热电部2014年节能达标工作总结

1热电部2014年节能达标管理总结2014年全年热电装置运行基本平稳，未发生非计划停工，安全向分公司装置供电供热，顺利完成#3、6炉脱硫改造及#3、4、5炉脱硝改造项目。指标方面受生产方式影响，供电、供热标煤耗、发电、供热厂用电率完成较不理想，通过精细调整、优化辅机匹配等努力，真空度、给泵单耗、制粉单耗、主汽温度、给水温度等关键经济技术指标完成较好。一、主装置运行情况。一月份，4#炉中修、3#机大修工作结束后，安排生产方式切换，为确保春节期间供电供热安全，生产方式为三炉四机；二月份，3#机2#高调门到气管温度测点套管破损泄漏检修结束后，为减少低效2#机运行时间，停役2#机，三台主力机组全力保证高负荷运行；三月份，化肥装置停检修，我部启动2#机，适时安排4#、5#机进行检修消缺，为后续连续高负荷生产创造条件；四月份，公司化肥装置开工，负荷大幅增加，调整锅炉运行方式，启动3#炉直供高压供热，4#机消缺工作结束，恢复3#、4#、5#机三台主力机组并列运行，减少低效2#机运行时间；五月份，未进行主装置启停操作；六月份，4#炉省煤器排管泄漏，安排为期两天的检修工作；七月份，#6炉脱硝改造结束，安排启动#6炉，停役#3炉；八月份，未进行主装置启停操作；九月份，#4机#3高调门仪表引压管泄漏停机检修与#3机高压缸查漏消缺停役检修期间启动#2机运行，#3炉脱硝改造结束启动后停役#4炉开展脱硝改造建设，十月、十一月份未进行主装置启停操作，十二月份完成4#炉脱硝改造整体启动调试。全年锅炉累计启动9次，停役9次，机组累计启动9次，停役7次。二、主要经营指标完成情况项目单位确保指标力争指标奋斗指标本月累计（一）专业指标1、Ⅰ非计划停炉次/台·年0.000.000.00002、Ⅰ非计划停机次/台·年≯10.000.00003、供电标煤耗(热电比克/千瓦≯≯≯342.39360.852≮88吉焦/万千瓦时)时330.00326.00324.004、供热标煤耗千克/吉焦≯38≯37.9≯37.838.3838.225、发电厂用电率%≯8.1≯8.05≯88.038.196、供热厂用电率千瓦时/吉焦≯7.3≯7.15≯7.17.697.237、供电现金操作费用元/千千瓦时≯60.0073.6269.508、供热现金操作费用元/吉焦≯5.88.257.379、耗燃料油量吨/月≯33≯25≯204112910、单位发电取水量立方米/兆瓦时≯3.8≯3.2≯33.813.5411、年吸电负荷超5万千瓦次数次≯2≯1≯01112、451线路无功电费损失万元/月≯10≯5≯0-2.13115.5213、2843线路购电功率因素-≯0.9≯0.96≯0.980.990.9914、热电部峰平段购电量万千瓦时/月≯300≯200≯1001121.2964106.256（二）装置指标锅炉装置1、Ⅰ类非计划停炉次/台·年000002、Ⅱ类非计划停炉(4小时）次/台·年≯100003、制粉单耗千瓦时/吨煤≯28≯27.5≯27.229.0926.234、风机单耗千瓦时/吨汽≯4.85≯4.70≯4.605.634.9835、飞灰可燃物%≯2.5≯2.45≯2.383.242.646、锅炉效率%≮92.00≮92.20≮92.5092.4392.67#3炉效率%≮92.00≮92.20≮92.5092.9592.73#4炉效率%≮92.00≮92.20≮92.5092.0892.47#5炉效率%≮92.00≮92.20