1节能评价指标

1节能评价指标.doc 1 第一部分 火力发电厂节能评价指标

1 火力发电厂节能评价概述

1.1 火力发电厂节能评价的意义

能源是人类生存和发展的重要物质基础。我国人口众多，能源资源相对不足，

人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58.6％、7.69％和7.05％。目前中国正处于工业化、城镇化加快发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消费规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。 对于发电厂来讲，火力发电在我国占绝对主导地位，其中燃煤电厂燃煤消耗量约占全国煤炭产量的 50%左右。目前，我国火力发电厂的能效水平还比较低下，与世界先进水平还有很大距离。有关统计资料表明：2005 年，我国电力工业全国平均供电煤耗为374 h kW g / ，与世界先进水平（1999 年）相差约50 h kW g / ；生产厂用电率为5.95%，与世界先进水平（1999 年）相差约2 个百分点。火力发电厂的能效问题成为影响中国电力工业能效的主要因素。 火力发电厂在竞争日益激烈的市场经济条件下，不仅要考虑产出，也要考虑投入，以尽量少的资源投入和环境代价实现尽可能大的产出，在现阶段和以后要把节能作为增长方式转变的方向，切实做到节约发展、清洁发展、安全发展、可持续发展。 火力发电厂节能，是指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理、符合环境保护要求的措施，以减少发电生产过程中各个环节的损失和浪费，更加合理、有效地利用能源。发电厂能源消耗主要是指煤炭、电力、蒸汽、水、油等。 为加强火力发电厂节能管理，原国家能源部于1991 年 2 月 5 日以能源节能〔1991〕98 号文下发《火力发电厂节约能源规定(试行)》，原国家电力部于1997 年以电安生〔1997〕399 号文下发《电力工业节能技术监督规定》，明确将节能工作纳入技术监督范畴。中国实施电力改革，五大发电集团建立以后，各发电集团也都重视节能管理，出台了各自的节能方面的管理规定，但火力发电厂开展节能工作的差异性很大，目前还没有对火力发电厂开展节能工作进行评价的方法或标准。 火力发电厂节能评价是指按照统一的标准，对火力发电厂的能耗状况、节能管理水平进行科学合理的评价。通过评价，使电厂了解企业的节能状况，发现节能潜力，促进企业节能工作的有效开展。

1.2 火力发电厂节能评价体系的构成

火力发电厂节能评价体系共有三部分组成。第一部分为火力发电厂节能评价

指标，第二部分为火力发电厂节能评价标准，第三部分为火力发电厂节能评价依据说明。 1.2.1 火力发电厂节能评价指标 通过对影响煤耗、水耗、油耗、电耗等指标的主要因素层层分解，确定反映火力发电厂能耗状况的指标。火力发电厂节能评价指标有54 个，其中煤耗及相关指标共42 个，水耗及相关指标6 个、材料消耗指标3 个、能源计量指标 3 个。按相互影响的层面划分，火力发电厂节能评价指标构成如 2 图1-1 所示。 图1-1 火力发电厂节能评价指标构成图 火力发电厂节能评价指标主要介绍了各类指标的定义、计算方法，对影响各指标的因素进行了详细分析，并提出了指标改善措施。

1.2.2 火力发电厂节能评价标准 火力发电厂节能评价标准是依据国家、行

业的相关标准以及现场规程和实践经验等，针对节能指标和节能管理工作进行逐项评价。

火力发电厂节能评价标准的内容共分为9 个部分。

第1 部分为节能管理，主要对节能管理的基础工作进行评价，目的是为了

规范节能管理工作内容；

第 2 至第6 部分为与供电煤耗有关的指标，包括煤、油、电指标，为了便

于现场查评，将其分成了 5 个部分进行评价；

第 7 部分为水耗，主要是影响水耗的各项技术指标。

第8 部分为电厂消耗较大的材料，包括酸碱耗、补氢率、磨煤机钢耗；

第 9 部分为能源计量管理及其相关指标。能源计量是节能管理工作最基础

的工作，能源计量不准会给节能管理带来很大的盲目性，因此将其单独列为一部分进行评价。 节能评价标准总分3000 分。各部分指标所占权重是综合了节能管理方面的重要性以及指标在发电成本中所占的比例确定的。各评价指标的权重分配见下表： 表1－1 节能评价指标权重分配表 节能评价指标 权重 节能评价指标 权重 1 节能管理（100） 3.3% 5.4.2 加热器端差（60） 2 煤耗（145） 4.8%

