《发电厂余热回收系统节能量检测试验导则》

ICS点击此处添加ICS号

点击此处添加中国标准文献分类号

中华人民共和国国家标准

GB/T—XXXX

发电厂余热回收系统节能量检测试验导则

TestguideforamountofenergySavingofsurplusheatrecoverysysteminpower

plant

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

GB/TXXXXX—XXXX

I

GB/TXXXXX—XXXX

发电厂余热回收系统节能量检测试验导则

1范围

本标准规定了发电厂余热回收系统节能量检测基本的测试方法。

本标准适用于热力发电厂锅炉尾部烟气、汽轮机乏汽或机组循环水余热回收系统节能量的测试。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文

件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T2624用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量

GB3101有关量、单位和符号的一般原则

GB3102.4热学的量和单位

GB8117.1-2008汽轮机热力性能验收试验规程：第1部分:方法A大型凝汽式汽轮机高准确度试验

GB8117.2-2008汽轮机热力性能验收试验规程：第2部分:方法B各种类型和容量的汽轮机宽准确度

试验

GB10184电站锅炉性能试验规程

DL/T904-2004火力发电厂技术经济指标计算方法

3术语定义及符合

下列术语定义及符合适用于本标准。

3.1术语定义

3.1.1

烟气余热回收系统SurplusHeatRecoverySystemofFuleGas

锅炉烟气余热回收系统是安装于火力发电厂锅炉空预器后烟道内，用来回收锅炉外排烟气的余

热。见图1。

1

GB/TXXXXX—XXXX

烟

气

回凝结水系统

凝结水来

图1烟气余热回收系统

锅炉烟气余热回收系统的受热面采用低温省煤器，增大烟道阻力，增加了引风机耗电量；低温省煤器也

增大了水侧工质阻力，消耗工质扬程，增加厂用电消耗量。回收的热量主要引入汽机回热系统，替代汽

轮机抽汽，增大发电量。

3.1.2

汽轮机乏汽、循环水余热回收系统SurplusHeatRecoverySystemofTurbineSteamExhaust

andRecycledWater

汽轮机乏汽或循环水余热回收系统见图2，主要采用溴化锂吸收式热泵，用汽轮机高品质的抽汽作

为吸收式热泵的驱动蒸汽，回收部分或全部汽轮机乏汽、或循环水余热，提高机组循环效率。

驱动蒸汽

循环水或

热网水

汽轮机排汽

图2汽轮机乏汽或循环水余热回收系统

溴化锂吸收式热泵系统的运行也消耗电量，增大机组的厂用电消耗。由于汽轮机乏汽、循环水余热

回收热量品质较低，只能用于供热。

3.1.3

余热系统回收热量AmountofHeatRecoveryoftheSurplusHeatSystem

QyQy

余热系统回收热量指余热系统从外排热能中回收的热能。

3.1.4

余热系统名义节煤量AmountofNominalCoalSavingoftheSurplusHeatSystem

BmyBmy

余热系统名义节煤量是指与回收热量等热值的标煤量。

Qy

3.1.5

供电煤耗变化量Variationofcoalconsumptionofpowersupply

bgbg

2

GB/TXXXXX—XXXX

余热回收利用系统切除、投入两种运行模式下，机组的供电煤耗率的差值。

3.1.6

机组实际节煤量AmountofActualCoalSavingofthePowerPlant

BsjBsj

指余热回收利用系统投入后，机组实际节煤量。

3.2符号和单位

GB3101和GB3102.4规定的量、符号和单位及表1的量、符合及单位适用于本标准。

表1量、符号和单位

量符号单位

余热系统回收热量kW

Qy

低压省煤器入口水焓kJ/kg

hwi

低压省煤器入口水流量kg/s

Dw

低压省煤器出口水焓kJ/kg

hwo

热泵驱动蒸汽焓kJ/kg

hq

热泵驱动蒸汽流量kg/s

Dq

热泵疏水焓kJ/kg

hs

热泵热网水流量kg/s

Drw

热泵热网水入口焓kJ/kg

hri

热泵热网水出口焓kJ/kg

hro

余热系统名义节煤量kg/s

Bmy

汽轮机消耗热量（不含回收余热）kJ/s

Qgl

发电机功率kW

PF

主变出口功率kW

PG

汽轮机纯凝工况热耗kJ/kWh

qcs

汽轮机供热工况热耗kJ/kWh

qgr

3

GB/TXXXXX—XXXX

切除余热利用后汽轮机热耗kJ/kWh

qqc

投入余热利用后汽轮机热耗kJ/kWh

qtr

热耗变化量qkJ/kWh

供电煤耗变化量g/kWh

bg

机组实际节煤量kg/s

Bsj

4总则

4.1火力发电机组投用余热回收系统后，与余热回收系统相关联设备的运行参数应发生改变，

余热回收系统宜测试下列节能量：

a)与回收余热热量对应的名义节煤量；

b)余热系统投用后，机组总效率应提升，在机组出力（发电机功率和供热量）保持不变的条件下，

效率提升值所获得的节煤量，应为余热回收系统真实的收益，即实际节煤量；

c)由于回收的余热品质较低，利用效率较低，实际节煤量应低于名义节煤量。

4.2通过本标准的测定可获得下列指标的测量值：

a)回收余热量;

