供热厂用电对热电厂发电经济指标计算的影响分析与建议
供热厂用电对热电厂发电经济指标计算的影响分析与建议
厦门电厂林克淮
摘要：本文针对热电企业在统计上报生产指标时可能遇到的问题，进行了深入剖析，并参照纯凝汽式电厂的生产指标计算规律，提出了新的热电厂发电指标统计数理模式，供讨论参考。
关键词：供热厂用电二次分摊电量平衡数理模型
1、前言
热电厂的供热标准煤耗和供电标准煤耗计算是热电企业财务统计、成本核算、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估。
众所周知，在热电厂的热电分摊办法中，通常是按照热力学第一定律和第二定律对热电厂的总耗热量（或标煤量）进行的煤量一次分摊，而厂用电量消耗问题，则没有考虑进去，即总厂用电量全部计入发电损耗中去了。但在计算供热燃料成本时，又加入了供热厂用电所需要的燃料费用，这个又称为煤量二次分摊。热电厂的供热厂用电通常由两部分组成：一部分是专门用于供热的电机、动力及照明用电量；另一部分是供热和发电共用的电量。供热厂用电在供热过程中产生，作为热电联产企业的发电方向供热方提供了供热厂用电，但又无法以售电的方式从供热方收回这部分成本，一则供热厂用电没有单独计量，特别是供热与发电共用部分的电量只能通过内部热电分摊方式计算出来，二是其售电的合规性或合法性也值得推敲。因此只好采用折电还煤（用供热厂用电量乘以供电标准煤耗计算得到的煤量）的形式从供热方索回生产成本，用以弥补发电方的燃料消耗。此举相当于供热方买煤给发电方，委托其生产供热厂用电供给供热方使用，而供热方所买的这部分煤量消耗在发电环节，可见在煤量一次分摊中，供热厂用电的耗煤量隐含在发电成本中，但该部分生产成本理应由供热方承担。因此在计算供热标准煤耗和供电标准煤耗时，应充分考虑煤量二次分摊因素。
笔者现就热电厂发电指标计算中可能遇到的问题以及对这些问题的理解提出一些看法，供热电行业有关同仁参考与探讨。
2、问题的提出
我们知道，考核一个火电厂通常有两个最重要的指标，一个是厂用电率，另一个是供电标准煤耗。
在电力生产过程中，就发电厂系统而言，发电机出口电能并不能全部输送到电网，必然有一部分电能需要消耗在电厂内部生产环节，包括制粉系统、送引风系统、给水系统、循环水系统等辅助系统的厂用电消耗以及主变压器损耗。上网电量和厂用电率是相对应的，厂用电率降下来以后上网电量就提高了。为方便起见，假设发电厂的厂用电接线系统单一，不存在从网上购入厂用电、厂用电与非生产用电混杂等因素（下同），则纯凝汽式发电厂的发电量、发电厂用电量、供电量与上网电量之间的关系可以用下图来表示：
图1 纯凝汽式电厂电量平衡关系图
我们可以把发电量、发电厂用电量、供电量称为电量平衡系统1，而把供电量、主变损耗电量、上网电量称为电量平衡系统2。在物理意义上，我们也可以这样理解：电量平衡系统1的输出侧包含供电量和发电厂用电量，其中供电量是“有效电量”，而发电厂用电量是“无效电量”，两者之和为输入侧的发电量；同理，电量平衡系统2的输出侧包含上网电量和主变损耗电量，其中上网电量是“有效电量”，而主变损耗电量是“无效电量”，两者之和为输入侧的供电量。发电厂用电量与主变损耗电量之和即综合厂用电量就是纯凝汽式发电厂的“总无效电量”。
长期以来，在发电厂的生产指标体系中，“发电标准煤耗”和“供电标准煤耗”是两个极其重要的指标，二者习惯上用如下公式表示：
发电标准煤耗=发电标准煤量/发电量 供电标准煤耗=发电标准煤量/供电量
2003年厂网分开后，为了更直观地反映发电厂的燃料成本，有些发电集团公司开始引入“综合供电煤耗率”的概念，取代“供电标准煤耗” 作为发电厂的生产考核指标，将其定义为“综合供电煤耗率是指发电厂每向电网送出一千瓦时电能耗用的标准煤量”，即：
综合供电煤耗率=发电标准煤量/上网电量
根据电量平衡系统1和2以及上述指标规定，容易得出发电标准煤耗、供电标准煤耗、综合供电煤耗率三者之间具有如下关系：
供电标准煤耗=发电标准煤耗/（1-发电厂用电率） 综合供电煤耗率=发电标准煤耗/（1-综合厂用电率） 其中，发电厂用电率=发电厂用电量/发电量
综合厂用电率=综合厂用电量/发电量
正是由于电力生产指标之间具有上述内在关联性，多数发电企业或企业集团均编制统一的报表统计程序，并设置相应的输入平台供有关统计人员完成日常统计工作。统计人员只要输入必要的原始数据，计算结果就会自动生成，既方便了统计人员的数据录入，减轻计算负担，减少数据出错概率，提高劳动生产率，也可避免人为破坏数据，确保统计数据的准确性、唯一性和连贯性。
与纯凝汽式发电厂相比，热电厂也同样需要消耗厂用电，但热电厂同时生产热和电两种终端产品，二者需要对厂用电消耗进行分摊。因此，热电厂的厂用电包含发电厂用电和供热厂用电两部分，其发电量、厂用电量、供电量与上网电量之间的关系可以用下图来表示：
发电厂用电量E e
发电量E 供电量E g
主变损耗电量E s
上网电量E w
电量平衡系统1 电量平衡系统2
图2 热电厂电量平衡关系图
可见，在热电厂的电量平衡关系图中，夹杂了一个不属于发电成本、也没有输送到电网的供热厂用电，根据上述各物理量的含义和平衡关系，并考虑煤量二次分摊因素，热电厂的供电标准煤耗指标计算可以有两种方法：
（1）以“发电标准煤量-供热厂用电折标准煤量”作为分子，以“供电量”作为分母进行计算，即： 供电标准煤耗=（发电标准煤量-供热厂用电折标准煤量）/供电量
上式中热电厂的“发电标准煤量-供热厂用电折标准煤量”对应于纯凝汽式电厂的“发电标准煤量”。由于电力生产指标统计输入数据具有唯一性，在计算热电厂的发电标准煤耗时，以“发电标准煤量-供热厂用电折标准煤量”作为分子，而以“发电量”作为分母，将会造成发电标准煤耗失真（低于实际数值），同时也不能满足发电标准煤耗、供电标准煤耗与发电厂用电率之间的固有关系。
（2）以“发电标准煤量”作为分子，以“供电量+供热厂用电量”作为分母进行计算，即： 供电标准煤耗=发电标准煤量/（供电量+供热厂用电量）
上式中热电厂的“供电量+供热厂用电量”对应于纯凝汽式电厂的“供电量”。由于热电厂中的“供电量”和“供电标准煤耗”均属于发电分项指标，站在发电立场，把“供热厂用电量”看作热电厂“供电量”的一部分是合乎情理的，该种计算方法解决了第一种计算方法所存在的问题。
但是，如上所述，“综合供电煤耗率”才是直接体现热电厂燃料成本的重要指标，供热厂用电量作为供电量的一部分并没有从上网电量中得到收益，是一个虚拟的物理量，在计算“综合供电煤耗率”时，以“发电标准煤量”作为分子，而以“上网电量”作为分母，将会造成该指标异常偏大，与实际情况不相符合。同时也不能满足发电标准煤耗、综合供电煤耗率与综合厂用电率之间的内在规律。
可见，无论是第一种计算方法还是第二种计算方法，在电力生产指标统计上都存在重要生产指标失真的问题。
3、原因分析
供热厂用电量E er
发电量E 供电量E g
主变损耗E s
上网电量E w
发电厂用电量E ed
电量平衡系统1
电量平衡系统2
