火力发电厂技术经济指标计算方法
（DL/T 904-2004）
目 次
前言 1 范围
2 规范性引用文件 3 燃料技术经济指标 4 锅炉技术经济指标
5 锅炉辅助设备技术经济指标 6 汽轮机技术经济指标
7 汽轮机辅助设备技术经济指标 8 燃气—蒸汽联合循环技术经济指标 9 综合技术经济指标 10 其他技术经济指标
前 言
本标准是根据原国家经济贸易委员会《关于下达1999年电力行业标准制、修订计划项目的通知》（电力[1999]40号文）安排制定的。本标准是推荐性标准。
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。
该标准涉及到火力发电厂发电生产全过程的技术经济指标计算，按火力发电厂的生产流程进行编写，共分燃料、锅炉、锅炉辅助设备、汽轮机、汽轮机辅助设备、燃气—蒸汽联合循环、综合、其他等8个方面的技术经济指标。
本标准具有一定的理论深度和广度，有较强的实用性和可操作性，利于促进电力工业火力发电厂技术经济、节能管理的提高和技术进步，也有利于加强管理，科学规范火力发电厂技术经济指标体系和分析体系。
本标准由中国电力企业联合会标准化部提出。
本标准由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会和电力行业电站锅炉标准化技术委员会归口管理。
本标准起草单位：大唐国际发电股份有限公司、华北电力科学研究院有限责任公司、华北电网公司、浙江省能源集团有限公司等单位。
本标准主要起草人：祝宪、杜作敏、王刚、伍小林、杨顺虎、林英、蒋明昌。 本标准委托大唐国际发电股份有限公司及华北电力科学研究院解释。
火力发电厂技术经济指标计算方法
1 范围
本标准规定了火力发电厂技术经济指标的计算方法。
本标准适用于火力发电厂技术经济指标的统计计算和评价。 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）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使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。
GB/T 211 煤中全水分的测定方法 GB/T 212 煤的工业分析方法 GB/T 213 煤的发热量测定方法
GB/T 214 煤中全硫的测定方法 GB/T 219 煤灰熔融性的测定方法 GB/T 260 石油产品水分测定法
GB/T 268 石油产品残炭测定法（唐氏法） GB/T 380 石油产品硫含量测定法（燃灯法） GB/T 384 石油产品热值测定法
GB/T 388 石油产品硫含量测定法（氧弹法） GB 474 煤样的制备方法 GB 475 商品煤样采取方法 GB /T 476 煤的元素分析方法 GB /T 508 石油产品灰分测定法 GB /T 510 石油产品凝点测定法
GB /T 2565 煤的可磨性指数测定方法（哈德格罗夫法）
GB /T 2624 流量测量节流装置 用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量 GB /T 8117 电站汽轮机热力性能验收规程
GB /T 8916 三相异步电动机负载率现场测试方法 GB /T 10184 电站锅炉性能试验规程
GB /T 11061 天然气中总硫的测定 氧化微库仑法
GB /T 11062 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB /T 13609 天然气取样导则
GB /T 13610 天然气的组成分析 气相色谱法 DL /T 467 电站磨煤机及制粉系统性能试验 DL /T 569 船舶运输煤样的采取方法 DL /T 576 汽车运输煤样的采取方法
DL /T 5011 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇） JB /T 15885 燃气轮机液体燃料接收、储存和管理 JB /T 5886 燃气轮机气体燃料的使用导则
SY 7502 原油伴生气分析方法 低温冷凝取样色谱分析法 SY 7507 天然气中水含量的测定 电解法 3 燃料技术经济指标 3.1 燃料收入量
燃料收入量是指火力发电厂在统计期内实际收到供方所供应的燃料（燃煤、燃油、燃气）数量。它反映火力发电厂为了生产需要，通过国家配置、市场采购、带料加工等各种方法采购的燃料总数量，即
Bsr = Bdh + Bzj + Bdf + Bdl + Bsc + Bjw + Bqt （1）
式中：
Bsr——燃料收入量，t；
Bdh——全国订货合同燃料到货量，t； Bzj——国家增拨燃料到货量，t；
Bdf——地方供应合同燃料到货量，t； Bdl——带料加工燃料到货量，t； Bsc——市场采购燃料到货量，t； Bjw——计划外燃料到货量，t； Bqt——其他燃料到货量，t。 统计计算方法如下：
a）货票统计法：用货票数量相加所得；统计时按规定计算运损和盈亏吨。
b）实际计量法：用轨道衡、皮带秤等计量设备实际计量的燃料，按计量的结果进帐。
使用计量法时应按式（2）折算成含规定水分的到厂质量，即
（2）
式中：
Bgd——燃料含规定水分的到厂质量，t； Bgh——燃料过衡质量，t；
——到厂实际燃料收到基水分，％；
——规定燃料收到基水分上限，％。
3.2 燃料耗用量
燃料耗用量是指火力发电厂在统计期内生产和非生产实际消耗的燃料（燃煤、燃油、燃气）量，即
Bhy = Bfd + Bgr + Bfs + Bth （3）
式中：
Bhy——燃料耗用量，t； Bfd——发电燃料耗用量，t； Bgr——供热燃料耗用量，t； Bfs——非生产燃料耗用量，t； Bth——其他燃料耗用量，t。 3.3 燃料库存量
燃料库存量指火力发电厂在统计期初或期末实际结存的燃料（燃煤、燃油、燃气）数量，即
Bkc = Bsr – Bhy – Bys – Bcs – Btc + Bqc （4）
式中：
Bkc——燃料库存量，t； Bys——燃料运损量，t； Bcs——燃料存损量，t； Btc——燃料调出量，t； Bqc——期初存煤量，t。
3.4 燃料检斤量、检斤率、过衡率
燃料检斤量是指火力发电厂实际对所来燃料进行过衡和检尺验收的数量，即
Bjj = Bgh + Bjc （5）
式中：
Bjj——燃料检斤量，t； Bjc——燃料检尺量，t。
燃料检斤率是指燃料检斤量与实际燃料收入量的百分比，即
（6）
式中：
Ljj——燃料检斤率，％。
燃料过衡率是指燃料过衡量与实际燃料收入量的百分比，即
（7）
式中：
Lgh——燃料过衡率，％。 3.5 燃料运损率
燃料运损率是指燃料在运输过程中实际损失数量与燃料货票量的百分比，即
（8）
式中：
Lys——燃料运损率，％； Bhp——燃料货票量，t。
一般情况下运损按如下定额值选取：铁路运输为1.2％；水路运输为1.5％；公路运输为1％；水陆联合运输为1.5％；中转换装一次增加1％。
火力发电厂也可根据燃料品种、运输距离、运输方式、中转情况以及季节的不同，实际测定各种燃料的运损率。报上级主管单位批准后作为运损定额。 3.6 燃料盈吨量、盈吨率
燃料盈吨量是指燃料检斤量大于货票记载数量的部分即为盈吨，即
Byd = Bjj – Bhp （9）
式中：
Byd——燃料盈吨量，t。
燃料盈吨率是指燃料盈吨数量与实际燃料检斤量的百分比，即
（10）
式中：
Lyd——燃料盈吨率，％。 3.7 燃料亏吨量、亏吨率
