贵州省节能发电调度火电机组煤耗在线监测系统技术规范DB52／T 732-2011.pdf

ICS 27.100 F 20 DB52 贵州省地方标准 DB 52/T 7322011 贵州省节能发电调度 火电机组煤耗在线监测系统技术规范 Technology specification of on-line coal consumption supervision system for power grid economic dispatching 2011-11-16发布 2011-12-16实施贵州省质量技术监督局 发布 DB52/T 7322011 I 目 次 前言.III 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 系统结构和数据流程.2 4.1 系统结构.2 4.2 数据流程.3 5 系统设计要求.3 5.1 一般要求.3 5.2 系统安全.3 5.3 专用数据采集站设计要求.3 6 数据采集、校验和编码.4 6.1 一次数据采集和校验.4 6.2 人工输入数据采集和校验.6 6.3 数据报警.6 6.4 数据管理.6 6.5 数据编码.6 7 机组煤耗计算和数据分析.7 7.1 一般要求.7 7.2 机组煤耗计算.7 7.3 数据分析.8 附录 A（规范性附录）电厂数据点表.10 附录 B（规范性附录）人工输入数据校验方法.12 附录 C（规范性附录）数据编码.13 附录 D（规范性附录）编码实例.15 附录 E（规范性附录）机组稳定性判断参数.18 DB52/T 7322011 II 前 言 为规范和确保贵州省节能发电调度火电机组煤耗在线监测系统的安全、可靠和稳定运行，保证数据的完整、准确，特编制本标准。本标准按照GB/T 1.1-2009 标准化工作导则 第1部分 标准的结构和编写给出的规则起草。本标准由贵州省经济和信息化委员会归口。本标准起草单位：贵州电网公司电力调度控制中心、西安热工研究院有限公司、贵州电力试验研究院。本标准主要起草人：郭翔、王智微、王庭飞、李保芳、李赟、刘明忠、沈冠全、孙斌、李颖杰、方朔、钟晶亮、张同珏、李春喜。DB52/T 7322011 1 贵州省节能发电调度 火电机组煤耗在线监测系统技术规范 1 范围 本标准规定了贵州省节能发电调度火电机组煤耗在线监测系统总体技术规范要求。本标准适用于纳入贵州省节能发电调度的所有火电机组。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，仅所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 8117.2 汽轮机热力性能验收试验规程 第2部分：方法B各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验 GB 10184 电站锅炉性能试验规程 DL/T 589 火力发电厂燃煤锅炉的检测与控制技术条件 DL/T 590 火力发电厂凝汽式汽轮机的检测与控制技术条件 DL/T 964 循环流化床锅炉性能试验规程 电力系统调度自动化设计技术规程 国家经济贸易委员会30号令 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定 国家电力监管委员会5号令 电力二次系统安全防护规定 OPC Data Access数据存取规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。3.1 直采直送 direct data acquisition and transfers 指数据从DCS采集并直接传送到主站侧主站系统。3.2 一次数据 primary data 指从发电设备、工艺流程过程中在线得到的原始数据。3.3 人工输入数据 manual input data 指电厂人工输入的数据。