XX电厂2015年上半年度经济技术分析

XX电厂2015年上半年度经济技术分析安全生产技术部XXX1.机组运行情况1.1#1机组：2015-1-2321:49解列2015-2-1615:46并网（省调调停）；

2015-4-2821:36解列2015-5-0602:00并网（配合供电局对钱古2733线路古沟变侧CT更换）；1.2#2机组：2015-2-1623:35解列2015-5-2501:19并网（省调调停并进行机组A级检修）1.32015年上半年#1机组累计运行3601.65小时，累计发电量34849.8797万KWh，#2机组累计运行2014.26小时，累计发电量19434.7277万KWh。2.主要生产指标完成情况2.1电量指标2.1.1产量：（1）2015年上半年计划发电量54191万千瓦时，实际发电量为54284.6074万千瓦时，完成公司下发的发电任务。除四月份因受#2机组调试影响未能完成发电任务外，其它各月均超额完成发电任务；发电量比去年同期减少17602.75万千瓦时，主要是今年上半年1机组调停两次，#2机组调停一次同时进入大修周期，长期单机运行发电量下降。另外，受经济下行影响，省调给我厂的发电量也低于去年同期。（2）完成公司每月下发的发电任务，关系到职工的切身利益，是工作的重中之重。各生产部门需加强机对机组运行工况的监控并做好维护消缺工作，避免因机组非停或重要设备停运消缺造成的电量损失及考核，尤其是已进入迎峰度夏期间，任何原因造成的不能正常跟带AGC，都有可能造成高峰欠发并进行双倍电量考核。生产指标月份2015年发电量2014年发电量计划发电量同比与计划差发电量（KWh）一月份12571.99911312.136125001259.862771.9987二月份6143.053411313.5496100-5170.495743.0534三月份7748.953913018.2587700-5269.303748.9539四月份7527.491513972.4237691-6444.9312-163.5085五月份7460.72168794.08867400-1333.36760.7216六月份12832.38813476.90312800-644.515232.3882上半年累计54284.60771887.35754191-17602.7593.6074古沟侧上网电量（KWh）一月份11681.31410507.966116131173.34868.3136二月份5701.291210499.7555667-4798.46434.2912三月份7208.12412086.2637153-4878.139255.124四月份7043.65212964.6187145-5920.9656-101.348五月份6905.23688090.8086875-1185.571230.2368六月份11908.80212407.81511891-499.012817.8024上半年累计50448.4266557.22550344-16108.805104.42（图1：2015年上半年产量对比示意图）（单位：万KWh）2.主要生产指标完成情况2.2综合厂用电率（以高厂变出口计算）2.2.1总体情况2015年上半年平均厂用电率为6.90%，同比上升0.03%。2.2.2同比分析去年同期#1机组给泵未进行变频改造，电除尘未进行高频改造，但从上表可以看出，1季度厂用电率下降并不明显，主要原因是#1炉空预器1月中下旬漏风严重，炉侧风机耗电率上升；2月份两台机组相继调停，检修互带电源耗电量上升；3月份#2机组进入大修周期，外购电量增加。4月份厂用电率同比上升较明显，主要是4月份#2机组进行调试，调试期间使用外购电量较多。5月底及6月份双机正常运行，厂用电率明显下降，可见#2机组给泵变频改造后节电效果较明显。生产指标月份2015年2014年同比厂用电率（%）1月份6.66.590.012月份6.936.690.243月份6.566.6-0.044月份7.766.71.065月份7.167.42-0.266月份6.717.36-0.65上半年6.96.870.032.2.3节电措施：目前主要高压耗电辅机均已进行变频改造，从技改方向达到大幅降低电耗率的空间已不大。下一步需从优化运行方式及调整措施的角度多进行思考。如合理控制锅炉运行氧量，降低风机电耗；减少给泵出口节流，提高给泵变频效率；根据负荷及真空情况合理选择循泵变频及工频运行方式组合等。另外，低压变频器的造价相对较低，可以考虑对低压耗电率高的辅机进行变频改造，如工业水泵、高压流化风机、真空泵等。注1.上网电量以高厂变出口进行计量，自用电量含购网电量。

