机组耗差分析表
端差能损分析计算表
0.1109 9.7 2.3
0.1250 9.9 2.4
0.1269 8.6 2.1
0.1099 8.8 2.1
0.1119 8.0 1.9
0.1068 7.5 1.8
0.0984 7.3 1.7
0.0999
下端差每变化10℃对热耗的影响量
机组类型 水蒸汽性质 单位 1号高加下端差
0.1160 10.9 2.6
0.1405 10.9 2.6
0.1395 9.5 2.3
0.1207 9.4 2.3
0.1199 7.4 1.8
0.0993 8.4 2.0
0.1113 8.2 1.9
0.1119
3号高加下端差 -
2.9 0.7 0.0371 2.9 0.7 0.0368 3.3 0.8 0.0422 3.3 0.8 0.0426 3.2 0.8 0.0403 3.2 0.8 0.0407 3.1 0.7 0.0418 2.8 0.7 0.0364 2.9 0.7 0.0399
0.9
600MW 高中压分缸
上汽
IFC1967 IAPWS1997
kcal/kW.h %
kJ/kW.h kcal/kW.h
0.2 0.0112
0.9 0.2
%
0.0114
kJ/kW.h
0.7
600MW 高中压合缸
哈汽
IFC1967 IAPWS1997
kcal/kW.h %
kJ/kW.h kcal/kW.h
kJ/kW.h
18.6
合缸超临界 IAPWS1997 kcal/kW.h
4.4
哈汽-三菱
%
0.2450
SIS耗差分析要求
耗差分析要求
1、耗差分析要求：
在设计机组耗差分析功能时，区分可控耗差和不可控耗差两部分。
其中可控耗差有：主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热器温度、排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、厂用电率、凝汽器真空、最终给水温度、各加热器端差、过热器减温水流量、再热器减温水流量；
不可控耗差有：再热器压损、燃料发热量、高压缸效率、中压缸效率、机组补水率、凝结水过冷度。
并且能生产耗差分析棒图和饼图
耗差分析棒图见下图1示意，耗差分析饼图见下图2示意：
图1 耗差分析棒图
图2 耗差分析饼图
2、耗差分析报表
在报表中提供
耗差分析报表可以对相关参数的耗差按值统计平均值。
耗差分析系统计算公式模型
耗差分析系统计算公式模型锅炉模型注：红色为需要采集的实时测点蓝色为人工输入的点黑色为中间变量第一部分锅炉效率1.1过量空气系数排烟氧量过量空气系数＝21 / （21 －排烟氧量）1.2 基本系数低位发热量（通常没有此测点，需要人工输入）K1，K2，K3，K4：计算锅炉效率系数K1 = 0.0576 + 0.02337 * 低位发热量/ 1000K2 = 0.699 + 0.303 * 低位发热量/ 1000K3 = 0.9081 – 0.0163 * 低位发热量/ 1000K4 = -0.0139 + 0.0089 * 低位发热量/ 10001.3 排烟比热排烟温度排烟比热= 0.9657 + 0.0005 * 排烟温度– 0.000001 * 排烟温度* 排烟温度1.4 排烟热损失排烟比热过量空气系数排烟温度冷空气温度（送风机入口空气温度）低位发热量K1，K2，K3，K4：计算锅炉效率系数干烟气热损失= 排烟比热/ 低位发热量* (系数k1 + 系数k2 * 过量空气系数) * ( 排烟温度–冷空气温度) * 100水分热损失= 1.88 / 低位发热量* ( 系数k3 + 0.01 * (系数k4 +系数k2 * 过来空气系数)) * ( 排烟温度–冷空气温度) * 100 排烟热损失= 干烟气热损失+ 水分热损失1.5 化学不完全燃烧损失排烟热损失（定值，根据每个厂情况确定）Q3_b = 0.51．6 机械不完全燃烧损失Qdw：低位发热量Ay：灰分Cfh：飞灰含碳量Clz：炉渣含碳量机械不完全燃烧损失= 33730 / 低位发热量* 灰分* ( 0.9 * 飞灰含碳量/ (100 –飞灰含碳量) + 0.1 * 炉渣含碳量/ ( 100 –炉渣含碳量) )1.7 散热损失额定工况主蒸汽流量Exp：自然指数主蒸汽流量散热损失= 5.82 * 额定主汽流量* Exp (0.62) / 主蒸汽流量1.8 其他热损失Q6_b：其他热损失（定值，根据每个厂情况确定）Q6_b = 0.331．9 锅炉效率Eta_b：锅炉效率Q2_b：排烟热损失Q3_b：化学未完全燃烧损失Q4_b：机械不完全燃烧损失Q5_b：散热损失Q6_b：其他热损失Eta_b = 100 – Q2_b – Q3_b – Q4_b – Q5_b – Q6_b第二部分锅炉耗差指标2.1 排烟耗差能损Tpy_b：排烟温度基准值Tpy_el_K：排烟温度耗差偏差因子Tpy：排烟温度Tlk：冷空气温度Qdw：低位发热量K1，K2，K3，K4：系数Alpha_py：过量空气系数Tpy_el：排烟温度耗差Eta_b：锅炉效率b_cp_g：供电煤耗率A．基准值Tpy_b 拟和成主蒸汽流量的函数B．耗差Tpy_el = Tpy_el_K * ( Tpy – Tpy_b ) / Eta_b * b_cp_g 2.2 排烟氧量能损O2_b：排烟氧量基准值O2_el_K：排烟氧量耗差偏差因子Tpy：排烟温度Tlk：冷空气温度Qdw：低位发热量Alpha_py：过量空气系数Cpg：排烟比热O2：排烟氧量O2_el：排烟氧量耗差Eta_b：锅炉效率b_cp_g：供电煤耗率A．