各指标对煤耗影响
300MW机组指标影响煤耗分析和降低煤耗措施 20120213解读
黔北电厂（300MW机组）节能降耗汇报材料（一）典型工况参数分析黔北电厂300MW#1机组指标统计情况序号项目单位设计值额定工况和设计值偏差影响煤耗值g备注1.负荷MW 300 301 12.主汽压力MPa 16.7 16.46 -0.24 0.43.主汽温度℃537 541.34.3 -0.44.再热汽温℃537 540.7 3.7 -0.0995.飞灰可燃物% 7.5 7.37 -0.13 -0.27 煤质差异6.排烟温度℃131 122 -9 -1.5 冬季7.过热器减温水量t/h 27.7 1.2 -26.5 -0.278.再热器减温水量t/h 0 0 0 09.空预器漏风率% 7 5.5 -1.5 -0.2110.炉膛氧量% 4 3.4 -0.6 0.711.排烟热损失% 5.23 6.64 +1.41 5.6412.机械未完全燃烧损失% 2.72 5.39 10.613.收到基低位发热量kJ/kg 23081 17560 -542114.锅炉效率% 91.56 87.43 -4.13+17.3615.高加投入率% 100 100 0 016.凝结器真空kPa 85.1 84.7 -0.4 1.2317.真空度% 93.6 93.4 -0.218.给水温度℃271.4 279.8 8.4 -0.35519.真空严密性Pa/min 270 46 -22420.汽耗率：kg/kwh 2.998 3.12 0.122 14.421.凝结器端差℃ 4.5 3.58 -0.92 -1.022.补水率% 1.5 0.95 -0.55 -0.2723.凝结水过冷却度℃0.5 0.72 0.22 0.00824.循环水进温度℃22 22.5 0.525.环境温度℃20 20 026.汽轮机热耗kJ/kwh 7891 8283.8 392.8 14.727.厂用电率(不含脱硫) % 5.57 4.90 -0.67 -2.4628.脱硫厂用电率% 3.18 3.07 -0.11 -0.4029.厂用电率(含脱硫) % 8.75 7.96 -0.79 -3.0730.发电标煤耗g/kW.h 310 327.75 17.7531.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h 328 344.62 16.6232.供电煤耗g/kW.h 339.7 356.1 16.38分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施：1、主汽压力：主汽压力低于设计值0.24MPa，影响煤耗0.4g/kW·h，主要原因为#1炉风量用不上，风量太大，会造成燃烧波动大，运行中汽温相对比较低，运行人员采用降低压力的方式来维持汽温，故压力维持相对较低。
各指标对煤耗影响
各指标对煤耗影响煤耗是指单位时间或单位产量中所消耗的煤炭数量，也是煤炭利用效率的重要指标。
不同的因素会对煤耗产生影响，下面将分析各个指标对煤耗的影响。
1.燃烧方式：煤耗与燃烧方式密切相关。
煤的燃烧方式主要分为直接燃烧和间接燃烧两种，直接燃烧的煤耗较高，而间接燃烧的煤耗较低。
间接燃烧通过煤炭的气化和燃烧两个步骤，从而实现了煤耗的降低。
2.煤质：煤质是指煤炭的化学成分和物理性质。
不同种类的煤质对煤耗有不同的影响。
一般来说，低灰煤和低硫煤的煤耗较低，而高灰煤和高硫煤的煤耗较高。
因此，提高煤质的优化利用可以降低煤耗。
3.燃烧温度：燃烧温度对煤耗有重要影响。
一般来说，较低的燃烧温度会导致不完全燃烧，从而增加煤耗。
而较高的燃烧温度则可以提高煤的燃烧效率，降低煤耗。
4.空气系数：空气系数是指燃烧过程中所需氧气量与实际供氧量之比。
空气系数过低会导致煤炭不完全燃烧，产生大量的一氧化碳和有毒气体，同时也会增加煤耗。
而空气系数过高则会增加煤耗。
5.热损失：热损失是指燃烧过程中由于热量传递和散失造成的能量损失。
热损失主要包括烟气中的散热损失、排烟余热的损失以及煤气和煤灰的散热损失等。
降低热损失可以有效地降低煤耗。
6.燃烧设备：燃烧设备的性能对煤耗有直接影响。
优化燃烧设备的结构和参数可以提高煤的燃烧效率，降低煤耗。
例如，采用高效节能的锅炉、燃烧器和尾气余热回收系统等设备，可以有效地降低煤耗。
7.操作管理：良好的操作管理可以提高煤的利用效率，降低煤耗。
例如，合理控制燃烧过程中的煤粉粒度、燃烧速度和供气量等参数，可以提高燃烧效率，降低煤耗。
总而言之，煤耗受到多个因素的影响，包括燃烧方式、煤质、燃烧温度、空气系数、热损失、燃烧设备和操作管理等。
通过优化这些因素，可以有效地降低煤耗，提高煤炭利用效率。
