火电厂主要经济指标讲解

技术经济指标体系：
构成一个火力发电厂技术经济指标体系的指标约120个左右，按照其相互影响和从属关系，一般可分为四级:一级指标是指发电厂热力经济性的总指标-供电煤耗(或全厂净效率)；二级指标是指直接影响供电煤耗的指标,如厂用电率、锅炉效率、汽机效率等；三级指标是指直接影响二级指标的指标，如飞灰、真空、辅机单耗等；四级指标是指直接影响三级指标的指标，如氧量、循环水入口温度、真空严密性、高加投入率等。

1、供电煤耗
供电煤耗是指火电厂每向电网供1kW.h 电量所耗用的标准煤量，单位：g/kW.h 。

它代表了一个火力发电厂设备、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以及燃料管理水平高低的综合性的技术经济指标。

我厂设计院提供设计煤耗为332 g/kW.h ，按照制造厂提供的机、炉效率计算理论设计供电煤耗为318 g/kW.h 。

供电煤耗的计算方法：
供电煤耗分正反平衡两种计算方法。

原电力部规定的上报方法为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。

集团公司规定正反平衡差不得超过5 g/kW.h 。

正平衡供电煤耗：
供电煤耗=标煤量/供电量
=标煤量/（发电量-厂用电量）
标煤量=原煤量×（入炉低位热值/标煤热值）
正平衡供电煤耗反映了一个火电厂综合能耗管理水平，计算的准确性主要与皮带秤计量的准确性和入炉煤采样的代表性有关。

反平衡供电煤耗：
反平衡供电煤耗是指以汽轮发电机组热耗率、锅炉效率、管道效率、厂用电率直接计算得出的供电煤耗。

他直接反映了机组的效率水平，其优点是随时都于机效、炉效等技术指标有直接因果关系，影响煤耗变化的因素直观，便于日常开展指标监控。

计算的准确性主要与现场表计的准确度和机组运行的稳定性有关。

供电煤耗=热耗率/（29.308×锅炉效率×管道效率）/（1-厂用电率）
供电煤耗管理的两个环节：
供电煤耗与原煤的采购、检质、计量、存储、入炉燃烧、机组效率、负荷率和关口表的计量等诸环节都有关系。

入炉以后的环节管理不好，会导致机组效率降低，运行煤耗升高，我们称为技术煤耗；而入炉前环节管理不好，将直接导致煤耗虚高，我们称为管理煤耗；只有同时管好这两个环节，才能有效降低一个火电厂的综合煤耗。

2、生产厂用电率
生产厂用电率是指发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率。

()%100%⨯=发电量
发电用厂用电量发电厂用电率 3、综合厂用电率
综合厂用电量与发电量的比率：
％发电量
综合厂用电量综合厂用率（％）＝100⨯ 综合厂用电率 =（发电机有功电量—上网电量）/ 发电机有功电量；
直接厂用电率 = 高厂变有功电量 / 发电机有功电量
4、利用小时
发电量与发电设备平均容量的比率，是反映发电设备时间利用水平的指标。

％发电设备容量
发电量利用小时＝100 5、单位发电油耗
单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量。

单位：吨/亿千瓦时 单位发电油耗=发电耗油量/发电量
6、单位发电油耗
单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量。

单位：吨/亿千瓦时 单位发电油耗=发电耗油量/发电量
7、综合发电水耗（单位发电用新鲜水量）
是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量（不含重复利用水），主要有除灰用水、冷却塔排污水、转机冷却用水等未回收部分。

单位：kg/kwh
综合发电水耗=发电用新鲜水量/发电量
8、补水率 %（发电补水率）
指统计期内汽、水损失量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总增发量的比例。

（DL/T904-2004） 发电补水率=发电补水量/∑锅炉增发量×100
9、汽水损失率 %
指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总增发量的百分比。

汽水损失率 =汽、水损失量/∑锅炉增发量×100
汽、水损失量=Dfd-(Dwq+Dzy+Dwg+Dch+Dpw) +Dhs
10、锅炉效率 %
锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比。