基准值O2_b 拟和成主蒸汽流量的函数B．耗差O2_el = O2_el_K * ( O2 – O2_b) / Eta_b * b_cp_g 2.3 飞灰含碳能损Cfh_b：飞灰含碳基准值Cfh_el_K：飞灰耗差偏差因子Qdw：低位发热量Ay：灰分Cfh：飞灰含碳量Cfh_el：飞灰含碳量能损Eta_b：锅炉效率b_cp_g：供电煤耗率A．Cfh_b定值B．耗差Cfh_el = Cfh_el_K * ( Cfh – Cfh_b ) / Eta_b * b_cp_g 2.4 燃料热值能损Qdw_el_K：低位发热量耗差偏差因子Cpg：排烟比热Tpy：排烟温度Tlk：冷空气温度Qdw：低位发热量Qdw_el_b：低位发热量基准值Alpha_py：过量空气系数Q4_b：机械未完全热损失Qdw_el：低位发热量耗差Eta_b：锅炉效率b_cp_g：供电煤耗率A．基准值：设计值B．耗差Qdw_el = Qdw_el_K * (Qdw – Qdw_el_b) / Eta_b * b_cp_g 2.5 灰分能损Ay_el_K：灰分耗差偏差因子Q4_b：机械未完全燃烧损失Ay：灰分Ay_el：灰分耗差Ay_el_b：灰分基准值Eta_b：锅炉效率b_cp_g：供电煤耗率A．基准值：设计值B．耗差Ay_el = Ay_el_K * (Ay – Ay_el_b) / Eta_b * b_cp_g 2.6 水分能损Wy_el_K：水分耗差偏差因子Qdw：低位发热量Tpy：排烟温度Tlk：冷空气温度Wy_el_b：灰分基准值Eta_b：锅炉效率b_cp_g：供电煤耗率A．基准值：设计值B．耗差Wy_el = Wy_el_K * (Wy – Wy_el_b) / Eta_b * b_cp_g 2.7 冷空气温度能损Tlk：冷空气温度耗差Tpy：排烟温度耗差Tlk_el = - Tpy_el汽轮机侧指标计算模型注：红色为需要采集的实时测点黑色为中间变量第一部分汽轮机基本指标1．1高压缸效率P0_t：机侧主蒸汽压力T0_t：机侧主蒸汽温度h0_t：机侧主蒸汽焓Pgp：高压缸排汽压力Tgp：高排汽温度Hgp：高排汽焓Eta_H：高压缸效率高压缸理想焓降DeltaH_H_t = hht ( P0_t, T0_t, Pgp)高压缸实际焓降DeltaH_H = h0_t – hgpEta_H = DeltaH_H / DeltaH_H_t1．2中压缸效率Prh：再热蒸汽压力（机侧）Trh：再热蒸汽温度（机侧）hrh：再热蒸汽焓Pzp：中压缸排汽压力Tzp：中压缸排汽温度hzp：中压缸排汽焓Eta_M：中压缸效率中压缸理想焓降DeltaH_M_t = hht ( Prh, Trh, Pzp) 中压缸实际焓降DeltaH_M = hrh – hzpEta_M = DeltaH_M / DeltaH_M_t第二部分加热器基本指标2．1 加热器上端差（出水端差）Ts_j：第j级抽汽加热器内饱和温度Tw_j：第j级抽汽加热器出水温度Ps_j：第j级抽汽加热器抽汽压力ts：根据抽汽压力求饱和温度的函数Theta_j：出水端差加热器内饱和水温度Ts_j = ts ( Ps_j)Theta_j = Ts_j – Tw_j第三部分凝汽器基本指标3．1 凝汽器端差Pc：凝汽器真空Ts_c：凝汽器饱和温度Theta_c：凝汽器端差Txh_out：循环水出水温度ts：求饱和温度的函数凝汽器压力对应的饱和蒸汽温度Ts_c = ts ( Pc ) 端差ThetaT_c = Ts_c – Txh_out3．2 循环水温升DeltaT_c：循环水温升Txh_out：循环水出水温度Txh_in：循环水入水温度DeltaT_c = Txh_out – Txh_in3．3 热井水过冷度DeltaT_gl：过冷度Ts_c：凝汽器饱和温度Trj：热井水温DeltaT_gl = Ts_c – Trj第四部分机组指标4．1 机组热耗Drh：再热蒸汽流量D0：主蒸汽流量D1：＃1抽流量D2：＃2抽流量Drh = D0 – D1 – D2D0：主蒸汽流量h0 ：主蒸汽焓（机侧）hfw：给水焓Drh：再热流量hrh：再热蒸汽焓（机侧）hgp：高压缸排汽焓（冷再热蒸汽焓）Dgrjw：过热减温水流量Pgrjw：过热减温水压力Tgrjw：过热减温水温度Pzrjw：再热减温水压力Tzrjw：再热减温水温度hgrjw：过热、再热减温水焓hzrjw：过热、再热减温水焓Dzrjw：再热减温水流量Dpw:排污流量Hqb：汽包水焓汽轮机热耗Q0 = Dfw * ( h0 – hfw ) + Drh * ( hrh – h2 ) + Dgrjw * ( h0 – hgrjw ) + Dzrjw * (hrh – hzrjw) – Dpw(hqb – hfw)/ 1000 GJ/h发电热耗：Qfd = Q0－QcnEta_b：锅炉效率Eta_g：管道效率机组热耗Qcp = Q0 / ( Eta_b * Eta_g )4．2 汽轮机发电机组效率Pel：有功功率Q0: 全厂热耗汽轮发电机组效率Eta_t = 3.6 * Pel / Q04．3发电热效率Eta_b：锅炉效率Eta_p：管道效率Eta_t：汽轮机效率Eta_m：机械效率Eta_g：发电机效率Eta_i = Eta_b * Eta_p * Eta_t4．4 发电煤耗率Eta_i：全厂热效率b_cp_f = 0.123 / Eta_i4．