2.已扣除顾桥电厂河下补给水泵所用电量。（2015年上半年供顾桥用电112.3680万KWh，占厂用电率0.21%）（图2：2015年上半年厂用电率比较示意图）（单位：%）2.主要生产指标完成情况2.3标煤耗2.3.1指标情况统计如下表：生产指标月份2015年2014年同比月份2015年2014年同比发电标煤（g/KWh)1月份338.5350.1-11.64月份350.24324.2825.962月份336.43351.06-14.635月份340.12327.5812.543月份342.36341.3616月份330.9331.86-0.96第一季度平均339.1347.21-8.11上半年平均336.82340.11-3.29外供气量（吨）1月份159241441015144月份52425526-2842月份1356915238-16695月份50805539-4593月份80318643-6126月份48725146-274第一季度累计3752438291-767上半年累计52718.4854502-1783.52耗煤量（吨）1月份4927572874-235994月份2819547707-195122月份2366272486-488245月份280662678812783月份2682677526-507006月份48226462391987第一季度累计99763222886-123123上半年累计204250272213-67963煤泥量（吨）1月份276822407336094月份1910024473-53732月份1094223414-124725月份1431321113-68003月份2325427686-44326月份2036528546-8181第一季度累计6187875173-13295上半年累计115656149305-33649掺烧比例（%）1月份35.9724.8311.144月份40.3833.916.482月份31.6224.427.215月份33.7744.08-10.33月份46.4326.3120.126月份29.6938.17-8.48第一季度平均38.2825.2213.06上半年平均36.1535.420.732.主要生产指标完成情况2.3标煤耗2.3.2指标分析

（1）2015年上半年度平均发电标煤耗336.82g，同比下降3.29g/KWh。（2）2015年上半年度耗用原煤204250吨，同比减少67963吨，煤泥115656吨，同比减少33649吨。同比均有大幅下降，主要是同比发电量减少1.76亿度。（3）2015年上半年度平均煤泥掺烧比例36.15%，平均热值4000.78Kcal/Kg。其中，3月份掺烧比例46.63%，燃料热值3552.97Kcal/Kg。（4）2015年上半年度我厂外供汽量52718吨（压力0.40MP，温度160℃），同比去年的54502吨，下降1783吨。（5）2015年一季度选煤厂来煤及煤泥的发热量低于去年同期，为我厂开展低热值燃烧创造了有利条件。同时我厂大量掺烧煤泥，对低热值燃烧机组运行性能进行了试验。二季度受潘三矿煤泥供应、煤泥发热量高、置换煤场高热值煤、负荷等因素影响，平均热值均在4000Kcal/Kg以上。2.主要生产指标完成情况2.3标煤耗2.3.3影响2015年上半年煤耗的主要因素（1）机组运行周期长，机炉效率下降。（2）机组运行周期长，汽水系统阀门内漏问题突出。（3）影响煤耗主要运行指标集中在排烟温度、真空及减温水流量方面。（4）煤泥大比例掺烧后带来的负面效果，如燃烧不充分造成灰渣含碳量高、煤泥水份汽化吸热、平均床温下降等都在不同程度上增加了煤耗。（5）系统缺陷，如空预器漏风、高加泄漏、省煤器泄漏等。（6）设备老化，冷水塔淋水盘破损、结构布水不均，冷水塔效率下降；凝汽器管束内部结垢等造成真空下降。2.3.4降低煤耗措施（1）定期对机组进行机炉效率试验，分析造成效率下降的原因并予以解决。（2）开展对标管理，根据负荷及时调控设备各项参数，最大优化机组运行方式。（3）加强设备维护管理，对设备及时消缺，保证设备的稳定运行。（4）严格控制煤泥水分和泵送压力，尽量降低煤泥表水汽化吸热。（5）严格控制入炉煤颗粒，防止出现床温波动，流化不良等问题，造成燃烧效率下降。（6）增加吹灰次数，降低排烟温度，减少排烟热损失。并考虑增加低温省煤器或增加辅助吹灰系统等，彻底解决排烟损失。2.主要生产指标完成情况2.4设备利用情况2.4.1机组运行小时及负荷指标如下表：指标月份2015年2014年同比月份2015年2014年同比发电利用小时数(h)1月份465.63418.9746.664月份278.8517.5-238.72月份227.52419.02-191.55月份276.32325.71-49.393月份287482.16-195.166月份475.27499.14-23.87季度累计980.151320.15-340上半年累计2010.542662.49-651.95机组在线运行小时数（h）1月份1293.821221.772.124月份669.61438.63-769.032月份679.811114.58-434.775月份788.68872.82-84.143月份7441209.67-465.676月份144014400季度累计2717.633545.95-828.32上半年累计5615.917297.4-1681.49机组在线平均负荷（MW）1月份97.1792.594.584月份112.4297.1215.32月份90.36101.51-11.155月份94.6100.75-6.153月份104.15107.62-3.476月份89.1193.59-4.48季度累计97.38100.52-3.14上半年平均96.6698.51-1.85机组在线平均出力系数(%)1月份71.9868.593.394月份83.2771.9411.332月份66.9475.19-8.255月份70.0774.63-4.563月份77.1579.72-2.576月份66.0169.33-3.32季度累计72.1374.46-2.33上半年平均71.672.97-1.37（备注：机组在线平均负荷＝报告期内发电量/机组在线运行小时数×100％机组在线平均负荷率＝机组在线平均负荷/报告期最高负荷×100％）

