浅谈降低火力发电厂机组供电煤耗方法

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浅谈降低火力发电厂机组供电煤耗方法

作者：夏琰

来源：《科学与财富》2019年第23期

摘要：火力发电厂是重要的能源生产部门，其生产的是二次能源，但与此同时也消耗了

一次能源。火力发电厂简称火电厂，主要通过利用石油、煤、天然气以及其他燃料的化学能进行燃烧，随之释放出大量的热能，并将其转化成对应的电能。大型火力发电厂机组供电煤耗的产生，不但会影响到火力发电企业的经济利益，同时还会造成相关资源能源浪费的问题，这要求我们需要积极采取降低供电煤耗的方法。而本文主要是从影响供电煤耗因素的角度出发，对降低火力发厂机组供电煤耗的方法进行分析和阐述。

关键词：降低；火力发电厂；机组；供电；煤耗方法

引言：

火力发电厂对方便人们生活，推动社会生产力，促进社会进步等方面起着十分关键的作用，但是在火力发电厂生产运行的过程中，应该关注到其会产生大量的能耗，发电企业只有通过持续的降低火力发电厂的能耗，才能够有效的提高自己的竞争能力。对于大型火力发电厂机组的供电工作，应该积极运用有效的方法，才能够对煤耗情况进行有效的控制。

一、影响供电煤耗的因素

（1）再热器减温水量过大

火力发电厂机组运行的过程中，常常出现过热器和再热器减温水量较大的问题，对于这一问题进行分析，能够发现其主要是因为高压缸排水汽温度偏高和锅炉受热面积严重造成金属温度过高的影响。

（2）热力系统出现了内漏问题

对某火力发电厂机组热力系统中的内漏情况经排查发现，其中五台机组存在内漏情况。火力发电厂机组中的阀门在关闭四到六小时后，运用红外线测温仪表测出阀体下游一百五十毫米处金属温度大于七十摄氏度，是内漏的主要表现，并对相应的煤耗进行针对性测量，最终发现煤耗情况比之前上升了百分之二十。

（3）辅机厂用电率过高

火力发电厂生产运行的过程中，一次风机、电动给水泵电耗普遍偏高，尤其是采用轴流式一次风机没有采用变频器的情况，这种情况风机电耗不会因为发电机的负荷波动而波动，低负荷时电耗特别高。

热电联产供电标准煤耗限额标准及计算

供电标准煤耗限额 一、术语及定义 1、总耗热量： 统计报告期内汽轮机进口侧、向外供热的减温减压器进口侧及锅炉向外直供的总热量 2、 3、 4、供热量： 用于供热的热量 发电量： 机组总发电量 供电量： 向外提供的电量 二、计算方法 1、热电比％=（供热量GJ×1000）/（3600×供电量kW.h）×100 2、 3、供热比％=（供热量GJ/总耗热量GJ）×100 发电厂用电量kW.h=（用于发电、供热和其它生产的电能消耗量kW.h-纯供热耗用的厂用电量kW.h-纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量kW.h-按规定应扣除的电量kW.h）×（1-供热比％/100）+纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量kW.h

4、供热厂用电量kW.h=（用于发电、供热和其它生产的电能消耗量kW.h-纯供热耗用的厂用电量kW.h-纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量kW.h-按规定应扣除的电量kW.h）×供热比％/100+纯供热耗用的厂用电量kW.h 5、 6、发电厂用电率％=发电厂用电量kW.h/机组的发电量kW.h*100供热厂用电率％=（3600×供热厂用电量kW.h）/（供热量GJ×1000）×100 7、生产用标准煤量tce（吨标准煤）=耗用燃料总量（折至标准煤）tce-应扣除的非生产用燃料量（折至标准煤）tce 8、 9、供热标准煤耗量tce=生产用标准煤量tce×供热比％/100发电标准煤耗量tce=生产用标准煤量tce-供热标准煤耗量tce 10、发电标准煤耗gce/(kw.h)（克标准煤每千瓦时）=生产用标准煤量tce×（1-供热比％/100）/机组的发电量kW.h× 100011、供电标准煤耗gce/(kw.h)=发电标准煤耗gce/(kw.h)/（1-发电厂用电率％/100） 12、供热标准煤耗gce/(kw.h)=（生产用标准煤量tce×1000/供热量GJ）×（供热比％/100） 13、总热效率％=｛（100×供热量GJ）+（0.36×供电量kW.h）｝/ （29.3076×生产用标准煤量tce） 三、供电标准煤耗限额（机组容量100MW以下） 供电标准煤耗gce/(kw.h)：2008＜ 466、2010＜ 426、2012＜408

各指标对煤耗影响

600MW机组各项指标对煤耗影响 1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加0.089%～0.1%，煤耗 大约增加0.3%，1.1 g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh； 3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh； 4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh； 5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh； 6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh； 7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh； 8.给水温度提高1℃，煤耗下降0.05%，0.16 g/kWh； 9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh； 10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh； 11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh； 12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组 对标供电煤耗332 g/kWh； 300MW机组省煤节电经验数据 1.负荷降低10%，煤耗大约增加 2.95g/kWh，降低20%增加 6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加 26.23g/kWh 2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤耗 增加3.58g/kWh；

