节能工作手册 (2012-12-20)_图文.docx

目 录一、节能管理组织机构31、节能领导小组32、公司级节能监督网33、部门、班组级34、节能管理网络图4二、节能日常工作5三、能耗偏差台账71、先进值、标杆值72、指标偏差台账7四、优化试验结果、历史最优值9附件1：节能指标释义11附件2：机组主要技术经济指标及设计值221、锅炉主要设计参数222、锅炉设计设计煤质资料233、汽轮机主要技术参数244、发电机主要技术参数25附件3：影响节能指标主要因素分析参考图271、影响锅炉效率的主要指标和因素272、影响汽轮机效率的主要指标和因素283、影响厂用电的主要指标和因素29附件4：机组小指标影响量参考值301、600mw超临界机组302、600mw亚临界湿冷机组313、600mw亚临界空冷机组324、350mw级机组335、300mw级机组346、200mw级机组357、125mw级机组368、100mw级机组37附件5：节能检测试验方法381、锅炉空预器漏风试验382、汽机真空严密性试验383、热力系统保温测试394、锅炉出口氧量标定395、煤粉细度测试39附件6：火电机组供电煤耗应达值计算方法40附件7：机组各负荷段热平衡图46附件8：机组热力计算数据47附件9：机组特性曲线481、机组冷态中压缸启动曲线：482、机组冷态启动曲线（72小时停运）493、机组温态启动曲线（48小时停运）504、机组热态启动曲线（8小时停运）515、机组极热态启动曲线（1小时停运）526、机组正常停运曲线537、中压缸极冷态启动曲线548、中压缸冷态启动曲线（停机后72小时）559、中压缸温态启动曲线（停机后48小时）5610、中压缸热态启动曲线（停机后8小时）57节能工作手册一、 节能管理组织机构1、节能领导小组组长：常务副组长：副组长： 成员： 2、公司级节能监督网组 长：副组长：成 员： 3、部门、班组级（1）生技处节能负责人：锅炉高级主管：汽机高级主管：电气高级主管：热工高级主管：燃料高级主管：（2）发展策划处节能负责人：（3）运行部节能负责人：运行一值：运行二值：运行三值：运行四值：运行五值：锅炉主管：汽机主管：电气主管：4、节能管理网络图二、 节能日常工作1、节能专业主管节能管理日常工作表1节能管理日常工作目录（增加模板指导）序号工作内容日期对应标准规划和计划1五年节能规划每5年编制，3年滚动，每年修订节能规划与计划管理标准2年度节能管理工作计划编制每年节能规划与计划管理标准3节能评价工作节能评价工作管理标准报表管理4向国能集团报送上月节能报表每月2日前能耗统计与报送管理标准5向国能集团报送上月节能技术监督报表每月4日前能耗统计与报送管理标准日常工作6对生产报表中的经济指标进行分析每周日常节能分析管理标准7汇总各部门、专业月度节能分析材料每月5日前日常节能分析管理标准8召开节能分析例会，形成纪要并下发每月第二周节能管理标准9能效对标工作每月能效对标管理标准106kv附属设备耗电率分析每月日常节能分析管理标准11检查全厂非生产用能情况每月底非生产用能管理标准12节能降耗动态检查每月节能管理标准、节能诊断管理标准、运行优化管理标准13节能宣传、培训每月节能管理标准14参加技术监督会议每月节能管理标准15节水、节油统计、考核、评价每月节水管理标准、节油管理标准节能检测项目16空预器漏风率测试每月热力试验管理标准17真空严密性试验每月热力试验管理标准18氧量标定每月热力试验管理标准19给煤机煤量标定每月热力试验管理标准、节能燃料管理标准、能源计量管理标准20燃料皮带机校验每月热力试验管理标准、节能燃料管理标准、能源计量管理标准21煤粉细度测试每月热力试验管理标准22热力系统保温测试每季度热力试验管理标准23燃