华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准.doc

精品文档Q/HN中国华能集团公司企业标准Q/HN10000.08.0012011华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准（试行）20110315发布 20110315实施 中国华能集团公司 发布目 次前 言21 范围22 规范性引用文件23 基础、技术及设备管理24 资源消耗指标25 环保指标26 考核与验收27 附则2附录A 优秀节约环保型燃煤发电机组主要资源消耗指标2附录B 优秀燃煤发电机组能耗小指标及辅机耗电率控制值2附录C 全厂发电新鲜水耗考核基准值2附录D 供热机组基准值考核及修正计算2附录E 发电煤耗和发电厂用电率基准值修正计算2附录F 优秀节约环保型燃煤发电厂申报表2附录G 优秀节约环保型燃煤发电厂考核验收报告2前 言为贯彻落实华能集团公司绿色发展行动计划（2010-2020年）、中国华能集团公司创建节约环保型企业规划（2010-2015年），积极应对全球气候变化，进一步提高能源转化效率，全面建设优秀节约环保型燃煤发电厂，保持公司总体能耗指标和主力机型能耗指标的行业领先地位，制订本标准。本标准由中国华能集团公司提出并归口。本标准起草部门：西安热工研究院有限公司。本标准主要起草人：胡式海、张怀铭、罗发青、曾德勇、景振涛、杨寿敏、王生鹏。本标准批准人：寇伟本标准由中国华能集团公司负责解释。本标准首次发布。华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准1 范围本标准规定了中国华能集团公司优秀节约环保型燃煤发电厂必须具备的基础管理、技术管理、设备管理条件和必须达到的资源消耗及环保指标。本标准适用于华能集团公司管理的机组单机容量300MW及以上的燃煤发电厂。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本标准，然而，鼓励使用本标准的各方可采用这些文件的最新版本，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB13223-2003 火电厂大气污染物排放标准GB/T23331-2009 能源管理体系要求DL/T606 火力发电厂能量平衡导则DL/T783 火力发电厂节水导则DL/T932 凝汽器与真空系统运行维护导则DL/T567 火力发电厂燃料试验方法3 基础、技术及设备管理电厂在成功创建节约环保型燃煤发电厂的基础上，认真整改基础管理、技术管理、设备管理方面存在的问题，深入开展能耗指标创优活动，建立健全节能减排统计、监测、考核体系，建立起持续改进、追求卓越的节能减排管理体系和长效机制。在华能集团公司节约环保型燃煤发电厂标准及验收考核办法的基础上，就基础管理、技术管理、设备管理方面进一步提出如下要求。3.1 根据优秀节约环保型燃煤发电厂标准，分析存在的差距，制定科学、可行的创建规划、年度计划和工作目标。3.2 按照“对照先进、查错纠弊、持续改进、不断超越”的要求认真开展与同类型机组领先水平的对标工作，从设备治理、检修质量、运行指标、辅机耗电率、管理与考核等方面查错纠弊，制定改进目标，落实赶超措施和责任人，通过对标和持续不断的改进，促进机组能耗指标达到同类型机组的领先水平。3.3 进一步加强计量和统计管理工作，运行参数及煤、水、油、电等主要耗能指标的原始记录和统计台帐健全、数据准确，做到物料及能量平衡，开展反平衡校核与分析。加强入厂煤、入炉煤计量和煤场管理工作，做到计量、统计准确，入厂煤与入炉煤热值差不超过418kJ/kg。厂部每月对燃料进行盘点，从采购、计量、化验等方面查找盘盈、盘亏的原因，加强管理，严禁亏煤现象。