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。

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ROBICON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HARSVERT型高压变频器装置。

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，并节约点火用油。

如德国斯坦米勒(Steinmuller)公司的SM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排放量，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》（GB21258-2007）
7、根据国际电工委员会（IEC）1985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）℃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）℃下，机组全年允许运行400h；在（额定温度+14）～（额定温度+28）℃下，机组全年允许运行80h，但每次不超过15min；超过（额定温度+28）℃，要停机。

8、负荷降低时，应及时停运1套制粉系统。

实践证明，300MW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10℃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240MW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8。

表8 真空严密性试验要求
11、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，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12℃。

巡检中加强对捞渣机的监视与检查。

经常检查炉膛看火孔、炉墙，若发现漏风应及时联系检修封堵。

巡检炉底水封，及时调整水封槽进水总阀，使水封槽保持合适的水位高度。

16、保持受热面的清洁。

受热面积灰（省煤器、过热器、再热器）使烟气与受热面之间的传热热阻增加，传热系数降低，烟气放热量减少，传热量减少，排烟温度升高。

水冷壁结渣，炉膛辐射换热量和水冷壁吸热量减少，炉膛出口烟气温度升高，锅炉排烟温度升高。

对流受热面积灰，热阻增加，传热量减少，各段烟温升高，锅炉排烟温度升高。

同时受热面玷污使各对流受热面烟气侧阻力增加，引风机耗电率增加。

因此应加强对吹灰器的运行维护，锅炉在运行中应注意及时地吹灰打渣，经常保持受热面的清洁。

最好每班对。