拟合入厂煤和入炉煤低位发热量计算表
济宁市碳排放核查现状及下一步工作建议
352022年1月上 第01期 总第373期节能环保与生态建设China Science & Technology Overview随着工业的不断进步，使得温室气体的排放量持续增加，引起全球变暖，对全球的气候变化产生了深刻的影响，因而全世界越来越关注控制其排放。
1.温室气体温室气体是指任何会吸收和释放红外线辐射并存在大气中的气体，目前，《京都议定书》提出对以下6种温室气体的排放量进行控制：二氧化碳（CO 2）、甲烷（CH 4）、氧化亚氮（N 2O）、氢氟碳化合物（HFCs）、全氟碳化合物（PFCs）和六氟化硫（SF 6）。
由于二氧化碳的含量最多，产生的影响也是最大的，因此控制二氧化碳的排放量刻不容缓。
2.碳核查的目的和意义由于二氧化碳是引起气候变化的主要温室气体，因此我国越来越重视碳排放核查工作。
目前，我国的碳核查工作是由政府部门统一拨款，面向全社会招投标，委托有资质的第三方机构核查各企业二氧化碳的实际排放量。
通过碳核查工作，可以更好地掌握各重点行业、重点排放单位二氧化碳的实际排放情况，能够促进高排放行业提前达峰，可更有效地实施碳减排，为我国实现碳达峰、碳中和提供重要的数据支撑。
2021年7月16日，我国碳排放权交易市场正式上线。
首批参与碳交易的重点排放单位是发电行业。
目前，全国纳入交易名单的重点排放单位超过2000家，根据相关测算，这些企业的碳排放量超过40亿t，中国的碳排放权交易市场已成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳交易市场。
“十四五”期间，我国建材制造、纸制品制造、化学工业、有色金属、钢铁生产、石油化工、和民用航空，都将逐步被纳入全国碳交易市场，这也就意味着中国这个全球最大的碳市场将变得更大。
碳核查结果决定着排放单位最终获得的碳排放配额数量，为企业完成碳交易提供重要依据，也是企业最终履约的重要环节，与企业的生存和发展息息相关，这也更突出了碳核查的重要性。
3.济宁市碳核查现状2021年7月和10月，山东省生态环境厅委托第三方已完成对济宁市电力、化工、建材、造纸行业，45家企业二氧化碳排放量的核查工作。
火电厂热值差管理分析及对策
火电厂热值差管理分析及对策【摘要】通过对入厂煤与入炉煤的分析，找出热值差产生的原因，并提出入厂、入炉煤热值差的管理措施。
【关键词】入厂煤；入炉煤；热值差；燃料管理1 入厂、入炉煤热值差计算方法及产生原因1.1 热值差计算方法入厂煤与入炉煤热值差是指燃煤电厂统计期内入厂煤平均热值与入炉煤平均低位热值的差值。
入厂、入炉煤热值差的计算式为：入厂入炉煤热值差=统计期内入厂煤热值—统计期内入炉煤热值统计期内入厂煤热值=∑日入厂煤量*入厂煤低位热值/∑统计期内入厂煤总量统计期内入炉煤热值=∑日入炉煤量*日化验入炉煤低位热值/统计期内入炉煤总量1.2 入厂煤、入炉煤低位热值产生的工作流程入厂、入炉煤经过采样、制样、化验3个环节，才能得到该批次煤的低位热值；各环节全部由发电厂自行操作。
入厂煤样取自刚进厂的煤，反映煤进厂时的质量，入炉煤样取自进锅炉前的煤，反映燃烧煤的质量。
1.3 入炉入厂煤热值差产生的原因燃煤进厂后，在接卸、存储、配烧过程中，必然会产生损失，表现为入厂煤和入炉煤的低位发热量有差值。
一般，入厂煤热值高于入炉煤的。
入厂入炉煤热值差反映了电厂原煤采购、煤质化验、配煤掺烧及煤炭存放管理情况等，是体现电厂燃料管理水平的重要指标。
按照一流电厂的标准，入厂入炉煤热值差控制不得超过0.502 MJ/kg。
各火电公司根据自身实际也提出相应标准，并按月考核。
但实际生产中，大多数电厂的入厂入炉煤热值差不能控制在目标范围内。
2 入厂入炉煤热值差管理中存在的问题及原因分析从2011年1～12月对xx火电厂热值差统计中看出，该厂有6个月热值差未达标，有6个月出现负值。
热值差最大3.01 MJ/kg，波动非常大。
2.1 来煤不均匀造成的误差电厂每天的入厂煤、入炉煤数量达几千吨或上万吨。
由于煤炭在开采、装车过程中并无有效的混合措施，同一列火车或同一辆汽车内所装煤质量有较大差异，而采制化只采取少量煤样（几百公斤），再经过制样制成约100g、粒度<0.2mm 的试样，经化验得出结果。
关于DL／T904-2004供热煤耗公式的简化推导过程及其他
供热煤耗大小的问题，我也参与了交流，其中一个群友交流的东西正好解了我的困惑，由此打通了
我推导供热煤耗公式简化计算方法的最后一个通道。
下面将供热煤耗公式简化计算方法推导过程罗列一下。
2 电力行业标准 DL/T904-2004 中供热煤耗公式简化计算方法推导过程
假设某供热机组统计期内供热量为Q GJ，消耗的燃煤量为Mt,燃煤低位发热量为q MJ/kg，标
式中:
Q — 热耗量，GJ。
Q
D h D h D h D h D h D h 10
式中:
D — 汽轮机主蒸汽流量，t；
h — 汽轮机主蒸汽焓值，kJ/kg；
D — 最终给水流量，t；
h — 最终给水焓值，kJ/kg；
D — 汽轮机再热蒸汽流量，t； h — 汽轮机再热蒸汽焓值，kJ/kg； D — 冷再热蒸汽流量，t； h — 冷再热蒸汽焓值，kJ/kg； D — 过热器减温水流量，t；
列表如下：
序号 1 2 3 4 5 6 7 8
锅炉效率（%） 91 92 93 94 91 92 93 94
管道效率（%） 98 98 98 98 99 99 99 99
两效率乘积 0.8918 0.9016 0.9114 0.9212 0.9009 0.9108 0.9207 0.9306
供热煤耗（kg/GJ） 38.2614 37.8455 37.4386 37.0403 37.8749 37.4632 37.0604 36.6661
是如何得来的。从另一个角度也间接证明了本文第二部分的推导结果是正确的。式(3-1)计算出的
供热煤耗不仅包含单位供热量的燃料消耗，还包括了单位供热量的电力消耗，将标准 DL/T904-
2004 中计算的供热煤耗和供热厂用电率两者合了起来，体现了生产单位供热量整个生产环节的综
热电公司入厂煤质标准
热电公司入厂煤质标准
根据各种炉型入炉煤煤质的要求，并按照国标煤炭储存热值的自然损耗3%标准，制定我公司入厂煤煤质要求如下：一、1#-3#锅炉入厂煤要求：
