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1、 国内发电机组运行煤耗现状分析国内发电机组实际运行煤耗的现状分析上海发电设备成套设计研究院2007年12月目 录1概述32各种煤耗的关系及影响因素43.电厂比较普遍存在的一些问题43.1机组负荷率偏低43.2锅炉效率下降43.3汽机效率下降63.4热力系统泄漏63.5冷凝器问题63.6厂用电耗偏高63.7运行参数的调节74发电煤耗偏高的现状分析741影响中国电力工业能效的主要原因：1042 提高能效的有关建议121概述长期以来，火电厂机组运行经济性指标难以达到设计值，这一方面是因为设计值所独有的条件在实际运行中一般不能实现，且设计值不考虑实际运行中不可避免的损失；另一方面也与机组实际存在大量的
2、缺陷和运行管理的不善有关。近年来，随着我国电力建设迅猛发展，电力供应已经呈现出很强的“峰谷差”。大容量机组也要求能够频繁地参与调峰运行。另外，由于火电机组实际运行的热力系统比较复杂，必须考虑到机组正常启动、停机、事故处理、维修保养等因素，需增加许多辅助系统。这些辅助系统也对机组实际运行的经济性产生影响。因此，如何进一步提高机组日常运行的经济性，提高企业的经济效益和市场竞争力，已成为迫切需要解决的问题。在正常运行中，不少电厂只关心机组的出力和安全性，常常不注意运行的经济性，首先从思想上对节能降耗优化运行缺乏重视，其次在技术上对机组运行中存在的问题和节能潜力不甚了解，或者是故意有所保留，待以后逐步
3、“消化”节能指标，普通职工更是对节能优化知之甚少。因此，除了设备和环境等客观因素以外，管理的不严和技术力量的缺乏是导致实际运行供电煤耗偏高的重要原因。而这也是目前降低煤耗的主要改进方向。在技术上，可以通过对机组的运行状况、设备性能等进行定量评估，才能发现机组煤耗偏高的原因，挖掘节能潜力，使电厂企业利润最大化。从大机组运行情况看，实际运行供电煤耗率均大于设计值，有的相差10以上，具有较大的节能潜力。造成机组运行煤耗偏高的原因主要有以下几个方面：一是调峰引起的；二是环境的因素即气温水温及燃料热值等的影响；三是机组在运行中由于设备及系统缺陷；四是运行调整不当或过于保守造成的。运行经济性状况评估分析的
4、目的，是确定目前机组在不同负荷及系统状况下的实际运行的水平（主要包括汽机热耗、锅炉效率、厂用电率等），并对照机组的设计值，找出导致机组实际运行煤耗偏高的原因及可能降低的范围，并以此为基准，确定优化对象（设备消缺、如工况调整、系统局部改进等），为机组优化运行，尽量向设计值靠拢提供依据。2各种煤耗的关系及影响因素（1）供电煤耗理论计算值，也称为设计额定煤耗，是根据制造厂单体设备性能设计值（在额定负荷下，汽轮机热耗为设计值、锅炉效率为设计值及厂用电率为设计值），通过煤耗公式计算得出的供电煤耗值。该值为理想值，实际运行中不可能达到。（2）供电煤耗基准值或称应达值，是在设计额定煤耗的基础上，通过若干项不
5、可避免损失（如：汽机缸效率本身达不到设计值、排污率、冷却水温度的变化及负荷率较低等）修正得到，该值为实际运行中能达到的预期值，对运行有重要的指导意义，节能降耗也应以基准值为目标逐步靠拢。（3）供电煤耗统计值，是电厂通过正平衡方法统计出的机组全年平均煤耗，可能会有较大的误差，主要原因是煤重量计量的误差和煤取样热值的误差。（4）由于汽机缸效率实际上不一定都能达到设计值，不同机组可能有所差异。（5）供电煤耗理论计算值是在排污率为零情况下得到的，实际运行中必须考虑排污的影响。（6）机组实际运行中冷却水温度是随着季节变化的，会对排汽压力产生不利的影响，因此冷却水温对供电煤耗的影响也不可避免，由于南北地域
6、的差异，不同机组会有少量出入。（7）负荷率对机组供电煤耗会有较大影响，不同机组其供电煤耗对负荷率的敏感性可能不完全一致。（8）由于不同的机组之间影响供电煤耗的因素会有差异，机组供电基准煤耗应在对该机组进行详细的测试评估后方能确定。3.电厂比较普遍存在的一些问题3.1机组负荷率偏低机组负荷率偏低，会影响电厂运行的经济性。目前机组的负荷率在75%左右，对经济性影响较大。由于负荷率受客观因素的限制，因此在用电负荷比较低的季节，可以关停部分效率较低的机组。3.2锅炉效率下降由于锅炉效率的下降，使机组发电煤耗增加。影响锅炉效率的主要因素有：飞灰含碳量偏高、排烟温度偏高、锅炉漏风偏大、煤质变差等。3.2.
