发电有限公司经济性评价报告

1、发电经济评价报告前言年10月11日至17日，集团公司经济评价专家组依据集团公司火力发电企业经济评价标准（2010年版）对某项发电进行经济评价。本次评价包括管理评价、设备评价、指标评价和节能诊断四个方面。经检查评价，一次发电经济性评价综合评分率为67.01 %。其中，管理评价得分为60.74 %，设备评价得分为61.96 %，指标评价得分为73.64 %。审查表明，目前某公司节能专业技术基础薄弱，管理不够精细；设备维护管理亟待加强，运行优化、配煤精细化工作亟待深入开展。仍有差距，节能空间大。通过现场调查和理论计算，分析了某公司的节能潜力。分析表明，通过加强管理、优化调整、技术改造、检修维护等措施

2、，全厂供电煤耗可降低9.3克/千瓦时。在本次经济评价过程中，对某公司集团33项节能技术实施情况进行了调研，并开展了2012年全厂用电平衡分析等专项工作。经济评价报告包括总体评价、分项评价和附件三部分，对评价过程、结果、问题分析和建议进行了较为详细的描述。由于时间紧迫和资料收集的局限性，请批评指正。查看：审查：目录 TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc369687223 总体评价报告第一部分 PAGEREF _Toc369687223 h 1 HYPERLINK l _Toc369687224 一、审查概述 PAGEREF _Toc369687224 h 3 HYPE

3、RLINK l _Toc369687225 2、企业自查及专家评价 PAGEREF _Toc369687225 h 3 HYPERLINK l _Toc369687226 三、主要问题及建议 PAGEREF _Toc369687226 h 4 HYPERLINK l _Toc369687227 节能潜力分析 PAGEREF _Toc369687227 h 5 HYPERLINK l _Toc369687228 第二部分分项评估 PAGEREF _Toc369687228 h 报告7 HYPERLINK l _Toc369687229 一、管理评审报告 PAGEREF _Toc369687229

4、 h 7 HYPERLINK l _Toc369687230 2. 设备评估报告 PAGEREF _Toc369687230 h 19 HYPERLINK l _Toc369687231 三、指标评价报告 PAGEREF _Toc369687231 h 35 HYPERLINK l _Toc369687232 第三部分审查附件 PAGEREF _Toc369687232 h 41 HYPERLINK l _Toc369687233 附件一：能耗诊断报告 PAGEREF _Toc369687233 h 41 HYPERLINK l _Toc369687234 附件2：集团节能技术推广实施情况报告

5、52 PAGEREF _Toc369687234 h HYPERLINK l _Toc369687235 附件 3： 2012 年工厂电力平衡分析报告 PAGEREF _Toc369687235 h 63 HYPERLINK l _Toc369687236 附4：项目评分结果及整改建议表 PAGEREF _Toc369687236 h 71 HYPERLINK l _Toc369687237 附件5：单位基本信息表 PAGEREF _Toc369687237 h 89 HYPERLINK l _Toc369687238 附件6：机炉主排水阀泄漏检查表 PAGEREF _Toc369687238

6、 h 97综合评价报告第一部分一家总装机容量为4600MW的发电公司（以下简称公司）位于省六盘水市某乡镇。公司成立于2004年3月，四台机组分别于2008年6月21日、2008年11月26日、2009年11月10日、2010年6月10日投入商业运营。全烟气脱硫达标运行。 2011年12月，公司整体从中国电力投资集团公司金源集团划转为公司。自投产以来，截至2012年12月31日，累计发电418.074亿千瓦时，是一定电力负荷的重要支撑点。某公司锅炉为SG-2028/17.5-M916型亚临界、一次中间再热、控制循环、单炉、中速磨、正压直吹、四角切向燃烧、露天锅炉厂生产的燃煤锅炉。汽轮机为汽轮机厂

7、生产的N600/16.7/538/538-1型亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排气反应凝汽式汽轮机，发电机为电机厂生产的QFSN-600-2。型二极三相隐极同步交流发电机。发变组采用500KV3/2接线，两条出线经灞河变电站、兴仁换流站至省内送电。2013年10月11日至10月17日，集团公司经济评价专家组对某公司进行经济评价。通过经济评价，找出国家和行业法律法规执行中的差距；找出企业在节能管理、设备管理、指标管理等方面的短板；检查节能新技术的应用。通过评估，推动和指导企业制定措施，解决问题，提高节能管理水平、设备维护和运行水平，实现节能降耗，促进企业生产经营管理能力的提高，并在同时降低能

8、耗。对管理、热试管理、燃料管理进行了讲解，提高了技术管理能力。本次调查分为管理评价、设备评价、指标评价、节能诊断四个专业组。检查评价内容为某公司2012年全年及2013年上半年4个单位的生产经营情况。本次审查主要基于以下四个方面：根据集团公司火力发电企业经济评价标准（2010年版），进行相关内容评价和节能诊断分析。检查集团公司集团公司火电机组优化运行指引（试行）在电厂的执行情况。检查公司对供电煤耗、厂用电耗率、燃料消耗、水耗等指标计算方法的合理性和统计分析的规律性。检查集团2011年集团节能推广示范试点技术（以下简称“ 33项节能推广技术”）等节能技术措施在电厂的具体落实情况。专家组通过现场测

9、试、调研、调阅相关资料、与现场技术人员交流等方式开展工作。抽查电力科学研究院等单位出具的2012年度煤炭报告及热值差异报告、机组性能检测报告及能耗诊断报告；抽查机组检修计划和检修后质量评价报告，重点开展节能项目可行性研究、节能效果论证和评价；抽查2012年度煤炭质量检测报告，审查检测数据的准确性和合理性等；进行节能诊断。在客观评价电厂节能降耗成效的同时，指出电厂在管理、设备、指标等方面的差距和不足，重点对影响电厂经济的问题进行诊断和分析。进行了现场设备检查和2012年用电量核算，并向合作人员讲解了节能管理办法和标准。针对审查中发现的主要问题，我们与某公司领导和专业人士进行座谈，充分交换意见，提

