煤耗是反映电厂能耗水平的核心指标之一。国家能源局发布的《煤电节能减排升级改造行动计划（2014~2020年）》明确提出，2020年要实现现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，这一目标为发电企业节能降耗提出了明确要求。

如何全面理解燃煤电厂的煤耗概念，影响煤耗的主要因素有哪些，哪些环节有不确定性？本期发电周刊特约作者詹华忠为大家作出了简要说明和分析，目的在于揭示煤耗概念与统计的复杂性，并呼吁严肃对待煤耗。

1、发电煤耗与供电煤耗发电煤耗是总的煤耗。因为电厂本身也有厂用电，扣除了厂用电率，则是对外的供电煤耗，为净值。两者的关系可用公式表示为：供电煤耗=发电煤耗/(1-厂用电率)。

　　煤耗的高低取决于煤电厂的类型 （如煤粉炉与循环流化床）和给水泵（电动泵、汽动泵）等，厂用电率可能在3~10%左右，那么发电煤耗与供电煤耗在数值上可能存在明显差距，比如10~20克/千瓦时。如果在引用数据时只说电厂煤耗，而不言明是发电煤耗还是供电煤耗，这一数值就毫无意义。并且，对电厂而言，更具现实意义的是供电煤耗，这一指标能反映电厂的真实水平，否则人们会被更“好看”的和掩盖了厂用电率的发电煤耗所误导。以下为精简篇幅，如果没有特别说明，煤耗都特指和默认为供电煤耗。

2、设计煤耗与实际煤耗设计煤耗是在设计煤种 （发热量、水分、灰分等等），设计工况（出力、主汽温度、压力、排汽背压等等）下的煤耗。

　　实际煤耗当然是在实际煤种（发热量、水分、灰分等等），实际工况（出力、主汽温度、压力、排汽背压等等）下的煤耗。

　　可以想象，实际条件与设计条件差别的项目很多，差别的量会很大，实际的数值与设计的数值会有较大差别。比如说煤质的影响、负荷率的影响、排汽背压的影响会很大。部分电厂折算回设计条件，这一折算过程就成了不确定的因素。

　　实际煤耗即使在100%负荷下，也会与性能试验时的供电煤耗有所不同，包括了背压、吹灰等的影响。

3、实时煤耗与平均煤耗理论上，电厂进行燃煤发电，就存在煤耗，如果我们取得计算时间足够短，并且技术上也能实现，得出的就是实时煤耗。有的电厂至少在显示上给出了实时的煤耗。

　　作为统计数值，我们取一天，一个月，一个季度，或者一年为统计时段，就是这一时段的平均煤耗。

　　我们可以想象，在一个时间段里，变化的因素非常多，煤耗的数值变化较大。如果拿一个短时段的平均值与一个长时段的平均值相比，那是不可比的。即便同一电厂都以年平均煤耗来说，因负荷率等条件不同，也会有较大区别。不过，用长周期的年平均煤耗来比较，更能反映电厂的实际水平。

4、单台机组、单个电厂煤耗与多个电厂平均煤耗单个电厂也许有若干台煤电机组，甚至有亚临界、超临界和超超临界机组并存。

　　如果说这个电厂的煤耗，就得平均计算。当然，在计算各机组热耗的时候，煤量、厂用电的划分也应该是清晰和准确的。

　　对于某个集团公司甚至大到全国，存在各种各样的机组，也得平均计算。然而,如何计算平均或加权平均，是以总发电量除以耗煤量，或者各机组热耗的简单平均；是各机组热耗按容量加权平均，抑或各机组热耗按发电量加权平均，结果都不相同。

　　回顾过去，随着小机组的退役，30万千瓦和60万千瓦级机组的改造，66万千瓦和100万千瓦新机组的投运，各大集团和全国的平均煤耗逐年下降，这是容易理解的。

　　2006~2010年期间，全国6000千瓦以上火电机组的供电煤耗从370克/千瓦时降到333克/千瓦时，2013年降到321克/千瓦时，2014年为318克/千瓦时。

　　按照 《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。

影响煤耗的主要因素

　　按照排汽冷却方式分有：湿冷机组与空冷机组（包括直接空冷与间接空冷）。取决于厂址条件，湿冷机组的排汽背压通常为4.9~11.8千帕,南方也有6~11.8千帕；间接空冷通常约13~28千帕，直接空冷约15~35千帕左右。因此，不同类型的机组，以及同一机组在不同背压下煤耗相差很大。