5 发电厂用电率Rho：厂用电率Pcy：厂用电变压器功率Pel：有功功率Rho = Pcy / Pel * （Qfd / Qcp）4．6 供电煤耗率b_cp_f：发电煤耗率Rho：厂用电率b_cp_g：供电煤耗率b_cp_g = b_cp_f / ( 1 – Rho )4．7 补水率Alpha_bs：补水率Dbs：补水流量D0：主蒸汽流量Alpha_bs = Dbs / D0第五部分耗差指标5．1 基准值的选取1、设计值2、热力试验优化值3、依据原理计算的值5．2 耗差的计算计算方法：1、偏差方法：耗差＝偏差系数×（当前值－基准值）×供电煤耗率偏差系数一般根据热力特性书获得应用偏差方法计算的耗差参数有：主蒸汽温度，主蒸汽压力，再热压损，真空，再热温度等等2、等效焓降方法：耗差＝偏差因子×（当前值－基准值）×供电煤耗率偏差因子根据不同的系统根据等效焓降方法计算得到应用等效焓降计算的耗差参数有：加热器出水端差，疏水端差，过热减温水，再热减温水等等5．3主蒸汽压力耗差P0_t_el_B：主蒸汽压力基准值P0_t_el_B_PH：主蒸汽压力高负荷值P0_t_el_B_PL：主蒸汽压力低负荷值P0_t_el_B_PelH：主蒸汽压力高负荷P0_t_el_B_PelL：主蒸汽压力低负荷Pel：有功功率A．基准值（拟和功率或主蒸汽流量的函数）P0_t_el_B=(P0_t_el_B_PH-P0_t_el_B_PL)/(P0_t_el_B_PelH-P0_t_el_B_PelL)*(Pel-P0_t_el_B_ PelL)+P0_t_el_B_PLB．偏差系数P0_t_el_K：热力学方法计算5．2 主蒸汽温度耗差A．基准值T0_t_el_B：主蒸汽温度基准值T0_t_el_B = 535B．偏差系数T0_t_el_K：热力学方法计算5．3 再热蒸汽温度耗差A．基准值Trh_t_el_B = 5355．4 给水温度Tfw_el：给水温度耗差Tfw_el_K_2，Tfw_el_K_1，Tfw_el_K_0：给水温度耗差系数b_cp_g：供电煤耗率Tfw_el = ( Tfw_el_K_2 * Tfw * Tfw + Tfw_el_K_1 * Tfw + Tfw_el_K_0 ) * b_cp_gTfw_el_B：主蒸汽压力基准值Pel：有功功率A．基准值Tfw_el_B= Tfw_el_B_K2 * D0 * D0 + Tfw_el_B_K1 * D0 + Tfw_el_B_K0B．偏差系数Tfw_el_K：热力学方法计算5．5 真空A．基准值Pc_el_B：定值B．偏差系数Pc_el_K：热力学方法计算5．6 过热减温水A．基准值Dgrjw_el_B= Dgrjw_el_B_K2 * D0 * D0 + Dgrjw_el_B_K1 * D0 + Dgrjw_el_B_K0 B．偏差系数Dgrjw_el_K：等效热降方法计算5．7 过热减温水A．基准值Dzrjw_el_B = 0B．偏差系数Dzrjw_el_K：等效热降方法计算5．8 上端差A．基准值Theta_i_el_B = 设计值B．偏差系数Dzrjw_el_K：等效热降方法计算。
1.“耗差日报表”使用说明
“耗差日报表”使用说明前言“耗差日报表”是反映全厂和#6、7机组生产经济指标的重要基础报表，部分技术指标具有一定的分析功能，因而能较为全面地满足和适应各部门对有关指标的统计和分析需求，以进一步满足精细化管理，促进节能降耗，减少成本的要求。
“耗差日报表”经过2008年2天的的开发、编制（在其他项目需要8个月的工作量），现已投入试运行（仍需完善）。
为了使新报表能更好地为生产、管理服务，下面对主要内容作简单的介绍和说明。
一．上网电量、综合厂用电率。
（第3栏）全厂上网电量为220kV上网线路进出关口电量的代数总和；全厂厂用电率=（Σ厂高变+Σ高备变）/全厂发电量；全厂综合厂用电率=（全厂发电量-全厂上网电量）/全厂发电量。
全厂综合厂用电率>全厂厂用电率。
其差值等于主变损失、线路损失及表计±误差。
我厂2007年8月电平衡试验得：全厂厂用电率为 %；全厂综合厂用电率为 %；二者绝对差值为 %，其中：主变损失为0.372%；升压站线路等设备损失为0.023%；表计不平衡误差为-0.175%。
目前，我厂与电网公司结帐就是用“上网电量”；这意味着主变和线路损失都由电厂自行承担。
我厂电表校验由河南电力试研所负责，一季度一次，电表正负误差对供电收入有很大影响；压损对经济效益较大。
二.#6-#7机单机厂用电率（第3栏）厂用电是一个各机组各具公用和互为备用的系统，因此要计算单机厂用电率相当烦琐、复杂。
这无疑不能正确反映单机的厂用电率。
如果以厂高变为单位，由于各机组6kV各段及高备变互为公用和备用，因此也难以拆分各机应负担的电量。
如下表所示（2002年8月电平衡试验数据），其计算结果与各机实际的厂用电率会有一定出入。
因此给供电煤耗计算会带来一定误差，也不利于技术、经济分析。
本次“日报表”对#6-#7机组的单机的厂用电率采用（“分机自用电量”+“单机公摊电量”）/单机发电量的方法，计算出各机组的厂用电率。
为各机组经济指标的劳动竞赛提供了相对准确的依据。
600MW亚临界热经济性及耗差分析
600MW亚临界热经济性及耗差分析本文通过对600MW亚临界空冷机组的热经济指标进行计算，并建立耗差分析模型，找出技术的利弊，并分析其优缺点，以期为空冷机组的改进提供数据以及理论支持，并促进其经济运行，减低能量消耗。
