1、运行对标分析会 国电双鸭山发电公司对标运行分析月报（2013年7月份）国电双鸭山发电有限公司 2013年8月6日生产各对标工作组对标分析报告1、汽机对标工作组（一）主要影响指标的事件(缺陷)及影响程度分析：序号事件名称简要情况说明及处理过程影响程度分析专责单位1. #2机#1凝汽器收球率低20%。等待配件（10日30日）#1凝汽器循环水出、入口电动门传动机构故障，措施做不下来，造成胶球投不上，影响凝汽器换热。汽机分场2. #6机组#3高加泄漏高加管束渗漏1根，管束焊口一处有裂纹。（10日-15日）每天影响煤耗8克汽机分场（二）影响指标因素1. #2机#1凝汽器收球率低20%。是收球网入口管处堵
2、塞，胶球无法正常循环。2. #6机组#3高加泄漏，主要是高加设计使用管束材质不当，管束焊接焊条选择错误。（三）上月主要完成工作1. 对#1、#6机真空系统渗漏点检测治理，检修与运行共同配合进行治理。#1机真空严密性348Pa/min， #1机真空严密性100Pa/min， 2. #1机#1、#3给水泵工作、润滑油冷油器清扫3. #2机#1胶球网堵塞清理，使胶球收球率达到95%以上 。4. 更换#5机#1胶球泵出口门，使胶球系统正常投入运行。（四）下月主要计划工作1. #5机真空系统渗漏点检测治理，检修与运行共同配合进行治理，当负荷允许时，做严密性试验，检验治理效果。2. 利用#1机停机时间，对
3、真空系统渗漏点和内漏阀门进行治理。3. 统计水源井电流低水泵，并逐台更换电流低于130A的水泵。4. 利用#1机停机时间，进行#1水塔溅水管疏通，溅水碟更换，清理污泥。5. #2机真空系统渗漏点检测治理，检修与运行共同配合进行治理，当负荷允许时，做严密性试验，检验治理效果。2、锅炉对标工作组对标分析：（一）7月份主要影响指标的事件(缺陷)及影响程度分析： 序号事件名称简要情况说明及处理过程影响程度分析专责单位18日、19日#1炉#2排粉机找动平衡。8日10:30-9日1:00#1炉#2排粉机找动平衡。影响再热汽温。锅炉分场210日#2引风机清灰；11日#1、#2引风机叶片清灰；22日#2引风机
4、清理叶片积灰。1:00-5:00#2磨煤机乙电机端瓦检修，停止#2排粉机运行。22:00-1:00#2引风机清灰。影响主汽温度，影响再热温度。锅炉分场3#6炉右侧再热主管路漏汽锅炉分场45A一次风机找动平衡耗油5吨锅炉分场56B一次风机消缺耗油22吨锅炉分场（二）7月份主要指标异常分析：1. #5炉再热汽温同比降低10.14，主要原因：本月1-7日#5炉单套引 、送风机运行，总风量在1300吨/小时，300MW时氧量低于3%，再热换热不足，温度在540,故#5炉再热温度低；环比升高4.24，7月7日后#5炉恢复双套引 、送风机运行。2. #5、6炉锅炉飞灰同比降低1.67%、2.18%，主要原
5、因：去年7月份无烟煤掺烧1：1 ，飞灰含碳量在2.54.5%，今年在#5、6炉中排C、F磨煤机掺烧无烟煤，掺烧比例3：1，飞灰在1.2-1.76%。（三）7月份主要完成工作：3. 5B密封风机更换对轮，拆除入口滤网。单台运行电流达到217.3A，通过关磨煤机下架体密封密封风门至50%，可以实现单台密封风机运行。（四）8月份主要工作计划：1. #1炉停炉烟风系统漏风治理。成立漏风检查小组，针对#1炉漏风存在的问题进行检查治理。2. #1炉烟道、引风机叶轮积灰清理。3. #1炉内漏阀门治理：再热器右冷主安全门、定排二次门、省煤器放水一、二次门内漏。4. 针对#1炉分离器效率低，停炉检查，收集资料，