7、1飞灰含碳量偏高的影响因素有：入炉煤质、煤粉细度、风粉混合物温度、炉膛出口氧量、炉膛温度、火焰中心等。3.2.1.1入炉煤质不稳定入炉煤质不稳定主要体现在入炉煤热值、灰份和挥发份波动大。由于入炉煤质不稳定，如运行技术人员不对锅炉运行作出及时合理的配风调整，就会导致飞灰含碳量偏高，锅炉效率降低。经调查，这种情况在实际运行中普遍存在。3.2.1.2煤粉细度由于入炉煤质不稳定，同时也导致煤粉的细度难以控制，煤粉细度长期存在较大波动，影响煤的燃尽度。3.2.1.3风粉混合物温度实际运行时风粉混合物温度波动较大，经常在比设计值低较多的情况下运行，造成煤粉着火延迟，燃尽度下降。3.2.2排烟温度偏高一方面
8、可能是由于锅炉制造厂设备本身设计上的受热面布置缺陷所带来的，或者是由于煤种的较大变化而引起的；另一方面是由于锅炉运行过程中，燃烧配风不佳，吹灰系统没有正常合理投运，造成锅炉受热面局部严重结焦、积灰（堵灰）现象，传热效果下降，排烟温度升高。另外受磨煤机料位不准、给煤量称重装置失准以及一次风量的变化影响，煤粉细度存在一定程度的波动，煤粉变粗时，势必造成燃尽推后，火焰中心上移引起排烟温度升高。3.2.3锅炉漏风锅炉排烟热损失的大小取决于排烟温度和排烟的过量空气系数，排烟温度越高、排烟的过量空气系数越大，锅炉的排烟热损失就越大。在烟温越高的区域内，漏风对锅炉效率的影响越大。因为高烟温区的漏风不但增加了
9、烟气量，并使得该处的烟温下降，引起其下游受热面的传热能力降低，以致排烟温度升高，故排烟热损失受到排烟量的增大和排烟温度的升高两者的叠加影响而增大更多。至于在低温区域的空预器来说，往往运行时的漏风率比设计值增加很大，大大增加了排烟量。有一个大致的概念，当炉膛漏风每增加0.05，锅炉效率约下降0.25%；当空预器漏风每增加0.05，锅炉效率约下降0.05%。3.2.4煤质变差对于燃用不同燃料的锅炉来说，由于煤种的燃尽特性不同，其相应的未燃尽损失q4值也相差较大，煤质越差，燃烧效率越低，未燃尽损失q4值增大，锅炉效率降低。3.3汽机效率下降汽机缸效率普遍偏低，特别是高压缸效率比设计值低较多，影响机组
10、的供电煤耗。汽机缸效率偏低主要是设计制造上的原因，但也与安装及检修有关。3.4热力系统泄漏由于系统内漏,包括疏水阀门泄漏，高低压旁路的泄漏及汽机各间隙偏大等造成煤耗上升。尤其是疏水系统的内漏。热力系统内部漏量较大是目前国内火电机组运行中普遍存在的问题，它不像系统外漏那么明显，因此也很容易被忽视。热力系统的复杂性和设计及运行上的不合理，给大量内漏的存在创造了条件。有些辅助系统的功能，如为300MW机组中压缸启动配置的管道系统，许多电厂都有，但实际上从来不用，而为了保证中压缸启动而设置的高中压通风管及疏水阀往往长期泄漏。个别电厂系统改造后降低煤耗可达10g/kW.h以上，可见其节能潜力巨大。3.5
11、冷凝器问题冷凝器问题在电厂中普遍存在，而且对机组运行经济性又非常敏感。冷凝器真空偏低主要是因为冷凝器端差大、胶球系统收球网收球率低、冷却塔冷却能力低、循环水量不足以、真空严密性差以及真空泵性能恶化造成，导致供电煤耗上升。2.3.4回热系统问题高加泄漏较频繁，影响高加投入率，低加泄漏、堵漏率高，高加下端差偏大，都会引起供电煤耗上升。3.6厂用电耗偏高厂用电率偏高也是供电煤耗上升的重要原因。除了设计上的偏于保守和辅机效率偏低导致厂用电率偏高外，运行管理中不足，如阀门/风门的严重泄漏、辅机不必要的重复运行，没有根据负荷和季节及时调整、设备没有及时维修或更换等，都会导致厂用电率上升。3.7运行参数的调