（1）烟煤
低位发热量Q gr，ar3708Kcal/Kg，全水分Mar≤16.9%，固有水分Mad≤8%，挥发份30%≤Vdaf≤40%，焦渣特性≤2＃。
（2）掺烧煤
高热值煤≥4635Kcal/Kg；全水分Mar≤23%，固有水分
Mad≤8%，
挥发份Vdaf≤40%。
无烟煤≥4635 Kcal/Kg；全水分Mar≤12%，固有水分Mad
≤3%，
挥发份Vdaf≤20%。
杂煤≥3399 Kcal/Kg。
全水分Mar≤16%，固有水分Mad
≤8%，
挥发份Vdaf≤50%。
二、4#锅炉入厂煤要求：
4#锅炉定为4635Kcal/Kg（水洗粒煤）
三、5#-12#锅炉入厂煤要求：
热值≥3300Kcal/Kg，全水分Mar≤12%（内蒙全水可以
≤22％，外水可以≤10％），固有水分Mad≤8%，挥发份Vdaf ≥40%，煤比重≤1.0公斤/立方分米。
热电厂经济指标计算参考公式
炉给水流量+二级过热器减温水流量+一级过热器 减(10温0*水(炉流量蒸汽流量*f_enth(炉主汽压力,炉主汽温 度)-炉给水流量*f_enth(炉给水压力,炉给水温 (锅炉效率反+锅炉效率正)/2 100-((排烟温度-一次风温度)/100*((21/(21-氧 量+0.1))*3.55+0.44)+33.727*入炉燃煤灰份
pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 pi中取数 手工录入 计算指标 计算指标 计算指标 计算指标
pi中取数 pi中取数 pi中取数 计算指标 计算指标 计算指标 计算指标 计算指标
以上标注红色底纹为此颜色的都为需要重点校
以上为机组指标,仅供参考
以下为全厂手录指标,其中的一些指标在机组运算时会引 用，例如：算煤折标时会用到“入炉燃煤低位发热量”
入炉燃煤低位发热量 入厂燃煤低位发热量 入厂燃煤硫份 入厂燃煤全水份 入厂燃煤灰份 入厂燃煤挥发份 入炉燃煤灰份 入炉燃煤全水份 入炉燃煤硫份 入炉燃煤挥发份
手工录入 手工录入 手工录入 手工录入 手工录入 手工录入 手工录入 手工录入 手工录入 手工录入
公式
生产厂用电量-供热厂用电量 发电厂用电量/发电量*100 生产厂用电量/发电量*100 综合厂用电量/发电量*100 发电量-上网电量 发电量/运行小时 平均负荷/最高负荷_日最大*100 发电量-发电厂用电量
热耗量
计算指标
发电热耗率 真空度 高加投入率 热耗率 循环水温升 凝结水过冷度 机组热效率 其他 铭牌容量
火力发电厂生产指标介绍
三、火力发电厂生产指标介绍一、主要指标介绍1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。
他是综合计算了发电煤耗与厂用电率水平的消耗指标。
因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。
供电煤耗=发电耗用标准煤量〔克〕/供电量〔千瓦时〕=发电耗用标准煤量〔克〕/发电量X〔1-发电厂用电率〕〔千瓦时〕2、影响供电煤耗的主要指标1）锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉热量的百分比。
2）空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量比。
3）主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度。
4）主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压力。
5）再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽温度。
6）排烟温度:排烟温度是指锅炉末级受热面〔一般指〕空气预热器后的烟气温度。
对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。
7）飞灰可燃物：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比〔％〕。
8）汽轮机热耗率：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。
以机组定期或修后热力试验数据为准。
9）真空度：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数。
10）凝汽器端差：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。
11）高加投入率：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值。
12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值〔℃〕。
13）发电补给水率：是指统计期汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水〔汽〕损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽〔水〕量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。
注：以上指标偏离设计值对煤耗的影响见附表3、综合厂用电率：是指统计期综合厂用电量与发电量的比值，即：综合厂用电率=(发电量/综合厂用电量)×100％。
基于多元线性回归分析的贵州无烟煤低位发热量计算数学模型研究
基于多元线性回归分析的贵州无烟煤低位发热量计算数学模型研究摘要：本研究旨在建立一个基于多元线性回归的模型，用来对贵州无烟煤的低位发热量（LHV）进行预测。
在建立模型的过程中，收集数据包括水分、灰分、全硫、可磨硫、氮量和可挥发分等7个因素，以上述7个因素作为自变量，LHV作为因变量，建立多元线性回归模型，用计算机拟合得出该模型。
结果表明，所构建的模型具有很好的拟合能力，模型的R方为0.972，p值<0.001，标准偏差小于因变量本身的标准偏差，说明该模型的拟合能力是较好的。