10、出整改建议和措施。审查概述在某公司、某发电公司检查员的配合下，在评审专家的共同努力下，检查评审任务圆满完成。某公司自2011年12月受大唐集团管理以来，按照集团公司管理规定建立了相关管理制度和措施。 2012年，某公司履职尽责，全面管理，设备可靠性大幅提升，超额完成全年发电任务。今年有望再创发电量新高。部分设备的节能改造为进一步节能降耗奠定了良好基础。评价组认为：企业能够认真做好经济评价工作，通过企业的自主评价，在管理、设备、指标等方面发现了一些问题，值得肯定。但同时也暴露出一些问题，如对评价标准认识不足、对标对象搜索不准确、评分标准落实不到位等；指标规范化管理有待加强。应按计划值计分。目前，

11、机组节能降耗工作有待进一步加强，能耗指标仍有较大提升空间。企业自查及专家评价某公司2012年自考评价应得974分，实际得分770分，综合评价得分率为79.06%。其中，管理评价应打284分，实际打232分，打分率为81.69%；装备评价应得分230分，实际得分174分，得分率为75.65%；指标评价应得分460分，实际得分364分，得分率为79.13%。专家组根据某公司2012年的经营数据，结合当前实际情况进行了回顾和评价。预期得分981分，实际得分657.38分，得分率为67.01%。其中，管理评价应得分296分，实际得分179.8分，得分率为60.74%；装备评价应得分230分，实际得分1

12、42.5分，得分率为61.96%；指标评价应得分455分，实际得分335.08分，得分率为73.64%。经济评价分数汇总序列号评价项目企业自检集团审查应该得分实际分数得分率 (%)应该得分实际分数得分率 (%)1管理评价28423281.69296179.860.742设备评估23017475.65230142.561.963指数评估46036479.13455335.0873.644全部的97477079.06981657.3867.01主要问题及建议1、燃料验收、进炉管理与国家标准、团体要求存在较大差距做好燃料管理是节能减排的基础，是有效控制发电成本的重要手段。目前，某公司在这些方面还存在

13、很多不规范，如自动取样未随机抽选，部分设备未按时校准，煤样机入炉率低等。在管理和指标子报告中有详细说明。2、部分管理工作没有进行有效的过程控制和闭环管理。某公司入股大唐近两年，消费差异分析系统尚未投入使用； SIS系统维护不到位，很多测点不准确，无法进行过程分析； SIS后画面未及时更新；没有对阀门漏气、漏粉、漏气等设备缺陷进行闭环管理，严重的保温超温没有进入系统。3、主要生产指标高，节能空间大。机组热耗高，锅炉效率低，厂用电率高。企业虽然有混入无烟煤等不利因素，但仍有很大的节能空间。如果风机进口加热器多年不使用不拆，汽轮机调节阀有阀门泄漏。机组自动化程度低，主要自动化无法投产，操作人员劳动强

14、度大，不利于经济及时调整。4、技术力量储备不足，各级人员节能管理能力参差不齐。建议加强培训，提高业务水平。节能潜力分析2012年，某发电企业供电煤耗等能耗指标同比明显好转，但节能降耗仍有较大潜力。通过加强管理、优化运行和设备改造，汽轮机系统节能潜力5.752g/kWh，锅炉侧节能潜力2.546g/kWh，操作人员积极性潜力约1g /kWh，总计约9.3g/kWh，详见下表。表 2节能潜力分析总结姓名项目影响供电煤耗 g/(kW h)涡轮系统高架门后排水系统改造0.2滑压优化操作0.5加热器端差0.27轴封蒸汽压力设定0.05凝结水泵运行优化0.062真空系统改造1.5汽封改装2蒸汽泵前泵改造0

15、.08固定冷却水泵改造0.03循环泵高低速改造0.075从主蒸汽到轴封的备用蒸汽源0.035热力系统泄漏控制0.95整体涡轮系统5.752介绍整合改造0.186吹灰汽源改造0.03主要供水管道改造0.05空气预热器密封改造0.15过热水和过热水改造0.85风机安装有逆变器旁路开关0.02锅炉加热器取消0.4设备绝缘和漏气0.86整体锅炉系统2.546经营者调整积极性1全部的9.30第二部分分项评估报告1、管理评审报告审稿人：肖勇文博石晓燕宋慧（审稿时间：2013.10.1110.17 ）审查概述2013年10月11日至10月17日，集团公司经济评价专家组依据集团公司火电企业经济评价标准（ 20

16、10年版）集团公司节能监督大纲 （2012年版） ) 、关于优化集团公司火电机组运行的指导意见等管理规定，对2012年某发电机组节能管理进行了审查。管理评价部分共包括7个项目，标准分298分。一个公司应该在自查中获得284分，但实际得分为232分，得分率为81.6%。本次专家组评审本应得分296分，实际得分179.8分，得分率为60.74%。详情见下表。表1 管理评价评分表序列号评价项目企业自检集团审查应该得分实际分数得分率(%)应该得分实际分数得分率(%)一管理评价28423281.6296179.860.741节能管理857588.2855058.822运行管理483062.5481531

17、.253设备管理4032805032644燃料管理4036904029.387.55测试管理4032804034856测量管理26二十二84.62814.5527审查材料的准备5510055100主要问题及建议节能管理（一）节能管理办法：已制定节能管理办法，但非生产用电、用水未与生产用能严格分开，未制定节能管理办法。建议：建议按照集团公司节能降耗指导意见的要求，对现行管理措施进行补充完善。（2）节能管理手册：已制定节能管理手册，但该手册涉嫌借用某（）发电XX公司的节能手册。未按要求纳入上级和各级企业的节能管理标准或要求，未纳入相关运行优化方案和主要参数的绩效曲线。手册中的“经济指标先进值”是指

