电厂小指标对标分析报告文案

1、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.

2、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n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 N 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 M 8型亚临界、中间再热、强制循环、汽包式 锅炉及QFSN300 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

3、好。二、对标情况分析、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 C,我公司4台炉排烟 温度分别达到134 C, 135 C, 132 C和128 C。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.、 空预器漏风率，我公司

4、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。、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。、主汽温度，徐塘4台机组设计值是538 C,我公司4台机组分别是538.6 C, 537

5、.9 C, 537 C和536.4 C,由上述数据可知，我公司的主汽温度基本达到设计值、 再热温度,4台机组设计值为538 C, 4、5、6、7号机 组再热温度分别为533 C, 534 C, 532 C, 531 C,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.、由于我公司给水温度的设计值为 273 C,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。、 凝汽器段差设计值为7-12 C, 4、5、6、7号机分别为4.68 C, 4.71 C, 3.51 C, 4.0

6、9 C,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。、凝结水过冷度设计值是 2 C, 4、5、6、7号机组分别为1.39 C, 1.07 C, 1.27 C, 1.04 C,都比设计值 2 C要好。、 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。、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

7、/min , 98.14 kPa/min 4、7 号机达到优秀值，5、6 号机也都是合格。厂用电率情况：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%。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%、

8、-0.01% ,比全国平均值分别低-0.04% ,0.11%、0.1%、0.14%。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

9、.04%、-0.01% ,比全国平均值分别低 0.12%、 0.13%、0%、0.05%。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%。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%、0.1

10、7%、0.17%。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%。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%.电除尘耗电率全国先

11、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%.、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%.、除灰、除渣耗电率全国先进值为 0.18%

12、,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%.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%。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

13、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

14、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

15、 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

16、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（

17、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；& 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、

18、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，应加强入炉