运行对标分析会.docx
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运行对标分析会
国电双鸭山发电公司
对标运行分析月报
（2013年7月份）
国电双鸭山发电有限公司
2013年8月6日
生产各对标工作组对标分析报告
1、汽机对标工作组
（一）主要影响指标的事件（缺陷）及影响程度分析：
序号
事件名称
简要情况说明及处理过程
影响程度分析
专责单位
1.
#2机#1凝汽器收球率低20%。
等待配件（10日—30日）
#1凝汽器循环水出、入口电动门传动机构故障，措施做不下来，造成胶球投不上，影响凝汽器换热。
汽机分场
2.
#6机组#3高加泄漏
高加管束渗漏1根，管束焊口一处有裂纹。
（10日-15日）
每天影响煤耗8克
汽机分场
（二）影响指标因素
1.#2机#1凝汽器收球率低20%。
是收球网入口管处堵塞，胶球无法正常循环。
2.#6机组#3高加泄漏，主要是高加设计使用管束材质不当，管束焊接焊条选择错误。
（三）上月主要完成工作
1.对#1、#6机真空系统渗漏点检测治理，检修与运行共同配合进行治理。
#1机真空严密性348Pa/min，#1机真空严密性100Pa/min，
2.#1机#1、#3给水泵工作、润滑油冷油器清扫
3.#2机#1胶球网堵塞清理，使胶球收球率达到95%以上。
4.更换#5机#1胶球泵出口门，使胶球系统正常投入运行。
（四）下月主要计划工作
1.#5机真空系统渗漏点检测治理，检修与运行共同配合进行治理，当负荷允许时，做严密性试验，检验治理效果。
2.利用#1机停机时间，对真空系统渗漏点和内漏阀门进行治理。
3.统计水源井电流低水泵，并逐台更换电流低于130A的水泵。
4.利用#1机停机时间，进行#1水塔溅水管疏通，溅水碟更换，清理污泥。
5.#2机真空系统渗漏点检测治理，检修与运行共同配合进行治理，当负荷允许时，做严密性试验，检验治理效果。
2、锅炉对标工作组对标分析：
（一）7月份主要影响指标的事件（缺陷）及影响程度分析：
序号
事件名称
简要情况说明及处理过程
影响程度分析
专责单位
1
8日、19日#1炉#2排粉机找动平衡。
8日10:
30---9日1:
00#1炉#2排粉机找动平衡。
影响再热汽温。
锅炉分场
2
10日#2引风机清灰；11日#1、#2引风机叶片清灰；22日#2引风机清理叶片积灰。
1:
00---5:
00#2磨煤机乙电机端瓦检修，停止#2排粉机运行。
22:
00---1:
00#2引风机清灰。
影响主汽温度，影响再热温度。
锅炉分场
3
#6炉右侧再热主管路漏汽
锅炉分场
4
5A一次风机找动平衡
耗油5吨
锅炉分场
5
6B一次风机消缺
耗油22吨
锅炉分场
（二）7月份主要指标异常分析：
1.#5炉再热汽温同比降低10.14℃，主要原因：
本月1-7日#5炉单套引、送风机运行，总风量在1300吨/小时，300MW时氧量低于3%，再热换热不足，温度在540℃,故#5炉再热温度低；环比升高4.24℃，7月7日后#5炉恢复双套引、送风机运行。
2.#5、6炉锅炉飞灰同比降低1.67%、2.18%，主要原因：
去年7月份无烟煤掺烧1：
1，飞灰含碳量在2.5—4.5%，今年在#5、6炉中排C、F磨煤机掺烧无烟煤，掺烧比例3：
1，飞灰在1.2-1.76%。
（三）7月份主要完成工作：
3.5B密封风机更换对轮，拆除入口滤网。
单台运行电流达到217.3A，通过关磨煤机下架体密封密封风门至50%，可以实现单台密封风机运行。
（四）8月份主要工作计划：
1.#1炉停炉烟风系统漏风治理。
成立漏风检查小组，针对#1炉漏风存在的问题进行检查治理。
2.#1炉烟道、引风机叶轮积灰清理。
3.#1炉内漏阀门治理：
再热器右冷主安全门、定排二次门、省煤器放水一、二次门内漏。
4.针对#1炉分离器效率低，停炉检查，收集资料，找相关单位进行改造。
5.5A密封风机入口滤网拆除。
3.电气对标工作组
一、600MW机组电气对标工作组对标分析：
（一）本月份主要影响指标的事件（缺陷）及影响程度分析：
序号
事件名称
简要情况说明及处理过程
影响程度分析
专责单位
1
6A凝结水泵电机上轴承检修
7月12日，14:
376A凝结水泵电机上轴承温度高，倒6B凝结水泵运行，7月13日12:
07检修开票处理，12:
50处理完毕，启动6A凝结水泵，停止6B凝结水泵。
影响电耗29000KWH
电气工区
2
6B送风机A5模块驱动故障切工频
7月29日13:
226B送风机A5模块驱动故障切工频，15:
