《F电厂节能监督工作总结.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《F电厂节能监督工作总结.doc（13页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、*电厂2011年节能监督工作总结一、概述2011年是“十二五”开局之年，经过“十一五”洗礼、作出了大量投入后，全厂节能降耗工作已上升到了一个新的台阶，基本上行业内主流的节能技术都得到了推广应用。因此，“十二五”期间，一方面对已开展的节能工作做细、做实，另一方面通过技术、管理创新寻找节能工作新的增长点。2011年，通过一期烟冷器更新改造、#7机组大机汽封改造、一期电量由四期替代等工作开展，全年供电煤耗下降到315.5 gce/(kWh),环比实现节约标煤1.28万吨。二、2011年节能降耗总体情况项目年度指标（有限/股份）实绩（有限/股份/集团）供电煤耗 gce/kWh发电煤耗 gce/kWh发
2、电生产厂用电率 %2011年集团节能降耗总体情况较好，主要二项KPI指标供电煤耗、厂用电率都圆满完成。由于全厂发电生产煤耗下降、经济性的提升，相对2010年集团供电煤耗316.1 gce/kWh，全年环比节省标煤1.28万吨。发电生产实发厂用电率2011年持平略有下降，一是由于一期烟冷器增加电耗，二是由于负荷率普遍下降，三是因为经过“十一五”后能引起厂用电量大幅度下降的更新改造项目不多，基本达到极限。通过可比性厂用电率来看，集团可比发电生产厂用电率2010年为4.36%、2011年为4.30% ，环比节电量为1,348万kW.h。2011年作为节油年，全年入炉油总量（不计盘亏）完成1064吨，
3、相比较前一个历史最低纪录2010年耗油量1089吨又节约了25吨，再创建厂以来燃油耗用量新低。2011年全厂循化水耗完成383 g/(kWh)，比2010年下降13 g/(kWh)，降幅达3.3%。全年环比节水29.2万t；若仅按工业水耗电单耗0.77 kWh/t来计算，全年至少可节电22.5万kWh。总体而言，经过“十一五”在节能上大投入、充分挖掘潜力后，2011年全厂能耗水平的下降趋势仍然存在，但已进入平缓期。三、主要经济指标完成情况分析3.1 一二期机组发电煤耗完成308.4gce/(kWh)，比2010年统计值下降1 gce/(kWh)。与发电煤耗统计值有关联的数据如下：年份运行负荷率
4、发电煤耗75%负荷率的发电煤耗入厂煤热值入炉煤热值热值差率%gce/(kWh)gce/(kWh)kcal/kgkcal/kg%2009年2010年2011年2011年年度发电煤耗的指标为：309 gce/kwh,实绩为308.4 gce/kWh,圆满完成。2011年相比10年经济性提高的原因有这几个方面：1.2011年实现基本上全年对外大量供热，全年累计对外供热量为45.06万吨（1307.8TJ），折算到一期机组全年累计热电比10.3%、折算到一期机组全年累计发电煤耗将下降1.35gce/kWh/台。2.一期烟冷器投运后，煤耗下降平均达到1.5gce/kW.h/台，全年对有限公司实际带来的煤
5、耗下降为0.4 gce/kW.h。另外，1、2机4台小机门杆漏汽由外排回收至轴加也有一定效果。但也有不利影响，比如#4机组09年底大修效果较好。表现在2010年全年可比性发电煤耗完成302 gce/(kWh)，但到2011年中期过后，发电煤耗就明显上升了约 2 gce/kW.h，全年完成303.5gce/kW.h。今后有一些问题需要注意：1、长期存在的一些影响经济性的老问题还需要花力气整改；2、余热余能利用方面还可以进一步挖掘。3.2 三四期机组发电煤耗完成297.6gce/(kWh)，比2010年统计值上升1.3 gce/(kWh)。与发电煤耗统计值有关联的数据如下：年份运行负荷率发电煤耗7
