分析影响火力发电机组供电煤耗的因素及采取措施

分析影响火力发电机组供电煤耗的因素及采取措施

高勇王超然

（京能（锡林郭勒）发电有限公司内蒙古锡林郭勒盟026000）

摘要：供电煤耗是反映火力发电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标，能够评价一个火电厂管理和生产的综合水平。本文主要结合京能（锡林郭勒）发电有限公司两台超超临界机组在投产运行后可能面临的一些影响煤耗的技术难题展开讨论，介绍了影响供电煤耗的因素和所采取的技术措施，为公司日后开展节能降耗工作提供了技术保障。

关键词：供电煤耗；节能降耗；标煤量；热值；节能降耗

一、背景

近几年来，火电行业严格落实国家节能减排要求，节能减排工作再上新台阶。“上大压小”政策进一步推进，火电机组容量等级结构持续向大容量、高参数方向发展，供电标准煤耗等主要耗能指标大幅下降。2015年12月，为落实国务院大气污染防治行动计划，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，2020年前全面实施超低排放和节能改造，所有现役电厂平均煤耗低于310克/千瓦时，新建电厂平均煤耗低于300克/千瓦时，对于未达标机组将被淘汰关停。

二、主要技术数据

京能（锡林郭勒）发电有限公司现建设的2台超高参数660MW级超超临界燃煤火电机组，从设计、施工、安装以致后续运行充分考虑了高效、节能、节水、环保等要求，确保了机组的煤耗、水耗、厂用电、污染物的排放指标达到国际先进水平，设计煤种为本地西一煤矿。采用了尾部烟气余热利用、褐煤提水、封闭煤场光伏发电接带脱硫部分用电、自动采制化管理等先进技术，售电端主要为锡盟交流特高压输往山东地区，相关设计数据如下：

三、影响因素分析

1.机组负荷影响

2017年山东火电装机总容量10335万千瓦，平均利用小时数4240小时，与设计年度平均发电利用小时数不低于5500小时偏离1260小时，折合相差发电量约16.632亿千瓦时。机组正常运行时，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。据相关机组运行经验可知，负荷率每减少10个百分点，供电煤耗率增加约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。故机组运行后，负荷率降低对供电煤耗影响很大。

2.煤质影响

我厂设计煤种为西一煤矿高水分、高挥发分、低热值、低灰溶的褐煤，设计原煤发热量14.69兆焦/千克，折合大卡值约3500大卡，而实际本地区周围已开采煤矿褐煤热值在3000大卡左右，入厂煤发热量很难达到设计煤种要求，除此之外，入厂煤存放一段时间后，若堆放不规范或者不采取相关措施，会产生一定热值损失，都会导致实际煤质与设计值偏离一定数值。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。

3.厂用电率影响

一般厂用电率的影响因素主要取决于辅机设备的运行经济性。我厂脱硝系统为采用选择性催化还原SCR装置，较选择性非催化还原SNCR装置而言，耗电率有所增加；脱硫工艺为石灰石法等湿法脱硫，一般脱硝系统原因导致厂用电率每增加0.4个百分点，使供电煤耗增加1.5g/kWh；脱硫系统使厂用电率增加1.2～2.0个百分点，煤耗增加4～6.5g/kWh。同时我厂采用了尾部烟气余热利用系统、烟气提水系统及功率较大的风机及制粉系统设备，都将会导致厂用电率增加，超过综合厂用电率设计值6.1%，根据计算，厂用电率每升高1个百分点，供电煤耗率增加3.5g/kWh。

4.锅炉热效率影响

由于我厂锅炉及烟道均为负压状态，配置负压直吹式中速制粉系统、干式除渣机、静电除尘等附属设备，漏风率较大，导致排烟体积增加；燃烧煤种为劣质褐煤，煤粉浓度大，着火点易推迟，燃烧不充分，燃烧后产生的较大烟气量和排烟温度较高，大大较低了锅炉效率。一般锅炉热效率每变化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。

5.机组背压影响

由于我厂建在富煤少水地区，汽轮机采用间接空冷背压式机组，主辅机采用二合一间冷塔，背压受季节大风和环境温度限制，环境温度较高时的夏季机组背压实际会很高，真空降低，导致机组经济性较低，机组供电煤耗会明显高于其他季节。据计算，机组真空每下降1kPa，影响煤耗2.44g/kWh。

6.机组运行方式影响

我厂机组初始设计为调峰机组，为“定—滑—定”控制方式，滑压范围为30%～满负荷区域，一般来说同样的机组，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/kWh，故将来我厂机组参与调峰时也将增加供电煤耗率。

7.其他因素影响

除了上述因素之外，还会有汽水损失、汽轮机热耗率、机组启停次数、主再热蒸汽参数和运行调整手段等多种因素的影响。具体影响如下：汽轮机热耗率每增加100kJ/kWh，供电煤耗增加3.5g/kWh；主汽压力每变化1MPa，影响煤耗1.13g/kWh，主汽温度每变化10℃，影响煤耗1.16g/kWh；汽水损失每1%，影响煤耗1.4～2.0g/kWh。

四、控制措施

1.解决煤质问题

加强掺配煤管理，尽量均匀混合利于燃烧；保证入厂煤发热量，加强储煤存煤管理，控制入厂入炉煤热值差在规定范围；根据机组负荷控制入厂煤数量，尽量做到“烧旧存新”，以免热值损失较多。

2.加强运行管理和调整

根据机组负荷、煤质和季节气候变化，做出及时调整，必要时改变运行工况，控制主、再热蒸汽参数和背压等参数在适宜值；确保火力发电机组的三大主机在经济运行范围，控制好启停方式和次数，减少设备事故率，延长机组使用寿命。

3.降低厂用电率

通过优化系统运行方式，加强节能技术改造，提高员工节能降耗意识，降低厂用电率。将部分大容量设备工频改变频方式，根据机组负荷和煤质情况控制好机组启停过程中风机并列时间及制粉系统设备启停时间。

4.市场营销方面

成立市场营销专门部门，确保售电工作，积极争取年度计划电量，保证机组负荷率，积极与当地政府部门沟通，获取国家最新政策信息，做好竞价上网工作，尽可能多的联系区域性用电的大用户。

5、结语

降低供电煤耗相当于降低了火电企业的生产成本，是企业的一个利润增长点，同时也是评价一台机组综合效能的关键指标。我们应该谨遵国家政策，大力加强设备更新和改造，多渠道采取降低煤耗的措施，保证效益的经济化和最大化。

参考文献：

[1]章遐林，汪杰斌影响供电煤耗主要因素和应对措施国投宣城发电有限公司2012（11）

[2]华北电力设计院有限公司京能五间房煤电一体化项目2×660MW超超临界空冷机组工程《锅炉设备技术协议》

[3]薛润影响供电煤耗的因素分析北京国华三河发电有限公司2007（03）

[4]付继光，赵明，王丽萍吉林松花江热电有限公司2015（01）