3.4 DB52/T 7322011 2 校验值 check data 校验一次数据和人工输入数据的合理值。3.5 有效数据 valid data 指校验后能够用于煤耗在线计算的数据。3.6 计算数据 calculated data 指利用有效数据按本文件规定计算得到的数据。3.7 煤耗量曲线 coal consumption curve 指机组标煤耗量与机组发电功率的关系曲线，本文件中为一元二次曲线。4 系统结构和数据流程 4.1 系统结构 贵州省节能发电调度火电机组煤耗在线监测系统由主站侧主站系统和电厂侧专用数据采集站组成。主站系统宜采用1000Mbps的主干冗余快速以太网作为信息传递和数据传输的媒体，可通过相应的网络设备、数据采集服务器、数据库服务器、计算服务器、域控制器、WEB服务器、安全隔离装置和系统软件包等完成系统应用功能，系统设计满足电力系统调度自动化设计技术规程要求。主站系统可用双网冗余结构，服务器应接在双局域网上，各节点功能宜相对独立。数据采集服务器可用冗余的工作方式从专用数据采集站接收信息。计算服务器可用双机系统以主、备方式运行，同时对机组煤耗数据进行在线计算和分析。数据库服务器可用群集方式运行，并对原始数据（一次数据和手工输入数据）和计算数据进行压缩和存储。WEB服务器负责主站系统的信息发布以及与外围系统的数据交换。系统基本配置推荐如图1。图1 系统基本结构图 DB52/T 7322011 3 4.2 数据流程 数据流程为：a)采集电厂侧的原始数据向主站侧传输和存储；b)监督机构对原始数据进行检查；c)在主站侧计算机组煤耗和数据分析，得到机组煤耗量曲线；d)煤耗数据发布和向决策系统传输数据。5 系统设计要求 5.1 一般要求 贵州省节能发电调度火电机组煤耗在线监测系统应提供按照实测数值排序的煤耗数据。专用数据采集站与主站系统的通讯应按照电网公司统一规划的安全措施进行远程数据通信的安全防护，并满足电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定（国家经济贸易委员会30号令）和电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会5号令）要求。根据电厂机组控制系统的实际情况和贵州电网的整体应用需求，系统应保证技术先进性、可靠性、通信安全性和可扩充性，可满足平滑升级以保证对新增应用功能的支持。系统在任一单一硬件或软件故障时不影响主要功能。系统设计应保证系统运行中的操作流程可跟踪，煤耗计算过程可在线监视。系统可对原始数据进行校验，并对不同时间段内的原始数据及校验结果进行跟踪查询。一次数据应直采直送，人工输入数据可使监督机构掌握电厂的基本煤质状况。5.2 系统安全 根据电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会5号令），系统划分安全区II和安全区III，安全区II包括专用数据采集站和主站系统的数据库服务器、数据采集服务器和计算服务器等，安全区III主要包括Web服务器和镜像数据库服务器等。主站系统的安全区II和安全区III间应采用安全隔离装置进行安全防护。在安全区II电厂侧出口和主站系统入口处应分别配置防火墙进行远程通信的安全防护。在专用数据采集站的交换机中可配置多个VLAN，使机组间的通讯链路位于不同VLAN中，以避免机组间数据通讯的相互影响，确保专用数据采集站和主站系统接口通讯的安全性。5.3 专用数据采集站设计要求 5.3.1 基本配置要求 专用数据采集站应每台机组配备一台专用的数据接收发送设备与DCS对应的通讯接口设备相连。专用数据采集站的网络基本配置推荐如图2。5.3.2 软件部分要求 专用数据采集站与主站系统的通讯可采用TCP协议实时发送，并应具有数据缓存功能。专用数据采集站与DCS宜通过OPC工业标准协议直接采集一次数据，并满足OPC Data Access数据存取规范的技术要求。专用数据采集站的应用软件至少包括DCS专用的OPC Server接口软件、OPC Client接收软件和远程通讯软件。