DL∕T 1755-2017 燃煤电厂节能量计算方法

备案号：61648-2018燃煤电厂节能量计算方法2017-11-15发布2018-03-01实施国家能源局发布IDL/T1755—2017 Ⅱ 12规范性引用文件 3术语、符号和定义 14节能量计算基本原则和方法 55节能技术措施节能量计算方法 8附录A(资料性附录)低压省煤器联合暖风器技术节能量计算算例 ⅡDL/T1755—2017本标准按照GB/T1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。本标准由电力行业节能标准化技术委员会(DL/TC46)归口并解释。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、中国华能集团公司、华北电力科学研究院有限责任公司、广东电科院能源技术有限责任公司、河北冀研能源科学技术研究院有限公司、国网河北省电力公司电力科学研究院、国电科学技术研究院、中国国际工程咨询公司、大唐环境产业集团股份有限公司、神华国华(北京)电力研究院有限公司等单位。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二1DL/T1755—2017燃煤电厂节能量计算方法1范围本标准规定了燃煤电厂在役机组采用各项节能技术措施前节能量预测和采用各项节能技术措施后本标准适用于燃煤电厂在役机组采用各项节能技术措施前的可行性研究和采用各项节能技术措施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/T3216回转动力泵水力性能验收试验1级和2级GB/T8117.1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DL/T467电站磨煤机及制粉系统性能试验DL/T469电站锅炉风机现场性能试验DL/T839大型锅炉给水泵性能现场试验方法DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T1027工业冷却塔测试规程DL/T1078表面式凝汽器运行性能试验规程DL/T1141火电厂除氧器运行性能试验规程DL/T1365名词术语电力节能JB/T5862汽轮机表面式给水加热器性能试验规程ASMEPTC6汽轮机性能试验规程(PerformanceTestCodes6onSteamTurbines)Institute)AcceptanceTestMeasurementsandOperationMonit3.1术语和定义3.1.1燃煤电厂节能技术措施technicalmeasuresforenergysavingi以节约能源为目的，采用先进工艺、技术、设备、材料等对燃煤电厂进行节能改造以及运行优2DL/T1755—2017本标准符号参照DL/T904,定义见表1。表1符号列表符号单位符号名称发电煤耗克每千瓦时发电煤耗变化量克每千瓦时供电煤耗克每千瓦时供电煤耗变化量克每千瓦时热耗率千焦每千瓦时热耗率变化量千焦每千瓦时锅炉热效率%百分数锅炉热效率变化量%百分数管道效率%百分数发电厂用电率%百分数AL发电厂用电率变化量%百分数B年节煤量t吨年利用小时数h小时W发电量千瓦时Wg供电量千瓦时w年节电量千瓦时P功率千瓦P机组额定功率兆瓦P实际发电功率或机组负荷千瓦P电动机输入功率千瓦机组微增出力千瓦P泵的有效功千瓦w辅机耗电率%百分数Z标高m米A面积平方米H扬程m米t温度℃摄氏度对数平均温差或者K摄氏度或者开尔文3表1(续)符号单位符号名称凝汽器传热端差℃摄氏度温升(温差)℃摄氏度设计冷却水进口温度℃摄氏度t蒸汽饱和温度℃摄氏度电动给水泵耗功千瓦P汽动给水泵耗功千瓦η效率%百分数η风机效率%百分数I烟气/空气焓kJ/kg(煤)千焦每千克C煤收到基碳含量百分数%百分数0煤收到基氧含量百分数%百分数S煤收到基可燃硫含量百分数%百分数M煤收到基水分百分数%百分数H煤收到基氢含量百分数%百分数N煤收到基氮含量百分数%百分数a烟气的过量空气系数炉膛