DLT 2199-2020标准规范下载简介：
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DLT 2199-2020 循环流化床锅炉燃料掺烧技术导则.pdf7.1宜在无掺烧工况和掺烧工况下分别测试锅炉热效率、厂用电率和减温水用量，并统计脱硝还原剂 消耗量和脱硫剂消耗量，在此基础上测算燃料掺烧的经济性。 7.2可按照附录D中D.1的规定计算纯凝燃煤发电机组的燃料成本变化。 7.3可按照附录D中D.2的规定计算单纯供热或供汽锅炉的燃料成本变化， 7.4可按照附录D中D.3的规定计算单纯供热或供汽锅炉的用电成本变化。 7.5可按照附录D中D.4的规定计算环保设备的运行成本变化。 7.6对于不需要投入环保设备就能达到环保限值要求的锅炉，应统计无掺烧工况和掺烧工况下污染物 的减排总量，根据附录D中D.5的规定计算环保收益变化。 7.7燃料掺烧影响出售灰、渣、石膏等副产品的收益时，应统计无掺烧工况和掺烧工况下副产品销售 量和销售价格的变化情况。 7.8统计锅炉及相关辅机设备检修和维护成本的变化前，应充分论证其与掺烧燃料特性变化的相关性。 7.9在满足运行安全和环保要求的前提下，宜从降低成本和提高收益的原则出发筛选掺烧燃料，以收 益扣除成本后的取值最大为原则优选燃料掺烧比。 7.10对于纯凝发电机组，以节约燃料成本为主要目的的燃料掺烧可按照附录D中D.6的规定筛选掺 烧燃料和优选掺烧比例。
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A.1入炉燃料煤质参数计算公式
HG/T 5142-2016 纺织染整助剂 线性烷基苯磺酸盐的测定入炉燃料煤质参数计算公
入炉燃料的煤质参数MZ（水分、灰分、挥发分、发热量、全硫等）按式（A.1）进行计算
式中： P——各单一入厂燃料i的质量分数，%；
A.1.2入炉燃料的灰成分指标MH（金属氧化物和非金属氧化物等）按式（A.2）进行计算：
A.1.2入炉燃料的灰成分指标MH（金属氧化物和非金属氧化物等）按式（A.2
EPAZ MH = ZPA
A4,一各单一入厂燃料i的灰渣质量分数，%； Z，—各单一入厂燃料i的灰中某组分的质量分数，%。 3应在制定掺烧方案后和方案实施前，直接测定不同掺烧比例下入炉燃料的灰熔点。
A.2以收到基为基准时入炉燃料的煤质理论值计算
A.2.1煤质数据为收到基值时，按式（A.3）
煤质数据为收到基值时，按式（A.3）进行计算
+X2α,++Xaa
X 入炉燃料的Aa（%）、Va（%）、Std（%）或gr.d（kJ/kg）； Xa,Xa,2,",Xdn——n种入厂燃料相对应的Ad.1，Ad.2，，Adn（%）、Va,1，Va,2，，Va （%)、Std,1，St,d,2，*"，St,dn（%）或Og,d,1，Og,d,2，"，Og,dn（kJ/kg); Ms,1,Ma,2,",M，n种入厂燃料的收到基水分，%; n种入厂燃料的收到基掺烧质量比，%。
据为干燥无灰基挥发分Vaar时，按式（A.5）进
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A.3以干燥基为基准时入炉燃料的煤质理论值计
A.3.1煤质数据为干燥基值时，按式（A.6）进行计算： X,=XaB+Xaβ,++XaB
X=Xaβ +Xa2β, +**+Xauβ.
