对标管理手册

1、对 标 管 理 手 册武乡和信发电有限公司二一年二月对 标 管 理 手 册2010年，公司紧紧围绕“1224”工作思路，把控亏减亏作为公司一切工作的出发点和落脚点，全面推进降本增效和提升精细化管理水平，实现燃煤管理、市场营销、节能降耗、对标管理新突破。对标管理是全方面认识自己、查找不足、改进提高的科学方法，是实现控亏减亏的有效手段，是增强企业经营效益的有效途径。公司要以华电集团标杆电厂为目标，借鉴其先进成熟经验，结合实际，深入开展对标工作，实现对标新管理新突破。一、对标组织机构：1、对标策划小组：组长：张振华副组长：张开鹏 杜耀明成员：杨成 张栋 张国斌 范风山 曹永军 各值长 各机长职责：1

2、）监督、管理发电部对标活动的日常运营。2）负责与外部对标企业的协调及对标内容的收集和整理。3）负责在对标过程中协调企业内部与相关部门有关的对标内容。4）组织培训部门对标管理相关的内容。5）在对标过程中依据工作实际进行人员的调配。6）负责对标内容的确定、对标规范的编制、对标数据的分析、对标结果的信息发布、对标中找到的提高效率的办法和经验的推广及实施。2、对标行动小组：组长：张开鹏（机务组） 杜耀明（电气组）副组长：杨成（汽机） 张栋（电气） 张国斌（锅炉） 范风山（灰化硫） 曹永军（输煤） 魏琛（化验）成员：各值长、机长及各级运行人员、各级化验员职责：1）负责组织讨论对标结果的应用和实施。2）负

3、责对标活动过程中企业内部基础数据、信息的收集和分析。3）负责在对标过程中的对标内容的完善和更新。4）发现问题及时向策划小组反应，并提出合理建议。二、对标内容、对象的确定：基于目前我厂的实际人员少、任务重、指标差的现状，且结合我厂全员绩效考核的推广，为了在最短的时间内把部门内部的管理指标和生产指标上升到一个新的高度，因而发电部决定从内部对标和外部对标两方面入手：1、内部对标：1）生产指标对标：以我公司08年、09年、10年三年的生产指标进行分机、分年、分月、与设计值进行对标。2、外部对标：1）同类机组对标：与漳山的生产指标进行对标。2）先进机组对标：与宁夏灵武电厂对标(标杆值)。三、对标管理指标

4、体系：1、指标体系：序号项目单位09年完成值标杆值标杆依据对标周期10年预计值1）利用小时h5200.65483灵武电厂月55002）负荷率%72.4774.81灵武电厂月3）供电煤耗g/kw.h363.77348.69灵武电厂月3504）发电煤耗g/kw.h331.60317.50灵武电厂月318.855）综合厂用电率%8.8758.9公司目标值月8.96）发电厂用电率%8.18.1公司目标值月8.17）热耗率kJ/kw.h8796.568696灵武电厂月86968）主汽压力MPa13.53不低于负荷对应下的曲线值公司目标值月不低于负荷对应下的曲线值9）主汽温度540.17538-542公司

5、目标值月538-54210）再热汽温533.53538-542公司目标值月538-54211）给水温度244.53不低于负荷对应下的曲线值公司目标值月不低于负荷对应下的曲线值12）补 水 率%0.671.2公司目标值月1.213）背压kPa11.6115设计值月1114）锅炉效率%91.2992.51设计值月>9215）排烟温度130.86128设计值月12816）氧 量%4.23.85公司目标值月3.8517）飞灰含碳%2.531.03(烟煤)灵武电厂月218）大渣含碳%7.641.26(烟煤)灵武电厂月519）空预漏风率%12.175.52灵武电厂月820）再热汽喷水量T3.482公

6、司目标值月221）点火用油T448.4公司目标值月45022）助燃用油T80.3公司目标值月5023）热值差j/kg502502华电要求值月50224）排污率%0.370.3-1公司目标值月0.525）给水泵耗电率%2.4382.4公司目标值月2.426）凝结泵耗电率%0.2580.2公司目标值月0.227）引风机耗电率%0.740.71灵武电厂月0.7128）送风机耗电率%0.3460.26灵武电厂月0.329）一次风机耗电率%0.4470.44公司目标值月0.4430）磨煤机耗电率%1.1881.15公司目标值月1.1531）除尘除灰系统耗电率%0.1590.18公司目标值月0.1832）