6、5%负荷率的发电煤耗入厂煤热值入炉煤热值热值差率%gce/(kWh)gce/(kWh)kcal/kgkcal/kg%2009年2010年2011年2011年年度发电煤耗的指标为：298 gce/kwh,实绩为297.6 gce/kWh,圆满完成。2011年发电煤耗实发值相比10年虽然上升了1.3 gce/kwh，主要原因是负荷率下降了6.2%;可比性发电煤耗和10年比仍然略有下降为0.2 gce/kwh。影响今年发电煤耗因素：1、负荷率同比下降很多；2、虽然#7机组10年底大修后效果比较理想，但#8机组尚未进行过大修，且有段时间真空严密性未达到最佳；3、上半年特别是一季度因取样装置存在偏差原因
7、入炉煤热值不准确而进行过修正。做的比较好的方面有：1、辅汽系统优化运行，通过四抽代替冷再供辅汽；2、通过内部替代发电，延长四期机组运行时间、提高运行负荷率，同时也降低了全厂煤耗水平。存在的问题：1、#5锅炉投产以来尚未进行过酸洗；2、#8机组168以后尚未进行大修等；3、高温、高压管路疏水阀存在不同程度的内漏。3.3 发电生产耗油量继续保持稳中有降，2011年全年入炉油总量完成1064 t，为建厂以来的最好记录。详细统计数据如下表：年份耗油总量一、二期机组三、四期机组启动用油t启动节油率%助燃用油t助燃节油率%启动用油t启动节油率%助燃用油t助燃节油量t2007年2008年2009年2010年
8、2011年2011年不计油库盘亏，全年实现入炉油总量1064吨，实现逐年下降、持续创历史最低纪录。年度指标为1050吨，稍许超出。2011年燃油情况和10年比：一、二期机组启动节油率基本持平，助燃用油节油率有2.4%提高；三、四期机组启动节油率提高2%，助燃节油量基本持平。综合各方面情况来看，年度启动、助燃节油率提高但有限，全厂8台机组全年用油量基本上就在1050吨上下。对于一、二期机组来讲，影响燃油消耗因素有：1、启动过程不顺利，典型事件为12月份一期机组启动;2、设备故障处理引起；3、雨季、煤潮等原因影响助燃用油消耗。对于三、四期机组来讲，原来在机组启停时，因等离子系统故障会明显影响燃油消
9、耗，10年比较明显，11年年初#8炉1月26日停炉时因#2角等离子故障多耗燃油约3T、#8炉2月12日启动因为#2角等离子故障多耗燃油约7T、#6机组于3月30日启动过程中因等离子断弧MFT一次。说明设备维护方面起到了一定成效，但也不能掉以轻心，一次用不上就意味着要多消耗几吨、甚至十几吨燃油。2011年对#5/6/8机组锅炉等离子载体风源改造，运行效果明显，机组启动等离子点火装置的可靠性达100%，起到了明显的节油效果。2012年完成年度用油1000吨的定额仍是个很大的挑战，需要运行、设备维护管理、检修各方面紧密配合，侧重点在于机组启动过程的顺利实施。3.4 一二期机组厂用电率完成4.83%，
10、比2010年统计值上升0.02个百分点。与厂用电率相关的数据如下：年份运行负荷率厂用电率75%负荷率的厂用电率%2009年2010年2011年年份输煤耗电率锅炉四大转机耗电率除灰耗电率汽机四大转机耗电率制浆与脱硫耗电率制水耗电率闭冷泵耗电率%2009年2010年2011年变化幅度注1：锅炉四大转机指一次风机、磨煤机、吸风机和送风机。注2：除灰耗电率中含电除尘器与#1灰码头耗电，但由于灰场缺少电量表而不含。注3：汽机四大转机指凝泵、电泵、（电动）前置泵、循泵。注4：闭冷泵因#1机、#2机的因缺少电量表而不含。2011年发电厂用电率年度目标值为5.18%，实绩为4.83%，圆满完成年初制定的任务。
