火电厂烟气温度和火电厂烘煤热损耗
火电煤耗(标准煤
火电煤耗(标准煤火电厂煤耗是指通过燃煤发电的过程中，每发电一度电所耗费的煤炭数量。
煤耗的高低直接影响到火电厂的经济性和环境效益。
下面将从煤耗的定义、影响煤耗的因素以及降低煤耗的措施等几个方面进行论述。
一、煤耗的定义和计算方式煤耗通常以标准煤（每吨标准煤燃烧可以发电约3000千瓦时）为基准进行计算。
煤耗的计算公式为：煤耗（g/kWh）=1000×燃煤量（g）/发电量（kWh）二、影响煤耗的因素1.锅炉热效率：锅炉热效率的提高可以减少煤耗。
通过改善燃料的燃烧方式、优化燃烧工艺等措施，可以提高锅炉的热效率。
2.发电机效率：发电机效率的提高可以增加发电量，降低煤耗。
优化发电机的设计和运行工艺，可以提高其效率。
3.负荷率：负荷率是火电厂运行的关键参数，一般以全年平均负荷率进行评价。
负荷率的提高可以减少停机、启停损失，并提高煤耗。
4.燃煤品质：燃煤的品质直接影响到燃烧效果和煤耗。
高质量的煤炭燃烧时热值高、灰分少，可以提高煤耗。
5.运行管理：合理的运行管理可以降低能耗。
火电厂应根据实际情况，合理安排运行计划、采取合理的设备调整措施等，降低能耗。
三、降低煤耗的措施1.优化燃烧工艺：采用先进的燃烧设备、燃烧控制系统等，实施燃烧优化，最大限度地保证煤炭的充分燃烧。
2.提高锅炉热效率：通过改进锅炉的结构、优化热交换系统等措施，提高锅炉的热效率，减少煤耗。
3.引进先进技术：引进先进的燃煤发电技术，如超超临界发电技术、燃煤气化联合循环发电技术等，可以提高发电效率，降低煤耗。
4.加强运维管理：加强设备的维护保养，定期进行设备检修，确保设备的正常运行，减少能耗。
5.提高负荷率：通过加强火电厂规划与设计，提高装机容量和供电能力，同时进行清洁能源的开发利用，提高负荷率。
6.推广节能减排技术：加大节能减排技术的推广力度，如余热发电、烟气余热回收等技术措施，可以降低煤耗。
综上所述，火电厂煤耗是一个重要的评价指标，合理降低煤耗对于提高火电厂的经济性和环境效益具有重要意义。
火电厂余热资源介绍
火力发电厂烟气余热介绍一、烟气流程经过电除尘、引风机，温度不图1 锅炉排烟工艺流程以及参数（近似额定负荷状况，1000MW）图1是在1000MW工况下某发电厂锅炉的烟气工艺流程以及参数，从图中可以看出，烟气排到烟囱之前要经过脱硝、空预器加热、电除尘等环节，经过空预器换热之后，烟气温度大大降低。
研究资料表明，为使烟温达到最佳脱硫效率状态，减少脱硫塔的冷却水耗量，脱硫塔（FGD）入口烟温降低到85℃左右较佳。
在938MW工况下，某发电厂的烟囱烟气流量为2006km3/h（体积流量）。
二、目前火电行业烟气排放现状火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。
排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。
我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。
对于已经投运的锅炉，经过燃烧优化来降低排烟温度的幅度非常有限，省煤器和空气预热器的改造因受到空间的限制，降低排烟温度的幅度也很小，同时尾部受热面的低温腐蚀也限制了排烟温度的大幅降低。
因此，独立于原有锅炉系统之外的排烟余热回收系统成为节能降耗的首选。
三、火电厂烟气回收技术1、技术原理电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。
在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。
排烟余热回收系统所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热空气提高送风温度，从而减少低压加热器或者暖风器的抽汽量，增加汽轮机做功，提高机组效率。
火力发电厂指标影响煤耗的因素及经验值
火力发电厂指标影响煤耗的因素及经验值供电煤耗又称供电标准煤耗，是火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量（单位：克/千瓦时、g/kWh）。
它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标之一。
下面，小编就为大家呈上影响供电煤耗因素汇总，以供参考。
从2013年至今，全国60万千瓦及以上电厂供电煤耗每年以3克/千瓦时幅度持续递减，2017年全国60万千瓦及以上电厂供电标准煤耗为309克/千瓦时。
