偏差分析供电煤耗.docx
《偏差分析供电煤耗.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《偏差分析供电煤耗.docx（29页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
偏差分析供电煤耗
燃煤发电企业节能指标数据填报汇总情况登记表（表一）
企业名称
企业成立
时间
通讯地址
邮编
企业经济
性质
注册资金
万元）
厂区面积（m2）
上级主管
单位
在册职工人数
总装机客量（MW）
单机容量
结构（MW）
年总发电量（亿KW·h）
参赛机组容量及编号
上年度各类机组平均煤耗（g/KW·h）
企业负责人
姓名
职务
电话
出年年月
手机
所学专业
传真
电子邮箱
企业生产副厂长（副总经理）姓名
职务
电话
出年年月
手机
所学专业
传真
电子邮箱
生产部门负责人姓名
职务
电话
出年年月
手机
所学专业
传真
电子邮箱
节能专工姓名
职务
电话
出年年月
手机
所学专业
传真
电子邮箱
年度燃煤发电企业节能指标评价体系经济指标登记表（表二）
序号
数据项目
电厂机组编号
1
机组铭牌出力（MW）
2
机组制造厂家
机
炉
3
投产日期
4
供电煤耗（g/kw·h）
5
“竞赛用供电煤耗”（g/kw·h）
6
与供电煤耗有关指标
发电量（万kw·h）
年运行小时数
平均负荷（MW）
厂用电率（%）
锅炉效率（%）
主汽压力（Mpa）
主汽温度（℃）
再热汽温（℃）
真空度（%）
给水温度（℃）
补水率（℃）
再热器减温水量（t/h）
低加退出台数（台）
7
与锅炉效率有关指标
送风机入口风温（℃）
排烟温度（℃）
飞灰可燃物（%）
省煤器前氧量（%）
省煤器至空预器漏风系数
燃煤可燃质挥发分（%）
7
与锅炉效率有关指标
入炉煤发热量（Kj/kg）
入炉煤灰份（%）
折算灰份（%）
煤粉细度（R90）
空予器漏风率（%）
8
与凝汽器真空度有关指标
湿球温度（℃）
凝汽器入口水温（℃）
凝汽器出口水温（℃）
循环水出/入口差（℃）
端差（℃）
真空严密性（Pa/min）
9
与补水率有关指标
锅炉排污率（%）
生产用汽率（%）
非生产用汽率（%）
汽水损失率（%）
10
与厂用电率有关辅助设备用电率
磨煤机（%）
排粉机（%）
一次风机（%）
吸风机（%）
送风机（%）
10
与厂用电率有关辅助设备用电率
循环水泵（%）
凝结水泵（%）
给水泵（%）
灰渣系统（%）
脱硫系统（%）
其它用电率（%）
11
磨煤机kw·h/t（煤）
排粉机kw·h/t（煤）
11
与厂用电率有
关辅助设备单耗
一次风机kw·h/t（煤）
制粉单耗kw·h/t（煤）
吸风机kw·h/t（汽）
送风机kw·h/t（汽）
循环水泵kw·h/t（汽）
凝结水泵kw·h/t（汽）
给水泵kw·h/t（汽）
灰渣系统kw·h/t（煤）
脱硫系统kw·h/t（煤）
12
高加投入率%
13
磨煤机型式（钢球磨、中速磨、双进双出磨）
14
灰水比%
15
机组开停调峰次数（次）
16
循环水方式（开/闭，空冷）
17
入厂煤与入炉煤热值差（Kj/kg）
18
发电水耗率（m
/万kw·h）
19
启停用油量（t）
20
助燃用油量（t）
21
等效可用系数
有大修（%）
无大修（%）
22
非计划停运次数
23
供电煤耗基准值（g/kw·h）
24
厂用电率基准值（%）
25
主汽压力基准值（Mpa）
26
主汽温度基准值（℃）
27
再热汽温基准值（℃）
28
给水温度基准值（℃）
29
开式循环，循环水提升高度（m）
30
有无燃料化冻装置
31
备注
注1.其它用电率=厂用电率—各辅助设备用电率。
注2.请按本表项目顺序填报，以便汇集。
注3.第23-30项为做供电煤耗偏差分析软件，自动生成表三、表四所需。
机组“偏差分析供电煤耗”计算表（表三）
电厂名称：
机组编号：
单机容量：
MW
序号
指标名称
单位
基准值
小指标变化值
对煤耗影响值（g/kw·h）
本期值
完成值
差值
影响煤耗（g/kw·h）
1
供电煤耗
g/kw·h
2
平均负荷
MW
铭牌
负荷
（S3-1）×煤耗
基准值
3
厂用电率
%
±1.0
±1%煤耗基准值
4
主汽压力
Mpa
±1.0
（见表五）
