我國300MW級火力發電機組發電標準煤耗為330g/kWh，國外煤耗為3(X)g/kWh。由于電煤供應趨緊及價格高位運行，發電企業必須節能降耗，充分挖掘內部潛力，以應對成本壓力。合山電廠2×330MW機組于2010年1至5月滿負荷運行，負荷率雖然很高，但月平均發電煤耗仍達341g/kWh，同比2009年國內相同類型機組335.62g，kWh高出5.38g／kWh。發電煤耗在負荷率較高時不降反升。因此，該廠組織有關人員對發供電煤耗偏高的原因進行了分析，并采取相應的節能降耗措施將煤耗降低，提高了機組的運行經濟性及企業的經濟效益。富通新能源生產銷售生物質鍋爐，生物質鍋爐主要燃燒顆粒機、木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料，同時我們還有大量的楊木木屑顆粒燃料和玉米秸稈顆粒燃料出售。
1、原因分析
發電煤耗與汽機熱耗及廠用電率成正比，與鍋爐熱效率成反比。該廠l、2號機組汽機熱耗設計值為7673kj/kWh，但實際汽機平均熱耗約為7900—8100U/kWh（毛熱耗率），冬季最低為7900kj/kWh，夏季最高為8100U/kWh，l號爐平均熱效率約為89.6%，2號爐為88.2%，設計值為91.32%，平均廠用電率為9.15%（因采用電動給水泵供水）。要降低發電煤耗，就要找出影響汽機熱耗及鍋爐熱效率的主要因素．并采取措施降低汽機熱耗，提高鍋爐熱效率。
1.1汽機熱耗的主要影響因素
汽機熱耗影響最大的i項主要因素為主再熱汽溫、凝結器真空及主給水溫度，前兩項參數偏低的共同作用必然使主蒸汽流量大幅度增加，如凝結器真空過低，排汽溫度及排汽壓力就升高，加上主再熱汽溫偏低，兩因素造成汽輪機總焓降減小，做功能力下降，機組維持負荷不變則主蒸汽流量必然增加，汽輪機做功是靠主蒸汽去推動的，主蒸汽流量增加并達到做功能力（高溫高壓過熱狀態）必然以消耗大量的熱量為代價，為此燃料量必然增加，結果使熱耗增加；同理，主給水溫度偏低，將較低的給水溫度加熱至相同的過熱汽溫，給水會吸收更多的熱量，爐膛投煤量必然增加，為此煤耗增加。根據試驗，汽溫每降低10℃，汽耗量及熱耗將各增加約1.5%；凝汽器真空每降低lkPa，熱耗增加約0.8%；給水溫度每降低l℃，熱耗將增加約10kj/kWh；熱耗每增加50U/kWh，供電煤耗就增加約28/kWh。
負荷率高低對汽機熱耗影響非常明顯，負荷率高熱耗降低，反之則熱耗升高。由于低負荷運行爐膛溫度水平低，鍋爐為維持最低穩燃負荷須保持較高的主汽流量，有時需要投油助燃，因而增加了經濟成本，導致經濟性降低，熱耗增加。有關資料表明，300MW級機組負荷每降低10%．熱耗將增加75kj/kwh．如額定工況熱耗為8000～8050kj/kWh左右，機組帶80~60%額定負荷時熱耗高達8200～8300t/kWh左右。富通新能源生產銷售的生物質鍋爐以及木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料是客戶們不錯的選擇。
1.2鍋爐熱效率的主要影響因素
1.2.1排煙溫度及鍋爐漏風的影響
對鍋爐熱效率影響最大的三項主要因素為排煙溫度、飛灰可燃物含量及鍋爐漏風，排煙溫度高使排煙熱損失增大，一般情況下，排煙溫度每升高10℃，排煙熱損失將增加0.5%～0.8%．鍋爐熱效率下降約0.6%。該廠l、2號爐冬季排煙溫度平均為139℃～148℃之間，夏季平均為148℃～156℃，目前排煙溫度為150℃左右，高于設計值145℃，排煙熱損失在所有各項損失中份額最大，1、2號爐排煙熱損失份額在6.3%．7%之間，冬季最低為6.3%．夏季最高為7%。