2.主要生产指标完成情况2.4设备利用情况2.4.2分析（1）2015年上半年累计发电利用小时数2010.54h，同比减少651.95h。（2）2015年上半年机组在线运行小时累计5615.91h,同比减少1681.49h。（3）2015年上半年机组在线运行平均负荷96.66MW，同比下降1.85MW。（4）2015年上半年平均负荷率71.60%，同比下降1.37%，主要受省调调控原因。（5）设备利用情况各项数据同比均有所降低，主要原因一方面是机组受省调调停次数多于去年同期，另一方面是#2机组大修周期长，第三是目前经济形势下行，网上用电负荷少，省调对我厂机组在线运行时间和发电负荷计划进行了压控。（6）我厂计划9月底即迎峰度夏后#1机组进行A修，所以要完成今年的发电目标难度较大。一方面值长需积极与省调沟通争取负荷，在双机运行期间争取多发电，为#1机组A修赢得充足的消缺时间；另一方面各个部门做好机组的工况分析及维护工作，避免出现计划外停运影响发电任务。2.主要生产指标完成情况2.5非生产用电量统计2.5.1非生产用电量统计数据报表指标单位2015年1季度2015年2季度2015年上半年2014年上半年同比启备变电量万kWh33.95177.8686211.818628.3248183.4938供顾桥电量万kWh51.0261.348112.368129.7488-17.3808线损电量万kWh91.28101.308192.588287.0472-94.4592省调考核万kWh0.39128.667129.0570.37128.687

2.5.2分析（1）2015年上半年省调考核电量129.057万kWh，同比增加128.687万kWh。造成考核电量同比增加主要原因是4月份#2机组调试，调试期间各项考核指标均有不同程度考核，其中机组可靠性中机组启停管理单项考核电量就有115.79万kWh。另外上半年AGC考核电量3.44万kWh，AVC考核电量3.51万kWh。造成AGC考核主要原因是一季度煤泥掺烧量大，煤泥燃烧滞后性较大，燃烧波动造成负荷跟带不及时，运行人员仍需进一步摸索煤泥对燃烧的影响。AVC考核主要受通讯影响，同时机组启停机过程中需注意及时按要求投退。（2）2015年上半年启备变购电电量211.8186万kWh，同比增加183.4938万kWh。主要是因为上半年#1机组调停两次，#2机组调停一次并进入大修周期，机组检修调试耗电量增大。另外机组启动过程中因设备、系统缺陷等造成启动时间长也一定程度上增加了启备变的耗电量，如#1机组的射油器出口喷嘴堵塞、#2机组的油枪出力不足等问题。（机组检修期间利用检修互带节约外购电量178.2KWh，降低厂用电0.32%）（3）2015年上半年供顾桥补给水变电量112.3680万kWh，同比变化不大。占综合厂用电率0.21%（4）2015年上半年220KV线路损耗电量192.5880kWh，同比下降94.4592万kWh。线损下降主要是因为上半年#1、#2机组分别调停，长时间是单线路运行。2.主要生产指标完成情况2.6辅机及公用系统耗电率分析2.6.1#1机组辅机耗电率统计表#1机组