3.4 厂部每月组织开展创建工作总结和节能环保分析工作，对上月工作完成情况进行盘点和考核，部署下月重点工作，实现闭环管理。 3.5 积极开展值际竞赛活动。以机组运行监测数据、统计数据、耗差分析数据为依据，在运行各值之间开展以机组各主要指标和运行小指标为对象的值际竞赛活动，这些指标包括发电煤耗、发电厂用电率、凝汽器真空、给水温度、主汽温度、再热汽温度、主汽压力、循环水泵耗电率（或空冷风机耗电率）、凝结水泵耗电率、电动给水泵耗电率、磨煤机单耗、制粉系统耗电率、脱硫系统耗电率、各风机耗电率、运行氧量、飞灰含碳量、排烟温度、减温水量等，实现精细化操作和机组的经济运行。各项运行指标及辅机耗电率达到或优于附件2提出的控制值目标。3.6 认真落实华能火力发电机组节能降耗技术导则、华能火力发电机组节电技术导则提出的各项节能节电措施。对于机组供电煤耗高于优秀燃煤发电厂基准值5g/(kWh)，或发电厂用电率高于基准值0.5个百分点，以及新投产机组，应进行节能诊断分析工作。 3.7 要按有关规定定期开展性能试验，加强试验管理，严格按照有关标准进行试验，确保试验结果准确，要以未修正的试验数据来评判设备性能。机组大修前后要进行锅炉性能、汽轮机性能试验，新机组投产后要及时进行燃烧调整试验及给水泵、循环水泵、凝结水泵及送风机、引风机、增压风机等主要辅机的性能试验。3.8 持续开展机组的优化运行。煤质偏离设计值较大时应进行制粉及燃烧系统优化调整试验。定期对系统和设备性能进行耗差分析，进行不同负荷运行方式的优化调整试验，机组按优化运行曲线运行。定期进行机组“冷端”系统经济性诊断试验和运行方式优化，使机组在良好真空下运行，凝汽系统和循环冷却系统按优化方式运行。3.9 贯彻落实中国华能集团公司电力技术监督管理办法、火力发电厂金属监督技术标准等12项技术标准的要求，发电企业技术监督制度、标准健全适用，技术监督体系有效运转。根据中国华能集团公司技术监督动态检查管理办法的有关规定开展动态检查，检查出的问题及时得到整改。提高机组控制水平，机组协调投入率及调节品质达到或超过有关标准要求。3.10 贯彻落实集团公司颁布的电力检修管理办法和电力生产资本性支出项目管理办法，完善管理制度，进一步规范机组检修和技改项目管理，强化目标管理和过程质量控制，开展检修、更新改造项目的后评价工作。机组检修后，影响机组安全经济性的设备缺陷得到彻底根除。机组A/B级检修后的安全质量水平达到“全优”标准，汽轮机热耗率、锅炉效率、供电煤耗、厂用电率等指标要达到附件1、2的要求。3.11 认真开展状态检修工作，实施融故障检修、计划检修和状态检修相结合的检修管理模式，优化安排检修项目和计划，严格控制计划检修间隔，合理控制检修时间。有效利用机组停备时间开展设备消缺和维护工作。机组等效可用系数达到行业先进水平。3.12 认真开展环保技术监督工作，环保设施检修、运行规程齐全。加强环保设施的检修质量和优化运行管理，对“小马拉大车”的环保设施进行增容改造，加强入炉煤硫份、灰份控制，确保关闭脱硫系统烟气旁路挡板。烟气在线监测装置（CEMS）要安装在混合烟道处，规范CEMS系统和仪器仪表的日常管理，定期开展比对校验工作，对生产数据和CEMS监测数据进行逻辑分析和审核，确保监测数据的准确性和有效性。电厂生产运行台账、脱硫DCS系统记录参数及历史数据存储时间要满足环境保护部20098号文件的要求。4 资源消耗指标优秀节约环保型燃煤发电厂的供电煤耗、发电厂用电率须达到附件1相应指标。不同类型的发电水耗达到附件3相应指标。5 环保指标二氧化硫、氮氧化物、烟尘等大气污染物的排放应符合国家与地方规定的排放标准，实现长期稳定达标排放。废水实现达标排放，除灰水、工业废水实行闭式循环，工业废水回收利用率达到100%。灰渣、脱硫副产品石膏的综合利用率不低于当地平均水平。