300MW机组各参数变化对供电煤耗

300MW机组发电煤耗影响因素分析作者：胡长学来源：《中国新技术新产品》2013年第01期摘要：300MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉，通风方式为平衡通风，由于目前电煤价格高位运行，且供应趋紧，发电企业必须充分挖掘内部潜力来节能降耗。

本文首先阐述了300MW机组的性能要求，其次，分析了300MW机组发电煤耗影响因素，同时，就如何降低300MW机组发电煤耗进行了深入的探讨，具有一定的参考价值。

关键词：300MW机组；发电煤耗；影响因素中图分类号：U264.5+3 文献标识码：A1概述我国300MW亚临界燃煤机组的发电标准煤耗为330g/kWh，而美国、英国、加拿大、日本等发达国家的煤耗为300g/kWh。

由于目前电煤价格高位运行，且供应趋紧，发电企业必须充分挖掘内部潜力来节能降耗。

目前我国很多发电企业的电煤耗在负荷率较高时不降反升，本文就300MW机组发电煤耗影响因素进行分析。

2300MW机组的性能要求300MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉，通风方式为平衡通风，主汽温调节方式为二级喷水减温，燃烧方式为正压直吹四角切圆，点火用油为轻柴油，点火方式为#1炉小油枪、#2炉等离子。

再热汽温调节方式：①摆动燃烧器摆角②喷水减温。

300MW机组具有较高的可用率；具有较高的热效率和较小的空气预热器漏风；具有较好的控制调节性能，调节灵活可靠，汽温偏差尽可能小；具有较好的煤种适应性，在燃料正常变化范围内燃烧全可靠；具有较好的低负荷稳燃性能和较好的启、停及调峰性能；尽量采用现有的成熟结构，增加部组件通用化程度。

300MW机组运行方式：带基本负荷，并具有负荷调峰能力。

制粉系统：本锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置三台双进双出球磨机，燃烧器四角布置，切圆燃烧方式。