热电厂中的“发电量”、“供电量”、“上网电量”、“发电厂用电率”、“发电标准煤耗”、“供电标准煤耗”、“综合供电煤耗率”等均属于发电分项指标，而发电厂的生产指标统计系统多以纯凝汽式电厂为数理模型进行设置，各物理量之间的数理关系是明确、清晰的。在纯凝汽式电厂的电能生产过程中（参见图1），产生一定量的“有效电量”（供电量或上网电量）必然伴随着一定量的“无效电量”（发电厂用电量或主变损耗电量）。而热电厂不是单一地生产电能产品，在电量平衡关系中夹杂了不属于发电成本的供热厂用电（参见图2），在电量平衡系统1中，在发电侧看来，供热厂用电属于“有效电量”，而在供电侧看来，供热厂用电属于“无效电量”，两者自相矛盾，亦即电量平衡系统1的“输出有效电量”与电量平衡系统2的“输入有效电量”是不一致的，这就是热电厂产生上述指标统计问题的主要原因。
4、热电厂生产指标统计新数理模型构思
为了解决上述计算问题，需要提出新的热电厂生产指标统计思路。如前所述，站在发电立场，我们可以把热电厂的“供热厂用电量”看作热电厂“供电量”的一部分。按照纯凝汽式电厂的统计理论，图2中热电厂电量平衡系统1的“有效电量”为“供电量+供热厂用电量”，“无效电量”为“发电厂用电量”，因此，热电厂的“供电量”和“供热厂用电量”必须按比例分摊“发电厂用电量”这部分“无效电量”，亦称为厂用电二次分摊。为了充分照顾热电厂发电指标统计的特殊性，又不违背纯凝汽式电厂的发电生产指标统计规律，我们不妨假设热电厂的发电机（联供发电机）是由专门输送到电网的供电发电机和专门提供供热厂用电的供热发电机所组成的，参照纯凝汽式电厂的统计模式，采取“电归电，热归热”的方法设置新的热电厂统计数理模型。据此，我们提出如下热电厂新电量平衡模型图：
图3 热电厂新统计数理模型电量平衡关系图
联供发电机发电量E 供电发电机发电量E d
供热发电机发电量E r
供电发电机厂用电量E de
供电发电机供电量E dg
供热发电机厂用电量E re
供热发电机供电量E rg
主变损耗电量E s
上网电量E w
上图中各物理量与原热电厂（参见图2）相关数据之间具有如下关系：
（1）供电发电机的供电量E
dg 为原热电厂的实际供电量E
g
，供热发电机的供电量E
rg
为原热电厂的供热
厂用电量E
er
；
（2）供电发电机的厂用电量E
de 与供热发电机的厂用电量E
re
是通过对原热电厂发电厂用电量E
ed
按照实
际供电量E
g 与供热厂用电量E
er
各自所占的比例进行分摊的，即：E
de
=[E
g
/(E
er
+E
g
) ]×E
ed
，
E
re =[E
er
/(E
er
+E
g
) ]×E
ed
。
（3）供电发电机的发电量E
d 与供热发电机的发电量E
r
之和为原热电厂的发电量E；
（4）上网电量E
w 、主变损耗电量E
s
与原热电厂的数值相同。
5、热电厂新统计数理模型分析
在上述热电厂新统计数理模式下，热电厂的发电指标统计只与供电发电机有关，而与供热发电机无关。比较图3中的供电发电机部分与图1纯凝汽式电厂的电量平衡关系图，可以看出，两者数理模式是完全相同的。因此，我们可以以“供电发电机的发电量”作为热电厂的“发电量”输入数据，以“供电发电机的厂用电量”作为热电厂的“发电厂用电量”输入数据，以原热电厂的“发电标准煤量-供热厂用电折标准煤量”即供电发电机的“发电标准煤量”作为热电厂的“发电标准煤量”输入数据，其它原始统计数据不变。容易证明，供电发电机的发电厂用电率、发电标准煤耗、供电标准煤耗与原热电厂的实际指标是相同的，综合供电煤耗率也符合其规定本义。这里，供电发电机的“发电量”和“厂用电量”虽与原热电厂的“发电量”和“发电厂用电量”有所差别，但发电量并不是热电厂最终产品进入市场交易的衡量数据，相反地，正是由于供热厂用电不属于发电方的生产成本，从联供发电机的发电量中剔除供热厂用电因素后的发电量反而更加符合热电厂发电分项指标的物理意义；供电发电机的“厂用电量”则是由于在原热电厂中把供热厂用电作为热电厂的“有效电量”而按比例分摊“无效电量”后计算得到的，与发电分项指标的统计立场也更加一致。
上述统计方法将热电厂的电能生产与热能生产划清了界限，电能分项指标不再随着热能的变化而产生与实际情况相背离的变化，同时也解决了上文提到的两种热电厂发电生产指标计算方法所存在的问题。
6、关于供热厂用电折标准煤量的计算说明
国内不少热电企业在成本计算中，二次分摊的供热厂用电折标准煤量是用供热厂用电量乘以发电标准煤耗得到的。笔者认为，供热厂用电折标准煤量的计算应采用供热厂用电量与供电标准煤耗而非发电标准煤耗相乘。
纯凝汽式电厂或热电厂的电量平衡关系图不但反映了作为二次能源的电量平衡关系，而且在电力生产指标统计数据上还体现了一次能源的能量平衡关系，只是经过统计技术处理后在形式上将无效电量所代表的一次能源转嫁给有效电量来承担，但输入系统的一次能源总量必须与输出系统的一次能源总量相等，即发电量与发电标准煤耗的乘积等于供电量与供电标准煤耗的乘积，也等于上网电量与综合供电煤耗率的乘积。以图2中的电量平衡系统1为例，发电量作为输入电量，代表的一次能源总量是发电标准煤量，而发电厂用电量、供热厂用电量与供电量作为输出电量，代表的一次能源总量也应为发电标准煤量，但只有供热厂用电量和供电量需要按比例分摊这部分能源总量，而发电厂用电作为无效电量不参与一次能源分摊，显然供热厂用电折标准煤量应等于供热厂用电量与供电标准煤耗的乘积。因为只有这样，
才能既满足统计数据的内在数理关系，又满足能量守恒定律。
7、计算实例
假设某热电厂年发电量为4亿kWh，供电标准煤耗为300g/kWh，厂用电率为12%（其中发电厂用电率为8%，供热厂用电率为4%），上网电量为3.5亿kWh。按照不同统计方式所得到的主要发电指标如下表所示：
指标第1种方式第2种方式第3种方式
发电量（万kWh）40000 40000 38261
发电厂用电量（万kWh）3200 3200 3061
供电量（万kWh）35200 36800 35200
上网电量（万kWh）35000 35000 35000
发电厂用电率（%）8 8 8
综合厂用电率（含主变损耗）（%）12.5 12.5 8.5
发电标准煤量（t）105600 110400 105600
发电标准煤耗（g/kWh）264 276 276
供电标准煤耗（g/kWh）300 300 300
综合供电煤耗率（g/kWh）302 315 302
注：第1种方式——以“发电标准煤量-供热厂用电折标准煤量”作为“发电标准煤量”的输入数据；
第2种方式——以“供电量+供热厂用电量”作为“供电量”的输入数据；
第3种方式——新的热电厂“电归电、热归热”生产指标统计模式。
8、结束语
尽管在《关于发展热电联产的规定》（急计基础[2000]1268号）中明确规定我国热电厂的控制指标为热电比和总热效率，但目前多数热电厂仍以发电和供热分项指标来考核其生产管理水平。本文针对热电厂的生产指标统计特性，提出了与纯凝汽式电厂相类似的热电厂发电指标统计数理模型。只要将热电厂的“发电量”、“发电厂用电量”、“发电标准煤量”进行物理意义的变通理解和处理，就可以解决热电厂的发电生产指标计算问题。
二○○六年四月八日
热电厂热力系统计算