关键词：贵州无烟煤；多元线性回归；低位发热量正文：一、研究背景贵州无烟煤是在我国新能源发电过程中广泛应用的优质煤种，其低位发热量（LHV）是煤炭发电过程中的重要指标及经济指标。
因此，如何准确预测贵州无烟煤的LHV，不仅有利于企业精确控制发电过程中产生的热量，而且能够有效提高能源利用率，更有利于改善污染环境、提高能源效率。
二、研究内容本研究以数据收集、多元线性回归模型构建以及模型优化三个方面进行研究，试图建立一个可以准确预测贵州无烟煤LHV的数学模型。
（1）数据采集首先，研究选择贵州省贵州无烟煤质量数据库中应用广泛的十几地区无烟煤质量指标作为研究变量。
其中，数据收集包括水分、灰分、全硫、可磨硫、氮量和可挥发分等六因素，以此作为自变量，LHV做为因变量，最终收集数据共计337条。
（2）多元线性回归模型构建在获得所有数据之后，用计算机对所收集的数据进行多元线性回归分析，建立多元线性回归模型，最终确定LHV定量预测模型。
（3）模型优化在模型构建之后，采用常用的R方值、std值、p值这三个统计指标来测评模型优度。
模型优度越高，则模型优化情况就越好，对煤炭发电过程中提高能源利用率有着更好的帮助和指导作用。
三、结论经过上述实验，建立了新的基于多元线性回归的模型，用来对贵州无烟煤的低位发热量（LHV）进行预测。
该模型的R方为0.972，p值<0.001，标准偏差小于因变量本身的标准偏差，说明模型的拟合能力是较好的。
入炉煤热值对锅炉效率的影响
入炉煤热值对锅炉效率的影响摘要：煤的发热量不仅影响锅炉效率，还影响磨煤机、除灰、除尘耗电率，对锅炉、脱硫管道磨损的磨损以造成很大的影响，对燃煤的运输费用已有很大的影响。
本章主要讨论煤的发热量对锅炉效率及辅机耗电率的影响。
关键词：热值；锅炉效率；水分；灰分0 引言煤的发热量、硫分、挥发分、灰分、水分等指标对机组的安全、环保、经济、可靠运行有较大的影响。
煤的发热量不仅影响锅炉效率，还影响磨煤机、除灰、除尘耗电率，对锅炉、脱硫管道磨损的磨损以造成很大的影响，对燃煤的运输费用已有很大的影响。
本章主要讨论煤的发热量对锅炉效率及辅机耗电率的影响。
1 锅炉效率的计算由锅炉效率的计算公式（热损失法）：ηgl=1-（q2+ q3+ q4+ q5+ q6）。
当入炉煤的低位发热量变化而其它参数保持不变时，q3、q5、q6的值基本上是不变的，在此认定其为定值。
此时，入炉煤低位发热量变化时锅炉效率相应变化的表达式为：△ηgl＝－（△q2＋△q4）1.1排烟热损失值q2的计算如下：干烟气量C＝αlzClz/（100-Clz）+ αfhCfh/（100-Cfh）其中：Clz－－炉渣含碳量Cfh－－飞灰含碳量Αlz－－炉渣占总灰量的比例Αfh－－飞灰占总灰量的比例实际燃烧碳的百分率Cr= Car-Aar×C%理论干空气量Vgk=0.089（Cr+0.375Sar）+0.265Har-0.0333Oar理论干烟气量Vgy=0.01866（Cr+0.375Sar）+0.79（Vgk）+0.008Nar实际干烟气量Vgy=（Vgy）+（α-1）×（Vgk）水蒸汽VH2O=1.24[（9Har+Mar）/100+1.293×α×（Vgk）×dk]排烟热损失 Q2=（Vgy×CP，gy+ Vh2o×CP，h2o）×（θpy-t0）排烟热损失百分率q2= Q2/ Qr1.2固体未完全燃烧热损失的计算：q4=337.27×Aar×C/ Qr其中：Aar－－收到基灰分C－－生成的干烟气量Qr－－入炉煤低位发热量1.3燃煤中灰分、水分变化与发热量的关系由燃煤的工业分析可知：燃煤是由固定碳、挥发份、灰份、水份等四部分组成，因此它们其中任一部分的含量发生变化，都会导致燃煤的低位发热量发生变化。
煤热值差
燃料管理影响供电煤耗上升19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨，是05年1-5 月供电煤耗上升幅度较大的主要原因。表现为：
（1）2004年末，财务帐面存煤126924 吨，而燃管中心帐存煤为60335吨，煤场亏 损66589吨，至今未作处理，因此煤场继续 出现亏损的可能性存在。
由第三方制样，然后缩分出两份煤粉样，分别由入厂、 入炉煤化验室化验。
入厂煤化验室化验 入 炉 煤 化 验 室 化
结果
验结果
空气干燥基水分 Mad(%)
1.81
1.83
干燥基灰分 Ad(%)
34.59
34.69
干 燥 基 发 热 量 20.714
20.716
Qgr,d(MJ/kg) 入厂、入炉热量相差 2J/g，平均值为 20.72MJ/kg
4 采样、化验设备偏倚检查
1、入厂煤、入炉煤热值差* 所谓入厂煤、入炉煤热值差是指针对同
一煤源对象，在一段时期内，入厂煤和入炉
煤的收到基低位发热量在同一全水分下的 差值。
2、产生入厂煤、入炉煤热值差的原因 *。
1） 入厂煤与入炉煤燃用不同步计算对 象不一致性产生热值差。
2) 煤长时间存放产生热值差。 3） 煤炭的不均匀性易产生热值差。 4）采制化人员不规范操作带来的热值差。 5）入厂煤与入炉煤采样方法等不同造成 的的代表性不同产生的热值差。 6）计算与统计方法的不合理性产生的热 值差。
案例：厂煤、入炉煤热值差统计分析
入厂煤与入炉煤热值差是火电厂十分关注的问题之一， 它是发电集团或者电厂管理部门实施燃料考核的重要指标。 将其热量差控制在一定范围内可以体现出燃料管理和采制 化工作的水平。由于各种因素影响，造成某些电厂人炉煤的 发热量比人厂煤偏低较多，因此有必要对造成人厂煤与人炉 煤发热量差异偏大的原因进行分析，提出解决问题办法。
入厂煤与入炉煤热值差的影响因素及应对分析
入厂煤与入炉煤热值差的影响因素及应对分析摘要：近年来，随着我国煤炭行业市场化程度的不断提高，电煤价格持续上涨，发电燃料成本居高不下，火力发电厂燃煤成本已接近总运营成本的80%左右。
在发电行业微利时代的今天，有效控制燃料成本是提升企业竞争力的重要途径。
热值差是指入厂煤热值与入炉煤热值的差值，是经济管理指标之一，其大小反映了燃料管理水平。
文章主要对入厂煤与入炉煤热值差的影响因素及应对进行分析，结合当前入厂煤与入炉煤热值差的影响因素及应对发展现状，从入厂煤与入炉煤热值差的影响因素、入厂煤与入炉煤热值差应对措施方面进行深入研究与探索，主要目的在于更好的推动入厂煤与入炉煤热值差应对工作的发展与进步。
