发电厂用电率计算公式

发电厂用电率是指统计期内厂用电量与发电量的比值。

计算公式为

100

fcy W

(3)

W d = W cy– W kc (4)

式中:

L fcy——发电厂用电率，% ；

W d——发电用的厂用电量，kW·h；

W f ——统计期内发电量，kW·h；

W cy——统计期内厂用电量，kW·h；

W kc——统计期内应扣除的非生产用厂用电量，kW·h。

电厂经济指标计算公式

电厂经济指标计算公式 1.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）反平衡供电煤耗供电煤耗=热耗率/（×锅炉效率×管道效率）/（1-厂用电率） 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。 3、综合厂用电率综合厂用电量与发电量的比率： 4.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%，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/ 5.排烟温度℃ 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/ 6.空气预热器漏风率 % 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 7.飞灰可燃物 % 飞灰1个百分点影响煤耗1.3 g/

8.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 9.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 10、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 11、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 12、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： 13、真空度 % 真空度降低1个百分点大约影响热耗率的1%，约3 g/ 14、凝汽器端差℃ 端差增大1℃约影响真空，煤耗1 g/。 15.凝结水过冷度℃ 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-1 ℃ 过冷度=排汽温度-凝结水温 16、循环水温升℃

综合厂用电率偏高分析 (2)

20M 木仁高勒光伏电站综合厂用电率偏高分析阿拉善左旗光伏电站近几月发电指标与新能源公司下发的发电计划对比如下表：实际指标计划指标月份发电量厂用电率综合厂用电率发电量厂用电率综合厂用电率 1月份 295.620 1.60 3.16 250 0.87 3.03 2月份 270.925 1.03 2.51 250 0.86 3.03 3月份 316.577 0.46 1.73 310 0.47 1.45 完成率（%）月份发电量厂用电率综合厂用电率 1月份 118.2 183.9 104.3 2月份 108.4 119.8 82.8 3月份 102.1 97.9 119.3 由以上两表可见，三个月的发电量指标均完成，但一三月份的综合厂用电率却超出计划。由综合厂用电率计算公式：%100?= 日发电量综合厂用电量综合厂用电率W W L 综合厂用电量W = 日发电量W –日上网电量W + 日购网电量W 由公式知，日发电量低、日上网电量低、日购网电量高都能导致综合厂用电率的偏高。现根据我厂站实际情况进行分析。一、根据厂站实际情况分析，可能导致发电量降低的因素有以下几点。 1、受本地沙尘天气多发因素的影响，可能导致光伏板附尘较多影响光电转化效率，从而导致发电量的下降。基于此项，统计厂站光伏板清洗前后的发电量，得出下表：时间已清洗1区发电量（kw ·h ）未清洗16区发电量（kw ·h ） 3月4日 6424.3 5771.5 3月5日 5444.5 4758.5

3月6日6595.4 5800 3月7日5406.1 4791.9 3月8日5884.2 5284.9 3月9日4017 3581.7 3月10日5166 4738.4 合计38937.5 34726.9 根据表格统计，算出清洁的光伏板全站全月（按30天计）应发333.75万kw·h。未清洗的光伏板全站全月（按30天计）应发297.66万kw·h。根据截至3月23日的月综合厂用电率估算出3月的综合厂用电量为5.477万kw·h。清洁后的光伏板未清洁光伏板月发电量（万kw·h）333.75 297.66 综合厂用电量（万kw·h） 5.477 5.477 综合厂用电率（%） 1.64 1.84 由此可见，光伏板的清洁程度会直接影响到场站的发电量，从而使综合厂用电率偏高。 2、由于厂站处在贺兰山脚下，早晨受山脉阻隔，日出较晚，导致厂站受光时间低于地区平均水平。若与相同装机容量和相近设计光照时间的四子王旗光伏电站相比较，我厂的发电量会与设计值有所降低，导致综合厂用电率会较高。 3、逆变器室轴流风机损耗导致厂站发电量降低我厂轴流风机风机，采用的是墙边式方形轴流风机，电机功率为8kw，全光伏区攻击该风机40个。轴流风机随变频器同时启停，全天运行小时数为约为8h。全月耗电量为7.936万kw·h 月份1月2月3月平均最高气温（℃）-1 2 12 最高气温（℃）9 11 24 1-3月份平均最高气温由于近三个月平均气温较低，轴流风机在允许条件下，可不必须运行。轴流