3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低10℃， 煤耗增加1.51 g/kWh； 4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降低 10℃，煤耗增加1.68 g/kWh； 5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh； 6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加1.93 /0.85g/kWh 7.高加解列/低加解列，煤耗增加9.55/8.02g/kWh 8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh； 9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh； 10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh； 11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh； 12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh； 13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh； 14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；

机组真空下降的原因分析与处理方法

机组真空下降的原因分析与处理方法 前言： 汽轮机的排汽进入凝汽器汽侧，大流量的循环水送入凝结器铜管内侧，通过铜管内循环水与排汽换热把排汽的热量带走，使排汽凝结成水，其比容急剧减小（约减小到原来的三万分之一），因此原为蒸汽所占的空间便形成了真空。而不凝结气体则通过真空泵抽出，从而起到维持真空的作用。 我厂曾经多次发生凝汽器的真空下降的异常情况，给汽轮机组的安全经济运行造成一定的影响，真空每下降1Kpa将增加约3g／kw.h 煤耗；各机组都不同程度发生过凝汽器真空下降的异常情况，只是真空下降的最低数值不同。造成凝汽器真空下降的原因较多，现在就生产实际工作中遇到的造成凝汽器真空下降常见的原因与处理方法介绍给大家仅供参考、交流。 一、在汽轮机组启动过程中，造成凝汽器真空下降的原因： 1、汽轮机轴封压力不正常 （1）、原因：在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝汽器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝汽器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节阀故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。 （2）、象征：真空表指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值上升。（3）、处理：当确证为轴封供汽压力不足造成凝汽器真空为缓慢下降

时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则应立即切换轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可，若是无效，则应该进行其它方面检查工作。 2、凝汽器热水井水位升高 （1）、原因：凝汽器的热水井水位过高时，淹没凝汽器铜管或者凝汽器的抽汽口，则导致凝汽器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝汽器的热水井水位升高的原因可能是a、凝结水泵故障；b除盐水补水量过大；c、凝汽器铜管泄漏；d、凝结水启动放水排水不畅；e、凝结水系统上的阀门开度不足造成的。（2）、象征：真空表指示下降，汽轮机的排汽缸温度上升、而凝汽器水位计、就地水位计水位也会上升。 （3）、处理：当确证为凝汽器的热水井水位升高造成凝汽器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝汽器水位上升，迅速想办法将凝汽器水位降至正常水位值。 3、凝汽器循环水量不足 （1）、原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的泛汽在凝结器中被冷却的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝汽器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝汽器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝汽器通循环水时，系统内的空气未排完。 （2）、象征：真空表指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上

30万机组供电煤耗率影响因素分析及控制的论述

关于330MW机组供电煤耗率影响因素分析及 控制的论述 王华王振华 关键词：燃煤机组、供电煤耗、节能、降耗 摘要：山东魏桥铝电有限公司热电厂，结合当前国家节能减排要求，通过对机组选型、系统优化、运行精调细控等各方面努力，使机组供电煤耗率降至较低水平，在积极响应国家节能降耗的同时，为企业创造了丰硕的经济效益。 为实现燃煤热电机组节能降耗的目标，我厂在电厂设计建设初期就综合考虑选用先进设备及系统、技术，并且在实际生产运行中，对系统运方严调细控，由细节入手，充分考虑现场实际并积极吸取兄弟单位先进经验，在降低机组供电煤耗率，提高企业经济效益方面取得了良好的效果，具体论述如下。 1．影响机组供电煤耗率原因分析 山东魏桥铝电有限公司热电厂装机容量为4×330MW燃煤机组，采用固态排渣，一次再热，平衡通风，全钢结构，半露天岛式布置，亚临界自然循环汽包炉。针对燃煤锅炉，影响其供电标煤耗的因素很多，主要因素有两方面，具体分析如下： 1．1.系统工艺及环境因素 影响机组供电煤耗率高低因素中系统工艺因素主要包括给水泵选型、制粉系统选型、脱硫脱硝系统工艺、锅炉类型、机组类型、机组冷却方式等。环境因素主要是指机组所处区域环境温度、气压等因素。 机组选用汽动给水泵与配备电动给水泵相比，国产300MW机组，一般供电煤耗率能降低1g/KWh;制粉系统采用中速磨与普通钢球磨相比，因钢球磨电耗的增加，导致其供电煤耗率比中速磨高出1.7g/KWh左右；脱硝系统采用选择性催化还原SCR装置BMCR工况时，比采用选择性非催化还原SNCR装置的供电煤耗率要低0.02%；机组选用供热机组比纯凝机组，从2011年全国机组数据分析来看，300MW机组供电煤耗率大约低11.89g/KWh。我们单位在机组设计选型时，即充分考虑以上各因素，给水泵选用汽动为主，电泵配合的方式。脱硝工艺选用选择性催化还原SCR装置。主机选用供热机组，从硬件方面为降低供电煤耗率打下良好的基础。 1.2.运行控制因素 在机组选型建设一定的情况下，运行控制与调整因素对供电煤耗率的高低影响极大，主要包括机组负荷率高低、每年机组启停的次数多少、运行蒸汽参数高低、系统管道效率、锅炉热效率、汽机热耗率、厂用电率、煤质管控、机组热电比、机组一次调频动作频率等方面。 在其他条件相同的情况下，机组负荷率降低，供电煤耗率则会增加；机组启停次数增加，则也会使供电煤耗率增加；另外蒸汽参数降低、热力系统管道保温不善、系统内漏、锅炉排污增加、采暖、蒸汽吹灰以及煤质偏离设计值过大、入厂煤与入炉煤热值偏差大、热电比降