b)名义节煤量；

c)汽轮机热耗变化量；

d)机组供电煤耗变化量；

e)实际节煤量。

烟气、汽轮机乏汽、循环水余热回收系统，应在锅炉效率定义边界外，余热系统的投用、退出不

应影响锅炉效率，在计算余热回收系统节煤量时锅炉效率应保持不变，应以投用、退出余热回收系统

后引起的汽轮机热耗率、厂用电率的变化核算实际节煤量。

4.3余热回收系统节能量测试应符合下列原则：

a)汽轮机组应在相同的主再热蒸汽参数、环境参数、发电机出力、供热出力条件下，测试机组在

投入、退出余热回收系统的两种运行方式下的热耗率和厂用电率；

b)应根据测定的热耗率和厂用电率差确定煤耗变化率和节煤量。

5余热回收系统试验的前期准备

4

GB/TXXXXX—XXXX

5.1余热回收系统试验前，试验单位应了解系统布置、运行参数、安全运行范围、各主要运行工况的

设计性能和节能目标。

5.2试验单位应与电厂、供货商共同商定确定试验范围。

5.3节能量的测试应以投入、退出余热回收系统两种运行方式下，相同边界条件和出力工况下的汽轮

机热耗率试验为基础，热耗试验应参照GB/T8117的规定执行。

5.4应按GB/T8117标准要求准备试验测点及相关仪表，至少应考虑下列测点：

a)汽轮机组热耗试验计算基础的流量测量装置应满足GB/T8117的要求，可采用ASME(增加标准

编号)规定的长颈喷嘴、标准圆弧喷嘴或标准孔板。

b)发电机出口功率应采用高精度功率表测量。

c)各辅助流量测量，如再热减温水、过热减温水等应采用标准孔板测量。

d)热耗计算的主要参数，如主蒸汽、再热蒸汽、高排、给水参数应采用经校验合格的高精度压

力变送器和热电偶（热电阻）测量。

e)汽轮机排汽压力应采用高精度绝对压力变送器测量。

f)烟气余热回收系统应包括的主要测量参数有：低温省煤器前烟温、低温省煤器后烟温、低温

省煤器烟风阻力、低温省煤器进口水温、流量，低温省煤器出口水温，低温省煤器水侧阻

力，升压泵耗功（若有）。

g)汽轮机乏汽、循环水余热回收系统应包括的主要测点有：驱动蒸汽（抽汽）压力、温度，热

网水来水温度、流量，热网水出水温度，循环水来水温度、流量，循环水出水温度，乏汽

温度，驱动蒸汽的凝结水温度、流量。

5.5试验时热力系统应按照汽轮机设计热平衡图规定的热力循环运行,任何与该热力循环无关的其他

系统及进出流量应进行隔离,无法隔离的流量应进行测量。下列系统和流量试验时应隔离：

a)主蒸汽,再热蒸汽、抽汽系统的管道和阀门的疏水；

b)汽机本体疏水；

c)高、低压旁路及其减温水；

d)加热器至凝汽器的紧急疏水；

e)加热器给水、凝结水大小旁路及再循环；

f)加热器壳侧放水、放气,水侧放水、放气；

g)汽轮机辅助抽汽；

h)水和蒸汽取样；

5

GB/TXXXXX—XXXX

i)除氧器放水、溢流、放气及其他机组联接的抽汽、给水、轴封供气平衡管；

j)补水；

k)锅炉连排、定排、吹灰、放气、疏水等。

5.6应根据试验内容和目标提出试验修正方法。为获取投入、退出余热回收系统运行模式下的精确热

耗率差，应将投入、退出余热回收系统模式下将对比工况修正到同一个边界条件，试验应符合下列要求：

a)汽轮机热耗率试验的修正内容应按GB/T8117执行，应包括主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸

