影響供電煤耗率的主要因素分析

1、蒸汽壓力和溫度越高，機(jī)組容量越大，發(fā)電煤耗率越小。

2、管道效率。熱力管道(主蒸汽管道、再熱蒸汽管道、主給水管道)保溫不完善將增加熱損失。管道效率影響煤耗幅度同鍋爐效率。過去管道效率一般取99%，根據(jù)《火力發(fā)電廠能量平衡導(dǎo)則第3部分：熱平衡》(DL/T606.3-2006)規(guī)定，管道效率應(yīng)采用反平衡計(jì)算方法求得，一般情況下管道效率約95%左右。

3、熱力系統(tǒng)疏水增加，熱量損失增加。

4、廠用電率。廠用電率的影響因素主要取決于輔機(jī)設(shè)備的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。廠用電率每升高1個(gè)百分點(diǎn)，供電煤耗率增加3.5g/kWh。

5、鍋爐熱效率。鍋爐熱效率每變化1%，供電煤耗率反方向相對變化1%。在其他條件不變的情況下，鍋爐效率越高，機(jī)組供電煤耗率越低。

6、汽輪機(jī)熱耗率。汽輪機(jī)熱耗率每變化1%，供電煤耗率同方向相對變化1%。也就是說汽輪機(jī)熱耗率每增加100kJ/kWh, 供電煤耗增加3.5g/kWh。在其他條件不變的情況下，汽輪機(jī)熱耗率越低，機(jī)組供電煤耗率越低。

7、機(jī)組負(fù)荷。機(jī)組負(fù)荷率降低，鍋爐運(yùn)行效率降低，汽輪機(jī)熱耗率增加，廠用電率增加，供電煤耗率增大。負(fù)荷率每減少10個(gè)百分點(diǎn)，供電煤耗率增加3g/kWh。如果機(jī)組負(fù)荷率降低到75%以下，則供電煤耗率增加幅度要大得多。

8、電網(wǎng)因素。電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)度分配本身沒有考慮到電廠機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，負(fù)荷直接分配到機(jī)組，電廠無法實(shí)現(xiàn)機(jī)組間的經(jīng)濟(jì)調(diào)度。另外經(jīng)常參加調(diào)峰的機(jī)組因啟停次數(shù)較多，而多消耗燃料。

9、管理因素。煤炭管理嚴(yán)格規(guī)范，煤場可能出現(xiàn)贏煤，全廠供電煤耗率會(huì)降低。據(jù)原能源部調(diào)查，300MW機(jī)組在管理上造成的煤耗約偏高5g/kWh。入廠入爐煤熱值差每增加100kJ/kg，煤耗增加1g/kWh。

10、入廠煤質(zhì)量。目前，由于煤炭市場經(jīng)濟(jì)問題，大多數(shù)電廠入廠煤大大偏離設(shè)計(jì)要求。入廠煤質(zhì)量差，那么灰分高，熱值低。根據(jù)測算，入爐煤熱值每降低500kJ/kg，供電煤耗率至少增加0.5g/kWh。

11、季節(jié)因素。不同季節(jié)對機(jī)組供電煤耗率有不同的影響。夏季由于自然環(huán)境溫度高，冷卻條件變差，真空、輔機(jī)設(shè)備運(yùn)行臺(tái)數(shù)增加，使得供電煤耗率明顯高于春秋冬季。

12、供熱機(jī)組的抽汽壓力。供熱比影響發(fā)電煤耗系數(shù)與供熱機(jī)組抽汽壓力有關(guān)，背壓供熱機(jī)組系數(shù)最高。

13、機(jī)組運(yùn)行方式。機(jī)組運(yùn)行方式主要是指機(jī)組在電網(wǎng)中的運(yùn)行特征，即是帶基本負(fù)荷還是調(diào)峰。同樣的機(jī)組，帶基本負(fù)荷的機(jī)組發(fā)電煤耗優(yōu)于調(diào)峰機(jī)組的發(fā)電煤耗。一般機(jī)組在25%負(fù)荷時(shí)采用滑壓運(yùn)行方式，可降低發(fā)電煤耗率8.5g/(kW.h)。

14、機(jī)組啟停次數(shù)。例如一臺(tái)300MW機(jī)組每次冷態(tài)啟動(dòng)需要消耗燃油50噸(燃煤量已計(jì)入)，機(jī)組全年發(fā)電量18億千瓦時(shí)，消耗標(biāo)準(zhǔn)煤57萬噸，因此一臺(tái)300MW機(jī)組，每年如果冷態(tài)啟動(dòng)10，則全年累計(jì)煤耗增加0.3 g/(kW.h)

15、鍋爐類型。循環(huán)流化床鍋爐供電煤耗比煤粉爐要高，例如2006年100～135MW循環(huán)流化床鍋爐的供電煤耗平均為386.28g/kWh，而100～135MW煤粉鍋爐的供電煤耗平均為381.45g/kWh。

16、給水泵類型。由于汽動(dòng)給水泵消耗一定的熱量，因此配備汽動(dòng)給水泵的機(jī)組比電動(dòng)給水泵機(jī)組的發(fā)電煤耗率稍大。例如600MW超臨界脫硫空冷機(jī)組采用電動(dòng)給水泵時(shí)，供電煤耗率為334g/kWh，而采用汽動(dòng)給水泵時(shí)，供電煤耗率為332g/kWh;國產(chǎn)300MW級(jí)脫硫機(jī)組采用電動(dòng)給水泵時(shí)，供電煤耗率為336g/kWh，而采用汽動(dòng)給水泵時(shí)，供電煤耗率為335g/kWh。

17、機(jī)組冷卻類型?？绽錂C(jī)組廠用電率大。例如600MW亞臨界脫硫機(jī)組發(fā)電煤耗率僅僅288g/kWh，而采用空冷機(jī)組為301g/kWh;300MW電動(dòng)泵脫硫機(jī)組發(fā)電廠用電率為8.2%，而采用空冷機(jī)組為8.8%; 200MW脫硫機(jī)組發(fā)電煤耗率315g/kWh，而采用空冷機(jī)組為333g/kWh。

18、脫硝工藝。如果采用選擇性催化還原SCR裝置，將使廠用電率增加0.4個(gè)百分點(diǎn)，使供電煤耗增加1.5g/kWh;如果采用選擇性非催化還原SNCR裝置，將使鍋爐效率下降0.4個(gè)百分點(diǎn)，使供電煤耗增加1.5g/kWh 。

19、脫硫工藝。如果采用海水法和石灰石法等濕法脫硫工藝，將使廠用電率增加1.2～2.0個(gè)百分點(diǎn)，煤耗增加4～6.5g/kWh。如果采用爐內(nèi)噴鈣、循環(huán)流化床法等干法脫硫工藝，將使廠用電率增加0.5個(gè)百分點(diǎn)，煤耗增加1.7g/kWh。