烧调整试验每年热力试验管理标准检修前、后试验项目24锅炉漏风试验a、b、c级检修热力试验管理标准25电除尘效率、漏风试验a、b级检修热力试验管理标准26机组热耗率测试a、b级检修热力试验管理标准27锅炉热效率测试a、b级检修热力试验管理标准286kv附属设备效率试验a、b、c级检修热力试验管理标准29凉水塔冷却能力试验a级检修热力试验管理标准30锅炉动力场试验a级检修热力试验管理标准31热力系统阀门查漏a、b、c级检修热力试验管理标准32供电煤耗测试a级检修热力试验管理标准、供电煤耗管理标准能量平衡试验33水平衡试验每5年热力试验管理标准34燃料平衡试验每5年热力试验管理标准35电平衡试验每5年热力试验管理标准36热量平衡试验每5年热力试验管理标准2、运行管理专业按照管理标准的工作分工，划分专业，指定责任人及时间节点，不得漏项。表2运行管理专业节能日常工作目录序号工作内容责任人时间要求对应标准1机组小指情况分析xxx每月2日前日常节能分析管理标准23456789103、设备维护管理专业按照管理标准的工作分工，划分专业，指定责任人及时间节点，不得漏项。表3设备维护管理专业节能日常工作目录序号工作内容责任人时间要求对应标准1设备经济运行情况分析xxx每月2日前日常节能分析管理标准23456789104、燃料管理专业按照管理标准的工作分工，划分专业，指定责任人及时间节点，不得漏项。表4燃料管理专业节能日常工作目录序号工作内容责任人时间要求对应标准1热值差完成情况分析xxx每月2日前日常节能分析管理标准2345678910三、 能耗偏差台账1、先进值、标杆值除循环流化床机组的标杆值采用神华集团标准外，其他各类型机组的标杆值均选取中电联大机组竞赛2011年度数据中同类型机组前20%平均值。表2各机组供电煤耗和厂用电率标杆值一览表机组类型对应公司机组供电煤耗标杆值(g/kwh)发电厂用电率标杆值(%)备注600mw(超临界.湿冷)王曲#1-2300.934.03600mw(超临界.空冷)鸳鸯湖#1-2321.244.92汽泵鄂温克#1321.244.92汽泵600mw(亚临界.湿冷)河曲#1-2309.524.26600mw(亚临界.空冷)府谷#1-2328.444.67汽泵500mw(亚临界.湿冷)神二#1-2328.276.27俄制300mw(湿冷.纯凝)大港#1-4321.604.34汽泵300mw(湿冷.cfb)白马#1338.965.08300mw(湿冷.供热)秦皇岛#3-4312.634.22300mw(空冷.供热)大南湖#1-2318.815.73汽泵200mw(湿冷.纯凝)重庆#1-2348.767.16焦作#3-4341.747.17200mw(湿冷.供热)秦皇岛#1-2283.336.83135mw（湿冷.供热）阜康#1-2248.196.92135mw(湿冷.cfb）灵州#1-2358.107.422、指标偏差台账表3供电煤耗偏差台账机组供电煤耗实际值设计值差距集团标杆值差距行业先进值差距1完成值-设计值完成值-标杆值完成值-先进值234表4厂用电率偏差台账机组厂用电率实际值设计值差距集团标杆值差距行业先进值差距1完成值-设计值完成值-标杆值完成值-先进值234表5水耗率偏差台账机组水耗率实际值设计值差距集团标杆值差距行业先进值差距1完成值-设计值完成值-标杆值完成值-先进值234四、 优化试验结果、历史最优值表6历史指标完成最优值指标单位1号机组2号机组3号机组4号机组供电煤耗g/kwh平均负荷万kw厂用电率%负荷率%锅炉效率%主汽压力mpa主汽温度再热温度再热压力mpa排烟温度冷风温度氧量%飞灰可燃物%给水温度过热减温水量t/h再热减温水量t/h机效率%循环水入口温度真空度%汽耗kg/kwh发电水耗kg/kwh入炉煤低位热值kj/kg表7历史厂用电指标完成最优值指标单位1号机组2号机组3号机组4号机组厂用电率%给水泵耗电率%凝结泵耗电率%磨煤机耗电率%送风机耗电率%引风机耗电率%一次风机耗电率%循环泵耗电率%脱硫耗电率%除灰耗电率%附件1：节能指标释义1发电标准煤耗率发电标准煤耗率是指火电厂每发一千瓦时电能平均耗用的标准煤量。