有關資料表明，當入爐煤含硫量達到3%時就會造成空氣預熱器嚴重的酸腐蝕和堵厭，腐蝕又使預熱器漏風加劇，l、2號爐入爐煤平均含硫量高達4_5%左右，遠高于設計值2.83%，這是造成空氣預熱器腐蝕堵灰嚴重、漏風率大的主要原因。1號爐A、B側漏風率約為13.5%，2號爐A、B側漏風率為12.5%，都遠遠高于5.5%的設計值。據計算，漏風率每增加5%，鍋爐熱效率將下降約0.3%。空氣預熱器腐蝕堵灰使排煙溫度升高、漏風率增大、排煙熱損失增加，是鍋爐熱效率下降的另一個重要原因。
1.2.2燃用煤種及運行氧量的影響
2號爐滿負荷運行氧量不足，煤粉燃盡性差，爐內結焦及飛灰可燃物含量較高，月平均飛灰可燃物含量約為7%，l號爐煤粉燃盡性較好，滿負荷運行飛灰可燃物含量平均約為4.5qv，飛灰可燃物含量高的主要原因是人爐煤揮發分偏低，運行氧量不足。實際人爐煤（貴州煤與本地煤）揮發分平均值只有16.5%左右，低至15%，揮發分對煤粉的著火燃燒及燃盡起著至關重要的作用．1、2號爐主要燃用的煤種貴州無煙煤揮發分偏低(10%)，不易著火且燃盡性極差，本地煤則為高灰、高硫、高水份、低熱值（三高一低）的劣質煙煤。揮發分偏低使煤粉引燃困難，著火推遲，極不利于煤粉燃盡，使飛灰爐渣町燃物含量升高，鍋爐熱效率下降。
由于l、2號爐空氣預熱器堵灰較重，煙氣差壓最高時達到1500Pa．遠高于設計值1000Pa．尤其是2號爐滿負荷運行引風機已基本開完，二次風總門開度在75%左右，爐膛已無法維持負壓運行。在機組帶90%額定負荷運行時爐內氧量可維持在4.2%～4.5%左右，尚能維持爐膛負壓，即90%額定負荷以下運行氧量還夠，飛灰可燃物含量尚在可控范圍(<6%)。機組帶90%額定負荷以上實測2號爐運行氧量，A側為4.2%．B側為3.8%左右，飛灰可燃物含量>7%。鍋爐燃燒理論表明，最佳遠行氧量應達到4.3%。4.5 qo左右，運行氧量不足．，而運行氧量對煤粉燃盡起著決定性作用，增開送風量爐膛變為正壓運行，這是不允許的，因此通過燃燒調整已很難解決問題。運行氧量不足使煤粉難以燃盡及爐內結焦增多，飛灰爐渣可燃物含量增加，不完全燃燒熱損失增大，鍋爐熱效率下降。
1.2.3燃燒器布置方式的影響
1號爐燃燒器在大修中改為一次風集中布置方式．2號爐由于各種原因沒有對燃燒器進行改造，燃燒器仍采用一、二次風間隔布置方式，與目前燃用的低揮發分、高灰分、低熱值的混合劣質煤種明顯不相適應，通過運行對比得到了證實。l號爐與2號爐有很多相同點：爐膛結構、燃用煤種及摻燒比例相同，平均運行氧量為4.0％~4.5%之間，煤粉細度R。為4.2%左右，一次風速基本保持在22—26m/s之間，風速與燃用煤種相適應，l號爐燃燒器改造之前與2號爐同樣存在飛灰可燃物含量過高現象，改造后，l號爐滿負荷平均飛灰可燃物含量為4.5%左右，低負荷平均飛灰可燃物含量為3.5%左右，但2號爐滿負荷平均飛灰可燃物含量目前仍高達7%左右，低負荷平均飛灰可燃物含量為6.0%左右，顯然，2號爐燃燒器采用一、二次風間隔布置方式與燃用煤種不相適應：由于一、二次風混合過快，所需著火熱大而燃用煤種又是揮發分極低、燃盡性極差的劣質煙煤，大量的煤粉顆粒只是到達水冷壁附近才開始燃燒，原來在火焰中心區未燃盡的碳再進一步燃燒就會造成水冷壁附近熱負荷高，并形成缺氧區，缺氧燃燒結果使煤粉難以燃盡及還原性氣氛增加，爐內結焦加劇，飛灰可燃物含量增加，鍋爐熱效率下降。
2、解決對策
2.1 降低汽機熱耗
根據卜5月份經濟運行統計表表明，冬季冷卻水進水溫度低(18C)，加上庫區河水水位高，冷卻水量充足，凝結器可維持較高的真空，平均真空達到-94kPa左右，接近值-94.6kPa，因此冬季真空對熱耗的負面影響比較小。而到了夏季由于冷卻水溫度高( 25.5℃)．排汽溫度升高，真空降低(-92~-93kPa)，使主汽流量增加，滿負荷運行熱耗可達8050—8100U/kWh左右，真空對熱耗的負面影響就比較大。要保證機組主再熱汽溫及給水溫度盡量達到或接近設計值運行，l一5月份1號機組平均主再熱汽溫為535℃左右．2號機組平均主汽溫也達到了535aC，但平均再熱汽溫只達到530C。而l號機組的平均給水溫度只達到235℃左右．2號機組的平均給水溫度則達到245℃左右，比l號機組高出10℃，根據計算，給水溫度每提高1℃，熱耗就下降約l0kUkWh。2號機組給水溫度高于l號機組10℃，其熱耗低于1號機組約100kj/kWh，可見給水溫度的高低對熱耗影響是非常大的。在l號機組滿負荷運行主再熱汽溫不致大幅度降低的情況下，可適當開大高加進汽門，使給水溫度提高100℃，達到245℃左右，并盡量保持主再熱汽溫達到535℃，則可較大降低熱耗，提高機組運行的經濟性。
