发电厂生产运营介绍

1、发电厂生产运营介绍2014年8月主要内容一、前言二、火力发电厂的生产过程三、火力发电厂生产指标介绍四、火力发电厂运营指标介绍五、燃料指标介绍六、生产运营对标管理主要内容 一、前言 企业生产运营包括生产环节和运营环节，直接关系到企业的生存和发展。李小琳董事长在中电国际年中工作会上指出，我们经营管理的核心价值观最后落脚在“价值”，企业的本职就是创造效益、创造价值。 抓好“两价一量”：电量上，要做好营销和设备管理；电价上，要做好补贴、脱硫脱硝电价和新项目电价争取，及时到位；煤价上，要做好采购结构调整、库存控制和煤炭掺烧。挖潜增效，降低生产运营成本 。公司简介 平顶山姚孟发电有限责任公司的前身姚孟电厂

2、，始建于1970年，目前公司有六台机组总装机容量2470MW，年发电量约130亿KWH，是我国第一座全部由亚临界机组装备起来的百万级火力发电厂。拥有四台300MW、两台600MW燃煤汽轮发电机组，500KV及220KV变电站各一座，其中#1、2机组是国产第一、第四台300MW双水内冷发电机组，分别于1975年、1980年投产；#3、4机组为比利时ACEC公司生产的亚临界燃煤汽轮发电机组，分别于1985年、1986年投产；#5、6机组与2007年底相继投运。公司拥有国内第一座500KV超高压变电站，是实现豫、鄂两省水火电调剂的骨干枢纽，6条220KV输电线路是稳定河南电网安全运行的有力支撑。二、

3、火力发电厂的生产过程火力发电厂的生产过程是一个能量转换的过程。现代火电厂中，燃料的化学能转变为电能是在复杂热力循环的基础上完成的，这种循环使发电厂的热经济性得到了很大的提高。通常将燃料运至电厂，经输送加工后，送入锅炉进行燃烧，使燃料中的化学能转变为热能并传递给锅炉中的水，使水变成高温高压的蒸汽，通过管道将压力和温度都较高的过热蒸汽送入汽轮机，推动汽轮机旋转作功，蒸汽参数（压力、温度）则迅速降低，最后排入凝汽器。在这一过程中，蒸汽的热能转变为汽轮机转子旋转的机械能。发电机与汽轮机通过联轴器连成一个整体，以3000r/min的转速旋转，发电机转子中的磁场在转动的过程中将汽轮机的机械能转变成电能。发

4、电机产生的电能，经变压器升压后送人输电线路送入电网提供给用户。火力发电厂主要生产系统。汽水系统燃烧系统电气系统化学制水系统除灰除渣系统燃料及输煤系统汽水系统 汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、加热器和给水泵等组成，它包括汽水循环、化学水处理和冷却水系统等。水在锅炉中被加热成蒸汽，经过过热器变成过热蒸汽再通过主蒸汽管道进入汽轮机由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽冲动汽轮机的叶片转动从而带动发电机发电。作功后的蒸汽温度和压力很低，被排入凝汽器冷却，凝结成水经过加热和除氧又经给水泵打入高加进入锅炉。燃烧系统 燃烧系统由锅炉的燃烧部分、输煤部分和除灰部分组成。锅炉的燃料煤，由皮带机输送到煤粉仓的煤斗内，经

5、给煤机进入磨煤机磨成煤粉，风粉混合后经燃烧器进入炉膛燃烧，烟气经除尘器后排出，炉渣经碎渣机成为细灰排到储灰场。锅炉整体布置图冷灰斗燃烧器省煤器屏式过热器一级过热器末级过热器低温再热器高温再热器空预器炉膛及水冷壁电气系统 发电机发出电，进变压器升高压电后通过高压配电装置和输电线路向外输送。有一部分厂内消耗。电气设备有：发电机、主变压器、厂用变压器、高压配电装置和厂用配电装置等。化学制水设备除盐水系统流程：清水清水泵阳双室双层床除碳器中间水箱阴浮床混床除盐水箱除盐水泵凝结水箱除盐水水质指标：硬度 0umol/l sio220ug/1化学制水设备凝结水处理系统：凝泵前置阳床混床凝结水箱凝升泵，经处理

