电厂节能中长期规划制定举例.docx
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电厂节能中长期规划制定举例
坚持一流导向，实践标杆管理
创建资源节约型精益管理示范企业
――节能管理中长期规划
2010年4月
一、节能管理方法和指标现状1.
1、节能标杆管理对象1
2、提高机组经济性的程序1
3、改善机组经济性的专业方向1
4、公司指标现状2
二、节能管理总体目标2.
三、主要经济指标的对标情况.3.
1、机组技术经济指标3
2、辅机耗电指标4
四、对标实践改进方案4.
1、对标实践步骤4
2、指标优化改进方案4
五、结束语5..
、、节能管理方法和公司指标现状
1、节能标杆管理对象
火电厂供电煤耗、发电煤耗、生产厂用电率是衡量火电厂资源节约管理水平的核心指标指标对标比照选用三个基准：
全国大机组竞赛同类型最优值、省内火电机组最优值、公司历史最优值。
按此设立最终标杆目标和分解目标。
2、提高机组经济性的程序
目前，很多电厂不能准确把握机组性能水平，对设备性能影响机组整体经济性的耗差情况不确切，这样造成：
企业即缺少合理能耗持续改进目标，又缺少有步骤的整改措施规划。
总结多年工作经验和与知名专家交流学习，认为火力发电厂提高机组经济性的过程，要把握4个程序：
1）通过电厂运行与维护情况确认机组实际能耗水平；
2）通过性能测试与专家经验，客观挖掘机组和设备节能潜力；
3）提出经济性提高途径与措施的三到五年规划；
4）重点项目皆进行包括投资回收期（两年内）和全寿命成本两个要素指标的可行性分析，筛选投入较低、见效较快的项目，排列实施进度计划表，尽快提升企业盈利能力。
为保证上述关键点实现，需要结合3个手段：
机组与设备性能测试、能耗指标对标、节能评价与绩效分解。
3、改善机组经济性的专业方向
按照实际机组运行中制约经济性的权重，基本可以划分为七个方面，优化手段也围绕这七个方面展开，其实施措施如下：
1）促使汽轮机缸效率接近设计水平。
合理调整汽轮机通流部分（主要是轴封）间隙；减少高中压缸之间漏气量；控制中压缸冷却流量。
2）高度重视汽轮机冷端性能。
提高循环冷却水倍率；治理真空严密性；保持凝汽器清洁度；提高真空泵出力。
3）治理锅炉烟风系统。
降低锅炉排烟温度；提高空预器换热性能；减少空预器漏风率。
4）提高锅炉煤质适应性。
加强磨煤机制粉优化运行；及时进行燃烧调整试验；选择经济煤粉细度；降低飞灰含碳量。
5）优化运行调整。
机组主、再参数在额定参数下运行；控制再热减温水流量；提高给水温度；降低加热器端差。
6）消除系统和高压阀门内漏。
减少工质损失和能量损失。
7）进行辅机性能优化。
提高风机、水泵运行性能；电机变速改造；磨煤机优化；烟风和热力系统匹配。
4、公司指标现状
公司目前面临着内外压力。
外部环境：
江苏投产新机组所占份额加大，在网运行机组逐步走入超超临界时代，机组负荷率剔除GDP增长因素后有较大降幅。
内部环境:
发电设备经过几年磨合，未经过大修的机组性能逐步衰减，部分辅机性能下降情况长时间未能改善，指标优化难度增大。
同时公司指标分解与KPI评价未能落实到具体岗位，专业主动性有待提高。
内、外部客观情况变化，为保证持续提高的盈利能力，公司必须加大节能管理执行力度。
所以，通过提高机组安全性、经济性手段提升公司盈利能力日益重要。
只有通过有效的节能评价、能源体系建设，才能使公司具有环境应变的前瞻性，并保持管理水平持续领先。
从公司运营的2006年至2009年四年，最低供电煤耗为2009年的308.0克/千瓦时，最低发电煤耗为2007年的291.1克/千瓦时，最低生产厂用电率为4.95%。
总体看来，公司在发电煤耗指标上处于国内前列，但厂用电率存在明显差距，限制了供电煤耗指标。
、、节能管理总体目标
节能管理总体目标是：
3台机组均达到保持最优化的经济运行水平，取得国产超临界600MW级别机组的最优值，并力争赶超进口机组。
主要目标如下：
（基准条件为年平均负荷50万千瓦时）
