关于发电标煤耗升高原因的分析
关于发电标煤耗升高原因的分析
2月份公司当月发电量为37713.6万kwh，供电量为35067.4万kwh，厂用电率为7.02%，耗煤量为195265吨，发电原煤耗为517.76g/kwh，发电标煤耗为339.91 g/kwh，供电标煤耗为365.56 g/kwh，特别是供电标煤耗高于计划值，发电部根据具体情况分析如下：
1、本于2月5日#2机组启动，2月13日#1机组停机，2月17日#3机组停机，2月25#1机组启动，由于#3炉备用停机原煤仓三个仓大约700吨煤，加上#1、#2机组启动用煤粉300吨粉，总共约1000吨煤量。由于启停机用煤，折算成发电原煤耗为515.11g/kwh, 发电折算标煤耗为363.39g/kwh，影响本月发电原煤耗升高2.61g/kwh，比本月发电标煤耗365.56g/kwh影响发电标煤耗升高2.17g/kwh。
2、发电原煤耗高，主要是入厂煤与入炉煤存在偏差，本月根据燃煤指标统计结果经验值为9.9，高于正常值9.6。通过判断高0.3，相当与入炉煤热值高300大卡，标煤耗每100大卡折算标煤耗为6.8克，相当与标煤耗升高20.4克，说明入炉煤热值与煤量偏差大。
3、由于本月燃煤硫份变化大，造成脱硫循环泵长时间三台运行，脱硫用电量增加较多，比上月脱硫电量增加57.96万度电，影响标煤耗。通过计算：折算成发电原煤300.12吨, 发电折算标煤211.88吨，折算增加发电标煤耗0.6g/kwh。
4、本月公司从2月10日开始进翰顺低挥发份燃煤，由于挥发份低，锅炉着火困难，与锅炉设计煤质偏差较大，造成飞灰、灰渣含碳
量增大，14日灰渣含碳量达到24.57%、36.32%，说明低挥发份燃煤不适应公司锅炉。
2月份公司根据化验结果，#1炉飞灰含碳量月均值6.38%、#2炉飞灰含碳量月均值6.96%、#3炉含碳量飞灰月均值6.08%,；#1炉灰渣含碳量月均值9.52%、#2炉灰渣含碳量月均值9.61%、#3炉灰渣含碳量月均值11.49%，三台炉综合，飞灰月均值6.48%，灰渣月均值10.21，与去年比较，飞灰月均值5.25%，灰渣月均值7.85%，飞灰月均值高 1.21%，灰渣比较高2.37，按资料飞灰升高1%影响煤耗1.12 g/kwh，灰渣升高1%影响煤耗0.064 g/kwh，两项合计计算影响煤耗
1.65 g/kwh.
5、本月由于燃煤挥发份低，煤质较硬，制粉困难制粉系统系统出力低，制粉电耗增加较多，制粉电耗比上月高136.27万度电。
通过计算：制粉系统多用电量折算成发电原煤为705.61吨, 发电折算标煤136.27吨，折算发电标煤耗增加1.42g/kwh。
6、锅炉漏风，制粉系统漏风。偏离1%影响煤耗0.16 g/kwh，由于锅炉漏风与上月变化不大，可忽略不计。
7、由于汽泵检修，电泵运行用电8.35万度，影响标煤耗。通过计算：折算成发电原煤43.24吨, 发电折算标煤30.52吨，折算发电标煤耗增加0.1g/kwh。
8、由于煤质差，输灰困难，加上空压机储气罐防冻，排污量增加，空压机相对运行时间长，用电量影响厂用电率较小。以采取措施规定合理空压机运行方式。
通过以上分析，煤质影响标煤耗较多，以上分析总共影响发电标煤耗为26.34 g/kwh，抛开以上特殊原因影响，发电标煤耗应该在339.22 g/kwh。