6、后的凝结水，在混床出水母管上加氨以提高PH值，并在除氧后的给水母管低压侧加联氨以除去残留氧，达到防止热力系统设备腐蚀的目的。凝结水水质指标：硬度 0umol/l sio250ug/1 Na +10ug/1 Fe100ug/1 O230ug/1除灰除渣系统灰浆泵、灰渣泵、振动筛、浓缩池、柱塞泵、程排灰管燃料输煤系统公司现有#2、3、4（5、6）煤场；火车/汽车运煤煤沟给煤机皮带（#1、2、3、4、5、6、9）原煤仓；煤场滚轮机皮带原煤仓火力发电厂的主要生产设备锅炉部分汽机部分电气部分脱硫部分变电站部分火力发电厂的主要生产设备锅炉#2锅炉为斗山巴布科克能源有限公司改造设计、制造的单炉体、双炉膛型布

7、置、四角切圆燃烧、固态排渣、低质量流速、具有正流量响应特性的垂直管圈水冷壁、亚临界压力中间再热式直流锅炉。 锅炉型号：DG1900/25.4-1型锅炉主要参数：过热蒸汽流量1025 t/h过热器出口蒸汽压力17.07MPa过热器出口蒸汽温度543 再热蒸汽流量876 t/h再热器进口蒸汽压力3.78 MPa再热器出口蒸汽压力3.58MPa再热器进口蒸汽温度326.2 再热器出口蒸汽温度541.0省煤器进口给水温度266.3 火力发电厂的主要生产设备锅炉#4机组的锅炉为瑞士苏尔寿专利，由比利时考克利尔钢铁公司制造的半塔式中间再热直流锅炉。锅炉型号：CMI924/184/543836/398/54

8、3 锅炉的技术特性 型 式 盘旋垂直蒸发器亚临界直流锅炉额定蒸发量923.76t/h再热蒸汽流量836t/h主蒸汽压力18.39MPa再热蒸汽压力3.986MPa主蒸汽温度543再热蒸汽温度543给水温度257排烟温度129效 率9158%最大连续蒸发量948.276t/h制造年月82年12月制造厂比利时考克利尔机械工业有限公司火力发电厂的主要生产设备锅炉锅炉受热面风烟系统制粉系统灰渣及除尘系统助燃/启动油系统火力发电厂的主要生产设备锅炉锅炉受热面：由省煤器、水冷壁、过热器、再热器及其相应管道组成火力发电厂的主要生产设备锅炉#1、2炉采用低质量流速、具有正流量响应特性的垂直管圈水冷壁，在启动期

9、间，从炉膛出口取得的汽水混合物流至分离器及储存罐。汽水分离后，蒸汽返回到炉顶回路而水则通过泵再循环到省煤器进口，在该系统中，要保持炉膛水冷壁30%的最小流量；在最初的启动过程中仅由再循环泵取得炉膛流量，但是随着蒸发的开始，该部分流量由给水构成（为防止省煤器产生蒸汽，应始终向锅炉中补给最小量为35%BMCR的水量），而再循环流量则相应下降。在此期间，分离器储水箱内的水位随着负荷增加而下降。随着工质的蒸发及给水流量的增加，再循环流量减少且分离器水位下降，此过程一直持续到再循环流量到零为止，这时循环泵仅通过再循环往储水箱排送。于是锅炉就以“Benson Load”（本生负载）执行直流模式。在直流模式

10、运行时，分离器容器仅只是连接炉膛至炉顶的蒸汽环流的一部分，起到工质混合的作用。火力发电厂的主要生产设备锅炉#3、4炉膛四周水冷壁下部由515 mm的盘旋管组成，上部由385 mm的垂直管组成，蒸发受热面考虑了锅炉在启动和低于35%负荷时保持最低的35%给水量循环，以保证蒸发段有适当的冷却和安全的流量分配，在锅炉水冷壁的出口设有一内径为600 mm、壁厚为45mm、高为18570 mm的汽水分离器，分离器在正常运行时为干式，只有在锅炉启动和低负荷或煤、水比失调时分离器内才可能有水，在分离器底部分别有排放至凝汽器、给水箱和地沟的排水系统，以保证锅炉的水循环和正常排水。火力发电厂的主要生产设备锅炉风

