热电比即热电厂供热量和供电量

热电比即热电厂供热量和供电量(换算成热量）的比值。也即有效利用热量中供热量与供电量（换算成热量）之比。注意：供电量与发电量之间存在厂用电的差别，很多文献混淆了概念。

对应每发电1MW.H,所供出的热量。根据《关于发展热电联产的规定》，要求供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产，应符合下列指标：

A、所有热电联产机组总热效率年平均大于45%。

总热效率=（供热量+供电量X 3600千焦/千瓦时）/（燃料总消耗量X 燃料单位低位热值）X 100%。

B、单机容量在5万千瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%；单机容量在5万千瓦至20万千瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于50%；单机容量20万千瓦及以上抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比应大于50%。燃气—蒸汽联合循环热电机组热电比应大于30%。

计算公式表达：

热电比=供热量/(供电量*3600)/1000*100%；[1]

注：供热量单位采用吉焦，供电量单位采用兆瓦时，燃料总消耗量单位采用千克，燃料单位低位热值千焦/千克，这两个条件是衡量热电机组是否达标的必备条件。

光伏电站理论发电量计算及影响因素

光伏电站理论发电量计算及影响因素一、光伏电站理论发电量计算 1、太阳电池效率η 的计算在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。其中，At 为太阳电池总面积（包括栅线图形面积）。考虑到栅线并不产生光电，所以可以把At 换成有效面积Aa （也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的面积，同时计算得到的转换效率要高一些。Pin 为单位面积的入射光功率。实际测量时是在标准条件下得到的：Pin 取标准光强：AM 1.5 条件，即在25℃下，Pin= 1000W / m 2。 2、光伏系统综合效率（PR） η 总＝η 1×η2×η3 光伏阵列效率η1：是光伏阵列在1000 W/m2 太阳辐射强度下实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。逆变器转换效率η2:是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。交流并网效率η3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10 KV 高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。 3、理论发电量计算太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为 1000W/m2的光照条件下，1000Wp 太阳电池1 小时才能发一度电。而实际上，同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。计算日发电量时，近似计算：理论日发电量=系统峰值功率(kw)x等效日照小时数(h)x系统效率等效峰值日照小时数h/d=（日太阳辐照量kW.h/m2/d）/1kW/m2 （日照时数：辐射强度≥120W/m2的时间长度）

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

发电效率PR计算公式

光伏电站发电效率的计算与监测 1、影响光伏电站发电量的主要因素光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。 1.1光伏阵列效率：光伏阵列的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中影响光伏阵列效率的损失主要包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等。 1.2逆变器的转换效率: 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。影响逆变器转换效率的损失主要包括：逆变器交直流转换造成的能量损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。 1.3交流配电设备效率：即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中影响交流配电设备效率的损失最主要是：升压变压器的损耗和交流电气连接的线路损耗。 1.4系统发电量的衰减：晶硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用造成的输出功率衰减。在光伏电站各系统设备正常运行的情况下，影响光伏电站发电量的主要因素为光伏组件表面尘埃遮挡所造成太阳辐射损失。 2、光伏电站发电效率测试原理 2.1光伏电站整体发电效率测试原理整体发电效率E PR公式为： E PDR PR PT = —PDR为测试时间间隔(t?)内的实际发电量；—PT为测试时间间隔(t?)内的理论发电量；

理论发电量PT 公式中： i o I T I =，为光伏电站测试时间间隔(t ?)内对应STC 条件下的实际有效发电时间；－P 为光伏电站STC 条件下组件容量标称值；－I 0为STC 条件下太阳辐射总量值，Io =1000 w/m 2；－Ii 为测试时间内的总太阳辐射值。 2.2光伏电站整体效率测试（小时、日、月、年）气象仪能够记录每小时的辐射总量，将数据传至监控中心。 2.2.1光伏电站小时效率测试根据2.1公式，光伏电站1小时的发电效率PR H i H i PDR PR PT = 0I I i i T = —PDRi ，光伏电站1小时实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —Ti ，光伏电站1小时内发电有效时间； —Ii ，1小时内最佳角度总辐射总量，气象设备采集通讯至监控系统获得； —I 0=1000w/m 2 。 2.2.2光伏电站日效率测试根据气象设备计算的每日的辐射总量，计算每日的电站整体发电效率PR D D PDR PR PT = 0I I T = —PDR ，每日N 小时的实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —T ，光伏电站每日发电有效小时数

