1、12014 年八月份运行经济指标分析一、电气运行：1、发电量：（单位：万度） 计划 本月 比计划I 期 1463 1522.85 +59.85II 期 2760 2929.44 +169.44III 期 3339 3771.69 +432.69合计 7616 8223.98 607.98分析:（1）I 期发电量比计划多的主要原因为：#2 机组大修比计划停运时间短 15 小时。（2）II 期发电量比计划多的主要原因为：#3、4 机组负荷率比计划高 7.04% 。（3）III 期发电量比计划多的主要原因为：#5、6 机组负荷率比计划高 9.56% 。（4）总发电量比计划多的主要原因为： II、II
2、I 期机组负荷率比计划高 。2、售电量：（单位：万度）计划 本月 比计划园区用电 6364 6809.90 +445.90上网电量 300 430.75 +130.75总售电量 6664 7240.65 +576.65分析：（1）园区用电量比计划多的主要原因为：电石炉运行时间比计划长。（2）上网电量比计划多的主要原因为：及时切换机组运行、与地调协调较好。（3）总售电量比计划多的主要原因为：上网电量增加、园区用电量增加。3、厂用电量：（单位：万度）A、 环保节能用电量： （单位：万度） 脱 硫 污 水 煤泥 煤气站 合计上月 本月 比上月 上月 本月 比上月月上月 本月 比上月月上月 本月 比上
3、月I 期 3.05 1.95 -1.1 34.33 40.75 +6.42 42.7II 期 34.24 31.30 -2.94 31.30III 期 20.56 23.18 +2.62 2.91 2.67 -0.24 4.36 5.81 +1.45 31.662注：I、II 期脱硫系统共用一台脱硫变，电源引至 II 期厂用段，故电量算入 II 期厂用系统中。分析：（1）I、II 期脱硫用电量比上月少的主要原因为：#2 炉停运改造脱硫系统烟气处理量较上月减少。（2）III 期脱硫用电量比上月多的主要原因为：脱硫运行时间比上月长。（3）污水用电量比上月少的主要原因为：本月污水处理量比上月少。（4
4、）I 期煤泥用电量比上月少的主要原因为：因#2 炉改造煤泥系统停运，煤泥输送量比上月少。（5）III 期煤泥用电量比上月多的主要原因为：煤泥输送量比上月多。B、厂用电量：（单位：万度）全厂厂用电 损耗 全厂综合厂用电上月 本月 比上月 上月 本月 比上月 上月 本月 比上月电 量 765.77 792.49 +26.72 67.94 73.25 +5.31 946.02 983.33 +37.31电率 % 9.72 9.64 -0.08 0.86 0.89 +0.03 12.01 11.96 -0.05分析：（1）全厂厂用、损耗、综合厂用电量比上月多的主要原因为：本月发电量比上月多。（2）全厂
5、损耗率比上月多的主要原因为：机组大修设备启、停次数比上月多。4、主变损耗： A、主变损耗量：（单位：万度）分析：（1）# 5 主变损耗量比上月多的主要原因为：本月比上月多运行 280 小时。B、主变损耗率：（单位：%）#1 #2 #3 #4 #5 #6上月 8.36 5.85 9.5 15.37 7.79 13.54本月 8.32 5.46 6.99 15.26 15.3 12.59差值 -0.04 -0.39 -2.51 -0.11 +7.51 -0.953分析：（1）#2 主变损耗率比上月高的主要原因为：本月负荷率比上月低。5、重要辅机耗电量：（单位：万度）I 期 II 期 III 期上月