5.4.3 高加投入率（50） 2.1 供电煤耗（120） 5.4.4 保温效果（15） 2.2 供热煤耗（25） 6 厂用电指标（500） 16.7% 3 节能评价指标 权重 节能评价指标 权重 3 燃料指标（250） 8.3% 6.1 发电厂用电率（45） 3.1 燃油指标：油耗（80） 6.2 锅炉辅机耗电率（230） 3.2 燃煤指标（170） 6.2.1 磨煤机耗电率（60） 3.2.1 入厂煤与入炉煤热值差（145） 6.2.2 送风机耗电率（45） 3.2.2 入炉煤煤质合格率（25） 6.2.3 引风机耗电率（55） 4 锅炉指标（770） 25.7%

6.2.4 排粉机耗电率（35） 4.1 锅炉热效率（465 ） 6.2.5 一次风机耗电率（35）

4.1.1 锅炉热效率指标（110） 6.3 汽机辅机耗电率（115） 4.1.2 排烟温度（60）

6.3.1 循环水泵耗电率（50） 4.1.3 锅炉氧量（60） 6.3.2 凝结水泵耗电率（15）

4.1.4 飞灰可燃物（60） 6.3.3 电动给水泵耗电率（50） 4.1.5 灰渣可燃物。

（30） 6.4 公用系统耗电率（110） 4.1.6 空预器漏风率（60） 6.4.1 除灰除尘耗电率（40） 4.1.7 煤粉细度（50） 6.4.2 输煤耗电率（15） 4.1.8 吹灰器投入率（35） 6.4.3 供水耗电率（20） 4.2 蒸汽参数和减温水（305） 6.4.4 脱硫耗电率（35） 4.2.1 主蒸汽温度（75） 7 水耗（230） 7.7% 4.2.2 再热蒸汽温度（70） 7.1 发电水耗率指标（50） 4.2.3 主蒸汽压力（60） 7.2 全厂复用水率（50） 4.2.4 过热器减温水流量（40） 7.3 锅炉补水率（30） 4.2.5 再热器减温水流量（60） 7.4 循环水浓缩倍率（50） 5 汽机指标（750） 25.0%

7.5 化学自用水率（25） 5.1 热耗率（180） 7.6 灰水比（25） 5.2 蒸汽参数和减温水 8 其它指标：（80） 2.7% 5.3 真空系统（400） 8.1 酸碱耗（30） 5.3.1 凝汽器真空（110） 8.2 补氢率（15） 5.3.2 真空严密性（80） 8.3 磨煤钢耗

（35） 5.3.3 凝汽器端差（90） 9 能源计量（175） 5.8% 5.3.4 凝结水过冷度（20） 9.1 能源计量器具配备率（50） 5.3.5 凝汽器胶球清洗装置投入率（40）

9.2 能源计量器具周期受检率（40） 5.3.6 胶球收球率（60） 9.3 能源计量器具检测率（45） 5.4 回热系统（170） 9.4 能源计量管理（40） 5.4.1 给水温度（45） 分配原则具体如下： (1)大指标间的权重分配（见图1-2 火力发电厂节能评价指标权重分配图） a 节能管理工作内容和能源计量的相关指标，取其权重为5.8%； b 煤炭占发电成本的70%多，因此，与煤耗有关的指标权重为

80.5%。由于在供电煤耗的计算中包含了油耗和厂用电，将这两方面的指标也列

在煤耗中； c 水耗大约占发电成本的3－4%，取其权重为7.7%； 4 d 材料消耗指标中的磨煤钢耗、补氢率、酸碱耗为发电固定成本的一部分，占用火力发电厂大量的维护费用，为加强此方面的管理，取其权重为2.7%。 图1-2 火力发电厂节能评价指标权重分配图 (2)小指标之间的权重分配是按照其对大指标影响的

程度进行分析，扣分的原则也是如此。例如：在与煤耗相关的指标中，锅炉专业、汽机专业的指标分别占总分的25.7%、25%，厂用电占16.7%。 (3)单个指标内的权重分配：考虑到评价指标的重要性以及它在上一级指标中的重要性，取其权重30－50%，与其相关的过程管理方面的工作占50－70%，强调过程管理的重要性。

1.2.3 火力发电厂节能评价依据说明

火力发电厂节能评价依据说明是对评价标准中的评价依据所作的详细说明，

评价依据主要是国家现行标准、行业标准、华电集团现行管理标准办法，主要有： GB/T17167-1997《企业能源计量器具配备和管理导则》 GB/T213－2003《煤的发热量测定方法》 GB/T474-1996《煤样的制备方法》 GB/T475-1996《商品煤样采取方法》 GB10184—1988《电站锅炉性能试验规程》 GB3485－83《评价企业合理用电技术导则》 GB8117-87《电站汽轮机热力性能验收试验规程》 JB/T