这对于节约能源、降低污染排放和实现可持续发展具有重要意义。
火力发电厂生产指标介绍
三、火力发电厂生产指标介绍一、主要指标介绍1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。
他是综合计算了发电煤耗与厂用电率水平的消耗指标。
因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。
供电煤耗=发电耗用标准煤量〔克〕/供电量〔千瓦时〕=发电耗用标准煤量〔克〕/发电量X〔1-发电厂用电率〕〔千瓦时〕2、影响供电煤耗的主要指标1）锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉热量的百分比。
2）空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量比。
3）主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度。
4）主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压力。
5）再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽温度。
6）排烟温度:排烟温度是指锅炉末级受热面〔一般指〕空气预热器后的烟气温度。
对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。
7）飞灰可燃物：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比〔％〕。
8）汽轮机热耗率：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。
以机组定期或修后热力试验数据为准。
9）真空度：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数。
10）凝汽器端差：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。
11）高加投入率：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值。
12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值〔℃〕。
13）发电补给水率：是指统计期汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水〔汽〕损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽〔水〕量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。
注：以上指标偏离设计值对煤耗的影响见附表3、综合厂用电率：是指统计期综合厂用电量与发电量的比值，即：综合厂用电率=(发电量/综合厂用电量)×100％。
不同标准锅炉热效率及其对发电煤耗率的影响
不同标准锅炉热效率及其对发电煤耗率的影响李勇;卢丽坤;王艳红;张炳文【摘要】Based on different standards, the definition of the boiler heat efficiency and the corresponding standard coal consumption rate as well as the calculation results on the counter balance were analyzed. Taking a 300 MW thermal power unit for example, the calculation result shows that the difference in the counter balance calculation results for standard coal consumption rates of power generation based on the boiler heat efficiency by different standards is about 2 g/(kW.h). So it has a bad influence on evaluation of operation economic level for thermal power plants- Some reasonable suggests were given to help the operation economic level evaluation for different thermal power plants.