计算单位为克/千瓦时。计算公式为：发电标准煤耗率（克/千瓦时）=1002供电标准煤耗率供电标准煤耗率是火力发电厂最重要的考核指标之一，是包括发电厂用电在内的综合性煤耗指标。供电标准煤耗率是指火电厂向厂外每供一千瓦时电能平均耗用的标准煤量，计算单位为克/千瓦时。计算公式为：供电标准煤耗率（克/千瓦时）=100=100=3综合厂用电率综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值，即综合厂用电率%=全厂发电量-关口电量+外购电量全厂发电量100%4全厂热效率全厂热效率是指火电厂与发电量相当的总热量占发电耗用热量的百分比，亦即每千瓦时发电量相当热量与每千瓦时发电量所耗用燃料的含热量的比率，反映了发电厂能源加工转换的效率。计算公式为：凝汽电厂的全厂热效率（%）=供热电厂的全厂热效率（%）=式中的3600千焦/千瓦时(或860大卡/千瓦时)是由电热当量值。5汽轮机组热耗率定义为汽轮机系统从外部热源所取得的热量与其输出功率的比值，符号：q，单位：kj/kwh;q =式中：dj质量流量；hj焓升。对于一台具体的汽轮机组，必须规定一个热力循环系统，以便用来作为计算热耗率的依据。按机组类型不同,分别以式(8-6)、（8-7）、（8-8）计算：再热机组热耗率的计算公式：q=（dzqhzqdgshgs+ dzrhzr-dlzrhlzr dzrhzr-dzqjhzqj）/pb非再热机组热耗率的计算公式：q=（dzqhzq dgshg-dzqjhzqj）/pb供热机组热耗率的计算公式：q=dzqhzq dgshgs-dgr(hgr- hgr-dgyhgy+ dbshbs）/pb其中：dzq，hzq:为主汽流量（kg/h）和焓值（kj/kg）dzr，hzr:为热再热汽流量（kg/h）和焓值（kj/kg）dlzr，hlzr:为冷再热汽流量（kg/h）和焓值（kj/kg）dgs，hgs:为给水流量（kg/h）和焓值（kj/kg）dzrj，hzrj:为再热减温水流量（kg/h）和焓值（kj/kg）dzqj，hzqj为过热减温水流量（kg/h）和焓值（kj/kg）dzr，hzr，hzr:为热网循环水流量（kg/h）和焓值（kj/kg及回水焓值（kj/kg）dgy，hgy:为工业抽汽量（kj/kg）和焓值（kj/kg）dbs，hbs:为高压除氧器补水量（kj/kg）和焓值（kj/kg）dzr值可由dzq值乘一系数1求取：dzr=1dzq，系数1由厂家设计热平衡图中之dzq、dzr值求取，也可由试验确定。6机效率表示汽轮机热力循环中能量的利用程度。按式计算r =100%7、汽耗率汽轮发电机组进汽流量与输出功率的比值，符号：d，单位：kg/kwh，按式计算：d=dzq：主汽流量，kg/h，pb：发电机输出功率（出线端，主变压器前测取）kw8、锅炉正平衡效率锅炉热效率是指锅炉有效利用热量与燃料带入炉内热量之比的百分数，反映了燃料带入炉内的热量被利用程度。利用锅炉的输入热量和输出热量直接求得锅炉效率的方法，叫做正平衡法。利用这种方法求得的锅炉效率，叫做锅炉正平衡效率。公式为：燃料消耗量是指入炉煤实测装置测量的每日入炉煤量，燃料的低位发热量是反映平均发热量。二者乘积则得到锅炉日输入热量。锅炉日输入热量累加即为计算期锅炉总输入热量。