DL／T 1755-2017 标准规范下载简介
DL／T 1755-2017 燃煤电厂节能量计算方法5.12.2技术措施实施前节能量预测
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 照5.12.4凝汽器性能计算公式分析计算凝汽器主要性能指标变化量。 b）预测节能技术实施后凝汽器总体传热系数变化量，分析计算凝汽器主要性能指标变化量。 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 荷工况下凝汽器整体传热性能提高对应的凝汽器压力变化值，凝汽器压力变化对汽轮机热耗率 的影响可通过制造厂提供的凝汽器压力修正曲线查得或采用等效焰降法、循环函数法、常规热 平衡法、矩阵法和变背压试验等方法计算。 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 /T 1755 2017
GB 50077-2017 钢筋混凝土筒仓设计标准(完整正版、清晰)5.12.3技术措施实施后节能量核算
在100%、75%、50%额定负荷下，按DL/T1078并参考HEI118的规定进行改造后试验。根据可 实测凝汽器总体传热性能变化，采用节能量预测的分析计算方法，分别计算各节能技术措施白
5.12.4凝汽器性能计算公式
(47) (48) (49)
DL/T17552017
表2冷却管外径系数c
对于海军铜，β的计算公式如下
DL/T 1755 2017
5.13.1节能技术措施
加热器改造的节能技术措施主要包括加热器节能改造与回热系统改造，其节能效果体现为系统循 环效率的提高和汽轮机热耗率的降低。加热器节能改造的目标为降低设备端差，保证加热器安全经济 运行。其中，加热器主要分为表面式加热器和混合式加热器，其端差是加热器的主要性能指标。回热 系统改造主要指为提高机组循环热效率及满足机组全负荷脱硝需求进行的增设附加高压加热器及外置 式蒸汽冷却器的技术措施。
5.13.2技术措施实施前节能量预测
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 （distributedcontrolsystem，DCS）测点也可用于计算加热器端差或回热系统进出汽水的参数 变化量。 b）根据试验或测试结果，预测加热器主要性能及回热系统主要指标变化量。汽轮机热耗率的变化 量可通过制造厂提供的加热器修正曲线查得或采用等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法和 矩阵法等进行汽轮机变工况分析计算得出。 c）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，按照式（6）计算年节煤量。
5.13.3技术措施实施后节能量核算
进行改造后试验或用电厂DCS测点测试计算。根据改造前后加热器及回热系统性能指标变化 照节能技术措施实施前节能量预测的分析计算方法，可分别计算各节能技术措施的节能量。
5.14直接空冷系统改造
5.14.1节能技术措施
直接空冷系统改造的节能技术措施主要包括空冷系统增容改造和空冷单元空气流场优化改造。其 中，空冷系统增容改造通过增加空冷单元提高空冷岛的散热能力，达到降低汽轮机热耗率的目的，但 该技术措施会增加风机耗电率，其节能效果体现为供电煤耗的降低；空冷单元空气流场优化通过在空 冷单元内部加装导流装置，消除空冷单元内部空气流场紊乱和流通不畅等现象，达到提高空冷系统换 热能力的目的，其节能效果体现为运行排汽压力的下降。
5.14.2技术措施实施前节能量预测
DL/T17552017
△f，——空冷凝汽器空气侧温升，即空冷系统实际散热量与空气质量流量和空气比热容的比值，℃； t,、ta 空冷凝汽器蒸汽冷凝温度和进风温度，℃； D 进入空冷系统的乏汽质量流量，因与机组负荷成比例，可代表空冷机组发电功率，kg/s； h、h 进入空冷系统的乏汽恰值和乏汽冷凝后的凝结水恰值，kJ/kg； Aw 空冷凝汽器的迎风面积，m²； Vw 空冷凝汽器的迎面风速，代表空冷风机运行方式，m/s； 空冷系统进风密度，kg/m； S 空冷系统进风比热容，kJ/（kg·K)； e~NTU 表征冷却空气温度相对进口温差的变化，无量纲数； 一由排汽管道阻力影响而产生的温降，通常为1℃～3℃。 d）直接空冷系统增容改造前后空冷系统总换热面积以及迎风面积Aw增大，在其他参数诸如机组 负荷（D）、风机运行方式（v）、环境温度（ta）等不变的情况下，根据统计全年负荷和气温 占比可计算改造前后空冷机组排汽压力变化以及空冷风机耗电量变化。空冷机组排汽压力降低 对汽轮机热耗率的影响可通过制造厂提供的排汽压力对热耗率的修正曲线查得或采用等效恰降 法、循环函数法、常规热平衡法和矩阵法等计算。按照4.2.1规定的方法计算热耗率和发电厂 用电率变化对供电煤耗的影响，按照式（7）计算年节煤量。 e）直接空冷系统空冷单元空气流场优化改造前后空冷系统总体换热系数提高，在其他参数诸如机 组负荷（D）、风机运行方式（v）、迎风面积（Aw）、环境温度（ta）等不变的情况下，根据 统计全年负荷和气温占比可计算改造前后空冷机组排汽压力变化。空冷机组排汽压力降低对汽 轮机热耗率的影响可通过制造厂提供的排汽压力对热耗率的修正曲线查得或采用等效焰降法、 循环函数法、常规热平衡法和矩阵法等计算。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，按照式（6）计算年节煤量。
