影響供電煤耗率的主要因素分析

1、蒸汽壓力和溫度越高，機組容量越大，發電煤耗率越小。

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《火力發電廠能量平衡導則第3部分：熱平衡》(DL/T606.3-2006)規定，管道效率應采用反平衡計算方法求得，一般情況下管道效率約95%左右。

3、熱力系統疏水增加，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設備的運行經濟性。廠用電率每升高1個百分點，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，機組供電煤耗率越低。

6、汽輪機熱耗率。汽輪機熱耗率每變化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，汽輪機熱耗率越低，機組供電煤耗率越低。

7、機組負荷。機組負荷率降低，鍋爐運行效率降低，汽輪機熱耗率增加，廠用電率增加，供電煤耗率增大。負荷率每減少10個百分點，供電煤耗率增加3g/kWh。如果機組負荷率降低到75%以下，則供電煤耗率增加幅度要大得多。

8、電網因素。電網負荷調度分配本身沒有考慮到電廠機組的經濟性，負荷直接分配到機組，電廠無法實現機組間的經濟調度。另外經常參加調峰的機組因啟停次數較多，而多消耗燃料。

9、管理因素。煤炭管理嚴格規范，煤場可能出現贏煤，全廠供電煤耗率會降低。據原能源部調查，300MW機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、入廠煤質量。目前，由于煤炭市場經濟問題，大多數電廠入廠煤大大偏離設計要求。入廠煤質量差，那么灰分高，熱值低。根據測算，入爐煤熱值每降低500kJ/kg，供電煤耗率至少增加0.5g/kWh。

11、季節因素。不同季節對機組供電煤耗率有不同的影響。夏季由于自然環境溫度高，冷卻條件變差，真空、輔機設備運行臺數增加，使得供電煤耗率明顯高于春秋冬季。

12、供熱機組的抽汽壓力。供熱比影響發電煤耗系數與供熱機組抽汽壓力有關，背壓供熱機組系數最高。

13、機組運行方式。機組運行方式主要是指機組在電網中的運行特征，即是帶基本負荷還是調峰。同樣的機組，帶基本負荷的機組發電煤耗優于調峰機組的發電煤耗。一般機組在25%負荷時采用滑壓運行方式，可降低發電煤耗率8.5g/(kW.h)。

14、機組啟停次數。例如一臺300MW機組每次冷態啟動需要消耗燃油50噸(燃煤量已計入)，機組全年發電量18億千瓦時，消耗標準煤57萬噸，因此一臺300MW機組，每年如果冷態啟動10，則全年累計煤耗增加0.3 g/(kW.h)

15、鍋爐類型。循環流化床鍋爐供電煤耗比煤粉爐要高，例如2006年100～135MW循環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。由于汽動給水泵消耗一定的熱量，因此配備汽動給水泵的機組比電動給水泵機組的發電煤耗率稍大。例如600MW超臨界脫硫空冷機組采用電動給水泵時，供電煤耗率為334g/kWh，而采用汽動給水泵時，供電煤耗率為332g/kWh;國產300MW級脫硫機組采用電動給水泵時，供電煤耗率為336g/kWh，而采用汽動給水泵時，供電煤耗率為335g/kWh。

17、機組冷卻類型。空冷機組廠用電率大。例如600MW亞臨界脫硫機組發電煤耗率僅僅288g/kWh，而采用空冷機組為301g/kWh;300MW電動泵脫硫機組發電廠用電率為8.2%，而采用空冷機組為8.8%; 200MW脫硫機組發電煤耗率315g/kWh，而采用空冷機組為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個百分點，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個百分點，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個百分點，煤耗增加4～6.5g/kWh。如果采用爐內噴鈣、循環流化床法等干法脫硫工藝，將使廠用電率增加0.5個百分點，煤耗增加1.7g/kWh。