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1、*电厂2011年节能监督工作总结一、企业概况*发电厂位于江苏省镇江市京口区*镇，处于苏南电网中心，是华东电网的主力电厂，全厂12台燃煤发电机组分六期建设，装机容量分别为：一期工程（#1）125MW，二期工程（#2#3）250MW，三期工程（#4#6）3100MW，四期工程（#7#8）2300MW，五期工程（#9#10）2300MW，六期以大代小技改工程（#11#12）2330MW，为减轻江苏省内北电南送的压力，满足江苏电网用电需求，*发电厂在拆除一至三期425MW老机组的场地上扩建了七期工程（#13#14）21000MW超超临界发电机组。目前，全厂（包括*发电厂和*江苏*发电有限公司）在运机组
2、共有七台,包括六台33万千瓦机组和一台100万千瓦机组，总装机容量298万千瓦。在运机组设备可靠性、经济性和环保性能良好。2011年工作：在*集团公司、*江苏子公司和地方政府相关部门的正确领导下，面对机组平均利用小时大幅下降的严峻形势和电力市场、煤炭市场变化带来的挑战，我厂以安全生产为基础，加强设备可靠性管理，努力减少非计划停运，减少非降；以经济效益为中心，力争多发电，发优质电，通过控制发电峰谷比，掺烧性价比好的低成本煤，努力降低发电成本；以精细化对标管理、节能评价、创建节水型企业为重要抓手，通过优化运行管理和加大节能减排技改力度，持续优化系统设备、持续优化运行指标，进一步挖掘节能减排潜力；突
3、出项目指标管理，抓好总量控制；扎实推进七期21000MW“上大压小”改扩建工程；加强环保设施的运行维护管理，实现污染物达标排放和总量控制目标，确保完成年度节能减排目标任务，取得了良好的环境效益、社会效益和经济效益。机组计划检修完成情况:*电厂今年完成了#10机组小修、#9机组大修和#7机组中修，总体情况较好，节能减排技改全面完成。今年6月12日，#8机组大修取得全优，截止12月31日，8号机组大修后已连续运行406天，创本机组历史最长连续运行记录；13号100万千瓦机组最长连续运行111天。*公司12月2月开始进行#12机组大修，预计次年1月24日结束。今年，我厂荣获“十一五”江苏省污染减排先
4、进企业和江苏省2011年度电力迎峰度夏工作有功单位。10、12号机组分别荣获2010年度全国300MW等级机组竞赛三等奖。#12机组被国家电力监管委员会授予2010年度全国火力发电可靠性金牌机组（火电300MW级）。“循环水泵房钢壳沉井施工工艺” 荣获2011年度中*力建设科学技术成果三等奖；荣获2011年度中国施工企业科学技术成果二等奖。“锅炉掺烧生活污泥”荣获2011年度中*力行协会科学技术成果一等奖。“污泥合理掺配掺烧”荣获*集团公司优秀合理化建议奖。二、年度生产指标和节能量完成情况1、生产指标今年713号机组发电155.0424亿千瓦时，同比多发了39.4824亿千瓦时，增幅34.17
5、%。其中：*电厂#7-10机组（4330MW）发电765274万千瓦时，同比增加了1.6696亿千瓦时，增幅2.23%，增减原因：机组降出力等效停运数小时数为0，同比减少了15.38小时，机组调停备用平均120.26小时，同比减少了258.82小时，但是机组计划性检修平均549.19小时，同比减少了3.08小时。 综合厂用电率完成6.04%，比计划分解值降低了0.26个百分点；发电厂用电率完成5.82%；供电煤耗完成327.41克/千瓦时，比计划值降低了0.59克/千瓦时；对外供热1038629吨(3150163吉焦)。*公司#11、12机组（2330MW）发电394430万千瓦时，同比减少了
