1、附件：中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见第 一 章 总 则第 一 条 为 进 一 步 规 范 节 能 降 耗 工 作 管 理 ，落 实 以 热 效 率 为核 心 的 能 耗 管 理 思 路 ，指 导 基 层 企 业 的 能 耗 指 标 分 析 工 作 ，提 高能 耗 分 析 水 平 ，制 定 本 指 导 意 见 。第 二 条 能 耗 指 标 分 析 是 指 通 过 对 能 耗 指 标 的 实 际 值 与 设计 值 或 目 标 值 的 对 比 ，分 析 能 耗 指 标 偏 差 ，发 现 设 备 运 行 中 经 济性 方 面 存 在 的 问 题 ，从 而 为 运 行 优 化 调 整 、设
2、 备 治 理 和 节 能 改 造提 供 依 据 和 方 向 。第 三 条 能 耗 指 标 分 析 应 坚 持 实 时 分 析 与 定 期 分 析 相 结 合 ，定 性 分 析 和 定 量 分 析 相 结 合 ，单 项 指 标 分 析 与 综 合 指 标 分 析 相结 合 的 原 则 。第 四 条 系 统 各 单 位 要 建 立 健 全 能 耗 指 标 分 析 体 系 ，完 善 能耗 指 标 分 析 制 度 ，建 立 能 耗 指 标 分 析 诊 断 的 常 态 机 制 ，及 时 发 现问 题 、消 除 偏 差 ，不 断 提 高 机 组 的 经 济 性 。第 五 条 能 耗 指 标 分 析 是 机
3、 组 能 耗 分 析 的 基 础 工 作 ，各 单 位要 在 日 常 能 耗 指 标 分 析 的 基 础 上 ，根 据 机 组 实 际 情 况 ，定 期 开 展专 业 诊 断 分 析 工 作 ，全 面 、系 统 的 对 机 组 的 能 耗 状 况 进 行 诊 断 ，2不 断 挖 掘 节 能 潜 力 。第六条 本指导意见适用于各上市公司、分公司、省公司、基层火力发电企业。第 二 章 能 耗 指 标 体 系第 七 条 火 电 机 组 能 耗 指 标 体 系 主 要 由 锅 炉 、汽 轮 发 电 机 组以 及 附 属 设 备 及 其 系 统 的 各 类 能 耗 指 标 等 组 成 。第 八 条 锅
4、炉 能 耗 指 标 主 要 是 指 锅 炉 效 率 ，影 响 锅 炉 效 率 的有 排 烟 热 损 失 （ q 2）、化 学 不 完 全 燃 烧 热 损 失 （ q 3）、机 械 不 完 全燃 烧 热 损 失 （ q 4）、散 热 损 失 （ q 5）、灰 渣 物 理 热 损 失 （ q 6）。其 主要 影 响 指 标 有 排 烟 温 度 、飞 灰 含 碳 量 、漏 风 率 、氧 量 等 。第 九 条 汽 轮 发 电 机 组 的 能 耗 指 标 主 要 指 汽 轮 机 效 率 （热 耗率 ），影 响 汽 轮 机 效 率 的 主 要 是 热 端 效 率 、冷 端 效 率 、通 流 效 率 、回
5、热 效 率 等 。主 要 影 响 指 标 有 主 汽 参 数 、再 热 汽 参 数 、缸 效 率 、真 空 度 、回 热 加 热 系 统 参 数 等 。第 十 条 机 组 厂 用 电 指 标 主 要 是 指 厂 用 电 率 ，影 响 厂 用 电 率的 主 要 辅 机 指 标 有 吸 风 机 、送 风 机 、一 次 风 机 、排 粉 机 、磨 煤 机 、脱 硫 增 压 风 机 、脱 硫 循 环 泵 、脱 硫 磨 机 、二 次 风 机 、流 化 风 机 、冷渣 风 机 、循 环 水 泵 、（空 冷 机 组 ）冷 却 风 机 、给 水 泵 、凝 结 水 泵 、凝结 水 升 压 泵 等 的 耗 电 率
6、 。3第 三 章 锅 炉 能 耗 指 标 分 析第 十 一 条 锅 炉 效 率 是 评 价 锅 炉 运 行 经 济 性 的 重 要 指 标 ，是锅 炉 能 耗 水 平 的 综 合 反 映 。锅 炉 能 耗 指 标 重 点 分 析 影 响 锅 炉 效率 的 各 项 热 损 失 。第十二条 排烟热损失是影响锅炉效率的各项热损失中最大的一项热损失。排烟温度、排烟氧量是决定锅炉排烟热损失大小的重要指标。第十三条 影响锅炉排烟温度的主要因素有锅炉负荷、空预器入口温度、空预器换热效果、受热面及尾部烟道积灰、送风量以及燃烧调整等。 ( ) 日常运行中，应实时分析尾部烟道各段的进出口静压差、烟温、风温等（包括
