《发电厂节能技术监督及管理工作总结（节能研讨会材料精华）.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《发电厂节能技术监督及管理工作总结（节能研讨会材料精华）.doc（7页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、发电厂节能技术监督及管理工作总结过去的一年，在坚持以安全生产为基础的同时，始终坚持以经济效益为中心，深化管理、苦练内功，加强节能技术监督，结合增收节支年活动，取得显著成效，较好地完成了厂部确定的能耗目标及考核指标。尤其是在燃料市场供求矛盾突出，煤种煤质等变化较大，机组服役期延长的不利情况下，通过指标分解、现场监督和考核管理等具体措施，挖掘内部潜力、降低消耗指标，保持了机组在煤种煤质变化及不同负荷工况下的经济稳定运行。而不懈地努力，实现了生产方式适应变化、消耗指标稳中有降、经济效益全面提高的良好局面。一、各发电设备、生产指标完成情况与计划及同期比1、发电量:全年完成发电量327775万kwh，完
2、成年度计划的113.03%，同比增加电量24240万kwh，上升7.99%。表现在：一是运行小时增加57小时，多发电570余万kwh；二是运行平均负荷上升7.75Mw，增加电量23670余万kwh。2、发电用油:全年发电消耗用油548吨，为年度控制指标的68.50%，较同期减少54吨，下降8.97%。一是机组启动次数减少7次/台，启动耗油减少69吨；二是煤种煤质变化增加了稳助燃用油16吨；三是工作人员节约用油意识增强。3、供电煤耗：全年完成供电煤耗367.14克/kwh，低于年度控制指标368g/kwh，虽同比上升0.25g/kwh，但仍保持了较好水平。一是机炉效率稳定保持了发电煤耗的变化平稳
3、；二是厂用电率的稳中有降为供电煤耗稳定提供了空间。4、综合厂用电率：全年完成综合厂用电率8.40%，低于年度控制指标0.15个百分点，与同期比下降了0.12个百分点，减少耗电390余万kwh。一是生产用电减少0.18个百分点；二是损耗等保持稳定。但购网电量增加55万kwh，上升20.52%。5、设备等效可用系数：全厂年累计完成设备等效可用系数92.43%，高于规定指标2.00个百分点以上，为控制指标的102.70%，同比下降0.55%。其变化因素：一是机均计划检修增加58.5小时，影响等效可用系数减少0.67%；二是非计划停运机均减少1.75小时，影响等效可用系数增加0.02%；三是降出力等效
4、小时机均减少6.94小时（同期主要发生在4月份前凝器找漏），影响等效可用系数上升0.08%。各发电设备、生产指标完成情况与同期比指标名称各机组完成值全厂同期#11#12期#13#14期发电量:万kwh76351818071581588275786860169617327775303535综合用电率:%8.498.318.408.348.448.418.408.52发电用油:吨19913533499115214548602供电煤耗：g/kwh367.7367.5367.6366.8366.7366.7367.1366.9等效可用系数：%86.3392.2389.2897.3893.7695.57
5、92.4392.976、补给水率：全年累计完成补给水率1.64%，优于考核规定值和低于目标控制值。虽统计同比有0.09%升高，仍保持了较好的先进水平。7、煤热值差：全年累计完成入厂和入炉煤热量差440kj/kg，优于考核规定值627kj/kg，同比减少338kj/kg，经济效益明显。8、电力市场考核全年累计完成上网电量300557万kwh，完成年度计划的113.26%，同比增加22626万kwh，上升8.14%，略高于发电上升幅度，增加上网电量近490万kwh。表现在：一是生产用电下降减少耗电580余万kwh；二是实现了损耗及其它用电的基本稳定；三是购网电量增加了55万kwh。全年完成有功曲线
