煤粉细度(火电厂各类指标的释义与控制措施)

一

主要生产指标

（一）释义

1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。他是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。

供电煤耗=发电耗用标准煤量（克）/供电量（千瓦时）=发电耗用标准煤量（克）/发电量X（1-发电厂用电率）（千瓦时）

影响供电煤耗的主要生产指标：

1）锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉内热量的百分比。

2）空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量比。

3）主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度。

4）主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压力。

5）再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽温度。

6）排烟温度：排烟温度是指锅炉末级受热面（一般指）空气预热器后的烟气温度。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。

7）飞灰可燃物 ：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比（％）。

8）汽轮机热耗率 ：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。以机组定期或修后热力试验数据为准。

9）真空度 ：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数 。

10）凝汽器端差 ：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。

11） 高加投入率 ：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值 。

12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值（℃）。

13） 发电补给水率 ：是指统计期内汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。

2、综合厂用电率 ：是指统计期内综合厂用电量与发电量的比值，即：

综合厂用电率=(发电量/综合厂用电量)×100％。

综合厂用电量是指统计期内发电量与上网电量的差值，反应有多少电量没有供给电网。

辅机单耗：吸、送风机、制粉系统、给水泵、循环水泵、脱硫等。

3、发电燃油量 ：是指统计期内用于发电的燃油消耗量。

4、发电综合耗水率 ：是指发单位发电量所耗用的新鲜水量（不含重复利用水）。在统计耗水量时应扣除非发电耗水量。

5、100MW及以上机组A、B级检修连续运行天数 ：是指100MW及以上机组经A、B级检修后一次启动成功且连续运行天数，期间任何原因发生停机则中断记录。

6、等效可用系数 ：等效可用系数是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。

7、 机组非计划停运次数 ：机组非计划停运次数是指机组处于不可用状态且不是计划停运的次数。

（二）控制措施

1、深入开展能耗诊断，认真落实整改措施，不断提高能耗管理水平。

2、不断深化对标管理，通过运行优化、设备治理、科技创新、节能改造等技术手段，不断提高机组经济运行水平。

3、深化运行优化，加强耗差分析，确定最优经济运行方案，合理调整运行方式；

4、全面推行经济调度，明确各台机组调度顺序，提升机组安全、经济运行水平；

5、深化主辅网小指标竞赛，充分调动运行人员认真监盘、精心调整的积极性，确保设备在最优状态下运行；

6、加强节油管理，严格控制助燃用油，降低发电成本；

7、加强燃煤掺配及锅炉燃烧调整，从煤种配比、风量配比、煤粉细度等方面合理优化，提高锅炉燃烧效率。

二

主要运营指标

（一）释义

1、计划发电量 ：指集团公司下达给各二级单位的燃煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）；二级单位下达给各电厂的燃煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）。

2、实际发电量 ：是指统计期发电机实际发出的电能量。

3、发电利用小时 ：是指统计期发电量与机组平均容量的比值。

4、计划停运小时：是指统计期机组A、B、C、D类计划检修的时间。

5、非计划停运小时 ：是指统计期设备存在故障或缺陷，机组在计划停运以外没有运行的状态时间。

6、停机小时 ：是指统计期所有停运小时之和，即计划停运小时、非计划停运小时、缺煤停运小时、市场原因停运小时、电网原因停运小时、其它原因停运小时之和。

7、等效可用系数：是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。

等效可用系数=等效可用小时/统计期日历小时=（可用小时-等效降出力停运小时）/统计期统计期日历小时X100%

8、机组等效强迫停运率：是指计算期内机组强迫停运小时与全部第1、2、3类非计划降出力等效停运小时之和除以机组运行小时、强迫停运小时、全部第1、2、3类非计划降出力等效停运小时三者之和的比值。

