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火电厂技术经济指标管理及节能发电分公司经营部LOGO目的和意义火电厂技术经济指标管理改进机组经济性的措施节能管理1LOGO目的和意义：1、采用技术措施或手段，对影响电厂经济效益的重要性能参数和指标进行监测、检查、分析、评价和调整，对发电设备的效率、能耗指标进行监督，做到合理优化用能，降低资源消耗。它涉及企业耗能设备及系统的规划、设计、安装、调试、运行、检修和技术改造等诸环节，目的是使电厂原煤、电、油、汽、水等消耗指标达到最佳水平。2、决定机组运行经济性及供电煤耗的基础是影响燃料质量、数量指标、厂用电率、锅炉效率、汽机效率和管道效率的各项小指标。2LOGO3、技术经济指标管理，就是将供电煤耗目标值分解落实到各项小指标，逐级分解到班组，并从时间上分解到季度、月度计划指标，确保各部门、班组明确全年指标任务。目的是以小指标的全面完成，来确保全年全厂供电煤耗的完成。3LOGO火电厂技术经济指标管理第一章主要技术经济指标4LOGO一、综合指标（一）发电标煤耗1、基本概念：火电厂每发1kw.h的电所消耗的标准煤量，单位为g/kW.h。1）标准煤：能源的种类很多，所含的热量也各不相同，为了便于相互对比和在总量上进行研究，我国把每公斤含热7000千卡(它与焦耳的关系为：1卡20℃=4.1868J，相当于29271千焦）的煤定为标准煤，也称标煤。5LOGO2）煤的低位发热量Q低：单位质量的燃料在完全燃烧时所发出的热量称为燃料的发热量，高位发热量是指1Kg燃料完全燃烧时放出的全部热量，包括烟气中水蒸汽凝结成水所放出的汽化潜热。从燃料的高位发热量中扣除烟气中水蒸汽的汽化潜热时，称燃料的低位发热量，常用于设计计算。3）原煤与标煤的转换：标煤量=（原煤量*原煤的低位发热量）/292716LOGO2、计算公式：发电标煤耗=统计期间发电耗标煤量/统计期内发电量（二）厂用电率1、基本概念：发电厂生产过程中消耗的电量与发电量的比率，单位为%。包括发电厂用电率、综合厂用电率。1）发电厂用电率：火电厂在发电过程中的自用电量占发电量的百分比，自用电量主要是各转机的用电量。7LOGO一般来说这些不能计入:①新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力消耗量。②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量。④发电机作调相运行时耗用的电量。⑤厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量。⑥输配电用的升、降压变压器(不包括厂用电变压器)、变波机、调相机等消耗的电量。⑦修配车间、车库、副业、综合利用及非生产用(食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、8LOGO服务公司和办公室等)的电量。2）综合厂用电率：综合厂用电量与发电量的比率。其中综合厂用电量包括厂用电量和主变等损耗。2、计算公式：1）发电厂用电率=统计期内发电厂用电量/统计期内发电量2）综合厂用电率=（统计期内发电量-供电量)/统计期内发电量=统计期内综合厂用电量/统计期内发电量9LOGO（三）供电煤耗1、基本概念：火电厂向用户每提供1kW.h的电能所消耗的标准煤量，单位为g/kW.h。供电煤耗代表了一个火力发电厂的设备、系统的健康水平、检修维护的工艺水平，运行管理的优化精细水平和燃料管理水平高低的综合性技术经济指标。2、计算方法：按目前统计方法有供电煤耗和综合供电煤耗之分。1）供电煤耗=统计期内电厂消耗的标准煤量/供电量10LOGO2）综合供电煤耗=统计期内电厂消耗的标准煤量/（发电量-综合厂用电量）（四）综合发电水耗1、基本概念：火力发电厂单位发电量需要的新鲜水量，不含重复用水。单位为kg/kW.h。2、计算公式：综合发电水耗=统计期内用新鲜水量/统计期内发电量（五）利用小时11LOGO1、基本概念：指发电量与发电设备容量的比率，反映了发电设备利用时间水平的指标，单位为h。