1、供电煤耗，2012年底降低到302克/千瓦时。
2、发电煤耗，2012年底降低到288克/千瓦时。
3、生产厂用电率，2012年底降低到4.50%。
4、发电补水率,2012年底降低到0.4%。
5、参评全国大机组竞赛，每年获得一等奖1台次以上。
同比2009年，实现标杆目标:
发电煤耗降低4.8克/千瓦时、厂用电率降低0.45%,年节能
增效为7333万元。
计算如下：
117亿度千瓦时X4.8克/千瓦时X93元/吨/100+117亿度千瓦时X0.45%X0元/千瓦时/10000=5223万元+2111万元=7333万元。
、、主要经济指标的对标情况
1、机组技术经济指标
表1中列出了公司09年、国内国产超临界600MW级别机组、江苏省国产超临界
600MW级别机组主要经济指标。
指标按照影响机组经济性的核心指标权重）选取。
表1机组技术经济指标先进值对标情况
设备名称
单位
公司09
年
国内
江苏
最优值
标杆电厂
最优值
标杆电厂
供电煤耗
g/kwh
308.0
302.0
大唐乌沙山
304.0
国华太仓
发电煤耗
g/kwh
292.8
288.6
大唐黄岛
289.6
国华太仓
288.9
华电可门:
289.7
常熟1号机
生产厂用电率
%
4.95
4.31
华能太仓
4.31
华能太仓
4.38
大唐乌沙山
4.11
:
华润镇江
发电补水率
%
0.75
0.19
大唐黄岛
0.46
利港
真空严密性
Pa/min
105
47
国投钦州
50.9
扬二
凝汽器端差
C
6.6
1.8
扬二
1.8
扬二
真空度
%
94.9
98.3
大唐乌沙山
96.7
利港
再热器减温水量
C
17.8
--
--
8.1
常熟1号机
排烟温度
C
118
108
粤电汕尾
112
常熟2号机
空预器漏风率
%
6.5
4.2
大唐黄岛
4.5
国华太仓
飞灰含碳量
%
1.2
0.17
国华沧州
0.56
国华太仓
供电油耗
t/台机组:
41.8
1.4
江西丰城
26.1
常熟2号机
另：
热值差
kJ/kg
215
-33
利港
-33
利港
注1:
公司数据暂选取2009年全厂或1号机组指标。
注2:
华润镇江5号机组厂用电率4.11%，但存在公用系统未分摊情况，数据不具备代表性；华能太
仓虽然全厂的厂用电率最低，但是各辅机均为体现出先进性，其数据可靠性待查。
从中可以看出公司发电煤耗水平处于先进行列，女如进行汽轮机冷端优化、汽封改造、热力
系统漏泄治理和空预器性能优化等四项工作，机组有能力实现288克/千瓦时的能力。
2、辅机耗电指标
表2中列出了火力发电厂超临界600MW级别机组辅机耗电的公司09年数据、国产机组最优值、江苏省最优值。
表2辅机耗电先进值对标情况
设备名称
公司09年
国内标杆
江苏标杆
最优值
电厂
最优值
电厂
送风机
0.18%
0.10%
华电邹县
0.16%
杨二
引风机
0.62%
0.39%
华能邯峰
0.51%
华润镇江
一次风机
0.42%
0.20%
P华能滇东
0.35%
国华太仓
循环水泵
0.64%
0.38%
河南鸭河口
0.42%
杨二
凝结水泵
0.23%
0.14%
浙能兰溪
0.17%
华润镇江
除灰
0.10%
0.05%
粤电汕尾
0.1%
华能太仓
电除尘
0.08%
0.05%
大唐宁德
0.08%
华润常熟
钢球磨煤机
0.79%
0.70%
华润常熟
0.70%
华润常熟
脱硫
0.98%
0.77%
大唐乌沙山
0.81%
利港
合计
4.04%
2.83%
3.27%
从中可以看出公司生产厂用电率较先进水平差距较大，其中三大风机合计低于最优值
0.53%;两大水泵合计低于最优值0.35%;脱硫系统低于最优值0.21%,三项合计影响厂用电率为1.09%。
所以，解决厂用电率偏高是公司未来的主要目标，风机水泵本体性能提高、风机变频改造、循环水泵双速变频）改造、脱硫系统整体优化等几项工作势在必行。
对标实践改进方案