燃料亏吨量是指燃料检斤量小于货票记载的数量，且超过合理运损量的部分。合理运损量按3.5中
的规定定额值选取，即
Bkd = Bjj – Bhp (1 – Lys) （11）
式中：
Bkd——燃料亏吨量，t。
燃料亏吨率是指燃料亏吨数量与实际燃料检斤量的百分比，即
（12）
式中：
Lkd——燃料亏吨率，％。 3.8 煤场存损率
煤场存损率指燃煤储存损失的数量与实际库存燃煤量的百分比，即
（13）
式中：
Lcs——煤场存损率，％。
一般情况下存损按不大于每月的日平均存煤量的0.5％计算，火力发电厂也可根据具体情况实际测定煤场存损率，报上级主管单位批准后做为存损计算依据。 3.9 燃料盘点库存量
燃料盘点库存量是指对燃料库存进行实际测量盘点的量，一般要通过人工盘点或通过仪器检测得出。人工盘点包括测量体积、测定堆积密度、计算收入量、计算库存量、调整水分差等工作。
3.10 燃料盘点盈亏量
燃料盘点盈亏量是指燃料实际盘点库存量与帐面库存量之差（t）。当燃料实际盘点库存量大于帐面燃料库存量时即为盈，当燃料实际盘点库存量小于帐面燃料库存量时为亏，即
Byk = Bpd – Bkc （14）
式中：
Byk——燃料盘点盈亏量，t； Bpd——燃料盘点库存量，t。 3.11 燃料检质率
燃料检质率是指对收到的燃料（燃煤、燃油、燃气）进行质量检验的数量与收入量的百分比，即
（15）
式中：
Ljz——燃料检质率，％； Bjz——燃料检质量，t。
燃料的质量检验按表1执行。
3.12 煤炭质级不符率
煤炭质级不符率是指到厂煤检质质级不符部分的煤量与燃料检质量的百分比，即
（16）
式中：
Lbf——煤炭质级不符率，％； Bbf——质级不符部分的煤量，t。 3.13 煤质合格率
煤质合格率是指到厂煤检质煤质合格部分的煤量与燃料检质量的百分比，即
（17）
式中：
Lhg——煤质合格率，％； Bhg——煤质合格煤量，t。 3.14 配煤合格率
配煤合格率是指达到入炉煤质要求的煤量与入炉煤总量的百分比，即
（18）
式中：
Lpm——配煤合格率，％； Bpm——配煤合格煤量，t； Brl——入炉煤量，t。 3.15 燃料亏吨索赔率
燃料亏吨索赔率是指火力发电厂向供方实际索回的亏吨数量与全部亏吨量的百分比，即
（19）
式中：
Lds——燃料亏吨索赔率，％； Bds——燃料亏吨索赔煤量，t。 3.16 燃料亏卡索赔率
燃料亏卡索赔率是指火力发电厂向供货方实际索回的质价不符金额与应索回的质价不符金额的百分比，即
Lks = (实际索回的质价不符金额／应索回的质价不符金额)×
100 （20）
式中：
Lks——燃料亏卡索赔率，％。 3.17 入厂标煤单价
入厂标煤单价是指燃料到厂总费用（煤价、运费及各种运杂费的总和）与对应的标准煤量的比值。入厂标煤单价包括含税入厂标煤单价和不含税入厂标煤单价，计算时分别以含税或不含税的费用进行计算，计算结果应标明含税（不含税）。计算式为
（21）
式中：
Rrc ——入厂标煤单价，元／t标煤； Krc ——燃料到厂总费用，元； Km ——燃料费用，元； Ky ——燃料运输费用，元； Kz ——燃料运杂费，元； Bb ——入厂标准煤量，t。 3.18 入厂煤与入炉煤热量差
入厂煤与入炉煤热量差是指入厂煤收到基低位发热量（加权平均值）与入炉煤收到基低位发热量（加权平均值）之差。计算入厂煤与入炉煤热量差应考虑燃料收到基外水分变化的影响，并修正到同一外水的状态下进行计算。计算式为
（22）
式中： Q ——入厂煤与入炉煤热量差，kJ/kg；
——入厂煤收到基低位发热量，kJ/kg；
——入炉煤收到基低位发热量，kJ/kg。
3.19 入厂煤与入炉煤水分差
入厂煤与入炉煤水分差是指入厂煤收到基全水分（加权平均值）与入炉煤收到基全水分（加权平均值）之差，即
（23）
式中：
——入厂煤收到基水分，％；
——入炉煤收到基水分，％；
——入厂煤与入炉煤水分差，％。
3.20 输煤（油）单耗、输煤（油）耗电率
输煤（油）单耗是指输煤（油）系统厂用电量与相应入炉原煤（油）总量之比，即
（24）
式中：
——输煤（油）单耗，kW·h/t；
——输煤（油）系统厂用电量，kW·h。
输煤（油）耗电率是指输煤（油）系统厂用电量与全厂发电量的百分比，即
100 （25）
式中：
——输煤（油）耗电率，％；
×
——全厂发电量，kW·h。
3.21 燃煤机械采样装置投入率
燃煤机械采样装置投入率是指在统计期内入厂（入炉）煤机械采样装置投入的时间与输煤皮带运行小时的百分比，即
Ljc =（机械采样投入时间 / 输煤皮带运行小时）×100 （26） 式中：
Ljc——机械采样装置投入率，％。 3.22 皮带秤校验合格率
皮带秤校验合格率是指皮带秤校验合格次数与皮带秤校验总次数的百分比，即
Lxy =（皮带秤校验合格次数 / 皮带秤校验总次数）×100 （27） 式中：
Lxy——皮带秤校验合格率，％。 4 锅炉技术经济指标 4.1 锅炉主蒸汽流量
锅炉主蒸汽流量是指锅炉末级过热器出口的蒸汽流量值（kg/h），如果没有流量计量装置，可以根据汽水系统的具体布置方式由进入锅炉省煤器的给水流量、过热器减温水流量、锅炉排污流量及锅炉自用抽汽流量等进行计算确定。
4.2 锅炉主蒸汽压力
锅炉主蒸汽压力是指锅炉末级过热器出口的蒸汽压力值（MPa）。应取锅炉末级过热器出口的蒸汽压力值。如果锅炉末级过热器出口有多路主蒸汽管，应取算术平均值。 4.3 锅炉主蒸汽温度
锅炉主蒸汽温度是指锅炉末级过热器出口的蒸汽温度值（℃）。应取锅炉末级过热器出口的蒸汽温度值。如果锅炉末级过热器出口有多路主蒸汽管，应取算术平均值。 4.4 锅炉再热蒸汽压力
锅炉再热蒸汽压力是指锅炉末级再热器出口的再热蒸汽压力值（MPa）。应取锅炉末级再热器出口的蒸汽压力值。如果锅炉末级再热器出口有多路再热蒸汽管，应取算术平均值。 4.5 锅炉再热蒸汽温度
锅炉再热蒸汽温度是指锅炉末级再热器出口的再热蒸汽温度值（℃）。应取锅炉末级再热器出口的蒸汽温度值。如果锅炉末级再热器出口有多路再热蒸汽管，应取算术平均值。 4.6 锅炉给水温度
锅炉给水温度是锅炉省煤器入口的给水温度值（℃）。应取锅炉省煤器前的给水温度值。 4.7 过热器减温水流量
过热器减温水流量是指进入过热器系统的减温水流量（kg/h）。对于过热器系统有多级减温器设置的锅炉，过热器减温水流量为各级过热器减温水流量之和。 4.8 再热器减温水流量
再热器减温水流量是指进入再热器系统的减温水流量（kg/h）。对于再热器系统有多级减温器设置的锅炉，再热器减温水流量为各级再热器减温水流量之和。 4.9 送风温度
送风温度是指锅炉空气系统风机入口处的空气温度（℃）。对于有两台送风机的系统，送风温度为两台送风机入口温度的算术平均值；对于采用热风再循环的系统，送风温度应为冷风与热风再循环混合之前的冷风温度。对于具有送风机风量和一次风机风量单独计量，可以采用风量加权平均的方式进行送风温度计算。 4.10 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术平均值。 4.11 锅炉氧量
锅炉氧量是指用于指导锅炉运行控制的烟气中氧的容积含量百分率（％）。一般情况下，采用锅炉省煤器（对于存在多个省煤器的锅炉，采用高温省煤器）后或炉膛出口的氧量仪表指示。对于锅炉省煤器出口有两个或两个以上烟道，锅炉氧量应取各烟道烟气氧量的算术平均值。
4.12 空气预热器漏风率
空气预热器漏风率是指漏入空气预热器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之比（％）。