除渣方式：采用刮板捞渣机连续排渣。

空气预热器进风方式：采用室外冷风方式。

整套机组半年试生产后机组年平均运行小时数不少于7500小时，强迫停机率不大于2%。

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。

300MW火电机组参数变化对煤耗率的影响煤耗率是衡量火电机组能源利用效率的重要指标，煤耗率的变化直接影响了电厂的能源消耗和成本收益。

在电力发电行业中，火电机组的煤耗率受到多因素的影响，包括机组的参数变化、燃煤品质、运行方式等。

本文将重点探讨300MW火电机组参数变化对煤耗率的影响。

首先，煤耗率与机组的发电效率密切相关。

火电机组的煤耗率可以通过热效率（也称为热工效率）和机械效率两个方面来衡量。

热效率是指机组将燃煤燃烧产生的热能转化为电能的能力，而机械效率则是指机组在转化热能为电能时的损失。

机组参数的变化会直接影响到热效率和机械效率，进而影响到煤耗率。

一方面，机组参数的优化配置可以提高热效率，减少煤耗率。

机组参数的优化配置包括锅炉、汽轮机和发电机等设备的主要参数、比例和匹配关系等。

其中，锅炉是燃煤发电的核心设备，对煤耗率影响最为显著。

通过增加锅炉的过热温度、减少过热器的寒热量、提高蒸汽参数等方法，可以提高锅炉的热效率。

同时，优化和提高汽轮机的蒸汽参数和减少转矩损失，可以提高机组的机械效率，进一步提高煤耗率。

此外，还可以通过优化发电机的槽型和磁场分布等手段，减少摩擦和电磁损耗，提高机组的机械效率。

总之，机组参数的有效调整以及设备的升级改造，都有助于提高机组的热工效率和机械效率，减少煤耗率。

另一方面，机组参数变化也会面临一定的制约和挑战。

机组参数的调整需要考虑到多种因素，包括机组自身技术水平、设备可靠性与安全性、运维成本等。

同时，机组参数的变化往往需要投入大量的资金和时间，在技术和经济上都有一定的限制。

因此，在机组参数的变化中，需要在确保经济可行性和技术可行性的前提下，科学合理地选择优化方案。

此外，煤耗率的变化还受到燃煤品质的影响。

燃煤品质包括煤种、灰分、硫分、挥发分等多个指标。

不同的燃煤品质对火电机组的燃烧过程和效率产生不同影响，进而影响煤耗率。

例如，灰分和硫分较高的煤炭会导致锅炉结渣和腐蚀的问题，进而降低了机组的热效率，使煤耗率增加。

300MW火电机组节能分析摘要：对于某火电厂的300MW#1机组的运行情况和节能潜力进行分析，重点探讨了该机组在节能方面的潜力问题，这对于今后同类机组设计、改造和维护具有一定的意义，能够为类似火电机组的建设及运行起到一定的借鉴作用。

关键词：300M火电机组；节能潜力；煤耗1.煤耗方面节能潜力分析要想节约煤炭和降低发电成本，努力降低煤耗则是一个重要问题，因为全国煤炭消耗总量的百分之六十左右都是用于火力发电厂的每年用煤量，燃料成本约占火电厂发电成本的百分之七十以上。

某电厂#1机组1025T/H锅炉为钢球磨直吹式燃烧系统，设计煤种为当地无烟煤，实际运行中入炉煤质波动较大，#1机组供电煤耗上半年统计指标为345g/kwh,比国内同类型300MW机组先进值325g/kwh高出20g/kwh,煤耗方面消耗较大，究其原因分析如下：1.1燃烧调整的影响及对策原因分析：炉不完全燃烧的情况下，明显能够造成飞灰可燃物的升高、炉渣含碳量的增大。

煤粉粗，往往是燃烧调整比较困难的重要原因。

由于磨煤机煤粉细度粗细不稳定，风门故障开度不准等原因造成燃烧不完全。

煤粉炉运行经济性影响很大程度上受到煤粉细度的影响。

尽管燃烧在细煤粉的环境下容易着火及燃烬，但是随之磨煤机的用电量也会相应增加。

所以应该从多个方面进行考虑经济性的问题，从而选择最合适的煤粉细度。

一般来说，最合适的煤粉细度则是以机械末完全燃烧热损失、制粉电耗率、钢球损耗总和最小时的细度。

对策：尽量提高磨煤机出口温度，维持在120℃~160℃之间，保持适当的一次风压，以利煤粉着火；对于锅炉运行调整不当的情况应及时进行调整，同时，煤粉细度必须维持在5%左右；各辅机的运行方式同时应该进行优化；最佳配风方式应该在考虑煤质的情况下进行试验确定。

优化锅炉吹灰方式、定期清洗空预器蓄热片、维持适当的炉膛负压运行，保持合理的烟气流速、增加尾部烟道受热面等都是降低排烟温度的有效措施。

1.2真空度的影响及对策原因分析：根据本地的实际情况，真空值应该为95kpa左右，但是，由于各种因素的影响，在实际运行中，机组真空都在93kpa左右，这样的真空严密性还有提高的空间，虽然试验合格但是还没有达到优良的条件。

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%。

降低 300MW火电机组供电煤耗优化研究摘要：发电厂作为引领社会发展的一个主要部分，对300MW燃煤火电机组供电煤耗高的问题加以深入的研究，并且从中找到适合的解决对策，不断优化机组的运行，降低机组供电煤耗率。

换言之，就是有效减少燃煤量，达到节能降耗减排的良好效果，为行业发展注入新的动力。

关键词：300MW供电煤耗；优化调整；解决对策火力发电厂当中，最为主要的生产技术指标就是供电煤耗，而供电煤耗会影响到发电的经济成本。

当前正是处于节能减排政策深入发展的重要时期，在火电厂燃料不断上涨的情况下，其发展的根本趋势是有效降低机组供电煤耗，这是企业技术能力提升的关键，也是行业发展的根本需要。