DCS专用的OPC Server接口软件部署在通讯接口设备上，OPC Client接收软件和远程通讯软DB52/T 7322011 4 件部署在数据接收发送设备上。OPC Client接收软件在线采集相应机组DCS中的一次数据，远程通讯软件通过远程调度专线或专用通讯网络实时传输一次数据至主站系统的数据采集服务器。百兆以太网光纤图示交换机2DCS采集站2DCS接口机（OPC Server）#2机组DCS系统防火墙1DCS采集站1DCS接口机（OPC Server）#1机组DCS系统nDCS采集站#n机组DCS系统nDCS接口机（OPC Server）PC机 图2 电厂侧专用数据采集站网络基本配置图 5.3.3 电厂接入要求 接入主站系统的电厂应负责专用数据采集站的建设，网络环境可根据实际情况安装、敷设和调试。专用数据采集站应有UPS电源保证，主站系统和专用数据采集站的网络通讯正常。专用数据采集站应对交换机和防火墙设置安全措施保证每台机组间的通信隔离和单向传输。专用数据采集站，其启动、运行和停止不会对现有DCS的运行安全和监控操作造成任何不利影响。拟接入电厂除满足本文件第6条的要求外，并提供如下技术资料：a)机组的 DCS测点清单；b)锅炉设计说明书、锅炉变负荷热力计算汇总书、锅炉运行规程；c)汽轮机设计说明书、汽轮机热平衡图、汽轮机运行规程、PID 图；d)近期运行机组的手工输入数据；e)机组中压缸排汽压力测点与压力变送器的高程差。6 数据采集、校验和编码 6.1 一次数据采集和校验 6.1.1 一般要求 煤耗在线计算用一次数据可通过现场实际使用的测量仪器获得，测量仪器要求满足DL/T 589和DL/T 590的要求。原始数据传输到主站系统前只进行单位换算的计算。一次数据采样周期可根据现场条件确定，可要求小于60s。采集的一次数据测点见附录A中表A.1。6.1.2 锅炉测点位置及基本要求 锅炉测点位置见图3。DB52/T 7322011 5 图3 锅炉测点布置简图 测点安装应符合下列要求：a)锅炉排烟氧量和排烟温度布置在空气预热器的出口烟道上，每个烟道上至少布置 1个排烟温度测点和 1 个排烟氧量测点。如 300MW 的机组，一般空气预热器分 4 个烟道与静电除尘器连接，因此需要分别安装 4 个排烟温度测点和 4 个排烟氧量测点；b)排烟温度测点和排烟氧量测点应尽量布置在烟道中间气流平稳处。如果排烟温度测点和排烟氧量测点偏差较大或者对测点的准确性有疑义，应按 GB 10184 的标准要求对测点伸入烟道的位置进行确定，使测点所处位置的测量值等于该烟道内的平均值；c)电厂可采用沉降灰收集器取样装置，并通过试验确定该飞灰可燃物的修正系数和安装位置。6.1.3 汽轮机测点位置及基本要求 汽轮机原则性热力系统测点位置见图4。6.1.4 一次数据校验 一次数据的校验包括数据检验和数据校正，校验后的数据作为有效数据用于煤耗计算。检验方法为一定时间内的某一次数据平均值在校验值的合理范围内则判断该一次数据为有效数据，否则为非有效数据。校验值可为常数，也可根据某一参数（主要为机组发电功率）条件确定，具体可根据该一次数据的属性确定。当某一次数据校验为非有效数据时，应对该一次数据进行校正得到有效数据。校正方法有两种：校验值直接代替该一次数据；在某一参数条件下确定的校验值代替该一次数据。风机入口风温 入炉煤样 炉渣可燃物 排烟温度 排烟氧量 飞灰可燃物 磨煤机 一次风机二次风机空气预热器DB52/T 7322011 6 注：F流量；H焓值（焓值不能直接采集，表示要取该处的温度和压力）；e抽汽；wo加热器出水；wi加热器进水；ms主蒸汽；crh冷再热蒸汽；rrh热再热蒸汽；fw给水；ssp过热减温水；rsp再热减温水；deo除氧器。图4 汽轮机测点布置简图 6.2 人工输入数据采集和校验 6.2.1 人工输入数据采集 采集的人工输入数据测点见附录A中表A.2。人工输入数据由电厂每天通过人工输入数据采集网站提交。