6、 本月 对比 上月 本月 对比 上月 本月 对比给水泵 24.74 14.15 -10.59 53.4 60.23 +6.83 42.71 56.09 +13.38循环泵 29.56 24.59 -4.97 47.42 38.30 -9.12 50.16 59.84 +9.68引风机 43.79 20.60 -23.19 37.5 41.08 +3.58 69.26 94.12 +24.86送风机 58.8 31.70 -27.1 34.30 35.67 +1.37 110.52 144.61 +34.09二次风机 11.82 11.32 -0.5 无 无 无 24.48 32.49 +8.0
7、1电除尘 2.44 1.84 -0.6 5.88 5.60 -0.28 10.31 13.98 +3.67分析：（1）I 期辅机电量比上月少的主要原因为：#2 炉技改停运 733 小时。（2）II 期辅机电量比上月多的主要原因为：#3、4 炉累计运行时间比上月多 103 小时。（3）II 期循环泵、除尘用电量比上月少的主要原因为：运行时间比上月短（纯煤气燃烧时除尘退出运行）（4）III 期辅机电量比上月多的主要原因为：#5 炉运行时间比上月多 363 小时。 二、汽机运行：1、凝汽器端差：（单位：）标准值12#1 机 #2 机 #3 机 #4 机 #5 机 #6 机上月完成 11.4 15.7
8、 11.1 14.9 8.7 15.6月度完成 12 16.2 10.81 17.1 10.96 16月度偏差 +0.6 +0.5 -0.29 +2.2 +2.26 +0.4分析：#1 #2 #3 #4 #5 #6上月 1.03 0.79 0.86 0.87 0.75 0.92本月 1.03 1.07 0.79 0.85 0.46 0.78差值 0 +0.28 -0.07 -0.02 -0.29 -0.144（1）#2、4、6 机对比标准值端差大的主要原因是凝汽器钢管积垢。（2）#1、3、5 机端差小于标准值，不做比较。（3）#2、4、6 机对比上月端差大的主要原因是凝汽器凝汽器铜管积垢。采取
9、措施：（1）#2、4、6 机应定期进行高压水冲洗凝汽器钢管，定期进行酸洗设备。（2）停机后进行真空系统灌水查漏。2、汽机排汽温度：（单位：）#1 机（标准值 39）#2 机（标准值 41）#3 机（标准值 40）#4 机（标准值 40）#5 机（标准值 39）#6 机（标准值 39）上月完成 54.5 58.8 48.9 54.35 47.81 53.78月度完成 52.6 58.6 48.1 55.77 48.91 55.13月度偏差 -1.9 -0.2 -0.8 +1.42 +1.1 +1.26分析：（1）#1、2、3、4、5、6 机排汽温度对比标准值偏大的主要原因是凝汽器钢管积垢及循环水
10、温度的升高，真空低，排汽温度升高。（2）#1、2 机排汽温度对比上月小的主要原因是冷水塔进行检修，单台机组运行，循环水温度降低，真空高，排汽温度降低。（3）#3 机排汽温度对比上月小的主要原因是凝汽器铜管进行了酸洗，端差减小，真空高，排汽温度降低。（4）#4、5、6 机排汽温度对比上月大的主要原因是循环水温度升高，真空低，排汽温度升高。采取措施；（1）循环水温度高时对冷水塔进行换水。3、汽机汽耗率：（单位：kg/kwh）#1 机（标准值4.58kg/kwh）#2 机（标准值4.47kg/kwh）#3 机（标准值4.47kg/kwh）#4 机（标准值4.47kg/kwh）#5 机（标准值4.42
11、kg/kwh）#6 机（标准值4.42kg/kwh）上月完成 5 5.4 4.09 4.73 4.76 4.855月度完成 5.19 5.04 4.48 4.46 4.78 4.93月度偏差 +0.19 -0.36 +0.39 -0.27 +0.02 +0.08分析：（1）#1、5、6 机汽耗对比上月大的主要原因是真空低于上月，因此汽耗高于上月。（2）#3 机汽耗对比上月大的主要原因是高加投入率高于上月，因此汽耗高于上月。（3）#4 机汽耗对比上月小的主要原因是锅炉调试排烟温度，高加投入率小于上月，因此汽耗低于上月。（4）#2 机汽耗对比上月小的主要原因是 #2 炉停运时间长，高加投入率小于上