热力发电厂课程设计 1.1 设计目的 1. 学习电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则 2. 学习全面性热力系统计算和发电厂主要热经济指标计算的内容、方法 3. 提高计算机绘图、制表、数据处理的能力 1.2 原始资料 西安 某地区新建热电工程的热负荷包括： 1）工业生产用汽负荷； 2）冬季厂房采暖用汽负荷。 西安 地区采暖期 101 天，室外采暖计算温度 –5℃，采暖期室外平均温度 1.0℃，工业用汽 和采暖用汽热负荷参数均为 0.8MPa 、230℃。通过调查统计得到的近期工业热负荷和采暖热 负荷如下表所示： 1.3 计算原始资料 （1）锅炉效率根据锅炉类别可取下述数值： 锅炉类别 链条炉 煤粉炉 沸腾炉 旋风炉 循环流化床锅炉 锅炉效率 0.72～0.85 0.85～0.90 0.65～ 0.70 0.85 0.85～ 0.90 （2）汽轮机相对内效率、机械效率及发电机效率的常见数值如下： 汽轮机额定功率 750～ 6000 12000 ～ 25000 5000 汽轮机相对内效率 0.7～0.8 0.75～ 0.85 0.85～0.87 汽轮机机械效率 0.95～0.98 0.97～ 0.99 ～ 0.99 发电机效率 0.93～0.96 0.96～ 0.97 0.98～0.985 3）热电厂内管道效率，取为 0.96。 4）各种热交换器效率，包括高、低压加热器、除氧器，一般取 0.96～0.98。
5）热交换器端温差，取3～7℃。 2%
6）锅炉排污率，一般不超过下列数值： 以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式电厂 以化学软化水为补给水的供热式电厂5% 7）厂内汽水损失，取锅炉蒸发量的3%。 8）主汽门至调节汽门间的压降损失，取蒸汽初压的3%～7%。 9）各种抽汽管道的压降，一般取该级抽汽压力的4%～8%。 10）生水水温，一般取5～20℃。 11）进入凝汽器的蒸汽干度，取0.88～0.95。 12）凝汽器出口凝结水温度，可近似取凝汽器压力下的饱和水温度。 2、原则性热力系统 2.1 设计热负荷和年持续热负荷曲线 根据各个用户的用汽参数和汽机供汽参数，逐一将用户负荷折算到热电厂供汽出口，见 表2-1 。用户处工业用汽符合总量：采暖期最大为175 t/h, 折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h 。 2-1 折算到热电厂出口的工业热负荷，再乘以0.9 的折算系数，得到热电厂设计工业热负荷，再按供热比焓和回水比焓（回水率为零，补水比焓62.8 kJ/kg）计算出供热量，见表2-2。根据设计热负荷，绘制采暖负荷持续曲线和年热负荷持续曲线图，见图2-1 、图2-2。 表2-2 热电厂设计热负荷
热电厂热负荷的数理统计计算方法
热电厂热负荷的数理统计计算方法(1) 日前，我国北方大中城市已普遍建有热电厂，很多大型工业企业也建有自备热电厂，甚至一些中小型企业也建有以裕压发电形式的小型自备热电站。这些以供热为主、热电联产的热电厂，已成为我国电力事业的一个重要组成部分。 按照热电联产的理论计算结果，利用供热抽汽或背压排汽进行热电联产的发电煤耗率应为O.1 5～0.2kg标准煤/千瓦时，即使再考虑蓟抽汽式汽轮机内凝汽发电的低效率和其它汽 水损失，热电厂的综合发电煤耗率也不应超过O.3.kg标准煤/千瓦时。但是很多热电厂实际运行结果都高于这个指标. 其原因是多方面的，其中非常重要的一条就是热电厂在设计阶段对热电联产的最基本设计参数——最大热负荷及其变化特性估算不准，还有热化系数取值过高，导致热电厂规模偏大，甚至供热机组的设计热负荷值大大高于实际最南热负荷。这样，热电厂只好加大凝汽发电份额或降低设备容量利胃率，对背压式机组的运行往往带来困难。 热电联产有两个显著特点一是热负荷的供需应基本保持适时平衡;二是以热定电。要使热电联产取得较好的节能效果，必须在热电厂设计的前期就应比较准确地计算出它的最大热负荷，总供热量以及绘制出全年热负荷持续时间曲线. 在此基础上再考虑适当的热化系数，列举出若干可行的方案，进行技术经济比较计算，最后确定出最优方案。 目前对栗暖热负荷的测算已有了比较可靠的算法，但对工业热负荷的测算尚无较有效盼方法。以往对热电厂工业热负荷的估算方法有以下几种， (1)按各个热用户原有供热锅炉的容量来估算，通常是取各个容量之和作为热电厂工业热负荷的设计值; (2)根据各个热用户自报的热负荷数据，取各用户避大热负荷之和作为热电厂热负荷的最大值; (3)根据各热用户生产产品的单位热鞠和产量情况，估算热电厂的最大热负荷; (4 )根据热用户进行过的企业能量平衡测试数据来估算热电厂的最太热负荷; (5)对各热用户的用热情况作简单的潮试，并通过简单的现场调查来决定热电厂的最大热负荷。 这些估算方法都不够合理，特别是前三种方法误差极大，因此都不能比较准确可靠地估算出热电厂的最大热负荷值，其主要问题是。 1、未考虑各热用户最大热负荷的同时出现率一般来说，各用户的最大热负荷并不在一日内同一时刻出现所以热电厂的最大热负荷并不等于各用户最大热负荷之和，而是小于这个数. 热电厂最大热负荷与各用户最大热负荷之和的比值可定义为用户最大热负荷的同时出现率γ， γ= 通常，γ< 1。它的大小与热用户的多少、各用户热负荷的波动特性等多方面因素有关。由
热电厂供热首站扩容改造
热电厂供热首站扩容改造 摘要：本文针对鹤煤热电厂供热首站供热能力不足的问题，着重对汽轮机的供热及外管网的输送能力进行核算，围绕首站系统设备选型、控制方式及热网系统的安全运行等问题提出具体增容改造方案。首站扩容后热电厂的供热能力达到245mw，年节省标煤3.5×104t，为促进淇滨新区发展作出了贡献。 关键词：首站扩容增效节能 1 概况 城市集中供热是现代化城市中必不可缺的基础设施，也是城市公用事业的一个重要组成部分，在节约能源、减少城市污染方面具有至关重要的作用。 鹤煤热电厂装有2×135mw抽凝式热电机组。设计工业抽汽压力1.276mpa，工业抽汽温度446℃，抽汽量30t/h；采暖抽汽压力0.245mpa，采暖抽汽温度239℃；采暖额定抽汽量80t/h，采暖最大抽汽量120t/h。即热电厂设计最大供热能力为160mw，只能满足320万m2热用户的采暖需求。 作为城区集中供热的唯一热源，因受热网首站容量的制约，已无法满足供热需求。因此，为提高对外供热量，增大集中供热面积，对热网首站进行扩容改造是当务之急。 2 供热能力分析 2.1 汽轮机最大抽汽能力
根据制造厂提供的数据，机组最大供热工况额定蒸汽流量为 445t/h，在供热工况下运行时，汽轮机高、中压汽封漏汽等各种损失、回热系统用汽总量为126.61t/h；保证汽轮机中压缸安全的中压缸排汽压力为0.245mpa、低压缸最低蒸汽通流量为70t/h。为保证汽轮机最大供热工况运行时调节级及各监视段压力、供热蝶阀后压力、供热抽汽压力等参数完全在汽轮机叶片允许压力范围之内，在保证抽30t/h工业蒸汽的情况下，采暖抽汽最大抽汽量为190t/h，若无工业抽汽采暖最大抽汽量可达220t/h，能保证机组安全运行。考虑到两台机同时供汽及系统故障等因素的影响，两台机组可靠供热抽汽量为340-360t/h，即231-245mw。 2.2 抽汽管网管径核算 单台机组的采暖抽汽管径现为dn900，采暖抽汽量为170t/h，则：d=（■）■ 代入数据，则有： 0.92=■ v=69.62m/s 管道内蒸汽流速经核算为69.62m/s。蒸汽管道热介质的最大允许流速为80m/s，推荐流速为35m/s～60m/s。综合机组运行情况、管线较短各方面情况分析，该段管道造成的压力降较小，对热经济性影响不大，完全可以满足运行要求。 3 供热首站扩容改造方案
