350MW机组参数变化对供电煤耗的影响
序号参数名称变化幅度影响供电煤耗（g/kwh）
1 锅炉效率每降低1%（绝对值） 3.49
2 漏风系数每升高1%（绝对值）0.21
3 烟气含氧量每升高1%（绝对值）0.93
4 炉渣可燃物每升高1%（绝对值）0.07
5 飞灰含碳量每升高1%（绝对值）0.03
6 排烟温度每升高1℃0.17
7 锅炉排污率（一级回收）每增加1% 1.11
8 管道效率每降低1%（绝对值） 3.34
9 汽轮机热耗率每降低1% 3.28
10 汽轮机效率每降低1% 3.28
11 主蒸汽压力每降低1mpa 1.58
12 主蒸汽温度每降低1℃0.07
13 再热蒸汽温度1℃0.05
14 凝汽器压力0.1kpa 0.309
15 凝结水过冷度1℃0.05
16 给水温度1℃0.08
17 高压加热器停运高压加热器全停10.88
18 过热器减温水量1t/h 0.015
19 再热器减温水量1t/h 0.07
20 厂用电率1%（绝对值） 3.43
21 煤亏欠热值1000kj/kg 0.84
22 真空度1% 3.6
23 机组降出力10% 2.95
24 机组降出力20% 6.92
25 机组降出力30% 10.9
26 高压缸效率每下降1% 0.575
27 中压缸效率每下降1% 0.668
28 低压缸效率每下降1% 1.485
600MW机组各项指标对煤耗影响 1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加0.089%～0.1%，煤耗 大约增加0.3%，1.1 g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh； 3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh； 4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh； 5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh； 6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh； 7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh； 8.给水温度提高1℃，煤耗下降0.05%，0.16 g/kWh； 9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh； 10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh； 11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh； 12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组 对标供电煤耗332 g/kWh； 300MW机组省煤节电经验数据 1.负荷降低10%，煤耗大约增加 2.95g/kWh，降低20%增加 6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加 26.23g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤耗 增加3.58g/kWh；
3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低10℃， 煤耗增加1.51 g/kWh； 4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降低 10℃，煤耗增加1.68 g/kWh； 5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh； 6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加1.93 /0.85g/kWh 7.高加解列/低加解列，煤耗增加9.55/8.02g/kWh 8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh； 9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh； 10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh； 11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh； 12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh； 13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh； 14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；
关于330MW机组供电煤耗率影响因素分析及 控制的论述 王华王振华 关键词：燃煤机组、供电煤耗、节能、降耗 摘要：山东魏桥铝电有限公司热电厂，结合当前国家节能减排要求，通过对机组选型、系统优化、运行精调细控等各方面努力，使机组供电煤耗率降至较低水平，在积极响应国家节能降耗的同时，为企业创造了丰硕的经济效益。 为实现燃煤热电机组节能降耗的目标，我厂在电厂设计建设初期就综合考虑选用先进设备及系统、技术，并且在实际生产运行中，对系统运方严调细控，由细节入手，充分考虑现场实际并积极吸取兄弟单位先进经验，在降低机组供电煤耗率，提高企业经济效益方面取得了良好的效果，具体论述如下。 1．影响机组供电煤耗率原因分析 山东魏桥铝电有限公司热电厂装机容量为4×330MW燃煤机组，采用固态排渣，一次再热，平衡通风，全钢结构，半露天岛式布置，亚临界自然循环汽包炉。针对燃煤锅炉，影响其供电标煤耗的因素很多，主要因素有两方面，具体分析如下： 1．