12、月，因此汽耗低于上月。采取措施：（1） 、加强检查高加的投入，提高给水温度，降低发电成本。 （2） 、加强循环水温度的降低，合理提高真空，降低汽耗。三、锅炉运行：1、主汽温度：（单位： ；额定值：450；标准值：445 510）：#1 炉 #2 炉 #3 炉 #4 炉 #5 炉 #6 炉月度完成 444.6 停运 442.6 444.1 443.9 444.6上月完成 444 444 443 443 443 445同期偏差 +0.6 -0.4 +1.1 +0.9 -0.4标准偏差 -0.4 -2.4 -0.9 -1.1 -0.4分析：从本月平均汽温看出#1、3、4、5、6 炉平均汽温都在标准范
13、围内、并且与同期比较变化不大。2、主汽压力（单位：MPa；额定值：3.82MPa；标准值：3.800.05MPa）：#1 炉 #2 炉 #3 炉 #4 炉 #5 炉 #6 炉月度完成 3.82 停运 3.65 3.75 3.74 3.71上月完成 3.82 3.75 3.68 3.68 3.72 3.66同期偏差 0 -0.03 +0.07 +0.02 +0.05标准偏差 0 -0.17 -0.07 -0.08 -0.11分析：6从本月平均汽压看出#1、3、4、5、6 炉平均汽压与同期相比变化不大。3、排烟温度：（单位：#1、2 炉标准值 148，#3、4 炉标准值 147，#5、6 炉标准值
14、 138）#1 炉 #2 炉 #3 炉 #4 炉 #5 炉 #6 炉月度完成 141 停运 162.5 167.5 131.6 126.5上月完成 141 131 181 176 126 132同期偏差 0 -18.5 -8.5 +5.6 -5.5标准偏差 -7.1 +15.5 +20.5 -6.4 -11.5分析：1、从本月平均烟温看出#1、5、6 炉排烟温度都在标准范围内，2、II 期排烟温度与标准值相比较高，且低于上月原因： （1）#3、4 炉尾部烟道受热面布置不合理，是排烟温度高的主要原因。（2）#3、4 炉尾部受热面积灰，换热差。（3）#3、4 炉排烟温度低于上月原因纯煤气燃烧低负荷
15、运行时间较长。4、锅炉底渣含碳量：（单位：标准值 1.5%）#1 炉 #2 炉 #5 炉 #6 炉月度完成 0.95 停运 1.88 1.8上月完成 1.21 1.19 1.22 1.46同期偏差 -0.26 0.66 0.34标准偏差 -0.55 0.38 0.3分析：本月#1 炉渣含碳量在标准值内。#5、6 炉相比同期升高的原因：本月为试验 NOx排放长时间降低氧量运行，导致底渣含碳量升高。四、化水运行：1、耗水量（吨）I、II、III 期制水量月完成 上月份 与上月差 值 2013 年同期 与同期差 值 年累计实际量 12841.5 17219 -4377.5 20046 -7204.5
16、 179464I、II、III 期补水量7分析：I、II、III 期补水总量较上月略少，原因为统计方式改为 25 日，本月天数计算少。（本月启停机、炉 9 次，上月启停机、炉 13 次） 。制除盐水药品费用 13636.7 元，制除盐水药品单价为 0.99 元/吨；循环水药品消耗 71923.05 元，其他费用 1016.1 元；化学用电量 33.7545 万度（包括深井取水用电， I 期没有电量表数据为估算值）。备注：III 期制水量本月改为流量表统计，计算仍有误差，继续分析。2、I 、III 期化学药品消耗分析 : 月度完成 上月份与上月差值2013 年同期与同期差值 年累计原水取水量（吨