11、实发厂用电率环比上升0.02%；可比厂用电率环比上升0.06%。按可比厂用电率计算2011年度一二期节电量环比为-482万kW.h。2011年厂用电量负亏的主要原因是一期烟冷器增加了机组耗电。从可比性发电厂用电率来看，#1机环比增加0.27%、#2机环比增加0.19%，#3、4机组年度环比分别为下降0.08%、0.02%。考虑到#2炉空预器柔性密封改造效果明显优于#1机组，因此烟冷器对机组厂用电率影响应该不低于0.25%。当然，也有取得明显成效的，比如闭冷泵降出力改造，使得年度闭冷泵耗电率下降26.5%。因为增加了许多褐煤等低热值煤燃烧的原因，输煤等耗电率有明显增加。大量对外供热，也使得制水耗
12、电率等明显增加。主要完成设备更新改造项目有：1、#2炉空预器A/B密封改造，从风机电流看节能明显，月收益达20多万元，另外还能提高炉效； 2、4机闭冷泵B更换叶轮降出力，电流较改造前下降了9A，1年按300天运行计算，年节电57.2万kwh；3、4炉工艺水泵改变频，年节电效益18万kwh；4、#1/2炉增压风机电机通过改造冷却器的方式进行扩容改造；5、2机定冷泵A/B更换，电流较改造前下降了19A，全年节省厂用电7.7万kwh；6、#4炉二次风暖风器AB更换可旋转式暖风器，暖风器温升及差压符合要求，降低了阻力，减少送风机的电耗，每台机组约节省厂用电30KW。存在的问题有：1、空预器柔性密封改造
13、后，还可以进一步挖掘潜力，尤其是#1炉。3.5 三四期机组厂用电率完成4.21%，比2010年统计值上升4个百分点。与厂用电率相关的数据如下：年份运行负荷率%厂用电率%75%负荷率的厂用电率%2009年2010年2011年年份输煤耗电率%锅炉四大转机耗电率%除灰耗电率%汽机四大转机耗电率%制浆与脱硫耗电率%制水耗电率%闭冷泵耗电率%2009年2010年2011年变化幅度注1：锅炉四大转机指一次风机、磨煤机、吸风机和送风机。注2：除灰耗电率中含电除尘器耗电。注3：汽机四大转机指凝泵、电泵、（电动）前置泵、循泵。2011年发电厂用电率年度目标值为4.50%，实绩为4.21%，圆满完成年初制定的任务
14、。实发厂用电率环比上升0.04%，主要原因是负荷率环比下降6.2%；可比厂用电率环比下降0.09%。按可比厂用电率计算2011年度节电量环比为1295万kW.h。因为2011年三、四期机组发电量权重增加，全厂8台机组2011年可比发电生产厂用电率下降0.06%，节电量环比超1,348万kW.h。2011年做的较好的有：1、循泵优化运行；2、#5机定冷水泵B叶轮车削，实测电机电流下降约20A，全年节电9.4万kWh；3、8机加装闭冷泵C，闭冷泵A/B叶轮改造；4、7机闭冷水系统加装闭冷泵C；5、31工艺水泵电机改变频，夏季高峰时平均电流下降约20A，秋季负荷较低时平均电流下降约50A，按照年高峰
15、时间4个月计算，年节电约20万kwh；6、三四期22台空压机电机铜转子改造，改造后电机电流下降约2A，扣除功率因数变化，电机节能约8KW，折算持续加载状态，电机单台节能约4KW，22台电机年节能20万元左右；7、#41、#42氧化气泵电机的转子节能及电机降温改造，每台电机节约能耗约4KW，考虑等效小时，年节约能耗约2.5万元。由于增加了褐煤等低热值煤种燃用，输煤、制浆脱硫等耗电率都有所增加；全厂联通后，向一二期提供供热用补水，增加了一定的制水耗电率。当然，还可以继续挖掘节电潜力有：1、#5炉吸风机尚未进行降速节电改造。3.6 节水 单位2006年2007年2008年2009年2010年2011
