电厂耗差分析
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。
本标准适用于中国大唐集团公司及所属企业。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/10184-88 电站锅炉性能试验规程
ANSI/ ASME PTC4-1998 蒸汽锅炉性能试验标准
GB/8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程
ANSI/ASME PTC6-2004 汽轮机热力性能试验规程
GB474-1996 煤样的制备方法
GB/T211-2007 煤中全水分的测定方法
GB/T212-2001 煤的工业分析方法
GB/T213-2003 煤的发热量测定方法
DL/T 606-2006 火力发电厂能量平衡导则
DL/T 904-2004 火力发电厂技术经济指标计算方法
DL/T 467-2004 电站磨煤机及制粉系统性能试验
DL/T 469-2004 电站锅炉风机现场性能试验
DL/T 924—2005 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件
GB/T 8567 计算机软件产品开发文件编制指南
3 定义和术语
下列定义和术语适用于本标准
3.1 运行基准值
运行基准值也叫运行应达值，是对应机组某个负荷工况下，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。
3.2 耗差
耗差是指当某一运行参数偏离运行基准值时，对机组运行经济性(供电煤耗)影响的大小，其单位为“克/千瓦小时”。
3.3 运行可控耗差
指运行操作人员能够调整（增加或减小）的耗差。
3.4 运行不可控耗差
指运行操作人员不能够调整（增加或减小）的耗差。
4 总则
4.1 为适应集团公司节能减排精细化管理的要求，进一步提高集团公司整体能耗管理水平，努力实现
安全发展、节约发展和清洁发展，根据国家、行业及集团公司有关标准、规范制定本标准。
4.2 集团公司耗差分析管理系统是按照“五确认、一兑现”的工作思路，依据机组实时运行数据，运
用耗差分析方法，分析影响机组能耗因素，找出问题，制定措施，落实责任，持续改进，最终实现“机组耗差为零”的工作目标。
4.3 集团公司系统各单位要根据本标准的要求，按照“三级责任主体”的管理模式，逐级建立“耗差
分析管理系统”，应根据集团公司及各单位实际需要和技术发展总体规划，分步实施，并不断更新、完善和升级。
4.4 本标准重点对耗差系统的计算原则、核心功能、技术文档及验收工作做出了规定。集团公司系统
耗差分析工作鼓励运用其它先进的理论模型和计算方法，但必须经集团公司组织专家进行论证后实施。
4.5 耗差分析系统的网络安全、人机界面、报表等主辅助功能应符合《火力发电厂厂级监控信息系统
技术条件》(DL/T 924—2005)规定和用户要求。
5 系统功能及计算原则
耗差分析系统至少要包括机组运行参数的状态监测、性能计算、耗差分析、在线试验和运行优化指导五部分内容。计算中需要的煤质数据、飞灰含碳量、炉渣含碳量等非实时数据采用手工输入的方式。
5.1 状态监测
状态监测画面的层次要清晰，由机组循环系统总图逐层向下分解到各个子系统图，使运行人员的视点可以从整体到局部逐渐深入。监视画面主要包括机组循环系统流程、实时参数、所有经济指标计算的显示等。主要机组流程图至少要包括：机组循环系统总图（参照机组原则性热力系统图）、锅炉系统图、汽轮机系统图、锅炉烟风系统图、锅炉制粉系统图、主蒸汽系统图、再热蒸汽系统图、高压给水加热器系统、低压给水加热器系统、冷端系统及厂用电系统图等不同层次的系统图。
在上述系统图中显示该系统主要热力参数和经济指标的运行实际值、运行基准值和耗差值。
5.2 性能计算
性能计算是进行耗差分析的基础，它分为机组性能计算和厂级性能计算两部分。机组性能计算至少要包括锅炉效率、汽轮机热耗率、机组发电煤耗率、机组供电煤耗率、厂用电率、油耗率和补水率等。
厂级性能计算至少要包括全厂发电煤耗率、全厂供电煤耗率、全厂发电厂用电率、全厂综合厂用电率、全厂补水率、全厂油耗率。在机组和厂级指标中还要包括与烟气在线装置通讯的环保指标：二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度和累计量。
5.2.1 数据采集及校验
状态监测及性能计算所采集的数据应采用数据处理技术进行有效性检验和预处理，保证数据的准确性与稳定性。系统应具有参数异常与超限管理功能，推荐采用热工、电气定值表数据进行管理。系统必须能够提供当前异常或超限测点清单。
5.2.2 运行基准值的确定原则
运行基准值通过如下三种方法确定：
1、采用机组热力特性试验数据；
2、制造厂家提供的热力特性曲线；
3、理论分析和变工况计算。
在实际使用中应将热力试验数据和热力特性曲线拟合成数学公式以方便使用。考虑到机组设备通常采用定-滑-定运行方式，推荐在定压运行状态主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度取用制造厂提供的设计值，当机组设备滑压运行时，主蒸汽压力根据变工况热力计算确定。
在确定运行基准值时应对有相互耦合关系的指标参数进行寻优计算。例如，真空度与循环水泵耗电率，汽轮机高压调整门开度、调节级压力与小汽机耗汽量或电动给水泵耗电量，锅炉炉膛出口氧量与飞灰可燃物损失等。
5.2.3 主要经济指标
机组经济指标至少包括：锅炉效率、汽轮机热耗率、高压缸效率、中压缸效率、主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、再热汽压力损失、锅炉排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、给水泵汽轮机用汽量或者电动给水泵用电量、厂用电率、凝汽器真空、凝结水过冷度、锅炉给水温度、各加热器端差、过热器减温水流量、再热汽减温水流量、燃料发热量、辅助蒸汽用汽量、机组补水率、轴封漏汽量等。
5.3 耗差分析
5.3.1 耗差分析方法
应使用热力学方法、等效焓降法、循环函数法、小扰动法、基本公式和试验资料等方法进行耗差分析工作。热力学法宜用于蒸汽参数校正，如主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度和汽轮机排汽压力等；等效焓降法和循环函数法宜用于热力系统分析，如减温水流量、给水温度、加热器端差、凝汽器过冷度、给水泵汽轮机用汽量、厂用汽量和汽水损失率等；基本公式和试验资料宜用于锅炉排烟温度、炉膛出口氧量和辅机用电率等。
5.3.2 运行可控耗差
运行可控耗差应在主监视画面上突出显示，以便于运行人员监视和调整。影响可控耗差的主要指标有：主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热汽温度、排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、厂用电率、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。
5.3.3 运行不可控耗差
运行不可控耗差监视画面应与可控耗差统筹考虑，供运行人员参考，主要用于指导设备节能工作。影响不可控耗差的主要指标有：再热器压损、燃料发热量、高压缸内效率、中压缸内效率、辅汽用汽量、机组补水率、凝结水过冷度、轴封漏汽量。
耗差分析结果宜用直观的棒图和饼图形式显示。
5.4 在线试验
5.4.1 系统应具有机组在线性能试验功能，至少包括：锅炉性能试验、汽轮机性能试验、凝汽器性能试验、空气预热器漏风率试验和真空严密性试验。
5.4.2 系统应能自动生成性能试验报告，运行和管理人员可以随时查看试验报告。
5.5 运行优化指导
基于机组性能计算、耗差分析和在线试验的结果提出运行优化指导建议。包括设备运行方式优化和机组参数优化曲线。
5.5.1 设备运行方式优化
应包括循环水泵运行方式、给水泵运行方式、高压调节门开度、磨煤机运行方式、送风机运行方式等。
5.5.2 参数优化曲线
应包括主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、炉膛出口氧量和凝汽器真空等。
5.6 系统要求
工作站刷新时间≤10s
工作站登录系统时间＜15s
系统翻页时间＜5s
连续无故障运行时间≥8000h
6 软硬件环境
6.1 软件运行环境
6.1.1 数据存储
从生产过程控制系统中采集的实时数据应存储在实时/历史数据库，其他管理数据或者系统数据等可存储在关系型数据库中。
6.1.1.1 实时/历史数据库
系统所使用的实时/历史数据库主要用于存储生产实时数据，包括机组性能计算和耗差分析相关的数据，以及集团和各分（子）公司所采集的下属电厂关键性指标数据等。该实时/历史数据库应满足《DL/T 924--2005火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》中对实时/历史数据库的基本要求。