7、空冷系统耗电率%0.5990.6公司目标值月0.633）主变变损%0.78990.3灵武电厂月0.834）脱硫系统耗电率%0.8070.77灵武电厂月1.235）炉水泵耗电率%0.2030.203公司目标值月0.236）辅机循环泵耗电率%0.05550.011公司目标值月0.0537）输煤系统耗电率%0.0740.058灵武电厂月0.06538）发电水耗M3/MWH0.22430.21公司目标值月0.21注：2010年指标需结合综合任务计划书进一步修订。2、指标分析结构一级供电煤耗二级燃料指标供电量发电煤耗三级入厂煤质入炉煤质、煤量发电量发电厂用电率锅炉效率热耗管道效率四级热值差点火燃油量负荷

8、率凝结泵耗电率主汽压力主汽压力管道散热助燃燃油量运行时间引风机耗电率主汽温度主汽温度排污率利用小时送风机耗电率再热汽压再热汽压汽水损失率等效可用系数一次风机耗电率再热汽温再热汽温补水率磨煤机耗电率蒸发量主蒸汽流量除灰系统耗电率排烟温度凝结水流量空冷系统耗电率氧 量汽耗率主变变损飞灰含碳给水温度脱硫系统耗电率大渣含碳加热器端差炉水泵耗电率煤粉细度合格率真空辅机循环泵耗电率主再热汽喷水量真空严密性输煤系统耗电率送风温度三缸效率主变变损空预、烟道、制粉系统漏风率大修后汽轮机效率恢复值注：以上分析应由高到低的顺序依次分析，找出最终的影响点及相应措施3、指标耗差分析：序号项目单位偏差影响发电煤耗（g/k

9、wh)1）主汽压力MPa1.01.62）主汽温度10.00.9093）再热汽温10.00.884）给水温度10.00.4385）负荷率%1.00.616）氧 量%1.01.1577）排烟温度10.01.68）飞灰含碳%1.00.61289）大渣含碳%1.00.210）空预漏风率%1.00.1411）锅炉排污T/h10.00. 0712）真 空kPa1.01.2-1.513）锅炉效率%1.03.27714）厂用电率%1.03.41415）补 水 率%1.00.07216）再热汽喷水量T1.00.0302517）低加解列%5.48118）高加解列%8.1419）热耗KJ/(KW.h)26.561四

10、、对标管理体系内容的分析：566#1机组08年、09年与设计值对标分析序号项目单位设计值08年指标分析09年指标分析备注完成值与设计差影响煤耗完成值与设计差影响煤耗（1）设备利用小时h55004818.7-681.3-4830.6-669.4-（2）负荷率%8068.0511.957.2972.637.374.495（3）供电煤耗g/(KW.h)328373.6545.65-363.7735.77-设计值是初设（4）发电煤耗g/(KW.h)302.5342.3739.87-333.5631.15-（5）汽机热耗率KJ/(KW.h)8045.98886.96841.0631.668658.626

11、12.7223.07设计值是600MW（6）主汽压力MPa16.7013.063.645.8213.103.65.76（7）主汽温度538539.07-1.07-0.097540.01-2.01-0.183（8）再热汽温538.0530.997.010.616533.514.490.395（9）给水温度273.10251.4721.630.947240.6832.421.42设计值是600MW（10）补 水 率%2.001.140.86-0.0620.671.33-0.095（11）真 空kPa-75.0076.861.86-2.51-79.454.45-6（12）锅炉效率%92.5191.3

12、61.153.7791.311.23.937（13）排烟温度126.50124.920.158-2.52129.15-2.650.424（14）氧 量%4.24.22-0.020.0234.21-0.010.011（15）飞灰含碳%32.95-0.05-0.032.67-0.33-0.2（16）大渣含碳%810.682.680.537.63-0.47-0.09（17）空预漏风率%8-10.182.180.3（18）再热汽喷水量T-3.5543.5540.107（19）点火用油T743-283.5-（20）助燃用油T384.2-27.2-（21）发电厂用电率%75528.41-7.99-（22）