8170-1999 《高压加热器技术条件》 《火力发电厂高压加热器运行维护导则》中华人民共和国水利水电部 DL/T 468 一2004《电站锅炉风机选型与使用导则》 DL/T 783－2001《火力发电厂节水导则》 节能评价指标权重分配 3.30% 80.5%

7.7% 2.7% 5.8% 节能管理 与煤耗有关的指标 水耗指标 能源计量 其它指标 5 DL/T461－2004《燃煤电厂电除尘器运行维护导则》 DL/T467-2004《电站磨煤机及制粉系统性能试验》 DL/T478.4-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则 第4 部分：制粉系统》 DL/T520《火力发电厂入厂煤检测试验室技术导则》 DL/T561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》 DL/T581-95《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置》 DL/T607-1996 《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》 DL/T610-1996《300MW 级锅炉运行导则》 DL/T742-2001《冷却塔塑料部件技术条件》

DL/T748.2-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则；第2 部分锅炉本体检修》

DL/T748.8-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则；第8 部分，空气预热器检修》 DL/T776-2001《火力发电厂保温技术条件》 DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》 DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》 DL/T932-2005《凝汽器与真空运行维护导则》 DL/T936-2005《火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则》

《DL/T467-2004 电站磨煤机及制粉系统性能试验》 《DL/T478.5-2001 火力发电厂锅炉机组检修导则 第5 部分：烟风系统检修》 《电力工业节能技术监督规定》（电安生[1997]399 号） 《关于发展热电联产的规定》急计基础[2000]1268 号文 《火电厂节约用水管理办法（试行）》（国电发[2001]476 号） 《火电厂节约用油管理办法（试行）》（国电发[2001]477 号） 《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）》（电安生[1993]457 号） 《火力发电厂钢球式磨煤机制粉系统运行规程》（水利电力出版社1980 年出版） 《火力发电厂高压加热器运行维护导则》 《火力发电厂节约能源规定（试行）》（能源节能[1991]98 号） 《汽轮发电机运行规程》原国家电力公司标准（1999 年版） 《中国华电集团公司燃煤机组检修管理办法（A 版）》 《中国华电集团公司创建优秀发电企业管理办法》中国华电生[2004]837 号文

2 综合指标

2.1 发电煤耗 2.1.1 基本概念 火电厂（或机组）每发 1 h kW 的电能

所消耗的标准煤量，单位 h kW g / 。按国家相关法规规定，火力发电厂要

严格按照机组和全厂实际入炉煤量和入炉煤质分析的低位发热量正平衡计算发、供电煤耗。 6 2.1.1.1 正平衡计算发电煤耗 (1) 计算期标准煤耗量计算 r f rl b B B B 1 ＝ 式 2-1 2 9 2 7 1 q q y y m m rl Q

B Q B Q B B ＝ 式 2-2 式中： b B ――为统计期内机组耗用标准煤量，t ； rl B ――为统计期内入炉标煤总量（包括燃煤、煤油以及其它燃料），t ； f B ――为统计期内入炉计量点后的非生产用燃料折算到标准煤耗量，t ； m B 、 y B 、 q B ――为统计期内入炉燃煤、燃油以及其它燃料用量，t ； m Q 、 y Q 、 q Q ――为统计期内入炉燃煤、燃油以及其它燃料的低位发热量， kg kJ ； r ――为供热机组的供热比（见式2－20），非供热机组为0。 (2) 发电煤耗计算 fd b ＝ 6 10 1 f r b W B 式 2-3 式中： 对于非供热机组 r 为0。 fd b ――为统计期内的发电煤耗， h kW g / ； f W ――为统计期内发电量， h kW 。 2.1.1.2 反平衡计算发电煤耗 fd b ＝ gd gl r H 271 . 29 式 2-4 式中： r H —热耗率， h kW / kJ gl —锅炉热效率， % gd —管道效率， %

2.1.2 影响因素 发电煤耗是反映火电厂能源转化效率的重要指标，其影响

因素主要有机组负荷分配方式、机组运行方式、机组负荷率、锅炉热效率、热耗率、煤炭管理、季节因素和管道效率等。

(1) 机组负荷分配方式 机组负荷分配方式主要是指在电厂总负荷满足电网

需要的前提下、电厂机组间的负荷分配。火电厂的运行机组，由于机组型号不同、投产年限的不同以及运行状态的差异等造成具有不同的煤耗特性，机组间不同的负荷分配方式将对电厂发电煤耗有不同的影响，优化机组间负荷分配达到电厂发电煤耗最低是电厂经济调度的工作目标。 目前，电厂无法实现机组间负荷优化分配的原因如下：①电网因素：电网负荷调度分配本身没有考虑到电厂机组的经济性，负荷直接分配到机组，电厂无法实现机组间负荷优化分配。②电厂本身工作存在差距,部分电厂没有充分考虑机组间的负荷优化分配。