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：

光伏电站发电量的计算方法修订稿

光伏电站发电量的计算方法 WEIHUA system office room 【WEIHUA 16H-WEIHUA WEIHUA8Q8-

光伏电站发电量计算方法 ①理论发电量 1）1MW屋顶光伏电站所需电池板面积一块235MW的多晶电池板面积*=㎡，1MW需要1000000/235=块电池，电池板总面积*=6965㎡ 2）年平均太阳辐射总量计算上海倾角等于当地纬度斜面上的太阳总辐射月平均日辐照量H? 由于太阳能电池组件铺设斜度正好与当地纬度相同，所以在计算辐照量时可以直接采用表中所列数据(2月份以2?8天记)。年平均太阳辐射总量=Σ(月平均日辐照量×当月天数) 结算结果为5555．339MJ／(m?2·a)。 3）理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率=*6965*% ==*==万度 ②系统预估实际年发电量太阳电池板输出的直流功率是太阳电池板的标称功率。在现场运行的太阳电池板往往达不到标准测试条件，输出的允许偏差是5％，因此，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0．9?5的影响系数。随着光伏组件温度的升高，组f：l二输出的功率就会下降。对于晶体硅组件，当光伏组件内部的温度达到50-75℃时，它的输出功率降为额定时的8?9％，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0．8?9的影响系数。光伏组件表面灰尘的累积，会影响辐射到电池板表面的太阳辐射强度，同样会影响太阳电池板的输出功率。据相关文献报道，此因素会对光伏组件的输出产生7％的影响，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0．9?3的影响系数。由于太阳辐射的不均匀性，光伏组件的输出几乎不可能同时达到最大功率输出，因此光伏阵列的输出功率要低于各个组件的标称功率之和。另外，还有光伏组件的不匹配性和板问连线损失等，这些因素影响太阳电池板输出功率的系数按0．9?5计算。并网光伏电站考虑安装角度因素折算后的效率为0．8?8。所以实际发电效率为O．95*0．89*0．93*0．95X*0．88=65．7％。系统预估实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率 =*5*0．89*0．93*0．95*0．8?8=*6?5．7％=万度方法二：标准日照小时数—安装容量计算方法： Ep=H×P×K1 式中： P—为系统安装容量（kw） H—为当地标准日照小时数（h）

热电厂供热系统故障应急预案

热电厂供热系统故障应急预案 1总则 1.1编制目的为及时、有效地处理供热系统故障，避免或减少因供热系统故障带来的不良影响，确保安全、可靠、持续供热，特制订本应急预案。 1.2编制依据《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令第六十九号）《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599 号令）《关于印发《电力突发事件应急演练导则（试行）》等文件的通知》（电监安全[2009]22 号）《关于印发《电力企业应急预案管理办法》的通知》电监安全【2009】61 号 1.3适用范围本应急预案适用于xxx 热电厂。 2故障类型和危害程度分析 2.1供热系统故障定义是指因热电联产机组或所辖热网系统发生故障，导致供热质量降低或供热中断，影响到用户的正常生产与生活，带来不良影响。 2.2本厂供热系统概况：供热机组概况：包括机组型号、供热介质（热水、蒸汽），设计参数（温度、压力）等内容。供热系统主管道分布：包括管网敷设图、管网材质、敷设方式、防腐、保温型式、补偿类型和方式、管网分段和分支阀门的类型和连接方式、热力站系统和其它设备情况等。本企业负责管辖的范围及危险点分析：主要指与地区供热公司的设备划分，危险点分析包括阀门渗漏、补偿器腐蚀破坏、支架锈蚀、易损管段等内容。 2.3故障类型及现象分析： 2.3.1供热机组设备故障，导致供热汽源中断或不能满足热网需求。 2.3.2燃料中断或燃煤质量恶化，导致供热机组出力严重不足或被迫停运。 2.3.3厂用电中断或全厂失电，导致供热机组、热力站系统不能正常运行。 2.3.4热网主管道、主设备损坏无法在10 小时内修复，使整个热网系统退出运行。 2.4预警级别和信息发布：Ⅰ级预警：供热机组因全厂停电、厂用电中断、燃料中断、火灾事故、重大