1.系统工艺及环境因素 影响机组供电煤耗率高低因素中系统工艺因素主要包括给水泵选型、制粉系统选型、脱硫脱硝系统工艺、锅炉类型、机组类型、机组冷却方式等。环境因素主要是指机组所处区域环境温度、气压等因素。 机组选用汽动给水泵与配备电动给水泵相比，国产300MW机组，一般供电煤耗率能降低1g/KWh;制粉系统采用中速磨与普通钢球磨相比，因钢球磨电耗的增加，导致其供电煤耗率比中速磨高出1.7g/KWh左右；脱硝系统采用选择性催化还原SCR装置BMCR工况时，比采用选择性非催化还原SNCR装置的供电煤耗率要低0.02%；机组选用供热机组比纯凝机组，从2011年全国机组数据分析来看，300MW机组供电煤耗率大约低11.89g/KWh。我们单位在机组设计选型时，即充分考虑以上各因素，给水泵选用汽动为主，电泵配合的方式。脱硝工艺选用选择性催化还原SCR装置。主机选用供热机组，从硬件方面为降低供电煤耗率打下良好的基础。 1.2.运行控制因素 在机组选型建设一定的情况下，运行控制与调整因素对供电煤耗率的高低影响极大，主要包括机组负荷率高低、每年机组启停的次数多少、运行蒸汽参数高低、系统管道效率、锅炉热效率、汽机热耗率、厂用电率、煤质管控、机组热电比、机组一次调频动作频率等方面。 在其他条件相同的情况下，机组负荷率降低，供电煤耗率则会增加；机组启停次数增加，则也会使供电煤耗率增加；另外蒸汽参数降低、热力系统管道保温不善、系统内漏、锅炉排污增加、采暖、蒸汽吹灰以及煤质偏离设计值过大、入厂煤与入炉煤热值偏差大、热电比降
30KW柴油发电机组技术参数 机组规格30（GF）频率50（HZ） 额定功率30（KW）额定电流54（A） 额定容量37.5（KVA）额定电压400/230（V） 额定转速1500（r/min）功率因数0.8滞后 使用环境：1、大气压力：100Kpa 2、环境温度：25℃3、相对湿度：60% 机组在一定的三相对称负载下，在其中一相上再加25%额定功率的电阻性负载，但该相的总负载电流不超过额定值时，能争产工作；线电压的最大或最小值与三相电压平均值差不超过三相电压平均值的5%；机组的空载电压整定范围不小于95%－１０５%额定电压。 电压频率 稳态调整 率%瞬态调整 率% 稳定时间 S 波动率%稳态调整 率% 瞬态调整 率% 稳定时间 S 波动率% ≦±2.5≦±10≦±1.5≦±0.5≦±5≦±7≦±5≦±0.5 机组具有高强度公共底盘，底盘上有吊耳，机组重心在吊耳中间，便于起吊和汽车载运。 发动机参数 东风康明斯4BT3.9-G2 发动机型号东康4BT3.9-G2 生产厂家东风康明斯发动机有限公司 常用功率30（KW）备用功率40KW 额定转速1500（r/min）机油消耗率0.4g/kw.h 气缸数直列4满负荷耗油量 3.1㎏/h 缸径X行程105×120（㎜）起动电流200a 排量 3.9（L）压缩比16.5：1 冲程四冲程调速方式机械或电子调速 冷却方式水冷起动时间≦5S 启动方式24V直流电启动 机组重量800㎏ 机组尺寸2030×838×1245（㎜×㎜×㎜） 电机技术参数 电机型号TFW2－30－4生产厂家上海科浦电机有限公司 额定功率30KW额定电流54A 额定容量37.5KVA励磁方式无刷自励 额定转速1500r/min额定电压400/230V 频率50HZ功率因数0.8滞后 相数与接法三相四线效率95%
云南省工业和信息化委员会 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 （试行） 2013-12-25发布2014-01-01实施
目次 前言 ................................................................................. II 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语和定义 (1) 4技术要求 (2) 5计算方法 (3)
前言 本试行由云南省工业和信息化委员会节约能源处提出。 本试行由云南省节能标准化技术委员会归口。 本试行起草单位：云南省节能技术开发经营公司、华电云南公司、华能云南滇东能源有限责任公司。本试行主要起草人：李平、颜芳、杨富林、李跃波、刘春生、周尧冲、杨兴勇、罗光景、付炳林。
火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法（试行） 1 范围 本试行规定了火力发电厂供电标准煤耗(以下简称供电标煤耗)限额的技术要求和计算方法。 本试行适用于火力发电厂纯凝汽式汽轮发电机组的供电标准煤耗计算与考核。 2 规范性引用文件 下列文件对于本试行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试行。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有修改单)适用于本试行。 GB/T 2589 综合能耗计算通则 GB/T 3484 企业能量平衡通则 GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则 DL/T 904 火力发电厂技术经济指标计算方法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本试行。 3.1 发电生产界区 从原煤、燃油等能源进入发电流程开始，到向电网和企业非生产单元供出电能的整个生产过程。由电力生产系统、辅助生产系统和附属生产系统设施组成。 企业公用系统厂用电按接线方式或按机组发电量分摊到机组后计入机组生产界区。 3.2 标准煤量 在统计期内及发电生产全部过程中，用于生产所消耗的各种能源总量折算的标准煤耗量。包括生产系统、辅助生产系统和附属生产系统设施的各种能源消耗量和损失量，不包括非生产使用的、基建和技改等项目建设消耗的、副产品综合利用使用的和向外输出的能源量。 3.3 供电量 在统计期内机组向电网和电厂非生产用电提供的电能量。 3.4 厂用电率 统计期内发电厂正常发电时所消耗的厂用电量与发电量的比值。 3.5 发电煤耗 发电机组每发出单位电能平均耗用的标准煤量，其中包括生产直接消耗的能源量，以及分摊到该产品的辅助生产系统、附属生产系统设施的能耗量和体系内的能源损失量等间接消耗的能源量。