关键词：入场媒；入炉煤；热值差1、影响因素1.1采样采样误差约占煤样采制化过程中总偏差的80%，采样结果的真实性决定了煤质验收结果的可靠性，规范采样方法是降低热值差的最有效途径。
由于原煤样在运输过程中车体颠簸和偏析作用大，掺杂的石块、煤矸石等较重煤样会沉落厢底，导致煤样“分层”。
基于此，提出皮带采样机应用于船舶或汽车煤采样环节的方案，同时电厂根据自身特点，运用电脑随机布点、车辆自动定位及机械采样和人工采样相结合等多种手段，寻求一个提高准确度的修正系数，避免分层装煤的掺假手段和车厢死角因为技术条件不足而不能被随机采集。
1.2制样煤样在制备过程中，会随着制样设备的不断升温，发生氧化自燃现象。
为了减小制备煤样过程中的偏倚，除严格按照GB474—2008《煤样的制备方法》的要求外，还应保证制样设备的技术性能符合要求，制样完成后，及时对制样装置进行清理，减少煤样的交叉污染和制样装置连续工作发热给热值带来的影响[1]。
1.3化验化验工作存在的问题有：全水分检测未进行检查性干燥，这样会导致全水分测试数值偏低，造成热值差偏大，直接导致电厂经济效益的损失；缺乏有效的质量控制措施，现场检查发现发热量在采用苯甲酸反标时已经超标，却未采取措施，难以保证化验数据的准确性；入厂煤与入炉煤全水分与氢含量测定周期的不统一；采用自动水分测试仪进行水分的测试，该设备未与烘箱法进行比对，无法判断它的准确性。
关于DL／T904-2015供热煤耗公式的简化推导过程及其他
果范围偏差 3 kg/GJ 多，造成偏差的主要原因是：①相关参数（压力、温度、流量、煤量）的计量
器具测量精度不够。②不明能量的损失。
供热煤耗一览表
机组
#3
#4
合计
发电量 月份
（万 kW·h）
供热量 （GJ）
供热煤耗 （kg/GJ）
发电量 （万 kW·h）
供热量 （GJ）
供热煤耗 （kg/GJ）
发电量 （万 kW·h）
2016 年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文
关于 DL/T 904-2015 供热煤耗公式的简化推导过程及其他
（新疆华电昌吉热电二期有限责任公司） 成志刚
[摘 要]对 DL/T 904-2015 标准中提供的供热煤耗公式提出了简化的推导过程，借助供热政策及地方标准从侧面验 证了推导公式的正确性。 [关键词]标准、供热煤耗、公式
Q —锅炉输入热量，GJ。
锅炉的输入热量为入炉煤量M的发热量，也就是入炉煤量M与入炉煤低位发热量q 的乘积，即：
Q M q 10 (2-5)
式中：
M—入炉煤量，t；
q —入炉煤低位发热量，MJ/kg。
假设入炉煤总耗标煤量为 Bt，则有：
B
变换为：
Mq 29.307
M q B 29.307 (2-6)
的供热煤耗公式的影子。
3.2 地方标准中供热煤耗公式
“DB12/046.31-2008 火力发电供热煤耗计算方法及限额”（以下简称：DB12/046.31-2008）是
天津市地方标准，从标准编号可以看出，它是“DB12/046.01-2008 产品单位产量综合能耗计算方
法及限额制定总则”系列标准之一。该标准提供的供热煤耗公式如下：
火电厂主要经济指标讲解
技术经济指标体系：构成一个火力发电厂技术经济指标体系的指标约120个左右,按照其相互影响和从属关系,一般可分为四级:一级指标是指发电厂热力经济性的总指标-供电煤耗或全厂净效率；二级指标是指直接影响供电煤耗的指标,如厂用电率、锅炉效率、汽机效率等；三级指标是指直接影响二级指标的指标,如飞灰、真空、辅机单耗等；四级指标是指直接影响三级指标的指标,如氧量、循环水入口温度、真空严密性、高加投入率等;1、供电煤耗供电煤耗是指火电厂每向电网供电量所耗用的标准煤量,单位：g/;它代表了一个火力发电厂设备、系统的健康水平、检修维护的工艺水平、运行管理的优化精细水平以及燃料管理水平高低的综合性的技术经济指标;我厂设计院提供设计煤耗为332 g/,按照制造厂提供的机、炉效率计算理论设计供电煤耗为318 g/;供电煤耗的计算方法：供电煤耗分正反平衡两种计算方法;原电力部规定的上报方法为以入炉煤量计量和入炉煤机械采样分析的低位发热量按正平衡计算,反平衡校核,以煤场盘煤调整后的煤耗数据上报;集团公司规定正反平衡差不得超过5 g/;正平衡供电煤耗：供电煤耗=标煤量/供电量=标煤量/发电量-厂用电量标煤量=原煤量×入炉低位热值/标煤热值正平衡供电煤耗反映了一个火电厂综合能耗管理水平,计算的准确性主要与皮带秤计量的准确性和入炉煤采样的代表性有关;反平衡供电煤耗：反平衡供电煤耗是指以汽轮发电机组热耗率、锅炉效率、管道效率、厂用电率直接计算得出的供电煤耗;他直接反映了机组的效率水平,其优点是随时都于机效、炉效等技术指标有直接因果关系,影响煤耗变化的因素直观,便于日常开展指标监控;计算的准确性主要与现场表计的准确度和机组运行的稳定性有关;供电煤耗=热耗率/×锅炉效率×管道效率/1-厂用电率供电煤耗管理的两个环节：供电煤耗与原煤的采购、检质、计量、存储、入炉燃烧、机组效率、负荷率和关口表的计量等诸环节都有关系;入炉以后的环节管理不好,会导致机组效率降低,运行煤耗升高,我们称为技术煤耗；而入炉前环节管理不好,将直接导致煤耗虚高,我们称为管理煤耗；只有同时管好这两个环节,才能有效降低一个火电厂的综合煤耗;2、生产厂用电率生产厂用电率是指发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率;3、综合厂用电率综合厂用电量与发电量的比率：综合厂用电率 =发电机有功电量—上网电量/ 发电机有功电量；直接厂用电率 = 高厂变有功电量 / 