6、12592万千瓦时，降幅3.09%，增减原因：降出力等效停运数小时数为0，同比持平，机组调停备用平均401.19小时，同比增加145.69小时，机组计划性检修平均393.4小时，同比增加了156.56小时。供电煤耗完成327.33克/千瓦时，比计划值高了1.33克/千瓦时。综合厂用电率完成5.23%，比计划值降低了0.07个百分点，发电厂用电率完成5.03%。*电厂#13机组（1000MW）发电390720万千瓦时，同比增加了39.0720亿千瓦时，增幅100%，增减原因：5月21日#13机组结束168试运行，投入商业运行。综合厂用电率完成4.32%，比计划分解值降低了0.58个百分点，发电厂
7、用电率完成3.84%，供电煤耗率完成292.35克/千瓦时，比计划分解值降低了2.65克/千瓦时。节能量：今年713号机组发电155.0424亿千瓦时，对外供热1038629吨(3150163吉焦)。节能量合计121359吨,其中:*电厂发电1155994万千瓦时(供电1096438万千瓦时),供电煤耗完成315.42克/千瓦时，同比降低了11.39克/千瓦时。对外供热1038629吨(3150163吉焦),供热煤耗完成39.71千克/吉焦，同比降低了0.07千克/吉焦。发电、供热年节约标煤125105吨。*公司发电394430万千瓦时(供电374575万千瓦时)，供电煤耗完成327.33克/
8、千瓦时，同比高了1克/千瓦时。发电年多耗标煤3746吨。2、可靠性指标完成情况今年713号机组发生非停2次(一是2月5日22:35分，#7机组汽包高水位致使炉MFT动作，机组跳闸；机组重新启动于2月6日4:20分并网。停机5.75小时，少发电137万千瓦时。二是6月12日#10机发生因发电机转子水冷泵进口流通堵塞，断水保护动作跳机)。#710机组平均利用小时完成5797.53小时，同比增加了126.47小时，增幅2.23%；等效可用系数完成93.7%，同比提高了0.23个百分点。#1112机组平均利用小时完成5976.21小时，同比减少了190.79小时，降幅为3.09%；等效可用系数完成95
9、.51%，同比降低了1.79个百分点。#13机组平均利用小时完成3907.22小时，同比增加了3907.22小时，增幅100%；等效可用系数完成95.72%。3、发电综合水耗*电厂今年计划取水量832.32万吨，实际取水量467.95万吨，节约用水364.4万吨；发电补水率为1.0%；发电水耗率为4.04m3/万千瓦时;装机水耗率0.08m3/s.GW。*公司今年计划取水量283.99万吨，实际取水量64.81万吨，节约用水219.18万吨；发电补水率为1%，发电水耗率为1.64m3/万千瓦时;装机水耗率平均为0.05m3/s.GW。4、燃料消耗情况今年全厂发电、供热消耗原煤799.8935万
10、吨。其中：*电厂发电、供热消耗原煤601.7824万吨，*公司发电消耗原煤198.1111万吨，入厂入炉原煤热值差为159千焦/千克。今年全厂发电用油330.13吨，同比增加了43.34吨。按机组分：710号炉用油126.8吨，1112号炉用油143.1吨，13号炉用油60.3吨。按用途分：启停用油208.36吨，助燃用油121.77吨。713号炉发电用油量依次为18.72吨、9.54吨、92.14吨、16.36吨、54.12吨、88.93吨和60.32吨。 5、环保指标脱硫投用率:712号炉依次为99%、99.4%、97.6%、95.4%、99.9% 和99.9%，年平均投用率为98.5%，