影响供电煤耗的主要因素 为了提高全厂职工节能降耗的意识，明确节能降耗工作的方向与重点，现将我厂四台机组供电煤耗的各种影响因素提供给大家，期望大家共同努力，把我厂供电煤耗指标提高到新的水平。（以下内容仅供参考，今后我们将逐步修订完善。）1、主汽压力变化1MPa影响煤耗1.13g/KWh2、主汽温度变化10℃影响煤耗1.16g/KWh3、再热汽压力变化1%影响煤耗0.36 g/KWh4、再热汽温度变化10℃影响煤耗 0.73g/KWh5、再热汽减温水流量变化10T/h影响煤耗 1.24 g/KWh6、真空下降1Kpa（1mmHg=0.133KPa）影响煤耗 2.44 g/KWh7、循环水进水温度变化1℃影响煤耗0.5—0.8 g/KWh8、高加全停影响煤耗14—18 g/KWh9、汽水损失1%影响煤耗1.4—2 g/KWh10、厂用电率1%影响煤耗 3.5—3.6 g/KWh11、厂用汽变化1%影响煤耗2.5 g/KWh12、排烟温度降低10℃影响煤耗2.2 g/KWh13、生活区供暖系统用汽影响煤耗0.65 g/KWh14、燃油多耗1000吨影响煤耗1.1 g/KWh15、除氧器每小时多排汽1吨影响煤耗0.3 g/KWh16、锅炉飞灰可燃物增加5%影响煤耗 1.5 g/KWh17、锅炉灰渣可燃物升高5%影响煤耗0.72 g/KWh18、甲、乙大旁路、主蒸汽管道泄漏水汽1吨影响煤耗0.47 g/KWh19、发电机负荷由300MW降至250MW影响煤耗3 g/KWh左右。
很多，如下： 1、负荷率 2、机组效率 3、真空 4、厂用电率 5、给水温度 6、高加投入率 7、凝气器端差 8、排烟温度 9、凝结水过冷度 10、低加组投入率 11、主蒸汽温度 12、主蒸汽压力
亠、鑫明100KW柴油发电机组技术说明 柴油发电机组： 1、技术标准 机组符合下列中华人民共和国标准 1）GB75& 2000《旋转电机基本技术要求》 2）GB/T7064- 2002《透平型同步电机的技术要求》 3）IEC34—1 （第八版）《旋转电机第一部分一额定值和性能》 4）IEC34- 3《汽轮发电机的特殊要求》 5）GB/T 2819—1997《移动电站通用技术条件》 6）GB/T 2820《往复式内燃机驱动的交流发电机组》 7）GB471—1996《自动柴油发电机组分级要求》 8）JB/T 8186—1999《工频柴油发电机组额定功率、电压及转速》 9）JB/T 10303—2001《工频柴油发电机组技术条件》 2、主要组成部分 I）柴油发动机； 2）交流同步发电机； 3）冷却系统； 4）自启动切换系统， 5）燃油系统； 6）排气系统和排烟系统； 7）电动起动系统； 8）24VDC蓄电池组（密封铅酸电池）； 9）低噪音静音和高效消音系统； 10）空气、燃油、润滑油过滤器； II）机组控制系统 12）出口断路器、出口断路器柜 13）24V全自动浮动充电系统 3、机组主要性能及结构
1 ）使用条件 机组在下列条件能可靠工作(1)海拔高度＜1000m (2)环境温度：-5?+40C；( 3)相对湿度:9 %?100%。 2)主要技术指标 ( 1 )机组连续输出功率为：标准功率 (2)额定电压：400V,电压波动率W 0.5%; ( 3)瞬态电压调整率20%?-15%； (4)频率：50HZ三相四线， 瞬态频率调整率＜±5%(电子调整器)； ( 5)功率因数：0.8 (滞后)； (6)转速：1 500转／分钟； (7)电压稳定时间w 1s； (8)频率稳定时间v 3s； (9)噪声：不超过80dB(离机1.m，离地面1m)； 3)机组的运行 机组能连续满容量运行，机组能通过运行方式选择开关，选择机组所处状态，运行方式选择开关有下列四个位置即“自动”、“手动”、“试验”、“零位”，机组正常处于准启动状态即“自动”状态，该开关装于机组控制柜上。“自动”：保安段失电立即自动启动，5-360 秒内自动并网供电(可调)，自动启动可以连续三次“手动”可在机组控制屏上手操作启动、停机。具备同期检测闭锁功能。“试验”：机组可进行自启动试验，但主开关自锁， 不合闸。“零位”：闭锁控制屏上手动和自动启动功能，可安全进行设备维护和检修。 机组的启动：保证机组自启动快速性和成功率，使机组正常处于热态，即采取对机组冷却水的预热手段。发动机能根据控制信号自起动和停机，起动用直流电动机，电源由镍镉电池供，充电器设在一单独柜内。并设有直流电动机过热保护装置，起动用蓄电池容量能满足无需充电连续5 次起动，电池可长期处于浮充状态。 4)电气接线 (1)一次接线所有电器元器件装设于配电柜内，按招标人要求进行安装。 (2)二次接线：机组的控制启动、保护、测量、信号系统采用交 (直)流V 电压(由我方提供)。机组的控制、保护具有可通讯的接口，并提供完整通讯协 控制：除自动控制的要求外，机组还有就地控制屏控制。电源的正常切换是利用机组的
影响火力发电厂供电煤耗的主要影响因素 摘要：本文主要针对影响火力发电厂供电煤耗的主要因素展开分析和讨论，通 过根据供电煤耗正、反平衡经验计算公式进行逐步推理，得出相关因素的影响程度，提出了相关调整和控制措施，进一步为火力发电机组经济运行提供了指导性 意见，同时为火电机组设计、建设和调试运行提供了经验借鉴。 一、概述 火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量，它是按照电厂最终 产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标，根据计算方法的 不同供电煤耗分为正平衡供电煤耗、反平衡供电煤耗两种方法。近些年来，国家 鼓励相关火力电力企业继续担当我国的主体能源重任，加快清洁高效技术改进， 进一步推进“上大压小”和“能源利用节约”政策，不断淘汰高耗能、高污染机型， 保证火电机组容量等级结构持续向大容量、高参数、低耗能方向发展，促使供电 标准煤耗等主要耗能指标大幅下降，同时各大电力企业正努力向污染零排放、提 高发电设备利用率、保证发电煤耗低于310g/kW.h的目标全力进军，争取是火力 发电在国家绿色发展的整体形势中迎来新生机。 