　　按照电厂参数分有：亚临界，超临界，超超临界机组。亚临界（汽机主汽16.7兆帕/538摄氏度/538摄氏度）、超临界（24.2兆帕/566摄氏度/566摄氏度）的参数比较固定（少数超临界的参数略有不同），超超临界再细分的话有普通超超临界 （25~26.25兆帕/600摄氏度/600摄氏度）和先进超超临界或称高参数超超临界(28兆帕/600摄氏度/620摄氏度),中间过渡还有再热温度610摄氏度的。所以，尽管同为超超临界机组，煤耗也会有2克/千瓦时左右的差别。

　　按照再热次数分有：一次再热和二次再热 （或称双再热）。如按二次再热31兆帕/600摄氏度/620摄氏度/620摄氏度的方案，二次再热超超临界与一次再热普通超超临界煤耗大致相差8~9克/千瓦时左右。据最新报道，国电泰州100万千瓦超超临界二次再热（汽机主参数31兆帕/600摄氏度/610摄氏度/610摄氏度）的性能试验结果为供电煤耗266.5克/千瓦时，这个数值优于大众的预测。

　　按热电用途分有：纯凝发电机组与供热机组。供热机组（热电联供）因为利用了低温热能，其煤耗会比纯凝机组好得多，可以轻易地做到200克/千瓦时以下。所以，两种不同的机组不宜直接进行比较。

2、厂用电率由前面的公式可知，供电煤耗与厂用电率密切相关。因此，电厂会想尽办法降低厂用电率，从而有效降低煤耗。根据中电联2014年度火电机组能效水平对标与竞赛的统计数据 （属于电厂自报），100万千瓦级超超临界纯凝湿冷机组平均厂用电率为4.08%，排名前20%为2.99%；100万千瓦级超超临界直接空冷机组平均厂用电率为5.33%；60万千瓦　  级超超临界湿冷机组平均厂用电率为4.24%，排名前20%为3.44%；60万千瓦级超临界湿冷机组平均厂用电率为4.66%，排名前20%为3.87%；60万千瓦级超临界空冷机组平均厂用电率6.7%，前20%为4.74%。有的专家认为，3%的厂用电率属于非常好的水平，没有特别措施难以达到。

　　厂用电的统计口径在各电厂可能略有不同，例如公用系统厂用电如何分摊，新、老机组对卸煤及煤场输煤用电的分摊，脱硫脱硝的用电是否计入等等，存在一定的不确定性。

3、影响煤耗变化的主要因素影响一台运行机组煤耗的因素不少，这里讲两个主要的因素。

　　季节变化：主要是环境温度变化引起排汽背压的变化，使得汽轮机热耗变化。所以，无论湿冷还是空冷机组，夏季和冬季工况的煤耗相差挺大。例如，100万千瓦超超临界电厂的煤耗，高低背压工况下可能相差17克/千瓦时 （湿冷机组）、26克/千瓦时（空冷机组）。

　　负荷率变化：负荷率变化对锅炉效率的影响相对较小。例如，100万千瓦普通超超临界烟煤锅炉效率，100%负荷时为93.9%，75%负荷时为94.9%，50%负荷时为95.5%，即部分负荷甚至比满负荷状态还稍好。

　　主要的影响在于汽机热耗。例如，100万千瓦普通超超临界汽机热耗设计值，100%汽机验收工况 （THA）时约为7370千焦/千瓦时，75%THA时为7500千焦/千瓦时,50%THA时为7820千焦/千瓦时，40%THA时为8110千焦/千瓦时。以汽机热耗的划分大致是负荷降到75%时，超超临界机组成了超临界机组，50%负荷时成了亚临界机组。

　　根据各种机组供电煤耗与负荷的关系曲线，可以清楚地知道负荷率对煤耗的影响是很大的。例如，早期100万千瓦普通超超临界湿冷机组，100%负荷时的设计供电煤耗大约为283克/千瓦时，70%负荷时约为291克/千瓦时，60%时约为296克/千瓦时，50%时约为305克/千瓦时。

　　当然，超超临界机组滑压运行到超临界及亚临界区域，因为其温度较高且温度对汽机热耗的影响也比较大，部分负荷性能也比设计参数为超临界及亚临界的机组好一些。

　　目前，煤电机组的年利用小时数普遍下降，创历史低位。如果按照4500小时估算，全年机组平均负荷利用率为51%左右。因此，今年煤电机组煤耗年平均值也不容乐观。尤其在低负荷率和高环境温度（高背压）的时段，煤耗受双重影响，会普遍偏高。即便是上海外三电厂，在夏天和低负荷率时，也有短期供电煤耗上升到300克/千瓦时的时候，这是符合客观规律的，也是事实求是的。