16、年一二期机组循化水耗g/(kWh)三四期机组循化水耗g/(kWh)全厂循化水耗g/(kWh)全厂循化水耗环比下降%2011年全厂循化水耗完成383 g/(kWh)，比2010年下降13 g/(kWh)，降幅达3.3%。全年环比节水29.2万t；若仅按工业水耗电单耗0.77 kWh/t来计算，全年至少可节电22.5万kWh。当然，由于使用时间较长，以及设备可靠性等方面的原因，仍存在比较多的泄漏现象。一二期消防水、工业水系统，以及生产区饮用水系统，需要去排查、消漏处理。2011年通过长时间、多方面合作排查，发现了#5、#6机组间饮用水管路泄漏并消除，可节约饮用水10t/h以上。一二期工业水系统通过
17、抓住机组停运期间系统工况变化的蛛丝马迹，紧抓不放，经过方式改变、系统隔绝等试验，确定纬六路有较大漏点，泄漏量预计达60t/h，目前在检修部南侧和一期雨水泵房东南各查到一处漏点，泄漏量约34吨/小时。三四期脱硝公用配药、稀释用水由新鲜工业水改为工业水回水，年可节省10000吨新鲜工业水。三四期引风机电机冷却水管加装节流孔板，#5-8炉单台引风机电机冷却水（闭冷水）量由66 t /h减少为36t /h。另外，三、四期化水4套EDI系统清洗延长使用时间。四、能源与节能管理2011年在常规统计、分析工作的基础上，重点做了以下几项工作： 1、加强“企业性能管理系统EPM”的管理，把运行班组对当班期间触发
18、的实时事件处理纳入常规检查和考核范围，提高运行班组对于当班期间发生的节能异常事件处理的重视程度及影响经济运行问题处理的及时性。 2、2011年重新完善修订了节能点检工作规定，对节能点检工作的开展进行了具体化和规范化，突出过程控制的特点。并且将节能点检工作拓展到入炉煤采、制、化以及机组检修用能点检。3、新一轮能效对标工作已经开展。为全面降低企业发电煤耗、厂用电率指标，降低资源消耗性的发电水耗指标，使机组保持最佳经济运行状态,通过与国内同行业同类型先进机组比较，找出我厂运行机组与先进机组存在何种差距、产生差距原因是什么，提出缩小差距的可行措施，最终实施优化改造。五 节能新技术5.1 加速推进与实施
19、节能运行方式与技术装备的改进。近些年，由于公司对节能降耗工作的一贯重视和大力推进，公司上下已养成节能降耗的自觉意识。2011年，各生产部门在往年工作的基础上，继续发挥工作主动积极性，根据管辖设备的特点想法设法做好节能降耗工作。设备运行部门通过优化运行方式，将节能工作常态化、规范化，几乎不增加任何投资的情况下，实现了非常可观的能耗节约。在机组启停阶段，在原有工作开展的基础上，结合部分机组检修、备用时间长的现实情况，优化辅助系统运行方式，深层次挖掘节能潜力。通过日常检查、数据对比过程控制手段的实施，及时发现例如1月份B侧空气门吸空气导致#4机启动后凝器B侧循环水虹吸易破坏、11月2日夜班#3机组因
20、为真空泵B入口安全门动作导致排汽温度上升1.5度、以及饮用水和一二期工业水系统泄漏的异常，做到早发现、早处理。在股份公司，还开展了循泵运行方式的进一步优化、闭冷泵运行方式优化、四抽供辅汽实践等，都取得了较好效果。设备管理部门实施了一系列的技改措施。在节电上主要开展了以下改造：（1）4机闭冷泵B更换叶轮，电流较改造前下降了9A，1年按300天运行计算，年节电57.2万kwh。（2）31工艺水泵电机变频改造，夏季高峰时平均电流下降约20A，秋季负荷较低时平均电流下降约50A，按照年高峰时间4个月计算，年节电约20万kwh。（3）二期脱硫工艺水泵改变频，年节电效益18万kwh。（4）#5机定冷水泵B