6.1.1.2 关系型数据库
系统所使用到的关系型数据库主要用于满足系统的系统管理需求，以及各级管理数据和绩效考核数据的存储需求。
6.1.2 系统运行环境和系统架构
系统应采用B/ S体系架构。
6.2 硬件运行环境
系统所需的实时数据库服务器、关系型数据库服务器、计算服务器、存储设备、外围设备、客户端等硬件可根据自身实际情况进行选择。
数据库载体宜采用共享磁盘阵列，也可在网络中建立独立网络共享存储系统。
6.3 网络环境及系统安全
6.3.1 厂级（集团、分（子）公司）网络
6.3.1.1 厂级系统（集团公司、分（子）公司）所在网络架构宜采用局域网标准IEEE802.x和网络/
国际通信协议标准TCP/IP。网络主干的通信速率应不小于100Mb/s 。
6.3.1.2 各单位可根据自身情况和需求进行选择。
6.3.2 网络接口
6.3.2.1 能够实现三级联网机制。要求厂级系统、分（子）公司与集团公司系统能够通过现有专网和
VPN实现连接。
6.3.2.2 在各厂、分（子）公司及集团公司的各节点之间组建的专用网络和VPN上，安全地传递内部
数据和信息；数据和信息的安全、完整和稳定应能得到保障。
6.3.3 网络安全
6.3.3.1 系统的网络结构应能有效阻止外网病毒和非法入侵对系统的破坏。
6.3.3.2 系统应有效设置由操作系统提供安全机制的各种参数；有效利用由TCP/IP通信协议、路由器、
交换机、硬件防火墙等提供的过滤和屏蔽功能，限制对系统的访问；对下层数据采集的网络访问应进行限制，防止可能的针对下层控制网络的攻击；系统的数据发布、展现及查询应具有管理员和用户的授权权限设置。
6.3.3.3 系统所在网络区域应设置防病毒服务器或防病毒服务功能，并安装经过国家计算机安全部门
认证的防病毒软件和防非法入侵软件。
7 数据采集传输和接口
7.1 数据接口
系统应以规范的ODBC/JDBC/OLE DB等开放式数据库互连接口或基于应用程序编程接口（ＡＰＩ）的方式提供对外数据接口，便于上层系统通过数据接口采集传输生产实时数据。
7.2 数据采集与传输
系统关键数据的采集周期应小于5秒钟，普通数据的采集周期可根据现场实际情况确定，系统计算周期应小于60秒钟。系统应提供统一的数据采集和传输解决方案，具体要求包括：
7.2.1 具有不同数据源的复制、抽取能力
应具备对现有不同数据源进行复制、抽取转换的策略和能力，要求必须具备易维护、易掌握、灵活配置、性能稳定等特性。
7.2.2 实时传输能力
应对下属单位的生产实时数据及偏差分析数据，做到即采即传、实时传输，并保证快速、安全、数据无损。
7.2.3 网络故障的容错能力
应具备对广域网故障有完善的容错能力，网络出现故障无法连通时，能够将数据缓存在采集机上，在网络故障恢复之后，系统能够自动地把在故障期内缓存的数据自动上传，这个过程不需要人工再干预。
而且至少要保证在断网一周的情况下，数据不会丢失。
7.2.4 数据采集接口的远程管理能力
应能够对数据采集接口进行远程管理，即能够实现对远程接口程序的启停管理、配置管理、在线升级。
7.2.5 实时数据点的在线调整能力
应能够远程设置和更改需要采集、上传的数据点，并通过网络自动下载数据到采集机上，实现实时数据点的在线调整。
7.2.6 故障诊断与维护能力
在系统出现故障时，系统应能够定位和记录故障信息，提示管理员进行处理和维护。
8 技术文档
8.1 应按照《计算机软件产品开发文件编制指南》（GB/T 8567）的规定编制相应的文档。
8.2 文档资料应满足《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL/T 924—2005）的要求。且至少
要包括技术协议，系统设计图和系统设计文件，安装施工图、验收报告，软硬件设备资料 ( 包括随机资料)，系统最终组态说明书及相关的图纸资料，系统操作手册或操作说明书、系统维护说明书、培训资料等。
8.3 应在合同规定工期结束后一个月内提交完整的系统计算说明书，且应包括以下内容：原始测点列
表及命名规范、性能计算和耗差分析测点说明、耗差分析指标列表、性能计算方法及公式说明、耗差分析指标目标值确定方法说明（含方法原理和计算公式说明）、系统误差分析（含分析方法和计算公式说明）。计算说明书的格式参照规范性附录A.4 耗差分析系统性能计算说明书。
9 系统验收
9.1 耗差分析系统的验收依据主要是：合同、技术协议、本标准和《火力发电厂厂级监控信息系统技
术条件》（DL/T 924—2005）。验收工作分三个阶段进行：出厂（设计）阶段、安装调试阶段、竣工阶段。
9.2 设计阶段系统验收重点是：功能应满足本标准和用户需求，机组设计和试验数据资料齐全，关键
测点的数量和精度应符合实际，需增加或替换的测点数量和精度应满足需要，人机界面友好。
9.3 安装调试阶段验收重点是：实际选用测点的数量和精度，施工调试报告和计算说明书的规范性。
9.4 竣工阶段的验收重点是：系统的准确性、稳定性、登录和显示刷新速度，技术文档齐全且符合实
际。
9.5 验收小组应组织制定各阶段的验收测试方法，出具验收报告并存档。如果在测试过程中出现重大问题，应查明原因，提出分析报告，重新进行测试。如果在重新测试中这类问题再次出现，则不能通过验收，应改进后再组织测试和验收。
9.6 系统运行基准值计算方法的验收。应根据本标准中5.2.2运行基准值确定原则验收。若系统应用了其他的基准值计算方法，应在系统计算说明书中详细说明。运行基准值计算结果应与最近一次中试所热力试验结果进行对比分析。
9.7 系统性能计算方法的验收。应根据规范性附录A.3 机组性能计算方法验收，若系统应用了其他的计算方法，应在系统计算说明书中进行详细的说明。
9.8 系统耗差计算方法的验收。应根据本标准中5.3耗差分析方法验收。若系统应用了其他的耗差指标计算方法，应在系统计算说明书中详细说明。
附 录 A 规范性附录
A.1 耗差分析指标体系
耗差分析指标体系
序号指标分级分类指标名称单位备注
1 一级指标综合供电煤耗 g/kWh
2 二级指标厂用电厂用电率 %
3 二级指标汽机汽机热耗率 %
4 二级指标锅炉锅炉效率 %
5 锅炉专业三级指标锅炉空预器漏风率 %
6 锅炉专业三级指标锅炉排烟温度℃
7 锅炉专业三级指标锅炉低位发热量 kJ/kg
8 锅炉专业三级指标锅炉排烟氧量（炉膛出口） %
9 锅炉专业三级指标锅炉飞灰可燃物 %
10 锅炉专业三级指标锅炉炉渣可燃物 %
11 汽机专业三级指标汽机本体效率高压缸内效率 %
12 汽机专业三级指标汽机本体效率中压缸内效率 %
13 汽机专业三级指标汽机本体效率低压缸内效率 %
14 汽机专业三级指标汽机本体效率调节级效率 %
15 汽机专业三级指标汽机本体效率小机用汽量 %
16 汽机专业三级指标蒸汽参数主汽温度℃
17 汽机专业三级指标蒸汽参数主汽压力 Mpa
18 汽机专业三级指标蒸汽参数再热汽温度℃
19 汽机专业三级指标蒸汽参数再热汽压损率 %
20 汽机专业三级指标蒸汽参数过热减温水量 t/h
21 汽机专业三级指标蒸汽参数再热减温水量 t/h
22 汽机专业三级指标真空度背压 kPa
23 汽机专业三级指标真空度凝汽器过冷度 %
24 汽机专业三级指标真空度凝汽器端差℃
25 汽机专业三级指标真空度循环水温升℃
26 汽机专业三级指标回热系统给水温度℃
27 汽机专业三级指标回热系统高加旁路泄漏率 %
28 汽机专业三级指标回热系统 #1高加上端差℃
29 汽机专业三级指标回热系统 #1高加下端差℃
30 汽机专业三级指标回热系统 #2高加上端差℃
31 汽机专业三级指标回热系统 #2高加下端差℃
32 汽机专业三级指标回热系统 #3高加上端差℃
33 汽机专业三级指标回热系统 #3高加下端差℃
34 汽机专业三级指标回热系统 #5低加上端差℃
序号指标分级分类指标名称单位备注
35 汽机专业三级指标回热系统 #5低加下端差℃
36 汽机专业三级指标回热系统 #6低加上端差℃
37 汽机专业三级指标回热系统 #6低加下端差℃
38 汽机专业三级指标回热系统 #7低加上端差℃
39 汽机专业三级指标回热系统 #7低加下端差℃
40 汽机专业三级指标回热系统 #8低加上端差℃
41 汽机专业三级指标回热系统 #8低加下端差℃
42 厂用电三级指标厂用电吸风机耗电率 %
43 厂用电三级指标厂用电送风机耗电率 %
44 厂用电三级指标厂用电一次风机耗电率 %
45 厂用电三级指标厂用电制粉系统耗电率 %
46 厂用电三级指标厂用电磨煤机耗电率 %
47 厂用电三级指标厂用电排粉机耗电率 %
48 厂用电三级指标厂用电给水泵耗电率 %
49 厂用电三级指标厂用电循环水泵耗电率 %
50 厂用电三级指标厂用电凝结水泵耗电率 %
51 厂用电三级指标厂用电电除尘耗电率 %
52 厂用电三级指标厂用电脱硫耗电率 %
53 厂用电三级指标厂用电增压风机耗电率 %
54 厂用电三级指标厂用电浆液循环泵耗电率 %
55 厂用电三级指标厂用电脱硝耗电率 %
56 厂用电三级指标厂用电输煤耗电率 %
57 厂用电三级指标厂用电公用系统耗电率 %