6、合格率94.03%，低于控制指标和同期水平，其影响因素为7月5日因煤质问题不能满足发电出力，造成当月合格率仅为28.40%（其余11个月考核均为100%）；无功曲线合格率99.98%，高于控制指标和同期水平；AGC投入率达98.99%，一次调频投入率达98.09%，继续保持省网各单位中的领先水平。全年考核罚没电量178.83万kwh，分别为AGC被罚37.24万kwh，高峰欠发被罚37.39万kwh，有功曲线被罚9.70万kwh，停机（非停和缺煤）被罚94.50万kwh。同时获得超名牌奖励186.69万kwh，一次调频贡献电量45.24万kwh。在开展“安全生产、稳发多供”百日劳动竞赛活动中，
7、完成了自竞赛管理办法制订、条例组织实施、跟踪考核兑现的全过程工作，由于竞赛活动规范、措施落实有力和各部门共同努力，取得了省网公司考核评比二等奖的优秀成绩。二、为实现控制指标，在生产过程中省煤节电、增收节支1、建立可靠的厂级实时监控信息系统（SIS）。实现整个电厂范围内信息共享，生产过程的实时信息监控，为电厂管理层的决策提供真实、可靠的实时运行数据，为市场运作下的企业提供科学、准确的经济性指标，从而为机组的经济运行和提高发电企业整体效益提供了强有力的保障。及时针对运行指标中出现的异常现象进行分析，定期开展经济活动分析，使节能降耗工作有了进一步的针对性。2、强化机组启、停管理，对机组启、停进行全过
8、程评价，做到启、停调度及时，操作、调整紧凑，协调合理规范。针对入炉煤质多变的现状，深入现场与运行人员一道寻求机组最佳启动参数、投粉参数；探索对燃油压力调整，旁路调整，保温保压等措施的总结完善，减少启、停时间，降低油、水、煤、电等的消耗量。3、根据xx发电厂单项指标考核奖励办法（修订），各部门结合实际和具体情况，针对生产过程中的设备管理和运行负荷等有关考核内容进行了完善和补充，提高了设备稳定性和机组带负荷能力。及时修订了锅炉避峰运行考核办法和输煤系统避峰考核办法等，在保证锅炉正常运行和满足生产需要的同时，降低了辅机高峰时段的用电率，增强了参与市场运营考核的竞争力。4、充分开展劣质煤燃烧调整方法讨
9、论，加强劣质煤燃烧调整技术培训，提高运行人员调整、表计分析水平，确保机组的安全稳定运行。修订了燃用劣质煤的燃烧调整注意事项，使锅炉在燃用劣质煤及低负荷运行时的安全性得到加强，同时也节约了低负荷燃油数量，保证了机组低负荷时的经济运行。5、继续深化对制粉系统运行调整的培训和指导，在系统通风量调整的基础上，进行系统出力优化调整，结合13炉及14炉磨煤机波浪瓦更换的经验对各炉磨煤机钢球进行有计划地调整、补充，降低了制粉系统单耗。6、#11循泵叶轮进行了技术改造换型。改造后的#11循泵电机定子线圈线电流值由原先的220225A下降到170175A，每小时节约厂用电500千瓦时以上，总的年经济收益在90万
10、元人民币以上，而整个改造投资费用却不超过30万元人民币。7、为了提高机组运行的经济性，对原有的“负荷压力曲线”做了修改：在90113MW的负荷区间内主汽设定压力得到了提高，在107MW就转入定压运行（原夏季曲线负荷113MW时转为定压运行）。运行一段时间后，做了详细的经济性分析，得出：由于主汽参数提高，汽机效率得到提高，从而提高了机组运行的经济性。8、在#11机组增装二次滤网和胶球清洗装置。投运后净化了热交换器冷却水质、保护了凝汽器钢管、降低了凝汽器换热端差、提高了机组真空，从而提高了机组效率。加强了各机组凝汽器胶球清洗工作，做到每日早班运行2小时，并定期进行胶球的计数、补充和收球网的反冲洗工