分正反平衡两种计算方法,一般火电厂采用反平衡计算法,我厂#9、10机组设计锅炉效率92.23%，实际运行在91%左右，锅炉效率1个百分点影响机组煤耗约3.5 g/kW.h 。

影响锅炉效率的主要参数有排烟温度、飞灰、煤质等。

11、排烟温度 ℃
排烟温度指锅炉低温空气予热器的出口烟气温度。

排烟温度升高会造成排烟焓增加, 排烟损失增大, 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/kW.h 。

我厂#9、10机组在空预器入口温度为20℃时设计排烟温度为133℃。

空预器性能、烟道积灰、炉膛、制粉系统漏风、灰分增大、风量和燃烧调整等因素直接影响排烟温度指标。

12、空气预热器漏风率 %
空气预热器漏风率，为漏入空气预热器烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气质量之比率。

式中： α分别为空气预热器出口、进口处烟气过量空气系数
过量空气系数计算方法：21/（21－该处的氧量）
空预器漏风对锅炉效率影响较小，它主要影响吸、送风机电耗。

我厂空预器改造后保证值为9%，目前在10%左右。

13、飞灰可燃物%
飞灰可燃物指飞灰中含碳量占总灰量的百分率。

飞灰可燃物反映炉内燃烧的好坏，反映碳元素燃烧的程度，是影响锅炉效率的第二大因素。

我厂设计飞灰为4.2%，实际运行在2.5-3%，一般情况下，飞灰1个百分点影响煤耗1.3 g/kW.h。

14、氧量%
烟气含氧量反映烟气中过剩空气的多少，是氧量与烟气量的体积百分比。

炉烟氧含量的大小影响燃烧效果，氧量不足，烟气中会产生一氧化碳、氢、甲烷等气体，增加化学不完全燃烧热损失，同时也会造成飞灰增大，氧量太大则会造成排烟量增加，排烟热损失增大，因此氧量是锅炉燃烧调整的重要参数。

我厂设计炉膛出口氧量为4.2%。

15、制粉单耗（kWh/吨原煤）
指制粉系统（磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、给粉机等）每磨制1吨原煤所消耗的电量。

制粉单耗=制粉系统耗电量/入炉原煤量
制粉单耗指标主要反映煤的可磨性和制粉系统运行的经济性，同时也可从侧面反映入炉煤计量的准确性。

提高制粉系统出力是降低制粉单耗的最有效途径。

16、制粉耗电率%
指统计期内制粉系统消耗的电量占机组发电量的百分比。

制粉电率在反映煤的可磨性和制粉系统运行经济性的同时，更直接的反映了入炉煤热值的高低。

17、煤粉细度%
煤粉细度是指将煤粉用标准筛筛分后，留在筛子上的剩余煤粉质量占筛分总煤粉质量百分比。

火电厂一般使用R90和R200两种规格的筛子，R90表示孔径（筛孔的内边长）为90微米，留在筛子上的煤粉越多，煤粉细度约大，煤粉越粗。

我厂设计的煤粉细度为12+2%。

煤粉细度主要影响飞灰和制粉单耗等指标。

18、低位发热量kj/kg
低位发热量是指燃料经完全燃烧，但燃烧物中的水蒸汽仍以气态存在时的反应热，它不包括燃烧中生成的水蒸汽放出的凝结热。

我厂设计的入炉煤低位发热量为24110 kj/kg，目前实际运行在19000 kj/kg左右，它主要影响炉效和厂用电率等指标。

19、灰分%
煤炭中所有可燃物质在815±10℃下完全燃烧以及煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣，称为灰份。