发电机有功电量4、利用小时发电量与发电设备平均容量的比率,是反映发电设备时间利用水平的指标;5、单位发电油耗单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量;单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量6、单位发电油耗单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量;单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量7、综合发电水耗单位发电用新鲜水量是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量不含重复利用水,主要有除灰用水、冷却塔排污水、转机冷却用水等未回收部分;单位：kg/kwh综合发电水耗=发电用新鲜水量/发电量8、补水率 %发电补水率指统计期内汽、水损失量,锅炉排污量,空冷塔补水量,事故放水汽损失量,机炉启动用水损失量,电厂自用汽水量等总计占锅炉实际总增发量的比例;DL/T904-2004发电补水率=发电补水量/∑锅炉增发量×1009、汽水损失率 %指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总增发量的百分比;汽水损失率 =汽、水损失量/∑锅炉增发量×100汽、水损失量=Dfd-Dwq+Dzy+Dwg+Dch+Dpw +Dhs10、锅炉效率 %锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比;分正反平衡两种计算方法,一般火电厂采用反平衡计算法,我厂9、10机组设计锅炉效率%,实际运行在91%左右,锅炉效率1个百分点影响机组煤耗约 g/;影响锅炉效率的主要参数有排烟温度、飞灰、煤质等;11、排烟温度℃排烟温度指锅炉低温空气予热器的出口烟气温度;排烟温度升高会造成排烟焓增加, 排烟损失增大, 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/;我厂9、10机组在空预器入口温度为20℃时设计排烟温度为133℃;空预器性能、烟道积灰、炉膛、制粉系统漏风、灰分增大、风量和燃烧调整等因素直接影响排烟温度指标;12、空气预热器漏风率 %空气预热器漏风率,为漏入空气预热器烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气质量之比率;式中：α分别为空气预热器出口、进口处烟气过量空气系数过量空气系数计算方法：21/21－该处的氧量空预器漏风对锅炉效率影响较小,它主要影响吸、送风机电耗;我厂空预器改造后保证值为9%,目前在10%左右;13、飞灰可燃物 %飞灰可燃物指飞灰中含碳量占总灰量的百分率;飞灰可燃物反映炉内燃烧的好坏,反映碳元素燃烧的程度,是影响锅炉效率的第二大因素;我厂设计飞灰为%,实际运行在%,一般情况下,飞灰1个百分点影响煤耗 g/;14、氧量 %烟气含氧量反映烟气中过剩空气的多少,是氧量与烟气量的体积百分比;炉烟氧含量的大小影响燃烧效果,氧量不足,烟气中会产生一氧化碳、氢、甲烷等气体,增加化学不完全燃烧热损失,同时也会造成飞灰增大,氧量太大则会造成排烟量增加,排烟热损失增大,因此氧量是锅炉燃烧调整的重要参数;我厂设计炉膛出口氧量为%;15、制粉单耗 kWh/吨原煤指制粉系统磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、给粉机等每磨制1吨原煤所消耗的电量;制粉单耗=制粉系统耗电量/入炉原煤量制粉单耗指标主要反映煤的可磨性和制粉系统运行的经济性,同时也可从侧面反映入炉煤计量的准确性;提高制粉系统出力是降低制粉单耗的最有效途径;16、制粉耗电率 %指统计期内制粉系统消耗的电量占机组发电量的百分比;制粉电率在反映煤的可磨性和制粉系统运行经济性的同时,更直接的反映了入炉煤热值的高低;17、煤粉细度 %煤粉细度是指将煤粉用标准筛筛分后,留在筛子上的剩余煤粉质量占筛分总煤粉质量百分比;火电厂一般使用R90和R200两种规格的筛子, R90表示孔径筛孔的内边长为90微米,留在筛子上的煤粉越多,煤粉细度约大,煤粉越粗;我厂设计的煤粉细度为12+2%;煤粉细度主要影响飞灰和制粉单耗等指标;18、低位发热量 kj/kg低位发热量是指燃料经完全燃烧,但燃烧物中的水蒸汽仍以气态存在时的反应热,它不包括燃烧中生成的水蒸汽放出的凝结热;我厂设计的入炉煤低位发热量为24110 kj/kg,目前实际运行在19000 kj/kg左右,它主要影响炉效和厂用电率等指19、灰分 %煤炭中所有可燃物质在815±10℃下完全燃烧以及煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣,称为灰份;我厂设计收到基灰分%,实际运行为31%左右,它主要影响排烟温度和制粉单耗等指标;20、挥发分 %煤炭在900±10℃下密闭加热到1分钟以后,从煤中分解出来的液体蒸汽状态和气体产物,减去煤中所含的水份,即为煤的挥发份;挥发份一般用干燥无灰基表示Vaf;我厂设计干燥无灰基挥发份%,实际运行为17%左右,它是决定锅炉着火和燃烧稳定性的重要指标,主要影响飞灰可燃物;21、送、引风机单耗 kWh/吨汽指锅炉产生每吨蒸汽送、引风机消耗的电量;送、引风机单耗=送、引风机耗电量/∑锅炉增发量送、引风机耗电率=送、引风机耗电量/∑发电量×10022、一次风机单耗 kWh/吨煤一次风机单耗=一次风机耗电量/∑入炉煤量23、除灰、除尘单耗kWh/吨煤是指产生一吨蒸汽除灰、除尘系统所有耗的电量;除灰、除尘用电主要包括炉排、捞渣机、碎渣机、冲灰泵、除尘泵、灰浆泵、轴封泵、电除尘器及照明用电量等;24、汽轮发电机组热耗率 kj/kWh是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量;它反映汽轮发电机组热力循环的完善程度,是考核其性能的重要指标;一次中间再热汽轮机的热耗率计算公我厂9、10机组设计的热耗率为8005kj/kWh,目前实际运行在8500kj/kWh左右;25、汽轮发电机组绝对电效率汽机效率%汽轮发电机组每发一千瓦时电能,占汽轮机内所消耗热量的百分数;我厂设计%,实际运行在%左右;汽机效率=3600/汽轮发电机组热耗率×10026、给水温度℃指最后一个高压加热器出口的联承阀后给水温度;利用抽汽加热给水,目的是减少汽机侧冷源损失,提高循环热效率;给水温度与高加投入率、机组负荷、加热器性能、给水旁路严密性等关系密切;我厂设计为271 ℃;27、高加投入率 %高加投入率是指高加投入时间占机组运行时间的百分比;它与高加的启动方式、运行操作水平、检修工艺、和高加本身的性能有密切关系,三台高加全部停运,影响煤耗约 g/;28、真空度 %真空度是指真空占大气压力的百分率;提高真空度目的在于降低排汽压力;排汽压力愈低,绝热焓降愈大,汽机热效率就高;但有个限度,即达到极限真空为止;超过极限真空,反而不经济;我厂设计绝对排汽压力;真空度降低1个百分点大约影响热耗率的1%,约3 g/;29、凝汽器端差℃排汽温度与凝汽器出口水温度之差为凝汽器端差;凝汽器设计端差一般选;端差增大,排汽温度和压力增大,真空变坏;端差与循环水流量、凝汽器结构、汽阻、真空泵性能、铜管的清洁程度、真空系统严密性等有关;端差增大1℃约影响真空,煤耗1 g/;30、真空严明性 Pa/min真空严密性是指机组真空系统的严密程度,以真空下降速度表示; 真空系统下降速度=真空下降值Pa/试验时间min试验时负荷稳定在80%以上,关闭连接抽气器的空气阀最好停真空泵,30S后开始每 min记录机组真空值一次,共计录8 min,取后5 min的真空下降值,200MW以上机组平均每分钟应不大于400 Pa为合格;31、凝结水过冷度℃凝结水过冷的温度称过冷度;凝结水过冷使循环水带走过多的热量,反而使机组的经济性降低;正常运行时过冷度一般为℃;过冷度=排汽温度-凝结水温32、循环水入口温度℃指进入凝汽器入口冷却水温度,是影响真空度重要指标之一;当凝汽器热负荷和循环水量一定时,循环水入口温度愈低,冷却效果越好,真空会越高,闭式循环机组入口温度除与季节气温有关外,还与冷却设备水塔、喷水池的冷却效率有关;设计为20 ℃;33、循环水温升℃指排循环水出口温度与入口温度之差;他与循环水泵出力、系统阻力、铜管结垢、堵杂物造成循环水量变化有直接关系;同负荷下温升的大小,说明循环水量的大小,因此可作为循泵调度的参考指标;温升变化1℃,影响热耗变化,煤耗 g/;。
电厂节能技术经济指标及计算方法
Q1用下式求得： Q1=1/103 [D过热蒸汽量（i过热蒸汽焓—i给水 焓）+D排污流量（i饱和水焓—i给水焓）] 反平衡计算煤耗（也可以用电厂效率来计算 分析）
：
(g/kwh)
R—修正系数，根据减温水、排污水、中间再
热、自用蒸汽、其它未计算的热量等情况而定。 对没有中间再热设备的凝汽式电厂而言，R取 1.02；
主要节能技术经济指标 及计算方法
火力发电厂技术经济指标是指影响火力发电 厂热力设备经济性能的各项技术经济指标，技术 经济指标可分为一级发电厂综合技术经济性指标， 即发、供电量，供热量，供、发电煤耗率，供热 煤耗率，入厂燃料质量指标，发电、供热厂用电 率,补充水率，汽水损失率等；二级技术指标是 发电厂热效率、汽机效率、锅炉效率、管道效率 等；三级指标是汽轮机、锅炉及辅机设备和热力 系统的各项小指标。以上三级指标构成一个火力 发电厂技术经济指标体系。
B月耗标煤=
B月耗煤×Q低位+B月耗油×Q燃油低位
-B非生产、供热耗标煤（吨）
29271
在实际统计计算中，每天都要计算标准煤消耗量， 逐日计算累计值，月末得出全月标准煤消耗量累加。 如果在月末煤场盘煤时发生盈和亏的情况，即应 对月累计耗标准煤量进行调整：
B月耗标煤 = B月实耗标煤 -
△B月末盈或亏煤量×Q低位
用这种方法计算煤耗是基于以下考虑的：
1、供电煤耗率是作为国家对一个企业的全面生 产经营考核指标，其中包括燃煤的经营管理和生产技 术管理，这样有利于促进整个企业的全面生产经营管 理。 2、在燃料供应和消耗过程中，计量煤量共有三 个点：矿方计价煤量、电厂收入煤量和电厂入炉煤量。 我们的入厂煤量检测装臵受国家计量部门监督，同时 约束着煤矿、铁路和电厂，因此准确度高。
燃煤电站锅炉热力计算表格
DLT904计算公式汇总
DL/T 904计算公式燃料锅炉汽机其他燃料收入量Bsr空预器漏风率Al再热蒸汽压损率L zys供热量∑Qgr含规定水分的到厂质量Bgd过量空气系数a凝汽器其空度ηzk直接供热量∑Qgr1燃料耗用量Bhy输入-出热量法(正平衡)热效率ηg真空系统严密性间接供热量∑Qgr2燃料库存量Bkc锅炉输出热量Ql机组平均负荷Ppj供热比α燃料检斤量Bjj锅炉输入热量Qr机组的汽耗率d热电比I燃料检斤率Ljj热损失法(反平衡)热效率ηg热耗量Qsr纯凝生产厂用电率Lcy 燃料过衡率Lgh排烟热损失Q2主蒸汽流量Dzq供热生产厂用电率Lrcy 燃料运损率Lys实际干烟气体积Vgy再热蒸汽流量Dzr发电厂用电率Lfcy燃料盈吨量Byd理论干空气量(V0gy)c热耗率q综合厂用电率Lzh燃料盈吨率Lyd理论干烟气量(V0gk)c热效率ηq管道效率ηgd燃料亏吨量Bkd烟气中所含水蒸气容积VH2o凝结水泵耗电率Lnb电厂效率ηc燃料亏吨率Lkd可燃气体未完全燃烧热损失Q3给水泵扬程H标准煤量Bb煤场存损率Lcs固体未完全燃烧热损失Q4给泵的输出功率Psc发电煤耗bf燃料盘点盈亏量Byk中速磨煤机排出石子煤的热量损失率q4sz电动给水泵单耗bdb供热煤耗br燃料检质率Ljz灰渣中平均碳量与燃煤灰量的百分比C-电动给泵耗电率Ldb供电煤耗bg煤炭质级不符率Lbf灰渣物理热损失q6汽动给泵组效率ηp综合供电煤耗bzh煤质合格率Lhg锅炉排污率Lpw汽动给水泵组汽耗率dqb负荷系数X配煤合格率Lpm引风机单耗byf循环泵耗电率wxhb全厂补水率Lqc燃料亏吨索赔率Lds引风机耗电率wyf空冷塔耗电率Lk生产补水率Lsc燃料亏卡索赔率Lks送风机单耗bsf机力塔耗电率Ljl发电补水率Lfd入厂标煤单价Rrc送风机耗电率wsf冷却塔水温降Δtt汽水损失率Lqs入厂煤与入炉煤热量差δQ一次风机(排粉机)单耗bpf湿冷塔冷却幅高Δtfg空冷塔补水率Lkl入厂煤与入炉煤水分差δM一次风机(排粉机)耗电率wpf加热器上端差Δt电厂自用汽(水)量输煤(油)单耗bsm密封风机单耗bmf加热器下端差Δtxd供热(汽)补水率Lgr输煤(油)耗电率wsm密封风机耗电率wmf加热器温升Δtns非发电补水率Lffd燃煤机械采样装置投入率Ljc磨煤机单耗bmm高压加热器投入率非生产补水率Lfsc皮带秤校验合格率Lxy磨煤机耗电率wmm循环水温升Δtxhs单位发电用新鲜水量dfd 