新疆电力行业节能技术监督工作总结Word文件下载.docx
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1.2.5神华集团
1）神华米东热电 得分：
83.5
1.2.6其它
1）天业热电 得分：
70.5
2）塔石化动力生产部 得分：
87.0
2完成的主要工作
2.1电网公司
2.1.1玛电
完成节能技术改造项目4项：
1）3号炉本体保温完善；
2）3号机组高、低压缸及主汽门保温；
3）3号机高低压缸端部汽封改造；
4）利用3号机A检，安装凝汽器化学补水节能装置，提高凝汽器真空和发电厂的回热经济性、降低低加传热端差，减缓低加氧腐蚀速度，延长低加使用寿命，同时使进入除氧器的水温提高，含氧量降低，提高除氧器除氧效率。
10月一、二期脱硫系统陆续投入运行。
针对7、8号炉投运以来制粉单耗超标，首先利用检修对10台磨煤机进行磨辊间隙调整、弹簧加载装置调整、侧机体导向衬板螺栓密封改造、石子排渣门检修、磨煤机石子排渣刮板、气封装置、导向衬板、耐磨衬板检查检修，减少石子煤中含煤率，制粉单耗大幅降低；
其次优化磨煤机运行方式，调整控制煤粉细度及控制制粉系统密封风量，有效降低了制粉耗电量。
优化7、8号炉脱硫装置运行方式，根据机组负荷及燃煤含硫量，在保证脱硫效率的基础上，停运一台浆液循环泵运行，有效降低脱硫厂用电量。
2.1.2伊犁一电
利用7号炉大修及省煤器改造之际，对于7号炉疏水管进行布排改造，加宽且垂直平行排管，减少弯管次数；
加装疏水二次门，使各路疏水各行其道。
受夏季高温气候影响，机组循环冷却水温度偏高，改造了7、8号机射水箱补水管路，使射水箱水温降低约2—3度，提高了射水抽气器工作效率。
更换了冷却塔损坏的淋水喷头，并对冷却塔淤泥进行清理，提高了冷却塔冷却效果。
对7、8号机循环水系统进行改造，加装7、8号机循环水联络门，并更换8号机凝汽器甲侧循环水出口电动门，为7、8号机不停机半侧清洗凝汽器创造了有利条件，提高了机组真空度。
配合伊犁电力公司完成了“十一五”节能审计报告及“十二五”节能规划报告的编制工作。
2.1.3北屯热电
利用机组公共系统检修，更换部分锅炉定排阀门。
2.1.4拜电
利用8号炉A级检修，下调四个角喷燃器角度，降低炉膛火焰中心，延长煤粉的燃烧时间。
改造后该炉飞灰可燃物同比下降了9.3%，成效显著。
结合机组A、C级检修，完成了5、6、8、9号机凝结器酸洗镀膜工作。
酸洗后凝结器端差明显降低，循环泵耗电率下降。
2.1.5伊犁二电
利用1号机组A修，对凝汽器进行涡流探伤，更换泄漏的凝汽器铜管26根，并进行彻底清洗；
更换1号炉水封槽，消除水封槽变形造成的锅炉漏风缺陷，修复冷灰斗下联箱部位破损严重的保温，清扫尾部烟道受热面及引风机等部位积灰、疏通两级空气预热器管，加强锅炉受热面的防磨防爆检查、更换磨损严重的三管6根，提高锅炉热效率。
利用2号炉C修，帅选磨煤机钢球，磨煤机单耗由检修前的12.46kWh/t下降至10.46kWh/t，每日可节约厂用电量960千瓦时左右，每月少消耗钢球近1吨，起到了明显的节能效果。
2.2华电集团
2.2.1华电红电
完成节能技术改造项目：
1）1、2、4号汽轮机汽封改造工作；
2）1、2号炉干除渣改造工作；
3）4号机冷却塔网格板更换。
获国家节能减排财政奖励资金205万元。
2.2.2华电苇电
完成多项厂内节水改造，完善节水措施，节水效果明细，获得自治区级节水型企业荣誉称号，发电水耗接近125MW等级机组发电水耗下限值。