%基于不同标准,分别对其规定的锅炉热效率和相应的发电标准煤耗率定义方法进行分析,并对各标准反平衡计算结果进行分析.以某300 MW火电机组为例进行计算.结果表明,基于不同标准规定的锅炉热效率得到的反平衡发电标准煤耗率相差将近2 g/(kW·h),从而影响到对火力发电厂运行经济水平的正确评价.给出合理评价不同火力发电厂运行经济性的建议,为正确评价不同火力发电厂的运行经济水平提供参考.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2012(045)007【总页数】4页(P34-37)【关键词】输入热量;锅炉热效率;发电标准煤耗率;燃煤电厂【作者】李勇;卢丽坤;王艳红;张炳文【作者单位】东北电力大学能源与动力工程学院,吉林 132012;哈尔滨电站设备成套设计研究所有限公司,黑龙江哈尔滨 150045;东北电力大学能源与动力工程学院,吉林 132012;东北电力大学能源与动力工程学院,吉林 132012【正文语种】中文【中图分类】TK222锅炉热效率及发电标准煤耗率是衡量火力发电厂运行经济性的重要指标。
各项小指标对能耗的影响
各项小指标对能耗的影响不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响幅度分别见下表50MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]1 主蒸汽压力降低1MPa 1.0972 3.9082 主蒸汽温度降低1℃0.04297 0.15313 真空降低1KPa 0.9152 3.264 给水温度降低1℃0.03533 0.12585 排烟温度升高1℃0.06457 0.236 飞灰可燃物升高1% 0.3678 1.317 厂用电率升高1% 1.1046 供电煤耗4.308 补水率升高0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度升高1℃0.02738 0.0975410 凝汽器端差升高1℃0.3266 1.16311 冷却水流量减少1000t/h 0.2173 0.77412 7号高压加热器上端差升高1℃0.02053 0.0731213 6号高压加热器上端差升高1℃0.01395 0.0496714 4号低压加热器上端差升高1℃0.04533 0.161515 3号低压加热器上端差升高1℃0.01502 0.05375216 2号低压加热器上端差升高1℃0.02311 0.082317 1号低压加热器上端差升高1℃0.0215 0.0766注：额定主蒸汽温度535℃，主蒸汽压力9.0MPa，汽轮机额定热耗率为9451.0KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率356.2g/(KW·h),锅炉效率92.37%，管道效率0.98%，厂用电率8.5%。
100MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]1 主蒸汽压力降低1MPa 1.1212 3.812 主蒸汽温度降低1℃0.0438 0.14883 真空降低1KPa 0.9417 3.24 给水温度降低1℃0.0324 0.0115 排烟温度升高1℃0.0706 0.246 飞灰可燃物升高1% 0.3838 1.3047 厂用电率升高1% 0.01094 供电煤耗4.028 补水率升高0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度升高1℃0.0274 0.093210 凝汽器端差升高1℃0.3677 1.24911 冷却水入口温度升高1℃0.3677 1.24912 7号高压加热器上端差升高1℃0.0249 0.084613 6号高压加热器上端差升高1℃0.0146 0.049614 4号低压加热器上端差升高1℃0.0163 0.055415 3号低压加热器上端差升高1℃0.0158 0.053716 2号低压加热器上端差升高1℃0.0092 0.031317 1号低压加热器上端差升高1℃0.0183 0.062218 高压加热器解列 2.642 8.9819 机组负荷偏离10% 1.0152 3.4520 机组负荷偏离20% 2.2188 7.5421 机组负荷偏离30% 3.646 12.39注：额定主蒸汽温度550℃，主蒸汽压力8.8MPa，汽轮机额定热耗率为8784.6KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率339.8g/(KW·h),锅炉效率90%，管道效率0.98%，厂用电率7.5%。
