火力发电厂如何降低供电煤耗Word格式.docx

1、修正系数86%及以上1. 085% 75%1. 0175%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18次18次1+0. 0003 x （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1008. 835359. 240

2、3. 1415. 0395超高压循环机组13512. 7535/5358. 2350. 8367. 0375超高压机组2008. 8365. 1377. 0亚临界空冷机组30016. 67538/5386. 6325. 5347. 0350亚临界机组6. 0309. 6335. 0340600320. 2341. 05. 7305. 4325. 0330超临界机组24. 2566/566298. 0313. 0320超超临界机组100025600/6005. 2287. 0300. 02、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

3、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/kWho5、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

4、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

5、耗约偏高5g/kWho入厂入炉煤热值差每增加100kJ/kg,煤耗增加lg/kWho10、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/kWho11、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，

6、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） o14、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

7、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、. 8%; 200MW脱硫机组发电煤耗 率315g/kWh,而采用空冷机组为333g/kWho18、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46. 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

9、、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

10、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/kWho4、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

11、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 X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

12、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/kWho10、每月进行一次真空严