12、节 由于运行人员平时不注意，导致机组参数偏离设计值较多，虽然看起来比较安全，但会影响运行的经济性。减温水量也较大，排污较多等因素，都引起供电煤耗增加。4发电煤耗偏高的现状分析 2005年，中国电力工业全国平均供电煤耗为374gkWh，生产厂用电率为5.95%，电网综合线损率为7.1 8%。2006全国平均供电煤耗为366gkWh。2007年110月全国平均供电煤耗为355gkWh。从这些数据可以看出，我国近几年来平均供电煤耗有明显下降，而且下降速度比前些年明显加快，其原因除了新投产较多大型性能更好的机组外，也与电力企业对节能降耗有了一定的重视有关。但从总体来看，与国外先进水平相比差距还很大。如
13、日本东京电力公司1999年的供电煤耗就达到320gkWh，厂用电率为4%；法国电力公司1999年的供电煤耗为331.6gkWh，厂用电率为4.47%；德国巴伐利亚电力公司1 9 9 9年的供电煤耗为332.1gkwh，厂用电率为5.4 2%(含脱硫装置用电)。美国、日本和德国2000年的电网综合线损率分别为6.0%、3.89%、4.6%，意大利EVEL2004年的综合线损率为3.0%。 通过比较可以看到，中国电力工业的平均供电煤耗与世界先进水平相差约40gkWh，平均厂用电率与世界先进水平(1 999年)相差约2%，电网综合线损率比世界先进水平(2004年)高约4%。41影响中国电力工业能效的
14、主要原因：（1）煤电比重过大。中国电力工业中热电联产、燃油、燃气以及水电机组比重小，煤电装机比重大，超过70%，其发电量比重超过80%。煤电比重过大不利于电力系统经济运行。在发达国家，一般采用水电站或燃油、燃气机组承担尖峰负荷，燃煤发电厂承担腰荷或基荷，使燃煤电厂在负荷平稳区段运行，启停少，热效率高。而在中国，水电、油电和气电不仅比重小，而且大多集中在局部地区，燃煤电厂不仅要承担调峰、调频任务，还要承担备用任务，使之处在负荷不平稳的区段运行，导致热效率低，煤耗高。中国以大比例煤电为主的电力结构如果不作改善，要使能源利用效率达到以油气为主的发达国家的水平，极其困难。 （2）低效机组偏多。中国大型
15、发电机组与国外同类型机组的效率差距并不大，其整体发电机组能效较低的主要原因是由于有大量小火电机组的存在。全国6000kW以上机组共6911台，合计容量为3.93亿kW，平均单机容量仅为5.69万kW。其中30万kW以上高效机组只有333台，仅占总容量的不足40%。由于大量小机组的存在，致使煤耗普遍偏高。如按世界先进水平计算，仅此一项中国每年多耗标煤高达约1亿t。 （3）电煤质量不好。国外燃煤电厂大都使用经过洗选的煤炭，而且煤炭质量与其锅炉设备基本相匹配，使锅炉燃烧稳定，减少无谓的调节和运行负担，热效率高，厂用电低，发电煤耗少。中国燃煤电厂绝大多数是使用原煤(动力煤入洗量约占动力原煤产量的10%