21、叶轮车削后，实测电机电流下降约20A，全年节电9.4万kWh。（5）2机定冷泵A/B更换，电流较改造前下降了19A，全年节省厂用电7.7万kwh。（6）2机事故密封水泵更换叶轮，电流较改造前下降了5A，全年按300运行，节省厂用电2万kwh。（7）#7、#8机闭冷水系统加装闭冷泵C，闭冷泵A/B叶轮改造，满足不同季节闭冷水系统运行的要求，提高设备运行可靠性，大大节省厂用电。（8）#4炉二次风暖风器AB更换可旋转式暖风器，暖风器温升及差压符合要求，降低了阻力，减少送风机的电耗，每台机组约节省厂用电30KW。（9）磨石机油站冷却水回水由回地坑改为直接回膏滤水箱，减少地坑泵起动次数，减少厂用电使用。
22、（10） #4炉工艺水泵电机改变频，节能效果显著，每年节能约9.7万元。（11）#2炉空预器柔性密封改造，从风机电流看节能明显，月收益达20多万元，另外还能提高炉效。（12） 三四期22台空压机电机铜转子改造。改造后电机电流下降约2A，扣除功率因数变化，电机节能约8KW，折算持续加载状态，电机单台节能约4KW，22台电机年节能20万元左右。（13）#41、#42氧化气泵电机的转子节能及电机降温改造，每台电机节约能耗约4KW，考虑等效小时，年节约能耗约2.5万元。在节水上主要开展了以下改造：（1）三四期引风机电机冷却水管加装节流孔板，#5-8炉单台引风机电机冷却水（闭冷水）量由66 t /h减少
23、为36t /h。（2）三期饮用水系统查漏，更换泄漏的管道，系统泄漏量减少10m/h。（3）一期工业水系统、消防水系统查漏。在一期雨水泵房东南各查到一处漏点，泄漏量约34吨/小时。(4)三四期脱硝公用配药、稀释用水由新鲜工业水改为工业水回水。在节油上主要开展了以下改造：（1）#5/6/8机组锅炉等离子载体风源改造，运行效果明显，机组启动等离子点火装置的可靠性达100%，起到了明显的节油效果。在节煤上主要开展了以下改造：（1）1、#2机增加烟冷器，通过系统冲洗和调试，已正常投运，经初步评估，煤耗能降低1.5g/kwh，年发电量按16亿kwh计算，可节省标煤2400吨，标煤按800元/吨，可节省费用
24、192万元。（2）#5/8炉加装再热器事故喷水快关门，完成了加装快动门的工作，提高系统的严密性。（3）1、2机4台小机门杆漏汽由外排回收至轴加，回收工质4台小机共约0.2吨/小时。在降低成本上主要开展了以下改造（1）#1、#2炉增压风机电机扩容。增压风机采取冷却器扩容改造后，电机运行情况稳定，减少购买新电机费用将近200万元。（2）编制三、四期化水4套EDI系统洗洗方案，延长了设备使用寿命。按延长半年计算，每台节省更换设备资金为4.97万/年左右。另外通过清洗增加了EDI模块内阻，降低了工作电压，降低设备能耗。按1个模块平均电压下降15v，设备一天运行16小时算，1天节能为26kwh。另外，通
25、过设备维护工作开展，消除机组运行中发生的问题，减少经济性损失：(1)8机真空严密性达不到良好，小机A低压轴封供汽不足引起。机组停运后检查后轴封进气管道正常，回汽管道圆周上有一被切割机切成的开口，切口约有3/4圈，漏真空现象严重。采用电焊封堵。真空严密性试验结果：低压缸A为0.03/0.04kPa/Min；低压缸B为0.02/0.03 kPa/Min，真空严密性达到优秀水平。(2)二期GGH差压正常，其中#3炉从2010年10月份检修后运行至2011年6月3日调停，离线冲洗一次，目前差压稳定。#4炉从2011年4月份小修后差压稳定。(3)#6机发电机氢气纯度下降速率较快，平均2.5天就要置换氢气