5.14.3技术措施实施后节能量核算
a）在100%、75%、50%额定负荷的可比工况下，测量改造前后空冷机组运行排汽压力和空冷风 机耗电量的变化，测量需确保环境气温和风机运行方式等参数在改造前后一致。按照4.2.1规 定的方法计算热耗率和发电厂用电率对供电煤耗的影响，按照式（7）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 R131Me的规定进行环境气温等参数修正，并综合计算节能量。
5.14.4直接空冷系统性能计算公式：
DL/T1755—2017
XA——试验工况的排汽蒸汽含量，即干度； XAD—排汽蒸汽含量的设计值。 e）大气压力修正系数：
mk特性指数，取0.45; Pap设计状态下的大气压力，Pa; Par一试验实测的大气压力，Pa。 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 率损耗，计算公式如下：
式中： AP——电动机电缆功率损耗，kW； 一电动机电流，A； R。——电动机电缆每相导线单位长度的电阻值，2/km; 1一电缆长度，km。 g）风机驱动功率修正系数：
式中： 空气侧阻力定律指数，取0.33； alT 试验工况的进口空气温度，℃； 修正后的风机驱动功率，kW； Pr——试验工况的风机驱动功率，kW； P——设计状态下的风机驱动功率，kW； PaD' 一设计状态下的空气密度，m/kg。 h）进汽压力和入口空气温度的修正系类
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Pp [Pan × 273.15+ lar. Pe 273.15+taD X Pr P
DAp设计状态下的进汽质量流量，kg/s; DA。——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 量，kg/s i）修正后进汽质量流量：
DAT一 一试验工况的进汽质量流量，kg/s。 i）修正后进汽质量流量偏差：
DADAT55554
ODac= 51525,54 aDAT a5 aDAc =DAT515354 052 05. aDAc=DAar51525, 05
DL/T1755 2017
△54——进汽压力和入口空气温度修正系数偏差。 k）排汽质量流量转化为排汽压力：
5.15.1节能技术措施
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，
5.15.2技术措施实施前节能量预测
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，改变循坏水 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。 6 根据试验结，选择改造方案。统计机组气象条件，根据所选方案分别计算不同气象条件、负荷 和进塔水温条件下的出塔水温变化，得到凝汽器压力的变化。凝汽器压力降低对汽轮机热耗率 的影响可通过制造厂提供的凝汽器压力修正曲线查得或采用等效恰降法、循环函数法、常规热 平衡法和矩阵法等方法计算。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，按照 式（6）计算年节煤量。
5.15.3技术措施实施后节能量核算
DL/T1755—2017
a）按照DL/T1027的规定进行改造后试验，确定改后冷却塔实测的热力特性曲线，改造前后的试 验工况应保持一致。 b） 根据冷却塔实测热力特性曲线计算各工况下的出塔水温，对比改造前同工况下计算的出塔水 温，得到凝汽器压力的变化。凝汽器压力降低对汽轮机热耗率的影响可通过制造厂提供的凝汽 器压力修正曲线查得或采用等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法和矩阵法等计算。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，按照式（6）计算年节煤量。
15.4冷却塔性能计算公式
h"——与水温对应的饱和空气，kJ/kg; h——湿空气烩，kJ/kg; n等分数，取20; t—冷却水温差，℃； Ah——饱和空气与湿空气恰差，kJ/kg。 c）修正冷却数。冷却塔测试时，当进塔水温测试与设计值差值大于2℃时，应将测定的冷却数进 行水温修正后再作评价计算，修正计算公式如下：
