火力发电厂平均耗煤标准
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。
火电机组煤耗标准
火电机组煤耗标准
火电机组的煤耗标准因机组容量和效率的不同而有所差异。
具体来说，大型高效发电机组的供电煤耗通常在290\~340克/(千瓦·小时)，而中小机组的供电煤耗可以达到380\~500克/(千瓦·小时)。
对于5万千瓦的机组，其供电煤耗大约为440克/(千瓦·小时)。
标准煤是指每千克收到基低位热值为兆焦（MJ）的煤，而火电厂每生产1千瓦·小时的电能所消耗的标准煤的数量就是标准煤耗。
标准煤耗是煤耗的一种表示方式，简称“发电煤耗”，常用符号“b”表示，单位为“克/(千瓦·小时)”。
发电煤耗率可按以下公式计算：b=B/P=3600/(η·Q)，其中B为全发电厂总的煤耗量（千克/小时）；P为全发电厂各运行机组所总共发出的电功率（千瓦）；η为该凝汽式发电厂的总效率；Q为该厂所用应用基燃料的低位发热量（千焦/千克）。
请注意，这些数据仅供参考，具体标准可能因地域和火电机组的具体型号而有所不同。
在实际操作中，建议查阅相关行业标准和规范或咨询专业人士，获取最准确和最新的信息。
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与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％。
燃煤发电厂指标详解
发电企业主要指标详细解释根据最新出版的《电力统计工作指南》对发电企业要指标作统一解释。
一、发电设备能力指标1、 发电设备容量：发电设备容量是从设备的构造和经济运行条件考虑的最大长期生产能力，设备容量是由该设备的设计所决定的，并且标明在设备的铭牌上，亦称铭牌容量。
计量单位为“千瓦（kW ）”。
2、期末发电设备容量期末发电设备容量是指报告期（月、季、年）的最后一天，发电厂实际拥有的在役发电机组容量的总和。
电设备容量报告期末发=设备容量期初发电＋电设备容量本期新增发－电设备容量本期减少发本期末的发电设备容量即为下一期初的发电设备容量。
本指标为时点指标。
3、 期末发电设备综合可能出力报告期末一日机组在锅炉和升压站等设备共同配合下，可能达到的最大生产能力。
包括备用和正在检修的设备容量。
“期末发电设备综合可能出力”与“期末发电设备容量”的区别，在于综合可能出力要考虑：⑴设备经技术改造后并经技术鉴定综合提高的出力（含机组通流改造后增加的出力）； ⑵机组、锅炉、主要辅机设备和升压站之间配合影响的出力；⑶设备本身缺陷的影响出力；⑷扣除封存的发电设备出力。
如果没有上述各种因素的影响，则二者应当相同。
4、发电设备实际可能出力报告期末一日机组在锅炉和升压站等设备共同配合下，同时考虑火电厂受燃料供应、水电站受水量水位等影响，实际可能达到的生产能力。
它是期末发电设备容量量扣除故障、检修及封存的设备后的容量。
发电设备实际可能出力与综合可能出力的区别，在于前者不包括故障和检修中的设备。
如果没有修理和故障以及外界因素（燃料供应、水量水位等）影响时，二者应当相等。
5、股权比例集团公司实际所占股权比例，全资企业、内部核算企业股权份额百分比为100，控股、参股企业为集团公司所拥有的股权份额百分比。
二、供热生产能力指标1、供热生产能力热电厂供热设备在单位时间内供出的额定蒸汽或热水的数量，计量单位为“吨/时”。
热电厂供热设备有抽汽式汽轮机、背压式汽轮机或电站锅炉等。
DB33 644-2012 火力发电厂供电标准煤耗限额及计算方法
DB33
江 省 地 方 标 准
DB 33/ 644—2012(2013)
代替 DB 33/ 644-2007
浙
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
2
DB33/ 644—2012(2013)
表1 供电标准煤耗限额基准值
机组 125MW、135 MW等级机组 200 MW等级机组 300 MW等级机组 600 MW等级亚临界机组 600 MW等级超临界机组 600 MW等级超超临界机组 1000 MW等级及以上超超临界机组 注：表中供电标准煤耗限额基准值已计入系统中含脱硫系统的情形 供电标准煤耗限额 （gce/kW·h） ≤359 ≤344 ≤332 ≤319 ≤306 ≤293 ≤290
