 5.5 运营优化指引 基于机组性能计算、耗差分析和在线实验成果提出运营优化指引建议。涉及设备运营方式优化和机组参数优化曲线。 5.5.1 设备运营方式优化 应涉及循环水泵运营方式、给水泵运营方式、高压调节门开度、磨煤机运营方式、送风机运营方式等。 5.5.2 参数优化曲线 应涉及主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、炉膛出口氧量和凝汽器真空等。 5.6 系统规定 工作站刷新时间≤10s 工作站登录系统时间＜15s 系统翻页时间＜5s 持续无端障运营时间≥8000h 6 软硬件
14、环境 6.1 软件运营环境 6.1.1 数据存储 从生产过程控制系统中采集实时数据应存储在实时/历史数据库，其她管理数据或者系统数据等可存储在关系型数据库中。 6.1.1.1 实时/历史数据库 系统所使用实时/历史数据库重要用于存储生产实时数据，涉及机组性能计算和耗差分析有关数据，以及集团和各分（子）公司所采集下属电厂核心性指标数据等。该实时/历史数据库应满足《DL/T 924--火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》中对实时/历史数据库基本规定。 6.1.1.2 关系型数据库 系统所使用到关系型数据库重要用于满足系统系统管理需求，以及各级管理数据和绩效考核数据存储需求。
15、 6.1.2 系统运营环境和系统架构 系统应采用B/ S体系架构。 6.2 硬件运营环境 系统所需实时数据库服务器、关系型数据库服务器、计算服务器、存储设备、外围设备、客户端等硬件可依照自身实际状况进行选取。 数据库载体宜采用共享磁盘阵列，也可在网络中建立独立网络共享存储系统。 6.3 网络环境及系统安全 6.3.1 厂级（集团、分（子）公司）网络 6.3.1.1 厂级系统（集团公司、分（子）公司）所在网络架构宜采用局域网原则IEEE802.x和网络/国际通信合同原则TCP/IP。网络主干通信速率应不不大于100Mb/s 。 6.3.1.2 各单位可依照自身状况和需
16、求进行选取。 6.3.2 网络接口 6.3.2.1 可以实现三级联网机制。规定厂级系统、分（子）公司与集团公司系统可以通过既有专网和VPN实现连接。 6.3.2.2 在各厂、分（子）公司及集团公司各节点之间组建专用网络和VPN上，安全地传递内部数据和信息；数据和信息安全、完整和稳定应能得到保障。 6.3.3 网络安全 6.3.3.1 系统网络构造应能有效制止外网病毒和非法入侵对系统破坏。 6.3.3.2 系统应有效设立由操作系统提供安全机制各种参数；有效运用由TCP/IP通信合同、路由器、互换机、硬件防火墙等提供过滤和屏蔽功能，限制对系统访问；对下层数据采集网络访问应进
17、行限制，防止也许针对下层控制网络袭击；系统数据发布、呈现及查询应具备管理员和顾客授权权限设立。 6.3.3.3 系统所在网络区域应设立防病毒服务器或防病毒服务功能，并安装通过国家计算机安所有门认证防病毒软件和防非法入侵软件。 7 数据采集传播和接口 7.1 数据接口 系统应以规范ODBC/JDBC/OLE DB等开放式数据库互连接口或基于应用程序编程接口（ＡＰＩ）方式提供对外数据接口，便于上层系统通过数据接口采集传播生产实时数据。 7.2 数据采集与传播 系统核心数据采集周期应不大于5秒钟，普通数据采集周期可依照现场实际状况拟定，系记录算周期应不大于60秒钟。系统应提供统一
18、数据采集和传播解决方案，详细规定涉及： 7.2.1 具备不同数据源复制、抽取能力 应具备对既有不同数据源进行复制、抽取转换方略和能力，规定必要具备易维护、易掌握、灵活配备、性能稳定等特性。 7.2.2 实时传播能力 应对下属单位生产实时数据及偏差分析数据，做到即采即传、实时传播，并保证迅速、安全、数据无损。 7.2.3 网络故障容错能力 应具备对广域网故障有完善容错能力，网络浮现故障无法连通时，可以将数据缓存在采集机上，在网络故障恢复之后，系统可以自动地把在故障期内缓存数据自动上传，这个过程不需要人工再干预。并且至少要保证在断网一周状况下，数据不会丢失。 7.2.4 数据