标签：亚临界热经济性耗差分析一、前言随着科学技术的发展和环境保护要求日益严格，火电厂采用空气冷却气轮机冷端技术有了长足的进步。
从1987年我国投运发电的20万千瓦的火电直接空冷机组的18年间，热力系统冷端便产生了一系列的变革，其共同特点就是用取之不尽、用之不竭的空气作为冷却介质，变水工艺为无水工艺[1]。
我国的环境以及生态问题依旧比较严峻，需要进一步加强火力发电产业的安全、高校以及清洁运行。
现代主要使用的是自动化管理系统，加强运行的控制力度，有效提高监控水平。
二、亚临界空冷机组的概述亚临界是物质的一种存在状态，在这个状态下，某些物质的沸点要低于外界温度，并要比临界温度高。
在这个状态下，该物质主要是以流体的形式存在的，压力要明显地小于临界压力[2]。
其中临界压力是指临界温度下气体液化所需要的压力，而临界温度是指加压能够促使气体液化的温度临界值。
在发电场中，所谓亚临界是指电厂锅炉的蒸汽参数，具体来说是指过热器出口蒸汽的额定表压力。
压力锅炉的压力如果在14-22.2MPa范围之内，则属于亚临界压力锅炉[3]。
亚临界空冷机组主要使用的冷却介质是空气，具有无污染，可再生循环的特点。
常规的火电厂的热力系统主要有两个部分组成，分别为热源区和冷端。
冷端是由三个部分构成的，分别为凝汽设备、冷却设备以及水源工程。
空气作为冷却介质，可用于各种流体的冷凝和冷却，在火力发电厂里得到充分应用并在由翅片管式空冷散热器和空冷风机群组成的空冷介质凝汽器来实现。
因为空气是取之不尽、用之不竭的冷却介质，因此不再担心冷却介质的减量、枯竭或涨价。
一般来说，采用空冷机组厂区占地较大，投资偏高，运行中厂用电率较高。
三、600MW亚临界工况耗差分析根据表1分析可得，在600MW的亚临界工况下，其主要的运行参数实际值与目标值之间的差异不明显，运行状况比较良好，具有较高的热经济性。
大唐集团耗差分析标准
可编辑修改Q/CDT 中国大唐集团公司企业标准Q/CDT 105 0001—2009耗差分析技术标准2009-04-15发布2009-05-01实施目次前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 定义和术语 (1)4 总则 (2)5 系统功能及计算原则 (2)6 软硬件环境 (4)7 数据采集传输和接口 (4)8 技术文档 (5)9 系统验收 (5)附录 A 规范性附录 (7)A.1 耗差分析指标体系 (7)A.2 机组性能计算和耗差分析指标列表 (9)A.3 机组性能计算方法 (12)1 综合指标计算 (12)2 锅炉性能计算 (12)3 汽机性能计算 (15)A.4 耗差分析系统性能计算说明书 (19)附录 B 资料性附录 (20)B.1 机组原始测点列表 (20)前言节能减排是我国的基本国策。
提高机组经济行水平，降低发电成本和减少污染物排放量的要求越来越高。
而传统的小指标管理方法由于没有考虑指标之间的相互耦合关系使得运行人员很难确定最佳运行方式。
对设备状态的了解多是依靠机组的性能试验，但由于性能试验的时效性较为局限，不能动态反映机组的性能情况，削弱了它的指导效果。
基于现代信息技术和热力学理论发展起来的耗差分析方法能够实时定量计算机组能量损失的分布，是指导运行人员及时消除可控煤耗偏差提高运行经济性的核心技术，是火电机组节能技术从粗放型向精细型转变的根本方法。
考虑到目前耗差分析计算方法参差不齐，系统功能和验收工作没有统一标准的现状，为规范集团公司系统耗差分析技术方法，提高系统稳定性、准确性，更好地指导运行操作制定本标准。
本标准由中国大唐集团公司标准化委员会提出。
本标准由中国大唐集团公司安全生产部归口并负责解释。
本标准由中国大唐集团公司安全生产部组织编写。
本标准主要起草人：黎利佳白卫东曾伟胜黄敏唐斌危波本标准主要审核人：高智溥徐永胜刘建龙王彤音赵晓彤李永华王力光祝宪杨大计何险峰刘双白赵振宁本标准批准人：刘顺达耗差分析技术标准1 范围本标准对中国大唐集团公司耗差分析系统的三级指标体系、分析方法、数据规范、系统功能、软硬件环境等作出了规定。
火力发电厂技术经济指标解释与耗差分析报告
火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析一、概述 (1)二、综合性指标定义及计算 (2)三、锅炉技术经济指标 (5)四、汽轮机技术经济 (12)五、机组效率变化与热耗的关系 (16)六、耗差分析方法在火电厂指标分析中的具体应用 (16)七、其它 (22)一、概述火力发电厂既是能源转换企业，又是耗能大户，因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。
火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平，还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。
火力发电厂指标很多，一般将经济技术指标分为大指标和小指标。
小指标是根据影响大指标的因素或参数，对大指标进行分解得到的。
小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。
1、综合性指标：火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。