9、锅炉反平衡效率由于大型锅炉燃用煤量很大，用正平衡法计算锅炉效率时输入热量和输出热量误差很大，且有些参数难经测定，所以用正平衡法求热效率比较困难，并且用正平衡法只能求得热效率数值，不能提供各项热损失，不便于进行分析。所以，一般大型锅炉多采用反平衡法求锅炉热效率。公式为：锅炉反平衡热效率式中：q2排烟损失的热量占燃料发热量的百分数q3化学不完全燃烧损失的热量占燃料发热量的百分数q4机械不完全燃烧损失的热量占燃料发热量的百分数q5散热损失的热量占燃料发热量的百分数q6灰渣物理热损失的热量占燃料发热量的百分数10、真空严密性合格率真空严密性合格率是考核汽轮机真空严密性的一项重要指标。按规程要求，机组不但大、小修后应做真空严密性试验，而且正常运行中亦应定期做真空严密性试验，以分析和考核汽轮机真空系统的严密性。真空严密性试验的方法和要求如下：真空严密性合格率的计算方法为：11、过冷却度凝结水过冷，使循环水带走过多的热量，反而使设备的经济性降低。凝结水过冷的温度，称为过冷却度。计算公式为：当日单机过冷却度（）排汽温度（）凝结水温度（）计算时，排汽温度、凝结水温度均按现场抄表所得的当日24小时平均值计算。月、季、年的单机过冷度为该机计算期日过冷度累之和除以计算期日历天数。计算期全厂过冷度（）凝结水的过冷，运行中主要是由于凝汽器漏空量大和凝汽器中水位过高所造成。正常运行时凝汽器的过冷度一般为0.51。12、凝汽器端差凝汽器端差是指汽轮机排汽温度与凝汽器冷却器出口温度的差值，是反映凝汽器中蒸汽与循环水之间交换（冷却过程）的一个重要指标。计算公式如下：当日单机凝汽器端差（）汽轮机排汽温度（）循环水出口温度（）式中汽轮机排汽温度与凝汽器循环水出口温度均按现场抄表所得的24小时平均值计算。月、季、年的单机端差为计算期每日端差累加之和除以计算期日历天数。计算期全厂端差（）端差过大或过小都是不经济的，对于多流程的凝汽器，端差控制在4.56.5，对于单流程凝汽器，端差控制在7-9为佳。13、汽机真空度由于机组安装所处地理位置不同，单独用汽机真空的绝对数进行比较难以确定机组真空的好与差，所以用真空度来反映汽机凝结器真空的状况。真空实质是是测量外界大气压与容器内部绝对压力之差值。当日单机真空度（%）此公式的意义是把真空度一律换算到工程大气压力下进行比较。反映和考核的实质是汽轮机排汽的绝对压力。计算时，当日当地大气压取24小时平均值，真空读数取当日24小时现场抄表所得的平均数。工程中大气压取98.07千帕。单机月、季、年的平均真空度为计算期该机日真空度累加之和除以计算期日历天数。计算期的全厂真空度以机组的实际发电量作为权数进行计算，公式为：全厂真空度（%）计算单机及全厂实际真空度时，计算结果均保留一位小数。14、高加投入率汽轮机的回热系统使给水温度提高，最终提高机组效率，所以汽机高压加热器的投入率是考核汽轮机组经济状况的一个重要指标。计算期高加投入率的计算公式为：单机高加投入率（%）全厂高加投入率（%）15、发电厂用电率发电厂用电率是发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率，其计算单位为“%”，取二位小数。公式为：发电厂用电率（%）16、高位与低位发热量单位量的燃料完全燃烧后所放出的热量称为燃料的发热量，亦称热值，其单位为“焦耳/千克”，扩大单位有“千焦/千克”、“兆焦/千克”。高位发热量是指单位量燃料的最大可能发热量，它包括燃烧生成的水蒸汽凝结成水所放出的汽化热。低位发热量是从高位发热量中扣除了水蒸汽化热后的发热量。因为，燃料在锅炉中燃烧后，其排烟温度一般在110160之间，烟气中水蒸汽的分压力很低，仍处于蒸汽状态，不可能凝结成水而放出汽化热，即这部分汽化热不可能被锅炉利用。