5
主汽温度
℃
±10.0
干1.0
6
再热汽温
℃
±10.0
干0.8
7
给水温度
℃
±10.0
（见表五）
8
补充水率
%
2.0
±1.0
±1.5
9
再热器减温水量
t/h
0
＋1.0
+0.2
10
低加投入台数
台
全部
缺一台
+2.0
11
真空度
%
94.5
±1.0
（见表五）
/
（1）循环水入口温度
℃
20.0
±1.0
（见表五）
（2）循环水出/入口差
℃
10.0
±1.0
（3）端差
℃
4.2
±1.0
12
锅炉效率
%
92.0
±1.0
干1%煤耗
基准值
/
（1）燃煤低位热量
Kj/kg
18401
（2）燃煤灰份
%
27.0
（3）折算灰份（AZ）
%
6.1
±1.0
±基准值Cfh×0.081×1%煤耗基准值
（4）飞灰可燃物（Cfh）
%
2.0
±1.0
±完成值AZ×0.084×1%煤耗基准值
（5）0.080×AZ×Cfh
%
0.98
±1.0
干0.06×1%煤耗基准值
（6）送风机入口风温
℃
20.0
±10.0
干0.58×1%煤耗基准值
（7）排烟温度
℃
140.0
±10.0
±0.58×1%煤耗基准值
（8）省煤器前氧量
%
4.0
±1%
±0.3×1%煤耗基准值
（9）省煤器至空予器漏风系数
0.23
±0.1
±0.4×1%煤耗基准值
13
小计
g/kw·h
14
“偏差分析供电煤耗”
g/kw·h
=煤耗基准值+小计
15
“第一次修正后
供电煤耗”
g/kw·h
“偏差分析供电煤耗”、完成供电煤耗、两者取其高者
16
偏差分析误差
g/kw·h
=完成值-“偏差分析供电煤耗”
“竞赛用供电煤耗”计算表（表四）
电厂名称:
机组编号:
单机容量:
MW
序号
修正因素
修正系数计算
备注
1
燃煤挥发分Vt=
S1=
2
燃煤低位热值=
燃煤灰分A=
S2=
3
调峰系数C=
S3=
4
机组调峰启停次数=
S4=
5
冷却水循环方式
S5=
6
机组投产年月
S6=
7
烟气脱硫方式
S7=
8
燃料化冻装置
S8=
9
ns
10
“竞赛用供电煤耗”=“第一次修正后供电煤耗”-[（ns-1）ד第一次修正后供电煤耗”]（g/kw•h）
小指标基准值及小指标变化对供电煤耗影响（表五）
序
号
指标名称
单位
基准值
变化值
对供电煤影响（g/kw·h）
超高压及以上机组
高压机组
1
平均负荷
MW
额定
负荷
根据（表六）S3值修正=+（S3-1）×煤耗基准值
2
厂用电率
%
其中250MW及以上机组
4.5
±1%
±1%煤耗基准值
200MW机组
7.5
125MW机组
8.0
100MW机组
8.5
3
主汽压力
Mpa
厂家设计值其中：
给水温度用机侧
其它用
炉侧
±1.0
干2.0
干4.0
4
主汽温度
℃
±10
干1.0
5
再热汽温
℃
±10
干0.8
6
给水温度
℃
±10
干1.0
干1.5
7
补充水率
%
2.0
±1.0
±1.5
8
低加投入台数
台
全部
缺一台
+2.0
9
再热器减温水量
t/h
0
+1.0
+0.2
10
真空度
%
94.5
±1.0
干2.5
干4.0
（1）循环水入口温度
℃
20.0
±1.0
排汽温度<34.2℃
±0.25×2.5
排汽温度>34.2℃
±0.38×2.5
排汽温度<34.2℃
±0.25×4.0
排汽温度>34.2℃
±0.38×4.0
（2）循环水出/入口差
℃
10.0
（3）端差
℃
4.2
11
锅炉效率
%
92.0
±1.0
干1%干煤耗基准值
（1）燃煤低位热量
Kj/kg
18401
（2）燃煤灰份
%
27.0
（3）折算灰份
%
6.1
±1.0
±基准值Cfh×0.081×1%煤耗基准值
（4）飞灰可燃物
%
2.0
±1.0
±完成值AZ×0.084×1%煤耗基准值
（5）0.08×AZ×Cfh
%
0.98
±1.0
干0.06×1%煤耗基准值
（6）送风机入口温度
℃
20.0
±10.0
干0.58×1%煤耗基准值
（7）排烟温度
℃
140.0
±10.0
±0.58×1%煤耗基准值
（8）省煤器前氧量
%
4.0
±1.0
±0.3×1%煤耗基准值
（9）省煤器至空予器漏风系数
0.23
±0.1
±0.4×1%煤耗基准值
