600MW机组-影响煤耗因素汇总表
热工自动控制对600MW火电机组节能降耗的影响
可节 省 ２ ４０ 万 元 （以 机 组 年 运 行 时 间 ５ Ｏ ０ ｈ、 价 ０ 煤 ８ ０元 ／ ０ ｔ计 算 ） 。
（ 南 省 电力 公 司试 验 研 究院 ， 南 长 沙 湖 湖 ４００ ） １０ ７
摘
要 ：随着能源 问题 的突显 ，各 电厂越来越重视节能降耗工 作 ，节能降耗不 仅可 以降低生产成 本 ，提高
企 业 的经 济 效 益 ．同 时 可 节 约 能 源 ．减 少 环 境 污 染 。介 绍 了锅 炉 、汽 轮 机 及 其 附 属 设 备 与 系 统 的 各 类 能 耗
的综 合 反 映 。 响 锅 炉 效 率 的 因 素 有 排 烟 热 损 失 口 影 、
化 学 不 完 全 燃 烧 热 损 失 ｑ 机 械 不 完 全 燃 烧 热 损 失 、 ｑ 散 热损 失 ｑ 灰渣 物理 热损 失 ｇ 、 、 。主 要 影 响 参 数 有 排 烟 温 度 、 灰 含 碳 质 量 分 数 、 风 率 、 气 含 氧 飞 漏 烟 质量 分数等
。
各 电 厂 对 节 能 降 耗 工 作 越 来 越 重 视 ． 能 降 耗 不 节
仅 可 以 降 低 生 产 成 本 ， 高 企 业 的 经 济 效 益 ， 时 可 提 同 约 能 源 ． 少 环 境 污 染 ． 促 进 国 民 经 济 的 持 续 科 减 对 学 发 展 有 着 十 分 重 要 的 意 义 锅 炉 、汽 轮 机 及 其 附 属 设 备 与 系统 的 各 类 能 耗
化调 整 、 备治 理 和节 能改 造提供 依据 和方 向。 设
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策摘要：本文主要针对600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策做出初步分析，希望对600MW级火力发电机组在电网调峰中的应用提出一些有效建议，使600MW火力发电机组既能安全经济的运行，又满足国际环保政策的可持续发展理念，同时还能适应电网的需求。
关键词：600MW级火力发电机组；深度调峰；影响因素及对策引言：600MW级火力发电机组在火力发电厂中的使用越来越多，经常会参与电网调峰，由于600MW火力发电机组利用小时数逐年降低，最低负荷只有额定容量的三分之一，所以600MW火力发电机组在电网深度调峰中经常会出现一些问题，导致600MW火力发电机组发生非计划停运，对电网的正常使用造成不利影响。
因此，在保证600MW级火力发电机组满足国家环保政策的需求下，使其能够正常的为电网发展做出贡献是每个火力发电机组厂都应该认真研究的课题，本文通过对600MW级火力发电机组的一些了解，希望能为600MW级火力发电机组深度调峰提出一些有效建议，为国家电网事业的发展做出一些贡献。
一、600MW级火力发电机组调峰的必要性由于600MW级火力发电机组经常在调峰中会有一些问题，使得600MW级火力发电机组的年利用小时逐年下降，造成600MW级火力发电机组年利用小时逐年降低的主要原因有：（一）随着科技的不断发展，近几年电网投产使用1000MW机组较多，1000MW火力发电机组相比于600MW火力发电机组煤耗较低，处于节能的考虑，电网调度时使用1000MW机组较多，这就导致600MW的使用时间变得较少。
（二）随着国家政策的改变，大量的风力发电、太阳能发电等新能源的投产应用，使得电网容量不断变大，处于环保的考虑，新能源发电优先使用，且不受限制，使电网的深度调峰就需要火力发电机组来参与完成。
通过以上可以看出，600MW级火力发电机组参与电网调峰势在必行，特别是在节假日期间，电网负荷较低时，600MW级火力发电机组参与深度调峰越来越频繁。
600MW燃煤机组单耗分析
关键词：单耗分析能耗热力系统节能中图分类号：tk123 文献标识码：a 文章编号：1003-9082（2015）09-0272-01电力工业为工业和国民经济其他部门提供基本动力，尽管新能源及其利用技术在不断研究和开发中，但现阶段我国的电力工业仍以燃煤发电为主。
火力发电厂既是产能大户，又是耗能大户，作为生产电能的主要场所，同时也是消耗煤炭资源的主要场所，热力系统分析是对火力发电厂经济性的考核，研究热力系统计算能耗的方法意义重大，对电力工业中减少能耗有很强的指导意义。
一、单耗分析理论概述从能源的可转化性来看，由两部分组成――[烟] [用]和火寂。
其中[烟] [用]是在给定的环境下具有无限可转化性的能，火寂则是不具有任何可转化性的能。
在一切实际的不可逆过程中，不可避免的发生能的贬值变质。
分析方法综合考虑能量的数量和质量两个方面，利用能量平衡定律计算[烟] [用]损失和[烟] [用]效率。
这种分析方法可以明确能量损失率，是衡量能量利用率的重要的方法。