6、找相关单位进行改造。5. 5A密封风机入口滤网拆除。3.电气对标工作组一、600MW机组电气对标工作组对标分析：（一）本月份主要影响指标的事件(缺陷)及影响程度分析：序号事件名称简要情况说明及处理过程影响程度分析专责单位16A凝结水泵电机上轴承检修7月12日，14:37 6A凝结水泵电机上轴承温度高，倒6B凝结水泵运行，7月13日12:07 检修开票处理，12:50处理完毕，启动6A凝结水泵，停止6B凝结水泵。影响电耗29000KWH电气工区26B送风机A5模块驱动故障切工频7月29日 13:22 6B送风机A5模块驱动故障切工频，15:35 A5模块更换完毕。影响电耗1551KWH电气工区（
7、二）本月份开展对标工作的主要举措及成效：1、2013年7月份电平衡统计：（1）三期全厂电平衡统计电能损耗率：sh=W损耗/W输入*100%=49750/17526000*100%=0.29%全厂电平衡分析：电能损耗为0.29%，比上月降低0.03%，主要原因是本月#5、#6机负荷率较高。（2）#5机电平衡统计因本月5A、5B汽前泵电能计量板故障，#5机电平衡未统计（3）#6机电平衡统计 #6机电平衡分析：#6机不平衡率为-0.54%，比上月升高0.13%，不平衡率的波动主要是脱硫电量人工抄表时引起的误差。2、非生产用电情况：1、家属线本月耗电电量548928 KWH。2、本月脱硫耗电量4238
8、387 KWH。3、脱硝施工耗电7639 KWH二、200MW机组电气对标工作组对标分析：（一）七月份主要影响指标的事件(缺陷)及影响程度分析：原因分析：2013年七月份（#1炉引风机一台工频、一台变频运行30天）耗电量100.24万KWH，比上月（两台引风变频运行25天）耗电量82.8840万KWH高出17.356万KWH，比去年七月份（两台引风变频运行17天）57.132万KWH高出43.108万KWH。（二）七月份开展对标工作的主要举措及成效：七月份#1机组电量损耗45.09395与上月43.31685万KWH（都运行一个月）基本持平。#2机组电量损耗29.7675万KWH比上月4.78
9、86万KWH增加了24.9789万KWH，分析原因#2机本月运行27天，上月运行5天。一、二期机组损耗14.3616万KWH与上月-1.5978万KWH相比均变化不大。（五）下月对标的工作计划及完成的标准：1、做好脱硝施工电量的统计工作。上月领导安排工作：1、 统计#1炉引风机变频器一工一备运行方式的节能分析。2、 #1炉#2给水泵电机振动准备重新请专家调试。3、 卸煤沟电缆沟积水打联络单建渗水井。4. 热工对标工作组5. 化学对标工作组：5.1上月份重点工作和运行分析会提出问题完成情况：无5.2节能对标管理分析5.2.1全厂汽水合格率、酸、碱耗及全厂各种用水比较：项目07月06月比较单位一期
10、汽水合格率99.4099.100.30%三期汽水合格率99.6099.050.55%酸耗60.1060.20-0.10g/mol碱耗53.1053.20-0.10g/mol精处理自用水51005710-610t单元及混床再生用水180018000t全厂除盐水补水总量334732310410369t一期单台机组每小时补水量15.7513.162.59（环比）t/h去年同期一期单台机组每小时补水量17.34-1.59同比）t/h三期单台机组每小时补水量8.558.150.4（环比）t/h去年同期三期单台机组每小时补水量11.28-2.73（同比）t/h全厂工业水补水总量20066591758661
11、247998t全厂机组补氢总量23602769-409m3耗水指标0.730.82-0.09m3/(sGW)5.2.2一、三期汽水合格率为99.40%和99.60%，凝结水溶解氧合格率增加。5.2.3本月全厂除盐水补水量为33473吨，与上月相比增加了10369吨，一期除盐水较上月用量增加了9794吨，主要原因是一期机组运行天数较上月增加20天；三期除盐水较上月用量增加了575吨，主要原因是本月单台机组每小时补水量较上个月增加所致。5.2.4 本月全厂机组补氢总量2360m3，与上个月相比减少了409m3，本月一期机组补氢量较上月增加了242m3，原因是#2机本月运行了26天，而上月运行了7天