锅炉指标对煤耗影响分析与锅炉运行优化
锅炉小指标对机组煤耗影响的分析计算与锅炉运行方式优化方案摘要：锅炉小指标变化对锅炉热效率和机组煤耗影响的计算方法。
根据锅炉反平衡热效率的计算方法推导出各项运行指标变化对锅炉热效率的影响，定量分析了燃煤电厂锅炉热效率对供电煤耗变化的影响；同时制定了锅炉运行方式优化方案。
关键词：锅炉热效率供电煤耗运行方式优化方案引言锅炉运行小指标影响着热电厂供电煤耗，通过分析小指标的变化对煤耗的影响程度，可以找出影响煤耗的主要因素，进而为挖掘设备节能潜力指明方向。
本文以锅炉反平衡热效率的计算方法为基础，介绍了计算锅炉主要参数变化对锅炉热效率和机组煤耗的一般方法。
该方法可以量化各项参数对煤耗的影响，并能较为准确地判断出当前锅炉存在的问题对机组经济性的影响。
一、计算锅炉各项参数对锅炉热效率影响的基本方法对于电厂日常的煤耗计算和小指标统计，最基本的方法是通过热损失法（反平衡法）计算锅炉热效率，反平衡计算可以减少锅炉的散热损失（目前热电厂统计计算锅炉效率一般是采用正平衡计算方法）。
利用反平衡计算的主要依据：η=100 -[（Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6）/ Qr]×100=100-( q2 + q3 + q4 + q5 + q6)式中η——锅炉热效率，%Qr ——单位燃料的锅炉输入热量, kJ / kg ;Q2 ——单位燃料的排烟热损失热量, kJ / kg ;Q3 ——单位燃料的可燃气体未完全燃烧损失热量, kJ / kg ;Q4 ——单位燃料的固体未完全燃烧损失热量, kJ / kg ;Q5 ——单位燃料的锅炉散热损失热量, kJ /kgQ6 ——单位燃料的灰渣物理显热损失热量,kJ / kg ;q2 ——排烟热损失百分率, %;q3 ——可燃气体未完全燃烧热损失百分率, %;q4 ——固体未完全燃烧热损失百分率, %;q5 ——锅炉散热损失百分率, %;q6 ——灰渣物理热损失百分率, %通过对各项损失的计算公式进行分析, 可以总结出影响锅炉热效率的各项参数, 如果某一项参数变化了，将该参数变化后的数值带入到锅炉热效率的计算程序中, 并保持其它参数不变, 可以计算出变化后的各项热损失和变化后的锅炉热效率,进而得出该参数变化数值对锅炉热效率的影响幅度。
根据经验值影响机组供电煤耗的几个系数关系简略说明
根据经验值影响机组供电煤耗的几个系数关系简略说明1、综合厂用电率与综合供电煤耗的关系：综合供电煤耗=统计期内的供电标煤量／发电量（1—综合厂用电率），若综合厂用电率增加0.1%，则分母减小0.1%，既上网电量减少0.1%的发电量。
假设有用下列公式表示上述关系：——A=B／(1-n)C其中A—综合供电煤耗B—统计期内的供电标煤量C—发电量n—综合厂用电率若B、C不变的情况下，n增加01.%变为n’，则比较A的变化A’有2、影响发电煤耗的主要因素有如下经验关系：1)一般情况下，机组负荷率每变化10%，发电煤耗将变化3～6克/千瓦时。
2)一般来讲锅炉热效率对发电煤耗的影响约为1：1，即锅炉热效率相对变化1%，发电煤耗相对变化1%。
在其他条件不变的情况下，锅炉热效率越高，机组发电煤耗越低。
3)汽机热耗率对发电煤耗的影响也是1：1的关系，即热耗率相对变化1%，发电煤耗同样变化1%。
同样情况下机组热耗率越低、机组的发电效率越高、机组发电煤耗越低。
3、一般300MW燃煤机组负荷率每变化10%，发电厂用电率约变化0.3%左右。
4、入厂煤与入炉煤的热值差应控制在502J/g之内。
5、提高热效率的几个因素：直接影响锅炉热效率的指标有：排烟温度、锅炉氧量（排烟氧量）、飞灰可燃物含量和炉渣可燃物含量。
一般情况下300MW燃煤机组锅炉排烟温度每升高10o C，影响机组供电煤耗1.5g／（kW·h）左右；锅炉烟气含氧量每升高1%，影响机组供电煤耗升高0.9 g／（kW·h）左右；飞灰可燃物含量每升高1%，锅炉热效率降低0.3%，机组供电煤耗升高1.1 g／（kW·h），对于电站煤粉锅炉一般飞灰占总灰量的90%，炉渣占总灰量的10%。
6、锅炉主蒸汽参数对供电煤耗的影响。
一般锅炉主蒸汽压力每增加1MPa，热耗将降低0.55~0.7%，机组供电煤耗降低 1.5～2.2 g／（kW·h），因此必须严格控制主蒸汽压力在一定范围内，波动范围应在±0.2MPa；一般锅炉主蒸汽温度（也叫主蒸汽温度，指锅炉末级过热器出口的过热蒸汽温度）每升高1 o C，热耗将增加0.03%，机组供电煤耗增加0.1 g／（kW·h），因此必须严格控制过热器温度在一定范围内，波动范围±5 o C。