依据GB/T 10184中关于空气预热器漏风率的测定及计算，空气预热器漏风率计算公式为
（28）
式中：
Al——空气预热器漏风率，％；
——空气预热器入口的过量空气系数；
——空气预热器出口的过量空气系数。
过量空气系数的计算方法：过量空气系数= 21/（21–该处的氧量）。 4.13 飞灰含碳量
飞灰含碳量是指飞灰中碳的质量百分比（％）。对于有飞灰含碳量在线测量装置的系统，飞灰含碳量为在线测量装置分析结果的算术平均值；对于没有在线表计的系统，应对统计期内的每班飞灰含碳量数值取算术平均值。
4.14 煤粉细度
煤粉细度是指将煤粉用标准筛筛分后留在筛上的剩余煤粉质量占所筛分的总煤粉质量百分比（％）。取样和测定方法按照DL/T 467执行。 4.15 锅炉热效率
4.15.1 输入–输出热量法（正平衡）热效率计算
输入–输出热量法热效率是指锅炉输出热量占输入热量的百分比。 对于锅炉效率计算的基准，燃料以每千克燃料量为基础进行计算，输入热量以燃料的收到基低位发热量来计算，即
（29）
式中：
g ——锅炉热效率，％；
Q1 ——每千克燃料的锅炉输出热量，kJ/kg； Qr ——每千克燃料的锅炉输入热量，kJ/kg。
在本标准计算中，锅炉的输入热量为入炉煤的收到基低位发热量，即 Qr =Qnet, ar （30） 式中：
Qnet, ar——入炉煤收到基低位发热量，kJ/kg。
锅炉输出热量应根据汽水系统的设置来确定热量平衡界限，主蒸汽系统以锅炉省煤器入口至末级过热器出口为界限，确认给水、减温水、排污、抽汽及主蒸汽的相关参数；再热汽系统以锅炉再热器入口至再热器出口为界限，确认再热器入口蒸汽、抽汽、再热减温水及再热汽的相关参数。这些需确定的参数包括流量、温度及压力，并由温度及压力求出相应的焓值，即
（31）
式中：
Di——工质离开热平衡界限时的质量流量，kg/h； hi——工质离开热平衡界限时的焓值，kJ/kg； Dj——工质进入热平衡界限时的质量流量，kg/h； hj——工质进入热平衡界限时的焓值，kJ/kg； B——锅炉燃料的消耗量，kg/h。
注：对于不能确定的流量可以根据汽水平衡的原则计算而得。工质的流量应符合汽水平衡，即
（32）
一般情况下，锅炉输出热量可按式（33）计算，即
（3
3）
式中：
D——锅炉主蒸汽流量，kg/h； hgq——锅炉主蒸汽焓值，kJ/kg；
Dzr——锅炉再热器出口蒸汽流量，kg/h；
——锅炉再热器出口蒸汽焓值，kJ/kg； Dml——锅炉明漏量（如排污等），kg/h；
hml——锅炉明漏焓值，kJ/kg； Dgs——主给水流量，kg/h；
——锅炉给水焓值，kJ/kg； Dlzr——冷再热蒸汽流量，kg/h； hlzr——冷再热蒸汽焓值，kJ/kg； Dgj——过热器减温水流量，kg/h； hgj——过热器减温水焓值，kJ/kg； Dzj——再热器减温水流量，kg/h； hzj——再热器减温水焓值，kJ/kg；
Dqt——锅炉其他输出流量（包括吹灰、疏水及抽汽等自用蒸汽），kg/h；
hqt——锅炉其他输出（包括吹灰、疏水及其他抽汽等自用蒸汽）焓值，kJ/kg。 4.15.2 热损失法（反平衡）热效率计算 4.15.2.1 锅炉热效率
热损失法锅炉热效率 g按式（34）计算（基准温度采用送风机入口空气温度），即
（34）
式中：
Q2——每千克燃料的排烟损失热量，kJ/kg；
Q3——每千克燃料的可燃气体未完全燃烧损失热量，kJ/kg； Q4——每千克燃料的固体未完全燃烧损失热量，kJ/kg； Q5——每千克燃料的锅炉散热损失热量，kJ/kg； Q6——每千克燃料的灰渣物理显热损失热量，kJ/kg； q2——排烟热损失，％；
q3——可燃气体未完全燃烧热损失，％； q4——固体未完全燃烧热损失；％； q5——锅炉散热热损失，％； q6——灰渣物理显热热损失，％。 4.15.2.2 排烟热损失
排烟热损失是指末级热交换器后排出烟气带走的物理显热占输入热量的百分率，即
5）
6）
（37）
（38）
以上各式中：
——干烟气带走的热量，kJ/kg；
——烟气所含水蒸气的显热，kJ/kg；
（3 （3
Vgy——每千克燃料燃烧生成的实际干烟气体积，m3/kg；
VH2O——每千克燃料燃烧产生的水蒸气及相应空气湿分带入的水蒸气体积，m3/kg； θpy——排烟温度，℃； tsf——送风温度，℃；
cp, py——干烟气从tsf到θpy的平均定压比热容，kJ/（kg·K）； cp, H2O——水蒸气从tsf到θpy的平均定压比热容，kJ/（kg·K）。
如果采用燃料的元素分析对排烟热损失进行计算，应按GB/T 10184中的计算方法。 如果用燃料的工业分析进行简化计算，可以按如下计算方法。 实际干烟气体积可以通过式（39）计算，即
（39）
式中：
——每千克燃料燃烧所需的理论干空气量，m3/kg；
——每千克燃料燃烧产生的理论干烟气量，m3/kg；
——末级受热面出口的过量空气系数。
理论干空气量及理论干烟气量用式（40）、（41）计算，即
（40）
（41）
K1、K2可根据燃料的种类及燃料无灰干燥基挥发份的数值在表2中选取。
烟气中所含水蒸气容积可用式（42）计算，即
（42）
式中：
Har ——燃料收到基氢含量，％； Mar——燃料收到基水分含量，％； dk ——环境空气绝对湿度，kg/kg。
燃料收到基氢含量可以在表2中选取，或选取近期的煤质元素分析数值。
一般情况下，干烟气的平均定压比热容可以取1.38kJ/（kg·K），水蒸气的平均定压比热容可以取1.51kJ/（kg·K），空气绝对湿度可以取0.01kg/kg。
4.15.2.3 可燃气体未完全燃烧热损失
可燃气体未完全燃烧热损失是指排烟中可燃气体成分未完全燃烧而造成的热量损失占输入热量的百分率。对于燃煤锅炉可以忽略。
对于燃油及燃气锅炉可燃气体未完全燃烧热损失的计算应按GB/T 10184进行计算，即
（43）
式中：
CO——干烟气中一氧化碳的容积含量百分率，％； CH4——干烟气中甲烷的容积含量百分率，％； H2——干烟气中氢的容积含量百分率，％； CmHn——干烟气中CmHn的容积含量百分率，％。 4.15.2.4 固体未完全燃烧热损失
固体未完全燃烧热损失是指锅炉灰渣可燃物造成的热量损失和中速磨煤机排出石子煤的热量损失占输入热量的百分率，即
44）
（
45）
（46）
以上各式中：
（
——中速磨煤机排出石子煤的热量损失率，％；
——中速磨煤机排出石子煤的低位发热量，kJ/kg；
BL——锅炉燃料累计消耗量，t； Bsz——石子煤排放量，t；
Aar——燃料收到基灰分含量，％；
——灰渣中平均碳量与燃煤灰量的百分比，％。 ——炉渣占燃煤总灰量的质量含量百分比，％；
——飞灰灰量占燃煤总灰量的质量含量百分比，％； Clz——炉渣中碳的质量百分比，％； Cfh——飞灰中碳的质量百分比，％。
、
的数值可根据最近期的灰平衡试验或锅炉性能试验来选取。对于固态排渣煤
粉锅炉，=10、=90；对于液态排渣煤粉锅炉，=30～90、=100 –；对于燃油及燃气锅炉，固体未完全燃烧热损失可以忽略。 4.15.2.5 散热损失
锅炉散热损失是指锅炉炉墙、金属结构及锅炉范围内管道（烟风道及汽、水管道联箱等）向四周环境中散失的热量占总输入热量的百分率。散热损失按GB/T 10184中的规定选取和计算。
4.15.2.6 灰渣物理热损失
灰渣物理热损失是指炉渣、飞灰排出锅炉设备时所带走的显热占输入热量的百分率，即
（47） 式中：