35A5模块更换完毕。
影响电耗1551KWH
电气工区
（二）本月份开展对标工作的主要举措及成效：
1、2013年7月份电平衡统计：
（1）三期全厂电平衡统计
电能损耗率：
ηsh=W损耗/W输入*100%=49750/17526000*100%=0.29%
全厂电平衡分析：
电能损耗为0.29%，比上月降低0.03%，主要原因是本月#5、#6机负荷率较高。
（2）#5机电平衡统计
因本月5A、5B汽前泵电能计量板故障，#5机电平衡未统计
（3）#6机电平衡统计
#6机电平衡分析：
#6机不平衡率为-0.54%，比上月升高0.13%，不平衡率的波动主要是脱硫电量人工抄表时引起的误差。
2、非生产用电情况：
1、家属线本月耗电电量548928KWH。
2、本月脱硫耗电量4238387KWH。
3、脱硝施工耗电7639KWH
二、200MW机组电气对标工作组对标分析：
（一）七月份主要影响指标的事件（缺陷）及影响程度分析：
原因分析：
2013年七月份（#1炉引风机一台工频、一台变频运行30天）耗电量100.24万KWH，比上月（两台引风变频运行25天）耗电量82.8840万KWH高出17.356万KWH，比去年七月份（两台引风变频运行17天）57.132万KWH高出43.108万KWH。
（二）七月份开展对标工作的主要举措及成效：
七月份#1机组电量损耗45.09395与上月43.31685万KWH（都运行一个月）基本持平。
#2机组电量损耗29.7675万KWH比上月4.7886万KWH增加了24.9789万KWH，分析原因#2机本月运行27天，上月运行5天。
一、二期机组损耗14.3616万KWH与上月-1.5978万KWH相比均变化不大。
（五）下月对标的工作计划及完成的标准：
1、做好脱硝施工电量的统计工作。
上月领导安排工作：
1、统计#1炉引风机变频器一工一备运行方式的节能分析。
2、#1炉#2给水泵电机振动准备重新请专家调试。
3、卸煤沟电缆沟积水打联络单建渗水井。
4.热工对标工作组
5.化学对标工作组：
5.1上月份重点工作和运行分析会提出问题完成情况：
无
5.2节能对标管理分析
5.2.1全厂汽水合格率、酸、碱耗及全厂各种用水比较：
项目
07月
06月
比较
单位
一期汽水合格率
99.40
99.10
0.30
%
三期汽水合格率
99.60
99.05
0.55
%
酸耗
60.10
60.20
-0.10
g/mol
碱耗
53.10
53.20
-0.10
g/mol
精处理自用水
5100
5710
-610
t
单元及混床再生用水
1800
1800
0
t
全厂除盐水补水总量
33473
23104
10369
t
一期单台机组每小时补水量
15.75
13.16
2.59（环比）
t/h
去年同期一期单台机组每小时补水量
17.34
-1.59同比）
t/h
三期单台机组每小时补水量
8.55
8.15
0.4（环比）
t/h
去年同期三期单台机组每小时补水量
11.28
-2.73（同比）
t/h
全厂工业水补水总量
2006659
1758661
247998
t
全厂机组补氢总量
2360
2769
-409
m3
耗水指标
0.73
0.82
-0.09
m3/（s·GW）
5.2.2一、三期汽水合格率为99.40%和99.60%，，凝结水溶解氧合格率增加。
5.2.3本月全厂除盐水补水量为33473吨，与上月相比增加了10369吨，一期除盐水较上月用量增加了9794吨，主要原因是一期机组运行天数较上月增加20天；三期除盐水较上月用量增加了575吨，主要原因是本月单台机组每小时补水量较上个月增加所致。
5.2.4本月全厂机组补氢总量2360m3，与上个月相比减少了409m3，本月一期机组补氢量较上月增加了242m3，原因是#2机本月运行了26天，而上月运行了7天，三期机组本月补氢量较上个月减少了651m3,原因是上月#5机排补量相对较大。
5.5下月节能对标重点工作：
5.5.1监督暖气优化方案实施，减少采暖用量。
5.5.2合理调整前置过滤器运行方式，降低反洗除盐水用水量。
5.5.3继续优化大井、工业水泵的运行方式，降低厂用电率。
6.燃料专业汇报：
6.17月份节能工作完成情况
6.1.1回收三期杂物机处石子煤129吨。
6.1.2回收一期沉淀池及污水泵坑煤泥15吨，三期拉紧间积煤5吨。
6.1.3本月非生产用能完成情况：
（1）完成输煤三期五段栈桥采暖汽片的隔断，计18组。
（2）完成一段采暖回水改造。
（3）完成输煤三期七段值班室采暖改造.
