魏刚__1000MW超超临界机组经济运行工作探讨

1000MW超超临界机组经济运行工作探讨国投北疆发电厂2012年11月20日4主要开展的优化运行措施节能管理工作开展情况3公司概况1经济指标完成情况及影响因素2国投北疆两个细则的考核情况5非生产用能管理情况6目前影响机组经济运行的突出问题及应对策略7节能方面的应关注的一些问题8一、公司概况国投北疆发电厂坐落在天津市汉沽区，是集“发电—海水淡化—浓海水制盐—土地节约整理--废弃物资源再利用”为一体建设的大型系统工程，是我国首批循环经济示范工程。一期工程建设2×1000MW超超临界发电机组和20万吨/日海水淡化工程，发电设备三大主机均采用上海电气集团设备，分别于2009年9月和11月投产发电；海水淡化采用以色列IDE公司设备，前10万吨/日海水淡化2010年已经投产，后10万吨海水淡化正在调试中。公司概况公司概况二、经济指标完成情况及影响因素投产以来主要经济指标完成情况经济指标完成情况及影响因素年份发电煤耗供电煤耗发电厂用电率综合厂用电率平均负荷率发电耗油入厂入炉煤热值差发电综合水耗单位发电成本g/kwhg/kwh%%%tcal/gM3/MWH元/MWH2009年290.12307.645.697.1466.44485.61285.652010年279.82296.495.625.7271.73935.63117.000.3012286.402011年276.34290.864.995.1775.91292.4689.100.2915285.962012年276.69290.354.704.8973.0899.3800.2474283.17发电煤耗由投产初期的290.12g/kwh下降至目前的276.69g/kwh供电煤耗由投产初期的307.64g/kwh下降至目前的290.35g/kwh发电厂用电率由投产初期的5.69%下降至目前的4.7%综合厂用电率由投产初期的7.14%下降至目前的4.89%发电单位油耗由2009年的37.18吨/亿kwh，下降至2012年的1.82吨/亿kwh1、2009~2012年发供电煤耗经济指标完成情况及影响因素2009-2012年发电煤耗曲线2702752802852902952009201020112012时间（年）发电煤耗（g/kwh）发电煤耗（g/kwh）2012年热电厂算法发电煤耗（g/kwh）2009-2012年供电煤耗比较2802852902953003053102009201020112012年份供电煤耗（g/kwh）供电煤耗（g/kwh）2012年热电厂算法供电煤耗（g/kwh）2、2009~2012年发电厂用电率、综合厂用电率2009-2012年发电厂用电率和综合厂用电率比较3456782009201020112012时间厂用电率（%）发电厂用电率（%）综合厂用电率（%）①发电厂用电率不包括非生产用电和海水淡化制水用电；②2009年，非生产用电和海水淡化制水耗电占总发电比例较大，使用发电厂用电率和综合厂用电率差值较大；③自2009年机组投产以来，经过逐步开展的经济优化运行工作，开展小指标竞赛，发电厂用电率和综合厂用电率逐步下降。经济指标完成情况及影响因素①2009年发电油耗高主要原因为，总发电量少，机组单机运行，机组启停时，启动锅炉耗油较高。制粉系统故障率高，同时由于现场存煤较少，部分时段机组降出力至20%负荷运行，导致耗油量大；②2010年发电油耗高主要原因为：冬季受冻煤影响，给煤机频繁断煤，严重时只有一台给煤机下煤，导致助燃用油量大；③2010年后通过优化运行，加强设备治理，大油枪助燃时间逐年减少，机组耗油量逐年下降；④发电单位油耗由2009年的37.18吨/亿kwh，下降至2012年的1.82吨/亿kwh。3、2009~2012年发电油耗情况经济指标完成情况及影响因素2009-2012年发电耗油比较020040060080010002009201020112012年份发电油耗（t）发电油耗(t)4、2010~2012年入厂入炉煤热值差情况通过加强采制化管理、燃煤发运地监装，积极做好燃煤的“烧旧存新”工作，入厂入炉煤热值差逐步下降。