tlz——炉膛排出的炉渣温度，℃； clz——炉渣的比热容，kJ/(kg·K)； cfh——飞灰的比热容，kJ/(kg·K)。
对于固态排渣煤粉锅炉，炉渣温度可以取800℃；炉渣的比热容可以取0.96kJ/(kg·K)。 对于液态排渣煤粉锅炉，炉渣温度tlz=FT+100℃（FT为煤灰的熔化温度，℃），炉渣的比热容可以取1.10kJ/(kg·K)。
鉴于排烟温度一般介于100℃～200℃之间，飞灰的比热容一般可以取0.82kJ/(kg·K)。
当燃煤的折算灰分小于10％（即
＜10％）时，固态排渣煤粉炉可忽略炉渣的物理热损失；对于燃油及燃气锅炉灰渣物理热损失可以忽略。 4.16 锅炉排污率
锅炉排污率是指锅炉运行中排污量与锅炉实际蒸发量的百分比，即
（48）
式中：
Dpw——锅炉的排污量，kg/h； Lpw——锅炉排污率，％。
如有锅炉排污计量装置的可以直接测量。
不能直接测量的可以通过化学盐平衡法或用补水率法进行计算。
化学盐平衡是指给水带入的盐分应等于蒸汽带走的盐分与随同排污水排走的盐分之和。由此可以通过对给水、排污水（炉水）及饱和蒸汽中盐分的分析来计算排污率，即
（49）
式中：
Sgs——给水中的盐分含量，mg/kg； Sb——饱和蒸汽中的盐分含量，mg/kg；
Spw——排污水中的盐分含量，一般情况下可以视作等于炉水的盐分含量，mg/kg。 补水率法是指汽机维持恒定工况时，通过对锅炉开关排污时机组补水率的变化来计算锅炉排污率，即
0）
式中：
（5
——机组的补水变化率，％。 5 锅炉辅助设备技术经济指标 5.1 引风机单耗、耗电率
引风机单耗是指锅炉产生每吨蒸汽引风机消耗的电量，即
1）
（5
式中：
byf——引风机单耗，kW·h/t；
DL——统计期内主蒸汽流量累计值，t；
Wyf——统计期内引风机消耗的电量，kW·h。
引风机耗电率是指统计期内引风机消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（52）
式中：
wyf——引风机耗电率，％；
Wf——统计期内机组发电量，kW·h。 5.2 送风机单耗、耗电率
送风机单耗是指锅炉产生每吨蒸汽送风机消耗的电量，即
（53）
式中：
bsf——送风机单耗，kW·h/t；
Wsf——统计期内送风机消耗的电量，kW·h。
送风机耗电率是指统计期内送风机消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（54）
式中：
wsf——送风机耗电率，％。
5.3 一次风机（排粉机）单耗、耗电率
一次风机（排粉机）单耗是指制粉系统每磨制1t煤一次风机（排粉机）消耗的电量，即
（55）
式中：
bpf——一次风机（排粉机）单耗，kW·h/t；
Wpf——统计期内一次风机（排粉机）消耗的电量，kW·h； Bm——统计期内煤量，t。
一次风机（排粉机）耗电率是指统计期内一次风机（排粉机）消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（56）
式中：
wpf——一次风机（排粉机）耗电率，％。 5.4 密封风机单耗、耗电率
密封风机单耗是指制粉系统每磨制1t煤密封风机消耗的电量，即
（57）
式中：
bmf ——密封风机单耗，kW·h/t；
Wmf ——统计期内密封风机消耗的电量，kW·h。
密封风机耗电率是指密封风机消耗的电量与机组发电量的百分比。
（58）
式中：
wmf——密封风机耗电率，％。 5.5 磨煤机单耗、耗电率
磨煤机单耗是指制粉系统每磨制1t煤磨煤机消耗的电量，即
（59）
式中：
bmm——磨煤机单耗，kW·h/t；
Wmm——统计期内磨煤机消耗的电量，kW·h。
磨煤机耗电率是指统计期内磨煤机消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（60）
式中：
wmm——磨煤机耗电率，％。 5.6 给煤机单耗、耗电率
给煤机单耗是指制粉系统每磨制1t煤给煤机消耗的电量，即
（61）
式中：
bgm ——给煤机单耗，kW·h/t；
Wgm ——统计期内给煤机消耗的电量，kW·h。
给煤机耗电率是指统计期内给煤机所耗用的电量与机组发电量的百分比，即
（62）
式中：
wgm——给煤机耗电率，％。 5.7 制粉系统单耗、耗电率
制粉系统单耗为制粉系统（包括磨煤机、给煤机、一次风机（排粉机）密封风机等）每磨制1t煤所消耗的电量，即
（63）
式中：
bzf——制粉系统单耗，kW·h/t。
制粉系统耗电率是指统计期内制粉系统消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（64）
式中：
Wzf——统计期内制粉系统消耗的电量，kW·h； wzf——制粉系统耗电率，％。 5.8 炉水循环泵单耗、耗电率
炉水循环泵单耗是指锅炉每产生1t蒸汽炉水循环泵消耗的电量，即
（65）
式中：
Wlx——统计期内炉水循环泵消耗的电量，kW·h； blx——炉水循环泵单耗，kW·h/t。
炉水循环泵耗电率是指统计期内炉水循环泵所耗用的电量与发电量的百分比，即
（66）
式中：
wlx——炉水循环泵耗电率，％。 5.9 除灰、除尘系统单耗、耗电率
除灰、除尘系统单耗是指锅炉每燃烧1t原煤，除灰、除尘系统消耗的电量，即
（67）
式中：
bch——除灰、除尘系统单耗，kW·h/t；
Wch——统计期内除灰系统消耗的电量，kW·h。
除灰、除尘系统耗电率是指统计期内除灰系统消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（68）
式中：
wch——除灰、除尘系统耗电率，％。 5.10 脱硫耗电率
脱硫耗电率是指脱硫设备总耗电量与相关机组总发电量的百分比，即
（69）
式中：
wtl——脱硫耗电率，％；
Wtl——统计期内脱硫设备总耗电量，kW·h。 5.11 吹灰器投入率
吹灰器投入率是指统计期内吹灰器正常投入台次，与该装置应投入台次之比值的百分数（％），即
吹灰器投入率 =（正常投入台次/应投入台次）×100 （70）
6 汽轮机技术经济指标 6.1 汽轮机主蒸汽流量
汽轮机主蒸汽流量是指进入汽轮机的主蒸汽流量值（kg/h）。 6.2 汽轮机主蒸汽压力
汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值（MPa），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 6.3 汽轮机主蒸汽温度
汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值（℃），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 6.4 汽轮机再热蒸汽压力
汽轮机再热蒸汽压力是指汽轮机中压缸进口的蒸汽压力值（MPa），应取再热主汽门前的蒸汽压力。如有多路再热蒸汽管道，取算术平均值。 6.5 汽轮机再热蒸汽温度
汽轮机再热蒸汽温度是指汽轮机中压缸进口的蒸汽温度值（℃），应取再热主汽门前的蒸汽温度。如有多路再热蒸汽管道，取算术平均值。 6.6 再热蒸汽压损率
再热蒸汽压损率是指高压缸排汽压力和汽轮机再热蒸汽压力之差与高压缸排汽压力的百分比，即
（71）
式中：
Lzys——再热蒸汽压损率，％； plzr——高压缸排汽压力，MPa； pzr——汽轮机再热蒸汽压力，MPa。 6.7 最终给水温度
