电厂运行经济指标分析

1、C L。I 尸 R I L I I L 尸 T I A I2014年八月份运行经济指标分析一、电气运行:1、发电量：（单位：万度）计划本月比计划I期14631522. 85+59. 85II期27602929.44+169. 44III期33393771.69+432.69合计76168223. 98607. 98分析：（1）I期发电量比计划多的主要原因为：#2机组大修比计划停运时间短15小时。II期发电量比计划多的主要原因为：#3、4机组负荷率比计划高7. 0领。HI期发电量比计划多的主要原因为:#5、6机组负荷率比计划高9. 56%。（4）总发电量比计划多的主要原因为：II、III期机组负

2、荷率比计划高。2、售电量：（单位：万度）计划本月比计划园区用电63646809. 90+445.90上网电量300430. 75+130.75总售电量66617240. 65+576. 65分析：（1）园区用电量比计划多的主要原因为：电石炉运行时间比计划长。（2）上网电量比计划多的主要原因为：及时切换机组运行、与地调协调较好。（3）总售电量比计划多的主要原因为：上网电量增加、园区用电量增加。3、厂用电量：（单位：万度）A、环保节能用电量：（单位：万度）脱硫污水煤泥煤气站合计上月本月比上月上月本月比上月上月本月比上月上月本月比上月I期3. 051.95-1.134.340.7+6. 4242.7

3、II期31. 2431.30-2. 9431.3011120.5 23. 1 +2.622.91 2.67-0.244.365.81+1.4531.66注：I、II期脱硫系统共用一台脱硫变，电源引至II期厂用段，故电量算入II期厂用系统中。分析：（1）I、II期脱硫用电量比上月少的主要原因为：#2炉停运改造脱硫系统烟气处理量较上月 减少。（2） III期脱硫用电量比上月多的主要原因为：脱硫运行时间比上月长。（3）污水用电量比上月少的主要原因为：本月污水处理量比上月少。（4） I期煤泥用电量比上月少的主要原因为：因#2炉改造煤泥系统停运，煤泥输送量比上月 少。（5） III期煤泥用电量比上月多的

4、主要原因为：煤泥输送量比上月多。B、厂用电量：（单位：万度）全厂厂.用电损耗全厂综合厂用电上月本月比上月上月本月比上月上月本月比上月电量765. 77792. 49+26. 7267. 9473. 25+5.31946. 02983. 33+37. 31电率%9. 729. 64-0. 080. 860. 89+0. 0312.0111.96-0. 05分析：（1）全厂厂用、损耗、综合厂用电量比上月多的主要原因为：本月发电量比上月多。（2）全厂损耗率比上月多的主要原因为：机组大修设备启、停次数比上月多。4、主变损耗：A、主变损耗量：（单位：万度）#1#2#3#4#5#6上月8. 365. 85

5、9.515. 377. 7913. 54本月8. 325. 466. 9915. 2615.312. 59差值-0. 04-0. 39-2.51-0. 11+7.51-0. 95分析：（1）#5主变损耗量比上月多的主要原因为：本月比上月多运行280小时。B、主变损耗率：（单位：%）#1#2#3#4#5#6上月1.030. 790. 860. 870. 750. 92本月1.031.070. 790. 850.460. 78差值0+0. 28-0. 07-0. 02-0. 29-0. 14分析:#2主变损耗率比上月高的主要原因为：本月负荷率比上月低。5、重要辅机耗电量：（单位：万度）I期II期I

6、II期上月本月对比上月本月对比上月本月对比给水泵24. 7414. 15-10. 5953.460. 23+6. 8342.716. 09+13. 38循环泵29. 5624. 59-4. 9747. 4238. 30-9. 1250. 1659. 81+9. 68引风机43. 7920. 60-23. 1937.541.08+3. 5869. 2694. 12+24. 86送风机58.831. 70-27. 134. 3035. 67+1.37110. 52144.61+34. 09二次风机11.8211. 32-0.5无无无24. 4832.49+8.01电除尘2. 441. 84-0.6

7、5. 885. 60-0. 2810. 3113. 98.+3. 67分析：（1）I期辅机电量比上月少的主要原因为：#2炉技改停运733小时。II期辅机电量比上月多的主要原因为：#3、4炉累计运行时间比上月多103小时。II期循环泵、除尘用电量比上月少的主要原因为：运行时间比上月短（纯煤气燃烧时除尘 退出运行）（4）III期辅机电量比上月多的主要原因为：#5炉运行时间比上月多363小时。二、汽机运行：1、凝汽器端差：（单位：C）标准值次12#1机#2机#3机#4机#5机#6机上月完成11.415.711.114.98. 715.6月度完成1216.210.8117. 110. 9616月度偏差