如果电厂未采集到当日煤样或飞灰炉渣样，应录入最近一次化验结果。6.2.2 人工输入数据校验 人工输入数据采集网站可进行煤质数据逻辑性检查，有关资质单位对人工输入数据进行校验和审核，并将合格的人工输入数据作为有效数据提交主站系统。人工输入数据校验方法可参考附录B。6.3 数据报警 如果数据需报警管理，可按机组查询数据刷新状态、校正状态、日校正次数等。需要报警的数据见附录A。6.4 数据管理 一次数据校正次数大于30次/天，系统维护人员应检查数据校验规则，同时应通知相关电厂检查测点并要求在规定时间内完善。当手动输入数据不合格，系统维护人员应通知电厂检查。如果需要，可以对电厂近期的煤质样和灰渣样进行检查。6.5 数据编码 DB52/T 7322011 7 6.5.1 一般要求 数据编码应包含数据的性质和来源信息，并有利于工程实施的规范化和统一化。6.5.2 测点编码的具体规则及实例 测点编制的具体规则可参考附录C。典型300MW亚临界机组原始数据和计算数据的编码实例可参考附录D。7 机组煤耗计算和数据分析 7.1 一般要求 所有机组可每5min对一次数据取平均值进行数据校验，用得到的有效数据进行煤耗计算。所有机组可在一定时间段内每5min取1组数据进行煤耗分析，以得到机组在该时间段内的煤耗量曲线和微增率曲线。7.2 机组煤耗计算 7.2.1 锅炉热效率计算 锅炉热效率采用热损失法进行在线计算。锅炉热效率计算方法应符合GB 10184和DL/T 964的要求进行。锅炉热效率计算过程可作如下简化：a)燃料元素成分的基本值取电厂季度的煤样分析结果，再利用电厂每天输入的工业成分分析结果进行修正获得；b)空气绝对湿度取定值 0.01kg/kg（空气）；c)忽略燃料物理显热量和暖风器带入的热量；d)化学未完全燃烧损失取 0；e)循环流化床锅炉的散热损失计算同煤粉锅炉；f)常规煤粉锅炉，飞灰分额取 90%，“W”型火焰炉取85%，循环流化床锅炉由具体的机组确定；g)排渣温度一般取 800，对液态排渣锅炉，取灰的软化温度加 100，如没有灰的软化温度值，取1000。7.2.2 汽轮机热耗率计算 汽轮机热耗率宜遵循GB/T 8117.2的方法。可采用主给水流量为基准参数计算主蒸汽流量。若根据近期试验报告等资料可判断机组的主给水流量在线值存在明显偏差的，监督机构需要对主给水流量进行校准。大气压力采用DCS中大气压力的在线值，对于没有大气压力在线值的机组采用电厂手动输入值或当地季节平均值。在线计算汽轮机热耗率时应考虑门杆漏汽量、高压缸轴封漏汽量、高压缸夹层漏汽量和平衡盘漏汽量等。漏汽量可取电厂的近期试验值或设计值。7.2.3 机组生产厂用电率在线计算 机组生产厂用电率在线计算公式（1）为：DB52/T 7322011 8%100 eapapNN.(1)式中：ap机组的生产厂用电率，%；Nap机组的生产厂用电有功功率，MW；Ne机组发电有功功率（发电机出口有功功率），MW。对多台机组的公用系统有功功率按机组发电有功功率分摊。7.2.4 机组发电标准煤耗率在线计算 机组发电标准煤耗率计算公式（2）为：p bfHRb 002927.0.(2)式中：bf机组发电标准煤耗率，g/(kWh)；HR汽轮机热耗率，kJ/(kWh)；b锅炉热效率，%；p管道效率，%。管道效率可取定值99%，具备条件的可取实际测量的管道效率值。7.2.5 机组供电标准煤耗率在线计算 机组供电标准煤耗率计算公式（3）为：)100/1(002927.0ap p bgHRb.(3)式中：gb 机组供电标准煤耗率，g/(kWh)；HR汽轮机热耗率，kJ/(kWh)；b锅炉热效率，%；p管道效率，%；ap机组的生产厂用电率，%。7.3 数据分析 拟合煤耗量曲线之前，应对计算数据进行筛选。当一定时间内某些一次数据的变化幅度大于某一定值，该时间段的数据不用于煤耗量曲线拟合。一次数据的变化幅度要求可参考附录E。利用筛选后的数据，可采用最小二乘法得到机组的标煤耗量与机组发电功率二次曲线函数关系如公式（4）：c bN aN N Be e e 2)(.