2.2.3华电吐电
1）对1号供油泵进行变频改造，改造后节电率达到74.31%；
2）对全厂照明系统进行改造。
依托耗差分析系统，细化、完善节能管理制度，开展小指标对标管理，重要设备压红线率均在99%以上，主再热蒸汽温度压红线率较同期上升15个百分点。
2.2.4华电昌热
认真开展热力系统检查操作卡工作，积极查找热力系统的内外漏情况；
严格执行排污监督制度，控制排污流量和时间，避免过量排污；
制定合理的蒸汽吹灰程序，减少吹灰蒸汽量，控制补水率在2%以内。
通过定期真空严密性试验及查找系统的漏点，使机组真空严密性达到优良值，同时开展循环泵优化运行试验，冬季调整水塔挡风板，控制循环水温度，保证最佳真空，提高汽轮机组热效率。
2.2.5华电哈电
1）6号炉省煤器技改，高温省煤器加装2组省煤器管，增加了省煤器受热面。
改造后锅炉效率平均提高2.05%，给水温度提高7—8℃左右，排烟温度降低30℃左右。
依据锅炉效率提高2.05%、6号机组年发电量8.1亿千瓦时计算，省煤器改造每年节约标煤4260.1吨左右。
2）6号机高中压缸持环汽封改造，改造后机组发电煤耗下降8.07g/kWh。
3、6号机凝结器换热管材由铜管更换为不锈钢管，真空度、端差指标改善明显。
对6号机冷却塔填料空缺进行填补，更换损坏的填料托架，提高冷却塔换热效率。
2.2.6华电喀电
1）2号炉2、4号角安装气化小油枪替代机械雾化油枪；
2）2号机汽封改造，降低机组汽耗率。
2.3国电
2.3.1国电库电
1）对机组三段抽汽疏水系统进行改造，充分利用三段抽汽疏水的热能对生活区的热水和暖气系统进行加热，解决了疏水外排造成的热量和水的浪费。
2）利用机组检修，将1、2号炉给粉管弯管和喷燃口更换为陶瓷防磨弯管和喷燃口，大大强低了给粉管磨损漏粉和喷燃口燃穿缺陷的发生，同时也改变了现场的工作环境，降低了检修维护成本，节能效益明显。
3）利用机组检修，对2号炉磨煤机汽封进行改造，改造后年节约标煤约5000吨。
4）利用机组检修，针对冷却塔池设计冷却面积不足、循环水温度高的问题，加装一层冷却填料，增加了冷却塔冷却面积，使循环水入口温度下降1℃，年节约1700吨标煤。
5）利用机组检修，更换了2号给水泵、1号机凝结泵、4号循环泵、2号炉2号引风机、2号炉2号送风机、1号炉2号一次风机的高耗能电机，使各电机耗电率普遍下降，降低厂用电率0.14个百分点，年节约标煤800吨。
完成自治区经信委要求的2009年度能源审计工作。
2.4电科院
2.4.12010年3月11日，召开新疆电力行业节能技术监督年度工作会议，会议对2009年节能技术监督工作进行了总结，对2010年主要任务和重点工作进行了安排。
利用监督年会，进行了300MW机组系统优化运行、设备节能技术改造后节能量计算、低NOX燃烧、风机改造、企业能源审计等5个专题技术交流，成效突出。
2.4.22010年5月18—21日，新疆电力行业技术监督专责资格培训。
2.4.32010年5—8月，完成对玛电、伊犁一电、伊犁二电、拜城电厂、塔什店电厂、国电的三家发电单位、新疆华电集团的六家发电单位、新疆天业热电、鲁能阜康电厂上半年节能技术监督评价检查。
2.4.42010年10—12月，完成新疆电力行业技术监督工作年度检查考核评价。
2.4.5根据《新经信环资[2009]274号关于做好重点用能企业能源审计和节能规划编制工作及下达第一批强制性能源审计企业名单的通知》的文件要求，完成国电库电、乌鲁木齐电业局2009年度能源审计与节能规划工作。