6 考核与验收6.1 优秀节约环保型燃煤发电厂的验收考核条件是：供电煤耗、发电厂用电率、发电水耗完成值优于本标准给出的考核值，各类污染物达标排放，没有发生环境保护事件，基础管理、技术管理、设备管理每项得分率不低于90%。6.2 供电煤耗、发电厂用电率的考核值是按照本标准给出的基准值和修正办法计算而得。6.3 企业根据本标准和华能集团公司节约环保型燃煤发电厂验收考核办法的要求，开展优秀节约环保型燃煤发电厂创建活动。企业自检合格后填写优秀节约环保型燃煤发电厂申报表（附件6）报区域、产业公司。区域、产业公司组织现场考核验收，填写优秀节约环保型燃煤发电厂考核验收报告（附件7）并报集团公司。6.4 集团公司采用报告审核和现场检查相结合的方式，考评合格后命名。6.5 优秀节约环保型燃煤发电厂实行动态管理，后续年度能耗指标达不到标准要求的，取消优秀节约环保型燃煤发电厂称号。7 附则7.1 到2015年底，单机容量300MW及以上的燃煤电厂均要建成优秀节约环保型燃煤发电厂，集团公司在年初下达本年度优秀节约环保型燃煤发电厂创建计划。7.2 本办法自发布之日起实施。17欢迎下载17欢迎下载17欢迎下载17欢迎下载。附录A(规范性附录) 优秀节约环保型燃煤发电机组主要资源消耗指标表A 优秀节约环保型燃煤发电机组主要资源消耗指标序号机组类型机组类型特点发电煤耗（参考值）g/(kWh)发电厂用电率%供电煤耗g/(kWh)等效可用系数 %无大修有大修11000MW级超超临界机组湿冷机组277.04.529090782600MW级超超临界机组上海汽轮机配上海、东方锅炉277.64.62919278上海汽轮机配哈尔滨锅炉279.54.62939278哈尔滨、东方汽轮机286.24.630092783600MW级超临界机组上海、哈尔滨、东方湿冷汽轮机289.04.63039278北重-阿尔斯通湿冷汽轮机286.24.63009278北重-阿尔斯通直接空冷汽轮机配汽动泵301.25.03179076上海、哈尔滨、东方直接空冷汽轮机配汽动泵306.95.03239076上海、哈尔滨、东方间接空冷汽轮机配汽动泵302.74.831890764600MW级亚临界机组湿冷机组302.45.23199278直接空冷汽轮机配电动泵310.17.73369076直接空冷汽轮机配汽动泵315.05.433390765俄制500MW超临界机组湿冷机组304.64.832092786350MW级超临界机组湿冷机组298.35.03149278直接空冷汽轮机配汽动泵314.45.333290767进口350MW级亚临界机组南通一期、大连一期、福州一期306.64.23209280南通二期、大连二期、福州二期、丹东电厂300.84.23149280日照一期305.05.03219280上安一期310.44.23249280珞璜一、二期307.85.03249280岳阳一期300.77.232492808国产350MW亚临界机组配汽动泵307.85.332592809国产330MW亚临界机组配电动泵299.77.83259280配汽动泵306.85.3324928010俄制325MW超临界机组湿冷机组307.85.3325928011俄制320MW亚临界机组实施汽轮机通流和给水泵改造307.85.33259280配电动泵304.37.8330928012国产300MW亚临界机组2009年前投运309.75.332792802009年及以后投运和2009年以后实施汽轮机通流改造307.85.33259280循环流化床空冷配电动泵332.09.33668876空冷配电动泵319.28.03479076早期投运的国产300MW机组2009年及以后实施汽轮机通流改造307.85.332592802009年前实施汽轮机通流改造311.65.33299280贫煤直流锅炉改烧烟煤锅炉311.65.33299280贫煤直流锅炉未改烧烟煤锅炉317.95.43369280说明：1 附件A给出了华能集团公司不同容量各种类型燃煤发电机组发电煤耗、发电厂用电率、供电煤耗基准值。