注1.滑压运行机组，主汽压力不修正。
在对煤耗影响栏内注明滑压运行。
注2.低加温升小于设计值一半也计入不投入台数。
注3.对供电煤耗影响一栏中，“+”表示比基准煤耗值升高数，“—”表示降低。
注4．折算灰份（AZ）计算见（表六）S2。
注5．0.08×AZ×Cfh为q4简化算法。
注5．氧量<3.5%，此项不修正。
注6．当完成值Cfh≥7%，飞灰可燃物Cfh影响煤耗上升值=[（完成值q4–基准值q4）-（0.081×基准值Cfh×△AZ）]×1%煤耗基准值。
机组供电煤耗第二次修正系数表（表六）
修正因素
修正系数
备注
S1
低挥发分燃煤
S1=1+（35.48/100Vt-1.5）×F
但最大不超过S1=1+
Vt为可燃质挥发分,当Vt>19%S1=1Vt<19%作如下修正:
15%12%8%≤Vt≤12%,F=0.022
Vt<8%,F=0.025
S2
高灰分、低热值燃煤其低位发热量<16726.4Kj/kg或A≥35%
当0.17AZ/[（100Vt）1.2-2]≤0.02时，
S2取1
当0.17AZ/[（100Vt）1.2-2]>0.02
时,S2=1+0.17AZ/[（100Vt）1.2-2]-0.02
A为原煤灰分（%）的AZ为折算灰分
AZ=4181.6×100A/原煤低位发热量（Kj/kg）
当Vt≤19%时按19%计算
S3
调峰、调频频繁、调峰系数
C<92%的机组
S3=1+K×（0.92-C）/C
C=
0.92>C≥0.80K=0.07
C<0.8K=0.08
S4
机组调峰启停频繁
S4=1+0.0003×（机组全年调峰启停次数—18）
机组调峰启动和停机全过程为调峰启停一次.调峰启停次数少于18次
S4=1
S5
循环方式修正系数
空冷机组1.03
闭式循环1.01
开式循环提升高度H≤10m,S5=1,
提升高度H>10m
S5=1+（H-10）/H×循环水泵用电率
H为循环水泵进水口中心线到凝结器入口水管中心线的垂直距离.
循环水泵用电率=循环水泵用电量/机组发电量
有余能利用装置不予修正.
S6
新投产200MW及以上机组第二年度
1.03
如跨到第三年度,按下式计算:
1.03M/12+（12-M）/12
式中M为投产月份
S7
烟气脱硫
按脱硫实际多耗厂用电率进行修正，但最大修正不超过下述对应修正数。
湿法脱硫,且厂内制备脱硫剂1.025
干法脱硫,且厂内制备脱硫剂1.015
其它方法脱硫,1.01
S8
燃料化冻
1.003
只适用于有化冻装置并投入运行的电厂
注1.全年燃用低挥发分燃煤或高灰分、低热值不到50%的电厂不进行调整；超过50%的电厂，按燃煤（折合标煤）比例进行调整，其计算式为S1=
。
式中Bi－i种燃煤的煤量；S1i－i种燃煤的调整系数。
注2.100Vt、100A意即Vt、A以%表示。
注3.S1+S2最大修正不大于1+
。
300MW机组“偏差分析供电煤耗”计算举例（表七）
序号
指标名称
单位
基准值
小指标变化值
对煤耗影响值（g/kw•h）
本期值
完成值
差值
影响煤耗（g/kw•h）
1
供电煤耗
g/kw·h
338
350
+12.0
2
平均负荷
MW
铭牌
负荷
S3修正=（1.013-1）×338
238
+4.4
3
厂用电率
%
4.5
±1.0
±1%煤耗准值
4.8
+0.3
+1.0
4
主汽压力
Mpa
17.0
±1.0
干2.0
17.1
+0.1
-0.2
5
主汽温度
℃
540
±10.0
干1.0
538
-2.0
+0.2
6
再热汽温
℃
540
±10.0
干0.8
536
-4.0
+0.32
7
给水温度
℃
270
±10.0
干1.0
265
-5.0
+0.5
8
补充水率
%
2.0
±1.0
±1.5
1.6
-0.4
-0.6
9
再热器减温水量
t/h
0
+1.0
+0.2
0
0
0
10
低加投入台数
台
全投
缺一台
+2.0
全投
0
0
11
真空度
%
94.5
±1.0
干2.5
92.9
-1.6
/
（1）循环水入口温度
℃
20
±1.0
排汽温度<34.2℃
±0.25×2.5
排汽温度>34.2℃
±0.38×2.5
21.0
+1.0
+0.95
（2）循环水出/入口差
℃
10
±1.0
10.0
0
（3）端差
℃