18、600MW“超临界”国产机组，而不是我厂“亚临界”国产机组的先进值。建议：增加国家、电力行业、集团公司与节能相关的政策文件和管理办法；进一步完善节能手册，增加主要参数特征曲线、技术经济指标对煤耗的影响以及基于相关试验的优化运行方案。并根据机组实际情况，适时更新或修订，有针对性地开展主机及重要辅机优化运行试验，制定机组优化运行方案。相关实验将列入节能手册。（3）节能中长期滚动计划：制定了中长期节能滚动计划，但不能每年滚动补充。建议：删除滚动计划中已进行技术改造的项目（如“原煤斗、落煤管改造”等），实现规划滚动。（4）节能减排“五确认一落实”行动计划：制定年度节能减排（“四消四排放”即供电煤耗、电

19、厂电耗率、燃料消耗量）单位发电量、单位发电量淡水取水量、二氧化硫排放浓度、氮氧化物排放浓度、烟尘排放浓度、废水达标排放率）“五确一达”行动计划。受煤炭质量和数量影响，供电用煤“五确一落实”行动计划未按照配煤方案实施。建议：在制定“五确认一落实”行动计划措施时加强论证，确保计划制定的严肃性，确保计划按计划完成，达到预期效果。（5）能效对标管理：2012年未加入中国电力企业联合会。能效对标管理以经济活动分析会议的形式进行。主要与盘南电厂及区域电厂指标进行对比分析，不与中国电力企业联合会发布的能效标杆进行能效对标工作。部分解决偏差的方案和措施未纳入“五确认一落实”节能减排行动计划。建议：按照中国电力

20、企业联合会每年发布的能效标杆开展能效对标，撰写能效对标分析报告，制定达标措施纳入“五确一达”节能减排行动计划.（6）月度节能分析：月度分析可以按时完成，但报告内容比较简单。 2012年1月至2012年4月，我们主要分析了发电量、厂用电率、供电煤耗、燃料消耗。整改措施不够具体，未记录参与分析的人员； 2012年5月至12月报告的格式和内容没有记录。有变化，主要包括三个部分：生产调度、经济指标分析和下个月的重点工作。对经济指标变化原因分析不够深入；月度节能分析缺少锅炉效率、汽轮机热耗率和典型机组运行工况。热效率分析。建议：完善月度节能分析报告，补充机组典型工况记录和热效率分析，通过深入分析影响锅炉

21、效率和汽轮机热耗率的关键问题，发现问题，制定计划实现闭环管理。（7）年度节能总结：年度节能总结仅分析部分主要能耗指标；对存在问题的分析不够深入，计划中的整改措施可操作性不强（如“不烧无烟煤”难以落实）；不反映明年节能减排的总体思路。建议：综合分析主要能耗指标，提高计划整改措施的可操作性，明确明年节能减排的总体思路。（八）节能减排审计；检查中未发现节能审计自查报告。建议：按照国家有关节能减排规定进行自查，并形成自查报告。运行管理( 1 )单耗差异分析：目前尚未按要求安装单耗差异分析系统，在SIS系统中实现状态监测和性能计算。建议：按照集团公司标准安装消耗差异分析系统： 1）实现小指标在线对标的目

22、标值，根据目标值计算积分，自动实现价值之间的竞争； 2）进行指标消耗差异分析，实现运营优化指导功能； 3）将运行优化曲线纳入耗差系统，设置区间，保证运行在最优区间。目前某厂基础统计数据比较缺乏，没有完善的查询系统，基本没有网上计算数据，对影响经济的指标不敏感。建议：增加实时数据采集系统，建立健全工厂统计软件和节能管理软件；目前，乌沙山电厂节能监督管理软件已实现自动上报、在线异常监督、指标可视化分析、节能问题闭环管理、典型工况。比对等功能不仅减轻了管理人员的工作强度，而且通过流程提高了工作效率和落实责任。建议电厂可以借鉴这一点，既可以加快自身信息化步伐，又可以促进电厂的节能管理。（2）经营绩效考

23、核： 1）经营绩效在指标绩效和管理绩效四个完整体系中实现。指标表现主要以生产报告为主，未实施在线监测和调整，考核项目不全、耗电率不足、加热器端不良等指标。 2）经营绩效考核指标未达到经营人员收入的50%。 3）小指标管理办法中，发电量和供电煤耗按公司制度和绩效考核执行，未制定发电量比值竞争办法。建议： 1）结合消费差异系统，尽快完善考核系统功能，实现指标在线考核。 2）发电量可以以负荷率指标作为价值间竞争的依据，将耗电量差异纳入评估，提高运营商运营调整的积极性。（三）全能持证人员：中控、副职以上职务75人，持证人数41人。但截至2013年8月22日，已有21人的就业证过期，目前的持证人率为27

24、%。 .建议：根据中控以上、副值岗位人员变动情况，及时参加在职培训考核，提高持证上岗率。（四）辅助机组优化运行：制定了机组优化运行实施细则，方案不够细化。缺少滑压优化曲线、氧量优化曲线、循环水优化曲线、煤质负荷对应曲线等优化曲线，缺少启停优化网络图，无法进一步指导运营商优化调整。建议： 1）根据不同气门状态下的气门重叠和机组热耗，编制滑压优化运行曲线，并根据季节不断修订完善； 2）通过锅炉燃烧优化调整实验，研究空气分布、炉膛波纹管压差、不同负荷 3）根据环境温度、循环水温度、冷凝器进出口温差等多维参数、真空度、循环水泵耗电率、水塔运行等多维参数，编制循环水优化运行曲线； 4）由于配煤品种不同，

