李李 青青华能威海发电有限责任公司华能威海发电有限责任公司1第一节 现状与任务我国电力工业的技术经济指标已逐年 提高，但与发达国家的先进指标相比 相差较远，2010年，我国火电机组平 均供电标准煤耗为335g/kWh，比上年 降低7g/kWh比日本、德国等国家同 期的火电机组平均供电煤耗高 20g/kWh以上，比英国等其他发达国 家高5g/kWh以上 2近年各集团团公司生产产指标标比较较公司年份装机总总容量 （万kW）发电发电 量 （亿亿kWh）供电电煤耗 (g/kWh)发电发电 厂 用电电率（%）利润总额润总额 （亿亿元） 华华能集 团团公司2010年113435376322.725.7069.82009年104383924327.75.98大唐集 团团公司2010年10589.64725.8324.835．8515.162009年82223397328.416.02华电华电 集 团团公司2010年90193589328.26.47 25.32009年62392733332.286.34国电电集 团团公司2010年95314199326.35.9260.92009年70253307332.56.15电电力投 资资集团团 公司2010年70722940331.757.0750.182009年43312074343.237.5国华电华电 力公司 2010年2009年259111863216.083五大发电集团公司分容量能耗公司项项目1000MW级级600MW超超600MW亚临亚临 界300MW2009年2010年2009年2010年2009年2010年2009年2010年华华能供电电煤耗 (g/kWh)295.18292.21311.94304.63324.89323.68331.96329.87厂用电电率 （%）4.594.364.714.785.715.525.975.82大唐供电电煤耗 (g/kWh)-302.37307.06302.35321.53321.68333.05331.43厂用电电率 （%）-4.444.604.405.525.585.885.85华电华电供电电煤耗 (g/kWh)294.57290.33308.19302.45324.83317.08338.52335.98厂用电电率 （%）5.325.235.415.105.605.396.456.55国电电供电电煤耗 (g/kWh)289.20289.93--330.55324.45334.17330.01厂用电电率 （%）4.104.02--5.305.075.875.82电电力 投供电电煤耗 (g/kWh)-292.38309.09304.64337.01331.61336.18336.10厂用电电率 （%）-4.585.194.666.266.206.636.764根据我国电力行业“十二五”规划：到2015年，全国发电装机容量14.37亿 千瓦。
其中，煤电9.33亿千瓦，非化石能 源发电装机容量达到4.74亿千瓦其中， 水电2.84 亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦 ，气电3000万千瓦，风电1亿千瓦，太阳 能发电装机容量为200万千瓦，生物质能 发电及其他300万千瓦非化石能源发电 装机容量比重占总装机比重的33%，比 2010年提高6.5个百分点5电力行业“十二五”规划：非化石能源发电量比重占总发电量比重 的24.1%，比2010年提高3个百分 点到2015年煤电平均单机容量145MW ，比2010年提高40MW左右平均 供电煤耗330克/千瓦时，比2010年 下降5克/千瓦时6第二节 影响供电煤耗的因素（1）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/kWh2）锅炉热效率锅炉热效率每变 化1%，供电煤耗率变化3.7g/kWh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7（3）管道效率热力管道保温不 完善将增加热损失管道效率影响煤 耗幅度同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94.5%左右。
8国产产N300型机组组管道热损热损 失的分布及对对煤耗的影响项项目数值值（%）对对煤耗影响（ g/kWh） 新汽管道热损热损 失0.2690.91 再热热蒸汽管道热损热损 失0.4541.54 给给水管道热损热损 失忽略不计计0 厂用蒸汽热损热损 失3.4511.73 工质质泄漏热损热损 失0.8823.0 锅锅炉连续连续 排污热损污热损 失0.0150.05合计计94.9517.239（4）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1%也就是说汽轮机热耗率每 增加100kJ/kWh, 供电煤耗增加 3.7g/kWh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5）热力系统疏水管道、阀门 乱设乱加，疏水增加，热量损失增加 10（6）抽汽温度低压缸变形变形后，机组运行过 程中，会有部分低压缸进口高温蒸汽 漏入5、6段抽汽口，引起5—6段抽汽 温度偏高，实测数据比设计值高20- 30℃这部分蒸汽的存在，会降低低 压缸的效率影响热耗率约 12kJ/kWh,导致煤耗升高0.5g/kWh 11（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。