4.2
±1.0
8.0
+3.8
+3.61
12
锅炉效率
%
92.0
±1.0
干1%煤耗
基准值
92.4
+0.4
/
（1）燃煤低位热量
Kj/kg
18401
18817
（2）燃煤灰份
%
27.0
26.0
（3）折算灰份
%
6.1
±1.0
±基准值Cfh×0.081×3.38
5.8
-0.3
-0.16
（4）飞灰可燃物
%
2.0
±1.0
±完成值AZ×0.084×3.38
2.0
0
0
（5）0.080×AZ×Cfh
%
0.98
±1.0
干0.06×3.38
0.94
-0.04
0
（6）送风机入口风温
℃
20
±10.0
干0.58×3.38
28
+8
-1.57
（7）排烟温度
℃
140
±10.0
±0.58×3.38
145
+5
+0.98
（8）省煤器前氧量
%
4.0
±1.0
±0.3×3.38
3.5
-0.5
-0.51
（9）省煤器至空予器后漏风系数
0.23
±0.1
±0.4×3.38
0.28
+0.05
+0.68
13
小计
g/kw·h
+9.6
14
“偏差分析供电
煤耗”
g/kw·h
338+9.6=347.6
15
“第一次调整后供电煤耗”
g/kw·h
（350＞348.8）350
16
偏差分析误差
g/kw·h
350-347.6=+2.4
“竞赛用供电煤耗”计算举例（续表七）
序号
修正因素
修正系数计算
备注
1
燃煤可燃质挥发份Vt=23%
S1=1
2
燃煤低位热传=18401Kj/kg
燃煤灰份A=27.0%
S2=1
3
调峰系数C=0.79
S3=1+0.08（0.92-0.79）/0.79=1.013
4
机组调峰启停次数=5
S4=1
5
冷却水循环方式（闭式）
S5=1.01
6
机组投产年月：
1998.12
S6=1
7
烟气脱硫方式：
无脱硫
S7=1
8
燃料化冻装置：
无
S8=1
9
ns
1.026
10
“竞赛用供电煤耗”=“第一次修正后供电煤耗”-[（ns-1）ד第一次修正后供电煤耗”]（g/kw•h）
350-（1.026-1）×350=340.9
凝汽机组供电煤耗、厂用电率基准值表（表八）
参数
容量（MW）
生产国别
供电煤耗基准值（g/kw•h）
发电厂用电率基准值（%）
超临界
600
进口
310
4.5
亚临界
600
进口
320
4.5
亚临界
600（500）
国产
330
4.5
亚临界
350（300）
进口
325
4.5
亚临界
300（250）
国产（进口）
338
4.5
超高压
200
国产、进口
365
7.5
超高压
125
国产、进口
365
8.0
高压
100
国产、进口
395
8.5
注1.波兰、原东德、捷克和俄罗斯等进口机组供电煤耗基准值与国产相当，取同一标准。
注2.300MW及以上机组，用电动给水泵，厂用率基准值按实际用电率增加；200MW机组，用汽动给水泵，厂用率基准值减少2%。
注3.投入脱硫装置机组的供电煤耗，厂用电率基准值，按脱硫实际增加厂用电率数（表六S7）分别增加。
多台机组“偏差分析供电煤耗”计算表（表九）
电厂名称：
机组编号：
单机容量：
MW
序号
指标名称
单位
基准值
#1
#2
#3
#4
完成值
差值
影响煤耗g/kw·h
完成值
差值
影响煤耗g/kw·h
完成值
差值
影响煤耗g/kw·h
完成值
差值
影响
煤耗g/kw·h
1
供电煤耗
g/w·h
2
平均负荷
MW
铭牌
负荷
3
厂用电率
%
4
主汽压力
Mpa
5
主汽温度
℃
6
再热汽温
℃
7
给水温度
℃
8
补充水率
%
2.0
9
再热器减温水量
t/h
0
10
低加投入台数
台
全部
11
真空度
%
94.5
（1）循环水入口温度
℃
20.0
（2）循环水出/入口差
℃
10.0
（3）端差
℃
4.2
12
锅炉效率
%
92.0
（1）燃煤低位热量
Kj/kg
18401
（2）燃煤灰份
%
27.0
（3）折算灰份（AZ）
%
6.1
（4）飞灰可燃物（Cfh）
%
2.0
（5）0.080×AZ×Cfh
%
0.98
（6）送风机入口风温
℃
20.0
（7）排烟温度
℃
140.0
（8）省煤器前氧量
%
4.0
（9）省煤器至空予器漏风系数
0.23
升级会员 