最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值（℃）。 6.8 最终给水流量
最终给水流量是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后主给水管道内的流量（kg/h）。如有两路给水管道，应取两路流量之和。 6.9 凝汽器真空度
凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占当地大气压的百分数，即
（72）
式中：
zk——凝汽器真空度，％；
pby——汽轮机背压（绝对压力），kPa； pdq——当地大气压，kPa。 6.10 排汽温度
排汽温度是指通过凝汽器喉部的蒸汽温度值（℃），条件允许时取多点平均值。 6.11 真空系统严密性
真空系统严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示，即
真空系统下降速度=真空下降值（Pa）/试验时间（min） （73）
试验时，负荷稳定在额度负荷的80％以上，关闭连接抽气器的空气阀（最好停真空泵），30s后开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟应不大于400Pa。参见DL/T 5011。 6.12 机组的汽耗率、热耗率、热效率
6.12.1 机组平均负荷
机组平均负荷是指统计期间汽轮发电机组的发电量与运行小时的比值，即
（74）
式中：
Ppj——机组平均负荷，kW；
Wf——统计期内机组发电量，kW·h； h——统计期内机组运行小时，h。 6.12.2 汽耗率
汽耗率是指汽轮机组统计期内主蒸汽流量累计值与机组发电量的比值，即
（75）
式中：
d——汽耗率，kg/(kW·h)；
DL——统计期内主蒸汽流量累计值，t。 6.12.3 热耗量
热耗量是指汽轮发电机组从外部热源所取得的热量。 一般来说，“原因不明”的泄漏量不应超过额定负荷下主蒸汽流量0.5％。可按GB/T 8117执行。
a）再热机组热耗量的计算公式为
（76）
式中：
Qsr——热耗量，kJ/h；
Dzq——汽轮机主蒸汽流量，kg/h； hzq——汽轮机主蒸汽焓值，kJ/kg； Dgs——最终给水流量，kg/h； hgs——最终给水焓值，kJ/kg；
Dzr——汽轮机再热蒸汽流量，kg/h； hzr——汽轮机再热蒸汽焓值，kJ/kg； Dlzr——冷再热蒸汽流量，kg/h； hlzr——冷再热蒸汽焓值，kJ/kg； Dzj——再热器减温水流量，kg/h； hzj——再热器减温水焓值，kJ/kg； Dgj——过热器减温水流量，kg/h； hgj——过热器减温水焓值，kJ/kg。 b）非再热机组热耗量的计算公式为
（77）
汽轮机主蒸汽流量计算公式为
（78）
式中：
Dbl——炉侧不明泄漏量（如经不严的阀门漏至热力系统外），kg/h； Dml——锅炉明漏量（如排污等），kg/h； Dsl ——汽包水位的变化当量，kg/h。 再热蒸汽流量（Dzr）计算公式为
（79）
式中：
Dgl ——高压门杆漏汽量，kg/h；
Dgn——高压缸前后轴封漏汽量，kg/h；
Dhe——高压缸抽汽至高压加热器汽量，kg/h； Dx ——高压缸漏至中压缸漏汽量，kg/h；
Dzqt——冷段再热蒸汽供厂用抽汽等其他用汽量，kg/h。 6.12.4 热耗率
热耗率是指汽轮发电机组热耗量与其出线端电功率的比值，即
（80）
式中：
q——热耗率，kJ/(kW·h)；
Qgr——机组供热量，参见本标准的有关供热指标计算部分，kJ/h； Pqj——出线端电功率，kW。 6.12.5 汽轮发电机组热效率
汽轮发电机组热效率是指汽轮发电机组每千瓦时发电量相当的热量占发电热耗量的百分比，即
（81）
式中：
ηq——汽轮发电机组热效率，％。 7 汽轮机辅助设备技术经济指标 7.1 凝结水泵耗电率
凝结水泵耗电率是指统计期内凝结水泵消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（82）
式中：
Lnb——凝结水泵耗电率，％；
Wnb——凝结水泵消耗的电量，kW·h。 7.2 给水泵
7.2.1 给水泵扬程
给水泵扬程是指流经给水泵的单位重量液体从泵进口到泵出口所增加的能量，即
（83）
式中：
H——给水泵扬程，mH2O； p1——给水泵入口压力，Pa； p2——给水泵出口压力，Pa；
ρ1——给水泵入口给水密度，kg/m3； ρ2——给水泵出口给水密度，kg/m3；
Z1——给水泵入口水平面的垂直高差，如果所指的水平面在基准面上，Z取正值，反之为负值，m；
Z2——给水泵出口水平面的垂直高差，如果所指的水平面在基准面上，Z取正值，反之为负值，m；
g——重力加速度，通常取9.80665m/s2； v1——给水泵入口给水速度，m/s； v2——给水泵出口给水速度，m/s。 7.2.2 给水泵的输出功率
给水泵的输出功率是指给水流经给水泵后单位时间内所增加的能量值。具体按GB/T 8916测定。
对于有中间抽头的给水泵，其输出功率由两部分组成，即
（84）
式中：
Psc——给水泵的输出功率，kW；
——给水泵出口的给水质量流量，kg/h；
——给水泵中间抽头的给水质量流量，kg/h；
Hc——给水泵中间抽头的扬程，计算参照给水泵的扬程H，m。 7.2.3 电动给水泵单耗
电动给水泵单耗是指统计期内电动给水泵消耗的电量与电动给水泵出口的流量累计值的比值，即
（85）
式中：
bdb——电动给水泵单耗，kW·h/t；
Wdb——电动给水泵消耗的电量，kW·h；
Σ ——统计期内电动给水泵出口的流量累计值，t。 7.2.4 电动给水泵耗电率
电动给水泵耗电率是指统计期内电动给水泵消耗的电量与机组发电量的百分比，即 对于单元制机组，机组发电量为单元机组发电量。
（86）
式中：
Ldb——电动给水泵耗电率，％。 对于母管制给水系统的机组，机组发电量为共用该母管制给水系统的机组总发电量，即
（87）
7.2.5 汽动给水泵组效率
汽动给水泵组的效率是指汽动给水泵组中供给汽动泵汽轮机的能量被泵组有效利用的程度，即
8）
式中：
p——汽动给水泵的效率，％；
（8
hqb——汽动泵汽轮机进汽焓值，kJ/kg； hqp——汽动泵汽轮机排汽理想焓值，kJ/kg； Dqb——汽动泵汽轮机的进汽流量，kg/h。 7.2.6 汽动给水泵组汽耗率
汽动给水泵组汽耗率是指其输出单位功率的汽耗量，即
（89）
式中：
dpb——汽动给水泵组的汽耗率，kg/（kW·h）。 7.3 循环水泵耗电率
循环水泵耗电率是指统计期内循环水泵耗电量与机组发电量的百分比。
对于母管制循环水系统，机组发电量为共用该母管制循环水系统的机组总发电量，即
（90）
式中：
wxhb——循环水泵耗电率，％；
Wxhb——单台循环水泵耗电量，kW·h。
对于单元制循环水系统，机组发电量为单元机组发电量，即
（91） 7.4 冷却塔
7.4.1 空冷塔耗电率
空冷塔耗电率是指统计期内单元机组空冷塔（包括各水泵、风机）耗电量与机组发电量的百分比，即
（92）
式中：
Lk——空冷塔耗电率，％；
Wkl——空冷塔耗电量，kW·h。 7.4.2 机力塔耗电率
机力塔耗电率是指统计期内全厂的机力塔耗电量与统计期内全厂机组发电量的百分比，即
（93）
式中：
Ljl——机力塔耗电率，％；
Wjl——机力塔耗电量，kW·h。 7.4.3 冷却塔水温降
冷却塔水温降是指循环水在冷却塔内水温降低的值，即
（94）
