发电煤耗的影响因素分析与对策

2 发电煤耗定性分析
2.1.3 锅炉氧量过大或过小 （1）锅炉本体漏风，增大了炉膛出口过剩空气系数 （2）空预器漏风大 （3）锅炉负荷或煤质发生变化，风、粉调整不及时 （4）燃烧器辅助风门开度与指令有偏差 （5）最佳锅炉氧量确定不准确 （6）氧量测量不准确
2 发电煤耗定性分析
2.1.4 散热损失大 （1）保温材料选用不符合技术要求 （2）保温材料理化性能指标不符合技术要求 （3）保温施工工艺和检修不符合技术要求 （4）保温材料膨胀缝出力不当 （5）临时检修设备拆除保温后为及时恢复保温 或保温效果不好
2 发电煤耗定性分析
（4）循环水温度高 季节 冷却塔性能差） （5）真空泵冷却水温度高，抽气性能差 （6）凝汽器热负荷大 汽轮机排汽量大 热力系统泄漏） （7）凝汽器面积小 设计不合理 水位高） （8）抽气系统设计不合理（双压凝汽器）
2 发电煤耗定性分析
2.2.5 给水温度低 （1）高加投入率低 （2）高加旁路门内漏 （3）高加抽汽量不足 （4）高加堵漏，传热面积减少 （5）高加端差大 （6）加热器水位不稳定 （7）加热器水侧内漏 （3）至（7）指最后一级高加
3 发电煤耗定量分析
3.2 原理 把运行煤耗率表示成多元函数
假定各参数之间相互独立，函数连续可导，则
3 发电煤耗定量分析
3.3 基准值Hale Waihona Puke Baidu
某项指标变化对煤耗的影响 发电煤耗变化=影响系数×（指标实际运行值-指标基准值）
基准值：上级要求，设计值，试验值，同类机组较好值
3 发电煤耗定量分析
3.4 耗差分析模型 建立各参数对机组煤耗影响的关系式。针对不同的情况和参 数，有不同的建模方法。 （1）利用基本公式法 适用于锅炉效率、排烟温度、氧量、飞灰可燃物等。 （2）常规热力计算法 可根据厂家提供的热力特性曲线查取。 适用于主汽压力、主汽温度、再热温度、排汽压力等。 （3）等效焓降法 用简捷的局部运算代替整个系统的繁杂计算，为小指标 的定量计算提供了简单实用的方法。 （4）试验法 通过试验确定某些参数对煤耗的影响。如排汽压力等。 （5）小偏差法
4 降低发电煤耗的措施
4.2 降低汽轮机热耗率的一般措施 进行主汽压力按优化试验 进行冷端优化试验 按优化试验结果控制主汽压力 按优化试验结果控制冷端设备运行方式 主汽温度、再热温度压红线运行 正常投用胶球清洗装置、对真空系统查漏堵漏，提
高凝汽器真空 消除高加泄漏，合理控制水位，提高给水温度 减少再热减温水量（调整燃烧器摆角、调整尾部烟 气挡板、锅炉燃烧调整）
发电煤耗的影响因素分析与对策
华能南通电厂 方 超
2016年5月
内容介绍
1 2 3 4 5 发电煤耗计算 发电煤耗定性分析 发电煤耗定量分析 降低发电煤耗的措施 发电煤耗估算
1 发电煤耗计算 1.1 正平衡计算
下列非生产用标准煤量应扣除 新设备或大修后设备的烘炉、暖机、空载运行的燃料 新设备在未移交生产前带负荷试运行期间耗用的燃料 计划大修以及基建、更改工程施工用的燃料 发电机做调相运行时耗用的燃料 厂外运输用自备机车耗用的燃料 非生产用燃料
0.547
0.563 0.62 0.5 0.34
0.898
0.654 0.89 0.99 0.5
1.017
1.457 1.36 1.34 1.18
3 发电煤耗定量分析
（4）再热器减温水每增加1t/h对发电煤耗的影响量（g/kWh） 机组类型 200MW 发电煤耗的影响量 0.11
300MW亚临界
600MW超临界 600MW超超临界 1000MW超超临界
0.053
0.037 0.03 0.02
3 发电煤耗定量分析
（5）机组启停1次对发电煤耗的影响量（g/kWh） 机组启停对发电煤耗的影响量，与启停方 式、启停特性、年利用小时有关。 一般情况下，年利用小时在5500小时以上 时机组每启停1次对发电煤耗的平均影响量为 0.04～0.08 g/kWh。其中： 冷态启停：0.07～0.08 g/kWh/次 温态、热态启停：0.05～0.06 g/kWh/次 极热态启停：0.04 g/kWh/次