发电厂经济效益的一个重要指标是煤耗,因此如何降低煤耗是发电厂节能的重点工作。
降低机组的发电煤耗从反平衡角度分析,取决于降低汽轮机热耗和提高锅炉效率，同时加强管道的保温,提高管道传热效率。
对煤耗影响较大的几个因素具体分析如下:1、汽轮机汽耗降低汽轮机热耗的方法有:(l)通过对汽轮机通流部分及相关热力系统的改造,提高热循环效率、降低热耗;(2)运行中应及时地对主辅机进行调整,以保证机组在相应工况下参数、真空等指标处于经济运行状态;(3)提高设备健康水平,确保系统无负压泄漏,无额外热源漏人凝汽器,无回热系统故障等影响经济运行的缺陷。
2、锅炉热效率提高锅炉效率应根据需要进行受热面、燃烧器等主辅设备的技术改造。
运行中要及时调整燃烧和辅机运行,减少锅炉各项损失,特别是排烟损失和机械不完全燃烧损失。
另外,要加强对来煤煤质的预报,杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。
3、负荷率和机组启停次数机组启停次数对热耗和发电煤耗影响很大,统计资料表明,每次启停消耗的燃料约为本机组在满负荷下2~3h消耗的燃料,机组每次启停增加热耗约为3kJ/(kw˙h),相应煤耗增加约0.1~0.15g/(kw˙h)。
负荷率每变化1%,机组热耗将变化0.08%~0.10%,大型机组的热耗增加8~10kJ/(kw˙h),煤耗增0.3~0.38g/(kw˙h)。
因此降低煤耗,一方面要增加负荷率,另一方面要做好经济调度;必须提高大小修质量,减少停机次数;重要设备要有运行状态检测手段,逐步实行状态检修。
火电厂热经济指标及分析
发电煤耗率＝
0 .123
电厂效率
(kg/kwh)
27
三级指标（锅炉效率）
锅炉正平衡效率：指锅炉产出热量与计算期皮 带秤称重的锅炉耗用煤量的热值的比例。：
锅炉正平 计 衡 算 效 期 率 锅 锅 ＝ 炉 炉 入 产 耗 炉 出 用 燃 热 煤 料 量 量 1 低 0位 0 热
锅炉反平衡效率＝100－（排烟损失(％)+化学未完全燃烧 损(％)+机械未完全燃烧损失(％)+散热损失(％)+灰渣物理 热损失(％)）
厂用电量 计算期发电量
×100（％）
21
影响厂用电率的主要指标
磨煤机单耗 、磨煤机耗电率 排粉机单耗 、排粉机耗电率 给水泵单耗 、给水泵耗电率 送风机单耗 、送风机耗电率 吸风机单耗 、吸风机耗电率 循环水泵耗电率 输煤(燃油)系统耗电率 除灰系统耗电率
22
磨煤机单耗：是指磨煤机每磨制一吨煤
发电煤耗率表示发电厂热力设备、热力系统的
运行经济性。单元发电机组的发电煤耗率与锅炉效
率、汽机效率、管道效率有关。全厂发电煤耗率水
平除与单元发电机组的发电煤耗率水平有关外，还
与单元机组发电量权数有关。
正平衡计算方法：发电煤耗率＝
发电用标准煤量 计算期发电量
（g/kWh）
锅炉产出热量
反平衡计算方法：发电煤耗率= 29271.计2算锅器炉发反电平量衡效率(kg/kwh)
供热方面 5
凝汽式机组的热经济指标 汽耗量、热耗量 汽耗率、热耗率 机组热效率
6
凝汽式机组热经济指标之间的变化关系
总效率与分效率之间的变化关系 煤耗率与热效率之间的变化关系 热效率与热耗率之间的变化关系 煤耗率与热耗率之间的变化关系
火电发电标准煤耗
火电发电标准煤耗一、燃料成本燃料成本是火电发电厂的主要成本之一，其中包括煤炭的采购、运输、储存以及配煤等费用。
在计算火电发电标准煤耗时，需要考虑以下因素：1. 煤炭价格：煤炭价格直接影响燃料成本，同时也受市场供需关系、品质、运输距离和煤炭供应政策等因素的影响。
2. 煤炭消耗量：火电发电厂的煤炭消耗量取决于机组的额定蒸发量、热效率和厂用电率等因素。
3. 配煤费用：为了满足环保和节能的要求，火电发电厂需要对不同品种、质量和数量的煤炭进行配煤。
配煤费用也是燃料成本的重要组成部分。
二、设备维护成本设备维护成本是指火电发电厂为了保持设备正常运转所需的维修和更换费用。
在计算火电发电标准煤耗时，需要考虑以下因素：1. 设备维修费用：包括日常维护、定期检修和故障修理等费用。
2. 设备折旧费用：设备在使用过程中会逐渐磨损和老化，需要进行更换或维修。
折旧费用是设备维护成本的重要组成部分。
3. 备品备件费用：为了确保设备正常运转，火电发电厂需要储备一定数量的备品备件。
备品备件费用也是设备维护成本的重要组成部分。
三、电厂用电率电厂用电率是指火电发电厂在生产电能过程中，自身消耗的电能占总发电量的比例。
在计算火电发电标准煤耗时，需要考虑以下因素：1. 汽轮机热效率：汽轮机是火电发电厂的主要设备之一，其热效率直接影响电厂用电率。
2. 电机效率：电机是驱动汽轮机运转的主要设备，其效率也会影响电厂用电率。