2.4.6完成2011版《新疆电力行业节能技术监督实施细则》、《火电厂节能技术监督百分制考核细则》修编工作。
2.4.7现场技术服务：
华电红电、华电苇电、华电吐电等定期热力试验工作。
3存在的问题
3.1共性问题
3.1.1未及时更新节能监督相关的国标、行标；
已更新的标准未落实到班组，个别单位存在作废标准仍在用情况。
3.1.2目前有热力试验机构的单位有玛电、伊犁一电、国网能源公司伊犁二电、国电红电、国电铁电、华电哈电、华电喀电、拜电、华能塔电。
这些单位的热试人员均无资质。
3.1.3国家规定的五年一次能量平衡试验未能贯彻执行；
常规试验工作和试验设备的管理不够规范。
3.1.4年度监督计划及中长期规划不够规范，应按综合管理、节煤工作、节水工作、节油工作、节电工作等几类编制，便于管理、考核。
3.2国网公司
3.2.1玛电发电综合水耗大于规定值。
三期不合格指标：
1）7、8号机组生产厂用电率5.86%，高于计划值；
7、8号机组补水率1.71%，高于规定值。
2）7、8号锅炉热效率偏低；
7、8号炉省煤器前后无测点，漏风系数无法监控；
7、8号炉制粉单耗超标；
7、8号机主蒸汽及再热蒸汽温度全部偏低。
3）三期皮带秤循环链码校验装置未送检。
一二期不合格指标：
5号炉飞灰可燃物偏高；
1—6号机主蒸汽温度偏低。
锅炉漏风试验报告显示烟道漏风仅使用一台烟气分析仪进行测试，不符合要求。
3.2.2伊犁一电不合格指标：
全厂补水率超过规定值；
7、8号炉（省煤器出口）烟气含氧量高于合格要求；
5—8号机主蒸汽温度达不到合格要求。
检修监督：
6号机组、8号机、10号炉A级检修，检修监督项目完成率未达到100%；
重要项目合格率未达到100%。
3.2.3北屯热电不合格指标：
供电煤耗计算中未考虑供热部分，不能反映真实煤耗水平；
全厂补水率严重超标；
供热煤耗、发电综合水耗、全厂复用水率、锅炉热效率、过热器减温水量、炉膛烟气含氧量、排烟温度与送风温度差、吹灰器投入率、烟道漏风系数、引风机单耗、1号炉送风机单耗、本体及汽水管道表面散热情况、入炉煤与入厂煤热值差、煤场测温等17项指标未监控。
大部分定期热力试验项目未完成；
1、2号炉无送风温度测点，现场送风温度取自热风温度。
1号汽轮机打孔抽汽改造是2009年技改项目，至今未完成改造后效益评价。
3.2.4拜电不合格指标：
发电综合水耗、全厂复用水率未监控；
五台炉热效率全部低于设计值；
5号炉尾部烟道漏风系数全部超标；
五台炉飞灰可燃物均偏高；
制粉系统漏风系数未监控；
5、9号炉排烟温度两侧烟温偏差超出规定值。
6、8、9号炉A级检修，检修监督项目完成率未达到100%，重要监督项目合格率未达到100%。
3.2.5能源公司伊犁二电不合格指标：
1、2号炉炉膛烟气含氧量偏高；
1、2号炉制粉系统漏风系数未监控；
1、2号炉引风机单耗偏高。
检修监督：
1号机组A级检修，检修监督项目完成率未达到100%；
3.2.6能源公司阜康电厂节能监督专责换人频繁，且专责未参加2010年度新疆电力技术监督中心的监督年会；
应配备的节能监督常用标准、规程大部分缺；
节能管理制度不全，缺热力试验管理规定、机组查漏堵漏制度等；
无年度节能监督计划和节能规划。
不合格指标：
烟道各区段漏风系数、送引风机单耗、机组保温散热未监控；
1号炉排烟与送风温度之差超出设计要求；
根据1、2号炉引送风机耗电率、发电量、主蒸汽流量计算，1、2号炉引风机单耗偏高；