汽温度、再热器压损等。

b)排汽压力的修正应根据试验边界的需要选择。对于锅炉烟气余热回收系统的性能测试，应采用

汽轮机排汽压力修正。对于汽轮机乏汽、循环水余热回收系统，可不进行排汽压力修正。

c)热耗对比试验的出力应相等，应对机组出力（功率和热耗）进行对比、修正。

5.7试验的持续时间和读数频率宜按一次性能试验的最短持续时间为1h，各参数读数频率应满足GB/T

8117标准的要求。

6余热回收系统的现场试验

6.1在进行试验前，应确认汽轮机、回热系统、给水泵、凝汽器等辅助设备处于良好状况，机

组应按照约定的热力系统运行。

6.2试验用测点及仪器仪表工作应正常，数据采集系统应工作稳定，数据采集时间间隔应满足

GB/T8117的要求，应能够进行准确数据采集。

6.3机组应按试验准备期间确定的隔离方法隔离，机组不明漏率应小于0.3%。

6.4试验开始前，机组应在给定负荷稳定运行半小时以上。试验期间机组应运行稳定，运行参

数的波动应符合相应标准、规程的要求，其试验平均值与规定值间的最大允许偏差以及最大允

许波动均应满足GB/T8117要求。

6.5余热回收系统投入和退出对比试验至少应控制下列因素：

a)余热回收系统投入、退出试验应在同期进行，环境条件（气温、湿度）应基本一致。

b)机组主汽温度、再热温度、主汽压力应在设定值下投入自动运行。

c)锅炉煤质应稳定，试验期间宜采用同一煤质。

d)试验宜安排由同一班运行人员监控。

e)机组发电负荷应投入自动协调运行，机组发电机出力、热负荷应保持不变。

6.6烟气余热回收系统节能量测试应符合下列要求：

6

GB/TXXXXX—XXXX

a)试验前，应检查烟气余热回收系统工作正常，烟气温降、水侧温升等参数应合理；

b)烟气余热回收系统烟风阻力应正常，烟风阻力过大时，应查明原因；

c)烟气余热换热设备来水温度应高于低温省煤器的设计限定值，设备不应发生低温腐蚀；

d)机组负荷在降低过程中，锅炉排烟温度会随负荷逐步降低，导致低温省煤器的换热量逐步减小，

试验中应进行多负荷点测试，确定低温省煤器的有效运行范围和节能量的变化趋势。

6.7汽轮机乏汽、循环水余热回收系统测试应符合下列要求：

a)试验期间，溴化锂吸收式热泵应工作正常，各运行参数运行应正常，热网水温升应正常；

b)试验前，设备供货商、电厂可对热泵及系统进行调整，提高热泵出力，降低汽轮机乏汽、循环水

余热外排大气的量，提高机组的整体效率。应全部回收汽轮机乏汽、或循环水余热工况点应为机

组运行总效率的最高点；

c)热泵驱动蒸汽参数调整应满足热泵安全运行要求。

7数据处理及结果计算

7.1数据的整理方法及汽轮机组热耗计算方法应符合GB/T8117的规定。

7.2试验数据处理应符合下列要求：

a)对有效时段内的试验数据应进行平均值计算，并对零位、大气压力、仪表校验值等进行修正；

b)对于同一参数多重测点，应采取算术平均法；

c)各储水装置,如除氧器、排汽装置等的水位变化量应换算成相应的流量。

7.3名义节煤量计算应包括下列内容：

a)烟气余热回收系统中，应采用低温省煤器水侧进出口工质焓差和流量的乘积计算回收热量，见

公式（1）：

（）

QyDwhwohwi1

b)汽轮机乏汽、循环水余热回收系统中，应采用吸收式热泵吸收部分或全部排汽废热，回收热量

计算见公式（2）：

（）

QyDrwhrohriDqhqhs2

c)余热回收系统名义节省的标准煤量应按公式（3）计算：

（）

BmyQy/292713

7

GB/TXXXXX—XXXX

7.4余热回收机组测试、修正热耗率计算应符合下列要求：

在机组投入烟气余热回收系统工况下，回收的热量进入汽轮机回热系统，排挤低压抽汽，

a)Qy

计算汽轮机热耗时，不应计入回收热量。投入、退出两种运行模式，可采用相同的热耗率

Qy

计算见公式（4）：

Q

gl（）

qcs36004

PF

b)汽轮机乏汽、循环水余热回收系统成为机组供热热网的一部分，计算汽轮机热耗时，应将余热

回收系统与机组抽汽供热系统作为一个整体热网考虑，机组出力应为发电机功率和热网总热

量。因此，投入、退出汽轮机乏汽、循环水余热回收系统试验热耗率计算应采用公式（5）计

算：

QQ

glgr（）

qgr3600