2、计算公式：利用小时=（小时）统计期发电量/发电设备总容量（六）单位发电油耗1、基本概念：发电厂每生产1亿kW.h电能所消耗的燃油量，单位t/亿kW.h。2、计算公式：单位发电油耗=统计期耗油量/统计期发电量12LOGO二、其他指标：一般将综合指标定为一级指标，其他指标都是直接或间接影响综合指标的各项指标。如锅炉专业指标、汽机专业指标、燃料、灰水、化学专业指标等。（一）锅炉专业指标：1、锅炉效率：是反映锅炉运行经济性的一项综合指标。直接影响锅炉热效率的指标有：排烟温度，氧量，进风温度，预热器漏风，制粉系统漏风，飞灰可燃物，炉渣可燃物，吹灰器投入率，入炉煤质，13LOGO煤粉细度，燃油量，散热损失等。2、锅炉蒸汽参数：主蒸汽压力、温度，再热蒸汽压力、温度，过热器减温水流量，再热器减温水流量。3、锅炉辅机耗电率：磨煤机、密封风机、引风机、送风机、一次风机等耗电率。磨煤机（或其他转机）的耗电率=统计期内本炉磨煤机（或其他转机）耗电量/统计期内本机组发电量×100%14LOGO（二）汽机专业指标1、汽轮机组热耗率（或热效率）：反映汽轮机组性能的重要指标。直接影响汽轮机热效率的指标有：主蒸汽、再热蒸汽参数，高、中、低压缸效率，排汽温度，凝结水系统真空度，真空严密性，加热器端差，给水温度，高加投入率等。2、辅机电耗：闭式水泵、真空泵、辅机冷却水泵、凝结水泵、给水泵、空冷风机等电耗。3、其他指标：保温效果、补氢率。15LOGO4、重要小指标名词定义1）真空：指在给定容器内低于当地大气压力的气体状态。2）背压：汽轮机排汽的绝对压力。3）真空值：排汽装置（凝汽器）内部的绝对压力与外界大气压力的差值，叫真空值。4）真空度：因为大气压力随时间和地点的不同而变化，因此用真空值并不能准确地反映空冷（凝汽器）运行情况，而且也不便于不同电厂之间的比较，所以一般用真空度表示空冷（凝汽器）真空情16LOGO况的好坏。提高真空度的目的在于降低排汽压力，排汽压力越低绝热焓降愈大，汽轮机热效率越高，但有限度，达到极限真空为止。超过极限真空，反而不经济。真空度＝真空表读数/当地大气压力×100%5）端差：排汽温度℃与循环水出口温度℃之差。端差越大，排汽压力与排汽温度大，真空变差。6）给水端差：又称高加上端差，也称传热端差，是指高压加热器进口蒸汽压力下的饱和温度与出口给水温度之差。17LOGO7）疏水端差：又称高加下端差，是指离开高压加热器汽侧的疏水温度与进入水侧的给水温度之差。8）过冷度：凝结水温度℃与排汽压力下的饱和温度（排汽温度）℃之差。正常运行中，凝结水过冷度不超过0.5---2℃等。过冷度大，系统热经济性下降。（三）燃料、灰水、化学专业指标1、汽水损失率：热力循环系统中，由于阀门泄漏、管道泄漏、疏水等的汽水损失（不包括正常排污、锅炉吹灰、供热的不回收部分）占锅炉蒸发量18LOGO的百分数。2、锅炉补水率：机组凝结水补水量与锅炉蒸发量百分比，主要用于补充因排污、蒸汽吹灰自用蒸汽，热力系统泄漏等造成的汽水损失。3、循环水浓缩倍率：循环冷却水中含盐量与补充水中含盐量的比值。4、化学自用水率：化学制水车间水处理设备本身所消耗的水量与化学取水量的百分比。5、全厂复用水率：统计期内生产过程中的重复利用水量（包括循环用水、回用水、串用水）与总19LOGO用水量的百分比。6、酸碱耗：制水过程中，在离子交换中再生阴阳树脂需耗的酸和碱的耗量。7、入炉煤质合格率：入炉煤各项指标都合格的煤为合格煤，入炉合格煤量与入炉煤总量的百分比。8、公用系统耗电率指标：输煤耗电率、供水耗电率、除灰除尘耗电率、脱硫耗电率。（四）可靠性指标1、运行小时：设备处于运行状态的小时数。20LOGO2、备用小时：设备处于停运备用的小时数。3、计划停运小时：设备处于计划停运状态的小时数。4、非计划停运小时：设备处于非计划停运状态的小时数。5、统计时期小时数：设备处于统计状态的日历小时数。6、可用小时：设备处于可用状态的小时数。