火力发电厂如何降低供电煤耗

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=发电量-发电（供热）厂用电量-非生产用电量-主变压器和线路损失电量-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

（5）机组启停调峰修正系数按表2选取。

机组启停调峰修正系数

表2

二、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

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/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。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/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。

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300MW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100～135MW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。

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8.2%，而采用空冷机组为8.8%；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SNCR 装置，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1.2～2.0个百分点，煤耗增加4～6.5g/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。