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1、Q/CDT 109 0002007Q/CDT中国大唐集团公司 发布2009-05-01实施2009-04-15发布耗差分析技术标准Q/CDT 105 00012009中国大唐集团公司企业标准1Q/CDT 105 00012009目 次 前 言II1 范围12 规范性引用文件13 定义和术语14 总则25 系统功能及计算原则26 软硬件环境47 数据采集传输和接口48 技术文档59 系统验收5附录A 规范性附录7A.1 耗差分析指标体系7A.2 机组性能计算和耗差分析指标列表9A.3 机组性能计算方法121 综合指标计算122 锅炉性能计算123 汽机性能计算15A.4 耗差分析系统性能计算说明
2、书19附录B 资料性附录20B.1 机组原始测点列表20I前 言节能减排是我国的基本国策。提高机组经济行水平，降低发电成本和减少污染物排放量的要求越来越高。而传统的小指标管理方法由于没有考虑指标之间的相互耦合关系使得运行人员很难确定最佳运行方式。对设备状态的了解多是依靠机组的性能试验，但由于性能试验的时效性较为局限，不能动态反映机组的性能情况，削弱了它的指导效果。基于现代信息技术和热力学理论发展起来的耗差分析方法能够实时定量计算机组能量损失的分布，是指导运行人员及时消除可控煤耗偏差提高运行经济性的核心技术，是火电机组节能技术从粗放型向精细型转变的根本方法。考虑到目前耗差分析计算方法参差不齐，系
3、统功能和验收工作没有统一标准的现状，为规范集团公司系统耗差分析技术方法，提高系统稳定性、准确性，更好地指导运行操作制定本标准。本标准由中国大唐集团公司标准化委员会提出。本标准由中国大唐集团公司安全生产部归口并负责解释。本标准由中国大唐集团公司安全生产部组织编写。本标准主要起草人：黎利佳 白卫东 曾伟胜 黄敏 唐斌 危波本标准主要审核人：高智溥 徐永胜 刘建龙 王彤音 赵晓彤 李永华 王力光 祝宪 杨大计 何险峰 刘双白 赵振宁本标准批准人：刘顺达 III耗差分析技术标准1 范围本标准对中国大唐集团公司耗差分析系统的三级指标体系、分析方法、数据规范、系统功能、软硬件环境等作出了规定。本标准适用于
4、中国大唐集团公司及所属企业。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/10184-88 电站锅炉性能试验规程ANSI/ ASME PTC4-1998 蒸汽锅炉性能试验标准GB/8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程ANSI/ASME PTC6-2004 汽轮机热力性能试验规程GB474-1996 煤样的制备方法GB/T211-2007 煤中全水分的测定方
5、法GB/T212-2001 煤的工业分析方法GB/T213-2003 煤的发热量测定方法DL/T 606-2006 火力发电厂能量平衡导则DL/T 904-2004 火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T 467-2004 电站磨煤机及制粉系统性能试验DL/T 469-2004 电站锅炉风机现场性能试验DL/T 9242005 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件编制指南3 定义和术语下列定义和术语适用于本标准3.1 运行基准值运行基准值也叫运行应达值，是对应机组某个负荷工况下，各运行参数的最经济或最合理的值。基准值可以是设计值，试验值，或运行统计最佳值
6、。一般地，对新机组或缺少试验资料时，往往以设计值作为运行的基准值。而经过大小修以后的机组，总是以优化试验结果作为基准值，必要时也可以用运行统计最佳值作为基准值。比如滑压运行机组的滑压曲线，就是主汽压力的基准曲线。曲线上对应某个负荷的主汽压力，就是主汽压力在该负荷时的基准值。3.2 耗差耗差是指当某一运行参数偏离运行基准值时，对机组运行经济性(供电煤耗)影响的大小，其单位为“克/千瓦小时”。3.3 运行可控耗差指运行操作人员能够调整（增加或减小）的耗差。3.4 运行不可控耗差指运行操作人员不能够调整（增加或减小）的耗差。4 总则4.1 为适应集团公司节能减排精细化管理的要求，进一步提高集团公司整
7、体能耗管理水平，努力实现安全发展、节约发展和清洁发展，根据国家、行业及集团公司有关标准、规范制定本标准。4.2 集团公司耗差分析管理系统是按照“五确认、一兑现”的工作思路，依据机组实时运行数据，运用耗差分析方法，分析影响机组能耗因素，找出问题，制定措施，落实责任，持续改进，最终实现“机组耗差为零”的工作目标。4.3 集团公司系统各单位要根据本标准的要求，按照“三级责任主体”的管理模式，逐级建立“耗差分析管理系统”，应根据集团公司及各单位实际需要和技术发展总体规划，分步实施，并不断更新、完善和升级。4.4 本标准重点对耗差系统的计算原则、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
