燃煤电厂技术经济指标体系及同业对标(讲课提纲)

1、燃煤电厂技术经济指标体系及同业对标,二一一年六月,山东电力集团公司 李文水,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第一节 概述 一、燃煤电厂技术经济指标体系 1、基本概念 燃煤电厂的技术经济指标体系是指影响发电厂锅炉、汽轮机发电机设备及其系统经济性能的全部的各项技术经济指标。技术经济指标分可为四级（详见附表1、附表2、附表3）：一级指标是发电厂热力经济性的总指标-供电煤耗率等；二级指标是供电量、发电煤耗率、燃料的数量、质量等指标；三级指标是发电量、厂用电率、锅炉效率、汽机效率、管道效率等指标；四级指标是锅炉、汽轮机及辅机设备和热力系统，燃料的入厂煤、入炉煤的数量、质量各项小指标。构成燃煤电厂技术经

2、济指标体系的指标约120项左右。因各电厂发电的主辅设备、 系统各不相同，构成技术经济指标体系的指标数目也各异。,附表3 火电厂技术经济指标体系表,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,1、基本概念（续） 燃煤电厂热力经济性总指标是供电煤耗率。供电煤耗率专业上又用全厂净（供电）效率、全厂净（供电）热耗率表示。供电煤耗水平是发电厂各方面工作的综合反映。包括：设备健康状况、检修工艺水平、检修质量、运行操作、专业管理、燃料管理、节能管理等多方面的工作水平。 供电煤耗率：是指电厂每向电网供1千瓦时电量所耗用的标准煤量。单位：克（煤）/千瓦时（电）。 全厂净效率或称全厂供电效率：是指电厂向电网供电时耗用燃料的

3、利用程度。单位：（%）。 净热效率或称供电热耗率：是指电厂每向电网供1千瓦.时的电量所耗用热量的千焦值,单位千焦/ 千瓦时。 发电厂单元机组供电煤耗水平与供电量、厂用电率、发电煤耗率和燃料管理水平等有关。全厂供电煤耗水平一是与单元机组供电煤耗水平有关，二是与单元机组供电量权数构成比例有关。特别是机组参数、单机容量相差较大时单元机组供电量权数变化对供电煤耗率的影响更大。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,2、供电煤耗率的计算 1）用标准煤量、供电量计算供电煤耗率 供电煤耗率=发电用标准煤量/计算期供电量 标准煤热值为29271.2千焦/公斤（7000大卡/公斤）。煤炭的热值千焦（kJ）与千卡（k

4、Cal）的折算系数为：4.1816千焦=1大卡。 2）用发电煤耗率、厂用电率计算供电煤耗率 供电煤耗率=发电煤耗率/1-厂用电率 目前，上级专业部门对煤耗计算的要求是只执行火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗管理办法中规定的“火电厂发供电煤耗统一以入炉煤量计量和入炉煤机械采样分析的低位发热量按正平衡计算，反平衡校核，以煤场盘煤调整后的煤耗数据上报及考核”。要求正平衡煤耗计算方法与反平衡煤耗计算方法同时使用，同时作为日常煤耗管理的方法与手段。这样，有利于对指标的监视、分析和日常管理。专业管理人员一定要做好管理和定期分析。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第二节 供电量及其指标体系 一、供电

5、量(千瓦时): 指电厂向电网供出的电量，即发电厂的发电量扣除发电辅机自用电量后，由主变压器送入电网的电量。供电量与发电量和厂用电率有关。 二、发电量(千瓦时)： 发电厂汽轮发电机组做功的累计量，单位是千瓦.时。发电量与设备健康水平和运行操作水平有关。发电量有汽轮发电机运行小时、平均负荷、发电设备利用小时、发电负荷率、强迫停运小时、强迫停运次数、强迫停运率、非计划停运次数、非计划停运小时、非计划停运率、等效可用系数等指标。 三、厂用电量、厂用电率及其指标： 厂用电量：发电厂发电辅机为主机发电所耗用的自用电量(千瓦时)。 厂用电率：发电厂发电辅机设备及辅助系统的自用电量占发电量的比例(%)。,第一

6、章 燃煤电厂技术经济指标体系,计算公式： 厂用电率=(厂用电量/计算期发电量)100% 厂用电率是表示电厂辅机设备运行经济性的指标，与各辅机的效率及相关系统的经济性能有关。在相同负荷下，厂用电率越低，供电电量越多，供电煤耗率也就越低，电厂运行经济性越高。影响厂用电率的指标主要有以下16项，如附表1所示。 1、磨煤机单耗（千瓦时/吨煤）：磨煤机每磨制一吨煤粉所耗用的电量。 2、磨煤机耗电率（%）：磨煤机磨制煤粉所耗用的电量占计算期发电量的比例。 3、排粉机单耗（千瓦时/吨煤）：磨煤机每磨制一吨煤粉排出风粉混合物所耗用的电量。 4、排粉机耗电率（%）：排粉机耗用电量占计算期发电量的比例。 5、给水

7、泵单耗（千瓦时/吨煤）：给水泵每給锅炉供一吨水所耗用的电量。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,计算公式（续）： 6、给水泵耗电率（%）：给水泵耗用电量占计算期发电量的比例。 7、送风机单耗（千瓦时/吨汽）：送风机在锅炉生产一吨蒸汽时所耗用的电量。 8、送风机耗电率（%）：送风机在锅炉生产一吨蒸汽时所耗用的电量占计算期发电量的比例。 9、吸风机单耗（千瓦时/吨汽）：吸风机在锅炉生产一吨蒸汽时所耗用的电量。 10、吸风机耗电率（%）：吸风机在锅炉生产一吨蒸汽时所耗用的电量占计算期发电量的比例。 11、循环水泵耗电率（%）：汽轮机循环水泵为发电用水所耗用的电量 12、机力冷却水塔耗电率（%）：机力