式中：
tt——冷却塔水温降，℃；
ttj——冷却塔入口水温，在塔的进水管或竖井处测取，℃； ttch——冷却塔出口水温，在塔的回水沟处测取，℃。
7.4.4 湿冷塔冷却幅高
湿冷塔冷却幅高是指湿冷塔出口水温高于大气湿球温度τ1（理论冷却极限）的值，即
（95）
式中：
∆tfg——湿冷冷却塔冷却幅高，℃； τ1——大气湿球温度，℃。 7.5 加热器、凝汽器技术经济指标 7.5.1 加热器上端差
加热器上端差是指加热器进口蒸汽压力下的饱和温度与水侧出口温度的差值，即
（96）
式中：
∆t——加热器上端差，℃；
tbh——进口蒸汽压力下饱和温度，℃； tcs——加热器的水侧出口温度，℃。 7.5.2 加热器下端差
加热器下端差是指加热器疏水温度与水侧进口温度的差值，即
7）
式中：
∆txd——加热器下端差，℃； tss——加热器疏水温度，℃；
tjs——加热器的水侧进口温度，℃。 7.5.3 加热器温升
加热器温升是指被加热的水流经加热器后的温度升高值，即
8）
式中：
∆tns——加热器温升，℃。 7.5.4 高压加热器投入率
7.6 循环水温升
循环水温升是指循环水流经凝汽器后温度的升高值，即
00）
式中：
∆txhs——循环水温升，℃；
txhc——凝汽器出口循环水温度，℃； txhj——凝汽器进口循环水温度。 7.7 凝汽器端差
凝汽器端差是指汽轮机背压下饱和温度与凝汽器出口循环水温度的差值，即 1）
式中：
∆tk——凝汽器端差，℃；
tbbh——背压下饱和温度，℃。
（9（9
99）
（1（10
（
7.8 凝结水过冷却度
凝结水过冷却度是指汽轮机背压下饱和温度与凝汽器热井水温度的差值，即
（102）
式中：
∆tgl——凝结水过冷却度，℃； trj——凝汽器热井水温度，℃。 7.9 胶球清洗装置投入率
胶球清洗装置投入率是指统计期内胶球清洗装置正常投入次数，与该装置应投入次数之比值的百分数（％），即
胶球清洗装置投入率=（正常投入次数/应投入次数）×100 （103） 7.10 胶球清洗装置收球率
胶球清洗装置收球率是指统计期内，每次胶球投入后实际收回胶球数与投入胶球数比值的百分数（％），即
收球率=（收回胶球数/投入胶球数）×100 （104）
8 燃气—蒸汽联合循环技术经济指标 8.1 燃气轮机运行技术经济指标 8.1.1 压气机进气温度
压气机进气温度是指压气机进口处（压气机进口法兰处或进气喇叭口处）空气的温度（℃）。
8.1.2 压气机进气压力
压气机进气压力是指压气机进口处（压气机进口法兰处或进气喇叭口处）空气的（绝对压力）总压（kPa）。总压是大气压、压力表静压和动压的代数和。 8.1.3 压气机排气温度
压气机排气温度是指压气机出口扩压器的出口平面处工质的温度（℃）。 8.1.4 压气机排气压力
压气机排气压力是指压气机出口扩压器的出口平面处工质的总压（kPa）。 8.1.5 燃气轮机排气温度
燃气轮机排气温度是指燃气透平出口法兰处平面工质的温度（℃）。为了保证精度，必须用四个以上的传感器测量，取算术平均值。 8.1.6 燃气轮机排气压力
燃气轮机排气压力是指燃气透平出口法兰处平面工质的总压（kPa）。 8.1.7 压气机压缩比
压气机压缩比是指压气机排气压力与进气压力的比值，代表工质被压缩的程度，即
（105）
式中：
π——压气机压缩比；
pyp——压气机排气压力，kPa； pyj——压气机进气压力，kPa。 8.1.8 燃料流量
燃料流量是指实际供给燃气轮机的燃料流量。
液体燃料流量（kg/h）的测量可采用喷嘴、孔板、文丘里流量计、液体流量计测量。可按GB/T2624 进行。
气体燃料流量（m3/h）的测量可采用容积式流量计、叶轮式流量计、喷嘴、孔板、文丘里流量计测量。 8.1.9 燃料温度
燃料温度是指进入燃气轮机的燃料温度（℃）。 8.1.10 燃气轮发电机组热耗率
燃气轮发电机组热耗率是指燃气轮机发电热耗量与其输出功率的比值，即
（106）
式中：
qrj——燃气轮发电机组热耗率，kJ/（kW·h）； Prj——燃气轮发电机的输出功率，kW；
Gf——每小时加给燃气轮发电机组的燃料量，kg/h。 8.1.11 燃气轮发电机组热效率
燃气轮发电机组热效率是指燃气轮发电机组发电量的相当热量与供给燃料热耗量的百分比，即
（107）
式中：
——燃气轮发电机组热效率，％。 8.1.12 燃油处理系统单耗、耗电率
燃油处理系统单耗是指燃气轮机燃油处理系统每处理1t燃油所消耗的电量，即
（108）
式中：
byc——燃气轮机燃油处理系统单耗，kW·h/t；
Wyc——燃油处理系统消耗的电量，kW·h； Gy——统计期内燃油处理系统流量累计值，t。
燃油处理系统耗电率是指统计期内燃气轮机燃油处理系统消耗的电量与机组发电量的百分比，即
（109）
式中：
wyc——燃油处理系统耗电率，％； Wf——统计期内机组发电量，kW·h。 8.1.13 气体燃料增压系统单耗、耗电率
气体燃料增压系统单耗是指燃气轮机气体燃料增压系统每处理标准状态下的1m3气体燃料所消耗的电量，即
（110）
式中：
bqz——燃气轮机气体燃料增压系统单耗，kW·h/t； Wqz——气体燃料增压系统消耗的电量，kW·h；
VL——标准状况下统计期内气体燃料流量累计值，m3。
气体燃料增压系统耗电率是指统计期内燃气轮机气体燃料增压系统消耗电量与机组发电量的百分比，即
（111）
式中：
wqz——气体燃料增压系统耗电率，％。 8.2 余热锅炉运行技术经济指标 8.2.1 余热锅炉主蒸汽流量
余热锅炉主蒸汽流量是指余热锅炉高压蒸汽流量值（kg/h），应取余热锅炉末级高压过热器出口的蒸汽流量值。如果没有流量计量装置，可以根据汽水系统的具体布置方式由进入余热锅炉高压省煤器的给水流量、高压过热器减温水流量、余热锅炉排污流量及余热锅炉自用抽汽流量等进行计算确定。
对于双压/三压余热锅炉还分别对应有中压、低压蒸汽流量（kg/h），应取对应余热锅炉末级中（低）压过热器出口的蒸汽流量值。 8.2.2 余热锅炉主蒸汽压力
余热锅炉主蒸汽压力是指余热锅炉高压蒸汽压力值（MPa），应取余热锅炉末级高压过热器出口的蒸汽压力值。
对于双压/三压余热锅炉还分别对应有中压、低压蒸汽压力（MPa），对应取余热锅炉末级中（低）压过热器出口的蒸汽压力值。 8.2.3 余热锅炉主蒸汽温度
余热锅炉主蒸汽温度是指余热锅炉高压蒸汽温度值（℃），应取余热锅炉末级高压过热器出口的蒸汽温度值。
对于双压/三压余热锅炉还分别对应有中压、低压蒸汽温度（℃），对应取余热锅炉末级中（低）压过热器出口的蒸汽温度值。 8.2.4 余热锅炉再热蒸汽流量
余热锅炉再热蒸汽流量是指再热式余热锅炉的再热蒸汽流量值（kg/h），应取余热锅炉末级再热器出口的蒸汽流量值。 8.2.5 余热锅炉再热蒸汽压力
余热锅炉锅炉再热蒸汽压力是指余热锅炉再热器出口的再热蒸汽压力值（MPa），应取余热锅炉末级再热器出口的蒸汽压力值。 8.2.6 余热锅炉再热蒸汽温度
余热锅炉再热蒸汽温度是指余热锅炉再热器出口的再热蒸汽温度值（℃），应取余热锅炉末级再热器出口的蒸汽温度值。 8.2.7 余热锅炉排烟温度
余热锅炉排烟温度是指余热锅炉末级受热面后的烟气温度（℃）。 8.2.8 余热锅炉热端温差
余热锅炉热端温差是指余热锅炉换热过程中高压过热器入口烟气与高压过热器出口主蒸汽之间的温差，即
12）
式中：
（1
——余热锅炉热端温差，℃；
tyr——余热锅炉高压过热器入口烟气温度，℃； tzz——余热锅炉高压过热器出口主蒸汽温度，℃。 8.2.9 余热锅炉节点温差