8、析工作鼓励运用其它先进的理论模型和计算方法，但必须经集团公司组织专家进行论证后实施。4.5 耗差分析系统的网络安全、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 9242005)规定和用户要求。5 系统功能及计算原则耗差分析系统至少要包括机组运行参数的状态监测、性能计算、耗差分析、在线试验和运行优化指导五部分内容。计算中需要的煤质数据、飞灰含碳量、炉渣含碳量等非实时数据采用手工输入的方式。5.1 状态监测状态监测画面的层次要清晰，由机组循环系统总图逐层向下分解到各个子系统图，使运行人员的视点可以从整体到局部逐渐深入。监视画面主要包括机组循环系统流程、实时参数、所
9、有经济指标计算的显示等。主要机组流程图至少要包括：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的系统图。在上述系统图中显示该系统主要热力参数和经济指标的运行实际值、运行基准值和耗差值。5.2 性能计算性能计算是进行耗差分析的基础，它分为机组性能计算和厂级性能计算两部分。机组性能计算至少要包括锅炉效率、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包括全厂发电煤耗率、全厂供电煤耗率、全厂发电
10、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包括与烟气在线装置通讯的环保指标：二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度和累计量。5.2.1 数据采集及校验状态监测及性能计算所采集的数据应采用数据处理技术进行有效性检验和预处理，保证数据的准确性与稳定性。系统应具有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。系统必须能够提供当前异常或超限测点清单。5.2.2 运行基准值的确定原则运行基准值通过如下三种方法确定：1、采用机组热力特性试验数据；2、制造厂家提供的热力特性曲线；3、理论分析和变工况计算。在实际使用中应将热力试验数据和热力特性曲线拟合成数学公式以方便
11、使用。考虑到机组设备通常采用定-滑-定运行方式，推荐在定压运行状态主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度取用制造厂提供的设计值，当机组设备滑压运行时，主蒸汽压力根据变工况热力计算确定。在确定运行基准值时应对有相互耦合关系的指标参数进行寻优计算。例如，真空度与循环水泵耗电率，汽轮机高压调整门开度、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 主要经济指标机组经济指标至少包括：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
12、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、轴封漏汽量等。5.3 耗差分析5.3.1 耗差分析方法 应使用热力学方法、等效焓降法、循环函数法、小扰动法、基本公式和试验资料等方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；基本公式和试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 运行
13、可控耗差运行可控耗差应在主监视画面上突出显示，以便于运行人员监视和调整。影响可控耗差的主要指标有：主蒸汽压力、主蒸汽温度、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、最终给水温度、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 运行不可控耗差运行不可控耗差监视画面应与可控耗差统筹考虑，供运行人员参考，主要用于指导设备节能工作。影响不可控耗差的主要指标有：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。耗差分析结果宜用直观的棒图和饼图形式显示。5.4 在线试验5.4.1 系统应具有机组在线性能试验功能，至少包括
14、：锅炉性能试验、汽轮机性能试验、凝汽器性能试验、空气预热器漏风率试验和真空严密性试验。5.4.2 系统应能自动生成性能试验报告，运行和管理人员可以随时查看试验报告。5.5 运行优化指导基于机组性能计算、耗差分析和在线试验的结果提出运行优化指导建议。包括设备运行方式优化和机组参数优化曲线。5.5.1 设备运行方式优化应包括循环水泵运行方式、给水泵运行方式、高压调节门开度、磨煤机运行方式、送风机运行方式等。5.5.2 参数优化曲线应包括主蒸汽压力、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 系统要求工作站刷新时间10s工作站登录系统时间15s系统翻页时间5s连续无故障运行时间80
15、00h6 软硬件环境6.1 软件运行环境6.1.1 数据存储从生产过程控制系统中采集的实时数据应存储在实时/历史数据库，其他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的实时/历史数据库主要用于存储生产实时数据，包括机组性能计算和耗差分析相关的数据，以及集团和各分（子）公司所采集的下属电厂关键性指标数据等。该实时/历史数据库应满足DL/T 924-2005火力发电厂厂级监控信息系统技术条件中对实时/历史数据库的基本要求。6.1.1.2 关系型数据库系统所使用到的关系型数据库主要用于满足系统的系统管理需求，以及各级管理数据和绩效考核数据的存储需求。6.
