火力发电厂如何降低供电煤耗

1、火力发电厂如何降低供电煤耗一、 供电煤耗率是供电标准煤耗率的简称，供电煤耗率是指火电厂向厂 外每供出 1kW.h 电量所消耗的标准煤量 g/（kW.h） ，计算公式为：供电煤耗 率=发电煤耗率 / （1-厂用电率） =标准煤耗量 /供电量1、下列用电量和燃料不计入发电厂用电率和供电煤耗：1）新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力；2）新设备在未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力；4）发电机作调相运行时耗用的电力；5）自备机车、船舶等耗用的电力；6）升降压变压器（不包括厂用电变压器） 、变波机、调相机等消耗的电 力；7）修配车间、车

2、库、副业、综合利用、集体企业、外供及非生产用（食 堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的电力。2、供电量是指在报告期内机组向电网和电厂非生产用电提供的电能。 供电量 =发电量 - 发电（供热）厂用电量 - 电网购入电量 购入电量是指电厂为生产所需，从其他独立发电企业、其他电网经营企 业、自备电厂购入的电量，一般通过厂内高压备用变压器输入。非生产用电量是指生活用电、机组大修用电、技改工程施工用电和新建 机组启动用电等。上网电量是指电厂在报告期内输送给电网的电量，即厂、网间协议确定的电厂并网点计量关口有功电能表计抄见电量。上网电量二发电量-发电（供热）厂用电量-非生产用电量-主变压器

3、和线路损失电量-电网购入电量（4）机组负荷率修正系数按表1选取表1机组负荷率修正系数报告期机组负荷率修正系数86%及以上1.085% 75%1.0175% 60%每降5%修正系数为前值基础上乘1.01（5）机组启停调峰修正系数按表2选取表2机组启停调峰修正系数报告期机组启停调峰次数修正系数18次1+0.0003 X (N-18)注：N为报告期机组启停调峰次数，其中机组因调峰而停机和启动的全过程计为启停调峰一次。、影响供电煤耗率的主要因素1、蒸汽压力和温度越高，机组容量越大，发电煤耗率越小，见表5 （数据 包括脱硫设施）表5不同参数下机组设计和运行供电煤耗率机组类型容量（MW）主汽压MPa主汽温

4、C厂用电率%供电煤耗（g/kWh）设计值运行值限定值高压机组1008.835359.2403.1415.0395超高压循环机组13512.7535/5358.2350.8367.0375超高压机组20012.7535/5358.8365.1377.0375亚临界空冷机组30016.67538/5386.6325.5347.0350亚临界机组30016.67538/5386.0309.6335.0340亚临界空冷机组60016.67538/5386.0320.2341.0340亚临界机组60016.67538/5385.7305.4325.0330超临界机组60024.2566/5665.729

5、8.0313.0320超超临界机组100025600/6005.2287.0300.03002、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/T606.3-2006 )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。 厂用电率每升高 1 个百分点，供电煤耗率增加 3.5g/kWh。5、锅炉热效率。

6、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3.5g/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/kWho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

7、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。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 0.5g/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

8、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。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 8.5g/(kW.h) 。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30

9、0MV机组，每年如果冷态启动10，则全年累计煤耗增加0.3 g/(kW.h)15、锅炉类型。循环流化床锅炉供电煤耗比煤粉炉要高，例如2006年100 135MW循环流化床锅炉的供电煤耗平均为 386.28g/kWh，而100135MW煤粉 锅炉的供电煤耗平均为 381.45g/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300MW5脱硫机组采用电动给水泵时，供电煤耗率为336g/kWh

10、,而采用汽动给水泵时，供电煤耗率为 335g/kWho17、机组冷却类型。空冷机组厂用电率大。例如 600MV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; 300MWI动泵脱硫机 组发电厂用电率为8.2%,而采用空冷机组为8.8%; 200MW兑硫机组发电煤耗 率315g/kWh,而采用空冷机组为 333g/kWho18、脱硝工艺。如果采用选择性催化还原 SCR装臵，将使厂用电率增加0.4 个百分点，使供电煤耗增加1.5g/kWh ;如果采用选择性非催化还原 SNCRI臵, 将使锅炉效率下降 0.4 个百分点,使供电煤耗增加 1.5g/kWh 。19、脱硫

11、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1.22.0个百分点，煤耗增加46.5g/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 0.5 个百分点,煤耗增加 1.7g/kWh。四、降低供电煤耗率的主要措施1、积极鼓励开发、研制、推广新型的无油技术（如等离子点火技术、少 油点火技术等）,并尽快推广使用。等离子点火是用等离子体电弧直接点燃煤 粉的技术。从 20 世纪 70 年代初美国、前苏联和澳大利亚等国的一些公司 和科研单位曾投入大量的人力、财力研究开发用于燃煤锅炉点火和稳燃的等 离子点火及稳燃技术。但未实现工程应用。国内的等离子点火及稳燃技术的

12、 应用逐渐由推广期进入成熟期。2、对送风机、吸风机等动力进行变频改造。进口大型变频器推荐采用罗宾康ROBICO完美谐波型变频器（2005年10月被西门子收购）、国产大型变 频器推荐采用北京利德华福技术有限公司生产的 HARSVER型高压变频器装 臵。实践证明，采用性能较好的变频器不但可靠性高，而且风机节电率可达 40% 60%大型变频器基本上每千瓦费用为 1000元。3、采用先进的设计技术和加工工艺、采用先进的附属设备和部件，对汽 轮机通流部分进行改造，可以提高机组容量和缸效率，从而大幅度地降低发 电煤耗。对于国产机组，采用先进的高效叶型进行通流部分改造，煤耗至少 可降低 8g/kWh。4、当

