锅炉节能评价报告.docx
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锅炉节能评价报告
锅炉节能评价报告
一、锅炉组查评情况简介：
根据公司的统一安排，锅炉专业组织由生产技术部锅炉专责为组长，锅炉点检员、检修部、发电部锅炉专责、锅炉专业各班组为成员的节能评价查评小组。
经过近两个月时间的查评，对锅炉专业所属各项设备进行了全面分析和评价，发现了很多节能环节的漏洞，主要表现在：
1、锅炉热效率试验：
锅炉大小修前后及每月进行锅炉热效率试验，但实验报告中对影响锅炉热效率的因素分析不全面，扣3分。
2、锅炉优化燃烧调整试验：
对每台锅炉进行不定期燃烧优化调整试验，试验措施、实验报告完整，未制定最佳经济煤粉细度，由于磨煤机回粉调节挡板已固定，无法调节，只能通过添加钢球来实现调节煤粉细度，扣5分。
3、排烟温度评价：
#4机组排烟温度偏高，#3机组小修后排烟温度有所上升，均超过设计值，这主要是由于空预器更换后漏风减小、光管式空预器换热效果较螺旋管差所致，扣20分。
未进行标定试验扣10分。
4、锅炉氧量：
规程要求氧量2～4％，配风卡中也有规定，但实际由于表计误差，煤质变化，氧量有超出规定范围运行。
5、飞灰可燃物：
飞灰可燃物指标1~10月份飞灰可燃物指标平均值为2.55%，符合规定值。
飞灰可燃物评价，各台机组检修前后飞灰可燃物指标略有升降，主要与燃煤煤质有关，煤质差磨煤机通风量大时，煤粉细度均匀性超标。
扣3分，但平均值都在规定值范围内。
6、灰渣可燃物：
灰渣可燃物指标1~10月份灰渣可燃物指标平均值为3.51%，符合规定值。
灰渣可燃物评价，各台机组检修前后灰渣可燃物指标略有升降，主要与燃煤煤质及配风方式有关，煤质差磨煤机通风量大时，煤粉细度均匀性超标。
扣4分，但平均值都在规定值范围内。
7、空预器漏风率：
锅炉检修前后及每月都进行一次空预器漏风率试验，漏风率试验报告齐全完整，但由于机组运行时间长，燃煤煤质差，磨损严重，空预器漏风率普遍偏大，扣25分，1~10月份平均值#1炉：
28.75%#2炉：
21.84%#3炉28.54%#4炉：
9.72%，#3锅炉10月份通过空预器改造，空预器漏风率在规定值内为5.79%。
8、煤粉细度：
定期对磨煤机煤粉细度进行化验，煤粉细度合格率达到95%。
磨煤机回粉挡板固定，无法调整，只有采用补充钢球来调整煤粉细度，为满足负荷要求，煤质差时，磨通风量大造成煤粉细度超标。
扣6分。
9、吹灰器投入率：
#1、#3炉无长吹，#2炉#4长吹退备，扣20分。
10、主再热汽温度：
主汽温度538～540℃之间，1～10月完成了经济指标任务，为了控制高再壁温，再热汽温降温运行，扣50分。
11、磨煤机耗电率：
未与先进设备比较扣2分，未开展实验扣4分，根据煤种变化，无法调整运行方式扣3分。
12、吸送一次风机耗电率：
未与同类型设备先进水平比较并对节能潜力进行分析，各扣4分。
13、锅炉补水率：
疏放水无回收扣5分。
14、磨煤机钢耗：
钢球质量低，煤质差，钢耗均大于规定值。
扣13分。
未进行磨煤机装载量试验。
扣2分。
15、漂珠未回收扣3分
16、#1-#4锅炉外表面保温温度存在个别区域超温现象，扣6分。
17、#1、#2、#4锅炉空预器漏风率超标，扣4分。
18、#2锅炉再热器管壁温度高，扣5分。
19、#1-#4锅炉再热器减温水个别调节阀存在内漏，扣6分。
20、#1-#4锅炉过热器减温水个别调节阀存在内漏，扣5分。
21、#1锅炉除尘器效果差烟气带灰严重，扣2分。
二、存在的主要问题分析及整改建议。
2.1（每一项存在问题进行简单分析和提出整改意见）（小四宋体）
2.1.1对影响锅炉热效率的因素进行全面分析、治理。
2.1.2对每台锅炉进行不定期燃烧优化调整、试验。
2.1.3通过多锅炉试验、调整，制定最佳经济煤粉细度。
2.1.4对#3、#4机组排烟温度偏高，通过调整空气预热器一次风侧挡板，使其达到设计值。
2.1.5加强对锅炉氧量表定期进行校验，同时根据煤质变化加强对配风卡的执行。
2.1.6加强对煤质的监督，通过燃烧调整控制飞灰可燃物、灰渣可燃物。