降低煤耗运行措施

降低煤耗运行措施 1、根据燃烧调整试验，确定最优风煤配比，合理控制燃烧器各风门挡板开度，降低不完全燃烧损失，提高锅炉效率。 1）控制前后墙左右侧燃烬风调门开度为60%，就地燃烬风调风器外旋风拉杆刻度在300mm位置。 2）燃烧器配风方式为：中心风调门开度在10%；外二次风挡板开度控制在55%/50%/45%/45%/50%/55%，内二次风开度维持在400mm位置。 3）二次风总风配风方式为：维持左右侧调门开度一致，采取上下二次风调门开度大小一致的均衡配风或下层二次风门开度大于上层二次风门的正塔配风方式。 2、加强烟道和炉膛定期吹灰，减轻受热面积灰，提高受热面吸热，降低排烟温度。 3、运行期间加强空预器吹灰和停炉时空预器冲洗，降低空预器差压和蓄热片积灰，提高空预器传热效率，降低排烟温度。 4、降低炉膛、烟道和空预器漏风。 1）巡检时定期检查炉膛观火孔有无打开，人孔门有无漏风，发现有打开的及时关闭，漏风的联系检修处理。 2）加强炉底排渣系统小风门检查，确保所有小风门全部关闭，降低炉底漏风。 3）投入空预器径向密封扇形板自动跟踪，降低空预器漏风。 5、降低一次风压力，控制一次风速度，使得煤粉提前着火，降低炉膛火焰中心高度，降低排烟温度。

6、根据目前煤种挥发份，严格控制磨煤机出口粉管温度在100—120℃之间。 7、根据燃烧调整试验时实测空预器入口氧量值，校对DCS画面空预器入口氧量，合理控制炉膛出口过剩空气系数。 8、保持磨煤机出口分离器转速不低于1200rpm，严格控制煤粉细度，降低不完全燃烧损失。 9、规范主再热汽温调整范围，炉侧主汽温度控制在566-576℃之间，再热汽温控制在564-574℃之间。 10、机组正常运行中，投入机跟随方式，主汽压力严格按照滑压曲线进行控制。 11、执行磨煤机启停规定，根据物理总煤量，严格控制磨煤运行台数，保持磨煤机最大出力运行。 12、优化运行磨煤机组合方式和燃烧器功率分配。燃烧器出力控制在B、D、E磨高于A、C磨的上部集中或A、C磨高于B、D、E磨的下部集中方式。

火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 (试行)

云南省工业和信息化委员会 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 （试行） 2013-12-25发布2014-01-01实施

目次 前言 ................................................................................. II 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语和定义 (1) 4技术要求 (2) 5计算方法 (3)

前言 本试行由云南省工业和信息化委员会节约能源处提出。 本试行由云南省节能标准化技术委员会归口。 本试行起草单位：云南省节能技术开发经营公司、华电云南公司、华能云南滇东能源有限责任公司。本试行主要起草人：李平、颜芳、杨富林、李跃波、刘春生、周尧冲、杨兴勇、罗光景、付炳林。

火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法（试行） 1 范围 本试行规定了火力发电厂供电标准煤耗(以下简称供电标煤耗)限额的技术要求和计算方法。 本试行适用于火力发电厂纯凝汽式汽轮发电机组的供电标准煤耗计算与考核。 2 规范性引用文件 下列文件对于本试行的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本试行。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有修改单)适用于本试行。 GB/T 2589 综合能耗计算通则 GB/T 3484 企业能量平衡通则 GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则 DL/T 904 火力发电厂技术经济指标计算方法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本试行。 3.1 发电生产界区 从原煤、燃油等能源进入发电流程开始，到向电网和企业非生产单元供出电能的整个生产过程。由电力生产系统、辅助生产系统和附属生产系统设施组成。 企业公用系统厂用电按接线方式或按机组发电量分摊到机组后计入机组生产界区。 3.2 标准煤量 在统计期内及发电生产全部过程中，用于生产所消耗的各种能源总量折算的标准煤耗量。包括生产系统、辅助生产系统和附属生产系统设施的各种能源消耗量和损失量，不包括非生产使用的、基建和技改等项目建设消耗的、副产品综合利用使用的和向外输出的能源量。 3.3 供电量 在统计期内机组向电网和电厂非生产用电提供的电能量。 3.4 厂用电率 统计期内发电厂正常发电时所消耗的厂用电量与发电量的比值。 3.5 发电煤耗 发电机组每发出单位电能平均耗用的标准煤量，其中包括生产直接消耗的能源量，以及分摊到该产品的辅助生产系统、附属生产系统设施的能耗量和体系内的能源损失量等间接消耗的能源量。

