冷却补水率≤1。中央空调是集中式和半集中式空调的总称，包括冷水机组、冷冻水循环系统和冷却水系统，根据中央空调的使用介绍可知，该空调在进行冷却的时候，会实现闭路循环、冷却补水率≤1，绿化采用高效浇灌方式或者景观水、杂用水采用中水或雨水。
中央空调冷却塔补水量占总循环量的百分比可以通过以下公式计算：
补水量占总循环量的百分比 = （补水量 ÷ 总循环量）× 100%
其中，补水量指的是冷却塔在循环过程中需要补充的水量，总循环量指的是冷却塔循环系统中水的总量，包括循环水和补水量。
例如，如果中央空调冷却塔每天需要补充100升的水，而循环系统中水的总量为1000升，那么补水量占总循环量的百分比为：
（100 ÷ 1000）× 100% = 10%
因此，中央空调冷却塔补水量占总循环量的百分比为10%。
冷却水补水量，要看冷却塔的形式和冷水机型，一般取循环水量的1%-2%，溴化锂更高点2%-3%。
冷冻水补水量=水箱容积计算:
Vp=a△tVs
m3
Vp—膨胀水箱有效容积（即从信号管到溢流管之间高差内的容积）m3
a
—水的体积膨胀系数，a=00006
L/℃
△t—最大的水温变化值
℃
Vs—系统内的水容量
m3，即系统中管道和设备内总容水量。
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火力发电厂指标影响煤耗的经验值
火力发电厂指标影响煤耗的经验值
供电煤耗又称供电标准煤耗，是火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量（单位：克/千瓦时、g/kWh）。它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标之一。下面，小编就为大家呈上影响供电煤耗因素汇总，以供参考。
从2013年至今，全国60万千瓦及以上电厂供电煤耗每年以3克/千瓦时幅度持续递减，2017年全国60万千瓦及以上电厂供电标准煤耗为309克/千瓦时。
发电厂经济效益的一个重要指标是煤耗,因此如何降低煤耗是发电厂节能的重点
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工作。降低机组的发电煤耗从反平衡角度分析,取决于降低汽轮机热耗和提高锅炉效率，同时加强管道的保温,提高管道传热效率。
对煤耗影响较大的几个因素具体分析如下:
1、汽轮机汽耗
降低汽轮机热耗的方法有:
(l)通过对汽轮机通流部分及相关热力系统的改造,提高热循环效率、降低热耗;
(2)运行中应及时地对主辅机进行调整,以保证机组在相应工况下参数、真空等指标处于经济运行状态;
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(3)提高设备健康水平,确保系统无负压泄漏,无额外热源漏人凝汽器,无回热系统故障等影响经济运行的缺陷。
2、锅炉热效率
提高锅炉效率应根据需要进行受热面、燃烧器等主辅设备的技术改造。运行中要及时调整燃烧和辅机运行,减少锅炉各项损失,特别是排烟损失和机械不完全燃烧损失。另外,要加强对来煤煤质的预报,杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。
3、负荷率和机组启停次数
机组启停次数对热耗和发电煤耗影响很
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大,统计资料表明,每次启停消耗的燃料约为本机组在满负荷下2~3h消耗的燃料,机组每次启停增加热耗约为3kJ/(kw˙h),相应煤耗增加约01~015g/(kw˙h)。负荷率每变化1%,机组热耗将变化008%~010%,大型机组的热耗增加8~10kJ/(kw˙h),煤耗增03~038g/(kw˙h)。因此降低煤耗,一方面要增加负荷率,另一方面要做好经济调度;必须提高大小修质量,减少停机次数;重要设备要有运行状态检测手段,逐步实行状态检修。
4、凝汽器真空
气候变化引起凝汽器真空降低及真空系
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统泄漏均会引起热耗上升。真空每降低1kPa,热耗增加80kJ/(kw˙h),煤耗增加3g/(kw˙h)。凝汽器真空是影响机组发电煤耗的主要因素。
提高真空的主要措施是:
①降低循环水入口温度。当循环水人口温度在规定范围内时,循环水入口温度每降低1℃,煤耗约降低10~15g/(kw˙h)。
②增加循环水量。
③保持冷凝器管子的清洁,提高冷却效果。
④维持真空系统严密。
5、主蒸汽参数的影响
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(1)主蒸汽温度的影响
主蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少08g/(kw˙h)。但是如果主蒸汽温度升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成汽机主汽阀、调节汽阀、蒸汽室、动叶和高压轴封等部件的机械强度降低或变形,导致设备损坏,因此汽温不能无限升高。如果主蒸汽温度降低,不但引起煤耗增加,而且使汽轮机的湿汽损失增加,效率降低。
(2)主蒸汽压力的影响
主蒸汽压力每升高1MaP,煤耗减少15~2g/(kW˙h)。但是主蒸汽压力升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造
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成主蒸汽压力管道、蒸汽室、主汽门、汽缸法兰及螺栓等部件的应力增加,对管道和汽阀的安全不利;湿气损失增加,并影响叶片寿命。所以主蒸汽压力不能无限升高。如果主蒸汽压力降低,不但引起煤耗增加,而巨使汽轮机的最大出力受到限制。
(3)再热蒸汽参数的影响
再热蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少01~015g/(kw˙h)。
6、过冷度的影响
过冷度每升高5℃,煤耗增加025g/(kw˙h)。
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造成过冷度的原因有:
①凝汽器冷却水管布置过密,或冷却水温过低。
②凝汽器水位过高淹没一部分冷却水管。
③真空系统不严,抽汽器工作不正常导致凝汽器内积存空气。
7、厂用电率影响
厂用电率虽然不影响发电煤耗,但直接关系到火力发电厂供电煤耗的高低,厂用电率越小,供电煤耗越小。厂用电率每降低05%,供电煤耗便降低2~25g/(kw˙h)。
8、氧量影响
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一般情况,炉膛漏风系数每增加01~02,排烟温度将升高3~8℃,锅炉效率将降低02%~05%，应采取措施,更新设备降低漏风系数。
9、其它方面影响
①给水温度和补水率的影响
给水温度每升高1℃,煤耗减少015g/(kw˙h),补水率每增加1%,发电煤耗升高05g/(kw˙h)。
②燃煤灰分的影响
燃煤灰分每增加1%,供电煤耗升高003-004g/(kw˙h)。
影响供电煤耗率的主要因素分析
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1、蒸汽压力和温度越高，机组容量越大，发电煤耗率越小。
2、管道效率。热力管道（主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道）保温不完善将增加热损失。管道效率影响煤耗幅度同锅炉效率。过去管道效率一般取99%，根据《火力发电厂能量平衡导则第3部分：热平衡》（DL/T6063-2006）规定，管道效率应采用反平衡计算方法求得，一般情况下管道效率约95%左右。
3、热力系统疏水增加，热量损失增加。
4、厂用电率。厂用电率的影响因素主要取决于辅机设备的运行经济性。厂用电
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率每升高1个百分点，供电煤耗率增加35g/kWh。
5、锅炉热效率。锅炉热效率每变化1%，供电煤耗率反方向相对变化1%。在其他条件不变的情况下，锅炉效率越高，机组供电煤耗率越低。
6、汽轮机热耗率。汽轮机热耗率每变化1%，供电煤耗率同方向相对变化1%。也就是说汽轮机热耗率每增加100kJ/kWh, 供电煤耗增加35g/kWh。在其他条件不变的情况下，汽轮机热耗率越低，机组供电煤耗率越低。
7、机组负荷。机组负荷率降低，锅炉运行效率降低，汽轮机热耗率增加，厂用
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电率增加，供电煤耗率增大。负荷率每减少10个百分点，供电煤耗率增加3g/kWh。如果机组负荷率降低到75%以下，则供电煤耗率增加幅度要大得多。
8、电网因素。电网负荷调度分配本身没有考虑到电厂机组的经济性，负荷直接分配到机组，电厂无法实现机组间的经济调度。另外经常参加调峰的机组因启停次数较多，而多消耗燃料。
9、管理因素。煤炭管理严格规范，煤场可能出现赢煤，全厂供电煤耗率会降低。据原能源部调查，300MW机组在管理上造成的煤耗约偏高5g/kWh。入厂入炉煤热值差每增加100kJ/kg，煤耗增加1g/kWh。