2.1.7由于机组运行时间长，燃煤煤质差，磨损严重，#1、#2、#4炉空预器漏风率普遍偏大，加强大小修的检修维护和设备更换。
尤其对#1、#2炉二次风中上层管箱进行更换。
2.1.8定期对磨煤机煤粉细度进行化验，煤质差时，禁止磨通风量大造成煤粉细度超标。
2.1.9#1、#3炉无长吹，由于煤质量变化大，建议恢复#1、#3炉无长吹。
2.1.10为了控制高再壁温，再热汽温降温运行。
2.1.11磨煤机耗电率由于为进口产品，未与先进设备比较。
积极调研、加强调整运行方式，降低耗电率。
2.1.12吸送一次风机耗电率通过与同类型设备先进水平比较并对节能潜力进行分析，使耗电率降低。
2.1.13#1-#4锅炉外表面保温温度存在个别区域超温现象，全面检查，更换超温部分保温。
2.1.142009年第一轮小修中对#1锅炉空预器管箱进行更换，对#2、#4锅炉空预器管箱进行整治。
2.1.152009年第一轮小修中对#4高温再热器进行检修，并对喷燃器进行调整。
2.1.16利用机组停运期间对#1-#4锅炉过热器减温水内漏调节阀进行研磨、检修。
2.1.17利用机组停运期间对#1-#4锅炉再热器减温水内漏调节阀进行研磨、检修。
2.1.18对#1锅炉除尘器效果差提出整改方案，进行治理。
2.1.19检修部、发电部缺少相应的节能网络图，节能工作缺少系统管理。
2.1.20检修部、发电部节能工作缺少台账、报告，需要重新建立并保持记录。
2.1.21检修部、发电部要针对设备存在的节能问题制订相应的整改计划，对于暂时无法整改的计划应制订相应的措施。
三、节能潜力分析（针对存在问题，提出具体潜力分析和挖潜措施）
3.1#1、#2炉空预器漏风率超过25％，送、吸风机电机电流居高不下，整体更换上中层管箱，在降低漏风率的基础上，可大大降低风机电机电流，节约厂用电。
如#3炉上中层管箱更换后，空预器漏风率为甲侧5.45％，乙侧为6.13％。
较改造前有大幅度降低，同时二次风出口温度由改造前的227℃上升到287℃，吸风机电流由改造前的131.6A下降到102.6A。
因此，更换#1、#2炉空预器上中层预热器管箱可以起到很好的节能效果。
3.2受热面泄漏做为锅炉设备管理的重中之重，除了安全性外，同样也是做大的节能项目。
一旦出现四管泄漏，损失的热、电、煤、油等都将造成极大的能源浪费。
因此，进一步加强受热面检修管理，不断减少四管泄漏次数，将会起到很好的节能效果。
3.3我公司目前灰渣的处理方式为水除灰渣。
这种方式不但造成原水单耗的上升，除灰、除渣水无法回收而造成浪费，同时也给储灰场带来越来越大的压力。
因此，改变我公司目前的除灰方式，采用气力干除灰方式，无疑可以有效降低原水消耗，同时干除后收集的灰还可以进行再利用，从节能经济性的角度考虑，依然可行。
3.4我公司目前送、一次风机均未采用变频电机，因此，对电机进行变频改造可以有效降低电耗，但由于变频改造成本较高，从节能经济性角度考虑还存在一定问题，需要进一步进行调研，寻找更为合理的改造方案。
四、节能评价得分率见附表一
附表1：
火力发电厂节能评价明细表
序号
项目
应得分
实得分
得分率
主要扣分原因
1
节能管理
1.1
管理体系
（1）
节能管理机构及节能责任制落实，制定企业节约能源实施细则
（2）
节能活动
1.2
指标计划管理
（1）
全厂主要经济技术指标管理
（2）
节能、经济运行小指标管理
（3）
对标管理
1.3
能耗指标统计
（1）
能耗指标统计
（2）
无渗漏管理
1.4
节能分析
1.5
计划规划
（1）
节能年度计划
（2）
节能年度计划
1.6
节能技术改造
1.7
热力试验
（1）
热力试验管理制度及试验标准、要求
（2）
试验项目及资料
1.8
节能宣传、教育、培训
（1）
节能宣传工作
（2）
教育、培训工作
1.9
节能奖惩
（1）
节能奖惩制度
（2）
小指标竞赛
（3）
节能降耗合理化建议
1.10
节能总结
1.11
非生产用能
（1）
非生产用能管理制度
（2）
完善非生产用能计量，建立非生产用能台帐
（3）
非生产用能计量、收费
（4）
长明灯、长冒汽、长流水、办公用能设施非办公时间未及时关停
2
能源计量管理
2.1
能源计量器具配备率
（1）