11、烟系统：由吸风机、送风机、排粉机、一次风机、空气预热器及风道等组成火力发电厂的主要生产设备锅炉制粉系统：由给粉机、给煤机、磨煤机、石子煤排放系统组成（中间储仓式、直吹式）。制粉系统是燃煤锅炉机组的重要辅助系统。它的作用是磨制合格的煤粉，以保证锅炉燃烧的需要，它的好坏将直接影响到锅炉的安全性和经济性。型式：#3、4锅炉制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配5台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，4台运行，1台备用。采用四角切圆燃烧。锅炉本体的燃烧器布置火力发电厂的主要生产设备锅炉 灰渣及除尘系统：碎渣机、捞渣机、灰浆泵、灰渣泵、冲灰泵、冲渣水泵、回水系统、污水系统、电除尘器。火力发

12、电厂的主要生产设备锅炉 助燃/启动油系统：轻油系统，1、2轻油罐、供油泵。母管制。火力发电厂的主要生产设备汽机DCS控制系统汽轮机本体设备主蒸汽系统凝结水系统给水系统润滑油系统循环水系统蒸汽站系统火力发电厂的主要生产设备汽机#1、2汽轮机为亚临界、冲动式、中间再热、凝汽式汽轮机。其布置特点为各自独立的高压缸、中压缸且通流反向布置、二台低压缸径向扩压式，分别采用26级作通流反向布置，以降低排汽阻力与缩短机组轴向尺寸。；机组总长约23.8m，布置在12m标高的运行平台上，本机组共有5只轴承座，分别内置8只汽轮机径向轴承和1只推力轴承以及1只发电机径向轴承。火力发电厂的主要生产设备汽机4汽轮机是法国

13、阿尔斯通厂制造的冲动式汽轮机，采用亚临界参数，一次中间再热，具有七段回热抽汽，其结构形式为单轴、三缸、双排汽口，排汽进入凝器。汽机运行平台标高11米，机组总长29.13米，最大宽度11.836米，轴线标高距运行平台1.01米。两个主汽门和四个高压调节汽门分成两个组合体，布置在高压缸的左右两侧；两个中压联合汽门布置在中压缸的两侧，中压缸排汽通过两根平行导汽管引入低压缸。新蒸汽从锅炉过热器两侧引来，经过一个球三通合并成一根总管引至汽机房，再通过一个球三通分成两个支管经高压缸的两个汽门组合体，进入高压缸内膨胀做功。高压缸排汽引至锅炉再热器进行再热，再热蒸汽从锅炉再热器两侧引出，同样经过一个球三通合并

14、成一根总管引至汽机房，又同样通过一个球三通分成两个支管，经中压联合汽门，进入中、低压缸内膨胀做功，最后排入凝汽器。本机组设有高压和低压旁路，均按锅炉在额定压力下100%通流量设计。 火力发电厂的主要生产设备汽机启动方式： #1、2汽轮机采用高、中压缸同时启动方式。高、中压缸同时启动有以下优点：蒸汽同时进入高、中压缸冲动转子，这种方法可使高中压缸加热均匀，减少热应力，并能缩短启动时间。缺点是：汽缸转子膨胀情况较为复杂，胀差较难控制。#3、4机采用中压缸冲转，有以下优缺点：冲转时高压缸不进汽，而是待机组并网后才逐步向高压缸进汽，这种启动方式对控制胀差有利，可以不考虑高压缸胀差问题，以达到安全启动的

15、目的。但启动时间较长，转速也较难以控制。采用中压缸进汽启动，高压缸无蒸汽进入，鼓风作用产生的热量使高压缸内部温度升高，因此还需引进少量冷却蒸汽。火力发电厂的主要生产设备汽机 主蒸汽系统：来自锅炉的过热蒸汽进入汽轮机的高压缸，做功后的蒸汽从高压缸排出进入锅炉再热器进行加热，二次加热后的蒸汽再次进入汽轮机的中压缸和低压缸做功后排入凝汽器凝结成水。火力发电厂的主要生产设备汽机凝结水系统：凝汽器、凝泵、凝升泵、低加、除氧器火力发电厂的主要生产设备汽机给水系统：除氧器、给水泵（前置泵、电泵/汽泵）、高加火力发电厂的主要生产设备汽机润滑油系统：润滑油箱、主润滑油泵、交、直流油泵、顶轴油泵、盘车火力发电厂的