A.2 机组性能计算和耗差分析指标列表
机组性能计算和耗差分析指标列表
序号分类指标名称单位备注
1 综合机组发电量 MWh
2 综合机组负荷 MW
3 综合机组负荷率 %
4 综合机组效率 %
5 综合机组发电标煤（反平衡） g/kWh
耗差分析
6 综合机组供电标煤（反平衡） g/kWh
7 综合机组供电煤耗额定设计值 g/kWh
8 锅炉炉侧过热汽压力 MPa
9 锅炉炉侧过热汽温度℃
10 锅炉炉侧过热汽流量 t/h
11 锅炉炉侧再热汽温度℃
12 锅炉机组主蒸汽管道效率 %
耗差分析
13 锅炉入炉煤低位发热量 kJ/kg
14 锅炉炉渣可燃物 %
耗差分析
15 锅炉飞灰可燃物 %
耗差分析
16 锅炉连排流量 t/h
17 锅炉排烟氧量 %
18 锅炉排烟损失 %
19 锅炉化学未完全燃烧热损失 %
20 锅炉固体未完全燃烧损失 %
21 锅炉散热损失 %
22 锅炉灰渣热损失 %
23 锅炉空预器进口过量空气系数
24 锅炉空预器出口过量空气系数
25 锅炉空预器漏风系数
26 锅炉空预器漏风率 %
耗差分析
27 锅炉锅炉效率（反平衡） %
28 锅炉锅炉效率额定设计值 %
29 锅炉排烟温度℃耗差分析
耗差分析
30 锅炉锅炉氧量 %
耗差分析
31 汽机机组主蒸汽压力 MPa
32 汽机机组主蒸汽温度℃耗差分析
33 汽机机组主蒸汽流量 t/h
34 汽机机组调节级压力 MPa
耗差分析
35 汽机高加旁路泄露率 %
36 汽机机组1段抽汽流量 t/h
37 汽机机组2段抽汽流量 t/h
序号分类指标名称单位备注
38 汽机机组高压缸排汽压力 MPa
39 汽机机组高压缸排汽温度℃
40 汽机机组再热汽流量 t/h
41 汽机机组再热汽压力 MPa
42 汽机机组再热汽温度℃耗差分析
43 汽机机组3段抽汽流量 t/h
44 汽机机组4段抽汽至除氧器流量 t/h
45 汽机机组小机进汽压力 MPa
46 汽机机组小机进汽流量 t/h
47 汽机机组小机排汽压力 kPa
48 汽机机组中压缸排汽压力 MPa
49 汽机机组中压缸排汽温度℃
50 汽机机组5段抽汽流量 t/h
51 汽机机组6段抽汽流量 t/h
52 汽机机组7段抽汽流量 t/h
53 汽机机组8段抽汽流量 t/h
耗差分析
54 汽机机组再热汽压损率 %
55 汽机机组背压 kPa
耗差分析
耗差分析
56 汽机机组凝汽器真空度 %
57 汽机机组凝汽器端差℃耗差分析
58 汽机机组凝结水过冷度℃耗差分析
59 汽机机组凝汽器循环水温升℃
60 汽机机组凝汽器循环水流量 t/h
61 汽机机组凝结水泵出口压力 MPa
62 汽机机组#8低加上端差℃耗差分析
63 汽机机组#8低加下端差℃耗差分析
64 汽机机组#8低加凝结水温升℃
65 汽机机组#7低加上端差℃耗差分析
66 汽机机组#7低加下端差℃耗差分析
67 汽机机组#7低加凝结水温升℃
68 汽机机组#6低加上端差℃耗差分析
69 汽机机组#6低加下端差℃耗差分析
70 汽机机组#6低加凝结水温升℃
71 汽机机组#5低加上端差℃耗差分析
72 汽机机组#5低加下端差℃耗差分析
73 汽机机组#5低加凝结水温升℃
74 汽机机组除氧器出水流量 t/h
75 汽机机组除氧器给水温升℃
76 汽机再热器减温水流量 t/h
耗差分析
耗差分析
77 汽机过热器减温水流量 t/h
78 汽机机组#3高加上端差℃耗差分析
序号分类指标名称单位备注
79 汽机机组#3高加下端差℃耗差分析
80 汽机机组#3高加给水温升℃
81 汽机机组#2高加上端差℃耗差分析
82 汽机机组#2高加下端差℃耗差分析
83 汽机机组#2高加给水温升℃
84 汽机机组#1高加上端差℃耗差分析
85 汽机机组#1高加下端差℃耗差分析
86 汽机机组#1高加给水温升℃耗差分析
87 汽机机组凝结水补水率 %
耗差分析
88 汽机机组高加旁路泄漏率 %
89 汽机机组主给水流量 t/h
90 汽机机组最终给水流量 t/h
91 汽机机组最终给水压力 MPa
92 汽机机组最终给水温度℃耗差分析
耗差分析
93 汽机机组高压缸内效率 %
耗差分析
94 汽机机组中压缸内效率 %
95 汽机机组低压缸内效率 %
耗差分析
96 汽机机组调节级效率 %
耗差分析
97 汽机机组热耗率 kJ/kWh
98 汽机机组汽耗率 kg/kWh
99 汽机机组汽机效率 %
100 汽机汽机效率额定设计值 %
101 电气厂用电率 %
耗差分析
耗差分析
102 电气吸风机耗电率 %
103 电气送风机耗电率 %
耗差分析
耗差分析
104 电气一次风机耗电率 %
耗差分析
105 电气制粉系统耗电率 %
耗差分析
106 电气磨煤机耗电率 %
耗差分析
107 电气排粉机耗电率 %
耗差分析
108 电气给水泵耗电率 %
109 电气循环水泵耗电率 %
耗差分析
耗差分析
110 电气凝结水泵耗电率 %
耗差分析
111 电气电除尘耗电率 %
耗差分析
112 电气脱硫耗电率 %
耗差分析
113 电气增压风机耗电率 %
耗差分析
114 电气浆液循环泵耗电率 %
115 电气脱硝耗电率 %
耗差分析
耗差分析
116 电气输煤耗电率 %
耗差分析
117 电气公用系统耗电率 %
A.3 机组性能计算方法
1 综合指标计算
1.1 供电煤耗率
()e q b gd bl g ?=
1308.29ηη g b ——供电煤耗率，；
)/(h kW g ?q ——汽机热耗率，；
)/(h kW kJ ?29.308——标煤发热量的29308的1/1000；
kg kJ /bl η——锅炉效率，%；
gd η——管道效率，%；
e ——厂用电率，。
%1.2 发电煤耗率
gd bl f q
b ηη308.29=
g b ——发电煤耗率，。
)/(h kW g ?1.3 电厂效率
ηηηηbl gd cp =
cp η——电厂效率，；
%η——汽机热效率，。
%1.4 发电厂用电率
f cy
W W e =
cy W ——计算期内厂用电量，h kW ?；
f W ——计算期内计量的发电量，h kW ?。
2 锅炉性能计算
按照《电站锅炉性能试验规程》（GB10184-88）的规定计算，是用煤质的元素分析数据进行反平衡锅炉效率的计算。用于在线性能计算的煤质分析一般为工业分析数据，建议采用简化的经验公式计算各项损失，具体介绍如下：
2.1 锅炉效率
锅炉机组的损失包括排烟损失、化学未完全燃烧热损失、固体未完全燃烧损失、散热损失和灰渣热损失。即
)(%10065432q q q q q bl ++++?=η
式中：
2q ——排烟热损失，%；
3q ——化学不完全燃烧热损失，；
%4q ——固体未完全燃烧热损失，；
%5q ——散热损失，；
%6q ——灰渣物理热损失，%。
2.1.1 排烟热损失 基准温度一般取环境温度。
(%)100)()
(0212t t k k q py py ?+=α
式中： 1k ，——根据燃料种类选取；
2k py α——排烟过量空气系数；
py t ——排烟温度，℃；
0t ——基准温度，℃。
1k 、为经验系数，取值见下表
2k 煤种
1k 2k 无烟煤、贫煤
3.55 0.44 烟煤
3.54 0.44 Mar>15%的洗中煤
3.57 0.62 褐煤
3.62 0.90
2.1.2 化学未完全燃烧热损失
对于煤粉炉而言，一般该项损失≤0.5%，因此可以忽略不计。
2.1.3 固体未完全燃烧热损失
固体未完全燃烧热损失主要是由烟气飞灰和炉底炉渣中含有可燃物组成。对于煤粉炉而言主要
是灰渣和飞灰两项损失，以及中速磨煤机排出石子煤的热量损失。如只考虑前两项损失，具体算法如下：
4,337.27100%100100fh fh ar lz lz net ar
fh lz C A C q Q C C αα??????=+??????????????????×
式中： ar A ——收到基灰分，；
%,net ar Q ——煤低位发热量，；
/kJ kg lz α、fh α——灰渣、飞灰占燃料总灰分的份额，；
%lz C 、fh C ——灰渣、飞灰中可燃物含量百分率，。
%对于固态排渣煤粉炉而言，90%lz α=，10%fh
α=。 2.1.4 锅炉散热损失
散热损失主要是指锅炉炉墙、金属结构及锅炉范围内的管道等向环境散失的热量，算法如下： 5q 0.37850
5.82(
e e D q D D ?=×× 式中： e D ——锅炉额定蒸发量，；
/t h 0D ——锅炉实际蒸发量，。
/t h 2.1.5 灰渣物理热损失
灰渣物理热损失是指炉渣、飞灰排出锅炉设备时所带走的显热占输入热量的百分率，算法如下：
006,()()100%100100fh py fh ar
lz lz lz net ar
lz fh t t c A t t c q Q C C αα??×?××?=+????????×
式中： lz t ——对于固态排渣煤粉锅炉，炉渣温度可以取800℃；
lz c 、fh c ——炉渣的比热容可以取0.96，飞灰的比热容一般可以取0.82；
py
t ——锅炉排烟温度，℃。
2.2 空预器漏风率
2.2.1 过量空气系数
22121O α≈
?
