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。