漏风系数j级加热器给水比焓升千焦每千克缸效率%百分数合缸机组高中压缸间轴封漏汽率%百分数排汽管道阻力而产生的温降℃摄氏度A空冷凝汽器的迎风面积平方米空冷凝汽器的迎面风速米每秒i电流A安培电缆功率损耗千瓦5排汽蒸汽含量修正系数5风机驱动功率修正系数实测冷却能力%百分数热平衡误差%百分数传热单元数实施节能技术措施后机组在负荷系数J工况下发电煤耗变化量克每千瓦时实施节能技术措施后机组在负荷系数J工况下发电厂用电率变化量%百分数4DL/T1755—2017表1(续)符号单位符号名称机组统计期内负荷系数J工况下累积发电量与总发电量之比锅炉效率变化引起供电煤耗的变化量克每千瓦时发电厂用电率变化引起供电煤耗的变化量克每千瓦时热耗率变化引起供电煤耗的变化量千焦每千瓦时锅炉效率变化引起发电煤耗的变化量克每千瓦时热耗率变化引起发电煤耗的变化量克每千瓦时Q热量千焦每秒一次风道内换热器获得的热量千焦每秒h焓千焦每千克h进口焓千焦每千克出口焓千焦每千克D质量流量千克每秒热一次风换热器循环水流量千克每秒设计冷却水流量千克每秒体积流量立方米每秒冷却水流量立方米每秒P压力帕凝汽器压力千帕V体积立方米p密度千克每立方米比容(密度的倒数)立方米每千克v流速/风速米每秒g重力加速度米每二次方秒比热容千焦每千克开尔文K传热系数瓦每平方米开尔文β系数F温度修正系数F流量修正系数X修正总体传热系数后的对数平均温差系数修正后的总体传热系数泵体平衡、密封、散热损失千焦每千克5表1(续)符号单位符号名称E泵内流体机械损失千焦每千克d空气的绝对湿度克每千克H₂o每千克煤燃烧生成的烟气中，水蒸气的体积(标准状态下)立方米每千克按引风机入口烟气分析得出的过量空气系数计算出的理论湿烟气量(标准状态下)立方米每千克每千克煤燃烧生成的理论烟气量立方米每千克y理论湿空气量(标准状态下)立方米每千克理论干空气量(标准状态下)立方米每千克理论干烟气量立方米每千克锅炉所需总风量立方米每小时引风机入口总烟气量立方米每小时空气预热器漏风系数负压煤粉制备系统漏风系数j级加热器出水比焓千焦每千克缸效率变化一个百分点对汽轮机热耗率的影响量千焦每千瓦时HR.mm高、中压缸间轴封漏汽率变化一个百分点对汽轮机热耗率的影响量千焦每千瓦时进风密度千克每立方米空冷凝汽器进风温度℃摄氏度1长度千米导线单位长度的电阻值欧姆每千米大气压力帕5大气压力修正系数μ冷却塔阻力系数λ修正到设计工况条件下的气水比2冷却数w压比4节能量计算基本原则和方法4.1基本原则4.1.1节能量计算周期为年，计算结果为节标准煤量或节电量。4.1.2节能量计算边界由节能技术措施产生的影响范围确定。6DL/T1755—20174.1.5对于节能量随机组负荷有明显变化的节能技术措施，应至少计算额定负荷100%、75%、50%三过程中，85%额定负荷及以上的可划归100%负荷；60%～85%额定负荷的可划归75%负荷；小于60%额4.2基本方法ηg锅炉热效率，%;n管道效率，%(若节能技术措施不影响管道效率，可取值99%);供电煤耗是发电煤耗和发电厂用电率的综合体现，其影响因素包括发电厂用电率、汽轮机热耗注：由各因素的单位变化量可得出该因素对供电煤耗的影响系数。在不同工况下，各因素的影响系数不同，需根据实际的发电厂用电率、汽轮机热耗率、锅炉热效率和管道效率计算。例如：发电厂用电率取5.5%,热耗率取7850kJ/(kW·h),锅炉效率取92%,管道效率取99%,则发电厂用电率每变化0.1个百分点，引起供电煤 率、锅炉热效率和管道效率等因素的变化量；然后根据各因素的变化量及其对发(供)电煤耗的影响系数计算发(供)电煤耗的变化值；最后通过发(供)电煤耗的变化值与统计期发(供)电量的乘积7DL/T1755—20174.2.2对于发电煤耗受机组负荷变化影响较小的节能技术措施，其年节煤量可用式(3)计算：W=△LhyP×104.2.4对于发电煤耗随负荷变化的节能技术措施，其年节煤量可用式(6)计算：对于供电煤耗随负荷变化的节能技术措施，其年节煤量可用式(7)计算：式中：4.2.5对于节电量随负荷变化的节能技术措施，其年节电量可用式(8)计算：4.2.6当技术措施对发电煤耗、发电厂用电率同时有影响时，应首先计算出对供电煤耗的影响，再计8DL/T1755—2017锅炉受热面节能改造是为解决锅炉本体热量分配不匹配问题而进行的受热面布置方式、面积调整a)进行改造前试验。