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Codeofchina.com is in charge of this English translation. In case of any doubt about the English translation, the Chinese original shall be considered authoritative. This standard is developed in accordance with the rules given in GB/T 1.1-2009. This standard replaces GB/T 10180-2003 Industrial Boiler Thermal Performance Test Procedures. In addition to a number of editorial changes, the following technical changes have been made with respect to GB/T 10180-2003: ——modify Scope (see Clause 1; Clause 1 of Edition 2003); ——add and modify Terms and Definitions (see Clause 3; Clause 3 of Edition 2003); ——add and modify Symbols and Units (see Clause 4; Clause 4 of Edition 2003); ——modify the method for determining the reference temperature of the boiler in the type test and acceptance test (see Subclause 5.7; Subclause 7.10 of Edition 2003); ——modifiy the measurement accuracy of some instruments and equipments (see Table 6; Subclause 9.4~9.8 of Edition 2003); ——modity the Equation for calculating the thermal efficiency of the superheated steam boiler [see Equation (5), (6), (7); Equation (5), (6) in Edition 2003]; ——modify the error provisions for the calculation of the thermal efficiency of boilers (see Subclause 10.1.2; Subclause 9.3 of Edition 2003); ——modify the sampling and preparation of coal and pulverized coal (see Annex C; Annex A of Edition 2003); ——modify the use of the Austenitic Analyzer (see Annex E; Annex C of Edition 2003); ——modify the measurement and calculation of heat loss (see Annex F; Annex D of the Edition 2003); ——add boiler thermal balance system boundary figures and related requirements for performing thermal performance tests (see Subclause 5.1); ——add the validity requirements of test data records (see Subclause 5.8); ——add thermal efficiency calculation method for multi-function boilers (see Subclause 10.2); ——add calculation method for thermal efficiency of boiler with addition of desulfurizer (see Annex I); ——add calculation method for the thermal efficiency of boiler with occurrence of flue gas condensation and heat recovery within the boundary of the boiler thermal balance system (see Annex A); ——add boiler operation test method (see Annex B); ——add the division principle of the grid area and the determination of representative points (see Annex D); ——add calculation of thermal efficiency for a circulating fluidized bed boiler with addition of desulfurizer (see Annex I); ——delete the indefinable content of light furnace walls, heavy light furnace walls, etc. (see Sublcause 7.1.1 of Edition 2003). This standard was proposed and is under the jurisdiction of the National Standardization Technical Committee for Boiler and Pressure Vessels (SAC/TC 262). The previous versions of the standard replaced by this standard are: —— GB/T 10180-1988, GB/T 10180-2003. Thermal performance test code for industrial boilers 1 Scope This standard specifies terms and definitions, symbols and units, general rules, test preparations, test requirements, measurement items and test instruments, test methods, calculation of thermal efficiency of boilers, and test reports in the thermal performance tests of industrial boilers. This standard applies to the thermal performance tests of solidfuel boilers, liquidfuel boilers, gasfuel boilers and electric heating boilers whose rated pressure is less than 3.8 MPa and whose medium is water or liquid organic heat carrier. Oil-fired steam boilers, waste heat utilization devices or equipment (except flue type waste heat boilers), boilers with a steam pressure of not less than 3.8 MPa and a steam temperature of less than 450°C can be used as reference. 2 Normative references The following documents are indispensable for the application of this document. For dated references, only dated versions apply to this document. For undated references, the latest version (including all amendments) applies to this document. GB/T 211 Determination of total moisture in coal GB/T 212 Proximate analysis of coal GB/T 213 Determination of calorific value of coal GB/T 214 Determination of total sulfur in coal GB/T 260 Determination of moisture content in petroleum products GB/T 384 Determination of calorific value of petroleum products GB/T 474 Method for preparation of coal sample GB/T 476 Determination of carbon and hydrogen in coal GB/T 508 Petroleum product; Determination