当机组燃用烟煤，安装脱硫装置而未安装脱硝装置，燃煤收到基含硫量2%，年出力系数0.75时机组应完成的发电煤耗、发电厂用电率和供电煤耗值称为基准值。当不满足以上某一条件时，应进行相应的修正，见附件E“发电煤耗和发电厂用电率基准值修正计算”。经修正计算后的发电厂用电率和供电煤耗称为考核值。2 对于安装选择性催化还原（SCR）脱硝装置的机组，发电煤耗基准值不变，当机组容量为600MW及以上时，发电厂用电率基准值增加0.15个百分点；当机组容量为600MW以下时，发电厂用电率基准值增加0.2个百分点。对于安装选择性非催化还原（SNCR）脱硝装置的机组发电煤耗基准值不变，发电厂用电率基准值增加0.1个百分点。3 未特别指明机组属空冷机组时，机组类型均为湿冷机组。无特别说明给水泵配置方式时，机组配置汽动给水泵。4 供热机组考核指标为供热机组发电厂用电率、供电煤耗、供热煤耗，发电煤耗作为参考。供热机组供热煤耗考核值及发电煤耗基准值修正计算参照附件D“供热机组基准值考核及修正计算”。5 对于脱硫装置实施合同能源管理的机组，在实施合同能源管理期间，因脱硫装置耗电量计入脱硫公司消耗，当机组容量在300MW等级时，在同类型机组发电厂用电率基准值的基础上减少1.2个百分点；当机组容量在600MW等级及以上时，在同类型机组发电厂用电率基准值的基础上减少1.1个百分点。6 因实施重大技改项目延长机组停运时间，根据可靠性管理有关规定计算机组等效可用系数。7 对于设计和燃用无烟煤机组或褐煤机组、燃煤热值偏低、配备钢球磨煤机和双进双出钢球磨煤机、出力系数等修正计算参考附件E“发电煤耗和发电厂用电率基准值修正计算”。同时，供电煤耗基准值根据修正后的结果相应进行调整。8 当采用汽动引风机时，发电厂用电率基准值降低0.7个百分点，供电煤耗基准值不变，发电煤耗基准值相应调整。9 俄制500MW超临界机组的供电煤耗、厂用电率基准值为不包含脱硫设施，并不进行煤质修正。10 当燃煤收到基含硫量大于2%时，发电厂用电率基准值由集团公司安全监督与节能环保部核定后给出。11 间接空冷机组可根据投产后性能试验结果调整供电煤耗基准值，发电煤耗基准值相应调整。附录B(规范性附录) 优秀燃煤发电机组能耗小指标及辅机耗电率控制值表B 优秀燃煤发电机组能耗小指标及辅机耗电率控制值参数名称100%负荷75%负荷600MW1000MW超超临界汽轮机热耗率上海1000MW级超超临界湿冷汽轮机7320kJ/(kWh)东方1000MW级超超临界湿冷汽轮机7350kJ/(kWh)上海680MW级超超临界湿冷汽轮机7350kJ/(kWh)东方600MW级超超临界湿冷汽轮机7450kJ/(kWh)哈尔滨600MW级超超临界湿冷汽轮机7450kJ/(kWh)600MW级超临界汽轮机热耗率超临界湿冷汽轮机7600kJ/(kWh)超临界直接空冷汽轮机（ALSTOM）7930kJ/(kWh)超临界直接空冷汽轮机（非ALSTOM）8050kJ/(kWh)超临界间接空冷汽轮机7900kJ/(kWh)600MW级亚临界汽轮机热耗率进口亚临界湿冷汽轮机性能保证值+100kJ/(kWh)国产亚临界湿冷汽轮机7900kJ/(kWh)亚临界直接空冷汽轮机（汽动泵）8250kJ/(kWh)亚临界直接空冷汽轮机（电动泵）8150kJ/(kWh)350MW级超临界汽轮机热耗率超临界湿冷汽轮机7750kJ/(kWh)超临界直接空冷汽轮机（汽动泵）8220kJ/(kWh)350MW级亚临界汽轮机热耗率进口汽轮机性能保证值+100kJ/(kWh)国产汽轮机8000kJ/(kWh)300MW级亚临界汽轮机热耗率国产引进型300MW湿冷汽轮机8050kJ/(kWh)国产300MW湿冷汽轮机8100kJ/(kWh)国产300