提高汽轮机真空的措施及经济性分析

中国?海南中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 155 提高汽轮机真空的措施及经济性分析 张运耀，周天旺，钟定辉 江西省贵溪电厂 摘要：对汽轮机凝结器真空在夏季偏低的原因进行了综合分析，提出了提高凝结器真空的措施和循环水泵增容改造后的经济分析。 关键词：发电厂；汽轮机；真空；分析；措施 1 概况 江西省贵溪电厂装有4台125MW机组，配了5台沅江48Ⅰ—26Ⅱ型循环水泵供机组各冷却用水，循泵额定流量为16200t/h，扬程为28.7m，泵转速为375r/min，机组采用开式循环，水源取自信江河水，丰水期为直流供水，枯水期启用4000m2自然通风冷却塔，作为信江上游的补充水源。4台机组投产以来，夏季凝结器真空一直偏低，有时在86.66kPa以下，机组被迫降出力运行，虽然曾采取了一些措施，如提高凝结器真空严密性；提高凝结器的清洁度，停机后采用高压水冲洗，加强一次旋转滤网的维护；提高回热油汽系统的投入率和减少本体疏水内漏降低凝结器热负荷等，也取得了一定效果。但均未能根本解决夏季的凝结器真空低的状况。 2 夏季汽轮机真空偏低的主要原因 厂家设计夏季工况进水温度为33℃时，各回热抽汽正常投用，汽轮机排汽量为297t/h，冷却倍率为64.87。理论上按该冷却倍率计算，凝结器需冷却水量为72395t/h，加上机房其它设备用水7674t/h及生活用水270t/h，共需循环水量为80339t/h，系统配置5台循泵，并列运行时，实测流量仅有70500t/h，按这样最理想计算5泵4机运行循环倍率仅为56，实际运行中若某级回热抽汽停用或少量阀门内漏，进入凝结器热负荷增加，循环倍率仅为50左右，若出现一台循泵停运4机4泵的运行方式，循环倍率会更低，而且贵溪地区夏季气温常达35℃，水量就相差更远。根据凝结器的热平衡方程式： － D co（i co－t co）= D w（t w2－t w1） 式中D co——凝结的蒸汽量； D w——冷却水量； i co——汽轮机排汽的焓； t co——凝结水的饱和温度； t w2－t w1 =△t冷却水温升。 近似计算中可取 i co－t co = 2176.7kJ/kg － 则m= t? 520 从实际运行数值来看，△t夏季常在13℃，由此估算，实际循环倍率比理论计算循环倍率会更低。 根据上述分析和现场大量的对比试验可以判断影响夏季真空低的主要原因为水量不足，循环倍率过小。 3 提高真空的主要措施 3.1 电机增容改造 针对影响真空的主要因素，解决的途径是增加循环水量，通过对变频调速改造、水泵直径加大和电机增容等3个方案的技术经济比较，最后选择了电机增容方案，即电机由1600kW增容到2000kW，保持定子外壳不变，电机极数由16级改为14级。 根据n o = 2 3000 p 式中n o——电机转速（r/min）；P——电机级数。 在电机转速由375提高到428.5 r/min时，经华东电力试验研究院用超声波流量计测试，单泵流量达17376t/h，即循泵改造后流量增加了3276t/h。 3.2 水泵叶轮高效改造 考虑到循泵增容改造后会偏离最佳工况点运行，效率必然下降，加之原设计效率不高，故对水泵进行高效改造。 水泵改造采用更换叶轮和密封环，其它流道均不变的改造方案，为此，我们委托北京水科院

影响供电煤耗的主要因素

影响供电煤耗的主要因素 为了提高全厂职工节能降耗的意识，明确节能降耗工作的方向与重点，现将我厂四台机组供电煤耗的各种影响因素提供给大家，期望大家共同努力，把我厂供电煤耗指标提高到新的水平。（以下内容仅供参考，今后我们将逐步修订完善。）1、主汽压力变化1MPa影响煤耗1.13g/KWh2、主汽温度变化10℃影响煤耗1.16g/KWh3、再热汽压力变化1%影响煤耗0.36 g/KWh4、再热汽温度变化10℃影响煤耗 0.73g/KWh5、再热汽减温水流量变化10T/h影响煤耗 1.24 g/KWh6、真空下降1Kpa（1mmHg=0.133KPa）影响煤耗 2.44 g/KWh7、循环水进水温度变化1℃影响煤耗0.5—0.8 g/KWh8、高加全停影响煤耗14—18 g/KWh9、汽水损失1%影响煤耗1.4—2 g/KWh10、厂用电率1%影响煤耗 3.5—3.6 g/KWh11、厂用汽变化1%影响煤耗2.5 g/KWh12、排烟温度降低10℃影响煤耗2.2 g/KWh13、生活区供暖系统用汽影响煤耗0.65 g/KWh14、燃油多耗1000吨影响煤耗1.1 g/KWh15、除氧器每小时多排汽1吨影响煤耗0.3 g/KWh16、锅炉飞灰可燃物增加5%影响煤耗 1.5 g/KWh17、锅炉灰渣可燃物升高5%影响煤耗0.72 g/KWh18、甲、乙大旁路、主蒸汽管道泄漏水汽1吨影响煤耗0.47 g/KWh19、发电机负荷由300MW降至250MW影响煤耗3 g/KWh左右。