分别按照GB/T10184和DL/T469的规定测试锅炉效率和风机功率，试验需至少在100%、75%、50%额定负荷下进行。正的情况下，锅炉受热面改造前后锅炉效率的变化量按排烟温度每降低20℃,效率升高一个d)锅炉效率的提高会降低引风机的能耗，计算引风机节能对发电厂用电率的影响，并按照4.2.1g)按照式(7)计算节煤量。试验需至少在100%、75%50%额定负荷下进行。b)根据5.5.3规定的方法对锅炉受热面节能改造后引风机的耗电率和节能量进行试验和计算；量c)对于锅炉受热面节能改造后主/再热蒸汽温度提高或主/再热器减温水量减少的改造项目，应依e)按照式(7)计算节煤量。9DL/T1755—2017f)按照式(7)计算节煤量。定测试送风机、引风机和一次风机的功率及性能。试验需至少在100%、75%和50%额定负荷e)按照式(7)计算节煤量。机的功率，按DL/T467的规定测试磨煤机总风量和冷风掺入量。试验需至少在100%、75%、d)热一次风道内换热器获得的热量g)按照式(7)计算节煤量。机功率，按DL/T467的规定测试磨煤机总风量和冷风掺入量。试验需至少在100%、75%和热平衡法和矩阵法等(参考5.4)计算供电煤耗变化量△bg。g)按照式(7)计算节煤量。a)进行改造前试验。按GB/T10184的规定进行锅炉性能试验，试验需至少在100%、75%和50%b)根据试验结果，确定锅炉烟气量和排烟温度，选择余热利用技术措施和换热器形式，确定换热c)以暖风器入口空气温度和空气预热器出口烟气温度为边界，确定余热利用前后锅炉效率的变e)计算烟气和空气侧阻力、容积变化以及所涉辅机设备功耗变化，量化其对发电厂用电率的影f)烟气余热利用节能技术措施实施前后总供电煤耗变化量的计算公式为：△b=△b+g)按照式(7)计算节煤量。a)方法一：在100%、75%和50%额定负荷工况下，结合烟气余热利用设备投入与退出情况，按照GB/T8117.1的规定测试汽轮机侧回收热量的变化和低压回热系统热力参数法、等效焓降法、矩阵法和循环函数法等计算回收热量引轮机热耗率的变化量；按GB/T10184的规定测试锅炉效率的变化，并测试辅机设备的电耗；b)方法二：在100%、75%和50%额定负荷下，对烟气余热利用设备投入与退出情况进行针对性性能试验，按GB/T8117.1的规定测试改造后的汽轮机热耗率；按GB/T10184的规定测试锅5.4.3.4在以上计算的基础上，按照式(7)计算节煤量。5.5风机改造风机节能改造的技术措施主要包括本体改造、变频改造、调速改造、引增合并改造以及烟风道优化改造等。其中，本体改造包括叶片局部改造、更换叶片、减少叶片数量和风机整体更换等使风机性低管网阻力；烟风道优化改造是通过改善烟风系统管网布置或者增减设备的方式，降低管网系统阻a)改造前试验。按DL/T469的规定进行针对性性能试验，试验需至少在100%、75%和50%额定g)计算改造前后各工况下风机功率或耗电率的差值，依据式(8)计算年节电量。5.5.3.1风机节能技术措施实施后，需至少在100%、75%和50%额定负荷的可比工况下测量电动机的率的工况可比性较差，宜至少在100%、75%和50%额定负荷下进行针对性性能试验，修正到风机设计a)理论干空气量，每千克煤燃烧所需的理论化学当量干空气量(氧浓度按21%体积计算)按下V⁰=0.0889(C.+0.375S)+0.265H_-0.03330(13)DL/T1755—2017其中：DL/T1755—2017M煤收到基水分百分数，%。汽封改造和汽缸局部结构改进等。改造通过提高缸效率或增加单位质量新蒸汽做功，降低汽轮机热耗率。率，试验需至少在100%、75%和50%额定负荷下进行，并记录主蒸汽调门开度。△HR=HR₂-HR₁EFF₁——节能技术措施实施前缸效率，%;注：以上参数符号下角标中的h、m和1,分别指高压缸、中压缸和低压缸。