热电厂主要能耗指标计算
一、热电厂主要能耗指标计算 热电专委会耀东一、热电厂能耗计算公式符号说明
二、能耗热值单位换算 1、吉焦、千卡、千瓦时（GJ、kcal、kwh） 1kcal=4.1868KJ=4.1868×10-3MJ=4.1868×10-6GJ 1kwh=3600KJ=3.6MJ=3.6×10-3GJ 2、标准煤、原煤与低位热值： 1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量，即为原煤低位热值。 Q y＝5000kcal/kg＝20934KJ/kg 1kg标准煤热值Q y＝7000kcal/kg＝29.3×103KJ＝0.0293GJ/kg 当原煤热值为5000大卡时，1T原煤＝0.714吨标煤，则1T标煤＝1.4T原煤 3、每GJ蒸汽需要多少标煤： b r＝B/Q＝1/Q yη＝1/0.0293η＝34.12/η 其中：η＝ηW×ηg＝锅炉效率×管道效率 当ηW＝0.89，ηg＝0.958时，供热蒸汽标煤耗率b r＝34.12/0.89×0.958＝40kg/GJ 当ηW＝0.80，ηg＝0.994时，供热蒸汽标煤耗率b r＝34.12/0.80×0.994＝42.9kg/GJ 二、热电厂热电比和总热效率计算 热电专委会骆稽坤 一、热电比（R）： 1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》2.2定义：热电比为“统计期供热量与供电量所表征的热量之比”。 R＝供热量/供电量×100％ 2、根据热、能单位换算表：
1kwh＝3600KJ（千焦） 1万kwh＝3600×104KJ＝36GJ（吉焦） 3、统一计量单位后的热电比计算公式为： R＝（Q r/E g×36）×100％ 式中： Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh 4、示例： 某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，其热电比为： R＝（16×104/634×36）×100％＝701％ 二、综合热效率（η0） 1、根据省地方标准DB33定义，综合热效率为“统计期供热量与供电量所表征的热量之和与总标准煤耗量的热量之比” η0＝（供热量＋供电量）/（供热标煤量＋供电标煤量） 2、根据热、能单位换算表 1万kwh＝36GJ 1kcal＝4.1868KJ 1kg标煤热值＝7000kcal 1kg标煤热值＝7×103×4.1868＝29.3×103KJ＝0.0293GJ 3、统一计量单位后的综合热效率计算公式为 η0＝[（Q r＋36E g）/(B×29.3）]×100％ 式中：Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh B——总标煤耗量t 4、示例： 某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，供热耗标煤6442吨，供电耗标煤2596吨，该厂总热效率为： η0＝[(16×104＋36×634)/（6442＋2596）×29.3]×100％＝69％
热电厂供热须知
热电厂供热须知 一、供热时间为每年11月下旬至次年4月上旬，具体日期视天气变化由供热主管部门确定，供热天数为136天。 二、每年4月15日至10月20日为办理暖气停供、开启手续时间，办理手续时需携带房产证、身份证，逾期不予办理。以前年度欠费用户,在办理停供、开启手续前，应补交欠费及滞纳金。老系统用户不办理开启、停供手续，用户须进行分户控制改造。 三、每年11月1日至11月20日为交纳供热费时间。单元阀用户以单元为单位到威海热电厂客服中心交费，分户控制用户，可到威海热电厂客服中心或商业银行任意营业网点一次性交纳供热费。逾期未交者，每逾期一天加收应交供热费1‰的滞纳金。 四、每年11月1日至11月20日为调试送水打压时间（一般情况下，不再另行公告）。每年11月1日前，用户必须确保室内供热设施完善，如有问题，请提前与威海热电厂客服中心或供热站联系维修。调试期间，用户可与所属供热站联系，了解具体的送水打压时间，调试当天必须家中留人。如果您是单户阀用户，家中无人，可以提前将阀门关闭。因家中无人或系统不完善给自身或他人造成损失的，由责任人自负。 五、请您自觉爱护供热设施，严禁私自改动供热设施、安装水嘴、私开供热阀门等。安装换热器用户，须到威海热电厂客服中心办理手续。用户如果不执行有关规定，热电厂将按有关规定给予处罚，由此造成的一切后果由用户承担；造成重大后果的，移交司法部门处理。 六、您的供热方式为热电厂汽轮机循环水供热，供热质量稳定、安全、可靠。因供热热水中已加入化学药品，具有一定危害性，敬请广大用户：严禁放水！否则由此造成的一切后果均由用户自负。因放水导致供热系统事故的，移交司法机关依法追究经济和法律责任。 七、供热期间，在用户房屋保温正常，且供热设施符合采暖设计技术规范的情况下，室内供热温度为18℃±2℃。 八、特殊环境用户，因其建筑采暖能耗大，热环境差，供热期间，执行协议供热温度。 九、供热期间，我厂配备专业维修抢险队伍，设立厂及供热站服务热线电话，24小时为您服务： （一）热电厂供热服务热线：5817755； （二）各供热站及维修电话如下：
【精品】热电厂经济指标释义与计算
热电经济指标释义与计算 热电厂输出的热能和电能与其消耗的能量（燃料总消耗量×燃料单位热值)之比，表示热电厂所耗燃料的有效利用程度(也可称为热电厂总热效率)。对于凝汽火电厂，汽轮机排出的已作过功的蒸汽热量完全变成了废热,虽然整个动力装置的发电量很大，便无供热的成份，故热电比为零.对背压式供热机组，其排汽热量全部被利用，可以得到很高的热电比。对于抽汽式供热机组，因抽汽量是可调节的，可随外界热负荷的变化而变化.当抽汽量最大时，凝汽流量很小，只用来维持低压缸的温度不过分升高,并不能使低压缸发出有效功来，此时机组有很高的热效率，其热电比接近于背压机。当外界无热负荷、抽汽量为零，相当于一台凝汽机组,其热电比也为零.因而用热电比和热电厂总效率来考核热电厂的是合理的、全面的、科学的. 5．1热电比 热电厂要实现热电联产，不供热就不能叫热电厂,根据我国的具体情况供多少热才能叫热电厂应有个界限，文件应提出不同容量供热机组应达到的热电比。 热电比=有效热能产出/有效电能产出 =Q/E=（各供热机组年供汽量×供汽的热焓×1000）/（各供热机组年供电量×3600) =（G×I×1000）/（N×3600） 上式中；G——供热机组年抽汽（排汽）量扣除厂用汽量的对外商业供汽量。 当热电厂有一台背压机,一台双抽机时 G＝G1十C2十C3—g