所以，我国规定锅炉技术设计和技术经济指标计算时燃料的热值统一按低位发热量计算。17、原煤与标准煤的折算各种不同种类的煤具有不同的发热量，并且往往差别很大，所以，不能简单地用耗用原煤量的多少来说明设备的运行经济性和运行人员的操作水平。所以发电煤耗率和供电煤耗率必须统一用标准煤。标准煤简称标煤。标准煤是指应用基低位发热量为29271千焦/千克（即7000大卡/千克）的煤。不同发热量情况下的耗煤量均可折为标准煤耗量，公式为：标准煤耗量（吨）原煤耗量（吨）在实际中，入炉煤若有连续实测装置，其发热量按实测值计算。若无入煤炉连续实测装置的，一般由化学化验人员每天定时从各炉取样化验，计算出当日入炉煤平均热值，这样就需将当日入炉煤煤量作为权数乘以当日入炉煤平均热值，计算出当天耗用标煤量，再将每日耗用标煤量累加，得到计算期总耗用标煤量。18、燃油与标准煤的折算由于煤耗率计算中的标准煤耗用量还应包括点火及助燃用油量，所以还应将计算期间所耗用的燃油量折算为标准煤，一同计入发电耗用标准煤量中进行煤耗率计算。燃油折算为标准煤的公式如下：燃油折标准煤量（吨）燃油耗量（吨）在实际计算中，由于燃油耗用量较少且油质变化不大，用下面近似公式计算：燃料油折标准煤量（吨）燃油耗量（吨） 1.4286燃油耗用量（吨）19、排烟损失燃料燃烧后产生大量烟气，从锅炉尾部排出时，烟气温度一般在职120160之间。显然，烟气从烟囱排入大量气要带走热量，这部分热量损失的百分数，叫做排烟损失百分数，简称排烟损失。用q2表示。排烟损失是大容量锅炉各项热损失中最大的一项，一般为48%。影响排烟损失的主要因素是排烟温度与排烟容积。排烟温度越高，排烟容积越大，排烟损失就越大。计算排烟损失时，一般认为它是在完全燃烧条件下的排烟损失，为了便于生产现场每值每日的锅炉反平衡效率计算，通常采用下面简化公式：式中：q2排烟损失百分数（%）k1、k2系数y锅炉排烟处的过剩空气系数ty排烟温度（）tk冷空气温度（）q4机械不完全燃烧损失百分数（%）k1、k2系数可从下表查取燃料品种k1k2烟煤和无烟煤0.43.55褐煤1.03.7泥煤1.63.95重油0.53.5由于锅炉氧量表一般装在炉膛出口处，而排烟处一般不装氧量表，所以要求得排烟处的空气过剩系数ay，需先求出炉膛出口处的空气过剩系数，然后进行换算，公式如下：炉膛出口处过剩空气系数o2炉膛出口处烟气中氧含量体积百分比yy锅炉排烟处的过剩空气系数漏风引起的过剩空气系数增值，称为漏风系数，通过试验测算求得、如无试验数据。可以参考下表数据：漏 风 系 数 表设备名称漏风系数炉 膛过热器、蛇形管省煤器（每级）管式空气预热器（每级）板式空气预热器（每级）再生式空气预热器100.020.050.070.2020、化学不完全燃烧损失锅炉燃烧过程中，由于风粉配合不当，空气量不足，过剩空气系数过小等原因，会使燃料热值得不到充分利用，其损失的热量称为化学不完全燃烧损失热量。化学不完全燃烧损失热量的百分数，简称为化学不完全燃烧损失，用q3表示。燃料的挥发物含量、炉膛温度、炉内汽流混合情况，也与化学不完全损失有关。21、机械不完全燃烧损失燃料在锅炉中燃烧时，常常有一部分可燃物没有能够烧尽，随飞灰和灰渣一起排出炉外，这部分损失的热量，称为机械不完全燃烧损失热量。机械不完全燃烧损失热量百分数，简称为机械不完全损失。用q4表示。机械不完全损失由三部分组成。（1）灰渣损失。未燃烬的燃料与灰一同排入灰斗所造成的损失。（2）飞灰损失。未燃烬的燃料与灰在一起随烟气排出，经除尘器时，大部分落下，小部分随烟气从烟囱排出，所造成的损失。（3）漏煤损失。链条炉中有此项损失，即未能完全燃烧的煤漏入灰斗所造成的损失。煤粉炉中没有此项损失。机械不完全燃烧损失是锅炉各项损失中的主要热损失之一，仅次于排烟损失。