2、锅炉指标：锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉（磨煤机、排粉机）单耗、风机（引风机、送风机）单耗、点火和助燃油量。
3、汽轮机指标：汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果（空冷塔耗电率、冷却塔水温降）、阀门泄漏状态。
4、燃料指标：燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、煤质合格率、配煤合格率、燃料亏吨索赔率、燃料亏卡索赔率、入厂标煤单价、入厂煤与入炉煤热量差、入厂煤与入炉煤水分差、输煤（油）单耗、输煤（油）耗电率、燃煤机械采样装置投入率、皮带秤校验合格率。
工程项目机械使用费盈亏分析表
小计
I
J
K
L
M
N
O
D5=F+G+H+I +J+K+L+M+N K1=D2-D3 +O
：
填报人：
成本偏差(万元)
Байду номын сангаас
本季完成产值(万元) 备注
项目本季实 项目本季末 项目所在地 际发生机械 外租设备租 项目开工日 点（具体到 本季度机械 项目本季完 其中项目本 费占本季总 金欠款额 期 ×省×市/ 费成本偏差 成总体产值 季自完产值 体产值比例 (万元) 县）
1.上季度机械使用费存在问题的整改落实情况： 2.本季项目部机械使用费盈亏情况分析；机械台班数量控制情况分析(可另附)： 3.本季机械使用费的组成细目(如：燃油费等)详细剖析(可另附)(此部分油料消耗分析应结合《项目部(主要施工机械动力设 4.本季存在问题及改进措施： 项目经理： 项目设备分管领导：
K2=D4-D5
s
T
U=D5/S*100
w
x
y
z
填报日期：
公司名称： 项目总责任成本(万元) 公司名称 序号 项目开累责任成本(万元)
项目部名称 责任成本总 责任成本 机械费所占 责任成本开 责任成本机 开累责任成 本机械费所 价值 机械费 比例(%) 累值 械费开累值 占比例(%) E1=D1/C1*1 00 E2=D2/C2*1 00
A
B
C1
D1
C2
D2
工程项目机械使用费盈亏分
201×年× 季度 项目开累实际成本(万元) 项目本季度责任成本(万元) 外租机械费 外租租金 油料费
本季度责任 开累实际成 实际成本开 实际成本机 本季度责任 本季度责任 成本机械费 本机械费所 内租租金 累值 械费开累值 成本价值 成本机械费 所占比例 占比例(%) (%) C3 D3 E3=D3/C3*1 00 C4 D4 E4=D4/C4*1 00 F
耗差概念
火力发电厂经济性分析术语－耗差分析：即对关键的运行（可控和不可控）参数连续进行监督分析，将这些参数的实际值与基准值进行比较，从两者之差计算出对机组（供电）煤耗的影响（即耗差），运行人员根据耗差的分析结果，及时进行调整或建议进行维修，使机组运行的煤耗接近或维持在最佳值。
这里说的“从两者之差计算出对机组（供电）煤耗的影响（即耗差）”，应该即为提问者问的“耗差煤耗”。
耗差工作是运行优化的技术核心。
将来的运行操作指导、运行经济性考核等，都是围绕耗差计算进行的。
“耗差”这个词将被越来越多的人所认识。
什么叫耗差？为什么耗差计算结果能指导运行操作？并可作为经济考核的依据？本文将从耗差的概念，耗差计算的流程，以及经济考核的思路等方面进行介绍。
一、耗差的概念在介绍“耗差”之前，先说明一下“运行基准值”（或基准曲线）的概念。
“运行基准值”也叫“运行应达值”，是对应某个负荷工况下，各运行参数的最经济或最合理的值。
基准值可以是设计值，试验值，或运行统计最佳值。
一般地，对新机组或缺少试验资料时，往往以设计值作为运行的基准值。
而经过大小修以后的机组，总是以优化试验结果作为基准值，必要时也可以用运行统计最佳值作为基准值。
比如滑压运行机组的滑压曲线，就是主汽压力的基准曲线。
曲线上对应某个负荷的主汽压力，就是主汽压力在该负荷时的基准值。
耗差是指当某一运行参数偏离基准值时，对机组运行经济性的影响大小，其单位一般为“克/千瓦小时”。
例如，额定负荷下，主汽压力偏差0.5MPa，机组供电煤耗影响0.96克/千瓦小时，即此时主汽压力的耗差为0.96克/千瓦小时。
影响机组经济性的主要耗差有四十余项，下表列出了其部分内容：耗差项目名称1 . 主蒸汽压力2 . 主蒸汽温度3 . 再热蒸汽温度4 . 再热系统压降5 . 凝汽器真空6 . 给水加热器上端差7 . 给水加热器下端差8 . 辅汽流量9 . 系统补水流量10. 过热器减温水流量11. 再热器减温水流量12. 锅炉出口氧量13. 锅炉排烟温度14. 飞灰可燃物含量二、耗差计算的流程要实时计算一个参数的耗差，必须有：（1）该参数的实时测量值；（2）该参数的基准曲线；（3）该参数的耗差修正曲线（或耗差模型）。
各参数变化影响供电煤耗表
飞灰可燃物
升高1%
0.3180
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 Nhomakorabea3464
1.110
17
冷却水入口温度
升高1℃
0.3464
1.110
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84991sT/ (kW " h),额定工况下发电煤耗率320.48/ (kW " h)、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/kWh)