11、作，保证凝汽器铜管清洁、不结垢，使凝汽器端差相比去年得到有效降低。9、#12机组密封水泵的选型不当，扬程偏大，造成给泵密封水差压难于调整和密封水泵的节流损失。在小修中经过认真的分析计算对两台密封水泵的叶轮进行了车削，车削后密封水泵的扬程下降、电流降低，不但方便了给泵密封水差压的调整而且获得了一定的经济效益。将给泵再循环门更换为进口阀门，消除了内漏，降低了损失。10、加强对汽水系统检查力度和有关阀门操作质量的检查，及时发现设备缺陷并联系检修消缺，尽最大可能减少不应有的汽水损失。做到机组每次启动后，认真检查汽机本体疏水膨胀箱各路疏水，确保操作到位，保证本体疏水各阀门不内漏，对于疏水阀门自身缺陷在停
12、机时予以检修和更换，从而减少了本体疏水门漏汽损失。11、凝汽器每次加水找漏，结合锅炉水压试验，利用凝汽存水对凝结水管路进行冲洗，减少凝结水管道的冲管用水，并要求一旦凝汽器水质合格，就将凝汽器合格水送往除氧器和锅炉，有效地减少了全年凝汽器加水找漏的水量损失。12、合理安排船煤卸运，避免煤炭的重复卸运存放，做到能直上不存放，减少中转环节，降低原煤卸运损失。合理安排输煤水冲洗方式和时间，做到皮带栈桥积煤先清后扫最后冲洗，杜绝水冲洗造成原煤流失。13、优化运行方式、强化配煤管理，做好优劣煤搭配入仓运行管理工作。根据机组负荷段，积极研究优劣煤搭配比例、掌握科学配仓时间，在确保机组负荷出力及锅炉稳定燃烧的
13、前提下，尽量消化劣质煤炭，做到安全、稳定、经济运行。控制设备空载运行时间，既节约电能，也降低设备的磨损。14、每月两次对皮带秤进行挂码和实物校验，确保#2、#10电子皮带秤精度和入厂、入炉煤计量准确。做到计量管理制度化、专业化、定时定人管理。入厂、入炉煤检斤率达100%。加强煤场盘整及激光盘煤管理，每月抹准确盘测，确保煤场管理数据准确，进行科学管理煤场，实现燃料的储、存、耗的平衡。15、补水率是影响运行效率的主要指标，通过经济活动分析和非生产性用汽、水如生活用汽量、中央空调用汽量、内冷水换水量及机组冷态启动时补水量等管理，在化水DCS系统上对化学制水量和化学补给水总量及各机组的补水流量的安装模
14、块进行流量累计，有效地控制了水资源的使用及耗能量。16、在降低酸碱耗工作，如改进树脂复苏工艺，不但碱量用得少，而且制水量也明显增加。全年树脂复苏7次，采用新的树脂复苏工艺碱耗量有8.8吨减少到3.5吨，在节约浓碱5.3吨的同时，制水量也提高至2200吨台左右；增加对来酸的钠离子和来碱的氯离子分析，提高了再生效果，降低了酸耗；购买纯度较高的离子膜碱，进一步提高阴床再生效果。运行人员及时调整操作，降低除盐系统的自用水率。17、做好废油的处理工作。对乳化严重的油品，及时进行处理回收，减少不必要的浪费。EH油因水份超标经处理合格节约3万元。#13机甲给泵油乳化经处理合格节约5千元。#13炉钢磨油乳化约
15、3.5吨，经处理合格节约3万元18、强化运行维护，完善电除尘微机监控系统，实现在线效能管理和控制。继续搞好化水DCS系统运行维护，确保自动系统投入率100%，第4/5页使用率100%，充分发挥其在如节水、节电、酸碱耗、药品的用量等方面的功效，实现节能降耗、增收节支%。19、喷燃器的底层大油枪改进，满足低负荷时自动点火的需要，对锅炉的经济性和节能能力都有很大的提高，而且伸缩自由，大大提高了设备性能。对四角喷燃器的周围进行处理，解决四角泄漏和拉裂水冷壁管的问题，减少非停次数。解决锅炉的泄漏问题，提高锅炉效率，对定期排污阀门，连排阀门，安全阀门进行彻底的研磨或必要地工艺处理。20、电除尘及锅炉尾部烟