由于機組負荷率受電力負荷調度中心指令調配，應盡量爭取高負荷運行，以降低汽機熱耗。l、2號機組冬季滿負荷運行平均熱耗約為7950kj/kWh左右，夏季滿負荷平均熱耗約為8050kj/kWh左右，再進一步降低熱耗，潛力已經非常有限。
2.2提高鍋爐熱效率
2.2.1降低排煙溫度，保證運行氧量充足
在影響鍋爐熱效率的三大因素中，排煙熱損失份額最大。由于空氣預熱器堵灰較重，煙氣差壓大，加上尾部受熱面漏風較大，使排煙溫度升高，可利用停爐小修機會對預熱器蓄熱元件進行清洗或更換，并控制入爐煤含硫量在3%以下，加強對空氣預熱器的吹灰力度，維持爐膛負壓，保證爐內供給氧量充足。對預熱器密封部位的動靜間隙進行調整，以減少漏風，但預防熱密封部位東靜間隙調整幅度較少，調整效果有限，排煙溫度進一步降低的潛力很小。
2.2.2合理摻配燃用煤種，提高人爐煤揮發份
鍋爐熱效率影響最大的可調因素是飛灰可燃物含量較高，通過對燃用煤種的合理摻配，使燃煤特性不致與設計煤種偏差過大，保證人爐煤揮發分、灰分、低位發熱量達到一定值。根據對配煤摻燒的長期觀察，總結出一個行之有效的經驗：即在燃用貴州煤的基礎上摻入適當份額、揮發分較高的本地煤，使混合后入爐煤揮發分最低達到18%．本地煤份額達到35%左右，使燃煤特性更接近鍋爐原設計煤種(貴州煤與本地煤各50%)．燃燒結果表明，在保持同樣的運行氧量條件下，飛灰可燃物含量比原來降低2%左右。摻入的本地煤揮發分較高(23%一25%左右)，煤粉燃盡性向好，因而飛灰可燃物含量下降，鍋爐熱效率提高。
2.2.3燃燒器改用一次風噴口集中布置方式
根據燃用無煙煤及劣質貧煤的實踐經驗，燃燒器一般都采用一次風集中布置方式。l號爐燃燒器改造是將兩層一次風噴口集中布置，并采用一次風切圓對沖布置，而二次風噴口采用分層布置方式，由于一次風在向火面，一次風可以直接吸收上游射流的輻射和湍流傳熱，二次風布置在一次風的外側，可減緩一次風氣流的刷墻程度。一次風集中布置方式由于燃燒集中，煤粉濃度較高，所需著火熱小，著火條件好，相對提高了著火區溫度，有利于保持較高的爐溫。二次風采用分層布置，一、二次風噴口保持較大的距離，以推遲一、二次風混合，待一次風煤粉氣流著火穩定后再高速噴入二次風，使二次風卷吸的高溫煙氣與煤粉氣流強烈擾動混合，有利于在燃燒器出口某一位置形成局部的“三高”區（高氧量、高溫度、高煤粉濃度），使煤粉盡量燃燒完全，大大減少了不完傘燃燒產生的還原性氣氛及爐膛結焦，因而一次風集中布置適用于低揮發分、難著火及難以燃盡的劣質煙煤．2號爐目前采用的燃燒器布置方式只適用于燃燒揮發分較高的煙煤，根據該廠來煤的實際情況，應將2號爐的燃燒器改為一次風集中布置方式。
3、結束語
由以上分析可知，合山電廠影響供電煤耗最大的因素是鍋爐熱效率偏低及汽機熱耗高，其中尤以提高鍋爐熱效率的潛力為最大。而提高鍋爐熱效率的潛力主要在降低飛灰可燃物上。飛灰可燃物含量每降低l%，鍋爐熱效率可提高約0.72～0.75%，鍋爐熱效率每提高1%，發電標準煤耗就下降3.8g/kwh左右，按照電廠燃用的劣質煙煤，飛灰可燃物含量月平均值能控制在3%左右，鍋爐熱效率可提高1.5%~ 2%，達到90.5%。91%，如主再熱汽溫、給水溫度、凝結器真空及機組負荷接近或達到設計值運行，汽機熱耗可控制在8000kj/k Wh以下，若廠用電率控制在9.0%左右，則發電標準煤耗月平均值可降至333,5~ 335g/kWh左右，從而達到國內同類型機組平均水平。