余热锅炉节点温差也叫窄点温差，是指余热锅炉换热过程中蒸发器出口烟气与被加热的饱和水汽混合物之间的最小温差。对于双压/三压余热锅炉应分别计算各压力等级换热面相应的节点温差，即
式中：
（113）
——余热锅炉节点温差，℃；
tyz——余热锅炉蒸发器出口烟气温度，℃；
tlbh——余热锅炉蒸发器被加热的饱和温度，℃。 8.2.10 余热锅炉接近点温差
余热锅炉接近点温差是指余热锅炉省煤器出口压力下饱和水温度和出口水温之间的温差。对于多压余热锅炉应分别计算各压力等级相应的接近点温差，即
14）
式中：
（1
——余热锅炉接近点温差，℃； tsc——余热锅炉省煤器出口水温，℃。 8.2.11 余热锅炉烟气侧压损
余热锅炉烟气侧压损是指燃气轮机排气流经余热锅炉时产生的压力降（kPa）。 8.2.12 余热锅炉热效率
余热锅炉热效率是指余热锅炉的有效输出热量占输入热量的百分数，即
（115）
近似地可以认为
6）
式中：
（11
——余热锅炉热效率，％；
tyc——余热锅炉烟气出口温度，℃； ta——环境空气温度，℃；
cp,yr——余热锅炉烟气入口定压比热容，kJ/（kg·K）； cp,yc ——余热锅炉烟气出口定压比热容，kJ/（kg·K）； cp,a ——环境空气定压比热容，kJ/（kg·K）；
——考虑余热锅炉散热损失的保热系数。 8.3 联合循环汽轮机技术经济指标 8.3.1 联合循环汽轮机主蒸汽流量
联合循环汽轮机主蒸汽流量是指主蒸汽进入汽轮机的流量值（kg/h），可以取主蒸汽管道上流量表的读数，如有多路主蒸汽管，则应取各块流量表的读数和，单元制机组也可根据给水流量表的读数计算出汽轮机主蒸汽流量。
对于双压/三压余热锅炉还分别对应有中压、低压蒸汽的流量值（kg/h），对应取中压、低压蒸汽管道上流量表的读数。 8.3.2 联合循环汽轮机主蒸汽压力
汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值（MPa），应取电动主汽门后，自动主汽门前的蒸汽压力。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。对于双压/三压余热锅炉还分别对应有中压、低压蒸汽的压力值（MPa），对应取其自动主汽门前的蒸汽压力。 8.3.3 联合循环汽轮机主蒸汽温度
联合循环汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值（℃），应取电动主汽门后，自动主汽门前的蒸汽温度。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。对于双压/三压余热锅炉还分别对应有中压、低压蒸汽的温度值（℃），对应取其自动主汽门前的蒸汽温度。 8.3.4 联合循环汽轮机再热蒸汽压力
联合循环汽轮机再热蒸汽压力是指汽轮机中压缸进口的蒸汽压力值（MPa），应取再热主汽门前的蒸汽压力。如有多路再热蒸汽管道，取算术平均值。 8.3.5 联合循环汽轮机再热蒸汽温度
联合循环汽轮机再热蒸汽温度是指汽轮机中压缸进口的蒸汽温度值（℃），应取再热主汽门前的蒸汽温度。如有多路再热蒸汽管道，取算术平均值。 8.4 联合循环技术经济指标 8.4.1 燃气—蒸汽联合循环功率
燃气—蒸汽联合循环功率是指联合循环中燃气轮机、汽轮机两部分输出功率之和，即
（117）
式中：
Plh——燃气—蒸汽联合循环功率，kW；
Prj——联合循环中燃气轮机出线端电功率，kW； Pqj——联合循环中汽轮发电机出线端电功率，MW。 8.4.2 联合循环蒸燃功比
联合循环蒸燃功比是指联合循环中汽轮机所输出的功率占燃气轮机所输出功率的百分率，即
式中：
（118）
——联合循环蒸燃功比，％。
8.4.3 联合循环蒸功百分率
联合循环蒸功百分率是指联合循环中汽轮机的输出占联合循环总功率的百分率，即
19）
式中：
（1
——联合循环蒸功百分率，％。 8.4.4 联合循环投入率
联合循环投入率是指多轴联合循环中当燃气轮机运行时，余热锅炉累计运行时间与燃气轮机累计运行时间的百分比（％），即
（120）
8.4.5 联合循环热耗率
联合循环热耗率是指联合循环机组发电热耗量与其输出功率的比值，即
（121）
式中：
qlh——联合循环的热耗率，kJ/（kW·h）。 8.4.6 燃气—蒸汽联合循环热效率
燃气—蒸汽联合循环热效率是指联合循环发电机组发电量的相当热量与供给燃料热耗量的百分比，即
（122）
由于联合循环将燃气轮机循环和汽轮机循环组合在一起，其效率还可以表示为
123）
式中：
——燃气—蒸汽联合循环的热效率，％。
（
注：由于燃气—蒸汽联合循环发电机组和常规燃煤发电机组的部分技术经济指标具有通用性，故本章
未列出的指标可参照燃煤发电机组部分进行计算。
9 综合技术经济指标 9.1 供热指标 9.1.1 供热量
供热量是指机组在统计期内用于供热的热量，即
4）
式中：
——统计期内的供热量，GJ；
——统计期内的直接供热量，GJ；
——统计期内的间接供热量，GJ。
a）直接供热量为
（125）
式中：
Di——统计期内的供汽（水）量，kg；
hi——统计期内的供汽（水）的焓值，kJ/kg； Dj——统计期内的回水量，kg；
hj——统计期内的回水的焓值，kJ/kg； Dk——统计期内用于供热的补充水量，kg；
hk——统计期内用于供热的补充水的焓值，kJ/kg。 b）间接（通过热网加热器供水）供热量为
（12
（126）
式中：
——统计期内的热网加热器效率，％。
9.1.2 供热比
供热比是指统计期内机组用于供热的热量与汽轮机热耗量的比值，即
27）
式中：
——供热比，％；
（1
——统计期内的汽轮机热耗量，GJ。
9.1.3 热电比
热电比是指对应每发电1MW·h所供出的热量，即
28）
式中：
I——热电比，GJ/(MW·h)； ——发电量，MW·h。
9.2 厂用电率
9.2.1 纯凝汽电厂生产厂用电率
（1
（129）
式中：
Lcy——生产厂用电率，％；
Wf——统计期内发电量，kW·h； Wcy——统计期内厂用电量，kW·h； Wh——统计期内总耗用电量，kW·h；
Wkc——统计期内按规定应扣除的电量，kW·h。 下列用电量不计入厂用电的计算：
1）新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电量。 2）新设备在未正式移交生产前的带负荷试运行期间耗用的电量。 3）计划大修以及基建、更改工程施工用的电量。 4）发电机作调相机运行时耗用的电量。
5）厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量。
6）输配电用的升、降压变压器（不包括厂用变压器）、变波机、调相机等消耗的电量。 7）修配车间、副业、综合利用及非生产用（食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室）的电量。
9.2.2 供热电厂生产厂用电率 9.2.2.1 供热厂用电率
130）
（
（131）
以上二式中：
Lrcy——供热厂用电率，％；
Wr ——供热耗用的厂用电量，kW·h；
Wcf ——纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量，kW·h；
Wcr ——纯热网用的厂用电量，如热网泵等只与供热有关的设备用电量，kW·h。 9.2.2.2 发电厂用电率
32）
（1
（133）
以上二式中：
Lfcy——发电厂用电率，％；
