DL/T 904—2015 与 GB/T 10184—2015标准的锅炉效率计算对比分析

杨俏发

(古交西山发电有限公司，山西 太原 030001）

0 引言

在电厂日常生产运行和锅炉燃烧优化时均需要对锅炉效率进行分析和比较评价[1-2]。在智慧电厂的建设过程中，需要实时了解锅炉的效率，了解其运行经济性，从而实现电厂的安全、经济和绿色运行。然而，无论是美国机械工程师协会ASME 标准 Fired steam generators performance test code ASME PTC 4-2013[3]还是中国的国标《电站锅炉性能试验规程》GB/T 10184-245[4]，在计算锅炉效率时都需要用到煤质的元素分析。但煤质元素分析设备价格昂贵，流程复杂，耗时长，成本高，电厂一般不具备煤质元素分析化验能力，只能够进行煤质工业分析化验。中国电力行业标准《火力发电厂技术经济指标计算方法》DL/T 904—2015 中给出了通过煤质的工业分析和锅炉运行参数估算锅炉效率的办法[5]，但是在相同的运行条件下依据此标准通过煤质工业分析计算得到的锅炉效率和依据国标《电站锅炉性能试验规程》 通过煤质元素分析计算得到的锅炉效率存在明显的偏差，给技术人员带来困扰。本文分别采用《火力发电厂技术经济指标计算方法》和《电站锅炉性能试验规程》（以下简称两个标准）计算相同条件下的反平衡锅炉效率和各项损失的差别，并详细分析引起差别的主要原因，从而便于相关人员对两种计算方法的理解。

1 两个标准锅炉效率计算方法的差别

在两个标准中，锅炉的效率均指锅炉的燃料效率，即输出热量与输入锅炉系统边界燃料低位发热量百分比，但是两个标准计算锅炉效率时的算法并不完全相同。

1.1 基准温度

在《电站锅炉性能试验规程》中规定了计算的基准温度，即进出锅炉热平衡边界的物质热量起算点温度，并规定基准温度为25 ℃。在计算物质进出锅炉系统热量损失时，首先根据物质进入系统时的温度与基准温度下的焓值差，求得带入系统的热量；之后根据物质离开系统时的温度与基准温度下的焓值差，计算出带出系统的热量；最后用带出系统的热量减去进入系统的热量，算出热量的损失。这种计算方式虽然比较复杂，但是更为准确，尤其是对进出锅炉系统物质发生变化的情况下，准确度较高。

在《火力发电厂技术经济指标计算方法》中没有基准温度的概念，是直接采用物质离开锅炉和进入锅炉时的焓值差求得物质进入锅炉系统的热量损失，以离开时的物质为标准进行计算，准确性较低。

1.2 q2 和q6 的计算方法不同

在两个标准中，q2均表示离开锅炉边界系统烟气所带走的物理显热（也即排烟损失），但计算方法不同。在《电站锅炉性能试验规程》中，排烟损失通过干烟气和水蒸气在排烟温度与基准温度（25 ℃）下的焓值差计算，而在《火力发电厂技术经济指标计算方法》 中，排烟损失通过干烟气和水蒸气在排烟温度与空预器入口风温下的焓值差计算。通常空预器入口空气温度和基准温度不同，从而使得排烟损失q2计算的结果不同。

同样，在计算灰渣物理热损失q6时，《电站锅炉性能试验规程》选取与基准温度的焓值差，而《火力发电厂技术经济指标计算方法》选取与空预器入口风温的焓值差。在计算固体未完全燃损失时，《电站锅炉性能试验规程》考虑了添加石灰石后灰分的增加，而《火力发电厂技术经济指标计算方法》没有考虑添加石灰石后灰分的增加。

1.3 输入热量

在《电站锅炉性能试验规程》中单独考虑了输入系统物质的显热，而在《火力发电厂技术经济指标计算方法》中没有单独考虑进入系统物质的显热，只是在计算锅炉排烟损失和灰渣物理热损失时将它们包含在内。

1.4 理论空气量计算方法不同

在计算排烟损失时，需要计算锅炉的烟气量。《电站锅炉性能试验规程》根据燃料的元素分析和灰渣含碳量然后再根据元素平衡计算锅炉的烟气量，而《火力发电厂技术经济指标计算方法》是根据燃料的热值和煤质系数K进行估算理论空气量，再计算烟气量。

1.5 烟气焓值计算方法不同

在烟气焓值计算过程中，《电站锅炉性能试验规程》根据计算得到的烟气成分和它们各自的焓值通过加权平均计算出烟气的比热，而《火力发电厂技术经济指标计算方法》由于没法精确计算得到锅炉的烟气成分，所以将烟气看成CO2、O2和N2的比值分别为15.4∶3.5∶81.1 的混合气体，求得混合气体的比热。

2 效率计算时锅炉的运行参数和煤质分析

在相同条件下，应用两个标准分别对一台循环流化床锅炉效率进行计算，计算时所选用的锅炉运行参数如下：排烟温度为120 ℃，氧的体积分数为4%，CO 的质量浓度为188 mg/m3，SO2的质量浓度为571 mg/m3，环境温度为15 ℃，入口风温为26.76 ℃，飞灰含碳量为3.5%，底渣含碳量为2.5%，灰渣比为50∶50，床温为850 ℃。