of ash GB/T 1884 Crude petroleum and liquid petroleum products--Laboratory determination of density--Hydrometer method GB/T 2900.48 Electrotechnical terminology of boilers GB/T 3286 Methods for chemical analysis of limestone and dolomite (all parts) GB/T 6284 Chemical products for industrial use - General method for determination of moisture content - The loss of mass on drying method GB/T 8174 Method of measuring and evaluation thermal insulation effects for equipments and pipes GB/T 10184 Performance test code for utility boiler GB/T 10410 Analysis of manufactured gas and liquefied petroleum gas normal composition by gas chromatography GB 13271 Emission standard of air pollutants for boiler GB/T 13610 Analysis of natural gas composipion—Gas chromatography GB/T 19227 Determination of nitrogen in coal GB 23971 Heat transfer fluids GB/T 24747 Safety technology conditions for heat transfer fluids GB/T 25214 Determination of total sulfur in coal by IR spectrometry GB/T 28730 Method for preparation of solid biofuels sample GB/T 28731 Proximate analysis of solid biofuels GB/T 28732 Determination of total sulfur in solid biofuels GB/T 28733 Determination of total moisture for solid biofuels GB/T 28734 Determination of carbon and hydrogen in solid biofuels GB/T 30725 Determination of ash composition in solid biofuels GB/T 30726 Determination of ash fusibility of solid biofuels GB/T 30727 Determination of calorific value for solid biofuels GB/T 30728 Determination of nitrogen in solid biofuels GB/T 30732 Proximate analysis of coal—Instrumental method GB/T 30733 Determination of total carbon, hydrogen and nitrogen content in coal—Instrumental method CJ/T 313 Sampling and analysis methods for domestic waste DL/T 567.8 Test methods for clorific value of liquid fuel in thermal plant DL/T 567.9 Liquid fuel element analysis on test method in thermal plant NB/T 47034 Technical conditions for industrial boiler NY/T 1879 Densified biofuel—Methods for sampling NY/T 1880 Densified biofuel—Methods for sample preparation NY/T 1881.1 Densified biofuel--Test methods--Part 1: General principle NY/T 1881.2 Densified biofuel－Test methods－Part 2:Total moisture NY/T 1881.3 Densified biofuel—Test methods—Part 3:Moisture in general analysis sample NY/T 1881.4 Densified biofuel—Test methods—Part 4:Content of volatile matter NY/T 1881.5 Densified biofuel—Test methods—Part 4:Content of ash 3 Terms and definitions For the purpose of this document, the definitions of GB/T 2900.48 and the following terms and definitions apply 3.1 solidfuel solidfuel solid fuels, including coal, oil shale, biomass fuels, and combustible solid waste 3.2 liquidfuel liquidfuels, including petroleum, fuel oils, and industrial waste fluids (such as alkali liquor, magnesium, etc.) 3.3 gasfuel gasfuels, including natural gas, blast furnace gas, coke oven gas, city gas, and liquefied gas 3.4 net calorific value the amount of heat released from the complete combustion of a unit volume of gasfuel or unit mass of solid or liquidfuel under certain conditions, minus the latent heat of vaporization of water vapour in the flue gas 3.5 heat output the difference between the amount of heat that is provided outside by the boiler via steam, water, or other mediun and the water or other mediun that enters the boiler 3.6 net boiler efficiency the boiler efficiency with boiler effectively utilizing heat deducted by the heat converted from self-use steam and auxiliary equipment consumption power 3.7 direct procedure the method of directly measuring the input heat and heat outputto determine the thermal efficiency of the boiler, also called a direct measurement method or an input-output method 3.8 indirect procedure the method determining the thermal efficiency of a boiler by measuring the heat loss of various combustion products and the loss of heat from the boiler, also called an indirect measurement method, heat loss method or energy balance method. 3.9 multi medium boiler two or more types of heated media (such as water and steam, heat carrier and hot water, heat carrier, water and air, etc.) are in the boundary of the boiler heat balance system, and output to the boilers of the respective heat equipment 3.10 desulfurizer used to capture and absorb sulfur dioxide in flue gas additives. Note: it refers to limestone (its main component is CaCO3, with a small amount of MgCO3, impurities and water) in this standard 3.11 calcination reaction an endothermic chemical reaction with the desulfurizer decomposed into of CaO, MgO, and CO2 3.12 sulfation reaction An exothermic chemical reaction with CaO, MgO with O2, SO2 producing CaSO4, MgSO4 3.13 desulfurization efficiency percentage of sulfur that has entered the furnace with the fuel, but is not emitted as sulphur dioxide, in the total sulfur content of the fuel injected into the furnace. 