16、1.2 系统运行环境和系统架构系统应采用B/ S体系架构。6.2 硬件运行环境系统所需的实时数据库服务器、关系型数据库服务器、计算服务器、存储设备、外围设备、客户端等硬件可根据自身实际情况进行选择。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标准IEEE802.x和网络/国际通信协议标准TCP/IP。网络主干的通信速率应不小于100Mb/s 。6.3.1.2 各单位可根据自身情况和需求进行选择。6.3.2 网络接口6.3.2.1
17、能够实现三级联网机制。要求厂级系统、分（子）公司与集团公司系统能够通过现有专网和VPN实现连接。6.3.2.2 在各厂、分（子）公司及集团公司的各节点之间组建的专用网络和VPN上，安全地传递内部数据和信息；数据和信息的安全、完整和稳定应能得到保障。6.3.3 网络安全6.3.3.1 系统的网络结构应能有效阻止外网病毒和非法入侵对系统的破坏。6.3.3.2 系统应有效设置由操作系统提供安全机制的各种参数；有效利用由TCP/IP通信协议、路由器、交换机、硬件防火墙等提供的过滤和屏蔽功能，限制对系统的访问；对下层数据采集的网络访问应进行限制，防止可能的针对下层控制网络的攻击；系统的数据发布、展现及查
18、询应具有管理员和用户的授权权限设置。6.3.3.3 系统所在网络区域应设置防病毒服务器或防病毒服务功能，并安装经过国家计算机安全部门认证的防病毒软件和防非法入侵软件。7 数据采集传输和接口7.1 数据接口系统应以规范的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（）的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输生产实时数据。7.2 数据采集与传输系统关键数据的采集周期应小于5秒钟，普通数据的采集周期可根据现场实际情况确定，系统计算周期应小于60秒钟。系统应提供统一的数据采集和传输解决方案，具体要求包括：7.2.1 具有不同数据源的复制、抽取能力应具备对
19、现有不同数据源进行复制、抽取转换的策略和能力，要求必须具备易维护、易掌握、灵活配置、性能稳定等特性。7.2.2 实时传输能力应对下属单位的生产实时数据及偏差分析数据，做到即采即传、实时传输，并保证快速、安全、数据无损。7.2.3 网络故障的容错能力应具备对广域网故障有完善的容错能力，网络出现故障无法连通时，能够将数据缓存在采集机上，在网络故障恢复之后，系统能够自动地把在故障期内缓存的数据自动上传，这个过程不需要人工再干预。而且至少要保证在断网一周的情况下，数据不会丢失。7.2.4 数据采集接口的远程管理能力应能够对数据采集接口进行远程管理，即能够实现对远程接口程序的启停管理、配置管理、在线升级
20、。7.2.5 实时数据点的在线调整能力应能够远程设置和更改需要采集、上传的数据点，并通过网络自动下载数据到采集机上，实现实时数据点的在线调整。7.2.6 故障诊断与维护能力在系统出现故障时，系统应能够定位和记录故障信息，提示管理员进行处理和维护。8 技术文档8.1 应按照计算机软件产品开发文件编制指南（GB/T 8567）的规定编制相应的文档。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 9242005）的要求。且至少要包括技术协议，系统设计图和系统设计文件，安装施工图、验收报告，软硬件设备资料 ( 包括随机资料)，系统最终组态说明书及相关的图纸资料，系统操作手册或操作说
21、明书、系统维护说明书、培训资料等。8.3 应在合同规定工期结束后一个月内提交完整的系统计算说明书，且应包括以下内容：原始测点列表及命名规范、性能计算和耗差分析测点说明、耗差分析指标列表、性能计算方法及公式说明、耗差分析指标目标值确定方法说明（含方法原理和计算公式说明）、系统误差分析（含分析方法和计算公式说明）。计算说明书的格式参照规范性附录A.4 耗差分析系统性能计算说明书。9 系统验收9.1 耗差分析系统的验收依据主要是：合同、技术协议、本标准和火力发电厂厂级监控信息系统技术条件（DL/T 9242005）。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
22、统验收重点是：功能应满足本标准和用户需求，机组设计和试验数据资料齐全，关键测点的数量和精度应符合实际，需增加或替换的测点数量和精度应满足需要，人机界面友好。9.3 安装调试阶段验收重点是：实际选用测点的数量和精度，施工调试报告和计算说明书的规范性。9.4 竣工阶段的验收重点是：系统的准确性、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的验收测试方法，出具验收报告并存档。如果在测试过程中出现重大问题，应查明原因，提出分析报告，重新进行测试。如果在重新测试中这类问题再次出现，则不能通过验收，应改进后再组织测试和验收。9.6 系统运行基准值计算方法的验收。应根