(2) 机组运行方式 7 机组运行方式主要是指机组在电网中的运行特征，即

是带基本负荷还是调峰。同样情况下，带基本负荷的机组发电煤耗优于调峰机组的发电煤耗。

(3) 机组负荷率 机组负荷率是机组发电煤耗的直接影响因素，机组负荷率

降低，锅炉运行效率降低、热耗率增加、厂用电率增加，发电煤耗增加。一般情况下，机组负荷率每变化 10%，发电煤耗将变化 3— 6 h kW g / 。

(4) 锅炉热效率 锅炉热效率 gl ：锅炉有效利用热量占总输入热量的百

分数，单位%。 锅炉热效率有正、反平衡两种计算方法。按《电站锅炉性能试验规程》（GB10184—88）的规定，目前大容量电站锅炉的运行效率一般由反平衡方法来确定。 锅炉热效率对发电煤耗的影响约为1:1 的关系，即锅炉热效率相对变化1%，发电煤耗相对变化约1%。在其它条件不变的情况下，锅炉热效率越

高，机组发电煤耗越低。所以保持并提高锅炉运行效率是降低发电煤耗的关键。

(5) 汽轮机组热耗率 汽轮机组热耗率 r H 主要是指汽轮发电机组每输出 1 h kW 的电能所消耗的热量，单位是 h kW / kJ 。热耗率主要由汽轮发电机组热力系统的能量平衡来计算确定。 汽轮机组热耗率（效率）对发电煤耗的影响是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，热耗率越低、汽轮发电机组效率越高，机组发电煤耗越低。所以保持并提高汽轮发电机组效率同样是降低发电煤耗的关键。 影响汽轮机组热耗率的因素主要有

设备型式（包括设备单机容量、蒸汽初终参数、蒸汽循环方式、冷却循环方式等）、运行调整水平、负荷率、检修维护质量等几个方面。

(6) 煤炭管理 煤炭管理也是影响发电煤耗的直接因素，煤炭管理水平高，煤场出现赢煤，全厂发电煤耗降低；煤炭管理水平有差距，煤场出现亏煤，全厂发电煤耗将升高。

(7) 季节因素 不同季节对机组发电煤耗有不同的影响。夏季由于外部冷却条件的影响，真空（排汽压力）的降低使得机组发电煤耗明显高于春、秋、冬季。

(8) 管道效率 在火电厂中，汽、水在管道中流动总会有摩擦、节流、降压、漏流等能量损失，同时管道不可能做到真正的绝热，存在散热损失，这部分损失一般用管道效率来体现。管道效率为管道有效利用热量与与其供热量之比，即机组汽耗量与锅炉热负荷之比，可以用下式来计算： gd ＝ b Q Q 0 % 100 式 2-5 式中： 0 Q —机组热耗量， h kJ / b Q —锅炉热负荷（或锅炉有效利用热量）， h kJ / 式中所指的管道效率，主要是反映汽轮机与锅炉之间联络管道（主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道）节流损失与散热损失，合理的管道设计与良好的保温状态其管道效率一般取99～99.5%。

2.1.3 降低发电煤耗的主要措施 8

（1） 加强煤炭管理 （a） 加强对煤碳计量器具的计量检定管理（包括燃料分析仪器），未经检定和检定不合格的仪器、设备不得使用。 （b） 对入厂煤的检斤、检质率为100%，减少煤的亏吨亏卡。 （c） 加强煤场管理，做好煤的分层压实、定期测温、烧旧存新，防止煤的自燃、风损、雨损。 （d） 做好煤种的混配掺烧以及煤场盘点工作。

（2） 加强节油管理。改善操作技术，努力减少锅炉启动过程的点火用油和助燃用油。

（3） 加强热力试验管理，及时做出各机组的煤耗特性，并根据机组的煤耗特性做好机组之间的经济调度，优化机组间负荷分配达到电厂发电煤耗最低。

（4） 加强与电网调度部门的联系，减少机组的热备用时间，减少机组的启停次数，尽量保证较高负荷率。

（5） 加强技术监督，做好锅炉、汽机各项技术经济指标监督，以及机组大修前后的热力试验，根据大修前的试验结果制定大修节能降耗技术方案。对影响能耗较大的设备或系统进行必要的技术改造。提高锅炉热效率，降低汽机热耗率。