可用小时=运行小时+备用小时7、可用系数%=可用小时/统计期间小时21LOGO8、等效可用系数=（可用小时-降低出力等效停运小时）/统计期间的小时9、强迫停运率=强迫停运小时/(强迫停运小时+运行小时）10、平均连续可用小时=可用小时/（计划停运次数+非计划停运次数）11、平均无故障运行小时=运行小时/非计划停运次数12、启动可靠度=启动成功次数/（启动成功次数+启动失败次数）*100%22LOGO13、平均启动间隔时间=运行小时/启动成功次数14、辅助设备故障平均修复时间=累计修复时间/非计划停运时间15、辅助设备故障率=8760/平均无故障运行小时（次/a)8760指的是一年365天共8760小时。16、辅助设备修复率=8760/故障平均修复时间（次/a)23LOGO第二章节能降耗影响因素24LOGO300MW机组各项指标影响机组经济运行参考序号指标项目影响因素影响结果1发电标煤耗机组负荷分配方式机组运行方式机组负荷率每变化10%，煤耗变化3-6g/kW.h锅炉热效率每变化1%，煤耗变化1%汽轮机组热耗率每变化1%，煤耗变化1%煤炭管理季节因素管道效率25LOGO2供电标煤耗影响供电煤耗各项运行参数影响结果1）主汽压力每上升1MPa，煤耗下降1.65g/kW.h；每下降1MPa，煤耗上升1.89g/kW.h2）主汽温度每上升10℃，煤耗下降1.14g/kW.h；每下降10℃，煤耗上升1.26g/kW.h3）再热汽温度每上升10℃，煤耗下降0.91g/kW.h；每下降10℃，煤耗上升0.99g/kW.h4）再热器压力损失每上升1%，煤耗上升0.32g/kW.h，每下降1%，煤耗下降0.28g/kW.h5）真空每下降1kPa，煤耗升高2.6g/kW.h26LOGO2供电标煤耗6）主汽管道泄漏变化1t/h，煤耗升高0.35g/kW.h7）再热冷段泄漏变化1t/h，煤耗升高0.25g/kW.h8）再热热段泄漏变化1t/h，煤耗升高0.32g/kW.h9）给水管道泄漏变化10t/h，煤耗升高0.28g/kW.h(最后高加出口)10）低辅汽源厂用汽耗量变化10t/h，影响煤耗1.68g/kW.h11）高辅汽源厂用汽耗量变化10t/h，影响煤耗2.1g/kW.h12）冷段汽源厂用汽耗量变化10t/h，影响煤耗2.5g/kW.h13）凝结水过冷度升高1℃，影响煤耗升高0.04g/kW.h27LOGO2供电标煤耗14）给水温度下降10℃，影响煤耗升高0.71g/kW.h15）#3高加上端差每上升10℃，影响煤耗升高0.71g/kW.h16）#2高加上端差每上升10℃，影响煤耗升高0.55g/kW.h17）#1高加上端差每上升10℃，影响煤耗升高0.19g/kW.h18）#1高加抽汽压力损失变化0.1MPa，影响煤耗0.07g/kW.h(额定工况附近)19）#2高加抽汽压力损失变化0.1MPa，影响煤耗0.08g/kW.h(额定工况附近)20）#3高加抽汽压力损失变化0.1MPa，影响煤耗0.047g/kW.h(额定工况附近)21）#1加热器及管道散热损失变化1%，影响煤耗0.22g/kW.h(额定工况附近)22）#2加热器及管道散热损失变化1%，影响煤耗0.18g/kW.h(额定工况附近)28LOGO2供电标煤耗23）#3加热器及管道散热损失变化1%，影响煤耗0.13g/kW.h(额定工况附近)24）#1高加→#2高加水位低串汽10t/h，影响煤耗0.52g/kW.h25）#2高加→#3高加水位低串汽10t/h，影响煤耗0.49g/kW.h26）#1高加→除氧器水位低串汽10t/h，影响煤耗0.62g/kW.h27）#1高加切除功率变化15.9MW，影响煤耗2.35g/kW.h28）#2高加切除功率变化24.6MW，影响煤耗5.39g/kW.h29）#3高加切除功率变化8.59MW，影响煤耗2.90g/kW.h29LOGO2供电标煤耗30）定排泄漏量10t/h，影响煤耗升高1.59g/kW.h31）连排泄漏量（连排扩容器投入）10t/h，影响煤耗0.44g/kW.h32）连排泄漏量（连排扩容器不投）10t/h，影响煤耗1.62g/kW.h33）主汽减温水每增加1%，影响