2 发电煤耗定性分析
2.3 管道效率低的主因 （1）汽水系统泄漏 （2）汽水管道保温差 （3）汽水品质差，锅炉排污损失大 （4）暖风器、吹灰等厂用辅助用汽量大
2 发电煤耗定性分析 2.4 管理因素 奖励、约束机制不健全 燃料管理不到位（煤质差、亏吨亏卡、煤场 存损率大、配煤不合理） 热、电耗煤量分摊不合理 未按规定扣除非生产用能 节能技改推进力度不够 运行检修管理不到位（运行方式没优化，设 备可靠性差）
4 降低发电煤耗的措施 4.5 节能管理措施 强化燃料管理，减少燃煤数量和热值损耗 加强检修和运行管理，以机组安全稳定促节能 开展对标工作，储备节能技改项目 对机组进行节能诊断，制定节能降耗措施 完善厂级信息监控系统，指导机组运行优化 加大节能奖励，调动员工积极性 合理安排机组备用停机，提高在运机组出力系数 按规定扣除非生产用能
（1）大力推进热电联产和供热方式优化改造 （2）继续推进汽轮机通流部分改造 （3）试点亚临界机组升级改造 （4）抓好空冷机组提效改造 （5）机组回热系统优化改造 （6）机组进汽方式和调频优化改造 （7）本机自供热改造—广义回热系统改造 （8）锅炉降低排烟温度和排烟余热利用改造 （9)空预器降低阻力和漏风率的改造
出力系数75% 4.0～4.2 4.2～4.5 5.0～5.5 4.5～5.0
出力系数50% 16.0～16.5 16.0～16.5 17.0～17.5 14.5～15.0
3 发电煤耗定量分析
（3）缸效率降低1个百分点对发电煤耗的影响量 （g/kWh）
机组类型 高压缸 中压缸 低压缸
125MW
300MW亚临界 引 进 型 300MW 亚 临界 600MW亚临界 600MW超临界
2 发电煤耗定性分析
2.1.5 空预器漏风率大 （1）密封结构形式不合理 （2）自动密封调节装置跟踪不正常 （3）运行中送风机、一次风机风压过高 （4）传热元件积灰严重
2 发电煤耗定性分析
2.2 汽轮机热耗率高 2.2.1 汽轮机通流部分效率低 （1）汽轮机缸效率低（结垢、漏汽、损伤） （2）汽轮机高压配汽机构节流损失大（如调门重 叠度不佳） 2.2.2 蒸汽初参数低（主蒸汽温度、压力，再热 蒸汽温度） 2.2.3 再热蒸汽减温水量大（高压缸效率低、受 热面设计不合理、煤质与设计差别大、运行操控 不合理）
3 发电煤耗定量分析
3.5 各种类型机组指标变化对煤耗的影响量
（1）蒸汽温度和排气压力对发电煤耗的影响量（额定工况g/kWh）
机组类型 50MW 100MW 125MW 200MW 300MW亚临界 引进型300MW亚临界 600MW亚临界 东汽600MW亚临界空冷 哈汽600MW超临界 上汽1000MW超超临界 主汽温度降低 1℃ 0.153 0.149 0.09 0.11 0.091 0.093 0.088 0.085 0.089 0.074 0.064 0.1 0.079 0.078 0.088 0.056 0.037 0.037 再热汽温降低 1℃ 排汽压力升高 1kPa 3.26 3.2 2.26 3.211 3.099 2.43 2.045 1.7 2.27 1.515
4 降低发电煤耗的措施
4.3 提高管道效率的一般措施 控制水质，减少排污量； 消除阀门泄漏，减少汽水泄漏损失； 加强保温，减少散热损失； 优化吹灰，减少厂用辅助用汽量
4 降低发电煤耗的措施
4.4 实施节能技改项目 华能集团2015-2020年煤电节能升级改造行 动计划（共21类142项改造项目）
4 降低发电煤耗的措施
（10）汽轮机冷端优化改造 （11）真空系统优化改造 （12）实施辅机变频、蒸汽驱动等节电改造 （13）除尘系统节电改造 （14）制粉系统节能改造 （15）脱硫系统节电改造 （16）汽水系统优化改造 （17）机组启停节能改造 （18）锅炉其它提效改造 （19）其它节电改造 （20）机组运行方式优化改造 （21）其它技术改造
