反平衡煤耗
正反平衡供电煤耗计算办法介绍
正平衡计算煤耗
2．月发供电煤耗的计算 2.1 月标准煤总耗量：
月标准煤总耗量=月计量入炉标准煤量—当月应扣除 的非生产用燃料量 式中： 月计量入炉标准煤总量，应为月生产用能总量 （包括燃煤、燃油）。 月计量入炉标准总量=（月计量入炉煤总量*月入炉煤低 位发热量+月入炉燃油量*燃油低位发热量 ）/29271 2.2 月发电煤耗 月发电煤耗=月标准煤总耗量/月发电量 2.3 月供电煤耗 月供电煤耗=月标准煤总耗量/ 月供电量
二、正平衡煤耗的计算
正平衡煤耗的计算
按照集团公司的要求，具备条件的火电厂的供电煤耗要 按正平衡法计算，反平衡校验，盘煤校核，上报的煤耗必须 真实。
1 日发供电煤耗的计算 1.1 日标准煤总耗量：
日标准煤总耗量=日计量入炉标准煤量-当日应扣除的非生 产用燃料量
式中： 日计量入炉标准煤总量，应为日生产用能总量（包括燃煤、燃油 及 其它燃料之和）。
正反平衡供电煤耗计算方法介绍
一 概述
根据原电力工业部《火力发电厂按入炉煤量正平 衡计算发供电煤耗的方法》规定：
煤耗是考核机组运行性能最主要的指标之一。火电厂发供 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 发热量为基础，按正平衡计算。并以此数据上报和考核。反 平衡煤耗的结果，可以分析机组运行中的缺陷和不足，为改 善机组的性能提供决策依据，通过对比，反平衡煤耗结果可 以校验正平衡煤耗结果。
正平衡计算煤耗
▪ 4.5 实煤校验装置使用前应标准砝码校验，实煤校验装置 的标准砝码每两年应送往计量部门校验一次。
▪ 4.6入炉煤机械采样装置不正常时要人工按标准采样。 ▪ 4.7入炉煤要按国标方法每班至少分析全水一次，每天至
少做一次由三班混制而成综合样品的工业分析和发热量。 对燃油按国标或部标的分析方法每月做一次水分、硫分、 闪点、凝固点、粘度、比重和发热量的分析。 ▪ 4.8 正平衡计算煤耗时一律采用入炉煤测得的发热量作为 依据，不得以制粉系统中的煤粉测得的发热量代替。
控制正反平衡供电煤耗差行动计划
XXXXXXXX有限责任公司2013年控制正、反平衡供电煤耗差行动计划审核 XXXX XXXXX批准 XXXXX二○一三年一月控制正、反平衡供电煤耗差行动计划为了加强能源管理，准确的计量能耗水平，更真实的反映机组能耗状况，根据国家“十二五”节能任务，以及XXXX集团节能降耗的具体要求，面对2013年的XXXXX下达供电煤耗指标，如何面对新任务，是摆在我们面前问题，为了完成XXXXXX下达的供电煤耗生产指标，保证2013年全年供电煤耗的降低，结合我公司的实际情况，按照目标、问题、措施、效果和责任层层落实的原则，特制定2013年供电煤耗正、反平衡差可控、在控行动计划，以指导2013年供电煤耗指标的计量、统计管理工作。
一、2012年正、反平衡供电煤耗完成情况2012年全年完成正平衡供电煤耗XXXXg/kWh，反平衡供电煤耗XXXXXg/kWh，正反差XXXXg/kWh，不符合XXX集团正反差XXXg/kWh的标准要求。
虽然我们对影响正、反平衡供电煤耗的问题做了一些具体工作，但目前看指标完成不合格，还有许多问题需要进一步的分析、查找并不断的治理完善。
二、2013年正、反平衡供电煤耗差控制目标值2013年是XXXX年，也将对我公司的能耗情况重点进行跟踪和核查，所以我们将2013年正、反平衡供电煤耗目标值确定为XXXg/kWh，希望通过严格的管理，确保正、反平衡供电煤耗都能很好的完成XXXX下达的目标要求。
三、组织机构按照公司正、反平衡供电煤耗目标的工作安排，以降低供电煤耗指标为前提，从加强设备管理、优化运行、统计计量准确着手，确保正、反平衡供电煤耗规范化。