26、，经消缺处理，氢气纯度下降趋于平缓，平均9天才需更换。按每次充氢量92立方算，节约氢气239.2立方。(4)6、#8机低旁压力调整门A/B严重内漏，8机高旁电动隔绝门严重内漏。利用机组小修机会解体检修两只阀门，彻底消除了内漏。6机2/4高调门后导汽管疏水二次门严重内漏，#1/3高调门后导汽管疏水二次门严重内漏，利用机组小修机会更换阀门，消除了内漏。利用#5机停机机会，消除了主蒸汽和再热蒸汽系统6路疏放水阀门的内漏，节能效果明显。另外，2011年公司实现了高压供热45万吨，合1307.8TJ，比2010年提高了50%，年平均流量为51.4t/h，折合到单机煤耗下降2.8gce/kW.h。该系统投
27、运后，不仅通过热电联产可以提高机组运行经济性，还可以使*镇地域的温室气体实现大量减排。六 2012年能源管理与节能技术监督的目标与任务：6.1 综合指标：6.1.1 发电煤耗一二期机组不超过309 gce/(kWh)，三四期机组不超过298.0gce/(kWh)6.1.2 发电厂用电率，一二期不超过5.10%，三四期不超过4.40%。6.1.3 发电循化水耗，全公司确保不超过390 g/(kWh)，力争不超过380 g/(kWh)。6.2 能源与节能管理6.2.1 能效对标：通过指标对比、外出调研等形式，找出我厂与国内同行业先进机组存在何种差距、产生差距原因是什么，提出缩小差距的措施；通过此项
28、工作的开展，了解并掌握节能降耗工作新技术、新动向，并对有明显成效的推动其应用，进而全面降低企业发电煤耗、厂用电率指标，降低资源消耗性的发电水耗指标，使机组保持最佳经济运行状态。值得一提的是，在水资源消耗对标方面，考虑到距离上一次做水平衡已过去了四年时间，所以主要的用户的耗水情况需要考虑重新测试定标，存在泄漏的管路系统需要下大力气消漏，废水回收利用方面需要动脑筋提高利用率、减少新鲜水消耗。6.2.2 节能点检：继续推进、完善节能点检工作，在现场检查、日报数据对比、经济指标等常规点检以及入炉煤采制化、机组启停、计划检修等专项点检方面，提高工作认识、规范点检行为，加强机组经济运行工作的过程控制与管理
29、。6.2.3 余热余能利用：1、进一步做好热水供应等余热利用项目的推广应用，在预算许可的前提下，本着经济、合理的原则，充分利用常规以及季节性的余汽、余热，尽可能替代生产、生活中需要加热用辅汽，争取做到消除生产场所汽源浪费现象；2、结合集团“供热规模要有突破”的战略意图，在供热规模扩大的设计、建设阶段，如不回收供热回水的余热的情况下，进行探索循环水、闭冷水、脱硝系统回水等热能（绝对量）回收，以降低供热生产能耗，提高对外供热生产的经济效益。6.2.4 做好各台机组检修的经济性评价工作，根据年度目标，针对计划检修内容，提出检修经济性目标，并实施检修质量考核。6.3 部门节能工作6.3.1 发电运行部
30、做好以下几个方面的工作：第一，通过节能点检工作的开展，加强运行班组、部门对经济运行指标的监控，重点关注现场冒汽冒水、照明管理，以及邻机之间指标偏差的检查、分析。对影响经济运行的问题要做到及时发现、及时入缺、及时分析，影响较大的问题及时汇报。第二，要继续实施与探索“运行方式节能”的路子，包括机组启停与负荷安排、供热安排、辅助汽源运方、水泵与风机的季节性运方与峰谷运方、临时用能设备运方等等。第三，要继续实施与探索“精细调整节能”的路子，做到主要运行指标压红线运行。第四，运行好节能技改的新设备。做好节能新设备事故预想、不断细化调整，让新设备发挥更好的经济性，这对降低投资回报的年限十分重要。 6.3.