15年一季度14年一季度15年上半年14年上半年半年同比一次风机1.31.051.271.10.17二次风机0.40.270.380.330.05引风机0.670.560.630.590.04给水泵1.532.081.52.07-0.57循泵0.520.570.770.70.07凝泵0.20.190.20.190.012.6.2#1机组辅机耗电率同比分析（1）#1机组高压辅机发电耗电比，给泵占1.5%，一次风机占1.27%，循泵机占0.77%。（2）锅炉辅机耗电率同比均上升，主要原因一是负荷低于去年同期，二是煤泥掺烧比例高于去年同期，三是上半年一季度空预器漏风严重，各风机电耗上升。（3）给泵电耗同比下降0.55%主要是去年同期B给泵未进行变频改造。（4）循泵电耗同比下降0.05%。同比下降主要是循环水温度比同期低，合理控制循泵变频出力达到节电效果，而去年因负荷高及天气温度较高，循泵基本处于满频运行。2.主要生产指标完成情况2.6辅机及公用系统耗电率分析2.6.3#2机组辅机耗电率统计表#1机组

15年一季度14年一季度15年上半年14年上半年半年同比一次风机1.131.081.211.150.06二次风机0.470.390.400.44-0.04引风机0.680.650.620.68-0.06给水泵2.021.991.781.99-0.21循泵0.490.610.870.750.12凝泵0.190.180.210.200.012.6.4#2机组辅机耗电率同比分析（1）#2机组高压辅机发电耗电比，给泵占1.78%，一次风机占1.21%，循泵机占0.87%。（2）锅炉辅机耗电率同比一次风机略有上升，二次风机及引风机略有下降，主要原因一是负荷低于去年同期，二是去年同期#2机组省调调停三次机组启停耗电量高，三是去年#2炉空预器漏风严重，并利用调停进行了最下两层空预器的更换，漏风导致各风机电耗上升。（3）给泵电耗同比下降0.21%主要是此次A修对给泵进行变频改造。6月份单月给泵耗电率下降0.47%。（4）循泵电耗同比上升0.12%。同比上升主要是#2机组调试期间启停机次数多，且调试期间发电量少而辅机保持正常运行时耗电量。另同比真空提高0.14KP的情况下。2.主要生产指标完成情况2.6辅机及公用系统耗电率分析2.6.5公用系统耗电率统计表公用系统（15年上半年）电量万kWh(15年1季度)电耗率%(14年1季度)电耗率%(15年上半年)电耗率%(15年上半年)

