安徽华电六安电厂有限公司份运行分析报告报告

1、安徽华电六安电厂有隔公司 即IS " d- st圈卫司iHLunm MU W 貝2015年9月份运行分析报告批准：郭以永审核：付传家编写：孔凡续 王伟梁俊忠 赵景光薛文元陈超伟安徽华电六安电厂有限公司2015年10月安徽华电六安电厂有限公司 2015年9月份运行分析报告一、全厂生产任务及经济指标完成情况序号指标名称单位设计值计划值完成值#3#4#3#41.发电量亿kWh2.72.43.370.232.综合厂用电率%4.85.04.935.433.AGC投入率%100999999994.收球率%95959596.7897.125.真空kPa95.9949494.7595.676.给水温

2、度C294.7275275275.5258.37.凝汽器端差C2.82.82.82.112.758.高加投入率%1001001001001009.主汽温度C605601601601.87600.5210.再热汽温度C603596596594.86592.7311.氧量%3.54.34.53.894.8512.飞灰含碳量%0.90.90.90.931.113.炉渣含碳%0.91.01.00.871.7314.排烟温度C128125122126.21119.0515.机组漏氢率%13-1913139.5914.616.热耗率kJ/kWh7315745074507375741317.补水率%31.0

3、1.00.80.9618.酸耗g/mol5548.1719.碱耗g/mol6058.9120.汽水品质合格率%999999.2299.0521.排放出口 NOxMg/m3v 100455543.3345.2822.脱硝投入率%10010099.9795.5623.脱硝效率%> 70> 70> 7073.8277.7824.电除尘投入率%1001009010025.脱硫效率%> 95989899.1899.1826.脱硫投运率%> 95100100100100二、锅炉专业分析(一) 锅炉专业主要指标分析1. 主、再热蒸汽温度#3炉主汽温 601.87C ,环比上升0

4、.87C ,影响煤耗-0.052g/kWh ; 再热汽温594.86C，环比上升02C，影响煤耗约-0.01g/kWh。#4炉 主汽温600.52C，环比下降0.58C，影响煤耗约+0.034g/kWh ;再热 汽温592.73C，环比下降3.3C，影响煤耗约+0.16g/kWh。9月份#3、 炉主汽温达到计划值，#3炉再热汽温未达到计划值，原因为：(1) #3炉负荷变化大，再热汽温波动大。(2) 9月份负荷率偏低。(3) #3炉再热汽温左右侧偏差较大，影响提高总体再热汽温。提高再热汽温的措施：(1 )优化制粉系统运行方式，五台磨煤机运行时，保持B-F磨煤机运行，低负荷期间，保持B、C、D、E

5、磨煤机运行。(2) 优化二次风配风方式，控制辅助风与炉膛压差在 200-700Pa 范围内，适当开大上层燃尽风。(3) 上摆燃烧器摆角。(4 )严格执行下发的锅炉吹灰器运行操作规定。(5 )关小低过侧烟气挡板至 10%左右。(6) 控制氧量3%。(7) 适当开大#2、#3角燃尽风，将#2、#3、#4角燃尽风适当上 摆，尽量减小再热汽左右侧偏差(8 )提高再热汽温在小指标竞赛中的分值，充分调动运行人员的调整积极性。1 A _主汽温590 -570550 -530 -510 L11月2月3月罚16月T月8月守月月7月吃月規机组.斤9,怎24?01.73&00.01. 12601 601 8

6、*#4机组嵌.3住01. eir01.為000. 77 £100. 4/ftOO. 71501. 1 600. 5：2-37 -再热汽温610590570550530510 L1IIH111】月2月3月4月飞月阴了月明明二0月11月丘月口 #3机徂対机组Fo92. 4 c>84.)92.販讯乂 0汗96.5393. 67500. 24确.冏5>92* 23b*93. eSa心斗.91.悦696.時2. 排烟温度#3炉排烟温度126.21 C ,环比下降5.86C ,影响煤耗约-1.172g/kWh。#4炉排烟温度119.05C。环比下降2.52C，影响煤耗 约-0.504

