热电部节能达标工作总结Word文件下载.docx
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≯324.00
342.39
360.85
4、供热标煤耗
千克/吉焦
≯38
≯37.9
≯37.8
38.38
38.22
5、发电厂用电率
%
≯8.1
≯8.05
≯8
8.03
8.19
6、供热厂用电率
千瓦时/吉焦
≯7.3
≯7.15
≯7.1
7.69
7.23
7、供电现金操作费用
元/千千瓦时
≯60.00
73.62
69.50
8、供热现金操作费用
元/吉焦
≯5.8
8.25
7.37
9、耗燃料油量
吨/月
≯33
≯25
≯20
41
129
10、单位发电取水量
立方米/兆瓦时
≯3.8
≯3.2
≯3
3.81
3.54
11、年吸电负荷超5万千瓦次数
次
≯2
≯0
1
12、451线路无功电费损失
万元/月
≯10
≯5
-2.13
115.52
13、2843线路购电功率因素
-
≯0.9
≯0.96
≯0.98
0.99
14、热电部峰平段购电量
万千瓦时/月
≯300
≯200
≯100
1121.296
4106.256
（二）装置指标
锅炉装置
1、Ⅰ类非计划停炉
0
2、Ⅱ类非计划停炉（4小时）
3、制粉单耗
千瓦时/吨煤
≯28
≯27.5
≯27.2
29.09
26.23
4、风机单耗
千瓦时/吨汽
≯4.85
≯4.70
≯4.60
5.63
4.98
5、飞灰可燃物
≯2.5
≯2.45
≯2.38
3.24
2.64
6、锅炉效率
≮92.00
≮92.20
≮92.50
92.43
92.67
#3炉效率
92.95
92.73
#4炉效率
92.08
92.47
#5炉效率
92.04
92.79
92.59
#6炉效率
93.19
汽机装置
1、Ⅰ类非计划停机
2、真空度（6～10月）
≮92.8
≮93
≮93.5
96.55
94.84
（11～5月）
≮94.00
≮94.5
≮95
3、高加投入率
≮98.00
≮99.00
≮100
99.64
99.57
4、给泵单耗
≯5.60
≯5.50
≯5.40
5.40
5.26
电气装置
1、35KV母线电压合格率
100
100
1、供电标煤耗、供热标煤耗
全年供电、供热标煤耗累计分别完成360.85克/千瓦时和38.22千克/吉焦，同比分别上升30.93克/千瓦时和0.46千克/吉焦。
主要原因：
（1）分公司主要装置蒸汽需求大幅减少，导致我部热电联产效应严重削弱。
一是炼油新区自2013年9月份投产后经优化调整余热利用在本年3月份以后逐步达到设计水平，大量副产低压蒸汽并网，加上2013年二季度炼油新区吹扫蒸汽用量的影响，使热电专业2014年热经济性最好的低压供汽量同比减少了103.37万吨，降幅达64.91%；
二是尿素装置根据总部退出的部署及整体物料平衡需要于2013年10月中旬关停，减少中压蒸汽用量约80t/h，加上煤气化空分单元实施中压蒸汽管线降压改造、循环水透平因老化停运，2014年中压汽量同比也减少了37.40万吨。
（2）炼油新区投产后，分公司主要装置用电负荷增加约5万千瓦，纯凝发电比例上升幅度大，凝汽损失增加，效率下降。
因电网峰平时段（每天17小时）购电成本为自发电变动成本的2倍以上，加上当前机组分别接入电网两个不同电压等级系统存在的风险限制，经济、技术上均不允许大负荷从电网购电，全年发电量同比增加21654万千瓦时，在供热减少的情况下，新增发电量全部为纯凝方式所发电量，对应的煤耗超过400克/千瓦时。
（3）由于脱硫脱硝实施顺序的影响，为保证安全供电供热，#4、#5锅炉长期运行无法消缺，锅炉尾部受热面积灰严重，整体排烟温度同比上升3.6℃，制约了锅炉效率。
（4）6#、3#锅炉脱销改造分别于7月份和9月份投用，由于脱硝系统采取低氮分级燃烧技术，客观上造成煤炭燃尽程度下降，飞灰可燃物含量上升，对炉效造成制约。