综合能源计量器具配备率
（2）
能源计量器具的型式与准确度
（3）
能源计量器具的配备原则
2.2
能源计量器具周期受检率
（1）
在用能源计量器具周期受检率
（2）
受检合格率
（3）
入厂煤轨道衡、地中衡定期校验
（4）
入炉煤皮带秤砝码和实物校验
（5）
燃料取制化设备标定与校验
（6）
油、电、汽、水计量器具的检定
2.3
能源计量检测率
（1）
综合能源计量检测率
（2）
煤炭进出厂计量检测率
（3）
燃油进出厂计量检测率
（4）
电能进出厂计量检测率
（5）
热能（蒸汽、热水等）进出厂计量检测率
（6）
厂内用电计量检测率
（7）
水计量检测率
2.4
能源计量管理
（1）
计量管理制度
（2）
使用法定计量单位
（3）
计量器具标识
（4）
计量器具检定维护人员职责
（5）
能源计量器具台帐
（6）
能源计量器具量值传递系统
（7）
能源计量器具实行定期检定
（8）
能源计量器具的维护、使用
3
煤耗
3.1
供电煤耗
（1）
供电煤耗指标
（2）
供电煤耗指标计算标准
（3）
机组经济调度
（4）
机组启停
3.2
供热煤耗
（1）
供热煤耗计算
（2）
供热运行、检修管理
4
燃料指标
4.1
油耗
（1）
油耗指标
（2）
机组低负荷稳燃用油情况
（3）
机组启停过程中的点火用油
（4）
油务管理
（5）
节油管理制度
（6）
燃油计量、统计、分析
（7）
燃油设备系统维护
4.2
燃煤指标
4.2.1
入厂煤与入炉煤热值差
4.2.2
入炉煤煤质合格率
5
锅炉指标
1370
1199
87.5
5.1
锅炉热效率
910
800
87.9
5.1.1
锅炉热效率指标
270
255
97.8
锅炉大小修前后及每月进行锅炉热效率试验，但实验报告中对影响锅炉热效率的因素分析不全面.对每台锅炉进行不定期燃烧优化调整试验，试验措施、实验报告完整，未制定最佳经济煤粉细度，由于磨煤机回粉调节挡板已固定，无法调节，只能通过添加钢球来实现调节煤粉细度.
5.1.2
排烟温度
180
140
77.8
#4机组排烟温度偏高，#3机组小修后排烟温度有所上升，均超过设计值，这主要是由于空预器更换后漏风减小、光管式空预器换热效果较螺旋管差所致，扣20分。
未进行标定试验扣10分
5.1.3
锅炉氧量
70
64
91.4
规程要求氧量2～4％，配风卡中也有规定，但实际由于表计误差，煤质变化，氧量有超出规定范围运行。
5.1.4
飞灰可燃物
140
137
97.8
灰可燃物指标1~10月份飞灰可燃物指标平均值为2.55%，符合规定值。
飞灰可燃物评价，各台机组检修前后飞灰可燃物指标略有升降，主要与燃煤煤质有关，煤质差磨煤机通风量大时，煤粉细度均匀性超标。
5.1.5
灰渣可燃物
60
56
93.3
灰渣可燃物指标1~10月份灰渣可燃物指标平均值为3.51%，符合规定值。
灰渣可燃物评价，各台机组检修前后灰渣可燃物指标略有升降，主要与燃煤煤质及配风方式有关，煤质差磨煤机通风量大时，煤粉细度均匀性超标。
5.1.6
空预器漏风率
70
32
45.7
锅炉检修前后及每月都进行一次空预器漏风率试验，漏风率试验报告齐全完整，但由于机组运行时间长，燃煤煤质差，磨损严重，空预器漏风率普遍偏大，1~10月份平均值#1炉：
28.75%#2炉：
21.84%#3炉28.54%#4炉：
9.72%，#3锅炉10月份通过空预器改造，空预器漏风率在规定值内为5.79%。
5.1.7
煤粉细度
80
74
92.5
定期对磨煤机煤粉细度进行化验，煤粉细度合格率达到95%。
磨煤机回粉挡板固定，无法调整，只有采用补充钢球来调整煤粉细度，为满足负荷要求，煤质差时，磨通风量大造成煤粉细度超标。
5.1.8
吹灰器可用率
40
20
50
#1、#3炉无长吹，#2炉#4长吹退备
5.2
蒸汽参数和减温水
410
349
85.1
主汽温度538～540℃之间，1～10月完成了经济指标任务，为了控制高再壁温，再热汽温降温运行
5.2.1
主蒸汽温度
100
100
100
5.2.2
再热蒸汽温度
100
45
45
#2锅炉再热器管壁温度高
5.2.3
主蒸汽压力
90
90
100
5.2.4
过热器减温水量