12、，三期机组本月补氢量较上个月减少了651m3,原因是上月#5机排补量相对较大。 5.5 下月节能对标重点工作：5.5.1 监督暖气优化方案实施，减少采暖用量。5.5.2合理调整前置过滤器运行方式，降低反洗除盐水用水量。5.5.3 继续优化大井、工业水泵的运行方式，降低厂用电率。6.燃料专业汇报：6.1 7月份节能工作完成情况6.1.1回收三期杂物机处石子煤129吨。6.1.2回收一期沉淀池及污水泵坑煤泥15吨，三期拉紧间积煤5吨。6.1.3 本月非生产用能完成情况：（1）完成输煤三期五段栈桥采暖汽片的隔断，计18组。（2）完成一段采暖回水改造。（3）完成输煤三期七段值班室采暖改造.6.2 7月
13、份指标完成情况及分析指标名称单位完成值上月输煤单耗（200MW）KWH/T0.931.33输煤单耗（600MW）2.932.7掺烧经济煤种吨(哈铁褐煤)00吨(煤泥)1329313342吨（宝清褐煤）0 0吨(无烟)25585136926.2.1返煤影响：7月份返煤34500吨，上月份返煤34200吨。6.2.2设备影响掺烧量：本月因斗轮机检修影响煤泥掺烧约700吨。6.3 下月节能重点工作：6.3.1回收一二、三期沉淀池及拉紧间煤泥。6.3.2加强设备的巡回检查，减少设备的漏水、漏煤现象。6.3.3回收三期杂物机石子煤处。6.3.4非生产用能工作：计划完成三期输煤现场疏水回水泵更换。7、脱硫
14、对标工作组7.1主要影响指标的事件(缺陷)及影响程度分析： 序号事件名称简要情况说明及处理过程影响程度分析专责单位#5FGD运行1#5-3循环泵机械腰瓦温度高7月17日13.30分循环泵机械腰瓦温度73度，立即倒备用泵运行，19日轴承更换完毕后，启动正常，24日17.15分机械腰瓦温度高，停止运行，轴承备件未到，至今等备件更换。影响电耗3128 kwh。脱硫运行专业2#1工艺水泵电流大基于1号工艺水泵带两塔运行电流62A，二级下八除雾器冲洗水门内漏，冲洗水压力0.04MPA、二级上七电动门内漏，压力0.05MPA，电流冲洗时候达到89A，待停机处理。影响水耗998立方米。影响电耗1058kwh
15、脱硫运行专业#6FGD运行1#6-3循环泵电机腰瓦异音（倒泵试转）7月12日，检查发现#6-3循环泵电机腰瓦异音大，停止发现转子挡圈磨轴，倒#6-1循环泵运行（需要返厂处理）。影响电耗5625kwh脱硫运行专业2#6-1循环泵减速机轴向振动大0.67mm。7月27日19.11分#6-1循环泵减速机轴向振动大0.67mm紧急停止，经过处理恢复正常。（试转影响电量）影响电耗1875kwh脱硫运行专业7.2主要指标异常分析：1. 电耗增加11686kwh。2. 水耗增加998立方米。7.3 主要完成工作：4. 将所有空调温度控制承受温度或者停止，运行后设备就地控制柜停电，控制电耗增加。5. 轴流风机
16、根据天气温度情况适当停止，只长期投入PC段轴流风机。6. 加浆泵一台运行，改造加装联络管，在试运行阶段，控制加浆量及供浆调整门开度，监控PH值，跟踪自动供浆情况，预计一个月节电26640kwh。7. 继续将事故浆液罐地坑液位巡视到位，间断性停止地坑搅拌器，控制电耗增加。8. 工艺水泵一台运行比较稳定，月节电大约54000 kwh.7.4 下月主要工作计划：6. 7月份两塔运行，坚决控制吸收塔浆液密度至1085-1120千克每立方米，合理安排脱水时间，增加脱水时间，控制真空泵电流，调整真空泵密封水流量，降低循环泵电流，节省电耗。7. 继续跟踪FGD区域内所有照明，合理安排投停时间。8. 加大石灰