23、据本标准中5.2.2运行基准值确定原则验收。若系统应用了其他的基准值计算方法，应在系统计算说明书中详细说明。运行基准值计算结果应与最近一次中试所热力试验结果进行对比分析。9.7 系统性能计算方法的验收。应根据规范性附录A.3 机组性能计算方法验收，若系统应用了其他的计算方法，应在系统计算说明书中进行详细的说明。9.8 系统耗差计算方法的验收。应根据本标准中5.3耗差分析方法验收。若系统应用了其他的耗差指标计算方法，应在系统计算说明书中详细说明。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/kWh2二级指标厂用电厂用电率%3二
24、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/kg8锅炉专业三级指标锅炉排烟氧量（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数主汽压力Mpa18汽机专业三级指标蒸汽参数
25、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/h21汽机专业三级指标蒸汽参数再热减温水量t/h22汽机专业三级指标真空度背压kPa23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
26、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%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
27、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MWh2综合机组负荷MW3综合机组负荷率%4综合机组效率%5综合机组发电标煤（反平衡）g/kWh6综合机组供电标煤
28、（反平衡）g/kWh耗差分析7综合机组供电煤耗额定设计值g/kWh8锅炉炉侧过热汽压力MPa9锅炉炉侧过热汽温度10锅炉炉侧过热汽流量t/h11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
29、定设计值%29锅炉排烟温度耗差分析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/h34汽机机组调节级压力MPa35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/h37汽机机组2段抽汽流量t/h38汽机机组高压缸排汽压力MPa39汽机机组高压缸排汽温度40汽机机组再热汽流量t/h41汽机机组再热汽压力MPa42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/h44汽机机组4段抽汽至除氧器流量t/h45汽机机组小机进汽压力MPa46汽机机组小机进汽流量t/h47汽机机组小机排汽压力kPa48汽机机组中压缸排汽压
30、力MPa49汽机机组中压缸排汽温度50汽机机组5段抽汽流量t/h51汽机机组6段抽汽流量t/h52汽机机组7段抽汽流量t/h53汽机机组8段抽汽流量t/h54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/h61汽机机组凝结水泵出口压力MPa62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
31、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汽机机组除氧器出水流量t/h75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高加下端差耗差分析86
32、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/h90汽机机组最终给水流量t/h91汽机机组最终给水压力MPa92汽机机组最终给水温度耗差分析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/kWh99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