16、道改进，解决电除尘顶部泄漏的问题，降低引风机电耗。重新设计了无漏点的小灰箱，即降低了漏风率又减少了维护工作量。同时亦减少污染环境。炉膛底部放灰箱及灰沟改造，降低大量冲灰水量。钢球磨煤机出料斗改进，增大流通截面，降低制粉单耗等。浙江北仑发电厂2011年度节能监督总结2011年，浙江北仑发电厂三个公司（国电浙江北仑第一发电有限公司、浙能北仑发电有限公司、国电浙江北仑第三发电有限公司），以国家和电力行业节约能源的法律法规为指导方针，根据创建资源节约型、环境友好型企业的要求，强化了节能降耗的管理和考核力度，积极开展能耗指标对标管理工作，在节煤、节电、节油、节水等方面，投入了大量的科技、技改和检修费用，
17、主要技术经济指标处于国内同类脱硫机组的先进水平。一、主要技术经济指标1、一期机组（国电浙江北仑第一发电有限公司）：发电量：7665310.0MWh，比去年同期增加了1470026MWh；供电煤耗：319.5g/kwh，比去年同期上升了0.6克/千瓦时；发电厂用电率：4.66%，比去年同期下降了0.18个百分点；平均负荷率：81.74%，比去年同期上升7.56个百分点；耗用燃油量：245.95t，比去年同期增加18.45t；综合发电水耗：0.2m3/MWh，比去年同期下降0.062011年，一期机组到厂煤与入炉煤的低位热值差为140kJ/kg，入炉煤机械取样装置投入率为98%，机组年度利用小时为
18、6388小时，比去年同期增加了1225小时。2、二期机组（浙能北仑发电有限公司）：发电量：12051810.0MWh，比去年同期增加了186660MWh;供电煤耗：318.7g/kwh，比去年同期下降了0.2克/千瓦时；发电厂用电率：4.65%，比去年同期下降了0.18个百分点；平均负荷率：81.32%，比去年同期上升6.99个百分点；耗用燃油量：414.98t，比去年同期减少374.85t；综合发电水耗：0.2m3/MWh，比去年同期下降0.062011年，二期机组到厂煤与入炉煤的低位热值差为71kJ/kg，入炉煤机械取样装置投入率为100%，机组年度利用小时为6695小时，比去年同期增加了
19、1037小时。3、三期机组（国电浙江北仑第三发电有限公司）：发电量：12869176.3MWh，比去年同期增加了1713210MWh;供电煤耗：284.4g/kwh，比去年同期下降了1.8克/千瓦时；发电厂用电率：3.30%，比去年同期下降了0.45个百分点；平均负荷率：81.02%，比去年同期上升4.11个百分点；耗用燃油量：218.35t，比去年同期减少40.81t；综合发电水耗：0.2m3/MWh，比去年同期下降0.062011年，三期机组到厂煤与入炉煤的低位热值差为260kJ/kg，入炉煤机械取样装置投入率为99%，机组年度利用小时为6435小时，比去年同期增加了857小时。二、节能基
20、础管理以国家和电力行业节能政策法规为指导方针，认真执行“北仑发电厂节能工作管理办法”，健全了以总经理为组长的节能领导小组，下设经济运行、燃料管理、节电、节油、节水五个工作小组。设备管理部节能工程师负责日常的节能监督和管理工作。节能领导小组每季度定期召开节能、环保分析会，着重分析、讨论当前影响机经济性和环保排放的主要因素，确定重大的节能、环保技术措施和解决方案。经济运行、燃料管理、节电、节油、节水五个工作小组，分别组织了几次形式多样的小组活动，检查和落实节能领导小组布置的相关节能工作。根据国电集团开展能效水平对标管理通知精神和我公司对节能降耗工作要求，深入开展经济指标对标竞赛。指标竞赛在运行、输