我厂设计收到基灰分25.62%，实际运行为31%左右，它主要影响排烟温度和制粉单耗等指标。

20、挥发分%
煤炭在900±10℃下密闭加热到1分钟以后，从煤中分解出来的液体（蒸汽状态）和气体产物，减去煤中所含的水份，即为煤的挥发份。

挥发份一般用干燥无灰基表示（V af）。

我厂设计干燥无灰基挥发份15.85%，实际运行为17%左右，它是决定锅炉着火和燃烧稳定性的重要指标，主要影响飞灰可燃物。

21、送、引风机单耗（kWh/吨汽）
指锅炉产生每吨蒸汽送、引风机消耗的电量。

送、引风机单耗=送、引风机耗电量/∑锅炉增发量
送、引风机耗电率=送、引风机耗电量/∑发电量×100
22、一次风机单耗（kWh/吨煤）
一次风机单耗=一次风机耗电量/∑入炉煤量
23、除灰、除尘单耗（kWh/吨煤）
是指产生一吨蒸汽除灰、除尘系统所有耗的电量。

除灰、除尘用电主要包括炉排、捞渣机、碎渣机、冲灰泵、除尘泵、灰浆泵、轴封泵、电除尘器及照明用电量等。

24、汽轮发电机组热耗率kj/kWh
是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量。

它反映汽轮发电机组热力循环的完善程度，是考核其性能的重要指标。

一次中间再热汽轮机的热耗率计算公式：
我厂#9、10机组设计的热耗率为8005kj/kWh，目前实际运行在8500kj/kWh左右。

25、汽轮发电机组绝对电效率（汽机效率）%
汽轮发电机组每发一千瓦时电能，占汽轮机内所消耗热量的百分数。

我厂设计44.97%，实际运行在42.4%左右。

汽机效率=3600/汽轮发电机组热耗率×100
26、给水温度℃
指最后一个高压加热器出口的联承阀后给水温度。

利用抽汽加热给水，目的是减少汽机侧冷源损失，提高循环热效率。

给水温度与高加投入率、机组负荷、加热器性能、给水旁路严密性等关系密切。

我厂设计为271 ℃。

27、高加投入率%
高加投入率是指高加投入时间占机组运行时间的百分比。

它与高加的启动方式、运行操作水平、检修工艺、和高加本身的性能有密切关系，三台高加全部停运，影响煤耗约9.5 g/kW.h。

28、真空度%
真空度是指真空占大气压力的百分率。

提高真空度目的在于降低排汽压力。

排汽压力愈低，绝热焓降愈大，汽机热效率就高。

但有个限度，即达到极限真空为止。

超过极限真空，反而不经济。

我厂设计绝对排汽压力5.39kpa。

真空度降低1个百分点大约影响热耗率的1%，约3 g/kW.h。

29、凝汽器端差℃
排汽温度与凝汽器出口水温度之差为凝汽器端差。

凝汽器设计端差一般选4.5-6.5℃。

端差增大，排汽温度和压力增大，真空变坏。

端差与循环水流量、凝汽器结构、汽阻、真空泵性能、铜管的清洁程度、真空系统严密性等有关。

端差增大1℃约影响真空0.3kpa，煤耗1 g/kW.h。

30、真空严明性Pa/min
真空严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示。

真空系统下降速度=真空下降值（Pa）/试验时间（min）
试验时负荷稳定在80%以上，关闭连接抽气器的空气阀（最好停真空泵），30S后开始每0.5 min记录机组真空值一次，共计录8 min，取后5 min的真空下降值，200MW以上机组平均每分钟应不大于400 Pa为合格。

31、凝结水过冷度℃
凝结水过冷的温度称过冷度。

凝结水过冷使循环水带走过多的热量，反而使机组的经济性降低。

正常运行时过冷度一般为0.5-1 ℃。

过冷度=排汽温度-凝结水温
32、循环水入口温度℃
指进入凝汽器入口冷却水温度，是影响真空度重要指标之一。

当凝汽器热负荷和循环水量一定时，循环水入口温度愈低，冷却效果越好，真空会越高，闭式循环机组入口温度除与季节气温有关外，还与冷却设备（水塔、喷水池）的冷却效率有关。

设计为20 ℃。

33、循环水温升℃
指排循环水出口温度与入口温度之差。

他与循环水泵出力、系统阻力、铜管结垢、堵杂物造成循环水量变化有直接关系。

同负荷下温升的大小，说明循环水量的大小，因此可作为循泵调度的参考指标。

温升变化1℃，影响热耗变化0.3-0.5%，煤耗1-1.5 g/kW.h。