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：、 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30016.7/537/537 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SG1025/17.44 8 型亚临界、中 间再热、强制循环、汽包式锅炉及 QFSN3002 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
3、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
4、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
5、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，
6、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
7、，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
8、%、-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%、-0.0
9、7%、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 0.1
10、7%、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
11、.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%
12、、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%
13、，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
14、 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
15、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
16、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
17、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
18、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
19、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，应加强入炉煤含硫量的控制。B:在保证脱硫效率前提下，要分析制定浆液循环泵优化的运行措施。C:机组低负荷时或煤中含硫量低时，可以适当减少氧化风机运行时间。D:要定期进行 GGH 差压的分析，及时清洗，降低系 统烟气阻力.13、电除尘耗电率保障措施：A: 要重点分析电除尘各电场硅整流变的运行电压和电流是否正常；B:大梁、灰斗、阴极振动保护箱的加热装置工作是否正常；根据电除尘电场灰量及出口粉尘浓度的变化情况及时调整运行电压和电流。14、输煤耗电率保障措施：A: 输煤系统耗电率与入炉煤 质，输煤皮带出力，堆取煤量的关系很大。B:输煤过程中禁止存在皮带低出力运行或长时间空转现象