风电场发电量计算方法

发电量计算梳理发电量计算部分，我们所要做的工作是这样的：当拿到标书（可研报告）等资料后，我们首先要提澄清（向业主索要详细发电量计算所需的资料）；然后选择机型（确定该风电场适合用什么类型的风机）；最后进行发电量计算。一、澄清下面列出了发电量计算需要的所有内容，提澄清的时候，缺什么就列出来。风电场详细发电量计算所需资料汇总（1）请业主提供风电场的可研报告；（2）请业主提供风电场内的测风塔各高度处完整一年实测风速、风向、风速标准偏差数据，以及测风塔的地理位置坐标；（3）请业主提供测风塔测风数据的密码；（4）风电场是否已确定风机布置位置，若已确定风机位置，请提供相应的固定风机点位坐标；（5）请业主提供风电场的边界拐点坐标；（6）请业主提供风电场内预装轮毂高度处的50年一遇最大风速；（7）请业主提供风电场场址处的空气密度；（8）请业主提供预装轮毂高度处15m/s湍流强度特征值；（9）请业主提供风电场的海拔高度以及累年极端最低温度；（10）请业主提供风电场内测风塔处的综合风切变指数；（11）请业主提供风电场影响发电量结果的各项因素的折减系数。

https://www.360docs.net/doc/be2594305.html,/SELECTION/inputCoord.asp 第二步：打开Global Mapper软件，将.dxf和.zip地形文件拖入。设置“投影”：Gauss Krueger(3 degree zones)\Gauss Krueger(6 degree zones)；设置“基准”：XIAN 1980(CHINA)\BEIJING 1954；设置“地区”：Zone x(xxE-xxE)。 1 将.dxf拖入Global Mapper并设置好投影及基准后，将鼠标放于地图任意位置，软件右下角会显示点位坐标。完整坐标表示应该为横坐标8位，纵坐标7位。而横坐标的前两位经常被省去，如果你看到的是横坐标6位，纵坐标7位，那么横坐标的前两位就是被省略的。此时要人为对地图进行整体偏移。偏移量为“地区”Zone后的数值，见下图。

光伏电站发电量的计算方法

光伏电站发电量计算方法 ①理论发电量 1）1MW屋顶光伏电站所需电池板面积一块235MW的多晶电池板面积 1.65*0.992=1.6368㎡，1MW需要1000000/235=4255.32块电池，电池板总面积 1.6368*4255.32=6965㎡ 2）年平均太阳辐射总量计算上海倾角等于当地纬度斜面上的太阳总辐射月平均日辐照量H 由于太阳能电池组件铺设斜度正好与当地纬度相同，所以在计算辐照量时可以直接采用表中所列数据(2月份以2 8天记)。年平均太阳辐射总量=Σ(月平均日辐照量×当月天数) 结算结果为5 5 5 5．3 3 9 MJ／(m 2·a)。 3）理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率 =5555.339*6965*17.5% =6771263.8MJ=6771263.8*0.28KWH=1895953.86KWH =189.6万度 ②系统预估实际年发电量太阳电池板输出的直流功率是太阳电池板的标称功率。在现场运行的太阳电池板往往达不到标准测试条件，输出的允许偏差是5％，因此，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0．9 5的影响系数。随着光伏组件温度的升高，组f：l二输出的功率就会下降。对于晶体硅组件，当光伏组件内部的温度达到5 0-7 5℃时，它的输出功率降为额定时的8 9％，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0．8 9的影响系数。光伏组件表面灰尘的累积，会影响辐射到电池板表面的太阳辐射强度，同样会影响太阳电池板的输出功率。据相关文献报道，此因素会对光伏组件的输出产生7％的影响，在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0．9 3的影响系数。

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=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、热电厂热电比与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: 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与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％

