火力发电厂如何降低供电煤耗.docx

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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

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

报告期机组负荷率

修正系数

86%及以上

1.0

85%~75%

1.01

75%〜60%

每降5%,修正系数为前值基础上乘1.01

（5）机组启停调峰修正系数按表2选取。

表2 机组启停调峰修正系数

报告期机组启停调峰次数

修正系数

《18次

1.0

>18次

1+0.0003x（N-18）

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。

、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

机组类型

容量（MW）

主汽压

MPa

主汽温。

C

厂用电率％

供电煤耗（g/kWh）

设计值

运行值

限定值

高压机组

100

8.83

535

9.2

403.1

415.0

395

超高压循环机组

135

12.7

535/535

8.2

350.8

367.0

375

超高压机组

200

12.7

535/535

8.8

365.1

377.0

375

亚临界空冷机组

300

16.67

538/538

6.6

325.5

347.0

350

亚临界机组

300

16.67

538/538

6.0

309.6

335.0

340

亚临界空冷机组

600

16.67

538/538

6.0

320.2

341.0

340

亚临界机组

600

16.67

538/538

5.7

305.4

325.0

330

超临界机组

600

24.2

566/566

5.7

298.0

313.0

320

超超临界机组

1000

25

600/600

5.2

287.0

300.0

300

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/kWho

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l%o也就是说汽轮机热耗率每增加100kJ/kWh,供电煤耗增加3.5g/kWho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/kWho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/kWho

入厂入炉煤热值差每增加100kJ/kg,煤耗增加lg/kWho

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/kWho

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）o

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0.3g/（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/kWho

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/kWho

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/kWho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/kWho

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/kWho

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/T466-2004X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（FosterWheeler）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N0X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）°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10C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.lg/kWho

10、 每月进行一次真空严