排烟温度两侧烟温偏差偏大。
2号机组A级检修，无检修监督报告书；
检修监督项目完成率未达到100%，重要项目合格率未达到100%。
定期试验监督：
每季度一次锅炉漏风试验未完成；
每年一次非A、B修机组额定或经济工况下炉、机热效率试验未完成；
每年一次非A、B修机组额定或经济工况下炉、机保温测试未完成。
3.3华电
3.3.1华电红电不合格指标：
3、4号炉热效率偏低；
4号炉炉膛烟气含氧量偏高；
3、4号炉水平烟道漏风未监控；
1、2号炉甲乙两侧空预器存在漏风；
2号炉送风机单耗和3、4号炉引风机单耗偏高；
2、4号机侧主蒸汽温度高于炉侧；
2号机侧再热蒸汽温度高于炉侧；
1—4号炉存在再热器减温水投入，不符合要求。
3号机组A级检修，检修前后保温试验数据不合理；
保温试验中测试部位的取点不符合要求（应不少于5点），保温试验原始记录未保存。
3.3.2华电苇电不合格指标：
1号炉排烟与送风温度之差偏高；
水平烟道漏风系数未监控；
1、2号炉低温空预器漏风超标。
3.3.3华电昌热不合格指标：
3、4号炉钢球磨、中储式制粉系统漏风系数未监控；
3、4号机组保温散热未监控。
制粉系统漏风试验未完成；
3.3.4华电哈电不合格指标：
3号机组及全厂补水率偏高；
3、5号炉排烟温度与送风温度差超出设计要求；
3号炉送风机单耗略偏高；
5、6号炉引风机单耗偏高；
5、6号炉再热器减温水投入不符合要求，降低经济性。
用于皮带秤实物校验的循环连码标准器未送检。
6号机组A级检修，检修监督重要项目合格率未达到100%。
2009年5号机由纯凝机组改供热机组和凝结泵变频改造的效益评价至今未完成。
3.3.5华电吐电不合格指标：
烟道各区段漏风系数中，水平烟道、省煤器部位未监控；
1、2号炉的再热器减温水水投入，不符合要求。
2号机组保温试验无原始记录，试验数据不合理，且试验设备不全，未列出测环境温度所用设备。
3季度2号炉漏风试验未完成。
3.3.6华电喀电不合格指标：
1—4号炉制粉系统漏风系数未监控；
1号炉送风机单耗偏高。
省煤器漏风试验未做。
2号机组A级检修，检修监督项目完成率未达到100%，重要监督项目合格率未达到100%。
3.3.7华电乌东热电应配备的常用标准、规程不全；
应编制的节能规章制度不全；
主设备台账不全。
无年度监督计划；
无节能培训计划；
未提交工作总结和自查自评。
不合格指标：
全厂复用水率未监控；
1号炉热效率较设计值偏低；
1、2号炉回转式空预器漏风不合格；
1、2号炉制粉单耗29.46、37.24kWh/t，超出规定值；
循环链码未送检。
3.4国电
3.4.1国电红电综合厂用电率未完成计划值；
全厂补水率超标；
发电综合水耗和全厂复用水率未监控（计量表计不足）。
5、6号炉热效率达不到设计值；
6、9号炉排烟与送风温度之差超出设计要求；
水平烟道及制粉系统漏风系数未监控；
6、9号炉Ⅰ、Ⅱ空+Ⅰ省的漏风超规定值；
燃油量超出年度计划值；
5、6号炉制粉单耗超标；
9号机组检修后保温存在12处不合格。
无煤场测温设备，用远红外测温仪测煤堆表面温度，不符合要求。
除9号机组外，每年一次非AB修机组的炉机热效率和保温试验未完成。
3.4.2国电库电不合格指标：
供电煤耗、厂用电率均未完成年度计划值；
全厂补水率偏高；
烟道漏风系数未监控；
1、2号炉排烟与送风温度之差偏高；
1、2号炉制粉单耗偏高；
1号机再热蒸汽温度偏低；
再热器减温水投入对经济性影响较大。
