西安热工研究院有限公司贵州电力调度通信局贵州电力试验研究院前言本标准附录A为资料性附录。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由电力行业热工自动化与信息标准化技术委员会归口并负责解释。

本标准起草单位：西安热工研究院有限公司，贵州电力调度通信局，贵州电力试验研究院。

本标准主要起草人：王智微钟晶亮王庭飞赖菲徐威方朔郭翔文贤馗。

本标准附录A为资料性附录。

目录1范围1 2规范性引用文件1 3术语、符号1 4火力发电机组煤耗在线计算3 5机组煤耗在线计算测点要求6 6煤耗量曲线处理方法8 7附录A 火力发电机组煤耗在线计算采集的数据清单10火力发电机组煤耗在线计算导则1范围本标准规定了火力发电机组煤耗在线计算的数据处理准则和计算方法，规定了机组煤耗曲线和微增率曲线的获得方法。

本标准适用于容量为100MW及以上火力发电机组的煤耗（发电煤耗和供电煤耗）在线计算。

其它容量机组的火力发电机组可参照执行。

2规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。

在标准出版时，所示版本均为有效。

所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB 10184-1988 电站锅炉性能试验规程DL/T 964-2005 循环流化床锅炉性能试验规程GB 8117-2008 电站汽轮机热力性能验收试验规程DL/T 904-2004 火力发电技术经济指标计算DL/T 567.1-2007 火电厂燃料试验方法一般规定DL/T 567.2-2005 入炉煤和入炉煤粉样品的采取方法DL/T 567.3-2005 飞灰和炉渣样品的采集DL/T 567.4-2005 入炉煤、入炉煤粉、飞灰和炉渣样品的制备DL/T 567.6-2005 飞灰和炉渣可燃物测定方法GB/T 212-2008 煤的工业分析方法GB/T 213-2008 煤的发热量测定方法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A ar——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)；b g——供电标煤耗率，g/(kW·h)；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·h)；N CGB——机组的厂高变功率，MW；N GYD——全厂公用电功率，MW；N QGB——机组的启备变功率，MW；N OUT——全厂出线功率，MW。

N ap——机组的生产厂用电功率，MW；N e——机组发电功率（发电机出口功率），MW。

N s——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，%；q 6——灰渣物理热损失百分率，%； q 7——石灰石脱硫热损失百分率，%。

t 0——基准温度，℃。

W ar ——日常化验的燃料收到基水分质量含量百分率，%；W 0ar ——电厂煤样化验的燃料收到基水分质量含量百分率，%；X i,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，%；X 0i,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：00,,100100arar arar ari ar i W A W A X X ----= ( 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：q q q q q 76542100-----=η( 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eap ap N N =δ ( 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eSe p N N N -=δ( 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：∑--==nj j e i e GYD i QBB i CGB i e i S N N N -N N N N 1,,,,,,/( 5 )∑-∑-∑-∑=====nj j OUT nj j QBB nj j CGB nj j e GYD N N N N N 1,1,1,1,( 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pHRb ηη⨯⨯=308.29( 7 )4.7机组供电煤耗在线计算方法 供电煤耗计算公式为：293081g b p p HRb .()ηηδ=⋅⋅⋅-( 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。