特别是通过加强燃煤采制化管理，提高燃煤热值的准确性和精确性：①在入厂煤皮带上增加皮带中部采样装置，降低采样装置本身的系统误差，同时有效打击了入厂煤的分层、包芯、分装等一系列掺假做法；②优化入厂煤采制化系统的管理体制，将采样、制样、化验工作分割管理，降低人为风险，杜绝人为作弊的情况；③引入燃料管理信息系统，执行三级条码制度，屏蔽各环节信息，优化各环节的操作流程，确保入厂煤样品的安全；④成立专门的监控小组，建立采制化的监控系统，对入厂煤、入炉煤的采样、制样、化验执行全方位无死角的监控。经济指标完成情况及影响因素2010-2012年入厂入炉煤热值差比较020406080100120140201020112012年份（cal/g）入厂入炉煤热值差cal/g5、发电综合水耗2010-2012年，公司一直坚持开展水平衡管理工作，通过对全厂水的输入、输出及损失之间平衡关系的分析，查清了我厂用水状况，找出了节水潜力所在，制定了适合我厂的用水技术措施，确保了科学、合理的使用淡水，发电综合水耗成逐年下降趋势。经济指标完成情况及影响因素三、节能管理工作开展情况为保证节能工作取得实效，公司建立了以生产副总经理为首的三级节能技术监督网络，充分发挥各级节能组织的作用，按职责对各节能指标进行监督、分析和调整。为保证节能工作的正常开展，每月按期组织召开节能分析会，分析节能效果及存在问题，提出相应的改进措施；同时在分析会上根据机组的实际情况，制定当月的节能计划并落实到相应的责任人按期完成。下大力气将节能管理工作落实到运行、检修、维护和技改的全过程，力求达到设备运行最可靠、运行方式最合理、经济指标最先进。节能管理工作开展情况明确公司目标分解成重要指标具体细化控制指标具体操作层面部门管理层面公司层面控制分解落实支持保障控制控制节能管理工作开展情况主要节能文件1)《节能技术监督管理标准》2)《节能管理实施细则》3)《非生产用能管理办法》4)《节能奖惩管理办法》5)《生产用油考核办法》6)《小指标竞赛管理办法》7)《生产指标管理办法》8)《北疆电厂发电量竞赛管理办法》9)《北疆电厂节能手册》主要做法1)建立节能管理体系2)完善管理制度3)开展小指标竞赛，调动运行人员的调整积极性4)开展对标管理，开拓节能思路5)加强与电网沟通，积极争取电量6)定期召开月度节能运行分析会议7)加强设备可靠性管理8)开展燃煤掺配9)加强计量管理10）稳妥推进节能技改发电煤耗与机组负荷的对应关系厂用电率与机组负荷的对应关系四、主要开展的优化运行措施主要开展的优化运行措施工作优化运行调整取得的成效优化锅炉燃烧调整优化燃煤掺烧蒙煤掺烧比例提高至100%；热值由5250kcal/kg降至4800kcal/kg，节约燃料成本50元/吨滑压曲线优化调整降低机组煤耗0.2g/kWh，年节约标煤1900吨左右采用火花跟踪及间歇供电模式，降低厂用电率0.069%，同比节电30%，年节电340.97万元。优化电除尘的运行方式控制系统改为APEC3新型控制系统，同比每小时节电430KW，折合全年节电约6000MWhNOx降低69mg/Nm³、降低厂用电率0.067%、再热汽温度提高3℃、飞灰含碳量均值小于0.9%主要开展的优化运行措施工作优化运行调整取得的成效优化脱硫系统运行方式浆液循环泵和氧化风机电耗占厂用电比例同比分别降低0.028%和4.52%，石膏排出泵电耗同比下降50%实现低负荷单台凝泵运行两台机组每小时分别节省厂用电1012KW和920KW，减少550MW时厂用电的0.184%和0.167%优化6KV变压器运行方式降低变压器的空载损失，全年节电103.68MWh优化取水泵的运行方式每天定期对取水泵进行停运2h，年节电684MWh。