7、g/kWh，本月送风温度为24.49C，环比下降3.64C , 9月份#4炉排烟温度正常，#3炉排烟温度还是偏高，原因为：(1) #3炉大修后空预器漏风率减小，对排烟温度有一定影响。(2) #3吹灰器运行方式改变后，尾部烟道吹灰次数减少，对排 烟温度有一定影响。(3) 低负荷阶段提高了 SCR进口烟温，造成排烟温度升高。降低机组排烟温度的措施：(1) 优化磨煤机运行方式，在保证运行参数正常前提下，优先 停运F磨煤机。(2) 控制运行磨煤机出口温度在 75-85 C ,尽量减少冷一次风量， 及时关闭停运磨煤机进口一次风门，降低一次风率。(3) 增加空预器吹灰次数，每班吹灰3次。（4 ）严格执行锅

8、炉吹灰器运行操作规定，严禁不吹和少吹，进一步优化吹灰器运行方式。（5 ）控制锅炉氧量在3%-5%范围内。（6 ）关小干渣机底部冷却风，减少锅炉漏风。3. 飞灰、炉渣含碳量#3炉飞灰含碳量0.93%，环比上升0.23%，影响煤耗约+0.276g/kWh ;炉渣含碳量 0.87%，环比下降 0.49%，影响煤耗约 -0.068g/kWh。#4炉飞灰含碳量1.1 %，环比上升0.45%，影响煤耗约 +0.54g/kWh，炉渣含碳量 1.73%，环比上升 0.73%，影响煤耗约 +0.102g/kWh。9月份#3、#4炉飞灰、炉渣含碳量未达到目标值。降低飞灰、炉渣含碳量的措施：（1 ）严格执行降低锅炉

9、飞灰、炉渣含碳量运行技术措施。（2）降低一次风速，控制一次风速在25-28s/m，最大不超过30s/m。(3) 优化锅炉各辅助风挡板开度调整方法，做到NOx浓度与飞 灰含碳量指标达到最好。(4) 提高煤粉细度，控制煤粉细度R90V 18%，保持煤粉细度、 均匀度稳定。(5 )在A磨煤机运行时控制最下层 AA辅助风开度80%，在 A磨煤机停运时控制最下层 AA辅助风开度40%。(6) 干渣机底部冷却风保持开度在1/4-1/3范围内。(7) 保持上层磨煤机出力稳定。(8 )进一步规范飞灰、炉渣取样、化验工作。(9)加强燃煤的掺配掺烧，E、F仓尽量不掺配低质煤。4. 制粉系统单耗#3炉制粉单耗16.

10、66kWh/t，环比下降0.32kWh/t。#4炉制粉单耗24.97kWh/t，环比上升 4.69kWh/t。#4炉制粉单耗偏高，原因为：9月份#4机组运行2天及启动一次。降低#4机组制粉单耗的措施：(1) 提高磨煤机出力，在保证煤粉细度合格前提下，适当降低磨煤机动态分离器转速，#4炉分离器转速控制在70-80r/min。(2) 优化磨煤机运行方式，#4炉磨煤机平均出力v 40t/h时，及 时停运一台磨煤机。(3 )降低一次风压力，控制一次风压在8.5-10.0kPa范围内，降低一次风机出力。(4) 磨煤机停运后，及时关闭磨煤机进口一次风门，减少一次风量。5脱硝效率及NOx排放浓度#3炉脱硝效

11、率73.82%，NOx排放浓度43.33mg/Nm 3,脱硝投 入率99.97%。#4炉脱硝效率77.78%，NOx排放浓度45.28mg/Nm 3 脱硝投入率95.56%。#3、#4炉NOx排放浓度符合环保要求。#3炉 脱硝退出原因：9月6日#3机组脱硝B侧供氨快关阀气源管脱落， 脱 硝退出运行13分钟。#4炉脱硝投运率偏低的原因：9月28日#4机组 启动。1W90705030口-.-三宀-：二羽护税确较卒口=3给皿衣舉口赳炉临浓度之卫强臺投入臺脱硝效率训 MHMMinS6, 776.733.1294.4EE. RS33.5150.421000&6572 7142. SI56.776

