生技部节能降耗工作措施.docx

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生技部节能降耗工作措施

神华国能宁夏煤电有限公司

2017年节能降耗工作措施

审批：

审核：

编写：

神华国能宁夏煤电有限公司

2017年02月11日

一、2016年能耗完成情况及分析

（一）供电煤耗

实际完成333.26g/kwh，较年度计划高13.26g/kwh。

实际完成高于年度计划的主要原因：

一是受火电利用小时大幅下降影响，机组发电量完成67.96亿kWh，较年度计划少4.04亿kWh，影响供电煤耗升高4.65g/kwh。

二是低温省煤器磨损严重，投入率降低，锅炉排烟温度升高影响供电煤耗升高3.82g/kwh。

三是汽轮机效率无法达到设计值，影响供电煤耗升高3.58g/kwh。

四是脱硝系统催化剂效率降低，风烟系统阻力增大，风机耗电率升高影响供电煤耗升高0.48g/kwh。

（二）综合厂用电率

实际完成9.52%，实际完成高于年度计划0.12个百分点，主要原因：

一是脱硝系统催化剂效率降低，风烟系统阻力增大，风机耗电率增加。

其中全厂引风机耗电率同比增加0.1个百分点，一次风机耗电率同比增加0.03个百分点。

二是发电量下降以及年末燃煤质量变差等原因，磨煤机耗电率同比增加0.05个百分点,脱硫系统耗电率同比增加0.05个百分点。

三是负荷率降低，给水泵耗电率同比降低0.11个百分点。

二、2016年能耗高的原因分析

（一）全年发电量降低

2015年全年发电量78.897亿kW.h，全厂负荷率80.31%，平均负荷530MW。

2016年全年发电量67.964亿kW.h，全厂平均负荷率71.83%，平均负荷474MW。

仅负荷率影响2016年供电煤耗同比升高4.12g/kwh。

表1：

年度供电煤耗对比表

年份

负荷

负荷率

发电厂用电率

设计发电煤耗

设计供电煤耗

2015

530

80.31

8.97

291.78

320.54

2016

474

71.83

8.95

295.60

324.66

（二）汽轮机热耗远高于设计值。

按照2016年4月份山东建设集团针对#1、2机组性能试验数据：

1、#1汽轮机660MW负荷工况下，试验电功率为650.66MW，试验热耗率为8191.54kJ/kWh。

经过系统修正和参数修正后的热耗率为8144.15kJ/kWh，较设计值偏高422.15kJ/kWh，影响供电煤耗设计值高16.89g/kWh。

2、#2汽轮机660MW负荷工况下，试验电功率为660.55MW，试验热耗率为8081.90kJ/kWh。

经过系统修正和参数修正后的热耗率为8103.23kJ/kWh，较设计值偏高381.23kJ/kWh，影响供电煤耗设计值高15.25g/kWh。

#1、2机组热耗远远高于设计值的主要原因为汽轮机轴封、汽封间隙偏大。

（三）低温省煤器泄漏，投运率较去年同期降低。

项目

1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月

#1

2015

100

100

100

100

83.3

41.7

41.7

41.7

25

93.8

81.9

66.7

2016

68.5

50

50

50

0

75

67.7

50

50

50

50

50

#2

2015

0

0

100

100

100

100

92.0

97.6

100

100

59.4

0

2016

0

0

0

0

0

0

50

50

50

0

8.3

8.3

2015年#1炉低温省煤器的投入率为72.98%，#2机组为70.75%，全厂为71.87%；2016年#1机组低温省煤器投入率为50.93%，#2机组为13.88%，全厂为32.41%；全厂同比降低39.46个百分点。

低温省煤器投入率低，影响锅炉排烟温度升高。

#1机组2016年全年低省后排烟温度平均值108.72℃，影响煤耗升高2.56g/kWh；#2机组2016年全年低省后排烟温度平均值122.16℃，影响煤耗升高5.08g/kWh。

（四）再热蒸汽减温水流量高于设计值

2016年#1机组再热蒸汽减温水流量平均值为13.46吨，影响机组煤耗较设计值升高0.74g/kWh左右；#2机组再热蒸汽减温水流量平均值为11.21吨，影响机组煤耗较设计值升高0.69g/kWh左右。