成立行动计划领导小组和工作小组：“五确认一兑现”行动计划领导小组组长：XXX副组长：XXX成员：XXX XXX XXXX XXXX XXXXXXXXXX XXX职责：负责行动计划工作的领导与总体协调；负责做出为准确供电煤耗所采取措施的有关决策；调动全公司节能降耗、降低供电煤耗工作的积极性，负责对工作小组的工作进行指导、监督、奖励与考核。
3.耗差分析法煤耗计算的介绍
耗差分析法煤耗计算的介绍
目前，火电厂计算煤耗主要有以下三种方法：正平衡、反平衡、 耗差法。这些方法各有优缺点：正平衡方法直观，计算简单。其燃料 计量有二种方法：一为入炉称计量，较准确；二为入厂称计量，需煤 场盘煤才能计算结果，误差较大。反平衡方法其计量配备和计算方法 较传统，但煤耗计算结果受主蒸汽流量变化影响易起伏。以上二种方 法都只能计算一个最终煤耗，而无法知道每个参数对煤耗的定量影 响。运行中到底哪些因素是影响煤耗的主要矛盾，哪些是次要因素， 耗差分析法则为解决这个问题提供了定量依据。所谓耗差分析法就是 研究机、炉每个重要参数由于偏离设计值而引起机组煤耗变化的一种 定量分析计算方法。因此它对日常运行的经济性和节能有较大的分析 利用价值。它是做好节能工作的重要技术基础。
例如： 由上表可知：机组负荷210MW、循环水温20℃时，额定背压为 4.7kPa。当负荷降至105MW，其他条件不变时，背压应下降至3.4 kPa；如 运行实际背压为 3.6 kPa。则说明背压偏离参数0.2 kPa。其原因应寻找除 负荷、循环水温以外的其他因素：如循环水量、不锈钢管清洁度、真空严 密性、抽汽器、以及该负荷的排汽量是否偏离设计值等。
起。但是存在的耗差也非常突出：如凝器背压偏低，影响煤耗达+8.58 g/kW.h，锅炉指标影响煤耗主要为：飞灰和减温水，主再热温度也大部 分为负值等。 五.几个指标的简要说明（见《平东热电供电煤耗分析及应达值研究》 及《耗差分析法指标说明》
以上介绍的仅是耗差计算方法。完成耗差电算还应包括数据采集 和编程。先进的数据采集系统可以提高计算速度和减少人为误差。
参数 供热
单 T/h 位 运 行 值 基 准 值
再减 水量
T/h 7.47
0
凝器 背压
机组煤耗正平衡反平衡的原因
机组煤耗正平衡反平衡的原因
机组的煤耗正平衡或反平衡主要受以下因素影响：
1. 机组负荷变化：当机组负荷变化时，燃料消耗量和发电量也会随之变化，这将导致煤耗的正平衡或反平衡。
2. 运行参数变化：机组运行参数的变化，如进出口温度、压力等，也会影响煤耗的正平衡或反平衡。
例如，过高的进口温度或过低的出口压力会导致机组煤耗的增加。
3. 燃烧效率：燃烧不完全和燃烧过剩都会导致机组煤耗的增加，并可能产生一些有害物质。
4. 燃料质量：燃料质量的差异也将导致机组煤耗的正平衡或反平衡。
5. 机组维护：机组维护的不当会导致机组煤耗的增加。
例如，未经充分清洗的火力发电机组会导致管道阻塞和过热，从而增加了燃烧的能耗。
因此，机组煤耗正平衡或反平衡的原因是多方面的，在运行和维护机组时需要注意这些因素的影响，以优化煤耗和提高机组效率。
正反平衡计算煤耗结果非一致性的原因分析
正反平衡计算煤耗结果非一致性的原因分析新疆华电昌吉热电二期有限责任公司 成志刚[摘 要]在利用标准DL/T904-2004中有关正反平衡煤耗计算式计算煤耗时，发现两者存在较大的差距，对此差距进行了原因分析，并提出缩小差距的措施。
[关键词]正平衡、反平衡、流量、煤耗、标准正反平衡计算煤耗的由来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。
煤耗是火力发电厂的一项重要经济指标和生产技术指标。
它综合反映了一个电厂的生产管理和机组性能水平。
同时煤耗指标也是反映火电企业能耗水平的唯一指标，是国家节能调度的依据和行业电力节能监管的主要指标。
为加强火电厂发供电煤耗的科学管理，使煤耗更加准确，进一步降低发供电煤耗，原能源部在1991年颁布《火力发电厂节约能源规定(试行)》（能源节能〔1991〕98号），98号文第12条要求：火电厂的供电煤耗应按正平衡法计算，并以此数据上报及考核。