11、同比下降了0.8个百分点，主要是#7、9、10炉排放浓度超标影响，去年未按排放浓度统计；13号炉为100%。脱硫效率: 712号炉依次为95.1%、94.7%、94.4%、93.9%、94.8%和94.8%，平均效率为94.7%，同比提高了1.4个百分点；13号炉为95.8%。脱硫用电率:今年电厂710号炉依次为0.81%、0.67%、1.28%和1.44%，平均用电率为1.10%，同比降低了0.16个百分点；公司1112号炉脱硫用电率依次为0.83%和0.78%，平均0.81%，同比降低了0.02个百分点；#13炉为0.88%。干出灰系统投用率：年平均98.63%，年累计切水出灰开灰泵时间4
12、95小时05分钟。 三、采取的主要节能措施1、加强领导，落实经济责任。以厂长为首的节能减排工作领导小组对节能减排工作高度重视，研究、制定、落实节能减排实施意见和工作方案，围绕国家和集团公司的节能减排目标和要求开展了大量深入细致的工作；健全厂节能工作领导小组、工作小组和三级节能监督网络，不断完善节能管理制度，通过开展企业能源利用状况审计分析、能量平衡工作，制定并实施节能中长期规划和年度节能工作计划与措施，同时，将节能减排指标分解到各机组、各部门，不断加大节能工作考核力度，为全面完成年度生产任务打下了扎实基础。2、抓能源计量、能效对标和运行方式优化，管理节能。全厂继续以能效对标管理活动为抓手，完善
13、制度，健全机制，强化节能管理。密切跟踪国内各类型机组供电煤耗、厂用电率等指标先进值，按照“同类可比、同行领先”的原则确定对标值。按月、按机组分解全年综合经济指标和可控指标，在部门之间、岗位之间进行“标杆”管理和劳动竞赛，形成良性的竞争机制，加强节能管理与节能分析，缩小与先进水平的差距。对照中电联公布的2010年能效对标数据，今年*电厂#8机组供电煤耗达到标杆先进机组水平，#9机组达到标杆优良机组水平，#7、10机组好于机组平均水平；#7、8机组厂用电率好于机组平均水平，#9、10机组厂用电率分别比机组平均水平高了0.36和0.67个百分点,与先进水平还有一定差距；#7、8、10机组油耗完成值达
14、到标杆先进机组水平，#9机组因有大修油耗完成值仍达到标杆优良机组水平；#7-10机组水耗率指标好于平均值（只公布平均值）。公司#11、12机组供电煤耗均达到标杆优良机组水平；#11机组厂用电率、油耗完成值达到标杆先进机组水平，#12机组厂用电率、油耗完成值达到标杆优良机组水平，#11、12机组水耗率指标好于平均值（只公布平均值）。3、抓发电结构优化，提效节能。*电厂通过电量替代和来煤加工7.5亿千瓦时（330MW机组替代3.5亿千瓦时、1000MW机组替代4亿千瓦时，机组平均负荷分别提高了1.1万千瓦和8.4万千瓦，使供电煤耗分别降低1.1克/千瓦时和3.4克/千瓦时，减少标煤消耗合计2147
15、8吨。今年710号机组对外供热315.0163万吉焦(103.86万吨)，增幅50.42%，因供热使供电煤耗降低3.6克/千瓦时。*公司通过电量替代和双边交易多发4.1055亿千瓦时，机组平均负荷提高了2.5万千瓦，使供电煤耗降低约2.5克/千瓦时，减少标煤消耗9745吨。4、抓工程节能。新建的#13机组于5月22日投入商业运行；据省电力试验部门对投产的第一台百万机千瓦超(超)临界机组所做的性能试验报告，额定工况供电煤耗达到280克/千瓦时，比“以大代小”改扩建关停的6台小机组的供电煤耗降低了120克/千瓦时，有效地减少了标煤消耗和污染物的排放，降低了试运成本，节能效益显著。今年#13机组发电
16、39.072亿千瓦时，供电煤耗率完成292.35克/千瓦时，改扩建工程节约标准煤在40万吨以上。5、抓技改节能。*电厂今年结合#10机组小修、#9机组大修和#7机组中修，加大节能技改力度，投入节能技改资金2556万元，实施节能技改项目17项,年节约标煤2950吨。技改项目：1）实施了#10炉甲、乙送风机电机改双速,改造后送风机用电率降低了0.065个百分点,年可节电117万千瓦时。2）#9炉脱硫GGH改造，GGH更型改造后,系统阻力下降，同时进行#9炉脱硫增压改双速，脱硫用电率比大修前下降了0.472个百分点，年节电897万千瓦时；3）#9炉空预器受热面更换，密封改进，同时将#9炉吸风机改变频
