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煤耗计算

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各项小指标对能耗的影响 不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响幅度分别见下表 50MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)] 1 主蒸汽压力 降低1MPa 1.0972 3.908 2 主蒸汽温度 降低1℃ 0.04297 0.1531 3 真 空 降低1KPa 0.9152 3.26 4 给水温度 降低1℃ 0.03533 0.1258 5 排烟温度 升高1℃ 0.06457 0.23 6 飞灰可燃物 升高1% 0.3678 1.31 7 厂用电率 升高1% 1.1046 供电煤耗4.30 8 补水率 升高0.1% 0.1324 0.45 9 凝结水过冷度 升高1℃ 0.02738 0.09754 10 凝汽器端差 升高1℃ 0.3266 1.163 11 冷却水流量 减少1000t/h 0.2173 0.774 12 7号高压加热器上端差 升高1℃ 0.02053 0.07312 13 6号高压加热器上端差 升高1℃ 0.01395 0.04967 14 4号低压加热器上端差 升高1℃ 0.04533 0.1615 15 3号低压加热器上端差 升高1℃ 0.01502 0.053752 16 2号低压加热器上端差 升高1℃ 0.02311 0.0823 17 1号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0215 0.0766 注：额定主蒸汽温度535℃，主蒸汽压力9.0MPa，汽轮机额定热耗率为9451.0KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率356.2g/(KW·h),锅炉效率92.37%，管道效率0.98%，厂用电率8.5%。 100MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)] 1 主蒸汽压力 降低1MPa 1.1212 3.81 2 主蒸汽温度 降低1℃ 0.0438 0.1488 3 真 空 降低1KPa 0.9417 3.2 4 给水温度 降低1℃ 0.0324 0.011 5 排烟温度 升高1℃ 0.0706 0.24 6 飞灰可燃物 升高1% 0.3838 1.304 7 厂用电率 升高1% 0.01094 供电煤耗4.02 8 补水率 升高0.1% 0.1324 0.45 9 凝结水过冷度 升高1℃ 0.0274 0.0932 10 凝汽器端差 升高1℃ 0.3677 1.249 11 冷却水入口温度 升高1℃ 0.3677 1.249 12 7号高压加热器上端差 升高1℃ 0.0249 0.0846 13 6号高压加热器上端差 升高1℃ 0.0146 0.0496 14 4号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0163 0.0554 15 3号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0158 0.0537 16 2号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0092 0.0313 17 1号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0183 0.0622 18 高压加热器解列 2.642 8.98 19 机组负荷 偏离10% 1.0152 3.45 20 机组负荷 偏离20% 2.2188 7.54 21 机组负荷 偏离30% 3.646 12.39 注：额定主蒸汽温度550℃，主蒸汽压力8.8MPa，汽轮机额定热耗率为8784.6KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率339.8g/(KW·h),锅炉效率90%，管道效率0.98%，厂用电率7.5%。 125MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)] 1 主蒸汽压力 降低1MPa 0.669 2.144 2 主蒸汽温度 降低1℃ 0.028 0.0897 3 再热蒸汽温度 降低1℃ 0.02 0.0641 4 真 空 降低1KPa 0.704 2.26 5 给水温度 降低1℃ 0.0344 0.113 6 补水率 升高1% 0.1667 0.534 7 凝结水过冷度 升高1℃ 0.0125 0.04 8 高压缸效率变化 降低1% 0.1707 0.5469 9 中压缸效率变化 降低1% 0.2802 0.8978 10 低压缸效率变化 降低1% 0.3175 1.0173 11 排烟温度 升高1℃ 0.0688 0.2203 12 飞灰可燃物 升高1% 0.318 1.019 13 锅炉效率 降低1% 1.243 3.981 14 连续排污率（不回收） 升高1% 0.3496 1.12 15 厂用电率 升高1% 1.1057 供电煤耗3.83 16 凝汽器端差 升高1℃ 0.3464 1.11 17 冷却水入口温度 升高1℃ 0.3464 1.11 18 高压加热器解列 2.367 7.59 19 机组负荷 偏离10% 0.8632 2.77 20 机组负荷 偏离20% 2.0267 6.49 21 机组负荷 偏离30% 3.1902 10.22 22 机组热效率 降低1% 2.4179 7.747 23 电厂热效率 降低1% 2.6782 8.581 注：设计锅炉和管道效率90.5%，热耗率8499KJ/(KW·h),额定工况下发电煤耗率320.4g/(KW·h),厂用电率7.5%。 200MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)] 1 主蒸汽压力 降低1MPa 0.4687 1.45 2 主蒸汽温度 降低1℃ 0.0356 0.11 3 再热蒸汽温度 降低1℃ 0.0323 0.1 4 真 空 降低1KPa 1.041 3.221 5 给水温度 降低1℃ 0.033 0.102 6 排烟温度（送风温度） 升高1℃ 0.0452 0.14 7 飞灰可燃物 升高1% 0.3744 1.158 8 厂用电率 升高1% 0.012 供电煤耗3.71 9 汽耗率 升高0.1kg/(kW·h) 3.232 10 10 凝结水过冷度 升高1℃ 0.0274 0.0932 11 凝汽器端差 升高1℃ 0.3669 1.135 12 8号高压加热器上端差 升高1℃ 0.0221 0.0684 13 7号高压加热器上端差 升高1℃ 0.0104 0.0322 14 6号高压加热器上端差 升高1℃ 0.0071 0.0219 15 4号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0079 0.0245 16 3号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0171 0.0529 17 2号低压加热器上端差 升高1℃ 0.00875 0.0271 18 1号低压加热器上端差 升高1℃ 0.0175 0.0541 19 再热器减温水 增加1t/h 0.0356 0.11 20 补水率 升高1% 0.1357 0.42 21 炉膛出口氧量 升高0.1% 0.0517 0.16 22 高压加热器解列 2.768 8.5 23 机组负荷 偏离10% 1.18 3.65 24 机组负荷 偏离20% 2.498 7.73 25 机组负荷 偏离30% 3.812 11.8 注：额定主蒸汽温度535℃/535℃，主蒸汽压力12.7MPa，汽轮机额定热耗率为8286.8KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率309.4g/(KW·h),锅炉效率92.3%，管道效率0.99%。 300MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)] 1 主蒸汽压力 降低1MPa 0.5693 1.68 2 主蒸汽温度 降低1℃ 0.0308 0.091 3 再热蒸汽温度 降低1℃ 0.0268 0.079 4 相对再热器压损 升高1% 0.0891 0.263 5 排气压力 升高1Kpa 1.0502 3.099 6 高压旁路漏至冷端再热器 增加1t/h 0.0146 0.043 7 低压旁路漏至凝汽器 增加1t/h 0.1101 0.325 8 主蒸汽漏至凝汽器 增加1t/h 0.123 0.363 9 冷再漏至凝汽器 增加1t/h 0.0881 0.26 10 1号高压加热器危急疏水漏至凝汽器 增加1t/h 0.021 0.062 11 2号高压加热器危急疏水漏至凝汽器 增加1t/h 0.0146 0.043 12 3号高压加热器危急疏水漏至凝汽器 增加1t/h 0.0105 0.031 13 除氧器放水漏至凝汽器 增加1t/h 0.00576 0.017 14 高压轴封漏汽至冷端再热器 增加1t/h 0.0149 0.044 15 高压轴封漏汽至中压缸 增加1t/h 0.0254 0.075 16 高旁减温水漏至冷端再热器 增加1t/h 0.0213 0.063 17 1段抽汽漏至凝汽器 增加1t/h 0.0989 0.292 18 3段抽汽漏至凝汽器 增加1t/h 0.0905 0.267 19 4段抽汽漏至凝汽器 增加1t/h 0.0722 0.213 20 5段抽汽漏至凝汽器 增加1t/h 0.0535 0.158 21 6段抽汽漏至凝汽器 增加1t/h 0.0376 0.111 22 过热器减温器 增加1t/h 0.00339 0.01 23 再热器减温水 增加1t/h 0.0227 0.067 24 高压平衡盘漏汽 增加1t/h 0.0183 0.054 25 高压轴封漏气 增加1t/h 0.086 0.254 26 小汽机用汽量 增加1t/h 0.0722 0.213 27 锅炉排污量 增加1t/h 0.0498 0.147 28 锅炉效率 降低1% 1.0932 3.226 29 补水率 增加1% 0.01701 0.502 30 凝结水过冷度 "升高1℃ " 0.0143 0.0422 31 给水温度 "降低1℃ " 0.0373 0.11 32 凝汽器端差 "升高1℃ " 0.3728 1.1 33 高压加热器解列 2.758 8.14 34 高压缸相对内效率 降低1% 0.19075 0.5629 35 中压缸相对内效率 降低1% 0.22148 0.6536 36 低压缸相对内效率 降低1% 0.49387 1.4574 37 1号高压加热器上端差 增加1℃ 0.02392 0.0706 38 2号高压加热器上端差 增加1℃ 0.01351 0.03986 39 3号高压加热器上端差 增加1℃ 0.011185 0.03301 40 5号低压加热器上端差 增加1℃ 0.01453 0.04288 41 6号低压加热器上端差 增加1℃ 0.01463 0.04318 42 7号低压加热器上端差 增加1℃ 0.01063 0.03137 43 8号低压加热器上端差 增加1℃ 0.01168 0.03446 44 厂用电率 增加1% 供电煤耗3.305 45 排烟氧量 变化1% 0.37963 1.1203 46 飞灰可燃物 增加1℃ 0.4223 1.2462 47 排烟温度 增加1℃ 0.057201 0.1688 48 机组负荷 偏离20% 0.6438 1.9 49 机组负荷 偏离30% 0.8607 2.54 50 机组负荷 偏离40% 1.613 4.76 注：汽轮机额定热耗率为7921KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率295.1g/(KW·h),锅炉效率92.5%，管道效率0.99%，厂用电率5%。 330MW机组 项目 供电煤耗变化(g/kw)

