电厂小指标对标与分析实施报告

小指标对标分析报告小指标对标分析报告 为落实集团公司节能减排工作的深入开展 全面分析和查 找火电机组运行小指标与设计值 先进值存在的偏差 我公司 接到集团公司要求进行小指标对标分析的通知后 公司领导高 度重视此项工作 组织专业人员认真按照对按照 中国大唐集 团公司火电机组能耗指标分析指导意见 运生 2008 45 号文 相关规定和要求全面开展能效对标工作 对标挖潜 对小指标进 行对标分析工作 现就对标工作过程及结果做如下汇报 一 对标整体情况 徐塘发电有限公司四台 300MW 机组三大主机分别由上海三 大电站主机厂生产 公司四台机组所配锅炉为上海锅炉厂采用 美国燃烧工程公司的转让技术设计制造 4 5 号炉型号为 SG 1025 17 44 M850 6 7 号炉型号为 SG 1036 17 44 M876 炉 型为亚临界压力中间一次再热控制循环炉 单炉膛 型露天布 置 全钢架悬吊结构 固态排渣 4 号炉于 2002 年 3 月投产 7 号炉与 2005 年 12 月投产 徐塘公司四台机组所配汽轮机为 300 16 7 537 537 型 汽轮机 由上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造 它与 SG 1025 17 44 8 型亚临界 中间再热 强制循环 汽包 式锅炉及 QFSN 300 2 型汽轮发电机配套成单元制系统发电设 备 根据机组实际情况 徐塘公司在开展小指标对标活动中 将机组定位于国产 300MW 纯凝汽发电机组的行列中 我公司 对标情况总体良好 二 对标情况分析 2 1 1 目前影响我公司锅炉效率的主要是排烟温度和飞灰含碳 量 对于排烟温度 4 台炉设计值是 129 我公司 4 台炉排烟 温度分别达到 134 135 132 和 128 影响供电煤耗分 别为 0 78 克 千瓦时 1 02 克 千瓦时 0 44 克 千瓦时和 0 2 克 千瓦时 对于飞灰含碳量 我公司 4 台机组分别为 3 37 3 22 3 39 3 48 都高出设计值 2 分别高出 1 37 1 22 1 39 1 48 个百分点 影响供电煤耗分别为 1 4 克 千瓦时 1 24 克 千瓦时 1 42 克 千瓦时 1 51 克 千瓦时 2 1 2 空预器漏风率 我公司空预器漏风率设计值是 8 而 在实际运行中 4 号炉空预器的漏风率达到 9 08 影响供电煤 耗 0 2268 克 千瓦时 5 6 7 号炉空预器漏风率和设计值相当 对供电煤耗影响较小 2 1 3 锅炉补水率 我公司统计的不是锅炉补水率而是机组补 水率 包含汽机侧损耗 锅炉连续排污率设计值是小于等于 1 而机组补水率未查到设计值 但它的基准值是 1 5 我公 司 4 台机组的补水率分别为 1 14 1 15 1 24 1 09 由 于运行人员精心调整 加强连排 定排的管理 我公司 4 台炉 的补水率都较好 2 1 4 主汽温度 徐塘 4 台机组设计值是 538 我公司 4 台 机组分别是 538 6 537 9 537 和 536 4 由上述数据 可知 我公司的主汽温度基本达到设计值 2 1 5 再热温度 4 台机组设计值为 538 4 5 6 7 号机 组再热温度分别为 533 534 532 531 可见我公司 再热温度达不到设计值的要求 分别影响供电煤耗 0 24 克 千 瓦时 0 19 克 千瓦时 0 29 克 千瓦时 0 33 克 千瓦时 2 1 6 由于我公司给水温度的设计值为 273 是指在额额定 负荷下 我公司的符合率为 80 左右 所以给水温度低于设计 值是正常 2 1 7 凝汽器段差设计值为 7 12 4 5 6 7 号机分别为 4 68 4 71 3 51 4 09 比设计值都要低 这与运 行人员每天坚持投胶球 是凝汽器保持清洁有关系 2 1 8 凝结水过冷度设计值是 2 4 5 6 7 号机组分别为 1 39 1 07 1 27 1 04 都比设计值 2 要好 2 1 9 真空度设计值为 94 68 我公司 4 5 6 7 号机真空 度分别为 94 11 93 68 93 98 93 85 由于统计期内温 度较高 所以真空比设计值要低 2 1 10 真空严密性小于 400 kPa min 为合格 100kPa min 为 优秀 4567 号机分别为 80 54 kPa