（6） 做好运行优化调整，在规程规定范围内，尽量提高主蒸汽温度、主蒸汽压力、汽机真空，降低锅炉减温水流量、锅炉排烟氧量以及锅炉排烟温度等技术经济指标。

（7） 做好机组正常运行过程中的设备维护，保证机组的正常运行，最大程度减少机组非计划停运次数。

（8） 重视耗差分析，推行机组性能在线分析系统，使机组始终处于最佳工况运行。

（9） 针对影响煤耗的小指标，积极开展小指标竞赛活动。

2.2 厂用电率

2.2.1 基本概念 厂用电率就是发电厂生产过程中消耗的电量与发电量的比率。按照现行的统计办法，厂用电率有综合厂用电率、发电厂用电率和辅助厂用电率、供热厂用电率之分。

2.2.1.1 发电厂用电率 发电厂用电率是火电厂在发电过程中的自用电量占发电量的百分比，主要由锅炉侧的引风机、送风机、制粉系统（磨煤机、排粉机）、

一次风机，汽轮机侧的电动给水泵、凝结水泵、循环水泵以及除灰系统、输煤系统、供水系统、脱硫系统以及网上购电等用电量组成，约占全厂综合厂用电量的90%左右。 （1）对于纯凝汽机组发电厂用电率为： % 1 0 0 f cy cy W W e 式 2-6 式中： cy e —－发电厂用电率，%； f W —－统计期内发电量， h kW ； cy W —－统计期内发电厂用电量， h kW ；

下列用电量不计入厂用电的计算：

1） 新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电量。 2） 新设备在未正式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） 发电机作调相机运行时耗用的电量。 9 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（不包括厂用变压器）、变波机、调相机等消耗的电量。 7） 修配车间、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。

（2）对于供热机组发电厂用电率为： % W W e f d fcy 100 式 2-7 r kc cy d W W W W 式 2-8 式中： fcy e —－供热机组发电厂用电率，%； d W —－供热机组发电用厂用电量， h kW ； cy W —－统计期内发电厂用电量， h kW ； r W —－供热耗用的厂用电量（计算方法见式2－12）， h kW ； kc W —－统计期内按规定应该扣除的厂用电量， h kW ； 2.2.1.2 辅助厂用电率 辅助厂用电率 fz e 主要是指火电厂生产过程中配电设备（主变、升压站开关与母线等）的损耗以及生产办公所消耗的电量占发电量的百分比。这部分电量消耗相对稳定，负荷率高、发电量高，辅助厂用电率相对降低。

2.2.1.3 综合厂用电率 综合厂用电率是发电量扣除上网电量余下的部分（对于供热机组应考虑扣除供热分摊部分）占发电量的百分比。综合厂用电率是发电厂用电率与辅助厂用电率的和。 对于纯凝机组： % W W W W e f wg sw f zh 100 式 2-9 对于供热机组： % W W W W W e f r sw wg f fzh 100 式 2-10 zh e —－纯凝机组综合厂用电率， h kW ； fzh e —－供热机组综合厂用电率， h kW ； sw W —－上网供电量， h kW ； wg W —－外购电量， h kW ；

2.2.2 影响厂用电率的主要因素 影响厂用电率的因素主要有设备型式（设计效率等）、设备特性与系统匹配情况、运行调整水平、负荷率、检修维护质量等几方面。 （1） 机组负荷分配方式 优化机组间负荷分配达到电厂供电煤耗最低，其中也包含主要辅机运行方式优化、发电厂用电率合理降低等工作内容。

（2） 机组运行方式 机组运行方式是指机组在电网中的运行特征，即是带基本负荷还是调峰。同样情况下，带基本负荷的机组发电厂用电率优于调峰机组的发电厂用电率。 10 随着电网容量的不断发展增大，需要参与电网调峰的机组将会越来越多，调峰机组的运行方式目前有低负荷、两班制两种基本方式，研究调峰机组的运行优化措施、提高调峰机组运行经济性是降低机组发电厂用电率的措施之一。

（3） 机组负荷率 机组负荷率是机组发电厂用电率的直接影响因素，机组负荷率降低，发电厂用电率增加。如300MW 燃煤机组负荷率每变化10%，发电厂用电率约将变化0.3%左右。

（4） 辅机运行特性 辅机运行特性主要由设备运行效率来体现，其影响因素主要有： （a） 辅机设备的设计效率 辅机设备设计效率高，辅机设备有可能获得高的运行效率，则辅机设备耗电率降低；反之，则辅机设备耗电率升高。 （b） 辅机设备的运行效率 辅机设备的运行效率取决于辅机运行特性与系统匹配情