（二）控制措施

1、认真做好电量计划争取工作，重点做好迎峰度夏、迎峰度冬期间电量、电价的争取工作；

2、加强政策研究，积极争取有利政策；

3、密切关注市场动态，积极争取有效益的外送电量和转移电量、交易电量；

4、加强与网、省两级调度联系，合理安排检修技改，全力实现稳发多发，努力提高利用小时；

5、及时掌握网上需求，提高负荷接带响应速度，在确保安全的前提下尽量压上限运行；

6、切实做好日负荷争取工作，把电量分解到每台机组，落实到每个小时，以日促周、以周保月，确保全年电量目标圆满完成。

7、开展电量优化工作，提高发电收益。

8、密切关注省内脱硝电价进展情况，及早争取脱硝电价。

9、加强一次调频和AGC的运行管理，提高动作合格率，避免电网考核。

（三）防止非计划停运措施

1、加强运行分析与管理，全面提升机组运行稳定性

1）加强运行分析，提高操作水平

加强设备运行监视与运行分析，做到勤调整、勤分析，提高机组运行的可靠性和经济性。

运行部门管理人员加强对运行设备及参数的定期巡视，做好系统运行方式的合理性、特殊运行方式风险性的分析，并制定相应的事故预案。

认真分析讨论各异常事件，及时采取反事故措施，防止各类事故的重复发生。

2）强化培训，抓好基础管理

组织开展机组的仿真机模拟操作培训，提高员工反事故应急能力、事故处理过程各岗位的协调、沟通能力。

在班组中签订师徒合同，全面提高运行人员理论及技能水平。继续定期开展技术讲课，并对当月异常事件进行分析讲解，以点带面，深刻剖析事故原因，并及时制定预控措施，避免同类事故再次发生。

针对本年度技改情况进行专项培训，使员工能尽快掌握设备的特性。

3）坚持“两票三制”，落实风险预控，提高巡检水平，做到重点预防。

认真执行“工作票、操作票”制度，防止“误操作”的事件发生。

按照制定的巡检路线，加强巡检力度，及时发现机组存在的缺陷。坚持定期召开安全会的形式，坚持不懈的进行安全思想教育。加强安全管理和风险预控，把班组风险分析、事故预控、危险点提示常态化。

做好“迎峰度夏”、“迎峰度冬”工作。

2、加强燃煤(油)采购与质检，优化配煤方式，保证机组安全稳定

加强燃煤（油）采购，强化燃料入厂监督，确保机组燃料供应加强入厂、入炉煤质量检验监督，为合理掺配提供依据。

合理掺配燃煤，加强煤场管理，提高输煤设备可靠性。

3、加强设备管理，全面提高设备健康水平

严格执行设备缺陷管理制度与风险预控管理制度，认真做好每日机组巡检及定期设备隐患排查工作，巡检或设备试转过程中发现的重大缺陷、隐患及时联系维护消除，尽可能地将缺陷和隐患消除在萌芽状态，暂时不具备消除条件的，制定防范措施和应急预案，并研究治理措施，避免隐患扩大。

4、针对性开展机组运行健康状况技术诊断，加强日常技术监督管理，提高设备运行的可靠性。

做好机组的日常技术监督，包括指标异常、定期试验、机组测振分析、在线运行管理系统的维护等，利用现代化的管理手段，通过运行分析、风险评估，及时发现影响机组经济稳定运行的不安全因素、系统设备缺陷，及时制定运行调整控制措施。

对于技术监督发现的问题，要认真落实，及时整改，把事故消灭在萌芽状态，做到重大隐患早发现、早报告、早预防、早治理，力争使设备状况受控、在控，有计划地停机检修消缺，为拒绝“非停”奠定基础 。

三

主要燃料指标

（一）释义

1、入厂标煤量 ：入厂标准煤量是指统计期内所购原煤折合到标准煤的吨数。

入厂标煤量=（当月入厂煤实收数量×当月入厂煤热值电厂月度入厂标煤量）/29271

我国目前采用标准煤为能源的度量单位，即每千克标准煤为29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源 。

2、入厂标煤单价 ：入厂标煤单价是指统计期内所购原煤折合到单位标准煤量的平均价格（不含税）。

电厂月度入厂标煤单价= 当月入厂原煤综合价（不含税）×29271/当月入厂煤热值

3、入厂煤热值：入厂煤热值是指统计期内入厂煤低位发热量的加权平均值。

4、入炉煤热值 ：入炉煤热值是指统计期内入炉煤低位发热量的加权平均值。

5、入厂入炉煤热值差 ：入厂入炉煤热值差是指统计期入厂煤热值与入炉煤热值之差。

（二）控制措施

1、在提高重点合同煤量、应对电煤价格并轨的前提下，采取灵活策略，积极开辟周边和省外煤源，加大市场煤采购力度，建立长期、稳定、可靠、质量优、价格低的煤炭供应渠道，保障发电用煤，优化供煤结构。

2、密切关注区域电煤市场走势，加强日成本分析，以标煤单价最优为原则及时调整煤炭采购结构。要继续发挥燃料监督中心作用，加大燃料管理的监督、考核力度，强化厂内燃料全过程管理，确保责任落实到人、措施落实到位，堵塞管理漏洞，减少损耗；

3、加强考核，严控入厂入炉煤热值差，最大限度降低燃料成本。