对于固态排渣煤粉炉，机械不完全燃烧损失约为1.5%。影响机械不完全燃烧损失的因素有“燃料的性质、煤粉细度、燃烧方式、炉膛结构、锅炉负荷以及运行操作水平等。对于飞灰占燃料灰分很大比例的煤粉炉，飞灰的机械不完全燃烧损失占主要成分。煤中所含的灰分越小、水分越小、挥发分越多、煤粉越细，则机械不完全燃烧损失就越小。不同的锅炉，燃料灰分的分配比例不同，灰分的分配比例称为灰比。计算机械不完全燃烧损失时应首先算出灰渣、漏煤、飞灰三部分的机械不完全燃烧损失，三者之和即为全部的机械完全燃烧损失。灰渣的机械不完全燃烧损失百分数计算公式如下：漏煤的机械不完全燃烧损失百分数计算公式如下飞灰的机械不完全燃烧损失百分数计算公式如下上述公式中：32866残碳（可燃物）的发热量（千焦/千克）燃料的应用基灰分含量重量百分数（%）、灰渣、漏煤、飞灰的灰比。、灰渣、漏煤、飞灰中的可燃物含量重量百分比（%）煤的应用基低位发热量（千焦/千克）则机械不完全燃烧损失按下式计算：22、灰渣物理损失大块灰渣落入灰斗时，还是炽热的，它所带走的热量称为灰渣物理损失热。灰渣物理损失热量的百分数，称为灰渣物理损失，用q6表示。由于q6数字很小，所在一般试验事计算中常忽略不计。23、散热损失锅炉的散热损失，是指炉墙、构架、管道和其它附件向周围散发的热量损失。散热损失热量的百分数，称为散热损失。用q5表示。散热损失一般通过试验，先求得锅炉正平衡效率，排烟损失q2，化学不完全燃烧损失q3和机械不完全燃烧损失q4后，才能求出。q5=100-(+q2+q3+q4)%锅炉由于结构、保温状况的差别，其散热损失亦有很大差别。24、汽水损失率火力发电厂的汽水损失是一项重要的热损失。汽水损失率是指发电汽水损失量占锅炉蒸发量的百分数。用以计算和考核发电厂设备泄漏状况。计算单位为“%”，计算公式为：发电厂汽水损失量发电锅炉补充水量（对外供汽量电厂自用汽量对外供水量锅炉排污量）冷凝水返回量锅炉排污量如无表计计量，一般按锅炉总蒸发量的1%计算。25、全厂补充水率定额值与实际值计算汽水损失量时，由于表计不全或误差，全厂汽水损失率很难准确计算，故全厂补充水率是发电厂一个重要的技术经济指标，也是重要的考核指标之一。补充水率是指全厂计算期发电补充水量与锅炉蒸发量的比率，计算单位为“%”，计算结果一般取两位小数。计算期且全厂补充水率实际值计算公式如下：全厂补水率定额值（%）计算期全厂补充水率实际值计算公式如下：计算期全厂补水率（%）计算发电厂补充水率时应注意以下问题：（1）发电机组的凝结器注水查漏，锅炉打压，查漏等非正常运行时的用水量应从补水总量中剔除。（2）发电厂供给生产及用非生产场所的暖汽、浴池加热用汽、蒸汽茶炉、炊具用汽及对外供热等非发电直接用水、汽应按有无凝水回水的方式的用水、汽量从补水总量中剔除。（3）一般考核全厂的补充水率，单机组的补充水率只做为内部考核和有目的进行查漏的依据。附件2：机组主要技术经济指标及设计值1、锅炉主要设计参数表1 锅炉主要设计参数序号名称单位值(bmcr)备注1过热器出口蒸汽流量t/h19442过热器出口额定蒸汽压力mpa24.73汽机主汽门前压力mpa24.24过热器出口额定蒸汽温度5715汽机主汽门前温度5666再热器出口蒸汽流量t/h1588.57再热器出口蒸汽温度5698汽机中联门前温度5669再热器出口蒸汽压力mpa4.4910汽机中联门前压力mpa4.4611再热器进口蒸汽温度32712高压缸排汽压力mpa4.8613再热器进口蒸汽压力mpa4.6714省煤器入口给水温度28915省煤器入口给水压力mpa27.216空预器入口一次风温2317空预器入口二次风温2318空预器出口一次风温32519空预器出口二次风温33320锅炉排烟温度11821锅炉效率(设计煤种)%93.72按低位热值22炉膛容积m31840023炉膛容积热负荷kw/ m38424炉膛断面热负荷mw/ m24.52、锅炉设计设计煤质资料表2 设计煤质资料序号项目符号单位设计煤种校核煤种1全水份mar%7.975.932空气干燥基水份mad%0.470.633收到基灰份aar%22.319.554干燥无灰基挥发分vdaf%14.4215.745收到基碳car%62.4567.006收到基氢har%3.093.237收到基氧oar%3.203.068收到基氮nar%0.650.969收到基全硫st.ar%0.350.2710高位发热量qgr.arkj/kg246002620011低位发热量qnet.arkj/kg236002524012焦渣特性crc4313哈氏可磨指数hgi828614冲刷磨损指数ke0.940.3615原煤粒径mm=30150018灰软化温度st150019灰熔融温度ft3、汽轮机主要技术参数表3 机组主要设计参数序号项目规范1型号tc4f-402型式超临界中间再热三缸四排汽凝汽式汽轮机3制造厂日本日立公司4额定功率600 mw5最大连续功率646.2 mw6最大功率671.6 mw7能力工况功率（tgr）600 mw8额定主蒸汽参数24.2 mpa/566 (主汽门前)9额定再热蒸汽温度566 10额定转速3000 r/min11额定背压4.4/5.4 kpa12额定工况给水温度279.413给水泵驱动方式250bmcr汽动给水泵，备用泵为130bmcr电动调速给水泵。14回热级数三个高加、一个除氧器、四个低加15额定工况蒸汽流量1692.5t/h16额定工况保证热耗7527 kj/kwh4、发电机主要技术参数表4 发电机主要设计参数序号名称单位规范1发电机型号tflqq-kd2额定容量snmva6703额定功率pnmw6034最大连续输出功率gmcrmw6036额定功率因数cosn0.9（滞后）7定子额定电压unkv228定子额定电流ina175839额定频率fnhz5010额定转速nnr/min300011额定励磁电压ufnv43412额定励磁电流ifna429713空载励磁电压v15114空载励磁电流a149415短路比 scrn.l.t. 0.5416直轴同步电抗xdpu1.8517交轴同步电抗xqpu2.018直轴暂态同步电抗xdpu0.2419交轴暂态同步电抗xqpu0.4220稳态负序电流i2%821暂态负序电流10（t120s）22定子线圈接线方式yy23满载效率%98.924冷却方式水氢氢25绝缘等级f26额定氢压mpa(g)0.41427极对数228发电机漏氢量nm3/24h1430励磁方式自并激静止可控硅励磁31制造厂家日本日立公司附件3：影响节能指标主要因素分析参考图1、影响锅炉效率的主要指标和因素2、影响汽轮机效率的主要指标和因素3、影响厂用电的主要指标和因素附件4：机组小指标影响量参考值1、600mw超临界机组序号参数名称单位变化量影响煤耗（g/kwh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1主汽压力mpa10.33-0.102主汽温度101.05-0.333再热温度100.8-0.254凝汽器背压kpa12.350.745循环水温度10.60.196凝结水过冷度100.510.167给水温度100.90.288高压缸效率%10.5-0.169中压缸效率%10.6-0.1910低压缸效率%11.4-0.4411补水率（补水至凝汽器）%10.540.1712主蒸汽管道处泄漏t/h10.280.0913再热冷段处泄漏t/h10.140.0414再热热段处泄