8、冷却水塔为冷却凝汽器用循环水所耗用的电量占计算期发电量的比例。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,计算公式（续）： 13、输煤（燃油）系统耗电率（%）：输煤（燃油）系统卸煤、上煤、运转燃料的机械设备所耗用的电量占计算期发电量的比例。 14、除灰系统耗电率（%）：输送锅炉灰渣、粉煤灰的机械设备所耗用的电量占计算期发电量的比例。 15、除尘系统耗电率（%）：为净化锅炉烟气中的粉尘所采用的除尘设备所耗用的电量占计算期发电量的比例。 16、烟气脱硫设备及系统耗电率（%）：为净化锅炉烟气中的含硫化合物所采用的烟气脱硫设备及系统所耗用的电量占计算期发电量的比例。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,注意：辅

9、机耗电率与辅机单耗是两个不同的概念。如磨煤机、排粉机、送风机、吸风机、给水泵耗电率是该辅机耗电量占计算期发电量的百分比。 而磨煤机单耗是指磨煤机每磨制1吨煤粉所耗用的电量，即磨煤机单耗=磨煤机耗电量/计算期磨煤量（千瓦时/吨）； 排粉机单耗是指排粉机为磨煤机磨制1吨煤粉排出风、粉混合物所耗用的电量，即排粉机单耗=排粉机耗电量/计算期磨煤量（千瓦时/吨）； 送风机单耗是指送风机在锅炉生产1吨蒸汽时所耗用的电量，即送风机单耗=送风机耗电量/计算期锅炉蒸汽量（千瓦时/吨）； 吸风机单耗是指吸风机在锅炉生产1吨蒸汽时所耗用的电量，即吸风机单耗=吸风机耗电量/计算期锅炉蒸汽量（千瓦时/吨）； 给水泵单耗

10、是指给水泵每给锅炉供1吨水所耗用的电量，即给水泵单耗=给水泵耗电量/计算期锅炉给水量（千瓦时/吨）。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第三节 发电煤耗率及其指标体系 一、发电煤耗率（克/千瓦时） 汽轮发电机组每发1千瓦时电能所耗用的标准煤量。发电煤耗率专业上一般用发电效率或发电热耗率来表示。 发电效率（%）：汽轮发电机组每发1千瓦时电能对所耗用燃料的利用程度。 发电热耗率（千焦/千瓦时）：汽轮发电机组每发1千瓦时电能所耗用的热量值千焦数。 发电热耗率（千焦/千瓦时）=标准煤热值(29271.2焦/克) 发电标准煤耗率(克/千瓦时) 发电煤耗率表示发电厂热力设备及其系统的运行经济性。单元机组的

11、发电煤耗率与锅炉效率、汽轮机效率和管道效率有关。全厂发电煤耗率水平除与单元机组的发电煤耗率水平有关外，还与单元机组的发电量权数有关。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第三节 发电煤耗率及其指标体系 二、发电煤耗率计算 1、正平衡方法计算 发电煤耗率(克/千瓦时)=发电用标准煤量/计算期发电量 2、反平衡方法计算 1)用锅炉产出热量、锅炉反平衡效率计算发电用煤量，然后再计算反平衡发电煤耗率。 发电煤耗率=发电用煤量（标准）/计算期发电量 发电用煤量（标准）=炉产出热量/29271.2锅炉反平衡效率 2)用电厂效率计算发电煤耗率,有如下三种方法: （1）原则公式：发电煤耗率=0.123/电厂效率

12、(克/千瓦时) 其中：0.123=8604.1816/70004.1816=3600/29271 （2）用单元系统电厂效率计算全厂发电煤耗率： 全厂发电煤耗率=0.123/全厂发电量单元机组发电量/单元系统电厂效率100(克/千瓦时),第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,二、发电煤耗率计算（续） （3）母管制发电厂全厂发电煤耗率：全厂发电煤耗率=母管系统发电量/全厂发电量母管系统发电煤耗率 (克/千瓦时) 3)电厂效率计算公式: 单元制系统电厂效率=锅炉效率汽轮机效率管道效率（%） 该公式仅适用于单元系统发电机组或单炉带单机的发电系统电厂效率计算。单元发电厂、母管制发电厂、单炉带单机和单元制组合

13、电厂、单炉带单机和母管制组合发电厂等，决不能用加权平均计算的“全厂综合锅炉效率全厂综合汽轮机效率管道效率”求得的所谓电厂效率计算全厂发电煤耗率。 当电厂有多个单元机组时： 发电厂全厂效率=全厂发电量/单元发电量/单元发电厂效率（%）,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第三节 发电煤耗率及其指标体系 三、锅炉效率及其指标 1、定义：锅炉效率是指燃煤（油）锅炉生产蒸汽耗用燃料对其热能的利用程度（%）。影响锅炉效率的主要指标有30项。 2、计算： 锅炉正平衡效率=锅炉产出热量/计算期燃煤量入炉煤低位热值（%） 锅炉反平衡效率=100-排烟损失（%）+化学未完全燃烧损失（%）+机械未完全燃烧损失（%）

14、+散热损失（%）+炉渣物理热损失（%） （%） 3、技术经济指标： 1）主蒸汽压力；2）主蒸汽温度；3）再热蒸汽压力； 4）再热蒸汽温度；5）锅炉蒸发量；6）锅炉平均流量；,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,7）锅炉入口风温（送风机入口）: 运行中应千方百计提高送风机入口风温,这是提高锅炉效率易行而又没有被充分重视的措施。锅炉入口风温提高1，锅炉效率可提高0.05个百分点，降低发电煤耗率0.14克/千瓦时； 8）前置式预热器出口温度:为防止空气预热器的低温腐蚀,往往在空气预热器前加装前置式预热器,以提高空预器入口风温。这部分热量不应计入锅炉效率，而应计入热源供给热量，否则影响对锅炉设备运行经济

15、性评价。前置式预热器出口温度以达到防止空预器结露、堵灰为准，过高不可取，将造成锅炉排烟损失增加，影响锅炉运行经济性； 9)炉膛出口烟气氧量：烟气中未参与燃烧的过剩氧量。理论上应取炉膛出口氧量，实际上测点多在高温过热器之后。计算锅炉排烟损失的氧量应取空预器出口氧量。锅炉出口氧量每变化1个百分点，影响锅炉效率0.46个百分点，影响发电煤耗率1.6克/千瓦时；,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,10)锅炉尾部烟道漏风系数与漏风率：漏风系数与漏风率是两个不同的指标。锅炉尾部烟道漏风系数是锅炉烟气自炉膛出口处烟道开始至除尘器出口烟道止过剩空气系数的增加值。而漏风率则是该增加值占炉膛出口处烟道过剩空气系数

