提高我厂经济运行指标的探讨

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1、提高我厂经济运行指标的探讨提高我厂经济运行指标的探讨2012年2月1目 录一、全国火电厂能耗情况简介二、我厂目前的能耗水平及面临的严峻形势三、影响我厂供电煤耗的因素分析四、能够采取的节能降耗措施五、节能方面的建议2一、全国火电厂能耗指标情况简介一、供电标煤耗简介：衡量燃煤发电厂经济性的最终指标是供电煤耗。煤粉炉中目前国内运行较好的华能登封300MW等级机组供电煤耗能达到304.96g/kwh,华能沁北600MW等级机组供电煤耗能达到293g/kwh；上海外高桥1000MW等级机组供电煤耗更是创造国际最好水平282g/kwh，和我们临近的托克托600MW#5空冷机组供电煤耗也达到了326.4g/

2、kwh，在循环流化床湿冷机组中华能济宁135MW等级机组供电煤耗359g/kwh，福建龙岩300MW等级机组供电煤耗336g/kwh，而云南红河300MW等级机组供电煤耗320g/kwh；在循环流化床空冷机组中，135MW等级机组供电煤耗基本在380-390g/kwh,300MW等级的空冷循环流化床机组供电煤耗从数据上来看，郭家湾电厂最低能达到350g/kwh，酸刺沟电厂、米东热电厂、蒙西电厂供电煤耗约为355-366g/kwh这一范围内。3一、全国火电厂能耗指标情况简介二、直接厂用电情况简介：做为另一个衡量燃煤发电厂经济性的指标是厂用电。煤粉炉中300MW等级机组厂用电能达到5%左右,600

3、至1000WM等级机组厂用电较好水平能达到3.5%，在循环流化床湿冷机组中135MW等级机组厂用电最好水平能达到6.5-7%，300MW等级机组中福建龙岩电厂厂用电能达到4.3%（给水泵为汽泵，各风机均为变频，同时采用了流态重构的节能燃烧技术），这个数据可以和同容量带烟气脱硫的煤粉炉相媲美。而在循环流化床空冷机组中，135MW等级机组厂用电基本在8-9%，最好水平为我们电力公司保德电厂能达到7%左右,300MW等级的空冷循环流化床机组供电煤耗从数据上来看，酸刺沟电厂厂用电最低能达到6%（汽泵、风机变频），我们所熟悉的郭家湾电厂、米东热电厂、蒙西电厂均在8-9%这一范围内。4二、我厂目前的能耗指

4、标水平及面临的严峻形势一、供电煤耗：截止至2010年11月30日，根据煤质化验和发供电量计算（取平均值3850大卡），今年我厂平均供电煤耗约为426g/kwh。二、直接厂用电率：截止至2010年11月30日，今年我厂直接厂用电率为10.8%，综合厂用电率为11.7%。根据对比分析，可以看出我们与其他同类型或类似机组之间的差距是非常大的，让我们感到深深的压力，尤其在衡量全厂经济性方面，更是和运营较好单位存在巨大差距。随着电力市场竞争愈演愈烈，尤其我们处于蒙西电网这个供严重大于求的环境下，发电负荷不足已严重困扰着我们，盈利能力不断受到外来因素的冲击。在电力市场的大环境下，我5二、我厂目前的能耗指标

5、水平及面临的严峻形势们只有内部挖掘潜力、降低成本，提高电厂的技术管理水平和科技创新能力，才能提升我们电厂的核心竞争力。纵观我厂现在的能耗水平，在同等或类似机组中属于较差的范围；怎么改变我们目前所处的不利形势是我们每个神华亿利人应该切实关心的问题。电力公司提出了明年要以效益高低来分配各发电单位收入的原则。切实降低我公司能耗指标水平，提高盈利能力，才能保证每位职工的切实利益。衡量电厂经济指标的供电煤耗的大小取决于发电煤耗和厂用电率。因此，研究机组系统的经济运行方式，对提高电厂的经济性具有重要意义。6三、影响我厂供电煤耗的因素分析 火力发电厂影响供电煤耗的因素主要有运行参数（汽温、汽压、给水温度、凝

6、结水过冷度）、锅炉效率、汽轮机效率、真空度、厂用电率。对我厂目前实际情况分析如下：1、锅炉效率分析：（1）锅炉效率情况简介：我厂目前的锅炉效率按西安热工院的性能试验数据分 别为：#1炉92.9%，#2炉92.95%，#3炉92.4%、#4炉92.6%，从数据上来看我厂锅炉效率已经超过设计值 91.47%。我厂锅炉效率超过设计值是我们降低供电煤耗一个有利因素，锅炉实际效率超过设计值主要原因是底渣含碳量远远低于设计值（我厂现在灰渣含碳量约为0.4%，设计值为1.77%）。7三、影响我厂供电煤耗的因素（2）影响我厂锅炉效率的因素 我厂锅炉设计排烟热损失为5.88%，而我们现在的实际运行热损失为6.1