19、采集接口远程管理能力 应可以对数据采集接口进行远程管理，即可以实现对远程接口程序启停管理、配备管理、在线升级。 7.2.5 实时数据点在线调节能力 应可以远程设立和更改需要采集、上传数据点，并通过网络自动下载数据到采集机上，实现实时数据点在线调节。 7.2.6 故障诊断与维护能力 在系统浮现故障时，系统应可以定位和记录故障信息，提示管理员进行解决和维护。 8 技术文档 8.1 应按照《计算机软件产品开发文献编制指南》（GB/T 8567）规定编制相应文档。 8.2 文档资料应满足《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL/T 924—）规定。且至少要涉及技术合
20、同，系统设计图和系统设计文献，安装施工图、验收报告，软硬件设备资料 ( 涉及随机资料)，系统最后组态阐明书及有关图纸资料，系统操作手册或操作阐明书、系统维护阐明书、培训资料等。 8.3 应在合同规定工期结束后一种月内提交完整系记录算阐明书，且应涉及如下内容：原始测点列表及命名规范、性能计算和耗差分析测点阐明、耗差分析指标列表、性能计算办法及公式阐明、耗差分析指标目的值拟定办法阐明（含办法原理和计算公式阐明）、系统误差分析（含分析办法和计算公式阐明）。计算阐明书格式参照规范性附录A.4 耗差分析系统性能计算阐明书。 9 系统验收 9.1 耗差分析系统验收根据重要是：合同、技术合同、本
21、原则和《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL/T 924—）。验收工作分三个阶段进行：出厂（设计）阶段、安装调试阶段、竣工阶段。 9.2 设计阶段系统验收重点是：功能应满足本原则和顾客需求，机组设计和实验数据资料齐全，核心测点数量和精度应符合实际，需增长或替代测点数量和精度应满足需要，人机界面和谐。 9.3 安装调试阶段验收重点是：实际选用测点数量和精度，施工调试报告和计算阐明书规范性。 9.4 竣工阶段验收重点是：系统精确性、稳定性、登录和显示刷新速度，技术文档齐全且符合实际。 9.5 验收小组应组织制定各阶段验收测试办法，出具验收报告并存档。如果在测试过程中浮现重大问
22、题，应查明因素，提出分析报告，重新进行测试。如果在重新测试中此类问题再次浮现，则不能通过验收，应改进后再组织测试和验收。 9.6 系统运营基准值计算办法验收。应依照本原则中5.2.2运营基准值拟定原则验收。若系统应用了其她基准值计算办法，应在系记录算阐明书中详细阐明。运营基准值计算成果应与近来一次中试所热力实验成果进行对比分析。 9.7 系统性能计算办法验收。应依照规范性附录A.3 机组性能计算办法验收，若系统应用了其她计算办法，应在系记录算阐明书中进行详细阐明。 9.8 系统耗差计算办法验收。应依照本原则中5.3耗差分析办法验收。若系统应用了其她耗差指标计算办法，应在系记录算阐明
23、书中详细阐明。 附 录 A 规范性附录 A.1 耗差分析指标体系 耗差分析指标体系 序号 指标分级 分类 指标名称 单位 备注 1 一级指标 综合 供电煤耗 g/kWh 2 二级指标 厂用电 厂用电率 % 3 二级指标 汽机 汽机热耗率 % 4 二级指标 锅炉 锅炉效率 % 5 锅炉专业三级指标 锅炉 空预器漏风率 % 6 锅炉专业三级指标 锅炉 排烟温度 ℃ 7 锅炉专业三级指标 锅炉 低位发热量 kJ/kg 8 锅炉专业三级指标 锅炉 排烟氧