13、给水泵耗电率%-2.6-2.45-（23）凝结泵耗电率%-0.43-0.29-（24）引风机耗电率%-0.71-0.69-（25）送风机耗电率%-0.31-0.33-（26）一次风机耗电率%-0.47-0.44-（27）磨煤机耗电率%-1.21-1.19-8（28）除灰系统耗电率%-0.16-0.14-（29）空冷系统耗电率%-0.50-0.59-（30）脱硫系统耗电率%1.2-1.51.01-0.88-（31）炉水泵耗电率%-/-0.21-分析说明1、从#1机组整体小指标分析，09年指标在给水温度、排烟温度、送风机耗电率、空冷系统耗电率等指标不如08年指标，其余指标都优于08年指标，说明09

14、年在运行调整方面有了较大成效。2、08年与09年#1机组反平衡发、供电煤耗与设计值偏差很大，主要原因是汽轮机组热耗与综合厂用电率与设计值偏差大而引起，以后有专项分析。3、08年与09年#1机组热耗率与设计值偏差很大，这是机组实际与设计偏差大造成，属于固定损耗。4、08年与09年主汽压力和给水温度与设计值偏差大，是因为设计值是额定工况下数据，且数据是随负荷变化而变化的，因而这两个指标属于优化运行曲线的指标。5、08年与09年再热汽温度比设计值偏低，主要原因是喷燃器不能正常动作、吹灰优化的结果。6、08年与09年锅炉效率比设计值偏低，主要原因是煤质达不到设计值，而且调整上还有差距。7、09年空预漏

15、风率比设计值偏大（08未统计），说明还应加强治理漏风工作。8、08年与09年发电厂用电与设计值偏差较大，是实际与设计不相符造成的，以后有专项分析。9、真空、主汽温度、补水率都优于设计值，但仍有优化空间。10、08年与09年氧量比设计值偏高，主要是低负荷维持氧量偏大引起。11、08年与09年飞灰均比设计值低，但仍有优化空间。12、大渣含碳量08年超设计值，09年低于设计值，主要原因是09年磨煤机分离器改造引起。9#2机组08年、09年与设计值对标分析序号项目单位设计值08年指标分析09年指标分析备注完成值与设计差影响煤耗完成值与设计差影响煤耗（1）设备利用小时h55005252.61-247.3

16、9-5570.670.6-（2）负荷率%8070.23-9.775.9572.33-7.674.67（3）供电煤耗g/(KW.h)328373.6545.65-363.7735.77-设计值是初设（4）发电煤耗g/(KW.h)302.5341.2338.73-337.1734.67-（5）汽机热耗率KJ/(KW.h)8045.98904.15854.6532.178748.12702.2226.43设计值是600MW（6）主汽压力MPa16.7014.142.564.0913.643.064.89（7）主汽温度538539.85-1.85-0.168540.23-2.23-0.22（8）再热汽

17、温538.0529.858.150.717532.585.420.477（9）给水温度273.10249.5323.571.32248.3124.791.085设计值是600MW（10）补 水 率%2.001.770.23-0.0160.661.34-0.096（11）真 空kPa-75.00-75.720.72-0.97-78.963.96-5.34（12）锅炉效率%92.5191.201.314.2291.271.244.0610序号项目单位设计值08年指标分析09年指标分析备注完成值与设计差影响煤耗完成值与设计差影响煤耗（13）排烟温度126.50128.23-1.730.27132.3

18、6-5.860.93（14）氧 量%4.24.34-0.140.0164.180.02-0.02（15）飞灰含碳%33.170.170.12.25-0.75-0.46（16）大渣含碳%88.600.60.127.64-0.36-0.07（17）空预漏风率%8-14.156.150.86（18）再热汽喷水量T-3.4153.4150.103（19）点火用油T954.6-448.4-（20）助燃用油T709.6-80.3-（21）发电厂用电率%75528.41-7.90-（22）给水泵耗电率%-2.63-2.427-（23）凝结泵耗电率%-0.41-0.23-（24）引风机耗电率%-0.80-0.