漏t/h10.220.0715高压加热器组解列7.52.3616飞灰可燃物%11.22-0.3617排烟温度101.6-0.4718排烟氧量%10.88-0.2619厂用电率%13.22、600mw亚临界湿冷机组序号参数名称单位变化量影响煤耗（g/kwh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1主汽压力mpa11.4-0.422主汽温度100.66-0.203再热温度100.76-0.234凝汽器背压kpa13.41.035循环水温度10.70.216凝结水过冷度100.40.127给水温度101.50.458高压缸效率%10.6-0.189中压缸效率%10.67-0.2010低压缸效率%11.32-0.4011补水率（补水至凝汽器）%10.580.1712主蒸汽管道处泄漏t/h10.280.0813再热冷段管道处泄漏t/h10.140.0414再热热段管道处泄漏t/h10.220.0715高压加热器组解列10.23.0816排污率(不回收)%11.710.52-0.4817定排泄漏%11.68-0.4718飞灰可燃物%11.28-0.3619排烟温度101.7-0.4720排烟氧量%10.93-0.2721厂用电率%13.43、600mw亚临界空冷机组序号参数名称单位变化量影响煤耗（g/kwh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1主汽压力mpa12-0.582主汽温度100.9-0.263再热温度100.77-0.224凝汽器背压kpa11.080.315循环水温度10.70.206凝结水过冷度100.40.127给水温度101.50.438高压缸效率%10.6-0.179中压缸效率%10.67-0.1910低压缸效率%11.32-0.3811补水率（补水至凝汽器）%10.580.1712主蒸汽管道处泄漏t/h10.280.0813再热冷段管道处泄漏t/h10.140.0414再热热段管道处泄漏t/h10.220.0615高压加热器组解列10.22.9516排污率(不回收)%11.710.49-0.4617定排泄漏%11.68-0.4518飞灰可燃物%11.28-0.3419排烟温度101.7-0.4520排烟氧量%10.93-0.2721厂用电率%13.44、350mw级机组序号参数名称单位变化量影响煤耗（g/kwh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1主汽压力mpa10.33-0.102主汽温度101.05-0.333再热温度100.8-0.254凝汽器背压kpa12.350.745循环水温度10.60.196凝结水过冷度100.510.167给水温度100.90.288高压缸效率%10.5-0.169中压缸效率%10.6-0.1910低压缸效率%11.4-0.4411补水率（补水至凝汽器）%10.540.1712主蒸汽管道处泄漏t/h10.280.0913再热冷段处泄漏t/h10.140.0414再热热段处泄漏t/h10.220.0715高压加热器组解列7.52.3616飞灰可燃物%11.22-0.3617排烟温度101.6-0.4718排烟氧量%10.88-0.2519厂用电率%13.25、300mw级机组序号参数名称单位变化量影响煤耗（g/kwh）影响热耗率（）影响锅炉效率（）1主汽压力mpa11.77-0.522主汽温度100.91-0.273再热温度100.8-0.244凝汽器背压kpa13.20.945循环水温度10.80.246凝结水过冷度100.420.127给水温度100.44