电耗率%上半年同比公用变46.2470.060.050.090.080.01化水水工变92.87610.150.120.170.140.03空压机283.52240.50.350.520.360.16厂前区变19.65990.040.030.040.030.01输煤变23.18890.050.040.040.040.00补给水变34.64230.060.050.060.050.01煤泥50.1130.10.080.090.080.01低厂变205.71770.370.340.380.330.05除尘变133.36660.230.360.250.37-0.12低备变139.1510.0100.2600.262.主要生产指标完成情况2.6辅机及公用系统耗电率分析2.6.6公用系统耗电率分析（1）2015年上半年公用系统发电耗电比，空压机组占0.52%，低压厂变占0.38%，低备变占0.26%，除尘变占0.25%。（2）同比分析变化较大的是空压机、除尘变和低备变，其中空压机耗电率同比上升0.15%,主要原因一是今年一季度大比例掺烧煤泥，飞灰量增大，输灰次数增加用气量增大；二是重视环保指标控制，增加石灰石吹堵次数；三是#2机组大修，水冷壁喷涂长时间需要五台空压机运行，造成空压机电耗上升。除尘变耗电率同比下降0.13%，主要是去年同期除尘变未进行高频改造。低备变电耗率同比上升0.26%，主要是#2机组调试期间耗电量大。（3）除空压机外,其它各变压器耗电率同比也有小幅上升,主要是受负荷影响,今年上半年平均在线负荷低于去年同期，变化在正常变化内。另煤泥变同比上升0.01%,主要是煤泥掺烧比例大于去年同期。水工变同比上升0.03%,低厂变同比上升0.05%,主要原因是今年上半年机组启停次数多,造成公用系统耗电率上升。3.主要运行参数及耗差分析3.1#1机组运行参数及耗差分析3.1.1#1机组运行参数统计表#1机组2015年第1季度2014年第1季度2015年上半年2014年上半年上半年同比平均负荷（MW）95.76100.3596.7698.7-1.94主蒸汽压力（MPa）8.579.178.699.01-0.32主蒸汽温度（℃）535.5535.25535.42534.31.12再热汽温度（℃）535.4535.23535.4534.950.45给水温度（℃）228.57227.67229.29226.882.41真空（KPa）97.4796.9396.0996.14-0.05汽耗（Kg∕kWh）3.0333.093.050.04凝汽器端差（℃）5.054.054.754.390.36补水率（％）2.932.662.522.72-0.2平均床温（℃）828.27844.3827.17834.48-7.31排烟温度（℃）144.03148.3151.27148.213.06灰可燃物（％）2.282.872.583.07-0.49渣可燃物（％）4.094.124.54.390.113.主要运行参数及耗差分析3.1#1机组运行参数及耗差分析3.1.2#1机组耗差分析（1）2015年上半年影响#1机组发电煤耗主要参数为排烟温度、真空、再热器减温水流量。其它各参数对发电煤耗影响较小。（2）排烟温度控制方面，增加吹灰次数及根据负荷变化及煤泥掺烧情况合理安排吹灰时间，降低排烟温度，减少排烟热损失。并考虑增加低温省煤器或增加辅助吹灰系统等，彻底解决排烟损失。（3）真空控制，严格执行真空严密性试验，确保真空运行优良；定期对真空系统及设备进行维护；根据负荷及气温等情况合理调整循泵运行方式。（4）再热器减温水控制，在壁温、汽温不超温的前提下合理使用减温水量；优化再热器减温水控制方式，目前再热器减温水自动同时控制A/B侧再热器汽温，不方便调整且造成减温水浪费，建议增加一套电动门及调门，使A/B侧可以根据汽温变化分开调整；加强对减温水系统阀门的维护和检修力度，解决减温水系统阀门内漏问题。3.主要运行参数及耗差分析3.2#2机组运行参数及耗差分析3.2.1#2机组运行参数统计表#2机组2015年第1季度2014年第1季度2015年上半年2014年上半年上半年同比平均负荷（MW）95.45100.9196.4998.24-1.75主蒸汽压（Mpa）8.679.238.269.07-0.81主蒸汽温度（℃）535.25536535534.950.05再热汽温度（℃）534.98535.7534.99534.980.01给水温度（℃）229.41232.33228.77232-3.23真空（Kpa）97.3596.8495.9295.780.14汽耗（Kg∕kWh）2.912.932.962.960凝汽器端差（℃）5.265.784.995.21-0.22补水率（％）2.572.012.081.840.24平均床温（℃）833.1857835.88853.38-17.5排烟温度（℃）145.6136.6145.8148.39-2.59灰可燃物（％）2.062.912.672.96-0.29渣可燃物（％）4.564.363.874.67-0.83.主要运行参数及耗差分析3.2#2机组运行参数及耗差分析3.2.2#2机组耗差分析（1）2015年上半年影响#2机组发电煤耗主要参数为排烟温度、真空、再热器减温水流量。其它各参数对发电煤耗影响较小。（2）通过两台机组对比分析可见，影响我厂发电煤耗上升的几项重要因素并非运行调整原因，抛开计算上的误差，主要还是机组设计及运行方式变化造成的。需从技改的角度考虑解决办法。（3）#2机组运行中不仅存在排烟温度高问题，一直存在通过给煤机计算煤耗较#1炉偏大的问题，是否#2炉分离器存在分离效率差有待认真分析，若分离器效率低则造成煤耗上升，排烟温度高及输灰量大的问题。可在两台机组运行负荷及煤泥掺烧比例较接近的月度进行灰量的对比分析。（4）6月份#2机组真空系统严密试验结果（0.22KPa/min）分析#2机组大修后真空系统严密性略好于修前（0.29KPa/min），但仍未达到大修标准0.2KPa/min。需联系施工单位检查真空系统。

