反平衡供电煤耗
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。
浅析正反平衡供电煤耗偏差原因
浅析正反平衡供电煤耗偏差原因作者：颜星来源：《科教导刊·电子版》2017年第25期摘要供电煤耗是火电企业重要的经济指标。
从正反平衡供电煤耗的基本计算方法入手，对正反平衡供电煤耗的各影响因素进行分析，希望通过对重要影响因素的控制，缩小偏差，提高供电煤耗计算的准确性。
关键词正平衡反平衡供电煤耗中图分类号：TM621.8 文献标识码：A0引言当前火电机组利用小时数普遍下降、煤价居高不下，火电企业为增强核心竞争力，把节能降耗作为了当前生产经营工作的重中之重。
供电煤耗是火电企业重要的经济指标，其高低变化不仅影响企业的生产经营成本，也直接反映企业的经营管理水平。
因此，降低供电煤耗，提高机组效率，是提高火电企业经济效益的必由之路。
计算正反平衡供电煤耗是火电企业节能降耗的一项重要工作，一般采用正平衡计算，反平衡校核的原则。
在实际操作中，由于计算方法不同，正反平衡法各影响因素的差异，使得正反平衡供电煤耗的计算结果有偏差。
两者偏差较大不能真实反映机组能耗水平，不利于火电企业对能源进行有效管理。
本文通过分析影响正反平衡供电煤耗计算的各因素，通过加强因素控制缩小偏差，提高供电煤耗计算的准确性。
1正平衡供电煤耗影响因素分析正平衡法是通过测定入炉原煤量、皮带煤热值以及发电量，直接计算得出火电厂的供电煤耗，公式如下。
（1-1）bg正平衡供电煤耗，克/千瓦时；B入炉原煤量，吨；皮带煤热值，千焦/千克；Lfcy厂用电率，%；Wf发电量，万千瓦时影响正平衡供电煤耗计算的因素主要包括入炉原煤量、皮带煤热值和发电量。
其中发电量计量问题不大，但是入炉原煤量和皮带煤热值数据却很难达到要求的准确度。
1.1入炉原煤的计量入炉原煤的有效计量，直接影响正平衡供电煤耗的计算。
入炉原煤的计量一般有两种方式：一种是通过皮带上的电子皮带秤得到入炉原煤累积量，简称皮带计量；另一种是利用给煤机自身附带的计量装置得到入炉原煤累积量，简称给煤机计量。
对于以电子皮带秤计量入炉原煤的火电厂，还需要注意实际运行中存在的问题。
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。
华电昌热成志刚-正反平衡计算煤耗结果非一致性的原因分析
• 其次再来说一下入炉煤的采制化。火电厂对煤炭质量的评价，是以对其样品 的分析测定结果为依据的。采样、制样与分析试验是获得准确结果的三个互 相关联的环节。对煤质最终分析结果的影响来说，采样最大，制样次之，分 析测试最小。故为了保证获得准确的煤质分析结果，首先就必须保证所采煤 样具有代表性，其次就是保证制样的正确性。在这个部分，问题最大的就是 采样环节，制样和化验环节问题不是很大，其存在的问题相比于采样环节来 说可以忽略不计。 • 《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)中对于入炉煤的采样提出明确要求：要使用符合标准要求的 机械采制样装置。机械采制样装置是目前唯一能够采到具有代表性样品的手 段。入炉煤机械采制样装置的安装位置最好选在输煤皮带端部的下落煤流处。 若条件限制也可在输煤皮带上。机械采制样装置应符合下列要求：依据燃煤 不均匀性所确定的采样周期(或一定煤量)截取整个煤流截面。机械采制样装 置的安装地点应尽量与燃煤计量装置相近，以确保煤量与煤质相一致。 • DL/T567.2-1995《火力发电厂燃料试验方法：入炉煤和入炉煤粉样品的采取 方法》中对于入炉煤的采样也提出明确要求：子样量由上煤皮带宽度、上煤 量和煤流的最大粒度决定，以实际采取整个煤流横截面且不留底煤为适宜。 • GB/T19494.1-2004《煤炭机械化采样 第1部分：采样方法》中对于入炉煤的 采样也提出明确要求：采样时，应保证截取一完整煤流横截段作为一子样， 子样不能充满采样器或从采样器中溢出。
• 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。
反平衡供电煤耗
反平衡供电煤耗反平衡供电技术，又称“动态均衡供电”，是指根据用电负荷的变化，调整配电网两侧的供电电压，使得负荷两侧电压达到平衡的技术。
相比于传统的固定电压供应，反平衡供电技术能够在降低输电损失、提高用电效率的同时，还能有效降低电网的噪声和辐射，实现节能和环保的双重目标。