6.27月份指标完成情况及分析
指标名称
单位
完成值
上月
输煤单耗（200MW）
KWH/T
0.93
1.33
输煤单耗（600MW）
2.93
2.7
掺烧经济煤种
吨（哈铁褐煤）
0
0
吨（煤泥）
13293
13342
吨（宝清褐煤）
0
0
吨（无烟）
25585
13692
6.2.1返煤影响：
7月份返煤34500吨，上月份返煤34200吨。
6.2.2设备影响掺烧量：
本月因斗轮机检修影响煤泥掺烧约700吨。
6.3下月节能重点工作：
6.3.1回收一二、三期沉淀池及拉紧间煤泥。
6.3.2加强设备的巡回检查，减少设备的漏水、漏煤现象。
6.3.3回收三期杂物机石子煤处。
6.3.4非生产用能工作：
计划完成三期输煤现场疏水回水泵更换。
7、脱硫对标工作组
7.1主要影响指标的事件（缺陷）及影响程度分析：
序号
事件名称
简要情况说明及处理过程
影响程度分析
专责单位
#5FGD运行
1
#5-3循环泵机械腰瓦温度高
7月17日13.30分循环泵机械腰瓦温度73度，立即倒备用泵运行，19日轴承更换完毕后，启动正常，24日17.15分机械腰瓦温度高，停止运行，轴承备件未到，至今等备件更换。
影响电耗3128kwh。
脱硫运行专业
2
#1工艺水泵电流大
基于1号工艺水泵带两塔运行电流62A，二级下八除雾器冲洗水门内漏，冲洗水压力0.04MPA、二级上七电动门内漏，压力0.05MPA，电流冲洗时候达到89A，待停机处理。
影响水耗998立方米。
影响电耗1058kwh
脱硫运行专业
#6FGD运行
1
#6-3循环泵电机腰瓦异音（倒泵试转）
7月12日，检查发现#6-3循环泵电机腰瓦异音大，停止发现转子挡圈磨轴，倒#6-1循环泵运行（需要返厂处理）。
影响电耗5625kwh
脱硫运行专业
2
#6-1循环泵减速机轴向振动大0.67mm。
7月27日19.11分#6-1循环泵减速机轴向振动大0.67mm紧急停止，经过处理恢复正常。
（试转影响电量）
影响电耗1875kwh
脱硫运行专业
7.2主要指标异常分析：
1.电耗增加11686kwh。
2.水耗增加998立方米。
7.3主要完成工作：
4.将所有空调温度控制承受温度或者停止，运行后设备就地控制柜停电，控制电耗增加。
5.轴流风机根据天气温度情况适当停止，只长期投入PC段轴流风机。
6.加浆泵一台运行，改造加装联络管，在试运行阶段，控制加浆量及供浆调整门开度，监控PH值，跟踪自动供浆情况，预计一个月节电26640kwh。
7.继续将事故浆液罐地坑液位巡视到位，间断性停止地坑搅拌器，控制电耗增加。
8.工艺水泵一台运行比较稳定，月节电大约54000kwh.
