实际用煤质量及质量波动情况

　　燃煤电厂来煤渠道复杂，燃煤质量波动大、质量差。近几年来，各燃煤发电厂实际燃用的煤种、煤质和设计值相比较，都有较大的差别。燃煤主要指标（如发热量、灰分和硫分）普遍达不到设计用煤要求（指标对应设备：ZDHW-A8高精度万能全自动量热仪，高效智能一体马弗炉KSZN-K8，WZDL-B6型自动定硫仪）。燃煤电厂的来煤渠道非常复杂。如珠海发电厂“十一五”期间电煤主要有神华煤、伊泰煤、山西煤、山东兖州　  煤、澳洲煤、印尼煤和俄罗斯煤等。各电厂的实际来煤发热量最大偏差接近8374千焦；灰分最大达到设计煤灰分的2.36倍；硫分最大达到设计煤硫分的4.55倍。

　　电厂通过掺烧尽量减少煤质下降带来的不利影响。如，广东韶关电厂和湛江电厂原设计采用无烟煤，目前掺烧烟煤；山西大同第二发电厂、河津发电厂掺烧煤种为低热值、高灰分劣质煤；扬州电厂主要以掺烧褐煤为主。

　　多方面深层次原因造成燃煤质量难以保证。一是由于质量、价格、合同监管不到位，造成电煤质量不断恶化，价格不断上涨，长期合同兑现率低，中间环节多等现象。二是电价形成机制尚未建立，由于煤价上涨造成发电成本增大，企业盈利空间大幅度减小甚至亏损，发电企业被动采购更多质次价低的煤。三是新的资源配置体系尚未形成，煤炭资源整合使原有的电煤供应格局发生变化，新的科学合理的供应渠道尚未建立。四是缺乏供需平衡协调机制，煤炭行业实施关闭小煤矿，淘汰落后产能，使煤炭产量暂时性减少，煤电供需平衡关系被打破，电煤市场求大于供。

　　煤质变化对发电效率及发电设备的影响

　　运行成本增加。实际燃煤与锅炉设计指标偏差大，给燃煤电厂机组的运行带来一系列负面影响，运行成本明显增加。具体表现为锅炉效率下降，辅机设备电耗增大，脱硫系统电耗增大，厂用电率增大，供电标准煤耗增大等。

　　安全风险增加。锅炉进行多煤种掺烧时，因燃用煤种突变、波动较大，给锅炉带来较大的安全风险。

　　与生产运行密切相关。燃料的发热量（热量计）、灰分（马弗炉）、水分（水分测定仪）和硫分（测硫仪）等主要指标与制粉系统和锅炉设备的安全稳定运行密切相关。燃煤质量指标偏离设计指标对制粉系统和锅炉设备产生一系列不利影响，加速受热面的磨损、更换及改造等。

　　改造费用高。为应对煤炭质量变化，对设备的不利影响，一些电厂不得不进行设备改造，改造费用较高。

　　燃用设计煤种是最佳选择。通过对原煤进行洗选，使电厂能够燃用设计或接近设计煤，对提高机组的安全、经济和环保性能，降低供电煤耗具有明显的作用。