反平衡供电技术的应用，不仅涉及到电力行业，也涉及到工业、建筑、交通、照明等领域。
尤其是在建筑行业，采用反平衡供电技术可以有效减少建筑用电的峰值负荷，从而降低能耗和电费开支，同时还能保障电力系统的安全稳定运行。
在实际应用中，反平衡供电技术需要注意的是其对供电设备的要求，由于供电电压需要随着用电需求的变化而动态调整，因此需要设备具有较高的响应速度和可靠性。
此外，对于用户而言，需要配合供电部门对用电需求进行合理的规划和管理，例如采用分时段方式用电，避免用电高峰期集中造成峰谷负荷差异过大，从而提高反平衡供电系统的运行效率。
与传统电力系统相比，反平衡供电技术具有较大的优势。
从能源的角度来看，反平衡供电技术可将待消耗的电量平均分配到24小时之内，优化能源利用效率；从环保的角度来看，反平衡供电技术可减少某些用电设备的能源浪费，减少大规模的废气和废水排放，进而降低对环境的污染；从经济的角度来看，反平衡供电技术可减少供电成本和用电成本，提高供电部门和用户的经济效益。
在反平衡供电技术的应用过程中，降低煤耗是一个重要的方向。
煤耗既是供电部门的一项重要成本，也是环保的一大难题，反平衡供电技术的应用有望在降低煤耗方面做出重大贡献。
通过优化反平衡供电系统的监测和预测功能，可以实现用电需求的准确预测和动态调整，避免过多的热消耗造成能源浪费和煤耗上升，从而提高能源利用效率和环保效益。
总之，反平衡供电技术是一种具有广泛应用前景的技术，它的应用能够实现能源和环保的双重效益，有望成为未来电力工业和建筑行业的主流技术之一。
同时，反平衡供电技术在应用过程中还面临一些技术难题和局限性，需要进一步深入研究和解决。
正反平衡供电煤耗计算方法介绍
Dzq Dgs Dbl Dml Dsl Dgj
（如经不严的阀门漏至热力系统外），kg/h；
Dbl
——炉侧不明泄漏量
Dml
——炉侧明漏量（如排污等），kg/h； ——汽包水位的变化当量，kg/h。
Dsl D gj ——过热器减温水流量，kg/h；
Dgn
再热蒸汽流量（D zr）可由下式确定
hzr
D gj ——过热器减温水流量，kg/h； hgj ——过热器减温水焓值，kJ/kg；
Dlqs ——锅炉侧汽、水损失的流量，kg/h；
hlqs ——锅炉侧汽、水损失的焓值， kJ/kg；
Dbs ——机组明漏量与不明漏量之和，而需补充的水量，
kg/h；
hbs ——补充水的焓值，kJ/kg。
汽轮机主蒸汽流量与主给水流量之间的关系为：
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
及 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 其它燃料之和）。
QSR Dzq hzq Dgs hgs Dzr hzr Dlzr hlzr Dgj hgj Dzj hzj Dbs hbs Dlqs hlqs
D zq —— 汽轮机主蒸汽流量，kg/h；
hzq ——汽轮机主蒸汽焓值，kJ/kg；
二、常用的反平衡供电煤耗计算
b
b f
0.123
反平衡煤耗
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)。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。
2. 资金和政策支持
•加大对反平衡供电煤耗的资金和政策支持，鼓励企业和机构进行技术创新和应用。
•制定相关政策和法规，推动能源转型和减少煤耗的目标实现。
3. 能源供应安全
•在减少煤耗的同时，需要保证能源供应的安全和稳定，防止能源短缺和断供。
•多元化能源供应，降低对煤炭的依赖，提高能源供应的可靠性。
4. 公众意识和参与
•提高公众对能源问题的认识和重视，推动能源节约和减少煤耗的行动。
•加强与公众的沟通和参与，形成共识和合力，共同推动反平衡供电煤耗的实施。
结论
反平衡供电煤耗是一个复杂而重要的任务，需要从多个方面综合考虑和解决。
通过提高发电效率、优化煤炭利用、发展清洁能源以及加强能源管理和监控，可以有效减少煤耗，实现能源消耗的平衡。
同时，我们也要面对技术、资金、政策等方面的挑战，通过技术创新、政策支持、能源供应安全和公众参与等对策来应对。
只有全社会的共同努力，才能实现反平衡供电煤耗的目标，为可持续发展和环境保护做出贡献。