由于《火力发电厂技术经济指标计算方法》中计算理论空气量时用到煤质系数K，而K值与燃料类型有关。为了更加全面地分析两个标准计算出的锅炉效率的差异，特选取了4 种不同煤质[6]进行锅炉效率计算。4 种不同煤质的元素分析和工业分析见表1 和表2。

3 两个标准效率计算结果的比较

通过两个标准计算得到的锅炉效率及各项损失如表3 所示。由于两个标准中排烟损失q2和灰渣物理热损失q6的计算方法不同，含义也略有差别。所以在比较时将依据《电站锅炉性能试验规程》 计算出的排烟热量和进入系统边界的空气带入的热量计算出排烟损失q2，通过排出灰渣的物理显热与入炉燃料的物理显热计算出锅炉灰渣物理热损失q6，然后再分别与《火力发电厂技术经济指标计算方法》 计算出来的q2和q6进行比较，这样物理意义就基本一致了。

表1 4 种不同煤质的元素分析

表2 4 种不同煤质的工业分析

表3 锅炉效率及各项损失

3.1 排烟损失q2

从表3 可以看出，依据《火力发电厂技术经济指标计算方法》计算得到的排烟损失q2小于依据《电站锅炉性能试验规程》计算得到的q2。这是因为《火力发电厂技术经济指标计算方法》 理论空气量的计算不是通过煤质的元素分析数据计算出来的，而是通过煤的低位发热量和煤质系数计算出来的。通过这种方法计算得出的理论空气量通常要比通过元素分析计算得出的理论空气量小4%~6%，一类烟煤要偏小近9%，从而计算得到的烟气量偏小，排烟损失偏小。

在计算烟气中水蒸气含量时，需要知道煤种的氢元素的含量。而《火力发电厂技术经济指标计算方法》 是通过干燥无灰基挥发分与氢元素含量的关联式来计算氢元素的含量，所以引起烟气中水蒸气含量的误差。

《电站锅炉性能试验规程》 在计算排烟损失时，将进入系统的热量和离开系统的热量分别计算，这种计算方法在进出系统物质发生变化时更为精确，而《火力发电厂技术经济指标计算方法》在计算时不考虑进出系统物质发生的变化，以离开系统的物质作为计算的基础。

3.2 气体不完全燃烧损失q3

在两个标准的效率计算过程中，q3损失的计算方法基本相同，结果一致。

3.3 固体不完全燃烧损失q4

在计算固体不完全燃烧损失q4时，《火力发电厂技术经济指标计算方法》中没考虑脱硫剂对锅炉灰渣量的影响，直接用燃料的收到基灰分Aar计算锅炉的灰渣物理热损失，而《电站锅炉性能试验规程》在计算时考虑了脱硫剂对灰渣量的影响。如果炉内脱硫投运时，直接按照《火力发电厂技术经济指标计算方法》 计算锅炉灰渣物理热损失得到的结果明显偏小。若在计算中考虑脱硫剂对灰渣量的影响，对计算公式进行完善，两个标准的计算结果则基本相同。

3.4 锅炉散热损失q5

在《电站锅炉性能试验规程》中对锅炉散热损失q5计算公式进行了修改，考虑了流化床锅炉结构的变化，但需要测量的数据较多，可操作不强，并且锅炉散热损失占比很小，因此在计算中，通常按照旧版本GB/T 10184—88 进行计算。《火力发电厂技术经济指标计算方法》中锅炉散热损失q5的计算和GB/T 10184—88 中的计算方法相同。

3.5 灰渣物理热损失q6

从表3 可以看出，两个标准计算得到的灰渣物理热损失q6差别较大，这是由于计算过程中两个标准比热的选取不同和入炉燃料温度选取不同造成的。《电站锅炉性能试验规程》中800 ℃时的灰渣比热为1.102 kJ/（kg·K），入炉燃料温度选取实测入炉燃料温度；而《火力发电厂技术经济指标计算方法》中灰渣比热的取值为0.96 kJ/（kg·K），入炉燃料温度选用空预器入口温度，计算得到的灰渣物理热损失要偏小，尤其对于流化床锅炉，灰渣含碳量大时，影响更为突出。

3.6 脱硫损失q7

从表3 还可以看出，两个标准计算得到的脱硫损失q7略有差别，这主要是因为《电站锅炉性能试验规程》 中选取石灰石的分解率为98%，而《火力发电厂技术经济指标计算方法》中选取石灰石的分解率为95%。

4 结论

通过采用两种锅炉效率计算标准计算得到的锅炉效率的比较可以看出：相同条件下《火力发电厂技术经济指标计算方法》计算得到的锅炉效率要高于《电站锅炉性能试验规程》计算得到的锅炉效率；当《火力发电厂技术经济指标计算方法》考虑脱硫剂对灰渣量的影响时，计算得到的固体未完全燃损失和《电站锅炉性能试验规程》计算得到的基本相同；两种计算方法部分参数选取值不同，在实际计算过程中，可以选取相同的参数值，从而使得两种计算结果的可比性增强； 《火力发电厂技术经济指标计算方法》锅炉效率计算简单，能够满足电厂燃烧调整和智能控制的需要。