MW空冷汽轮机（电动泵）8200kJ/(kWh)2009年及以后投产及改造后的湿冷汽轮机7950kJ/(kWh)600MW1000MW超超临界锅炉效率1000MW级超超临界锅炉94%600MW级超超临界锅炉94%600MW级超临界和亚临界锅炉效率600MW级超临界和亚临界燃用烟煤锅炉93.5%600MW级超临界和亚临界燃用褐煤锅炉93.0%600MW级超临界和亚临界燃用贫煤锅炉93.0%600MW级超临界和亚临界燃用无烟煤锅炉92.0%300MW级超临界和亚临界锅炉效率350MW级超临界和亚临界燃用烟煤锅炉93.5%300MW级亚临界燃用烟煤锅炉93.0%300MW级亚临界燃用贫煤锅炉92.5%300MW级亚临界燃用无烟煤锅炉91.5%300MW级亚临界流化床锅炉89%主蒸汽温度100%负荷设计值75%负荷设计值再热蒸汽温度100%负荷设计值75%负荷设计值凝汽器真空度空冷机组85%湿冷机组94%空冷机组86%湿冷机组95%高中压平衡盘漏汽量（高中压合缸）2%2%凝汽器端差3.53.5加热器端差设计值设计值凝结水过冷度0.50.5给水温度100%负荷设计值75%负荷设计值真空系统严密性200Pa/min（湿冷）100Pa/min（空冷）再热器减温水量00排烟温度100%负荷设计值575%负荷设计值5飞灰含碳量燃用烟煤锅炉1%燃用贫煤锅炉4%燃用无烟煤锅炉6%燃用烟煤锅炉1%燃用贫煤锅炉4%燃用无烟煤锅炉6%机组补水率超（超）临界机组0.7%亚临界机组1.0%超（超）临界机组0.7%亚临界机组1.0%凝结水泵耗电率超超临界机组配置2100%凝结水泵0.20%超临界机组配置2100%凝结水泵0.18%亚临界机组配置2100%凝结水泵0.15%配置350%凝结水泵机组控制值在同类型机组的耗电率基础上增加0.03个百分点空冷机组在同类型机组的耗电率基础上增加0.02个百分点给水泵前置泵耗电率亚临界机组0.16%超临界机组0.19%超超临界机组0.20%空冷机组在同类型机组的耗电率基础上增加0.02个百分点电动给水泵耗电率（含前置泵）2.3%循环水泵耗电率受环境温度及运行操作方式影响较大，通常在0.65%0.75%空冷岛耗电率受环境温度及运行操作方式影响较大，通常在0.7%0.8%一次风机、送风机、引风机耗电率（燃用烟煤，不设脱硝装置）超（超）临界湿冷机组1.4%亚临界湿冷机组1.5%600MW空冷机组1.5%300MW空冷机组1.55%制粉系统耗电率1000MW超超临界烟煤机组0.35%600MW超（超）临界湿冷烟煤机组0.38%其他烟煤机组配中速磨煤机0.4%配钢球磨煤机燃用无烟煤机组1.1%电除尘器耗电率600MW及以上超临界机组0.20%其他机组0.25%脱硫系统耗电率600MW1000MW超（超）临界机组1.1%其他机组1.2%真空泵、冷却水泵、输煤皮带等其他辅机0.4%说明：不同类型汽轮机投产或揭缸提效后的热耗率应达到附件2给出的数值（通常高于汽轮机制造厂家提出的性能保证值0100kJ/(kWh)），并力争达到制造厂家提出的性能保证值，也是汽轮机检修质量控制目标值。附录C(规范性附录) 全厂发电新鲜水耗考核基准值表C 全厂发电新鲜水耗考核基准值单位：kg/(kWh)单机容量直流供水系统循环供水系统空冷系统300MW等级0.252.200.40350MW600MW以下0.212.100.35600MW级及以上0.182.050.32说明：1 采用直流供水、空冷系统的机组安装脱硫（脱硝）设施时，按脱硫（脱硝）系统设计水耗（脱硫系统水耗原则上不超过0.2kg/(kWh)）增加机组发电水耗考核值；循环供水系统的机组原则上采用循环水排污水作为脱硫（脱硝）系统用水。机组消耗的中水以及海水淡化水在发电新鲜水耗统计范围内。采用中水作为循环水补充水、且中水用量占全厂用水总量50%以上的电厂，发电水耗在基准值基础上增加0.15 kg/(kWh)。