影响煤耗因素汇总表讲解Word格式文档下载.docx
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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。
估算公式与主汽压力上升相同。
2
主汽温度每下降10℃
1.26
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。
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。
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。
主汽温度每上升10℃
1.14
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。
估算公式与主汽温下降相同。
3
再热汽温度每上升10℃
0.91
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。
并且还要考虑其他因素同时变化时，对再热汽温引起变化的影响。
B*[C3/（1+C3）]/ηb/（1-ηe），B——是煤耗，C1——是再热汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
再热汽温度每下降10℃
0.99
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。
估算公式与再热汽温上升相同。
4
再热器压力损失上升1%
0.32
再热压损与设计有关，运行中不可控
并且还要考虑其他因素同时变化时，对再热压损引起变化的影响。
B*[C4/（1+C4）]/ηb/（1-ηe），B——是煤耗，C4——是再热压损对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
再热器压力损失下降1%
0.28
估算公式与再热压损上升相同。
5
凝汽器真空下降1kPa
2.6
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。
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，再得到煤耗的变化。
并且还要考虑其他因素同时变化时，对真空引起变化的影响。
B*[C5/（1+C5）]/ηb/（1-ηe），B——是煤耗，C1——是真空对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
注：
真空不同，每下降1kPa对煤耗的影响也不同；
当真空较低时，再每下降1kPa，对煤耗的影响要大得多。
2.6g/kw.h是在80%以上负荷，额定真空附近的估算数据。
6
机组转速下降30r/min
运行中不可控
转速变化主要影响发电机效率，使发出的有功功率变化。
可按照发电机‘转速—效率’关系曲线查出转速变化后的有功功率变化值，再计算煤耗的变化。
7
主汽管道泄漏变化1t/h
0.35
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
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。
8
再热冷段泄漏变化1t/h
0.25
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
9
再热热段泄漏变化1t/h
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
10
给水管道泄漏变化10t/h
0.28（最后高加出口）
做好无泄漏工作
与泄漏位置有关，粗略估算，可按对应抽汽的10～15%计算
11
厂用汽耗量变化10t/h
1.68
低辅汽源
做好非生产用汽的管理工作
2.1
高辅汽源
2.5
冷段汽源
12
凝结水过冷度变化1℃
0.04
过冷度增加，煤耗上升
控制好热井水位，真空系统严密性达到标准
可按等效热降法，纯热量出系统计算，计算公式不详细列出。
13
给水温度下降10℃
0.71
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
与最后高加端差上升，计算相同。
14
凝汽器端差每增加1℃
0.48（额定真空附近）
端差上升，煤耗上升
按规定定期投入胶球清洗装置，端差很大时，可考虑酸洗。
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。
15
#3高加上端差变化10℃
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。
计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
16
#2高加上端差变化10℃
0.55
17
#1高加上端差变化10℃
0.19
18
高加抽汽压力损失变化0.1MPa
0.07（额定工况附近）
#3高加
检查进汽门、逆止门开度，保证不节流
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抽压损变化0.1Mpa，端差约升高1℃。
0.08（额定工况附近）
#2高加
额定工况下，2抽压损变化0.1Mpa，端差约升高1.5℃。
0.047（额定工况附近）
#1高加
额定工况下，3抽压损变化0.1Mpa，端差约升高2.5℃。
19
加热器及管道散热损失变化1%
0.22（额定工况附近）
做好抽汽管道及加热器的保温工作
0.18（额定工况附近）
0.13（额定工况附近）
20
高加水位低串汽10t/h
0.52
#3高加→#2高加
0.49
#2高加→#1高加
0.62
#1高加→除氧器
21
#3高加切除
2.35
功率变化15.9MW
#2高加切除
5.39
功率变化24.6MW
#1高加切除
2.90
功率变化8.59MW
22
定排泄漏量10t/h
1.59
做好无泄漏工作，保证定排各阀门严密性
可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，热量值按汽包压力对应饱和水焓计算，计算公式不详细列出。
23
连排泄漏量10t/h
1.62？
连排扩容器投入
0.44？
（连排投入与不投入的数据是否搞反了）
连排扩容器不投入
24
主汽减温水每增加1%
0.16
尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水
25
再热汽减温水每增加1%
0.86
26
飞灰含碳量每上升1%
1.33
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。
通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
27
炉渣含碳量每上升1%
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
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