(4)式中：B(Ne)以发电功率为自变量，煤耗量为变量的函数,t/h；DB52/T 7322011 9 Ne机组发电有功功率（发电机出口有功功率），MW；a、b、c待定常数，由最小二乘法自动拟合得到，/。同时得到机组的煤耗量微增率曲线为公式（5）：b aN Ne e 2)(.(5)式中：(Ne)以发电功率为自变量，每改变单位功率时煤耗量的变化量的函数，th-1/MW；Ne机组发电有功功率（发电机出口有功功率），MW；a、b由最小二乘法自动拟合得到，同(4)式a、b，/。DB52/T 7322011 10 A A 附 录 A（规范性附录）电厂数据点表 表A.1 电厂侧一次数据测点表 序号 测点名称 单位 主要用途 报警1 空气预热器出口氧量%排烟热损失百分率计算 2 空气预热器出口烟温 排烟热损失百分率计算 3 一次风机入口风温 基准温度计算 4 二次风机入口风温 基准温度计算 5 累积给煤量 正平衡校核 6 给煤量 正平衡校核 7 炉膛出口烟气压力 Pa 一次数据传输状态监视用 8 主蒸汽压力 MPa 确定主蒸汽焓值，计算汽轮机热耗率和高压缸效率 9 调节级后压力 MPa 对比主蒸汽流量 10 高压缸排汽压力 MPa 确定高压缸排汽焓值，计算汽轮机热耗率 11 再热蒸汽压力 MPa 确定再热蒸汽焓值，计算汽轮机热耗率和中压缸效率 12 中压缸排汽压力 MPa 确定中压缸排汽焓值，计算中压缸效率 13 低压缸排汽压力 kPa 判断机组真空 14 除氧器进汽压力 MPa 确定除氧器进汽焓值，计算除氧器进汽流量 15 高加进汽压力 MPa 确定高加进汽焓值，计算高加进汽流量 16 给水压力 MPa 确定给水焓值 17 再热减温水压力 MPa 确定再热减温水焓值，计算汽轮机热耗率 18 过热减温水压力 MPa 确定过热减温水焓值，计算汽轮机热耗率 19 大气压力 kPa 对压力测点进行修正 20 主蒸汽温度 确定主蒸汽焓值，计算汽轮机热耗率和高压缸效率 21 调节级后温度 对比主蒸汽流量 22 高压缸排汽温度 确定高压缸排汽焓值，计算汽轮机热耗率和高压缸效率 23 再热蒸汽温度 确定再热蒸汽焓值，计算汽轮机热耗率和中压缸效率 24 中压缸排汽温度 确定中压缸排汽焓值，计算中压缸效率 25 除氧器进汽温度 确定除氧器进汽焓值，计算除氧器进汽流量 26 高加进汽温度 确定高加进汽焓值，计算高加进汽流量 27 除氧器水箱温度 确定除氧器水箱焓值，以计算除氧器进汽流量 28 给水泵出水母管温度 确定给水泵出水母管焓值 29 高加进水温度 确定高加进水焓值，计算高加进汽流量 30 高加疏水温度 确定高加疏水焓值，计算高加进汽流量 31 高加出水温度 确定高加出水焓值，计算高加进汽流量 32 省煤器入口水温 确定最终给水焓值，计算汽轮机热耗率 33 热井出水温度 校核低压缸排汽压力 DB52/T 7322011 11 表 A.1 电厂侧一次数据测点表（续）序号 测点名称 单位 主要用途 报警34 再热减温水温度 确定再热减温水焓值，计算汽轮机热耗率 35 过热减温水温度 确定过热减温水焓值，计算汽轮机热耗率 36 低压缸排汽温度 校核低压缸排汽压力 37 主给水流量 t/h 确定主蒸汽流量、高加部分抽汽流量、再热蒸汽流量 38 再热减温水流量 t/h 再热蒸汽流量计算 39 过热减温水流量 t/h 主蒸汽流量计算 40 锅炉连续排污流量 t/h 主蒸汽流量计算 41 小机进汽流量 t/h 判断机组的运行状况 42 主蒸汽流量 t/h 对比主蒸汽流量 43 凝结水流量 t/h 对比主蒸汽流量 44 机组发电有功功率 MW 厂用电率和机组供电标准煤耗率计算 45 高厂变有功功率 MW 厂用电率和机组供电标准煤耗率计算 46 启备变有功功率 MW 厂用电率和机组供电标准煤耗率计算 47 脱硫变有功功率 MW 厂用电率和机组供电标准煤耗率计算 48 公用变有功功率 MW 厂用电率和机组供电标准煤耗率计算 49 全厂上网有功功率 MW 厂用电率和机组供电标准煤耗率计算 注：高加的级数由实际机组情况确定；过热减温水流量的级数由实际机组情况确定。