7、送风机、一次风机、暖风器）数据，与设计值和历史数据进行对比，及时掌握尾部烟道的积灰情况和空预器的换热效果；( ) 根据吹灰前后排烟温度和主、再热汽温的变化情况，定期分析吹灰效果，优化吹灰的次数、时间和程序。第十四条 排烟氧量是体现锅炉系统漏风情况的主要指标。锅炉系统漏风主要包括空预器漏风、炉本体漏风、负压制粉系统漏风和电除尘漏风。漏风不仅造成锅炉排烟热损失增大，还会使风机耗电量增加。( ) 应定期检查分析空预器及尾部烟道的严密性。每月至少测4试一次空预器漏风率，每年至少测试一次电除尘漏风率。根据数据的变化趋势，分析空预器漏风情况。( ) 应定期检查和分析锅炉本体漏风情况。每月应对锅炉本体进行一
8、次全面检查，重点检查吹灰器、炉底水封、烟道各部位的伸缩节、人孔、检查孔、穿墙管等部位，根据检查情况，对锅炉本体漏风进行分析评价。( ) 日常运行中应加强对负压制粉系统容易发生泄漏的部位的检查分析，掌握系统严密性情况。第十五条 化学不完全燃烧热损失（q 3）是由于烟气中的可燃气体 CO 等未完全燃烧造成的热损失。影响化学不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质、氧量。燃用高挥发分煤种的机组（如褐煤、烟煤），应重点关注化学不完全燃烧热损失，锅炉运行中要保持合理的氧量和一、二次风速。第十六条 影响机械不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质和锅炉燃烧状况。飞灰可燃物是体现锅炉机械不完全燃烧热损失的重要指标。
9、（一） 燃煤的挥发分、灰分以及燃尽特性对飞灰可燃物有较大影响。应根据锅炉运行的安全、经济性要求，结合设计煤种指标，综合确定入厂煤各项指标的变化范围。（二）应重点分析一、二、三次风率，风速、氧量、炉内动力场工况、煤质、煤粉细度、均匀性等指标，为优化燃烧调整、降低飞灰可燃物提供依据。5（三）石子煤排量是反映入炉煤质量和磨煤机特性的指标，正常运行中应保证石子煤的正常排出。石子煤发热量或排量偏大时应从燃煤质量、磨煤机性能、出力等方面具体分析原因。第十七条 氧量是锅炉燃烧调整不可缺少的重要指标，对锅炉的排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失等都有不同程度的影响，是日常运行应重点监控和分析
10、的指标。应定期通过试验确定最佳氧量以及氧量随负荷变化的曲线，并据此对锅炉日常运行的氧量进行控制调整。应定期对氧量表进行校验，确保准确，为燃烧分析调整提供可靠依据。第 四 章 汽 轮 发 电 机 组 能 耗 指 标 分 析第十八条 汽轮发电机组的热效率是火力发电厂生产过程中对机组效率影响最大的一项指标。汽轮机发电机组能耗指标分析的重点是影响汽轮机热效率的各项主要指标。第十九条 影响汽轮机本体效率的主要是高、中、低压缸效率。汽机各抽汽参数直接体现汽轮机缸内运行状况，日常分析中要根据各参数的变化来掌握高、中压缸效率变化情况，机组启动后或本体发生异常后更要加强检查和分析。重点做好以下工作：（一）要定期
11、分析调阀重叠度是否合理。调阀重叠度过大会造成较大的节流损失，影响缸效率。调阀重叠度应通过试验确定和调整。6（二）加强汽机主要阀门的参数变化的日常监控，如高、低压旁路后以及通风阀后温度等，发现异常升高，应分析是否泄漏。第二十条 回热系统对提高热力循环效率有较大影响，各加热器相关参数的变化都直接影响到循环效率。要重点分析以下内容：给水温度，各加热器的投入率（尤其是高加的投入率），各加热器上端差和下端差的变化，各加热器的温升，高加三通阀后的温度，抽汽管道压损的变化，高、低压加热器及轴封加热器的水位，除氧器的运行温度、压力以及抽汽管路的压降等。第二十一条 加强对辅助蒸汽使用情况的分析。要全面了解和分析
