汽机经济性评价自查评报告文档格式.docx
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《中国大唐集团公司火电企业能效水平对标活动实施方案》[安生2009]49号
9
8
已成立发电部能效对标工作小组,与大唐集团公司同类型电厂进行一级、二级指标进行对标。
1.1.9
节能月度分析
1.1.10
节能年度总结
1.1.11
节能减排审计
节能减排法律法规及相关规定
1.1.12
非生产用能管理
1.1.13
节油管理
2
1.1.14
节水管理
1.2
运行管理
50
42
发电部
1.2.1
机组耗差分析
《中国大唐集团公司火电机组耗差分析技术标准》
10
已投入正常运行
1.2.2
运行绩效考核
《中国大唐集团公司全能值班、点检定修绩效考核指导意见》
1运行绩效系统已正常运转;
2.运行绩效考核已达到运行人员收入的50%,;
3.制定值际发电量竞赛办法,严格执行。
1.2.3
全能值班员持证上岗
《中国大唐集团公司运行管理办法》
部分取证
1.2.4
辅机优化运行
12
11
制定辅机优化运行方案,需要严格要求执行。
1.2.5
专业分析
《中国大唐集团公司运行管理办法》《中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见》
1.2.6
锅炉吹灰管理
1.2.7
机组经济调度(AGC机组不进行评价)
该项目不参与查评
1.2.8
冷却塔(空冷塔)运行管理
1.2.9
胶球清洗运行管理
1、2号机胶球清洗装置运行正常
1.3
设备管理
47
设备部
1.3.1
点检定修管理
《中国大唐集团点检定修管理导则》
3
点检员持证上岗未达到100%扣2分。
1.3.2
技术监控管理
《中国大唐集团公司技术监控动态检查管理办法》
1.3.3
设备技术资料
因历史原因部分,资料不全扣1分
1.3.4
A级检修管理
《火力发电机组A级检修管理导则》
1.3.5
A级检修质量
15
1.3.6
节能技改工程管理(30万元以下项目不进行评价)
《中国大唐集团公司技术改造管理办法》
节能技改工程有待检修时实施,尚未进行。
有可研报告。
1.3.7
节能技改工程后评估
1.4
燃料管理
40
37.5
燃料管理部
1.4.1
燃料管理制度
大唐集团制[2007]42号,51号,57号,60号
1.4.2
燃料采购计划
《大唐集团燃料管理办法》《中国大唐集团公司燃料管理办法》(大唐集团制[2005]145号
重点合同到货率未达到100%,主要原因是神华集团内控重点合同煤兑现率72.5%。
1.4.3
燃料合同管理
《中国大唐集团公司燃料管理办法》(大唐集团制[2005]145号
1.4.4
入厂煤的数量验收
《中国大唐集团公司入厂煤验收管理办法》(大唐集团制[2007]42号)
1.4.5
采制化管理
《中国大唐集团公司入厂煤验收管理办法》(大唐集团制[2007]42号
《中国大唐集团公司入炉煤计量、计质管理办法》(大唐集团制[2007]57号)
1.4.6
入炉煤的计量检质(入炉煤的计量)
1.4.7
燃料(煤)进、耗、存管理
《中国大唐集团公司入厂煤验收管理办法》(大唐集团制[2007]42号)《中国大唐集团公司燃料储存管理办法》(大唐集团制[2007]51号)
1.4.8
煤场置换
(煤场管理)
《中国大唐集团公司燃料储存管理办法》(大唐集团制[2007]51号)
1.4.9
掺配煤方案(掺配煤管理)
1.4.10
燃料管理信息系统
1.5
系统指标不全
1.4.11
入厂煤、入炉煤热值差
2012年3月15日未超标。
1.4.12
燃料采、制、化工作人员持证上岗
部分取证。
1.4.13
燃油进、耗、存
试验管理
27
1.5.1
热力试验管理制度
未成立热试组,现热力试验由山东电科院进行。
1.5.2
热力试验日常管理
《以热效率为核心能耗管理指导意见》
投产后仅做了考核性试验,根据考核性试验确定最佳运行参数。
机组热效率试验由技术服务单位进行。
-2分。
1.5.3
机组A、B级检修前、后热力试验
1号机B级检修前、后,1号机A修前都进行了试验。
2号机A级检修前、后进行了性能试验。
1.5.4
节能技改前、后设备性能试验
节能技改项目由公司内部进行节能分析。
1.5.5
汽机真空严密性试验