19、79-（25）送风机耗电率%-0.39-0.36-（26）一次风机耗电率%-0.42-0.45-11序号项目单位设计值08年指标分析09年指标分析备注完成值与设计差影响煤耗完成值与设计差影响煤耗（27）磨煤机耗电率%-1.25-1.19-（28）除灰系统耗电率%-0.16-0.18-（29）空冷系统耗电率%-0.50-0.61-（30）脱硫系统耗电率%1.2-1.50.900.75（31）炉水泵耗电率%-/-0.20-分析说明1、从#2机组整体小指标分析，09年指标在主汽压力、给水温度、排烟温度、一次风机耗电率、除灰系统耗电率、空冷系统耗电率等指标不如08年指标，其余指标都优于08年指标，说明

20、09年在运行调整方面有了较大成效。2、08年与09年#2机组反平衡发、供电煤耗与设计值偏差很大，主要原因是汽轮机组热耗与综合厂用电率与设计值偏差大而引起，以后有专项分析。3、08年与09年#2机组热耗率与设计值偏差很大，这是机组实际与设计偏差大造成，属于固定损耗。4、08年与09年主汽压力和给水温度与设计值偏差大，是因为设计值是额定工况下数据，且数据是随负荷变化而变化的，因而这两个指标属于优化运行曲线的指标。5、08年与09年再热汽温度比设计值偏低，主要原因是喷燃器不能正常动作、吹灰优化的结果。6、08年与09年锅炉效率比设计值偏低，主要原因是煤质达不到设计值，而且调整上还有差距。7、09年空

21、预漏风率比设计值偏大（08未统计），说明还应加强治理漏风工作。8、08年与09年发电厂用电与设计值偏差较大，是实际与设计不相符造成的，以后有专项分析。9、真空、主汽温度、补水率都优于设计值，但仍有优化空间。10、08年氧量比设计值偏高，主要是低负荷维持氧量偏大引起，09年氧量低于设计值，说明#2机组在氧量调整方面有进步。11、08年飞灰、大渣含碳量均比设计值高， 09年低于设计值，主要原因是09年磨煤机分离器改造引起，但仍有优化空间。12全厂#1机组与#2机组09年对标分析序号项目单位设计值#1机组指标#2机组指标偏差影响煤耗备注（1）设备利用小时h55004830.65570.6-740-（

22、2）负荷率%8072.6372.330.3-0.18（3）发电煤耗g/(KW.h)302.5333.56337.17-3.61-设计值是初设反平衡（4）汽机热耗率KJ/(KW.h)8045.98658.628748.12-89.5-3.37设计值是600MW（5）主汽压力MPa16.7013.1013.64-0.540.86（6）主汽温度538540.01540.23-0.130.01（7）再热汽温538.0533.51532.580.93-0.08（8）给水温度273.10240.68248.317.630.334设计值是600MW（9）补 水 率%2.000.670.660.010（10）

23、真 空kPa-75.00-79.45-78.960.49-0.66（11）锅炉效率%92.5191.3191.270.04-0.13（12）排烟温度126.50129.15132.36-3.21-0.5113序号项目单位设计值#1机组指标#2机组指标偏差影响煤耗备注（13）氧 量%4.24.214.180.030.034（14）飞灰含碳%32.672.250.420.257（15）大渣含碳%87.637.64-0.01-0.002（16）空预漏风率%810.1814.15-3.97-0.55（17）再热汽喷水量T03.5543.4150.1390（18）点火用油T-283.5164.9118.

24、60.058（19）助燃用油T-27.253.1-25.9-0.013（20）发电厂用电率%-7.997.900.090.3（21）给水泵耗电率%-2.452.4270.020.075（22）凝结泵耗电率%-0.290.230.060.2（23）引风机耗电率%-0.690.79-0.1-0.34（24）送风机耗电率%-0.330.36-0.03-0.1（25）一次风机耗电率%-0.440.45-0.01-0.034（26）磨煤机耗电率%-1.191.1900（27）除灰系统耗电率%-0.140.18-0.04-0.13614序号项目单位设计值#1机组指标#2机组指标偏差影响煤耗备注（28）空冷

25、系统耗电率%-0.590.61-0.02-0.06（29）脱硫系统耗电率%1.2-1.50.880.750.130.44（30）炉水泵耗电率%-0.210.200.010.034分析说明1、从09年整体小指标分析，#1机组煤耗比#2机组偏低3.5 g/(KW.h)左右，从小指标完成情况看，#1机组与#2机组各有优势，但效果基本持平，因而主要原因是#1汽轮机组汽封改造的结果。2、#1机组优于#2机组的指标有真空、排烟温度、空预漏风率（影响煤耗在0.2 g/(KW.h)以上的指标）,折合煤耗1.72 g/(KW.h)左右,#2机组优于#1机组的指标有主汽压力、给水温度、飞灰含碳、发电厂用电率（影响