G1、G2、C3为各机组不同参数的抽汽（排汽）量t/a g为热电厂的自用汽量t/a I．为供热机组年平均的抽汽(排汽)热焓千焦／公斤I1、I2、I3为各机组不同参数抽汽(排汽)热焓 i为对外商业供汽的热焓KJ／kg 有效热能产出Q＝（G1I2十G2I2十G3I3—gi）1000KJ/a
热电厂热力系统计算
热力发电厂课程设计 1.1设计目的 1.学习电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则 2.学习全面性热力系统计算和发电厂主要热经济指标计算的内容、方法 3.提高计算机绘图、制表、数据处理的能力 1.2原始资料 西安某地区新建热电工程的热负荷包括： 1）工业生产用汽负荷； 2）冬季厂房采暖用汽负荷。 西安地区采暖期101天，室外采暖计算温度–5℃，采暖期室外平均温度1.0℃，工业用汽和采暖用汽热负荷参数均为0.8MPa、230℃。通过调查统计得到的近期工业热负荷和采暖热负荷如下表所示： 热负荷汇总表 1.3计算原始资料 （1）锅炉效率根据锅炉类别可取下述数值： 锅炉类别链条炉煤粉炉沸腾炉旋风炉循环流化床锅炉 锅炉效率0.72～0.85 0.85～0.90 0.65～0.70 0.85 0.85～0.90 （2）汽轮机相对内效率、机械效率及发电机效率的常见数值如下： 汽轮机额定功率750～6000 12000～25000 5000 汽轮机相对内效率0.7～0.8 0.75～0.85 0.85～0.87 汽轮机机械效率0.95～0.98 0.97～0.99 ～0.99 发电机效率0.93～0.96 0.96～0.97 0.98～0.985 （3）热电厂内管道效率，取为0.96。 （4）各种热交换器效率，包括高、低压加热器、除氧器，一般取0.96～0.98。 （5）热交换器端温差，取3～7℃。
（6）锅炉排污率，一般不超过下列数值： 以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式电厂2% 以化学软化水为补给水的供热式电厂5% （7）厂内汽水损失，取锅炉蒸发量的3%。 （8）主汽门至调节汽门间的压降损失，取蒸汽初压的3%～7%。 （9）各种抽汽管道的压降，一般取该级抽汽压力的4%～8%。 （10）生水水温，一般取5～20℃。 （11）进入凝汽器的蒸汽干度，取0.88～0.95。 （12）凝汽器出口凝结水温度，可近似取凝汽器压力下的饱和水温度。 2、原则性热力系统 2.1设计热负荷和年持续热负荷曲线 根据各个用户的用汽参数和汽机供汽参数，逐一将用户负荷折算到热电厂供汽出口，见表2-1。用户处工业用汽符合总量：采暖期最大为175 t/h,折算汇总到电厂出口处为166.65 t/h。 表2-1 热负荷汇总表 折算到热电厂出口的工业热负荷，再乘以0.9的折算系数，得到热电厂设计工业热负荷，再按供热比焓和回水比焓（回水率为零，补水比焓62.8 kJ/kg）计算出供热量，见表2-2。根据设计热负荷，绘制采暖负荷持续曲线和年热负荷持续曲线图，见图2-1、图2-2。 表2-2 热电厂设计热负荷
热电厂供热、供电标煤耗率计算方法说明及分析
小型热电厂供热、供电标煤耗率计算方法介绍及分析 一．前言 热电厂供热及供电标煤耗率计确实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觉一些问题，要紧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、供电标煤耗率计算要紧取自浙江省标准“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（浙江省标准计量局公布1991年12月20日实施），在这以后，国家已公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日三部委公布的“热电联产项目可行性研究技术规定”，最近公布的文件与前述“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年公布的“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（以下简称“煤耗计算”与同时公布的“小型热电厂成本计算方法”（以下简称“成本计算”）是当时同时公布，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，
火力发电厂技术经济指标计算方法
火力发电厂技术经济指标计算方法 （DL/T 904-2004） 目次 前言 1范围 2规范性引用文件 3燃料技术经济指标 4锅炉技术经济指标 5锅炉辅助设备技术经济指标 6汽轮机技术经济指标 7汽轮机辅助设备技术经济指标 8燃气—蒸汽联合循环技术经济指标 9综合技术经济指标 10其他技术经济指标 前言 本标准是根据原国家经济贸易委员会《关于下达1999年电力行业标准制、修订计划项目的通知》（电力[1999]40号文）安排制定的。本标准是推荐性标准。 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。 该标准涉及到火力发电厂发电生产全过程的技术经济指标计算，按火力发电厂的生产流程进行编写，共分燃料、锅炉、锅炉辅助设备、汽轮机、汽轮机辅助设备、燃气—蒸汽联合循环、综合、其他等8个方面的技术经济指标。 本标准具有一定的理论深度和广度，有较强的实用性和可操作性，利于促进电力工业火力发电厂技术经济、节能管理的提高和技术进步，也有利于加强管理，科学规范火力发电厂技术经济指标体系和分析体系。 本标准由中国电力企业联合会标准化部提出。 本标准由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会和电力行业电站锅炉标准化技术委员会归口管理。 本标准起草单位：大唐国际发电股份有限公司、华北电力科学研究院有限责任公司、华北电网公司、浙江省能源集团有限公司等单位。 本标准主要起草人：祝宪、杜作敏、王刚、伍小林、杨顺虎、林英、蒋明昌。 本标准委托大唐国际发电股份有限公司及华北电力科学研究院解释。 火力发电厂技术经济指标计算方法 1范围 本标准规定了火力发电厂技术经济指标的计算方法。 本标准适用于火力发电厂技术经济指标的统计计算和评价。 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/T 211煤中全水分的测定方法 GB/T 212煤的工业分析方法 GB/T 213煤的发热量测定方法
热电厂主要能耗指标计算
一、热电厂主要能耗指标计算 绍兴热电专委会陈耀东一、热电厂能耗计算公式符号说明
二、能耗热值单位换算 1、吉焦、千卡、千瓦时（GJ、kcal、kwh） 1kcal==×10-3MJ=×10-6GJ 1kwh=3600KJ==×10-3GJ 2、标准煤、原煤与低位热值： 1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量，即为原煤低位热值。 Q y＝5000kcal/kg＝20934KJ/kg 1kg标准煤热值Q y＝7000kcal/kg＝×103KJ＝kg 当原煤热值为5000大卡时，1T原煤＝吨标煤，则1T标煤＝原煤