8、+0.6+0.5-0. 29+2.2+2. 26+0.4分析：#2、4、6机对比标准值端差大的主要原因是凝汽器钢管积垢。#1、3、5机端差小于标准值，不做比较。#2、4、6机对比上月端差大的主要原因是凝汽器凝汽器铜管积垢。采取措施：#2、4、6机应定期进行高压水冲洗凝汽器钢管，定期进行酸洗设备。（2）停机后进行真空系统灌水查漏。2、汽机排汽温度：（单位：。C）#1机（标准值39）#2机（标准值41）#3机（标准值40）#4机（标准值40）#5机（标准值39）#6机（标准值39）上月完成54.558.848.954. 3547.8153. 78月度完成52.658.648. 155. 7748.

9、9155.13月度偏差-1.9-0.2-0.8+1.42+1.1+1.26分析：#1、2、3、4、5、6机排汽温度对比标准值偏大的主要原因是凝汽器钢管积垢及循环水温度 的升高，真空低，排汽温度升高。#1、2机排汽温度对比上月小的主要原因是冷水塔进行检修，单台机组运行，循环水温度降 低，真空高，排汽温度降低。#3机排汽温度对比上月小的主要原因是凝汽器铜管进行了酸洗，端差减小，真空高，排汽 温度降低。#4、5、6机排汽温度对比上月大的主要原因是循环水温度升高，真空低，排汽温度升高。 采取措施；（1）循环水温度高时对冷水塔进行换水。3、汽机汽耗率：（单位：kg/kwh）X#1机（标准值4. 58kg

10、/kwh）#2机（标准值4.47kg/kwh）#3机（标准值4. 47kg/kwh）#4机（标准值4.47kg/kwh）#5机（标准值4. 42kg/kwh）#6机（标准值4.42kg/kwh）上月完成55.44. 094. 734. 764.85月度完成5. 195.044. 484.464. 784.93月度偏差+0. 19-0. 36+0. 39-0. 27+0. 02+0. 08分析:#1、5、6机汽耗对比上月大的主要原因是真空低于上月，因此汽耗高于上月。#3机汽耗对比上月大的主要原因是高加投入率高于上月，因此汽耗高于上月。#4机汽耗对比上月小的主要原因是锅炉调试排烟温度，高加投入率小

11、于上月，因此汽耗低 于上月。#2机汽耗对比上月小的主要原因是#2炉停运时间长，高加投入率小于上月，因此汽耗低于 上月。采取措施：(1)、加强检查高加的投入，提高给水温度，降低发电成本。(2)、加强循环水温度的降低，合理提高真空，降低汽耗。三、锅炉运行：1、主汽温度：(单位：；额定值：450；标准值：445)：#1炉#2炉#3炉#4炉#5炉#6炉月度完成444.6停运442.6444. 1443. 9444.6上月完成444444443443443445同期偏差+0.6-0.4+1,1+0.9-0.4标准偏差-0.4-2. 4-0.9-1.1-0.4分析：从本月平均汽温看出#1、3、4、5、6炉

12、平均汽温都在标准范围内、并且与同期比较变化不 大。2、主汽压力(单位：MPa；额定值：3. 82MPa；标准值：3. 800. 05MPa)：#1炉#2炉#3炉#4炉#5炉#6炉月度完成3.82停运3. 653. 753. 743.71上月完成3.823. 753. 683. 683. 723.66同期偏差0-0. 03+0. 07+0. 02+0. 05标准偏差0-0. 17-0. 07-0. 08-0. 11分析：从本月平均汽压看出#1、3、4、5、6炉平均汽压与同期相比变化不大。3、排烟温度：(单位：#1、2炉标准值148C, #3、4炉标准值147C, #5、6炉标准值138)#1炉#

13、2炉#3炉#4炉#5炉#6炉月度完成141停运162.5167.5131.6126.5上月完成141131181176126132同期偏差0-18.5-8.5+5.6-5.5标准偏差-7. 1+15.5+20.5-6.4-11. 5分析：1、从本月平均烟温看出#1、5、6炉排烟温度都在标准范围内，2、II期排烟温度与标准值相比较高，且低于上月原因：（1）#3、4炉尾部烟道受热面布置不合理，是排烟温度高的主要原因。#3、4炉尾部受热面积灰，换热差。#3、4炉排烟温度低于上月原因纯煤气燃烧低负荷运行时间较长。4、锅炉底渣含碳量：（单位：标准值1.5%）#1炉#2炉#5炉#6炉月度完成0. 95停运

