热力发电

项目	获取方式
煤气压力/kPa	测试
煤气温度/℃	测试
湿煤气中 $φ N 2$ 、 $φ H 2$ 、 $φ CO 2$ 、 $φ CO$ 、 $φ CH 4$ 、 $φ O 2$ /%	实验室化验
湿煤气中 $φ H 2 O$ /%	计算
高炉煤气Q_net/(kJ·m^–3)	计算
边界进口风温/℃	测试
边界处排烟温度/℃	测试
边界处排烟中 $φ O 2$ /%	测试
边界处排烟中 $φ CO$ /%	测试
边界处排烟中 $φ co 2$ /%	计算/测试
过量空气系数	计算
实际生成干烟气量/(m³·m^–3)	计算

项目

获取方式

煤气压力/kPa

测试

煤气温度/℃

测试

湿煤气中

φ N 2

、

φ H 2

、

φ CO 2

、

φ CO

、

φ CH 4

、

φ O 2

实验室化验

湿煤气中

φ H 2 O

计算

高炉煤气Q_net/(kJ·m^–3)

计算

边界进口风温/℃

测试

边界处排烟温度/℃

测试

边界处排烟中

φ O 2

测试

边界处排烟中

φ CO

测试

边界处排烟中

φ co 2

计算/测试

过量空气系数

计算

实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

计算

项目	获取方式
煤气压力/kPa	测试
煤气温度/℃	测试
湿煤气中 $φ N 2$ 、 $φ H 2$ 、 $φ CO 2$ 、 $φ CO$ 、 $φ CH 4$ 、 $φ O 2$ /%	实验室化验
湿煤气中 $φ H 2 O$ /%	计算
高炉煤气Q_net/(kJ·m^–3)	计算
边界进口风温/℃	测试
边界处排烟温度/℃	测试
边界处排烟中 $φ O 2$ /%	测试
边界处排烟中 $φ CO$ /%	测试
边界处排烟中 $φ co 2$ /%	计算/测试
过量空气系数	计算
实际生成干烟气量/(m³·m^–3)	计算

项目

获取方式

煤气压力/kPa

测试

煤气温度/℃

测试

湿煤气中

φ N 2

、

φ H 2

、

φ CO 2

、

φ CO

、

φ CH 4

、

φ O 2

实验室化验

湿煤气中

φ H 2 O

计算

高炉煤气Q_net/(kJ·m^–3)

计算

边界进口风温/℃

测试

边界处排烟温度/℃

测试

边界处排烟中

φ O 2

测试

边界处排烟中

φ CO

测试

边界处排烟中

φ co 2

计算/测试

过量空气系数

计算

实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

计算

项目	BMCR工况下的数值
主蒸汽流量/(t·h^–1)	430.00
主蒸汽压力/MPa	25.40
主蒸汽温度/℃	605.00
给水压力/MPa	29.40
给水温度/℃	292.90
再热蒸汽流量/(t·h^–1)	354.53
再热器进口蒸汽压力/MPa	4.98
再热器进口蒸汽温度/℃	362.80
再热器出口蒸汽压力/MPa	4.73
再热器出口蒸汽温度/℃	603.00
空预器出口烟温/℃	206.00
煤加出口烟温/℃	140.00

项目

BMCR工况下的数值

主蒸汽流量/(t·h^–1)

430.00

主蒸汽压力/MPa

25.40

主蒸汽温度/℃

605.00

给水压力/MPa

29.40

给水温度/℃

292.90

再热蒸汽流量/(t·h^–1)

354.53

再热器进口蒸汽压力/MPa

4.98

再热器进口蒸汽温度/℃

362.80

再热器出口蒸汽压力/MPa

4.73

再热器出口蒸汽温度/℃

603.00

空预器出口烟温/℃

206.00

煤加出口烟温/℃

140.00

项目	BMCR工况下的数值
主蒸汽流量/(t·h^–1)	430.00
主蒸汽压力/MPa	25.40
主蒸汽温度/℃	605.00
给水压力/MPa	29.40
给水温度/℃	292.90
再热蒸汽流量/(t·h^–1)	354.53
再热器进口蒸汽压力/MPa	4.98
再热器进口蒸汽温度/℃	362.80
再热器出口蒸汽压力/MPa	4.73
再热器出口蒸汽温度/℃	603.00
空预器出口烟温/℃	206.00
煤加出口烟温/℃	140.00

项目

BMCR工况下的数值

主蒸汽流量/(t·h^–1)

430.00

主蒸汽压力/MPa

25.40

主蒸汽温度/℃

605.00

给水压力/MPa

29.40

给水温度/℃

292.90

再热蒸汽流量/(t·h^–1)

354.53

再热器进口蒸汽压力/MPa

4.98

再热器进口蒸汽温度/℃

362.80

再热器出口蒸汽压力/MPa

4.73

再热器出口蒸汽温度/℃

603.00

空预器出口烟温/℃

206.00

煤加出口烟温/℃

140.00

	项目	设计值	实测值
高炉煤气参数	煤气压力/kPa	10.00	8.43
煤气温度/℃	40.0	45.8
$φ N 2,g$ /%	51.44	41.87
$φ H 2,g$ /%	1.68	2.77
$φ CO 2,g$ /%	16.34	20.85
$φ CO,g$ /%	23.62	25.25
$φ CH 4,g$ /%	0.28	0
$φ O 2,g$ /%	0	0.10
$φ H 2 O,g$ /%	6.64	9.16
Q_net,g/(kJ·m^–3)	3 266.3	3 490.0
燃料特性系数	–0.26	–0.36
运行参数	空预器进口冷风温度/℃	23.0	46.0
煤加出口排烟温度/℃	140.0	140.5
煤加出口排烟中 $φ O 2$ /%		2.02
煤加出口排烟中φ_CO/%		0.002
煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （实测值）/%		29.65
空预器出口烟温/℃	205.0	192.3
空预器进口烟温/℃	310.0	292.3
下级省煤器进口烟温/℃	390.0	372.1
给水温度/℃	287.7	278.9
计算过程参数	煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）/%		29.70
理论燃烧干空气量/(m³·m^–3)		0.66
理论燃烧干烟气量/(m³·m^–3)		1.40
每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的 $φ CO 2$ /(m³·m^–3)		0.46
理论干烟气量中的理论N₂量/(m³·m^–3)		0.94
实际生成干烟气量/(m³·m^–3)		1.55
过量空气系数		1.23
实测锅炉效率	排烟热损失/%	8.49	8.13
气体未完全燃烧热损失/%	0.37	0.01
固体未完全燃烧热损失/%	0	0
锅炉散热损失/%	0.23	0.23
灰、渣物理热损失/%	0	0
其他热损失/%	0.20	0.20
外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%	0.55	1.43
锅炉效率/%	91.28	92.86
锅炉效率修正	按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	138.4
按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	136.0
按给水温度设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	143.3
最终修正后煤加出口排烟温度/℃	140.0	136.9
修正后排烟热损失/%	8.49	8.19
修正后外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%	0.55	0.55
修正后锅炉效率/%	91.28	91.92
数据分析	按标准计算的过量空气系数		1.11
按标准计算的实际生成干烟气量/(m³·m^–3)		1.47
按标准计算的煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）/%		31.28
煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）相对偏差/%		5.35
按标准计算的锅炉效率/%		93.35
按标准计算的修正后锅炉效率/%		92.40
修正后锅炉效率相对偏差/%		0.52

