一、影响燃煤机组能耗指标的主要因素及对策
1.火电厂能耗指标组成
式中：b:发(供)电煤耗，HR:汽轮机热耗率，ηb:锅炉效率，ηp:管道效率，δp:厂用电率。
2.影响机组能耗指标的主要因素。
(1)机侧(热耗率)。
1)汽轮机本体：各缸效率，轴封漏汽等;2)热力系统：回热系统(加热器、抽汽压损、给水泵等)、减温水、系统严密性及布置的合理性、机组正常蒸汽消耗(涉及辅助蒸汽、吹灰等的优化等);3)运行参数：主、再热温度，排汽压力;4)运行方式：主蒸汽压力优化(高压调门优化);5)出力系数(负荷率)。
(2)炉侧(排烟温度、飞灰含碳量)。
1)设备状况、运行方式等：漏风、冷风掺入量、受热面结渣、积灰堵灰，受热面结构比合理，燃烧器运行方式等;2)煤质：无烟煤，烟煤，褐煤;挥发分、水分、灰分等。
(3)辅机(耗电率)：三大风机、循环水泵、制粉系统、凝结水泵、脱硫、除尘、输煤等。
3.综合能耗升级改造典型项目及内容。
通流改造，汽轮机本体汽封改造揭缸提效，机组的供热改造(纯凝改供热机组、高背压循环水供热改造、热网循环泵的汽动改造等)，热力系统的优化及改造，冷却水塔改造，汽轮机调门优化运行(包括凝结水参与一次调频)，低压省煤器，热网节能改造，冷端系统整体节能优化运行及改造，机组整体节能优化运行及改造，机组性能监测系统及测点规范，广义回热系统，0号高加(弹性回热)，外置蒸汽冷却器，变频总电源，超(超)临界(二次再热)改造等。
表1 300兆瓦亚临界机组能耗状况及潜力
说明：目前国内经过通流部分改造后的300兆瓦亚临界机组热耗率水平仍高于理想水平约100千焦/千瓦时，但低于未经改造的引进型机组约100千焦/千瓦时，约3.7千焦/千瓦时。
表2 600兆瓦以上超临界机组能耗状况及潜力
表3 主要辅机耗电率状况
表4 主要技术方向汇总
表5 600兆瓦等级超临界机组主要性能指标
表6 国产引进型汽轮机节能潜力分析
4.供热改造。
提高能源的利用效率，减少冷源损失。每1%主蒸汽流量下的抽汽量约提升供热比1-1.2%;每1%供热比约使煤耗降低1-2克/千瓦时，抽汽参数越低，影响量越大。工业用汽参数高，经济性低于采暖供汽;大力开发民用汽源，实现热电冷三联供。
(1)低压(低低温)省煤器。利用凝结水将锅炉的排烟温度由125℃-150℃左右降低到适合温度。低压(低低温)省煤器用来减少脱硫塔入口所需喷水减温量，节省工艺水;加热凝结水，排挤汽轮机抽汽，增加汽轮机做功功率，降低煤耗;若布置在除尘器前，可降低烟温，减小飞灰比电阻，提高除尘效率;向外供热(介质为热网循环水)。
(2)低压省煤器与暖风器联合系统。
方式一：低压省煤器与烟气余热供暖风器系统。
方式二：低压省煤器与6抽供暖风器系统。
方式三：低压省煤器与7抽供暖风器系统。
7抽处于负压状态，若暖风器发生泄漏，机组真空将收到严重影响，另由于蒸汽比容较大，管道尺寸及省煤器尺寸增大较多，布置难度加大。
方式四：低低温省煤器深度节能系统。
二级省煤器后烟气温度可降至70℃，经济性较好，但二级省煤器严重处于酸露点下，运行环境差，需采用弗塑料，且易产生黏性积灰，另外二级省煤器有可能造成脱硫塔废水排放量增加。
二、燃煤机组节能一体化改造技术路线
1. 综合能耗升级改造路线图。
步骤一，机组的节能诊断及评估：针对主辅设备及系统的性能状况给出明确的结论及节能空间，有利于找出主要问题，明确工作方向，并根据诊断结果给出成熟可行的治理措施。