在[烟] [用]分析方法的基础之上进行改进，建立了更为完善的单耗分析理论。
单耗分析理论运用了热力学第二定律，借助产品的单耗来显示生产过程中能耗的多少。
生产过程中消耗燃烧，产出产品，产品单耗由两部分组成――理论最低单耗和设备附加单耗。
这一理论解释了单耗的本质，能量的生产过程中存在不可逆转的[烟] [用]损失[1]。
因此要节约能源，这就需要降低附加单耗，时间不同、设备不同，附加单耗也就存在很大差异。
单耗分析理论综合考虑燃料单耗的组成、燃料单耗的分布和燃料单耗的变化，便于找出影响单耗的因素，帮助人们改进设计，优化设备运行方式，从而实现节能的目的。
产品单耗由两部分构成―理论最低单耗、设备附加单耗，理论最低单耗是单位产品的？的数值和单位燃料的[烟] [用]的数值的比，前提条件是没有设备附加单耗。
我们将产品的[烟] [用]值的总数用p来表示，燃料的[烟] [用]值的总数用f来表示，在没有设备附加单耗的前提条件下，p=f。
各型机组小指标对机组效率影响量参考表
1
0.22
0.06
――
15
高压加热器组解列
10.2
2.95
――
16
排污率(不回收)
%
1
1.71
0.49
-0.46
17
定排泄漏
%
1
1.68
――
-0.45
18
飞灰可燃物
%
1
1.28
――
-0.34
19
排烟温度
℃
10
1.7
――
-0.45
20
排烟氧量
%
1
0.93
――
-0.27
21
厂用电率
%
1
3.4
――
――
――
7
给水温度
℃
10
0.9
0.28
――
8
高压缸效率
%
1
0.5
-0.16
――
9
中压缸效率
%
1
0.6
-0.19
――
10
低压缸效率
%
1
1.4
-0.44
――
11
补水率（补水至凝汽器）
%
1
0.54
0.17
――
12
主蒸汽管道处泄漏
t/h
1
0.28
0.09
――
13
再热冷段处泄漏
t/h
1
0.14
0.04
――
14
再热热段处泄漏
序号
参数名称
单位
变化量
影响煤耗
（g/kWh）
影响热耗率（％）
影响锅炉效率（％）
火电厂影响煤耗因素
计算公式 出系统计算，计算公式不详细列出。 可按等效热降法，携带热量工质 出系统计算，计算公式不详细列出。 与泄漏位置有关，粗略估算，可 按对应抽汽的 10～15%计算 可按等效热降法，携带热量工质 出系统计算，计算公式不详细列出。 可按等效热降法，携带热量工质 出系统计算，计算公式不详细列出。 可按等效热降法，携带热量工质 出系统计算，计算公式不详细列出。 可按等效热降法，纯热量出系统 计算，计算公式不详细列出。 与最后高加端差上升，计算相同。 端差增加 1℃， 相当于排汽温度升 高 1℃，额定真空附近约使真空下降 0.3kPa，可按真空下降计算。 计算过程比较复杂，不是一个公 式能概括的，不再列出 计算过程比较复杂，不是一个公 式能概括的，不再列出 计算过程比较复杂，不是一个公 式能概括的，不再列出 压损增加相当于端差升高，可按 端差增加计算； 额定工况下， 1 抽压损
1
主汽压力上升 1MPa
1.65
煤耗下降
主汽压升高会使汽机热耗下降， 但一般情况下，运行时不宜超过设计 值，以免控制不好，引起超压。
主汽压力下降 1MPa
1.89
煤耗上升
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。
高加抽汽压力损失变化 0.1MPa 高加抽汽压力损失变化 0.1MPa 19 加热器及管道散热损失变化 1% 加热器及管道散热损失变化 1% 加热器及管道散热损失变化 1% 高加水位低串汽 10t/h 高加水位低串汽 10t/h 高加水位低串汽 10t/h 21 #3 高加切除 #2 高加切除 #1 高加切除 22 23 定排泄漏量 10t/h 连排泄漏量 10t/h
火电厂影响煤耗因素汇总表
浅谈影响机组供电煤耗的因素和控制措施
浅谈影响机组供电煤耗的因素和控制措施发表时间：2019-07-05T14:56:25.197Z 来源：《电力设备》2019年第4期作者：吴琼[导读] 摘要：衡量火力发电厂两大经济性指标分别是供电煤耗率和厂用电率，两个指标的优劣直接决定机组效率高低，切实体现机组运行性能的优良。
(京能（锡林郭勒）发电有限公司内蒙古锡林郭勒盟 026000) 摘要：衡量火力发电厂两大经济性指标分别是供电煤耗率和厂用电率，两个指标的优劣直接决定机组效率高低，切实体现机组运行性能的优良。
近几年来，随着国家对火电机组生产煤耗指标要求越来越高，各企业单位大力投资并改造设备，积极引进先进设备，旨在提高机组运行经济性。