3. 变压器损耗：变压器是火电发电厂中重要的电气设备之一，其损耗也会影响电厂用电率。
四、热效率热效率是指火电发电厂在生产电能过程中，有效能量与总能量之比。
在计算火电发电标准煤耗时，需要考虑以下因素：1. 锅炉热效率：锅炉是火电发电厂的主要设备之一，其热效率直接影响热量的利用效率。
2. 汽轮机热效率：汽轮机是将热能转化为机械能的关键设备，其热效率也会影响热量的利用效率。
3. 管道效率：管道是将蒸汽从锅炉输送到汽轮机的通道，其效率也会影响热量的利用效率。
火力发电厂生产指标介绍资料
火力发电厂生产指标介绍资料三、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及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内热量的百分比。
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：是指统计期内汽、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：是指统计期内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％。
火力发电厂技术经济指标解释与耗差分析报告
火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析一、概述 (1)二、综合性指标定义及计算 (2)三、锅炉技术经济指标 (5)四、汽轮机技术经济 (12)五、机组效率变化与热耗的关系 (16)六、耗差分析方法在火电厂指标分析中的具体应用 (16)七、其它 (22)一、概述火力发电厂既是能源转换企业，又是耗能大户，因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。
火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平，还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。
火力发电厂指标很多，一般将经济技术指标分为大指标和小指标。
小指标是根据影响大指标的因素或参数，对大指标进行分解得到的。
小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。
1、综合性指标：火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。
2、锅炉指标：锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉（磨煤机、排粉机）单耗、风机（引风机、送风机）单耗、点火和助燃油量。
3、汽轮机指标：汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果（空冷塔耗电率、冷却塔水温降）、阀门泄漏状态。
4、燃料指标：燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、煤质合格率、配煤合格率、燃料亏吨索赔率、燃料亏卡索赔率、入厂标煤单价、入厂煤与入炉煤热量差、入厂煤与入炉煤水分差、输煤（油）单耗、输煤（油）耗电率、燃煤机械采样装置投入率、皮带秤校验合格率。
火力发电厂生产指标介绍
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及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内热量的百分比。
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：是指统计期内汽、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：是指统计期内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％。
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火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%以上，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，占锅炉总热损失的80%或更高。
排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。