α——过量空气系数； ——烟气含氧量。
2O 2.2.2 漏风系数
'''αααΔ=?
αΔ——空气预热器漏风系数；
''α——空气预热器出口烟气的过量空气系数； 'α——空气预热器进口烟气的过量空气系数。
2.2.3 空预器漏风率
'90L A ααΔ=×
——空气预热器漏风率。
L A 3 汽机性能计算
汽轮机性能计算参照下列标准：
1）ASME PTC6-1996 汽轮机性能试验规程
2）GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程
3）JB3344-93凝汽器性能试验规程
4）DL/T904-2004火力发电技术经济指标计算方法
5）IAPWS-IF97 水和水蒸汽性质方程
3.1 汽轮机效率
q 3600
=η
3600——电的热当量；
q——汽机热耗率，
kg kJ /3.2 汽轮机热耗率
3.2.1 主蒸汽流量
大型机组考虑节流损失，一般都未安装主汽流量的测量装置。在线计算主汽流量及汽机热耗率的关键是选取合适的基准流量。试验研究院是以凝结水流量或者给水流量为基准。DCS上的主汽流量一般以汽轮机厂家提供的调节级压力和主汽流量的数据进行插值计算得到，同时考虑蒸汽温度的修正，随着汽机运行时间的增加，通流部分或汽封间隙发生变化会直接影响数据的准确性。推荐采用变工况热力试验的数据拟合出主蒸汽流量与调节级压力的关系，在线计算变工况时的主汽流量。
3.2.2 汽轮机热耗量
对于典型的汽机热力系统，如过热减温水流量从给水泵出口引出，再热减温水流量从给水泵中间
抽头引出的再热式机组，汽轮机热耗量的计算公式如下：
00ms rhr rhr rhl rhl f f ma ma fw fw ss ss rs rs
Q G h G h G h G h G h G h G h G h =×+×?×+×+×?×?×?× 0Q ——汽轮机热耗量，；
/kJ h
——进入汽轮机的主蒸汽流量，； 0G /kg h
——进入汽轮机的主蒸汽焓，； ms h /kJ kg
——进入汽轮机的热再热蒸汽流量，； rhr G /kg h
——汽轮机的热再热蒸汽焓，； rhr q /kJ kg
——高压缸排汽流量，； rhl G /kg h
——汽轮机的冷再热蒸汽焓，； rhl h /kJ kg
f G ——扩容蒸汽进入汽机热力系统的流量，； /k
g h
f h ——扩容蒸汽进入汽机热力系统的焓，； /kJ k
g ——补充水流量，；
ma G /kg h ——补充水焓，；
ma h /kJ kg fw G ——最终给流量，；
/kg h
fw h ——最终给水焓，； /kJ kg ss G 、——过热减温水、再热减温水流量，；
rs G /kg h ss h 、——过热减温水、再热减温水焓。
rs h 3.2.3 汽轮机热耗率
N Q q P =
0Q ——计算期内热耗量，；
/kJ h N P ——计算期内发电功率，。
kW 3.3 汽缸相对内效率
i t h
h η=Δ
i η——汽缸相对内效率，%；
h ——汽缸的实际焓降，；
/kJ kg
火电厂节能降耗经济性分析
火电厂节能降耗经济性分析 坚持节约资源和保护环境是我国的基本国策,建设资源节约型、环境友好型 厂其他节能思路等几方面对火电厂的节能降耗进行了分析。 作好节能降耗要依靠改进技术措施,同时也要重视加强管理,常抓不懈,就会使发电企业煤耗下降,经济性得到提升。 一，影响发电厂能耗指标的因素 1.1汽轮机热耗 发电厂经济效益的一个重要指标是煤耗,因此如何降低煤耗是发电厂 节能的重点工作。降低机组的发电煤耗从反平衡角度分析,取决于降低汽轮机热耗和提高锅炉效率,同时加强管道的保温,提高管道传热效率。 降低汽轮机热耗的方法有: (l)通过对汽轮机通流部分及相关热力系统的改造,提高热循环效率、降低热耗; (2)运行中应及时地对主辅机进行调整,以保证机组在相应工况下参数、真空等指标处于经济运行状态;
(3)提高设备健康水平,确保系统无负压泄漏,无额外热源漏入凝汽器,无回热系统故障等影响经济运行的缺陷。提高锅炉效率应根据需要进行受热面、燃烧器等主辅设备的技术改造。运行中要及时调整燃烧和辅机运行,减少锅炉各项损失,特别是排烟损失和机械不完全燃烧损失。另外,要加强对来煤煤质的预报,杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。 1.2煤耗 对煤耗影响较大的几个因素具体分析如下: 1.2.1负荷率和机组启停因素 机组启停次数对热耗和发电煤耗影响很大,统计资料表明,每次启停消耗的燃料约为本机组在满负荷下2一3h消耗的燃料,机组每次启停增加热耗约为3kJ/(kw˙h),相应煤耗增加约0.1一0.15g/(kw˙h)。负荷率每变化1%,机组热耗将变化0.08%一0.10%,大型机组的热耗增加8一10kJ/(kw˙h),煤耗增加0.3一0.38g/(kw˙h)。因此降低煤耗,一方面要增加负荷率,另一方面要做好经济调度;必须提高大小修质量,减少停机次数;重要设备要有运行状态检测手段,逐步实行状态检修。 1.2.2凝汽器真空 气候变化引起凝汽器真空降低及真空系统泄漏均会引起热耗上升。真空每降低1kPa,热耗增加80kJ/(kw˙h),煤耗增加3g/(kw˙h)。凝汽器真空是影响机组发电煤耗的主要因素。提高真空的主要措施是:①降低循环水入口
大唐甘谷发电厂耗差分析技术标准
Q/GDC-210-01 大唐甘谷发电厂 耗差分析技术标准 2010-06-30发布2010-07-30实施大唐甘谷发电厂发布
前言 为了规范大唐甘谷发电厂定期工作，进一步提高设备运行可靠性，及时发现设备运行或备用状态的故障和隐患，及时采取有效的防范措施，对设备做到可知、可控，以有效防止设备隐患的积累而导致事故的发生，保证设备安全稳定运行，根据国家及电力行业有关规定和标准，依据中国大唐集团公司企业标准特制订本标准。 本标准由大唐甘谷发电厂发电部组织编写。 本标准主要起草人：张国荣 本标准主要审定人：周龙 本标准批准人：孙万荣 本标准由大唐甘谷发电厂发电部负责解释。
大唐甘谷发电厂耗差分析技术标准 范围 本标准对中国大唐甘谷发电厂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。 本标准适用于大唐甘谷发电厂。 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/10184-88 电站锅炉性能试验规程 ANSI/ ASME PTC4-1998 蒸汽锅炉性能试验标准 GB/8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程 ANSI/ASME PTC6-2004 汽轮机热力性能试验规程 GB474-1996 煤样的制备方法 GB/T211-2007 煤中全水分的测定方法 GB/T212-2001 煤的工业分析方法 GB/T213-2003 煤的发热量测定方法 DL/T 606-2006 火力发电厂能量平衡导则 DL/T 904-2004 火力发电厂技术经济指标计算方法 DL/T 467-2004 电站磨煤机及制粉系统性能试验 DL/T 469-2004 电站锅炉风机现场性能试验 DL/T 924—2005 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件 GB/T 8567 计算机软件产品开发文件编制指南 定义和术语 下列定义和术语适用于本标准 1.1 运行基准值 运行基准值也叫运行应达值，是对应机组某个负荷工况下，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。 1.2 耗差 耗差是指当某一运行参数偏离运行基准值时，对机组运行经济性(供电煤耗)影响的大小，其单位为“克/千瓦小时”。 1.3 运行可控耗差 指运行操作人员能够调整（增加或减小）的耗差。 1.4 运行不可控耗差
大唐河北分公司耗差分析系统案例
大唐河北分公司耗差分析系统成功案例 一、项目概况 “节能减排”已经成为国家的一项基本国策，随着集团公司的迅速发展，发电机组的日益增多，节能减排已经成为落实集团公司科学发展的重要抓手。为全面加强集团公司节能减排管理，进一步提高节能减排管理水平，集团公司需要建立一套完整、统一、科学的节能减排管理体系，为实现集团公司科学发展，创造“中国大唐”品牌打下坚实的基础。 耗差分析是节能减排的重要手段，建设耗差分析系统是建立节能减排管理体系的重要内容。利用信息化技术，建设覆盖集团公司三级责任主体的耗差分析系统，实现对节能减排主要指标的实时监控、动态对标，提高集团公司节能减排的集团化、专业化管理水平。 根据大唐集团公司的三级耗差分析系统河北分公司需要建立河北分公司耗差系统，建设大唐河北分公司与下属发电企业之间的生产实时信息平台。使分公司能够及时的掌握所有发电机组重要安全生产实时信息（如负荷、电量和机组主要参数等）和火力发电机组主要环保排放信息（如烟尘、二氧化硫、氮氧化物等），对下属企业进行科学决策和指导；目前大唐分公司下属有四个火电厂、五个风电和一个水电厂。 该耗差分析系统采用亚控的KingHisrian为核心，实现了电厂数据的采集、存储、分析及展示。 二、项目特色