33、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 机组性能计算方法1 综合指标计算1.1 供电煤耗率供电煤耗率，；汽机热耗率，；29.308标煤发热量的29308的1/1000； 锅炉效率，；管道效率，；厂用电率，。1.2 发电煤耗
34、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，；计算期内计量的发电量，。2 锅炉性能计算按照电站锅炉性能试验规程（GB10184-88）的规定计算，是用煤质的元素分析数据进行反平衡锅炉效率的计算。用于在线性能计算的煤质分析一般为工业分析数据，建议采用简化的经验公式计算各项损失，具体介绍如下：2.1 锅炉效率锅炉机组的损失包括排烟损失、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一般取环境温度。式
35、中：，根据燃料种类选取；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3.550.44烟煤3.540.44Mar15%的洗中煤3.570.62褐煤3.620.902.1.2 化学未完全燃烧热损失对于煤粉炉而言，一般该项损失0.5%，因此可以忽略不计。2.1.3 固体未完全燃烧热损失固体未完全燃烧热损失主要是由烟气飞灰和炉底炉渣中含有可燃物组成。对于煤粉炉而言主要是灰渣和飞灰两项损失，以及中速磨煤机排出石子煤的热量损失。如只考虑前两项损失，具体算法如下：式中：收到基灰分，；煤低位发热量，；、灰渣、飞灰占燃料总灰分的份额，；、灰渣、飞灰中可燃物含量百分率，。对于
36、固态排渣煤粉炉而言，。2.1.4 锅炉散热损失散热损失主要是指锅炉炉墙、金属结构及锅炉范围内的管道等向环境散失的热量，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的显热占输入热量的百分率，算法如下：式中：对于固态排渣煤粉锅炉，炉渣温度可以取800；、炉渣的比热容可以取0.96，飞灰的比热容一般可以取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 漏风系数空气预热器漏风系数；空气预热器出口烟气的过量空气系数；空气预热器进口烟气的过量空气系数。2.2.3
37、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标准：1）ASME PTC6-1996 汽轮机性能试验规程2）GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程3）JB3344-93凝汽器性能试验规程4）DL/T904-2004火力发电技术经济指标计算方法5）IAPWS-IF97 水和水蒸汽性质方程3.1 汽轮机效率3600电的热当量； q汽机热耗率，3.2 汽轮机热耗率3.2.1 主蒸汽流量大型机组考虑节流损失，一般都未安装主汽流量的测量装置。在线计算主汽流量及汽机热耗率的关键是选取合适的基准流量。试验研究院是以凝结水流量或者给水流量为基准。DCS上的主汽流量一般以汽
38、轮机厂家提供的调节级压力和主汽流量的数据进行插值计算得到，同时考虑蒸汽温度的修正，随着汽机运行时间的增加，通流部分或汽封间隙发生变化会直接影响数据的准确性。推荐采用变工况热力试验的数据拟合出主蒸汽流量与调节级压力的关系，在线计算变工况时的主汽流量。3.2.2 汽轮机热耗量 对于典型的汽机热力系统，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的再热式机组，汽轮机热耗量的计算公式如下：汽轮机热耗量，； 进入汽轮机的主蒸汽流量，； 进入汽轮机的主蒸汽焓，； 进入汽轮机的热再热蒸汽流量，； 汽轮机的热再热蒸汽焓，； 高压缸排汽流量，； 汽轮机的冷再热蒸汽焓，； 扩容蒸汽进入汽机
39、热力系统的流量，； 扩容蒸汽进入汽机热力系统的焓，； 补充水流量，； 补充水焓，； 最终给流量，； 最终给水焓，； 、过热减温水、再热减温水流量，； 、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，%；汽缸的实际焓降，；汽缸的理想焓降，。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），；当地大气压力，。3.4.2 凝结水过冷度凝结水过冷度，；汽轮机背压对应的饱和温度，；凝汽器热井出口水温，。3.4.3 凝汽器端差凝汽器端差，；汽轮机背压对应的饱和温度，；凝汽器循环水出口水温，。3.5 加热器上端差加热器上端差；加热蒸汽压力对应的饱和温度，；加热器出口水温，。3.6 加热器下端差加热器下端差，