17、） 527039 520108 +6931 表坏 / 2745028化学用水量（吨） 表坏 64443 / 122051 / 328412制水量（吨） 12841.5 17219 -4377.5 20046 -7204.5 179464消耗量 0.5 0.4 +0.1 0.725 -0.225 5.95氧化剂（吨） 制水单耗 38.93 23.23 +15.7 36.16 +2.77消耗量 0.05 0.15 -0.1 0.2 -0.15 1.15还原剂（吨） 制水单耗 3.89 8.71 -4.82 9.98 -6.09消耗量 0.14 0.12 +0.02 0.14 0 1.42反渗透阻垢
18、剂（吨）制水单耗 10.9 6.97 +3.93 6.98 +3.92消耗量 3.5 6 -2.5 3 +0.5 51.5盐酸（吨）制水单耗 272.55 348.45 -75.9 149.65 +122.9消耗量 6 3 +3 9 -3 69氢氧化钠（吨） 制水单耗 467.23 174.226 +293.0 448.96 +18.27月完成 上月份 与上月差 值 2013 年同期 与同期差 值 年累计实际量 13756 17305 -3549 19092 -5336 1850698氨水（吨） 消耗量 0.275 0.45 -0.175 0.65 -0.375 4.2循环水阻垢剂（吨） 消耗
19、量 2.425 2.6625 -0.2375 3.2 0.775 21.375磷酸三钠（吨） 消耗量 0.1125 0.075 +0.0375 0.075 +0.0375 1硫酸（吨） 消耗量 45 45 0 25 +20 290混凝剂 消耗量 0.0875 0.1 -0.0125 0 +0.0875 0.3125备注：制水单耗单位：克 /吨分析：1、氧化剂用量比上月多，主要原因是本月系统制水量比上月多；还原剂用量比上月少，药箱上月有剩余；2、反渗透阻垢剂比上月多，主要原因是反渗透运行时间长；3、8 月阳床再生 1 次，阴床再生 2 次，正常；4、磷酸三钠比上月增多、氨水比上月减少，水汽质量控
20、制在正常范围；5、循环水阻垢剂本月较上月减少，水质控制稳定，加药随时调整。硫酸用量与上月持平，需严密观察循环水系统腐蚀状况；6、混凝剂比上月减少，主要是加药系统有检修。注：冷水塔基柱部分防腐层都有脱落现象，应引起重视。3、污水处理化学药品消耗分析：月度完成 上月份与上月差值2013 年同期与同期差值 年累计预处理制水 消耗量 14282 21683.5 -7401.5 6977 +7305 257283.5反渗透产水量（吨） 消耗量 6864 9549.5 -2685.5 2415 +4449 98962混凝剂（吨） 消耗量 0.1875 0.35 -0.1625 0.05 +0.1375 2
21、.3375助凝剂（吨） 消耗量 0 0 0 0.0125 -0.0125 0.0362反渗透阻垢剂（千克） 消耗量 4.82125 9.6425 -4.82125 / / 89.16625分析：1、污水处理预处理、反渗透水量比上月减少，原因是制水时间短；92、混凝剂、助凝剂、反渗透阻垢剂较上月减少，主要原因是制水时间少。五、燃运运行： 单位：吨项目 月计划 月完成 去年完成 比去年完成 合计湿煤泥 8000.00 8183.94 3841.92 4342.02中矸 3500.00 3030.00 1500.00 1530.00混煤 800.00 1000 0.00 1000.00矸石 500.