二、影响供电煤耗的主要因素 （一）发电煤耗的正平衡计算公式 bf=Bb/Wf （式一） 式中：bf—发电煤耗，g/kW.h；Bb—发电标煤耗量，t；Wf—发电量，kW.h； bg=bf/（1-η）（式二） 式中：bg—供电煤耗，g/kW.h；η—厂用电率，%； Bb=By×Qy/29307（式三） 式中：By—发电原煤耗量，t；Qy—原煤入炉煤热值，kJ/kg； 综合上述发电煤耗正平衡计算公式可知，影响发电煤耗的因素主要有负荷率，原煤的发热量、厂用电率。 1、负荷率对供电煤耗的影响 通过对比锡林发电两台机组一年生产指标来看，在燃煤煤种不变情况下，机 组平均负荷在机组容量50%以上时，供电煤耗平均在306g/kW.h；机组平均负荷 在机组容量80%以上时，供电煤耗平均在295 g/kW.h；机组满负荷运行时，供电 煤耗平均在287 g/kW.h。由此可知，负荷率越高，供电煤耗下降较多，满负荷时，要低于设计供电煤耗。 2、原煤发热量对供电煤耗的影响 原煤发热量是影响供电煤耗最主要的一个影响因素，通过对比运行数据分析 可知，原煤发热量每变化100kJ/kg时，影响供电煤耗约2.5g/kW.h，原煤耗煤量 称重值不变时，化验的原煤发热量越高，标煤耗煤量越大，供电煤耗越大。 3、厂用电率对供电煤耗的影响 根据式二可知，发电厂用电率对火力发电机组供电煤耗有着直接影响，其中 通过分析锡林发电两台机组供电煤耗变化趋势可知，生产厂用电率每升高0.1个 百分点，供电煤耗变化约3.5 g/kW.h，是影响煤耗因素中最大的一个指标。 （二）发电煤耗的反平衡计算公式 bf=qr/（29307×ηgd×ηgl）（式四） 式中：bf—发电煤耗，g/kW.h；qr—热耗，kJ/kW.h；ηgd—管道效 率，%；ηgl—锅炉效率，%。
柴油机 ******************************************************************************************************** *** ※功率说明 额定功率它适用于替代市电在变化的负载下无时间限制地供电。对于变化的 负载而言，平均每12 工作小时有一个小时可以有10%的超载能力，但每年超载运行 累计不超过25 小时。每 250 工作小时变化的负载不可超过额定功率的70%，每年在100%额定功率下运行累计不可超过500 小时。 备用功率相当于在正常电源中断时运行连续发电的功率。它适用于在建立良 好电网的地区，市电断电的情况下，在变化的负载下提供备用功率。此功率没有超 载能力。每年在 100%额定功率下运行累计不可超过 25 小时。每年累计运行时间不可超 过 200 小时，发动机最多使用 80%的负载因素。 ※功率修正 发动机功率依据ISO3046 标准大气条件， 100kpa 大气压， 25℃进气温度及30%相对温度来设定。如果现场条件与标准条件不同，则必须按照相应的发动机功率修正 程序修正发动机的输出功率。 修正程序考虑到海拔高度、相对温度和环境温度等负面影响，来降低相对于标准大气状态下的发动机最大 输出功率。若不修正，可能导致排气温度升高、排烟量增加及涡轮增压器转速升高。 ※负载承受特性 机组在突然加载时，发动机必须有足够的频率恢复能力。频率下降反应主要取决 于涡轮增压器的惯性，其次是燃油系统。 ※冷却系统 大皇冠柴油发电机组标准配置采用自带风扇闭式循环液体冷却方式。其冷却系统 循环回路包括水泵、发动机缸体与盖内的水管、节温器、节温器体与水泵间的旁通 管、散热水箱、管路和软管扩机油冷却器。 对于非标准机组，如分体散热水箱型机组，水箱散热器由热交换器代替，同时还有补充水箱和远程冷却 风扇等，如远程冷却风扇安装位置相对较高，还应增加过渡水箱，以防止热交换器因内压大而损坏。
DB33 644-2007 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法
前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。
火力发电厂供电标煤耗限额及运算方法 1 范畴 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和运算方法。 本标准适用于已投入商业运行的火力发电厂纯凝式汽轮发电机组的供电标准煤耗技术经济指标的统计运算和评判。 2 供电煤耗指标限额 供电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。
3 耗用标准煤量技术经济指标 耗用标准煤量是指统计期内用于生产所耗用的燃料（包括煤、油和天然气等）折算至标准煤的燃料量。 运算公式为: B b = B h – B kc (2) 式中: B b ——统计期内耗用标准煤量， t ； B h ——统计期内耗用燃料总量 (折至标准煤)，包括燃煤、燃油与其他燃料之和，同时需考虑煤仓、粉仓等的变化， t ； B kc ——统计期内应扣除的非生产用燃料量 (折至标准煤)，t 。 应扣除的非生产用燃料量: a)发电机做调相运行时耗用的燃料； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料； c)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的燃料。 4 厂用电技术经济指标 发电厂用电率是指统计期内厂用电量与发电量的比值。 运算公式为 100?=f d fcy W W L (3) W d = W cy – W kc (4) 式中: L fcy ——发电厂用电率，% ； W d ——发电用的厂用电量，kW·h； W f ——统计期内发电量，kW·h； W cy ——统计期内厂用电量，kW·h； W kc ——统计期内应扣除的非生产用厂用电量，kW·h。 应扣除的非生产用厂用电量包括： a)发电机作调相机运行时耗用的电量； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量； c)输配电用的升、降压变压器 (不包括厂用变压器)、变波机、调相机等消耗的电量； d)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室)的电量。 5 发电煤耗技术经济指标