项目

设计值

实测值

高炉煤气参数

煤气压力/kPa

10.00

8.43

煤气温度/℃

40.0

45.8

φ N 2,g

51.44

41.87

φ H 2,g

1.68

2.77

φ CO 2,g

16.34

20.85

φ CO,g

23.62

25.25

φ CH 4,g

0.28

φ O 2,g

0.10

φ H 2 O,g

6.64

9.16

Q_net,g/(kJ·m^–3)

3 266.3

3 490.0

燃料特性系数

–0.26

–0.36

运行参数

空预器进口冷风温度/℃

23.0

46.0

煤加出口排烟温度/℃

140.0

140.5

煤加出口排烟中

φ O 2

2.02

煤加出口排烟中φ_CO/%

0.002

煤加出口排烟中

φ CO 2

（实测值）/%

29.65

空预器出口烟温/℃

205.0

192.3

空预器进口烟温/℃

310.0

292.3

下级省煤器进口烟温/℃

390.0

372.1

给水温度/℃

287.7

278.9

计算过程参数

煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）/%

29.70

理论燃烧干空气量/(m³·m^–3)

0.66

理论燃烧干烟气量/(m³·m^–3)

1.40

每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的

φ CO 2

/(m³·m^–3)

0.46

理论干烟气量中的理论N₂量/(m³·m^–3)

0.94

实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

1.55

过量空气系数

1.23

实测锅炉效率

排烟热损失/%

8.49

8.13

气体未完全燃烧热损失/%

0.37

0.01

固体未完全燃烧热损失/%

锅炉散热损失/%

0.23

灰、渣物理热损失/%

其他热损失/%

0.20

外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%

0.55

1.43

锅炉效率/%

91.28

92.86

锅炉效率修正

按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

138.4

按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

136.0

按给水温度设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

143.3

最终修正后煤加出口排烟温度/℃

140.0

136.9

修正后排烟热损失/%

8.49

8.19

修正后外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%

0.55

修正后锅炉效率/%

91.28

91.92

数据分析

按标准计算的过量空气系数

1.11

按标准计算的实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

1.47

按标准计算的煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）/%

31.28

煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）相对偏差/%

5.35

按标准计算的锅炉效率/%

93.35

按标准计算的修正后锅炉效率/%

92.40

修正后锅炉效率相对偏差/%

0.52

	项目	设计值	实测值
高炉煤气参数	煤气压力/kPa	10.00	8.43
煤气温度/℃	40.0	45.8
$φ N 2,g$ /%	51.44	41.87
$φ H 2,g$ /%	1.68	2.77
$φ CO 2,g$ /%	16.34	20.85
$φ CO,g$ /%	23.62	25.25
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$φ H 2 O,g$ /%	6.64	9.16
Q_net,g/(kJ·m^–3)	3 266.3	3 490.0
燃料特性系数	–0.26	–0.36
运行参数	空预器进口冷风温度/℃	23.0	46.0
煤加出口排烟温度/℃	140.0	140.5
煤加出口排烟中 $φ O 2$ /%		2.02
煤加出口排烟中φ_CO/%		0.002
煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （实测值）/%		29.65
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空预器进口烟温/℃	310.0	292.3
下级省煤器进口烟温/℃	390.0	372.1
给水温度/℃	287.7	278.9
计算过程参数	煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）/%		29.70
理论燃烧干空气量/(m³·m^–3)		0.66
理论燃烧干烟气量/(m³·m^–3)		1.40
每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的 $φ CO 2$ /(m³·m^–3)		0.46
理论干烟气量中的理论N₂量/(m³·m^–3)		0.94
实际生成干烟气量/(m³·m^–3)		1.55
过量空气系数		1.23
实测锅炉效率	排烟热损失/%	8.49	8.13
气体未完全燃烧热损失/%	0.37	0.01
固体未完全燃烧热损失/%	0	0
锅炉散热损失/%	0.23	0.23
灰、渣物理热损失/%	0	0
其他热损失/%	0.20	0.20
外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%	0.55	1.43
锅炉效率/%	91.28	92.86
锅炉效率修正	按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	138.4
按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	136.0
按给水温度设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	143.3
最终修正后煤加出口排烟温度/℃	140.0	136.9
修正后排烟热损失/%	8.49	8.19
修正后外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%	0.55	0.55
修正后锅炉效率/%	91.28	91.92
数据分析	按标准计算的过量空气系数		1.11
按标准计算的实际生成干烟气量/(m³·m^–3)		1.47
按标准计算的煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）/%		31.28
煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）相对偏差/%		5.35
按标准计算的锅炉效率/%		93.35
按标准计算的修正后锅炉效率/%		92.40
修正后锅炉效率相对偏差/%		0.52

项目

设计值

实测值

高炉煤气参数

煤气压力/kPa

10.00

8.43

煤气温度/℃

40.0

45.8

φ N 2,g

51.44

41.87

φ H 2,g

1.68

2.77

φ CO 2,g

16.34

20.85

φ CO,g

23.62

25.25

φ CH 4,g

0.28

φ O 2,g

0.10

φ H 2 O,g

6.64

9.16

Q_net,g/(kJ·m^–3)

3 266.3

3 490.0

燃料特性系数

–0.26

–0.36

运行参数

空预器进口冷风温度/℃

23.0

46.0

煤加出口排烟温度/℃

140.0

140.5

煤加出口排烟中

φ O 2

2.02

煤加出口排烟中φ_CO/%

0.002

煤加出口排烟中

φ CO 2

（实测值）/%

29.65

空预器出口烟温/℃

205.0

192.3

空预器进口烟温/℃

310.0

292.3

下级省煤器进口烟温/℃

390.0

372.1

给水温度/℃

287.7

278.9

计算过程参数

煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）/%

29.70

理论燃烧干空气量/(m³·m^–3)