26、煤耗在0.2 g/(KW.h)以上的指标）,折合煤耗约1.73 g/(KW.h) 左右，可见影响较大的指标基本抵消，剩余的部分#1略优于#2。3、#2机组主汽压力优于#1机组是由于#2机组在低负荷段提高压力1MPA运行的结果，给水温度是由于31机组高加泄露解列19天而引起。全厂08年、09年对标分析序号项目单位08指标09指标08与09偏差影响煤耗备注（1）设备利用小时h50358520061648-（2）负荷率%69.1772.47-3.3-2.01（3）供电煤耗g/(KW.h)373.65363.779.88-9.88正平衡15（4）发电煤耗g/(KW.h)338.88331.607.28

27、-7.28（5）汽机热耗率KJ/(KW.h)8896.48706.56189.8-7.14（6）主汽压力MPa13.613.40.20.32（7）主汽温度539.5540.1-0.6-0.05（8）再热汽温530.4533.02.6-0.23（9）给水温度250.46244.755.710.25（10）补 水 率%1.460.670.79-0.056（11）真 空kPa-76.27-79.192.92-3.94（12）锅炉效率%91.2891.29-0.01-0.03（13）排烟温度126.64130.86-4.220.675（14）氧 量%4.284.20.08-0.09（15）飞灰含碳%3

28、.062.460.6-0.36（16）大渣含碳%9.647.642-0.4（17）空预漏风率%-12.17-（18）再热汽喷水量T-3.48-16（19）点火用油T954.6448.4506.2-0.24（20）助燃用油T709.680.3629.3-0.3（21）综合厂用电率%9.328.880.44-1.5（22）发电厂用电率%8.417.940.47-（23）给水泵耗电率%2.612.440.17-0.58（24）凝结泵耗电率%0.420.260.16-0.545（25）引风机耗电率%0.750.740.01-0.034（26）送风机耗电率%0.350.3500（27）一次风机耗电率%0

29、.440.45-0.010.034（28）磨煤机耗电率%1.231.190.04-0.136（29）除灰系统耗电率%0.160.1600（30）空冷系统耗电率%0.500.60-0.10.34（31）主变变损%0.75870.78990.030.106（32）脱硫系统耗电率%0.950.810.14-0.477（33）炉水泵耗电率%0.250.200.05-0.1717（34）辅机循环泵耗电率%/0.05-（35）输煤系统耗电率%0.080.070.01-0.034（36）发电水耗M3/Mwh0.25290.16940.0835-分析说明1、从全厂整体小指标分析，09年指标在主汽压力、给水温度

30、、排烟温度、一次风机耗电率、空冷系统耗电率、主变变损等指标不如08年指标，其余指标都优于08年指标，说明09年在运行调整方面有了较大成效。2、09年比08年年全厂反平衡发电煤耗低7.28g/kwh，反平衡供电煤耗低9.88 g/kwh，主要原因是运行调整及技术改造使汽轮机组的热耗、厂用电率降低而降低。3、09年比08年热耗率降低189.8 KJ/(KW.h)，主要原因是运行调整及技术改造使汽轮机组的热耗降低。4、09年比08年主汽压力便低0.2 MPa，主要原因是#2机组在08年低负荷段提高主汽压力1 MPa，而09年又恢复原值引起。5、09年比08年给水温度低5.71，主要原因是#1机组高加

31、内漏停运19天，且#2机组高加也有内漏现象。6、09年比08年再热汽温度高2.6，主要原因是指标竞赛的结果。7、09年比08年补水率低0.79%，主要原因是阀门内漏治理及合理排污、优化吹灰的结果。8、09年比08年真空高2.92 kPa，主要是空冷防寒防冻优化及夏季喷淋优化的结果。9、09年比08年排烟温度高4.22，主要原因是负荷率有所提高，而且排烟温度测点移过位置。10、09年比08年飞灰低0.6%、大渣含碳量低2%，主要原因是磨煤机分离器改造引起。11、09年比08年氧量低0.08%，主要原因是#2机组在氧量调整方面较好。12、09年比08年综合厂用电低0.44%，主要原因是给水泵、磨煤