依据原能源部98号文的要求，电力部在1993年下发了《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)的通知，457号文第1-2条规定“火电厂发供电煤耗统一以入炉煤计量煤量和人炉煤机械化采样分析的低位发热量按正平衡计算，并以此数据上报。
457号文分门别类的详细的规定了正平衡计算煤耗的方法：纯凝汽式机组按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法；发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法；供热式机组按入炉煤量正平衡计算供热与发供电煤耗的方法；热电厂按入炉煤量正平衡计算供热与发供电煤耗的方法。
国家发改委在2004年12月14日首次以“标准”的高度发布了DL/T904-2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》,该标准最大的一个贡献是首次以“行业标准”的形式统一了火力发电指标的计算方法，具有“里程碑”意义。
反平衡供电煤耗
反平衡供电煤耗介绍反平衡供电煤耗是指通过采取措施减少电力供应过程中的煤耗量，以实现能源消耗的平衡。
在当前环境保护和可持续发展的背景下，减少煤耗对于降低碳排放、改善空气质量以及提高能源利用效率具有重要意义。
本文将从多个角度探讨反平衡供电煤耗的方法和措施。
影响煤耗的因素在讨论反平衡供电煤耗之前，我们首先需要了解影响煤耗的因素。
以下是一些主要因素：1. 电力需求电力需求的增加会导致煤耗的上升。
随着工业化和城市化的快速发展，电力需求不断增加，这对煤耗造成了巨大压力。
2. 发电效率发电效率是指单位煤耗所产生的电力量。
提高发电效率可以减少煤耗。
采用高效的发电技术和设备，以及优化发电过程，可以提高发电效率。
3. 煤炭质量煤炭的质量对煤耗有直接影响。
高质量的煤炭燃烧效率高，煤耗相对较低。
因此，提高煤炭质量可以降低煤耗。
4. 清洁能源比例增加清洁能源的比例可以减少对煤炭的依赖，从而降低煤耗。
发展可再生能源、核能以及清洁燃气等替代能源是减少煤耗的有效途径。
减少煤耗的方法和措施为了反平衡供电煤耗，我们可以采取以下方法和措施：1. 提高发电效率•采用高效的发电技术，如超临界和超超临界发电技术，以提高发电效率。
•优化发电过程，减少能源损失，提高热能转换效率。
2. 优化煤炭利用•提高煤炭清洁利用率，减少煤炭的浪费和排放。
•推广先进的煤炭燃烧技术和设备，如燃煤电厂的燃烧控制系统和脱硫装置。
3. 发展清洁能源•加大对可再生能源的投资和开发，如风能、太阳能和水能等。
•推广核能和清洁燃气等替代能源，减少对煤炭的依赖。
4. 加强能源管理和监控•建立健全的能源管理体系，加强对能源消耗的监测和控制。
•通过智能化技术和数据分析，实现对能源利用的精细化管理。
实施反平衡供电煤耗的挑战和对策实施反平衡供电煤耗面临着一些挑战，需要采取相应的对策来应对：1. 技术和设备更新•需要大量投资更新和升级发电设备和技术，以提高发电效率和减少煤耗。
•加强科研和技术创新，推动能源技术的进步和应用。
2021年供热煤耗计算公式
包三供热煤耗计算公式：（反平衡）
欧阳光明（2021.03.07）
供热煤耗（kg/GJ ）=供热标煤/供热量
供热标煤=供热量/29308/锅炉效率/管道效率/热网换热器效率 供热量=供水流量*（供水温度-回水温度）*4.1868
其中：管道效率为固定值98.5%，热网换热器效率为固定值96.6%，锅炉效率为PI 系统锅炉效率。
供热水耗（kg/GJ ）=供热系统补水量/供热量
设计煤种工业分析或元素分析
锅炉设计热效率
汽机供热额定抽气温度、
额定抽气量，400t/h
压力0.3-0.55MPa
最大抽气温度、
抽气量
换热站首站主要电机、水泵型号统计
一次网补水量（或补水率）
一次网排污量（或排污率）