●实现公司下属所有电厂的数据共享，远程可以看到电厂的运营情况； ●具有压缩能力的历史数据库能保存长期产生的海量数据； ●接口丰富方便实现与集团系统的统一连接。 三、系统架构 ●系统架构图 根据系统网络层次和功能不同，将整个系统划分为三个层次，从下到上依次为：系统数据层、数据采集与网络传输层、应用层。系统结构如图1所示： 工工工工工工工工 工工工工工工工工工工工工 工工工工 工工工工工工工工 工工工工
工程风险分析
工程风险分析 ——以PPP模式及万达为例 风险管理理论的萌芽首先是来自于保险业。在20世纪50年代以前，个经济单位一直把保险作为处理风险的唯一方法，后来在20世纪50年代，风险管理在美国才开始发展为一门学科，到了70年代的时候进而渗透到企业经济生活的各个领域。80年代中期，我国才引进项目风险管理。 工程项目风险的特点主要有六大类：一，客观性和可预测性，风险是不以人的意志为转移而客观存在的，人们只能发现、认识并利用这些规律。二，普遍性和多样性，工程项目从立项、土地买卖、设计、施工、到最后的交接、营销，风险因素种类复杂且数量多。三，相对性，不同经济单位对风险承受能力是不同的，处理的方法也不同，比如地产公司与建设单位对风险的控制方法，意识就不同。四，动态性和阶段性，风险本身会随着时间，空间条件发生改变。五，全局性，各个项目相互错杂，又相互关联。六，风险后果的双重性，风险是一把双刃剑，风险的背后往往隐藏着较大的利益。 因此主要有三种方法可以辨别风险;第一，风险核查表（风险汇总表），主要是将本项目与以往历史项目中的风险清单进行对比，从而确定本项目存在的风险。对于业主的风险主要有政治风险，比如国家政策的改变；经济和法律的风险，比如通货膨胀率，税法，或法规改变；资金风险，工程款支付风险，开户信用问题，方案变更，建设单位增加投入；自然与环境风险以及人员管理风险等。第二，专家调查法：又分为智暴法、专家个人调查法、德尔菲法，其中德尔菲法是征得各个专家意见后，进行整理、归纳、统计、在匿名反馈给专家，如此循环直到得到较集中稳定意见。第三，图解技术：分为因果分析法（鱼刺图法）、故障树分析法、暮景分析法、流程图法、WBS-RBS风险矩阵法，其中WBS是工作分解结构，RBS是风险分解结构，它比较适合于风险复杂的工程项目，能够分别将工作和风险逐级分解，系统的识别风险因素，在一定程度上规避了其他方法凭借主观判断识别风险的弊端，能够全面而有效的识别风险因素。另外还有常识、经验和判断法以及实验或实验结果。 在工程的风险控制中，第一个例子是从PPP模式中，简要探讨下地方政府和民营企业所扮演的角色。
火电企业环保成本再增
火电企业环保成本再增 国家环保部新修订的《火电厂大气污染物排放标准》 将于明年1月1日起实施 ，新标准对污染物排放限值进行了从严修订。不断攀高的煤价已导致火电企业连年亏损 ，新标准之下的再改造无疑将使火电企业的资金更加捉襟见肘。 新标准实施后，面临新附加成本的投入，火电企业的环保成本压力增加是毋庸置疑的。新标准使火电行业的环保准入门槛提高了，但同时也推动了市场整合，加快了火电行业发展方式转变和产业结构的优化。 “史上最严”标准重点是脱硝 新标准实施 后，将代替原国家环保总局2003年发布的火电行业排放标准。对比新旧标准，导报记者发现，新标准对现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的污染物排放限值；对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期。此外，新标准还大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点地区制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，其中氮氧化物、二氧化硫和烟尘等的排放限值接近或达到发达国家和地区的要求。该标准一度被火电企业称为“史上最严”。 国家环保“十二五”规划中明确提出，到2015年氮氧化物的排放总量下降到2046.2万吨，比2010 年的2273.6万吨下降10%。做到该项指标的关键是加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，规划对此提出了单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施的要求。脱硫是火电厂“十一五”的主要任务，而“十二五”期间的工作重点则是脱硝。《火电厂大气污染物排放标准》正是在这种背景下出台的。 据中国电力企业联合会秘书长王志轩测算，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约2000亿-2500亿元。“一座600兆瓦的中型火电厂，购置一台脱硝设备大概需要花费6000万元。”王志轩说。 第三方技术支持企业迎发展契机 新标准实施后，到2015年，全国需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元/年。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元/年。大规模的需求将为脱硝设备、原料和服务市场带来良好的发展空间。 新标准的实施在大幅削减污染物排放的同时，还将带动相关的环保
2021火力发电厂风险分析
2021火力发电厂风险分析 Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0935
2021火力发电厂风险分析 一、概述 电力是经济发展的基础，而火力发电则是电力能源的重要组成部分。常见的火力发电是以煤、油、可燃气体为原料在锅炉内燃烧，使水变为水蒸汽，推动汽轮发电机组发电。 其简单工艺流程如下:煤碳、石油或天燃气、燃烧(锅炉水吸收热能转化为高温高压蒸气(高温高压蒸汽在汽轮机膨胀推动叶轮而 转动机轴(汽轮机转动发电机其能量转变形式如下：化学能(热能(蒸气之焓(机械能(电能除上述以汽轮机发电外，还有直接应用内燃机推动发电的，但这种发电方式发电量一般不大，仅作为后备供电。但在华南地区，特别是珠江三角洲地区，不仅有为数不少的此种类型的小型发电厂，还有许多乡镇企业均自备柴油发电机作为供电的
主要方式。其中以煤为原料的火力发电最为常见。 据统计截止到1997年底，全国现有电厂总的装机容量约有2.5亿kw,其中燃煤机组容量占总的装机容量的75%以上，根据电厂装机容量的大小可把电厂分为: 小型电厂：装机容量在5万kw以下； 中型电厂：装机容量在5-25万kw之间； 大型电厂：装机容量在25万-100kw万之间； 特大型电厂：装机容量在100万kw以上。 火力发电厂前期投资较大，且资产也比较集中，据了解:国内机组单位千瓦的投资额约为4000元人民币，而进口机组则在6000元以上，如宁波北仑港电厂二期工程建设3台60万kw的进口机组，总投资约需120亿人民币。另据了解：目前世界上最大的燃煤机组单机为90万kW，而国内最大的则为66万kw。 发电厂火灾危险性比较高，危害也较大，一旦发生火灾事故，不仅能烧毁发电设备和变配电装置等贵重设备，导致停电甚至造成死亡，而且还可能使大批工矿企业因断电而造成停产或其它严重事
火电厂节能降耗的分析与措施
火电厂节能降耗的分析与措施 摘要：火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，本文作者通过现场实际运行经验，总结分析出了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。本文所提出的各项技术措施在现场应用后得到了很好的效果，同时也可被同类电站所借鉴。 1、引言 能源是社会发展的重要物质基础，根据我国经济建设的需要和可能，我国的能源政策是“开发和节约并重，近期把节约能源放在优先地位”而且节能是发展国民经济的一项长期战略任务。能源开发以电力为中心，发电厂的经济效益和社会效益具有极重要的意义，火电厂是一次能源用能大户：技术统计[1]表明，到2000年底，火电厂全年耗原煤达4亿吨，提高火电厂热经济性(即减少能耗)就不仅是降低本身成本的需要，更是影响全国一次能源生产、运输和节约的大事。目前，全国各地火电厂节能的主要措施可分为以下几项：1、实现电网统一调度，安全网经济上最合理要求地同电网处理，推行火电厂的经济运行，并保持供电质量。2、中低压机组每年多耗130万吨标准煤，有条件的应改为供热式机组，有的应逐渐淘汰。3、对200MW以下的机组进行改造，以提高效率降低能耗。特别是辅助设备和用电设备的技术改造。4、拆除小锅炉，改为热电联产或集中供热。在火电厂投入到商业运行以后，其设计参数确定，因而加强运行当中的节能降耗问题就由为重要。本文仅通过对华能丹东电厂的运行现状进行分析，提供一些具体节能措施，也可为国内同类型电厂挖潜降耗提供借鉴。电厂运行节能降耗有许多方面，如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、提高真空、节省厂用电等。 2、分析与措施 2.1在汽轮机组方面 2.1.1 提高真空 提高真空，增强机组做功能力，减少燃料是提高经济性的重要方面，可进行如下方面措施： 1、真空严密性试验： ①坚持每月一次真空严密性试验; ②试验有利于停机后汽机冷态时进行凝汽器灌水查漏; ③调整主机及小机轴封供回汽运行正常; ④运行中经常检查负压系统，发现漏泄及时处理; ⑤投入水封阀系统。