发电厂全厂失电的事故分析13

发电厂全厂失电的事故分析摘要：本文介绍了发电厂全停的故障情况，通过故障现象分析了产生故障的原因，并对故障暴露的问题做了相应后续处理。关键词：发电厂；全厂失电；故障分析；暴露问题 1、引言如东热电电气主系统采用单母线分段接线方式与变电所相连，输电方式为双回路同杆塔输电，输电线路长度7.5km，正常运行时110KV系统处于合环运行状态。厂用电源分别由1# 发变组带1#厂用分支、2#发变组带2#厂用分支、高备变接于110KVI段且高备变处于长期热备用。发电机额定容量22.5MVA。具体接线方式见下图1。图2：故障波形图 3、事件处理过程事件发生后随即联系调度，拉开热宾线731、732开关，拉开主变高压侧701、702开关，拉开厂用分支611、612开关；各专业进行全面检查等待调度命令。6时40分，接调度令完成倒送电操作，9时50分发电机组与电网并列恢复对外供电、供汽。 4、故障原因分析 4.1 如东热电厂内731、732开关未跳闸原因分析如东热电线路成套保护装置的主要配置有：光纤差动保护，距离保护，零序方向过流保护。自动重合闸。线路保护的范围为热宾1#、2#输电线路。作用于线路731、732开关。从故障波形分析以及对变电所的故障情况检查主要是系统侧变电所（宾洋线）负载发生了单相接地故障，造成了110KV系统电压大幅度波动，由于故障点距如东热电较远，故障量未能达到线路保护动作值，因此如东热电线路开关731、732未跳闸。 4.2发电机过电压保护动作分析从励磁系统波形分析，在5:41:21出现了发电机AB相电压下降情况，励磁调节系统自动增加励电流，发电机电压有所回升，在5:41:27变电所731、732开关跳闸到5:41:30发电机过电压保护动作期间，励磁系统既没有从自动励磁切换手动励磁也未出现限制励磁，这说明励磁调节系统参数响应时间较慢，未能起到电压升高而限制励磁的作用。由于变电所内731、732开关的突然跳闸，如东热电发电机瞬时孤网运行并带两条空载长距离输电线路，因输电线路分布电容的存在导致热电厂小系统内电压的突然升高而励磁系统未能及时响应限制励磁从而引起发电机过电压保护动作出口。 5、暴露的问题及后续改进措施 5.1线路保护配置方面为了提高热电厂孤网运行的可靠性，防止出现“小马拉大车”造成发电机组频率电压奔溃；针对变电所内731、732开关跳闸的同时应连锁跳开发电厂侧731、732开关。因此需要增加配置线路保护远方联跳功能。 5.2励磁系统通过对励磁系统设计图及现场接线核对发现励磁系统专用PT对发电机端电压检测不全面（只检测单相电压），不能全面反应三相电压变化情况；其次是励磁调节系统设备落后且为模拟式电子调节设备，其本身响应时间较慢。 5.3后续改造对于暴露的问题已于2015年12月进行了改进，对线路成套保护装置进行了升级并增加了远方联跳功能，对于发电机励磁系统专用PT更改为三相PT，同时将励磁调节器由模拟电子式MAVR更换为数字式DVR型励磁调节设备。通过模拟试验励磁调节系统均能满足系统电压突变时的自动跟随调节能力。 6、结束语通过对引起发电厂全厂失电的原因进行剖析，提出了外网变电所内母线保护动作时应快

发电厂主要技术经济指标项目与释义

火力发电厂节能技术经济指标释义范围本标准规定了火力发电厂节能技术经济指标定义与计算方法。本标准适用于已投入商业运行的火力发电厂纯凝式汽轮发电机组和供热汽轮发电机组的技术经济指标的统计和评价。燃机机组、余热锅炉以及联合循环机组可参照本标准执行，并增补指标。 1主要技术经济指标 1.1发电煤耗 b f 发电煤耗是指统计期内每发一千瓦时电所消耗的标煤量。发电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。计算公式为：b f = B b /W f×106 (1) 式中： b f——发电煤耗，g/(kW?h)； B b——发电耗用标准煤量，t； W f——发电量，kW·h。 1.2生产耗用标准煤量 B b 生产耗用标准煤量是指统计期内用于生产所耗用的燃料（包括煤、油和天然气等）折算至标准煤的燃料量。生产耗用标准煤量应采用行业标准规定的正平衡方法计算。计算公式为：B b = B h-B kc (2)

式中: B b——统计期内生产耗用标准煤量，t ； B h——统计期内耗用燃料总量 (折至标准煤)，包括燃煤、燃油与其他燃料之和，同时需考虑煤仓、粉仓等的变化，t ； B kc——统计期内应扣除的非生产用燃料量 (折至标准煤)，t 。应扣除的非生产用燃料量: a)新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的燃料； b)计划大修以及基建、更改工程施工用的燃料； c)发电机做调相运行时耗用的燃料； d)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料； e)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、生活服务和办公室等)的燃料。 1.3全厂热效率ηdc 全厂热效率即电厂能源利用率，是电厂产出的总热量与生产投入总热量的比率。计算公式为:ηdc = 123/b f×100 (3) 式中: ηdc——全厂热效率，%； 123 ——一千瓦时电量的等当量标煤量，g/(kW?h)。 1.4生产厂用电率 L cy 生产厂用电率是指统计期内生产厂用电量与发电量的比值。

热电厂供热及供电标煤耗率计算

热电厂供热及供电标煤耗率计算是热电企业财务统计、成本计算、审核审计工作的前提。当前各热电企业，在数据交流和上报时可能会发现一些问题，主要是计算公式不尽相同，致使同样的原始资料数据，计算结果可能不一致，或者会出现一些不应该有的错误。这种情况使我们无法正确进行财务评价，也无法对热电成本正确性进行评价。现有关于供热、供电标煤耗率计算主要取自浙江省标准“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（浙江省标准计量局发布 1991年12月20日实施），在这以后，国家已发布了一系列有关文件和计算公式，例如：国家四部委急计基础[2000]1268号文； 2001年1月11日三部委发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”，最近发布的文件与前述“省标”对某些计算公式不完全相同。现将计算中可能遇到问题及对这些公式理解提出一些看法，供热电行业有关同仁参考与研究。二．对供热及供电标准煤耗率计算方法理解： 1．浙江省标准局1991年发布的“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（以下简称“煤耗计算”与同时发布的“小型热电厂成本计算方法”（以下简称“成本计算”）是当时同时发布，又必须同时应用的2个标准，后者的“成本计算”必须应用前者的“煤耗计算”数据，因此，前者是成本计算的前提。 2．对供热标煤耗率br的理解： “煤耗计算”中公式（9）中 br=Br/Qr×103 其中： br 供热标煤耗率kg/GJ