16、主要生产设备汽机循环水系统：水库、循环水泵、排水明渠（开式、闭式、冷却水塔）火力发电厂的主要生产设备汽机蒸汽站系统：锅炉助燃油系统、给水箱加热、轴封、暖风器等用汽电气部分1、厂用电系统2、发电机系统3、变压器系统#1、2机组厂用电一次系统#1、2机6KV厂用电共分4段：正常由#1高厂变供6KV1、2段，#2高厂变供6KV3、4段，#1高备变经6备1、6备2开关带6KV备1、2段，做6KV14段的连锁备用电源。6KV备1段经601、603开关做6KV1、3段联动备用电源，正常运行时601、603开关在断，601、603甲刀闸在合，快切装置投入。#1、2机组厂用电一次系统6KV备2段经602、60

17、4开关做6KV2、4段联动备用电源，正常运行时602、604开关在断，602、604甲刀闸在合，快切装置投入。6KV备1段与6KV备3段经3联1乙开关、电缆、3联1甲开关相连，6KV备2段与6KV备4段经4联1乙开关、电缆、4联2甲开关相连，在特殊情况下，#1、2高备变可以互带全厂6KV备用电源。#3、4机组厂用电一次系统1、#3、4机运行方式#3、4 发变组分别运行在500KV变电站第1、3串,联变运行在500KV第2串,#2高备变由联变20KV侧供电。#3、4机组厂用电一次系统6KV 系统运行方式#3、4机6KV 厂用电全厂统一编号为6KV 5段、6段、7段、8段、备3段、备4段。6KV

18、5段、6段带#3机厂用电,6KV 7段、8段带#4机厂用电,6KV备3段、备4段主要作6KV 5段、6段、7段、8段的备用电源并带部分固定负荷且能与#1、2机6KV 备用段联络。#3、4机组厂用电一次系统380 V 系统运行方式3.1 380 V 母线运行方式#3、4机组380 V厂用电各设一段母线(全厂统一编号为380 V 5段、6段)供给本单元380 V负荷,正常分段开关在合。另有一个备用段(编号为380 V备用3段),和一个公用段(编号为380 V公用2段)。#3、4机组每个单元各设两个半段,每个单元各设一保安段,工作电源取自本单元380 V母线,从380 V备用3段取一备用电源,另有一

19、套400 KW柴油发电机组作为紧急备用电源。#2水泵房有380 V 1段、2段,互为备用。380 V备用3段作为#3、4机380 V母线和保安段母线及公用段母线的备用电源。发电机系统#5、6发电机为两台600MW氢冷发电机组，由哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，发电机出口电压为20kV，发电机冷却方式为水氢氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢冷。我公司励磁系统为发电机机端供电的自励励磁系统，正常运行期间，励磁系统由发电机机端电压经过励磁变供电。起励装置由220V直流系统供电，当残压不足以建立发电机电压时，经过一定时间的迟延，起励

20、装置自动投入，起励开关自动闭合，定子电压建立，当电压达到10%时，起励开关自动断开，可控硅桥正常工作。励磁调节器为双自动通道（自动/手动）加独立的备用控制器(EGC)，每个通道均能提供励磁电压调节（AVR自动方式）和励磁电流调节（FCR手动方式）。备用控制器（EGC）是紧急的备用控制器，仅提供励磁电流调节（手动方式），向EGC的切换是由设备内部各种保护和监控功能自动控制的，不受人为控制。发电机冷却系统#5、6发电机冷却系统采用水、氢、氢冷却方式。即定子绕组为水冷，转子绕组为氢气内冷，铁芯为氢气外部冷却。氢气系统主要由氢站的高压储氢罐、备用氢瓶，置换用的CO2钢瓶，氢气干燥器，氢气减压器，氢气过

21、滤器，纯度分析器，液体探测，氢气露点仪组成，向发氢气冷却器进出水管路对称布置 水冷却特点优点：水热容量大，有很高的导热性能和冷却能力。水的化学性能稳定，不会燃烧。高纯度的水具有良好的绝缘性能。另外，获取方便、价廉，调节方法简单，冷却均匀。缺点：需要一套较复杂的水路系统，对水质要求高，运行中易腐蚀铜导电和发生漏水，降低发电机的运行可靠性等。氢冷却特点优点：（1）氢气比重较小，通风损耗小，可提高发电机效率。（2）氢气流动性强，可大大提高传热能力和散热能力。（3）氢气比较纯净，不易氧化，发生电晕时，不产生臭氧，可对发电机绝缘起保护作用。（4）氢气不助燃，当发电机内部发生绝缘击穿故障时，不会引起火灾而