式中： 修正后冷却数； 实测冷却数：
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低压省煤器联合暖风器技术节能量计算算例
以低压省煤器联合暖风器节能技术措施实施后节能效果评价为例，系统示意图见图A.1，详述通过 试验测试低压省煤器投运后吸热量，按照热量介入汽轮机低压回热系统的形式，采用等效恰降基本原 理，划分热量利用能级，根据能级热功转化效率，计算得到回收电功率，进而得到汽轮机热耗率变化 量。同时一部分热量进入锅炉，引起锅炉效率变化，因此需评估系统投运和停运工况下汽轮机热耗率 变化和锅炉效率变化。与单纯的低压省煤器系统节能效果相比，需测量低压省煤器联合暖风器系统投 运、停运时的锅炉效率变化。低压省煤器联合暖风器技术节能量计算步骤如下：
图A.1低压省煤器联合暖风器系统示意图
根据等效恰降基本原理，进入汽轮机侧低压回热系统的热量可分为三部分，相应排挤做功为： 1）第一部分为低压省煤器从1号低压加热器进口引水吸收热量，排挤1、2、3段抽汽做功 AP为：
P1 吸收热量排挤1、2、3段抽汽做功，MW； DLEO,——低温凝结水至低压省煤器流量，t/h； n,j段抽汽效率，%; t，j级加热器给水比烩升，kJ/kg。 2）第二部分为低压省煤器从2号低压加热器出口引水吸收热量，排挤3段抽汽做功AP。为
△P2高温凝结水吸热量排挤3段抽汽做功，MW； 一高温凝结水至低压省煤器流量，t/h。 3）第三部分为低压省煤器出水汇入4号低压加热器前与3号低压加热器出水温度之间的相 大小，4号低压加热器吸热量变化，排挤4段抽汽做功△P.a：若低压省煤器出口温度比
DWT 1755 2017
号低压加热器出口温度高，则4段抽汽量减少，排挤做功为正。
AP3 4号低压加热器吸热量变化排挤4段抽汽做功，MW； DLEO,out 低压省煤器出水流量，t/h； hLEO,out 低压省煤器出水比，kJ/kg； hw3—3号低压加热器出水比烩，kJ/kg； 若低压省煤器出口温度比r+2号低压加热器出口温度低，对r+3段抽汽量增加， 则排挤做功为负，
b）汽轮机排挤总做功△P：
AP—低温省煤器排挤做功总量，MW。 ）装置热经济性：
式中： Ane 汽轮机装置效率变化量，%； 汽轮机功率，MW。 d）汽轮机热耗率降低值
AP=DLO.ou (hO.uhw,) 100100
An=AP/(△P+P)X100
AHR= HR× 100
HR AHR一汽轮机热耗率变化，kJ/（kW·h）。 e 锅炉效率。低压省煤器联合暖风器投运、停运锅炉效率试验，推荐选取100%、75%、50%额 定负荷按GB/T10184的规定进行试验，并考虑大气条件（环境温度和湿度）变化对锅炉效率 的修正。锅炉效率计算的边界定义为：以暖风器风侧进口和空气预热器烟气侧出口为边界，基 准温度为暖风器进口风温JTG H30-2015公路养护安全作业规程 ，排烟温度为空气预热器出口烟气温度。锅炉效率计算公式如下：
式中： 锅炉效率，%： Q 锅炉的输入热量（指燃料的总输入热量），kJ/s； 低压省煤器联合暖风器系统回收进入锅炉的热量，kJ/s： ZQL—锅炉各项热损失，kJ/s。 低压省煤器联合暖风器系统回收进入锅炉的热量Q.的计算公式
=1 1 X100 9
DL/T17552017
式中： D一暖风器循环水流量，kg/s; h暖风器出口循环水值，kJ/kg; h一一暖风器进口循环水饸值，kJ/kg。 若不具备严格锅炉效率试验条件，可在燃煤元素分析数据和表盘运行数据的基础上，对锅炉效率 变化值进行简化计算。需分别记录在100%、75%、50%额定负荷下低压省煤器联合暖风器系统投运、 停运时的空气预热器入口风温和空气预热器出口烟气温度，通过查阅烟气恰温表，计算送风焰升高值 和排烟烩升高值，按下式计算锅炉效率变化值△7。
DB34／T 1972-2013 P91钢对接焊接接头超声检测规程Ang= Oandtas
°一—系统停运时的空气预热器入口送风恰，查阅焰温表计算，kJ/kg（煤）； Ipy一一系统停运时的空气预热器出口烟气焰，查阅烩温表计算，kJ/kg（煤）； I——系统投运时的空气预热器入口送风烩，查阅烩温表计算，kJ/kg（煤)； Ipy——系统投运时的空气预热器出口烟气焰，查阅烩温表计算，kJ/kg（煤）。 f）辅机设备引起的发电厂用电率变化。根据测量得到的改造前后相关辅助设备电耗变化参数，得 出改造后发电厂用电率的变化量L。 g）按照4.2.1规定的方法，分别计算100%、75%、50%额定负荷的可比工况下，锅炉效率变化对 应的供电煤耗变化量Ab.，发电厂用电率变化对应的供电煤耗变化量△b，热耗率变化对应 的供电煤耗变化量△bg。 h）改造后总供电煤耗变化量为Ab=△bsg+△bgL+△bsg。 i）按照式（7）计算节煤量。