24、量（炉膛出口） % 9 锅炉专业三级指标 锅炉 飞灰可燃物 % 10 锅炉专业三级指标 锅炉 炉渣可燃物 % 11 汽机专业三级指标 汽机本体效率 高压缸内效率 % 12 汽机专业三级指标 汽机本体效率 中压缸内效率 % 13 汽机专业三级指标 汽机本体效率 低压缸内效率 % 14 汽机专业三级指标 汽机本体效率 调节级效率 % 15 汽机专业三级指标 汽机本体效率 小机用汽量 % 16 汽机专业三级指标 蒸汽参数 主汽温度 ℃ 17 汽机专业三级指标 蒸汽参
25、数 主汽压力 Mpa 18 汽机专业三级指标 蒸汽参数 再热汽温度 ℃ 19 汽机专业三级指标 蒸汽参数 再热汽压损率 % 20 汽机专业三级指标 蒸汽参数 过热减温水量 t/h 21 汽机专业三级指标 蒸汽参数 再热减温水量 t/h 22 汽机专业三级指标 真空度 背压 kPa 23 汽机专业三级指标 真空度 凝汽器过冷度 % 24 汽机专业三级指标 真空度 凝汽器端差 ℃ 25 汽机专业三级指标 真空度 循环水温升 ℃ 26 汽机专业三级指标 回热
26、系统 给水温度 ℃ 27 汽机专业三级指标 回热系统 高加旁路泄漏率 % 28 汽机专业三级指标 回热系统 #1高加上端差 ℃ 29 汽机专业三级指标 回热系统 #1高加下端差 ℃ 30 汽机专业三级指标 回热系统 #2高加上端差 ℃ 31 汽机专业三级指标 回热系统 #2高加下端差 ℃ 32 汽机专业三级指标 回热系统 #3高加上端差 ℃ 33 汽机专业三级指标 回热系统 #3高加下端差 ℃ 34 汽机专业三级指标 回热系统 #5低加上端差 ℃ 35
27、汽机专业三级指标 回热系统 #5低加下端差 ℃ 36 汽机专业三级指标 回热系统 #6低加上端差 ℃ 37 汽机专业三级指标 回热系统 #6低加下端差 ℃ 38 汽机专业三级指标 回热系统 #7低加上端差 ℃ 39 汽机专业三级指标 回热系统 #7低加下端差 ℃ 40 汽机专业三级指标 回热系统 #8低加上端差 ℃ 41 汽机专业三级指标 回热系统 #8低加下端差 ℃ 42 厂用电三级指标 厂用电 吸风机耗电率 % 43 厂用电三级指标 厂用电 送风机耗电率 %
28、 44 厂用电三级指标 厂用电 一次风机耗电率 % 45 厂用电三级指标 厂用电 制粉系统耗电率 % 46 厂用电三级指标 厂用电 磨煤机耗电率 % 47 厂用电三级指标 厂用电 排粉机耗电率 % 48 厂用电三级指标 厂用电 给水泵耗电率 % 49 厂用电三级指标 厂用电 循环水泵耗电率 % 50 厂用电三级指标 厂用电 凝结水泵耗电率 % 51 厂用电三级指标 厂用电 电除尘耗电率 % 52 厂用电三级指标 厂用电 脱硫耗电率 % 53
29、厂用电三级指标 厂用电 增压风机耗电率 % 54 厂用电三级指标 厂用电 浆液循环泵耗电率 % 55 厂用电三级指标 厂用电 脱硝耗电率 % 56 厂用电三级指标 厂用电 输煤耗电率 % 57 厂用电三级指标 厂用电 公用系统耗电率 % A.2 机组性能计算和耗差分析指标列表 机组性能计算和耗差分析指标列表 序号 分类 指标名称 单位 备注 1 综合 机组发电量 MWh 2 综合 机组负荷 MW 3 综合 机组负荷率 % 4 综合 机组效率 %
30、5 综合 机组发电标煤（反平衡） g/kWh 6 综合 机组供电标煤（反平衡） g/kWh 耗差分析 7 综合 机组供电煤耗额定设计值 g/kWh 8 锅炉 炉侧过热汽压力 MPa 9 锅炉 炉侧过热汽温度 ℃ 10 锅炉 炉侧过热汽流量 t/h 11 锅炉 炉侧再热汽温度 ℃ 12 锅炉 机组主蒸汽管道效率 % 13 锅炉 入炉煤低位发热量 kJ/kg 耗差分析 14 锅炉 炉渣可燃物 % 15 锅炉 飞灰可燃物 % 耗差分析 16 锅炉 连排流量