12、各辅汽用户的参数需求，在满足要求的前提下应尽量采用低品质的汽源，减少辅助用汽对汽机效率的影响。第二十二条 汽机冷端状态是对汽机运行效率影响较大的一个因素。运行中，要定期对凝汽器的端差，循环水温升，凝结水的过冷度，真空严密性，真空泵性能、水塔的冷却性能等进行分析。重点做好以下工作：（一）根据对负荷、循环水入口温度、温升、真空等指标的分析，进行循环水泵经济运行调度；（二）通过分析水塔出口水温与湿球温度的差值，及时掌握水塔的冷却性能；（三）根据真空泵的各项参数值，分析真空泵的工作性能，选择合适的冷却水温度（尤其是夏季），提高真空泵的出力；（四）通过对循环水系统和凝汽器各项参数的分析，及时掌握7凝汽器
13、的换热性能。经常检查胶球清洗装置是否定期投入，分析收球率是否正常；分析循环水质指标，掌握循环水是否有结垢或腐蚀倾向。第二十三条 给水泵组对给水系统的经济运行影响很大。运行中要重点分析给水泵组的出入口温度、压力以及中间抽头的参数，给水泵的入口滤网的压差，汽动给水泵的投入率，给水泵再循环系统的内漏等。第二十四条 补水率是反映机组汽水损失大小的主要指标。影响补水率的主要有发电汽水损失率、锅炉排污率、发电自用蒸汽消耗量、对外供热（水）量、吹灰用汽量等。发电汽水损失主要是由于阀门、管道泄漏以及疏水不回收等造成的。锅炉排污率主要受汽水品质影响。第二十五条 机组运行中，要加强对锅炉主（再）热蒸汽、过（再）热
14、蒸汽减温水流量等参数的实时分析，如偏离目标值，应及时进行调整，保证机组经济运行。不允许机组额定负荷下长期降压运行；滑压运行的机组，应按优化后的滑压曲线进行调整和控制，不能长期偏离滑压曲线运行。第 五 章 厂 用 电 指 标 分 析第二十六条 厂用电指标要重点分析主要辅机的耗电率，分析内容包括引起主要辅机电耗升高的各类因素；电机设计功率与8设备出力是否匹配，是否存在较大裕度；辅机运行方式是否最优化；主要辅机是否选用高效能设备或进行了高效能改造；全厂厂用电量平衡计算是否相符等。第二十七条 运行中，要加强对各辅机设备运行电流的监视，定期进行比对，出现偏差或异常要及时查找原因。第二十八条 影响引风机耗
15、电率的主要因素是烟道阻力、漏风。要重点对烟道挡板运行情况，空预器漏风率和前后差压的变化，炉本体、烟道、电除尘漏风情况，脱硫系统烟气阻力以及与脱硫增压风机出力是否匹配等进行检查分析。第二十九条 影响送风机耗电率的主要因素是氧量、漏风、差压。运行中要分析氧量、空预器漏风率和前后差压是否在合格范围内，二次风系统如风箱等是否存在漏风，风箱差压是否在规程规定范围内等。第三十条 影响一次风机耗电率的主要因素是煤质、漏风、差压。运行中要分析煤质变化情况，空预器漏风率和前后差压是否在合格范围内，检查一次风系统是否存在漏风。第三十一条 制粉耗电率对厂用电率的影响较大，其影响因素也较多。主要从以下几个方面分析：（
16、一）入炉煤质（低位发热量、哈氏可磨系数、挥发份、全水分含量等）的变化情况；（二）中储式制粉系统是否保持额定出力运行；钢球磨的电流与出力的变化是否正常；分离器的分离效果是否良好；回粉管是否9畅通；（三）直吹式制粉系统，相同负荷下磨煤机运行台数是否合理；（四）煤粉细度是否结合煤质变化维持在最佳范围内。第三十二条 除灰耗电率主要受机组负荷、燃煤特性及除灰系统自身是否完善等因素的影响。干除灰系统要重点分析系统设计、输灰方式及程序是否最优化，系统是否存在漏灰、漏气缺陷等。湿排灰系统要重点分析灰水比是否达到设计值或最优值，灰管线是否存在结垢等影响输灰能力的问题，灰浆泵的运行方式是否合理等。第三十三条 影响
17、电除尘耗电率的主要因素是机组负荷、燃煤特性以及电除尘自身节电性能等。要重点分析电除尘各电场硅整流变的运行电压和电流是否正常；大梁、灰斗、阴极振动保护箱的加热装置工作是否正常；电除尘电场灰量及出口粉尘浓度的变化情况。第三十四条 凝结水泵、给水泵耗电率受系统阀门内漏（如再循环阀）的影响较大，要加强对出口流量、压力的监视，检查系统阀门是否存在内漏情况。汽动给水泵组要保证运行稳定，减少电泵运行时间。第三十五条 循环水泵的优化运行对降低循泵耗电率有较大意义。要根据季节特点和环境温度变化情况，合理调整循泵的运行方式；运行中，实时分析循环水压力变化情况，确定循环水系统管道、阀门和凝汽器阻力是否正常。10第三