Br 供热耗标煤量t Qr 对外总供热量GJ 上式中Br；Qr的计算如下： Br=Bb·αr αr=Qr/Qh 其中： Qh 为锅炉总产汽热量GJ 其中一部分通过汽轮机或通过减温减压器对外供热，另一部分通过汽轮发电机发电。 αr 为供热比，表示对外供热占总锅炉产汽热量百分比。 Bb为热电厂总耗标煤量，以上这个公式br仅考虑了总耗煤量的一次分摊，而厂用电量，没有考虑进去。标准“成本计算”在计算供热燃料费用的成本时，又加入了供热厂用电所需燃料费，这个又称为二次分滩，所以原标准“成本计算”中是考虑了二次分摊，但供热标煤耗率br没有考虑二次分摊。2001年三部委发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”（以下简称“技术规定”）已在这个br计算公式中考虑了二次分摊。公式如下： brp=34.12/ηgLηgd+εrbdp （书中公式17-20）其中： brp 全厂年平均供热标准煤耗率kg/GJ ηgL 锅炉效率% ηgd 管道效率%

厂用电率

电厂建设技术经济的考核指标主要有厂用电率、汽机热耗、锅炉效率、发电机效率、变压器损耗等，这些指标在工程建设过程中控制的好坏，直接影响电厂长期运行的经济效益。控制和减少消耗在电厂内部的能量。就增加了电厂输出的能量。现在国内外电厂已在逐步重视和解决这个问题。下面仅就厂用电率谈一些看法。厂用电率是电厂主要技术经济指标之一，我国电力行业一般认为是发电厂电力生产过程中所必需的自用电量占发电量的百分比。厂用电量包括电力生产过程中电动机、照明、采暖通风以及其它控制、保护装置等所耗用的电能，不包括非发电(如机修厂、基本建设、大修理后试运转以及食堂、宿舍、办公室、道路照明等)用电。近年来，我国电厂向大装机容量发展，厂用电率有所降低，这也是大机组效益好的一个体现。现在相同装机容量的机组的情况与过去比较是有变化的，厂用电率随着电厂自动控制水平提高而使机组运行状态逐步趋于合理。同时，设备性能的改善，设计水平、管理水平的提高使电厂厂用电率也有所降低。 2.3国内外电厂过去对厂用电的要求胜利发电厂2×210MW发电机组工程(1987年开始建设)在设计中提出厂用电率是8.3％。近年来，随着市场经济的发展，招标的发展，业主对厂用电率是重要的技术经济指标的认识有了提高，国内外业主有了新的要求。从下面的叙述可以看到，现在业主不仅提出技术性能指标要求，还提出对超标者给予严厉的经济制裁的要求，表现出对厂用电率的极大重视。电厂本身是用电大户，业主应该对厂用电率给予重视。现在国内外用户对厂用电率(厂用电量)超过标准就罚款的做法是正确的，尤其在市场经济的情况

下，更是有必要的。承包电厂建设的单位在这个问题上首当其冲。此外，还要靠设计管理部门、设计部门、制造厂、安装单位、运用单位共同努力，共同把关，厂用电率才会降低，电厂综合技术经济指标才会从计划变成现实。设计规程应适应市场要求设计规程(2000版)总则中提到“应选用高效率的大容量机组”，在总体规划中提到“应符合工程造价低，运行费用小，经济效益高”的要求。规程同时在对一些风机选用时提出要留压头裕量达到5％～35％，风量裕量有些达到5％～35％，却没有对风机的运行效率选择提出要求。一些泵也提出压头和流量裕度的要求，但没有对运行效率提出要求。实际上还是没有把电厂技术经济指标(如厂用电)的事情放在要求和必保的规程内，也说明有关部门组织编写的规程应随着市场经济的要求进行调整。否则，作为电力工程设计的依据将没有保证用户需求，也无法适应国内外电厂建设的要求。系统设计优化布局选型合理性尽量达到满足规范、经济合理、适合运行、便于管理的要求，最大限度地发挥设备的功能。如： (1)送引风机及其它风机的烟风道的位置、距离、通径、转弯半径等，降低烟风道系统阻力，风门正常工作时的开启状况； (2)储煤场的位置，输煤设备的输送距离、倾角、输送能力等； (3)循环水泵房的位置、取水口的位置、转弯的半径等直接影响泵的输送距离和管道阻力；