火力发电厂如何降低供电煤耗 一、供电煤耗率是供电标准煤耗率的简称，供电煤耗率是指火电厂向厂外每供出1kW.h电量所消耗的标准煤量[g/(kW.h)]，计算公式为：供电煤耗率=发电煤耗率/（1-厂用电率）=标准煤耗量/供电量 1、下列用电量和燃料不计入发电厂用电率和供电煤耗： 1）新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力； 2）新设备在未移交生产前的带负荷试运行期间，耗用的电量； 3）计划大修以及基建、更改工程施工用的电力； 4）发电机作调相运行时耗用的电力； 5）自备机车、船舶等耗用的电力； 6）升降压变压器（不包括厂用电变压器）、变波机、调相机等消耗的电力； 7）修配车间、车库、副业、综合利用、集体企业、外供及非生产用（食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的电力。 2、供电量是指在报告期内机组向电网和电厂非生产用电提供的电能。 供电量=发电量-发电（供热）厂用电量-电网购入电量 购入电量是指电厂为生产所需，从其他独立发电企业、其他电网经营企业、自备电厂购入的电量，一般通过厂内高压备用变压器输入。 非生产用电量是指生活用电、机组大修用电、技改工程施工用电和新建机组启动用电等。 上网电量是指电厂在报告期内输送给电网的电量，即厂、网间协议确定
的电厂并网点计量关口有功电能表计抄见电量。 上网电量=发电量-发电（供热）厂用电量-非生产用电量-主变压器和线路损失电量-电网购入电量 （4）机组负荷率修正系数按表1选取。 表1 机组负荷率修正系数 （5）机组启停调峰修正系数按表2选取。 机组启停调峰修正系数 表2 二、影响供电煤耗率的主要因素 1、蒸汽压力和温度越高，机组容量越大，发电煤耗率越小, 见表5（数据包括脱硫设施） 表5 不同参数下机组设计和运行供电煤耗率
发电机组各技术参数名词解释 发电机组的工作环境：环境条件（环境温度：；环境湿度：；海拔高度：；）和地理条件（o 普通平原地区o沙漠干燥地区o风沙多地区o潮湿盐雾地区等） 一、发电机组主要技术参数 1、机组型号：发电机组的命名编号 柴油发电机组型号排列和符号含义 其中符号和数字代表的型号含义如下： 1---输出额定功率（KW），用数字表示。 2---输出电压种类G代表交流工频；P代表交流中频；S代表交流双频；Z代表直流。 3---发电机组类型；F代表陆用；FC代表船用；Q代表汽车用；T代表挂车用（如拖拉机）。 4---控制特征，缺位为手动（普通型）机组；Z代表自动化机组；S代表低噪声机组；SZ代表低噪音自动化机组。 5---设计序号，用数字表示。 6---变型代号，用数字表示。 7---环境特征，缺位普通型；TH代表湿热型。 例：120GFSZ1：代表输出额定功率120KW、交流工频、陆用、低噪声、设计序列号为1的自动化柴油发电机 组。 其他发电机组型号排列和符号含义 如：?500GF1-3RW 500GF-RZ? 400GF-PT ???500——发电机组的标定功率 ???G——工业频率，50HZ ???F——发电机组的简称 ???1—发电机组序列号 ???3—第三次变型 ???R——采用热交换器冷却 ???P——配套（风扇、水箱） ???PW——配套卧式水箱 ???W——瓦斯发电机组 ???Z——沼气发电机组 ???J——焦化发电机组 ???T——天然气发机组 ???Fm——发生炉煤气 2、控制屏型号 3、视在功率(KVA)：机组容量,kVA是设备的输出容量，等于网络端钮处电流、电压有效值的乘积，而有效值能 客观地反映正弦量的大小和他的做功能力，因此这两个量的乘积反映了为确保网络能正常工作，外电路需传 给网络的能量或该网络的容量。1KW有功功率=视在功率。 ?单口网络：只有两个端钮与其它电路相连接的网络，称为二端网络。当强调二端网络的端口特性，而不关心网络内部的情况时，称二端网络为单口网络，简称为单口(One-port)。 4、额定功率(KW/KVA)：是指该台发电机在可变负载情况下长期安全运行的最大输出（有功）功率。额定（有 功）功率（kw）＝常用功率=柴油发动机标定12小时功率（kw）×。 ?柴油发电机组的额定功率指12小时可连续运行的功率。主要为：160～1500kW； ?燃气发电机组的额定功率主要为：20～700kW
导读：供电煤耗又称供电标准煤耗，是火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量(单位：克/千瓦时、g/kWh)。它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标之一。 以下为影响供电煤耗因素汇总，以供参考。 1、主汽压力上升1MPa影响供电煤耗下降1.65g/kW.h 控制措施：主汽压升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超压。 计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽压引起变化的影响。粗略估算可采用下式： B*[C1/(1+C1)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是主汽压对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。 2、主汽压力下降1MPa影响供电煤耗上升1.89g/kW.h 控制措施：运行时，对80%以上工况尽量向设计值靠近，80%以下工况目标值不一定是设计值，目标值的确定需要通过专门的滑参数优化试验确定。 