12、9. 7466 15oS.8134.6899.0；月阴1LH70. 7970. Io6；. 3768. 4166. 74；=5398. tk93.051(H)45. Z86. 吹灰系统#3、#4炉吹灰器正常投运。7锅炉汽温及受热面金属温度情况分析2015年9月#3、#4炉汽温及壁温超限（环比）统计表项目超限次数超限最高值C）总超限时间（min）#3炉主汽温31(T 16)6.06(T 0.69)35(T 19)再热汽温6(T 5)3.71(T 0.67)7(T 5)水冷壁壁温1(T 1)0(T 2.3)0(T 1)过热器壁温0(J 0)0(J 0)0(J 0)再热器壁温0(；26)0(；8.5

13、)0(J 71)#4炉主汽温0(J 6)0(J 5.46)0(J 7)再热汽温0(；10)0(J 7.63)0(；13)水冷壁壁温0(J 0)0(J 0)0(J 0)过热器壁温0(J 0)0(J 0)0(J 0)再热器壁温0(J 0)0(J 0)0(J 0)9月份#4炉受热面金属无超限，实现了零”超限目标。#3炉受热 面仅水冷壁超温一次，主汽温超温次数较多。运行部下发考核及奖励通报各一份，进一步加强超温管理和奖罚力度。加强运行人员技术培训，并严格执行防止锅炉受热面金属温度超限运行技术措施，努 力控制锅炉受热面金属温度零”超限。8阀门泄漏状况：#3、#4炉阀门无泄漏。（二）锅炉专业设备异动、运行

14、方式的变更1. 9月28日08:40 #4机组并网。（三）锅炉专业主要缺陷及消除情况：未消除的主要缺陷：1. #3炉B稀释风机出口门关闭不严。2. #3炉空预器吹灰辅汽汽源电动门卡涩。3. #3炉A送风机润滑油压波动。4. #3、#4炉DCS系统与脱硫烟气系统 NOx浓度偏差大。5. #4炉B空预器出口烟气压力显示不准。6. #4炉F给煤机入口门无法关闭。（四）锅炉专业月度安全异常分析无（五）锅炉专业需协调解决的问题及系统完善改造建议1. #3、#4炉辅汽至空预器吹灰汽源电动门前增加疏水管路。2. #4炉A、B 一次风机油站加装外置冷油器。3. 加强仪用干燥器的维护，防止干燥器频繁漏气。三、汽

15、机专业分析（一）汽机专业主要指标分析1机组补水量#3、#4机组补水量：#3机658999吨，#4机38332吨。9月份#4 机组调停时间较长，补水量偏高，主要原因为机组启动用水。节水的措施：1、提高循环水系统浓缩倍率，减少循环水系统排污水量，维持浓缩倍率约5.0倍。2、控制凉水塔水位，防止凉水塔溢流。3、机组启动时，根据化学水质报告，及时回收。4、机组正常运行时，消除跑、冒、漏、泄现象。5、将循环水排污水、含煤废水、工业废水、生活污水处理后循环 利用。toftoooo8X10008000004JUUUUJilll1S47?SSE40T37OT5MMil 呗2凝汽器真空（1）#3机组真空94.7

16、5kPa, #4机真空95.67kPa。真空回升，主要原因9月份循环水进水温度为 24.87C。比8月份下降3.16C，两机负荷偏低所致。下一步措施:1、加强胶球清洗系统管理，保证凝汽器不锈钢管的洁净度。2、严格执行循泵运行管理规定，保证最佳经济真空运行。3、根据真空严密性试验数据，及时分析原因，查找漏点。2015年机齟喜空圜 #3机#4机（2）本月#4机组运行时间53.17小时，负荷低真空严密性试验 未做；#3机真空严密性试验 220Pa/min，#3机真空严密性试验合格。 #3机真空较8月份有所提高，原因为#3机门杆漏汽疏水温度下降， 门杆漏汽疏水节流孔调节正常。2M5左耳空严密性英验枕机

17、牺机真空严密性试验结果统计（下降速度Pa/min ）1月2月3月4月5月6月#3机280/280380/280260/240275/245大修180/140#4机158/106146/134140/118134/112128/110130/787月8月9月10月11月12月#3机280/140280/240260/180#4机214/86156/1303高加投入率#3、#4机高加投入率100% .高加投入时间汇总（时间单位：小时）累计时间1月2月3月4月5月6月#3机运行 时间744672744237.6630.2#3机高加 解列时间000007月8月9月10月11月12月投入率#3机运行 时