0.66

理论燃烧干烟气量/(m³·m^–3)

1.40

每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的

φ CO 2

/(m³·m^–3)

0.46

理论干烟气量中的理论N₂量/(m³·m^–3)

0.94

实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

1.55

过量空气系数

1.23

实测锅炉效率

排烟热损失/%

8.49

8.13

气体未完全燃烧热损失/%

0.37

0.01

固体未完全燃烧热损失/%

锅炉散热损失/%

0.23

灰、渣物理热损失/%

其他热损失/%

0.20

外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%

0.55

1.43

锅炉效率/%

91.28

92.86

锅炉效率修正

按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

138.4

按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

136.0

按给水温度设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

143.3

最终修正后煤加出口排烟温度/℃

140.0

136.9

修正后排烟热损失/%

8.49

8.19

修正后外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%

0.55

修正后锅炉效率/%

91.28

91.92

数据分析

按标准计算的过量空气系数

1.11

按标准计算的实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

1.47

按标准计算的煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）/%

31.28

煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）相对偏差/%

5.35

按标准计算的锅炉效率/%

93.35

按标准计算的修正后锅炉效率/%

92.40

修正后锅炉效率相对偏差/%

0.52

GB/T 10184—2015在高炉煤气锅炉炉效计算中的应用分析

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徐凯 ¹ , 郑永峰 ² , 聂雨 ¹ , 黄伟 ¹ , 刘军 ³ , 郑磊 ¹ , 孟桂祥 ¹ , 钟平 ¹ , 韩国庆 ¹ , 曹寿峰 ¹

热力发电 | 热能科学研究 2023,52(10): 95-102

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热力发电 | 热能科学研究 2023, 52(10): 95-102

GB/T 10184—2015在高炉煤气锅炉炉效计算中的应用分析

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徐凯¹, 郑永峰², 聂雨¹, 黄伟¹, 刘军³, 郑磊¹, 孟桂祥¹, 钟平¹, 韩国庆¹, 曹寿峰¹

作者信息

^1.西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏　苏州　215353

^2.华能苏州热电有限责任公司，江苏　苏州　215129

^3.华北水利水电大学能源与动力工程学院，河南　郑州　450045

徐凯（1989），男，硕士，高级工程师，主要研究方向为电站锅炉性能测试及优化调整，xukai@tpri.com.cn。

Application analysis of GB/T 10184—2015 standard in boiler efficiency calculation of blast furnace gas boiler

Kai XU¹, Yongfeng ZHENG², Yu NIE¹, Wei HUANG¹, Jun LIU³, Lei ZHENG¹, Guixiang MENG¹, Ping ZHONG¹, Guoqing HAN¹, Shoufeng CAO¹

Affiliations

^1.Suzhou Branch of Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd., Suzhou 215153, China

^2.Huaneng Suzhou Cogeneration Co., Ltd., Suzhou 215129, China

^3.College of Energy and Power Engineering, North China University of Water Resources and Electric Power, Zhengzhou 450045, China

出版时间: 2023-10-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202307380

文章导航

摘要

收起

根据GB/T 10184—2015，构建了高炉煤气锅炉炉效计算模型，分析了高炉煤气锅炉炉效计算方法。结果表明：燃气基准的差异导致高炉煤气水分及低位发热量的计算方法不同，并列出了2种燃气基准下高炉煤气水分的计算方法及低位发热量的换算方法；提出了3种适用于高炉煤气锅炉的过量空气系数、实际烟气量及烟气中CO₂含量的求解方法，并提出了适用于含煤气加热器的高炉煤气锅炉排烟温度的修正方法；GB/T 10184—2015对部分公式的计算有待于进一步探讨，并可作适当修改。

关键词

GB/T 10184—2015 / 高炉煤气 / 锅炉效率

Abstract

收起

According to GB/T10184—2015, the calculation model of blast furnace gas boiler efficiency is constructed, and the calculation method of blast furnace gas boiler efficiency is analyzed. The results show that the calculation methods of gas moisture content and low-level calorific value are different due to the difference of gas benchmarks.Three methods for solving the excess air coefficient, actual flue gas volume and CO₂ content in the flue gas are proposed for blast furnace gas boilers, and a correction method for exhaust gas temperature of blast furnace gas boilers with gas heaters is proposed;The calculation of some formulas in the GB/T10184—2015 needs to be further discussed, and appropriate modifications can be made.

Key words

GB/T 10184—2015 / blast furnace gas / boiler efficiency

引用本文

徐凯, 郑永峰, 聂雨, 黄伟, 刘军, 郑磊, 孟桂祥, 钟平, 韩国庆, 曹寿峰. GB/T 10184—2015在高炉煤气锅炉炉效计算中的应用分析. 热力发电, 2023 , 52 (10) : 95 -102 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202307380

Kai XU, Yongfeng ZHENG, Yu NIE, Wei HUANG, Jun LIU, Lei ZHENG, Guixiang MENG, Ping ZHONG, Guoqing HAN, Shoufeng CAO. Application analysis of GB/T 10184—2015 standard in boiler efficiency calculation of blast furnace gas boiler[J]. Thermal Power Generation, 2023 , 52 (10) : 95 -102 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202307380

正文

收起

近年来，随着全烧高炉煤气燃烧技术的发展，高炉煤气锅炉参数及容量逐渐提高^[1-2]，目前已有超临界高炉煤气发电机组成功投产运行。锅炉效率是衡量高炉煤气锅炉运行经济性的重要指标^[3-7]，目前国内针对高炉煤气锅炉炉效的测试及计算一般依据《电站锅炉性能试验规程》（GB/T 10184—2015）^[8]进行，该标准提供了锅炉燃用气体燃料时的计算公式，但部分公式不适用于计算含氮量高且设置有煤气加热器（煤加）的煤气锅炉的锅炉效率。

目前，已有学者利用GB 10184—1988^[9]对高炉煤气锅炉及煤/气混烧锅炉进行炉效计算相关的研究^[1,10-14]，但尚无文献利用最新标准GB/T 10184—2015对高炉煤气锅炉进行炉效计算相关的应用分析。本文依据GB/T 10184—2015，结合高炉煤气锅炉的高含氮量燃料特性及煤加布置特点，对高炉煤气锅炉炉效计算模型及修正方法进行分析，并提出GB/T 10184—2015在高炉煤气锅炉炉效计算中存在的问题。