1、2号机组保温测试记录不规范，未注明试验机组负荷、无环境温度，无试验设备名称、编号、检定状态，无审核人员签字；
无正式报告。
本年度节能技改项目完成，但未见效益评定报告。
3.4.3国电铁电不合格指标：
供电煤耗未完成计划值；
补水率超规定值；
水平衡试验未完成；
发电综合水耗5.12m3/MWh，超规定值；
1、2号炉热效率低于设计值；
3号炉排烟与送风温度之差大于设计值；
1、2号炉无氧量表；
3号炉炉膛烟气含氧量大于规定值；
1—3号炉烟道各区段漏风系数未监控；
4号炉钢球磨中储式制粉系统，漏风未监控；
4号炉制粉单耗严重超标；
1—3号炉引风机单耗偏高。
入厂煤、入炉煤热值差超标；
煤场测温的插入式测温仪未送检。
3.5华能
3.5.1华能塔电不合格指标：
补给水率偏高；
锅炉热效率全部偏低；
3、7号炉排烟温度与送风温度差偏高；
3、4、7号炉引风机单耗偏高；
3、4号炉甲乙两侧排烟温度偏差大于规定植。
4、7号机组A级检修，检修监督报告书未报；
重要监督项目合格率未达到100%。
定期试验监督：
1）风速仪、皮托管、靠背管等热力试验设备未送检；
2）烟气分析设备落后。
3.6神华
3.6.1神华米东热电未见节能领导小组和三级节能监督网发文；
专责未参加2010年度新疆电力技术监督中心的监督年会。
应配备的节能监督常用标准、规程不全；
节能监督管理制度不全；
无节能分析例会；
无节能网其他活动；
无班组节能活动。
年度节能监督计划有缺项；
无年度自查自评。
未监控的指标：
补水率、全厂复用水率、炉膛烟气含氧量、烟道各区段漏风系数、炉膛出口烟道两侧烟温偏差、空预器出口烟道两侧烟温偏差、机组保温散热、机侧主蒸汽压力、机侧主蒸汽温度、机侧再热蒸汽温度、入厂煤与入炉煤热值差等。
1号炉一次风机及引风机单耗偏高；
皮带秤校验周期不符合要求；
循环链码未校验。
未建立机组阀门内漏管理台帐；
未检查、统计阀门内漏及泄露。
每季度一次锅炉漏风试验、每年一次非AB修机组额定或经济工况下炉机热效率试验、每年一次非AB修机组额定或经济工况下炉机保温测试等均未完成。
3.7其它
3.7.1天业热电节能领导小组和三级节能监督网均无正式发文；
节能监督规章制度不全；
节能专责不参加节能分析会，不利于开展工作；
年度节能监督计划不全；
未按节能培训计划进行节能培训；
无节能规划。
厂用电率未完成计划值；
机组补水率全部超标（十台机组主蒸汽流量值不准确）；
全厂复用水率不准确（循环水系统无表计，平时按循环泵铭牌出力计算）。
1—6号炉热效率全部低于设计值；
7—10号炉热效率未监控；
5、9号炉排烟与送风温度之差高于设计值；
1—10号炉烟道各区段漏风系数未监控；
1—10号炉均为钢球磨中储式制粉系统，漏风系数未监控；
1号炉飞灰可燃物偏高，2号炉飞灰可燃物超标；
1—4号炉制粉单耗超标，9、10号炉偏高；
4、5、6、7、8号炉排烟温度两侧烟温偏差大于规定值；
3、4、5、6、7—10号机主蒸汽温度均偏低；
7、8、10号机再热蒸汽温度偏低；
7—10号炉再热系统投入减温水，机组经济性降低，不符合要求；
1—10号机组保温散热未监控。
皮带秤实物校验装置的标准器（循环链码）未送检；
入厂煤与入炉煤热值差超标。
2号机组A级检修，检修监督报告书未完成；
监督项目完成率未达到100%，重要监督项目合格率未达到100%。
每季度一次锅炉烟道各区段漏风试验以及制粉系统漏风试验未完成；
每年一次非A、B修机组额定或经济工况下炉、机保温测试未完成；