f)按式(3)计算100%负荷工况代表所有工况的年节煤量；对于能准确获得其他负荷工况热耗率和煤耗的情况，可按式(6)计算加权年节煤量。DL/T1755—2017△HR=(EFF₂-EFF₁)HRm+(EFFm-EFFmI)HRm(22)△HR=(HR₂-HR₁)-(EFFh₂-EFF₁)HRm-(EFFm-EFFm)HR-△HRoher(23)采用式(3)或式(6)计DL/T1755—2017a)进行对比试验，按GB/T8117或ASMEPTC6的规定进行针对性试验获得热耗率100%、75%、50%额定负荷下，分别进行优化前、后两个对比工况，并记录主蒸汽调门的DL/T1755—2017c)按照4.2.1规定的方法计算热耗率变化对发电煤耗的影响，按式(6)计算年节煤量。a)改造前给水泵宜按DL/T839的规定进行针对性性能试验，驱动给水泵的汽轮机宜按GB/T8117的规定进行针对性性能试验，试验应至少在100%、75%和50%额定负荷下进行。b)参照5.9.4给水泵组性能计算方法，在不同负荷工况下，预测给水泵组各设备运行效率的变c)按照式(8)计算电动给水泵年节电量；汽动给水泵组进汽流量变化对热耗率的影响需依据汽a)方法一：简便对比测试法。节能技术措施实施后，进行100%、75%、50%额定负荷下的对比b)方法二：分部性能试验对比法。节能技术措施实施前后，在100%、75%、50%额定负荷下进c)方法三：整体性能试验对比法。给水泵组节能技术措施实施后，在100%、75%、50%额定负按照式(8)计算电动给水泵年节电量；汽动给水泵组进汽流量变化对热耗率的影响需依据汽轮机对发电煤耗的影响按照4.2.1规定的方法获得，年节煤量按照式(6)计算。DL/T1755—2017P=p×g×H×VLnp变频器效率，%:DL/T1755—2017ηi——驱动汽轮机效率，%。环水泵效率变化量计算循环水泵耗功变化量，按照式(5)计算年节电量。型，根据循环水泵流量变化量，计算机组在100%、75%和50%额定负荷工况下循环水泵流量75%和50%额定负荷工况下循环水泵流量变化量对热耗率和发电厂用电率的影响。按照4.2.1按GB/T3216的规定进行改造后试验，根据改造前后实测的循环水泵运行效率、耗功和流量变b)有效功率：P=p×g×H×VL(37)c)效率：7xb循环水泵效率，%;ηg——电动机效率，%。5.10.4.2循环水泵运行优化。循环水泵最优运行方式和机组最佳运行凝汽器压力的确定需先进行机组微增出力关系和循环水泵流量耗功的试验，再结合凝汽器变工况特性进行计算。计算方法如下：a)微增出力与机组凝汽器压力的关系为：b)凝汽器变工况特性。由试验可以得出当前冷却水进口温度条件下凝汽器压力与冷却水流量的关系，当冷却水进口温度改变时，可由凝汽器变工况特性进行换算：Pk=f₂(P,t,VL.)t₁冷却水进口温度，℃;c)凝汽器冷却水流量和循环水泵耗功。循环水泵运行方式不同时，对应凝汽器冷却水流量和循环水泵耗功的关系为：Pr循环水泵耗功，也是其电动机输入功率，kW。d)最佳运行凝汽器压力。最佳运行凝汽器压力是以机组功率、冷却水进口温度和冷却水流量为变量的目标函数，在量值上为机组功率的增量与循环水泵耗功增量之差最大时的凝汽器压在数学意义上，当,凝汽器冷却水流量对应的机组凝汽器压力为最佳值，即：DL/T1755—2017凝结水泵改造主要是指通过改造可降低凝结水泵出口压力，减少出口阀门节流损失，降低水泵耗电率，可实施的节能技术措施主要包括泵本体提效改造或更换、去除或车削叶轮、电动机变频改造和1)方法一：计算改造前实际耗电率与同类型机组改造后耗电率的差值，与发电量相乘得到节2)方法二：在100%、75%、50%额定负荷下按GB/T3216的规定进行改造前试验，确定管网b)按照式(8)计算年节电量。1)方法一：在机组100%、75%、50%额定负荷工况下，对凝结水泵电功率进行改造前后的对比测试。为排除其他改造的因素影响，对比测试宜在凝结水泵出口流量相同的前提2)方法二：按照GB/T3216的规定进行凝结水泵性能试验，测试计算改造后凝结水泵工作点b)按照式(8)计算年节电量。