32、机、电除尘、脱硫运行方式优化及凝结泵变频改造的结果。13、09年比08年发电水耗低0.0835 M3/Mwh，主要原因是执行降低补水率措施的结果。18我厂与漳山电厂09年对标体系内容的分析序号项目单位我厂指标漳山指标我厂与漳山偏差影响煤耗g/(KW.h)备注1设备利用小时h520065379.6-1792负荷率%72.4771.910.56-0.343供电煤耗g/(KW.h)363.77351.7612.01-正平衡4发电煤耗g/(KW.h)331.60324.666.94-5汽机热耗率KJ/(KW.h)8706.56-6主汽压力MPa13.413.360.04-0.067主汽温度540.15

33、36.133.97-0.368再热汽温533.0527.665.34-0.479给水温度244.75259.75-150.65710补 水 率%0.671.62-0.95-0.06811真 空kPa-79.19-77.88-1.31-1.7612锅炉效率%91.2993.8-2.518.2213排烟温度130.86119.4511.411.8219序号项目单位我厂指标漳山指标我厂与漳山偏差影响煤耗g/(KW.h)备注14氧 量%4.24.33-0.13-0.1515飞灰含碳%2.464.72-2.26-1.416大渣含碳%7.645.472.170.4317空预漏风率%12.175.46.77

34、0.9418再热汽喷水量T3.484.02-0.54-0.01619综合厂用电率%8.888.0020.8782.9920发电厂用电率%7.947.590.351.1921给水泵耗电率%2.442.87-0.43-1.4622凝结泵耗电率%0.260.160.10.3423引风机耗电率%0.740.740024送风机耗电率%0.350.190.16-0.54525一次风机耗电率%0.450.430.02-0.06826磨煤机耗电率%1.190.350.842.86427除灰系统耗电率%0.16/-28空冷系统耗电率%0.600.8-0.2-0.6820序号项目单位我厂指标漳山指标我厂与漳山偏差

35、影响煤耗g/(KW.h)备注29主变变损%07899041203779128830脱硫系统耗电率%0.810.85-0.04-0.1331炉水泵耗电率%0.200.150.050.1732辅机循环泵耗电率%0.050.13-0.08-0.2733输煤系统耗电率%0.070.060.010.03434发电水耗率%分析说明1、我厂供电煤耗比漳山高出12.01 g/(KW.h)，从小指标看，主汽压力、主汽温度、再热汽温、补水率、真空、氧量、飞灰含碳我厂都优于漳山，折合发电煤耗约4.26 g/(KW.h)，但在给水温度、锅炉效率、排烟温度、大渣含碳、空预漏风率、大渣含碳、发电厂用电率都落后于漳山电厂，

36、折合发电煤耗10.06 g/(KW.h)（炉侧指标以锅炉效率计算），双方相差5.8 g/(KW.h)的发电煤耗，基本接近发电煤耗差值，如将漳山按我厂综合厂用电折算则供电煤耗与我厂相差7 g/(KW.h)，与发电煤耗差值基本一样。2、从以上分析可以看出，我厂与漳山差距主要在锅炉效率、给水温度及厂用电方面，锅炉效率主要影响在排烟温度、空予漏风率，且漳山热值平均在5200大卡；给水温度偏差是我厂#1机组高加泄漏所致；厂用电偏差主要是磨煤机及主变变偏差损引起。我厂与灵武电厂09年对标体系内容的分析序号项目单位我厂指标灵武指标我厂与灵武偏差影响煤耗备注1设备利用小时h212负荷率%72.4774.18-

37、1.711.043供电煤耗KJ/(KW.h)363.77348.6915.08-正平衡4发电煤耗g/(KW.h)331.60317.5014.1-5汽机热耗率g/(KW.h)8706.56869610.560.46主汽压力MPa13.413.51-0.110.1767主汽温度540.1539.850.25-0.028再热汽温533.0539.68-6.680.599给水温度244.75259.18-14.430.6310补 水 率%0.671.73-1.06-0.07611真 空kPa-79.19-77.25-1.94-2.612锅炉效率%91.2992.9-1.615.27613排烟温度13