计算公式：估算公式与主汽压力上升相同。 3、主汽温度每下降10℃影响供电煤耗上升1.26g/kW.h 控制措施：主汽温偏低一般与过热器积灰、火焰中心偏低、给水温度偏高、燃烧过量空气系数低、饱和蒸汽带水、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。 计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽温引起变化的影响。粗略估算可采用下式： B*[C2/(1+C2)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C2——是主汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。 4、主汽温度每上升10℃影响供电煤耗下降1.14g/kW.h 控制措施：主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。
浅淡火电厂煤耗指标的管理 摘要：煤耗率是火电厂的综合性经济指标，是衡量火电厂运行水平及经营管理水平的标志。随着电煤价格的一路飙升，加强煤耗指标的管理，努力促使其不断降低，是火电厂降低燃料成本，提高经济效益的重要途径。 关键词：火电厂煤耗指标管理 一、引言 我国是世界上为数不多的能源消费以煤为主的国家，在我国电源结构中，火电设备容量约占总装机的75%，火电机组年发电量占总发电量的80%以上，火力发电在相当长的时期内仍将在中国电源结构中占主要地位。随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高，全国火电机组的平均供电煤耗由2000年的394g/kWh降低到2004年的379g/kWh，2005年300MW机组平均供电煤耗338.6 g/kWh，平均厂用电率为5.26%；600MW 机组平均供电煤耗326.86 g/kWh，平均厂用电率为4.75%；各类机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高，但全国火电机组平均效率仅约33.9%（比国际先进水平低6-7个百分点），平均供电煤耗比国外仍高约50克标煤，我国火电机组的整体运行水平与国际先进水平仍然存在不小的差距，存在较大的下降空间。 随着我国电力体制的改革，电力市场的竞争机制已逐步形成，发电企业已从“生产性企业”向“经营性企业”转变。受国家“市场煤、计划电”的影响，近几年电煤价格一路上涨，火电厂的燃料成本达到了发电总成本的70%甚至更高。因此，火电厂要在恶劣的经营环境下生存下去，就必须要降低燃料成本，燃料的价格、煤质与煤耗是影响火电厂燃料成本的三个最主要因素，燃料价格以及煤质受外部市场环境的影响，属于不可控因素。因此，加强煤耗指标的管理，努力促使其不断降低，是火电厂降低燃料成本，提高经济效益的重要途径。 二、供电煤耗的计算 供电煤耗是火电厂的一项重要经济技术指标，它反映火电厂管理和生产的综合水平，影响供电煤耗的因素是多方面的，包括设备的健康水平、负荷率、运行调整、节能管理、燃料质量、发电量、厂用电率、锅炉效率、汽机效率、管道效率等指标。供电煤耗的计算有正平衡法和反平衡法两种，原电力工业部《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）》规定，火力发电厂供电煤耗统一以入炉煤计量煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量按正平衡法计算，按照反平衡计算进行校核。正平衡法计算煤耗通常作为表征机组运行性能的轮廓指标，反平衡计算煤耗可为改善机组的性能提供决策依据。 发改委2004年发布的《火力发电厂技术经济指标计算方法》（DL/T 904）进一步对煤耗的计算进行了明确：
根据经验值影响机组供电煤耗的几个系数关系简略说明1、综合厂用电率与综合供电煤耗的关系： 综合供电煤耗=统计期内的供电标煤量／发电量（1—综合厂用电率），若综合厂用电率增加0.1%，则分母减小0.1%，既上网电量减少0.1%的发电量。假设有用下列公式表示上述关系：——A=B／(1-n)C 其中A—综合供电煤耗 B—统计期内的供电标煤量 C—发电量 n—综合厂用电率 若B、C不变的情况下，n增加01.%变为n’，则比较A的变化A’有 2、影响发电煤耗的主要因素有如下经验关系： 1)一般情况下，机组负荷率每变化10%，发电煤耗将变化3～6克/ 千瓦时。 2)一般来讲锅炉热效率对发电煤耗的影响约为1：1，即锅炉热效率 相对变化1%，发电煤耗相对变化1%。在其他条件不变的情况下，锅炉热效率越高，机组发电煤耗越低。 3)汽机热耗率对发电煤耗的影响也是1：1的关系，即热耗率相对变 化1%，发电煤耗同样变化1%。同样情况下机组热耗率越低、机组的发电效率越高、机组发电煤耗越低。 3、一般300MW燃煤机组负荷率每变化10%，发电厂用电率约变化0.3%左右。
4、入厂煤与入炉煤的热值差应控制在502J/g之内。 5、提高热效率的几个因素： 直接影响锅炉热效率的指标有：排烟温度、锅炉氧量（排烟氧量）、飞灰可燃物含量和炉渣可燃物含量。一般情况下300MW燃煤机组锅炉排烟温度每升高10o C，影响机组供电煤耗1.5g／（kW·h）左右；锅炉烟气含氧量每升高1%，影响机组供电煤耗升高0.9 g／（kW·h）左右；飞灰可燃物含量每升高1%，锅炉热效率降低0.3%，机组供电煤耗升高1.1 g／（kW·h），对于电站煤粉锅炉一般飞灰占总灰量的90%，炉渣占总灰量的10%。 6、锅炉主蒸汽参数对供电煤耗的影响。一般锅炉主蒸汽压力每增加1MPa，热耗将降低0.55~0.7%，机组供电煤耗降低 1.5～2.2 g／（kW·h），因此必须严格控制主蒸汽压力在一定范围内，波动范围应在±0.2MPa；一般锅炉主蒸汽温度（也叫主蒸汽温度，指锅炉末级过热器出口的过热蒸汽温度）每升高1 o C，热耗将增加0.03%，机组供电煤耗增加0.1 g／（kW·h），因此必须严格控制过热器温度在一定范围内，波动范围±5 o C。 7、锅炉再热蒸汽温度对供电煤耗的影响：指锅炉末级再热器出口的再热蒸汽温度。一般再热蒸汽温度每降低1o C，热损耗将增加0.025%，机组供电煤耗增加0.07 g／（kW·h）左右。 8、汽轮机主要参数对煤耗的影响：对200MW机组，高加停止运行，机组热效率降低3~5%，折合机组供电煤耗10 g／（kW·h）。所以，一般情况下高加投入率应≥95%。