2×330MW机组经济指标对供电煤耗的影响及降耗措施分析
2×330MW机组降低供电标准煤耗措施分析2011年1-8月，2×330MW机组供电标准煤耗为342.4g/kWh，基本完成巴蜀公司下达的342.5 g/kWh的计划值，但按照神华集团“将供电标准煤耗降至330g/kWh”的要求还有相当大的差距。
运行一车间对2×330MW机组经济指标数据进行认真分析后，认为可在以下几方面采取措施：一、降低排烟温度1）改善空预器漏风、堵塞情况，考虑空预器改造。
2）加强锅炉吹灰，减少炉膛结焦。
3）根据煤质报告和运行实际情况摸索合理的配煤比例。
二、降低制粉单耗1) 2×330MW机组制粉系统受原煤水分影响较大，燃运车间应尽量升干煤，确保制粉出力。
2) 加强制粉系统设备的维护，提高检修质量，减少故障消缺次数（如钢瓦磨损、旋转阀堵塞、给煤机断煤卡涩、系统防爆门漏风等）。
三、降低减温水量1）改善水冷壁下联箱节流孔板堵塞、循环不畅的情况，做好大修工作。
2）加强锅炉吹灰，减少炉膛结焦，增加水冷壁、冷再吸热量。
3）根据煤质报告和运行实际情况摸索合理的配煤比例，减少结焦情况。
4）改善浸没式挡板封闭不严、炉底漏风的情况。
四、提高给水温度1）加强与调度联系，尽量提高负荷率，提高给水温度。
2）额定负荷时给水温度仍不能达到设计值，高加、低加换热效果有待提高3）提高检修质量，避免加热器内漏。
（目前#32机组#6高加事故疏水门经检修处理后仍关不严）五、降低凝汽器压力额定负荷时凝汽器压力为86mbar，除了环境温度的影响以外，必须提高胶球清洗系统的胶球回收率，降低凝汽器铜管脏污程度，才能降低凝汽器压力。
六、降低循环水泵耗电率随着环境温度下降，2×330MW机组可采取单台循环水泵运行方式。
今年1-4月，2×330MW机组采取单台循环水泵运行方式节电822万kWh，循环水泵耗电率下降0.65%。
如循环水泵电机进行高低速改造，循环水泵的运行方式更灵活，节能效果更加明显，但需要考虑循环水泵低速运行时生冷水压力能否满足需要。
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各指标对煤耗影响 This manuscript was revised on November 28, 2020
600MW机组各项指标对煤耗影响
1.负荷降低1%，机组的热耗将会增加0.089%～0.1%，煤耗
大约增加0.3%，1.1 g/kWh
2.主汽压降低1MPa，煤耗增加1.53g/kWh；
3.主汽温提高1℃，煤耗降低0.059 g/kWh；
4.再热汽温提高1℃，煤耗降低0.032 g/kWh；
5.再热器喷水减少1t/h，煤耗降低0.103 g/kWh；
6.凝汽器端差下降1℃，煤耗0.68 g/kWh；
7.真空上升1kPa，煤耗下降1.2 g/kWh；
8.给水温度提高1℃，煤耗下降0.05%，0.16 g/kWh；
9.排烟温度下降10℃，煤耗下降1.88 g/kWh；
10.锅炉效率提高1%，煤耗下降4 g/kWh；
11.氧量比标准上升1%，煤耗增加1.57 g/kWh；
12.空冷机组影响煤耗10 g/kWh；国电600MW亚临界机组
对标供电煤耗332 g/kWh；
300MW机组省煤节电经验数据
1.负荷降低10%，煤耗大约增加
2.95g/kWh，降低20%增加
6.92g/kWh，降低30%增加18.90g/kWh，降低40%增加
26.23g/kWh
2.主汽压降低1MPa，煤耗增加2.1g/kWh；降低2MPa，煤
耗增加3.58g/kWh；
3.主汽温降低5℃，煤耗增加0.95 g/kWh；主汽温降低
10℃，煤耗增加1.51 g/kWh；
4.再热汽温降低5℃，煤耗增加0.79 g/kWh；再热汽温降
低10℃，煤耗增加1.68 g/kWh；
5.真空度下降1%，煤耗增加3.6 g/kWh；
6.端差上升1℃（夏/冬），煤耗增加1.93 /0.85g/kWh
7.高加解列/低加解列，煤耗增加9.55/8.02g/kWh
8.给水温度下降10℃，煤耗增加0.95g/kWh；
9.给水调门压差增加1MPa，煤耗增加0.36g/kWh；
10.排烟温度上升10℃，煤耗增加1.66g/kWh；
11.空气预热器漏风率增大1%，煤耗增加0.14g/kWh；
12.飞灰含碳量增加1%，煤耗增加1.23 g/kWh；
13.排污率增大1%，煤耗增加1.18g/kWh；
14.厂用电率上升1%，煤耗增加3.78g/kWh；。