本文主要从两大指标方面就如何降低供电煤耗，提高机组效率展开阐述，分析了几点主要影响煤耗的因素，提出了几点个人见解，为各单位开展节能降耗工作奠定了基础关键词：厂用电率供电煤耗锅炉效率内效率热耗率一、概述京能五间房煤电一体化项目2×660MW超超临界空冷机组工程建设2台660MW级燃煤汽轮发电机组，锅炉型式采用П型、超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧，一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身全封闭布置，汽轮机为上海汽轮机厂制造的NJK660-28/600/620型超临界中间再热湿冷抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机为上海电气电站设备有限公司发电机厂制造的QFS-660-2型发电机。
该项目配置一台100%容量汽动给水泵，可实现机组全程启动和满足机组正常运行要求，减少了启动电泵使用次数，主机与小机共用一个凝汽器，节省投资，降低水泵耗电率；空冷系统为主辅间冷二合一哈蒙式系统，大大降低了机组补水率。
锅炉尾部烟道设置15%容量的空气预热器旁路和空气预热器出口烟道设置有凝结水烟冷器系统，通过加热给水、凝结水方式进一步降低锅炉排烟温度，提高了锅炉效率。
二、供电煤耗含义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)，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。
影响机组煤耗因素大汇总
影响机组煤耗因素大汇总从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。
国电电力2017年年报显示，2017年国电电力供电煤耗完成299.55克/千瓦时，首次突破300克/千瓦时大关。
国电泰州发电厂对外宣布重磅消息世界首台百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组已经完成性能试验，机组发电效率47.82%，发电煤耗256.8克/千瓦时，供电煤耗为266.5克/千瓦时。
发电煤耗：发电煤耗指发电企业每发一千瓦时的电能所消耗的标准煤量，是考核发电企业能源利用效率的主要指标。
其计算公式为：发电标准煤耗率= 发电标准煤耗量÷发电量。
供电煤耗：供电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。
其计算公式为：供电标准煤耗率= 发电标准煤耗量÷供电量。
原煤与标准煤的折算：低位发热量等于29307千焦(或7000大卡)的固体燃料，称之为1千克标准煤。
所以，标准煤是指低位发热量为29307kJ/kg（7000大卡/千克）的煤，不同发热量情况下的耗煤量（即原煤耗量）均可以折为标准耗煤量。
计算公式为：标准煤耗量（T）=原煤耗量（T）×原煤平均低位发热量/标准煤的低位发热量=原煤耗量（T）×原煤平均低位发热量/29307。
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1.65g/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。
600MW火电燃煤机组能耗分析
600MW火电燃煤机组能耗分析发布时间：2021-01-11T11:47:56.270Z 来源：《电力设备》2019年第15期作者：吕冠桥[导读] 摘要：当前大型火力发电机组的技术早已成熟，各个电厂无论从设备原理、机组控制、调节上均差异不大，但是因机组设计、运行调节、设备状况、检修维护等等原因各个火力发电厂的效率并不完全一致，甚至同样容量的发电机组效率偏差较大，这就为我们的节能工作提出了问题，本文作者从事运行工作多年，试图通过机组能耗分析窥见机组整体效率影响所在，并最终为我们的机组经济、节能运行提供指导方向，同时对同类型火电机组也有很大的借鉴（深能合和电力（河源）有限公司广东河源 517000）摘要：当前大型火力发电机组的技术早已成熟，各个电厂无论从设备原理、机组控制、调节上均差异不大，但是因机组设计、运行调节、设备状况、检修维护等等原因各个火力发电厂的效率并不完全一致，甚至同样容量的发电机组效率偏差较大，这就为我们的节能工作提出了问题，本文作者从事运行工作多年，试图通过机组能耗分析窥见机组整体效率影响所在，并最终为我们的机组经济、节能运行提供指导方向，同时对同类型火电机组也有很大的借鉴意义。
关键词：600MW；火电燃煤；机组能耗1热电厂节能减排的现状从我国目前我国热电厂节能减排现状而言，虽然我国对于节能减排提出了明确性要求，也针对相关内容进行规范性文件发布，但在实际进行热电厂节能减排调查发现，大部分热电厂在进行实际发电时，其对于节能减排的意识并不是很深入，只是针对部分热电厂发电工艺进行节能减排的优化，未能将节能减排的要求，深入到热电厂发电工艺中，这导致热电厂节能减排的水平比较低。