《节能技术监督导则》DL/T1052--2007
每月进行一次真空严密性试验
1.5.6
空预器漏风率试验
无热力试验组,机组考核性试验、检修前后进行了空预器漏风率测试。
-1分。
1.5.7
水平衡测试
没有进行,正在开展前期工作(成立没有5年)。
1.6
计量管理
30
25
设备部热控专业
1.6.1
非生产用能清单
1.6.2
非生产用能月报表
1.6.3
入厂煤轨道衡定期检定
1.6.4
入厂煤汽车衡定期检定
1.6.5
热量计
(入厂煤化验仪器检定)
1.6.6
(入炉皮带秤实煤校验)入厂、入炉皮带秤校验
1.6.7
入炉、入厂煤自动采样装置标定
入厂自动采样装置、入炉自动采样装置定期标定。
1.6.8
关口电能计量装置
《中国大唐集团公司电测技术监督制度》(大唐集团制[2007]73号)
1.6.9
一级用水计量
DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》
缺少计量装置
1.6.10
一级热能计量
GB/T17167-1997《企业能源计量器具配备和管理导则》
1.6.11
一级燃油计量
1.6.12
生产用电分类计量
1.7
查评资料准备情况
《中国大唐集团公司经济性评价管理办法》
部分资料不全。
设备评价
240
165
2.1
汽轮机设备
106
77
设备部汽机专业
2.1.1
热耗率
1、2号机性能试验均达到厂家设计要求。
2.1.2
缸效率
1号机高压缸效率偏低6.17%,中压缸效率偏低1.23%;
2号机高压缸效率偏低4.56%。
2.1.3
调节系统运行方式
《中国大唐集团公司火电机组节能降耗指导意见(试行)》安生[2008]47号
符合要求
2.1.4
调门重叠度
采用顺序阀控制方式,1、2号机已做调门重叠度试验,
2.1.5
汽缸漏汽
1、2机汽缸结合面无漏气。
2.1.6
调节级及各监视段参数
各监视段压力、温度均正常。
2.1.7
加热器
《节能技术监督导则》DL/T1052—2007
1、2机有加热器堵管率统计台帐,无内漏阀门。
2.1.8
冷水塔
2.1.9
空冷塔
2.1.10
胶球清洗装置投入率(%)
2.1.11
胶球收球率(%)
胶球收球率达到95%。
2.1.12
凝汽器
有漏管率统计,端差有超标现象。
2.1.13
汽机侧主要疏、放水阀门泄漏情况
1号机主汽疏水阀一只、高加水控阀内漏、2号机主汽疏水阀一只、启动疏水阀一只有内漏现象;
主要疏水阀门后未安装在线温度测。
2.1.14
轴封
2号机低压缸轴封进汽压力较低时,影响凝汽器真空。
2.1.15
高旁后温度(℃)
1、2号机都低于高排温度。
2.1.16
低旁后温度(℃)
2号机低旁后温度超标,现加装锁紧装置,待时机调试,1号机1A低旁内漏
2.1.17
给水泵
1、2号机给水泵只采用液力耦合器调节方式。
2.1.18
凝结水泵
1、2号机凝结水泵改为变频泵
2.1.19
循环泵
1、2号机循环水泵采用定速泵,并且出口母管无联络门,不能采用两机三泵运行方式。
2.1.20
热网循环泵型式
2.1.21
热网疏水泵型式
2.1.22
汽轮机主辅设备保温
汽轮机主辅设备保温现已恢复全。
2.2
锅炉设备
90
63
设备部锅炉专业
2.2.1
锅炉热效率(%)
根据2010年10月14日、5月26日山东电力研究院所作的锅炉性能试验,得到额定工况下#1、#2炉的热效率分别为93.73%、93.01%,达到设计保证值92.8%。
2.2.2
空预器
1、抽查数据:
1A:
2.19KPa;
1B:
1.96KPa;
2A:
1.12KPa;
2B:
1.13KPa;
#1炉回转式空预器前后压差大于1.2kPa;
2、抽查数据:
热一次风:
300.51℃、308.68℃;
二次风:
311.50℃、326.91℃;
#1号炉比设计值(一次风307.2℃;
二次风326.1℃)低。
2.2.3
暖风器
#1、#2炉暖风器没有差压测点;
暖风器系统机械部分已完善。
2.2.4
炉本体及尾部烟道漏风
经过2011年2号机组大修检修治理,#2炉炉本体及尾部烟道人空门及看火孔等部位漏风现象有明显改善,#1炉省煤器出口烟道膨胀节仍存在漏风现象。
2.2.5
燃烧器
1、#2炉大修后进行了燃烧器冷态动力场实验;
#1炉燃烧器冷态动力场实验计划今年大修后进行。