16、的百分比； 11)空气预热器漏风系数与漏风率： 空气预热器进口、出口烟气中过剩空气系数分别为： 进口过剩空气系数=21/（21-空气预热器进口氧量） 出口过剩空气系数=21/（21-空气预热器出口氧量） 空气预热器漏风率=（出口过剩空气系数-进口过剩空气系数）/进口过剩空气系数100% 漏风系数是空气预热器出口过剩空气系数与进口过剩空气系数之差，即：空气预热器漏风系数=出口过剩空气系数-进口过剩空气系数。 锅炉设备漏风系数：炉膛0.05；再热器0.02；过热器0.02；管式预热器每级0.05；回转式预热器达到设计要求；省煤器一级0.03；两级每级0.02；电除尘0.03；烟道每10米0.01。

17、 火电厂节约能源规定要求锅炉每月应进行一次空气预热器漏风试验，实测各段漏风系数和空预器漏风率。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,12）锅炉排烟温度：锅炉排烟热损失是各项损失中所占比例最大的。锅炉排烟温度每升高10，影响发电煤耗率升高1.01.5克/千瓦时； 13)磨煤机制粉系统漏风率:漏入磨煤机系统的空气量占磨煤机入口风量的比例，表示磨煤机负压系统的严密程度（%）； 14)化学未完全燃烧损失（%）:锅炉正常燃烧不允许生成一氧化碳。当炉膛风量不足或风、粉入炉后混合不好，燃料碳未能完全燃烧时，生成一氧化碳造成的损失。锅炉运行中产生0.1个百分点的一氧化碳，约使锅炉效率降低0.4个百分点，使发电煤

18、耗升高约1.5克/千瓦时； 15）机械未完全燃烧损失（%）：由锅炉除尘器排出的细灰中的含碳量占灰量的比例。飞灰可燃物升高1个百分点，影响锅炉效率约降低0.16%,使发电煤耗升高约0.6克/千瓦时； 16）粗灰可燃物（炭黑）（%）：表示燃料煤在炉膛中大块灰的未燃尽程度，其计算公式同飞灰可燃物计算；,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,17）散热损失（%）：指锅炉设备的墙体、管道、烟道对大气的散热损失量占锅炉产出热量的比例。散热损失额定值由锅炉热力计算提供。计算公式如下： 散热损失=额定负荷设计值额定负荷/实际负荷 18)渣物理热损失（%）:锅炉飞灰、炉渣排出锅炉设备时所带走的物理显热占锅炉输入热量

19、的比例。锅炉设计时给一个定值，固态排渣煤粉炉可忽略该项损失； 19）入炉煤低位热值：进入锅炉的燃煤，由皮带机械自动采样化验测得的收到基低位热量，单位千焦/公斤； 20）入炉煤挥发分； 21）入炉煤灰分； 22）入炉煤水分； 23）煤粉细度； 24）冷态启动用煤量； 25）冷态启动用油量；,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,26）热态启动用煤量； 27）热态启动用油量； 28）助燃用油量； 29）燃油温度； 30）锅炉设备大修后效率恢复值： 按规定，锅炉大修前后都要做效率实验，以检验设备大修效果。 锅炉设备大修后效率恢复值=（大修后效率-大修前效率）%,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第三节

20、发电煤耗率及其指标体系 四、汽轮机效及其指标率 1、定义：汽轮机效率全称汽轮发电机绝对效率，也常用汽轮机热耗率表示。是指汽轮发电机组利用蒸汽发电，机组对蒸汽热能的利用程度。汽轮机效率的高低反映汽轮机运行的经济性。 汽轮机效率=8604.1816/汽轮机热耗率100%=3600/汽轮机热耗率100% 汽轮机热耗率: 汽轮发电机组每发1千瓦小时电能所耗用的热能值，用千焦/千瓦时表示。一般制造厂都给出了汽轮机在额定负荷下的热耗率。 影响汽轮机运行经济性的主要技术经济指标有25项。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,2、技术经济指标： 1)主汽压力：指汽轮机主汽门前的蒸汽压力，是影响汽轮机运行经济性的

21、重要参数。当汽轮机在额定负荷下运行时，主蒸汽压力降低1兆帕，使汽轮机效率降低0.2个百分点，影响发电煤耗率升高约1.4克/千瓦时；600兆瓦机组影响发电煤耗率升高约2克/千瓦时。 2）主汽温度：指汽轮机主汽门前的蒸汽温度，是影响汽轮机运行经济性的重要参数。主蒸汽温度降低1，使汽轮机效率降低0.013个百分点，影响发电煤耗率升高约0.1克/千瓦时。 在小指标竞赛中强调锅炉、汽轮机主蒸汽参数压红线运行，应以汽轮机进汽参数为准。 3）汽耗率：汽轮发电机每发1千瓦小时的电量所耗用的蒸汽量，单位：公斤/千瓦时,是汽轮发电机运行经济性的综合指标。计算公式为： 汽耗率=计算期流经汽轮机的主蒸汽流量/计算期发

22、电量(公斤/千瓦时),第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,4）速度级压力:第一级压力,与进汽量有关。 5）再热蒸汽压力降：反映再热器阻力大小。 6）再热蒸汽温度:指进入汽轮机中压缸前的再热蒸汽温度,特别强调的是任何负荷下都应在设计值的额定参数下运行,并要求压线运行。 7）给水温度：指汽轮机回热系统末级高压加热器出口的给水温度，关系到汽轮机运行经济性的重要参数，也是达标、创一流考核的小指标之一，应达到设计的额定值运行。 8）高加投入率:运行中高加投与不投及投入率高低对发电煤耗率都会产生较大影响, 也是达标、创一流考核的小指标之一。 高加投入率=计算期高压加热器运行小时/计算期汽轮机运行小时100%