降低厂用电率办法及措施

降低厂用电率办法及措施文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-

2015年降低厂用电率的办法及措施 1、组织措施 1.1、加强节能管理成立节能降耗组织机构，发挥节能监督作用。节能降耗专工认真开展节能降耗工作，坚持月分析、月总结办法，及时分析原因并采取对策； 1.2、制定目标，落实责任严格执行节能目标责任考核体系，将指标细化分解到部门、专业、班组和员工。对影响技术经济指标的因素，实行“谁影响、谁负责、谁未按期落实完成、考核谁”的原则；对提升并优化技术经济指标的因素，实行“谁提出、谁完成，奖励谁”的原则。将经济指标的好坏纳入考核机制，督促各级人员各尽其责，切实将节能工作落到实处； 1.3、积极推进小指标活动，优化运行方式积极开展小指标竞赛活动，提高员工经济调整参数的积极性，要求员工懂调整、能调整、勤调整，力争机组初终参数压红线运行。加强各值小指标调整技术交流，通过小指标竞赛活动，逐步提升机组经济指标运行水平； 1.4、积极开展技措、技改及合理化建议等活动，攻克节能技术难题为使节能工作上一个台阶，可通过收集合理化建议等活动，号召全员积极参与，对于在生产中遇到的一些节能技术难题，集思广益，通过收资、讨论、技术交流等方法，逐一攻克。提高全员节能意识，提高全员技术水平，使节能工作取得实效； 1.5、积极开展节能评价工作，实行节能规范管理

认真开展节能评价工作，规范节能管理流程，完善节能管理制度，细化节能各项措施，督促节能项目的实施和检查，对完成的措施进行节能效果评价，实行闭环管理，通过节能评价工作平台，挖潜增效、提升指标； 1.6、加强非生产用电管理制定《非生产用电管理办法》，加强非生产用电的管理与监督，倡导节能意识，办公、生活场所等电气设备做到人走关停，尽量减少使用时间。将非生产用电的管理纳入考核机制，实行定额使用； 1.7、努力提高机组负荷率机组负荷率与发电厂用电率存正比关系，机组负荷率越高，发电厂用电率越低；同时机组调停次数越少，发电厂用电率越低。充分与电力公司沟通并协调，提高发电量计划，同时要求运行人员多带负荷上限，可一定程度上降低厂用电率； 1.8、整治设备，提高设备运行率，有效降低厂用电率根据机组运行情况，跟踪好设备、了解设备的性能，提高辅机出力。通过各类大小修，进行有计划的设备整治及节能改造，通过检修及技改逐步降低机组厂用电率； 2、技术措施 2.1、生产运行调整 2.1.1、由生技处制定机组启动单风机运行方案，每次启动机组时执行此方案，可节约启动机组过程中厂用电耗。估算每次启动机组可节约厂用电14280千瓦时；

火力发电厂生产指标介绍

三、火力发电厂生产指标介绍一、主要指标介绍 1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。他是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。供电煤耗=发电耗用标准煤量（克）/供电量（千瓦时）=发电耗用标准煤量（克）/发电量X（1-发电厂用电率）（千瓦时） 2、影响供电煤耗的主要指标 1）锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉热量的百分比。 2）空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量比。 3）主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度。 4）主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压力。 5）再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽温度。 6）排烟温度:排烟温度是指锅炉末级受热面（一般指）空气预热器后的烟气温度。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。 7）飞灰可燃物：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比（％）。 8）汽轮机热耗率：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。以机组定期或修后热力试验数据为准。 9）真空度：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数。 10）凝汽器端差：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。 11）高加投入率：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值。 12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值（℃）。

13）发电补给水率：是指统计期汽、水损失水量，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蒸发量的比例。注：以上指标偏离设计值对煤耗的影响见附表 3、综合厂用电率：是指统计期综合厂用电量与发电量的比值，即：综合厂用电率=(发电量/综合厂用电量)×100％。综合厂用电量是指统计期发电量与上网电量的差值，反应有多少电量没有供给电网。辅机单耗：吸、送风机、制粉系统、给水泵、循环水泵、脱硫等。 4、发电燃油量：是指统计期用于发电的燃油消耗量。 5、发电综合耗水率：是指发单位发电量所耗用的新鲜水量（不含重复利用水）。在统计耗水量时应扣除非发电耗水量。 6、100MW及以上机组A、B级检修连续运行天数：是指100MW及以上机组经A、B级检修后一次启动成功且连续运行天数，期间任何原因发生停机则中断记录。 7、等效可用系数：等效可用系数是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。 8、机组非计划停运次数：机组非计划停运次数是指机组处于不可用状态且不是计划停运的次数。二、保证生产指标的措施 1、深入开展能耗诊断，认真落实整改措施，不断提高能耗管理水平。 2、不断深化对标管理，通过运行优化、设备治理、科技创新、节能改造等技术手段，不断提高机组经济运行水平。 3、深化运行优化，加强耗差分析，确定最优经济运行方案，合理调整运行方式； 4、全面推行经济调度，明确各台机组调度顺序，提升机组安全、经济运行水平；

关于厂用电率分析

电厂厂用电率分析一、厂用电率现状厂用电率的高低是电厂运行的重要经济指标之一，越来越受到领导们关注。通过查看电厂记录，现将电厂厂用电率以表格形式呈现如下：二、影响厂用电率的因素 1、机组负荷率的影响机组负荷率低是目前电厂面临的最主要的现实问题。我们的机组设计负荷30MW，而在实际的运行当中由于各种现实原因，一般负荷只能达到22MW上下，甚至只有18MW，所以负荷率只有72%左右。电厂的辅机设备是按照额定出力选型的，机组出力减小，厂用电设备耗电量也减少，但两者并不是一个成比例减少的线性关系。总的来说，负荷率越高，厂用电率越低，理论上讲当机组负荷率最大是厂用电率最低；当机组发电量减少，负荷率降低时，由于厂用电耗电量并没有按照比例相应的减少，所以造成厂用电率居高不下。 2、生物质燃料的影响生物质燃料是影响负荷率的重要因素。我们都知道生物质又称农林废弃物，燃料的水分、热值受环境湿度的影响比较大。通过请