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10、入厂煤质量。目前，由于煤炭市场经济问题，大多数电厂入厂煤大大偏离设计要求。入厂煤质量差，那么灰分高，热值低。根据测算，入炉煤热值每降低500kJ/kg，供电煤耗率至少增加05g/kWh。
11、季节因素。不同季节对机组供电煤耗率有不同的影响。夏季由于自然环境温度高，冷却条件变差，真空、辅机设备运行台数增加，使得供电煤耗率明显高于春秋冬季。
12、供热机组的抽汽压力。供热比影响发电煤耗系数与供热机组抽汽压力有关，背压供热机组系数最高。
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13、机组运行方式。机组运行方式主要是指机组在电网中的运行特征，即是带基本负荷还是调峰。同样的机组，带基本负荷的机组发电煤耗优于调峰机组的发电煤耗。一般机组在25%负荷时采用滑压运行方式，可降低发电煤耗率85g/(kWh)。
14、机组启停次数。例如一台300MW机组每次冷态启动需要消耗燃油50吨（燃煤量已计入），机组全年发电量18亿千瓦时，消耗标准煤57万吨，因此一台300MW机组，每年如果冷态启动10，则全年累计煤耗增加03 g/(kWh)
15、锅炉类型。循环流化床锅炉供电煤
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耗比煤粉炉要高，例如2006年100～135MW循环流化床锅炉的供电煤耗平均为38628g/kWh，而100～135MW煤粉锅炉的供电煤耗平均为38145g/kWh。
16、给水泵类型。由于汽动给水泵消耗一定的热量，因此配备汽动给水泵的机组比电动给水泵机组的发电煤耗率稍大。例如600MW超临界脱硫空冷机组采用电动给水泵时，供电煤耗率为334g/kWh，而采用汽动给水泵时，供电煤耗率为332g/kWh；国产300MW级脱硫机组采用电动给水泵时，供电煤耗率为336g/kWh，而采用汽动给水泵时，供电煤耗率为335g/kWh。
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17、机组冷却类型。空冷机组厂用电率大。例如600MW亚临界脱硫机组发电煤耗率仅仅288g/kWh，而采用空冷机组为301g/kWh；300MW电动泵脱硫机组发电厂用电率为82%，而采用空冷机组为88%；200MW脱硫机组发电煤耗率315g/kWh，而采用空冷机组为333g/kWh。
18、脱硝工艺。如果采用选择性催化还原SCR装置，将使厂用电率增加04个百分点，使供电煤耗增加15g/kWh；如果采用选择性非催化还原SNCR装置，将使锅炉效率下降04个百分点，使供电煤耗增加15g/kWh 。
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19、脱硫工艺。如果采用海水法和石灰石法等湿法脱硫工艺，将使厂用电率增加12～20个百分点，煤耗增加4～65g/kWh。如果采用炉内喷钙、循环流化床法等干法脱硫工艺，将使厂用电率增加05个百分点，煤耗增加17g/kWh。
影响供电煤耗的因素
1、主汽压力上升1MPa
影响供电煤耗下降165g/kWh
控制措施：主汽压升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设
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计值，以免控制不好，引起超压。
计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽压引起变化的影响。粗略估算可采用下式：
B[C1/(1+C1)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是主汽压对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
2、主汽压力下降1MPa
影响供电煤耗上升189g/kWh
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控制措施：运行时，对80%以上工况尽量向设计值靠近，80%以下工况目标值不一定是设计值，目标值的确定需要通过专门的滑参数优化试验确定。
计算公式：估算公式与主汽压力上升相同。
3、主汽温度每下降10℃
影响供电煤耗上升126g/kWh
控制措施：主汽温偏低一般与过热器积灰、火焰中心偏低、给水温度偏高、燃烧过量空气系数低、饱和蒸汽带水、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。
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