3、每GJ蒸汽需要多少标煤： b r＝B/Q＝1/Q yη＝1/η＝η 其中：η＝ηW×ηg＝锅炉效率×管道效率 当ηW＝，ηg＝时，供热蒸汽标煤耗率b r＝×＝40kg/GJ 当ηW＝，ηg＝时，供热蒸汽标煤耗率b r＝×＝GJ 二、热电厂热电比和总热效率计算 绍兴热电专委会骆稽坤 一、热电比（R）： 1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》定义：热电比为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之比”。 R＝供热量/供电量×100％ 2、根据热、能单位换算表： 1kwh＝3600KJ（千焦）1万kwh＝3600×104KJ＝36GJ（吉焦） 3、统一计量单位后的热电比计算公式为： R＝（Q r/E g×36）×100％ 式中：Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh 4、示例： 某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，其热电比为：
R＝（16×104/634×36）×100％＝701％ 二、综合热效率（η0） 1、根据浙江省地方标准DB33定义，综合热效率为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之和与总标准煤耗量的热量之比” η0＝（供热量＋供电量）/（供热标煤量＋供电标煤量） 2、根据热、能单位换算表 1万kwh＝36GJ 1kcal＝ 1kg标煤热值＝7000kcal 1kg标煤热值＝7×103×＝×103KJ＝ 3、统一计量单位后的综合热效率计算公式为 η0＝[（Q r＋36E g）/(B×）]×100％ 式中：Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh B——总标煤耗量t 4、示例： 某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，供热耗标煤6442吨，供电耗标煤2596吨，该厂总热效率为：
-热电厂主要能耗指标计算
一、热电厂主要能耗指标计算 一、热电厂能耗计算公式符号说明 二、能耗热值单位换算 1、吉焦、千卡、千瓦时（GJ、kcal、kwh）
1kcal=4.1868KJ=4.1868×10-3MJ=4.1868×10-6GJ 1kwh=3600KJ=3.6MJ=3.6×10-3GJ 2、标准煤、原煤与低位热值： 1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量，即为原煤低位热值。 Q y＝5000kcal/kg＝20934KJ/kg 1kg标准煤热值Q y＝7000kcal/kg＝29.3×103KJ＝0.0293GJ/kg 当原煤热值为5000大卡时，1T原煤＝0.714吨标煤，则1T标煤＝1.4T原煤 3、每GJ蒸汽需要多少标煤： b r＝B/Q＝1/Q yη＝1/0.0293η＝34.12/η 其中：η＝ηW×ηg＝锅炉效率×管道效率 当ηW＝0.89，ηg＝0.958时，供热蒸汽标煤耗率b r＝34.12/0.89×0.958＝40kg/GJ 当ηW＝0.80，ηg＝0.994时，供热蒸汽标煤耗率b r＝34.12/0.80×0.994＝42.9kg/GJ 二、热电厂热电比和总热效率计算 绍兴热电专委会骆稽坤 一、热电比（R）： 1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》2.2定义：热电比为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之比”。 R＝供热量/供电量×100％ 2、根据热、能单位换算表： 1kwh＝3600KJ（千焦） 1万kwh＝3600×104KJ＝36GJ（吉焦） 3、统一计量单位后的热电比计算公式为： R＝（Q r/E g×36）×100％ 式中： Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh 4、示例：
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/（29.308×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 5.排烟温度 ℃ 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/kW.h 6.空气预热器漏风率 % ()% 100%?= 发电量发电用厂用电量发电厂用电率％ 发电量综合厂用电量综合厂用电率（％）＝ 100?
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/kW.h 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 90''"?-=αα αL A
热电厂热力系统计算
热电厂热力系统计算
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热力发电厂课程设计 1.1设计目的 1．学习电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则 ２.学习全面性热力系统计算和发电厂主要热经济指标计算的内容、方法 3．提高计算机绘图、制表、数据处理的能力 1．２原始资料 西安某地区新建热电工程的热负荷包括： 1）工业生产用汽负荷； 2）冬季厂房采暖用汽负荷。 西安地区采暖期101天，室外采暖计算温度–５℃，采暖期室外平均温度1.０℃,工业用汽和采暖用汽热负荷参数均为0．8MＰa、230℃。通过调查统计得到的近期工业热负荷和采暖热负荷如下表所示: 热负荷汇总表 项目单位 采暖期非采暖期 最大平均最小最大平均最小 用户热负荷工业ｔ/h １75 １42 1０8 1２6 ９2 7５采暖ｔ／h 177 72 ４３0 0 0 1.3计算原始资料 (1)锅炉效率根据锅炉类别可取下述数值： 锅炉类别链条炉煤粉炉沸腾炉旋风炉循环流化床锅炉锅炉效率０.72~0.85 ０.85~0.90 0.65～０.7００．８5 0.８5~０．９０(2)汽轮机相对内效率、机械效率及发电机效率的常见数值如下： 汽轮机额定功率７50~6000 120０0～25000 500０ 汽轮机相对内效率０．7~0．8 0.７5~0.８5 ０.８5～0．８7 汽轮机机械效率0.95～0.98 0.９7~０.99 ～０.９９ 发电机效率0.93～0.96 0.96～0.97 0.98~０.9８５（３）热电厂内管道效率，取为0.96。 (4)各种热交换器效率,包括高、低压加热器、除氧器,一般取0．96～０．98。 (５)热交换器端温差，取3～7℃。
电厂效率计算方法