机组输出额定功率340MW ，热耗值8680.9kJ/kW.h
供热煤耗计算公式：（反平衡）
gr gr Q B =ρ （1）
式中，
ρ——供热标煤耗（kg/GJ ）
gr
B ——供热标煤/kg gr Q ——供热量/GJ
32129308B ηηη⨯⨯⨯=gr
gr Q
(2) 式中 1η——锅炉效率
2η——管道效率
3η——热网换热器效率
29308是每吨标煤的发热量，以MJ/tec 为单位。
本项目管道效率取固定值98.5%，热网换热器效率取固定值96.6%，锅炉效率取设计值92%。
发电煤耗的正反平衡计算指导入炉煤科学掺配
发电煤耗的正反平衡计算指导入炉煤科学掺配作者：郑恒大李方诚孙志宇来源：《华中电力》2013年第05期摘要通过对炉煤的全水分、收到基低位热值和灰分的数据计算锅炉发电煤耗的反平衡，寻找最佳入炉煤的掺配数据，达到降低煤耗的目的。
关键词：入炉煤；发电煤耗；反平衡；科学掺配0 引言入炉煤的科学掺配有助于锅炉的安全、稳定、经济运行，对于节能有重要的参考依据。
1 锅炉反平衡煤耗计算影响因素的确认锅炉发电煤耗的反平衡计算公式为：锅炉效率反平衡：100- （q2 +q3+q4+q5+q6）式中：q2：为排烟热损失的百分率，% ；q3为可燃气体未完全损失的百分率，% ；q4为固体未完全燃烧热损失的百分率，% ；q5为锅炉散热损失的百分率，% ；q6为灰渣物理显热损失的百分率，%。
入炉燃料为固体燃料，故q3为0，对于入炉煤直接有关系的计算公式为q2、q4、q6。
q2：（排烟温度-一次风温）*（3.35*21/（21-O2）+3.35*△a+0.4）*（（1 - q4）/100）q4：7850*Ay*0.9*Clz/Qy（100 -Clz）+7850Ay*0.9*Cfh/Qy（100 - Cfh）其中：Ay（煤水份-炉）；Clz（炉渣可燃物）；Cfh：（飞灰可燃物）；Qy：（煤低位发热量）；O2，锅炉氧量；△a：锅炉漏风系数，计算时为定值，在本文计算中，取△a=0.所以，入炉煤掺配的影响因素主要从入炉煤水分、发热量、灰分几个方面说明。
2 入炉煤影响因素的影响2.1 水分对锅炉燃烧的影响水分对锅炉中煤粒的燃烧过程有显著的影响。
从燃烧动力学的角度来看，燃煤中适量含水还有其有利的一面。
主要表现在以下3个方面：（1）水分蒸发后形成内部中空的多孔结构粒子，减少了各种反应的内部阻力，同时，高温下水分蒸发时发生的爆裂现象形成颗粒表面的大空穴或碎成几个小块，增加了反应比表面积。
（2）在高温下水蒸气和炭可进行气化反应，对炭的燃烧起到了催化作用，同时适量的水分（7%-9%）还会加快CO的反应速度。
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1.反平衡煤耗：123/（锅炉效率反*0.985*汽轮发电机效率）——0.985管道效率2.锅炉效率反：100-(((排烟温度-送风温度)*((21/(21-氧量)+0.11)*3.55+0.44))/100+(326.82*入炉燃煤收到基灰分*((0.04*炉渣可燃物/(100-炉渣可燃物))+(0.96*飞灰可燃物/(100-飞灰可燃物)))*100/入炉燃煤低位发热量/1000)+(1025*0.2/炉蒸汽流量)+((0.9504*入炉燃煤收到基灰分*0.04*(600-送风温度)+(0.8081+0.00293*排烟温度)*入炉燃煤收到基灰分*0.96*(排烟温度- 送风温度))/入炉燃煤低位发热量/1000))-0.4——0.4为制造预度/未计损失2.1排烟损失：(排烟温度-送风温度)*((21/(21-氧量)+0.07)*3.55+0.44)/100——0.07空预器漏风系数——3.55，0.44为系数2.2散热损失：1025*0.2/炉蒸汽流量2.3机械不完全热损失：(326.82*入炉燃煤灰份*((0.04*炉渣可燃物/(100-炉渣可燃物))+(0.96*飞灰可燃物/(100-飞灰可燃物)))*100/入炉燃煤低位发热量/1000)——326.82为系数——0.04为炉渣份额；0.96为飞灰份额2.4灰渣物理热损失：(0.9504*入炉燃煤收到基灰分*0.04*(600-送风温度)+(0.8081+0.00293*排烟温度)*入炉燃煤收到基灰分*0.96*(排烟温度-送风温度))/入炉燃煤低位发热量/1000 ——0.9504、0.8081、0.00293为系数——0.04为炉渣份额；0.96为飞灰份额——送风温度为送风机入口风温，近似认为环境温度3.汽轮发电机效率：3600/热耗率3.1热耗率：(总耗热量*[运行小时]-供热量*1000)/(发电量*10000)*10003.1.1总耗热量：炉蒸汽流量*f_enth(机主汽压力,机主汽温度)+冷再蒸汽流量*(f_enth(机再热汽压力,机再热汽温度)-f_enth(高缸排汽压力,高缸排汽温度))+再热减温水流量*(f_enth(机再热汽压力,机再热汽温度)-f_enth(再热减温水压力,再热减温水温度))+补水量*4.1816*补给水温度-炉给水流量*f_enth(炉给水压力,炉给水温度)-(一级过热器减温水流量+二级过热器减温水流量)*f_enth(过热减温水压力,过热减温水温度)3.1.2冷再蒸汽流量：炉蒸汽流量-汽封漏气量-汽机一抽汽流量-汽机二抽汽流量3.1.2.1汽封漏气量：13*发电量/(运行小时*32.5)+4.0723.1.2.2汽机一抽汽流量：4.1816*炉给水流量*(一号高加出水口温度-二号高加出水口温度)/(f_enth(一号高加进汽压力,一抽气温度)-4.1816*一号高加疏水温度)3.1.2.3汽机二抽汽流量：4.1816*(炉给水流量*(二号高加出水口温度-二号高加进水口温度)-汽机一抽汽流量*(一号高加疏水温度-二号高加疏水温度))/(f_enth(二号高加进汽压力,二抽气温度)-4.1816*二号高加疏水温度)——高加疏水温度用的是4月4日前平均压力下的饱和温度4.简化建议4.1不考虑灰渣物理热损失4.2冷再蒸汽流量：0.84*主蒸汽流量或(沧热#1机组_实际_炉蒸汽流量_日合计-290*沧热#1机组_实际_平均负荷_日加权平均/60)1.反平衡煤耗：123/（锅炉效率反*0.985*汽轮发电机效率）——0.985管道效率2.锅炉效率反：100-(((沧热#1机组_实际_排烟温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_送风温度_日加权平均)*((21/(21-沧热#1机组_实际_氧量_日加权平均)+0.11)*3.55+0.44))/100+(326.82*沧热_实际_入炉燃煤收到基灰分_日加权平均*((0.04*沧热#1机组_实际_炉渣可燃物_日加权平均/(100-沧热#1机组_实际_炉渣可燃物_日加权平均))+(0.96*沧热#1机组_实际_飞灰可燃物_日加权平均/(100-沧热#1机组_实际_飞灰可燃物_日加权平均)))*100/沧热_实际_入炉燃煤低位发热量_日加权平均/1000)+(1025*0.2/沧热#1机组_实际_炉蒸汽流量_日合计)+((0.9504*沧热_实际_入炉燃煤收到基灰分_日加权平均*0.04*(600-沧热#1机组_实际_送风温度_日加权平均)+(0.8081+0.00293*沧热#1机组_实际_排烟温度_日加权平均)*沧热_实际_入炉燃煤收到基灰分_日加权平均*0.96*(沧热#1机组_实际_排烟温度_日加权平均- 