1 发电煤耗计算
1.2 反平衡计算
1.3 影响发电煤耗的主因 锅炉效率（含煤质） 汽机热耗 管道效率 机组负荷 供热 管理
2 发电煤耗定性分析
以煤耗高为例，采用逻辑树法分级分析 2.1 锅炉效率低 2.1.1 排烟温度高 （1）炉膛火焰中心上移 （2）锅炉受热面结焦、积灰 （3）空预器堵灰 （4）吹灰器投入不正常 （5）水质控制不严，受热面内部结垢 （6）送风温度高 （7）给水温度低 （8）锅炉辐射、对流受热面设计分配不合理
启停1次对发电煤耗的影响量=5500小时以上时机组每启停1 次对发电煤耗的平均影响量×5500/实际利用小时
4 降低发电煤耗的措施
4 降低发电煤耗的措施 4.1 提高锅炉运行效率的一般措施 进行锅炉燃烧调整试验（燃烧设备变动，煤种变化） 根据锅炉燃烧调整试验提供的操作卡进行运行操控
（运行中，要特别关注排烟损失与机械不完全燃烧 损失，努力使其两者之和为最小。） 合理吹灰，提高受热面清洁度，减少空预器、GGH 阻力 空预器投用自动密封调节装置，减少漏风（漏风不 仅引起风机耗电率增加，还影响传热，导致排烟损 失增加）
3 发电煤耗定量分析
3 发电煤耗的定量分析 采用耗差分析法进行指标偏差定量分析。 3.1 概念 耗差分析法，是根据运行参数的运行值与基准值 的差值，通过分析计算得出运行指标对机组的热 耗率或煤耗率的影响程度，从而使运行人员根据 这些数量概念，能动地、直观地、分主次地努力 减少机组可控损失。
2 发电煤耗定性分析
2.2.4 排汽压力高（或真空差）
（1）冷却水量小 循泵存在问题 运行方式不合理 （2）真空严密性差
低压缸轴封间隙大，轴封供汽压力低 水封效果差（多级水封及单级水封的影响） 主汽轮机或给水泵汽轮机负压系统漏空气 凝汽器喉部膨胀节破坏
（3）凝汽器冷却水管脏 水质差 胶球清洗装置投用效果差 二次滤网投用效果差
2 发电煤耗定性分析
发电煤耗高的第四级原因
（第一级原因（主因）：锅炉效率低；第二级 原因：排烟温度高；第三级原因：炉膛火焰中 心上移）
2 发电煤耗定性分析
2.1.2 灰渣可燃物大
（1）燃煤挥发分低（锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降） （2）燃煤水分高（水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困 难，燃烧推迟） （3）燃煤灰分大（着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低， 燃尽程度变差） （4）煤粉粗（着火及燃烧反应速度慢） （5）燃烧器辅助风门开度与指令有偏差 （6）锅炉氧量低（过剩空气系数小，燃烧不完全）， （7）一、二次风速及一、二次风量配比不当 （8）燃烧器喷嘴烧损变形，造成一次风速发生变化 （9）对炉渣而言，除上述原因外，还与下层二次风速过小有 关
5 发电煤耗估算
5.1 电厂能源转化示意图
5 发电煤耗估算
5.2 经营发电煤耗与生产发电煤耗 全厂耗用标煤量=期初库存标煤量+本期入厂标煤 量-期末库存标煤量=入炉标煤量+从入厂到入炉间 损失的标煤量 入炉标煤量=全厂耗用标煤量-从入厂到入炉间损 失的标煤量=全厂耗用标煤量×（0.98～0.99） 经营发电煤耗=全厂耗用标煤量/发电量×1000000 生产发电煤耗=（入炉标煤量-按规定扣除的标煤 量）/发电量×1000000=[全厂耗用标煤量× （0.98～0.99）-按规定扣除的标煤量]/发电量 ×1000000 按规定扣除的标煤量=非生产标煤量+供热标煤量
3 发电煤耗定量分析
（2）出力系数变化对发电煤耗的影响量（g/kWh）
机组类型 100MW 出力系数90% 3.45 出力系数80% 7.54 出力系数70% 12.39
125MW
200MW
2.77
3.65
6.49
7.73
10.22
11.8
机组类型 300MW亚临界 600MW超临界 600MW超临界空冷 1000MW超超临界