电厂小指标对标与分析实施报告Word下载.docx

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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400kPa/min为合格，100kPa/min为优秀，4567号机分别为80.54kPa/min，120.4kPa/min，208.37kPa/min，98.14kPa/min4、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号机引风机耗电率实绩分别为0.63%、0.56%、0.57%、0.53%，比先进值分别高0.09%、0.02%、0.03%、-0.01%，比全国平均值分别低-0.04%，0.11%、0.1%、0.14%。

2.2.4送风机耗电率全国先进值为0.17%，全国平均值为0.24%，徐塘4、5、6、7号机送风机耗电率实绩分别为0.14%、0.15%、0.12%、0.14%，比先进值分别高-0.03%、-0.02%、-0.05%、-0.03%，比全国平均值分别低0.1%、0.09%、0.12%、0.1%。

2.2.5一次风机耗电率全国先进值为0.53%，全国平均值为0.57%，徐塘4、5、6、7号机一次风机耗电率实绩分别为0.69%、0.46%、0.57%、0.52%，比先进值分别高0.16%、-0.07%、0.04%、-0.01%，比全国平均值分别低0.12%、0.13%、0%、0.05%。

2.2.6磨煤机耗电率全国先进值为0.45%，全国平均值为0.67%，徐塘4、5、6、7号机磨煤机耗电率实绩分别为0.47%、0.5%、0.44%、0.47%，比先进值分别低-0.02%、-0.05%、0.01%、-0.02%，比全国平均值分别低0.2%、0.17%、0.23%、0.2%。

2.2.7给水泵耗电率机组指标对标统计上指电动给水泵的耗电率，徐塘4台机组基本不用电泵，耗电率基本为0，但给水系统的耗电率主要指前置泵的耗电率，徐塘4、5、6、7号机给水系统耗电率实绩分别为0.17%、0.18%、0.17%、0.17%。

2.2.8凝泵耗电率全国先进值为0.19%，全国平均值为0.21%，徐塘4、5、6、7号机凝泵耗电率实绩分别为0.17%、0.18%、0.17%、0.17%，比先进值分别低0.02%、0.01%、0.02%、0.02%，比全国平均值分别低0.04%，0.03%、0.04%、0.04%。

2.2.9循泵耗电率全国先进值为0.62%，全国平均值为0.81%，徐塘4、5、6、7号机循泵耗电率实绩分别为0.63%、0.62%、0.59%、0.66%，比先进值分别高0.01%、0%、-0.03%、0.04%，比全国平均值分别低0.14%，0.19%、0.22%、0.15%.

2.2.10电除尘耗电率全国先进值为0.17%，全国平均值为0.18%，徐塘4、5、6、7号机电除尘耗电率实绩分别为0.11%、0.1%、0.13%、0.14%，比先进值分别低0.06%、0.07%、0.04%、0.03%，比全国平均值分别低0.07%，0.08%、0.05%、0.04%.

2.2.11、脱硫耗电率全国先进值为0.79%，全国平均值为1.09%，徐塘4、5、6、7号机脱硫耗电率实绩分别为1.2%、1.23%、1.28%、1.34%，比先进值分别高0.41%、0.44%、0.49%、0.55%，比全国平均值分别高0.11%，0.14%、0.19%、0.25%.

2.2.12、除灰、除渣耗电率全国先进值为0.18%，全国平均值为0.18%，徐塘4、5、6、7号机除灰、除渣耗电率实绩分别为0.14%、0.16%、0.18%、0.18%，比先进值分别高-0.04%、0.02%、0%、0%，比全国平均值分别高-0.04%、0.02%、0%、0%.

2.2.13输煤耗电率全国先进值为0.07%，全国平均值为0.08%，徐塘4、5、6、7号机输煤耗电率实绩平均为0.16%、比先进值分别高0.09%，比全国平均值分别高0.08%。

2.2.14化学制水耗电率徐塘4、5、6、7号机化学制水耗电率实绩分别为0.05%，和全国平均耗电率基本相当。

三、对标结果

1、供电煤耗

全国300MW纯凝机组共209台（含空冷机组），2009年供电煤耗前20%先进值为322.05克/千瓦时，平均供电煤耗333.29克/千瓦时。

实际值最优为华润江苏徐州315克/千瓦时，徐塘供电煤耗实绩分别为330.12克/千瓦时、332.08克/千瓦时、328.69克/千瓦时、327.15克/千瓦时，供电煤耗指标在全国300MW纯凝机组中分别排名86、96、61、50位。

2、发电厂用电率

国产同类型机组共209台，厂用电率平均为5.82％，前20%先进值为4.71％；

最优为安徽皖能安庆电厂的1号机组3.44%。

徐塘上半年发电厂用电率为5.24％，较最优值差距1.8％，安徽皖能安庆电厂的1号机组脱硫耗电率为0%，所以徐塘与之不具有同类可比性。

高于前20%先进值0.53％，但比平均值5.82％低0.58％。

徐塘4、5、6、7号机厂用电率实绩分别为5.1％、5.18％、5.39％、5.32％，在全国公司300MW纯凝机组中分别排名48、51、71、64位，发电厂用电率指标对标比较好。

3、油耗

大唐集团300MW纯凝机组平均发电用油11.3吨/亿千瓦时，最优值为0.48吨/亿千瓦时，。

徐塘4、5、6、7号机发电用油实绩分别为18.84吨/亿千瓦时、13.66吨/亿千瓦时、9.91吨/亿千瓦时、7.14吨/亿千瓦时，情况不太理想，仍需加大节油措施，努力挖潜。

4、水耗

徐塘2010年发电综合水耗为2.13kg/kWh，与全国平均水平2.14kg/kWh基本相等，由于我公司4、5号机组电除尘改为干式除灰不久，目前对水耗的影响还不明显。

四、保障措施

1、排烟温度偏高，

保障措施：

A、煤质不能偏离设计值太多（设计值发热量为5150大卡，哈氏可磨系数70）

B、磨煤机要及时维护，保证能达到额定出力。

C、运行人员要及时根据负荷和煤质情况停运磨组。

2、飞灰可燃物偏高

A、煤质不能偏离设计值太多（设计值发热量为5150大卡，哈氏可磨系数70）且要保证煤质相对稳定。

B、完善经济煤种掺烧方案,完善飞灰、炉渣、煤粉取样分析制度，定期取样分析比对，通过燃烧调整试验，调整磨组煤粉细度，寻找最佳运行方式完善运行绩效办法,在考核办法中减少煤种变化对飞灰含碳量不利影响的份额.

3、再热汽温偏低

A、完善经济煤种掺烧方案,通过合理掺配，减少断煤。

B、利用绩效考核系统，加强运行调整；

4、空预器漏风率

A：

影响锅炉排烟温度的主要因素有锅炉负荷、空预器入口温度、保持空预器换热面积的清洁，保证换热效果、加强吹灰，使受热面及尾部烟道不能大量积灰、加强风量的最优配风以及燃烧调整。

5、再热温度

B、利用绩效考核系统，加强运行调整

6、真空度

A:

根据真空泵的各项参数值，及时分析真空泵的工作性能，选择合适的冷却水温度（尤其是夏季），提高真空泵的出力。

7、厂用电率

重点分析主要辅机的耗电率，分析引起主要辅机电耗升高的各类因素；

B:

重点分析电机设计功率与设备出力是否匹配，是否存在较大裕度；

如发现不匹配的情况，及时进行设备改造。

C:

分析辅机运行方式是否最优化；

主要辅机是否选用高效能设备或进行了高效能改造；