锅炉吹灰运行方式优化吹灰频率减少一半，两台机年节约吹灰蒸汽消耗量达19800吨，折合标煤610吨主要开展的优化运行措施工作优化运行调整取得的成效开展给水加氧的运行方式单台机组节约氨水30吨/年、联氨30吨/年，酸碱消耗减少300吨/年，再生用除盐水消耗减少50000吨/年优化燃油系统的运行方式每个冬季节约800吨蒸汽消耗，每年节约喷淋冷却水32000吨采取热炉放水负压抽真空法保养锅炉减少机组启动耗除盐水量200吨左右，缩短机组启动时间30min，减少燃煤消耗30吨左右优化屋顶风机的运行方式全年可节电180MWh优化干排渣系统运行方式两台机组每小时节约3.6KWh，全年节电28.8MWh启动初期循环水由临机带除盐水直接向凝汽器、除氧器上水冲洗除氧器静压、汽前泵上水，不启电泵启动初期采用单侧风机的运行方式锅炉起压后及时投入#2高加优化汽轮机暖阀方式合理安排启机过程，做好启动的连贯性每次启动节省厂用电18000KWh每次启动节省厂用电3200KWh每次启动节省厂用电30000KWh每次启动节省厂用电30000KWh节省标煤30吨，增发电量30万KWh，减少临机用汽70吨左右冷态启动缩短暖阀时间1.5h，增发电量90万KWh；温态启机缩短暖阀时间1h，增发电量60万KWh冷态启动缩短启机2.5h，增发电量150万KWh；温态动缩短启机1.5h，增发电量90万KWh完善机组节能启停措施取得的成效优化机组滑停和快冷方案，缩短检修工期减少机组检修工期8天，增发电量约1.5亿KWh主要开展的优化运行措施工作以小型技改推动节能的前进机组投产后，根据设备的实际运行情况，公司进行了一些投资小、收益大的小型技改，如凝汽器抽真空管路改造，投资仅20余万，年节约标煤7000吨左右，电除尘控制系统改APEC3新型控制系统，年节电6000MWh。另外先后还进行了：密封风机增容改造、火焰电视冷却气源改造、#4供油泵、#1脱硫工艺水泵电机变频改造、循泵冷却水管路改造、轴加疏水改造、脱硫废水系统改造、空预器消防水管加隔离门、雨水泵冷却水管改造、生活污水地下管路改造等，这些小技改不仅取得了较大的经济效益，也提高了设备的可靠性。密封风机增容改造海淡疏水器改造凝汽器抽真空管路改造轴加疏水管路改造#4供油泵电机改变频#1脱硫工艺水泵电机改变频火焰电视冷却气源改造空预器消防水管加隔离门雨水泵冷却水管改造脱硫废水电除尘控制系统改造提高设备可靠性和能效生活污水地下管路改造循泵冷却水管改造主要开展的优化运行措施工作加强设备治理积极开展真空严密性治理积极开展设备消缺工作保温超温、阀门内漏及烟风道治理#1、2机组的真空严密性分别由240/550Pa/min下降至目前的167/148Pa/min缺陷发生由4000条/月降至1000条/月，主要缺陷由40条/月降至10条/月，大大提高了设备的可靠性累计处理保温超温1263㎡、处理内漏阀门172台、烟风道漏点116处，提供了机组效率也改善了现场的卫生环境磨煤机漏粉治理磨辊磨损寿命由3000h提高至8000h以上，动静环寿命由1年提高至3年，保证了磨煤机的长周期安全稳定运行完善辅助系统通过设备治理和小型技改，提高了机组运行的经济性和可靠性主要开展的优化运行措施工作五、两个细则的考核情况两个细则的考核情况自投产以来，针对华北电网开展的两个细则考核办法，北疆电厂组织力量，成立由副总工程师任组长的AGC优化调整攻关小组，积极开展工作，使考核与补偿净收入大大提高。我厂自投产来电网“两个细则”考核净收入图-1500-1000-5000500100015002009年2010年2011年2012年年份净收入（万元）2009年2010年2011年2012年两个细则的考核情况两个细则考核情况分析2009年和2010年由于我厂机组投产时间不长，设备和人员都处在磨合时期、基建调试时间短，调试效果不理想和对电网“两个细则”考核理解不够深。电网“两个细则”考核的费用净收入为-1576.56万元。2011年开始，我们从技术优化和管理细化两方面入手，认真分析设备系统状况制定优化措施，制定考核奖惩制度加强电网“两个细则”管理