22、扩大事故。（5）采用密封循环，减少了进入发电机内部的灰尘和水分，减少了发电机的维护工作量。缺点：（1）需要一套复杂的制氢设备和气体置换系统。（2）由于氢气渗透力强，对密封要求高，并且要求有一套密封油系统，增加了运行操作和维护的工作量。（3）氢气是易燃的，有着火的危险，遇到电弧或明火就会燃烧。氢气与空气（氧化）混合到一定比例时，遇火将发生爆炸，严重威胁发电机的安全运行。变压器主变：主变压器选用单相变压器组，强迫油循环导向风冷，无载调压低损耗变压器。 高厂变采用分裂变压器，型 号：SF10-31500/20, 31.5MVA,2022.5%/6.3-6.3kV,Ud=10.5%，额定容量： 50/

23、31.5-31.5(31.5/31.5)高压公用变压器采用双卷变压器工作变压器。型 号：SF10-31500/20, 31.5MVA,2022.5%/6.3-6.3kV,Ud=10.5%额定容量： 50/31.5-31.5(31.5/31.5) 。高压厂变及高压公用变高压侧通过分相封闭母线与发电机主回路封闭母线T接相连，高压工作变、公用变低压侧均采用共箱封闭母线分别接至6kV厂用母线上。高压厂变及高压公用变均采用无励磁调压变压器。高备变：型 号：SFFZ10-/220,63/40-40MVA,23081.25%/6.3-6.3kV,Ud=24%，采用有载调压运行方式。低厂变：均为干式变压器脱硫

24、脱硝部分火电厂大气污染物排放标准 自2014年7月1日起，现有燃煤发电机组主要大气污染物排放限值的变化如下：烟尘 30 mg/Nm3 SO2 200 mg/Nm3 （新建100 mg/Nm3）NOx 100 mg/Nm3 汞及其化合物 0.03 mg/Nm3 烟气黑度 1级（烟囱排放口）简介我国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤在一次能源中占75，其中84以上是通过燃烧方法利用的。煤燃烧释放出来的含二氧化硫（SO2）废气会形成酸雨危害环境。早期电厂锅炉排烟不受限制，随着国家对环保越来越重视，要求新建电厂必须同步安装脱硫装置，老电厂限期安装脱离装置，在规定时机内达不到要求必须停产整改。现我厂#1-

25、6机组脱硫系统已经投运。原理 我公司#1-6机组脱硫系统采用石灰石石膏湿法烟气脱硫技术，设备配置为一炉一塔。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95以上。石灰石石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：在脱硫吸收塔内烟气中的SO2首先被浆液中的水吸收与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3，CaSO3被鼓入的空气中的O2氧化生成CaSO4，CaSO4在吸收塔浆池中结晶生成石膏CaSO4.2H2O 。主要系统烟气系统吸收塔系统吸收剂制备系统石膏脱水系统工艺水、工业水、废水排放系统。事故浆液罐及地坑系统热工控制系统和电气系统烟气系统 电除尘吸风机原烟道增压风机GGH 吸收塔(洗涤区

26、喷淋区除雾器) 净烟道烟囱 吸收塔系统 石灰石浆液泵吸收塔循环泵喷淋盘吸收塔循环池石膏浆液排出泵。吸收剂制备系统 石灰石仓一级再循环箱（泵）一级旋流器二级再循环箱（泵）二级旋流器石灰石浆液箱（泵）。 石膏脱水系统 石膏浆液排出泵石膏浆液旋流器旋流器底流进入真空皮带机脱水分离出的水石膏溢流浆液箱石膏溢流浆液泵吸收塔 / 真空皮带机脱水后的石膏直接落入石膏仓底部卸料装置外运。工艺水、工业水系统及废水排放 工艺水箱工艺水泵吸收塔补充用水（除雾器冲洗水）及各设备的冲洗 、灌注、密封和冷却等。工业水箱工业水泵真空皮带脱水系统。脱水系统产生的废水从废水箱经排放管道送至冲灰系统中和 事故浆液罐及地坑系统 事