13、煤质发生变化时，及时调整制粉系统运行方式，保证经济的煤粉细 度，降低飞灰和炉渣可燃物，提高锅炉热效率。建议电厂按 0.5Vdaf 较核煤 粉细度。煤粉过粗，达不到经济细度，导致炉膛着火延迟，使火焰中心升高， 排烟温度升高；煤粉过细，燃烧提前，火焰中心下降，对汽温调整产生影响， 同时也增加了制粉系统电耗。请参考电站磨煤机及制粉系统选型导则(DL/T466-2004)。该标准规定，无论无烟煤、贫煤和烟煤，其经济煤粉细度 均按 0.5Vdaf 选取。5、采用先进的煤粉燃烧技术。煤粉燃烧稳定技术可以使锅炉适应不同的 煤种，特别是燃用劣质煤和低挥发分煤，而且能提高锅炉燃烧效率，实现低 负荷稳燃，防止结渣

14、，并节约点火用油。如德国斯坦米勒 (Steinmuller) 公司 的SMI型燃烧器、美国巴布科克.威尔科克斯(B&W公司的DRB型燃烧器、美国 福斯特.惠勒(Foster Wheeler)公司的CF/SF型燃烧器、美国CE公司WR燃 烧器和日本三菱公司开发的 PM型燃烧器等。这些燃烧器不但可降低 NOX非放 量，而且可以提高稳燃能力，节省燃油。6、采用高参数的大容量火电机组，不仅能减少大气污染，而且大大降低 供电煤耗。新建机组单位产品的供电煤耗应不高于表 7 中的单位产品能耗限额准入值。见常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB21258-20077、 根据国际电工委员会（IEC） 198

15、5年和电站汽轮机技术条件（DL/T892-2004）规定：在任何12个月的运行期间，汽轮机任何一进口的平均温度不应超过其额定温度。机组可以在（额定温度+8）C下长期运行，但全年平均温度不允许超过额定值；在（额定温度 +8）（额定温度+14）C下, 机组全年允许运行400h;在（额定温度+14）（额定温度+28）C下，机组 全年允许运行80h，但每次不超过15min;超过（额定温度+28）C，要停机。8、 负荷降低时，应及时停运1套制粉系统。实践证明，300MV锅炉，3套 制粉系统运行比2套制粉系统运行，排烟温度要高出10C左右。制粉系统停 运时，应尽量停运上层的制粉系统，同时相应地降低给粉机出

16、力，以延长停 磨时间和降低火焰中心。9、 在低负荷下机组采用滑压运行方式。例如某电厂 300MW机组当负荷降 到240MV以下时采用1、2、4、5四只高压调门全开，3、6两只高压调门全关 的滑压运行方式，供电煤耗降低 4.1g/kWh。10、每月进行一次真空严密性试验。特别注意现在标准凝汽器与真空系 统运行维护导则（DL/T932-2005）对真空严密性试验要求比以前严格的多， 见表&表8真空严密性试验要求机组容量（MW真空下降速度（kPa/min）新标准旧规定v 100 0.40 100 0.27 0.4011、由于煤炭市场逐步放开，许多电厂的煤源、煤种不稳定，诸多煤炭指 标严重偏离设计煤种

17、，给锅炉安全经济运行带来了较大的影响，因此应通过 完善燃料采购、配煤掺烧的管理，努力克服当前煤炭市场的不利因素，尽量 提高入炉煤的质量，确保锅炉燃烧最大限度地接近设计煤质。凡燃烧非单一 煤种的电厂，要实行配煤责任制，每天根据不同煤种和锅炉设备特性，研究 确定掺烧方式和掺烧配比，并通知有关岗位执行 , 避免锅炉低负荷期间燃烧不 稳灭火。12、认真抓好煤质监督工作，化验人员应及时将化验结果提供给运行和管 理部门，以便于运行人员掌握和控制煤炭质量。有条件的电厂要安装煤质在 线分析设备，进行煤质实时分析，并根据煤质来上煤，保证上到煤仓的煤是 已知分析结果的煤，将煤质分析报告提前交到运行人员的手里，使运

18、行人员 能够及时进行燃烧调整，提高燃烧的安全性和经济性。13、控制入炉煤湿度。煤的含水量过大，不但要降低炉膛温度，减少有效 热的利用，而且还会造成排烟热损失的增加（因排烟容积增加） 。燃料含水量 每增加 1%，热效率便要降低 0.1%。14、控制炉膛火焰中心高度。炉膛火焰中心高度对再热汽温影响很大，对 排烟温度影响也很大。在机组低负荷时，如果再热汽温偏低，可以停运两个 最下层给粉机，并将一次风挡板关闭。这样做既可使炉膛火焰中心高度上移， 又可减少炉膛通风量。从而既可提高再热汽温，又可降低排烟温度。15、控制设备漏风。漏风包括炉膛漏风、制粉系统漏风。当炉膛漏风、制 粉系统漏风增加时，导致进入空气预热器空气量减少，传热量下降，最终导 致排烟温度升高。试验表明：炉膛漏风和制粉系统漏风总系数与排烟温度近 似成线性关系，漏风系数每增加 0.1，排烟温度升高约1