50
45
90
#1-#4锅炉过热器减温水个别调节阀存在内漏
5.2.5
再热器减温水量
70
64
91.4
#1-#4锅炉再热器减温水个别调节阀存在内漏
5.3
热控系统
50
50
100
（1）
主要表计
30
30
100
（2）
自动调节系统
20
20
100
6
汽机指标
6.1
热耗率
6.1.1
热耗率指标
6.1.2
热耗技术管理
6.2
蒸汽参数
6.2.1
调节级压力
6.2.2
高压缸排汽温度
6.2.3
低压缸排汽温度
6.3
真空系统
6.3.1
凝汽器真空度
6.3.2
真空严密性
6.3.3
凝汽器端差
6.3.4
凝结水过冷度
6.3.5
冷水塔
6.3.6
胶球清洗装置投入率\胶球收球率
6.3.7
凝汽器真空节能潜力分析
6.4
回热系统
6.4.1
给水温度
6.4.2
加热器端差温升
6.4.4
高加投入率
6.4.5
回热系统节能潜力
6.5
保温效果
（1）
保温指标
（2）
保温测试
（3）
运行维护
（4）
保温材料选用
6.6
热控系统
（1）
热工表计
（2）
热工自动控制
7
厂用电率
7.1
综合厂用电率
（1）
综合厂用电率指标
（2）
综合厂用电率统计计算
7.2
发电厂用电率
（1）
发电厂用电率指标
（2）
厂用电率统计
（3）
运行调整
（4）
厂用电分析
7.3
锅炉辅机耗电率
300
275
91.7
7.3.1
磨煤机耗电率
95
88
92.6
未与先进设备比较，未开展实验，根据煤种变化，无法调整运行方式
7.3.2
引风机耗电率
70
66
94.2
未与同类型设备先进水平比较并对节能潜力进行分析
7.3.3
送风机耗电率
70
66
94.2
未与同类型设备先进水平比较并对节能潜力进行分析
7.3.4
排粉机耗电率
7.3.5
一次风机耗电率
65
61
94.8
未与同类型设备先进水平比较并对节能潜力进行分析
7.4
汽机辅机耗电率
7.4.1
循环水泵耗电率
7.4.2
凝结水泵耗电率
7.4.3
电动给水泵耗电率
7.4.4
空冷岛耗电率
7.4.5
其它辅机
7.5
公用系统耗电率
7.5.1
除灰除尘耗电率
50
50
100
7.5.2
输煤耗电率
7.5.3
供水耗电率
7.5.4
脱硫耗电率
55
51
92.7
7.5.5
供热耗电率
7.5.6
电气设备耗电率
8
发电厂水耗率
8.1
发电厂水耗率指标
（1）
发电水耗率指标
（2）
发电水耗率计算
（3）
节水潜力分析
（4）
运行调整
（5）
检修维护
8.2
全厂复用水率
（1）
全厂复用水率指标
（2）
全厂水平衡
（3）
全厂用水等级梯次利用
（4）
工业冷却水、密封水回用率
（5）
循环排污水回用率
（6）
各种工业废水、生活废水处理回用率
8.3
锅炉补水率
45
40
88.9
（1）
锅炉补水率指标
20
20
100
疏放水无回收
（2）
热力系统泄漏
12
7
58.3
#1-#4锅炉外表面保温温度存在个别区域超温现象
（3）
热力系统疏放水回收
5
5
100
（4）
锅炉补水率分析评价
8
8
100
8.4
循环水浓缩倍率
（1）
循环水浓缩倍率指标
（2）
提高循环水浓缩倍率试验
（3）
运行监督
8.5
化学自用水率
（1）
化学自用水率指标
（2）
运行调整
（3）
水处理设备检修维护
8.6
灰水比
30
27
90
#1锅炉除尘器效果差烟气带灰严重
（1）
灰水比指标
10
10
100
（2）
运行调整
4
4
100
（3）
灰水系统补水
10
10
100
（4）
粉煤灰综合利用项目
6
3
50
漂珠未回收
9
其他指标
9.1
酸碱耗
（1）
酸碱耗指标
（2）
运行调整
（3）
检修维护
9.2
补氢率
（1）
补氢率指标
（2）
发电机气密性试验
（3）
运行维护
9.3
磨煤钢耗
35
20
57.1
（1）
磨煤钢耗指标
13
0
0
钢球质量低，煤质差，钢耗均大于规定值。
（2）
制粉系统调整试验
2
0
0
未进行磨煤机装载量试验。
（3）
钢球添加管理制度
6
6
100
（4）
钢球质量
12
12
100
（5）
制粉系统运行方式
2
2
100
升级会员 