其次，很多热电厂使用的发电设备，消耗的资金投入比较多，而热电厂进行节能减排的改造，必然需要引进新设备，这种资金上的较多投入要求，使得有些热电厂为节省资金投入，而没有进行先进设备的投入，从而导致节能减排效果比较低效化。
2某市“十三五”期间燃煤发电机组节能减排情况 2.1该市近年来节能减排情况该市能源消耗结构不尽合理，燃煤排放居高不下，全市能源消耗仍以煤炭为主，年消耗约3000万吨，占能源消费的70%以上。
亚临界600mw机组的标准煤耗
在当今的能源行业中，煤炭作为一种重要的能源资源，被广泛应用于发电行业。
而在煤电厂的运行过程中，煤耗是一个重要的指标，直接关系到发电成本和资源利用效率。
在这篇文章中，我将深入探讨亚临界600mw机组的标准煤耗，以帮助您更全面地了解这一话题。
1. 亚临界600mw机组的定义亚临界600mw机组是指一种热电联产机组，其燃煤锅炉的额定蒸汽参数为13.7MPa/540℃，并且发电机容量为600MW。
这种机组通常采用超临界汽轮发电机组，以实现高效、节能的发电效果。
2. 标准煤耗的定义标准煤耗是指在规定的工况下，单位发电量所消耗的标准煤的数量。
它是衡量发电机组燃煤运行经济性和环保性的重要指标，也是反映机组能源利用效率的重要参数之一。
3. 亚临界600mw机组标准煤耗的影响因素亚临界600mw机组的标准煤耗受多种因素的影响，主要包括煤种质量、锅炉运行效率、汽轮机效率、发电负荷率等。
其中，锅炉热效率和汽轮机效率是影响标准煤耗的关键因素，直接关系到机组的节能和环保性能。
4. 降低亚临界600mw机组标准煤耗的途径为了降低亚临界600mw机组的标准煤耗，可以从提高燃煤锅炉热效率、优化汽轮机和发电系统设计、改善煤种适应性和提高运行管理水平等方面入手。
通过技术改造和管理优化，可以有效降低标准煤耗，提高机组的运行经济性和环保性能。
5. 个人观点和理解对于亚临界600mw机组的标准煤耗，我认为需要从整个发电系统的角度进行综合考虑和优化。
通过提高设备运行效率、优化燃煤供应链、改善环保设施等手段，可以实现煤耗的降低和资源的高效利用。
发电企业也应该加强管理和技术创新，提高机组的整体运行水平和经济性。
总结回顾：本文围绕亚临界600mw机组的标准煤耗展开了全面深入的探讨，从定义、影响因素、降低途径和个人观点等方面进行了详细分析。
通过本文的阅读，相信您对亚临界600mw机组的标准煤耗有了更深入的了解，并能够更好地理解和应用相关知识。
以上就是我为您撰写的关于亚临界600mw机组的标准煤耗的文章，希望能够对您有所帮助。
各指标对煤耗影响
600MW机组各项指标对煤耗影响1.负荷降低1%,机组的热耗将会增加%～%,煤耗大约增加%,1.1 g/kWh2.主汽压降低1MPa,煤耗增加1.53g/kWh；3.主汽温提高1℃,煤耗降低0.059 g/kWh；4.再热汽温提高1℃,煤耗降低0.032 g/kWh；5.再热器喷水减少1t/h,煤耗降低0.103 g/kWh；6.凝汽器端差下降1℃,煤耗0.68 g/kWh；7.真空上升1kPa,煤耗下降1.2 g/kWh；8.给水温度提高1℃,煤耗下降%,0.16 g/kWh；9.排烟温度下降10℃,煤耗下降1.88 g/kWh；10.锅炉效率提高1%,煤耗下降4 g/kWh；11.氧量比标准上升1%,煤耗增加1.57 g/kWh；12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组对标供电煤耗332 g/kWh；300MW机组省煤节电经验数据1.负荷降低10%,煤耗大约增加2.95g/kWh,降低20%增加6.92g/kWh,降低30%增加18.90g/kWh,降低40%增加26.23g/kWh2.主汽压降低1MPa,煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa,煤耗增加3.58g/kWh；3.主汽温降低5℃,煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低10℃,煤耗增加1.51 g/kWh；4.再热汽温降低5℃,煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降低10℃,煤耗增加1.68 g/kWh；5.真空度下降1%,煤耗增加3.6 g/kWh；6.端差上升1℃夏/冬,煤耗增加 /0.85g/kWh7.高加解列/低加解列,煤耗增加8.02g/kWh8.给水温度下降10℃,煤耗增加0.95g/kWh；9.给水调门压差增加1MPa,煤耗增加0.36g/kWh；10.排烟温度上升10℃,煤耗增加1.66g/kWh；11.空气预热器漏风率增大1%,煤耗增加0.14g/kWh；12.飞灰含碳量增加1%,煤耗增加1.23 g/kWh；13.排污率增大1%,煤耗增加1.18g/kWh；14.厂用电率上升1%,煤耗增加3.78g/kWh；。
影响600MW机组厂用电率主要因素分析