由于电热生产结构变化，我部热电比同比下降44.13吉焦/万千瓦时，尤其是热经济性最好的低压供热大幅下降64.91%，使供电标煤耗定额同比上升44.01克/千瓦时，是煤耗指标同比大幅上升、超总部下达目标的最主要原因。
2、发电、供热厂用电率
全年发电、供热厂用电率分别完成8.19%和7.23千瓦时/吉焦，同比分别上升了0.47个百分点和0.23千瓦时/吉焦。
（1）主蒸汽纯凝发电转换效率不到35%，而供热效率超过90%，由于供热减少、纯凝发电量大幅增加，锅炉同等蒸发量及辅机电耗对应的产出下降，造成单位电耗上升。
（2）3、6#炉脱硝改造投用后，锅炉烟风阻力上升，为克服烟风阻力两台锅炉引风机均改型换大，风机耗电明显增加，全年风机单耗同比上升0.35千瓦时/吨。
（3）3、6#炉简易脱硫无法满足新时段减排要求，新建了A套脱硫设施，脱硫用电增幅较大，燃料标煤脱硫电耗同比上升5.71千瓦时/吨。
（4）结合主要厂用电指标分析
制粉单耗累计完成26.23千克/吨汽，同比下降1.12千克/吨汽，主要原因：
一是有效开展制粉单耗竞赛活动；
二是充分利用绞笼优化制粉运行方式，启运出力较高的制粉系统，减少制粉系统启停次数；
三是加强了对制粉系统现场管理，计划性检修及及时处理设备缺陷，确保制粉系统完好运行；
四是加强了定期工作的监督落实，如对磨煤机添加钢球，消理木块、木屑分离器等定期工作检查，保证制粉系统高出力运行。
给泵单耗累计完成5.26千瓦时/吨汽，同比下降0.36千瓦时/吨汽，主要原因：
去年受网架改造、炼油新区开工、#5机试运的影响，单耗居高不下，今年以来，给泵再循环系统泄漏治理工作，以及生产稳定较为稳定，给泵系统与负荷匹配性上升，有利于控制单耗。
风机单耗完成4.98千瓦时/吨汽，同比下降0.3千瓦时/吨汽。
一月份#3、#4炉水封槽利用检修机会进行更新，维持炉底水封，减少了漏风；
但仍存在脱硫增压风机出力偏小、电袋除尘器阻力大、炉膛出口氧量控制偏大等影响风机电耗因素。
二月份，#3炉多次因布袋差压大，降低负荷运行；
#4、#5炉满负荷运行，脱硫增压风机电流维持在145A左右运行，一定程度上需增加锅炉引风机出力来克服增压风机电流降低的烟气阻力；
运行调整中，提高#4炉主汽温度，膛出口氧量控制偏大影响风机电耗；
入炉煤挥发分在偏高，采取开启强冷风门，降低热风温度措施，影响风机电耗；
四月份，受化肥装置影响，#5炉负荷率不高，以及入厂煤炭全水份高达8.3%，入炉煤配煤增加难度，锅炉磨煤机入口经常堵塞疏捣，增加热风干燥和制粉系统漏风，不利于控制风机单耗；
五月份，4#炉风机单耗上升较大，7日～8日#4炉甲引检修，负荷较低，以及22日24日#4炉甲侧捞渣机大轴更换期间，底部漏风等因素影响，23日～28日化工一部部分装置停工期间，锅炉负荷较低，影响风机单耗。
7月份#6炉和10月份#3炉脱硫脱硝改造后，受供热量以及机组发电能力影响锅炉负荷率偏低，以及#3、6炉风机改造后电流值较大，不利于控制单耗，#6炉累计风机单耗达到6.42千瓦时/吨，同比上升2.16千瓦时/吨，#3炉累计风机单耗达5.13千瓦时/吨，同比上升0.44千瓦时/吨。
三、能耗分析
项目
年计划
2014年累计
2013年累计
发电量
万千瓦时
12000
126934
105280
供热量
万吉焦
1542
1406.20
1760.21
类别
时间
累计消耗
累计折算
实物量
标煤量
原煤（t）
2014年
1250462
923639
去年同期
1296452
947302
轻油（t）
129.00
184
785
1121
弛放气（t）
2642
1337
2620
1362
干气（t）
11421
17257
36805
53652
（1）发电量
累计发电126934万千瓦时，完成年计划12亿千瓦时的105.78％，同比增加20.57%。
分公司主要装置用电量大幅上升，执行效益最大化标准，严格控制峰平段高价倒吸电，供给股份公司电量同比增加24.79%。
（2）供热量
累计供热1406.20万吉焦，完成年计划1540万吉焦的91.19％，同比减少20.11%。