18、十六条 输煤系统耗电率与入炉煤质，输煤皮带出力，堆取煤量的关系很大。输煤过程中。要分析是否存在皮带低出力运行或长时间空转现象。第三十七条 脱硫厂用电率受入炉煤中含硫量的影响较大，应加强入炉煤含硫量的控制。在保证脱硫效率前提下，要分析制定浆液循环泵优化的运行措施。机组低负荷时或煤中含硫量低时，可以适当减少氧化风机运行时间。要定期进行 GGH 差压的分析，及时清洗，降低系统烟气阻力。第三十八条 要对全厂各辅机设备出力和电机功率是否匹配进行普查分析，对于电机功率有较大裕度的，要进行改造或更换。第三十九条 根据设备运行的特点，做好主要辅机设备运行方式的优化工作，通过综合分析，确定最佳运行方式，以降低电
19、耗。第四十条 加强对化学水处理、制氢站、水源地、灰场等外围附属系统、设施、设备用电情况的分析，优化运行方式，减少设备运行时间，降低耗电量。第四十一条 定期进行全厂厂用电平衡核算，对计入厂用电的设备用电进行全面梳理，对厂用电量不平衡的要认真分析，查找原因。第 六 章 附 则11第 四 十 二 条 本 指 导 意 见 由 集 团 公 司 安 全 生 产 部 负 责 解 释 。第 四 十 三 条 本 指 导 意 见 自 下 发 之 日 起 执 行 。12附 录 A 火 电 机 组 能 耗 指 标 分 析 表序号 项 目 单位 设计值 目标值 偏差 偏差原因一 综合指标 1 发电量 万 kWh2 负荷
20、率 %3 发电煤耗 g/kWh4 供电煤耗 g/kWh5 厂用电率 %6 供热量 GJ7 供热煤耗 kg/ GJ8 供热厂用电率 %9 补水率 %10 汽水损失率 %11 发电单位油耗 t/亿 kWh二 锅炉 12 锅炉效率 %13 排烟热损失（q 2） %14 排烟温度 15 空预器入口风温 16 热风温度（一、二次风温） 17 空预器漏风率（漏风系数） %18 排烟氧量 %19 化 学 不 完 全 燃 烧 热 损 失 （q3） %20 机 械 不 完 全 燃 烧 热 损 失 （q4） %21 一次风率 %22 二次风率 %23 三次风率 %24 煤粉细度 %25 煤粉均匀性 26 飞灰可燃
21、物含量 %27 炉渣可燃物含量 %28 石子煤排量 t/h29 空预器入口氧量 %30 散热损失（q 5） %31 锅炉负荷 t/h13序号 项 目 单 位 设计值 目 标值 偏差 偏差原因32 灰渣物理热损失 %入炉煤质 33 收 到 基 低 位 发 热 量 Qnet,ar kJ/k g34 收 到 基 灰分 Aar %35 干燥无灰基挥发分 Vdaf %36 全水分 Mt %37 全硫 Sar %38 可磨系数 HGI 风烟系统 39 空预器烟气侧静压差 kPa40 空预器进口烟温 41 空预器出口风温（一次） 42 空预器出口风温（二次） 43 暖风器进出口静压差 kPa电除尘漏风率 三
22、 汽机 44 电负荷 MW45 汽轮发电机组热效率 %46 汽轮发电机组热耗率 kJ/kWh47 高压缸效率 %48 中压缸效率 %49 低压缸效率 %50 主汽温度 51 主汽压力 MPa52 主蒸汽流量 t/h53 高压旁路后温度 54 低压旁路后温度 55 通风阀前温度 56 通风阀后温度 57 调节级后压力 MPa58 各调门开度 %59 一段抽汽压力 MPa60 一段抽汽温度 61 二段抽汽压力 MPa62 二段抽汽温度 63 三段抽汽压力 MPa64 三段抽汽温度 65 四段抽汽压力 MPa66 四段抽汽温度 67 五段抽汽压力 MPa68 五段抽汽温度 69 六段抽汽压力 MPa
23、70 六段抽汽温度 14序号 项 目 单 位 设计值 目 标值 偏差 偏差原因71 七段抽汽压力 MPa72 七段抽汽温度 73 八段抽汽压力 MPa74 八段抽汽温度 75 排汽压力 MPa76 排汽温度 77 给水流量 t/h78 凝结水流量（进除氧器） t/h79 过热减温水量 t/h80 再热减温水流量 t/h81 冷再压力 MPa82 热再压力 MPa83 再热器压损 MPa回热系统 84 给水温度 85 高加投入率 %86 高加出口温度（最后） 87 #1 高 加 水 侧 出 口 压 力 （最 后 ） MPa88 #3 高加水侧入口压力 MPa89 #1 高加疏水温度 90 #1