L fcy
Wd 100 „„„„„„„„„„„„„„„„„(3) Wf
Wd Wcy Wkc „„„„„„„„„„„„„„„„„(4)
式中: Lfcy——发电厂用电率，单位为百分数（%）； Wd ——发电用的厂用电量，单位为千瓦时（kW·h）； Wf ——统计期内发电量，单位为千瓦时（kW·h）； Wcy——统计期内厂用电量，单位为千瓦时（kW·h）； Wkc——统计期内应扣除的非生产用厂用电量，单位为千瓦时（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。 5.2.3 发电煤耗 发电煤耗按式(5)计算：
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 (1)二、综合性指标定义及计算 (2)三、锅炉技术经济指标 (4)四、汽轮机技术经济 (9)五、机组效率变化与热耗的关系 (12)六、耗差分析方法在火电厂指标分析中的具体应用 (13)七、其它 (17)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。
火力发电厂节能评价标准(厂用电指标)
空预器烟气侧出入 口差压大 脱硫设备出入口差 压过大 引风机入口负压过 大
⑻节 能技 术改 造
《火力发电厂节约 能源规定（试行）》 （能源节能 [1991]98 号）第 52 条
检查节 能技改 项目验 收报告
5
技改项目达不到规 定指标
送
风
2. 机 3耗
45
电
率
检查试
未与国内同类型设
验报告、 3 备先进水平比较分
验
（ 能 源 节 能 记录
2
未进行磨煤机最大 出力试验
[1991]98 号）第 37
条
2 磨煤机出口温度低
检查制
2
磨煤机进出口压差 大
⑷制 粉系
粉系统 优化运
2
未合理启停、减少 空转时间
统优 化运
行措施， 运行记
2
中间储仓制粉系统 未合理调度
行
录，现场 检查
1
直吹式磨煤机风煤 比曲线未经优化
2
输粉绞龙故障每次 扣1分
启停 行时间
行日志
理调度方案
锅
炉
辅
2机
230
耗
电
率
磨
煤
2. 机 1耗
60
电
率
检查试
未与国内同类型设
验报告、 4 备先进水平比较分
⑴磨 煤机 节能 潜力 分析
技术总
结、报 表、节能
3
潜力分
析报告、
技改方 3
析 未对磨煤机节能潜 力分析
未提出降低磨煤机 耗电率的技改方案
案、运行
或措施
记录
⑵大 小修 对磨 煤机 和制
⑴引 风机 节能 潜力 分析
火力发电厂节能评价标准(燃料指标)
来油、储油与用油不对应
2
燃油分析化验人员未持证上岗
2
未按要求对来油的各类指标进行分析化验
2
无燃用油台帐
(5)节油管理制度
《火电厂节约用油管理办法（试行）》（国电发[2001]477号）第十四条
查阅管理制度节油措施、投油记录以及节油奖励情况
2
没有节油管理制度、节油规划以及年度计划
2
未制定（启停、稳燃）节油措施
2
无点火用油统计
《火电厂节约用油管理办法（试行）》（国电发[2001]477号）第十一条
2
有锅炉炉底加热系统的机组在启动时未投用
(4)油务管理
《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）》（电安生[1993]457号）7-14条
现场核查燃油台帐，查阅来油统计以及油质分析报告
2
生产燃用油用作非生产用
（4）入厂煤化验
检查相关记录，测试频率
3
未对每日每批来煤进行全水分、工业分析(包括水分、灰分、挥发分及固定碳)、全硫含量及发热量测定。每缺一次扣1分
3
未对入厂煤每月至少进行一次按各矿别累积混合样的工业分析、发热量及全硫含量测定。每缺一次扣1分
3
对入厂新煤源未增加测定元素分析、灰熔融性、可磨性等指标。每缺一次扣1分
2
机组最低不投油稳燃负荷未达标
2
未进行低负荷不投油稳燃试验或没有低负荷不投油稳燃报告
2