很多，如下： 1、负荷率 2、机组效率 3、真空 4、厂用电率 5、给水温度 6、高加投入率 7、凝气器端差 8、排烟温度 9、凝结水过冷度 10、低加组投入率 11、主蒸汽温度 12、主蒸汽压力

DB33 644-2007 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法

DB33 644-2007 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法

前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。

火力发电厂供电标煤耗限额及运算方法 1 范畴 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和运算方法。 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的供电标准煤耗技术经济指标的统计运算和评判。 2 供电煤耗指标限额 供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。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。

3 耗用标准煤量技术经济指标 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。 运算公式为: B b = B h – B kc (2) 式中: B b ——统计期内耗用标准煤量， 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)发电机做调相运行时耗用的燃料； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料； c)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的燃料。 4 厂用电技术经济指标 发电厂用电率是指统计期内厂用电量与发电量的比值。 运算公式为 100?=f d fcy W W L (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。 应扣除的非生产用厂用电量包括： a)发电机作调相机运行时耗用的电量； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量； c)输配电用的升、降压变压器 (不包括厂用变压器)、变波机、调相机等消耗的电量； d)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室)的电量。 5 发电煤耗技术经济指标

影响火力发电厂供电煤耗的主要影响因素

影响火力发电厂供电煤耗的主要影响因素 摘要：本文主要针对影响火力发电厂供电煤耗的主要因素展开分析和讨论，通 过根据供电煤耗正、反平衡经验计算公式进行逐步推理，得出相关因素的影响程度，提出了相关调整和控制措施，进一步为火力发电机组经济运行提供了指导性 意见，同时为火电机组设计、建设和调试运行提供了经验借鉴。 一、概述 火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量，它是按照电厂最终 产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标，根据计算方法的 不同供电煤耗分为正平衡供电煤耗、反平衡供电煤耗两种方法。近些年来，国家 鼓励相关火力电力企业继续担当我国的主体能源重任，加快清洁高效技术改进， 进一步推进“上大压小”和“能源利用节约”政策，不断淘汰高耗能、高污染机型， 保证火电机组容量等级结构持续向大容量、高参数、低耗能方向发展，促使供电 标准煤耗等主要耗能指标大幅下降，同时各大电力企业正努力向污染零排放、提 高发电设备利用率、保证发电煤耗低于310g/kW.h的目标全力进军，争取是火力 发电在国家绿色发展的整体形势中迎来新生机。 二、影响供电煤耗的主要因素 （一）发电煤耗的正平衡计算公式 bf=Bb/Wf （式一） 式中：bf—发电煤耗，g/kW.h；Bb—发电标煤耗量，t；Wf—发电量，kW.h； bg=bf/（1-η）（式二） 式中：bg—供电煤耗，g/kW.h；η—厂用电率，%； Bb=By×Qy/29307（式三） 式中：By—发电原煤耗量，t；Qy—原煤入炉煤热值，kJ/kg； 综合上述发电煤耗正平衡计算公式可知，影响发电煤耗的因素主要有负荷率，原煤的发热量、厂用电率。 1、负荷率对供电煤耗的影响 通过对比锡林发电两台机组一年生产指标来看，在燃煤煤种不变情况下，机 组平均负荷在机组容量50%以上时，供电煤耗平均在306g/kW.h；机组平均负荷 在机组容量80%以上时，供电煤耗平均在295 g/kW.h；机组满负荷运行时，供电 煤耗平均在287 g/kW.h。由此可知，负荷率越高，供电煤耗下降较多，满负荷时，要低于设计供电煤耗。 2、原煤发热量对供电煤耗的影响 原煤发热量是影响供电煤耗最主要的一个影响因素，通过对比运行数据分析 可知，原煤发热量每变化100kJ/kg时，影响供电煤耗约2.5g/kW.h，原煤耗煤量 称重值不变时，化验的原煤发热量越高，标煤耗煤量越大，供电煤耗越大。 3、厂用电率对供电煤耗的影响 根据式二可知，发电厂用电率对火力发电机组供电煤耗有着直接影响，其中 通过分析锡林发电两台机组供电煤耗变化趋势可知，生产厂用电率每升高0.1个 百分点，供电煤耗变化约3.5 g/kW.h，是影响煤耗因素中最大的一个指标。 （二）发电煤耗的反平衡计算公式 bf=qr/（29307×ηgd×ηgl）（式四） 式中：bf—发电煤耗，g/kW.h；qr—热耗，kJ/kW.h；ηgd—管道效 率，%；ηgl—锅炉效率，%。