（五）设备设施不完善，设备效能不能得到充分利用。

1、汽轮机真空严密性试验还远未能达到同类型机组先进值，始终徘徊在100-200Pa/min左右。

与国神集团同类型机组还有较大差距。

鄂温克电厂真空严密性试验已能达到50Pa/min。

2、空冷岛散热翅片管脏污换热效果差。

#2机组空冷装置散热翅片管自2015年4月份冲洗后，至2016年4月份再次进行水冲洗，翅片管积尘、积灰严重，换热效果差。

3、阀门内漏、保温测温等定期检查工作落实不到位，缺陷的发现及处理未能严格执行缺陷管理办法。

#2机组低旁阀一直存在内漏现象，2016年10月份经过检修后内漏减少（阀后温度由130℃降低到70℃），但一直没有根本上的治理。

（六）指标管理控制不合理，机组经济效益不能最大化。

表2：

采取降厂用电率措施前后机组能耗对比分析表

日期

机组

编号

负荷

负荷率

发电

厂用电率

空冷及尖冷耗电率

发电

煤耗

机组

背压

环境

温度

6月10日

#1

404.71

61.32

8.98

1.11

309.73

11.33

23.91

#2

399.67

60.56

9.58

1.71

307.05

12.62

23.23

6月25日

#1

409.75

62.08

8.39

0.47

314.89

19.04

24.10

#2

412.96

62.57

8.66

0.79

307.05

20.32

23.69

6月12日

#1

484.92

73.47

8.79

1.02

295.01

12.95

23.11

#2

484.46

73.40

9.31

1.55

296.41

14.67

23.90

6月20日

#1

483.08

73.19

8.31

0.57

296.23

16.31

22.20

#2

472.08

71.53

8.92

0.90

306.64

18.03

22.04

运行指标竞赛设置不合理，造成运行人员为片面追求指标竞赛成绩而忽视了机组经济效益的最大化。

2016年3月份集团开始进行机组指标竞赛后由于发电厂用电率指标分值设置不合理，厂用电率的高低对整个竞赛成绩影响较小，造成3-5月份厂用电率迅速上升（特别是空冷耗电率）；6月16日后为降厂用电率运行指标竞赛中取消了“机组排汽背压”项，#1、2机组厂用电率虽然分别下降了0.6~0.9个百分点，影响供电煤耗降低2~3g/kW.h；但却放任了运行人员对机组背压的控制，同样负荷、同样外界环境温度下机组排汽背压升高4~5kPa,影响机组煤耗升高5~6g/kW.h。

三、2017年工作措施

2017年集团公司下达的发电量指标是64.4亿kWh，预计机组利用小时数将进一步下降。

2017年对降低煤耗有利的主要技改和检修项目分别是年底的#1机汽轮机通流改造和脱硝系统催化剂更换，但预计2018年才能完工，故对2017年的能耗指标没有贡献。

综上，2017年实际供电煤耗依然与2016年处于同一水平，且随着发电量的降低以及设备的原因，2017年面临的情势更加严峻。

为完成2017年能耗目标的措施：

（一）签订控制燃料成本的三份责任书

为达到2017年公司降本增效的任务，生产系统各部门与公司分别签订《供电煤耗责任书》、《煤泥掺烧责任书》、《高灰熔点煤掺烧责任书》。

将降低全年供电煤耗，增加煤泥掺烧量和降低高灰熔点煤掺烧量的任务进行了分解，全力确保公司完成年度利润指标。

（二）提高负荷率，优化机组调度运行方式

1、加强日电量计划管理，积极与电网调度中心进行联系和沟通，及时了解电网信息，通过多渠道、多方面做工作，及时向电网调度汇报全厂的生产运行情况，取得电网调度人员的支持，抢发、增发电量。

2、把执行电网“两个细则”作为调度管理工作中的重点，根据电网负荷、频率的变化及时与电网调度联系增带负荷，电网负荷低谷时段要积极配合调度，以建立良好的工作关系，努力争取电网“两个细则”的奖励。

3、出现电网调度大幅压减日负荷曲线时，值长应及时向电量营销办公室汇报日负荷曲线变化情况并沟通协调采取措施，以确保完成月度电量计划。

主值及时向值长汇报负荷指令变化情况，在负荷指令变化频繁时值长及时与调度沟通，稳定机组负荷，避免主要辅机设备的频繁启停引起耗电量增加，同时防止负荷波动频繁引起主再热汽温偏离额定值以及主汽压力偏离滑压曲线引起机组安全性和经济性系数降低。