1
主蒸汽压力
降低1MPa
0.669
2. 144
2
主蒸汽温度
降低1℃
0.0280
0.0897
3
再热蒸汽温度
降低1℃
300MW火电机组供电煤耗偏差原因分析及控制措施
关 键词 ： 节能， 热 力 系统 ； 供 电煤 耗 ； 热耗 率 ； 热经 济性 ； 指 标 中图分 类号 ｌ ＴＫ ２ ２ ７ ． １ 文献 标识 码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ｏ ｏ ６ —７ ９ ８ １ （ ２ ０ １ ３ ） ７ —０ ｏ ８ １ 一Ｏ ２
全 面 考 虑 了 主 系统 及 辅 助 系统 影 响 的 基 础 上 分 析 得 出机 组 参 数 对 机 组 热 耗 与 供 电 煤 耗 的 影 响 。 分 析 了 各种 因素对煤 耗 指标 的 影响 状 况 ， 本文以 ３ ０ ０ Ｍｗ 回 熟 抽 汽 供 热 机 组 为 研 究 对 象 ， 定 量 分 析 了各 因素 对 机 组煤耗 率 的影 响 大 小 ， 找 出了能 量损 失的 原 因、 分布及 场所 ， 并 制 定 了相 应 的 控 制 措 施 。 为 火 电机 组 的
一
再 热 汽温度 每 上升 １ Ｏ ℃， 煤 耗 下 降０ ． ９ １ ｇ ／ ｋ Ｗ ・ ｈ再 热 汽 温 升 高 会 使 汽 机 热 耗 下 降 ， 但 一般 情况 下 ， 运 行 时不 宜 超 过设 计 值 ， 以免 控 制不 好 ， 引起 超 温 。
对 再 热 汽 温 引 起 变 化 的影 响 。 粗 略４ － ｄ ｉ 算可 采 用下式 ： Ｂ× ［ Ｃ３ ／ （ １ － ｔ － Ｃ３ ） ３ ／ ￣ ｂ ／ （ １ — ｅ ） Ｂ一 是 煤 耗 ， Ｃａ 一 是 再 热 汽 温 对 热 耗 的 修 正 系 数， 一 是 锅炉效 率 ， １ ） ｅ 一 是 厂 用 电率 。再 热 汽 温 度
低 、 燃 烧过 量 空 气 系 数 低 、 减 温 水 门 内 漏 等 因 素 有 关 。运 行 时 ， 应 按规 程要 求 吹灰 、 根 据 煤 种 变 化 调 整
耗差分析简介
耗差分析的目的
• 为了做好机组的节能降耗工作，就必须摸清是热力系统中 哪些环节影响了机组的运行经济性，及各环节对运行煤耗 影响的具体量值，这样才能使节能措施有针对性；这就是 耗差分析最基本的需求。 • 耗差分析要达到最基本的目标： 1 使专业人员能够清楚掌握当前机组运行经济性水平，并 通过历史数据的比较得到热力循环中各环节性能变化趋势， 及早发现问题及时解决。 2 在线分析出机组各影响因素偏离目标值引起的煤耗偏差 值及相应工况下能够达到的供电煤耗率最好水平，为专业 技术人员指出机组热经济性的差距和努力方向。 3 为生产管理人员提供实时的机组运行经济性信息，便于 决策层及时掌握机组运行情况；同时辅助电厂进行机组运 行指标、各项小指标竞赛，搞好经济运行。
耗差分析系统应具备的功能
• 基本功能： 基本功能： 1 热经济指标在线计算 2 耗差在线分析 3 热经济性统计报表 4 运行考核管理 5 小指标竞赛管理 • 扩展功能： 扩展功能： 6 运行操作指导 7 在线试验工具 8 经济负荷调度 9 报价辅助决策
耗差分析系统典型功能框图
统计报表 1. 2. 典 型 耗 差 分 析 系 统 功 能 框 图 表 3. 4. 5. 6. 计
热经济性统计报表界面示例
能损分析方法简介
• 小指标分析法——简单、方便 ，结果比较粗 糙，准确性不够 • 热偏差分析法 ——运行偏差对经济指标影响 大小考虑了不同负荷的情况，缺点是数据大多 来源于经验数据 • 循环函数法——提出加热单元概念，属简捷算 法 • 等效热降法 ——属简捷算法 • 目前在国内耗差分析应用中采用的最多的是 ‘等效热降法’，‘循环函数法’也有一定的 应用
' ' ' ' − q 3 − q 4 − q 5 − q 6 − (1 − q 2 − q 3 − q 4 − q 5 − q 6 ) ' ' ' ' ' 1 − q 2 − q3 − q 4 − q5 − q 6
耗差分析计算方法
耗差分析计算
1、设计煤种B-MCR工况的供电标煤耗（额定）
供电煤耗 = 汽轮机热耗率 / [锅炉效率 * 管道效率 *（1-发电厂用电率）* 标煤发热量 * 1000]
汽轮机热耗率：8111.26Kg/(kW·h)；
锅炉效率：92.52%（热力计算表）
管道效率：0.99（经验数据）
发电厂用电率：8%
标煤发热量：29271 kj/kg
供电煤耗=328 g/(kW·h)
2、设计煤种B-MCR工况的供电标煤耗（50%）
3、主汽温：540℃
主汽温在115MW负荷以上，540℃为基本值，当发生变化1℃时，影响供电标煤耗0.09 g/kW·h
4、再热汽温：540℃
再热汽温在115MW负荷以上，540℃为基本值，当发生变化1℃时，影响供电标煤耗0.09 g/kW·h
5、主汽压力：13.7Mpa
主汽压力在115MW负荷以上，13.7 Mpa为基本值，当发生变化1 Mpa 时，影响供电标煤耗0.09 g/kW·h
6、排烟温度：143℃
主汽温在115MW负荷以上，143℃为基本值，当发生变化1℃时，影
响供电标煤耗0.23 g/kW·h 7、给水温度：249℃。
30万机组影响煤耗因素汇总表
#1高加
做好抽汽管道及加热器的保温工作
可按等效热降法，纯热量出系统计算，计算公式不详细列出。