18、间572.6744720#3机高加 解列时间000累计时间1月2月3月4月5月6月#4机运行 时间744375.87744720744720#4机高加 解列时间0000007月8月9月10月11月12月投入率#4机运行 时间618.5503.953.17#4机高加 解列时间0004补氢率#3机组9.59m3/d, #4机组14.6m3/d ,#4发电机补氢偏高叩15年补氢辜#3机斜机5胶球系统#3、4机胶球清洗装置运行正常，本月 #3机收球率为96.78% （A 侧95.8%; B侧97.76%），#4机收球率为97.12%,主要问题#4机胶球 清洗装置管道接错，B侧收球统计率明显偏高。建议利

19、用停机机会将管道重新布置。6.阀门泄漏状况:泄漏清单#3机#4机1#3机咼压旁路压力控制阀内漏#4机#5低加出口放水门内漏2#3机A汽泵再循环调门卡涩#4机咼压旁路压力控制阀内漏3#3机A低加疏水泵驱动端机械密封漏水4#3机B小机推力轴承温度测点结合面漏油。7加热器端差加热器的端差与设计值 2.8C相差较大，原因分析:1、加热器抽汽参数与设计值有偏差。2、加热器水位需做调整试验，重新确定水位。上端差下端差设计#3机#4机设计#3机#4机#1高加-1.7-4.53-3.532.83.230.83#2高加0-4.05-4.122.83.523.36#3高加0-4.72-3.392.84.554.2

20、58低温省煤器出入口温差统计9月份#4机组运行时间短，负荷低，600MW、660MW未统计;#4机组低温省煤器出入口温差高于 #3机组。2.9月16日05:30 , #3机组CAC1744卡件故障，导致#3机凝结水系统（#3机除氧器水位调节门、#3机凝泵再循环气动调节门、#3机凝泵再循环流量1、#3机凝泵再循环流量2、#3机凝结水精处理 装置出口压力、#3机B凝结水泵出口压力、#3机B凝结水泵入口滤 网压差、#3机#3B汽泵非驱动端推力轴承温度 1测点）变坏点，无法 调节。3. 9月16日22:50，停止#3机B汽泵运行 处理#3机B汽泵非 驱动端轴承温度1元件损坏缺陷，9月17日06:40将

21、#3机B汽泵并 入运行。（三）汽机专业主要缺陷及消除情况1. #3机A汽泵再循环调门内漏。2. #3机A低加疏水泵驱动端机械密封漏水。3. #3机高压旁路压力控制阀内漏。4. #3机B小机推力轴承温度测点结合面漏油。5. #4机#1高压调门、#1中压调门在3000rpm波动，导致电磁 阀频繁失电。（四）汽机专业月度安全异常分析无（五）汽机专业需协调解决的问题及系统完善改造建议，1. 进入冬季，如何解决开式水泵停运节能问题。2. #3、#4主机油净化装置经常故障。3. #3、#4机组补水率独立计算的问题。四、电气专业分析（一）发电机重要参数1. 本月#3机组全月运行。2. 本月#3发电机定子冷却

22、水流量 127.4t/h、压力324.7kPa与上月比较未发生明显变化；定子线圈层间温差最大 3.1 C ,上月比较未 发生明显变化；定子线棒上下层出水温差最大 3.2C ,上月比较未发生 明显变化；可以判断定子线棒无结垢堵塞现象。3. #3发电机冷氢温度在 43 C , #3发电机热氢温度在51 C ；发电 机定冷水进水温度为 46C，出水温度61 C，与上月相比较无明显变 化，可以分析判断#3发电机定冷水冷却器无结垢堵塞现象。4. #3发电机氢气冷却器端差在19C，与上月相比无明显变化，根据进回水温度可以分析判定 #3发电机氢气冷却器无结垢堵塞现象。5. #3发电机氢气纯度、湿度合格。6.