单机计算法修正风电场发电量计算

2009年8月第4期 * 收稿日期：2009-06-31 作者简介：牟磊（1981-），男，四川涪陵人，硕士。《风电场风能资源评估方法》规范了对风电场的风资源评估方法和内容，其中对风电场风速频率的模拟提出了运用Weibull 模型进行模拟，由于该模型是一个单峰类似正态分布的模型，因此对于特殊地区的风速频率双峰的状态不能够很好模拟，造成发电量计算的有偏差，使经济评价缺少了可信度，造成业主投资没有依据，经济效益不明显。本文提出运用单机计算方法对频率分布不均的风电场进行修正，修正后能够满足风电场风资源评估的需求。 1 Weibull分布威布尔分布是一种单峰的，两参数的分布函数法。其概率密度函数可表达为： f (V ) = —— —— K-1 e - — K 式中：k 和c 为威布尔分布的两个参数，k 称作形状参数，c 称作尺度参数。当c ＝1时，称为标准威布尔分布。 2 单机计算的具体方法单机计算法基本思想：通过风资源评估软件计算出测风塔位置的发电量；利用测风塔位置各个风速时间段和所对应的风机功率曲线相乘的方法计算出测风塔位置准确发电量，通过同一位置不同方法计算出发电量相比，计算出 K C V C V C 76

2009年8月第4期测风塔数据功率与风速时间相乘功率与风速时间相乘单点计算出测风塔位置发电量计算出修正系数计算出发电量测风塔位置风机发电量Wasp 、windfarm 软件修正风场内发电机电量 weibull 分布的修正系数，从而修正了风场的发电量。 2.1 单机计算具体方法风电场设计一个必要条件就是需要进行一年的测风，测风塔数据经过数据插补和订正后具有代表性，因此假定在此处建设风机，用此处各个风速段的时间和所选机型各个风速段下功率曲线相乘的方法计算出此处理论发电量，此发电量是较为准确的；根据wasp 软件或其他软件对风场风机进行排布，为了下一步修正，在测风塔位放置一台参考机组，通过软件计算出整个风场内各个风机布置位的理论发电量；将wasp 软件计算出测风塔位置的风机发电量与根据风速段和功率曲线相乘计算出的发电量相除得出修正系数，将此修正系数用于风电场发电量计算的折减中，计算出风电场的年发电量。 2.2 单机计算方法实现的技术路线风资源软件计算初步发电量、测风塔位置单点发电量计算、对整个风电场发电量修正等过程。实现单点计算修正风频分布模型的技术路线见图1。图1 技术路线图图2 风电场甲风机排布图表1 测风塔50m高度风速频率分布图中右下角位置为测风塔位置，在测风塔位置立一台风力发电机组为参考风机位，用两种算法计算参考风机位的发电量。风电场测风塔50m 高度的风速频率分布见表1和图3 。 3 实例计算 3.1 风速分布频率比较符合weibull分布情况某风电场甲地势平坦，场区内有一座测风 77 塔，选取测风塔2007年4月27日至2008年4月28日一个完成的测风周期数据，经过插补和订正数据具有代表性。利用WasP 软件进行风机布置和发电量计算。风机排布如图2。

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，

风电理论发电功率及受阻电量计算方法

风电理论发电功率及受阻电量计算方法第一章总则第一条为进一步完善电网实时平衡能力监视功能，规范日内市场环境下风电理论发电功率及受阻电量等指标的统计分析，依据《风电场理论可发电量与弃风电量评估导则》（NB/T 31055-2014）、《风电场弃风电量计算办法（试行）》（办输电〔2012〕154号）、《风电受阻电量计算办法》（调水〔2012〕297号）的有关要求，制定本方法。第二条本方法适用于国家电网公司各级电力调度机构和调管范围内并网风电场开展理论发电功率及受阻电量统计计算工作。第二章术语与定义第三条风电场发电功率指标包括理论发电功率和可用发电功率。风电场理论发电功率指在当前风况下场内所有风机均可正常运行时能够发出的功率，其积分电量为理论发电量；风电场可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率，其积分电量为可用发电量。第四条风电场受阻电力分为场内受阻电力和场外受阻电力两部分：场内受阻电力指风电场理论发电功率与可用发电功率之差，其积分电量为场内受阻电量；场外受阻电力指