31、 t/h 耗差分析 17 锅炉 排烟氧量 % 18 锅炉 排烟损失 % 19 锅炉 化学未完全燃烧热损失 % 20 锅炉 固体未完全燃烧损失 % 21 锅炉 散热损失 % 22 锅炉 灰渣热损失 % 23 锅炉 空预器进口过量空气系数 24 锅炉 空预器出口过量空气系数 25 锅炉 空预器漏风系数 26 锅炉 空预器漏风率 % 27 锅炉 锅炉效率（反平衡） % 耗差分析 28 锅炉 锅炉效率额定设计值 % 29 锅炉
32、 排烟温度 ℃ 耗差分析 30 锅炉 锅炉氧量 % 耗差分析 31 汽机 机组主蒸汽压力 MPa 耗差分析 32 汽机 机组主蒸汽温度 ℃ 耗差分析 33 汽机 机组主蒸汽流量 t/h 34 汽机 机组调节级压力 MPa 35 汽机 高加旁路泄露率 % 耗差分析 36 汽机 机组1段抽汽流量 t/h 37 汽机 机组2段抽汽流量 t/h 38 汽机 机组高压缸排汽压力 MPa 39 汽机 机组高压缸排汽温度 ℃ 40 汽机 机组再热汽流量 t/h 4
33、1 汽机 机组再热汽压力 MPa 42 汽机 机组再热汽温度 ℃ 耗差分析 43 汽机 机组3段抽汽流量 t/h 44 汽机 机组4段抽汽至除氧器流量 t/h 45 汽机 机组小机进汽压力 MPa 46 汽机 机组小机进汽流量 t/h 47 汽机 机组小机排汽压力 kPa 48 汽机 机组中压缸排汽压力 MPa 49 汽机 机组中压缸排汽温度 ℃ 50 汽机 机组5段抽汽流量 t/h 51 汽机 机组6段抽汽流量 t/h 52 汽机 机组7段
34、抽汽流量 t/h 53 汽机 机组8段抽汽流量 t/h 54 汽机 机组再热汽压损率 % 耗差分析 55 汽机 机组背压 kPa 耗差分析 56 汽机 机组凝汽器真空度 % 耗差分析 57 汽机 机组凝汽器端差 ℃ 耗差分析 58 汽机 机组凝结水过冷度 ℃ 耗差分析 59 汽机 机组凝汽器循环水温升 ℃ 60 汽机 机组凝汽器循环水流量 t/h 61 汽机 机组凝结水泵出口压力 MPa 62 汽机 机组#8低加上端差 ℃ 耗差分析 63 汽机 机组#8低加下端差
35、 ℃ 耗差分析 64 汽机 机组#8低加凝结水温升 ℃ 65 汽机 机组#7低加上端差 ℃ 耗差分析 66 汽机 机组#7低加下端差 ℃ 耗差分析 67 汽机 机组#7低加凝结水温升 ℃ 68 汽机 机组#6低加上端差 ℃ 耗差分析 69 汽机 机组#6低加下端差 ℃ 耗差分析 70 汽机 机组#6低加凝结水温升 ℃ 71 汽机 机组#5低加上端差 ℃ 耗差分析 72 汽机 机组#5低加下端差 ℃ 耗差分析 73 汽机 机组#5低加凝结水温升 ℃ 74 汽机 机组除氧器出
36、水流量 t/h 75 汽机 机组除氧器给水温升 ℃ 76 汽机 再热器减温水流量 t/h 耗差分析 77 汽机 过热器减温水流量 t/h 耗差分析 78 汽机 机组#3高加上端差 ℃ 耗差分析 79 汽机 机组#3高加下端差 ℃ 耗差分析 80 汽机 机组#3高加给水温升 ℃ 81 汽机 机组#2高加上端差 ℃ 耗差分析 82 汽机 机组#2高加下端差 ℃ 耗差分析 83 汽机 机组#2高加给水温升 ℃ 84 汽机 机组#1高加上端差 ℃ 耗差分析 85 汽机 机组#1
37、高加下端差 ℃ 耗差分析 86 汽机 机组#1高加给水温升 ℃ 耗差分析 87 汽机 机组凝结水补水率 % 88 汽机 机组高加旁路泄漏率 % 耗差分析 89 汽机 机组主给水流量 t/h 90 汽机 机组最后给水流量 t/h 91 汽机 机组最后给水压力 MPa 92 汽机 机组最后给水温度 ℃ 耗差分析 93 汽机 机组高压缸内效率 % 耗差分析 94 汽机 机组中压缸内效率 % 耗差分析 95 汽机 机组低压缸内效率 % 96 汽机 机组调节级效率 % 耗