教锅炉人员得知目前北流电厂入炉燃料水分都在百分之五十以上，水分过高造成引风机等设备已经达到额定出力，但机组负荷无法提升到更高的水平。换句话说，机组设备的耗电已达到额定值，机组的负荷却没有达到30MW设计值，这样就造成厂用电率偏高。 3、辅机设备选型的影响电厂主要电动设备包括引风机、电动给水泵、一次风机、二次风机、高压流化风机、循环水泵等，这些电动设备的耗电量大概占厂用电的65%，甚至更高。辅机设备根据不同的选型基准点设计容量差别很大，再加上辅机设备的驱动电机要考虑1.15倍的储备系数并根据电动机的标准容量进行选择。如果辅机设备选型不合理，累计下来的名牌功率就和实际功率差距很大，造成很大的功率损耗，这部分也是造成厂用电率偏高的原因。 4、人为因素的影响电厂各专业人员操作用电设备不合理、不科学也会造成用电量增大，厂用电率偏高。比如锅炉专业：⑴经常堵塞给料系统⑵锅炉缺氧燃烧，造成负荷低，燃料浪费。汽机专业：⑴循环水泵运行不合理⑵凝汽器真空低。电气专业：⑴锅炉和厂区等照明设备停送电不及时⑵对电动机检查不够，造成电机散热降低，摩擦增大，耗电增加。化学专业：造水过程中对设备开度不合理，造成设备运行时间变长，损耗电量等。三、降低厂用电率的措施 1.最大限度提高机组运行负荷率。

电厂主要指标计算公式

主要指标统计计算 1、发电量：日、月累计发电量。 2、供电煤耗：日供电标准煤耗（克/千瓦时）＝计算期内入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝月供电标准煤耗（克/千瓦时）＝累计供电标准煤耗（克/千瓦时）＝ 3、供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝月供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝累计供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝ 4、发电厂用电率（％）日发电厂用电率（％）＝月发电厂用电率（％）＝累计发电厂用电率（％）＝ 5、供热厂用电率（％）日供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝月供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝累计供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝ 7、补水率日补水率（％）＝月补水率（％）＝累计补水率（％）＝ 8、耗油量按日、按月进行累计。 9、发电水耗日发电水耗（吨/千瓦时）＝月发电水耗（吨/千瓦时）＝累计发电水耗（吨/千瓦时）＝ 10、入厂、入炉煤热值差日入厂煤平均热值（兆焦/千克）＝月入厂煤平均热值（兆焦/千克）＝累计入厂煤平均热值＝日入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝月入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝累计入炉煤平均热值＝月入厂、入炉煤热值差＝月入厂煤平均热值－月入炉煤平均热值

累计入厂、入炉煤热值差＝累计入厂煤平均热值－累计入炉煤平均热值 11、主汽压力（Mpa）日主汽压力平均值＝月主汽压力平均值＝累计主汽压力平均值＝ 12、主汽温度(℃) 日主汽温度平均值＝月主汽温度平均值＝累计主汽温度平均值＝ 13、再热汽温度（℃）日再热蒸汽温度平均值＝月再热蒸汽温度平均值＝累计再热汽温平均值＝ 14、排烟温度（℃）日排烟温度平均值＝月排烟温度平均值＝累计排烟温度平均值＝ 15、给水温度（℃）日给水温度平均值＝月给水温度平均值＝累计给水温度平均值＝ 16、真空度（％）日真空度平均值＝月真空度平均值＝累计真空度平均值＝ 17、凝汽器端差（℃）日凝汽器端差平均值＝（日24小时现场抄表所得每小时汽轮机排汽温度实际值累加起来－日24小时现场抄表所得每小时循环水出口温度实际值累加起来）÷24 月凝汽器端差平均值＝

电厂厂用电率及对策

电厂厂用电率及对策 2007-03-06 17:06:54| 分类：论文| 标签：无|字号大中小订阅电厂厂用电率及对策中国东方电气集团公司刘玉宁摘要简介国内外电厂厂用电率的状况，从业主对电厂厂用电率提出的要求谈谈总承包单位采取的对策。关键词发电厂；厂用电；对策 1 引言电厂建设技术经济的考核指标主要有厂用电率、汽机热耗、锅炉效率、发电机效率、变压器损耗等，这些指标在工程建设过程中控制的好坏，直接影响电厂长期运行的经济效益。控制和减少消耗在电厂内部的能量。就增加了电厂输出的能量。现在国内外电厂已在逐步重视和解决这个问题。下面仅就厂用电率谈一些看法。 2 国内外电厂厂用电率的状况 2.1 概念厂用电率是电厂主要技术经济指标之一，我国电力行业一般认为是发电厂电力生产过程中所必需的自用电量占发电量的百分比。厂用电量包括电力生产过程中电动机、照明、采暖通风以及其它控制、保护装置等所耗用的电能，不包括非发电(如机修厂、基本建设、大修理后试运转以及食堂、宿舍、办公室、道路照明等)用电。 2.2 一些国家火力发电厂厂用电率下表记载的是一定时期里国际上认可的一些数据。但由于没有反映出机组容量、燃料(煤、油或天然气)、水质和电厂的特定条件(如地理位置、电厂布置、锅炉和汽机发电机整套机组的水平等)等，故只能宏观参照比较数，而不能认为是某些电厂准确的厂用电率数值。近年来，我国电厂向大装机容量发展，厂用电率有所降低，这也是大机组效益好的一个体现。现在相同装机容量的机组的情况与过去比较是有变化的，厂用电率随着电厂自动控制水平