4.石灰石耗量及环保参数分析石灰石耗量1月2月3月4月5月6月2015年上半年2014年上半年同比发电量万Kwh125726143774977547461128325451171886.9-17375.9石灰石子吨2856110816471748127019701059911309-710石灰石粉吨70044046716041074029175232394含钙量%91.691.391.29191.191.191.2290.70.52燃料含硫量%0.50790.370.370.380.390.40.40.280.12单位石灰石耗量g/kwh28.2825.227.5824.622.521.1224.8815.69.28钙硫比Ca/S2.713.513.233.163.012.813.072.880.19#1机组1月2月3月4月5月6月2015年上半年2014年上半年同比烟尘平均值（mg/m3）27.222.9923.622.920.7224.0223.5729.38-5.81SO2平均值（mg/m3）103.268.861.454.762.5165.1369.2996.37-27.08NOX平均值（mg/m3）99.175.27987.265.5360.6977.7950.2827.51#2机组1月2月3月4月5月6月2015年上半年2014年上半年同比烟尘平均值（mg/m3）24.322.4

19.12221.9527.84-5.89SO2平均值（mg/m3）113.592.7

48.351.576.5101.93-25.43NOX平均值（mg/m3）9268.7

60.36772109.93-37.934.12015年上半年石灰石耗量及环保参数统计4.石灰石耗量及环保参数分析4.22015年上半年石灰石耗量分析（1）2015年上半年石灰石总耗量13516吨，在发电量同比减少1.74亿度的情况下，同比1684吨。其中石灰石子耗量10599吨，同比减少710吨，石灰石粉耗量2917吨，同比增加2394吨。石灰石耗量的增加特别是石灰石粉量的增加，主要是今年的考核标准严格，控制SO2瞬时超标所至。（2）上半年各月份石灰石用量基本与当月的发电量变化趋势时对应的，其中4月份对石灰石自动进行改造后，石灰石粉用量明显下降，但后期因系统阀门频发故障出现自动效果差及内漏等问题，造成石灰石粉耗量增加。发电部需对石灰石自动调节系统进一步的摸索，达到既不出现超标问题又能节约石灰石粉用量的效果。设备部需加强对石灰石系统的维护，确保能够自动调节正常。（3）上半年钙硫比及单位石灰石耗量同比均上升，主要是因为环保考核标准不同与去年同期，另外上半年燃料含硫量同比增大，发电量同比降低4.石灰石耗量及环保参数分析4.22015年上半年环保参数分析（1）2015年上半年两台机组环保指标控制较好，因环保参数造成的考核电量将明显低于去年同期。各项环保参数同比大幅降低，主要环保考核标准发生变化。（2）环保参数控制需加强对SO2的瞬时超标控制，发电部要对负荷、煤泥料位、氧量等参数变化引起的环保数据变化认真总结，做到调整有提前量，提前控制，又要做到避免过调，造成石灰石的浪费。（3）加强机组启停期间环保参数的控制，机组启停期间燃烧不稳定，各项运行参数波动大，极易造成环保数据超标。发电部要掌握机组启停过程中环保参数变化规律，及时调整。另外机组启停期间设备管理部及生技部也需积极协助发电部对环保参数的控制。（4）上半年因环保设施造成的环保数据异常较多，下一步工作中，设备管理部需加强对环保设施的维护。（5）安全生产技术部要定期联系电科院对我厂环保数据进行校对，确保上传环保数据准确无误。5.化学用品及经济指标分析统计项目2015年一季度2014年一季度2015年上半年2014年上半年同比发电量（万KWh）26464356445428471887-17603盐酸（t）645086788烧碱（t）362750455聚合氯化铝（t）1618.23338-5阻垢剂（t）17.722.83646-10杀菌剂（t）7121522-7河下来水（t）88157098030618773792165767-288388除盐水（t）6109367585105913115276-9363#1机汽水合格率（t）1001001001000#2机汽水合格率（t）10010010010005.12015年上半年化学用品用量统计5.22015年上半年化学用品用量分析（1）2015年上半年两台机组原水用量及除盐水用量同比降低，主要是同比发电量减少。酸、碱用量同比增加，主要是上半年水质较去年同期差。（2）原水、除盐水、酸、碱单位用量同比均增大，主要是#2机组调试期间耗量大，而发电量少。（3）聚合氯化铝、阻垢剂、杀菌剂等化学药品用量同比降低，主要是发电量同比减少。（4）上半年汽水合格率保持100%。（5）#2机组A修进行化学监督检查，整体情况较好。但对汽轮机末级叶片检查水蚀严重，对汽包、除氧器内部检查有积水且有停用腐蚀现象。针对以上问题，在机组启动时需注意对气温的控制，机组停用时需做好机炉保养工作。消耗品2015年一季度2014年一季度2015年上半年2014年上半年同比盐酸（Kg/百万kWh）24114015810850烧碱（Kg/百万kWh下来水（t/百万kWh）3331275034583012446制除盐水（t/百万kWh）23018919516035化学用品消耗统计表