1　高炉煤气锅炉炉效计算边界及数据来源

收起

1.1　炉效计算边界

目前，高炉煤气锅炉尾部受热面常见布置方式有2种：第1种为常规的高炉煤气锅炉，锅炉最后一级受热面为空气预热器（空预器）；第2种为设置有煤加的高炉煤气锅炉，锅炉最后一级受热面为煤加。高炉煤气锅炉炉效计算边界示意如图1所示。GB/T 10184—2015提供了第1种常规高炉煤气锅炉的边界设定（图1中边界1）；针对第2种高炉煤气锅炉，由于高炉煤气在煤加中吸收空预器出口尾部烟气热量升温后，继续回到炉膛内部，因此煤加与空预器类似，锅炉烟气侧的系统边界应设定在煤加出口处，炉效计算边界如图1中边界2所示。

1.2　炉效计算数据来源

数据来源是炉效计算过程中重要的一部分，表1列出了高炉煤气锅炉炉效计算中所需要的部分重要参数，并给出了参数的来源方式。

2　高炉煤气锅炉炉效计算模型

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2.1　高炉煤气锅炉炉效计算

在高炉煤气锅炉炉效计算中，根据GB/T 10184—2015，基准温度设定为25 ℃，主要计算燃料效率。锅炉炉效可按下式计算：

η = 100 − (q 2 + q 3 + q 4 + q 5 + q 6 + q o t h − q e x)

(1)

式中：η为锅炉效率（燃料效率）；q₂为排烟热损失，%；q₃为气体未完全燃烧热损失，%；q₄为固体未完全燃烧热损失，%；q₅为锅炉散热损失，%；q₆为灰、渣物理显热损失，%；q_oth为其他热损失，可取约定值或经验值，%；q_ex为外来热量与气体燃料低位发热量的百分比，%。高炉煤气锅炉中无飞灰及炉渣产生，其固体未完全燃烧热损失q₄和灰、渣物理显热损失q₆均为0。

2.2　燃气基准

在工程上进行燃气燃烧计算时，习惯上有2种燃气基准：1）以1 m³（标准状态，下同）的湿燃气为燃气基准；2）以1 m³的干燃气和含湿量h_g（kg/m³）水蒸气组成的湿燃气为燃气基准^[15]。采用第2种燃气基准的优点是在计算中所用的干燃气成分不随含湿量的变化而变化。

对于第1种燃气基准，高炉煤气成分可用下式表示：

φ N 2, g + φ H 2, g + φ C O 2, g + φ C O, g + φ C m H n, g + φ O 2, g + φ H 2 O, g = 100

(2)

式中：

φ N 2, g

、

φ H 2, g

、

φ C O 2, g

、

φ CO,g

、

φ C m H n,g

、

φ O 2,g

、

φ H 2 O, g

分别为湿煤气中各组分的体积分数，%（高炉煤气中H₂S含量近似为0，后续不再讨论此项）。

对于第2种燃气基准，高炉煤气成分可用下式表示：

φ N 2, g, d + φ H 2, g, d + φ CO 2, g, d + φ C O, g, d + φ C m H n, g, d + φ O 2, g, d = 100

(3)

式中：

φ N 2, g, d

、

φ H 2, g, d

、

φ C O 2, g, d

、

φ C O, g, d

、

φ C m H n, g, d

、

φ O 2, g, d

分别为干煤气中各组分的体积分数，%。

在GB/T 10184—2015中，每标准立方米燃料燃烧生成的烟气中水蒸气的体积V_wv,fg,lv为：

V wv,fg,lv = 1100 (φ H 2, g + n 2 φ C m H n, g) + h g 0.804 + 1.293 α cr V a,d,th,g h a,ab 0.804

(4)

式中：V_wv,fg,lv为每标准立方米燃料燃烧生成的烟气中水蒸气的体积，m³/m³；h_g为气体燃料的湿度（含湿量），kg/m³；α_cr为修正的过量空气系数；V_a,d,th,g为气体燃料的理论干空气量，m³/m³；h_a,ab为空气的绝对湿度，kg/kg干空气。

由上式可知GB/T 10184—2015使用了第2种燃气基准。因式中h_g定义为气体燃料的湿度，即每标准立方米干气体燃料中含水蒸气的千克数。2种燃气基准的差异导致高炉煤气水分体积分数/含湿量及低位发热量的计算方法不同。

2.3　高炉煤气燃料中水分体积分数/含湿量计算

高炉煤气化验时需要分析煤气中各种气体组分的体积分数，通常根据GB/T 10410和GB/T 13610进行化验分析，但是上述2种标准只给出了N₂、H₂、CO₂、CO、C_mH_n、O₂等成分的分析方法，且上述2个标准及GB/T 10184—2015均未提供气体燃料中的水分化验或计算方法。进入高炉煤气锅炉边界的高炉煤气通常含有饱和水蒸气，高炉煤气中的水分计算需要锅炉机组热平衡系统边界处气体燃料的压力、温度及大气压力3个参数。

对第1种燃气基准，高炉煤气燃料中水分体积分数可按下式计算：

φ H 2 O,g = p H 2 O p g × 100

(5)

式中：

φ H 2 O,g

为第1种燃气基准下高炉煤气中的水分体积分数，%；

p H 2 O

为高炉煤气中水蒸气分压力，kPa，可根据高炉煤气温度计算得到；p_g为高炉煤气绝对压力，kPa，可根据高炉煤气压力和大气压力计算得到。

对于第2种燃气基准，高炉煤气燃料的含湿量h_g可按下式计算：

h g = p H 2 O p g − p H 2 O × 0.804

(6)

2.4　高炉煤气低位发热量计算及换算

高炉煤气低位发热量需要根据第1种燃气基准下高炉煤气中的气体组分体积分数计算得出。高炉煤气化验时，通常仅得到第2种燃气基准下的气体组分体积分数，即干燥基下的各气体组分体积分数。2种燃气基准下的高炉煤气低位热值换算关系可按下式计算：

Q net,g = Q net,g,d × 0.804 0 .804+ h g = Q net,g,d × 100 − φ H 2 O,g 100

(7)

