火力发电厂如何降低供电煤耗

1、Sdme火力发电厂如何降低供电煤耗肇一、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IkW.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/供电量肇1、下列用电量和燃料不计入发电厂用电率和供电煤耗：芄1）新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力;节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；薈3）计划大修以及基建、更改工程施工用的电力；袈4）发电机作调相运行时耗用的电力；莆5 ）自备机车、船舶等耗用的电力;莀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；膁

2、 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。薈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。膃供电量 = 发电量 - 发电（供热）厂用电量 - 电网购入电量螃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。蚀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。莈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。膅上网电量=发电量-发电（供

3、热）厂用电量 -非生产用电量 -主变压器和线路 损失电量 - 电网购入电量袁（4）机组负荷率修正系数按表1选取肀表1机组负荷率修正系数螅报告期机组负荷率芆修正系数芃86%及以上葿1.0薅85%75%肃 1.01莂75%60%羈每降5%，修正系数为前值基础上乘1.01芅（5）机组启停调峰修正系数按表2选取肅表2机组启停调峰修正系数蒀报告期机组启停调峰次数莈修正系数肆18次膆1.0袂18次螇 1+0.0003 x(N-18)螆注：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。羃二、影响供电煤耗率的主要因素羁1、蒸汽压力和温度越高，机组容量越大，发电煤耗率越小 ，见

4、表5 （数据包括脱硫设施）蒁表5不同参数下机组设计和运行供电煤耗率薇机组类型肅容量（MW）莃主汽压MPa袀主汽温C芇厂用电率%袂供电煤耗（g/kWh）蝿设计值螈运行值羅限定值羂高压机组膈100蒈 8.83螂535肁9.2薇 403.1芈 415.0螄395蒃超高压循环机组芁135蚅 12.7袅 535/535薁8.2螀 350.8蒅 367.0蚂375蚀超高压机组膀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

5、.67538/5386.0320.2341.0340亚临界机组60016.67538/5385.7305.4325.0330超临界机组60024.2566/5665.7298.0313.0320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、

6、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

7、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

8、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

9、 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 100135MW 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/kWho16、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

10、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

11、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1.22.0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 2

12、0 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

13、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

14、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

15、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 ）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

16、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， 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 C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

17、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机组容量（MW）真空下降速度（kPa/min）新标准旧规定v 100<0.40<0.667> 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，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

18、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

19、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 C。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 燃烧器、前后墙吹灰一次。运行经验表明： 6