≮92.5092.0492.7992.59#6炉效率%≮92.00≮92.20≮92.5093.19汽机装置1、Ⅰ类非计划停机次/台·年≯100002、真空度(6～10月)%≮92.8≮93≮93.596.5594.84(11～5月)%≮94.00≮94.5≮953、高加投入率%≮98.00≮99.00≮10099.6499.574、给泵单耗%≯5.60≯5.50≯5.405.405.26电气装置1、35KV母线电压合格率%≮99.001001001001001、供电标煤耗、供热标煤耗全年供电、供热标煤耗累计分别完成360.85克/千瓦时和38.22千克/吉焦，同比分别上升30.93克/千瓦时和0.46千克/吉焦。主要原因：（1）分公司主要装置蒸汽需求大幅减少，导致我部热电联产效应严重削弱。一是炼油新区自2013年9月份投产后经优化调整余热利用在本年3月份以后逐步达到设计水平，大量副产低压蒸汽并网，加上2013年二季度炼油新区吹扫蒸汽用量的影响，使热电专业2014年热经济性最好的低压供汽量同比减少了103.37万吨，降幅达64.91%；二是尿素装置根据总部退出的部署及整体物料平衡需要于2013年10月中旬关停，减少中压蒸汽用量约80t/h，加上煤气化空分单元实施中压蒸汽管线降压改造、循环水透平因老化停运，2014年中压汽量同比也减少了37.40万吨。（2）炼油新区投产后，分公司主要装置用电负荷增加约5万千瓦，纯凝发电比例上升幅度大，凝汽损失增加，效率下降。因电网峰平时段（每天17小时）购电成本为自发电变动成本的2倍以上，加上当前机组分别接入电网两个不同电4压等级系统存在的风险限制，经济、技术上均不允许大负荷从电网购电，全年发电量同比增加21654万千瓦时，在供热减少的情况下，新增发电量全部为纯凝方式所发电量，对应的煤耗超过400克/千瓦时。（3）由于脱硫脱硝实施顺序的影响，为保证安全供电供热，#4、#5锅炉长期运行无法消缺，锅炉尾部受热面积灰严重，整体排烟温度同比上升3.6℃，制约了锅炉效率。（4）6#、3#锅炉脱销改造分别于7月份和9月份投用，由于脱硝系统采取低氮分级燃烧技术，客观上造成煤炭燃尽程度下降，飞灰可燃物含量上升，对炉效造成制约。由于电热生产结构变化，我部热电比同比下降44.13吉焦/万千瓦时，尤其是热经济性最好的低压供热大幅下降64.91%，使供电标煤耗定额同比上升44.01克/千瓦时，是煤耗指标同比大幅上升、超总部下达目标的最主要原因。2、发电、供热厂用电率全年发电、供热厂用电率分别完成8.19%和7.23千瓦时/吉焦，同比分别上升了0.47个百分点和0.23千瓦时/吉焦。主要原因：（1）主蒸汽纯凝发电转换效率不到35%，而供热效率超过90%，由于供热减少、纯凝发电量大幅增加，锅炉同等蒸发量及辅机电耗对应的产出下降，造成单位电耗上升。（2）3、6#炉脱硝改造投用后，锅炉烟风阻力上升，为克服烟风阻力两台锅炉引风机均改型换大，风机耗电明显增加，全年风机单耗同比上升0.35千瓦时/吨。（3）3、6#炉简易脱硫无法满足新时段减排要求，新建了A套脱硫设施，脱硫用电增幅较大，燃料标煤脱硫电耗同比上升5.71千瓦时/吨。（4）结合主要厂用电指标分析制粉单耗累计完成26.23千克/吨汽，同比下降1.12千克/吨汽，主要原因：一是有效开展制粉单耗竞赛活动；二是充分利用绞笼优化制粉运行方式，启运出力较高的制粉系统，减少制粉系统启停次数；三是加强了对制粉系统现场管理，计划性检修及及时处理设备缺陷，确保制粉系统完好运行；四是加强了定期工作的监督落实，如对磨煤机添加钢球，消理木块、木屑分离器等定期工作检查，保5证制粉系统高出力运行。