提高而使机组运行状态逐步趋于合理。同时，设备性能的改善，设计水平、管理水平的提高使电厂厂用电率也有所降低。 2.3 国内外电厂过去对厂用电的要求胜利发电厂2×210MW发电机组工程(1987年开始建设)在设计中提出厂用电率是8.3％，有要求，但合同没有惩罚条款。成都热电厂扩建1×200MW发电机组工程也是在设计院设计时提出了厂用电率，合同没有惩罚条款(1988年开始建设)。孟加拉国吉大港电厂2×210MW燃汽机组建设项目(1990年和1994年各1台议标的项目)技术建议书提出厂用电率6％，业主没有提出超标罚款的要求，。伊朗阿拉克4×325MW燃油电厂建设工程(1995年中标项目)仅为汽机岛和锅炉岛，业主没有提出要求也不进行考核。马来西亚古晋2×50MW燃煤电厂建设项目(1994年议标项目)是1994年5月签的合同，设计院的设计说明书提到该厂的厂用电率为85％，业主也没有提出超标罚款的要求。综上所述，过去，不论国外还是国内业主，对这个关系到电厂长期运行经济效益的重要技术经济指标重视是不够的。 3 厂用电率的考核和罚款近年来，随着市场经济的发展，招标的发展，业主对厂用电率是重要的技术经济指标的认识有了提高，国内外业主有了新的要求。从下面的叙述可以看到，现在业主不仅提出技术性能指标要求，还提出对超标者给予严厉的经济制裁的要求，表现出对厂用电率的极大重视。 3.1 孟加拉国库尔纳电厂1×210MW燃油或天然气的火电机组扩建项目(2000年开始投标的项目) 业主在招标书中要求电厂辅助用电超过计划保证值，业主有权根据辅助用电超过的功率，减少合同价格。同时提出厂用电的测量计算：在发电机出口测量发电总功率，减去在输出功率系统测量得到的净功率。厂用电率每增加1％，合同总价相应降低1％。也就是说，如果厂用电率绝对值每提高1％，罚款将如下式： (性能实测厂用电率-投标厂用电率)÷投标厂用电率=厂用电率提高百分比也就是说在性能实测时的厂用电率比合同厂用电率高出0.1％时，罚款将超过合同总价的1％。

风电场综合厂用电率分析

四子王风电场综合厂用电率分析一、概述四子王风电场装机49.5MW，共安装33台华锐SL1500双馈异步风力发电机。于2008年8月21日升压站全站顺利带电，8月31日首台风机并网发电；2008年11月31日，33台风机全部并网发电。二、综合厂用电率分析（一）、四子王历年每月综合厂用电率情况从上图中分析，自2009年以来四子王风电场综合厂用电率每年呈上升趋势。2009年、2010年、2011年在3月-10月份基本相近，2009年、2010年在6月-12月份综合厂用电率相近，2012年每月综合厂用电率最高。由于四子王风电场无功补偿设备自2011年以来开始全部投运，且风速、限电形势基本一致，所以以下就详细对比分析2012年高于2011年综合厂用电率的原因。

（二）、四子王2011年及2012年1-9月份综合厂用电率分析1、2011年-2012年总体指标情况 2012年与2011年综合厂用电率曲线图如下：

2、具体分析综合厂用电率=(发电量—上网电量)/发电量=综合厂用电量/发电量。综合厂用电量=站用电+主变及场内线路损耗电量+电抗器用电量，以下将对影响综合厂用电率的几个量进行比较：（1）站用电量由上图可以看出，2012年2月、3月、6月高于2011年同期，2012和2011年站用电量基本相同，可见站用电并不是导致综合厂用电率较高的主要原因。（2）主变及场内线路损耗情况 2011年和2012年主变及场内线路损耗电量基本相近，但占总发电量的损耗率却相差较多，见下图。

从图中观察2012年每月主变及汇集线路损耗率都高于2011年。2012年1-9月累计损耗率高于2011年约1.23个百分点。①汇集线路损耗场区汇集线路损耗=风机侧发电量-35KV侧发电量+35KV 侧下网电量从上图中分析，2012年每月风机汇集线路损耗率高于2011

影响发电厂厂用电率的因素探讨

影响发电厂厂用电率的因素探讨摘要: 厂用电率是发电厂重要的经济指标之一。降低厂用电率可以降低发电成本,提高发电厂的经济效益。结合大连开发区热电厂多年来的运行情况,分析、探讨了影响发电厂厂用电率的有关因素,指出了降低厂用电率应采取的措施。关键词: 厂用电率；总耗电量；辅机设备一.电厂厂用电率的因素分析 @@@@@@@@@@@@电厂共有4台机组,总容量为144MW，最大150MW,其中I 期为2台12WM机组II期为2台60MW机组，单机容量为2台15MW机组和2台60MW机组,I期和II期均采用母管制的运行方式。经验表明，锅炉高压辅机和汽轮机高压辅机是厂用电的消耗大户，其用电量占发电厂厂用电量的85%以上,因此要节约厂用电量必须从锅炉和汽机的高压辅机着眼考虑。我厂6台锅炉的6KV辅机包括10台磨煤机、8台引风机、10台送风机、10台排粉机；I期汽轮机的6KV辅机包括5台给水泵, II期汽轮机的6KV 辅机包括4台给水泵和4台循环水泵，在发电量一定或者相对稳定的情况下,厂用电率和厂用电量成正比。如果要降低厂用电率,就要降低厂用电量,即要降低锅炉的6KV辅机、汽轮机的6KV辅机的用电量。这些设备的用电量直接影响厂用电率。根据长期的运行经验,影响辅机设备用电量的主要因素有以下几个方面。 1.环境温度环境温度越高,厂用电率将升高。这主要是由于环境温度高，使循环水的温度升高有时高达30℃以上，这样凝汽器冷却效果不好，气轮机的真空就要下降，为了提高并维持真空，就要加大循环水量，增加循环水泵运行的台数，使得循环水泵用电量增加。由于我厂属于供热电厂，冬季供暖时，在发电量不变的情况下，需要增加运行炉台数，热网也增加运行循环水泵，消耗大量的厂用电，因此冬季厂用电要高于春秋两季。正是由于上述设备在环