660MW超超临界机组汽轮机真空系统节能运行分析

660MW超超临界机组汽轮机真空系统 节能运行分析 摘要：针对某厂660MW#7机组汽轮机真空系统设计布置及运行情况进行分析，为提高机组凝汽器真空，进一步降低机组煤耗，提出新的建议及改造方案，不断提高机组运行经济性。 关键词：抽真空系统；真空泵；节能改造。 1抽真空系统布置方式节能分析 1.1概述 我厂四期#7机组为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N660-27/600/600，机组凝汽器为双背压汽轮机，给水泵汽轮机排汽入单独的凝汽器。每台主汽轮机设置3台50%机械水环式真空泵组，2台运行1台备用。在机组启动建立真空期间，3台泵同时投入运行。型号：2BW5353-0EL4平面泵。循环水系统采用带自然通风冷却塔的再循环扩大单元制供水系统。机组配循环水泵两台（每台机组配置一台定速电机和一台双速电机）。冷却塔一座，循环水供水和排水管各一根，回水沟一条。 1.1.1凝汽器介绍 本机组所采用凝汽器是表面式的热交换器,冷却水在管内流动过程中与管外的排汽进行热交换,使排汽凝结成水,同时使凝汽器形成真空。凝汽器采用双背压设计,即两个凝汽器在运行中处于两个不同的压力下工作。当循环水进入第一个凝汽器后吸收热量,水温升高,然后再进入第二个凝汽器(第一个凝汽器出口水温即为第二个凝汽器的入口水温)。由于凝汽器的特性主要取决于冷却水的温度,不同的水温对应不同的背压,于是在两个凝汽器中形成了不同压力,即低压凝汽器和高压凝汽器。双背压凝汽器的优点： ①根据传热学原理，双背压凝汽器的平均背压低于同等条件下单背压凝汽器的背压，因此汽机低压缸的焓降就增大了，从而提高了汽轮机的经济性。 图（1）凝汽器结构 ②双背压凝汽器的另一个优点 就是低背压凝汽器中的低温凝结水 可以进入高背压凝汽器中去进行加 热，既提高了凝结水温度，又减少了 高背压凝汽器被冷却水带走的的冷 源损失。低背压凝汽器中的低温凝结 水通过管道利用高度差进入高背压 凝汽器管束下部的淋水盘，在淋水盘 内，低温凝结水与高温凝结水混合在 一起，再经盘上的小孔流下，凝结水 从淋水盘孔中下落的过程中，凝结水 被高背压低压缸的排汽加热到相应 的饱和温度。在相同条件下，双背压 凝汽器的平均压力低于循环水并联 的单压凝汽器的压力，可提高循环效 率。凝汽器结构见图（1）。凝汽器两个壳体底部为连通的热井,上部布置有低压加热器、小汽机排汽管、减温减压器和低压侧抽气管等。凝汽器抽空气管布置在其管束区中心以抽吸其内的不凝结气体。高、低压凝汽器中的抽空气管采用串联结构,不凝结气体由高压侧流向低压侧,最后由低压凝汽器冷端引向真空泵。这种结构可减轻真空泵的负担,减少其备用台数,使系统简化。 1.1.2主机凝汽器规范 表（1）：本机组凝汽器规范

火力发电厂如何降低供电煤耗

火力发电厂如何降低供电煤耗 一、供电煤耗率是供电标准煤耗率的简称，供电煤耗率是指火电厂向厂外每供出1kW.h电量所消耗的标准煤量[g/(kW.h)]，计算公式为：供电煤耗率=发电煤耗率/（1-厂用电率）=标准煤耗量/供电量 1、下列用电量和燃料不计入发电厂用电率和供电煤耗： 1）新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力； 2）新设备在未移交生产前的带负荷试运行期间，耗用的电量； 3）计划大修以及基建、更改工程施工用的电力； 4）发电机作调相运行时耗用的电力； 5）自备机车、船舶等耗用的电力； 6）升降压变压器（不包括厂用电变压器）、变波机、调相机等消耗的电力； 7）修配车间、车库、副业、综合利用、集体企业、外供及非生产用（食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的电力。 2、供电量是指在报告期内机组向电网和电厂非生产用电提供的电能。 供电量=发电量-发电（供热）厂用电量-电网购入电量 购入电量是指电厂为生产所需，从其他独立发电企业、其他电网经营企业、自备电厂购入的电量，一般通过厂内高压备用变压器输入。 非生产用电量是指生活用电、机组大修用电、技改工程施工用电和新建机组启动用电等。 上网电量是指电厂在报告期内输送给电网的电量，即厂、网间协议确定

的电厂并网点计量关口有功电能表计抄见电量。 上网电量=发电量-发电（供热）厂用电量-非生产用电量-主变压器和线路损失电量-电网购入电量 （4）机组负荷率修正系数按表1选取。 表1 机组负荷率修正系数 （5）机组启停调峰修正系数按表2选取。 机组启停调峰修正系数 表2 二、影响供电煤耗率的主要因素 1、蒸汽压力和温度越高，机组容量越大，发电煤耗率越小, 见表5（数据包括脱硫设施） 表5 不同参数下机组设计和运行供电煤耗率

浙江省火力发电厂供煤标煤耗跟计算方法资料

1.1.1.1.1.3 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法The quota & calculation method of coal consumption for generating station 浙江省质量技术监督局发布

前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。本标准主要起草人：章勤、张云雷、徐晓村、张明、牟文彪、吴煜忠、屠小宝。

火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 1 范围 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和计算方法。 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的供电标准煤耗技术经济指标的统计计算和评价。 2 供电煤耗指标限额 供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。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。

3 耗用标准煤量技术经济指标 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。 计算公式为: B b = B h – B kc (2) 式中: B b ——统计期内耗用标准煤量， 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)发电机做调相运行时耗用的燃料； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料； c)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的燃料。 4 厂用电技术经济指标 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?= f d fcy W W L (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。 应扣除的非生产用厂用电量包括： a)发电机作调相机运行时耗用的电量； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量； c)输配电用的升、降压变压器 (不包括厂用变压器)、变波机、调相机等消耗的电量； d)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室)的电量。

影响供电煤耗的因素大汇总.