24、高加上端差 91 #1 高加下端差 92 #1 高加水侧温升 93 一段抽汽压损 MPa94 #2 高加疏水温度 95 #2 高加上端差 96 #2 高加下端差 97 #2 高加水侧温升 98 二段抽汽压损 MPa99 #3 高加疏水温度 100 #3 高加上端差 101 #3 高加下端差 102 #3 高加水侧温升 103 三段抽汽压损 MPa104 除氧器压力 MPa105 除氧器温度 106 四段抽汽压损 MPa107 除氧器出口水温 108 排氧门开度 %109 #5 低加疏水温度 110 #5 低加上端差 111 #5 低加下端差 112 #5 低加水侧温升 15序号 项 目 单 位
25、 设计值 目 标值 偏差 偏差原因113 五段抽汽压损 MPa114 #6 低加疏水温度 115 #6 低加上端差 116 #6 低加下端差 117 #6 低加水侧温升 118 六段抽汽压损 MPa119 #7 低加疏水温度 120 #7 低加上端差 121 #7 低加下端差 122 #7 低加水侧温升 123 七段抽汽压损 MPa124 #8 低加疏水温度 125 #8 低加上端差 126 #8 低加下端差 127 #8 低加水侧温升 128 八段抽汽压损 MPa129 轴封加热器水位 mm130 轴封加热器温升 131 轴封加热器负压 MPa辅汽系统 132 高辅联箱温度 133 高辅联箱
26、压力 MPa134 高辅汽源压力 MPa135 高辅汽源流量 t/h136 低辅联箱温度 137 低辅联箱压力 MPa138 低辅汽源压力 MPa139 低辅汽源流量 t/h冷端系统 140 大气压力 KPa141 真空度 %142 真空严密性 Pa/min143 凝结水温度（泵入口处 ） 144 凝结器循环水入口温度 145 凝结器循环水出口温度 146 循环水入口压力 MPa147 循环水出口压力 MPa148 胶球投入率 %149 胶球回收率 %150 凝结器端差 151 凝结水过冷度 152 循环水泵出口压力 MPa153 循环水母管压力 MPa16序号 项 目 单 位 设计值 目 标
27、值 偏差 偏差原因154 循环水泵电机电流 A155 干球温度 156 湿球温度 157 真空泵入口压力 MPa158 真空泵水封水入口温度 159 真空泵水封水出口温度 160 真空泵泵体温度 161 真空泵冷却水入口温度 162 真空泵冷却水出口温度 163 真空泵电机电流 A给水泵组 164 汽泵投入率 %电泵投入率 %165 汽泵前置泵出口压力 MPa166 汽泵入口压力 MPa167 汽泵出口压力 MPa168 汽泵出口温度 169 给水泵流量 t/h170 小汽机耗汽量 t/h171 小汽机进汽压力 MPa172 小汽机进汽温度 173 小汽机排汽压力 kPa174 汽泵再循环流量
28、 t/h175 电泵前置泵出口压力 MPa176 电泵入口压力 MPa177 电泵出口压力 MPa178 电泵出口温度 179 电泵流量 t/h180 电泵再循环流量 t/h181 电泵电机电流 A凝结水泵 182 凝结水泵入口压力 MPa183 凝结水泵出口压力 MPa184 凝结水泵入口温度 185 凝结水泵出口温度 186 凝结水泵流量 t/h187 凝结水泵电机电流 A四 厂用电系统 变压器系统 188 主变损耗率 %189 主变负载 %190 高厂变损耗 %191 高厂变负载 %17序号 项 目 单 位 设计值 目 标值 偏差 偏差原因192 励磁变损耗 %193 励磁变负载 %19
29、4 起备变损耗 %195 起备变负载 %196 各专用变压器 %辅机耗电 197 吸风机单耗 kWh/吨汽198 吸风机耗电率 %199 送风机单耗 kWh/吨汽200 送风机耗电率 %201 一次风机单耗 kWh/吨煤202 一次风机耗电率 %203 制粉系统单耗 kWh/吨煤204 制粉系统耗电率 %205 其中：磨煤机单耗 kWh/吨煤206 其中：磨煤机耗电率 %207 其中：排粉机单耗 kWh/吨煤208 其中：排粉机耗电率 %209 炉水循环泵耗电率 %210 给水泵耗电率 %211 循环水泵耗电率 %212 开式循环水泵耗电率 %213 闭式循环水泵耗电率 %214 凝结水泵耗电