2021年发电效率PR计算公式

光伏电站发电效率的计算与监测欧阳光明（2021.03.07） 1、影响光伏电站发电量的主要因素光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。 1.1光伏阵列效率：光伏阵列的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中影响光伏阵列效率的损失主要包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等。 1.2逆变器的转换效率: 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。影响逆变器转换效率的损失主要包括：逆变器交直流转换造成的能量损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。 1.3交流配电设备效率：即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中影响交流配电设备效率的损失最主要是：升压变压器的损耗和交流电气连接的线路损耗。 1.4系统发电量的衰减：晶硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用造成的输出功率衰减。

在光伏电站各系统设备正常运行的情况下，影响光伏电站发电量的主要因素为光伏组件表面尘埃遮挡所造成太阳辐射损失。 2、光伏电站发电效率测试原理 2.1光伏电站整体发电效率测试原理整体发电效率E PR 公式为： —PDR 为测试时间间隔(t ?)内的实际发电量； —PT 为测试时间间隔(t ?)内的理论发电量；理论发电量PT 公式中： i o I T I =，为光伏电站测试时间间隔(t ?)内对应STC 条件下的实际有效发电时间；－P 为光伏电站STC 条件下组件容量标称值；－I 0为STC 条件下太阳辐射总量值，Io =1000w/m 2；－Ii 为测试时间内的总太阳辐射值。 2.2光伏电站整体效率测试（小时、日、月、年）气象仪能够记录每小时的辐射总量，将数据传至监控中心。 2.2.1光伏电站小时效率测试根据2.1公式，光伏电站1小时的发电效率PR H —PDRi ，光伏电站1小时实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —Ti ，光伏电站1小时内发电有效时间； —Ii ，1小时内最佳角度总辐射总量，气象设备采集通讯至监控

发电厂电量不平衡分析

电厂2号机组综合厂用电率=（发电机电量—主变电量）/发电机电量，生产厂用电率=（2A高厂变电量+2B高厂变电量+励磁变电量）/发电机电量，因综合厂用电率包含主变损耗，所以综合厂用电率应大于生产厂用电率，但最近2个月2号机综合厂用电率小于生产厂用电率，具体数据见下表发现上述问题后，继保班对相关涉及的表计进行全面检查，发电机表计精度为0.2%，校验报告显示表计无异常，厂变和励磁变表计精度为0.5%/1%,校验报告显示无异常，主变表计精度为0.2%，主变电量相关的PT、二次压降校验报告显示也无异常，根据以上数据，即使考虑极端情况即发电机电量偏小0.2%，而厂用电偏大1%，偏差仍然无法满足要求。通过上述公式进一步分析导致误差只存在三种可能即： 1.生产厂用电率误差导致偏大 2.综合厂用电率误差导致偏小 3.上述两种情况同时发生对于第一种情况排除人为因素，对计算生产厂用电率的数据可能产生影响的因素包括：表计误差、CT误差、PT及二次回路压降误差，其中表计误差方面，经检查安徽省计量院的测试报告，根据报告结果基本可以排除，剩下的其他影响因素方面，CT误差方面CT校验周期为十年，但目前缺乏套管CT的精度校验手段，无法准确判断各测量CT是否超差，PT及二次回路压降误差方面，根据上

述生产厂用电率计算公式可知，生产厂用电率计算公式中分子和分母均包含发电机电压，所以分子分母中的发电机电压可以相互抵消，可以排除PT及其二次回路压降产生的影响。对于第二种情况，对计算生产厂用电率的数据可能产生影响的因素也是：表计误差、CT误差、PT及二次回路压降误差，其中表计误差方面，经检查安徽省计量院和华东电试院的测试报告，基本可以排除，根据综合厂用电率计算公式可知影响因素只有发电机电量和主变电量，对于主变电量其各项试验报告均显示其无异常，且各主变电量之和与线路出线一致，所以主变电量因素排除，剩下只有发电电量偏小这一原因，而导致发电机电量偏小的原因可能包括：PT和CT测量偏小，以及二次回路压降偏大三方面因素，对于PT和CT，因厂内缺乏相关精度校验的设备，所以暂时无法排除影响，至于二次回路压降，考虑厂内也缺乏相应的工器具，已沟通华东电试院，待其下次厂内定期校验时，借用其工具进行校验对于第三种情况，原因结合上述两种情况。综上所述，导致生产厂用电率大于综合厂用电率的因素可能包括： 1.高厂变、励磁变CT测量偏大 2.发电机CT、PT测量偏小 3.发电机二次回路压降偏大 4.表计校验报告不真实准确 5.人为因素导致电度数据不准确