23、。创一流要求高加投入率不低于95%。 9）循环水入口温度：指进入凝汽器前的循环水温度，每变化1，影响发电煤耗率1克/千瓦时。对该指标应引起高度重视，多数电厂循环水入口温度没有达到设计值，如果全年能达到设计值甚至以下，电厂可取得降低煤耗几克的收益。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,10）循环水温升：凝汽器循环水出口温度与入口温度之差。额定负荷下，一般设计在8.5左右。 11）循环水流速： 循环水流速=循环水量/凝汽器铜管流通面积(米/秒),设计值一般为2米/秒。 12）凝汽器端差:汽轮机排气温度与凝汽器循环水出口温度之差。是电厂运行经济性的一个非常重要的指标之一。 凝汽器端差=汽机排汽温度-循

24、环水出口温度（） 13）排汽温度：蒸汽在汽轮机内做完功后排入凝汽器的蒸汽温度。 排汽温度=循环水温度+循环水温升+凝汽器端差（） 一般情况下，循环水温度、循环水温升、凝汽器端差、排汽温度每变化1，影响发电煤耗率1克/千瓦时左右。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,14）凝汽器真空度（%） 是指凝汽器内的绝对压力比工程大气压低（小）的程度，是凝汽器运行经济性的综合指标，它是与汽轮机排汽温度相对应的指标，同时受循环水入口温度、凝汽器端差、循环水温升、凝汽器真空严密性等因素综合影响。汽轮机真空度变化1个百分点，约影响汽轮机效率变化0.3个百分点，影响发电煤耗3克/千瓦时，因此，凝汽器真空度统计计算的

25、准确性至关重要。 因为大气压力随地点、季节变化，在凝汽器内绝对压力不变的情况下，凝汽器真空（表压）也会随着大气压力的变化而变化，所以凝汽器真空并不能反映凝汽器的真实运行情况，也不便于比较，故用凝汽器真空度这一指标表示凝汽器的运行工况。 凝汽器真空度计算公式： 凝汽器真空度=1-（大气压力-凝汽器真空（表压，千帕）/98.1（1工程大气压，千帕） 100%,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,注意：凝汽器真空度不同于凝汽器真空，因此用下列公式计算是错误的： 凝汽器真空度=凝汽器真空（负压）/当地大气压力100% 例如：当汽轮机运行中凝汽器真空分别为-95千帕、-90千帕时，当时当地大气压力按1标准

26、物理大气压101.325千帕（760毫米汞柱）计算，则凝汽器真空度分别为： 凝汽器真空度（1）=1-（101.325-95/98.1） 100%=93.6% 凝汽器真空度（2）=1-（101.325-90/98.1） 100%=88.5% 而用凝汽器真空计算时，则分别为: 凝汽器真空度（1）=95/101.325100%=93.8% 凝汽器真空度（2）=90/101.325100%=88.8% 显然，用凝汽器真空计算的真空度偏高，它不能准确的反映凝汽器运行的真实情况。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,15）凝汽器漏真空速度（帕/分） 表示凝汽器及真空系统严密性的指标。是指凝汽器真空系统在抽气

27、器停止抽气状态下，空气漏入凝汽器后，凝汽器内压力增长的速度，用每分钟增长的压力值表示。 计算公式： 凝汽器漏真空速度=试验期凝汽器内压力增长值/试验时间，单位为帕/分或千帕/分。 按照原国家能源部火电厂节约能源规定要求，要保持汽轮机在最有利的背压下运行，每月应进行一次汽机真空严密性试验，并规定100兆瓦及以上机组，真空下降速度0.4千帕/分（3毫米汞柱/分）。火电机组达标投产按平均试验值0.3千帕/分考核。 16）凝汽器胶球投入率（%） 17)凝汽器胶球收球率（%） 18)凝汽器铜管清洁度（%） 19)循环水加药合格率（%）,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,20)炉烟风机投入率（%） 21)

28、循环水PH值合格率（%） 规定标准PH为7.27.6 22)机力塔风机投入率（%） 23）循环水塔温降() 24）复水过冷却度：复水温度-排汽温度，一般小于2 。 25）汽轮机设备大修后效率恢复值。 汽轮发电机组经过大修后,其效率应较大修前有明显的恢复性提高。 汽轮机设备大修后效率恢复值=大修后效率-大修前效率（%） 五、管道效率及其指标 1、定义：管道效率包括高温管道的散热损失、系统汽水系统泄漏损失、排污热损失等机炉效率未包括的各项热损失。 2、主要指标： 影响管道效率的技术经济指标主要有5项。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,1）高温管道散热损失 2）高温管道保温表面温度();当环境温度

29、为25时，设备及高温管道保温层表面温度不得超过50 3）补水率（%） 定义：补水率是指补入锅炉、汽轮机及其循环系统并参与汽、水循环的除盐水占计算期锅炉蒸发量的比例。补水量（率）包括：锅炉运行中正常的连续排污和定期排污损失；锅炉、汽轮机及其热力系统的汽、水损失；机组起、停或因事故而增加的汽、水损失；供热（含生活用）未回收的损失；锅炉燃油、吹灰等用汽的不回收部分。 计算公式： 补水率=（总补入水量/计算期锅炉总蒸发量）100% 补水率按汽、水损失性质分又可分为发电补水率、供热补水率和非发电补水率。 4）发电补水率 发电补水率=（发电补水量/计算期锅炉总蒸发量）100%,第一章 燃煤电厂技术经济指标

30、体系,5）汽水损失率(%) 汽水损失率是指锅炉、汽轮机及其热力系统泄漏引起的损失水量占计算期锅炉蒸发量的比例。 设备、系统泄漏汽、水损失水量=锅炉总补水量-（对外供汽量+电厂自用汽量+对外供水量+吹灰用汽量+锅炉排污损失量）+凝结水返回量汽、水损失率=（设备、系统泄漏汽、水损失水量/计算期锅炉总蒸发量）100% 第四节 燃料的数量、质量指标体系 发电厂燃料成本约占总成本的50-70%甚至以上，燃料的数量、质量指标对发电厂安全经济运行影响甚大。入厂燃料管理在数量、质量方面共有13项指标。 一、燃料的数量指标 1、入厂煤检斤率：进厂煤经过轨道衡、汽车衡等计量设备检斤的煤量占计算期进厂煤总量的比例。