浅析火电厂成本
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/a113480715.html, 浅析火电厂成本 作者：姜宏业 来源：《现代经济信息》2012年第23期 摘要：火力发电是重要的能源工业和基础产业，对国家经济发展和人民生活水平的提高具有非常重要的作用。本文以火力发电厂为研究对象，对发电成本进行了探讨。 关键词：火力发电；成本 中图分类号：F23 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）12-0-01 一、引言 随着电网大容量火电机组的不断投运和现代化管理要求的不断提高，电力市场竞争机制逐步形成，发电企业将面临更激烈的市场竞争局面，近几年全国火电新机组大量投产，全国的缺电局面已然改变，尤其是电煤价格的不断攀升，使火电厂的经营更是雪上加霜。在这种情况下，分析并努力降低发电成本就显得更加重要。 二、火电厂生产流程 火力发电厂简称火电厂，是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧将锅炉里的水加热生成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能；然后具有一定温度、压力的蒸汽经主汽阀和调汽阀进入汽轮机，依次流过一系列的喷嘴栅和动叶栅膨胀做功，将其热能转换成推动汽轮机转子旋转的机械能；然后汽轮机通过联轴器驱动发电机旋转，并经过励磁将机械能转变成电能。火电厂的工作原理是一个能量转换过程，即热能--动能--机械能--电能，最终将电发送出去。 三、主要成本构成 1.燃料费。包括生产电能所耗用的各种燃料的费用。燃煤火电厂燃料主要为煤，油等。燃料的实际价格包括购买价、运杂费、驻矿人员差旅费、运输途中的定额损耗。 燃料费=∑（入炉煤标准价格×供电标准煤耗）×比例 2.购入电费。由于某些原因，如发电设备检修或机组启停机低负荷时，发电企业需要从电网公司购入部分有功电量，所支付的费用。 3.水费。水费主要指发电供热成产用水的外购水费。 水费=年耗水量×单价
火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析
火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析 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。 4、化学指标：自用水率、补水率、汽水损失率、循环水排污回收率、机炉工业水回收率、汽水品质合格率等。 5、热工指标：热工仪表、热工保护及热工自动的投入率和准确率。 二、综合性指标定义及计算 1、发电量：指电厂发电机组经过对一次能源的加工转换而产生的有功电能数量，即发电机实际发出有功功率与发电机实际运行时间的乘积，单位为kW·h或万kW·h。发电量根据发电机端电能表的读数计算，即： 发电量=计算期电能表的读数差×电能表的倍率 2、厂用电率：指发电厂为发电耗用的厂用电量与发电量的比率。 厂用电率=计算期内发电厂厂用电量（万kW·h） 计算期内发电量（万kW·h） ×100% 综合厂用电率：综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值，即 L gh=W f?W gk+W wg W f ×100 式中 : W wg——全厂的外购电量，kW﹒h ； W gk——全厂的关口电量，kW﹒h 3、标准煤耗 (1)标煤量 注：各种不同煤种具有不同的发热量，必须折算到一定的基准下才能进行经济性比较。标准煤是指收到基低位发热量为kg（即7000kcal）的煤。燃油耗用量较小且油质变化不大，41868 kJ/kg（即10000kcal/kg）就是1kg标准油的发热量。 （2）发电标准煤耗（发电标煤率）：是指火电厂产生1kW·h电能所消耗的标准煤量（g/kW﹒h）。
电厂度风险评估报告
电厂2014年度风险评估报告 一、企业风险总体研判 埠村煤矿电厂现总装机容量为49MW，锅炉总吨位为275吨/小时。目前热电厂生产以发电为主，供热为辅，年发电量约为2.8亿Kwh,所发的电除供矿内部使用外，大部分上网外售。同时承担对章丘市城区供暖任务，2013年供暖面积100万㎡，对山东昊月树脂供气，年供气4.7万吨左右。2013年销售收入1.55亿元，利润3000万元。 2014年电厂内部环境较2013年没有太大变化，外部环境存在诸多不确定因素：一是随着国家环保政策的不断深化，企业在环保资金的投入越来越多，影响了企业的整体利润。2014年电厂发电量、销售收入较2013年没有太大变化，利润较2013年有明显缩减，主要是环保资金的投入较多。 二、电厂风险评估的基本情况 （一）、2104年电厂风险评估的范围 2014年电厂风险评估范围全场各环节，主要包括安全、生产设备、环保、人员、经营目标、外围承包商、物资供应等。 风险评估以现场查勘、座谈、查阅有关资料并结合相关行业风险评估的经验为主，参考国内外有关资料综合而成。 参与人员：厂领导、安全生产部、各车间、物资供应部、财务人员等。 （二）、评估结果及重大风险
1、安全风险 埠村煤矿矸石热电厂自1997年建厂以来已有16年，现场中存在高温、高压、触电、特种设备、高空作业、爆炸、火灾、高空坠物、机械伤害、起重伤害等风险因素，如果不能很好地进行管理与检查，将可能造成设备损害与人员伤亡，从而导致重大财产损失与人员受损。 该部分风险可以通过制定相关安全管理文件、加强安全检查等进行消除。 2、生产设备 电厂中相当一部份设备从90年代中期使用至今，已逐渐进入老化阶段。如果没有及时进行良好的维护保养，没有及时进行更换，则可能在生产运行过程中会突然发生意外事故，而导致重大财产损失与利润损失。 该风险事故主要依靠加强设备维护保养、加强管理措施来解决。 3、人为操作误差风险 操作人员由于缺乏经验，注意力不集中，技能低下，不按照规范进行操作等皆可能导致误操作而引发事故。 该风险事故可以通过加强安全教育，实行“一岗双述”等措施来解决，同事提高设备的防误操作水平。 4、环保风险 由于国家对环保要求越来越严格，电厂存在因环保数据不合
火电厂节能降耗分析与措施(新编版)
火电厂节能降耗分析与措施 (新编版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0209
火电厂节能降耗分析与措施(新编版) 摘要：火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，本文作者通过现场实际运行经验，总结分析出了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。 关键词：节能降耗分析措施 1、引言 火电厂是一次能源用能大户：技术统计[1]表明，到2000年底，火电厂全年耗原煤达4亿吨，提高火电厂热经济性（即减少能耗）就不仅是降低本身成本的需要，更是影响全国一次能源生产、运输
和节约的大事。目前，全国各地火电厂节能的主要措施可分为以下几项：1、实现电网统一调度，安全网经济上最合理要求地同电网处理，推行火电厂的经济运行，并保持供电质量。2、中低压机组每年多耗130万吨标准煤，有条件的应改为供热式机组，有的应逐渐淘汰。3、对200MW以下的机组进行改造，以提高效率降低能耗。特别是辅助设备和用电设备的技术改造。4、拆除小锅炉，改为热电联产或集中供热。在火电厂投入到商业运行以后，其设计参数确定，因而加强运行当中的节能降耗问题就由为重要。本文仅通过对华能丹东电厂的运行现状进行分析，提供一些具体节能措施，也可为国内同类型电厂挖潜降耗提供借鉴。电厂运行节能降耗有许多方面，如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、提高真空、节省厂用电等。提高电厂经济效益，降低能耗是各个发电厂提高经济效益的主要途径，也是我们电厂在当今残酷市场获胜的必经之路，电力工业资源节约主要是提高能源转换效率，包括节煤、节油、节水、节地、节电、节汽（气），降低输送损耗，消除跑、冒、滴、漏等。 2、分析与措施
电厂安全风险辨识及防范措施研究