新机组投运后的性能验收试验未完成。
3.7.2塔石化节能分析例会每季度一次，不符合要求。
节能分析例会应每月一次，内容包括上月工作总结及指标分析、下月工作计划。
节能监督专责无资质证。
节能监督要求的指标监督急需加强并完善。
1）综合经济技术指标有发电量、发电煤耗率、供电煤耗率；
综合厂用电率、发电厂用电率；
发电综合水耗；
全厂补水率、汽水损失率。
如供热，还应加上供热量、供热煤耗率；
供热厂用电率；
热电比；
供热补水率。
2）主要经济技术指标有：
锅炉热效率、排烟温度、飞灰可燃物、炉膛烟气含氧量、烟道各区段（水平烟道、省煤器、空气预热器）漏风；
机侧主蒸汽温度和压力。
节能技措项目完成后未进行节能效益评定。
42011年度重点工作
4.1完善节能管理制度，是做好节能降耗的基础。
4.2发挥技术优势，积极开展技术服务和科研工作，参与电厂机组的技术改造、试验工作，进行技术把关、技术咨询，对机组和节能改造项目提供技术支持。
4.3提高锅炉燃烧的稳定性及燃烧效率，在保持飞灰可燃物在较低水平的前提下，适当降低锅炉氧量；
做好二次风调整试验，保持良好的炉内动力工况；
对于效率低的锅炉，进行磨煤机和锅炉燃烧的优化调整；
针对煤质变化加强燃烧调整的监督指导，进行锅炉燃烧特性和热力特性分析，防止灭火和爆燃；
加强空预器维护工作，减少堵灰和漏风。
4.4贯彻国家和自治区关于电力节能减排的部署和要求，严格执行各项规章制度和措施；
对发电设备进行全方位、全过程的节能技术监督。
4.5为推动并深化节能监督工作，同时各发电单位之间彼此取长补短、相互借鉴，计划在2011年进行节能技术监督互查。
4.6开展供热电厂的经济指标计算研讨班，减少在供热供电煤耗的计算中，因计算方法不同产生的误差。
4.7对各发电单位的经济指标进行抽查，抽查指标包括：
氧量、排烟温度、尾部烟道漏风。
附表12010、2009年各单位主要经济指标完成情况
序
项目
供电煤耗
g/kWh
生产厂用电率
%
补水率
燃油量
t
发电综合水耗
m3/MWh
2010
2009
1
玛电
381
6.57
6.23
1.56
1.55
90.75
21
2.52
2
伊犁一电
638
10.17
10.93
2.50
2.60
/
1.08
1.29
3
阿克苏拜电
510.9
7.41
7.49
1.95
2.38
147.9
99.4
4
拉斯奎
652
12.30
3.50
20.7
5
阿勒泰北屯
713
715
9.39
9.30
8.42
7.12
6
国电铁电
483.2
495.1
9.43
9.57
4.12
5.42
44.1
33.0
4.23
5.01
7
国电红电
373.6
435.1
8.37
8.75
3.07
3.67
199.0
442.4
2.71
1.84
8
国电库电
365.0
367.0
7.60
7.47
2.05
2.47
30.02
0.55
2.36
2.86
9
华电红电
324.3
332.7
7.26
6.54
1.93
1.90
97.48
101.6
2.33
2.34
10
华电苇电
336.4
339.0
7.03
7.19
1.66
1.76
73.47
146.7
2.56
2.70
11
华电昌热
354.4
358.2
6.83
6.79
1.86
1.72
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