31、正常情况下，入厂煤检斤率应达到100%。检斤结果是与矿方结算、付款的依据，直接关系到供电煤耗率的准确性和电厂经济效益。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,入厂煤检斤率=检斤煤量/计算期进厂煤总量100% 2、入厂煤检斤合格率：进厂煤检斤合格的煤量占计算期进厂检斤煤总量的比例。 入厂煤检斤合格率=检斤合格煤量/计算期进厂检斤煤总量100% 3、入厂煤检斤亏吨率：进厂煤检斤结果的亏吨煤量占计算期进厂检斤煤总量的比例。 检斤亏吨煤量=进厂检斤煤量-（矿发大票煤量-运损煤量），其中运损煤量=矿发大票煤量运损率 入厂煤检斤亏吨率=检斤亏吨煤量/计算期进厂检斤煤总量100% 4、亏吨拒付、索赔率:电厂对进

32、厂煤检斤出现的亏吨,经发电厂与矿方交涉后矿方同意拒付、退赔的煤款占计算期亏吨应索赔总煤款的比例。电厂燃料管理人员应努力做到百分之百索赔。 亏吨拒付、索赔率=矿方亏吨已退赔煤款/计算期矿方亏吨应退赔总煤款100% 5、存损:煤炭在煤场存放期间,受刮风、下雨等因素影响造成的煤炭损失量。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,二、燃料的质量指标 燃料的质量指标是指矿方发给电厂的煤炭质量指标是否达到订货合同的要求和计价质量的规定。燃料的质量指标是电厂安全经济运行重要的先决条件，共有8项质量指标。 1、入厂煤低位热量：入厂煤收到基低位热量（千焦/公斤）,与发电厂取样的代表性、正确性有关，是考核入厂煤采、制、

33、化工作的一个重要指标。 2、入炉煤灰分：入厂煤空气干燥基灰分（%）。是电站锅炉安全、经济运行的又一重要指标。灰分高低是造成锅炉受热面和烟道磨损的重要因素。 3、入厂煤水分：入厂煤应用基全水分（%）。也是电厂安全经济运行的重要指标，关系到电厂的经济效益和供电煤耗的正确性。入厂煤水分偏高，将造成供电煤耗率偏高，煤场亏煤。 4、入厂煤挥发分:入厂煤干燥基挥发分（%）。是影响锅炉安全经济运行又一重要指标。入厂煤挥发分偏离设计值太多，会影响煤粉入炉时的着火速度、炉膛温度、燃料的燃尽程度（飞灰可燃物高低）、炉膛水冷壁结焦等，影响锅炉设备安全经济运行。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,5、入厂煤检质率：进

34、厂煤经过检质的煤量占计算期进厂煤炭总量的比例。入厂煤应做到百分之百检质，是考核入厂煤采、制、化工作的一个重要指标。 入厂煤检质率=检质煤量/计算期进厂煤总量100% 6、亏卡（热值）拒付、索赔率：电厂对进厂煤检质出现的亏卡（热值）,经发电厂与矿方交涉后，矿方同意拒付、退赔的煤款占计算期亏卡（热值）应索赔总煤款的比例。 亏卡（热值）拒付、索赔率=矿方已退赔亏卡煤炭款/计算期矿方应退赔亏卡总煤款100% 7、入厂煤与入炉煤热值差:是指燃料进厂后煤场存放期间的热值损失。燃煤电厂入厂煤与入炉煤热值差直接影响发电企业安全经济运行水平和经济效益，是燃料全过程管理的重要环节。一般情况下，水分变化1%，约影响

35、煤炭热值变化167千焦/公斤（40千卡/公斤）272千焦/公斤（65千卡/公斤）。 1）入厂煤与入炉煤热值差：按季度统计计算的入厂煤与入炉煤的低位热值差。反映燃煤进入发电厂煤场后存放期间的热量损失。其影响因素有：,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,（1）与煤炭自燃、堆放和管理水平有关； （2）与入厂煤、入炉煤热值取样的代表性和准确性有关； （3）与入厂煤和入炉煤水分变化和代表性有关。在进行入厂煤与入炉煤热值差计算时，必须对入炉煤热值进行水分差调整。 即：调整后的入炉煤热值=调整前的入炉煤热值（100-入厂煤全水分的加权平均值）/（100-入炉煤全水分的加权平均值）。 调整后的入炉煤热值，仅作为

36、计算热值差指标用，不能以调整后的入炉煤热值计算发电厂煤耗。 2）关于考核标准：多年来，各发电厂（公司）都沿用原电力部“一流火力发电厂”考核标准，即入厂煤与入炉煤热值差502千焦/千克，也有规定热值差3%（即878千焦/千克）。根据国内燃料管理专家大量调查研究证明，在目前燃煤不均匀性和采、制、化精密度条件下，这一标准是难以完成的。许多电厂为了达到这一考核标准，在计算入厂煤与入炉煤热值差时，不进行水分差调整（若进行水分查调整热值差将更大），这就失去了热值差的真实性，其结果不能反映热值差的真实水平。许多发电企业的实践也验证了这一结果。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,3）建议 目前全国电煤供应呈多

37、渠道、多方式、多矿点、多煤种、煤质差异大等特点，考虑到目前机械采制样装置的水平和条件，从实际情况出发，为使入厂煤与入炉煤热值差更加科学合理，提出如下建议： （1）按照国标GB/T18666-2002要求，按燃煤干基灰分高低，分档次考核入厂煤与入炉煤的热值差，具体标准为： 燃煤灰分20%、40%时，热值差考核标准为800千焦/千克； 燃煤灰分为10%、20%时，热值差考核标准为600千焦/千克； 燃煤灰分10%时，热值差考核标准为400千焦/千克。 按灰分高低提出分档次的考核标准，较统一按502千焦/千克或3%考核更加科学合理。 （2）为了避免入厂煤与入炉煤热值时间上的不一致性，建议延长入厂煤与