式中：Q_net,g为第1种燃气基准（即湿燃气）下的高炉煤气低位发热量，kJ/m³；Q_net,g,d为第2种燃气基准（即干燃气）下的高炉煤气低位发热量，kJ/m³。在高炉煤气锅炉炉效计算中，应使用第1种燃气基准下的高炉煤气低位发热量。若使用第2种燃气基准下的高炉煤气低位发热量计算炉效，由于湿煤气中含有一定量的饱和水蒸汽，根据式(7)可知，第2种燃气基准下的高炉煤气低位发热量高于第1种燃气基准下的高炉煤气低位发热量，则计算得到的炉效会偏高于实际炉效。

2.5　过量空气系数、实际烟气量及干烟气中CO₂体积分数计算

2.5.1　过量空气系数

在GB/T 10184—2015中，过量空气系数计算公式为：

α = 21 φ N 2,fg,d 21 φ N 2,fg,d − 79 φ O 2,fg,d ≈ 21 21 φ O 2,fg,d − 0.5 φ CO,fg,d

(8)

式中：α为过量空气系数；

φ N 2,fg,d

、

φ O 2,fg,d

、

φ CO,fg,d

分别为系统边界处干烟气中N₂、O₂、CO的体积分数，%。根据燃气燃烧原理推导，可得到过量空气系数的完整计算公式为：

α = 1 1 − 7921 × φ O 2,fg,d − 0.5 φ CO,fg,d 100 − (φ CO 2,fg,d + φ O 2,fg,d + φ CO,fg,d) − φ N 2,g V fg,d,lv = 1 1 − 7921 × φ O 2,fg,d − 0.5 φ CO,fg,d φ N 2,fg,d − φ N 2,g V fg,d,lv

(9)

式中：

φ CO 2,fg,d

为系统边界处干烟气中CO₂的体积分数，%；V_fg,d,lv为系统边界处干烟气体积，m³/m³。

由式(8)、式(9)可见，式(8)是假定气体燃料中N₂分数

φ N 2,g

近乎为0且干烟气中N₂体积分数

φ N 2,fg,d

接近79%时的简化公式。因此，对于N₂体积分数高达50%~60%的高炉煤气锅炉而言，式(8)明显不适用，过量空气系数α需由式(9)确定。

2.5.2　实际烟气量

在GB/T 10184—2015中，系统边界处干烟气体积V_fg,d,lv计算公式为：

V fg,d,lv = V fg,d,th,g + (α − 1) V a,d,th,g

(10)

式中：V_fg,d,th,g为理论干烟气量，m³/m³；V_a,d,th,g为理论干空气量，m³/m³。

由式(9)和式(10)可见，系统边界处干烟气体积V_fg,d,lv求解的前提是已知过量空气系数α，但干烟气体积V_fg,d,lv和过量空气系数α互为未知数。

2.5.3　干烟气中CO₂体积分数的计算方法

锅炉机组热平衡系统边界处干烟气中CO₂体积分数可直接测量。实际炉效测试中存在烟气分析仪无CO₂测量模块或CO₂测量模块精度低的情况，系统边界处干烟气中CO₂体积分数也可通过计算方法得到。GB/T 10184—2015提供了干烟气中CO₂体积分数的计算方法为：

φ CO 2,fg,d = 100 V CO 2,c,b V fg,d,lv − φ CO,fg,d

(11)

V CO 2,c,b = φ CO 2,g + φ CO,g + ∑ m φ C m H n,g 100

(12)

式中：

V CO 2,c,b

为每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的CO₂体积，m³/m³。

由式(11)可见，干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

的求解需提前确定炉机组热平衡系统边界处干烟气体积V_fg,d,lv的数值。

综合来看，GB/T 10184—2015中过量空气系数α、系统边界处干烟气体积

V fg,d,lv

及干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

的求解计算不完全适用于高炉煤气锅炉的炉效计算，需通过其他方法进行计算。

2.5.4　过量空气系数、实际烟气量及烟气中CO₂体积分数联合求解

1）方法1　参考文献[11]，对式(9)、式(10)和式(11)进行联合求解，首先假定一个初始的实际烟气量，依次根据式(11)和式(9)分别得到一个假定的干烟气中CO₂体积分数和一个假定的过量空气系数，再将此二值代入式(10)得到计算出的实际烟气量，将初始的实际烟气量与计算出的实际烟气量进行比较，如果二者差值大于设定的误差范围，则重新设定一个新的初始实际烟气量，直至初始的实际烟气量与计算出的实际烟气量差值小于设定的误差范围，即求解得到过量空气系数α、实际烟气量V_fg,d,lv和干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

。此方法缺点在于过量空气系数α、实际烟气量V_fg,d,lv和干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

3项必须经过迭代计算才能同时计算得出，增加了求解难度。

2）方法2　通过燃气燃烧原理推导，联合下述方程组依次求解干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

、干烟气体积V_fg,d,lv和过量空气系数α，具体计算方法为：

V N 2,fg,d,th,g = φ N 2,g 100 + 0.79 V a,d,th,g

(13)

V CO 2,c,b = φ CO 2,g + φ CO,g + ∑ m φ C m H n,g 100

(14)

φ CO 2,fg,d = (100 V CO 2,c,b − (V N 2,fg,d,th,g − 18.5 21 V CO 2,c,b) ⋅ φ CO,fg,d − 100 φ O 2,fg,d ⋅ V CO 2,c,b 21) V N 2,fg,d,th,g + V CO 2,c,b

(15)

V fg,d,lv = 21 V N 2,fg,d,th,g 21 − 0.21 φ CO 2,fg,d − φ O 2,fg,d − 0.185 φ CO,fg,d

(16)

α = 1 1 − 7921 × φ O 2,fg,d − 0.5 φ CO,fg,d 100 − (φ CO 2,fg,d + φ O 2,fg,d + φ CO,fg,d) − φ N 2,g V fg,d,lv

(17)

式中：

V N 2,fg,d,th,g

为理论干烟气量V_fg,d,th,g中的理论N₂量，m³/m³；V_a,d,th,g为理论干空气量，m³/m³。

3）方法3　通过燃气燃烧原理推导，首先通过燃料特性系数β和系统边界处干烟气中CO体积分数和O₂体积分数求解得出干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

，再依次根据式(15)和式(9)得出干烟气体积V_fg,d,lv和过量空气系数α，或也可通过下列方程组得出，具体计算方法为：

β = (0.395 (φ H 2,g + φ CO,g ） + 0.79 ∑ （ m + n 4) φ C m H n,g − 0.79 φ O 2,g + 0.21 φ N 2,g) φ CO,g + φ CO 2,g + ∑ m φ C m H n,g − 0.79