25、通过实验确定不同配煤对应的负荷曲线； 5) 应根据控制的最佳实际启停条件编制启停网络图，并进行节点控制； 6) 介绍 7) 建议添加脱硫增效剂，提高脱硫效率，降低渣浆循环泵电耗率（五）专业分析： 1）运行专业分析深度不够，多对当月运行情况（安全、经济指标、排放等）进行汇总统计，指标分析未开展对标分析、环比对比、同比分析； 2）对存在的问题未分析原因，未采取解决措施，形成闭环管理； 3）指标没有分解落实到个人，也没有考核。建议： 1）指标项目要完善，增加加热器端差、脱硫、除灰电耗等项目； 2）指标分析应采用对标、环比、同比分析，分析差异较大的原因。制定措施，确定整改周期，确定责任人，实现闭环管理

26、。(6)冷却塔运行管理：制定冷却塔运行管理规定，进行水塔运行状态记录，但针对性不强，水塔喷淋状态记录欠缺，运行分析欠缺例如，2号塔9月15日为3小时，循环泵运行方式由两机三泵改为两机四泵。真空度和水温变化不大，应进行分析，四台机组不同记录负荷的水塔参数基本一致。建议：完善运行管理制度，记录水塔运行情况，分析水塔台账，为循环水优化运行提供依据。(7)胶球清洗作业管理：制定胶球清洗管理规定并严格执行，但不完善。意见建议：1）水塔内有橡胶球，应增加定期反洗网管理规定，确保球网关闭严密； 2）收集球时建议使用两台循环水泵运行，以增加循环水的压力，提高收集效率。球率。设备管理（一）点检维护管理：1）设备

27、部实行部长、主管、特工管理模式，无抽查管理制度。2) 未严格执行检查计划。3）检查点共有1人，检查点无人。4）机组C级维修实行5年滚动计划，每年实施B级维修，不实施劣化倾向维修。建议：1）改变管理方式，改变抽查管理制度和模式；2）培养 根据点检人员变动情况，适时参加持证点检人员上岗培训，提高上岗证率。（2）技术监督管理：2012年技术监督存在严重问题26项，未完成项目2项（3、4号机组GGH堵塞改造、实验室建设）。建议：1）创造条件实施和完成GGH改造； 2）改进测试设备和仪器。(3) 设备技术资料技改项目数据采集不完整。建议：加强技改项目数据的收集，对各专业数据进行整理汇总。（4）A级检修管

28、理：部分检修项目尚未完成，如烟气调节、机组循环泵房DCS通信改造、6kV脱硫公用段综合保护装置更换、ECS监控系统改造等。等等建议：创造条件实施未完成的维修项目。（5）A级维修质量：2012年A级维修部分指标未达到：1）2012年部分检修指标未完成（电除尘器漏风率高于目标值2.4%，锅炉效率91%未达到设计值， 2 号机组汽轮机检修后为 8049kJ/kWh，未达到目标值（设计值）。2）1号机组检修后热耗为8026 kJ/kWh，未达到设计值。建议：电除尘器的泄漏率和汽轮机的热耗仍有进一步改善的潜力。（六）节能技术改造项目管理1）一些可行性研究数据收集不完整，深度不够。2）部分项目未按期落户、

29、资产转移，如2号机组脱硫工程改造、低氮燃烧器改造等。建议： 1）可行性研究报告的编制需要进一步调研、深化，或委托有条件的单位编制和审查。 2）进一步加强技术改造项目管理，包括人员培训和配置。（7）节能技改项目后评价：2012年开始节能技改项目后评价工作，部分改造项目未达到可研预期效果，如汽封改造、鹅卵石改造等。煤箱改造等建议：进一步收集、观察和评价改造效果，对未实施项目的单位，慎重实施。燃料管理(1) 燃油管理系统缺乏燃料处理和消耗管理系统。其他制度虽在修订中，但也存在可操作性差、错误引用国家标准名称、错误引用集团公司文件等现象。 （例如：来煤计量、抽样、抽样管理管理制度中，有机械抽样和人工抽

30、样标准；国标名称与国标号不对应，从未下发的文件由集团公司引用等）建议;补充和完善相关燃料管理制度，使其真正能够指导工作，条款和条件必须符合国家、行业和集团公司的相关要求。(2) 燃料合同管理截至目前，2012年各大煤矿均未签订合同，无合同煤供应。建议：买卖双方必须在购煤前签订合同，坚决杜绝无合同进煤现象。(3) 采购管理：煤炭开采、加工进厂、进炉不同程度存在问题。1）来煤取样：虽然来煤取样机已经通过了权威部门的综合性能检测和测试，但工厂只保留证书，不保存带数据的检测报告，所以不能真正指导工作。进料煤样无法实现 100% 机械采样。煤炭检验员有权决定煤炭取样的方法（机械、手动）。目前的机械取样方

31、法无法满足“随机取样，让煤的任何部分都有机会被开采”的原则。 ，仍受人为因素影响。厂内采煤操作说明书的可操作性不强。2）煤制样：制样室小，制样设备配置不能满足日常工作需要。目前的制样设备还没有经过系统偏压测试和失水测试证明，设备本身的性能也无法一目了然。 .总水样制备不规则，圆饼厚度及取全水操作不符合国家标准；两分板使用不规范，底煤随意丢弃。不足，不能满足国标要求。3）来煤测试：来煤所有水分、挥发度测试均为单次测试，不按国标重复测试；工厂煤硫检测中，重复检测数据超差，仍以平均值作为最终结果上报。原始记录、热容量、工作规模等标准材料对台账的可追溯性不强。4）进炉煤样：煤样机未通过权威部门的综合性