沧热#1机组_实际_送风温度_日加权平均))/沧热_实际_入炉燃煤低位发热量_日加权平均/1000))-0.4——0.4为制造预度/未计损失2.1排烟损失：(沧热#1机组_实际_排烟温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_送风温度_日加权平均)*((21/(21-沧热#1机组_实际_氧量_日加权平均)+0.07)*3.55+0.44)/100——0.07空预器漏风系数——3..55，0.44为系数2.2散热损失：1025*0.2/沧热#1机组_实际_炉蒸汽流量_日合计2.3机械不完全热损失：(326.82*沧热_实际_入炉燃煤灰份_日加权平均*((0.04*沧热#1机组_实际_炉渣可燃物_日加权平均/(100-沧热#1机组_实际_炉渣可燃物_日加权平均))+(0.96*沧热#1机组_实际_飞灰可燃物_日加权平均/(100-沧热#1机组_实际_飞灰可燃物_日加权平均)))*100/沧热_实际_入炉燃煤低位发热量_日加权平均/1000)——326.82为系数——0.04为炉渣份额；0.96为飞灰份额2.4灰渣物理热损失：(0.9504*沧热_实际_入炉燃煤收到基灰分_日加权平均*0.04*(600-沧热#1机组_实际_送风温度_日加权平均)+(0.8081+0.00293*沧热#1机组_实际_排烟温度_日加权平均)*沧热_实际_入炉燃煤收到基灰分_日加权平均*0.96*(沧热#1机组_实际_排烟温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_送风温度_日加权平均))/沧热_实际_入炉燃煤低位发热量_日加权平均/1000——0.9504、0.8081、0.00293为系数——0.04为炉渣份额；0.96为飞灰份额——送风温度为送风机入口风温，近似认为环境温度3.汽轮发电机效率：3600/热耗率3.1热耗率：(沧热#1机组_实际_总耗热量_日合计*[沧热#1机组_实际_运行小时_日合计]-沧热#1机组_实际_供热量_日合计*1000)/(沧热#1机组_实际_发电量_日合计*10000)*1000 3.1.1总耗热量：沧热#1机组_实际_炉蒸汽流量_日合计*f_enth(沧热#1机组_实际_机主汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_机主汽温度_日加权平均)+沧热#1机组_实际_冷再蒸汽流量_日加权平均*(f_enth(沧热#1机组_实际_机再热汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_机再热汽温度_日加权平均)-f_enth(沧热#1机组_实际_高缸排汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_高缸排汽温度_日加权平均))+沧热#1机组_实际_再热减温水流量_日合计*(f_enth(沧热#1机组_实际_机再热汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_机再热汽温度_日加权平均)-f_enth(沧热#1机组_实际_再热减温水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_再热减温水温度_日加权平均))+沧热#1机组_实际_补水量_日合计*4.1816*沧热#1机组_实际_补给水温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_炉给水流量_日合计*f_enth(沧热#1机组_实际_炉给水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_炉给水温度_日加权平均)-(沧热#1机组_实际_一级过热器减温水流量_日合计+沧热#1机组_实际_二级过热器减温水流量_日合计)*f_enth(沧热#1机组_实际_过热减温水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_过热减温水温度_日加权平均)3.1.2冷再蒸汽流量：沧热#1机组_实际_炉蒸汽流量_日合计-沧热#1机组_实际_汽封漏气量_日合计-沧热#1机组_实际_汽机一抽