表A.2 人工输入数据测点表 序号 测点名称 单位 主要用途 报警1 收到基硫分%烟气参数计算 2 收到基水分%烟气参数计算 3 收到基灰分%烟气参数计算 4 收到基挥发分%烟气参数计算 5 收到基固定碳%烟气参数计算 6 收到基低位发热量 KJ/kg 烟气参数计算 7 飞灰含碳量%固体未完全燃烧损失百分率计算 8 底渣含碳量%固体未完全燃烧损失百分率计算 DB52/T 7322011 12 B B 附 录 B（规范性附录）人工输入数据校验方法 B.1 人工输入数据应在合理的范围内。煤的工业成分满足公式（B.1）：100 ar t ar arA M V FC.(B.1)式中：FCar收到基固定碳，%；Var收到基挥发分，%；Mt收到基水分，%；Aar收到基灰分，%。收到基低位发热量与按下式计算得到的发热量的偏差应在1000kJ/kg范围内。t ar arcM bV aFC js ar,Q.(B.2)式中：Qar,js计算所得煤的热值，kJ/kg；FCar收到基固定碳，%；Var收到基挥发分，%；Mt收到基水分，%。系数，a=338.1，b=313.2，c=-25.1。DB52/T 7322011 13 C C 附 录 C（规范性附录）数据编码 C.1 数据编码 C.1.1 基本结构为：X0.XX1.XX2X3X4X5_Y1_Y2_Y3。C.1.1.1 X0用于表示数据来源，示例如下表C.1。表C.1 X0 内容 示例 P 电厂侧 P.DF.NPPTS_W_Out1D 主站侧 D.DF.NDDTS_W_Out1C.1.1.2 XX1用于表示单位。电厂名称可取第一个拼音字母进行编号，如大方电厂，XX1=DF。C.1.1.3 XX2用于表示数据等级或所属范围。如：XX2=ND，表示主站数据；XX2=NP，表示厂级数据；XX2=N1，表示1号机组数据。C.1.1.4 X3用于表示数据的所在对象或设备，示例如下表C.2。表C.2 X3 内容 示例 D 调度 D.DF.NDDTS_W_Out1 P 电厂 P.DF.NPPTS_W_Out1 U 机组 P.DF.N1UTC_CR_Gen B 锅炉 P.DF.N1BTC_EFF T 汽轮机 P.DF.N1TTC_HeatRateE 电气、发电机 P.DF.N1ETS_W_G C.1.1.5 X4用于表示数据的时间类型，示例如下表C.3。表C.3 X4 内容 示例 T 实时数据 P.DF.N1BTS_T_PriFanIn1H 历史统计/累计数据 P.DF.N1BHM_Aar C.1.1.6 X5用于表示获得数据的来源，示例如下表C.4。表C.4 X6 内容 示例 M 手工输入数据 P.DF.N1BHM_C_AshInGas S 一次数据 P.DF.N1BTS_C_AshInGas1C 计算数据 P.DF.N1TTC_F_1HHS DB52/T 7322011 14 C.1.1.7 Y1用于表示数据的单位或性质，示例如下表C.5。表C.5 Y1 内容 示例 C 碳含量 P.DF.N1BHM_C_Slag CR 煤耗 P.DF.N1UTC_CR_Net1 EFF 效率 P.DF.N1BTC_EFF F 固、液流量 P.DF.N1BTC_F_CoalRate1 Los 损失 P.DF.N1BTC_Los_Q6 O 氧量 P.DF.N1BTS_O_AHGasOut1 P 压力 P.DF.N1TTS_P_FW T 温度 P.DF.N1BTS_T_AHGasOut1 W 功率 P.DF.N1ETS_W_CGB WRate 厂用电率 P.DF.N1UTC_WRate_PEC1_PEC.1.1.8 Y2和Y3用于表示数据的物理意义、产生该数据的具体部件、设备或对象。C.1.1.9 当某一个数据有多个测点时（如低压缸排汽温度），编码按数字顺序编号，如低压缸排汽温度为P.DF.N1TTS_T_LPex1、P.DF.N1TTS_T_LPex12。