电厂主要指标计算公式

1、发电量：日、月累计发电量。 2、供电煤耗：日供电标准煤耗（克/千瓦时）＝计算期内入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝月供电标准煤耗（克/千瓦时）＝累计供电标准煤耗（克/千瓦时）＝ 3、供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝月供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝累计供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝ 4、发电厂用电率（％）日发电厂用电率（％）＝月发电厂用电率（％）＝累计发电厂用电率（％）＝ 5、供热厂用电率（％）日供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝月供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝累计供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝ 7、补水率

日补水率（％）＝月补水率（％）＝累计补水率（％）＝ 8、耗油量按日、按月进行累计。 9、发电水耗日发电水耗（吨/千瓦时）＝月发电水耗（吨/千瓦时）＝累计发电水耗（吨/千瓦时）＝ 10、入厂、入炉煤热值差日入厂煤平均热值（兆焦/千克）＝月入厂煤平均热值（兆焦/千克）＝累计入厂煤平均热值＝日入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝月入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝累计入炉煤平均热值＝月入厂、入炉煤热值差＝月入厂煤平均热值－月入炉煤平均热值累计入厂、入炉煤热值差＝累计入厂煤平均热值－累计入炉煤平均热值 11、主汽压力（Mpa）日主汽压力平均值＝月主汽压力平均值＝

累计主汽压力平均值＝12、主汽温度(℃) 日主汽温度平均值＝月主汽温度平均值＝累计主汽温度平均值＝13、再热汽温度（℃）日再热蒸汽温度平均值＝月再热蒸汽温度平均值＝累计再热汽温平均值＝14、排烟温度（℃）日排烟温度平均值＝月排烟温度平均值＝累计排烟温度平均值＝15、给水温度（℃）日给水温度平均值＝月给水温度平均值＝累计给水温度平均值＝

风电场厂用电率分析报告

风电场厂用电率偏大的分析我风电场（Ⅰ期）33台风机采用国电联合动力UP82/1500型变速恒频双馈异步发电机，箱变为江苏华鹏ZGS11-Z.F-1600/35型箱式变压器，主变为天威特变SZ10-50000/110型油浸自冷有载调压变压器，自从2010年11月27日33台风机全部并网运行以来，设备运行平稳，由于巡检到位，消缺及时，未发生大的设备异常事故，超额完成了公司下达的发电任务，但厂用电率偏大引起了大家的广泛关注。现对厂用电率偏大的原因进行分析，以便积极采取对策，为本风电场的经济指标做出贡献。风电场不同于火电厂，对环境（风）的依赖性很大，有风了就发电，风大了就满负荷发电，当风速小于3米∕秒时就不发电了，还要用电，这就要从网上吸收电量以满足风机安全停机，部分用电设备还要继续运行，消耗电量。风机的自用电主要有以下设备消耗：偏航电机4×3KW,变桨电机3×2.2KW,液压站油泵电机0.75KW,高速油泵电机6KW,低速油泵电机3.6KW,发电机风扇1×4.75KW,发电机风扇2×5.5KW,机舱加热器4×5KW,机舱柜加热器2×500W,塔底柜加热器2×500W,发电机加热器3×230W,变流器控制柜加热器800W,齿轮箱加热器，齿轮箱风扇等。偏航电机在风向稳定时，1小时偏航运行一次，一般情况下1小时两次，每次10秒左右；变桨电机只有当风速超过12米∕秒时才频繁使用，启动并网开桨时运行45秒左右；液压站油泵电机在偏航时运行，正常时1到2小时运行一次，维持偏航及刹车压力，每次

10秒左右；并网时油泵一直低速运行，当油池温度超过35℃时，油泵高速运行，启动时油温低于35℃时，油泵低速运行；所有加热器温控可以人为设定，一般0℃以下投入运行，5℃以上退出运行；当发电机温度高于50℃发电机风扇运转，低于30℃发电机风扇停运；当油池温度高于齿轮箱散热风扇投运；发电机加热器、齿轮箱加热器、变流器控制柜加热器一般不运行，只有当检修后上电前运行。综上所述，风机的主要用电设备为油泵和机舱加热器，由于在箱变低压侧未安装计量表，故风机的自用电不能精确统计，只能估算，每天每台风机、箱变的损耗与发电量密切相关。以下举例说明： 2011年2月1号发电量251740度，上网电量为232320度，风机、箱变、35KV线路损耗14440度，不考虑35KV线路损耗，每台风机、箱变的耗电量约为437.57，生活厂用电率为0.66，生产厂用电率为5.73，综合厂用电率为8.50；2011年2月19号发电量426度，上网电量为0度，风机、箱变、35KV线路损耗5676度，不考虑35KV 线路损耗，每台风机、箱变的耗电量约为172度，生活厂用电率为335.21，生产厂用电率为1332.39，综合厂用电率为2114.08；2011年2月25号发电量914701度，上网电量为865920度，风机、箱变、35KV线路损耗40051度，不考虑35KV线路损耗，每台风机、箱变的耗电量约为1213.6度，生活厂用电率为0.16，生产厂用电率为4.37，综合厂用电率为 5.33。由此可见，发电量越大，风机、箱变、35KV 线路损耗越大，厂用电率越小。自从无功补偿装置投运以来，生产厂用电率及生活厂用电率均