21、灰、燃运部全面开展，鼓励全厂职工发扬捡“芝麻”的精神，从节约一度电、一滴水、一克煤开始，为节能降耗作贡献。根据电力行业技术监督的有关要求，厂三级节能监督网定期开展活动，组织学习国家和电力行业制订的节能法律和法规。由节能监督工程师牵头，组织有关部门的节能网络人员，根据机组运行中出现的问题，对全厂各台机组的经济指标完成情况进行分析。每月按时向省电力公司技术监督办报送技术监督信息反馈月报，每月定期填报节能监督各项技术经济指标和相关数据，并报送国电电力股份公司、国电集团华东分公司等上级部门；对技术监督迎峰过夏检查提出的整改意见，督促相关部门落实解决措施。通过生产月报、技术监督月报、运行分析月报等形式，
22、从不同角度对生产过程中各个环节的节能状况和机组运行的经济性进行了研究、分析与评估。根据公司总体要求，结合国家发改委等部委创导的节能宣传周活动，利用厂内局或网节能降耗专栏、宣传广告图片、食堂宣传窗等形式，积极宣传国家的节能政策和法规，介绍国内外节能新技术和动态，宣传本公司在节能降耗中所取得的成绩，并表扬在节能降耗工作中涌现出的先进事迹和个人。三、节能型检修开展以检修对标管理为基础的节能型检修，努力使设备长期保持最佳状态下工作。为促进节能技术改造工作，公司还专门对效益显著的节能项目进行奖励。至2011年底已经完成节能三年规划大部分项目，促进了各机组经济指标提升，每台机组修前修后煤耗、厂用电率均大幅
23、下降，三期机组年发电厂用电率达到同类机组最好水平。四、经济运行加强运行管理，提高机组的运行水平，是节能降耗工作的重要内容。2011年，为了从运行角度在节煤、节电、节油、节水等方面进一步取得进展，我们根据目前全厂七台机组和对外供热系统具体运行情况，完善机组经济运行方式，运行重新修订了北仑电厂机组经济运行方式规定，增加了低负荷节能运行，开停机节能，完善了日常节能运行措施。借助于运行优化管理系统，对机组效率实施在线监测，提高了汽机的循环热效率和锅炉的燃烧效率，还开发了#1、7号机组冷端优化软件，以冷端优化软件指导循环水优化试运行。通过电除尘运行参数优化，循环水运行优化，凝结水泵变频深度优化，通过空预
24、器、GGH差压控制等等措施，设法降低厂用电率。深入开展经济指标对标竞赛。设立每台机组每月一万元的对标竞赛奖励金基金，根据指标能效分级考核，有奖有罚。指标竞赛在运行、输灰、燃运部全面开展，从节约一度电、一滴水、一克煤开始，为节能降耗作贡献。在条件许可的情况下，根据各机组的运行性能和供电煤耗变化曲线，努力进行各台机组负荷的最佳调配，尽量让三期机组多发电，实现大机组负荷优化运行。开展正常性的热力试验，是经济运行的基础工作。一年来完成了大量热力试验项目，包括机组效率试验、燃烧调整试验，凝汽器真空优化运行试验等，为机组的经济运行和设备技术改造提供科学依据，对提高机组运行的安全性和经济性起到了重要作用。五
25、、燃料管理严格把牢到厂煤的数量关和质量关，2011年，我厂到厂煤的检斤率、检质率均达到100%，确保本厂经济利益不受损失。到厂煤实现电子皮带秤计量和水尺验收同时进行。为了提高水尺验收精度，码头成立了水尺验收小组，通过自备拖轮坚持进行六面水尺。实现了到厂煤样和入炉煤样机械自动取样。对入炉煤电子皮带秤和给煤机电子皮带秤定期进行校验。到厂煤与入炉煤的低位热值之差小于300KJ/kg标准。坚持每月底对煤场存煤进行盘点工作，定期对煤场进行测温、喷水、推平等工作。每天出一份煤场动态图供运行部合理调配煤种。定期编写燃料管理信息，供有关部门在安排生产中参考使用。为了应对2011年日益严峻的煤炭形势，继续开展锅