X 入炉燃料的Aa（%)、Va（%)、Sta（%）或Qgrd（kJ/kg); Xa,Xa,2,",Xan——n种入厂燃料相对应的 Aa,,Aa,2,",Aa,（%）、Va,Va,2,",Va,（%）、Std1 Std,2,",Std(%)或Qud,1,Pgrd,2,",Ogd,(k/kg); βi,2,",β n种入厂燃料的干燥基掺烧质量比，%。
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掺烧后对系统的影响及调整建议见表B.1~表B
附录B （规范性） 不同燃料掺烧后对系统的影响及调整建议
不同燃料掺烧后对系统的影响及调整建议
表B.1不同掺烧燃料对系统的影响
表B.2不同掺烧燃料的运行调整建议
表B.3掺烧后基于不同入炉燃料的粒径控制建
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表B.4掺烧后基于不同入炉燃料的锅炉燃烧性能参考限值
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入炉燃料发热量变化不直接影响锅炉性能，一般发热量的变化源自水分或灰分（或两者同时）的 变化，可参考C.2和C.3分析其对锅炉性能的影响。 入炉燃料发热量减小时，入炉燃料量会相应增大，需要特别注意对燃料输送的影响。 在不进行锅炉本体和辅机设备改造的情况下，入炉燃料相对原设计煤种的发热量相对偏差不宜超 过±20%。
入炉燃料水分的改变会影响入炉燃料燃烧的爆裂特性，并在一定程度上影响燃料燃烧后的灰渣比 及炉内传热特性。 入炉燃料的水分增加过大，会影响炉内的燃烧温度，增加燃烧产生的烟气量，影响锅炉的热 效率。 在不进行锅炉本体和辅机设备改造的情况下，入炉燃料相对原设计煤种的全水分相对偏差不宜超 过±10%。
入炉燃料灰分过低，将会降低炉内受热面的对流传热能力，影响锅炉的带负荷能力和运行安全性 及其他一些性能参数；入炉燃料灰分过高，燃烧生成的灰渣量增加过大，将可能导致送引风机、除灰 除渣及吹灰器等设备的出力不满足运行要求。 在不进行锅炉本体和辅机设备改造的情况下，入炉燃料相对原设计煤种的灰分相对偏差不宜超过 +12%
入炉燃料挥发分对氮氧化物的初始生成浓度影响明显，一般挥发分越高，氮氧化物的初始生成浓 度也越高。 在不进行锅炉本体和辅机设备改造的情况下，入炉燃料相对原设计煤种的挥发分相对偏差不宜超 过±15%。
入炉燃料中的折算硫分增加，会导致燃烧产生烟气中SO2的增加，如果不同时增加炉内脱硫剂日 投入量，将可能增加尾部受热面发生低温腐蚀的风险。 增加石灰石脱硫剂投入量则可能引起NO.的排放量增加，影响尾部脱硝设备的工作压力和运行成本。 入炉燃料相对原设计煤种折算硫分相对偏差不宜超过20%
C.6入炉燃料钾、钠含量
入炉燃料中钾、钠的含量过高，将可能引起循环流化床锅炉尾部烟道部分区域出现黏结性积灰
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响锅炉的运行安全性。 在未对锅炉进行针对性结构设备改造或未采用新的控制技术的情况下，应合理控制入炉燃 钠的含量。 一般情况下，入炉燃料灰中的氧化钾和氧化钠含量之和不宜超过3%。
入炉燃料中的氯含量过高，会导致掺混燃料中的氯在燃烧过程中炉内和尾部各受热面腐蚀加剧， 缩短受热面的使用寿命。 在未对锅炉进行针对性结构设备改造或未采用新的控制技术的情况下，应合理控制入炉燃料中氯 的含量。 一般情况下，入炉燃料中氯的含量不宜超过0.3%
由于入炉燃料存在煤质差异，因此不同入厂燃料在着火、燃尽和成灰特性等方面都会有所不同。 入炉燃料的粒径偏粗或偏细都会影响炉内的传热特性，温度分布，一、二次风比例及灰渣比等锅炉的 运行性能。 可按表B.3的规定合理控制入炉燃料的粒径分布。入炉燃料的dg9（粒径分布曲线上累计份额为 99%时对应的粒径数值）应随燃料干燥无灰基挥发分含量增大而增大，一般不宜超过20mm。在未对 锅炉结构和给煤点位置进行针对性改造的情况下，入炉燃料的d10（粒径分布曲线上累计份额为10%时 对应的粒径数值）一般不宜小于100um150um