22、00 0.00 1080.23 -1080.23#1 炉干煤泥 1000.0 1247.82 0.00 1247.0013461.76湿煤泥 0.00 150.62 5699.2 5548.58中矸 0.00 0.00 3500.00 3500.00混煤 0.00 0.00 0.00 0.00矸石 0.00 0.00 1945.7 1945.7I 期#2 炉干煤泥 0.00 0.00 0.00 0.000.00原煤 0.00 0.00 7699.34 -7699.34干煤泥 1000.00 823.14 0.00 823.14混煤 4000.00 3017.67 0.00 3017.67#3
23、炉矸石 0.00 0.00 0.00 0.003840.81原煤 0.00 0.00 3851.25 -3851.25干煤泥 3500.00 2015.45 0.00 2015.45混煤 5500.00 4422.36 0.00 4422.36II 期#4 炉矸石 0.00 0.00 0.00 0.006437.81原煤 0.00 500.00 1200.00 700.00混煤 2500.00 2000.00 0.00 2000.00干煤泥 500.00 0.00 0.00 0.00湿煤泥11000.0012501.96 9381.2 3120.76III期#5 炉中矸 2500.00 211
24、4.00 0.00 2114.0017115.9610矸石 0.00 0.00 4725.76 -4725.76原煤 0.00 0.00 1000.00 -1000.00干煤泥 500.00 0.00 0.00 0.00混煤 2500.00 2058.00 0.00 2058.00湿煤泥12000.0013585.04 5386.8 8198.24中矸 2000.00 1400.00 0.00 1400.00#6 炉矸石 0.00 0.00 3173.3 -3173.317043.00合计 本月共上煤，矸石 19542.03 吨，上干湿煤泥 34421.56 吨分析：1、I 期平均发热量为 3
25、503cal/g，II 期平均发热量为 4194cal/g，III 期平均发热量为3928.84cal/g，全厂平均发热量为 3953.32cal/g，煤泥平均发热量为 2444.54cal/g；2、#1 炉煤泥系统共运行 744 小时，因煤泥检修停运 28 小时；3、#2 炉煤泥系统停运改造；4、#5 炉累计运行 646 小时，其中因锅炉放渣停运 50 小时，因煤泥短缺与二氧化物超标停运 35 小时，因煤泥检修 13 小时；5、#6 炉累计运行 672 小时，其中因#6 煤泥检修停运 18 小时，因放渣停运 38 小时，因煤泥短缺停运 16 小时； 6、烘干机共运行了 24 小时，生产干煤泥
26、 209.76 吨，平均每小时产干煤泥 8.74吨；7、原煤耗率：701g/kwh ，标煤耗率：408g/kwh 。8、加大 I、III 期煤泥人员的管理，与磅房人员加强联系根据锅炉需求尽最大量掺烧煤泥，降低发电用煤成本。六：脱硫运行：1、参数对比分析：进口烟尘浓度 进口 SO2 浓度锅炉台数标准值（mgm 3）实测值（mgm 3）出口烟尘浓度（mgm 3）标准值（mgNm 3）实测值 （mgNm3）出口SO2 浓度 （mgNm3）脱硫效率（95%）11脱硫各实测值与标准值对比（平均值）：脱硫效率与设计值对比偏低，分析其原因为（部分数据不够准确，II 期烟气走直排烟囱，出口无数据监视。 ）：（
27、1）吸收塔入口烟气含尘量对脱硫效率影响较大，原因为：其一，烟尘在一定程度上阻碍 SO2 与吸收剂的接触，降低了石灰石溶解速度；其二，烟尘中的重金属离子溶于溶液后会抑制 Ca2+与 HSO-4离子的反应；其三，烟尘中的 AL3+会与液相中的 F-反应生成氟化铝络合物，其对石灰石颗粒有包裹作用，影响石灰石的溶解，使脱硫效率降低；（2）烟气粉尘含量过高，易造成吸收塔管道与喷嘴堵塞，影响脱硫效果。与上月参数对比（平均值）：与上月参数对比分析如下：（II 期烟气走直排烟囱，出口无数据监视； I、III 期进口烟尘浓度测点故障，其它部分数据也不够准确；III 期由于烟气测点雷击出现几天无数据监视。 ）（1