我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。
电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。
在一些采用
湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃
左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。
全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66％，其中90％以上采用石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。
湿法烟气脱硫系统中，吸收塔出口净烟气温度一般为47~51℃，设置GGH（烟气换热器）可将净化后的饱和湿烟气加热到约80℃排放，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。
根据国内电厂实际状况，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH对烟气抬升高度有一定差异。
目前，电厂烟囱主要在以下四种工况下运行：
1. 排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在125℃左右，在此条件下，烟囱内壁处于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀。
2. 排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经GGH系统加热，进入烟囱的烟气温度在80℃左右，烟囱内壁有轻微的结露。
3. 排放经湿法脱硫后的烟气，不设GGH系统，进入烟囱的烟气温度在50℃左右，烟囱内壁有严重的结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。
4. 脱硫后，因各种原因停开的FGD,在这种情况下烟气的工况是干湿交替运行。
经计算，烟气脱硫后酸露点温度有明显下降，某电厂燃用设计煤种，原烟气酸露点为132.2℃，当烟气脱硫效率为90%时酸露点为92.7℃，当烟气脱硫效率为95%时酸露点为83.9℃。
湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱硫效率很高，一般都能达到95%以上，但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率不高，约20%左右，且湿法脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀物质，是一
种腐蚀强度高、渗透性强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀。
一般的烟气湿法脱硫处理是采用加设GGH系统来提高烟气温度(80℃左右),以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性液体，此时，烟气对烟囱内部腐蚀将明显减轻。
从理论上讲，采用GGH系统能有利于减缓烟气的腐蚀(即提高烟气温度，减少结露)，但烟气湿度、水分这些诱发腐蚀的因素依然存在，因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除。
而湿法脱硫处理且不设GGH的烟气温度低(50℃左右)、湿度大，腐蚀烟气处于全结露状态。
因而腐蚀性更强,对烟囱的防腐要求更高。
电厂排烟温度：
1. 排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在125℃～150℃左右，褐煤锅炉为170℃为左右。
烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀，但是直接排放到大气中。
2. 一般在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，加装电站锅炉排烟余热深度
回收利用系统安装，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。
在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。