17、调节，空预器双密封改造后，空预器漏风率从大修前的9.53下降至5.48降低了4.05个百分点，吸风机用电率0.606%，比大修前的0.793%，下降了0.187个百分点，考虑变频冷却风扇年用电约30万千瓦时后，年节电约325万千瓦时；4）#9炉送风机改双速，送风机用电率下降了0.058个百分点，年节电110万千瓦时；5）#9、10机主机及小机凝器二次滤网改造，拆除原有的二次滤网，在机房内重新安装二次滤网，五期通过改造，增大通流面积能够减少一台循泵运行，预计年节电550万千瓦时。6）#7机组引增合一改造降低厂用电率0.06个百分点(脱硫用电率从1.03%下降至0.72%,下降了0.31个百分点;
18、吸风机用电率从0.66%上升至0.91%,上升了0.25个百分点)。*公司结合#12机组大修(正在进行)，投入节能技改资金2978万元，实施节能技改项目9项,年节约标煤预评估达11861吨。技改项目：1）六期供热系统改造（正在实施），预评估，年节约标煤10864吨。2）#12炉吸风机甲乙改变频控制（正在实施），预评估，年节约标煤332吨（当量值，年节电270万千瓦时）。3）#12炉脱硫GGH改造（正在实施）。4）六期#11、#12炉主给水隔绝门改型。5）六期脱硫部分低压辅机改变频（正在实施），预评估，年节约标煤10吨（当量值，年节电7.56万千瓦时）。6）六期脱硫废水系统完善，节水。7）#11
19、、#12机组照明系统改进。8）#12机凝器、低加水位计改型。6、抓运行优化，提高机组效率。我厂从定期工作、系统优化和运行方式优化三方面实施了一系列行之有效的运行管理措施，均取得了良好的效果。定期工作方面：根据长江水温变化及时调整循泵叶片角度，根据负荷预测，合理匹配循泵高、低速运行方式；加强对凝器真空及端差的跟踪，通过凝器人工冲洗、真空系统查堵漏和优化胶球清洗投用方式，全年保持了较好的凝器真空度，有效降低了端差。为降低厂用电率，我们还采取措施，在机组调停或小修中对（#7、10炉）预热器受热面抽出进行水冲洗，减小预热器压差；还根据系统阻力变化，多次进行对GGH传热元件用蒸汽和高压水冲洗。#7-10
20、炉脱硫系统使用脱硫添加剂，既节约了用电，又提高了脱硫效率；六期及时更换磨煤机磨辊；定期回收利用沉煤池泥煤和石子煤；热工对变送器、压力表、氧量表等测量系统进行标定；电气定期校验220kV母线PT二次压降。系统优化方面：将#10机部分疏水门改型，消除阀门内漏；高再抽汽供热系统加装了快关阀，实现机组并供；#13机组主机轴加增加水位计，合理调整轴封汇漏量；#7、9炉加装抽炉烟系统，提高制粉系统燃用褐煤的出力；#9炉进行引增风机合一，取消了增压风机并加装引风机变频装置；#8机循环水反进门加装堵板，杜绝泄漏，同比减少了一台循泵；#10甲、丙、丁磨更换磨煤机衬板和栅选钢球；消除了#11机乙汽泵再循环门内漏；
21、改造了六期照明系统。运行优化方面：优化钢球磨煤机运行方式、钢球添加方式和制粉系统吹扫方式，将710号炉磨煤机电流降低了2028A运行，将燃用褐煤的制粉系统的煤粉细度R90调高至40；采取单组风机启动方式和单台炉水泵启动，正常情况停用乙炉水泵；采用低氧燃烧技术，减小送吸风电耗；#7-12炉根据不同结渣和结焦情况，对各炉分别制定了不同的吹灰方案；在锅炉停运期间，利用相邻炉水泵二次冷却水控制电机腔室温度不小于8，做到节水和防冻的最佳结合；适当降低锅炉风量和增加炉本体吹灰等措施有效控制再热器减温水量。机组滑停检修，及时将主机猫爪冷却水切至小机凝泵供水，停用主机凝泵，每次停机可减少主机凝泵运行70小时；