23、 #3发电机定冷水PH、铜含量、电导率合格。7. 9月28日08:40, #4机组并网。8. 本月#4发电机定子冷却水流量 127.5t/h、压力324.6kPa与上 月比较未发生明显变化；定子线圈层间温差最大 3C,与上月相比较 无明显变化；定子线棒上下层出水温差最大 3C,与上月相比无明显 变化，可以判断定子线棒无结垢堵塞现象。9. #4发电机冷氢温度在 426C , #3发电机热氢温度在50.8 C ； 发电机定冷水进水温度为 44C ,出水温度58.5C ,与上月相比较无明 显变化，可以分析判断#4发电机定冷水冷却器无结垢堵塞现象。10. #4发电机氢气冷却器端差在 18C，与上月相比

24、无明显变化， 根据进回水温度可以分析判定 #4发电机氢气冷却器无结垢堵塞现象。11. #4发电机氢气纯度、湿度合格。12. #4发电机定冷水PH、铜含量、电导率合格。#3、4发电机温度参数机组名称#3发电机#4发电机机组660MW负荷，环境温度25 C机组500MW负荷，环境温度25 C定子线圈层间温度最大°C63.762.3定子线圈层间温度最小 C60.659.3定子线圈层间最大温差 C3.13定子线圈出水温度最大 C64.462.5定子线圈出水温度最小 C61.259.5定子线圈出水最大温差 C3.23定子铁芯温度C （ 12C）76.774.5定子铁芯温度C最小44.543.2

25、发电机冷氢温度（C）4342.6发电机热氢温度（C）5150.8定冷水进口压力Kpa324.7Kpa324.6Kpa定冷水进水温度C （50C ）4444定冷水出口温度C （80C ）5958.5定冷水流量（t/h）127.4127.5发电机进水电导（us/cm）0.310.35发电机氢气冷器进水温度2728发电机汽端C氢冷器回水温4544发电机汽端D氢冷器回水温4743发电机励端A氢冷器回水温4644发电机励端B氢冷器回水温4644#3、4发电机定冷水水质表名称检测项目控制标准#3#4检测日期查定结果在线表计值查定结果在线表计值内冷水铜u g/Lw 205.9停机9月8日pH8.09.07.

26、48停机内冷水铜u g/Lw 201.87停机9月15日pH8.09.07.29停机内冷水铜u g/Lw 201.39停机9月22日pH8.09.07.65停机内冷水铜u g/Lw 200.320.989月29日pH8.09.07.387.5313. 发电机碳刷、滑环温度及电流：每日测量碳刷、滑环温度在 正常范围内。每月测量碳刷各分支电流正常。#3发电机碳刷电流记录表（9月22日）负极E-1E-2E-3E-4E-5E-63329363537彳40:E-7E-8E-9E-10E-11E-12312726262932E-13E-14E-15E-16E-17E-18:232328253125E-19

27、E-20E-21E-22E-23E-24322425242231E-25E-26E-27E-28E-29E-30273231253329E-31E-32E-33E-34E-35E-362823182519 d33 丁W-1W-2W-3W-4W-5W-6292722302528W-7W-8W-9W-10W-11W-12303133252327W-13W-14W-15W-16W-17W-18322428192630W-19W-20W-21W-22W-23W-24262518222124W-25W-26W-27W-28W-29W-30252731303431:W-31W-32W-33W-34W-35

28、W-36302122273336正极E+1E+2E+3E+4E+5E+62631333227”31:E+7E+8E+9E+10E+11E+12203429192827E+13E+14E+15E+16E+17E+182527312122E+19E+20E+21E+22E+23E+24172533322528E+25E+26E+27E+28E+29E+30243028292425E+31E+32E+33E+34E+35E+36282429183023W+1W+2W+3W+4W+5W+6312821232525W+7W+8W+9W+10W+11W+12252326242825W+13W+14W+15

29、W+16W+17W+18W+19W+20r w+2iW+22W+23W+24273124242831W+25W+26W+27W+28W+29W+302232r 253131 n21W+31W+32W+33W+34W+35W+36253126293021励磁电流：2375A，碳刷最高温度：75C，碳刷最低温度：62C, 滑环最高温度：64 °C。（二）变压器油油质编 号设备 名称取样 日期分析数据（uL/L）微水(mg/ L)< 25结 论CH4C2H4C2H6C2H2总烃H2COCO2< 45< 55< 35<5< 150< 150/1# 3