4 Symbols and units For the purpose of this document, the symbols and units listed in Table 1 apply. Table 1 Symbols and Units No. Symbol Item Unit Remark 1 ∑A Total heated area m2 2 AAH Heated surface of air preheater m2 3 Aar Ash (as-received basis) % Applicable to solidfuel, liquidfuel 4 ACaSO4 The mass of calcium sulfate produced after desulfurization corresponding to each kilogram of fuel injected into the furnace, kg/kg 5 ACaO Corresponding to every kilogram of fuel injected, mass of calcium oxide without occurrence of desulfurization agent after calcination reaction sulfation kg/kg 6 Acon Heated surface of convection tube bundle m2 7 AECO Heated surface of economizer m2 8 Af,b Heated surface of furnace radiant (or heated surface of suspension segment) m2 9 Ajs Mass of ash corresponding to per kilogram fuel after addition of desulfurizer kg/kg 10 ASH Heated surface of superheater m2 11 Azz The mass of desulfurizer ash corresponding to every kilogram of fuel injected into the furnace, kg/kg 12 Awfj Mass of undecomposed calcium carbonate in desulfurizer kg/kg 13 B Fuel consumption (mass or volume flow of fuel into the furnace) kg/h or m3/h 14 Bshs Mass flow of desulfurizer kg/h 15 Car Carbon (as-received basis) % Applicable to solidfuel, solidfuel 16 Cas Content of combustibles in fly ash % 17 Cca Content of combustilbes in staying ash % 18 Ccl Content of combustible in leaked coal % 19 Coa Content of combustible in overflow ash % 20 Cpd Content of combustibe in flue dust (saltation ash) % 21 Cs Content of combustibles in slag % 22 Crec Content of combustibles in cycled ash % 23 CH4 Methane (as-received basis) % Applicable to gasfuel 24 C2H6 Ethane (as-received basis) % 25 C3H8 Propane (as-received basis) % 26 C4H10 Butadiene (as-received basis) % 27 C5H12 As-received pentane % 28 CO Carbon monoxide (as-received basis) % Applicable to gasfuel 29 CO' CO at smoke outlet % 30 CO2 Carbon dioxide (as-received basis) % Applicable to gasfuel 31 ∑CmHn Unsaturated basic hydrocarbon (as-received basis) % Applicable to gasfuel 32 CaCO3,ar Mass fraction of calcium carbonate in desulfurizer % 33 CmH'n CmHn at smoke outlet % 34 Mass fraction of carbon actually burned in fuel (as-received basis) % 35 The ratio of the average carbon content in the ash and the calculated ash content in the fuel % 36 Cas Specific heat of fly ash kJ/(kg•°C) 37 Cca Specific heat of cold ash (bottom slag) kJ/(kg•°C) 38 Ccl Specific heat of leaked coal kJ/(kg•°C) 39 Cd,fg Average isobaric specific heats of smoke at the smoke outlet kJ/(m3•°C) 40 Cen Specific heat at the temperatue of hot air inlet kJ/(m3•°C) 41 Average isobaric specific heats of water vapor at smoke outlet kJ/(m3•°C) 42 C1v Average specific heat at temperature of hot air outlet kJ/(m3•°C) 43 Coa Specific heat of overflow ash kJ/(kg•°C) 44 Cpd Specific heat of flue dust (settling ash) kJ/(kg•°C) 45 Crec Specific heat of cycled ash kJ/(kg•°C) 46 Cs Specific heat of slag kJ/(kg•°C) 47 (ct)as Heat content of fly ash kJ/kg 48 (ct)ca Heat content of cold ash (bottom slag) kJ/kg 49 (ct)cl Heat content of leaking coal kJ/kg 50 (ct) oa Heat content of overflow ash kJ/kg 51 (ct) pd Heat content of flue ash (setting ash) kJ/kg 52 (ct) rec Heat content of cycled ash kJ/kg 53 (ct) s Heat content of slag kJ/kg 54 Chloride content of saturated steam condensate water mg/kg 55 Chloride content of boiler water mg/kg 56 Dato Consumption rate for atomizing steam kg/kg 57 Dc,fw Feedwater flow of residue heat utilization device (condenser) kg/h 58 Dcon Converted vapor amount of boiler kg/h 59 Dfw Feedwater flow kg/h 60 Disc Coolant flow rate with slag cooler classified in the boundary of thermal balance system of boiler kg/h 61 Dno Nominal evaporation of tested boiler in test conditions kg/h 62 Dout Output steam (i.e. measured evaporation of boiler) kg/h 63 Dp,st Atomizing steam consumption kg/h 64 Dpu Amount of self-used steam kg/h 65 Dr Rated evaporation of boiler kg/h 66 Ds Superheated steam flow kg/h 