炼油新区以及Ⅱ套丙烯腈投产，其自产蒸汽量较大，供给股份公司供热较去年同期下降21.96%。
（3）燃料折标准煤量
累计消耗标准煤量125.05万吨，同比下降3.55%。
炼油新区以及Ⅱ套丙烯腈装置顺利投产运行，化肥尿素装置停工，以及化肥装置停工检修，总体负荷下降。
（4）燃油量
累计消耗燃料油129吨，同比少耗燃料油626吨。
对比去年，今年锅炉起停次数明显下降，辅机缺陷以及煤质变化引起的投油稳燃情况减少。
四、围绕节能达标开展的工作
1、完善热电指标统计、考核体系，建立健全以供电标煤耗等六项竞赛指标为主要内容的经济技术指标考核体系。
热电部根据分公司下达的竞赛指标，进行分解细化，落实到各生产装置，细化到单套装置乃至单台设备。
为保证指标数据准确真实，我们对每一项指标的计算方法都做了详细的规定，每月将重点指标完成情况纳入月度经济责任制考核。
加强月度经济分析，建立旬分析制度；
瞄准行业内先进指标，与自身历史水平、行业先进水平对比分析，找出差距，明确目标，制定措施。
2、紧抓长周期运行，确保装置运行指标达标
长周期目标是装置达标的基础，热电部在主装置单位制定出长周期装置完好标准检查考核表，成立长周期检查考核小组，对照完好标准有针对性地去分析存在的问题及必须采取的解决措施，有效提高了特护质量。
热电部克服安全保供任务重、更新改造风险大等重重困难，以“保安全、保稳定、实现长周期运行”作为重点工作，推进精细化管理，深入开展长周期安全生产竞赛活动，进一步落实安全生产责任制，安全长周期运行为全年生产任务的完成和经济效益的大幅提高提供了有力的保障。
3、深入开展以“热电优化运行技术攻关”为主线的达标及节能活动。
（1）坚持从计量基础工作入手，完善了部、作业区、班组三级核算体系，规范数据管理，持续编制《计量月报》，及时准确地反映了燃料、水、电、汽等重要数据，做到基础数据统一规范，为节能工作奠定了基础。
（2）制定改进以小指标保大指标完成的活动方案，定期召开月经济分析会和旬经济分析会，把每项指标与历史指标、行业先进指标相对比，找出差距。
着重加大了对主汽温度、真空度，锅炉效率、上网及倒吸电量的考核力度，积极营造出节能达标良好氛围。
（3）积极开展系统优化、精细调整工作及主动性试验检查工作，适时根据系统运行情况安排机炉负荷。
一月份，三炉三机运行期间，分别按30MW、48MW和48MW接带电负荷，努力减少峰平段倒吸电量，夜间实行低谷倒吸；
二月份，中、下旬3#机检修工作结束后，积极组织开展机组扰动性试验工作，对机组调整速率明确要求。
全力维持三炉三机高负荷运行，分别按50MW、50MW和50MW以上接带电负荷，努力减少峰平段倒吸电量，夜间实行低谷倒吸；
三月份，上旬全力维持三炉三机高负荷运行，分别按50MW、50MW和50MW以上接带电负荷，努力减少峰平段倒吸电量，夜间实行低谷倒吸。
中、下旬，伴随化肥装置停检修，适时安排5#、4#机检修消缺工作，同时做好低负荷生产期间的安全稳定运行。
二季度以来，我部维持三炉三机高负荷稳定运行，保持联网线路持平上网。
进入高温季节，公司用电负荷大幅上升，我部在运机组均高负荷运行，特别是4#机组，因电站运行方式安排要求，接带炼油新区、及我部5#炉用电负荷，机组发电达到额定60MW。
我部组织开展4#机组高负荷安全运行分析评估工作，对4#机组运行关键参数重点监控。
摸索三台机组高负荷运行保证电力发用平衡的相关参数，3月份以后实现了三台机组并运发电负荷维持在15.5万千瓦以上，避免了增开机组平衡用电带来的空载损失。
基本停运低效老化的2#机，加强高加系统特护，保持较高的加热蒸汽压力。
（4）深入开展汽机和锅炉装置优化运行工作。
加强5#机回热抽汽系统调整，提高高除加热蒸汽母管压力。
进一步加强运行机组工业水滤网和二次滤网清洗，提高冷换设备换热效率和凝汽器真空，合理安排机组负荷，保持胶球装置在连续运行状态，每月安排真空严密性试验，加强考核，在单机发电负荷明显提高的情况下机组真空度同比还提高了0.89个百分点，改善了机组效率。
优化机组间的化学补充水量，提高凝结水泵效率和机组真空。