3. 排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经GGH（烟气换热器，提高烟气温度，减少结露腐蚀）系统加热，进入烟囱的烟气温度在80℃左右。
烟囱内壁有轻微的结露腐蚀。
4. 排放经湿法脱硫后的烟气，不设GGH系统，进入烟囱的烟气温度在50℃左右。
烟囱内壁有严重的结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。
1. 高水分的褐煤在炉膛中燃烧时，煤中的水分吸热蒸发，大量的气化潜热从烟囱白白的排了出去，据实验测算，在燃烧过程中汽化消耗掉的能量多达20%。
2. 增大了烟气的水蒸汽含量和排烟损失，锅炉效率被降低很多。
3. 烟气中水蒸汽含量升高，会使烟气中的水分分压压力变大和烟气露点降低，导致省煤器等低温受热面的积灰和腐蚀加剧。
同时烟气量的增加还同时会导致引风机电耗增加。
4. 原煤水分过多使得制粉干燥的风量需求也相应增加，导致管道磨损，进而增加了排粉机的电耗，会造成煤仓、给煤机及落煤管中的粘结性堵塞。
5. 燃用的褐煤水分高还使得煤粉在炉内飞扬不畅，着火迟缓，燃烧不完全等情况。
6. 煤中含有适量水分，对燃烧能起催化作用；另一方面，也不会造成煤粉飞扬而污染环境。
总而言之，高水分的褐煤对机组的影响最终导致热效率的降低，经济性损失严重。
电厂燃煤全水分量控制在6—8%范围内。
最高不宜超过10%。
一般情况下，要使煤中1kg水分蒸发，约需要2500kJ的热量，相当于0.085kg 标准煤的低位发热量。
我国发电汽锅用煤的全水分大致在M ar=2%~44%。
如果以平均值23%的含水量计算，将每吨发电燃煤干燥至发电机组允许的全水分含量8%，需消耗375MJ 的能量，相当于0.013t标准煤的低位发热量，可以发104度电。
而一般一吨煤可以发3300度电。
中速磨煤机
目前国内采用的中速磨煤机有以下四种：辊－盘式中速磨，又称平盘磨；辊－碗式中速磨，又称碗式磨或RP型磨，球－环式中速磨，又称中速球磨或E型磨；辊一环式中速磨，又称MPS磨。
这些磨煤机的工作转速为50～300r/min,故称中速磨煤机。
中速磨有共同的工作原理。
它们都有两组相对运动的碾磨部件，碾磨部件在弹簧力、液压力或其它外力作用下，将其间的原煤挤压和碾磨，最终破碎成煤粉。
通过碾磨部件旋转，把破碎的煤粉甩到风环室，流经风环室的热空气流将这些煤
粉带到中速磨上部的煤粉分离器，过粗的煤粉被分离下来重新再磨。
在这个过程中，热风还伴随着对煤粉的干燥。
在磨煤过程中，同时被甩到风环室的还有原煤中夹带的少量石块和铁器等杂物，它们最后落入杂物箱，被定期排出。
中速磨的煤种适应性不如低速球磨机广泛，它一般只适用于烟煤和贫煤，且煤的可磨系数≥50，原煤水分也不能过高（M f≤19％）。
但中速磨重量轻、占地小、制粉系统管路简单、投资省；运行时还具有电耗低、噪音低等优点。
因此这种中速磨煤机目前在大容量机组中已得到日益广泛的应用。
风扇磨煤机
风扇磨煤机是目前电站采用最多的一种高速磨煤机。
风扇磨的构造类同风机，带有8～10个叶片的叶轮以750～1500r/min高速旋转。
所不同的是这些叶片是采用锰钢制成，它又称冲击板。
机壳上装有可拆换的耐磨护板，又称护甲，它是用Mn13制成。
风扇磨运行时，原煤随干燥剂进入磨煤机后，被冲击板和叶轮框架击碎，煤粒又被溅到机壳的护甲上进一步击碎，合格的煤粉经分离器被干燥剂带出，过粗的煤粉又落回风扇磨中重新磨碎。
整个煤的破碎方式以撞击为主。
风扇磨作为一种转动机械，结构简单、制造方便，占地面积及金属耗量均较少，因而初投资低。
风扇磨还具有制粉系统简单，设备上得快等优点。
此外，风扇磨集干燥、破碎、输送三种功能于一身，所以可少用一台风机。
风扇磨中的煤粒大多处于悬浮状态，通风和干燥十分强烈；所采用的干燥剂可由热炉烟、冷炉烟和热空气混合组成。
运行中可根据燃煤水分，调节这三种介质的比例，控制方便灵活，并使得干燥剂具有良好的防爆作用。
风扇磨在运行中冲击板磨损大，寿命短。
如大型S型风扇磨的冲击板寿命只有1200h左右。
经验证明，风扇磨最适合磨制高水分褐煤（外水M f>19%或全水分M t>30%），同时也可用于磨制一些较软烟煤。
此外，风扇磨磨煤系统存在较严重漏风问题。
各种类型的磨煤机均有各自的优缺点和对煤种的适应范围。
电厂设中燃煤锅炉磨煤机的选型非常重要，首先必须根据所燃用的煤种及采用的哪种制粉系统来进行考虑，要考虑到设备运行的可靠性和经济性。
在衡量一种磨煤机运行经济性时，要全面分析制粉电耗、制粉金属材料消耗和检修维护的人工消耗等三项指标。
除此之外，还要兼顾到投资、磨煤机的布置安装条件以及运行中的具体现实问题。