22、逐渐抬高端差大的高加水位，降低高加端差；根据季节特点优化循环水系统运行，及时调整循泵运行台数、循泵叶片角度和循泵电机改极工作；六期在机组停用后将排汽缸喷水切为凝疏泵供，凝疏泵采用间断启动供排汽缸缸温高时喷水，及时停用主机凝泵和闭冷泵；优化#13炉NOx燃烧方式和喷氨量控制；对#13机高加水位进行热态校验，重新标定高加运行水位，降低了端差；脱硫根据负荷、硫份调整运行方式，控制循环浆液泵运行台数；利用渣仓溢流水代替六期脱硫原补充水（工业水）。四、存在的问题1、节能降耗工作做得不够。部分机组煤耗、厂用电率与同类型机组先进指标相比，差距较大。措施：强化节能管理，增加必要的节能监督设备和监督人员，加强节
23、能分析；通过精细化管理，积极开展节能挖潜工作，加大节能技改，安排好2012年技改项目。2、设备可靠性管理工作需进一步提高。今年713号机组发生非停2次(一是2月5日22:35分，#7机组汽包高水位致使炉MFT动作，机组跳闸；机组重新启动于2月6日4:20分并网。停机5.75小时，少发电137万千瓦时。二是6月12日#10机发生因发电机转子水冷泵进口流通堵塞，断水保护动作跳机)。锅炉泄漏以及制粉系统缺陷多。3、设备上存在的主要问题 #7炉受管材影响降低5运行（设计540，运行控制535）；#7、9炉排烟温度高于设计值；#8、9炉三台炉水泵运行；#7炉过热减温水量（年平均79.8吨/时）和#8、9
24、炉再热减温水量(13.3吨/时;11.3吨/时)偏大；部分机组GGH系统阻力、预热器阻力和电除尘阻力偏大；部分一次风机、送风机、引风机仍有节能潜力；330MW机组最长已运行近30年，“四管爆漏”有加剧趋势；#13机组水冷壁管泄漏隐患仍然存在。 机组热耗率偏高、缸效偏低，高压加热器下端差偏大，机组热力系统存在一定内、外漏。 检修部、物业管理公司对照明亮度进行测量，对照亮度标准，全厂生产区域和非生产区域照明亮度偏离标准的情况较普遍。 脱硫装置已运行多年，脱硫的缺陷和故障相对增多，对脱硫设施的稳定运行、检修维护工作提出了更高要求。环保设备设施存在问题及主要表现：*电厂：1）#10机组脱硫烟道腐蚀严重
25、，严重影响脱硫的安全、稳定可靠运行；2）脱硫设备的GGH堵塞、转动部件的机械密封泄漏、管道磨损、部份搅拌器故障等，脱硫维修工作量大，制约着脱硫设备的可靠性；3）四期脱硫废水处理系统还不完善，不能正常投运。4）燃煤硫份过高时影响脱硫设备的安全运行；5)电除尘电室断路造成电室停运现象还比较严重，干出灰系统漏灰等，影响周边环境。*公司：1）脱硫设备的GGH堵塞、转动部件的机械密封泄漏、管道磨损、部份搅拌器故障等，脱硫维修工作量大，制约着脱硫设备的可靠性；2）燃煤硫份过高时影响脱硫设备的安全运行。全厂灰渣水闭路循环系统存在设备老化、管道堵塞等缺陷，系统运行不正常。措施：加强对全厂灰渣水闭路循环系统设备
26、运行检修维护和技术改进工作，从根本上解决灰渣水闭路循环系统水外溢。确保系统安全、稳定可靠运行。五、2012年工作思路企业面临的形势与对策：1）全厂六台330MW机组在全省在运机组节能排序位置整体靠后，机组利用小时大幅下降，平均负荷下降，对供电煤耗等经济指标影响较大。措施：争取电量替代和双边交易电量计划，提效降耗。进行供热改造,争取多供热；争取电量替代和双边交易电量计划，提效降耗。2）减排压力加大。火电厂大气污物排放标准GB 13223-2011标准已于7月29日发布，2012年1月1日起实施。根据省环保厅的相关精神，江苏省列入重点地区，执行更严格的污染物排放标准，对我厂影响最大，我厂六台330