67 d Inner diameter of steam extractor mm 68 ds Bore diameter of steam sample pipe mm 69 Eb Electricity consumption equivalent to per ton of steamper per hour kW 70 F Total surface area of boiler for heat dissipation. Total heat dissipation surface area includes such components as boiler body, residue heat recovery device, flues and water tanks within the balance system boundary m2 71 F1, F2, ..., Fn are the heat dissipation area of each zone respectively m2 72 Ffl Sum of surface area of boiler separation and return system, etc. m2 73 Fsep The sum of the surface area of the boiler separation and return system, including the surface area of the separator, riser and return valve m2 74 FZ Total surface area of boiler heat dissipation m2 75 fxz Area correction coefficient 76 G Hot water (organic heat carrier) boiler medium recirculation kg/h 77 Gca Mass of cold ash (bottom slag) kg/h 78 Gel Mass of leaked coal kg/h 79 GHum Boiler water sampling where steam humidity is determined kg/h 80 Goa Mass of overflow ash kg/h 81 Gpd Mass of flue ash (saltation ash) kg/h 82 Grec Mass of cycled ash exhaust kg/h 83 Gs Steam samping amount at determination of salt content in superheated steam kg/h 84 Mass of wet slag kg/h 85 Gsl Mass of slag kg/h 86 Gsnt,st Conductivity value of saturated steam condensate μs/cm 87 Gto,ash Total ash discharge mass of boiler kg/h 88 Gw Conductivity value of boiler water μs/cm 89 H Height of natural ventilation chimney m 90 Har Hydrogen (as-received basis) % Applicable to solidfuel, solidfuel 91 Hfw Head of water feed pump (circulation pump, heat carrier pump) head m 92 H′2 H2 at smoke outlet % 93 H2S Hydrogen sulfide (as-received basis) % Applicable to gasfuel 94 H2S′ H2S at smoke outlet % 95 hca Heat content of cold air into the furnace kJ/kg 96 hc,iw Heat content of inflow water in residue heat utilization device (condenser) kJ/kg 97 hc,ow Heat content of outflow water in residue heat utilization device (condenser) kJ/kg 98 hds Heat content of smoke at smoke outlet kJ/kg or kJ/m3 99 hfw Heat content in water supply kJ/kg 100 h*fw Heat content of water supply under design parameters kJ/kg 101 hfw, h Heat content of medium at hot water (organic heat carrier) boiler inlet kJ/kg 102 h″isc Heat content of cooling medium outlet with cool slag classifiedin the boundary of the boiler thermal balance system kJ/kg 103 h′isc Heat content of cooling medium inlet with cool slag classifiedin the boundary of the boiler thermal balance system kJ/kg 104 how Heat content of medium at the hot water (organic heat carrier) boiler outlet kJ/kg 105 hpu Heat content of steam for self-use kJ/kg 106 hst,sh,lv Heat content of superheated steam kJ/kg 107 h*st,sh,lv Heat content of superheated steam under design parameters kJ/kg 108 hsat,st Heat content of saturated steam kJ/kg 109 h*sat,st Heat content of saturated steam under design parameters kJ/kg 110 i The sequence number of representative points from the center of the circular section 111 Kq4 Correction factor % 112 ∑Ki Sum of volumetric ingredients % Applicable to gasfuel 113 Mar Moisture (as-received basis) % Applicable to solidfuel, liquidfuel 114 Mar,fo Moisture content of fuel oil % 115 Ms Moisture content after slag pouring % 116 Mtshs Moisture content of limestone % 117 Mw Moisture content of gasfuel g/m3 Applicable to gasfuel 118 mogyew Mol number of dry flue gas after fuel combustion [including CO2 generated from carbon combustion, actually generated SO2 (excluding sulfur absorbed by desulfurization, N2 in fuel, and dry flue gas CO2 generated from desulfurizer)] mol/kg 119 motlgy Mol number of flue gas from desulfurizer mol/kg 120 mollk Theoretical dry air volume after correction after addition of desulfurizer mol/kg 121 mozz,as The mass fraction of base impurities (including magnesium carbonate) received in the desulfurizer % 122 N Hourly electricity consumption of electric heating boiler kW 123 Nar Nitrogen (as-received basis) % Applicable to solidfuel, liquidfuel 124 Nb Power of burner motor kW 125 Nba Power of blower motor kW 126 Ncg Power of coal mill motor kW 127 Ncs Power of coal feeder motor kW 128 Ncom Fuel consumption per hour for burning equipment (Including fuel gas burner motor, fuel heater, etc.) kW 129 Nfr Power of crusher motor kW 130 Nfw Power of water feed pump motor kW 131 Ng Power of grate driving motor kW 132 Nh Power of fuel heater kW 133 Nin,a Power of draft fan