2 循环水补充水及排污水没有安装弱酸或反渗透等水处理设施的机组，机组发电水耗在基准值基础上增加0.25kg/(kWh)。附录D(规范性附录) 供热机组基准值考核及修正计算1 供热煤耗供热机组供热煤耗计算通过选定合理的热网换热器效率和管道效率，统计计算实际的锅炉效率，并根据统计出的供热量计算供热标煤消耗量，再计算供热比。也可以根据统计结果先计算供热煤耗，再计算供热标煤消耗量。供热煤耗作为供热机组的考核依据，原则上供热机组供热煤耗不超过以下限值，否则，应予以说明。供热煤耗不进行利用小时或出力系数修正。1.1 设计和燃用烟煤供热机组，燃煤热值在20MJ/kg以上，供热煤耗不大于38.5kg/GJ；1.2 燃用无烟煤机组或褐煤供热机组，或300MW及以上循环流化床供热机组，或燃煤热值在20MJ/kg及以下的供热机组，供热煤耗不大于39.5kg/GJ；1.3 机组燃用煤质过差，或供热量计量在用户端，供热煤耗不大于41.8kg/GJ。2 供热机组发电煤耗修正计算式中：为各类同容量纯凝汽机组发电煤耗基准值；取值如下：“以电定热” 双抽供热机组（华能北京热电厂），取0.0052；采用中、低压联通管抽汽供热机组，抽汽压力为0.30.6MPa，取0.0049；双抽供热机组，即中压缸抽汽供热机组（或采用中压缸尖峰采暖抽汽供热机组），或早期投运的东方汽轮机厂300MW纯凝汽机组改为供热机组（抽汽压力为0.70.8MPa），取0.0046；俄罗斯320MW纯凝汽机组改为供热机组，取0.0043；特殊供热机组，如采用高压缸排汽供热机组，该系数经集团公司安全监督与节能环保部核定后给出。3 参考统计计算方法3.1 选定合理的热网换热器效率和管道效率，统计实际运行锅炉效率，计算供热标煤消耗量。也可以先计算供热煤耗，再计算供热标煤消耗量。3.2 供热比3.3 供热煤耗3.4 发电煤耗其中： ：供热量，GJ；：供热标煤消耗量，吨； ：标煤消耗总量，吨； ：供热煤耗，kg/GJ； ：供热比； ：千瓦时； ：发电煤耗，g/(kWh)。附录E(规范性附录) 发电煤耗和发电厂用电率基准值修正计算1 燃煤煤种、热值及磨煤机配置1.1 对于设计和燃用无烟煤的机组，在同容量燃煤机组发电煤耗基准值基础上增加3.0g/(kWh)，发电厂用电率基准值增加0.5个百分点。1.2 对于设计和燃用贫煤的机组，或设计和燃用无烟煤和贫煤混煤的机组，在同容量燃煤机组发电煤耗基准值基础上增加2.0g/(kWh)，发电厂用电率基准值增加0.3个百分点。1.3 对于设计和燃用褐煤的机组，在同容量燃煤机组发电煤耗基准值基础上增加2.0g/(kWh)，发电厂用电率基准值增加0.4个百分点。1.4 对于设计燃煤热值在20MJ/kg及以上的机组，当实际燃煤热值高于20MJ/kg，不进行修正。燃煤热值较20MJ/kg每低于0.4MJ/kg，发电煤耗基准值增加0.25g/(kWh)，发电厂用电率基准值增加0.06个百分点。1.5 对于设计燃煤热值在20MJ/kg以下的机组，当实际燃煤热值每低于设计燃煤热值0.4MJ/kg，发电煤耗基准值增加0.25g/(kWh)，发电厂用电率基准值增加0.06个百分点。2 出力系数（负荷系数或平均负荷率）根据不同类型机组部分负荷设计性能和机组部分负荷性能试验结果，经统计分析计算提出了出力系数对发电煤耗基准值的修正计算公式。发电厂用电率是根据机组部分负荷厂用电率试验结果，经多台机组统计分析计算，提出了发电厂用电率基准值修正计算公式。当出力系数0.75时，出力系数对发电煤耗基准值变化量和发电厂用电率基准值变化量不进行修正；当出力系数0.75时，出力系数对发电煤耗基准值变化量和发电厂用电率基准值变化量修正计算见下式，其中：X为出力系数；Y为发电煤耗基准值变化量修正系数；Z为发电厂用电率基准值变化量修正系数。