风电场可用发电功率与实发功率之差，其积分电量为场外受阻电量。第五条全网理论发电功率指所有风电场理论发电功率之和；全网可用发电功率指风电场总可用发电功率与考虑断面约束的风电总受阻电力之差；可参与市场交易的风电富余电力指全网可用发电功率与实发功率之差。第六条全网场内受阻电力指所有风电场场内受阻电力之和；全网断面受阻电力为因通道稳定极限、电网设备检修、电网故障等情况导致的风电受阻；全网调峰受阻电力指全网可用发电功率与实发功率之差。第三章数据准备第七条计算风电场理论发电功率和受阻电力需准备的数据有：样板机型号及其数量、全场风机型号及其数量、样板机实时出力、全场风机状态信息、风机轮毂高度、风轮直径、风机经纬度坐标、风机风速-功率曲线、风电场区域地形地貌数据、测风塔经纬度坐标及其层高、实时测量风速和风向、机舱风速等。第四章风电场理论功率计算方法第八条风电场理论功率及受阻电量计算主要有三种方法：样板机法、测风塔外推法和机舱风速法。风电场可根据具体情况，采用一种或多种计算方法。

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

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℃。

光伏电站平均发电量计算方法小结

光伏电站平均发电量计算方法小结【大比特导读】一般而言，每个有经验的光伏人心里都有一个简便的估算方法，可以得出和计算值相差不多的数据，那么本次总结列举光伏电站的平均发电量计算/估算的方法，通过案例分析各方法的差异，方便读者选择最合适的计算方法。光伏电站在做前期可行性研究的过程中，需要对拟建光伏电站的发电量做理论上的预测，以此来计算投资收益率，进而决定项目是否值得建设。一般而言，每个有经验的光伏人心里都有一个简便的估算方法，可以得出和计算值相差不多的数据，那么本次总结列举光伏电站的平均发电量计算/估算的方法，通过案例分析各方法的差异，方便读者选择最合适的计算方法。一、计算方法 1)国家规范规定的计算方法。根据最新的《光伏发电站设计规范 GB50797-2012》第6.6条：发电量计算中规定： 1、光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。 2 、光伏发电站年平均发电量Ep计算如下： Ep=HA×PAZ×K 式中： HA——为水平面太阳能年总辐照量(kW·h/m2); Ep——为上网发电量(kW·h); PAZ ——系统安装容量(kW); K ——为综合效率系数。综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括： 1)光伏组件类型修正系数; 2)光伏方阵的倾角、方位角修正系数;

3)光伏发电系统可用率; 4)光照利用率; 5)逆变器效率; 6)集电线路、升压变压器损耗; 7)光伏组件表面污染修正系数; 8)光伏组件转换效率修正系数。这种计算方法是最全面一种，但是对于综合效率系数的把握，对非资深光伏从业人员来讲，是一个考验，总的来讲，K2的取值在75%-85%之间，视情况而定。 2)组件面积——辐射量计算方法光伏发电站上网电量Ep计算如下： Ep=HA×S×K1×K2 式中： HA——为倾斜面太阳能总辐照量(kW·h/m2); S——为组件面积总和(m2) K1 ——组件转换效率; K2 ——为系统综合效率。综合效率系数K2是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括： 1) 厂用电、线损等能量折减交直流配电房和输电线路损失约占总发电量的3%，相应折减修正系数取为97%。 2) 逆变器折减逆变器效率为95%~98%。 3) 工作温度损耗折减