motor kW 134 Nm Power of coal mill motor kW 135 Noth Power of other motors kW 136 Nsc Power of screening machine kW 137 ∑N Total electricity usage per hour kW 138 N2 Nitrogen gas (as-received basis) % Applicable to gasfuel 139 Na+sut,st Sodium ion content in saturated steam condensation water mg/kg 140 Na+w Sodium ion content in boiler water mg/kg 141 nh Number of equal area circular rings required for circular section pc Foreword i 1 Scope 2 Normative references 3 Terms and definitions 4 Symbols and units 5 General 6 Test preparation 7 Test requirement 8 Measurement items and test instruments 9 Test methods 10 Calculation for heat efficiency of boiler 11 Test report Annex A (Informative) Calculation for the heat efficiency of the boiler experiencing condensation of flue gas and the recovery of heat in the boundary of the boiler heat balance system Annex B (Normative) Boiler operation test Annex C (Normative) Coal and pulverized coal sampling and preparation Annex D (Normative) Equal area division principle by grid method and determination of representative points Annex E (Normative) Use of Orsat analyzer Annex F (Normative) Measurement and calculation of heat dissipation loss Annex G (Normative) Determination method for humidity of saturated steam and salt content of superheated steam Annex H (Informative) Main information of thermal performance test report for industrial boilers Annex I (Normative) Calculation for heat efficiency of circulating fluidized bed boiler after adding desulfurizer Annex J (Informative) Average specific heat capacity of flue gas, ash and air at constant pressure, relevant quantity value of common gas, common legal units of measurement and conversion ICS 27.060.30 J 98 中华人民共和国国家标准 GB/T 10180—2017 代替GB/T 10180—2003 工业锅炉热重性能试验规程 Thermal performance test code for industrial boilers 2017—07—12发布 2018—02—01实施 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 中国国家标准化管理委员会 发布 前言 本标准按照GB/T 1.1—2009给出的规则起草。 本标准代替GB/T 10180—2003《工业锅炉热工性能试验规程》，与GB/T 10180—2003相比，除编辑性修改外主要技术变化如下： ——修改了范围(见第1章，2003年版的第1章)； ——增加和修改了术语和定义(见第3章，2003年版的第3章)； ——增加和修改了符号和单位(见第4章，2003年版的第4章)； ——修改了锅炉在定型试验和验收试验时基准温度的确定方法(见5.7，2003年版的7.10)； ——修改了部分仪器设备的测量精度(见表6，2003年版的9.4～9.8)； ——修改了过热蒸汽锅炉热效率计算公式[见式(5)、式(6)、式(7)，2003年版的式(5)、式(6)]； ——修改了锅炉热效率计算结果的误差规定(见10.1.2，2003年版的9.3)； ——修改了煤和煤粉的采样和制备(见附录C，2003年版的附录A)； ——修改了奥氏分析仪的使用(见附录E，2003年版的附录C)； ——修改了散热损失的测量与计算(见附录F，2003年版的附录D)； ——增加了进行热工性能试验的锅炉热平衡系统边界图及其相关要求(见5.1)； ——增加了试验数据记录的有效性要求(见5.8)； ——增加了多工质锅炉热效率计算方法(见10.2)； ——增加了添加脱硫剂的锅炉热效率计算方法(见附录I)； ——增加了在锅炉热平衡系统边界内发生烟气冷凝且热量回收利用的锅炉热效率计算方法(见附录A)； ——增加了锅炉运行试验方法(见附录B)； ——增加了网格法等面积的划分原则及代表点的确定(见附录D)； ——增加了添加脱硫剂的循环流化床锅y-,热效率的计算(见附录I)； ——删除了轻型炉墙、重轻型炉墙等的不清晰表述内容(见2003年版的7.1.1)。 本标准由全国锅炉压力容器标准化技术委员会(SAC/TC 262)提出并归口。 本标准负责起草单位：上海工业锅炉研究所。 本标准参加起草单位：福建省锅炉压力容器检验研究院、广东省特种设备检测研究院、上海市特种设备监督检测技术研究院、江联重工股份有限公司、江苏双良锅炉有限公司、苏州海陆重工股份有限公司、金牛股份有限公司、南通万达锅炉有限公司、大连市锅炉压力容器检验研究院、青岛荏原环境设备有限公司、泰山集团股份有限公司、中国特种设备检测研究院、天津宝成机械制造股份有限公司、元锡锡能锅炉有限公司。 本标准主要起草人：王善武、张元榕、李越胜、仝庆华、雷钦祥、潘瑞林、丁杰、肖新房、徐获萍、李生德、杨麟、叶勉、管坚、丘性通、喻孟全、李春、孟向军、徐勇敏、王惠云、周冬雷、尹会坤、齐国利、李耀荣、朱永忠、赵博。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： ——GB/T 10180—1988、GB/T 10180—2003。 工业锅炉热工性能试验规程 1 范围 本标准规定了工业锅炉的热工性能试验中的术语与定义、符号和单位、总则、试验准备、试验要求、测量项目和试验用仪器仪表、试验方法、锅炉热效率的计算以及试验报告。 本标准适用于额定压力小于3.8 MPa，介质为水或液相有机热载体的固体燃料锅炉、液体燃料锅炉、气体燃料锅炉以及电加热锅炉的热工性能试验。 油田注汽锅炉、余热利用装置或设备(烟道式余热锅炉除外)、蒸汽压力不小于3.8 MPa且蒸汽温度小于450℃的锅炉可参照使用。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB/T 211煤中全水分的测定方法 GB/T 212煤的工业分析方法 GB/T 213煤的发热量测定方法 GB/T 214煤中全硫的测定方法 GB/T 260石油产品水分测定法 GB/T 384石油产品热值测定法 GB/T 474煤样的制备方法 GB/T 476煤中碳和氢的测定方法 GB/T 508石油产品灰分测定法 GB/T 1884原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法) GB/T 2900.48 电工名词术语 锅炉 GB/T 3286(所有部分)石灰石及白云石化学分析方法 GB/T 6284 化工产品中水分测定的通用方法 干燥减量法 GB/T 8174 设备及管道绝热效果的测试与评价 GB/T 10184 电站锅炉性能试验规程 GB/T 10410人工煤气和液化石油气常量组分气相色谱分析法 GB 13271锅炉大气污染物排放标准 GB/T 13610 天然气的组成分析气相色谱法 GB/T 19227煤中氮的测定方法 GB 23971有机热载体 GB/T 24747 有机热载体安全技术条件 GB/T 25214煤中全硫测定 红外光谱法 GB/T 28730 固体生物质燃料样品制备方法 GB/T 28731 固体生物质燃料工业分析方法 GB/T 28732 固体生物质燃料全硫测定方法 GB/T 28733 固体生物质燃料全水分测定方法 GB/T 28734 固体生物质燃料中碳氢测定方法 GB/T 30725 固体生物质燃料灰成分测定方法 GB/T 30726 固体生物质燃料灰熔融性的测定方法 GB/T 30727 固体生物质燃料发热量测定方法 GB/T 30728 固体生物质燃料中氮的测定方法 GB/T 30732 煤的工业分析方法 仪器法 GB/T 30733 煤中碳氢氮的测定 仪器法 CJ/T 313生活垃圾采样和分析方法 DL/T 567.8火力发电厂燃料试验方法燃油发热量的测定 DL/T 567.9 火力发电厂燃料试验方法燃油元素分析 NB/T 47034工业锅炉技术条件 NY/T 1879 生物质固体成型燃料采样方法 NY/T 1880生物质固体成型燃料样品制备方法 NY/T 1881.1 生物质固体成型燃料试验方法 第1部分：通则 NY/T 1881.2 生物质固体成型燃料试验方法 第2部分：全水分 NY/T 1881.3 生物质固体成型燃料试验方法 第3部分：一般分析样品水分 NY/T 1881.4生物质固体成型燃料试验方法 第4部分：挥发分 NY/T 1881.5 生物质固体成型燃料试验方法 第5部分：灰分 3术语和定义 GB/T 2900.48界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 固体燃料solidfuel 固态的燃料.