38、差分析 97 汽机 机组热耗率 kJ/kWh 耗差分析 98 汽机 机组汽耗率 kg/kWh 99 汽机 机组汽机效率 % 100 汽机 汽机效率额定设计值 % 101 电气 厂用电率 % 耗差分析 102 电气 吸风机耗电率 % 耗差分析 103 电气 送风机耗电率 % 耗差分析 104 电气 一次风机耗电率 % 耗差分析 105 电气 制粉系统耗电率 % 耗差分析 106 电气 磨煤机耗电率 % 耗差分析 107 电气 排粉机耗电率 % 耗差分析 108 电气 给
39、水泵耗电率 % 耗差分析 109 电气 循环水泵耗电率 % 耗差分析 110 电气 凝结水泵耗电率 % 耗差分析 111 电气 电除尘耗电率 % 耗差分析 112 电气 脱硫耗电率 % 耗差分析 113 电气 增压风机耗电率 % 耗差分析 114 电气 浆液循环泵耗电率 % 耗差分析 115 电气 脱硝耗电率 % 耗差分析 116 电气 输煤耗电率 % 耗差分析 117 电气 公用系统耗电率 % 耗差分析 A.3 机组性能计算办法 1 综合指标计算 1.1 供电煤耗率
40、——供电煤耗率，； ——汽机热耗率，； 29.308——标煤发热量293081/1000； ——锅炉效率，； ——管道效率，； ——厂用电率，。 1.2 发电煤耗率 ——发电煤耗率，。 1.3 电厂效率 ——电厂效率，； ——汽机热效率，。 1.4 发电厂用电率 ——计算期内厂用电量，； ——计算期内计量发电量，。 2 锅炉性能计算 按照《电站锅炉性能实验规程》（GB10184-88）规定计算，是用煤质元素分析数据进行反平衡锅炉效率计算。用于在线性能计算
41、煤质分析普通为工业分析数据，建议采用简化经验公式计算各项损失，详细简介如下： 2.1 锅炉效率 锅炉机组损失涉及排烟损失、化学未完全燃烧热损失、固体未完全燃烧损失、散热损失和灰渣热损失。即 式中： ——排烟热损失，； ——化学不完全燃烧热损失，； ——固体未完全燃烧热损失，； ——散热损失，； ——灰渣物理热损失，。 2.1.1 排烟热损失 基准温度普通取环境温度。 式中： ，——依照燃料种类选用； ——排烟过量空气系数； ——排烟温度，℃； ——基准温度，℃。 、为经验系数，取值见下表 煤种 无烟煤、贫煤 3.55 0.44 烟煤
42、 3.54 0.44 Mar>15%洗中煤 3.57 0.62 褐煤 3.62 0.90 2.1.2 化学未完全燃烧热损失 对于煤粉炉而言，普通该项损失≤0.5%，因而可以忽视不计。 2.1.3 固体未完全燃烧热损失 固体未完全燃烧热损失重要是由烟气飞灰和炉底炉渣中具有可燃物构成。对于煤粉炉而言重要是灰渣和飞灰两项损失，以及中速磨煤机排出石子煤热量损失。如只考虑前两项损失，详细算法如下： 式中： ——收到基灰分，； ——煤低位发热量，； 、——灰渣、飞灰占燃料总灰分份额，； 、——灰渣、飞灰中可燃物含量百分率，。 对于固态排渣煤粉炉而言，，。
43、2.1.4 锅炉散热损失 散热损失重要是指锅炉炉墙、金属构造及锅炉范畴内管道等向环境散失热量，算法如下： 式中： ——锅炉额定蒸发量，； ——锅炉实际蒸发量，。 2.1.5 灰渣物理热损失 灰渣物理热损失是指炉渣、飞灰排出锅炉设备时所带走显热占输入热量百分率，算法如下： 式中： ——对于固态排渣煤粉锅炉，炉渣温度可以取800℃； 、——炉渣比热容可以取0.96，飞灰比热容普通可以取0.82； ——锅炉排烟温度，℃。 2.2 空预器漏风率 2.2.1 过量空气系数 ——过量空气系数； ——烟气含氧量。 2.2.2 漏风系数
44、 ——空气预热器漏风系数； ——空气预热器出口烟气过量空气系数； ——空气预热器进口烟气过量空气系数。 2.2.3 空预器漏风率 ——空气预热器漏风率。 3 汽机性能计算 汽轮机性能计算参照下列原则： 1）ASME PTC6-1996 汽轮机性能实验规程 2）GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收实验规程 3）JB3344-93凝汽器性能实验规程 4）DL/T904-火力发电技术经济指标计算办法 5）IAPWS-IF97 水和水蒸汽性质方程 3.1 汽轮机效率 3600——电热当量； q——汽机热耗率， 3.2 汽轮机热耗
