电厂小指标对标分析报告.doc

小指标对标分析报告 为落实集团公司节能减排工作的深入开展，全面分析和查找火电机组运行小指标与设计值、先进值存在的偏差，我公司接到集团公司要求进行小指标对标分析的通知后，公司领导高度重视此项工作，组织专业人员认真按照对按照《中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见》运生2008（45号文）相关规定和要求全面开展能效对标工作，对标挖潜,对小指标进行对标分析工作，现就对标工作过程及结果做如下汇报： 对标整体情况 徐塘发电有限公司四台300MW机组三大主机分别由上海三大电站主机厂生产，公司四台机组所配锅炉为上海锅炉厂采用美国燃烧工程公司的转让技术设计制造，4、5号炉型号为SG-1025/17.44-M850，6、7号炉型号为SG-1036/17.44-M876，炉型为亚临界压力中间一次再热控制循环炉，单炉膛∏型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣。4号炉于2002年3月投产，7号炉与2005年12月投产。 徐塘公司四台机组所配汽轮机为Ｎ300—16.7/537/537型汽轮机，由上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造。它与SG－1025/17.44—Ｍ8型亚临界、中间再热、强制循环、汽包式锅炉及QFSN—300—2型汽轮发电机配套成单元制系统发电设备。 根据机组实际情况，徐塘公司在开展小指标对标活动中，将机组定位于国产300MW、纯凝汽发电机组的行列中，我公司对标情况总体良好。 二、对标情况分析 2.1.1、目前影响我公司锅炉效率的主要是排烟温度和飞灰含碳量，对于排烟温度，4台炉设计值是129℃，我公司4台炉排烟温度分别达到134℃，135℃，132℃和128℃。影响供电煤耗分别为.0.78克/千瓦时，1.02克/千瓦时，0.44克/千瓦时和-0.2克/千瓦时，对于飞灰含碳量，我公司4台机组分别为3.37%，3.22%，3.39%，3.48%，都高出设计值2%，分别高出1.37、1.22、1.39、1.48个百分点，影响供电煤耗分别为1.4克/千瓦时，1.24克/千瓦时，1.42克/千瓦时，1.51克/千瓦时. 2.1.2、空预器漏风率，我公司空预器漏风率设计值是8%，而在实际运行中，4号炉空预器的漏风率达到9.08%，影响供电煤耗0.2268克/千瓦时，5、6、7号炉空预器漏风率和设计值相当，对供电煤耗影响较小。 2.1.3、锅炉补水率，我公司统计的不是锅炉补水率而是机组补水率(包含汽机侧损耗，锅炉连续排污率设计值是小于等于1%，而机组补水率未查到设计值，但它的基准值是1.5%，我公司4台机组的补水率分别为1.14%，1.15%，1.24%，1.09%，由于运行人员精心调整，加强连排、定排的管理，我公司4台炉的补水率都较好。 2.1.4、主汽温度，徐塘4台机组设计值是538℃，我公司4台机组分别是538.6℃，537.9℃，537℃和536.4℃，由上述数据可知，我公司的主汽温度基本达到设计值。 2.1.5、再热温度，4台机组设计值为538℃，4、5、6、7号机组再热温度分别为533℃，534℃，532℃，531℃，可见我公司再热温度达不到设计值的要求。分别影响供电煤耗0.24克/千瓦时，0.19克/千瓦时，0.29克/千瓦时，0.33克/千瓦时. 2.1.6、由于我公司给水温度的设计值为273℃，是指在额额定负荷下，我公司的符合率为80%左右，所以给水温度低于设计值是正常。 2.1.7、凝汽器段差设计值为7-12℃，4、5、6、7号机分别为4.68℃，4.71℃，3.51℃，4.09℃，比设计值都要低，这与运行人员每天坚持投胶球，是凝汽器保持清洁有关系。 2.1.8、凝结水过冷度设计值是2℃，4、5、6、7号机组分别为1.39℃，1.07℃，1.27℃，1.04℃，都比设计值2℃要好。 2.1.9、真空度设计值为94.68%，我公司4、5、6、7号机真空度分别为94.11%，93.68%，93.98%，93.85%，由于统计期内温度较高，所以真空比设计值要低。 2.1.10、真空严密性小于400 kPa/min为合格，100kPa/min为优秀，4567号机分别为80.54 kPa/min，120.4 kPa/min ，208.37 kPa/min ，98.14 kPa/min 4、7号机达到优秀值，5、6号机也都是合格。 2.2.1厂用电率情况： 2.2.2厂用电率先进值为4.71%，平均值为5.82%，徐塘4、5、6、7号机厂用电率实绩分别为5.18％、5.1％、5.39％、5.32％，与先进值比分别增加0.47％、0.39％、0.68％、0.59％，与平均值相比分别减少-0.64%、-0.72%、-0.43%、-0.5%。 2.2.3引风机耗电率全国先进值为0.54%，全国平均值为0.67%，徐塘4、5、6、7号机引风机耗电