包括煤、油页岩、生物质燃料和可燃固体废料等。 3.2 液体燃料liquidfuel 液态的燃料，包括石油、燃料油、工业废液(如碱液、镁液等)等。 3.3 气体燃料gasfuel 气态的燃料，包括天然气、高炉煤气、焦炉煤气、城市煤气、液化气等。 3.4 低位发热值net calorific value 单位体积的气体燃料或单位质量的固体或液体燃料在特定条件下完全燃烧所释放的热量中扣除烟气中水蒸气凝结成水的汽化潜热后所得的热量。 3.5 输出热量heat output 通过蒸汽、水或其他工质由锅炉向外提供的热量与进入锅炉的水或其他工质带入热量之差。 3.6 锅炉净效率net boiler efficiency 锅炉有效利用热量扣除自用蒸汽和辅机设备耗用动力折算热量后的锅炉效率。 3.7 正平衡测量法direct procedure 直接测量输入热量和输出热量来确定锅炉热效率的方法，也称直接测量法或输入输出法。 3.8 反平衡测量法 indirect procednre 通过测量各种燃烧产物热损失和锅炉散热损失来确定锅炉热效率的方法，也称间接测量法、热损失法或能量平衡法。 3.9 多工质锅炉multi medium boiler 锅炉热平衡系统边界内有两种或两种以上被加热工质(如水和蒸汽、热载体和热水、热载体和水及空气等)，并分别输出至各自用热设备的锅炉。 3.10 脱硫剂desulfurizer 用于捕捉和吸收烟气中二氧化硫的添加剂。 注：本标准专指石灰石(其主要成分为CaCO3，有少量MgCO3、杂质和水)。 3.11 煅烧反应 calcination reaction 脱硫剂分解为CaO、MgO和CO2的一种吸热化学反应。 3.12 硫酸盐化反应sulfation reaction CaO、MgO与O2、SO2生成CaSO4、MgSO4的一种放热化学反应。 3.13 脱硫效率desulfurizalion efficiency 随燃料进入炉膛内，但没有以二氧化硫形式排放的硫占入炉燃料总硫分的百分比。 4符号和单位 表1中所列符号及单位适用于本文件。 表1符号和单位 序号 符号 名称 单位 备注 1 ∑A 总受热面积 m2 2 AAH 空气预热器受热面 m2 3 Aar 收到基灰分 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 4 ACaSO4 相应每千克入炉燃料，脱硫后生成的硫酸钙的质量 kg/kg 5 ACaO 相应每千克入炉燃料，脱硫剂煅烧反应后未发生 硫酸盐化反应的氧化钙质量 kg/kg 6 Acon 对流管束受热面 m2 7 AECO 省煤器受热面 m2 8 Af,h 炉膛辐射受热面(或悬浮段受热面) m2 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 9 Ajs 添加脱硫剂后.相应每千克入炉燃料灰分的质量 kg/kg 10 ASH 过热器受热面 m2 11 Azz 相应每千克入炉燃料，脱硫剂灰分的质量 kg/kg 12 Awfj 脱硫剂未分解的碳酸钙的质量 kg/kg 13 B 燃料消耗量(入炉燃料的质量或体积流量) kg/h或m3/h 14 Bshs 脱硫剂质量流量 kg/h 15 Car 收到基碳 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 16 Cas 飞灰可燃物含量 ％ 17 Cca 冷灰可燃物含量 ％ 18 Clc 漏煤可燃物含量 ％ 19 Cna 溢流灰可燃物含量 ％ 20 Cpd 烟道灰(沉降灰)可燃物含量 ％ 21 Cs 炉渣可燃物含量 ％ 22 Crec 循环灰可燃物含量 ％ 23 CH4 收到基甲烷 ％ 适用于 气体燃料 24 C2H6 收到基乙烷 ％ 25 C3H8 收到基丙烷 ％ 26 C4H10 收到基丁烷 ％ 27 C5H12 收到基戊烷 ％ 28 CO 收到基一氧化碳 ％ 适用于气体燃料 29 CO′ 排烟处CO ％ 30 CO2 收到基二氧化碳 ％ 适用于气体燃料 31 ∑CmHn 收到基不饱和烃 ％ 适用于气体燃料 32 CaCO3,ar 脱硫剂中碳酸钙的质量分数 ％ 33 CmH′n 排烟处CmHn ％ 34 Crar 燃料收到基实际烧掉的碳质量分数 ％ 35 灰渣中平均含碳量与燃料计算灰量之比 ％ 36 cas 飞灰比热 kJ/(kg·℃) 37 ccs 冷灰(炉底渣)比热 kJ/(kg·℃) 38 ccl 漏煤比热 kJ/(kg·℃) 39 cd,fg 排烟处干烟气平均比定压热容 kJ/(m3·℃) 40 cen 热空气进口温度下的平均比热 kJ/(m3·℃) 41 排烟处水蒸气平均比定压热容 kJ/(m3·℃) 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 42 c1v 热空气出口温度下的平均比热 kJ/(m3·℃) 43 coa 溢流灰比热 kJ/(kg·℃) 44 cpd 烟道灰(沉降灰)比热 kJ/(kg·℃) 45 crec 循环灰比热 kJ/(kg·℃) 46 Cs 炉渣比热 kJ/(kg·℃) 47 (ct)as 飞灰焓 kJ/kg 48 (ct)ca 冷灰(炉底渣)焓 kJ/kg 49 (ct)cl 漏煤焓 kJ/kg 50 (ct)oa 溢流灰焓 kJ/kg 51 (ct)pd 烟道灰(沉降灰)焓 kJ/kg 52 (ct)rec 循环灰焓 kJ/kg 53 (ct)s 炉渣焓 kJ/kg 54 Cl-sat,st 饱和蒸汽凝结水氯根含量 mg/kg 55 Cl-w 锅水氯根含量 mg/kg 56 Dato 雾化用蒸汽耗汽率 kg/kg 57 Dc,fw 余热利用装置(冷凝器)的给水流量 kg/h 88 Dcon 锅炉折算蒸发量 kg/h 59 Dfw 给水流量 kg/h 60 Disc 冷渣器划归锅炉热平衡系统边界内冷却工质流量 kg/h 61 Dno 受试锅炉在试验工况时的名义蒸发量 kg/h 62 Dout 输出蒸汽量(即锅炉实测蒸发量) kg/h 83 Dp,st 雾化用蒸汽耗量 kg/h 64 Dpu 自用蒸汽量 kg/h 65 Dr 锅炉的额定蒸发量 kg/h 66 Ds 过热蒸汽流量 kg/h 67 d 蒸汽引出管内径 mm 68 ds 蒸汽试样管孔内径 mm 69 Eb 相当于每小时每吨蒸汽的用电量 kW 70 F 锅炉散热总表面积。散热总表面积包括锅炉热 平衡系统边界内的锅炉本体、余热回收装置、 烟道和水箱等部件 m2 71 F1，F2，…，Fn 分别为各区段的散热面积 m2 72 Fn 锅炉分离回送系统等的表面积之和 m2 73 Fsep 锅炉分离回送系统等的表面积之和，包括分离器、立管和回料阀的表面积 m2 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 74 FZ 锅炉散热总表面积 m2 75 fxz 面积修正系数 76 G 热水(有机热载体)锅炉工质循环流量 kg/h 77 Gca 冷灰(炉底渣)质量 kg/h 78 Gcl 漏煤质量 kg/h 79 GHum 测定蒸汽湿度时的锅水取样量 kg/h 80 Goa 溢流灰质量 kg/h 81 Gpd 烟道灰(沉降灰)质量 kg/h 82 Grec 循环灰排灰质量 kg/h 83 Gs 测定过热蒸汽含盐量时的蒸汽取样量 kg/h 84 湿炉渣质量 kg/h 85 Gsl 炉渣质量 kg/h 86 Gsnt,st 饱和蒸汽冷凝水的电导率值 μs/cm 87 Gto,ash 锅炉总排灰质量 kg/h 88 Gw 锅水的电导率值 μs/cm 89 H 自然通风烟囱高度 m 90 Har 收到基氢 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 91 Hfw 给水泵(循环泵、热载体泵)扬程 m 92 H′2 排烟处H2 ％ 93 H2S 收到基硫化氢 ％ 适用于气体燃料 94 H2S′ 排烟处H2S ％ 95 hca 入炉冷空气焓 kJ/kg 96 hc,iw 余热利用装置(冷凝器)中的进水焓 kJ/kg 97 hc,ow 余热利用装置(冷凝器)中的出水焓 kJ/kg 98 hds 排烟处烟气焓 kJ/kg或kJ/m3 99 hfw 给水焓 kJ/kg 100 h*fw 设计参数下给水焓 kJ/kg 101 hfw,h 热水(有机热载体)锅炉进口工质焓 kJ/kg 102 h″isc 冷渣器划归锅炉热平衡系统边界内冷却工质出口焓值 kJ/kg 103 h′isc 冷渣器划归锅炉热平衡系统边界内冷却工质进口焓值 kJ/kg 104 how 热水(有机热载体)锅炉出口工质焓 kJ/kg 105 hpn 自用蒸汽焓 kJ/kg 106 hst,sh,lv 过热蒸汽焓 kJ/kg 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 107 h*st,sh,lv 设计参数下过热蒸汽焓 kJ/kg 108 hsat,st 饱和蒸汽焓 kJ/kg 109 h*sat,st 设计参数下饱和蒸汽焓 kJ/kg 110 i 从圆形截面中心起算的代表点序号 111 Kq4 修正系数 ％ 112 ∑Ki 容积成分之和 ％ 适用于气体燃料 113 Mar 收到基水分 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 114 Mar,fo 燃油含水量 ％ 115 Ms 炉渣淋水后含水量 ％ 116 Mtshs 石灰石含水量 ％ 117 Mw 气体燃料含水分 g/m3 适用于气体燃料 118 mogyew 燃料燃烧干烟气[包括碳燃烧生成CO2、实际生成的SO2(不包括脱硫吸收的硫、燃料中的N2以及 脱硫剂产生的干烟气CO2)]的摩尔数 mol/kg 119 motlgy 脱硫剂生成烟气的摩尔数 