2.1 发电煤耗基准值变化量修正系数2.1.1 600MW1000MW级超超临界湿冷机组Y=0.145714X2-0.322143X+0.1596432.1.2 320MW600MW级超临界湿冷机组Y=0.206897X2-0.424138X+0.2017242.1.3 300MW600MW级亚临界汽动泵湿冷机组Y=0.194872X2-0.394872X+0.1865392.1.4 300MW级亚临界电动泵湿冷机组Y=0.157895X2-0.335526X+0.1628292.1.5 600MW级超临界汽动泵空冷机组Y=0.181818X2-0.383117X+0.1850652.1.6 600MW级亚临界汽动泵空冷机组Y=0.139683X2-0.314286X+0.1571432.1.7 300MW600MW级亚临界电动泵空冷机组Y=0.149533X2-0.323988X+0.1588792.2 发电厂用电率基准值变化量修正系数2.2.1 600MW1000MW级超超临界湿冷机组Z=1.043478X2-2.217391X+1.0760872.2.2 320MW600MW级超临界湿冷机组Z=1.166667X2-2.416667X+1.156252.2.3 300MW600MW级亚临界汽动泵湿冷机组Z=1.037037X2-2.185185X+1.0555562.2.4 300MW级电动泵湿冷机组Z=0.951899X2-2.111392X+1.0481012.2.5 600MW级超临界汽动泵空冷机组Z=1.076923X2-2.230769X+1.0673082.2.6 600MW级亚临界汽动泵空冷机组Z=1.037037X2-2.185185X+1.0555562.2.7 300MW600MW级亚临界电动泵空冷机组Z=0.878049X2-1.926829X+0.951223 发电煤耗考核值和发电厂用电率考核值发电煤耗考核值（1Y）发电煤耗基准值发电厂用电率考核值（1Z）发电厂用电率基准值基准值见附件1给出的数值。供热机组按同容量同类型机组的基准值进行出力系数修正。当机组为供热机组需要进行供热比修正；机组需要进行燃煤煤种、热值及磨煤机配置修正；机组需要进行出力系数修正时，应分别将供热比对发电煤耗基准值的修正量、燃煤煤种、热值及磨煤机配置对发电煤耗和发电厂用电率基准值的修正量、出力系数对发电煤耗和发电厂用电率的修正量相加，形成发电煤耗考核值和发电厂用电率考核值。4 供电煤耗考核值根据发电煤耗考核值和发电厂用电率考核值计算机组（或全厂）供电煤耗考核值。附录F(规范性附录) 优秀节约环保型燃煤发电厂申报表中国华能集团公司优秀节约环保型燃煤发电厂申报表单位名称: (盖章)报送日期: 年 月 日一、 基本情况电厂名称联系电话地址建厂时间全厂机组容量构成 MW基 础 数 据序号数 据 名 称机 组 编 号123456781铭牌功率 MW2设计参数 MPa/3制造厂家汽轮机锅炉发电机4锅炉设计效率 5汽轮机热耗率kJ/(kWh)6投产日期7燃煤设计情况低位发热量kJ/kg灰份挥发份硫份8给水泵配置（电泵 / 汽泵）9冷却方式（开 / 闭 / 空冷）10磨煤机(钢球磨/双进双出/中速磨)11燃烧方式(四角/对冲/W型/八角/其它)12脱硫方式(湿法/海水/流化床/其它)13脱硝方式(SCR/SNCR/其它)14电除尘(电除/电袋/其它)备注:制造厂家简称即可，如上锅、哈锅、东锅、上汽、哈汽、东汽等。二、全厂主要指标完成情况序号指标名称单位考核值实际完成值1年发电量万千瓦时2机组负荷率3发电煤耗g/(kWh)4发电厂用电率5供电煤耗g/(kWh)6发电新鲜水耗kg/(kWh)7二氧化硫排放浓度mg/Nm38氮氧化物排放浓度mg/Nm39烟尘排放浓度mg/Nm310机组等效可用系数11供热比12入炉煤年平均值低位热值MJ/kg挥发份硫份13工业废水回收利