20
高加水位低串汽10t/h
0.52
#3高加→#2高加
计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
高加水位低串汽10t/h
0.49
#2高加→#1高加
计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
注：真空不同，每下降1kPa对煤耗的影响也不同；当真空较低时，再每下降1kPa，对煤耗的影响要大得多。2.6g/kw.h是在80%以上负荷，额定真空附近的估算数据。
6
机组转速下降30r/min
煤耗上升
运行中不可控
转速变化主要影响发电机效率，使发出的有功功率变化。可按照发电机‘转速—效率’关系曲线查出转速变化后的有功功率变化值，再计算煤耗的变化。
B*[C1/(1+C1)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是主汽压对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
主汽压力下降1MPa
1.89
煤耗上升
运行时，对80%以上工况尽量向设计值靠近，80%以下工况目标值不一定是设计值，目标值的确定需要通过专门的滑参数优化试验确定。
估算公式与主汽压力上升相同。
7
主汽管道泄漏变化1t/h
0.35
煤耗上升
做好无泄漏工作，对无防进水保护的主汽疏水可人工关紧手动门
可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，计算公式不详细列出。
8
再热冷段泄漏变化1t/h
0.25
煤耗上升
做好无泄漏工作，对无防进水保护的冷再疏水可人工关紧手动门
可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，计算公式不详细列出。
能源损耗统计分析表
2017年 电
900.00 1230.00 1320.00 1150.00 850.00 2200.00 2700.00 3200.00 3300.00 2100.00 2400.00 2650.00 24000.00
27000.
4000.00 3500.00 电 3000.00
电能用量年度同比分析图
电 3000.00 能 用 2500.00 量
2000.00 费 用 1500.00 （ 度 1000.00 ）
500.00
0.00 1月份 2月份 3月份 4月份 5月份 6月份 7月份 8月份 9月份 10月份 11
2016年度 电 1000.00 1200.00 1200.00 1100.00 1000.00 2000.00 2500.00 2800.00 3000.00 2000.00 2500.00 2017年度 电 900.00 1230.00 1320.00 1150.00 850.00 2200.00 2700.00 3200.00 3300.00 2100.00 2400.00 2018年度 电 850.00 1170.00 1450.00 950.00 970.00 1800.00 2600.00 3100.00 3400.00 2200.00 2200.00
目能耗用量总表
2017年度 水 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 500.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 1600.00
27000.00
燃气 300.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 1400.00
耗差表
全国300MW机组影响供电煤耗指标耗差表
序号 影响因素 影响供电煤耗升偏（g/kWh) 2.95/6.92/10.9/16.23 1.23/2.1/3.01/3.58 0.95/1.51/2.07/2.39 0.79/1.68/2.57/3.56 3.6 1.93/0.85 0.07 9.55/8.02 0.95 0.36 0/0.06 0.6/0.86 1.66 1.23 1.18 3.78 1 机组降出力（10/20/30/40）% 2 新蒸汽压力降低（0.5/1/1.5/2）MPa 3 新蒸汽温度降低（5/10/15/20）℃ 4 再热蒸汽温度降低（5/10/15/20）℃ 5 真空度每降低1% 6 凝汽器端差每增大1℃（夏季/冬季） 7 凝结水过冷度每增加1℃ 8 高加组解列/低加组解列 9 主给水温度每降低10℃ 10 给水调门差压每增加1MPa 11 过热喷水减温每增加1%（高加/给 泵） 12 再热喷水减温每增加1%（高加/给 泵） 13 锅炉排烟温度每增加10℃ 14 锅炉飞灰含碳量每增加1% 15 锅炉排污每增大1%（不回收） 16 厂用电率每增加1% 17 机组供热比每降低1% 18 锅炉（g/kWh) 3.7/8.6/12.2/19.1 0.7/1.2/1.9/2.4 #2机（g/kWh) 3.7/8.6/12.2/19.1
0.7/1.2/1.9/2.4 0.95/1.51/2.07/2.39 0.95/1.51/2.07/2.3 9 0.79/1.68/2.57/3.56 0.79/1.68/2.57/3.5 6 2.05 2.03 0.35/0.15 0.07 9.55/8.02 1.35 0.36 0.05 0.7 1.61 0.55 1.06 3.1 2 1.08 0.33/0.12 0.07 9.55/8.02 1.25 0.36 0.05 0.7 1.61 0.55 1.06 3.1 2 1.08