(18)

φ CO 2,fg,d = 21 − φ CO,fg,d (0.605 + β) − φ O 2,fg,d 1 + β

(19)

V fg,d,lv = (1 + β) (φ CO,g + φ CO 2,g + ∑ m φ C m H n,g) 21 − φ O 2,fg,d + 0.395 φ CO,fg,d

(20)

α = 1 1 − 7921 × φ O 2,fg,d − 0.5 φ CO,fg,d 100 − (φ CO 2,fg,d + φ O 2,fg,d + φ CO,fg,d) − φ N 2,g V fg,d,lv

(21)

方法2和方法3计算方法相对简单，可作为GB/T 10184—2015中高炉煤气锅炉求解干烟气中CO₂体积分数

φ CO 2,fg,d

、系统边界处干烟气体积V_fg,d,lv和过量空气系数

α

的补充完善说明。

2.6　排烟温度修正思路

对于常规未设置煤加的高炉煤气锅炉，其炉效计算边界与GB/T 10184—2015中典型煤气锅炉炉效计算边界相同，仅考虑空预器进口风温及给水温度2个参数偏离设计值导致的排烟温度修正即可。通过对GB/T 10184—2015中排烟温度的修正公式进行推导可以得出，排烟温度修正的思路是实际边界参数与设计边界参数下空预器烟气侧效率和省煤器（下级）烟气侧效率不变。空预器进口风温偏离设计值导致的排烟温度修正利用的是空预器的烟气侧效率不变；给水温度偏离设计值导致的排烟温度修正首先利用的是省煤器（下级）烟气侧效率不变，得到按设计给水温度修正后的省煤器出口烟温（空预器入口烟温），再利用空预器烟气侧效率不变，得到设计给水温度修正后的排烟温度。

对于含煤加的高炉煤气锅炉，从炉效计算边界考虑，存在煤加进口煤气温度、空预器进口风温及给水温度3个参数偏离设计值。在煤加出口排烟温度修正思路上，需要利用实际边界参数与设计边界参数下煤加烟气侧效率不变、空预器烟气侧效率不变及省煤器（下级）烟气侧效率不变推导得出修正后的煤加出口排烟温度。

2.6.1　煤加进口煤气温度偏离设计值修正后的排烟温度

利用煤加烟气侧效率不变，可推导得出按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度为：

t fg,GH,lv,cr,gh = (t gh,GH,en,d (t fg,GH,en,m − t fg,GH,lv,m) + t fg,GH,en,m (t fg,GH,lv,m − t gh,GH,en,m)) t fg,GH,en,m − t gh,GH,en,m

(22)

式中：t_{fg,GH,lv,cr,gh}为按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度，℃；t_gh,GH,en,d为煤加进口煤气温度设计值，℃；t_gh,GH,en,m为煤加进口煤气温度实测值，℃；t_fg,GH,en,m为煤加进口烟温实测值，℃；t_fg,GH,lv,m为煤加出口烟温（煤加出口排烟温度）实测值，℃。

2.6.2　空预器进口风温偏离设计值修正后的排烟温度

依次利用空预器烟气侧效率和煤加烟气侧效率不变，可推导得出按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度为：

t fg,GH,lv,cr,a = t fg,GH,lv,m + (t fg,AH,en,m − t fg,GH,en,m) (t fg,GH,lv,m − t gh,GH,en,m) (t a,AH,en,d − t a,AH,en,m) (t fg,AH,en,m − t a,AH,en,m) (t fg,GH,en,m − t gh,GH,en,m)

(23)

式中：t_{fg,GH,lv,cr,a}为按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度，℃；t_fg,AH,en,m为空预器进口烟气温度实测值，℃；t_a,AH,en,d为空预器进口风温设计值，℃；t_a,AH,en,m为空预器进口风温实测值，℃。

2.6.3　给水温度偏离设计值修正后的排烟温度

依次利用省煤器（下级）烟气侧效率、空预器烟气侧效率和煤加烟气侧效率不变，可推导得出按给水温度设计值修正后的排烟温度为：

t fg,GH,lv,cr,fw = ((t fg,GH,lv,m − t gh,GH,en,m) [t fg,GH,en,m (t fg,ECO,en,m − t fw,m) (t fg,AH,en,m − t a,AH,en,m) + (t fg,ECO,en,m − t fg,AH,en,m) (t fg,GH,en,m − t a,AH,en,m) (t fw,d − t fw,m)] + t gh,GH,en,m (t fg,GH,en,m − t fg,GH,lv,m) (t fg,ECO,en,m − t fw,m) (t fg,AH,en,m − t a,AH,en,m)) (t fg,GH,en,m − t gh,GH,en,m) (t fg,ECO,en,m − t fw,m) (t fg,AH,en,m − t a,AH,en,m)

(24)

式中：t_{fg,GH,lv,cr,fw}为按给水温度设计值修正后的排烟温度，℃；t_fg,ECO,en,m为省煤器（下级）进口烟温实测值，℃；t_fw,d为给水温度设计值，℃；t_fw,m为给水温度实测值，℃。

2.6.4　最终修正后的煤加出口排烟温度

结合上述3项对排烟温度的修正，修正后的煤加出口排烟温度用于修正后的高炉煤气锅炉炉效计算，最终修正后的煤加出口排烟温度为：

t fg,GH,lv,cr = t fg,GH,lv,cr,gh + t fg,GH,lv,cr,a + t fg,GH,lv,cr,fw − 2 t fg,GH,lv,m

(25)

式中：t_fg,GH,lv,cr为最终修正后的煤加出口排烟温度，℃。

3　GB/T 10184—2015在高炉煤气锅炉炉效计算中存在的问题

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3.1　进入系统边界的干空气所携带的热量

针对高炉煤气锅炉，仅存在送风机冷风一种风源，GB/T 10184—2015中进入系统边界的干空气所携带的热量计算公式为：

Q a,d = q m,a q m,f (c p,a t a ρ a − c p,a,re t re ρ a,re)

(26)

式中：Q_a,d为进入系统边界的干空气所携带的热量，kJ/kg；q_m,a、q_m,f分别为进入系统边界的冷风质量流量和燃料质量流量，kg/h；c_p,a、c_p,a,re分别为进入系统边界的冷风定压比热容和基准温度下空气定压比热容，kJ/(m³·K)；ρ_a、ρ_a,re分别为进入系统边界的冷风密度和基准温度下空气密度，kg/m³；t_a、t_re分别为进入系统边界的冷风温度和基准温度，℃。