黔东电厂机组节能降耗分析及措施 （初稿） 【摘要】黔东电厂两台600MW 机组分别于2008年和2009年相继投产，为进一步提高机组运行可靠性、经济性，降低能耗水平，黔东公司针对机组现状，开展能耗评估，从设备治理改造、锅炉燃烧优化调整、运行方式优化等方面进行综合治理，取得了显著的效果。 【关键词】机组节能降耗分析措施 1引言 能源是国民经济的基础资源，制约我国国民经济建设的重要因素。因此，节能降耗，节约用电，提高企业的经济效益，具有十分重要的意义。同时，节能减排也是我国各级政府强力推进的重大举措和社会关注的焦点，其社会意义也非常重大。当前国家大力提倡绿色GDP，“十二五”计划也将火电行业确定为高耗能行业，是“十二五”期间节能降耗重点行业之一。据有关单位统计，目前，我国火电供电煤耗与发达国家水平还有20％左右的差距，因此，我国火电行业的节能降耗还有较大的空间。提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，已成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，通过现场实际运行经验，总结分析出了我厂在运行过程中采取的切实可行的节能降耗措施。 2机组概况 锅炉是由东方锅炉厂引进福斯特·惠勒公司技术设计制造，型号：DG2028/17.45-Ⅱ3，型式：亚临界压力，一次中间再热，双拱形单炉膛，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢、全悬吊结构，平衡通风，露天布置，配双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。 汽轮机是由东方汽轮机厂制造N600-16.7/538/538-1,型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、纯冲动凝汽式，配有两台 50％MCR 出力的汽动给水泵和一台 30％MCR 出力的电动给水泵。 发电机为东方电机股份有限公司生产的DH-600-G三相同步汽轮发电机，冷却方式为水氢氢。
1、使用新型的无油技术，如等离子点火技术、少油点火技术等)。 2、对送风机、吸风机、一次风机等动力进行变频改造。实践证明，采用性能较好的变频器不但可靠性高，而且风机节电率可达40%～60%。大型变频器基本上每千瓦费用为1000元。 3、采用先进的设计技术和加工工艺、采用先进的附属设备和部件，对汽轮机通流部分进行改造，可以提高机组容量和缸效率，从而大幅度地降低发电煤耗。对于国产机组，采用先进的高效叶型进行通流部分改造，煤耗至少可降低8g/kWh。 4、当煤质发生变化时，及时调整制粉系统运行方式，保证经济的煤粉细度，降低飞灰和炉渣可燃物，提高锅炉热效率。建议电厂按0.5Vdaf较核煤粉细度。煤粉过粗，达不到经济细度，导致炉膛着火延迟，使火焰中心升高，排烟温度升高;煤粉过细，燃烧提前，火焰中心下降，对汽温调整产生影响，同时也增加了制粉系统电耗。请参考《电站磨煤机及制粉系统选型导则》(DL/T466-2004)。该标准规定，无论无烟煤、贫煤和烟煤，其经济煤粉细度均按0.5Vdaf选取。 5、采用先进的煤粉燃烧技术。煤粉燃烧稳定技术可以使锅炉适应不同的煤种，特别是燃用劣质煤和低挥发分煤，而且能提高锅炉燃烧效率，实现低负荷稳燃，防止结渣，并节约点火用油。 6、采用高参数的大容量火电机组，不仅能减少大气污染，而且大大降低供电煤耗。 7、根据国际电工委员会(IEC)1985年和《电站汽轮机技术条件》(DL/T892-2004)规定：在任何12个月的运行期间，汽轮机任何一进口的平均温度不应超过其额定温度。机组可以在(额定温度+8)℃下长期运行，但全年平均温度不允许超过额定值;在(额定温度+8)～(额定温度+14)℃下，机组全年允许运行400h;在(额定温度+14)～(额定温度+28)℃下，机组全年允许运行80h，但每次不超过15min;超过(额定温度+28)℃，要停机。 8、负荷降低时，应及时停运1套制粉系统。实践证明，300MW锅炉，3套制粉系统运行比2套制粉系统运行，排烟温度要高出10℃左右。制粉系统停运时，应尽量停运上层的制粉系统，同时相应地降低给粉机出力，以延长停磨时间和降低火焰中心。 9、在低负荷下机组采用滑压运行方式。例如某电厂300MW机组当负荷降到240MW以下时采用1、2、4、5四只高压调门全开，3、6两只高压调门全关的滑压运行方式，供电煤耗降低4.1g/kWh。 10、每月进行一次真空严密性试验。 11、由于煤炭市场逐步放开，许多电厂的煤源、煤种不稳定，诸多煤炭指标严重偏离设计煤种，给锅炉安全经济运行带来了较大的影响，因此应通过完善燃料采购、配煤掺烧的管理，努力克服当前煤炭市场的不利因素，尽量提高入炉煤的质量，确保锅炉燃烧最大限度地接近设计煤质。凡燃烧非单一煤种的电厂，要实行配煤责任制，每天根据不同煤种和锅炉设备特性，研究确定掺烧方式和掺烧配比，并通知有关岗位执行,避免锅炉低负荷期间燃烧不稳灭
30KW扬动防雨箱发电机组技术参数 1、发电机组主要参数 机组型号：ZSYD-30GF 额定功率：30KW/37.5KVA 额定电压：400V/230V 额定电流：54A 额定频率：50Hz 额定功率因素：COS=0.8滞后 稳态电压调整率：≤±0.5% 瞬态电压调整率：≤-15%/ +20% 电压稳定时间：≤1.5sec 电压波动率：≤0.5% 电压波形失真度≤8% 稳态频率调整率：≤3% 瞬态频率调整率：≤10% 频率稳定时间：3sec 频率波动率：≤0.25% 满载燃油耗量：215g/kw.h 开架机组外形尺寸（mm）: 1450*720*1200 开架机组重量：650KG 防雨箱机组外形尺寸（mm）1800*1000*1600 防雨箱机组重量：1100KG 2、柴油机主要参数 品牌：扬动 柴油机型号：YSD490ZLD 额定功率：32KW/40KVA 类型：四冲程，直接喷射压燃式 冷却方式：自带风扇水箱强制闭式循环水冷却 排列型式：直列型 气缸数：4缸 缸径*行程：90mm*100mm 排量： 2.534L 机油容量：12L 转速：1500r/min 转速调节：机械调速 启动方式：DC24V 电启动 3、发电机主要参数 发电机品牌：上海领驭 产地：江苏 发电机型号：KHI-30 类型：封闭、防滴自通风保护、自励磁、自调节、带