14、1.881.8上月完成1.211. 191.221.46同期偏差-0. 260. 660. 34标准偏差-0. 550. 380. 3分析：本月#1炉渣含碳量在标准值内。#5、6炉相比同期升高的原因：本月为试验NOx排放长时间 降低氧量运行，导致底渣含碳量升高。四、化水运行：1、耗水量（吨）I、II、III期制水量月完成上月份与上月差 值2013年同 期与同期差 值年累计实际量12841. 517219-4377. 520046-7204.5179464I、II、III期补水量月完成上月份与上月差 值2013年同 期与同期差 值年累计实际量1375617305-354919092-533618

15、5069I、II、III期补水总量较上月略少，原因为统计方式改为25日，本月天数计算少。（本月 启停机、炉9次，上月启停机、炉13次）。制除盐水药品费用13636. 7元，制除盐水药品单价为 0.99元/吨；循环水药品消耗71923. 05元，其他费用1016. 1元；化学用电量33. 7545万度（包 括深井取水用电，I期没有电量表数据为估算值）。备注：III期制水量本月改为流量表统计，计算仍有误差，继续分析。2、I、IH期化学药品消耗分析：月度 完成上月份与上月 差值2013 年 同期与同期 差值年累计原水取水量（吨）527039520108+6931表坏/2745028化学用水量（吨）表

16、坏64443/122051/328412制水量（吨）12841.517219-4377. 520046-7204.5179464氧化剂 （吨）消耗量0.50.4+0. 10. 725-0. 2255. 95制水单耗38. 9323. 23+15.736. 16+2. 77还原剂 （吨）消耗量0. 050. 15-0. 10.2-0. 151. 15制水单耗3.898. 71-4. 829. 98-6. 09反渗透阻 垢剂 （吨）消耗量0.140. 12+0. 020. 1401.42制水单耗10.96. 97+3. 936. 98+3. 92盐酸 （吨）消耗量3.56-2.53+0.551.

17、5制水单耗272. 55348. 45-75.9149. 65+122. 9氢氧化钠 （吨）消耗量63+39-369制水 单耗467. 23174.226+293. 0448. 96+18. 27氨水 （吨）消耗量0. 2750. 45-0. 1750. 65-0. 3754.2循环水阻 垢剂 （吨）消耗量2.4252. 6625-0. 23753.20. 77521.375磷酸三钠 （吨）消耗量0. 11250. 075+0. 03750. 075+0. 03751硫酸（吨）消耗量4545025+20290混凝剂消耗量0. 08750. 1-0.01250+0.08750. 3125备注：制

18、水单耗单位：克/吨分析：1、氧化剂用量比上月多，主要原因是本月系统制水量比上月多；还原剂用量比上月少，药箱 上月有剩余；2、反渗透阻垢剂比上月多，主要原因是反渗透运行时间长；3、8月阳床再生1次，阴床再生2次，正常；4、磷酸三钠比上月增多、氨水比上月减少，水汽质量控制在正常范围；5、循环水阻垢剂本月较上月减少，水质控制稳定，加药随时调整。硫酸用量与上月持平，需 严密观察循环水系统腐蚀状况；6、混凝剂比上月减少，主要是加药系统有检修。注：冷水塔基柱部分防腐层都有脱落现象，应引起重视。3、污水处理化学药品消耗分析：月度 完成上月份与上月 差值2013 年 同期与同期 差值年累计预处理制水消耗量14

19、28221683. 5-7401. 56977+7305257283. 5反渗透产水 量（吨）消耗量68649549. 5-2685. 52415+444998962混凝剂 （吨）消耗量0. 18750. 35-0. 16250. 05+0.13752. 3375助凝剂 （吨）消耗量0000.0125-0.01250. 0362反渗透阻垢 剂（千克）消耗量4. 821259. 64254.82125/89.16625分析：1、污水处理预处理、反渗透水量比上月减少，原因是制水时间短；2、混凝剂、助凝剂、反渗透阻垢剂较上月减少，主要原因是制水时间少。五、燃运运行:单位：吨项目月计划月完成去年完成比

20、去年完成合计I期#1炉湿煤泥8000.008183.943841. 924342. 0213461. 76中砰3500.003030. 001500.001530. 00混煤800. 0010000. 001000. 00肝石500. 000. 001080. 231080. 23干煤泥1000. 01247. 820. 001247. 00#2炉湿煤泥0. 00150. 625699. 25548. 580. 00中肝0. 000. 003500.003500. 00混煤0. 000. 000. 000. 00肝石0. 000. 001945. 71945. 7干煤泥0. 000. 000.