化学用品单位产品消耗统计表

6.机组对标管理7.上半年主要经济技术措施7.1#1炉空预器换管#1炉B侧空预器漏风严重，元月初一次风机电流为62A左右，1月23日停炉前一次风机的电流为70A左右，尾部烟道烟气中氧量上升约2%左右。停炉后检查#1炉空预器无大面积积灰现象，#1炉A侧空预器管5、6层磨损比较严重，3、4层腐蚀比较严重，B侧5、6层空预器管磨损比较严重，部分管已磨通，3、4层管腐蚀较严重，部分管已腐蚀断裂，A、B侧7、8层空预器管相对较好。小修更换#1炉A、B侧3、4、5、6层空预器管。现运行一次风机电流55A左右；二次风机、引风机电耗也明显下降。7.2#2机组通流间隙改造2号机组大修期间对汽封进行了改造，100道叶顶汽封、29道隔板汽封、10道过桥汽封、23道轴封全部进行了更换。2号机组于5月25日并网投入连续稳定运行，6月17日，安徽省电科院来厂进行了大修后效率试验。VWO工况下高压缸通流效率为79.97%，中压缸通流效率为93.69%。相比大修前，略有提高，汽轮机通流状况有所改善。VWO工况和90MW负荷工况经过参数修正后的热耗率分别为8244kJ/(kW·h)和8416kJ/(kW·h)，相比大修前下降明显，机组热力性能得到显著提高。

7.3#2机组冷水塔填料更换根据2号机组冷却塔运行现状，两台机组相同工况下，比#1机组循环水温低约1.5℃，填料严重结垢，部分喷溅装置堵塞，面积约500m²左右，个别托架断裂，喷溅装置、填料脱落。我厂在2号机组本次大修中对冷却塔填料全部更换，配水管、喷溅装置全部清理疏通，损坏喷溅装置、托架更换。2号机冷却塔改造后，出塔水温下降约1℃

7.4#2机组给水泵组变频改造在#1机组给水泵变频改造的基础上，#2机组采用了变频一拖二的接线方式，即在原给水泵组系统不变的情况下，增加一台与给水泵电动机配套的高压变频器实现给水泵的变频调速。一台变频装置带两台电机，变频器可以分别带任一给水泵电机变频运行，另外一台给水泵电机工频运行。给水泵实现变频一拖二的办法是,从给水泵断路器负荷侧与变频器电源侧配置两个隔离开关，变频器输出侧配置两个隔离开关，分别与给水泵电动机输入端工频并接，实现通过切换的变频一拖二运行方式。既便于给水泵的定期切换运行，又便于互相备用。正常运行方式为变频调速泵运行，两台泵可定期自动切换变频调速运行。改造后厂用电率下降达到0.5%左右。7.5#2炉空预器管更换

此次大修对#2炉A、B侧第3层至第8层空预器管子进行了更换，总共为31164根，其中将原规格为1-1/4inch的Q215-A管子更换为1-1/4inch的09CuPCrNi-A耐腐蚀考登管，共2544根；将原规格为Ф40×1.5mm的Q215-A管子更换为Ф40×1.5mm的09CuPCrNi-A耐腐蚀考登管，共28620根。从更换下来的管道损坏情况来看，靠近下部主要为低温腐蚀，上面两层为磨损导致部分管道泄漏。

8.影响上半年安全经济运行的主要因素分析8.1#1炉空预器漏风#1炉B侧空预器漏风严重，月初一次风机电流为62A左右，1月23日停炉前一次风机的电流为70A左右，尾部烟道烟气中氧量上升约2%左右。停炉后检查#1炉空预器无大面积积灰现象，#1炉A侧空预器管5、6层磨损比较严重，3、4层腐蚀比较严重，B侧5、6层空预器管磨损比较严重，部分管已磨通，3、4层管腐蚀较严重，部分管已腐蚀断裂，A、B侧7、8层空预器管相对较好，此次小修更换#1炉A、B侧3、4、5、6层空预器管。8.2#2炉省煤器泄漏2月8日#2炉省煤器B侧出口烟温降至80℃，排除测点故障后，通过对补水量、