导读：供电煤耗又称供电标准煤耗，是火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量(单位：克/千瓦时、g/kWh)。它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标之一。 以下为影响供电煤耗因素汇总，以供参考。 1、主汽压力上升1MPa影响供电煤耗下降1.65g/kW.h 控制措施：主汽压升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超压。 计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽压引起变化的影响。粗略估算可采用下式： B*[C1/(1+C1)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是主汽压对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。 2、主汽压力下降1MPa影响供电煤耗上升1.89g/kW.h 控制措施：运行时，对80%以上工况尽量向设计值靠近，80%以下工况目标值不一定是设计值，目标值的确定需要通过专门的滑参数优化试验确定。 计算公式：估算公式与主汽压力上升相同。 3、主汽温度每下降10℃影响供电煤耗上升1.26g/kW.h 控制措施：主汽温偏低一般与过热器积灰、火焰中心偏低、给水温度偏高、燃烧过量空气系数低、饱和蒸汽带水、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。 计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽温引起变化的影响。粗略估算可采用下式： B*[C2/(1+C2)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C2——是主汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。 4、主汽温度每上升10℃影响供电煤耗下降1.14g/kW.h 控制措施：主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。

浅淡火电厂煤耗指标的管理

浅淡火电厂煤耗指标的管理 摘要：煤耗率是火电厂的综合性经济指标，是衡量火电厂运行水平及经营管理水平的标志。随着电煤价格的一路飙升，加强煤耗指标的管理，努力促使其不断降低，是火电厂降低燃料成本，提高经济效益的重要途径。 关键词：火电厂煤耗指标管理 一、引言 我国是世界上为数不多的能源消费以煤为主的国家，在我国电源结构中，火电设备容量约占总装机的75%，火电机组年发电量占总发电量的80%以上，火力发电在相当长的时期内仍将在中国电源结构中占主要地位。随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高，全国火电机组的平均供电煤耗由2000年的394g/kWh降低到2004年的379g/kWh，2005年300MW机组平均供电煤耗338.6 g/kWh，平均厂用电率为5.26%；600MW 机组平均供电煤耗326.86 g/kWh，平均厂用电率为4.75%；各类机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高，但全国火电机组平均效率仅约33.9%（比国际先进水平低6-7个百分点），平均供电煤耗比国外仍高约50克标煤，我国火电机组的整体运行水平与国际先进水平仍然存在不小的差距，存在较大的下降空间。 随着我国电力体制的改革，电力市场的竞争机制已逐步形成，发电企业已从“生产性企业”向“经营性企业”转变。受国家“市场煤、计划电”的影响，近几年电煤价格一路上涨，火电厂的燃料成本达到了发电总成本的70%甚至更高。因此，火电厂要在恶劣的经营环境下生存下去，就必须要降低燃料成本，燃料的价格、煤质与煤耗是影响火电厂燃料成本的三个最主要因素，燃料价格以及煤质受外部市场环境的影响，属于不可控因素。因此，加强煤耗指标的管理，努力促使其不断降低，是火电厂降低燃料成本，提高经济效益的重要途径。 二、供电煤耗的计算 供电煤耗是火电厂的一项重要经济技术指标，它反映火电厂管理和生产的综合水平，影响供电煤耗的因素是多方面的，包括设备的健康水平、负荷率、运行调整、节能管理、燃料质量、发电量、厂用电率、锅炉效率、汽机效率、管道效率等指标。供电煤耗的计算有正平衡法和反平衡法两种，原电力工业部《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）》规定，火力发电厂供电煤耗统一以入炉煤计量煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量按正平衡法计算，按照反平衡计算进行校核。正平衡法计算煤耗通常作为表征机组运行性能的轮廓指标，反平衡计算煤耗可为改善机组的性能提供决策依据。 发改委2004年发布的《火力发电厂技术经济指标计算方法》（DL/T 904）进一步对煤耗的计算进行了明确：

根据经验值影响机组供电煤耗的几个系数关系简略说明

根据经验值影响机组供电煤耗的几个系数关系简略说明1、综合厂用电率与综合供电煤耗的关系： 综合供电煤耗=统计期内的供电标煤量／发电量（1—综合厂用电率），若综合厂用电率增加0.1%，则分母减小0.1%，既上网电量减少0.1%的发电量。假设有用下列公式表示上述关系：——A=B／(1-n)C 其中A—综合供电煤耗 B—统计期内的供电标煤量 C—发电量 n—综合厂用电率 若B、C不变的情况下，n增加01.%变为n’，则比较A的变化A’有 2、影响发电煤耗的主要因素有如下经验关系： 1)一般情况下，机组负荷率每变化10%，发电煤耗将变化3～6克/ 千瓦时。 2)一般来讲锅炉热效率对发电煤耗的影响约为1：1，即锅炉热效率 相对变化1%，发电煤耗相对变化1%。在其他条件不变的情况下，锅炉热效率越高，机组发电煤耗越低。 3)汽机热耗率对发电煤耗的影响也是1：1的关系，即热耗率相对变 化1%，发电煤耗同样变化1%。同样情况下机组热耗率越低、机组的发电效率越高、机组发电煤耗越低。 3、一般300MW燃煤机组负荷率每变化10%，发电厂用电率约变化0.3%左右。