电厂安全风险辨识及防范措施研究 摘要：电厂的生产最终要达到的目的是发电，生产的主要系统包括汽水系统、 燃烧系统、电气系统等，在这些过程中，辨别安全风险是保障安全生产的前提， 消除这些安全风险才能避免事故的发生，每位员工熟知防范风险的措施才能避免 企业事故的发生。鉴于此，本文主要分析探讨了电厂安全风险辨识及防范措施， 以供参阅。 关键词：电厂安全；风险辨识；防范措施 引言 发电厂在生产活动中，由于生产活动涉及内容较为繁杂，很容易受到客观因素影响出现 安全隐患，如果未能得到及时有效的解决，将带来不可估量的经济损失和人员伤亡。为了保 证电厂生产活动有序进行，安全风险的准确辨识十分关键，需要借助前沿技术和手段来监管 设备运行情况，寻求合理措施防范安全风险的出现，以便于电力设备安全稳定运行，尽可能 规避安全事故出现，带来更大的经济效益。加强电厂安全风险辨识和防范研究，对于发电质 量和安全显得十分关键，可以为电厂设备运行提供支持。 1电厂开展安全风险辨识工作的意义 对于电厂企业来说，在日常生产经营过程中，为了确保安全生产的顺利进行，一方面需 要具备安全管理的理念，另一方面需要树立安全防范意识，对已发生的事故进行及时的总结。电厂经营特点的复杂性在一定程度上决定了一些事故不是人为主观操作失误产生的，而是这 类事故的产生存在一定的客观性。所以，发电厂需要引进先进的安全生产技术，这是做好电 厂安全风险辨识工作的基础。为了便于对电厂安全风险辨识问题进行有效的研究分析，需要 正确认识电厂生产现场存在的问题，进一步构建科学、合理的风险辨识体系。在组织开展安 全风险辨识工作的过程中，电厂企业需要对现场作业常见的事故类型，以及引发事故的原因 进行科学分析，同时根据分析结果，建立科学合理的安全风险辨识体系，确保电厂现场作业 顺利进行。 2加强电厂安全风险辨识及防范的措施 2.1设立安全防火墙，加强员工培训力度 在电厂安全风险辨识和防范中，需要结合实际情况开展员工培训活动，调动培训人员的 工作积极性，可以积极主动去了解风险辨识要点所在，掌握风险辨识工作流程，寻求合理的 安全风险辨识方法开展工作。员工只有充分掌握防火墙技术和数字加密等技术要点，才能有 效规避安全隐患，更加娴熟的开展工作，提升工作队伍整体素质水平。诸如，某年3月22 日下午，某电场在锅炉电除尘消缺期间，相关负责人派焊工陶某进行焊接作业，在办理工作 票手续时，由于陶某违反安全防护原则，擅自进入照明不足的锅炉烟道，加之锅炉烟道缺少 安全防护措施，从烟道竖井坠落，抢救无效死亡。员工只有正确看待安全风险辨识和防控必 要性，才能积极主动参与培训中，确保安全风险辨识和防范工作全面落到实处，保障企业的 可持续发展。 2.2加强信息管理、提升设备维修效率 现代电厂设备系统是一个十分庞大的体系，各类设备之间的相互配合是确保整个系统安 全平稳运行的关键，但由于设备过多、信息繁杂，因此单纯的通过人工进行管理的方式难免
火力发电厂锅炉的节能降耗策略分析 毛建朋
火力发电厂锅炉的节能降耗策略分析毛建朋 发表时间：2018-08-16T10:24:27.820Z 来源：《电力设备》2018年第13期作者：毛建朋 [导读] 摘要：节能降耗是我国目前工业化发展的主题，是最为重要的改革内容。 （身份证号：13012519861218xxxx 河北省沧州市 061000） 摘要：节能降耗是我国目前工业化发展的主题，是最为重要的改革内容。因而，对于能量消耗且环境污染最为严重的电厂锅炉来说，唯有切实的提高节能降耗的重视程度，提出最佳的电厂锅炉节能措施，才能够更好的迎合国家对工业化发展的现实要求，让工业产业能够与自然环境均衡性发展，达到最佳的能源回收利用率，切实的彰显出电厂锅炉节能的现实意义，为我国工业化的可持续发展奠定基础。 关键词：火电厂；锅炉运行；节能措施 1电厂锅炉节能降耗重大意义 电厂在我国经济建设和发展中占有举足轻重的地位，同时电厂也是资源和能源消耗的大户，随着经济发展和人民生活能源需求的不断加大，电厂必然要增加资源和能源投入，保证电力资源的供给。如果电厂花大气力能够将节能降耗技术不断应用到电厂锅炉运行当中去，必然会大大提升能量转换效率，减少能够损失，从而实现以最经济的资源和能源投入创造出价值输出，能够大大缓解我国资源短缺的现状，同时为环境保护作出巨大贡献。然而目前在节能降耗推进过程中，我国电力资源需求增长迅速，通电厂有效供给之间产生了较大的供需矛盾。另外我国电力行业尤其是部分火电企业资源和能源的利用率不够，造成了很大的资源浪费，同时部分电厂企业管理者追求眼前利益，没有将企业长远发展与国家战略相结合，节能降耗和创新技术应用不到位。所以，电厂锅炉节能降耗技术的不断应用，不仅仅能够使电力企业可持续发展能力进一步加强，还能够为整个社会、国家乃至人类发展作出巨大贡献。 2概述目前电厂锅炉节能改造的具体情况 2.1缺乏专业素质与能力较高的电厂锅炉操作员 在电厂锅炉日常的操作运行过程中，最离不开的就是操作员。在一定程度上，锅炉操作员的专业素质与能力的综合水准，将直接影响到电厂锅炉的节能效果。而从我国目前电厂锅炉操作员的实际水准来看，专业性相对欠缺，并不能够为电厂锅炉的节能改造奠定基础，会对电厂锅炉的节能改造产生一定的阻碍力量。因而，对于电厂锅炉操作员专业素质与能力方面，需要电厂管理者加以重视。 2.2燃料缺乏综合利用率 在电厂锅炉实际运行的过程中，会随之形成大量的烟气与蒸汽。在一定程度上，这些烟气与蒸汽对于工业生产来说都是重要的能源，可以予以有效的利用。但是，从我国目前电厂锅炉对烟气与蒸汽的利用情况来看，并没有实现燃料的综合性利用，致使浪费了众多的烟气与蒸汽，无法达到电厂锅炉的节能效果。此外，多数的电厂锅炉其内部的整体布局缺乏合理性，且并不能够实现对其进行日常的运行维护，致使电厂锅炉其自身的性能无法得到保障，更不能够切实的实现电厂锅炉的节能化，导致大量的能源被浪费。 3火电厂锅炉运行过程中的节能措施分析 3.1电厂锅炉变频调速技术的节能降耗应用 电厂锅炉运行的系统中，变频调速技术是一种极其有效的节能降耗技术，它主要是利用计算机控制技术和交流电动机控制技术，实现对电厂锅炉运行的节能控制。这种有效的节能技术应用中，变频调速器是不可缺少的重要装置和构件，其基本构成如图1所示。 图1 变频调整器的基本构成 a) 变频调速技术应用于锅炉风机改造。经过实践证明，变频调速技术应用于锅炉风机的改造有极其明显的节能效果。在锅炉运行过程中，风机占据较大的能量覆盖面积，原有的风机系统中存在大量多余的压力损失，极大地造成了能源浪费现象。而变频调速技术的引入和应用，极大地实现了对锅炉风机的改造和优化，在变频调速技术之下，变频与工频可灵活切换，旁路刀闸可有效规避失误操作现象。且在变频器出现异常时，可实施旁路柜装置的配电，确保负荷持续不中断；b) 变频调速技术应用于锅炉给水泵节能改造。在电厂锅炉的给水泵装置之中，还可以引入变频调速技术，充分挖掘给水泵的节电潜能，依照负荷均分的原理和方法，实现对给水泵的转速控制。在具体优化改造过程中，采用单台变压器供电的方式，要采用先进的ACS1000系列的高压变频器，由于这种变频器体积小、灵活，且具有软启动功能，减少对机械系统的冲击，在强大的通信功能和优良的调速性能前提下，可较好地节约原煤。并通过直接转矩控制（DTC）方法，挖掘交流传动的潜能。另外，这种变频器装置可实现正弦波输出，无须电机降容，也没有附加的应力，不会产生转矩脉动的现象，具有更为安全、平稳的运行特点。总体来说，通过对锅炉给水泵节能的变频改造和优化，可规避调节阀故障的问题，而实施调速的流量调节方式，而软启动的方式则可较好地减少锅炉给水泵设备的疲劳程度，减少启动电流对设备的冲击性影响，延长了锅炉给水泵设备的使用寿命。 3.2电厂锅炉燃料的节能降耗技术应用 燃料成本在电厂锅炉运行中占据较大的比例，为了实现电厂锅炉运行的节能降耗，还需要关注电厂锅炉燃料系统的节能技术应用。具体从以下几方面入手：a) 燃料的节能管理。在电厂锅炉中的燃料购买过程中，要注重购买价廉物美的燃料，并注重将燃料分类、分堆存放，减少煤炭存储的时间，减少煤炭的库存，控制燃料存储中的热损害现象；b) 锅炉燃烧系统的节能改造和优化。还可改造锅炉的风室，使之能从两侧进风，确保风室和风道口连接的状态更加合理。另外，还可采用纤维填充材料，作为炉墙的保温层，并涂抹远红外涂料，增强锅炉的热辐射能力、密封性和保温性能。为了规避锅炉的“结焦”问题，要采用新型的燃煤添加剂，通过灰熔点的提升，有效地提高其燃烧效能；c) 采用锅炉烟气余热回收技术。这种节能技术包括如下几方面：(a)烟气余热预热空气。为了达到节能降耗的生产目标和任务，烟气余热预热空气的节能应用可较好地快速提升炉膛的温度，并减少排烟损失、不完全燃烧损失等不良燃烧状况；(b)烟气余热预热燃料。这种方式可较好地达到降低燃油粘度的效果，实现对入炉后的燃油雾化的改善和优化，在燃油温度升高的状态下，锅炉内的辐射换热系数随之
【成本管理】燃煤火电厂的发电成本分析(doc 8页)
【成本管理】燃煤火电厂的发电成本分析(doc 8页) 部门： xxx 时间： xxx 整理范文，仅供参考，可下载自行编辑