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火力发电机组煤耗在线计算导则

火力发电机组煤耗在线计算导则

火力发电机组煤耗在线计算导则一、引言二、煤耗在线计算的重要性火力发电厂在运行过程中，需要根据实际情况计算煤耗情况，以便及时调整操作参数，提高发电效率。

传统的煤耗计算需要手工记录和处理，耗时耗力，且容易出现误差。

而利用在线计算方法，可以实时获取数据，并进行快速计算，大大提高计算的准确性和效率。

三、煤耗在线计算的基本原则1.数据采集：通过传感器、仪表等设备获取必要的运行数据，包括发电机组的负荷、燃煤量、燃烧温度、锅炉出口温度等。

2.数据处理：将采集到的数据进行预处理，包括信号滤波、数据校正等，以确保数据的准确性和可靠性。

3.煤耗计算：利用获取到的数据，根据煤耗计算公式进行计算，得到准确的煤耗结果。

常用的煤耗计算公式为：煤耗=燃煤量/有功发电量。

4.数据存储：将计算得到的煤耗数据进行存储，以备后续分析和查询。

四、煤耗在线计算的具体措施1.引入先进的数据采集系统，确保数据的准确性和实时性。

这包括传感器、仪表的选择和布置，以及数据采集系统的建设和优化。

2.制定煤耗计算规程和准确的计算公式，确保计算结果的准确性和可靠性。

同时，需要将煤耗计算公式根据实际情况进行优化和改进。

3.建立煤耗数据存储和查询系统，以便将计算得到的煤耗数据进行存储，并可以进行快速查询和分析。

4.进行煤耗数据分析，及时发现异常情况，并进行调整和改进。

这包括对煤耗异常的原因进行分析，并采取相应的措施来降低煤耗。

五、煤耗在线计算的应用案例火力发电厂引入了煤耗在线计算系统，并取得了显著的效果。

通过数据采集系统的建设和优化，可靠地获取到了运行数据。

采用准确的计算公式，对煤耗进行实时计算，并将结果存储在数据库中。

在数据分析和查询方面，通过建立数据库查询系统，实现了对煤耗数据的快速查询和分析。

发电厂的管理人员凭借煤耗在线计算系统，及时发现了煤耗异常情况，并及时采取措施进行调整。

改进后，煤耗明显下降，能源利用效率得到了显著提高。

六、总结火力发电机组煤耗在线计算是提高发电厂能源利用效率的重要手段之一、通过引入先进的数据采集系统，制定准确的计算规程，建立数据存储和查询系统，以及进行数据分析和改进，可以实现煤耗在线计算的高效运行。

标煤耗公式

标煤耗公式

热电联产企业，供电标煤耗计算公式为：
b g =
Bb W g ×106 ①
Bb 为统计期内供电耗用标准煤量， t ；
Wg 为供电量，kwh
其中Bb 计算方式:
Bb = Bh – Bkc ②
式中:
Bb 为统计期内供电耗用标准煤量， t ；
Bh 为统计期内耗用燃料总量 (折至标准煤)，t ；
Bkc 为统计期内应扣除的非供电用燃料量 (折至标准煤)，包含居民采暖用燃料量和工业蒸汽外网用燃料量，即。