38、入炉煤热值差考核周期，各厂由原来的按月度统计计算统一调整为按季度统计，按年度考核。 (3）燃煤灰分应是同期各批次煤种灰分的加权平均值。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,8、入厂煤与入炉煤水分差：煤炭进厂时的水分与入炉时的水分差值。出现差值一与燃料进厂后在煤场存放时煤炭表面水分的流失有关；二与天气变化有关；三与卸煤、上煤除尘浇水有关。入厂煤与入炉煤水分差也是影响入厂煤与入炉煤热值差的一个重要因素。 三、入炉煤热值变化对发电煤耗率的影响 1、术语界定 1）入厂煤热值：发电厂当月进厂煤分矿、分品种按照国标GB/T18666-2002进行采、制、化验收后收到基低位热值的加权平均值。 2）入炉煤热值：

39、入炉煤经过皮带自动采样装置，按照国标GB/T18666-2002规定，采样精密度不低于2%的要求，所测得的按日低位热值全月的加权平均值。如果入炉煤热值低于设计值，会造成锅炉炉膛温度偏低，着火困难，锅炉容积热强度降低，燃烧不稳，甚至达不到锅炉额定出力。如果入炉煤热值高于设计值，将造成炉膛温度高，容易造成锅炉结焦，也影响锅炉安全经济运行。 3）入炉煤热值变化发电煤耗率的影响,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,入炉煤热值的准确性是正平衡计算煤耗的基础。入炉煤热值偏差1%，影响煤耗偏差1.54.0克/千瓦时。其定量计算公式为： 煤耗率影响值=入炉煤热值偏差值29271.2发、供电煤耗率（克/千瓦时）

40、入炉煤热值偏差对煤量影响值=入炉煤热值偏差值对煤耗率影响值29271.2入炉煤热值偏差值发供电量（吨） 求出入炉煤热值偏差对煤量的影响后，根据燃料的标煤单价便可计算对发电成本的影响。 如某厂2007年8月、9月、10月三个月入炉煤热值分别为22414千焦/公斤、21493千焦/公斤、20352千焦/公斤，对应的供电煤耗率分别为375.9克/千瓦时、352.6克/千瓦时、351.6克/千瓦时。由于三个月内入炉煤热值波动大（10月较8月低2062千焦/公斤），造成供电煤耗率波动达24.3克/千瓦时，这是很不正常的。经调查分析，出现上述问题的原因是： （1）入炉煤的采、制、化达不到要求。该厂实行人工

41、采样，按标准规定采样量应为131公斤，而实际采样只有59公斤，采样量只有标准规定量的45%，使煤样失去了代表性和正确性。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,（2）采制化人员无证上岗，不符合标准要求，有证人员少，难以全过程监督。 做好入炉煤热值管理的要点： （1）确保入炉煤取样的代表性和正确性。入炉煤一定使用输煤皮带连续自动采样装置，按照国标GB/T18666-2002规定，采样精密度不低于2%。 （2）采制化人员必须持证上岗，认真负责，杜绝弄虚作假。 （3）重视入炉煤除尘浇水的影响。 入炉煤热值取样点前除尘浇水：使入炉煤水分增高，应用基低位热值降低，水分在炉内燃烧蒸发为水蒸汽时要耗用热量，造成

42、发、供电煤耗率升高，增加了发电用煤，也增加了发电成本。正平衡计算煤耗时，由于除尘浇水的重量已计入入炉煤的重量，是煤场的赢煤因素；反平衡计算煤耗时，由于浇水降低了入炉煤的低位热值，反平衡计算的实际煤量偏大，也是煤场的赢煤因素。 入炉煤热值取样点后除尘浇水：因为除尘浇水未计入入炉煤水分和入炉煤热值，因此化验的热值较实际入炉煤热值偏高。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,正平衡计算煤耗时，除尘浇水未计入入炉煤水分和入炉煤热值，因此使取样化验的入炉煤热值较实际入炉煤热值偏高，发供电煤耗率也偏高。另一方面，水分在炉内燃烧蒸发为水蒸汽时要耗用热量，造成发、供电煤耗率升高，增加了发电用煤，也增加了发电成本；

43、反平衡计算煤耗时，因为锅炉燃用的煤炭是用锅炉产出热量反算求得的，造成入炉煤的取样热值高于实际热值，使计算使用煤量偏小，煤场会出现亏煤。按规定这部分亏煤应调入发、供电煤耗率，但这是由于计算差异造成的，实际上这部分煤量已经计入了发供电煤耗率，再次调入就会造成发供电煤耗虚增，导致发供电煤耗的水平不准确，在同参数、同容量、同类型机组中失去可比性。 结论：除尘浇水的合理位置应在入炉煤热值取样前和皮带秤称重计量前，这样除尘浇水对正平衡计算发电煤量和发电煤耗不会造成影响；反平衡计算时，由于入炉煤热值有代表性，用反平衡计算的发电煤量和发电煤耗准确，计算因素不会影响煤场盈、亏煤。否则会影响正平衡计算煤耗的准确性

44、。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,第五节 煤耗计算 燃煤电厂煤耗计算有正平衡计算方法和反平衡计算方法。 一、正平衡计算煤耗 根据电力行业有关文件规定，正平衡计算煤耗有两种方法：一种是以轨道衡计量的进厂煤量为准的计算方法；另一种是以锅炉上煤皮带秤称重计量的入炉煤量为准的计算方法。按照原电力工业部电安生1993457号文规定：“火力发电厂发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计算。并以此上报及考核”。现在通用的方法是：燃煤电厂统一以入炉煤计量和入炉煤机械采样化验分析的低位发热量按正平衡计算，反平衡校核，以煤场盘煤调整后的煤耗数据上报及考核。 1、正平衡计算煤耗必

45、须具备以下四个条件： 1）入厂煤要有合格、准确的进厂煤称重计量装置，进厂煤必须经称重计量的轨道衡、汽车衡检斤计量，方可作为入厂煤量计算依据；入炉煤要有合格、准确的入炉煤量称重计量装置。进入锅炉的煤量必须是经过运行正常、计量准确的称重计量装置（如皮带秤、称重给煤机）称重的煤量，方可作为入炉煤量的计算依据。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,2)轨道衡、汽车衡（地磅）必须按规定定期校验，并保持在合格的运行状态下使用，以确保进入电厂煤量的准确性。皮带秤必须有实物校验装置。入炉煤量称重的皮带秤、称重给煤机必须按规定要求定期进行标定、校验，并调整到合格范围内。皮带称校前合格率要达到95%以上，以确保进入