17、石品质跟踪，不合格石灰石不给于卸料，控制浆液中氯离子及硫酸镁含量，避免设备腐蚀磨损，在额定电流下运行。9. 做好定期工作及轮换，每周一定期加补钢球。10. 继续严密监视循环浆液泵电流，出入口压力，根据塔密度，脱水情况，周一白班全面化验浆液数值，分析参数变化，及时做出运行调整11. 如果石灰石料湿，7月份下雨比较频繁，石灰石品质合格情况下，卸料时候，卸料间除尘器及仓顶除尘器，以及根据倒料情况，料仓料位允许下，埋刮板输送机不参与运行，节省电耗。12. 根据滤饼厚度，实验一条皮带脱两塔，按照时间及液位做好记录，以备作为实验依据。13. 8月份天气早晚温差大，根据实际情况合理调整FGD运行工况，将节能
18、降耗争取在上一个新的台阶。8、经济煤种掺烧对标组一、计划情况：7月份经济煤种掺烧计划5万吨：煤泥2.5万吨，无烟煤2.5万吨。二、完成情况：实际完成掺烧经济煤种3.8878万吨，其中掺烧煤泥1.3293万吨，掺烧无烟煤2.5585万吨，掺烧双兴汽运煤0.87万吨，未完成掺烧计划。三、对标分析：7月份掺烧煤泥与6月份相比，环比降低0.0049吨，主要因为7月份雨天较多，煤泥湿影响煤泥掺烧量。去年7月份完成1.506万吨，同比降低0.1767万吨，主要原因是今年7月份比去年7月份雨天多影响了煤泥掺烧量；7月份掺烧无烟煤与6月份环比升高1.1893万吨，主要因为7月份发电负荷高，在高负荷掺烧高质无烟
19、煤、低负荷掺烧低质无烟煤，增加了无烟煤的掺烧量。四、存在的问题：1、大型转机消缺影响经济煤种掺烧量：锅炉检修#1炉#1、2引风机缺陷各1次，#1炉#1、2排粉机检修各1次，电气检修#1炉#1、2磨煤机各1次，影响煤泥掺烧1200吨。电气工区检修5A、5B引风机电机，锅炉工区检修6B一次风机，影响无烟煤掺烧5500吨。2、因天气原因影响煤泥掺烧量约10000吨。五、下月掺烧计划：1、8月份计划掺烧煤泥1.25万吨，无烟煤2.5万吨。六、预控措施：1、督促检修公司提高煤泥晾晒质量，及时苫盖、晾晒、倒垛。2、提高三期掺烧无烟煤量。3、各分场加强设备维护，积极沟通协调，建议大型转机消缺在不影响安全前提
20、下同时进行，尽量不要因为设备消缺影响掺烧。9.发电对标工作组：9.发电对标工作组：9.1上月对标会安排的工作完成情况：9.1.1三期单台机组工业水平衡试验正在进行9.1.2 Sis系统指标测点坏点统计分析9.1.2.1 7月10日后夜，#5机退一次风机，强制给水流量，SIS各项指标不准。9.1.2.2 7月11日全天、12日全天，#6机SIS数据库硬盘坏，各转机单耗不准。9.1.2.3 7月15日白班，#6机退一次风机，强制给水流量，SIS各项指标不准。9.1.3 真空严密性试验操作标准规范制定完成9.1.4 锅炉漏风试验#1、#2、#6炉已完成9.1.5 影响指标的缺陷告知检修（长期）9.2
21、 发电部对标组8月重点工作:9.2.1做好启停机耗能统计分析，细化机组启动节水、节电、节煤、节油工作。9.2.2做好无烟煤、煤泥掺烧时的燃烧调整，优化运行参数及原煤斗挂壁处理工作。9.2.3热试组做好相关热力试验工作。主要经济指标对标分析一、主要指标完成情况分析(内部资料)1、供电耗率本月供电煤耗完成325.002克/千瓦时，其中600MW完成310.22g/kwh，同比升高1.4g/kwh（原煤斗煤量变化影响-1.5g，脱硫升高煤耗+2.6g，负荷率降低6.03%影响煤耗+1.8g，无烟掺烧影响飞灰同比降低0.68%影响煤耗-1.4g）；200MW完成363.83g/kwh，同比降低降低5.