对于高炉煤气锅炉，炉效计算用各项能量单位为kJ/m³，故上式不适用于高炉煤气锅炉，应修改为：

Q a,d = q m,a q V,f (c p,a t a ρ a − c p,a,re t re ρ a,re)

(27)

式中：q_V,f为燃料体积流量，m³/h；此时Q_a,d仍为进入系统边界的干空气所携带的热量，但单位已变更为kJ/m³，上式适用于高炉煤气锅炉炉效计算。

3.2　进入系统边界的空气中水蒸气所携带的热量

对于高炉煤气锅炉，GB/T 10184—2015中进入系统边界的空气中水蒸气所携带的热量^[4]计算等式中两侧等式单位不统一，等式右侧漏掉标准状态下水蒸气比容1.24 m³/kg，正确计算公式为：

Q wv = 1.24 × 1.293 α V a,d,th,g h a,ab c p,wv (t a − t re)

(28)

式中：Q_wv为进入系统边界的空气中水蒸气所携带的热量，kJ/m³；c_p,wv为进入系统边界的冷风温度确定的水蒸气定压比热容，kJ/(m³·K)。

3.3　每标准立方米燃料燃烧生成的烟气中水蒸气的体积

对于高炉煤气锅炉，GB/T 10184—2015中每标准立方米燃料燃烧生成的烟气中水蒸气的体积V_wv,fg,lv计算公式中使用的是第2种燃气基准，且公式中m/2应修改为n/2，正确计算公式为：

V wv,fg,lv = 1100 (φ H 2,g,d + n 2 φ C m H n,g,d) + h g 0.804 + 1.293 α V a,d,th,g h a,ab 0.804

(29)

对于第1种燃气基准，每标准立方米燃料燃烧生成的烟气中水蒸气的体积

V wv,fg,lv

计算公式为：

V wv,fg,lv = 1100 (φ H 2,g + n 2 φ C m H n,g) + φ H 2 O,g + 1.293 α V a,d,th,g h a,ab 0.804

(30)

4　计算实例与分析

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4.1　机组概况

以1台设置有煤加的高炉煤气锅炉作为研究对象，某145 MW等级高效超临界参数高炉煤气锅炉为超临界参数直流炉，单炉膛、平衡通风、一次再热、全钢架构、全悬吊结构燃气锅炉，锅炉技术参数见表2。

4.2　高炉煤气锅炉炉效计算结果及分析

表3为高炉煤气锅炉炉效计算结果。由表3可见，高炉煤气锅炉炉效测试中，过量空气系数为1.23，实测锅炉效率为92.86%，修正后锅炉效率为91.92%。若按GB/T 10184—2015进行计算，得出的过量空气系数为1.11，最终按标准计算得到的修正后锅炉效率为92.40%，锅炉效率相对偏差值为0.52%，可以看出此项参数计算方式上的差异会导致炉效计算产生较大误差，在炉效计算时需格外注意。

在煤加出口排烟中CO₂体积分数计算过程中，通过计算方式得到的煤加出口排烟中CO₂体积分数为29.70%，而按GB/T 10184—2015计算得到的煤加出口排烟中CO₂体积分数为31.28%，CO₂体积分数相对偏差值为5.34%，偏差较大，建议按2.5节方式计算得到煤加出口排烟中CO₂体积分数。

另外，在高炉煤气锅炉炉效测试中，通过高炉煤气参数、煤加出口排烟中氧含量及CO体积分数计算得出的煤加出口排烟中CO₂体积分数的计算值与实测值进行比对，可以相互验证高炉煤气及烟气分析仪中各参数的测试精度。

5　结论与建议

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1）燃气基准的差异导致高炉煤气水分体积分数/含湿量及低位发热量的计算方法不同，分别列出了2种燃气基准下高炉煤气水分的计算方法及低位发热量的换算方法。

2）针对高炉煤气锅炉燃料含氮量高的特性，提出3种适用于高炉煤气锅炉的过量空气系数、实际烟气量及烟气中CO₂体积分数的求解方法。另外GB/T 10184—2015中过量空气系数及烟气中CO₂体积分数的计算方法会导致高炉煤气锅炉炉效计算产生较大误差，在炉效计算时需格外注意。

3）结合高炉煤气锅炉尾部受热面布置特点，提出了适用于含煤气加热器的高炉煤气锅炉排烟温度的修正方法。

4）GB/T 10184—2015对进入系统边界的干空气、空气中水蒸气所携带的热量及每标准立方米燃料燃烧生成的烟气中水蒸气的体积的计算有待于进一步探讨，并作适当修改。

基金

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中国华能集团有限公司总部科技项目(HNKJ22-HF18)

参考文献

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文献

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2023年第52卷第10期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202307380

首发时间：2026-01-26
出版时间：2023-10-25

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出版历史

修回日期：2023-07-10

基金

Science and Technology Project of China Huaneng Group Co., Ltd.(HNKJ22-HF18)

中国华能集团有限公司总部科技项目(HNKJ22-HF18)

作者信息

^1.西安热工研究院有限公司苏州分公司，江苏　苏州　215353

^2.华能苏州热电有限责任公司，江苏　苏州　215129

^3.华北水利水电大学能源与动力工程学院，河南　郑州　450045

参考文献

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/rlfd/CN/10.19666/j.rlfd.202307380

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

项目	获取方式
煤气压力/kPa	测试
煤气温度/℃	测试
湿煤气中 $φ N 2$ 、 $φ H 2$ 、 $φ CO 2$ 、 $φ CO$ 、 $φ CH 4$ 、 $φ O 2$ /%	实验室化验
湿煤气中 $φ H 2 O$ /%	计算
高炉煤气Q_net/(kJ·m^–3)	计算
边界进口风温/℃	测试
边界处排烟温度/℃	测试
边界处排烟中 $φ O 2$ /%	测试
边界处排烟中 $φ CO$ /%	测试
边界处排烟中 $φ co 2$ /%	计算/测试
过量空气系数	计算
实际生成干烟气量/(m³·m^–3)	计算

项目

获取方式

煤气压力/kPa

测试

煤气温度/℃

测试

湿煤气中

φ N 2

、

φ H 2

、

φ CO 2

、

φ CO

、

φ CH 4

、

φ O 2

实验室化验

湿煤气中

φ H 2 O

计算

高炉煤气Q_net/(kJ·m^–3)