咖
Ｍ
日立
东方
美国Ｆ Ｗ
５ １ ．６
５ １ ．６
４ ９ ．５
５ ０ ．９
５ ５ ．８
５ ５ ．４
５ ２ ．６
４ ７ ． ７
Ｗ
机
扬 州第 二发 电厂
美 国
美国Ｂ Ｗ
５
３ ４ ．１
组
沙角 Ｃ厂
６ ０ ｗ ６Ｍ
英法
ＧＥ 美 国 Ｃ
Ｃ Ｅ
６ ２ ．６
＃１ ＃３ ～ 机
５３ ． ７
６ ４ ．２
６ ８ ．２
６ １ ．２
珠海发 电厂
７０ ｗ ０Ｍ
三菱
三菱
４２ ．９
国内大多数 ６０ ０ ＭＷ 亚临界机组实测厂用电
二期 、 元宝山发 电厂三期 、 泾第二 发电厂等 电 吴
率低于设计厂用 电率 ， ２０ 而 ００年实测厂用 电率
一
般要高于实测厂用电率 ， 有些要低于实测厂用
电率。当 ２０ 年实测厂用 电率高于实测厂用 电 ００ 率时 ， 一般年利用小 时数低 于设计值 ， 但极 个别 的电厂 ，００ ２０ 年实测厂用电率低 于实测厂用电率
的电厂 ， ： 如 北仑港发 电厂 ＃１ ＃２ 、 机组， 电厂 该
年利用小时数高于设计 年利用小时， 并且实 际燃
计院计算的厂用 电率 由于与 电厂工艺 系统 紧密 相关 ， 并且 由于不同时期采用 的设 计规程和规定
系统的不 同、 锅炉辅 机型式 的不 同、 电动机功 率
与轴功率的匹配关系的不 同， 都会直接或间接影
响 电厂 的厂 用 电率 。‘
的不同， 设备参 数及裕 量选 取的不 同， 专业之 间
探析600MW火电机组供电煤耗影响因素及对策
600MW机组各项指标变化对供电煤耗影响
序号
参数名称
影响煤耗（g/kwh）
说明
1.
主汽压力下降1MPa
0.8
2.
主汽温度变化10℃
0.96
3.
再热器温度下降10℃
0.83
4.
再热器压力损失上升1%
0.32
5.
凝汽器背压变化1KPa
6.91
6.
主汽管道泄漏变化1t/h
Hale Waihona Puke 0.397.再热冷段泄漏变化1t/h
0.2
8.
再热热段泄漏变化1t/h
0.42
9.
给水管道泄漏变化10t/h
0.8
10.
厂用汽耗量变化10 t/h
2
冷段汽源
11.
凝结水过冷度变化10℃
0.57
12.
给水温度变化10℃
0.78
13.
#2高加上端差变化10℃
0.35
14.
#1高加上端差变化10℃
0.67
15.
#3高压加热器切除
2.7
16.
#2高压加热器切除
3.5
17.
#1高压加热器切除
2.1
18.
机械不完全损失变化1%
3.63
19.
炉膛漏风率变化10%
1.51
20.
燃料低位发热量变化1MJ/kg
1.39
21.
厂用电率上升1％
3.47
22.
排烟温度变化10℃
1.425
23.
空预器漏风变化1％
0.143
说明:以上计算结果仅供参考。
影响供电煤耗的因素大汇总
导读：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。
以下为影响供电煤耗因素汇总，以供参考。
1、主汽压力上升1MPa影响供电煤耗下降控制措施：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。
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，对主汽温引起变化的影响。
粗略估算可采用下式：B*[C2/(1+C2)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C2——是主汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
4、主汽温度每上升10℃影响供电煤耗下降控制措施：主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。
600MW机组各项指标变化对供电煤耗影响
8.
再热热段泄漏变化1t/h
0.42
9.
给水管道泄漏变化10t/h
0.8
10.
厂用汽耗量变化10 t/h
2
冷段汽源
11.
凝结水过冷度变化10℃
0.57
12.
给水温度变化10℃
0.78
13.
#2高加上端差变化10℃
0.35
14.
#1高加上端差变化10℃
0.67
15.
#3高压加热器切除
2.7
16.
#2高压加热器切除
3.5
17.
#1高压加热器切除
2.1
18.
机械不完全损失变化1%
3.63
19.
炉膛漏风率变化10%
1.51
20.
燃料低位发热量变化1MJ/kg
1.39
21.
厂用电率上升1％
3.47
22.
排烟温度变化10℃
1.425
23.
空预器漏风变化1％
0.143
说明:以上计算结果仅供参考。
600MW机组各项指标变化对供电煤耗影响
序号
参数名称
影响煤耗（g/kwh）
说明
1.
主汽压力下降1MPa
0.8
2.