1、对标实践步骤
第一步骤，完成全厂的能耗对标，分析用能的现状和节能的潜力，制定了能耗分解目标。
这一阶段将整合全厂信息化能源平衡和统计系统，优化用能方式，协助节能管理，还将加强计量管理，满足能源管理和节能工作的要求。
第二步骤，为工艺优化和设备改造的实施阶段。
在能耗对标先进单位调查和新技术学习
的基础上，力加虽对影响机组的主要指标进行重点分析，确保设备能效优化，并有解决措施。
第三步骤，经验整理与模板化。
对建厂来的新技术应用和设备更新改造成绩进行归纳，形成经验理论，固化后进行宣传推广。
2、指标优化改进方案
为完成2012年底供电煤耗降低到302克/千瓦时的核心目标，主要做好生产厂用电率和发电煤耗两方面的工作。
只要2012年底，发电煤耗降低到288克/千瓦时，生产厂用电率降低到4.50%，就将确保供电煤耗目标的完成。
供电煤耗甚至可降低到300克/千瓦时以下。
针对公司生产厂用电率偏高的情况，一部分是钢球磨煤机的选型问题，一部分是风机水泵未充分开展的电机变频改造。
我们对耗电设备进行细分对标后，认为公司尚有7000万千瓦时以上节电空间，充分实施后则可降低生产厂用电率0.65%，即：
企009年生产厂用电率4.95%的基准上，生产厂用电率降低到目标4.30%。
即便考虑到负荷率的不确定性，2012年底生产厂用电率降低到4.50%的目标可确保实现。
节电项目总体规划投资2634万元，节电7571万千瓦时，投资回收期小于一年，详细方案见附件一《生产厂用电率对标结果与跟进措施》。
发电煤耗，公司在2009年的基准上完成2012年底目标，还需降低4.8克/千瓦时。
发电煤
耗分解的对标小项主要依据影响锅炉效率和汽轮机效率的可控要素制定，包括：
发电补水率、
真空严密性、凝汽器端差、真空度、排烟温度、空预器漏风率、飞灰含碳量、油耗、再热器减温
水量、缸体热效率等。
详细改进方案见附件二《发电煤耗对标结果与跟进措施》。
按此规划项目总体投资2748万元，最大可降低发电煤耗10.31克/千瓦时，投资回收期小于一年。
即便考虑小指标优化后存在一定重叠效应，2012年底发电煤耗降低到288克/千瓦时的目标可确保实现。
结束语
有句话曾经很流行，那就是榜样的力量是无穷的”用现在的管理理念来看，这句话渗透标杆管理的精髓。
发电企业如果结合企业自身实际，认真分析研究，融会贯通，科学应用，必然会取得显著的成效和回报。
节能标杆管理不但使公司取得资源节约管理绩效的持续改进和自我超越，步入了良性循环的发展轨道，而且作为示范工程还将对整个华润电力产生积极影响。
实施过程应注意几个要点：
1、节能对标项目的组织、落实要到具体人，强调给与组织监督者以充分的责权，使其有能力通过绩效评价来推动目标落实。
2、强调标杆信息的收集和更新，指标的整改措施通过调研形成科学的行动方案。
选择学
习调研单位不易过多，建议选择大唐黄岛和大唐乌沙山两家企业进行第一阶段调研对象。
一些技改项目可自行组织到厂家或应用单位调研。
3、厘清对标后整改项目的实施顺序，应按照投资回收期进行排序，尽快出效益。
如附件三：
《节能指标优化改造落实措施与时间顺序》。
4、在节能目标逐步优化过程中，注意调整和完善工作流程，使其流程化、模板化，最终要形成可推广的管理经验。
附件
生产厂用电率对标结果与跟进措施
序号
设备
优化方案
厂用电率
耗电量
09年
整改后
节电率
年节电量
（万度）
投资
（万元）
效益
（万元）
回收期
（年）
公司09年
标杆值
整改目标
下降值
1
送风机
1.选择1台风机性能试验，确定是否进行风机优化改造；
2.电机变速改造
0.18%
0.10%
0.13%
0.05%
2071
30%
621
336
248
1.35
2
引风机
0.62%
0.39%
0.43%
0.19%
7257
30%
2177
870
871
1.00
3
一次风机
0.42%
0.20%
0.34%
0.08%
4884
20%
977
540
391
1.38
4
循环水泵