min 120 4 kPa min 208 37 kPa min 98 14 kPa min 4 7 号机达到优秀值 5 6 号机也都是合格 2 2 1 厂用电率情况 2 2 2 厂用电率先进值为 4 71 平均值为 5 82 徐塘 4 5 6 7 号机厂用电率实绩分别为 5 18 5 1 5 39 5 32 与先进值比分别增加 0 47 0 39 0 68 0 59 与平均值相比分别减少 0 64 0 72 0 43 0 5 2 2 3 引风机耗电率全国先进值为 0 54 全国平均值为 0 67 徐塘 4 5 6 7 号机引风机耗电率实绩分别为 0 63 0 56 0 57 0 53 比先进值分别高 0 09 0 02 0 03 0 01 比全国平均值分别低 0 04 0 11 0 1 0 14 2 2 4 送风机耗电率全国先进值为 0 17 全国平均值为 0 24 徐塘 4 5 6 7 号机送风机耗电率实绩分别为 0 14 0 15 0 12 0 14 比先进值分别高 0 03 0 02 0 05 0 03 比全国平均值分别低 0 1 0 09 0 12 0 1 2 2 5 一次风机耗电率全国先进值为 0 53 全国平均值为 0 57 徐塘 4 5 6 7 号机一次风机耗电率实绩分别为 0 69 0 46 0 57 0 52 比先进值分别高 0 16 0 07 0 04 0 01 比全国平均值分别低 0 12 0 13 0 0 05 2 2 6 磨煤机耗电率全国先进值为 0 45 全国平均值为 0 67 徐塘 4 5 6 7 号机磨煤机耗电率实绩分别为 0 47 0 5 0 44 0 47 比先进值分别低 0 02 0 05 0 01 0 02 比全国平均值分别低 0 2 0 17 0 23 0 2 2 2 7 给水泵耗电率机组指标对标统计上指电动给水泵的耗电 率 徐塘 4 台机组基本不用电泵 耗电率基本为 0 但给水系 统的耗电率主要指前置泵的耗电率 徐塘 4 5 6 7 号机给水 系统耗电率实绩分别为 0 17 0 18 0 17 0 17 2 2 8 凝泵耗电率全国先进值为 0 19 全国平均值为 0 21 徐塘 4 5 6 7 号机凝泵耗电率实绩分别为 0 17 0 18 0 17 0 17 比先进值分别低 0 02 0 01 0 02 0 02 比全国平均值分别低 0 04 0 03 0 04 0 04 2 2 9 循泵耗电率全国先进值为 0 62 全国平均值为 0 81 徐塘 4 5 6 7 号机循泵耗电率实绩分别为 0 63 0 62 0 59 0 66 比先进值分别高 0 01 0 0 03 0 04 比全国平均值分别低 0 14 0 19 0 22 0 15 2 2 10 电除尘耗电率全国先进值为 0 17 全国平均值为 0 18 徐塘 4 5 6 7 号机电除尘耗电率实绩分别为 0 11 0 1 0 13 0 14 比先进值分别低 0 06 0 07 0 04 0 03 比全国平均值分别低 0 07 0 08 0 05 0 04 2 2 11 脱硫耗电率全国先进值为 0 79 全国平均值为 1 09 徐塘 4 5 6 7 号机脱硫耗电率实绩分别为 1 2 1 23 1 28 1 34 比先进值分别高 0 41 0 44 0 49 0 55 比全国平均值分别高 0 11 0 14 0 19 0 25 2 2 12 除灰 除渣耗电率全国先进值为 0 18 全国平均值 为 0 18 徐塘 4 5 6 7 号机除灰 除渣耗电率实绩分别为 0 14 0 16 0 18 0 18 比先进值分别高 0 04 0 02 0 0 比全国平均值分别高 0 04 0 02 0 0 2 2 13 输煤耗电率全国先进值为 0 07 全国平均值为 0 08 徐塘 4 5 6 7 号机输煤耗电率实绩平均为 0 16 比先进值分别高 0 09 比全国平均值分别高 0 08 2 2 14 化学制水耗电率徐塘 4 5 6 7 号机化学制水耗电率 实绩分别为 0 05 和全国平均耗电率基本相当 三 对标结果 1 供电煤耗 全国 300MW 纯凝机组共 209 台 含空冷机组 2009 年供 电煤耗前 20 先进值为 322 05 克 千瓦时 平均供电煤耗 333 29 克 千瓦时 实际值最优为华润江苏徐州 315 克 千瓦时 徐塘供电煤耗实绩分别为 