32、能检测测试，不能保证日常使用的精度、系统偏差、水分损失、和放电粒度。整个水样不随时间密封，而是存放在敞开的煤车中。5）入炉煤样制备：入炉煤样制备缺乏破碎机械、台秤、畚箕等最基本的设备和工具；制样过程中，堆积锥四分法操作不规范，二分器的选择和操作不正确，不符合要求。国家标准；总水分采样量和样品储存量不足以满足国家标准要求，无法保证样品的代表性。6) 入炉试煤：热容量校准有校准周期超过3个月的情况，相应的原始记录没有保存。前后两次热容量标定值超差（A桶9月6日值为10464J/K和10月29日数值为10423J/K，相对标准偏差大于0.25%），未分析原因，设备处理正常。总水分试验为单次试验，按国

33、标要求无重复试验，无检验试验。原始实验室记录不完整。建议：为满足工作需要，生产、化工设备设施必须至少购置一台破碎机、台秤一台用于进炉制样，一台硫检测仪进行炉内试验；至少一台工业分析仪和两台干燥箱，确保日常工作质量。采购和生产作业要严格执行国家标准，进一步完善采购和生产的原始记录和台账，确保数据的可追溯性。(4) 煤场置换煤场内没有详细的储煤更换计划，当煤场内60的煤堆温度高于煤场时采取的措施没有明显效果；煤场排水系统存在储煤流失隐患。建议：加强煤场管理，根据工厂实际情况制定详细的煤场置换方案，妥善处理煤堆异常温度，确保效果，避免自燃。（5）燃料信息管理：工厂、炉内生产生产设备不接入燃料信息系统

34、。建议：按要求制定燃油管理信息系统的维护管理措施。进厂、进炉，采购、生产设备将尽快与燃料信息系统联网，实现数据实时传输。（6）燃料采购生产人员持证上岗：燃料采购生产非正规人员100%持证上岗。建议：加强人员培训，提高员工素质，采购、生产人员100%持证上岗。测试管理(1) 热测试管理系统制定了热工试验管理制度，但公差不够完善，对典型工况下的热效率试验、主辅机单耗和定期效率试验要求均有所欠缺。建议：按照火电厂节能条例及集团公司相关文件的要求，完善热试验管理制度，明确各部门职责，规范热试验项目、周期、和测试方法。（2）热试验日常管理未进行不同季节、不同工况下的热效率试验，不足以经济运行；热工测试报

35、告资料齐全，但分析深度不够；为经济运行需要改进试验曲线和试验结论。建议： 1）根据不同季节、不同工况，进行热效率测试，确定最佳运行参数。 2）用测试曲线和测试结论指导经济运行。测量管理进厂、出炉的皮带秤核验：进炉煤皮带秤的核验记录签章不全。建议：验证记录应由工作人员完整签名。管理团队的整体评价在本次管理评审中，评审组通过阅读资料和深入的现场交流，认为某电厂领导重视节能管理，制定了节能管理办法，建立了节能管理组织和指标。监督制度；有比较完善的法律法规。 、标准、指南和方法系统； 2012年4月7日发布实施，制定了奖惩管理办法；建立节能降耗三级管理网络，制定节能管理实施细则、机组优化运行实施细则，

36、并按照实施细则要求开展工作。 ;成立对标工作组，每天早上对前一天的指标进行分析，提出存在的问题，并落实整改；每周总结分析指标；对月度指标进行月度比对、同比比对和区域比对；成立供电煤耗、燃料单耗、厂用电耗、热值差、配煤五个重点课题组，每周、月召开课题组会议，对存在的问题进行闭环管理。某电厂克服燃料采购点多、煤种复杂等不利因素，积极对外拓展市场，保障机组燃烧用煤需求。通过配煤，燃料成本得到有效控制。但通过评价发现，某发电企业的节能管理规划和规范化与集团公司的管理要求还相差甚远，还存在一些不足：节能管理手册需要亟待改进；在SIS系统中实现监控和性能计算；制定了机组优化运行实施细则，方案不够细化，缺少

37、滑压优化曲线、氧量优化曲线、循环水优化曲线、煤质负荷对应曲线等优化曲线；实施点检和定期维护管理；煤炭开采及加工进厂入炉管理还存在薄弱环节：来煤计量、抽样、抽样管理制度中有机械抽样和人工抽样标准；实施设备不能满足日常需要；经营不规范，未严格执行国家标准；原始记录保存不完整。公司管理人员要认真学习了解集团公司颁布的各项管理规定、方法、标准和要求，进一步规范各项管理工作；管理工作，严格指标考核，进一步落实责任，不断提高节能管理和经济运行水平。2、设备评估报告Reviewer : Tan Xiu, Wang Gang, Shi Xiaoyan( Review time : 2013. 10. 11 1

38、0 . 17 )Review overview根据集团公司火力发电企业经济评价标准（ 2010年版），设备组评审员采用沟通交流、审阅文件和报告、现场抽查、分析核算等方式，等，了解设备状态和管理情况。按照“对标、对表、比对”的原则，对某发电设备进行考核评价。通过评价了解了公司在设备维护管理、自查整改等方面取得的成绩，也发现了单位设备存在的一些问题。评价结果报告如下。装备测评部分分为汽轮机、锅炉、燃料装备三个专业，共40个项目，总分240分。根据某发电的实际情况，有3项未纳入评价，实际抽查评价37项，得分应为230分。评价结果共扣18分，实际得分142.5分，得分率为61.96 % 。本次评价分数

39、与企业自检分数的区别：表1 设备评价得分表序列号评价项目企业自检集团审查应该得分实际分数得分率 (%)应该得分实际分数得分率 (%)二设备评估23017475.6230142.561.961汽轮机设备1158271.31157161.72锅炉设备906774.49046.551.673燃料设备252510025251002.1.6 各监测段调整水平及参数自查得5分，专家评价得3分。查阅电厂机组运行数据及相关检测报告，1、2、3、4号机组个别监测段存在超压、超温现象。2.1.7 加热器自检10分，专家评价8分。现场检查发现，2号机组2号高压热水器和4号机组1、2号高压出水控制阀均存在泄漏问题。2