给煤机单耗bgm凝汽器端差Δtk水的重复利用率Lcf给煤机耗电率wgm凝结水过冷却度Δtgl水灰比Azl制粉系统单耗bzf胶球清洗装置投入率化学总自用水率制粉系统耗电率wzf胶球清洗装置收球率炉水循环泵单耗blx炉水循环泵耗电率wlx除灰、除尘系统单耗bch除灰、除尘系统耗电率wch脱硫耗电率wtl吹灰器投入率燃料技术经济指标燃料收入量B srB sr=B dh+B zj+B df+B dl+B sc+B jw+B qtB sr — 燃料收入量，tB dh — 全国订货合同燃料到货量，tB zj — 国家增拨燃料到货量，tB df — 地方供应合同燃料到货量，tB dl — 带料加工燃料到货量，tB sc — 市场采购燃料到货量，tB jw — 计划外燃料到货量，tB qt — 其 他燃料到货量，t含规定水分的到厂质量B gdB gd=B gh×(100-M sj ar)/(100-M gd ar)B gd — 燃料含规定水分的到厂质量，tB gh — 燃料过衡质量，tM sj ar — 到厂实际燃料收到基水分，%M gd ar — 规定燃料收到基水分上限，%燃料耗用量B hyB hy=B fd+B gr+B fs+B thB hy — 燃料耗用量，tB fd — 发电燃料耗用量，tB gr — 供 热燃料耗用量，tB fs — 非生产燃料耗用量，tB th — 其他燃料耗用量，t燃料库存量B kcB kc=B sr-B hy-B ys-B cs-B tc+B qcB kc — 燃料库存量，tB sr — 燃料收入量，tB hy — 燃料耗用量，tB ys — 燃料运损量，tB cs — 燃料存损量，tB tc — 燃料调出量，tB qc — 期初存煤量，t燃料检斤量B jjB jj=B gh+B jcB jj — 燃料检斤量，tB gh — 燃料过衡质量，tB jc — 燃料检尺量，t燃料检斤率L jjL jj=B jj/B sr×100L jj — 燃料检斤率，%B jj — 燃料检斤量，tB sr — 燃料收入量，t燃料过衡率L ghL gh=B gh/b sr×100L gh — 燃料过衡率，%B gh — 燃料过衡质量，tB sr — 燃料收入量，t燃料运损率L ysL ys=B ys/B hp×100L ys — 燃料运损率，%B ys — 燃料运损量，tB hp — 燃料货票量，t燃料盈吨量B ydB yd=B jj-B hpB yd — 燃料盈吨量，tB jj — 燃料检斤量，tB hp — 燃料货票量，t燃料盈吨率L ydL yd=B yd/B jjL yd — 燃料盈吨率，%B yd — 燃料盈吨量，tB jj — 燃料检斤量，t燃料亏吨量B kdB kd=B jj-B hp(1-L ys)B kd — 燃料亏吨量，tB jj — 燃料检斤量，tB hp — 燃料货票量，tL ys — 燃料运损率，%燃料亏吨率L kdL kd=B kd/B jj×100L kd — 燃料亏吨率，%B kd — 燃料亏吨量，tB jj — 燃料检斤量，t煤场存损率L csL cs=B cs/B kc×100L cs — 煤场存损率，%B cs — 燃料存损量，tB kc — 燃料库存量，t燃料盘点盈亏量B ykB yk=B pd-B kcB yk — 燃料盘点盈亏量，tB pd — 燃料盘点库存量，tB kc — 燃料库存量，t燃料检质率L jz 定额值选取:铁路运输为1.2%;水路运输为1.5%;公路运输为1%;水陆联合运输为1.5%;中转换装一次增加1%。
各种燃料折合成标准煤的计算方法
各种能源折算的原则1.应符合G B3100-82/G B3101-82的规定2.计算综合能耗时，各能源分别折算成一次能源的规定的同一单位即吨标煤3任一规定的体系实际消耗的燃料能源都应用基低位发热量为计算基础，折算为标煤4应用基低位发热量等于29.3076M J的燃料称为1k g标准煤5任一规定的体系实际消耗的二次能源以及耗能工质均按相应的能源等价值折算为一次能源:本企业自产时，他的能源等价值按投入产出的原则自行规定；外购外销时其能源等价值必须相同。
当未提供能源等价值，可按国家统计局公布的折算系数进行折算。
比如说蒸汽作为一个整体来计算只是计算用去多少燃料和产出多少蒸汽，不会来计算具体产出多少高压蒸汽多少中压蒸汽，所以在折标系数上高低压蒸汽是没有区别的。
当然根据规定你也可以企业自己的计量结果来规定不同工质的折标系数，但是在报能源管理部门和统计局的时候都应该统一折标系数，否则不同企业就无法比较。
公用工程比如冷冻水、工艺水、锅炉水、氮气、压缩空气等等均属于二次能源，等价热值的概念是加工转换一个度量单位的某种二次能源与相应投入的一次能源的当量。
因此等价热值是一个变动值，随着能源加工转换的效率而改变。
我们目前所用国家统计局所颁布的折标系数是一个平均的水平。
1公斤重的标准煤的热值为29.308MJ/kg即生产一度电不少于约0.12KG的标准煤.各类能源折算标准煤的参考系数能源名称平均低位发热量折标准煤系数原煤 20934千焦／公斤 0．7143公斤标煤／公斤洗精煤 26377千焦／公斤 0．9000公斤标煤／公斤其他洗煤 8374 千焦／公斤 0．2850公斤标煤／公斤焦炭 28470千焦／公斤 0．9714公斤标煤／公斤原油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤燃料油 41868千焦／公斤 1．4286公斤标煤／公斤汽油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤煤油 43124千焦／公斤 1．4714公斤标煤／公斤柴油 42705千焦／公斤 1．4571公斤标煤／公斤液化石油气 47472千焦／公斤 1．7143公斤标煤／公斤炼厂干气 46055千焦/ 公斤 1．5714公斤标煤／公斤天然气 35588千焦/立方米 12．143吨/万立方米焦炉煤气 16746千焦/立方米 5．714吨/万立方米其他煤气 3．5701吨/万立方米单位GDP能耗（吨标煤/万元）计算方法万元增加值综合能耗是指企业每万元工业增加值所消耗的能源量(吨标准煤)。
火力发电厂发电标煤耗指标限额与计算方法
火力发电厂发电标煤耗指标限额与计算方法一、 总 则1-1 为了加强火力发电厂（发下简称火电厂）发供电煤耗的科学管理，不断提高火电厂经济效益。