30、主 变2015.09.117.459.631.611.2519.9411.0127.7306.8923.5合 格2# 4主 变2015.07.026.510.461.208.1739.23175.28891.0812合格3#4咼厂变2015.07.022.680.611.2104.0710.97130.771127.092.68合格4# 3高 厂变2015.08.177.843.3115.9027.0521.5596.2236.2923.2合格5# 3高 公变2015.08.171.870.982.9605.728.3233.44186.2321.7合格6#4咼公变2015.07.022.82

31、5.470.7304.0725.47161.831238.0812.9合格7#02高启/备 变2015.08.173.511.336.04010.8817.2152.88310.2922.3合格8#01高启/备 变2015.09.112.812.910.9306.655.61297.71935.8220合格（三）电气专业设备异动、运行方式的变更1. 一期五防闭锁系统升级改造完毕。软件方面操作系统进行了升级，硬件方面更换了钥匙适配器以及220kV升压站所有电流钥匙。（四）电气设备绝缘分析1. 8月1日和14日，#1、2机组发电机及备用电动机测量绝缘合 格。2. 8月10日和25日，#3、4机组备

32、用电动机测量绝缘合格。（五）电气专业主要缺陷及消除情况1. 9月1日至9月30日，#3机4703开关A相液压油泵启动次数 日均10次，较8月份日均次数下降3次。运行继续加强监视，待停 机后整体更换液压装置。2.9月12日，#4发电机氢气循环风机启动失败，经检查发现其变频器故障，更换变频器后设备试运正常。（六）、电气专业月度异常分析1. 9月05日17:20, #3机组负荷490MW，二期汽机房19.7米中 央空调房有大量水漏出，立即停运二期汽机房中央空调C冷冻水泵。二期控制室#3炉侧走廊门上方漏水严重，#3电子间、#4电子间、#3 电缆夹层、#4电缆夹层、线路保护小室、锅炉 PC配电间均有不同

33、程 度的漏水现象。运行人员清扫积水，遮盖有进水危险的设备。检查发 现#3B锅炉变高压侧电缆上有水滴，将400V锅炉PC 3B段由#3B锅炉变供电倒至#3A锅炉变供电，将#3B锅炉变由运行转检修。21:30 检修交代二期汽机房19.7米中央空调#2风柜冷冻水进水管破裂已处 理好，空调系统可以投入运行。21:40启动二期汽机房中央空调 C冷 冻水泵，#2空调压缩机组，#1风柜运行，投入二期汽机房中央空调。22:00 #3B锅炉变处理完毕，恢复正常运行方式。（七）电气专业需协调解决的问题及系统完善改造建议无。五、灰硫专业分析（一）脱硫剂及药品消耗情况全月接卸石灰石子量 3779吨，实际消耗2701吨

34、，湿式球磨机添 加钢球2.65吨，脱硫专用消泡剂用量 0毫升。脱硫剂及废水药品消 耗情况：（二）灰硫专业指标分析1. 电除尘二次参数指标#3机组全月运行。#4机组9月28日08:40与系统并网。#3、4机组电除尘二次参数统计如下：机组 电目 场#3机组电除尘高频电源二次参数#4机组电除尘高频电源二次参数A列一室A列二室B列一室B列二室A列一室A列二室B列一室B列二室次 电 流mA次 电 压KV次 电 流m A次 电 压KV次 电 流m A次 电 压KV次 电 流m A次 电 压KV次 电 流mA次 电 压KV次 电 流mA次 电 压KV次 电 流mA次 电 压KV次 电 流mA次电 压KV一电

35、 场8005810495610685611915742860852628406165062二电 场11855511575311605410685663356595565905359856三电 场12405311685510275610795461053570515655357054四电11601060105911605650565059545849场698508827000五电97601061106011611461146114651575场6925436105010402. 灰硫设备耗电率#3机组灰硫系统耗电率 0.995%，环比升高0.035%，其中：脱硫 系统耗电率0.59%，电除尘耗电

36、率 0.25%。#4机组灰硫系统耗电率 1.445%，环比升高0.275%，其中：脱硫系统耗电率0.76%，电除尘耗 电率0.53%。除灰耗电率0.31%。#4机组厂用电升高原因是机组启动， 本月运行时间仅56小时而致。3. 灰硫设备投运率#3、4机组脱硫设备投运率均为 100%o #3电除尘高频电源投入率为90% o #3电除尘B列2室5电场高频谐振电容烧损导致该电场投入率低。#4电除尘高频电源投入率为 100%电除尘投运率丄95 -T190 - b閃-30丄 #3 机 96 利机911QQ 勺 9"19899.3 】LQQ10L00100 9C.Q旳点 9(7 100105 9Q