耗差分析
上世纪60~70年代，为了研究发电设备和系统经济指标变化之间的规律，耗差分析方法开始在西欧应用于电力领域。
我国的电站于10多年前才开始应用这种方法于生产管理过程中。
首先，耗差分析关键点是选取准确的基准值（即目标值），不同种类运行参数其基准值选取方法不同。
如：对于新建火电厂机组选取设计院的设计值；对于调试所对其作过调试试验优化后机组选取该试验值作为基准值；对于完成检修后的机组，应该根据检修后试验测定值作为基准值。
其次，耗差分析方法是通过比较运行参数实际值与基准值的差值，然后再通过不同模型进行分析计算出实际值对对机组的热耗率、锅炉效率、煤耗率、厂用电等参数的影响程度，并以其影响煤耗的偏差值来作统一量化。
用分析结果预判影响因素，运行和相关技术人员可根据分析结果，更直观地调整自己运行方式、提升检修管理水平和增加实施对相关设备的技术改进方案，使机组尽可能在最经济的范围内运行，减少各项能量损失和污染物排放量，以提高整个火电厂运行管理和热利用率水平。
最后，各运行参数对机组煤耗影响的关系式是应用耗差分析的关键。
耗差分析中针对不同的运行参数，有不同的计算方法：
（1）锅炉热效率、氧量、飞灰含碳量、排烟温度等参数对煤耗影响可用基本公式法；
（2）主蒸汽压力、主蒸汽温度、排汽压力、再热蒸汽温度等参数分析时主要采用热力计算法；
（3）热力系统分析主要采用等效焓降法；
（4）与工程实际密切相关的参数采用试验法，如煤粉细度等参数；。
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江苏省电力工业局生产技术处印刷 一九九一年八月
ห้องสมุดไป่ตู้
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发电厂机组主要小指标耗差分析计算图表
影响因素 影响供电煤耗升偏(g/kwh) N25-35/435 4.55, 9.10, 13.65, 18.20 6.50, 13.00, 19.50, 26.00 2.22, 4.65, 7.28, 9.78 N50-90/535 3.83, 9.95, 14.84, 24.57 1.24, 3.70, 6.16, 11.03 0.50, 1.13, 1.77, 2.57 N100-90/535 3.77, 8.24, 13.54, 19.82 1.91, 4.18, 0.45, 9.15 0.37, 0.99, 1.62, 2.69 N125-135/550/550 N200-130/535/535 N300-165/550/550 2.99, 7.02, 11.03, 16.46 0.97, 1.96, 2.97, 4.35 0.53, 1.06, 1.59, 2.12 0.26, 0.60, 1.07, 1.71 5.54 2.78 / 1.22 0.53 9.90 / 14.21 1.43 0.39 0/0.05 0.21 3.29 1.85 1.39 1% 5.51 4.79 2.41/1.06 0.1 9.91 / 23.65 1.54 0.72 0/0.10 0.17 3.18 1.53 1.4 4.77 4.47 2.25/0.99 0.15 9.81 / 18.31 1.41 0.61 0/0.08 0.16 2.63 1.43 1.33 4.45 3.65 1.95 / 0.86 0.04 8.20 / 9.13 1.13 0.42 0 / 0.08 1.14 / 1.22 0.14 1.71 1.24 1.12 3.83 3.98, 8.42, 12.85, 17.80 0.54, 1.59, 2.65, 4.72 0.43, 0.98, 1.52, 2.21 0.34, 0.69, 1.00, 1.44 3.75 2.01 / 0.88 0.09 9.33 / 8.17 1.12 0.45 0 / 0.04 0.98/ 1.09 0.15 2.1 1.27 1.13 4.05 2.95, 6.92, 10.90, 16.23 1.23, 2.10, 3.01, 3.58 0.95, 1.51, 2.07, 2.39 0.79, 1.68, 2.57, 3.56 3.6 1.93 / 0.85 0.07 9.55 / 8.02 0.95 0.36 0 / 0.06 0.60/0.86 0.14 1.66 1.23 1.18 3.78 1,机组降出力 (10,20,30,40)% 2,新蒸汽压力降低(5,10,15,20)ata 3,新蒸汽温度降低(5,10,15,20)℃ 4,再热汽温度降低(5,10,15,20)℃ 5,真空每降低 1% 6,凝汽器端差每增大 1℃(夏季 / 冬季) 7,凝结水过冷却度每增大 1℃ 8,高加组解列 / 低加组解列 9,主给水温度每降低 10℃ 10,给水调整门压差每增加 10ata 11,过热器喷水每增加 1%(高加 / 给泵) 12,再热器喷水每增加 1%(高加 / 给泵) 13,空预器漏风率增大 1% 14,锅炉排烟温度每升高 10℃ 15,飞灰含碳量每增加 1% 16,锅炉排污率每增大 1% 17,厂用电率每增加