40、.1.14轴封自检5分，专家评价3分。 1号汽轮机B低压缸后轴封轻微漏汽，2-4号汽轮机A、B低压轴封有漏汽问题，2号汽轮机高压前轴封漏汽。此外，将 3 号轴加热到 0C。2.1.16 低温后体温自查8分，专家评价6分。从各机组DCS来看，1B机组低旁通阀、2A机组低旁通阀、2B机组低旁通阀、4机组低旁通阀均存在泄漏问题。2.1.17 给水泵自查5分，专家评价4分。现场检查发现，1号机组汽泵A、B的最小流量阀存在不同程度的泄漏。2.2.1锅炉热效率自查3分，专家评价2.5分。原因是自考对评分标准的理解有偏差，计算方法有误。根据大修后的检测报告数据，按单元数计算单项分数。每炉2.5分。 2号锅炉

41、效率低1.0%，扣2.5分。 3号锅炉的效率降低了2.44%和2.5分。锅炉效率降低 1.21%。将被扣除 2.5 分。总分将被扣除 7.5 分，奖励 2.5 分。2.2.9 锅炉侧疏通排水主阀、磨煤机热风隔离门、热风再循环等阀门泄漏情况，自查12分，专家7分。原因是电厂自检中未将泄漏阀计入。 5 阀门泄漏。2.2.13 锅炉设备保温自查评分6分，专家评分0分。原因是自考没有扣分。经专家检查，4台锅炉各多处脱落，10余处保温层外表面过热，多处窨井门未保温表面温度超过100。扣6分，0分。主要问题及建议基础工作有待进一步完善和规范核对电厂凝汽器、高低加热器堵塞台账、真空密性试验记录、胶球投退记录

42、、阀门泄漏台账、相关检测报告备案等，存在以下常见问题： 1）记录不够规范，存在遗漏和篡改； 2）账本格式不统一，团队、组间类似文档格式不同； 3) 内容不完整，不能完整反映相关设备的运行维护历史； 4）测试报告等文件归档比较乱，一个文件被多次命名为多个文件（其实就是同一个文件），查阅起来很困难。建议： 1）按照集团公司相关标准、制度和规定的要求，结合工厂实际情况，由生物技术部牵头组织相关人员整理，整理文件。作为工厂的账目、记录和报告，按类别列出清单，并制定 2) 落实生物技术部、维修部、班组等各级人员的职责。管理人员应定期检查相关台账记录，指出记录遗漏、涂改等问题，落实奖惩。 3) 热工试验及

43、其他试验报告的电子文件由专人负责管理，文件命名清晰规范。现场设备管理和隐患排查深度不够主辅设备及其系统存在设计不合理、安装不规范、维修质量不够、日常维护不完善等问题。例如： 1）#1 #4单元高架门后排水管道设计不合理，即#1、#3高架门后排水管道，后排水管道高架门#2和#4分别连接在一起。如果导致互汽，应单独安装手动隔离门，启动时开启，正常运行后关闭； 2）蒸汽机房热力系统的排水、急冷排水、放风等小管道安装工艺不规范，现场布置混乱；燃油管路安装不当，靠近气缸、热力管路等； 3）#4发动机A、B低压缸进口水平法兰漏汽，#1、#2发动机前泵机械密封及泵两侧“三角”“区域”漏气，部分设备输油管路法

44、兰及接头漏油等，存在维修质量不达标，日常维修部门到位等问题。建议：1）电厂技术部门牵头组织运行维护，从设计、安装、安全生产、经济运行等方面对1-4号机组的设备和系统进行全面检查。等检查计划。对发现的问题进行设备和系统划分，根据问题和隐患的严重程度和治理难度，制定治理或改造方案和整改方案； 2) 对影响各机组安全经济运行的隐患和问题进行总结和确立。问题库，成立调研组，落实方案，逐步整改。汽轮机汽缸效率低，热耗高1 4号机组4台汽轮机高、中压缸效率均未达到设计值，机组热耗超过设计值100kJ/kWh以上，如图2所示。下表。表2 汽轮机试验热耗值（ kJ/kWh ）单元设计价值试验结果偏差1号785

45、980271682号80501913 号8381（修前）5224号8419560表 3 汽轮机汽缸效率试验值单元高压缸（%）中压缸（%）设计价值测试值偏差设计价值测试值偏差1号86.885.9-0.99188.9-2.12号84.4-2.487.9-3.13 号82.4-4.485.2-5.84号85.5-1.389.4-1.6建议：1）检查主要参数测量点，消除测量误差对测试的影响； 2）对各机组进行蒸汽分布优化试验，确定最佳重叠度； 3）注意给水泵组的经济运行，定期对给水泵组进行性能试验，做好蒸汽泵再循环调节门机械零位的定位工作。运行中发现泄漏应及时排除。有条件的情况下，建议将调节门前的手动

46、门改造为电动门； 4）综合考虑改造过热器减温水管道（改造至高压出口后）的可行性；同时，在有条件的情况下优化燃煤，减少过热器过热的发生； 5）消除轴封漏汽缺陷，加强对运行调整的监督考核；二是在维修时保证轴封间隙达到规定的标准值；三是考虑转变为接触式、蜂窝式、蜂窝+接触式组合等新型汽封； 6) 及时注意并排除旁路，主蒸汽、再热蒸汽、抽汽等阀门的泄漏管理，机组启动时定期运行，发现泄漏时组织维修人员检查门； 7）加强运行过程中蒸汽质量监管，防止汽轮机叶片结垢；汽轮机大修时，汽轮机通流部分的动静间隙应尽量达到设计值，汽封径向间隙应尽量按中、下限调整。标准值； 8)总结检修调整汽轮机高、中压缸过桥汽封的经