Wd ——发电用的厂用电量，kW·h。 9.2.3 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
（134）
式中：
Wwg——全厂的外购电量，kW·h； Wgk ——全厂的关口电量，kW·h。 9.3 电厂效率 9.3.1 管道效率
管道效率是指汽轮机从锅炉得到的热量与锅炉输出的热量的百分比，即
135）
式中：
ηgd ——管道效率，％；
（
——统计期内的锅炉输出热量，GJ。 管道效率考虑的内容包括纯粹的管道损失、机组排污、汽水损失等未能被汽机有效利用的热量。其中，锅炉的输出热量是由燃料量、燃料低位发热量及锅炉热效率（反平衡）计算得出。
9.3.2 电厂效率
电厂效率是指组成发电系统的锅炉、汽轮机、发电机及其系统在发电及供热过程中热能的利用率，即
（136）
式中：
ηc ——电厂效率，％； ηg ——锅炉热效率，％；
ηq ——汽轮发电机组热效率，％； ηgd ——管道效率，％。 9.4 发电、供热煤耗 9.4.1 标准煤量
标准煤量是指统计期内用于生产所耗用的燃料折算至标准煤的燃料量。 a）正平衡法计算式为
37）
31
（1
式中：
Bb——统计期内耗用标准煤量，t；
Bh——统计期内耗用燃料总量（折至标准煤），包括燃煤、燃油与其他燃料之和，同时
需考虑煤仓、粉仓的变化，t；
Bkc——统计期内应扣除的非生产用燃料量（折至标准煤），t。 应扣除的非生产用燃料量：
1）新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的燃料。 2）新设备在未移交生产前的带负荷试运行期间，耗用的燃料。 3）计划大修以及基建、更改工程施工用的燃料。 4）发电机做调相运行时耗用的燃料。
5）厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料。
6）修配车间、副业、综合利用及非生产用（食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的燃料。 b）反平衡法计算式为
138）
式中：
Bb——统计期内耗用标准煤量，t； 29271——标准煤热量，kJ/kg。 9.4.2 发电煤耗
a）用标准煤量计算，公式为
（
39）
式中：
bf——发电标准煤耗，g/（kW·h）。 b）用电厂效率计算，公式为
40）
式中： c ——电厂效率，％；
3600——电的热当量，kJ/（kW·h）。 9.4.3 供热煤耗
（1
（1
41）
式中：
br——供热标准煤耗，g/GJ。 9.5 供电煤耗 9.5.1 供电煤耗
（1
2）
32
（14
9.5.2 综合供电煤耗
（143）
式中：
bzh——综合供电煤耗，g/（kW·h）。 9.6 负荷系数
（144）
式中：
X ——负荷系数，MW/MW； Ppj ——机组平均负荷，MW； Pe ——机组额定容量，MW。 10 其他技术经济指标 10.1 全厂补水率
全厂补水率是指统计期内补入锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统的除盐水总量与锅炉实际总蒸发量的百分比。全厂补水量组成见表3。
（145）
式中：
Lqc——全厂补水率，％；
Dqc——统计期内全厂补水总量，t；
——统计期内全厂锅炉实际总蒸发量，t。
10.2 生产补水率
生产补水率是指统计期内补入锅炉、汽轮机及其热力循环系统用作发电、供热等的除盐水量占锅炉实际总蒸发量的比例，即
33
46）
式中：
Lsc——生产补水率，％； Lfd——发电补水率，％； Lgr——供热补水率，％；
（1
——非发电补水率，％。
10.3 发电补水率
发电补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，即
（147）
式中：
Dfd——发电补水量，t。 10.4 汽水损失率
汽水损失率是指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总蒸发量的百分比，即
48）
（1
（149）
以上二式中：
Lqs——汽水损失率，％； Dwq——对外供汽量，t；
Dzy——热力设备及其系统自用汽（水）量，t； Dws——对外供水量，t； Dch——锅炉吹灰用汽量，t； Dpw——锅炉排污水量，t；
Dhs——外部回到热力系统的水量，t。 10.5 空冷塔补水率
空冷塔补水率是指统计期内空冷塔补水量占锅炉实际总蒸发量的比例，即
（150）
式中：
Lkl——空冷塔补水率，％； Dkl——空冷塔补水量，t。 10.6 电厂自用汽（水）量
电厂自用汽（水）量是指统计期内不能回收的锅炉吹灰、燃料雾化、仪表伴热、生产厂房采暖、厂区办公楼采暖、燃料解冻、油区用汽，机组闭式冷却水及发电机定子冷却水的补充水或换水，预试清扫用除盐水等。 10.7 供热（汽）补水率
供热（汽）补水率是指统计期内热电厂向社会供热（汽）时，没有回收的水（汽）量占锅炉总蒸发量的百分比，即
34
（151）
式中：
Lgr ——供热（汽）补水率，％； Dgr——供热时凝结水损失量，t。 10.8 非发电补水率
非发电补水率是指统计期内不参加热力循环的用后直接排掉的除盐水占锅炉实际总蒸发量的百分比。如凝汽器灌水查漏用水、锅炉酸洗后清洗用水、发电设备检修用除盐水、备用期间因水质不合格时放掉的除盐水等，即
52）
式中：
——非发电用水率，％；
（1
——非发电用水量，t。
10.9 非生产补水率
非生产补水率是指统计期内因厂区外非发电生产直接供热（如电厂生活区供热、厂区外食堂、浴室用汽等），需要补充的除盐水占锅炉实际总蒸发量的百分比，即
53）
式中：
——非生产补水率，％；
（1
——非生产补水量，t。
10.10 发电用水指标
10.10.1 单位发电用新鲜水量（发电综合耗水率）
单位发电用新鲜水量是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量（不含重复利用水）。发电综合耗水率包括除灰用水未回收部分，冷却水塔排污未被利用而排掉部分，转动部分等各种冷却用水的损失水量和未回收部分等。
（154）
式中：
dfd ——单位发电用新鲜水量，即发电综合耗水率，kg/（kW·h）； Gxs——发电用新鲜水量，kg。 10.10.2 水的重复利用率
水的重复利用率是指统计期内，生产过程中使用的重复利用水量占电厂总用水量的百分数，即
55）
式中：
Lcf ——水的重复利用率，％；
35
（1
Dcf——水的重复利用量，t；
Dzs——电厂总用水量，电厂总用水量=新鲜水耗用量+水的重复利用量，t。 10.10.3 水灰比
水灰比是指火力发电厂用水力输送1t灰、渣时所需用的水量。可以用实测法或用式（156）计算，即
6）
157）
以上二式中：
Azl ——水与灰、渣的质量比，t水/t灰； Gzls——水力输送灰、渣时的用水量，t； Gzl ——水力输送的灰、渣质量，t； Brl ——入炉煤总量，t；
（15
（
——灰渣中平均碳量与燃煤灰量之百分比，计算见公式（46），％。
10.10.4 化学总自用水率
化学总自用水率是指进入化学预处理的原水量与供给机组及系统的水量之差与原水量的百分比。供给机组及系统的水量包括除盐水和供给公用系统（如消防水系统、工业水系统、除尘水系统等）的清水量。
（158）
化学总自用水量包括化学预处理自用水量和化学除盐自用水量。
___________________
36