（5）制定了压降厂用电攻关方案，每月分析、督促相关措施的落实，取得一定效果。
治理了给泵系统的隐患，再循环内漏减少，注重给泵运行方式与锅炉负荷的匹配度，给泵单耗同比下降0.36kWh/t；
对制粉设备开展预防性消缺，降低了故障率，提升制粉系统管理力度，有效开展制粉单耗竞赛活动，加强锅炉运行中精细调整，充分利用绞笼优化制粉系统的运行，充分利用#3、4、5炉绞笼送粉系统，发挥5#炉粗粉分离器改造后制粉单耗低的优势及螺旋输粉机的作用，减少制粉系统启停次数，积极开展三炉四磨方式优化，制粉吨煤电耗同比下降1.12千瓦时/吨；
针对干气大幅度波动，合理安排各台炉干气掺烧量，避免产生热偏差影响到锅炉长周期运行，积极协调供煤工作，力求入炉煤质稳定；
发挥改造后新网架优势，开展主变降损工作，主变损耗率下降0.12个百分点。
五、存在的主要问题
1、由于我部至220KV山口变联网线路工期一再推迟，我部电站较长时间维持2843线路、451线路分列联网运行，公司装置供电方式、以及我部厂用电方式一直存在着非常巨大（灾难性）隐患。
2、电热结构矛盾突出，800万吨/年炼化一体化项目于2013年9月份投产，并经2014年运行调整后，主业电热需求格局已基本定型，电负荷高、热需求不足的局面中短期内难以改变。
今年以来，分公司炼油新区、Ⅱ丙烯腈等装置自产蒸汽增加，尿素装置停产等因素影响，导致电负荷大幅上升，热负荷大幅下降，累计发电量同比上升20.57%，累计供热量同比下降20.11%，电热负荷结构发生较大变化，热电联产效应削弱明显，全年累计热电比为72.03吉焦/千万时，同比下降44.13吉焦/千瓦时，累计供热比为56.11%，同比下降11.36个百分点。
明年一季度主要用汽装置停工改造检修的影响，测算2015年热电比仅61吉焦/万千瓦时，同比下降14%，热电联产效应弱，供电、供热标煤耗将会进一步上升，尤其是供电标煤耗超过国家对小火电机组的限额，机组存在被限制运行的风险，成本及节能压力较大。
经按锅炉、机组消耗定额及电热结构测算，2015年预计供电标煤耗仅能完成378克/千瓦时，主要是供热减少热电比下降、脱销改造后锅炉尾部受热面积灰倾向增加制约炉效。
鉴于全部锅炉脱硫脱销改造后厂用电消耗增加，预计发电、供热厂用电率仅能完成9.0%和7.7千瓦时/吉焦。
3、作业环节存在低老坏现象。
各辅机系统故障缺陷、管道阀门带压堵漏点较多，高压辅机大多是定速泵且运行时间较长，运行效率下降，多台给泵存在不同程度缺陷，制粉系统的输粉绞笼故障率较高，磨煤机抢修次数较多，检修质量不高，影响负荷接带。
4、各台锅炉脱销系统陆续建成投用，由于脱销系统采取低氮分级燃烧技术，客观上造成煤炭燃尽程度下降，飞灰可燃物含量上升，对炉效造成制约，加大煤耗控制的难度。
5、厂用电压降存在诸多制约。
总体电热平衡及安全供热决定了锅炉只能维持三炉运行方式，使A、B套脱硫装置始终有一套低负荷运行，增加了脱硫电耗；
各台锅炉陆续新增脱硝装置，增加了系统阻力，四台炉风机分别进行扩容（3#炉甲乙引由630kW增加至710kW，6#炉甲乙引由900kW均增加至1600kW，4#炉甲乙引由700kW均增加至1250kW，5#炉甲乙引由1250kW增加至2000kW），正常三炉运行模式增加厂用电负荷4000kW，而目前仅5#炉引风机配置了调速装置，风机单耗呈大幅上升态势；
循泵系统非节能型电机，在胶球系统连续运行情况下，为维持循环水系统压力，只能维持两台大泵运行；
6#炉无绞龙输粉设施，制粉系统仅3#、4#、5#炉实现联供。
六、2015年节能达标工作目标及措施
1、强化可靠性管理，杜绝非正常停运，确保供电供热安全。
严格“七定巡检”制度，主动安排预防性检查和维护工作，以转动设备为重点，加强缺陷治理及特护，确保本质安全；
严格按照运行规程及典型操作卡进行操作调整，确保监盘责任落实，严防误操作；
合理进行锅炉配风，使锅炉主蒸汽压力、温度、流量、氧量及排烟温度等指标控制在规定范围内，确保锅炉运行稳定；
加强备用减温减压器的特护、供热管线的巡线，确保供热安全；