4、入厂煤与入炉煤的热值差应控制在502J/g之内。 5、提高热效率的几个因素： 直接影响锅炉热效率的指标有：排烟温度、锅炉氧量（排烟氧量）、飞灰可燃物含量和炉渣可燃物含量。一般情况下300MW燃煤机组锅炉排烟温度每升高10o C，影响机组供电煤耗1.5g／（kW·h）左右；锅炉烟气含氧量每升高1%，影响机组供电煤耗升高0.9 g／（kW·h）左右；飞灰可燃物含量每升高1%，锅炉热效率降低0.3%，机组供电煤耗升高1.1 g／（kW·h），对于电站煤粉锅炉一般飞灰占总灰量的90%，炉渣占总灰量的10%。 6、锅炉主蒸汽参数对供电煤耗的影响。一般锅炉主蒸汽压力每增加1MPa，热耗将降低0.55~0.7%，机组供电煤耗降低 1.5～2.2 g／（kW·h），因此必须严格控制主蒸汽压力在一定范围内，波动范围应在±0.2MPa；一般锅炉主蒸汽温度（也叫主蒸汽温度，指锅炉末级过热器出口的过热蒸汽温度）每升高1 o C，热耗将增加0.03%，机组供电煤耗增加0.1 g／（kW·h），因此必须严格控制过热器温度在一定范围内，波动范围±5 o C。 7、锅炉再热蒸汽温度对供电煤耗的影响：指锅炉末级再热器出口的再热蒸汽温度。一般再热蒸汽温度每降低1o C，热损耗将增加0.025%，机组供电煤耗增加0.07 g／（kW·h）左右。 8、汽轮机主要参数对煤耗的影响：对200MW机组，高加停止运行，机组热效率降低3~5%，折合机组供电煤耗10 g／（kW·h）。所以，一般情况下高加投入率应≥95%。

降低发电煤耗最佳实践

机组降低发电煤耗最佳实践经验分享 1.概述 沧州华润热电有限公司一期工程为2×300MW供热机组，锅炉为北京巴布科克.为尔科克斯公司生产的1025T/H自燃循环、固态排渣、平衡通风、全钢构架Π煤粉炉，汽轮机为东方电气集团生产的C300\220-16.7\537\537抽气供热机组，供热面涉及沧州市区1000多万平方米，在投入商业运营的第2年多来，特别是2009年参加全国300MW等级大型机组竞赛中，发电煤耗指标比标杆值还有一定的差距。 针对上述情况，我公司成立了能效对标与节能降耗领导小组，在全公司范围内开展降低发电煤耗专项行动学习，利用精益管理工具从人、机、料、法、环5各方面进行查找问题，通过摆负面现象、找原因、找问题，梳理确认在运行管理、设备管理、制度建设、管理理念等多方面存在问题。针对存在问题制订了一系列措施，并逐一落实，逐步实现年度公司发电煤耗目标。 2.适用范围 适用于火力发电机组。 3.推广周期 一年。 4.适用参数 300MW亚临界抽汽供热、闭式循环、直吹式、湿法脱硫机组，设计煤种为神华煤。 5.形成过程 通过与全国大机组竞赛同类型机组发电煤耗先进值、标杆值比较，我司2009年度发电煤耗完成值还存在一定差距，结合我司机组实际运行工况，采用精益管理科学思维方法对我司发电煤耗指标确定管控及改善措施，具体形成过程如下： 5.1.选题理由 1

1）我司2009年机组发电煤耗完成297.92 g/kwh，相比300MW等级标杆值279.39g/kwh高出18.53g/kwh； 2）为提高我司机组的盈利能力及市场综合竞争力，响应控股要求创建节约型发电企业。 基于以上两点我司成立降低发电煤耗SDA项目团队，根据年度预算分解确定2010年机组发电煤耗年度目标完成值为295.12g/kwh，比2009年降低2.8g/kwh。（见下图） 5.2.现状把握 影响机组发电煤耗指标的因素主要有：锅炉效率、汽轮机效率、汽水系统管道效率等；根据2009年发电煤耗与锅炉效率、汽轮机效率有关数据，利用minitab进行相关性分析，发现汽机效率、锅炉效率与发电煤耗有较强的负相关关系。 回归分析:发电煤耗与汽机效率 回归方程为 发电煤耗 = 648 - 7.47 汽机效率 自变量系数系数标准误 T P 常量 647.88 39.85 16.26 0.000 汽机效率 -7.4736 0.9083 -8.23 0.000 回归分析:发电煤耗与锅炉效率 回归方程为 发电煤耗 = 664 - 3.86 锅炉效率 系数标 自变量系数准误 T P 常量 663.7 111.1 5.97 0.000 锅炉效率 -3.865 1.249 -3.09 0.005 根据河北省电力研究院给我司所做的锅炉、汽机效率试验结果：锅炉效率、汽轮机效率偏离设计效率较大（见下表）。 2