在最低不投油稳燃负荷未达标情况下未制定达标方案
2
未记录低负荷投油稳燃情况
(3)机组启停过程中的点火用油；
《火力发电厂节约能源规定（试行）》（能源节能[1991]98号）第19条
查阅机组开停机记录以及点火用油统计情况
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2010年全國重點電煤價格520元/噸，
湖南省物價局2010年發佈的157號文，規定原由國家投資的水電項目上網電價為0.25元，非國有投資的電站，其電價在穩健附表中注明，附表中共548座電站，共出現了15種價格，從最低的0.25元，到最高的0.346元。
目前定價分為5個檔次。
目前，湖南全省小水電2838家。
2010年10月13日下午3點，我國第一個由政府主導、企業運作的煤炭價格指數——環渤海動力煤價格指數發佈首期資料，並投入試運行。
環渤海動力煤價格指數是指通過採集環渤海地區有關港口動力煤離岸平倉價格，經統計處理後得出各港口、各煤種的價格水準及變化幅度。
指數以7天為一個報告期，每週三１５點發佈。
採集的資料為上週三到本週二的市場動力煤離岸平倉價格。
試運行期間，暫只發佈環渤海各港口4500大卡、5000大卡、5500大卡與5800大卡四種規格品價格，以及各港口5500大卡綜合平均價格。
今後還將視情況擇機發佈與基期相比較而形成的綜合指數，正式發佈將在一年以後。
環渤海動力煤價格指數（BSPI，Bohai-Rim Steam-Coal Price Index），是反映環渤海港口動力煤的離岸平倉價格水準以及波動情況的指數體系的總稱。
指數相關術語釋義：
動力煤：本報告中動力煤是以發電、機車推進、鍋爐燃燒等為目的，產生動力而使用的煤炭，簡稱動力煤。
環渤海港口：指納入環渤海動力煤價格指數體系的港口，包括秦皇島港、黃驊港、天津港、京唐港、國投京唐港和曹妃甸港六個港口，也稱代表港口。
代表規格品：特指收到基低位發熱量（NAR，Net As Received）為4500K、5000K、5500K和5800K的動力煤品種，上述四種品質規格的動力煤在環渤海港口中轉量比重大，而且交易活躍，其價格具有較高代表性，稱為代表規格品。
離岸平倉價（FOB，Free On Board）：指貨物運到港口並裝到船上的價格（包含了貨物上船之前的所有費用），但不包括其後的相關費用。
本指數採集和發佈的煤炭價格均為離岸平倉價格，是賣方承擔了陸上運輸與裝船港作業費用後形成的價格。
環渤海動力煤價格指數由價格體系與指數體系兩部分構成，後者建立在前者的基礎上。
價格體系包括環渤海地區5500K動力煤代表規格品綜合平均價格與各港口代表規格品價格區間。
指數體系包括環渤海動力煤價格綜合指數、代表港口動力煤價格綜合指數與港口代表規格品價格指數，前兩種屬於類指數範疇，後一種屬於個體指數，三者均為每週發佈的定基指數。
1
2010年7月6日，東北亞煤炭交易中心在大連正式揭牌成立。
東北亞煤炭交易中心依託中國、蒙古、朝鮮、俄羅斯、越南、印尼、澳大利亞等全球主要煤炭產地，輻射東北亞主要煤炭消費市場。
據悉，東北亞區域內每年的煤炭產量為4.5億噸，而消費量達到6.5億噸。
2010年1月5日，上海外高橋第三發電公司宣佈，經過持續的技術創新和優化，這家上海最大發電廠的2009年實際運行供電煤耗降至282克/千瓦時，刷新了2008年由該公司創造的287克/千瓦時世界最低紀錄。
中國電力企業聯合會的統計資料顯示，截至2010年10月份，全國平均供電煤耗334克/千瓦時。
而世界發達國家的平均水準是330克/千瓦時。
最先進的百萬千瓦級超超臨界機組的煤耗在300克/千瓦時左右。
2011-04-18：國家發改委已于一周前上調全國16個省上網電價，其中山西漲幅最高，為2.6分/度，山東等五省上調2分/度，河南等兩省上調1.5分/度，另三省上調1分/度，一個省上調0.9分/度，還有四省上調0.4至0.5分/度。
總體來看，16個省平均上調上網電價約1.2分/度。
據測算，平均1.2分/度的調整將緩解電廠到廠標煤單價上漲36元/噸的成本壓力，而燃料成本占火力發電成本的70%左右（推算出全國每千瓦時平均標煤耗333.33克）。
2。