47、验。总结我厂各机组高、中压缸桥封历次检修调整数据，检修后机组开机情况，桥封泄漏率（前后试验数据对比）每次维修后）等，并确定各单元的桥桥。汽封间隙的最佳维修调整值； 9）增加机组冷端管理的优化。一是结合环境温度和机组本身的运行特性，通过运行数据的积累和试验，总结出二机三泵和循环泵高低速切换的经济点;二是电厂水浊度高导致水塔堵塞。 ，建议电厂每两年最多更换一次水塔上下层填料，每年可更换一半填料，结合机组小修，进一步提高真空度单位学位；三是严格控制水塔投加量，结合凝汽器端差、机组背压等参数，加强凝汽器管理；当发现冷凝器换热性能下降时，应及时用高压水冲洗冷凝器，以免冷凝器结垢。汽轮机各监控段参数超过设

48、计值检查各机组运行参数及相关检测报告。各机组监测段参数均超过设计值。详情见下表。建议： 1）汽轮机在维修过程中，用空缸测量气缸的密封性时，重点检查高、中、低压缸是否有孔。如有发现，应通过补焊、研究气缸或返厂彻底消除； 2）结合机组检修，对隔板高度差的测量和调整应符合标准；重新安装隔板后，需要用0.03mm的塞尺检查隔板的接合面，确保隔板的接合面严密，不漏水； 3）检修时，检查调整过流部分的动静间隙应符合设计值。考虑到机组检修前的振动等工况，汽封的径向间隙应尽量按设计值的中下限调整，尽可能减少级间漏汽。可能的。表 4 汽轮机监测段参数监控段测量点#1 机器#2 机器#3 机器#4 机器一平压力(

49、兆帕)设计价值6.18经营价值6.276.20偏差0.090.02温度()设计价值38 8经营价值398394395偏差1067两次平局压力(兆帕)设计价值3. 92经营价值3.96偏差0.04温度()设计价值32 7经营价值333329329偏差622三平压力(兆帕)设计价值1.83经营价值2.182.072.08偏差0.350.240.25温度()设计价值4 39经营价值462461451446偏差23二十二127五次平局温度()设计价值2 68经营价值270偏差2六次平局温度()设计价值1 76经营价值186181192偏差10516考虑蒸汽驱动给水泵前级泵的节能改造检查电厂蒸汽前级泵和

50、蒸汽驱动给水泵的操作规程和电厂技术人员提供的相关技术资料。泵设计工作点），前级泵扬程是主泵所需NPSH的3.37倍，具有很大的节能潜力（预计每台前级泵电机可降低电流10A左右）。此外，现场检查发现，蒸汽前级泵两端“三角区”频繁泄漏，影响设备运行的可靠性。建议：电厂与泵厂合作，对蒸汽前泵进行综合管理和改造。一是考虑叶轮转动的可行性，既降低了动力消耗，又降低了叶轮出口转速，减少了泵体蜗壳的冲刷，延长了泵的使用寿命； “三角区”）密封形式改造，电厂技术人员了解到，目前的石棉板密封可以考虑改造为O型圈密封形式，从而提高泵运行的可靠性。机侧热力系统排水阀多处泄漏经现场及DCS屏检查，全厂机侧热力系统70

51、多个泄水阀泄漏，其中1号机9个、2号机30个、2号机22个。 3号机，17号机上4号机。有关详细信息，请参阅附件中的机器。侧阀泄漏检查表。建议： 1）维修时研磨或更换泄漏阀； 2）编制和完善阀门泄漏台帐，台帐至少应包括阀门名称、阀后温度、阀门型号、公称压力和公称通径、连接方式、阀门。型号、厂家、阀后连接管及弯头规格、维修历史等； 3）对全厂高、中、低压阀门厂家进行梳理，根据阀门泄漏频率、制造质量、维修或更换周期等对阀门进行分析。劣质淘汰，优胜劣汰，建立了阀门厂家的“黑”制度。管道本体及外表面过热，热源损失大经现场检查，4台锅炉本体与管道外表面的超温部位有共性，包括汽包头、高出口总管、高再出口总

52、管、热一次风管、燃烧器上部各角落，16.9m运行。平台的转角、前后墙、左右墙等；绝缘铁片缺失，脱落部位较多，维修后未及时修复； 3号锅炉给水平台阀体保温壳表面严重过热240；锅炉门外表面有人孔温度过高，达到100左右，说明超温人孔门在使用后没有按工艺要求进行部分保温。现场检查1-4号机组的主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、辅蒸汽，以及汽轮机本体、给水泵组等设备、管道和阀门，存在以下问题： 1 ) 绝缘表面过热现象普遍； 2）保温层变形较多； 3) 保温隔热不足。建议： 1）机组运行过程中出现过热、损坏的保温材料可以修复的，要及时处理，不能修复的要在维修时处理； 2) 定期检查和测量机组的保温性能，并标记

53、并进行缺陷登记； 3）机组检修时，严格执行施工工艺，对锅炉本体人孔、人孔门进行隔热处理，并做好门体密封； 4）加强保温施工的过程控制和质量控制； 5) 提高识别度，避免有人踩踏损坏绝缘层。近期锅炉大修后检查检测报告，锅炉效率低于设计值近期锅炉大修后检查检测报告。锅炉效率见下表。表 5 锅炉效率统计序列号姓名单元设计价值热号12341报告时间-2013.62013.12011.112011.112收到的基础低热值千焦/公斤2334819960气温度C127126.25124.8121.22124.064排气热损失%5.15.064.354.434.755固体不完全燃烧热