31、2 资产管理部做好以下几个方面的工作：第一，根据计划检修机组的经济性评价结论，合理安排好检修期间的节能项目，加强检修监管，努力完成生产管理部提出的检修后的性能指标。第二，完成公司年度计划内的节能技改项目；严格执行公司更新改造管理制度的要求做好2012年新的节能项目的调研、可行性研究、实施与经济性评估工作。第三，充分发挥新成立的“检验试验中心”在节能点检、性能检测、经济性评价、节能技术监督方面的作用。 6.3.3 利泰检修部做好以下几个方面的工作：第一，提高检修质量，将漏气、漏水、漏热率控制到一个令人满意的程度。第二，通过节能点检规范机组检修用能，避免不必要浪费。合理选用检修方式，从控制到严格禁
32、止使用新鲜工业水用于设备外表冲洗、检修现场地坪冲洗。6.3.4 利泰港务部应做好以下几方面的工作：第一，要管理好原煤及其产品、灰产品的关口检斤与检质计量。第二，统计与分析好煤码头、灰码头、石码头以及飞灰分选与精煤分选装置的电能消耗。6.3.5 航运管理部应做好工作的工作有：不断完善利电煤炭运销公司航运节能规划、方案、制度，争取2-3年内使集团航运经济性跨入国内同类型船舶运营先进行列。6.3.6 利泰服务部应做好的工作：做好本部门下属各班组用水、用电、用气、用油等节能管理；定期检查生活、办公用电、用水是否存在不合理、浪费现象，并督促整改。6.3.7 生产管理部应做好以下几方面的工作：第一，要实现
33、从抓节能管理提升到抓能源管理，从抓节能监督网络提升到抓能源管理体系，提高对各生产部门在能源管理与节能管理上的监管能力与技术支持能力。第二，重点抓好与集团公司可持续发展相关的规划项目、技改项目中节能技术监督工作，特别是能效对标、节能点检、热电联产、余能利用。 6.4 节能技改6.4.1 运行与维护好节能技改的新系统与新设备。6.4.2 完成2012 年上级主管部门已核准或公司领导已批准实施的节能技术改进项目。项目分类项目改造的效益节煤供热规模扩大改造节煤8机汽轮机汽封改造通过对汽轮机传统汽轴封改造，和低压内缸接合面处理，减少蒸汽级间内漏，降低第五、第六段抽汽温度，提高机组内效率，降低煤耗。预期全
34、年节省标准煤16500吨。同时防止轴封向外漏汽，避免油中带水。节煤#6/7炉加装再热器事故喷水快关门加装快动门，提高系统的严密性。节电#5炉吸风机改极降出力节电1机低加疏水泵B永磁调速优化通过对低加疏水泵B永磁调速优化试验，进一步降低低加疏水泵B运行转速电机电流下降约10A左右，全年运行300天计，节电4.7万kWh左右节电58机定冷水系统优化定冷水泵叶轮更改（叶轮车削）单台泵电机电流下降约20A，全年运行300天计，节电9.4万kWh，项目总投资为零。同时电机运行的安全性大幅提高。节电#7、8炉增压风栅电机扩容改极节电#4、7、8炉暖风器AB改造改成旋转式暖风器，降低了阻力，减少送风机的电耗
35、，并提高二次风温。节油#7机组锅炉等离子发生器的载体风源改造更换2台大出力等离子火检冷却风机，作为载体风源。提高等离子点火装置的可靠性。节油#3炉油枪改进结合燃烧器改造一起进行，具体方案待定。节油节电节水#7、8炉电除尘灰斗增加料位计目前电除尘灰斗无料位计，排灰采用连续方式，增加料位计后可减少一半排灰时间，减少厂用气耗量及厂用气泵运行时间投产后保守算年节电折合约为24万元，节水约7万吨节水煤场喷淋头改进，提高含煤废水利用率节水二期氧化气泵冷却水回收至工业水箱减少新鲜工业水用量节水三期机组除盐水回收再利用考虑三期两台机组配置一套无能损除盐水回收器，将取样系统排放的取样水、凝泵轧兰漏水通过管道汇集到无能损除盐水回收器，直接排入冷凝器。#5、6机组取样装置，加单台机组凝泵密封水泄漏量，经现场测量，计算流量为1.5t/h。全年回收量（按7200小时计）：1.57200=10800吨我厂生产水成本约为10元/ m3，全年节约成本：10800吨10元/ m3=10.8万元节水工业水、消防水、饮用水系统消漏节煤余热利用。