30、率 %215 除灰单耗 kWh/吨煤216 除灰耗电率 %217 电除尘耗电率 %218 脱硫耗电率 %219 脱硝耗电率 %220 输煤耗电率 %221 化学系统耗电率 %222 非生产用电耗电率 %18附 录 B 影 响 锅 炉 效 率 的 主 要 指 标 和 因 素、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、
31、、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、 、19附录 C 影响汽轮机效率的主要指标和因素汽轮机效率负荷率汽机本体效率回热系统真空度热力系统蒸汽参数中压缸效率高压缸效率 调门压损阀门重叠度汽缸漏汽低压缸效率加热器下端差给水温度各段抽汽压损加热器温升轴封加热器水位循环水入口温度真空严密性凝汽器端差循环水温升真空泵性能小机耗汽量阀门内漏排氧门开度辅汽汽源补水率主汽温度主汽压力减温水量再热汽
32、温再热器压损高加投入率加热器上端差加热器水位环境温度干湿球温度水塔性能开式循环水水源温度凝汽器热负荷循环水泵出力循环水泵运行方式凝汽器内表面清洁程度循环水入口温度换热器冷却水温真空泵效率阀门质量运行操作再循环流量滑压运行曲线排污量 （ 连排 、 定排 ）热力系统泄露给水流量小机效率真空严密性汽源参数辅汽参数20附录 D 影响厂用电的主要指标和因素厂用电率负荷率吸风机耗电率送风机耗电率一次风机耗电率制粉耗电率脱硫耗电率除灰耗电率输煤耗电率化学水处理耗电率电动给水泵耗电率循环水泵耗电率凝结水泵耗电率吸风机单耗烟气量阻力 （ 空预器 、 烟道 ）制粉单耗漏风 （ 空预器 ）阻力 （ 暖风器 、 空预
33、器 、 二次风箱差压 ）锅炉负荷风机效率煤质特性排粉机 、 给粉机单耗磨煤机单耗煤粉细度 、 均匀性送风机单耗一次风机单耗锅炉负荷漏风 （ 空预器 、 电除尘 、 烟道 ）煤质氧量送风量风机效率煤质氧量阻力 （ 空预器 ）锅炉负荷风机效率一次风压磨煤机效率运行方式锅炉负荷发热量可磨性电除尘耗电率21附 录 E小 指 标 对 机 组 效 率 影 响 量 参 考 表（1）600MW 超临界机组序号 参 数 名 称 单 位 变化量影响煤耗（g/kWh）影响热耗率（ ）影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 0.33 -0.10 2 主汽温度 10 1.05 -0.33 3 再热温度 10 0.8
34、-0.25 4 凝汽器背压 KPa 1 2.35 0.74 5 循环水温度 1 0.6 0.19 6 凝结水过冷度 10 0.51 0.16 7 给水温度 10 0.9 0.28 8 高压缸效率 % 1 0.5 -0.16 9 中压缸效率 % 1 0.6 -0.19 10 低压缸效率 % 1 1.4 -0.44 11 补水率（补水至凝汽器） % 1 0.54 0.17 12 主蒸汽管道处泄漏 t/h 1 0.28 0.09 13 再热冷段处泄漏 t/h 1 0.14 0.04 14 再热热段处泄漏 t/h 1 0.22 0.07 15 高压加热器组解列 7.5 2.36 16 飞灰可燃物 %
35、1 1.22 -0.3617 排烟温度 10 1.6 -0.4718 排烟氧量 % 1 0.88 -0.2619 厂用电率 % 1 3.2 22（2）600MW 亚临界湿冷机组序号 参数名称 单位 变化量影响煤耗（g/kWh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 1.4 -0.42 2 主汽温度 10 0.66 -0.20 3 再热温度 10 0.76 -0.23 4 凝汽器背压 KPa 1 3.4 1.03 5 循环水温度 1 0.7 0.21 6 凝结水过冷度 10 0.4 0.12 7 给水温度 10 1.5 0.45 8 高压缸效率 % 1 0.6 -0.18 9 中