27、故浆液罐在吸收塔大修或故障原因需排空浆液时：吸收塔内浆液-石膏浆液排出泵事故浆液罐；吸收塔系统启动前：事故浆液罐内浆液事故浆液泵吸收塔。吸收塔区地坑系统：地坑泵吸收塔或事故浆液罐。工艺楼区地坑系统：地坑泵石灰石浆液箱或石膏溢流浆液箱。脱硝系统一、概述 1、姚电公司#4-6机组烟气脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）、尿素热解制氨工艺，不设置脱硝旁路及省煤器调温旁路，单炉双反应器，脱硝催化剂采用“2+1”层布置。脱硝装置烟气处理能力为锅炉100%BMCR工况下烟气量，并适应锅炉50%BMCR和100%BMCR工况之间的任何负荷，脱硝装置入口烟气NOx含量按400mg/Nm3设计，设计脱硝效率8

28、0%。脱硝系统 2、烟气脱硝装置分为尿素车间和SCR反应区两大部分，脱硝SCR反应器位于每台锅炉省煤器与空预器之间，尿素车间为全厂公用。脱硝系统二、选择性催化还原脱硝工艺的反应原理 选择性催化还原工艺，即在钛基催化剂的作用下，在300-400的温度区间内，利用尿素溶液热解制备的氨（NH3）与烟气中的NOx发生还原反应，生成N2和水，从而实现氮氧化物脱除的目的。脱硝系统三、尿素热解制氨工艺的反应原理： 在尿素车间配制合适质量浓度（50%左右）的尿素溶液，并通过高流量循环装置将合格的尿素溶液输送至机组SCR区尿素溶液计量分配装置，尿素溶液被压缩空气雾化后喷入热解炉，在高温热风（600-650）作用

29、下生成NH3（体积浓度5%）。脱硝系统脱硝热力系统流程 SCR烟气脱硝装置主要由尿素溶液制备与循环供应系统、热解系统、AIG系统、脱硝烟气系统、催化剂吹灰系统等组成。脱硝系统1、尿素溶液制备及供应系统 袋装尿素颗粒储存于尿素储备间，经人工拆袋后将尿素颗粒输送到斗提机进料口，经斗提机输送至尿素溶解罐；在满足尿素颗粒散装运送条件时，也可采用气力输送方式先将尿素颗粒送入尿素颗粒储仓，经给料机下料进入尿素溶解罐。用除盐水将干尿素溶解成50%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶液输送泵输送到尿素溶液储罐。尿素溶液经高流量循环泵一部分进入计量与分配装置、其它通过背压循环系统返回尿素溶液储罐。 脱硝系统2、烟气脱

30、硝系统（SCR区） 烟气脱硝系统主要包括以下设备：进、出口烟道、反应器、AIG系统、催化剂吹灰系统、脱硝CEMS系统、脱硝输灰系统等。 系统流程为： 省煤器出口烟道脱硝入口烟道喷氨格栅静态混合器脱硝顶盖烟道（含整流器）SCR反应器 脱硝出口烟道空气预热器进口。 脱硝系统 3、CEMS在线监视系统 1）烟气排放连续监测系统是一种对烟气成份（SO2 、NOx、烟尘）及相关烟气参数进行在线自动连续监测的设备。2）烟气排放连续监测系统是由气态污染物（SO2、NOX）、颗粒物（粉尘）、烟气参数测量子系统、数据采集和处理子系统、数据通讯系统等组成。通过现场采样方式，测定烟气中污染物浓度，同时测量烟气温度、

31、烟气压力、流速、流量、烟气含氧量等参数，送至工控单元计算出烟气污染物排放率、排放量，显示和打印各种参数、图表并将主要参数通过RTU分别传输至省网厅和环保行政管理部门。3） CEMS检测系统在SCR进口设置NOx/O2、烟气流量两组分取样分析仪，出口烟道上设置NOx/O2和残余NH3浓度以及烟气温度三组分取样分析仪，烟气分析系统信号全部进入机组DCS中进行监控。脱硝系统CEMS烟气在线连续监测系统 脱硝系统喷氨格栅 脱硝系统尿素循环泵 脱硝系统计量分配（MDM) 变电站部分简介姚电公司变电站包括220KV和500KV两部分，220KV变电站始建于1973年，1974年底初步建成，1975年初正式