主汽温度变化10℃0.96来自3.再热器温度下降10℃
0.83
4.
再热器压力损失上升1%
0.32
5.
凝汽器背压变化1KPa
6.91
6.
主汽管道泄漏变化1t/h
0.39
7.
再热冷段泄漏变化1t/h
600MW机组-影响煤耗因素汇总表
0.35 0.25 0.32 0.28(最后高加出口) 1.68 2.1 2.5
煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升 低辅汽源 高辅汽源 冷段汽源
凝结水过冷度变化1℃ 9 给水温度下降10℃ 凝汽器端差每增加1℃ 10 #3高加上端差变化10℃ #2高加上端差变化10℃ 11 #1高加上端差变化10℃ 高加抽汽压力损失变化0.1MPa 12 高加抽汽压力损失变化0.1MPa
控制好热井水位，真空系统严密性达到标准 检查高加旁路阀是否泄漏，加热器进汽阀是否节流运行，抽空气是否正常， 维持高加水位正常 按规定定期投入胶球清洗装置，端差很大时，可考虑酸洗。 控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不 足，可考虑更换。 控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不 足，可考虑更换。 控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不 足，可考虑更换。 检查进汽门、逆止门开度，保证不节流 检查进汽门、逆止门开度，保证不节流 检查进汽门、逆止门开度，保证不节流 做好抽汽管道及加热器的保温工作 做好抽汽管道及加热器的保温工作 做好抽汽管道及加热器的保温工作
做好无泄漏工作，保证定排各阀门严密性 尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水 尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水 飞灰含碳量上升一般与入炉煤煤质、制粉系统投运方式、煤粉细度、火焰中 心偏高、炉膛漏风、燃烧过量空气系数低等因素有关。运行时，应根据煤种 变化调整风量、一、二次风配比。
炉渣含碳量上升一般与入炉煤煤质、制粉系统投运方式、煤粉细度、火焰中 心偏高、炉膛漏风、燃烧过量空气系数低等因素有关。运行时，应根据煤种 变化调整风量、一、二次风配比。 排烟温度上升一般与火焰中心偏高、受热面集灰、燃烧过量空气系数偏大、 尾部烟道再燃烧等因素有关。运行时，应根据煤种变化调整燃烧，按规定进 行吹灰。 运行中不可控 运行中不可控 根据煤种调整煤粉细度、调整燃烧，减少漏风，按规定吹灰，减少炉侧泄漏 。 做好无泄漏工作 根据煤种调整燃烧，减少炉膛漏风，调整好空预器间隙。 做好非生产用电管理工作，根据环境温度决定循环水泵运行台数，必要时进 行大功率辅机改造
影响煤耗因素汇总表
煤耗上升
对做好无泄漏工作，无防进水保护的主汽疏水可人工关紧手动门
携可按等效热降法，带热量工质出系统计算公式不详计算，细列出。
携可按等效热降法，做好无泄漏工作，对带热量工质出系统无防进水保护的冷煤耗上升0.25
0.99
煤耗上升
再热汽温偏低一般火焰与再热器积灰、冷再蒸汽中心偏低、
估算公式与再热汽温上升相同。
资料Word
.
序运行参数名称号再热器压力损4失上升1%
影响煤耗值(g/kw.h)
影响参数因数
控制措施
计算公式
燃烧过量空温度低、减温水门气系数低、运行漏等因素有关。应按规程要求吹时，根据煤种变化调灰、二次风一、整风量、低负荷时滑压配比、运行提高冷再热蒸汽温度。
1.26
煤耗上升
主汽温偏低一般与火焰中过热器积灰、给水温度偏心偏低、燃烧过量空气系高、数低、饱和蒸汽带减温水门漏等因水、应素有关。运行时，根按规程要求吹灰、据煤种变化调整风量、一、二次风配比。
详细的计算方法是对整个热力系统进先得到作功行计算，的变化和吸热量的再得到煤耗的变化，或者由制造厂变化。的修正曲线先得到再得到热耗的变化，并且还煤耗的变化。要考虑其他因素同对主汽温时变化时，
0.32
煤耗下降
再热压损与设计有关，运行中不可控
详细的计算方法是对整个热力系统进先得到作功行计算，的变化和吸热量的再得到煤耗的变化，或者由制造厂变化。的修正曲线先得到再得到热耗的变化，并且还煤耗的变化。要考虑其他因素同对再热压时变化时，
资料Word
.
序运行参数名称号再热器压力损1%失下降凝汽器真空下5 1kPa
资料Word
.