27、MW机组氮氧化物、烟尘、二氧化硫排放浓度均不能满足现已颁布的排放标准，烟尘、氮氧化物、二氧化硫整治工作势在必行。措施：厂部已成立降氮改造项目领导小组和工作小组，进行可行性研究和论证工作，确定#9机组降氮改造方案（双尺度燃烧器改造），2011年3月结合#9机组大修，已完成了低氮燃烧器改造工作（双尺度燃烧器），经测试降氮效果达50%以上。2011年12月结合#12机组大修，进行低氮燃烧器改造工作（双尺度燃烧器）。争取到2015年NOx排放达标，否则机组面临被迫关停或高额环保罚款的压力。此外，还需进行电除尘器改造。指导思想:坚持以科学发展观和构建和谐社会两大战略思想为指导，进一步贯彻落实国家节能减排
28、政策。从实际出发，主动迎接电力市场、煤炭市场变化带来的挑战，以安全生产为基础，加强设备可靠性管理，努力减少非计划停运，减少非降；以经济效益为中心，力争多发电，发优质电，通过控制发电峰谷比，掺烧性价比好的低成本煤，努力降低发电成本；以能效对标管理、节能评价为重要抓手，通过优化运行管理和加大节能减排技改力度，持续优化系统设备、持续优化运行指标，进一步挖掘节能减排潜力。同时，突出项目指标管理，抓好污染物排放总量控制；扎实推进上大压小扩建工程；重点加强环保设施的运行维护管理，实现污染物达标排放和总量控制目标，确保完成年度节能减排目标任务，为国民经济发展和社会发展作出新的贡献。节能目标：全厂机组技术经济
29、运行指标处于国内先进水平。2012年，*电厂机组供电标准煤耗率完成307.5克/千瓦时，比2011年降低8 克/千瓦时以上，完成上级下达的节能降耗目标；全厂燃油消耗指标达到标杆先进水平；发电综合取水量低于0.432立方米/MWh，努力使经济效益显著提高。优化机组结构, 21000MW扩建工程第二台竣工投产，资产结构不断优化。2012年，*公司机组供电标准煤耗率完成327克/千瓦时，与2011年基本持平，完成上级下达的节能降耗目标；全厂燃油消耗指标达到标杆先进水平；发电综合取水量低于0.432立方米/MWh，努力使经济效益显著提高。重点工作：1）认真贯彻执行国家和地方环境保护法律法规和国家节能减
30、排政策，坚持“预防为主、防治结合”的方针，加强节能环保宣传和培训工作，切实提高全厂职工的环保意识，创建资源节约型、环境友好型企业。2）认真贯彻落实*集团工作会议和厂职代会、工作会议精神，严格执行“二十九项反措”和环境应急预案，杜绝环境污染事件的发生。3）通过替代发电、双边交易，以及实施机组有序调停，提高机组平均负荷和经济性能。4）加大对外供热，优化发电结构，促进全厂机组运行效率的提高。5）进一步强化对脱硫等环保设备、设施的运行规范化管理，认真做好环保设施器材的备品备件和消缺管理，确实做到把环保设施与发电生产主设备同等管理和维护，切实提高环保设备系统的安全性、可靠性和经济性。6）加强第二台100
31、0MW机组配套环保设施的运行调试管理和质量验收，确保环保设施与机组同步投产。同时认真做好环境整治工作，确保机组投产后，厂界各项环保指标符合国家排放标准。为周边居民提供良好的生活环境。7）加强对燃料煤泥水处理系统的运行检修维护管理工作，确保设施和系统运行正常，认真做好煤泥水的回收利用工作，不得外排。8）加强厂区生活污水处理系统运行检修维护管理工作，确保设施和系统运行正常，认真做好生活污水的回收利用工作。同时，认真做好六、七期雨水系统的整治工作，真正做到清污分流。9) 加强燃料计量管理,完善机械采样工作。工程建设：加快推进1000MW超超临界机组建设速度。进一步加强项目管理，确保项目建设安全、优质、按期竣工投产。争取2012第二台1000MW超超临界机组（#14机组）竣工投运。节能技改：*电厂完成#8、#10炉抽热炉烟提高制粉系统出力改造；发电锅炉掺烧生污污泥改造；#13甲乙小机密封水系统改造；#13炉一次风机变频改造和#44循泵及#13机闭冷泵A电机改双速。*公司完成六期#11、#12机组供热系统改造；六期脱硫氧化风机更型改造和厂内雨污分流改造。