Bkc =N +Z
29.3×n ③
式中N 为居民采暖用热量，GJ 。

Z 为工业外供蒸汽热量，GJ 。

n 为锅炉效率，%。

Z=T ×ℎ×103
10=T ×ℎ×10−3④
式中T 为外供蒸汽质量，吨。

h 为蒸汽焓值，根据公司外供蒸汽参数，近似取2800kj/kg 。

则供电标煤耗详细计算公式为;
b g =
Bℎ−N +T ×ℎ×10−329.3×n W g ×106⑤。

发电厂标准煤耗率计算公式

发电厂标准煤耗率计算公式

发电厂标准煤耗率计算公式在发电行业中，标准煤耗率是一个非常重要的指标，它反映了发电厂在发电过程中所消耗的煤炭数量。

通过对标准煤耗率的计算和分析，可以评估发电厂的能源利用效率，并且为提高发电效率提供重要的参考依据。

本文将介绍发电厂标准煤耗率的计算公式及其相关内容。

一、标准煤耗率的定义。

标准煤耗率是指发电厂在发电过程中每发电一度电所消耗的标准煤的数量。

标准煤是指在标准条件下，煤炭的燃烧所释放的热量等于7000大卡的煤炭。

标准煤耗率的计算可以帮助发电厂评估其能源利用效率，为提高发电效率提供重要的参考依据。

二、标准煤耗率的计算公式。

发电厂标准煤耗率的计算公式如下：标准煤耗率 = 实际煤耗量 /（发电量×标准煤热值）。

其中，实际煤耗量是指发电厂在发电过程中实际消耗的煤炭数量，单位为吨；发电量是指发电厂在一定时间内所发电的总量，单位为千瓦时；标准煤热值是指标准煤在燃烧过程中所释放的热量，单位为大卡/吨。

通过上述公式，可以计算出发电厂的标准煤耗率，从而评估其能源利用效率。

三、标准煤耗率的影响因素。

1. 发电设备的效率，发电设备的效率直接影响到发电厂的能源利用效率，高效的发电设备可以降低发电厂的标准煤耗率。

2. 煤炭质量，煤炭的质量对发电厂的标准煤耗率也有很大的影响，质量较好的煤炭可以提高发电效率，降低标准煤耗率。

3. 发电厂的运行管理，发电厂的运行管理水平也会对标准煤耗率产生影响，科学合理的运行管理可以提高发电效率，降低标准煤耗率。

4. 外部环境因素，外部环境因素如气温、湿度等也会对发电厂的标准煤耗率产生影响，这些因素需要在计算标准煤耗率时进行合理的考虑。

四、标准煤耗率的意义。

1. 评估发电效率，标准煤耗率可以帮助发电厂评估其能源利用效率，及时发现能源浪费的问题，从而采取有效的措施提高发电效率。

2. 指导节能减排，通过对标准煤耗率的计算和分析，可以指导发电厂采取有效的节能减排措施，降低能源消耗，减少环境污染。

火电机组供热降低煤耗计算方法

火电机组供热降低煤耗计算方法

火电机组供热降低煤耗计算方法我们需要了解火电机组的供热原理。

火电机组的供热是利用发电过程中产生的余热来加热水，然后通过管道输送到用户的供热系统中。

而煤耗则是指在供热过程中所消耗的煤炭数量。

因此，要降低煤耗，就需要在供热过程中提高能源的利用效率。

在计算火电机组供热降低煤耗的方法中，我们可以采用以下步骤：1. 计算火电机组的热效率：热效率是指火电机组在发电过程中转化为热能的比例。

它可以通过测量燃煤量和产生的热能来计算。

热效率的计算公式为：热效率 = 发电热量 / 燃煤量。

2. 计算供热系统的热负荷：热负荷是指供热系统需要提供的热能量。

它可以通过测量供热水的流量和温度来计算。

热负荷的计算公式为：热负荷 = 供热水流量× （供热水出口温度 - 供热水入口温度）。

3. 计算供热系统的煤耗：煤耗是指供热系统在供热过程中消耗的煤炭数量。

它可以通过热负荷和热效率来计算。

煤耗的计算公式为：煤耗 = 热负荷 / 热效率。

通过以上计算方法，我们可以得到火电机组供热过程中的煤耗数据。

在实际应用中，我们可以通过监测和调整火电机组的运行参数来降低煤耗，进而提高能源利用效率。

除了计算方法外，还有一些其他的措施可以帮助降低火电机组供热的煤耗。

例如，可以采用节能设备和技术，提高供热系统的传热效率；合理控制燃煤量，避免燃烧不完全和能量浪费；优化供热系统的运行方式，减少能源的损失等。

总结起来，火电机组供热降低煤耗的计算方法可以通过计算热效率、热负荷和煤耗来实现。

在实际应用中，除了计算方法外，还需要采取其他措施来降低煤耗，提高能源利用效率。

通过科学的计算和有效的措施，可以实现火电机组供热过程中的能源节约和环境保护。