46、锅炉煤量计量准确性。每次效验、调整前后必须做好详细记录。 3)入炉煤热量必须用机械取样。机械取样装置必须经过试用现场标定，并按规定进行定期效验，确保耗用煤热值的代表性和准确性。 4)电厂必须有完善、正确的燃料计量、计算办法及管理制度，严格按正规方法认真做好入厂记账煤量、进入煤场煤量、进入发供电（热）煤耗煤量计算、统计工作，以确保发供电（热）煤耗煤量的准确性。 2、正平衡发电煤耗计算公式 发电标准煤耗率=计算期内发电用标准煤总量计算期内发电量总量（克/千瓦时）,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,3、正平衡供电煤耗计算公式 供电标准煤耗率=计算期内发电用标准煤总量计算期内供电量总量（克/千瓦时）

47、或：供电标准煤耗率=计算期内发电用标准煤总量1-厂用电率（克/千瓦时） 正平衡煤耗计算是以皮带秤、称重给煤机称重计量进入锅炉的煤量为准，以机械取样化验入炉煤热量为依据计算的，为确保正平衡煤耗的稳定、准确，应按照相关规定做好日正平衡煤耗的计算调整和月正平衡煤耗的计算调整。同时，皮带秤应按规定周期定期进行实物效验，保证皮带秤校前误差在规定范围内。 二、反平衡计算煤耗 常用的反平衡煤耗计算方法有三种：一是用电厂效率反求发、供电标准煤耗率，发电用标准煤量及天然实际煤量；二是用汽机效率、锅炉效率直接计算发、供电标准煤耗率，发电用标准煤量及天然实际煤量；三是用锅炉产汽量和锅炉反平衡效率计算发供电煤耗率，发

48、电用标准煤量及天然实际煤量。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,1、用电厂效率计算反平衡煤耗的方法 用电厂效率计算煤耗的方法有两种：一是电厂效率法。即用汽机效率、锅炉效率、管道效率计算电厂效率，再用电厂效率计算全厂发、供电标准煤耗率，计算全厂发电用标准煤量，天然实际煤量。二是单元煤耗法。即用单元机组的汽机效率、锅炉效率、管道效率计算单元电厂效率，再用单元电厂效率计算单元发电煤耗，计算单元发电用标准煤量和天然实际煤量。 1）电厂效率计算公式： （1）单元机组电厂效率=号汽机绝对电效率号锅炉效率电厂管道效率（取98.5%）（%） （2）单元机组全厂（发电电厂）效率=电厂发电量第机组发电量第一台机组

49、发电量单元的电厂效率（%） 2）用电厂效率计算发电标准煤耗率的公式: （1）用单元系统电厂效率计算全厂发电标准煤耗率的公式： 发电标准煤耗率=0.123电厂发电量第号汽轮发电机组的发电量第单元的电厂效率100%；,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,其中0.123=360029271.2,3600为电的热当量=8604.1816 （2）用发电厂全厂效率计算全厂发电标准煤耗率的公式： 发电标准煤耗率=0.123发电厂全厂效率 2、用汽轮机效率、锅炉效率计算全厂全厂发电标准煤耗率（略） 3、用锅炉产汽量和锅炉反平衡效率计算发供电煤耗率（略）。 4、反平衡煤耗计算方法比较 用电厂效率或汽机效率、锅炉效

50、率直接计算反平衡煤耗的方法和用锅炉产出热量、锅炉反平衡效率计算煤耗的方法相比较，有以下特点： 1）用电厂效率计算的煤耗值与汽机效率、锅炉效率、管道效率有直接因果关系； 2）汽机效率、锅炉效率、管道效率与汽轮机、锅炉及热力系统的各项小指标有直接因果关系。如果汽机效率、锅炉效率发生变化，大指标与小组指标因果关系明确，可按照指标体系，分系统查明原因，有针对性的采取措施。在数据分析和管理上可操作性更强，便于日常技术经济指标分析规范化、自动化和经常化，便于指标管理,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,和节能工作的开展。因此建议采用电厂效率计算反平衡煤耗的方法。 第六节 技术经济指标分析 燃煤电厂一台发电机

51、组的主辅设备及其系统的技术经济指标有120项。每个指标都标注着某一设备、某一系统、某一部分经济性能的优劣。供电煤耗率是火电机组运行经济性的主要技术经济指标，是各项技术经济指标和管理工作优劣的综合反映。影响供电煤耗率的因素有发电煤耗率、供电量、燃料的数量和质量指标。影响发电煤耗率的因素有汽机效率、锅炉效率、管道效率。影响汽机效率、锅炉效率、管道效率的因素又有很多各自设备和系统的小指标。影响供电量的因素有发电量、厂用电率（各辅机设备的用电量）。影响厂用电率的因素有给水泵及其系统，制粉系统，送、吸风机及烟风系统，循环水泵及循环水系统等设备的单耗、用电率。供电煤耗率是反映电厂运行经济性的主要指标，也是

52、考核电厂设备状况、检修质量、运行水平、专业管理水平等各项工作优劣的综合指标。,第一章 燃煤电厂技术经济指标体系,各项指标间有着纵横交错、相互影响的内在联系，详见附表1.火力发电厂技术经济指标体系表。在指标管理工作中的首要任务就是通过指标分析，查明各项技术经济指标运行状态及存在的问题，并及时采取措施，予以调整、纠正，以确保各项指标在最佳状态下运行，使供电煤耗率最优。 电煤耗率的影响分析分已结和各项指标的定义、计算予以讲解。主要指标的影响结果见附表4。,附表4 指标变化对供电标准煤耗率的影响,附表4 指标变化对供电标准煤耗率的影响（续）,第二章 燃煤电厂对标管理,引言：自上个世纪60年代初至上世纪