26、炉的配煤掺烧工作，对其燃烧特性进行综合分析与评价，确定了科学合理的掺烧方式。六、节能重点工作完成情况1、根据煤场盘点情况，加强对各台机组煤耗的分析工作，并从正平衡、反平衡计算结果进行对比，使各台机组供电煤耗数据更加接近实际情况。2、在省电试院的支持下，对15号锅炉飞灰含炭量进行了标定试验，并加强了磨煤机动态分离器转速、磨辊加载力、石子煤排放等监控，使运行中锅炉飞灰含炭量有所下降并趋于稳定。3、完成了1、2号锅炉给水泵密封系统改造，增设了一台汽泵密封水泵，凝泵变频压力降低至1.0Mpa，除氧器水位调节阀全开。通过深度优化，凝泵电耗0.26降至0.16，每台机组一年可节电300万度左右。4、完成了
27、2号机组主、再热蒸汽疏水阀改造、辅汽轴封系统等管阀节能优化等工作，消除了阀门内漏，提高热力系统的严密性。5、完成了4号炉燃烧器微油点火改造；将4炉E层原有4只燃烧器改成微油点火燃烧器，在实现锅炉微油冷炉启动和低负荷稳然的前提下，同时兼具主燃烧器的功能。项目完成后机组冷态启动节燃油90%以上。6、完成了二期机组循环水系统小母管制改造；利用二期循泵房外的循环水管的人孔盖作为连接口，用相应的管子把三台机组的循环水管连接起来，不破坏原循环水管。为进一步优化循环水系统运行方式、节约厂用电率创造了条件，每年可减少外购电约50万度以上。7、完成了4号机凝汽器抽真空系统优化改造；（1）给真空泵组加设大汽喷射器
28、，增强真空泵组的抽吸能力；（2）将凝汽器高低背压二组各自独立的真空泵一机一泵抽吸系统，改为既能一机一泵又能一机二泵抽吸的系统，即增设联通管阀。项目完成后降低了凝汽器的排汽温度，提高了整机的热效率，减少了真空泵的投用量，年节电约50万度。8、完成了3台机组给水密封水改造；在原密封水管路上加装增压泵后接入给水泵密封水系统，提供给水泵较高压力的密封水来保证给水泵安全经济运行，满足除氧器的水位调节要求的基础上可以大大降低凝结水泵的出口压力。项目完成后显著降低凝结水泵的电耗，直接收益约为330万元/年。9、完成了4号炉空预器接触式密封改造；在原冷热端径向密封片后加装接触式密封片，使空预器在各负荷段运行时
29、扇形板和径向密封片始终处于接触密封状态，从而降低空预器漏风率。改造后空预器整体综合漏风率降低至6%，每年能节省费用约为134万元。10、完成了5A磨煤机加装动态分离器改造；5号炉连排、吹灰疏水热量利用等技改项目，均取得了明显的节能效果。11、完成了7号机组背压式汽动引风机改造，并实现了引风机和增压风机合并。改造后，降低厂用电率1.2，使7号机组的发电厂用电率小于2.5%，达到国际同类型机组领先水平。10、完成了7号锅炉电除尘高频电源改造。采用高频电源使转换效率从70%上升到93%左右；提高了电场尘粒所附着的荷电量和电场的运行电压，高频电源输出直流电压比工频电源平均电压要高约30，改造后7号锅炉
30、电除尘月平均降低能耗约在20万度，电除尘节电率大于50%（高压供电部分）。12、完成了7号机闭式泵、低加疏水泵、汽泵密封水泵变频改造。大大降低了闭式水系统节流损失，运行功率降低200kW，节电40%；低加疏水泵、汽泵密封水泵等设备变频改造，节电率40%以上。这几项共降低机组厂用电率约0.03。13、进行了6、7号机组正平衡供电煤耗对比试验。通过二台机组多个工况的正平衡煤耗对比试验，对二台机组的性能状况和7号机组引风机汽动改造后的实际性能水平有了比较科学的评判。七、节能工作中存在的主要困难1、由于煤炭市场变化多端，燃料成本占发电企业成本越来越大，因此锅炉燃用煤种与设计煤种的差距也增大，煤质热值不断下降，而含硫量有明显上升趋势，对锅炉运行的安全运行和节能减排均产生明显不利影响。2、公司地处经济发达的浙江地区，环保要求越来越严，对企业的节能降耗工作也产生不利影响。