序运行参数名称号机组转速下降6 30r/min
600MW机组深度调峰供电煤耗研究
摘要：随着装机容量的不断增加，电网负荷的峰谷差的也在不断增大，单靠水电、抽水蓄能发电、300MW机组等已不能满电网足调峰需求，600MW超临界机组也需要承担调峰任务，有时需要调峰至200MW。
深度调峰时，机组偏离设计值较大，机组效率下降严重，为了解深度调峰下机组的经济指标，对600MW机组在深度调峰下进行了机、炉联合试验，得到机组实际的各项经济指标。
关键词：600MW机组；深度调峰；供电煤耗；最低稳燃负荷；装机容量文献标识码：A 中图分类号：TM621 文章编号：1009-2374（2015）04-0129-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.03451 概述最近几年，河南省装机容量飞速增长。
至2014年年底，河南省电网统调装机约6500万kW。
同时，一批高参数大容量国产火电机组相继建成投产，目前，河南省已有20余台600MW 级超临界火电机组，总容量超过1300万kW，在全省上网机组中占有很大比例。
据统计，2014年河南省火电机组负荷率平均不到70%，特别是在深夜电网负荷低谷时，机组有很大的调峰需求，单靠水电、抽水蓄能发电机组、300MW以下机组已不能满足电网调峰需求，因此，600MW超临界机组也需要承担调峰任务，有时需要调峰至200MW。
由于在机组设计时，考虑的是设备处于基本负荷状态运行，机组效率最佳值也是基于此设计计算，但是深度调峰时设备工况、工质参数偏离设计值，负荷越低，偏离的程度越大，机组效率下降程度越严重。
因此，发电企业十分关心机组在200～300MW深度调峰工况下的供电煤耗，在200～300MW负荷时机组参数偏离正常工况太多，根据正常工况推算出的煤耗必然会偏离实际煤耗，为此需要通过现场试验来确定。
2 深度调峰试验情况2.1 机组概况鹤壁丰鹤发电有限责任公司#1锅炉采用东方锅炉股份有限公司生产，型号DG-1900/27.02-Ⅱ4的单炉膛、一次再热、固态排渣、全悬吊结构Π型超临界参数变压直流炉。
影响600MWe等级机组供电煤耗的因素
影响600MWe等级机组供电煤耗的因素
无
【期刊名称】《电力技术（1674-4586）》
【年(卷),期】2010(000)003
【摘要】我国投运的600MWe亚临界参数以上等级机组近350台,占火电机组装机容量的37%。
除了超超临界机组的供电煤耗比较接近设计值以外,其它机组距离设计值均有10gce/kWh供电煤耗之差。
影响600MWe等级燃煤机组供电煤耗因素很多,有设计、制造因素,也有管理上的因素,深入分析这些因素对提高机组的经济性有一定借鉴意义。
【总页数】4页(P297-300)
【作者】无
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
【相关文献】
1.简述超临界锅炉“四管泄漏”对机组供电煤耗的影响及预防措施 [J], 黄鹏
2.燃煤发电厂掺烧褐煤对机组供电煤耗及经济性影响分析 [J], 李春雷
3.1000 MW机组供电煤耗反平衡计算影响因素分析 [J], 张研
4.600 MW机组影响供电煤耗的因素分析及控制 [J], 邢希东;李学斌
5.火电机组除氧器排汽对供电煤耗率的定量影响 [J], 白博博;石奇光;沈阳;龚胜;冒玉晨
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序号
运 行 参 数 主汽压力上升1MPa
影响煤耗值(g/kw.h) 1.65 1.89
1 主汽压力下降1MPa
主汽温度每下降10℃ 2 主汽温度每上升10℃ 再热汽温度每上升10℃ 3 再热汽温度每下降10℃
1.26
煤耗上升
高加抽汽压力损失变化0.1MPa 0.047(额定工况附近) 13 加热器及管道散热损失变化1% 加热器及管道散热损失变化1% 14 加热器及管道散热损失变化1% 高加水位低串汽10th 15 高加水位低串汽10th 高加水位低串汽10th 16 #3高加切除 #2高加切除 17 #1高加切除 定排泄漏量10th 18 主汽减温水每增加1% 再热汽减温水每增加1% 19 飞灰含碳量每上升1% 1.33 0.16 0.86 2.9 1.59 2.35 5.39 0.49 0.62 0.13(额定工况附近) 0.52 0.22(额定工况附近) 0.18(额定工况附近)
0.04 0.71 0.48(额定真空附近) 0.71 0.55 0.19 0.07(额定工况附近) 0.08(额定工况附近)
过冷度增加，煤耗 上升 煤耗上升 端差上升，煤耗上 升 端差上升，煤耗上 升 端差上升，煤耗上 升 端差上升，煤耗上 升 #3高加 #2高加 #1高加 #3高加 #2高加 #1高加 #3高加→#2高加 #2高加→#1高加 #1高加→除氧器 功率变化15.9MW 功率变化24.6MW 功率变化8.59MW 煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升
炉渣含碳量每上升1% 20 排烟温度变化10℃ 送风温度变化10℃ 21 炉膛漏风率变化10% 锅炉效率每下降1% 22 补充水每增加1% 锅炉过剩氧量每上升1% 23 厂用电率每增加1%
0.19
煤耗上升 排烟温度上升，煤 耗增高；排烟温度 下降，煤耗减少