实施的三个层次：运行优化、检修维护、重大技改。
步骤二，重大项目的论证及可研：对于工作量小，实施难度低，涉及面窄，但节能效果显著的措施，电厂可自行组织实施，无需严格的可研论证，以保证工作实施的及时性。对于投资巨大，但节能空间和效果不一定成比例增加，同时还有可能产生一些负面的影响的措施(如汽轮机的通流改造、低温省煤器、风机及烟风系统改造、提高运行参数等)，应慎重对待，需深入论证，并编写可研报告。部分项目甚至需要进行专项的试验，一方面为可研论证提供可靠依据，另一方面则用以检验改造效果。
步骤三，项目现场实施计划：应根据项目自身的难易，现场实际情况，检修计划安排等进行总体规划，分布进行。对于一些常规项目，电厂可根据实际情况自行组织实施。重大项目则需可研论证，并经充分准备后实施。
2.诊断范围和内容。
表7 诊断范围和内容
从运行方式、设备及系统状况、系统配置、环境因素、煤质等多个方面，系统全面的对机组能耗状况进行评价。
3.节能诊断程序及过程。
程序及过程：资料收集，设计资料，设备参数，运行规程，系统图，统计报表(大、小指标)，各种性能试验报告，主要运行参数，现场实地调研，必要的有针对性的简单测试，与技术人员的深入沟通，指标的详细核算，节能措施的提出。
如何分析：理论+不断积累的经验+现场意见的反馈+大量的统计数据(包括同类型机组的实际状况)+数据、结果、意见等等之间的相互印证及内在联系。一种高度交叉的新学科!
表8 某机组全年能耗状况
表9 影响各厂机组能耗指标的主要因素
表10 各厂节能潜力汇总
表11 通过运行优化方式可获得的节能潜力
表12 通过检修维护可获得的节能潜力
表13 通过重大技术改造可获得的节能潜力
表14 近年热工院完成的节能诊断项目
三、燃煤机组节能一体化改造案例
1.600兆瓦亚临界空冷机组。
汽轮机型号：NZK600-16.7/538/538，东方汽轮机厂引进日本日立公司技术设计和制造，设计排汽压力13.7千帕。
锅炉型号：HG-2070/17.5- HM，哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造，单炉膛∏型布置、一次中间再热、平衡通风、全钢构架悬吊结构、紧身封闭、固态排渣，燃用褐煤。
2.机组能耗现状。
2014年1-10月：发电煤耗：317.6克/千瓦时，供电煤耗：349.4克/千瓦时(先进值约332克/千瓦时);发电厂用电率：9.13%(褐煤机组先进值约6%);主汽温533.9℃，再热汽温539.6℃;再热减温水用量48吨/小时;排烟温度：151.8℃;空预器漏风率：左侧8.04%，右侧7.15%;三大风机耗电率：2.21%;给水泵耗电率：3.2%(先进值约2.5%);凝结水泵耗电率：0.25%(先进值约0.18%);空冷耗电率0.92%(先进值约0.7%);除尘耗电率0.41%(先进值约0.15%);机组背压平均16.7千帕(先进值约10千帕)。
3.目前存在的主要问题
。一次风温低，锅炉制粉系统干燥出力不足;低负荷SCR入口烟温低，不能正常投运;再热器减温水量大;汽轮机性能差，热耗率高;空冷岛性能差;厂用电率高。
4.节能技术方案。
落实完成上述先进节能示范技术，约需投资27778万元，且当给水泵采用汽动方式，则机组厂用电率及供电煤耗率可分别下降约3.5个百分点和19.92克/千瓦时。