mol/kg 120 mollk 添加脱硫剂后修正的理论干空气量 mol/kg 121 mozz,as 脱硫剂中收到基杂质(包括碳酸镁)的质量分数 ％ 122 N 电加热锅炉每小时用电量 kW 123 Nar 收到基氮 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 124 Nb 燃烧器电动机功率 kW 125 Nba 送风机电动机功率 kW 126 Ncg 磨煤机电动机功率 kW 127 Ncs 给煤机电动机功率 kW 128 Ncom 燃烧设备每小时用电量 (包括燃油气燃烧器电机、燃油加热器等) kW 129 Nfr 破碎机电动机功率 kW 130 Nfw 给水泵电动机功率 kW 131 Ng 炉排传动装置电动机功率 kW 132 Nh 燃油加热器功率 kW 133 Nin,a 引风机电动机功率 kW 134 Nm 磨煤机电动机功率 kW 135 Noth 其他电动机功率 kW 136 Nsc 筛分机电动机功率 kW 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 137 ∑N 每小时总用电量 kW 138 N2 收到基氮气 ％ 适用于气体燃料 139 Na+sut,st 饱和蒸汽凝结水钠离子含量 mg/kg 140 Na+w 锅水钠离子含量 mg/kg 141 nh 圆形截面所需划分的等面积圆环数 个 142 np 测点排数 个 143 ns 取样孔数量 个 144 Oar 收到基氧 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 145 O2 收到基氧气 ％ 适用于气体燃料 146 O′2 添加脱硫剂后排烟的干烟气中氧气的容积百分数 ％ 147 P 蒸汽压力(表压) MPa 148 Pam 实测蒸汽压力(表压) MPa 149 Pba 送(鼓)风机风压 Pa 150 Pfw 给水压力 MPa 151 Pfw,h 热水(有机热载体)锅炉进口工质压力 MPa 152 Pin,a 引风机风压 Pa 153 Pno 受试锅炉在试验工况时的名义工质(蒸汽)压力 MPa 154 Pow 热水(有机热载体)锅炉出口工质压力 MPa 155 Pp,st 雾化用蒸汽压力 MPa 156 Pr 额定蒸汽压力 MPa 157 Qact 热水(有机热载体)锅炉实际输出热量 MW 158 Qba 送(鼓)风机风量 m3/h 159 Qc,a 余热利用装置(冷凝器)的有效吸收热量 kJ/h 160 Qex 加热燃料或外来热量 kJ/kg或kJ/m3 用外来热量加热燃料或空气时，相应于每千克或标准状态下每立方米燃料所携带的热量 161 Qf 燃料物理热 kJ/kg或kJ/m3 162 Qfw 给水泵(循环泵、热载体泵)流量 m3/h 163 Qin,a 引风机风量 m3/h 164 Qin 输入热量 kJ/kg或kJ/m3 165 Qnet,v,ar 收到基低位发热值 kJ/kg 适用于固体燃料 166 (Qnet,v,ar)fo 燃油收到基低位发热值 kJ/kg 适用于液体燃料 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 167 (Qnet,v,ar)g 燃气收到基低位发热值 kJ/m3 适用于气体燃料 168 Qout 热水锅炉的实际输出热量 kJ/h或kJ/m3 169 Qpu 自用蒸汽带入热量 kJ/kg或kJ/m3 170 Qr 热水(有机热载体)锅炉额定输出热量 kJ/kg或kJ/m3 171 Q1 每小时总有效吸收热量 kJ/h 172 每小时各工质有效吸收热量之和 kJ/h 173 Q2 烟气带走的热量 kJ/kg或kJ/m3 174 Q3 气体不完全燃烧热损失量 kJ/kg或kJ/m3 175 Q4 固体不完全燃烧热损失量 kJ/kg 176 Q5 锅炉散热损失量 kJ/kg或kJ/m3 177 Q6 灰渣物理热损失量，即炉渣、循环灰、烟道灰(沉降灰)和飞灰等排出锅炉设备时所带走的显热 kJ/kg 178 Q7 脱硫热损失量 kJ/kg 179 qv 炉膛容积热负荷 W/m3 180 qR 炉排面积热负荷 W/m2 181 q2 排烟热损失 ％ 182 q3 气体不完全燃烧热损失 ％ 183 q4 固体不完全燃烧热损失 ％ 184 q5 散热损失 ％ 185 q6 灰渣物理热损失 ％ 186 q7 石灰石脱硫热损失 ％ 187 ∑q 热损失之和 ％ 188 q5r 锅炉在额定蒸发量(热功率)下的散热损失 ％ 189 q51t 锅炉散热损失的查表值 kJ/(m2·h) 190 q51,q52,…,q5n 分别为各区段的散热强度 kJ/(m2·h) 191 R 炉排面积 mm 192 Rg 形截面半径 m2 193 R70 煤粉细度 ％ 适用于固体燃料 194 RO′2 排烟处RO2(即：CO2+SO2) ％ 195 RO2max 理论最大RO2(即：CO2+SO2)百分率 ％ 196 rCa/s 钙硫摩尔比 197 ri 代表点距圆形截面中心的距离 mm 198 Sar 收到基硫 ％ 适用于固体燃料、液体燃料 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 199 Sst,RH,lv 过热蒸汽含盐量 μg/kg 200 tas 飞灰温度 ℃ 201 tca 入炉冷空气温度 ℃ 202 tcl 漏煤温度 ℃ 203 tcs 冷灰(底渣)温度 ℃ 204 tds 排烟温度 ℃ 205 ten 热空气进口温度 ℃ 206 tfo 进油温度 ℃ 207 tfw 给水温度 ℃ 208 tfw,h 热水(有机热载体)锅炉进口工质温度 ℃ 209 tha 入炉热空气温度 ℃ 210 tin 燃油燃烧器进油温度 ℃ 211 tlv 热空气出口温度 ℃ 212 tow 热水(有机热载体)锅炉出口工质温度 ℃ 213 toa 溢流灰温度 ℃ 214 tpd 烟道灰(沉降灰)温度 ℃ 215 ttec 循环灰温度 ℃ 216 tex,rec 实测离开锅炉热平衡系统边界的循环灰温度 ℃ 217 tr,st 额定蒸汽温度 ℃ 218 ts 炉渣温度 ℃ 219 tst,sh,lv 过热蒸汽温度 ℃ 220 Vdef 干燥无灰基挥发分 ％ 适用于固体燃料 221 Vd,fg 排烟处干烟气体积 m3/kg 222 Vds 排烟处烟气体积 m3/kg或m3/m3 223 Vds1.75 根据GB 13271规定，Vds为过量空气 系数在1.75时的干烟气量 m3/kg 224 Vf,b 炉膛容积 m3 225 排烟处水蒸气体积 m3/kg 226 理论水蒸气体积 m3/kg或m3/m3 227 V0 理论空气量 m3/kg或m3/m3 228 理论氮气体积 m3/kg或m3/m3 229 RO2容积 m3/kg或m3/m3 230 锅炉排烟中二氧化硫气体理论计算排放值 mg/m3 表1(续) 序号 符号 名称 单位 备注 231 锅炉排烟中二氧化硫气体实测值折算为αds=1.75时干烟气中的质量含量 mg/m3 232 Vss 热空气标态流量 m3/h 233 (V0d,fg)c 添加脱硫剂后修正的理论干烟气量 m3/kg 234 (Vd,ag)c 添加脱硫剂后的实际干空气量 m3/kg 235 (V0d,ag)c 添加脱硫剂后修正的理论干空气量 m3/kg 236 αas 飞灰含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 237 αca 冷灰(炉底渣)含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 238 αcl 漏煤含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 239 αds 排烟处过量空气系数 240 αoa 溢流灰含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 241 αpd 烟道灰(沉降灰)含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 242 αrec 循环灰含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 243 αs 炉渣含灰量占入炉煤总灰量的质量分数 ％ 244 β 燃料特征系数 245 βfj 脱硫剂中分解的碳酸钙占碳酸钙总体的质量分数 ％ 246 γ 汽化潜热 kJ/kg 247 ρar 收到基密度 kg/m3 适用于气体燃料 248 ρd 干气体燃料密度 kg/m3 适用于气体燃料 249 ρfo 燃油密度 kg/m3 适用于液体燃料 250 μas 气体燃料含灰量 g/m3 适用于气体燃料 251 w 饱和蒸汽湿度 ％ 252 η 锅炉热效率 ％ 253 ηde 锅炉设计热效率 ％ 254 ηln 冷凝器热效率 ％ 255 ηnet 锅炉净效率 ％ 256 脱硫效率 ％ 257 η1 正平衡效率 ％ 258 η2 反平衡热效率 ％ 259 η1,2 锅炉平均热效率 ％ 注：气体(燃气、烟气、空气)单位符号“m3”的意义为：在101 325 Pa大气压力、0℃状态下测得的体积，且体积单位为立方米，简称“标准立方米”。 5 总则 5.1 本标准规定进行热工性能试验的锅炉热平衡系统边界见图1。在具体情况下，锅炉热平衡系统边界不尽相同，可根据下列情况协商修改锅炉热平衡系统边界并调整相应的测量项目： a)对于锅炉热平衡系统边界内有两种或两种以上的被加热工质时，应分别测量和计算不同工质的有效吸收热量，并将其累加作为锅炉正平衡热效率计算时的有效吸收热量。 b)对于锅炉尾部安装有余热利用装置时，如回收的热量全部直接进入锅炉(如省煤器)，应按常规锅炉进行试验；如回收的热量先进入水箱再进入锅炉或另作他用，则应按5.1a)进行处理。 c)对于锅炉热平衡系统边界内发生烟气冷凝且热量回收利用时，应分别测量锅炉本体和烟气冷凝段的有效吸收热量。锅炉热效率计算方法参照附录A。 d)对于锅炉同时燃烧不同燃料时，应分别对各燃料的消耗量进行测量并采样化验，燃料消耗量测量方法及要求按9.2.1、9.2.2、9.2.3.采样方法及要求按9.3.1、9.3.2、9.3.3等。