一、热电厂能耗计算公式符号说明 单位供电标煤耗 单位发电标煤耗 单位供热标煤耗 bg=bd/[1-(ed/100)] bd=(Bd/E)*102 Bd=B(1-α) br=(Br/Qr)*103 Br=Bα g/kwh g/kwh T Kg/GJ T 4 R 热电比 R=(Qr/36Eg)*102 5η0 热效率 η0=[(Qr+36Eg)/29.3B]*102(%) 二、能耗热值单位换算 千焦（KJ） 大卡(kcal) 1千瓦时(kwh)= 3600kj 备注 1、吉焦、千卡、千瓦时（GJ、kcal、kwh） 1kcal=4.1868KJ=4.1868×10-3MJ=4.1868×10-6GJ 1kwh=3600KJ=3.6MJ=3.6×10-3GJ 2、标准煤、原煤与低位热值： 1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量，即为原煤低位热值。 Qy＝5000kcal/kg＝20934KJ/kg 1kg标准煤热值Qy＝7000kcal/kg＝29.3×103KJ＝0.0293GJ/kg 当原煤热值为5000大卡时，1T原煤＝0.714吨标煤，则1T标煤＝1.4T原煤3、每GJ蒸汽需要多少标煤： br＝B/Q＝1/Qyη＝1/0.0293η＝34.12/η 其中：η＝ηW×ηg＝锅炉效率×管道效率
当ηW＝0.89，ηg＝0.958时，供热蒸汽标煤耗率br＝34.12/0.89×0.958＝40kg/GJ 当ηW＝0.80，ηg＝0.994时，供热蒸汽标煤耗率br＝34.12/0.80×0.994＝42.9kg/GJ 二、热电厂热电比和总热效率计算 一、热电比（R）： 1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》2.2定义：热电比为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之比”。 R＝供热量/供电量×100％ 2、根据热、能单位换算表： 1kwh＝3600KJ（千焦） 1万kwh＝3600×104KJ＝36GJ（吉焦） 3、统一计量单位后的热电比计算公式为： R＝（Qr/Eg×36）×100％ 式中： Qr——供热量GJ Eg——供电量万kwh 4、示例： 某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，其热电比为： R＝（16×104/634×36）×100％＝701％ 二、综合热效率（η0） 1、根据浙江省地方标准DB33定义，综合热效率为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之和与总标准煤耗量的热量之比” η0＝（供热量＋供电量）/（供热标煤量＋供电标煤量） 2、根据热、能单位换算表 1万kwh＝36GJ 1kcal＝4.1868KJ 1kg标煤热值＝7000kcal 1kg标煤热值＝7×103×4.1868＝29.3×103KJ＝0.0293GJ 3、统一计量单位后的综合热效率计算公式为 η0＝[（Qr＋36Eg）/(B×29.3）]×100％ 式中：Qr——供热量GJ Eg——供电量万kwh B——总标煤耗量t 4、示例： 某热电厂当月供电量634万kwh，供热量16万GJ，供热耗标煤6442吨，供电耗标煤2596吨，该厂总热效率为： η0＝[(16×104＋36×634)/（6442＋2596）×29.3]×100％＝69％
热电厂供热的新途径
热电厂增加对外供热量的新途径 随着我国城市化进程的加速发展，城镇人口快速增长，新建商业、住宅建筑以及旧房、棚户区的改造大规模展开，采暖面积和供热需求急剧增长，供热源和供热管网的改造已成为城市化发展的主要瓶颈之一。尽管有关方面都在为寻找发展环保高效的新能源和新的供热方式，如太阳能光热和光伏发电能源，分布式能源系统等，但是目前和今后较长一段时间热电厂仍然是主要供热源，而且鼓励新建热电机组单机容量300MW及以上机组。2009年底我国供热机组已达14464万KW，加上大型采暖锅炉房厂，仍是巨大的热源，但是热电厂一次能源的效率仅为45%左右，大量热量主要通过空冷机组的乏汽、水冷机组的循环冷却水和烟气排放损失。近年来在挖掘利用发（热）电厂余热，增加供热量扩大采暖面积和供热需求的研发工作中吸收式热泵技术被使用，并在单机100、200、300MW乃至500MW 的发（热）电厂的节能环保技改项目中实施。其具有增加供热量，减少建设集中供热小锅炉房，避免小锅炉效率低，燃料消耗量大，污染物排放量大的弊病；同时因吸收式热泵技术可以提高热源一次热源水、二次热源站热源水的供水温度，从而提高原有供热管网的供热能力，减少热网管线的改造。因此，受到政府、投资和发电企业的重视，正在迅速发展。 不增加电厂机组和锅炉容量情况下，采用吸收式热泵回收汽轮机乏汽余热、和循环水余热工程设计。有两项工程分别于2010年底和2011年3月投产，均收到了设计予想效果，达到节能减排目的，使汽轮机乏汽废热通过热泵将乏汽冷凝，回收这部分不能接利用的低品位热量，将其转换可为城市集中供热的高品位热量，不仅实现了电厂节能减排，而且可以使电厂的综合效率提高到70～80％，即利用1个单位蒸汽驱动热量，回收0.65～0.85个单位低品热量。该技术具有清洁环保、无污染、高效节能、符合国家政策、并可享受政策性国家补贴，目前该技术还刚刚起步，此项目已列入国家十二五期间节能减排名录，今年已开始在多个城市将实施，开始推广这项技术，我单位也为推广该技术作出微薄贡献。本文在此简介吸收式热泵技术在发（热）电厂余热节能环保技改项目的应用。 一、水冷机组的循环冷却水余热利用
火力发电厂热效率计算
精心整理 火力发电厂? 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：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。????? 热电厂经济指标释义与计算? 1.?发电量:电能生产数量的指针。即发电机组产出的有功电能数量。计算单位：万千瓦时（1×104kwh ）? 2．供电量:发电厂实际向外供出电量的总和。即出线有功电量总和。计算单位：万千瓦时（1×104kwh ）? 345.6．KJ/Kg 。7.8.（7000x 原9?1kg 标热量/×41816/10022值/热电厂热效率:是指汽轮机组发电量的当量热量占发电耗燃料含热量的比率，即每千瓦时发电量的当量热量与每千瓦时发电量所耗用燃料的含热量的比率，反映发电厂能源加工转换的效率。公式为：热效率＝10E ×3600/（B ×29271）?B------计算期内发电标准煤耗?26．热电厂耗用标煤量：热电厂标准耗煤量＝（热电厂原煤耗量×原煤低位发热量＋耗用油量×41816）/29271?热电厂发电标煤耗量＝（热电厂原煤耗量×原煤低位发热量＋耗用油量×41816）×发电比/29271? 热电厂发电热效率?q ＝Q ’/（E/10）?Q ’----计算期内热电厂发电耗用热量（kj ）?Q ’＝（耗用煤量x 煤低位热值＋耗用油量×41816）×发电比? 汽水损失率汽水损失量＝锅炉补充水量－对外供热量汽水损失率＝汽水损失量/锅炉产汽量×100％?