38、0.86112.4118.452.9514氧 量%4.23.930.270.3115飞灰含碳%2.461.0251.4350.882216大渣含碳%7.641.266.381.27617空预漏风率%12.175.526.650.9318再热汽喷水量T3.48-19综合厂用电率%8.888.89-0.01-0.03420发电厂用电率%7.948.35-0.41-1.421给水泵耗电率%2.442.86-0.42-1.4322凝结泵耗电率%0.260.190.070.2423引风机耗电率%0.740.710.030.124送风机耗电率%0.350.260.090.325一次风机耗电率%0.451-

39、0.55-1.8726磨煤机耗电率%1.190.420.772.62527除灰系统耗电率%0.160.3-0.14-0.47728空冷系统耗电率%0.600.79-0.19-0.6429主变变损%02330脱硫系统耗电率%0.810.770.040.13631炉水泵耗电率%0.200.23-0.03-0.132辅机循环泵耗电率%0.050.0110.0390.1333输煤系统耗电率%0.070.0580.0120.0434发电水耗率%分析说明1、我厂供电煤耗比灵武高出15.08 g/(KW.h)，从小指标看，主汽温度、补水率、真空、我厂略都优于灵武，折合发电煤耗约2.7 g/(KW.h)，其余

40、指标如热耗率、主汽压力、再热汽温、给水温度、锅炉效率、排烟温度、氧量、飞灰含碳、大渣含碳、空预漏风率、发电厂用电率都落后于灵武电厂，折合发电煤耗7.07 g/(KW.h)（炉侧指标以锅炉效率计算），从小指标方面难以分析实际状况。2、从反平衡来看，灵武电厂09年度：实际热耗率8696 kj/kw.h，锅炉效率92.9%，管道效率98.5%，综合厂用电8.89%情况下，发电煤耗324.02g/kWh，供电煤耗355.64 g/kWh。我厂09年度：实际热耗率8706.65 kj/kw.h，锅炉效率91.29%，管道效率97%，综合厂用电8.875%情况下，发电煤耗335.47g/kWh，供电煤耗3

41、68.15 g/kWh。由以上反平衡可以看出，我厂与灵武电厂在反平衡供电煤耗12.51g/kWh。主要原因是管道效率偏差5.61 g/kWh，锅炉效率偏差5.216 g/kWh，加上热耗偏差煤耗相差在11.22 g/kWh 双方相差4.37 g/(KW.h)的发电煤耗，基本接近发电煤耗,基本接近,不足部分应为耗差折算而引起.3、从以上分析可以看出，我厂小指标方面与灵武电厂相差很多，在运行调整方面有很大潜力。五、对标管理中我厂主要存在问题分析：从以上分析可以看出，不管是与漳山比，还是与灵武比，我厂指标偏差都很巨大，尤其是在锅炉效率及其指标方面、给水温度方面，有相当大的调整降耗空间，下面逐一进行分

42、析，并编制相应措施，逐步向先进指标靠近。1、固定损耗分析：从以上我厂双机与设计值对比分析可以看出，煤耗、汽轮机热耗与厂用电方面与设计值偏差是比较大的，而这方面的偏差是设备固有性的，难以进行降耗工作，因而进行如下分析，以剔除不可调整因素，更有利于对标及调整工作。1）厂用电分析：从设计值来看，厂用电率为7.782%，而实际运行数据在8.875%左右(该值是09年在实施低负荷三磨运行、单台给水泵运行、单套脱硫设备运行等节电措施后数据)，这样综合厂用电相差1.093%左右，影响供电煤耗约3.727g/kwh。如果单机运行，综合厂用电率在9.4%左右（如09年7月份单机运行时的综合厂用电9.388%），

43、影响供电煤耗约5.476 g/kwh左右。实际运行数据比设计厂用电率偏高的原因：设计负荷率为80%，而实际运行负荷率09年全年为72.47%,负荷率比设计值偏低7.53%,影响厂用电率约0.527%(运行经验数据负荷率每降低1%,厂用电率升高0.07%)；设备的增容影响，如脱硫系统原设计的增压风机、烟冷泵、氧化风机等10KV设备进行了国产化改造和增容，总耗电量由14838KW/h（660MW）增容到17455KW/h，在07年6月对电能消耗做了试验，平均电能消耗是15400 KW/h（600MW），实际耗电与原设计相差562 KW/h，按75%负荷率计算，相差0.125%,空压机由9台增设为10台，且设计是6运3备，而由于煤质达不到设计灰份，且除