为此，需要不断优化调整3MW火电机组，实现降低机组供电煤耗的目标，达到真正意义上的节能减排。

1分析现状一项数据调查显示，300MW火电机组供电煤耗的平均值是323.09g/kWh，同其他机组平均值存在差距。

如果机组使用2台引风机，以及增压风机，把原来引风机变频运行的形式加以改造，利用风机入口动叶的全面调整，充分满足锅炉燃烧和炉膛负压的需要，从而消除变频器运行带来的问题。

但是，引风机单耗增加，耗电率就会受到不同程度的影响，整个机组供电煤耗就会有所提高。

机组脱硝系统在实际工艺上使用选择性催化还原SCR，并且在每一台锅炉上都设置2个SCR反应器，然后采用液氨法制备脱硝还原剂。

现在很多发电厂已经改造了空预器，而且风压已经消耗在空预器上面，致使增加了引风机，送风机，还同时增加一次风机。

与此同时，当前空预器受到堵灰的影响，致使炉膛负压有很大的波动性，让锅炉的安全性，经济性也都受到影响。

2分析原因在实践观察以及操作的总结中，查找影响300MW火电机组供电煤耗高的实际原因，具体有以下几点要注意。

第一，人为方面的因素。

燃烧合理配风优化的过程中，滑压的运行处于不合理的状态。

当加热器端差调整好了，磨煤机启停又不够及时。

同时存在气温调节不及时，控制不好磨煤机料位的问题，导致烟气当中的氧含量过大。

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%。

300MW级火电机组能耗分析研究摘要：煤电机组能耗水平的优劣，通过综合因素影响，最终体现在供电煤耗的优劣上。

本文以锅炉、汽轮机主要工况状态、小指标影响因素，分析了供电煤耗在各状态下的趋势，通过对比分析，指出设备治理、运行优化的方向，进而提高机组的运行经济性水平。

关键词：煤电机组；能耗；研究一、研究背景及意义在国家绿色发展，低碳清洁的大背景下，“提升管理，提升效益”的“双提升”理念成为煤电行业可持续发展的必由之路，现在我国的煤电机组装机容量仍然占比较大，提升效益、挖掘潜力一直是煤电机组的重点任务，通过抓好节能降耗工作，进一步降低企业生产成本，提升市场竞争力。

从目前情况看，煤电机组主要存在三个方面的弱势：一是盈利基础不牢固；二是成本将进一步上升；三是面临着全方位竞争。

而300MW级机组多数属于热电联产机组，且担任繁重的电网调峰任务，运行稳定要求高。

所以，开展300MW级机组的节能降耗工作，对提升企业经济效益，是至关重要的。

本文重点从以330MW煤电机组为例，通过对标需要抓好的重点技术经济指标入手，降低机组核心指标供电煤耗，总结节能降耗的目标及手段。

二、研究方法及范围机组供电煤耗率是反映经济性的综合性指标，本文通过对330MW自然循环锅炉、一次中间再热、热电联产机组的各项经济指标对供电煤耗率的影响分析，研究机组整体的经济运行和优化调整方向。

三、锅炉设备侧主要指标对机组经济运行的影响锅炉设备系统复杂，涉及到的燃烧风烟系统、汽水系统、灰渣系统及脱硫脱硝系统，设备运行状况的良好程度，对安全、环保、经济运行有很大的影响。

因此，做好锅炉设备系统的稳定运行工作，对整体机组的经济运行起到龙头作用。

1、锅炉设备的热效率通过试验得出330MW热电联产机组锅炉在考虑电网调峰实际情况下的三个负荷点（即汽轮机厂家规定的顺序阀运行工况）的实验结果见表1。

表1由计算对比得出：锅炉在以上四种工况下运行的热效率变化在0.82%，符合锅炉设计要求。