双速改造，降低单台泵耗电量季节变化时可增加优化方式
0.64%
0.38%
0.53%
0.11%
7411
17%
1260
180
504
0.36
5
凝结水泵
1.选择1台水泵性能试验，确定是否进行叶轮优化改造；
2.定期轮换运转泵
0.23%
0.14%
0.21%
0.02%
2627
10%
263
10
105
0.10
6
除灰
电除尘输灰方式改造，集中仓泵满岀力运行，减少仓泵运行台数
0.10%
0.05%
0.09%
0.01%
1139
10%
114
100
46
2.19
7
电除尘
1.定期检修本体；
2.根据不同工况优化振打周期
0.08%
0.05%
0.07%
0.01%
905
10%
90
5
36
0.14
8
磨煤机
1.定期磨煤机钢球筛配优化
2.运行方式优化，减少运行台次
0.79%
0.70%
0.71%
0.08%
9297
10%
930
5
372
0.01
9
脱硫系统
1.增压风机叶轮改造，节电300万度；
2.浆液循环泵、氧化风机和湿式球磨
机优化运行方式；
3.3号机组增压风机液阻改造
0.98%
0.77%
0.88%
0.10%
11394
10%
1139
588
456
1.29
合计
4.04%
2.78%
3.39%
0.65%
46985
16%
7571
2634
3028
0.87
附件
发电煤耗对标结果与跟进措施
序号
项目
对标情况
整改措施与效果
单位
公司数据
国内标杆
整改目标
整改措施
耗差
（g/kwh）
投资
（万元）
效益
（万元）
回收期
（年）
1
发电补水率
%
0.8
0.2
0.4
1.建立阀门测温档案；
2.热力系统漏泄治理
0.04
20
38
0.53
2
真空严密性
Pa/min
105.0
47.0
50.0
真空系统查漏，外委测试按效果付费
0.28
100
299
0.33
3
凝汽器端差
°C
6.6
1.8
4.5
1.凝汽器运行半侧清洗；
2.检修时高压水冲洗；
3.运行时进行反冲洗
1.79
60
1942
0.03
4
真空度
%
94.9
98.3
96.0
1.真空泵工作水强制冷却装置；
2.真空泵安装大气喷射器
2.75
698
2992
0.23
5
排烟温度
C
118.0
108.0
110.0
1.锅炉空预器传热元件改造；
2.燃烧优化试验（投资不计）
1.44
320
1567
0.20
6
空预器漏风率
%
6.5
4.2
6.0
空气预热器密封改造
0.08
240
82
2.94
7
飞灰含碳量
%
1.2
0.2
0.8
磨煤机分离器改造
0.36
570
392
1.46
8
油耗
t/台次
41.8
1.4
20.0
1.保持微油点火顺畅和稳压；
2.减少启动中辅机故障
0.01
10
56
0.18
9
再热器减温水量
C
17.8
--
3.0
燃烧优化试验和冷态通风试验，优化燃烧器配风
1.18
70
1288
0.05
10
缸体热效率
kJ/kwh
7982
7941.2
2台机组进行汽封改造，机组
至少降低热耗率61.3kJ/kwh。
2.40
660
2611
0.25
折算全厂降低40.8kJ/kwh
合计
10.31
2748
11268
0.24
附件三
节能指标优化改造落实措施与时间顺序
顺序
设备
措施
投资
（万元）
效益
（万元）
回收期
（年）
实施安排
责任部门
1
磨煤机
1.定期磨煤机钢球筛配优化；
2.运行方式优化，减少运行台次
5
372
0.01
1.在机组检修中安排；
2.制定周期成为日常工作
技术支持部
2
凝汽器端差
1.凝汽器运行半侧清洗；
2.检修时高压水冲洗；
3.运行时进行反冲洗
60
1942
0.03
1.在机组检修中安排；
2.制定周期成为日常工作
技术支持部
发电运行部
3
再热器减温水量
燃烧优化试验和冷态通风试验，优化燃烧器配风
70
1288
0.05
1.机组检修后安排；
2.壁温偏高或减温水、飞灰含碳量异常时及时进行