在75%-90% 负荷之间，负荷率每减少10个百 分点，供电煤耗率增加3g/kWh 如果机组负荷率降低到75%-60% ，则供电煤耗率增加幅度要大得 多，约4g/kWh 12对对于引进进型300MW凝汽式汽轮轮机，不同 负负荷下设计热设计热 耗率见见表 表 不同负负荷下设计热设计热 耗率负荷率%10090756050设计热耗率kJ/kWh79217951 8056 82028481 与设计热耗比较kJ/kWh030135281560 对发电煤耗的影响 g/kWh01.125.0510.50 20.9313（8）机组启停次数例如一台 300MW机组每次冷态启动需要消耗燃 标煤200吨（燃油量已计入），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12次，则全年累计 煤耗增加1.5g/(kW.h) 14（9）锅炉类型循环流化床 锅炉由于燃煤较粗，虽经分离器 多次循环燃烧，仍有部分粗颗粒 煤粉不能燃尽，随烟气排出，因 此循环流化床锅炉的飞灰可燃物 含量比煤粉锅炉要高同容量的 循环流化床锅炉的飞灰可燃物含 量比煤粉锅炉的飞灰可燃物含量 至少高5个百分点。
15（10）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 16（11）机组冷却类型空冷机组 厂用电率大，煤耗高例如600MW超 临界脱硫湿冷机组供电煤耗率仅仅 315g/kWh，而采用脱硫空冷机组为 334g/kWh；300MW脱硫湿冷机组（电 动泵）供电煤耗率仅仅336g/kWh，而 采用空冷机组（电动泵）为356g/kWh 17（12）汽轮机设计背压汽轮机背压 是一个设计方面的参数，实际上就是汽轮 机的排汽压力除南方地区以外，在华北 、华东、华中、东北、西北五个地区闭式 循环冷却与开式直流冷却机组设计背压区 别很小绝大部分汽轮机低压缸设计均为 两缸四排汽双背压4.9/5.1kPa，但单缸两 排汽及个别机组背压设计为11.8kPa或 9.8kPa18南方地区闭式循环冷却与开式直流冷却 机组设计背压为5.9～6.1kPa，比其他五 个地区标准的4.9 kPa高出1kPa，影响 供电煤耗约1.5g/kWh。
空冷机组设计背压为15～16kPa，比湿 冷机组汽轮机背压高出10kPa，约使供 电煤耗高出15g/kWh19（13）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/kWh20（14）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4～6g/kWh 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/kWh21(15)入炉煤低位发热量 入炉煤低位发热量是指统计期内入炉的 不同煤种低位发热量的重量加权平均值 ，计算公式为 入炉煤低位发热量（kJ/kg） =Σ[计算期每日入炉煤量×每每日入炉 煤热值 ]/计算期入炉煤总量这里有个常识，发热量每降低 1000kJ/kg，供电煤耗上升0.8- 1.2g/kWh，厂用电率增加0.15%- 0.20%22由于煤炭价格居高不下，许多电厂为 了减少能源成本，尽量采购劣质煤， 实质上适得其反。
任何锅炉都有设计 煤种和校核煤种，偏离太多，锅炉燃 烧很不经济由于煤价并不是按发热 量正比上升的，发电成本反而会因煤 质差上升某电厂300MW中速磨机组燃 烧劣质煤实验情况见表 23该厂设计煤种为烟煤，收到基低位发热 量为18850kJ/kg，校核煤种低位发热量 为18160kJ/kg分别采用采用 19250kJ/kg（煤种1）和15423kJ/kg （ 煤种2）煤种进行试验，结果表明：燃烧 15423kJ/kg劣质煤带不满300MW，厂用 电率平均上升了0.58个百分点，供电煤 耗平均上升了4.5g/kWh24两种不同热值热值 燃煤的试验结试验结 果机组组 负负荷煤种1煤种2 厂用 电电率发电发电 煤耗供电电 煤耗厂用 电电率发电发电 煤耗供电电 煤耗 MW%g/kWh g/kWh %g/kWhg/kWh 1509.62354.3392.110.17 357.4397.9 2258.46332.6363.39.10334.2367.7 3008.35320.0349.2///25第三节 主要指标的控制技术1、空气预热器漏风率 空气预热器漏风率是指漏入空气预热器 烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气 质量之比。
对于一般性试验，可以按下式计算：26AL=（空气预热器出口烟气的过量 空气系数-空气预热器进口烟气的过量空气 系数）/空气预热器进口烟气的过量空气 系数×90%过量空气系数=21/（21-O2）660MW机组空气预热器漏风率测试比较项项目入口出口 空气预热预热 器编编号A侧侧B侧侧A侧侧B侧侧 O2量(%)3.723.434.694.40 湿烟气量(kg/kg)10.0309.68810.58110.198 过过量空气系数1.21531.19521.28761.2651 漏风风率(考核公式)5.495.26 漏风风率(经验经验 公式)5.355.2627空气预热器漏风率应每季度（最好每月一次 ）测量一次，并不允许超过下列规定值：管式空气预热器 5％ 板式空气预热器 7％ 回转式空气预热器： 10％28空气预热器漏风的主要危害是：空气预 热器漏风将使空气直接进入烟道，被引 风机抽走排向大气由于排烟量增大， 一方面使排烟损失增加，另一方面使引 风机的电耗增大当漏风过大超过了风 机的负荷能力时，会造成燃烧风量不足 ，以致被迫降低锅炉负荷，直接影响锅 炉的安全经济运行。
29传统理论认为，由于烟气压力低于大气 压力。