凝汽器节能改造是指通过提高设备整体传热性能，达到降低凝汽器压力和汽轮机热耗率的目的，技术措施主要包括凝汽器本体改造、凝汽器抽空气系统改造以及胶球清洗系统改造。其中，凝汽器本a)在100%、75%、50%额定负荷下，按DL/T1078并参考HEI118的规定进行改造前试验。按c)建立负荷、冷却水温度和循环水泵运行方式计算模型，得到机组在100%、75%和50%额定负d)按照4.2.1规定的方法计算热耗率和发电厂用电率对发电煤耗的影响，采用式(6)计算年节煤量。DL/T1755—2017K₀=g√vβm——冷却管管材和壁厚修正系数，根据管材和壁厚8分别按式(50)～式(56)计算；DL/T1755—2017表2冷却管外径系数c41～4548～51βm=0.0279δ⁴-0.19448³+0.44478²-0.5278+1.1846βm=-0.02798⁵+0.23688⁴-0.76818³+1.17618²-0.96328+1.2722(53)βm=-0.02958⁴-0.14258³+0.64158²-0.88868+1.1598(55)βm=-0.03538⁶+0.2973δ⁵-0.93868⁴+1.33628³-0.73928²-0.20688+1.0074(56)K=K.FF(57)a)在100%、75%、50%额定负荷下进行改造前试验。表面式加热器试验按JB/T5862的规定进行，除氧器试验按DL/T1141的规定进行。除了专用试验仪表，电厂分散式控制系统DL/T1755—2017a)进行改造前试验。在年平均气温或TRL工况气温下，按VGB-R131Me的规定在100%、 表冷却气温度相对进口温差的变化，无量细数：组负荷(D)、风机运行方式(vw)、迎风面积(Aw)、环境温度(ta)等不变的情况下，根据耗的影响，按照式(6)计算年节煤量。b)直接空冷机组排汽压力受机组负荷(热负荷)、风机耗功以及环境温度等影响。在100%、75%、50%额定负荷的可比工况下，若环境气温等无法保持改造前后一致，可按照VGB-DL/T1755—2017式中：b)传热单元数：tIp设计入口空气温度，℃;tD设计出口空气温度，℃。c)辅助值T:e)大气压力修正系数：f)风机驱动功率。由于风机电动机功率在电动机控制盘出线端处测量，所以测量值应扣除控制盘至电动机间电缆的线损。要精确计算电缆线路的电能损失很复杂，试验中只考虑导线电阻的功式中： 空气侧阻力定律指数，取0.33:taT试验工况的进口空气温度，℃;P修正后的风机驱动功率，kW;P试验工况的风机驱动功率，kW;Pp设计状态下的风机驱动功率，kW;Pap设计状态下的空气密度，m³/kg。h)进汽压力和入口空气温度的修正系数：DAD——设计状态下的进汽质量流量，kg/s;D根据试验实测的进汽压力及入口空气温度在空冷凝汽器性能曲线上查得的进汽质量流i)修正后进汽质量流量：DA试验工况的进汽质量流量，kg/s。j)修正后进汽质量流量偏差：△DA试验实测的进汽质量流量偏差，kg/s;△5进汽蒸汽含量修正系数偏差，计算中该项偏差为0;△5₂大气压力修正系数偏差；△5₃风机驱动功率修正系数偏差；DL/T1755—2017k)排汽质量流量转化为排汽压力：5.15冷却塔改造冷却塔改造的节能技术措施主要包括塔芯部件材料选型优化、配水优化、淋水填料散热面积增容、填料布置方式优化以及综合升级改造等。其中，塔芯部件优化包括淋水填料、除水器、喷溅装置等冷却塔的主要塔芯部件的优化选型；配水优化通过重新设计分区水量实现风水最佳配比；淋水填料散热面积增容通过改变淋水填料片之间的距离及组装高度达到冷却塔换热面积增加的目的；综合升级改造根据具体情况包括上述一项或多项改造措施。冷却塔节能改造效果体现为出塔水温的降低，凝汽器压力的改善和汽轮机热耗率的降低。a)按照DL/T1027的规定进行改造前试验。在机组及稳定负荷不低于80%条件下，改变循环水泵的运行台数进行试验。根据试验结果得出改造前冷却塔实测热力特性曲线。b)根据试验结，选择改造