32、受电；500KV变电站于1979年11月破土动工，1981年11月具备带电条件，于11月16日由#1发电机变压器组经联络变压器给500KV系统作零起升压试验并一次成功， 12月14日进入系统继电保护及安全自动装置的全面调试，12月21日20时起平武工程全线正式投入带负荷运行，从此我国第一条500KV超高压输电线路投运。500KV变电站系统 500KV变电站为3/2（一个半开关）接线方式，正常运行方式为双母线及每串三台断路器均运行，当任意一台断路器停下检修时不影响进线及出线运行，现运行五串，第一串为#3机组进线，姚邵线；第二串为姚联变，姚白线；第三串为#4机组进线，姚郑线；第四串为#5机；第六串

33、为#6机。220KV变电站接线特点 优点：供电可靠、运行灵活方便。缺点：投资较大，经济性差；用旁路开关带线路时操作复杂，增加了误操作的机会；同时由于加装了旁路开关，使相应的保护及自动化系统复杂。500KV3/2接线特点 优点，具有较高的供电可靠性及运行灵活性；任一母线故障或检修，均不至停电，甚至于两组母线同时故障的极端情况下，线路仍可以运行。缺点，使用设备较多，特别是断路器和电流互感器，投资较大；二次控制接线和继电保护较为复杂。开关500KV及220KV变电站全部采用SF6断路器，分别由法国MG公司、ABB公司及平顶山高压开关厂生产。 三、火力发电厂生产指标介绍一、主要指标介绍1、供电煤耗：指

34、火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。 它是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。因此，供电标准煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。供电煤耗= =三、火力发电厂生产指标介绍2、影响供电煤耗的主要指标1）锅炉效率 ：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉内热量的百分比。 2）空预器漏风率 ：空预器漏风率是指漏入空气预热器烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量之比。 3）主汽温度 ：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度 。4）主汽压力 ：主汽压力也是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压力。 5）再热汽温 ：再热汽温度是汽轮

35、机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽温度。 6）排烟温度 ：排烟温度指锅炉末级受热面（一般指空气预热器）后的烟气温度（）。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算术平均值。三、火力发电厂生产指标介绍7）飞灰可燃物 ：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比（）。 8）汽轮机热耗率 ：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。以机组定期或修后热力试验数据为准 。9）真空度 ：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数 。10）凝汽器端差 ：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。 11）高加投入率 ：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值

36、 。12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值（）。13）发电补给水率 ：是指统计期内汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。 注：以上指标偏离设计值对煤耗的影响见附表三、火力发电厂生产指标介绍3、综合厂用电率 ：是指统计期内综合厂用电量与发电量的比值，即：综合厂用电率= 100 综合厂用电量是指统计期内发电量与上网电量的差值，反应有多少电量没有供给电网。 辅机单耗：吸、送风机、制粉系统、给水泵、循环水泵、脱硫等。4、发电燃油量 ：是指统计期内用于发电的燃油消耗量。5、发电综合耗水率 ：

37、是指发单位发电量所耗用的新鲜水量（不含重复利用水）。在统计耗水量时应扣除非发电耗水量。 6、100MW及以上机组A、B级检修连续运行天数 ：是指100MW及以上机组经A、B级检修后一次启动成功且连续运行天数，期间任何原因发生停机则中断记录。 7、等效可用系数 ：等效可用系数是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。 8、机组非计划停运次数 ：机组非计划停运次数是指机组处于不可用状态且不是计划停运的次数。 三、火力发电厂生产指标介绍二、 保证生产指标的措施1、深入开展能耗诊断，认真落实整改措施，不断提高能耗管理水平。 2、不断深化对标管理，通过运行优化、设备治理、科技创新

38、、节能改造等技术手段，不断提高机组经济运行水平。 3、深化运行优化，加强耗差分析，确定最优经济运行方案，合理调整运行方式；4、全面推行经济调度，明确各台机组调度顺序，提升机组安全、经济运行水平；5、深化主辅网小指标竞赛，充分调动运行人员认真监盘、精心调整的积极性，确保设备在最优状态下运行；6、加强节油管理，严格控制助燃用油，降低发电成本；7、加强燃煤掺配及锅炉燃烧调整，从煤种配比、风量配比、煤粉细度等方面合理优化，提高锅炉燃烧效率。 四、火力发电厂运营指标介绍一、运营指标介绍1、计划发电量 ：指集团公司下达给各二级单位的燃煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）；二级单位下达给各电厂的燃