7.4下月主要工作计划：
6.7月份两塔运行，坚决控制吸收塔浆液密度至1085-1120千克每立方米，合理安排脱水时间，增加脱水时间，控制真空泵电流，调整真空泵密封水流量，降低循环泵电流，节省电耗。
7.继续跟踪FGD区域内所有照明，合理安排投停时间。
8.加大石灰石品质跟踪，不合格石灰石不给于卸料，控制浆液中氯离子及硫酸镁含量，避免设备腐蚀磨损，在额定电流下运行。
9.做好定期工作及轮换，每周一定期加补钢球。
10.继续严密监视循环浆液泵电流，出入口压力，根据塔密度，脱水情况，周一白班全面化验浆液数值，分析参数变化，及时做出运行调整
11.如果石灰石料湿，7月份下雨比较频繁，石灰石品质合格情况下，卸料时候，卸料间除尘器及仓顶除尘器，以及根据倒料情况，料仓料位允许下，埋刮板输送机不参与运行，节省电耗。
12.根据滤饼厚度，实验一条皮带脱两塔，按照时间及液位做好记录，以备作为实验依据。
13.8月份天气早晚温差大，根据实际情况合理调整FGD运行工况，将节能降耗争取在上一个新的台阶。
8、经济煤种掺烧对标组
一、计划情况：
7月份经济煤种掺烧计划5万吨：
煤泥2.5万吨，无烟煤2.5万吨。
二、完成情况：
实际完成掺烧经济煤种3.8878万吨，其中掺烧煤泥1.3293万吨，掺烧无烟煤2.5585万吨，掺烧双兴汽运煤0.87万吨，未完成掺烧计划。
三、对标分析：
7月份掺烧煤泥与6月份相比，环比降低0.0049吨，主要因为7月份雨天较多，煤泥湿影响煤泥掺烧量。
去年7月份完成1.506万吨，同比降低0.1767万吨，主要原因是今年7月份比去年7月份雨天多影响了煤泥掺烧量；7月份掺烧无烟煤与6月份环比升高1.1893万吨，主要因为7月份发电负荷高，在高负荷掺烧高质无烟煤、低负荷掺烧低质无烟煤，增加了无烟煤的掺烧量。
四、存在的问题：
1、大型转机消缺影响经济煤种掺烧量：
锅炉检修#1炉#1、2引风机缺陷各1次，#1炉#1、2排粉机检修各1次，电气检修#1炉#1、2磨煤机各1次，影响煤泥掺烧1200吨。
电气工区检修5A、5B引风机电机，锅炉工区检修6B一次风机，影响无烟煤掺烧5500吨。
2、因天气原因影响煤泥掺烧量约10000吨。
五、下月掺烧计划：
1、8月份计划掺烧煤泥1.25万吨，无烟煤2.5万吨。
六、预控措施：
1、督促检修公司提高煤泥晾晒质量，及时苫盖、晾晒、倒垛。
2、提高三期掺烧无烟煤量。
3、各分场加强设备维护，积极沟通协调，建议大型转机消缺在不影响安全前提下同时进行，尽量不要因为设备消缺影响掺烧。
9.发电对标工作组：
9.发电对标工作组：
9.1上月对标会安排的工作完成情况：
9.1.1三期单台机组工业水平衡试验正在进行
9.1.2Sis系统指标测点坏点统计分析
9.1.2.17月10日后夜，#5机退一次风机，强制给水流量，SIS各项指标不准。
9.1.2.27月11日全天、12日全天，#6机SIS数据库硬盘坏，各转机单耗不准。
9.1.2.37月15日白班，#6机退一次风机，强制给水流量，SIS各项指标不准。
9.1.3真空严密性试验操作标准规范制定完成
9.1.4锅炉漏风试验#1、#2、#6炉已完成
9.1.5影响指标的缺陷告知检修（长期）
9.2发电部对标组8月重点工作:
9.2.1做好启停机耗能统计分析，细化机组启动节水、节电、节煤、节油工作。
9.2.2做好无烟煤、煤泥掺烧时的燃烧调整，优化运行参数及原煤斗挂壁处理工作。
9.2.3热试组做好相关热力试验工作。
主要经济指标对标分析
一、主要指标完成情况分析（内部资料）
1、供电耗率
本月供电煤耗完成325.002克/千瓦时，其中600MW完成310.22g/kwh，同比升高1.4g/kwh（原煤斗煤量变化影响-1.5g，脱硫升高煤耗+2.6g，负荷率降低6.03%影响煤耗+1.8g，无烟掺烧影响飞灰同比降低0.68%影响煤耗-1.4g）；200MW完成363.83g/kwh，同比降低降低5.07g/kwh（厂用电率同比降低1.01%影响-4.1g，同期机组启停各一次）。
一季度供电煤耗完成324.1克/千瓦时，同比升高1.91克/千瓦时。
其中600MW完成310.8g/kwh，同比升高1.5g/kwh；200MW完成360.3g/kwh，同比降低5.8g/kwh。
2、生产厂用电率
本月厂用电率全厂完成6.45%，同比升高0.96个百分点。
本月600MW完成5.47%，同比升高1.04个百分点；200MW完成8.54%，同比降低1.43个百分点。
累计厂用电率全厂完成6.47%,同比升高0.79个百分点。
其中600MW完成5.47%，同比升高1.0个百分点；200MW完成9.06%，同比降低0.68个百分点。
3、耗油：
本月耗油37吨（另外推土机等上报13吨），同比降低55吨。