2、燃烧器安装角度在合格范围,#1、#2炉摆动式燃烧器能正常参与温度调节;
2.2.6
锅炉点火方式
#2炉采用等离子点火启动方式。
#1采用小油枪点火启动方式,大修后进行等离子改造。
2.2.7
吹灰器
1、#1、#2炉炉膛部分采用湖北华信蒸汽吹灰器,水平烟道及尾部烟道采用哈尔滨现代燃气吹灰器;
2、检修由专业厂家承包,目前运行稳定,缺陷率较低,投入率在95%以上;
2.2.8
磨煤机
#1、#2炉磨煤机为上重HP863碗式中速磨,设计煤种下运行出力正常,目前#2炉大修后可达到设计出力;
#1炉因为掺烧褐煤(设计烟煤)的原因,达不到设计出力(目前最高40t/h左右,设计45t/h);
加载为固定式弹簧加载方式;
2.2.9
锅炉侧主要疏、放水阀门、磨煤机热风隔绝门、热风再循环等阀门泄漏
1、#1、#2炉疏水阀门后未安装在线温度测点;
2、疏水阀门泄漏台账已建立;
目前阀门内漏工作已作为定期工作,每周现场检查;
3、通过前期的阀门治理,内漏阀门已大部分更换,目前主要存在以下内漏阀门:
锅炉定排电动门。
2.2.10
引风机
1、#2炉引风机改造后,取消增压风机,且改造后为动叶调节轴流式风机;
#1炉引风机为静叶调节轴流式风机,未合并;
2、吸风机静叶调整后,使得引风机出力不足现象消除。
2.2.11
送风机
送风机为动叶可调轴流风机,采用动叶调节方式经济性较好。
2.2.12
一次风机
一次风机为离心式,采用入口挡板调节,经济性相对较差。
2.2.13
锅炉设备保温
#2锅炉现场保温破损和温度超标现象经过大修治理后消除,但#1炉仍存在个别位置有超标现象。
2.3
燃料设备
23
设备部综合专业
2.3.1
输煤设备
设计规范
雨天,易发生煤仓棚煤,给煤机堵煤。
2.3.2
入厂煤机械采样装置
机械采样,人工辅助。
2.3.3
入炉煤机械采样装置
安装入炉煤机械采样装置,且能实现自动采样。
采样、制样、化验以国标为依据,进行采制化工作。
2.3.4
分炉计量设备
《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法》(电安生[1993]457号)
能够实现分炉计量煤量。
2.3.5
煤场喷淋设备
装有煤场喷淋设备
指标评价
460
387
3.1
节能减排主要指标
150
145
3.1.1
供电煤耗(g/kWh)
《节能减排主要指标目标确认值计算及评分办法》
3.1.2
发电厂用电率(%)
3.1.3
单位发电量耗油量(t/亿kWh)
3.1.4
新鲜水取水率(kg/kWh)
因历史原因,部分取水量无法统计。
3.2
汽机指标
55
发电部汽机专业
3.2.1
汽轮发电机组热耗率(kJ/kWh)
设计规范说明书
性能试验能达到设计值
3.2.2
凝汽器真空度(%)
凝汽器清理后,能达到设计值
3.2.3
真空严密性(Pa/min)
1号机能达到设计值
3.2.4
凝汽器端差(℃)
1、2号机不满足。
3.2.5
凝汽器过冷却度
1号机偏大
3.2.6
给水温度(℃)
设计规范说明书1052--2007
低于设计值10℃以上。
3.2.7
加热器端差
330MW工况下#6高加设计给水端差4℃,试验值10.17℃;
#7高加设计给水端差2℃,试验值11.21℃。
3.2.8
加热器温升
1号机温升偏差大。
3.3
锅炉指标
100
96
发电部锅炉专业
3.3.1
实验结果能达到设计值。
3.3.2
主蒸汽温度(℃)
3.3.3
再热蒸汽温度(℃)
3.3.4
排烟温度(℃)
夏季时偏高。
3.3.5
炉膛出口含氧量(%)
根据负荷变化进行了优化。
3.3.6
空预器漏风率(%)
试验时能达到设计值。
3.3.7
飞灰可燃物(%)
3.3.8
再热器减温水量(t/h)
3.3.9
机组补水率(%)
3.4
厂用电指标
68
发电部汽机、锅炉专业
3.4.1
引风机耗电率(%)
《中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见》
3.4.2
送风机耗电率(%)
3.4.3
一次风机耗电率(%)
3.4.4
排粉机耗电率(%)
3.4.5
磨煤机耗电率(%)
3.4.6
炉水循环泵耗电率(%
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- 汽机 经济 评价 自查 报告