市场经济下的燃煤火电厂的发电成本分析 叶发明 （广东省沙角A电厂，广东东莞523936） 摘要：在“厂网分开，竞价上网”的电力体制改革的形势下，火电厂成为电源侧独立的竞争主体，发电成本研究已经是电力企业生产经营中最为重要的课题之一。鉴此，用年限平均法分析火电厂的发电成本，并由此分析了影响发电成本的各种因素。这对当前电力企业有一定的意义。 关键词：火电厂；发电成本；调峰 “厂网分开，竞价上网”是电力体制和电价形成机制改革的方向。改革后的发电企业将以独立的经济实体自主经营。原来计划经济、统受统支模式下以发电车间形式存在的发电厂地位都将得到彻底的改变。发电厂扩大生产经营自主权，同时也增加了经营管理压力，成本控制就是其中主要压力之一。通过分析影响发电成本的因素，有针对性的降低发电成本，才能在激烈的电力市场竞争中就会保持优势。也只有这样，发电企业才能在满足社会的电力需求，提供合格品质电力同时，实现企业赢利的经营目标。 本文就燃煤火电厂就发电成本的估算，各种因素的影响程度，特别是机组调峰和在燃用不同燃料时发电成本的变化进行了探讨，它将有助于人们弄清降 低发电成本的主要方向。
1 估算火力发电厂发电成本的简化方法 就发电站而言，发电成本是由以下四部分组成的，即：总投资费用的折旧成本Cd；燃料成本Cf；运行维护成本Cm；财务成本Cp。 目前有两种计算总投资费用折旧成本的方法［1］，它们是：国外广泛采用的等额支付折算法；我国普遍采用的年限平均折算法。 1．1 总投资费用的折旧成本 按年限平均折算法计算的折旧成本Cd可写为： 式中：C d ———总投资费用的折旧成本，元／MWh； I tr ———电站总投资费用的动态现值，其中包括建设期内的贷款利 息和价差预备费等，元； τ———发电设备的年运行利用小时数，h／a； t———电站的经济使用寿命，也就是电站的折旧年限，a，国外一般取t为25～30 a，我国取t为20～30 a； s———发电机终端到售电结算点之间的线损率，一般取3％～7％，若售电结算点以电站的围墙为界，则s为0～0．5％，现有火电厂一般取 s＝0； i SIC ———相对于电站净功率折算的动态投资费用，元／MW，i SIC ＝I tr ／P。 由式（1）可知：为了降低发电成本中的折旧成本，应力求减少电站的动态比投资费用i SIC 和线损率s，同时应尽量增加发电设备的年利用时数τ和折旧 年限t。 由于式（1）中没有考虑电站设备折旧后的残值，因而计算获得的折旧成本会略高一些。现在电力企业的折旧成本是通过综合折旧率计算出来的，综合折旧率反映的是整个企业运行和生产情况。随着电力体制改革的深入和中国加入WTO，财务计算和经济分析将会逐渐与国际接轨，也就是说火电机组生产运行情 况将直接影响发电折旧成本。 1．2 燃料成本 燃料成本Cf可以按下式计算： 式中：C f ———燃料成本，元／MWh； C f1 ———燃料价格，元／GJ； η———机组每年的平均效率。 由此可见，为了降低发电成本中的燃料成本，应力求降低燃料的价格，即尽可能选用品质适宜价格低廉的燃料，对入场煤品质严格把关，采用科学和先进的检测手段和管理方法提高入场煤检测的准确性和精度。同时应提高机组的效率，尽可能使机组优化运行，减低机组的供电煤耗。 1．3 运行维护成本 运行维护成本Cm与每年内发电厂所耗的水费、材料费、职工工资与福利基金，大修预提基金、流动资金的贷款利息和其他费用等有关。但据统计，这项
发电厂岗位危险点分析及控制措施
发电厂岗位危险点分析及控 制措施 -标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
发电厂岗位危险点分析及控制措施岗位危险点分析及控制措施姓名某某岗位机组长危险点 1、就地巡检、操作，容易发生高空坠落及高空落物伤害。 2、主再热、给水等高温高压管道，发生泄漏易发生人身设备损害。 3、操作量较大，易发生误操作。 4、管路繁杂处，容易发生绊倒等伤害。 5、外部设备无伴热，冬季易发生冻结。 6、锅炉厂房内温度较低，冬季易发生冻结。 7、锅炉冷渣器落渣管经常漏渣，巡检时易发生人身安全。 8、冬季开式水塔盆、空冷岛易发生冻结。 9、省煤器灰斗输灰管路及炉膛不严密漏灰处，易发生高温灰烫伤。 10、锅炉厂房内粉尘浓度大，产生粉尘伤害。 11、大功率转机处噪音大，对人身造成伤害。习惯性违章 1、不能正确审核工作票中安全措施的正确性。 2、正常运行时，有违规下达及违规操作现象。 3、有时操作不能严格按照操作票执行的违规现象。防范措施 1、加强“两票三制”的监督、管理工作，两票合格率达到100%，认真查处并纠正习惯性违章行为。 2、对值长下达的正确操作命令应要严格执行，并做好记录。 3、当班发现的重大设备缺陷，要及时汇报值长、机组长，并采取必要的安全措施。 4、加强专业技术业务的学习。 5、自己不要下达错误的命令，保证人身安全及设备安全。 6、监盘应认真对待，发现问题及时有效的处理，并汇报，就地巡检应保质保量。 7、多与设备部、维护部、部门沟通联系，及时掌握机组运行情况及设备消缺状况。 8、发现问题，及时联系检修处理并认真总结，是人为操作造成的还是设备原因。 9、严格要求主值、副值、巡检认真监盘、巡检，要保质保量。 10、应对部门下达的技术措施及要求应认真学习执行。 11、当班期间，保持良好精神状态。如何改正 1、认真执行防范措施，勤于思考，加强学习。 2、多与设备部、维护部、部门沟通联系，及时掌握机组运行情况及设备消缺状况。 发电厂安全操作规程锅炉运行工安全操作规程 1、锅炉操作人员，必须持操作证，方可上岗操作。 2、工作人员按要求穿戴好劳保用品。 3、工作场所应清洁无杂物照明良好，控制室设有事故照明，备有消防器材，定期维护不准挪它用。 4、转动机械对轮防护罩、电机地线、事故按钮完好可用。 5、不可用湿布擦拭电器设备、严禁清扫和擦拭转动设备。 6、看火时要戴好防护眼镜、侧身看火。 7、冲洗水位计和排污时，要站在阀门侧面、开关阀门应缓慢小心，不准两台炉同时排污。 8、进行煤气操作和巡检时必须两人以上带好一氧化碳报警仪一人操作一人监护‘ 9、应避免在锅炉本体及煤气设备等处长时间停留。 10、吹扫时必须用蒸汽或氮气吹扫，吹扫完毕必须将胶管断开。 11、在点火投煤气前，必须做三次防爆试验合格后，保持炉膛负压先给火种后投煤气。 12、锅炉灭火时，停送一切燃料，只有充分通风方可重新点火。 司机安全操作规程 1、所有高温设备应有保温，保温层表面温度不超过50℃。 2、取暖热源应有专人管理，较高压力的热源应装安全阀。 3、做接触高温物体工作时，应戴好手套穿合适的工作服。 4、汽机检修前做好防烫措施，并挂有人工作牌。 5、所有电气设备的金属外壳，应有良好的接地装置。 6、不准接触任何电气设备的带电部分。 7、湿手不准触摸电源开关，电气设备绝缘破损时应及时找电工修好，否则不准使用。 8、发现有人触电，应立即切断电源然后进行救人如高空作业，做好防止高空坠落的措施。 9、生产厂房应有必要的消防设备并定期检查。 10、禁止工作场所存放易燃物品。 11、油管道附近
火电厂机组节能降耗分析及措施
黔东电厂机组节能降耗分析及措施 （初稿） 【摘要】黔东电厂两台600MW 机组分别于2008年和2009年相继投产，为进一步提高机组运行可靠性、经济性，降低能耗水平，黔东公司针对机组现状，开展能耗评估，从设备治理改造、锅炉燃烧优化调整、运行方式优化等方面进行综合治理，取得了显著的效果。 【关键词】机组节能降耗分析措施 1引言 能源是国民经济的基础资源，制约我国国民经济建设的重要因素。因此，节能降耗，节约用电，提高企业的经济效益，具有十分重要的意义。同时，节能减排也是我国各级政府强力推进的重大举措和社会关注的焦点，其社会意义也非常重大。当前国家大力提倡绿色GDP，“十二五”计划也将火电行业确定为高耗能行业，是“十二五”期间节能降耗重点行业之一。据有关单位统计，目前，我国火电供电煤耗与发达国家水平还有20％左右的差距，因此，我国火电行业的节能降耗还有较大的空间。提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，已成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，通过现场实际运行经验，总结分析出了我厂在运行过程中采取的切实可行的节能降耗措施。 2机组概况 锅炉是由东方锅炉厂引进福斯特·惠勒公司技术设计制造，型号：DG2028/17.45-Ⅱ3，型式：亚临界压力，一次中间再热，双拱形单炉膛，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢、全悬吊结构，平衡通风，露天布置，配双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。 汽轮机是由东方汽轮机厂制造N600-16.7/538/538-1,型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、纯冲动凝汽式，配有两台 50％MCR 出力的汽动给水泵和一台 30％MCR 出力的电动给水泵。 发电机为东方电机股份有限公司生产的DH-600-G三相同步汽轮发电机，冷却方式为水氢氢。