36、压缸效率 % 1 0.67 -0.20 10 低压缸效率 % 1 1.32 -0.40 11 补水率（补水至 凝汽器） % 1 0.58 0.17 12 主蒸汽管道处 泄漏 t/h 1 0.28 0.08 13 再热冷段管道处泄漏 t/h 1 0.14 0.04 14 再热热段管道处泄漏 t/h 1 0.22 0.07 15 高压加热器组 解列 10.2 3.08 16 排污率(不回收) % 1 1.71 0.52 -0.4817 定排泄漏 % 1 1.68 -0.4718 飞灰可燃物 % 1 1.28 -0.3619 排烟温度 10 1.7 -0.4720 排烟氧量 % 1 0.93 -0.
37、2721 厂用电率 % 1 3.4 23（3）600MW 亚临界空冷机组序号 参数名称 单位 变化量影响煤耗（g/kWh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 2 -0.58 2 主汽温度 10 0.9 -0.26 3 再热温度 10 0.77 -0.22 4 凝汽器背压 KPa 1 1.08 0.31 5 循环水温度 1 0.7 0.20 6 凝结水过冷度 10 0.4 0.12 7 给水温度 10 1.5 0.43 8 高压缸效率 % 1 0.6 -0.17 9 中压缸效率 % 1 0.67 -0.19 10 低压缸效率 % 1 1.32 -0.38 11 补水率（补水至
38、 凝汽器） % 1 0.58 0.17 12 主蒸汽管道处泄漏 t/h 1 0.28 0.08 13 再热冷段管道处泄漏 t/h 1 0.14 0.04 14 再热热段管道处泄漏 t/h 1 0.22 0.06 15 高压加热器组解列 10.2 2.95 16 排污率(不回收) % 1 1.71 0.49 -0.4617 定排泄漏 % 1 1.68 -0.4518 飞灰可燃物 % 1 1.28 -0.3419 排烟温度 10 1.7 -0.4520 排烟氧量 % 1 0.93 -0.2721 厂用电率 % 1 3.4 24（4）350MW 级机组序号 参 数 名 称 单 位 变化量 影响煤耗（
39、g/kWh） 影响热耗率 （） 影响锅炉效 率（）1 主汽压力 MPa 1 0.33 -0.10 2 主汽温度 10 1.05 -0.33 3 再热温度 10 0.8 -0.25 4 凝汽器背压 KPa 1 2.35 0.74 5 循环水温度 1 0.6 0.19 6 凝结水过冷度 10 0.51 0.16 7 给水温度 10 0.9 0.28 8 高压缸效率 % 1 0.5 -0.16 9 中压缸效率 % 1 0.6 -0.19 10 低压缸效率 % 1 1.4 -0.44 11 补水率（补水至 凝汽器） % 1 0.54 0.17 12 主蒸汽管道处 泄漏 t/h 1 0.28 0.09
40、13 再热冷段处泄漏 t/h 1 0.14 0.04 14 再热热段处泄漏 t/h 1 0.22 0.07 15 高压加热器组解列 7.5 2.36 16 飞灰可燃物 % 1 1.22 -0.3617 排烟温度 10 1.6 -0.4718 排烟氧量 % 1 0.88 -0.2519 厂用电率 % 1 3.2 25（5）300MW 级机组序号 参数名称 单位 变化量影响煤耗（g/kWh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 1.77 -0.52 2 主汽温度 10 0.91 -0.27 3 再热温度 10 0.8 -0.24 4 凝汽器背压 KPa 1 3.2 0.94 5
41、循环水温度 1 0.8 0.24 6 凝结水过冷度 10 0.42 0.12 7 给水温度 10 0.44 -0.13 8 高压缸效率 % 1 0.55 -0.16 9 中压缸效率 % 1 0.64 -0.19 10 低压缸效率 % 1 1.41 -0.41 11 补水率（补水至凝汽器） % 1 0.58 0.17 12 主蒸汽管道处 泄漏 t/h 1 0.54 0.16 13 再热冷段管道处泄漏 t/h 1 0.28 0.08 14 再热热段管道处泄漏 t/h 1 0.43 0.13 15 高压加热器组 解列 8.14 2.40 16 排污率(不回收) % 1 1.29 0.38 -0.34