况。泵（或风机）等辅机设备的运行工作点是由辅机设备特性曲线和系统阻力特性曲线（也称外特性曲线）来决定的，工作点处于高效率区，辅机设备的运行经济性高，则辅机设备耗电率降低；反之，辅机设备耗电率升高。 （c） 辅机设备的运行方式 辅机设备的运行方式主要包含辅机设备的运行参数以及对应于机组不同负荷、不同组合方式两个方面的内容。优化辅机设备运行参数，确定机组不同负荷下的最佳辅机组合方式，可以降低辅机设备耗电率。

（5） 入炉煤煤质 入炉煤煤质影响机组发电厂用电率，主要是入炉煤热值降低、灰分增加，单位电负荷的机组燃煤量增加，锅炉引风机、送风机、制粉系统（磨煤机、排粉机）、一次风机耗电率相应增加，机组发电厂用电率增加；同时除灰系统、输煤系统及脱硫系统用电量增加，也影响机组发电厂用电率增加。

（6） 发电机出线至电网之间的电气设备、设施的损耗。这部分属于辅助用电量部分。

（7） 外购电量。有的机组启动过程中，需要从网上购电，这部分电量应计入厂用电消耗。

2.2.3 降低厂用电率的主要措施

(1) 加强对电气系统计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性。

(2) 根据主要辅机的性能指标，保证其工作点处于高效率区内，同时对其运行方式进行优化。 a) 根据机组负荷率对厂用电消耗的影响，做好机组之间负荷分配，从而达到辅机运行方式的优化。 b) 根据季节（循环水温度）变化，优化循环水泵运行方式。目前采用双速的循环水泵较多，可以对循环水泵的运行组合进行优化。 c) 在机组启（停）过程中，合理安排主要辅机启停顺序以及时间。 d) 对中间储仓式制粉系统的排粉机、磨煤机的运行方式进行优化，根据机组负荷的变化，利用绞笼合理调整磨煤机及排粉机的运行台数，降低制粉耗电率。 e) 在保证机组真空的情况下，减少真空泵运行台数。 f) 优化输煤皮带运行方式，减少空载运行时间，降低输煤单耗。

(3) 加强运行调整，减少机组的启停次数，特别是机组非计划停运。

(4) 加大风烟系统漏风治理，减少风机电耗。

(5) 保证入炉煤煤质合格，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统电耗。

(6) 积极应用先进技术对能耗较高的设备进行必要的改造。 11 (a)循环水泵改双速。 (b)对于负荷变化频繁的机组，或负荷调整较多的设备可考虑进行变频改造。

(7) 设备选型过程中，选用技术先进能耗低的设备。

(8) 做好主要辅机的维修，保证较高的工作效率，减少故障率。

(9) 做好生产厂区内的照明优化，使用节能灯具，尽量减少照明灯的数量以及照明时间。

(10) 电气开关室内，除安全照明外，其它照明一律做到人走灯灭，开关位置方便。 2.3 供热厂用电率 2.3.1 基本概念 供热厂用电率是热电厂或凝汽式电厂为对外供热耗用的厂用电量与供热量的比率，单位是 GJ / h kW 。其计算公式为： 供热厂用电率为： % 100 3600 gr r rcy Q W e 式 2-11 cr cr cf cy r r W W W W W ) ( 式 2-12 式中： gr Q ――为机组在统计期内用于供热的热量； rcy e —－供热厂用电率，%； r W —－供热耗用的厂用电量， h kW ； cf W —－纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量， h kW ； cr W —－纯热网用

的厂用电量，如热网泵等只与供热有关的设备用电量， h kW ； r ――为供热机组的供热比（见式2－20），非供热机组为0。 纯发电用电量主要由锅炉的引风机、送风机、制粉系统（磨煤机、排粉机）、一次风机，汽轮机的电动给水泵、凝结水泵、循环水泵以及除灰系统、输煤系统、供水系统、脱硫系统等用电量组成；纯供热用电量是指热网水泵、热网疏水泵、供热站用电量。