7、%，这也是在性能试验中唯一明显影响锅炉效率的因素。排烟热损失高的原因主要为排烟温度超过设计值，排烟温度高的原因主要是我厂空预器漏风率大，尤其是高温段漏风率大，导致排烟温度远超过设计值。在通过治理空预器后，漏风率除1炉4.64.9以外，其它三台炉仍均高于10（预热器漏风率标准为：回转式预热器8；管式预热器5）。另外锅炉所使用煤种和设计煤种偏离，致使烟气热负荷后移也是导致排烟温度高的原因。8三、影响我厂供电煤耗的因素分析2、汽轮机效率分析：2.1我厂汽轮机高压缸效率简介：我厂汽轮机高压缸效率根据2009年度西安热工院的修正后性能试验数据（3VWO工况）分别为：#1机80.28%，#2机79.96%

8、，#3机81.56%、#4机82.23%，从数据上来看我厂汽轮机高压缸效率低于设计效率（83.45%）约1.2-3.5%之间。仅此一项影响煤耗约1.6-3g/kwh。2.2影响我厂汽轮机高压缸效率因素：（1）机组目前长时间处于单阀运行，主汽调门节流损失较大。（2）低负荷时，主汽压力和温度偏低。（3）低负荷时，机组处于或接近于定压运行，节流损失巨大。9三、影响我厂供电煤耗的因素分析3、真空度分析我厂由于空冷面积受限原因，从四月低到十月中旬，机组一直存在真空低负荷受限问题，截止11月30日今年我厂真空度平均只有74.8%（设计真空度84%），尤其6、7月电量较集中月份更是只有66.6%和62.98

9、%，仅此一项按全年平均值计算影响煤耗约20g/kwh10三、影响我厂供电煤耗的因素分析3、真空度分析运行部10月份针对空冷度影响煤耗以180MW工况试验数据如下负负荷荷真空真空 -kPa主蒸汽温主蒸汽温再热蒸汽再热蒸汽温度温度耗煤累计耗煤累计平均吨平均吨/时时厂用电量厂用电量 万千瓦时万千瓦时发电机出口电发电机出口电（万度）（万度）空冷变耗电空冷变耗电量万度量万度180-75540.6539.2110.71.61810.1751180-70540.1539113.21.71830.1771180-65540539116.11.71770.1146180-60538540118.71.71830

10、.107根据实验结果计算：真空从-75KPa降至-65KPa，空冷耗电量降低了681千瓦时，燃煤消耗量增加了8吨/小时，标煤耗增加了24.8g/kwh。11三、影响我厂供电煤耗的因素分析4、厂用电率分析：截止到11月30日我厂直接厂用电率10.8%，综合厂用电率11.7%；对比电力公司和周围类似机组厂用电率，我厂平均较其高1-2%，粗略计算此项影响供电煤耗约10g/kwh，降低厂用电率也是降低供电煤耗的重要措施。因素主要有：设备和系统的配置、机组负荷率、燃煤的性质、辅机的效率和运行方式12四、采取的节能降耗的措施 在加强电量管理，千方百计争取多发多供外，生产过程中我们可以采取如下节能降耗的措施

11、：1、积极开展指标竞赛活动，压红线运行。积极开展指标竞赛活动，压红线运行。2、利用合适的检修时机，彻底治理空预器漏风，降低排烟、利用合适的检修时机，彻底治理空预器漏风，降低排烟热损失。热损失。3、在条件允许运行的#2、3、4机组120MW负荷以上采用顺阀控制（现在已做为运行操作的硬性规定）。4、在机组大修时对围带汽封和轴封进行改造。减小汽封及轴封的泄汽量。#1、2、3机组轴封改造后效果明显，真空普遍提高约5KPa。5、低负荷时候根据现在设备情况保证屏过热段出口温度在500。140MW以上负荷必须额定温度运行。13四、采取的节能降耗的措施6、不同负荷工况，采取相应的运行调整方式：不同负荷工况，采

12、取相应的运行调整方式：低负荷时机组处于或接近于定压运行，节流损失巨大。对于这个问题运行部11月份选取了150MW、130MW、110MW3个比较有代表性的运行工况进行统计和分析：根据汽轮机主汽压力、汽轮机调节级压力、高调门开度、给水泵电流等能耗指标进行分析，此次试验以汽轮机的调节级压力变化做为考核点，寻求汽轮机调门节流后调节级压力变化和给水泵电流降低之间的最大值为最佳运行点。试验结果如下：1）我厂汽轮机在150MW工况进行滑压运行时，综合汽轮机调节级压力和给水泵电耗综合比较，在9.5MPa时运行是最经济的；2）130MW工况时时进行滑压运行时，综合汽轮机调节级压力和给水泵电耗综合比较，在7.5