汽流量_日加权平均-沧热#1机组_实际_汽机二抽汽流量_日加权平均3.1.3汽封漏气量：13*沧热#1机组_实际_发电量_日合计/(沧热#1机组_实际_运行小时_日合计*32.5)+4.0723.1.4汽机一抽汽流量：4.1816*沧热#1机组_实际_炉给水流量_日合计*(沧热#1机组_实际_一号高加出水口温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_二号高加出水口温度_日加权平均)/(f_enth(沧热#1机组_实际_一号高加进汽压力_日合计,沧热#1机组_实际_一抽气温度_日加权平均)-4.1816*沧热#1机组_实际_一号高加疏水温度_日加权平均)3.1.5汽机二抽汽流量：4.1816*(沧热#1机组_实际_炉给水流量_日合计*(沧热#1机组_实际_二号高加出水口温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_二号高加进水口温度_日加权平均)-沧热#1机组_实际_汽机一抽汽流量_日加权平均*(沧热#1机组_实际_一号高加疏水温度_日加权平均-沧热#1机组_实际_二号高加疏水温度_日加权平均))/(f_enth(沧热#1机组_实际_二号高加进汽压力_日合计,沧热#1机组_实际_二抽气温度_日加权平均)-4.1816*沧热#1机组_实际_二号高加疏水温度_日加权平均)——高加疏水温度用的是4月4日前平均压力下的饱和温度4.锅炉效率正：100*(沧热#1机组_实际_炉蒸汽流量_日合计*f_enth(沧热#1机组_实际_过热汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_过热汽温度_日加权平均)-沧热#1机组_实际_炉给水流量_日合计*f_enth(沧热#1机组_实际_炉给水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_炉给水温度_日加权平均)+沧热#1机组_实际_冷再蒸汽流量_日加权平均*(f_enth(沧热#1机组_实际_炉再热汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_炉再热汽温度_日加权平均)-f_enth(沧热#1机组_实际_高缸排汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_高缸排汽温度_日加权平均))-(沧热#1机组_实际_一级过热器减温水流量_日合计+沧热#1机组_实际_二级过热器减温水流量_日合计)*f_enth(沧热#1机组_实际_过热减温水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_过热减温水温度_日加权平均)+沧热#1机组_实际_再热减温水流量_日合计*(f_enth(沧热#1机组_实际_炉再热汽压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_炉再热汽温度_日加权平均)-f_enth(沧热#1机组_实际_再热减温水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_再热减温水温度_日加权平均))+沧热#1机组_实际_炉排污水量_日合计*(f_enth(沧热#1机组_实际_汽包压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_汽包温度_日加权平均)-f_enth(沧热#1机组_实际_炉给水压力_日加权平均,沧热#1机组_实际_炉给水温度_日加权平均)))/(29271*(沧热#1机组_实际_磨煤机给煤量_日合计*沧热_实际_入炉燃煤低位发热量_日加权平均/29.271+沧热#1机组_实际_耗原油_日合计*10/7)/沧热#1机组_实际_运行小时_日合计)。