53、末，我国发电企业围绕提高安全文明生产水平和企业管理水平，集中进行了三次企业整顿。 第一次始于1962年，以贯彻工业七十条开展的企业整顿，针对“大跃进”时期企业管理出现的松、散、乱现象开展了以调整为中心，以定计划指标、定人员编制、定责任制、定财务资金、定协作关系为主要内容的企业整顿。整顿党委领导下的厂长负责制，健全了生产指挥系统，建立了以总工程师为首的技术责任制，建立了正常的生产工作秩序。此次整顿中，开展了查设备、定主人、和设备升定级活动，实行设备专责制，加强了设备管理。整顿中重点健全了安全、运行、检修三大规程，加强了金属、化学、绝缘、仪表四项监督，明确了巡回检查必须做到定时间、定地点、定路线、

54、定标准、定项目的五定要求。通过健全规章制度加强了企业基础管理。 第二次是1979年，提出了“调整、改革、整顿、提高”八字方针，拨乱反正，恢复了被“文革”破坏的生产秩序，电力生产建设取得新成绩。,第二章 燃煤电厂对标管理,第三次自1982至1985年进行全面企业整顿，制订了整顿标准,全面扭转了“文革”期间造成的企业管理混乱状况,重点整顿安全生产，完善了经济责任制，加强了劳动组织纪律和领导班子建设，收到明显效果。 安全文明生产达标:1989年4月，当时的能源部针对火力发电厂脏、乱、差和设备安全可靠性低的状况,决定在全国火电厂开展安全文明生产达标工作。达标工作的重点是治理燃煤电厂的脏、乱、差，提高安

55、全文明生产水平和设备可靠性。 1994年，电力部决定在达标工作的基础上，开展创建一流火力发电厂，并下达了“一流发电厂考核标准”。与达标工作相比，创一流突出了技术进步和现代化管理的要求，突出了经济效益，实现了由生产型向生产经营型的转变，一流标准特别强调以下考核要求： 1.考核年度电厂不能发生经营性亏损； 2.有新机投产的电厂，新建机组必须实现达标投产； 3.200MW及以上机组必须实现电除尘，必须具备AGC功能；,第二章 燃煤电厂对标管理,4.建立了以计算机为管理手段的综合信息管理系统。 创一流工作对提高发电厂的安全文明生产水平和经济效益起了极大的推动作用。 在全国相当一部分电厂实现了一流目标后

56、，2000年9月，国家电力公司从创建国际一流企业的战略目标出发，提出了创建国际一流火电厂的要求，制定了创建国际一流火电厂考核标准（试行），并明确国际一流火电厂要在以下六个方面得到充分体现：即一流的设备，一流的技术，一流的管理，一流的效益，一流的人才，一流的服务。2002年山东石横电厂、浙江北仑电厂被国家电力公司命名为国际一流火电厂。 2002年12月29日，国家电力体制改革发生重大变化，成立了华能、华电、国电、大唐、中电投五大发电公司，全国火电厂各归其属。五大发电公司成立后，八仙过海，各显神通，都结合自身特点，开展了不同形式的企业管理工作，其共同之处就是更加注重经济效益。 第一节 基本概念,第

57、二章 燃煤电厂对标管理,一、对标管理的定义 对标管理是将企业的经营、生产、环保、建设、服务等活动及反映这些活动的指标与国内外居领先地位的企业相比较，以获得帮助企业改善经营绩效的信息，学习借鉴“标杆单位”的先进经验，改善自身不足，赶超“标杆企业”的一种良性循环的工作方法，是一个综合性、系统性、持续性的动态评价过程。通过组织体系、指标体系、评价体系、管理控制体系的建立和不断完善，促进企业管理理念的转变和管理方式的创新。在对标管理活动中企业持续不断地将自己的产品、服务及管理实践活动与最强的竞争对手或被公认为行业领袖（标兵）企业的产品、服务及管理实践活动进行对比分析，选择一个或几个学习和借鉴的对象和标

58、准作为赶超目标，这些榜样在生产、经营、管理、服务等方面所取得的业绩就是企业学习和赶超的“标杆”，因此，对标管理又称“标杆管理”。 对标管理的基本理念是以领先企业作为“标杆”和标准，通过资料收集、分析比较、跟踪学习、有效实践等一系列规范化的程序改进绩效，赶超竞争对手，攀登同行业高峰，使企业成为强中之强。,第二章 燃煤电厂对标管理,对标管理内容可概括为两部分：度量标准和最佳实践。度量标准是指能客观真实地反映企业经营管理绩效的一套完整的指标体系及与之相应的基础数据，如实现利润、净资产收益率、资产负债率、供电标准煤耗率、供热标准煤耗率、发电厂用电率、发电单位成本、人员效率等经营、生产指标及生成上述指标

59、的基础数据是发电企业业绩优劣的度量标准；最佳实践是领先企业（“标杆”企业）在经营生产活动中创造最佳指标所推行的行之有效的措施和方法，包括科技投入。 对标管理是改进和提高企业绩效的有效方法，起源于20世纪70年代末美国的施乐公司，目前已成为西方发达国家最重要的管理手段之一、国内企业是20世纪末开始推行对标管理的，1999年广东移动通信公司开展对标管理时，发现自身与世界一流公司相比，在员工职业道德、敬业精神、经营理念、竞争策略、管理方法等方面有着很大差距，于是便针对存在的差距制定发展战略并采取措施促进各方面工作的改善，经过几年持续不断的改进，使企业绩效达到了世界一流移动运营商的水平。,第二章 燃煤电厂对标管理,中国华电集团公司于2004年5月推行对标管理，建立了发电生产和经营指标体系，在所属发电企业全面开展了对标管理，取得了一定效果。国家电网公司于2005年初开始在区域、省电网公司及地市供电企业开展了同业对标，与美国一家公用事业管理服务公司（UMS）合作对110KV及以上输变电系统和设备进行国际对标，并坚持每月进行指标信息统计上报，年终进行信息发布，排定对标管理“标杆单位”，激励省电网公司和供电企业追求卓越，赶超先进，争创一流，取得了显着成效，对标管理已成为国家电网公司系统“三抓