4、对影响机组负荷的消缺工作，值长应合理安排设备、系统的消缺时段。

消缺管理值长要有大局观，尽量安排在电网负荷低谷时段进行，消缺机组不能接带的负荷值长应及时与调度联系，力争转移至另一台机组接带，确保全厂总负荷不变。

要积极创造条件配合维护消缺，提高工作效率和质量，在尽可能短的时间内做好设备检修措施及修后的措施恢复，缩短设备的检修时间。

及时掌握设备检修进度，为恢复机组正常出力，提前做好准备。

严禁为小集体的指标竞赛利益而出现故意拖延和推诿现象，影响消缺工作的开展。

（二）维护治理设备，确保检修提效，避免非停和降出力

1.以点检定修信息管理系统为切入点，落实责任，强化基础管理。

加强点检定修的标准化管理，不断完善台帐管理、作业指导书、检修工艺标准，指导检修人员现场缺陷处理有据可依，根据点检情况对设备进行数据趋势分析，设备劣化倾向分析。

及时发现设备缺陷，及早安排检修维护计划，努力减少非计划停运和降出力。

2.规范机组检修管理，合理安排机组设备检修。

认真执行检修项目作业指导书制度、检修项目责任人负责制度，提高检修质量。

消除影响出力的设备缺陷，不发生因检修质量问题引起机组降参数、降负荷事故。

3.做好阀门内漏定期排查和有效治理工作。

每月进行一次阀门内漏定期排查，机组启停后要进行检查校严。

运行中重点对以下阀门检查：

高、低旁路阀门、给水泵再循环阀门、主汽系统疏水阀门、给水系统放水阀门。

4.做好保温超温定期排查和有效治理工作。

每月对热力系统保温进行测温，建立测温台账，对热力系统保温超温点及时治理，降低散热损失。

5.做好真空系统查漏和漏点治理工作，降低空冷系统耗电率。

目前机组真空严密性试验高于100Pa/min，与公司努力实现的低于50Pa/min的目标仍有很大差距。

因漏真空的原因，机组背压的控制仍不能达到优异值。

本年度已计划聘请专业队伍进行真空查漏，以此为契机开展排汽背压设定值优化工作，确保控制厂用电率和降低煤耗双赢。

6.根据机组运行情况，确定冲洗方案及时冲洗。

聘请专业队伍进行空冷岛冲洗，冲洗同时修复损坏的翅片。

夏季高温天气，对空冷岛连续喷水降温，增强空冷换热效果，降低机组背压。

7.做好空预器积灰清理和治理工作。

（1）加强空预器进出口差压的监视，空预器吹灰每班不得少于两次，空预器差压不正常升高时增加吹灰次数；

（2）利用机组检修或长时间的机组调停机会对空预器进行积灰清理和水冲洗，降低风烟系统阻力，降低风烟系统风机耗电率；

（3）积极推进空预器在线水冲洗工作，对冲洗结果进行评估并总结经验，以少量冲洗次数达到最优的效果。

8.加强低温省煤器泄漏治理。

积极调研论证低温省煤器泄漏治理方案，结合机组检修治理，确保将低低温省煤器出口排烟温度控制在设计值95℃左右。

9.做好各冷却器轮换清洗，增强换热效果。

避免由于辅机油温、轴温高而出现机组限负荷的现象。

（三）加快推进技改检修项目及科技项目

本年度我厂有利于节能的项目有：

机组绿色节能改造（#1汽轮机通流改造）、脱硝催化剂更换、#1炉大修燃烧器更换、以及科技项目：

风粉在线监测。

加快设备技改进度，确保尽早获得收益，有利我厂降耗工作。

（四）加强精细化管理，杜绝误操作，实现“零非停”。

1.严格落实执行公司《工作票、操作票、生产作业风险预控票管理制度》、《发电安全生产反违章工作管理实施细则》等安全管理制度，加强安全生产的管理，坚决杜绝运行误操作的发生，树立运行操作无差错理念，实现运行操作零失误目标。

2.加强设备检查、巡视和分析，及时发现设备缺陷。

对可能造成机组停机、降出力或主要辅助设备失去备用的缺陷，运行人员应及时通知维护人员，汇报生产部室负责人以及公司领导，组织精干力量快速进行处理。

3.加强燃料管理及煤质控制，努力提高入炉煤煤质的同时做好煤泥掺烧工作，加大煤泥掺烧量。

低热值煤泥的掺烧虽然会造成机组煤耗升高，却能为能耗调整创造更大的空间。

4.优化运行调整，按照精细管理、精心维护、精准分析、精确调整。

狠抓经济运行、人员培训和在线调整。

充分发挥好公司《发电生产指标竞赛管理办法》等激励机制的作用，用绩效管理提高运行人员的积极性，用小指标保大指标。