37、0 100枫机月份4. 环保指标情况、吸收塔浆液指标情况本月环保指标排放：#3机组净烟气SO2浓度月平均值 14.03mg/Nm3,烟尘浓度月平均值15.7mg/Nm3o #3吸收塔浆液PH值 平均值5.17，密度平均值1125kg/Nm3o #4机组净烟气SO2浓度月平 均值16.18mg/Nm3,烟尘浓度月平均值 16.5mg/Nm3o #4吸收塔浆液 PH值平均值5.18，密度平均值1122kg/m3o（三）灰硫专业设备异动变更情况无（四）灰硫专业主要缺陷及消除情况本月灰硫专业发生设备缺陷 67条，比8月份减少60条，消除67 条。设备缺陷主要集中在#3电除尘高频电源故障、浆液系统小泵机

38、封 漏浆、热工测点不准输灰系统阀门及管道漏灰和气化风机皮带破损或 断裂方面。（五）灰硫专业月度安全异常分析无（六）灰硫专业需协调解决的问题及建议1.二期上料系统出力小（35吨/小时），达不到设计出力（80吨/ 小时），而且洒料量过大。#2石灰石上料皮带有3处裂纹（临时修补）， 有4个上料斗脱落。2二期A、B湿式球磨机出口密度计管路需改造，安装至磨机出 口再循环箱顶，能有效避免堵塞。3. #3、4机组石灰石浆液泵倒换频繁， 建议在#1、2石灰石浆液箱 中间（3至3.5米高处）加装联络管及阀门，能有效解决石灰石浆液 泵频繁启停的问题。4二期A、B湿式球磨机出口排石子不畅，影响磨制出的浆液粒 径不合

39、格，还会造成磨机出口筛网磨损。 建议排石子管路需进一步改 造。5加装脱硫废水系统澄清器及泥斗泥位计，便于运行人员监视泥 位变化情况。6. 二期A湿式球磨机电机线圈温度高问题需解决。六、化学专业分析（一）化学水耗指标项目#3机#4机全厂合计除盐水补水量（吨）23460化学生水总量（吨）24890化学自用水率（%）5.7本月共完成13套树脂再生工作，其中一期水处理除盐系统共5套树脂、二期凝结水精处理系统共 8套树脂。本月除盐水用量较上月 明显增多，主要影响因素一是 #4机组小修部分系统检修、调试用水； 二是#4机组启动用水量较大。本月树脂再生次数增多，自用水量较上 月略有增加。龄盐朮材量生惩量（二

40、）水汽合格率本月#3机组水汽合格率为99.22%，环比降低0.10%； #4机组 水汽合格率为99.05%，环比降低0.36%，本月#3、4机组运行平稳， 在负荷波动、机组启动期间，水汽指标pH值、溶解氧偶有超出控制标准，九月份共完成#3机组水汽普查5次，#3机组凝结水有一 次铁超标，跟踪处理合格以外所测项目全部合格。（三）化学运行药品消耗及在线化学仪表状况1.化学运行药品消耗统计联胺用量（kg）4030%盐酸（t）26氨水用量（t）2次氯酸钠（t）16.5水稳剂6聚合氯化铝（t）48.2非氧化性杀菌火藻剂232% 碱(t )26液氨74.2氢气（瓶）280本月完成酸耗48.17g/mol，环比升高1.29g/mol，较设计值降低6.83g/mol ;碱耗完成58.91g/mol，环比升高0.08g/mol，较设计值降低1.09g/mol。本月酸、碱耗升高的主要影响因素一是一期水处理树 脂使用年限长，部分树脂可能出现老化、污染、破碎等情况导致再生困难，再生液用量增加；二是二期精处理再生系统酸、碱浓度计使用过程中，浓度指示不准，再生酸液浓度难以控制在理想范围内，导致酸耗、碱耗明显高于上月酸耗厂碱耗2. 在线仪表使用情况（1） 二期凝结水