42、17 飞灰可燃物 % 1 1.02 -0.2718 排烟温度 10 1.7 -0.4519 排烟氧量 % 1 0.93 -0.2520 厂用电率 % 1 3.41 26（6）200MW 级机组小指标序号 参数名称 单位 变化量影响煤耗（g/kWh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 1.6 -0.45 2 主汽温度 10 0.98 -0.28 3 再热温度 10 0.69 -0.19 4凝汽器背压（纯凝/间接空冷/直接空冷）KPa 1 3.80/1.30/1.10 1.07/0.37/0.31 5 循环水温度 1 1.11 0.31 6 凝结水过冷度 10 0.9 0.25
43、 7 给水温度 10 1.12 -0.32 8 高压缸效率 % 1 0.62 -0.17 9 中压缸效率 % 1 0.74 -0.21 10 低压缸效率 % 1 1.41 -0.40 11 补水率（补水至凝汽器） % 1 0.62 0.17 12 主蒸汽管道处 泄漏 t/h 1 0.84 0.24 13 再热冷段管道处泄漏 t/h 1 0.4 0.11 14 再热热段管道处泄漏 t/h 1 0.67 0.19 15 高压加热器组 解列 9.33 2.63 16 排污率( 不回收) % 1 1.13 0.32 -0.2917 飞灰可燃物 % 1 1.27 -0.3218 排烟温度 10 2.1
44、-0.5319 排烟氧量 % 0.1 1 -0.2520 厂用电率 % 1 4.05 27（7）125MW 级机组序号 参数名称 单位 变化量影响煤耗（g/kWh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 1.96 -0.55 2 主汽温度 10 1.06 -0.30 3 再热温度 10 0.6 -0.17 4 凝汽器背压 KPa 1 3.7 1.04 5 循环水温度 1 1.03 0.29 6 凝结水过冷度 10 0.4 0.11 7 给水温度 10 1.13 -0.32 8 高压缸效率 % 1 0.51 -0.14 9 中压缸效率 % 1 0.62 -0.17 10 低压缸效
45、率 % 1 1.43 -0.40 11 补水率（补水至凝汽器） % 1 0.65 0.18 12 主蒸汽管道处 泄漏 t/h 1 1.38 0.39 13 再热冷段管道 处泄漏 t/h 1 0.69 0.19 14 再热热段管道 处泄漏 t/h 1 1.08 0.30 15 高压加热器组 解列 8.2 2.30 16 排污率(不回收) % 1 1.12 -0.31 -0.2817 飞灰可燃物 % 1 1.24 -0.3118 排烟温度 10 2.2 -0.5619 排烟氧量 % 1 1.1 -0.2720 厂用电率 % 1 3.83 28（8）100MW 级机组序号 参数名称 单位 变化量影响
46、煤耗（g/kWh）影响热耗率(%)影响锅炉效率（）1 主汽压力 MPa 1 4.2 -1.15 2 主汽温度 10 0.99 -0.27 3 凝汽器背压 KPa 1 4.5 1.23 4 循环水温度 1 1 0.27 5 凝结水过冷度 10 1.5 0.41 6 给水温度 10 1.41 -0.39 7 高压缸效率 % 1 2.95 -0.81 8 低压缸效率 % 1 1.1 -0.30 9 补水率（补水至凝汽器） % 1 0.68 0.19 10 主蒸汽管道处泄漏 t/h 1 0.38 0.10 11 高压加热器组解列 9.81 2.69 12 过热减温水 (给水泵出口) % 1 0.08 0.02 13 排 污率(不回收)单缸/双 缸 % 1 1.40/1.46 0.38/0.4 14 定排泄漏 % 1 1.4 -0.3515 飞灰可燃物 % 1 1.43 -0.3616 排烟温度 10 2.63 -0.6517 排烟氧量 % 1 1.14 -0.2918 厂用电率 % 1 4.45