16、，发达国家原煤入洗率一般在60%95%)，而且煤质差且不稳定(2005年直供电网综合燃料发热值同比降低127kcalkg)，从而使电厂锅炉难以达到最佳效率，增加了煤耗和厂用电率。 （4）发电运行技术和设备质量欠佳。发电设备可用率和可靠性相对较低，非计划停机率较高(2005年全国火电600 MW、300 MW级无烟煤机组非计划停机总平均值达1.57次台年，其他300 MW级机组1.51次台年，600 MW级机组1.96次台年，超临界机组2.5次台年，从而抬高了厂用电率和煤耗。同时，电泵耗电量大(中国绝大多数电厂采用电动泵，比国外采用汽动泵的电厂，效率相差15%20%)，送引风机效率低(中国采用离
17、心式送引风机较普遍，而国外采用效率较高的轴流式送引风机，效率相差10%20%)，循环水耗电量大(中国因水资源缺乏较少采用直流冷却方式，多采用自然通风塔、机力塔或间接空冷系统的方式)，从而使发电厂自用电率增大。 （5）企业节能意愿不强大多数企业愿意用更多的投资建新电厂，对于节能工作比较忽视。例如，同样投入100亿元人民币，用它节能可以节出100万kW来，也可以用它建出一个100万kW的电厂来，此时他们更多的是愿意用这100亿元去建一个新电厂，而不是将这100亿元用来做节能工作。由于能源政策的导向性不够，致使部分决策者节能意愿不强。 42 提高能效的有关建议 （1）坚决淘汰落后生产能力，采取强制性
18、退出机制和“以大代小”的方式，加快淘汰单机容量在10万kW以下的常规燃煤凝汽火电机组。多年来虽然有关部门一直要求要关闭有关小机组，但效果不明显。现在缺电情况已经好转，并在不远的将来会有电能富余，如果能够协调好有关利益，实施好有关补偿机制，加上燃料涨价等因素，关闭小火电的时机已经基本成熟。如果在未来15年内能够逐步淘汰10万20万kW及以下燃煤、燃油机组，并以高效的超临界60万kW及以上机组作为替代，降低总体煤耗就会非常可观。（2）努力改变能源利用方式 在技术经济适宜的条件下，积极建设60万kW级以上的超临界机组，即大容量、高效率、高调节性机组，优化火电机组能效结构。低效率的小火电机组供电煤耗一
19、般为600gkWh以上，而高效率的超临界机组供电煤耗一不到300gkWh，即小火电发1 kWh的煤可以让高效率机组发2 kWh以上的电。（3）积极进行设备改造和技术创新，积极发展和创新洁净煤燃烧技术，充分利用多种品质资源；大力发展热电联产，提高能源转换效率；加强现有电厂设备改造，如果对火电机组进行等离子点火、少油点火、小油枪点火、低负荷稳燃等技术改造，可以大量减少燃油消耗。如果对低效的风机、水泵等电厂辅机进行新型技术改造，可以大量降低火电厂的厂用电率。 （4）重视推行安全经济的运行方式。供电煤耗是衡量燃煤发电机组经济性的主要指标，供电煤耗的大小取决于锅炉效率、汽机效率、管路效率和厂用电率等。在这些因素中，除管路效率外，其余指标均可以通过调整机组的运行工况得到改善。可以运用能损分析系统、节能评价系统等对运行系统进行优化运行，提高运行效率。实现机组经济性能的最大化。 （5）完善电力市场机制。通过竞争机制形成企业自我行为的约束，以不断降低成本，努力提高效率。12上海发电设备成套设计研究院