13、-8MPa时运行是最经济的；3）110MW工况时时进行滑压运行时，综合汽轮机调节级压力和给水泵电耗综合比较，在6.5-7MPa时运行是最经济的；4）经过试验在负荷150MW及以下负荷运行时，高调门开度在60%运行为一个合适区域，既保留带负荷能力，又可以将高调门开度控制在一个较小的截流损失开度。5）150MW以上仍然采用定压运行方式。14四、能够采取的节能降耗的措施7、提高真空的措施：提高真空的措施：1）运行部向所有运行人员灌输真空度对于经济指标的重要性，形成硬性规定，严格要求高真空度运行。2）定期进行真空严密性试验，加强对空冷系统查漏、治理的工作。加强检修质量的监督，影响真空的阀门，研磨后仍达

14、不到密封条件，应及时更换。3）充分利用好空冷清洗和喷淋设备，最大程度保证空冷管束清洁度。8、降低厂用电率的措施降低厂用电率的措施：1）我厂风机电耗现在约达到了5.5%，夜间负荷低于140MW时候，可以单侧风机运行，今年我们进行了单台二次风机运行，取得一定的效果。为了保证安全，在两台及以上机组运行时，将申请逐渐实现单侧二次风机、一次风机、引风机运行。优化一、二次风量的调整。2）规范机组启动、运行和停止过程中相关系统和设备的调整和停止的操作。对公用系统负荷做详细排查，优化低负荷时的公用系统运行方式，以降低其能耗，杜绝无谓的资源浪费。3）严格按照低负荷时间段滑压运行试验参数进行压力调整，尽量降低给水

15、泵电流。（以110MW负荷为例：滑压运行给水泵电流可以降低约70A/H，折合电量约618KWH/H）4）规范照明用电和临时电源的管理；15四、能够采取的节能降耗的措施9、运行和检修人员必须及时检查和处理设备、系统的跑、冒、滴、漏的缺陷。跑、冒、滴、漏即影响安全和环境卫生，同时也是工质和能源的浪费。9、及时更换关键部位不合格的保温，减少散热损失。保证人身和设备安全。（汽机本体保温不完整，可能影响：缸温、膨胀、胀差、动静间隙甚至引起机组振动）10、认真执行煤质的计量、检验、储存、混配和上煤工作的相关规定和措施。11、继续优化机组启动的方案，在保证安全的前提下，做好启动节油工作。12、加强化学监督和

16、水处理工作，严格监督机组启动和运行期间的凝结水硬度、给水含氧量、PH值等汽水指标在规定范围内，减少机组的排污量。努力做到全厂水处理系统平衡运行。提高废水利用利率、减少废水处理的费用。控制合理的辅冷水浓缩倍率。16四、能够采取的节能降耗的措施13、废物回收和再利用措施：、废物回收和再利用措施：1）化学实验和化验的废煤样、油样的利用；2)协调机组运行排污、放水和零排放及灰库放灰三者之间的工作,充分利用浓盐废水加湿和煤场喷淋，减少浓盐废水外运排放；3）设备检修废油的回收、燃油库房污油池的回收和利用；4）加强修旧利废的管理。1414、充分发挥节能技术监督的作用。充分发挥节能技术监督的作用。严格落实每周

17、（班组）、月度（部门、公司）和年度节能技术监督会（议）所下达的计划、措施和整改任务；充分发挥机组热力试验的作用，热力试验检验检修效果并为运行调整提供有力的依据。要认真分析热力试验的数据，对于存在的问题，及时制定相关的措施和整改计划，并监督执行。17五、节能方面的建议5.1灰渣综合利用方面的分析：目前我公司的灰渣只能实现部分再利用。由于个别成分超标，水泥厂和制砖厂不能大量使用。我们每年的灰渣运费达到500万元左右。建议调查我们灰渣不能大量利用的原因，分析我们能否进行相关的技术改造或燃烧调整来改变灰渣的成分含量，提高利用率、减少运费。（周边达旗电厂每吨灰卖27元；希望铝业电厂每吨灰卖40元。如果我

18、们能够实现利用，每年创造利润10001500万元）5.2电石渣代替石灰石脱硫：尽快将可研方案实施，尽早使用电石渣，此项代替也可以为公司每年节约费用数百万，同时电石渣大规模应用于流化床炉内脱硫也是全国第一家，也可以在行业中树立公司的良好形象。5.3全厂采暖回水回收：现在粗略计算每天采暖需要除盐水约400吨，每年按120天集中供暖期算，也有4.8万吨除盐水需要消耗，如此项可以回收利用每年也可以节约费用近50万元。5.4锅炉连续排污扩容器排汽至除氧器尽快实现回收利用。按今年32亿发电量、锅炉连续排污率0.5%计算，4台机组锅炉连排扩容器浪费的汽源（除盐水）至少5万吨，浪费原煤4000吨，每年综合损失近100万元。（通过计算：一台600MW机组连排不能回收，按每年6700运行小时计算，损失191万元）18结束语 节能降耗、提高电厂的经济效益，是一个系统而全面的工作。只要我们提高认识，全员、全过程监督，群策群力、充分发挥各专业技术人员在管理中的作用，严格落实公司的各项节能措施，就能提高我们的经济效益。在日常生产过程中节能机会无处不在！上述分析和想法也只是节能降耗的一部分内容，与大家一起交流，不妥之处还望指教。谢谢大家！19