1.66 0.56 1.3 3.2 0.35 0.85 3.2
0.35 0.25 0.32 0.28(最后高加出口) 1.68 2.1 2.5
煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升 低辅汽源 高辅汽源 冷段汽源
凝结水过冷度变化1℃ 9 给水温度下降10℃ 凝汽器端差每增加1℃ 10 #3高加上端差变化10℃ #2高加上端差变化10℃ 11 #1高加上端差变化10℃ 高加抽汽压力损失变化0.1MPa 12 高加抽汽压力损失变化0.1MPa
做好无泄漏工作，保证定排各阀门严密性 尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水 尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水 飞灰含碳量上升一般与入炉煤煤质、制粉系统投运方式、煤粉细度、火焰中 心偏高、炉膛漏风、燃烧过量空气系数低等因素有关。运行时，应根据煤种 变化调整风量、一、二次风配比。
炉渣含碳量上升一般与入炉煤煤质、制粉系统投运方式、煤粉细度、火焰中 心偏高、炉膛漏风、燃烧过量空气系数低等因素有关。运行时，应根据煤种 变化调整风量、一、二次风配比。 排烟温度上升一般与火焰中心偏高、受热面集灰、燃烧过量空气系数偏大、 尾部烟道再燃烧等因素有关。运行时，应根据煤种变化调整燃烧，按规定进 行吹灰。 运行中不可控 运行中不可控 根据煤种调整煤粉细度、调整燃烧，减少漏风，按规定吹灰，减少炉侧泄漏 。 做好无泄漏工作 根据煤种调整燃烧，减少炉膛漏风，调整好空预器间隙。 做好非生产用电管理工作，根据环境温度决定循环水泵运行台数，必要时进 行大功率辅机改造
控制好热井水位，真空系统严密性达到标准 检查高加旁路阀是否泄漏，加热器进汽阀是否节流运行，抽空气是否正常， 维持高加水位正常 按规定定期投入胶球清洗装置，端差很大时，可考虑酸洗。 控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不 足，可考虑更换。 控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不 足，可考虑更换。 控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不 足，可考虑更换。 检查进汽门、逆止门开度，保证不节流 检查进汽门、逆止门开度，保证不节流 检查进汽门、逆止门开度，保证不节流 做好抽汽管道及加热器的保温工作 做好抽汽管道及加热器的保温工作 做好抽汽管道及加热器的保温工作
1.14 0.91
煤耗下降 煤耗下降
0.99
煤耗上升
再热器压力损失上升1% 4 再热器压力损失下降1%
0.32 0.28
煤耗下降 煤耗上升
5
凝汽器真空下降1kPa
2.6
煤耗上升
主汽管道泄漏变化1th 6 7 8 再热冷段泄漏变化1th 再热热段泄漏变化1th 给水管道泄漏变化10th 厂用汽耗量变化10th 厂用汽耗量变化10th 厂用汽耗量变化10th
煤耗上升 煤耗上升 煤耗上升
煤耗上升
响 煤 耗 因 素 控 制 总 表
控 制 措 施 主汽压升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以 免控制不好，引起超压。 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。 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。 主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以 免控制不好，引起超温。 再热汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值， 以免控制不好，引起超温。 再热汽温偏低一般与再热器积灰、火焰中心偏低、冷再蒸汽温度低、燃烧过 量空气系数低、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、低负荷时滑压运行提高冷再热蒸汽 温度。 再热压损与设计有关，运行中不可控 再热压损与设计有关，运行中不可控 引起凝汽器真空低的原因很多，总的来讲，与凝汽器传热系数、凝汽器热负 荷、冷却水流量及温度、凝汽器内不凝结气体多少有关。运行时可从以下几 个方面入手进行调整：按规定投运胶球清洗装置；可根据循环水温度和机组 真空情况决定循环水泵运行台数；定期检查冷却塔淋水填料、喷嘴、除水器 等部件是否完好、淋水密度是否均匀；做好无泄漏工作，对无防进水保护的 疏水可人工关紧手动门；定期进行真空严密性试验，对于采用真空泵的机 组，严密性试验结果>0.8kpa/min 时，会对机组真空有较大的影响。运行中 重点检查轴加水封是否破坏；适当提高低压轴封供汽压力，观察凝汽器真空 是否有所提高；必要时进行真空系统检漏。 做好无泄漏工作，对无防进水保护的主汽疏水可人工关紧手动门 做好无泄漏工作，对无防进水保护的冷再疏水可人工关紧手动门 做好无泄漏工作，对无防进水保护的热再疏水可人工关紧手动门 做好无泄漏工作 做好非生产用汽的管理工作 做好非生产用汽的管理工作 做好非生产用汽的管理工作