330 12 克 千瓦时 332 08 克 千瓦 时 328 69 克 千瓦时 327 15 克 千瓦时 供电煤耗指标在全 国 300MW 纯凝机组中分别排名 86 96 61 50 位 2 发电厂用电率 国产同类型机组共 209 台 厂用电率平均为 5 82 前 20 先进值为 4 71 最优为安徽皖能安庆电厂的 1 号机组 3 44 徐塘上半年发电厂用电率为 5 24 较最优值差距 1 8 安徽皖能安庆电厂的 1 号机组脱硫耗电率为 0 所以 徐塘与之不具有同类可比性 高于前 20 先进值 0 53 但比 平均值 5 82 低 0 58 徐塘 4 5 6 7 号机厂用电率实绩 分别为 5 1 5 18 5 39 5 32 在全国公司 300MW 纯凝机组中分别排名 48 51 71 64 位 发电厂用电率指标对 标比较好 3 油耗 大唐集团 300MW 纯凝机组平均发电用油 11 3 吨 亿千瓦时 最优值为 0 48 吨 亿千瓦时 徐塘 4 5 6 7 号机发电用油 实绩分别为 18 84 吨 亿千瓦时 13 66 吨 亿千瓦时 9 91 吨 亿千瓦时 7 14 吨 亿千瓦时 情况不太理想 仍需加大节油 措施 努力挖潜 4 水耗 徐塘 2010 年发电综合水耗为 2 13 kg kWh 与全国平均水 平 2 14 kg kWh 基本相等 由于我公司 4 5 号机组电除尘改为 干式除灰不久 目前对水耗的影响还不明显 四 保障措施 1 排烟温度偏高 保障措施 A 煤质不能偏离设计值太多 设计值发热量为 5150 大卡 哈氏 可磨系数 70 B 磨煤机要及时维护 保证能达到额定出力 C 运行人员要及时根据负荷和煤质情况停运磨组 2 飞灰可燃物偏高 保障措施 A 煤质不能偏离设计值太多 设计值发热量为 5150 大卡 哈氏 可磨系数 70 且要保证煤质相对稳定 B 完善经济煤种掺烧方案 完善飞灰 炉渣 煤粉取样分析制 度 定期取样分析比对 通过燃烧调整试验 调整磨组煤粉细 度 寻找最佳运行方式完善运行绩效办法 在考核办法中减少煤 种变化对飞灰含碳量不利影响的份额 3 再热汽温偏低 保障措施 A 完善经济煤种掺烧方案 通过合理掺配 减少断煤 B 利用绩效考核系统 加强运行调整 4 空预器漏风率 保障措施 A 影响锅炉排烟温度的主要因素有锅炉负荷 空预器入口温度 保持空预器换热面积的清洁 保证换热效果 加强吹灰 使受 热面及尾部烟道不能大量积灰 加强风量的最优配风以及燃烧 调整 5 再热温度 保障措施 A 完善经济煤种掺烧方案 通过合理掺配 减少断煤 B 利用绩效考核系统 加强运行调整 6 真空度 保障措施 A 根据真空泵的各项参数值 及时分析真空泵的工作性能 选 择合适的冷却水温度 尤其是夏季 提高真空泵的出力 7 厂用电率 保障措施 A 重点分析主要辅机的耗电率 分析引起主要辅机电耗升高的 各类因素 B 重点分析电机设计功率与设备出力是否匹配 是否存在较大 裕度 如发现不匹配的情况 及时进行设备改造 C 分析辅机运行方式是否最优化 主要辅机是否选用高效能设 备或进行了高效能改造 8 一次风机耗电率 保障措施 A 及时根据一次风差压变化调整一次风机出力 B 运行中要分析煤质变化情况 空预器漏风率和前后差压是否 在合格范围内 及时检查一次风系统是否存在漏风 C 及时对磨组进行检修 提高磨的出力 减少一次风压 降低 一次风出力 9 送风机耗电率 保障措施 A 运行中及时分析氧量 漏风 差压 发现运行中要氧量 空预器漏风率和前后差压有异常情况时 及时调整 B 运行中及时分析二次风箱等是否存在漏风 风箱差压是 否在规定范围内等 有漏风情况及时通知检修处理 10 引风机耗电率 保障措施 A 运行加强烟道阻力 漏风的监视 要重点对烟道挡板运行情 况 空预器漏风率和前后差压的变化 炉本体 烟道 电除尘 漏风情况 脱硫系统烟气阻力以及与脱硫增压风机出力是否匹 配 有异常情况时进行检查分析及时调整 11 磨煤机耗电率 保障措施 A 运行加强调整 在一定的负荷下磨煤机运行台数是否合理 尽量减少磨组的台数以降低磨煤机耗电率 B 加强煤粉细度的检测 煤粉细度要结合煤质变化维持在最佳 范围内 C 关注入炉煤质 低位发热量 哈氏可磨系数 挥发份 全水 分含量等 的变化情况 尽量使用设计煤种 12 脱硫耗电率 保障措施 A 脱硫厂用电率受入炉煤中含硫量的影响较大 应加强