自动电压调节器的旋转无刷同步发电机相数接法：Y型，三相四线 绝缘等级：H级 温升：H级 防护等级：IP22 额定频率：50HZ 额定功率因数：0.8（滞后） 额定电压：400/230V 额定转速：1500r/min 励磁方式：无刷自励磁 4、机组组成部分 1）柴油机 2）发电机 3) 普通柜 4）防雨箱 6、参考图片 扬动发电机组
ICS 27.010 F 10 DB33 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 The quota & calculation method of coal consumption for generating station 浙江省质量技术监督局 发布
前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。本标准主要起草人：章勤、张云雷、徐晓村、张明、牟文彪、吴煜忠、屠小宝。
火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 1 范围 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和计算方法。 本标准适用于已投入商业运行的火力发电厂纯凝式汽轮发电机组的供电标准煤耗技术经济指标的统计计算和评价。 2 供电煤耗指标限额 供电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。
各指标对煤耗影响 This manuscript was revised on November 28, 2020
600MW机组各项指标对煤耗影响 1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加0.089%～0.1%，煤耗 大约增加0.3%，1.1 g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh； 3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh； 4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh； 5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh； 6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh； 7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh； 8.给水温度提高1℃，煤耗下降0.05%，0.16 g/kWh； 9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh； 10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh； 11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh； 12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组 对标供电煤耗332 g/kWh； 300MW机组省煤节电经验数据 1.负荷降低10%，煤耗大约增加 2.95g/kWh，降低20%增加 6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加 26.23g/kWh
2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤 耗增加3.58g/kWh； 3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低 10℃，煤耗增加1.51 g/kWh； 4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降 低10℃，煤耗增加1.68 g/kWh； 5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh； 6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加1.93 /0.85g/kWh 7.高加解列/低加解列，煤耗增加9.55/8.02g/kWh 8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh； 9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh； 10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh； 11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh； 12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh； 13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh； 14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；