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

发电厂热力设备及系统1

发电厂热力设备及系统 07623班参考资料一：锅炉设备及系统 1 有关锅炉的组成（本体、辅助设备）锅炉包括燃烧设备和传热设备；由炉膛、烟道、汽水系统以及炉墙和构架等部分组成的整体，称为锅炉本体；供给空气的送风机、排除烟气的引风机、煤粉制备系统、给水设备和除灰除尘设备等一系列设备为辅助设备。 2 A 燃料的组成成份化学分析：碳（C）、氢（H）、氧（O）、氮（N）、硫（S）五种元素和水分（M）、灰分（A）两种成分。 B 水分、硫分对工作的影响；硫分对锅炉工作的影响：硫燃烧后形成的SO3和部分SO2，与烟气中的蒸汽相遇，能形成硫酸和亚硫酸蒸汽，并在锅炉低温受热面等处凝结，从而腐蚀金属；含黄铁矿硫的煤较硬，破碎时要消耗更多的电能，并加剧磨煤机的磨损。水分对锅炉工作的危害：（1）降低发热量（2）阻碍着火及燃烧（3）影响煤的磨制及煤粉的输送（4）烟气流过低温受热面产生堵灰及低温腐蚀。 C 水分、灰分、挥发分的概念：水分：由外部水和内部水组成；外部水分，即煤由于自然干燥所失去的水分，又叫表面水分。失去表面水分后的煤中水分称为内部水分，也叫固有水分。挥发分：将固体燃料在与空气隔绝的情况下加热至850摄氏度，则水分首先被蒸发出来，继续加热就会从燃料中逸出一部分气态物质，包括碳氢化合物、氢、氧、氮、挥发性硫和一氧化碳等气体。灰分：煤中含有不能燃烧的矿物杂质,它们在煤完全燃烧后形成灰分。 D 挥发分对锅炉的影响：燃料挥发分的高低对对燃烧过程有很大影响。挥发分高的煤非但容易着火，燃烧比较稳定，而且也易于燃烧安全；挥发分低的煤，燃烧不够稳定，如不采取必要的措施来改善燃烧条件，通常很难使燃烧安全。 E 燃料发热量：发热量是单位质量的煤完全燃烧时放出的全部热量。煤的发热量分为高位发热量和低位发热量。1kg燃料完全燃烧时放出的全部热量称为高位发热量；从高位发热量中扣除烟气中水蒸气汽化潜热后，称为燃料的低位发热量。 F 标准煤：假设其收到基低位发热量等于29270kj/kg的煤。（书88页） G 灰的性质：固态排渣煤粉炉中，火焰中心气温高达1400~1600摄氏度。在这样的高温下，燃料燃烧后灰分多呈现融化或软化状态，随烟气一起运动的灰渣粒，由于炉膛水冷壁受热面的吸热而同烟气一起冷却下来。如果液态的渣粒在接近水冷壁或炉墙以前已经因温度降低而凝结下来，那么它们附着到受热面管壁上时，将形成一层疏松的灰层，运行中通过吹灰很容易将它们除掉，从而保持受热面的清洁。若渣粒以液体或半液体粘附在受热面管壁或炉墙上，将形成一层紧密的灰渣层，即为结渣。 H 灰分对锅炉工作的危害：（1）降低发热量（2）阻碍着火及燃烧（3）烟气携带飞灰流过受热面产生结渣、积灰、磨损、腐蚀等有害现象。 3 热平衡：输入锅炉的热量=有效利用热量(输出锅炉的热量)+未完全燃烧的热损失+其它热损失

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。

_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符号 1电量名称单位 10kwh 10kwh 10kwh 10kwh 10kwh 10kwh 444444符号ed名称发电厂用电率公式单位10kwh 10kwh ％10kwh 444 E 总发电量E g总供电量 E z总厂用电量 E d用于发电厂用电量 Er E w用于供热厂用电量用于热网和其他厂用电量

2供热量E=(E g+E z)Ez=(E d+E r+E w)ed=(E d/E)*10Ed=E z(1-α)42er单位供热厂用电e r=(E r/Q r)*10 当E w=0时，E R=E zαkwh/GJ 10kwh 4GJ GJ α供热比α=Q r/Qh Q r总供热量 Q h用于发电和供热总热量3标煤耗量T

T bgb dg/kwh g/kwh T Kg/GJ T 2 B 用于供热和发电总耗煤量 Bd用于发电总耗煤量单位供电标煤耗b g=b d/[1-(e d/100)] 单位发电标煤耗b d=(B d/E)*10 B d=B(1-α)32 Br用于供热总耗煤量T b r单位供热标煤耗b r=(B r/Q r)*10 B r=Bα 4 R

5η 0热电比热效率R=(Q r/36E g)*102η 0=[(Q r+36E g)/29.3B]*10(%) 二、能耗热值单位换算千焦（KJ）1 4.1868 3600大卡(kcal) 0.千瓦时(kwh) 0.278×10 1.163×10 1-3 -3备注 1、吉焦、千卡、千瓦时（GJ、kcal、kwh）1kcal=4.1868KJ=4.1868×10MJ=4.1868×10GJ 1kwh=3600KJ=3.6MJ=3.6×10GJ 2、标准煤、原煤与低位热值：