21、 000. 00II期#3炉原煤0. 000. 007699. 347699. 343840.81干煤泥1000.00823. 140. 00823. 14混煤4000. 003017. 670. 003017. 67砰石0. 000. 000. 000. 00#4炉原煤0. 000. 003851.253851. 256437. 81干煤泥3500.002015. 450. 002015. 45混煤5500.004422. 360. 004422. 36砰石0. 000. 000. 000. 00III期#5炉原煤0. 00500. 001200.00700.0017115. 96混煤250

22、0.002000. 000. 002000. 00干煤泥500. 000. 000. 000.00湿煤泥11000.0012501.969381. 23120. 76中肝2500.002114.000. 002114.00肝石0. 000. 004725. 764725. 76#6炉原煤0. 000. 001000. 001000. 0017043. 00干煤泥500. 000. 000. 000. 00混煤2500.002058. 000. 002058. 00湿煤泥12000.0013585. 045386. 88198. 24中肝2000.001400.000. 001400. 00砰石

23、0. 000. 003173.33173. 3合计本月共上煤，砰石19542. 03吨，上干湿煤泥34421. 56吨分析：1、I期平均发热量为3503cal/g, II期平均发热量为4194cal/g, III期平均发热量为3928. 84cal/g,全厂平均发热量为3953. 32cal/g,煤泥平均发热量为2444. 54cal/g；2、#1炉煤泥系统共运行744小时，因煤泥检修停运28小时；3、#2炉煤泥系统停运改造；4、#5炉累计运行646小时，其中因锅炉放渣停运50小时，因煤泥短缺与二氧化物超标停运 35小时,因煤泥检修13小时;5、#6炉累计运行672小时,其中因#6煤泥检修停运

24、18小时，因放渣停运38小时,因煤泥 短缺停运16小时；6、烘干机共运行了 24小时，生产干煤泥209. 76吨，平均每小时产干煤泥& 74吨；7、原煤耗率：701g/kwh,标煤耗率：408g/kwho8、加大I、III期煤泥人员的管理，与磅房人员加强联系根据锅炉需求尽最大量掺烧煤泥，降低发电用煤成本。六：脱硫运行：1、参数对比分析：脱硫各实测值与标准值对比（平均值）：锅炉台数进口烟尘浓度出口烟 尘浓度 （mg / m3）进口 so二浓度出口 SO二 浓度（mg |Nd3）脱硫 效率 （95%）标准值 (mg / m3)实测值 (mg / m3)标准值(mg /Nm3)实测值 (mg /Nm

25、3)I期210024010459882910487%II期2100374/468485/III期2100/6587448288%脱硫效率与设计值对比偏低，分析其原因为（部分数据不够准确，II期烟气走直排烟囱，出 口无数据监视。）：（I）吸收塔入口烟气含尘量对脱硫效率影响较大，原因为：其一，烟尘在一定程度上阻碍so2与 吸收剂的接触，降低了石灰石溶解速度；其二，烟尘中的重金属离子溶于溶液后会抑制c广与 HSO,离子的反应；其三，烟尘中的AL会与液相中的F反应生成氟化铝络合物，其对石灰石颗粒 有包裹作用，影响石灰石的溶解，使脱硫效率降低；（2）烟气粉尘含量过高，易造成吸收塔管道与喷嘴堵塞，影响脱硫

26、效果。与上月参数对比（平均值）：进口烟尘浓 度（mg / m：）月度 偏差进口 S02浓度(mg /)月度偏差出口 S0?浓 度(mg/Nm3)月度 偏差脱硫效率（95%）月度偏差上月本月上月本月上月本月上月本月I期211240+29825829+4140104-3683%87%+4%II期380374-6510485-25/HI期/586744+1586982+1388%88%0%与上月参数对比分析如下：（II期烟气走直排烟囱，出口无数据监视；I、III期进口烟尘浓度测 点故障，其它部分数据也不够准确；III期由于烟气测点雷击出现几天无数据监视。）I期脱硫率较上个月上升4%,其原因是#2炉停运，#1吸收塔单炉运行，但比设计值偏 低，其原因是脱硫系统停运检修后，烟气旁路插板门腐蚀卡涩严重无法关严，使部分烟气直接进入烟囱；长时间运行未清理循环泵喷嘴（四月份检修未清理喷嘴），影响脱硫率；II期烟气走直排烟囱，出口无数据监视，不做比较；III期脱硫效率较上月持平，但比设计值偏低，其原因可能是停运检修后连续运行第五 个月，循环泵喷嘴可能有堵塞，出现漏烟气现象。石灰与上月用量对比分析：（单位：吨）计划七月份八月份月度偏差3413