54、损失%1.921.253.385.213.616锅炉效率%92.1692.8791.1689.7290.957效率偏离设计值%-0.71-1-2.44-1.21从检测报告的统计表中可以看出，某电厂四台锅炉中，只有1号锅炉的效率比设计值高0.71%，2号和4号锅炉的效率比设计值高出0.71%。比设计值低1%左右，3号锅炉效率最低。比设计值低2.44%。据现场了解，1号锅炉试验煤低位发热量高，未混入无烟煤，炉膛燃烧充分，固体不完全燃烧损失小；其余三台锅炉均混煤进行测试。无烟煤的配比不同，导致飞灰含碳量高，炉渣大，固体不完全损失大。在试验状态下，四台锅炉的排烟温度均低于设计值，因此排烟热损失小于设计

55、值。从四台锅炉的效率来看，煤的热值和无烟煤的配比对锅炉的效率影响很大。总体而言，固体不完全燃烧的热损失是影响锅炉效率达不到设计值的主要因素。建议： 1）电厂应尽可能提高外购煤质量，尽量减少与设计值的偏差； , 灰渣运输), 供电检修费用与煤耗的对应曲线, 找出劣煤与无烟煤的最佳配比; 2）无烟煤配比确定后，可考虑在No.无烟煤单独配比，通过对比试验确定煤斗无烟煤最佳配比； 3）坚持燃烧优化调整试验，获得合理的氧气控制曲线和二次风分配方式；应根据不同煤质优化制粉系统动态选粉机的转速和加载力的设定，获取经济煤粉细度等数据指导操作； 4）加强尾部吹灰，保持空气预热器受热 5）充分注意煤斗堵煤问题，控

56、制煤源，加强管理，加强泥煤烘干，提高烘干能力增加煤棚，加强输煤系统中煤筛碎机的运行维护，提高锅炉的安全性和稳定性。 6）加强空气预热器漏风和锅炉本体漏风控制，机组检修时采用正压法检查漏风情况，积极控制本体漏风。2号锅炉空气预热器局部堵塞查看1、2号锅炉运行画面，配置一次空预器和二次空预器的压差曲线。配置曲线如下图所示。从图中可以看出，1号锅炉压差波动较小，2号锅炉压差波动较大且波动趋势正好相反。说明2号锅炉空气预热器部分堵塞。经现场查询发现，1、2号锅炉进行了脱硝改造，但2号锅炉空气预热器的换热元件并未进行相应改造。 2号锅炉启动后，压差开始逐渐增大。采取加强吹灰等措施后，目前一次空气预热器压

57、差控制在0.6kPa左右，二次空气预热器压差控制在0.3kPa左右。发生局部阻塞。建议： 1）加强尾烟道吹灰和停机后高压水冲洗管理，保持空气预热器受热面清洁； 2）具备条件时，对2号锅炉的空气预热器进行必要的改造，根据脱硝情况，将冷段更换为搪瓷换热元件； 3）3、4号锅炉脱硝改造过程中，空气预热器应严格按照改造要求进行全面改造，避免出现类似问题； 4）脱硝工程投入使用后，要加强对脱硝系统氨逃逸率的监测，防止超标。图1 预热器压差历史趋势3、4号锅炉空气预热器漏风量大从锅炉的维修后报告和预热器漏风试验记录来看，3号、4号锅炉的空气预热器漏风率基本在8% 9%，大于1、2号锅炉空气预热器漏风4%。

58、据现场了解，锅炉的空气预热器密封最初设计为可调节间隙。经电厂可行性研究，1、2号锅炉空预热器密封改造为柔性密封，运行效果良好。建议：在具备条件的情况下，对3、4号锅炉空气预热器密封的柔性密封进行改造。3、4号引风机效率低查阅1、2号锅炉引风机热态试验报告后，试验结论为引风机实测效率低于性能曲线上对应的效率（最高低14.6%） )，而实测引风机转速高于性能曲线上对应的转速（最大14.6%）。 81.1rpm），表示实际风机运行性能（压力和效率）未达到设计值；风机风压余量过大，风机工作点在性能曲线的中下部。偏低方面，各负载风扇的运行效率较低，高、中、低负载风扇的效率分别为71.2%、72.3%和7

59、6.1%，与系统匹配较差。 3、4号锅炉引风机的形式和布置与1、2号锅炉引风机基本相同。可以认为3号和4号引风机的效率也较低。目前四台锅炉的引风机设备状态如下：2号锅炉的引风机为可调轴流定子。变频改造后，风机本体没有改变，增压风机也没有取消。机组运行时不能满负荷运行，引风机耗电率为0.52%； 1号锅炉在2号引风机的基础上进行了改造。风机更换为可调轴流叶片，引风机耗电率为0.44%； 3、4号锅炉引风机仍为原设计，轴向静叶可调，增压风机未取消，引风机厂耗电率分别为0.68%和0.7% .可以看出，1号锅炉加装引进整合改造比较成功。建议：借鉴1号锅炉引风机改造的成功经验，考虑对其他三台锅炉引风机

60、和增压风机进行一体化改造。改造时应充分考虑脱硝系统与脱硫系统阻力的差异，避免风机选型失误。减温取水位置未优化锅炉过热器减温水设计为取自高进水口，按照新的设计理念，应取自高进水口。从高压出口取出后，增加汽轮机一、二、三级的抽汽量，最终减少冷源损失，提高热力系统的循环效率。分析600MW典型工况图后，减温水总量基本在70t/h左右，设计值为84.9t/h。经核算，减温水量增加约19%，减温水量增至83t/h。减温水位置从高压出口取出后，减温水系统即可满足运行需要。建议：1）补充锅炉过热器减温器的进水位置，从高压出口取水。原始管道保持不变。根据实际经营情况，制定经营办法并相应修改规定； 2）由于汽包