22、07g/kwh（厂用电率同比降低1.01%影响-4.1g，同期机组启停各一次）。一季度供电煤耗完成324.1克/千瓦时，同比升高1.91克/千瓦时。其中600MW完成310.8g/kwh，同比升高1.5g/kwh；200MW完成360.3g/kwh，同比降低5.8g/kwh。2、生产厂用电率本月厂用电率全厂完成6.45%，同比升高0.96个百分点。本月600MW完成5.47%，同比升高1.04个百分点；200MW完成8.54%，同比降低1.43个百分点。累计厂用电率全厂完成6.47%,同比升高0.79个百分点。其中600MW完成5.47%，同比升高1.0个百分点；200MW完成9.06%，同比
23、降低0.68个百分点。3、耗油：本月耗油37吨（另外推土机等上报13吨），同比降低55吨。本月启停机0次；消缺33吨（#5A、#6B一次风机故障消缺、#5B引风机更换轴承、6A引风机静叶故障），200MW机组未发生耗油，但排粉机及磨煤机消缺参数较多，机组消缺较频繁设备可靠稳定性经受考验；煤质湿粘堵塞磨煤机入口管处理稳燃耗油4吨。累计耗油232吨（另外推土机等上报141吨），实际同比降低14吨。启停机20次耗油44吨（同期启停机23次耗油83吨），本期启停节油2.2吨/次，同比减少1.4吨/次；本期稳燃耗油119吨，同比减少26吨，配煤掺烧和防堵管理仍有节油潜力；消缺耗油69吨同比增加51吨，其
24、中5A.6B一次风机消缺5次耗油48吨，还需加强隐患排查和预防性消缺治理。4、对标分析：2013年7月份对标分析序号考核项目单位机组双鸭山公司康平鹤岗庄河与康平差值本期 同期上月本期 本期 本期 1 运行小时h#5机744.0743.0692.78744 735 744 #6机744.0744.0720.0744 744 全厂1488 1487 1413 1488 735 1488 2 利用小时数h全厂454.6 501.5 419.5 538.2 457.3 5309.3 3 发电量万kWh全厂54550 60184 50340 64588 27438 637120 4 入炉热值Mj/kg全
25、厂17.91 16.27 18.60 14.64 15.02 15.20 5 负荷率全厂61.10 67.46 59.39 72.34 62.21 71.36 -11.24 7 上报供电煤耗g/kwh全厂310.96 311.08 311.16 308.31 305.82 301.60 2.65 8 综合厂用全厂5.97 4.83 5.73 5.37 5.35 4.95 9发电厂用全厂5.66 4.51 5.32 4.88 4.95 4.38 0.78 10 主汽温度#5机569.69569.01565.70 569.67 565.65568.50 #6机570.3566.93564.70 5
26、68.77 567.80 全厂570.0 567.97 565.10 569.22 568.14 0.77 11 再热汽温#5机560.77569.01560.40 563.87 560.58565.80 #6机565.23566.93560.40 563.42 565.30 全厂563.0 567.97 560.40 563.64 565.54 -0.64 12 排烟温度#5机144.87148.07133.50 128.98 110.26137.90 #6机119.43122.08114.70 129.47 134.20 全厂132.2 135.07 123.30 129.23 136.0
27、1 13 冷风温度#5机21.724.2116.1 28.1 19.7623.9 #6机24.3225.6117.6 28.5 24.8 全厂23.0 24.9 16.9 28.3 24.4 14 排烟-冷风#5机123.2 123.9 117.4 100.9 90.5 114.0 #6机95.1 96.5 97.1 101.0 109.4 -5.9 全厂109.1 110.2 106.4 101.0 111.7 8.2 15 氧量#5机3.523.655.23 3.11 4.652.80 #6机4.253.625.36 2.83 3.50 全厂3.89 3.63 5.30 2.97 3.16
28、 0.92 16 飞灰可燃物#5机0.96 2.811.53 0.37 1.061.16 #6机1.013.021.27 0.24 0.88 全厂0.99 2.92 1.39 0.30 1.02 0.69 17 真空KPa#5机93.292.793.90 93.37 92.7694.20 #6机93.0592.5893.60 92.92 94.30 全厂93.13 92.64 93.70 93.15 94.25 -0.03 18 排汽温度#5机39.1639.0837.8240.5 36.1335.8 #6机38.5338.3937.2141.3 35.4 全厂38.8438.7437.4940.9 35.6 19 凝汽器端差#5机4.0 4.23.4 3.4 2.184.7 #6机3.9 4.33.8 2.8 2.9 全厂