在数据计算时，可根据各燃料的元素分析数据、工业分析数据、发热值和全水分数据再按各燃料的消耗量加权求得混合燃料的化学成分和低位发热值等.然后作为单一燃料处理。计算方法按GB/T 10184的相关规定。 e)对于垃圾焚烧锅炉，其进风口一般设在垃圾堆上方。在试验时，除有特殊要求，进风所带入的微量可燃气体的热量可忽略不计。 f)对于锅炉在热平衡系统边界内添加脱硫剂进行脱硫时，应测量和计算其对锅炉热效率的影响。 g)对于锅炉在热平衡系统边界内添加脱硝剂进行脱硝时，一般可忽略其对锅炉出力和热效率的影响。当有特殊要求时.可按GB/T 10184测量、计算其对锅炉出力和热效率的影响。 烟囱 引风机 除尘装置 脱硫装置 空气预热器 鼓风机 空气 脱硝装置 进水箱或其他 添加剂等 外部热源 给水泵(循环水泵) 给水 给水加热器 省煤器等 主蒸汽或热水 范围 自用蒸汽 锅筒 热空气 过热器 减温 过热蒸汽 燃烧设备 锅炉水循环泵(强制循环) 油加热器 添加剂 固体 燃料 油 外部 热源 燃气 炉渣 注：双点划线内为锅炉热平衡系统边界，虚线为烟风系统。 图1 锅炉热平衡系统边界 5.2输出热量、输入热量及其他有关热量(包括计算锅炉热效率时的外来热量)的构成在图2中示出。采用燃料的收到基低位发热值来确定燃料的输入热量。 5.3锅炉热效率为不扣除自用蒸汽和辅机设备耗用动力折算热量的毛效率。必要时，可进行锅炉净效率计算，但自用蒸汽量和辅机设备用动力在试验时应予以记录。 5.4锅炉热效率的测量应同时采用正平衡测量法和反平衡测量法，锅炉热效率值取正平衡测量法与反平衡测量法测得结果的平均值。当符合如下条件时，可仅采用一种方法测量，其测得的锅炉热效率平均值即为该锅炉的热效率值； a)额定蒸发量(额定热功率)大于或等于10 t/h(7 MW)的燃固体燃料锅炉和垃圾焚烧锅炉，可仅用反平衡测量法测量锅炉热效率； b)手烧锅炉、下饲式锅炉、电加热钢炉可仅用正平衡测量法测量锅炉热效率； c)对于锅炉热平衡系统边界内发生烟气冷凝且热量回收利用的锅炉试验时，锅炉本体部分应采用正反平衡测量法，冷凝段部分可仅采用正平衡测量法，然后计算锅炉热效率。 5.5蒸汽锅炉的出力由折算蒸发量来确定，并应扣除锅水取样量。 5.6 有机热载体(导热油)的比热容应取其实测温度下的进、出口有机热载体的比热容与0℃时的比热容的平均值。 5.7锅炉热工性能试验的基准环境温度为鼓(送)风机进口处的空气温度。如有多个鼓(送)风机，应选取风量最大的鼓(送)风机进风口处的空气温度。 5.8在试验过程中或整理试验数据时，如出现下列情况之一时，该试验工况应作废： a)试验燃料特性或吸收剂特性超出试验规定的范围； b)试验工况中主要热力参数波动超出试验规定的范围； c)某一主要测量项目的试验数据有1/3以上出现异常或矛盾。 输入热量 燃料质量 燃料发热量 燃料物理显热 外来加热燃料或空气热量 自用蒸汽热量 燃油雾化蒸汽热量 锅炉 出水(热载体)温度、压力、流量 进水(热载体)温度、压力 饱和蒸汽压力 过热蒸汽温度、压力 给水流量、温度、压力 排污或锅水取样量 余热 利用 装置 出水温度、压力、流量 进水温度、压力 蒸汽压力、温度 给水流量、压力、温度 热风温度、流量 冷风温度 有效吸收热量 各项热损失 排烟温度 烟气成分 烟气流量 CO含量 H2含量 CmHn含量 H2S含量 各项灰渣质量 各项灰渣可燃物含量 锅炉及尾部受热面做热损失 各项灰渣百分比 各项灰渣温度 其他热损失 图2锅炉热量平衡图 6 试验准备 6.1 锅炉试验前应结合具体情况制定试验大纲。试验大纲至少应包括如下内容： a)试验目的和要求； b)锅炉热平衡系统边界、测量项目、测量方法及要求； c)测点布置与所需仪器、仪表； d)人员组织与分工； e)试验数据记录与处理； f)试验进度及日程安排； g)其他。 6.2试验前的要求如下： a)试验所用仪表应是在检定或校准有效期内的合格仪表； b)试验用仪器仪表的安装应符合试验要求及相应仪器仪表的安装要求； c)受试锅炉及辅机设备的运行状况应符合试验要求； d)受试锅炉的汽、水及燃料、排渣等系统应符合试验要求。 6.3预备性试验的要求如下： a)试验人员应熟悉试验过程和操作程序并在试验过程中相互配合； b)锅炉的试验运行工况稳定，试验用仪器仪表应工作正常； c)预备性试验的试验条件、试验内容和试验要求应与正式试验相同；如预备性试验能满足正式试验全部要求，经双方确认，可作为正式试验的一个工况。 7试验要求 7.1 定型试验 7.1.1 试验应在锅炉主要热力参数(工质出口温度、压力、流量)调整到试验允许范围且工况稳定1 h后进行。 7.1.2试验工况要求如下： a)锅炉主要热力参数的最大允许波动范围应符合表2要求。 表2锅炉主要热力参数的最大允许波动范围 参数名称 允许偏差 要求 输出蒸汽量 (即锅炉实测蒸汽量) Dout/(kg/h) Dno≤10 000 ±10％Dno — 10 000 实测蒸汽压力(表压) Pam/MPa Pno<1.0 -15％Pno 试验期间工质工作压力的最大值和最小值之差不应大于额定压力的10％ 1.0≤Pno≤1.6 -10％Pno 1.6 表2(续) 参数名称 允许偏差 要求 注1：Dno为受试锅炉在试验工况时的名义蒸发量(kg/h)。定型试验时为锅炉额定蒸发量；运行或验收试验时为相关方约定的试验工况出力。 注2：Pno为受试锅炉在试验工况时的名义工质(蒸汽)压力(MPa)。定型试验时为锅炉额定压力；运行或验收试验时为相关方约定的试验工况压力。 注3：tt,st为额定蒸汽温度(℃)。 b)蒸汽锅炉的实际给水温度与设计值的偏差宜控制在+30℃～-20℃之间。当实际给水温度与设计值的偏差超过-20℃时，测得的锅炉热效率应按每相差-60℃热效率值下降1个百分点进行折算，大于或小于-60℃，则按比例折算，并在试验结果分析中对此予以扣除(对于无省煤器的锅炉则不予扣除)。 c)热水锅炉的进水温度和出水温度与设计值的偏差不宜超过±5℃。当实际出水温度平均值与设计值的偏差超过-5℃时，应对测得的锅炉热效率进行折算。对于燃煤锅炉，出水温度与设计值相差-15℃，则热效率值下降1个百分点；对燃油、燃气锅炉，出水温度与设计值相差-25℃，则热效率值下降1个百分点。大于或小于上述温度时，按比例折算。对既有省煤器又有空气预热器的锅炉则不予扣除。 d)试验时热水锅炉的压力应保证出水温度比该压力下的饱和温度至少低20℃。 e)试验期间安全阀不应启跳，锅炉不应吹灰，不应定期排污，连续排污一般也应关闭。对过热蒸汽锅炉，当必须连续排污时，连续排污量应计量(计入锅水取样量内)，其数值不应超过锅炉出力的3％。 f)对于燃煤锅炉，试验期间过量空气系数、给煤量、给水流量、炉排速度、煤层或沸腾燃烧锅炉料层高度等应保持基本稳定；对于燃油燃气锅炉，试验期间过量空气系数、燃料供给流量、给水流量等应保持基本稳定。 g)定型试验时试验燃料应满足设计要求。当试验燃料与设计燃料在发热值、灰分、水分、颗粒度等存在可接受的偏差时，在征得试验各方同意的情况下，可对热效率值按修正曲线进行修正，修正曲线由锅炉制造方提供并应得到试验各方确认。 7.1.3 试验结束时，锅筒水位和煤(料)斗的煤(料)位均应与试验开始时一致，如煤(料)斗中的煤(料)位不一致应进行修正。对于手烧锅炉和下饲式锅炉，在试验开始前和试验结束前均应进行一次清炉，且试验结束与开始时，煤(料)层厚度和燃烧状况应基本一致。 7.1.4正式试验时，每个试验工况的时间应符合表3的规定。 表3锅炉试验工况时间 锅炉类型 试验工况时间/h 手烧锅炉、下饲式锅炉 ≥5(至少一个完整出渣周期) 层状燃烧、悬浮燃烧、流化床燃烧的固体燃料锅炉 ≥4 水煤浆、石油乳化焦浆及其他类似燃料锅炉 燃油等液体燃料和气体燃料锅炉 ≥2 电加热锅炉 ≥1 7.1.5 试验工况数及蒸发量修正方法如下： a)锅炉定型试验应在额定出力下进行2个工况； b)对于水煤浆燃烧锅炉和煤粉燃烧锅炉还应进行一次不大于70％额定出力下的燃烧稳定性试验，时间为4 h，一般采用正平衡测量法测量锅炉热效率，但对额定蒸发量(额定热功率)大于或等于10 t/h(7 MW)锅炉，可采用反平衡测量法测量锅炉热效率； c)定型试验时蒸汽锅炉每个试验工况的平均折算蒸发量应为锅炉额定蒸发量的97％～105％。当蒸汽和给水参数实测值与设计值不一致时.锅炉的蒸发量按式(1)或式(2)进行修正。 对于饱和蒸汽锅炉： (1) 对于过热蒸汽锅炉： (2) 式中： Dcon——锅炉折算蒸发量，单位为千克每小时(kg/h)； Dout——输出蒸汽量(即锅炉实测蒸发量)，单位为千克每小时(kg/h)； hsat,st——饱和蒸汽焓，单位为千焦每千克(kJ/kg)； hfw——给水焓，单位为千焦每千克(kJ/kg)； h*sat,st——设计参数下饱和蒸汽焓，单位为千焦每千克(kJ/kg)； h*fw——设计参数下给水焓，单位为千焦每千克(kJ/kg)； hst,sh,lv——过热蒸汽焓，单位为千焦每千克(kJ/kg)； h*st,sh,lv——设计参数下过热蒸汽焓，单位为千焦每千克(kJ/kg)。 7.1.6有机热载体锅炉的试验可按热水锅炉的试验方法和要求进行。当有机热载体进出温度与设计值的偏差超出±5℃时，锅炉热效率折算可按7.1.2 c)进行。 7.2 运行试验 锅炉运行试验分为锅炉运行工况热效率简单测试和锅炉运行工况热效率详细测试。相应的试验要求和方法按附录B。 7.3验收试验 锅炉验收试验应由验收相关方(通常包括锅炉供货方、使用方、第三方检测机构等)协商确定有关试验要求，如燃料特性、锅炉运行出力、压力、温度等参数及波动范围、热效率折算等。第三方检测机构应按验收相关方协商一致的结果，采用本标准规定的方法进行试验。 8测量项目和试验用仪器仪表 8.1 主要测量项目 8.1.1锅炉热工性能主要包括： a)锅炉热效率； b)蒸发量或输出热功率； c)蒸汽温度与蒸汽品质； d)工质进出口温度； e)工作压力； f)过量空气系数； g)排烟温度与入口空气温度； h)燃料消耗量； i)空气和烟气流量； j)灰渣等可燃物含量； k)其他热损失等指标。 8.1.2根据图1、图2，工业锅炉热工性能试验主要测量项目见表4，但可不受限于表4所列的项目。知需对锅炉进行热工性能分析或计算锅炉净效率，还应进行表5所列项目的测量。 |
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