本月启停机0次；消缺33吨（#5A、#6B一次风机故障消缺、#5B引风机更换轴承、6A引风机静叶故障），200MW机组未发生耗油，但排粉机及磨煤机消缺参数较多，机组消缺较频繁设备可靠稳定性经受考验；煤质湿粘堵塞磨煤机入口管处理稳燃耗油4吨。
累计耗油232吨（另外推土机等上报141吨），实际同比降低14吨。
启停机20次耗油44吨（同期启停机23次耗油83吨），本期启停节油2.2吨/次，同比减少1.4吨/次；本期稳燃耗油119吨，同比减少26吨，配煤掺烧和防堵管理仍有节油潜力；消缺耗油69吨同比增加51吨，其中5A.6B一次风机消缺5次耗油48吨，还需加强隐患排查和预防性消缺治理。
4、对标分析：
2013年7月份对标分析
序号
考核项目
单位
机组
双鸭山公司
康平
鹤岗
庄河
与康平差值
本期
同期
上月
本期
本期
本期
1
运行小时
h
#5机
744.0
743.0
692.78
744
735
744
#6机
744.0
744.0
720.0
744
744
全厂
1488
1487
1413
1488
735
1488
2
利用小时数
h
全厂
454.6
501.5
419.5
538.2
457.3
5309.3
3
发电量
万kWh
全厂
54550
60184
50340
64588
27438
637120
4
入炉热值
Mj/kg
全厂
17.91
16.27
18.60
14.64
15.02
15.20
5
负荷率
％
全厂
61.10
67.46
59.39
72.34
62.21
71.36
-11.24
7
上报供电煤耗
g/kwh
全厂
310.96
311.08
311.16
308.31
305.82
301.60
2.65
8
综合厂用
％
全厂
5.97
4.83
5.73
5.37
5.35
4.95
9
发电厂用
％
全厂
5.66
4.51
5.32
4.88
4.95
4.38
0.78
10
主汽温度
℃
#5机
569.69
569.01
565.70
569.67
565.65
568.50
#6机
570.3
566.93
564.70
568.77
567.80
全厂
570.0
567.97
565.10
569.22
568.14
0.77
11
再热汽温
℃
#5机
560.77
569.01
560.40
563.87
560.58
565.80
#6机
565.23
566.93
560.40
563.42
565.30
全厂
563.0
567.97
560.40
563.64
565.54
-0.64
12
排烟温度
℃
#5机
144.87
148.07
133.50
128.98
110.26
137.90
#6机
119.43
122.08
114.70
129.47
134.20
全厂
132.2
135.07
123.30
129.23
136.01
13
冷风温度
℃
#5机
21.7
24.21
16.1
28.1
19.76
23.9
#6机
24.32
25.61
17.6
28.5
24.8
全厂
23.0
24.9
16.9
28.3
24.4
14
排烟-冷风
℃
#5机
123.2
123.9
117.4
100.9
90.5
114.0
#6机
95.1
96.5
97.1
101.0
109.4
-5.9
全厂
109.1
110.2
106.4
101.0
111.7
8.2
15
氧量
％
#5机
3.52
3.65
5.23
3.11
4.65
2.80
#6机
4.25
3.62
5.36
2.83
3.50
全厂
3.89
3.63
5.30
2.97
3.16
0.92
16
飞灰可燃物
％
#5机
0.96
2.81
1.53
0.37
1.06
1.16
#6机
1.01
3.02
1.27
0.24
0.88
全厂
0.99
2.92
1.39
0.30
1.02
0.69
17
真空
KPa
#5机
93.2
92.7
93.90
93.37
92.76
94.20
#6机
93.05
92.58
93.60
92.92
94.30
全厂
93.13
92.64
93.70
93.15
94.25
-0.03
18
排汽温度
℃
#5机
39.16
39.08
37.82
40.5
36.13
35.8
#6机
38.53
38.39
37.21
41.3
35.4
全厂
38.84
38.74
37.49
40.9
35.6
19
凝汽器端差
℃
#5机
4.0
4.2
3.4
3.4
2.18
4.7
#6机
3.9
4.3
3.8
2.8
2.9
全厂
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