经营策划部
4
凝结水泵
1.选择1台水泵性能试验，确定是否进行泵体优化改造；
2.定期轮换运转泵
10
105
0.10
1.2010年测试1台水泵性能试验；
2.检修时，轮换泵体
技术支持部
经营策划部
5
电除尘
1.定期检修本体；
2.根据不同工况优化振打周期
5
36
0.14
1.在机组检修中安排；
2.每台电除尘2年进行一次电除尘性能调整试验
技术支持部
经营策划部
6
油耗
1.保持微油点火顺畅和稳压；
2.减少启动中辅机故障
10
56
0.18
1.在机组检修中安排；
2.制定周期成为日常工作
技术支持部
7
排烟温度
1.锅炉空预器传热元件改造；
2.燃烧优化试验（投资不计）
320
1567
0.20
1.机组检修及时安排换热原件更换与清理；
2.出现排烟温度偏高及时进行优化试验
技术支持部
经营策划部
8
真空度
1.真空泵工作水强制冷却装置；
2.真空泵安装大气喷射器
698
2992
0.23
2010年进行调研，实施一台机组，并进行对比测试
技术支持部
经营策划部
顺序
设备
措施
投资
（万元）
效益
（万元）
回收期
（年）
实施安排
责任部门
9
缸体热效率
2台机组进行汽封改造，机组至少降低热耗
率61.3kJ/kwh。
折算全厂降低40.8kJ/kwh
660
2611
0.25
1.2010年完成3号机组改造，并进行测试评价；
2.2011年或2012年在1、3号机组上优化2号机组改造
技术支持部
经营策划部
10
真空严密性
真空系统查漏
100
299
0.33
2010年外委测试1台机组，按效果付费，评估效果
经营策划部
11
循环水泵
双速改造，降低单台泵耗电量，季节变化时
可增加优化方式
180
504
0.36
1.2010年9月完成1台机组2台循环水泵改造；
2.根据改造后总体评价，论证后续安排；
3.如确认10月进行后续4台
技术支持部
发电运行部
12
发电补水率
1.建立阀门测温档案；
2.热力系统漏泄治理
20
38
0.53
1.2010年完成机组工作和监督机制；
2.2011年论证阀门更换与疏水合并改造
技术支持部
13
引风机
1.选择1台风机性能试验，确定是否进行风机优化改造；
2.电机变速改造
870
871
1.00
1.2010年测试1台风机性能试验，完成可行性分析；
2.2011年进行1台机组改造，2012年2台机组改造
技术支持部
经营策划部
14
脱硫系统
1.增压风机叶轮改造，节电300万度；
2.浆液循环泵、氧化风机和湿式球磨机优化运行方式；
3.3号机组增压风机液阻改造
588
456
1.29
1.液阻改造按目前技改计划进行；
2.2010年进行脱硫整体优化可行性分析；
3.2011年完成1台机组增压风机叶轮改造
技术支持部
发电运行部
经营策划部
15
送风机
1.选择1台风机性能试验，确定是否进行风机优化改造；
2.电机变速改造
336
248
1.35
1.2010年测试1台风机性能试验，完成可行性分析；
2.2011年进行1台机组改造，2012年2台机组改造
技术支持部
经营策划部
16
一次风机
1.选择1台风机性能试验，确定是否进行风机优化改造；
2.电机变速改造
540
391
1.38
1.2010年测试1台风机性能试验，完成可行性分析；
2.2012年进行1台机组改造，2012年2台机组改造
技术支持部
经营策划部
17
飞灰含碳量
磨煤机分离器改造
570
392
1.46
按目前技改计划进行
技术支持部
18
除灰
电除尘输灰方式改造，集中仓泵满出力运行，减少仓泵运行台数
100
46
2.19
1.在机组检修中安排；
2.制定周期成为日常工作
技术支持部
19
空预器漏风率
空气预热器密封改造
240
82
2.94
按目前技改计划进行
技术支持部
合计
5382
14296
0.38
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