45、率 3.2.1 主蒸汽流量 大型机组考虑节流损失，普通都未安装主汽流量测量装置。在线计算主汽流量及汽机热耗率核心是选用适当基准流量。实验研究院是以凝结水流量或者给水流量为基准。DCS上主汽流量普通以汽轮机厂家提供调节级压力和主汽流量数据进行插值计算得到，同步考虑蒸汽温度修正，随着汽机运营时间增长，通流某些或汽封间隙发生变化会直接影响数据精确性。推荐采用变工况热力实验数据拟合出主蒸汽流量与调节级压力关系，在线计算变工况时主汽流量。 3.2.2 汽轮机热耗量 对于典型汽机热力系统，如过热减温水流量从给水泵出口引出，再热减温水流量从给水泵中间抽头引出再热式机组，汽轮机热耗量
46、计算公式如下： ——汽轮机热耗量，； ——进入汽轮机主蒸汽流量，； ——进入汽轮机主蒸汽焓，； ——进入汽轮机热再热蒸汽流量，； ——汽轮机热再热蒸汽焓，； ——高压缸排汽流量，； ——汽轮机冷再热蒸汽焓，； ——扩容蒸汽进入汽机热力系统流量，； ——扩容蒸汽进入汽机热力系统焓，； ——补充水流量，； ——补充水焓，； ——最后给流量，； ——最后给水焓，； 、——过热减温水、再热减温水流量，； 、——
47、过热减温水、再热减温水焓。 3.2.3 汽轮机热耗率 ——计算期内热耗量，； ——计算期内发电功率，。 3.3 汽缸相对内效率 ——汽缸相对内效率，%； ——汽缸实际焓降，； ——汽缸抱负焓降，。 3.4 凝汽器性能 3.4.1 凝汽器真空度 ——凝汽器真空度，%； ——汽轮机背压（绝对压力），； ——本地大气压力，。 3.4.2 凝结水过冷度 ——凝结水过冷度，℃； ——汽轮机背压相应饱和温度，℃； ——凝汽器热井出口水温，℃。 3.4.3 凝汽器端差 ——凝汽器端差，℃； ——汽轮机背压相应饱和温度，℃； ——凝
48、汽器循环水出口水温，℃。 3.5 加热器上端差 ——加热器上端差； ——加热蒸汽压力相应饱和温度，℃； ——加热器出口水温，℃。 3.6 加热器下端差 ——加热器下端差，℃ ——加热器疏水温度，℃； ——加热器进口水温，℃。 3.7 加热器温升 ——加热器温升，℃； ——加热器出口水温，℃； ——加热器进口水温，℃。 A.4 耗差分析系统性能计算阐明书 耗差分析系统性能计算阐明书 目 次 1 前言 2 电厂/机组基本状况 全厂装机容量、发电设备台数、型号及技术参数、重要辅机型号及技术参数、建设及投产日期。 3 系记录算阐
49、明 3.1 性能计算和耗差分析原始测点列表阐明及命名规范 3.2 性能计算办法及公式阐明 3.2.1 综合性能指标计算原理和办法 3.2.2 综合性能指标计算公式阐明 3.2.3 锅炉性能指标计算原理和办法 3.2.4 锅炉性能指标计算公式阐明 3.2.5 汽机性能指标计算原理和办法 3.2.6 汽机性能指标计算公式阐明 3.3 耗差分析指标运营基准值拟定办法阐明 3.3.1 耗差分析指标运营基准值拟定原理和办法阐明 3.3.2 耗差分析指标运营基准值拟定 3.4各参数耗差计算办法阐明 3.4.1 各参数耗差计算原理和办法阐明 3.4.2 各参数耗差计算公式阐明
50、 附 录 B 资料性附录 B.1 机组原始测点列表 机组原始测点列表 序号 分类 指标名称 单位 备注 1 电气 发电机有功功率 MW 2 电气 发电机功率因数 3 电气 大气压力 kPa 4 电气 高厂变有功功率 MW 5 电气 高公变有功功率 MW 6 电气 脱硫变有功功率 MW 7 电气 给水泵有功功率 MW 8 电气 循环水泵有功功率 MW 9 电气 凝结水泵有功功率 MW 10 电气 电除尘有功功率 MW 11
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