2.3.2 影响供热厂用电率的因素

(1) 供热量。供热量越大，供热用厂用电量的分配额越大。

(2) 热网设备的用电量。主是指热网水泵、热网疏水泵、供热站等用电量。

(3) 供热距离。供热管路越长，沿程热量损失越多。

(4) 热网热力损耗。包括热网的泄漏、疏水等损耗。

(5) 热力管道保温。保温差，管道疏放水较多，影响供热电量增加。

2.3.3 降低供热厂用电率的主要措施

（1） 加强对供热系统计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性。

（2） 在满足供热系统正常运行的情况下，优化供热设备的运行方式。

（3） 加强热力管道保温管理，定期巡测，及时更换不合格的保温。

（4） 加强供热系统的维修，减少系统泄漏，使用符合节能标准的热力管道疏水阀。

2.4 供电煤耗

2.4.1 基本概念 供电煤耗：火电厂（或机组）每向电网（用户）提供 1 h kW 的电能所消耗的标准煤量，单位 h kW g / 。按国家相关法规规定，供电煤耗的计算要严格按照机组和全厂实际入炉煤量和入炉煤质分析的低位发热量正平衡方法计算。 12 按目前的统计管理办法，火电厂供电煤耗有供电煤耗（也称计划口径供电煤耗）和综合供电煤耗之分。 供电煤耗：统计期内电厂（或机组）消耗标准煤量与供电量的比值，单位 h kW g / 。 供电煤耗用下式来计算 % 100 1 gd r b gd W B b ＝ 式 2-13 对于纯凝机组： ) (1 cy f cy f gd e W W W W － ＝ cy fd gd e b b 1 ＝ 式 2-14 对于供热机组： ) (1 fcy f d f gd e W W W W － ＝ fcy fd gd e b b 1 ＝ 式 2-15 式中： gd b ――为统计期内的供电煤耗， h kW g / ； 综合供电煤耗：统计期内，电厂（或机组）消耗标准煤量与上网电量（发电量扣除综合厂用电量）的比值，单位 h kW g / 。 综合供电煤耗 zh b 用下式来计算： 对于纯凝机组： zh fd zh e b b 1 ＝ 式 2-16 对于供热机组： fzh fd zh e b b 1 ＝ 式 2-17 2.4.2 影响供电煤耗的因素 供电煤耗是反映火电厂能源转化效率的综合指标，是火电厂生产经营情况的综合体现。供电煤耗可由发电煤耗与厂用电率计算得出，因此，其影响因素包括影响发电煤耗以及厂用电率的所有因素。

2.4.3 降低供电煤耗的主要措施 同其影响因素一样，降低供电煤耗的措施包括降低发电煤耗以及厂用电率的所有措施。

2.5 供热煤耗

2.5.1 基本概念 供热煤耗 gr b ：热电厂每供出1GJ 的热量所消耗的标准煤量，单位 GJ kg / 。

2.5.1.1 发电、供热总的耗热量计算 z Q ＝ ss ss ch rh ch fw fw ms ms i G i i G i G i G zg rs rh rs Q i i G 6 10 ) ( 式 2-18 式中： z Q —为汽轮发电机组发电、供热总的耗热量，GJ ms G , ms i —分别为进入汽轮机的主蒸汽流量，主蒸汽焓；

h kg / ， kg / kJ 13 fw fw i G , —分别为锅炉主给水流量，主给水焓； h / kg ， kg / kJ rh G , rh i —分别为汽轮发电机组再热蒸汽流量，再热蒸汽焓； h / kg ， kg / kJ ch G , ch i —分别为汽轮发电机组高压缸排汽流量，排汽焓； h / kg ， kg / kJ ss G , ss i —分别为锅炉过热器减温水流量，减温水焓； h / kg ， kg / kJ rs G , rs i —分别为锅炉再热器减温水流量，减温水焓； h / kg ， kg / kJ zg Q —为进入汽轮机前锅炉主汽管道直接供热用的耗热量，GJ

2.5.1.2 供热用耗热量计算 gr Q ＝ hs hs zg rsh rsh wg wg i G Q i G i G 6 10 187 . 4 bs hs rsh wg t G G G 式 2-19 r ＝ z gr Q Q 式 2-20 式中： gr Q —为机组供热用热量，GJ ； wg G , wg i —分别为汽轮机抽汽对外供热（汽）流量，供汽焓， h kg / ， kg kJ / ； rsh G , rsh i —分别为汽轮机对外供热水流量，供热水焓， h kg / ， kg kJ / ； hs G , hs i —分别为对外供热回水流量，回水焓， h kg / ， kg kJ / ； bs t —为汽轮发电机组补水温度，℃； r －为供热比。 2.5.1.3 发电用耗热量计算 gr z fd Q Q Q 式 2-21 2.5.1.4 供热煤耗计算 (1) 供热煤耗量: r ff rl r B B B 式 2-22 式中： r B ―为供热用标准煤耗量，t ； rl B ―为入炉标准煤耗量，t ； ff B ―为入炉计量点后未用作发电供热的标准煤耗量，t ； (2) 供热煤耗计算 gr b ＝ 3 10 gr r Q B 式 2-23