以高压供电线路、新电站为重点强化电气设施保运，严格电气“三三二五”制及制度规范，狠抓作业风险识别评估和方案制定，落实防范措施，实现安全供电。
2、按“以热定电”、效率优先原则优化生产方式安排，提高总体效率。
积极优化生产方式，维持三炉三机较为经济的运行方式，保证锅炉处于经济负荷区间；
让新建5#机及高效4#机多带电负荷，2、3#机多带供热，调控上网电，最大限度减少节流及凝汽损失；
利用好峰谷电价政策，主动组织低谷吸电，提高热电比；
调控减温减压供热，着力发挥3、4、5#机供热接带能力，最大限度控制减温减压供量。
积极寻求优化生产结构，寻求减少发电量的方法，提高热电比，实现煤耗、电耗指标全面提升。
一是实施大用户直供电计划及非生产转供电移交，安庆市市网电量充足，将我部部分外供电用户以及生活用电换接至市网，能够降低线路损耗，减少机组发电量，有利于提升热电比；
二是将低效#2抽凝机组改造成抽背机组、电动给水泵改造成为气动泵，将有效的降低厂用电，减少煤耗。
3、以关键小指标为重点，加强运行调整，组织劳动竞赛。
（1）加强锅炉燃烧调整，定期测试炉效，力争平均炉效不低于92.5%，飞灰可燃物含量控制在3%以内。
合理地进行锅炉配风，防止炉膛出现火焰偏斜、热偏差，调整一、二次风，降低火焰中心温度，延长煤粉在炉内停留时间；
降低漏风，保证炉膛含氧量，使煤粉充分燃尽，减少排烟损失，重点做好制粉系统优化及泄漏治理、锅炉及除尘器的漏风监控消缺、加强运行氧量控制及吹灰器投运管理。
（2）加快凝器治理，提高机组效率。
加大对机组凝器、二次滤网的管理，及时清洗，减轻结垢，防止空气漏入，及时调节循环水量，降低循环水进出口温度，控制机组端差。
深入分析3#、5#机组漏空气原因、尽快消除缺陷，力争机组真空度达到95%以上。
（3）优化调整，力争给水温度达到203℃，较去年提升5～8℃，。
加强运行维护，确保高加投入率不低于99%，；
做好机组方式安排，尽量让3、4、5#机接带较高负荷，充分发挥新建5#机中压供热接带能力，提高3、4#机给水加热蒸汽品质。
4、控制辅机设备能耗，深入执行压降厂用电实施细则，努力提升关键厂用电指标。
（1）根据燃煤品质和机组负荷及时调整优化制粉系统；
重点从磨煤出力，钢球装载量、磨煤机风量、煤粉细度、提高煤质、加大粗粉分离器及耐磨钢球技术改造等方面入手开展制粉单耗攻关工作。
（2）在确保安全的前提下，开展给水母管降压运行试验，从给泵运行效率、阀门泄漏、7#给泵稳定运行、给泵电改汽项目推进等方面开展给泵单耗攻关工作，同步进行给水调节阀性能整定，以提高调节阀的调节性能。
运行时应根据锅炉负荷情况，及时调整给水母管压力，尽量降低运行压力。
加强对给水泵的维护与检修，及时修复或更换受损的配件，避免给水泵叶片受损或内部动静间隙过大，导致给水泵运行效率低时；
定期清理给水泵入口滤网和前置泵入口滤网，减少给水泵入口滤网或前置泵入口滤网堵塞，影响给水泵出力和运行效率时。
（3）根据凝汽器真空和端差变化，从循环水量调整寻优、二次滤网管理、循泵电机更新等方面入手开展循泵单耗攻关工作。
根据气象条件、机组特性和循环水系统配置等条件，分析确定凝汽器经济真空；
结合循环水温度、汽轮机真空和凝汽器负荷，合理调配循环水泵运行台数和各机组凝汽器循环水量，优化循环水系统运行方式。
按规定进行真空严密性试验，依据试验结果开展查漏工作，消除漏点。
循环水系统启动时应排尽凝汽器水侧空气；
水室真空泵的机组，定期开启循环水室真空泵，排尽循环水侧空气，消除凝汽器回水室积聚空气，破坏循环水管虹吸。
确保胶球清洗装置正常投运；
根据凝汽器端差变化及机组运行方式，可进行半面隔绝清洗，维持凝汽器冷却水管清洁，减少凝汽器冷却水管脏污、结垢，造成端差大或过冷度大。
（4）根据脱硫系统负荷，优化好两套脱硫系统运行，重点从吸收系统的运行优化、烟气系统的运行优化、公用系统（制浆、脱水、废水）的运行优化、两套脱硫部分系统互联互供等入手开展脱硫单耗攻关工作。
在满
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