有一些测点分左右位置时（如排烟温度、排烟氧量等），可按左一、右一、左二、右二的数字顺序编号。DB52/T 7322011 15 D D 附 录 D（规范性附录）编码实例 表D.1 原始数据编码实例 序号 名称 编码 1 收到基灰分 P.DF.N1BHM_Aar 2 收到基飞灰含碳量 P.DF.N1BHM_C_AshInGas 3 收到基底渣含碳量 P.DF.N1BHM_C_Slag 4 收到基碳 P.DF.N1BHM_Car 5 收到基固定碳 P.DF.N1BHM_FCar 6 收到基氢 P.DF.N1BHM_Har 7 收到基氮 P.DF.N1BHM_Nar 8 收到基氧 P.DF.N1BHM_Oar 9 收到基低位发热量 P.DF.N1BHM_Qdwy 10 收到基硫分 P.DF.N1BHM_Sar 11 收到基挥发分 P.DF.N1BHM_Var 12 收到基水分 P.DF.N1BHM_War 13 累积给煤量 P.DF.N1BHS_F_Coal 14 给煤量 P.DF.N1BTS_F_Coal 15 空气预热器出口氧量1 P.DF.N1BTS_O_AHGasOut116 空气预热器出口氧量2 P.DF.N1BTS_O_AHGasOut217 空气预热器出口氧量3 P.DF.N1BTS_O_AHGasOut318 空气预热器出口氧量4 P.DF.N1BTS_O_AHGasOut419 炉膛出口烟气压力1 P.DF.N1BTS_P_Fur1 20 炉膛出口烟气压力2 P.DF.N1BTS_P_Fur2 21 空气预热器出口烟温1 P.DF.N1BTS_T_AHGasOut122 空气预热器出口烟温2 P.DF.N1BTS_T_AHGasOut223 空气预热器出口烟温3 P.DF.N1BTS_T_AHGasOut324 空气预热器出口烟温4 P.DF.N1BTS_T_AHGasOut425 一次风机入口风温1 P.DF.N1BTS_T_PriFanIn126 一次风机入口风温2 P.DF.N1BTS_T_PriFanIn227 二次风机入口风温1 P.DF.N1BTS_T_SecFanIn128 二次风机入口风温2 P.DF.N1BTS_T_SecFanIn229 高厂变有功功率 P.DF.N1ETS_W_CGB 30 机组发电有功功率 P.DF.N1ETS_W_G 31 公用变有功功率 P.DF.N1ETS_W_GYB 32 启备变有功功率 P.DF.N1ETS_W_QBB 33 脱硫变有功功率 P.DF.N1ETS_W_TLB DB52/T 7322011 16 表 D.1 原始数据编码实例（续）序号 名称 编码 34 锅炉连续排污量 P.DF.N1TTS_F_Blowdown 35 主给水流量 P.DF.N1TTS_F_FW 36 再热器减温水流量1 P.DF.N1TTS_F_RHSPR1 37 过热器减温水流量 P.DF.N1TTS_F_SHSPR 38#1高加进汽压力 P.DF.N1TTS_P_1HHS 39#2高加进汽压力 P.DF.N1TTS_P_2HHS 40#3高加进汽压力 P.DF.N1TTS_P_3HHS 41 除氧器进汽压力 P.DF.N1TTS_P_DeaS 42 给水压力 P.DF.N1TTS_P_FW 43 高压缸排汽压力1 P.DF.N1TTS_P_HPex1 44 高压缸排汽压力2 P.DF.N1TTS_P_HPex2 45 再热蒸汽压力1 P.DF.N1TTS_P_HRh1 46 再热蒸汽压力2 P.DF.N1TTS_P_HRh2 47 中压缸排汽压力 P.DF.N1TTS_P_IPex 48 低压缸排汽压力1 P.DF.N1TTS_P_LPex1 49 低压缸排汽压力2 P.DF.N1TTS_P_LPex2 50 主蒸汽压力 P.DF.N1TTS_P_MS 51 再热减温水压力 