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D.1.1掺烧比例按照式（D.1）计算
1.1掺烧比例按照式（D.1）计算：
BeOn =100x B.O. +B.Cr
式中： + 掺烧比例，%； 掺烧燃料的入炉量，t/h； Qs掺烧燃料的低位发热量，kJ/kg： BA——主要燃料的入炉量，t/h; 2A—主要燃料的低位发热量，kJ/kg。 D.1.2掺烧导致的燃煤成本变化量按式（D.2）计算，变化量为负值表明掺烧有利于降低燃煤成本；反 之，则会增加燃煤成本。
AC掺烧比为x时，每千瓦时供电的燃煤成本变化量，元/kWh C—掺烧比为x时，每千瓦时供电的燃煤成本，元/kWh; Co 一无掺烧工况下，每千瓦时供电的燃煤成本，元/kWh。 .1.3每千瓦时供电的燃煤成本按照式（D.3）计算：
Px—掺烧比为×时，入炉燃料标单价，元/t； bx—掺烧比为x时，机组供电煤耗，g/kWh。 D.1.4入炉燃料的标准单价按照式（D.4）计算：
式中： 主要燃料的标准单价，元/t；
D.1.5供电煤耗按照式（D.5）计算
bo—无掺烧工况下的机组供电煤耗，g/kWh； △b一一掺烧比为x时，供电煤耗变化量，正值表示增大，负值表示减小，g/kWh。 D.1.6掺烧对锅炉热效率、减温水量和辅机耗电率的影响可按式（D.6）统一折算为供电煤耗的交 化量：
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式中： Anp 为0，%; nb,0 无掺烧工况下的锅炉热效率，%； 掺烧比为x时，辅机耗电率变化量之和，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时 为0，%; 无掺烧工况下的机组厂用电率，%； AS, 掺烧比为x时，过热减温水量变化量，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时 △s,为0，t/h; AS, 掺烧比为x时，再热减温水量变化量，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时 S,为0，t/h; Ks 过热减温水量对应的供电煤耗变化量折算系数，由无掺烧工况下的机组热耗试验确定， g/kWt; K, 再热减温水量对应的供电煤耗变化量折算系数，由无掺烧工况下的机组热耗试验确定： g/kWt.
An 掺烧比为x时，锅炉热效率变化量，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时△n 为0，%; 7b,0 无掺烧工况下的锅炉热效率，%； 掺烧比为x时，辅机耗电率变化量之和，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时 为0，%; 无掺烧工况下的机组厂用电率，%； AS, 掺烧比为x时，过热减温水量变化量，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时 As,为0，t/h; AS, 掺烧比为x时，再热减温水量变化量，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时 △s,为0，t/h； K. 过热减温水量对应的供电煤耗变化量折算系数，由无掺烧工况下的机组热耗试验确定， g/kWt; K, 再热减温水量对应的供电煤耗变化量折算系数，由无掺烧工况下的机组热耗试验确定： g/kWt.