39、煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）。 2、实际发电量 ：是指统计期发电机实际发出的电能量。2、发电利用小时 ：是指统计期发电量与机组平均容量的比值。 3、计划停运小时：是指统计期机组A、B、C、D类计划检修的时间。 4、非计划停运小时 ：依据集团公司（安运营销【2007】90号文），非计划停运小时是指统计期设备存在故障或缺陷，机组在计划停运以外没有运行的状态时间。5、停机小时 ：是指统计期所有停运小时之和，即计划停运小时、非计划停运小时、缺煤停运小时、市场原因停运小时、电网原因停运小时、其它原因停运小时之和。 四、火力发电厂运营指标介绍二、保证运营指标措施1、认真做好电量计划争取工

40、作，重点做好迎峰度夏、迎峰度冬期间电量、电价的争取工作；2、加强政策研究，积极争取有利政策；3、密切关注市场动态，积极争取有效益的外送电量和转移电量、交易电量；4、加强与网、省两级调度联系，合理安排检修技改，全力实现稳发多发，努力提高利用小时；5、及时掌握网上需求，提高负荷接带响应速度，在确保安全的前提下尽量压上限运行；6、切实做好日负荷争取工作，把电量分解到每台机组，落实到每个小时，以日促周、以周保月，确保全年电量目标圆满完成。7、开展电量优化工作，提高发电收益。8、密切关注省内脱硝电价进展情况，及早争取脱硝电价。9、加强一次调频和AGC的运行管理，提高动作合格率，避免电网考核。五、燃料指标

41、介绍一、燃料指标介绍1、入厂标煤量 ：入厂标准煤量是指统计期内所购原煤折合到标准煤的吨数。 电厂月度入厂标煤量=我国目前采用标准煤为能源的度量单位，即每千克标准煤为29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源 。2、入厂标煤单价 ：入厂标煤单价是指统计期内所购原煤折合到单位标准煤量的平均价格（不含税）。电厂月度入厂标煤单价=3、入厂煤热值：入厂煤热值是指统计期内入厂煤低位发热量的加权平均值。 五、燃料指标介绍4、入炉煤热值 ：入炉煤热值是指统计期内入炉煤低位发热量的加权平均值。 5、入厂入炉煤热值差 ：入厂入炉煤热值差是指统计期入厂煤热值与入炉煤热值之差。二、保证燃料指标措施1

42、、在提高重点合同煤量、应对电煤价格并轨的前提下，采取灵活策略，积极开辟周边和省外煤源，加大市场煤采购力度，建立长期、稳定、可靠、质量优、价格低的煤炭供应渠道，保障发电用煤，优化供煤结构。2、密切关注区域电煤市场走势，加强日成本分析，以标煤单价最优为原则及时调整煤炭采购结构。要继续发挥燃料监督中心作用，加大燃料管理的监督、考核力度，强化厂内燃料全过程管理，确保责任落实到人、措施落实到位，堵塞管理漏洞，减少损耗；3、加强考核，严控入厂入炉煤热值差，最大限度降低燃料成本。六、生产运营对标管理1、对标管理的定义 对标管理也称“标杆管理”，其基本内涵是企业通过规范且连续地将自己发展和经营管理过程中的标志

43、性指标及管理实践与标杆企业进行比较分析，帮助企业寻找、确认、跟踪、学习并超越标杆企业而进行的实践活动。2、对标管理的意义 标杆管理方法蕴含科学管理规律的深刻内涵，较好地体现了现代知识管理中追求竞争优势的本质特性，因此具有巨大的实效性和广泛的适用性。标杆的力量是无穷的，通过瞄准标杆，企业能够找到站在巨人肩膀上思考的机会。目前，标杆管理已经成为众多企业快速学习成长和追求卓越的重要管理工具。六、生产运营对标管理 对标的关键，在于选择和确定被学习的对象及借鉴的标准。因此，它的核心是“优中选优”，是动态的过程。 对标管理的核心是“模仿”，但不是机械地模仿，而是在学习、借鉴基础上的整合和创新。3、对标类型1）内部对标： 在企业内部开展的对标管理，是开展其他类型对标的起点和基础，适用于企业第一次开展对标，特别对于拥有许多相似业务单元的企业集团，可以教会成员单位如何运用标杆瞄准的方法，效果明显。 内部对标合作程度高，信息的相关性强，