P.DF.N1TTS_P_RHSPR 52 过热减温水压力 P.DF.N1TTS_P_SHSPR 53#1高加疏水温度 P.DF.N1TTS_T_1HHd 54#1高加进水温度 P.DF.N1TTS_T_1HHi 55#1高加出水温度 P.DF.N1TTS_T_1HHo 56#1高加进汽温度 P.DF.N1TTS_T_1HHS 57#2高加疏水温度 P.DF.N1TTS_T_2HHd 58#2高加进水温度 P.DF.N1TTS_T_2HHi 59#2高加出水温度 P.DF.N1TTS_T_2HHo 60#2高加进汽温度 P.DF.N1TTS_T_2HHS 61#3高加疏水温度 P.DF.N1TTS_T_3HHd 62#3高加进水温度 P.DF.N1TTS_T_3HHi 63#3高加出水温度 P.DF.N1TTS_T_3HHo 64#3高加进汽温度 P.DF.N1TTS_T_3HHS 65 除氧器水箱温度 P.DF.N1TTS_T_Deao 66 除氧器进汽温度 P.DF.N1TTS_T_DeaS 67 给水泵出水母管温度 P.DF.N1TTS_T_FPo 68 省煤器入口水温 P.DF.N1TTS_T_FW 69 高压缸排汽温度1 P.DF.N1TTS_T_Hpex1 70 高压缸排汽温度2 P.DF.N1TTS_T_Hpex2 71 再热蒸汽温度1 P.DF.N1TTS_T_HRh1 DB52/T 7322011 17 表 D.1 原始数据编码实例（续）序号 名称 编码 72 再热蒸汽温度2 P.DF.N1TTS_T_HRh2 73 中压缸排汽温度1 P.DF.N1TTS_T_IPex1 74 中压缸排汽温度2 P.DF.N1TTS_T_IPex2 75 低压缸排汽温度1 P.DF.N1TTS_T_LPex1 76 低压缸排汽温度2 P.DF.N1TTS_T_LPex2 77 主汽门前温度 P.DF.N1TTS_T_MS 78 再热减温水温度(总管)P.DF.N1TTS_T_RHSPR 79 过热减温水温度(总管)P.DF.N1TTS_T_SHSPR 80 调节级后温度 P.DF.N1TTS_T_Stage 81 上网有功功率 P.DF.NPETS_W_Out1 82 上网有功功率 P.DF.NPETS_W_Out2 83 大气压力 P.DF.NPPTS_P_Atm 表D.2 计算数据编码实例 序号 名称 编码 1 锅炉热效率 P.DF.N1BTC_EFF 2 锅炉标煤燃煤量 P.DF.N1BTC_F_CoalRate1 3 排烟热损失 P.DF.N1BTC_Los_Q2 4 固体未完全燃烧热损失 P.DF.N1BTC_Los_Q4 5 散热损失 P.DF.N1BTC_Los_Q5 6 灰渣物理热损失 P.DF.N1BTC_Los_Q6 7 石灰石脱硫热损失 P.DF.N1BTC_Los_Q7 8 主蒸汽流量 P.DF.N1TTC_F_MS 9 再热蒸汽流量 P.DF.N1TTC_F_RHS 10 汽轮机热耗率 P.DF.N1TTC_HeatRate 11 机组发电标准煤耗率 P.DF.N1UTC_CR_Gen 12 机组生产供电标准煤耗 P.DF.N1UTC_CR_Net1 13 机组综合供电标准煤耗 P.DF.N1UTC_CR_Net2 14 机组效率 P.DF.N1UTC_Eff_Unit 15 机组生产厂用电率 P.DF.N1UTC_WRate_PEC1_PE16 机组综合厂用电率 P.DF.N1UTC_WRate_PEC2_PE DB52/T 7322011 18 E E 附 录 E（规范性附录）机组稳定性判断参数 参数名称 单位 变化幅度 机组发电有功功率%/5min 1.5 主给水流量%/5min 1.5 主蒸汽压力 MPa/5min 0.6 主蒸汽温度/5min 5 再热蒸汽温度/5min 5 注：对典型的300MW机组，可每5min计算一次，每5min内一次数据变化幅度上限见上表。_ DB52/T 732-2011