计算

边界进口风温/℃

测试

边界处排烟温度/℃

测试

边界处排烟中

φ O 2

测试

边界处排烟中

φ CO

测试

边界处排烟中

φ co 2

计算/测试

过量空气系数

计算

实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

计算

项目	BMCR工况下的数值
主蒸汽流量/(t·h^–1)	430.00
主蒸汽压力/MPa	25.40
主蒸汽温度/℃	605.00
给水压力/MPa	29.40
给水温度/℃	292.90
再热蒸汽流量/(t·h^–1)	354.53
再热器进口蒸汽压力/MPa	4.98
再热器进口蒸汽温度/℃	362.80
再热器出口蒸汽压力/MPa	4.73
再热器出口蒸汽温度/℃	603.00
空预器出口烟温/℃	206.00
煤加出口烟温/℃	140.00

项目

BMCR工况下的数值

主蒸汽流量/(t·h^–1)

430.00

主蒸汽压力/MPa

25.40

主蒸汽温度/℃

605.00

给水压力/MPa

29.40

给水温度/℃

292.90

再热蒸汽流量/(t·h^–1)

354.53

再热器进口蒸汽压力/MPa

4.98

再热器进口蒸汽温度/℃

362.80

再热器出口蒸汽压力/MPa

4.73

再热器出口蒸汽温度/℃

603.00

空预器出口烟温/℃

206.00

煤加出口烟温/℃

140.00

	项目	设计值	实测值
高炉煤气参数	煤气压力/kPa	10.00	8.43
煤气温度/℃	40.0	45.8
$φ N 2,g$ /%	51.44	41.87
$φ H 2,g$ /%	1.68	2.77
$φ CO 2,g$ /%	16.34	20.85
$φ CO,g$ /%	23.62	25.25
$φ CH 4,g$ /%	0.28	0
$φ O 2,g$ /%	0	0.10
$φ H 2 O,g$ /%	6.64	9.16
Q_net,g/(kJ·m^–3)	3 266.3	3 490.0
燃料特性系数	–0.26	–0.36
运行参数	空预器进口冷风温度/℃	23.0	46.0
煤加出口排烟温度/℃	140.0	140.5
煤加出口排烟中 $φ O 2$ /%		2.02
煤加出口排烟中φ_CO/%		0.002
煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （实测值）/%		29.65
空预器出口烟温/℃	205.0	192.3
空预器进口烟温/℃	310.0	292.3
下级省煤器进口烟温/℃	390.0	372.1
给水温度/℃	287.7	278.9
计算过程参数	煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）/%		29.70
理论燃烧干空气量/(m³·m^–3)		0.66
理论燃烧干烟气量/(m³·m^–3)		1.40
每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的 $φ CO 2$ /(m³·m^–3)		0.46
理论干烟气量中的理论N₂量/(m³·m^–3)		0.94
实际生成干烟气量/(m³·m^–3)		1.55
过量空气系数		1.23
实测锅炉效率	排烟热损失/%	8.49	8.13
气体未完全燃烧热损失/%	0.37	0.01
固体未完全燃烧热损失/%	0	0
锅炉散热损失/%	0.23	0.23
灰、渣物理热损失/%	0	0
其他热损失/%	0.20	0.20
外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%	0.55	1.43
锅炉效率/%	91.28	92.86
锅炉效率修正	按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	138.4
按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	136.0
按给水温度设计值修正后的排烟温度/℃	140.0	143.3
最终修正后煤加出口排烟温度/℃	140.0	136.9
修正后排烟热损失/%	8.49	8.19
修正后外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%	0.55	0.55
修正后锅炉效率/%	91.28	91.92
数据分析	按标准计算的过量空气系数		1.11
按标准计算的实际生成干烟气量/(m³·m^–3)		1.47
按标准计算的煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）/%		31.28
煤加出口排烟中 $φ CO 2$ （计算值）相对偏差/%		5.35
按标准计算的锅炉效率/%		93.35
按标准计算的修正后锅炉效率/%		92.40
修正后锅炉效率相对偏差/%		0.52

项目

设计值

实测值

高炉煤气参数

煤气压力/kPa

10.00

8.43

煤气温度/℃

40.0

45.8

φ N 2,g

51.44

41.87

φ H 2,g

1.68

2.77

φ CO 2,g

16.34

20.85

φ CO,g

23.62

25.25

φ CH 4,g

0.28

φ O 2,g

0.10

φ H 2 O,g

6.64

9.16

Q_net,g/(kJ·m^–3)

3 266.3

3 490.0

燃料特性系数

–0.26

–0.36

运行参数

空预器进口冷风温度/℃

23.0

46.0

煤加出口排烟温度/℃

140.0

140.5

煤加出口排烟中

φ O 2

2.02

煤加出口排烟中φ_CO/%

0.002

煤加出口排烟中

φ CO 2

（实测值）/%

29.65

空预器出口烟温/℃

205.0

192.3

空预器进口烟温/℃

310.0

292.3

下级省煤器进口烟温/℃

390.0

372.1

给水温度/℃

287.7

278.9

计算过程参数

煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）/%

29.70

理论燃烧干空气量/(m³·m^–3)

0.66

理论燃烧干烟气量/(m³·m^–3)

1.40

每立方米气体燃料实际烧掉的碳计算的

φ CO 2

/(m³·m^–3)

0.46

理论干烟气量中的理论N₂量/(m³·m^–3)

0.94

实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

1.55

过量空气系数

1.23

实测锅炉效率

排烟热损失/%

8.49

8.13

气体未完全燃烧热损失/%

0.37

0.01

固体未完全燃烧热损失/%

锅炉散热损失/%

0.23

灰、渣物理热损失/%

其他热损失/%

0.20

外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%

0.55

1.43

锅炉效率/%

91.28

92.86

锅炉效率修正

按煤加进口煤气温度设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

138.4

按空预器进口风温设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

136.0

按给水温度设计值修正后的排烟温度/℃

140.0

143.3

最终修正后煤加出口排烟温度/℃

140.0

136.9

修正后排烟热损失/%

8.49

8.19

修正后外来热量与气体燃料低位发热量的百分比/%

0.55

修正后锅炉效率/%

91.28

91.92

数据分析

按标准计算的过量空气系数

1.11

按标准计算的实际生成干烟气量/(m³·m^–3)

1.47

按标准计算的煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）/%

31.28

煤加出口排烟中

φ CO 2

（计算值）相对偏差/%

5.35

按标准计算的锅炉效率/%

93.35

按标准计算的修正后锅炉效率/%

92.40

修正后锅炉效率相对偏差/%

0.52