28、）I 期脱硫率较上个月上升 4%，其原因是#2 炉停运，#1 吸收塔单炉运行，但比设计值偏低，其原因是脱硫系统停运检修后，烟气旁路插板门腐蚀卡涩严重无法关严，使部分烟气直接进入烟囱；长时间运行未清理循环泵喷嘴（四月份检修未清理喷嘴） ，影响脱硫率；I 期 2 100 240 104 598 829 104 87%II 期 2 100 374 / 468 485 / /III 期 2 100 / / 658 744 82 88%进口烟尘浓度（mgm 3）进口 SO2浓度（mgNm 3）出口 SO2浓度 （mgNm3）脱硫效率（95%）上月 本月月度偏差上月 本月月度偏差上月 本月月度偏差上月 本
29、月月度偏差I 期 211 240 +29 825 829 +4 140 104 -36 83% 87% +4%II 期 380 374 -6 510 485 -25 / / / / / /III期/ / / 586 744 +158 69 82 +13 88% 88% 0%12（2）II 期烟气走直排烟囱，出口无数据监视，不做比较；（3）III 期脱硫效率较上月持平，但比设计值偏低，其原因可能是停运检修后连续运行第五个月，循环泵喷嘴可能有堵塞，出现漏烟气现象。石灰与上月用量对比分析：（单位：吨）计划 七月份 八月份 月度偏差341 350.96 338.38 -12.58石灰用量较上月降低 1
30、2.58 吨，比计划少 2.62 吨，比上月少的原因是#2 吸收塔停运检修 4 天。 2、存在的问题：（1）烟气粉尘含量过高，浆液浓度高，导致石膏排出泵、压滤系统连续运行，且浆液密度长时间超出规定范围；（2）吸收塔底部积尘严重，清理量大；（3）烟气粉尘含量过高、浆液氧化反应不充分，易造成吸收塔管道与喷嘴堵塞，并且压滤脱水不能正常工作；（4）烟气粉尘含量过高，使吸收塔浆液浓度过高，进入的石灰浆液不能完全与烟气反应，增加了石灰用量；（5）烟囱积灰平台、烟道插板门、烟道腐蚀严重，漏酸严重；（6）烟道插板门开关不灵活关闭不严，烟气外漏；（7）烟气在线部分数据不准；（8）由于压滤运行时间长，反冲洗水量大
31、，除雾器冲洗水不正常投运；（9）吸收塔液位计、PH 计、石膏泵入口管道易堵。3、建议：（1）压滤脱水分析石膏成分（灰份：硫酸钙：亚硫酸钙：氧化钙）比例；更换旋流器（旋流器与排出泵、管道相匹配）旋流器可以使亚硫酸钙、氧化钙从上层分离出去，底层为石膏；浆液在塔内氧化不充分（氧化风机、侧搅拌有问题）浆液氧化反应主要在塔底；浆液灰分大，不易结晶，不能形成硫酸钙。（2）烟道与插板门插板门必须更换（因为受热面大、受热不均匀，易变形）全国火力发电 99.99%13用双百叶门；烟道膨胀节更换为非金属膨胀节；烟道要有坡度，排酸口要大，管道要粗、短；出口总烟道加装一根排酸管；烟道与吸收塔连接处设置冲洗水。（3）塔
32、内积沉及喷嘴堵侧搅拌出力不足（根据塔直径、液位高度由搅拌厂家计算匹配的搅拌） ；喷嘴堵主要由于亚硫酸钙高造成喷嘴结垢或者循环泵入口堵使流速下降而引起的；增宽烟道入口上的防浆液帽。（4）除雾器冲洗水除雾器冲洗水必须按要求投运；技改除雾器冲洗阀，按规定进行除雾器冲洗；设计事故排浆池（I、III 期容积各 200 吨） ，浆液澄清池（I 期每天处理 120 吨水量，III 期每天处理 70 吨水量） ；（5）其它设备方面建议我厂各台锅炉除尘器进行改造，降低脱硫入口烟尘浓度；安装自动测量密度仪；增加浆液泵回流管道，使浆液泵连续运行；急冷喷淋增加压力较高的备用水，除雾器水泵设置备用电源；PH 计安装至循环泵出口管道。