D.2单纯供热或供汽锅炉的燃料成本变化量计算
D.2.1掺烧比按照式（D.1）计算
2.2燃煤成本变化量按照式（D.7）计算，变化量为负值表明掺烧有利于降低燃煤成本；反之， 加燃煤成本。
△Cx一掺烧比为x时，每吨蒸汽（或每吉焦供热）的燃煤成本变化量，元/t（或元/GJ)； C——掺烧比为×时，每吨蒸汽（或每吉焦供热）的燃煤成本，元/t（或元/GJ)； C。一一无掺烧工况下，每吨蒸汽（或每吉焦供热）的燃煤成本，元/（或元/GJ）。 D.2.3每吨蒸汽（或每吉焦供热）的燃煤成本按照式（D.8）计算：
C, = P|1+ n 100 b
P一掺烧比为x时，入炉燃料的标准单价，元/t； 掺烧比为x时，锅炉热效率变化量，正值表示增大，负值表示减小，掺烧比为0时△n 为0，%； b。一一无掺烧工况下每吨蒸汽（或每吉焦供热）的标准煤耗量，t/h（或t/GJ）。 D.2.4入炉燃料的标准单价按照式（D.4）计算。
0.3掺烧导致单纯供热或供汽锅炉的用电成本变
掺烧导致单纯供热或供汽锅炉的用电成本变化量按式（D.9）计算，变化量为负值表明掺烧有利于 降低用电成本；反之，则会增加用电成本。
式中： AE 掺烧比为x时，每吨蒸汽（或每吉焦供热）的用电成本变化量，元/t（或元/GJ）： ： 用电单价，元/kWh； e. 掺烧比为x时，每吨蒸汽（或每吉焦供热）对应的锅炉辅机耗电量之和，kWh/t（或kWh/GJ)：
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D.4.1宜在三个或以上具有代表性的稳定负荷点分别统计脱硝还原剂消耗量或脱硫剂消耗量，可与锅 炉热效率试验同时进行。每个稳定负荷点统计时长不应少于4h，统计开始前锅炉在该负荷点的脱硫剂 没入量和SO2排放浓度达到稳定时间不应少于2h。 D.4.2非稳定负荷工况下统计脱硝还原剂消耗量或脱硫剂消耗量时，统计时长不应少于24h。统计时 段内，掺烧工况的锅炉平均负荷率、稳定负荷运行总时长、NO最终排放浓度和SO2最终排放浓度， 与无掺烧工况的偏差不应大于5%。 .4.3掺烧导致的脱硝还原剂（或脱硫剂）成本变化量按式（D.10）计算，变化量为负值表明掺烧有 利于降低脱硝还原剂（或脱硫剂）成本：反之，则会增加脱硝还原剂（或脱硫剂）成本。
AD 掺烧比为x时，每千瓦时供电（或每吨蒸汽，或每吉焦供热）对应脱硝还原剂（或脱硫 剂）成本的变化量，元/kWh（或元/t，或元/GJ）； 脱硝还原剂（或脱硫剂）单价，元/t； 剂）的消耗量，kg/kWh（或kg/t，或kg/GJ)； 一无掺烧工况下，每千瓦时供电（或每吨蒸汽，或每吉焦供热）对应脱硝还原剂（或脱硫 剂）的消耗量，kg/kWh（或kg/t，或kg/GJ）。
D.5环保税（费）计算
不投入环保设备就能达到环保限值要求的锅炉，环保税（费）变化可按照式（D.11）计算，变 负值表明掺烧可以节约环保税（费）：反之，则会增加环保税（费）。
式中： 掺烧比为x时，每千瓦时供电（或每吨蒸汽，或每吉焦供热）对应环保收益的变化量， 元/kWh（或元/t，或元/GJ）； gp 一污染物排放税（费）率，元/； Px 掺烧比为x时，每千瓦时供电（或每吨蒸汽，或每吉焦供热）对应污染物的排放量，kg/kWh (或kg/t，或kg/GJ); Po 一一无掺烧工况下，每千瓦时供电（或每吨蒸汽，或每吉焦供热）对应污染物的排放量，kg/kWh (或kg/t，或kg/GJ)
D.6.1纯凝发电机组的燃料管理中根据煤炭价格市场的变化QB/T 1273-2012 毛皮 化学试验 挥发物的测定，可采用临界标准单价差△P来判断掺烧 是否有利于降低燃煤成本：
AP=100× xb
AP 临界标准单价差，只有当主要燃料与掺烧燃料的标准单价之差P－P大于该值时，掺烧 才能降低燃煤成本，元/t
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6.2纯凝发电机组的运行管理中根据煤炭价格市场的变化，可采用优选标准单价差△Pxy来优选 本最低的掺烧比：
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中华人民共和国 电力行业标准 循环流化床锅炉燃料掺烧技术导则 DL/T 21992020