2.5.2 影响供热煤耗的因素

（1） 供热参数。抽汽供热蒸汽的能级越低，热损失将越低。

（2） 供汽管道保温。保温不完善将增加热损失。

（3） 管道疏水。疏水增加，热量损失增加。

（4） 供热距离。供热管道越长，沿程热量损失越多。 14

（5） 不同供热机组间抽汽量的分配。

（6） 供热管道保温。供热管道保温差，其散热损失增加。

2.5.3 降低供热煤耗的主要措施

（1） 加强对供热系统计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性。

（2） 在满足供热系统正常运行的情况下，优化供热设备的运行方式。

（3） 根据供热需求以及供热机组的发电量情况，做好机组间热量与发电量的合理分配。

（4） 加强热力管道保温管理，定期巡测，对不合格的保温进行及时更换。

（5） 加强供热系统的维修，减少系统泄漏，使用符合节能标准的热力管道疏水阀。

（6） 尽量采用较低能级的抽汽供热。减少高温高压蒸汽减温减压造成的换热损失。

2.6 发电水耗率

2.6.1 基本概念 发电水耗率是指单位发电量所消耗的新鲜水量，单位为 h kW / kg 。火电厂在生产过程中需要消耗一定量的水，用于化学补给水，循环冷却用水的补充水及其它工艺用水等。 f sx sf W D d 式 2-24 式中： sf d —发电水耗率， h kW kg / ； sx D —统计期内全厂实际耗水量（即全厂实际从水源总取水量，不包括厂外生活区耗水量），kg ； f W —统计期内全厂实际总发电量， h kW 。

2.6.2 影响发电水耗率的因素

（1） 机组负荷率。机组负荷率高，发电量高，则发电水耗率相对降低。

（2） 循环水浓缩倍率 对于闭式循环冷却水系统，循环水浓缩倍率是影响发电水耗率的主要因素。循环水浓缩倍率高，循环水系统排污量减少，则发电水耗率降低；反之，发电水耗率升高。

（3） 灰渣系统形式与运行方式 除灰系统为干除灰方式、除渣系统为闭式循环方式，则发电水耗率降低；除灰方式为湿式除灰、除渣系统为开式水力除渣，则灰、渣系统需要连续不断地补水，则发电水耗率升高。

（4） 污水处理回用 厂区生产、生活污水处理回用到生产系统，则新鲜水量消耗减少，发电水耗率降低。

（5） 供水管网严密性 供水管网定期查漏、消漏，管网泄漏量少，则发电水耗率降低。

（6） 供水计量准确性。计量不准确，会给计算带来很大的盲目性。

2.6.3 降低发电水耗的措施

（1） 加强对供水用水系统计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性；

（2） 供用水系统发生较大变化时，必须进行水平衡试验，以制定合理的用水、节水方案。加大全厂复用水率，减少溢流水、外排水；

（3） 做好水的分级利用，增加水的串用次数，做到一水多用；

（4） 根据机组负荷情况做好供水系统的经济调度；

（5） 在试验的前提下，提高循环水浓缩倍率； 15

（6） 优化灰渣系统形式与运行方式。对于灰浆外排的电厂，应尽量减少外排灰浆，并提高灰水比。对于新上电厂优先选用干除灰系统，并加大炉渣的综合利用；

（7） 加大污水处理回用利用；

（8） 对供水、供热管网定期查漏、消漏。

2.7 入厂煤与入炉煤热值差

2.7.1 基本概念 入厂煤与入炉煤热值差是指统计期内，入厂煤与入炉煤收到基低位发热量的差值。 入厂煤与入炉煤热值差是火电厂燃料管理工作的一项重要指标。通过入厂煤与入炉煤热值差分析，不仅可以了解煤炭在煤场存储时的热损失情况，还可检验入炉及入厂采样、制样、化验等工作质量。减少入厂煤与入炉煤热值差是燃料工作的主要任务之一。按《中国华电集团公司创建优秀发电企业管理办法》中规定，入厂煤与入炉煤热值差应控制在502 g / J 之内。

2.7.2 影响入厂煤与入炉煤热值差的因素

(1) 热值测定 对于入厂煤来说，如果燃料测定热值高于实际热值，则热值差增大，反之，热值差则减少。对于入炉煤，如果入炉煤测定热值高于实际热值，热值差减少，反之，热值差则增大。

(2) 入厂煤管理因素 (a) 规范入厂煤采、制、化工作，保证入厂煤验收煤质的真实性和可靠性，防止入厂煤低位发热量“虚增”； (b) 加强煤质检验。在电煤供应中，存在掺矸使假、以次充好现象，如果不能及时检验出来，会造成煤炭热值虚增，从而加大入厂、入炉热值差；