根据部颁《火力发电厂节约能源规定（试行）》制订本方法。
1-2 火电厂发供电煤耗统一以入炉煤计量煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量按正平衡计算。
并以此数据上报及考核。
1-3 对125MW 及以上纯凝汽式与供热式大型火电机组在计算发供电煤耗时，应逐步实现单台机组进行。
同时按其配置的制粉系统及燃煤计量方式作如下分类：（详见附录一）制粉系统 型 式 分类燃煤计量方式单台的给煤机 装有燃煤计量装置由总的燃煤计量 装置分别给各机组计量直吹式 ZC ZC 1 ZC 2 储仓式CCCC 1 CC 2 燃煤计量点位置原煤仓后原煤仓前1-4 发供电煤耗仍按燃煤收到基低位发热量折合为29271kJ/kg 发热量的标准煤进行计算。
1-5 本《方法》适用于50MW 及以上容量的火电厂。
二、 纯凝汽式机组按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法2-1 单台纯凝汽式机组日发供电煤耗的计算 2-1-1 日标准煤耗用量B rb =B rj -Brkt式中：B rj －日计量入炉标准燃煤量（即日生产用能，包括燃煤、燃油与燃用其它燃料之和）。
tB rj ＝292711(B rm Q rm +B ro Q r ｏ+B rq Q r ｑ)t其中：B rm 、B ro 、B rq －分别有日入炉煤计量装置的燃煤耗用量，日入炉的燃油耗用量与日入炉的其它燃料耗用量； kJ/kgQ rm 、Q ro 、Q rq －分别为燃煤、燃油与其它燃料当日的收到基低位发热量； tB rk －当日应扣除的非生产用燃料量，即符合6-1条规定并通过入炉燃料计量点后取用的燃料量，同时应按上述公式换算至标准热值的非生产用燃料量。
T2-1-2 日发电煤耗b Rf =rFrb N B ×106g/(Kw ·h) 式中：N rF －日发电量。
影响入厂煤收到基恒容低位发热量的主要因素
影响入厂煤收到基恒容低位发热量的主要因素赵丹【摘要】结合发电厂的实际,从煤的弹筒发热量Qb,ad、全硫St,ad、空气干燥基水分Mad、空气干燥基氢值Had、全水分Mt等方面探析影响入厂煤收到基恒容低位发热量的主要因素;分析表明,弹筒发热量是基础数据,在收到基恒容低位发热量中起决定性作用,其次全水分对低位发热量的影响也较大.【期刊名称】《煤炭加工与综合利用》【年(卷),期】2018(000)011【总页数】3页(P60-62)【关键词】发电厂;煤炭;收到基恒容低位发热量;弹筒发热量;全水分【作者】赵丹【作者单位】陕西华电蒲城发电有限责任公司, 陕西蒲城 715501【正文语种】中文【中图分类】TQ5331 引言燃料是为火电厂提供能源(化学能)的物质基础，燃料费用占火电成本的70%左右。
因此，燃料成本是火电厂生产和经济核算的中心环节。
发热量是评价商品煤质量，特别是电力用煤质量的重要指标之一。
目前，国内动力煤炭贸易中大多以收到基恒容低位发热量计价[1]。
由弹筒发热量减去硝酸生成热和硫酸校正热后得到的是高位发热量(式1)，由高位发热量减去产物中全部水分(煤中原有水和煤中氢燃烧生成的水)的汽化热后，得到的则是低位发热量(式2)。
本文将从弹筒发热量、全硫、空气干燥基水分、空气干燥基氢值、全水分等方面探析影响入厂煤收到基恒容低位发热量的主要因素。
Qgr，v，ad=Qb，ad-(94.1Sb，ad+αQb，ad)(1)式中：Qgr，v，ad为空气干燥煤样(或水煤浆干燥试样)的恒容高位发热量，J/g；Sb，ad为由弹筒洗液测得的含硫量，以质量分数表示，%；当全硫低于4.00%时，或者发热量大于14.60 MJ/kg时，可用全硫(按GB/T 214测定)代替；94.1为空气干燥煤样(或水煤浆干燥试样)中每1.00%硫的校正值，J/g；α为硝酸形成热校正系数：当形成热不大于16.70 MJ/kg时，α=0.001 0；当16.70<形成热≤25.10 MJ/kg时，α=0.001 2；当形成热大于25.10 MJ/kg时，α=0.001 6。
煤的高位发热量的测定方法和低位发热量的计算方法(精)
煤的高位发热量的测定方法和低位发热量的计算方法适用范围本标准规定了煤的高位发热量的测定方法和低位发热量的计算方法。
本标准适用于泥炭、褐煤、烟煤、无烟煤、焦炭及碳质页岩。
2 方法提要2.1 高位发热量煤的发热量再氧弹热量计中进行测定。
一定量的分析试样在氧弹热量计中.在充有过量氧气的氧弹内燃烧。
氧弹的热量计的热容量通过在相近条件下燃烧一定量的基准量热物苯甲酸来确定。
根据试样燃烧前后热系统产生的温升，并对点火热等附加热进行校正后即可求得试样的弹筒发热量。
从弹筒发热量中扣除硝酸生成热和硫酸校正热(硫酸与二氧化硫形成热之差)即得高位发热量。
2.2低位发热量煤的恒容低位发热量和恒压低位发热量可以通过分析试样的高位发热量计算计算恒容低位发热需要知道煤样中水分和氢的含量。
原则上计算恒压低位发热量还需知道煤样中氧和氮的含量。
3．试验室条件———进行发热量测定的试验室，应为单独房间，不得在同一房间内同时进行其他试验项目。
———室温应保持相对稳定，每次测定室温变化不应超过1℃,室温以不超过15℃～30℃范围为宜。
———室内应无强烈的空气对流，因此不应有强烈的热源、冷源和风扇等，试验过程中应避免开启门窗。
———试验室最好朝北，以避免阳光照射，否则热量计应放在不受阳光直射的地方。
4. 试剂和材料4.1 氧气（GB 3853）99.5%纯度，不含可燃成分，不允许适用电解氧。
4.2 氢氧化钠标准溶液c（NaOH）≈0.1 mol/L称取优级纯氢氧化钠（GB/T 629）4g ,溶解于1000mL经煮沸冷却后的水中，混合均匀，装入塑料瓶或塑料筒内，拧紧盖子。
然后用优级纯苯二甲酸氢钾(GB/T 1257)进行标定。
4.3 甲基红指示剂2g /L 。
称取0.2 g甲基红(HG 3-958-7 6 ),溶解在100mL水中。
4.4 苯甲酸基准量热物质，二等或二等以上。
经权威计量机关检定或授权检定并标明标准热值。
4.5 点火丝直径0. 1 mn左右的铂、铜、镍丝或其他已知热值的金属丝或棉线，如使用棉线，则应选用粗细匀匀，不涂蜡的白棉线。