精心整理 18．电厂补给水率:即电厂补充水量与锅炉产汽量的比率?锅炉的输出热量与输入热量的比率。是反映燃料和介质带入炉内热量被利用程度的指标。计算公式为：锅炉正平衡效率＝锅炉产汽量/（原煤耗量×原煤的低位发热量＋燃油耗量×燃油低位发热量＋给水量×给水焓值）? 汽轮机组汽耗率:是指汽轮机组每发一度电所消耗的蒸汽量。计算公式：?d＝D’×（100－∮）/（E/10）? 22．汽轮机组热效率：汽轮机组每发一度电所耗用的热量。?Q＝d×I’? 23．汽轮机效率是指计算期内汽轮机组发出电能的当量热量与输入汽轮机发电热量的比率。抽凝机组采用公式：η=10E×3600/（D’I’－?DI）
火力发电厂二氧化硫排放量的计算方法
火力发电厂二氧化硫排放量的计算方法火力发电厂二氧化硫排放量的计算方法 摘要：火力发电厂采用物料衡算法计算SO2的排放量，应以入炉煤量和入炉煤收到基含硫量为准，统计期内耗煤的平均含硫量通过化验单元的燃煤重量加权平均值计算。同时，SO2排放量的计算应考虑锅炉的烟气处理方式等因素。 关键词：环境保护；火力发电厂；二氧化硫；计算方法 文章编号：1003－9171（2000）04－0011－02 1 问题的提出 国家环境保护总局等四部委在1998年4月发出《关于在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区开展征收二氧化硫排污费扩大试点的通知》（以下简称《通知》），从1998年1月1日起，扩大二氧化硫排污费的征收区域，是国家控制环境污染，促进环境治理的重要举措。加强相应的技术管理，科学准确地计算二氧化硫的排放量，是保证这项工作顺利进行所必须的。本文根据《通知》规定，结合燃料分析技术和发电厂的实际，提出二氧化硫的计算方法与相应的技术管理工作内容。 2 二氧化硫排放量的计算方法 《通知》规定二氧化硫的排放量可以按实际监测或物料衡算法计算，由于火力发电厂烟气监测装置的应用并没有普及，因此
大多采用物料平衡方法进行计算： GSO2＝2BFS（1－NSO2）（1） 式中GSO2——二氧化硫排放量，kg； B——耗煤量，kg； F——煤中硫转化成二氧化硫的转化率（火力发电厂锅炉取0．90；工业锅炉、炉窑取0．85；营业性炉灶取0．80）； S——煤中的全硫份含量，％； NSO2——脱硫效率，％，若未采用脱硫装置，NSO2＝0。 由此可见，此计算方法涉及燃煤的重量（B）、含硫量（S，全硫，下同）和锅炉的型式（F，电站锅炉视为常数）及其脱硫效率（含湿式除尘器的脱硫率，NSO2）等量值的计算。 2．1 耗煤量的计量与计算 火力发电厂的煤量有入厂煤和入炉煤之分，计算SO2的排放量应以入炉煤量为准，原因是：（1）由于发电厂要保证连续发电，发电厂内的煤场（罐）应有一定的储备量，煤在储存过程中会有一定的损失（通常称为“存损”），因此统计期内入厂煤量并不一定等于入炉耗煤量；（2）同一发电厂可能有不同型式的锅炉，其烟气处理方式也不尽相同，因此不同锅炉的脱硫效率是不同的，对于不同脱硫效率的锅炉，要分别计算其耗煤量；（3）同一发电厂，燃用同一含硫量煤种，在同样耗煤量下，不同脱硫效率锅炉的耗煤量不同，排入大气的SO2量也不同，所以，必须以入炉煤量作为计算SO2排放量的基准。
热电厂计算方法
热电厂产量及经济指标计算 一、主要产品产量 1、发电量(万kwh):#1～#8机发电量之与。 2、供电量(万kwh)=发电量-厂用电量 厂用电量(万kwh):#1～#8高厂变及#01、#02高备变之与。然后扣除扩建、大修及试运期间、食堂宿舍办公室等非生产用电量。(具体参照中石化电站竞赛指标计算说明) 3、供汽量(t):外供10条管线(新区43KS 、炼厂40KS 、15KS 、胶厂15KS 、新区40KS 、15KS 、15KS(550)、15KS(650)M 管、A1管)与厂自用汽流量之与。 4、售汽量(t):公司平衡后外管线总流量 5、外供除盐水量(t):外供一级与二级除盐水量之与。 6、锅炉蒸发量(t):#1～#8炉蒸发量之与。 二、主要经济指标计算方法 主要以供热比来分摊供热厂用电量及供热标煤耗量,剩余的则为发电厂用电量及发电标煤耗量。 1、 供热比(%)=(供热量/锅炉蒸发热量)×100% 供热量(百万千焦)=供汽量×供热平均汽焓(各压力级别蒸汽参数由流量的加权平均获得平均汽焓参数,压力与温度,然后查表得) 锅炉蒸发热量(百万千焦)=锅炉蒸发量×(锅炉蒸汽汽焓-锅炉给水水焓)(可查表得,压力与温度参数根据全月各炉的平均数值) 另:热电比公式:热电比就是指计算期内供热消耗热量与供电量的当量热量的 比率(%)。即: ()2 1036/?=g r E Q R 其中r Q —供热量,GJ ; g E —供电量,104kWh 。 热电比的计算公式有另外一种规定,即供热量(吉焦)与发电量(万度)的比值, 我厂六月份供热比为:36、48%;热电比为156、69%。 2、综合厂用电率(%)=(厂用电量/发电量)×100% 3、供热厂用电率(kwh/GJ)=供热用电量/供热量
热电厂部分计算方法
热电厂部分产量及经济指标计算方法 统计数值均为上月末8：00至本月末8：00 一、主要产品产量 1、发电量(万kwh)：#1～#8机发电量之和。 2、供电量(万kwh)=发电量-厂用电量 厂用电量(万kwh)：#1～#8高厂变及#01、#02高备变之和。然后扣除扩建、大修及试运期间、食堂宿舍办公室等非生产用电量。（具体参照中石化电站竞赛指标计算说明） 3、供汽量(t)：外供10条管线（新区43KS、炼厂40KS、15KS、胶厂15KS、新区40KS、15KS、15KS（550）、15KS（650）M管、A1管）与厂自用汽流量之和。 4、售汽量(t)：公司平衡后外管线总流量 5、外供除盐水量(t)：外供一级和二级除盐水量之和。 6、锅炉蒸发量(t)：#1～#8炉蒸发量之和。 二、主要经济指标计算方法 主要以供热比来分摊供热厂用电量及供热标煤耗量，剩余的则为发电厂用电量及发电标煤耗量。 1、供热比(%)=（供热量/锅炉蒸发热量）×100% 供热量(百万千焦)=供汽量×供热平均汽焓（各压力级别蒸汽参数由流量的加权平均获得平均汽焓参数，压力和温度，然后查表得）锅炉蒸发热量(百万千焦)=锅炉蒸发量×（锅炉蒸汽汽焓-锅炉给水水焓）（可查表得，压力和温度参数根据全月各炉的平均数值）另：热电比公式：热电比是指计算期内供热消耗热量与供电量的当量热量的比 率（%）。即： ()210 36 /? = g r E Q R其中 r Q—供热量，GJ；g E—供电量，104kWh。 热电比的计算公式有另外一种规定，即供热量（吉焦）和发电量（万度）的比值，我厂六月份供热比为：36.48%；热电比为156.69%。
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+ε（rb书dp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% r锅炉单位供热量所需厂用电量kWh/GJ bdp 汽轮发电机组年平均标准煤耗率kg/kWh 说明： 公式前面部份是一次分摊标煤耗率与“煤耗计算”中公式理论上是一致的（公式推导见后面附件），后面一部份即考虑了厂用电的二次分摊的标准煤耗率。