给泵单耗累计完成5.26千瓦时/吨汽，同比下降0.36千瓦时/吨汽，主要原因：去年受网架改造、炼油新区开工、#5机试运的影响，单耗居高不下，今年以来，给泵再循环系统泄漏治理工作，以及生产稳定较为稳定，给泵系统与负荷匹配性上升，有利于控制单耗。风机单耗完成4.98千瓦时/吨汽，同比下降0.3千瓦时/吨汽。主要原因：一月份#3、#4炉水封槽利用检修机会进行更新，维持炉底水封，减少了漏风；但仍存在脱硫增压风机出力偏小、电袋除尘器阻力大、炉膛出口氧量控制偏大等影响风机电耗因素。二月份，#3炉多次因布袋差压大，降低负荷运行；#4、#5炉满负荷运行，脱硫增压风机电流维持在145A左右运行，一定程度上需增加锅炉引风机出力来克服增压风机电流降低的烟气阻力；运行调整中，提高#4炉主汽温度，膛出口氧量控制偏大影响风机电耗；入炉煤挥发分在偏高，采取开启强冷风门，降低热风温度措施，影响风机电耗；四月份，受化肥装置影响，#5炉负荷率不高，以及入厂煤炭全水份高达8.3%，入炉煤配煤增加难度，锅炉磨煤机入口经常堵塞疏捣，增加热风干燥和制粉系统漏风，不利于控制风机单耗；五月份，4#炉风机单耗上升较大，7日～8日#4炉甲引检修，负荷较低，以及22日24日#4炉甲侧捞渣机大轴更换期间，底部漏风等因素影响，23日～28日化工一部部分装置停工期间，锅炉负荷较低，影响风机单耗。7月份#6炉和10月份#3炉脱硫脱硝改造后，受供热量以及机组发电能力影响锅炉负荷率偏低，以及#3、6炉风机改造后电流值较大，不利于控制单耗，#6炉累计风机单耗达到6.42千瓦时/吨，同比上升2.16千瓦时/吨，#3炉累计风机单耗达5.13千瓦时/吨，同比上升0.44千瓦时/吨。三、能耗分析类别时间累计消耗累计折算实物量标煤量项目单位年计划2014年累计2013年累计发电量万千瓦时12000126934105280供热量万吉焦15421406.201760.216原煤（t）2014年1250462923639去年同期1296452947302轻油（t）2014年129.00184去年同期7851121弛放气（t）2014年26421337去年同期26201362干气（t）2014年1142117257去年同期3680553652（1）发电量累计发电126934万千瓦时，完成年计划12亿千瓦时的105.78％，同比增加20.57%。主要原因：分公司主要装置用电量大幅上升，执行效益最大化标准，严格控制峰平段高价倒吸电，供给股份公司电量同比增加24.79%。（2）供热量累计供热1406.20万吉焦，完成年计划1540万吉焦的91.19％，同比减少20.11%。主要原因：炼油新区以及Ⅱ套丙烯腈投产，其自产蒸汽量较大，供给股份公司供热较去年同期下降21.96%。（3）燃料折标准煤量累计消耗标准煤量125.05万吨，同比下降3.55%。主要原因：炼油新区以及Ⅱ套丙烯腈装置顺利投产运行，化肥尿素装置停工，以及化肥装置停工检修，总体负荷下降。（4）燃油量累计消耗燃料油129吨，同比少耗燃料油626吨。主要原因：对比去年，今年锅炉起停次数明显下降，辅机缺陷以及煤质变化引起的投油稳燃情况减少。四、围绕节能达标开展的工作1、完善热电指标统计、考核体系，建立健全以供电标煤耗等六项竞赛指标为主要内容的经济技术指标考核体系。热电部根据分公司下达的竞赛指标，进行分解细化，落实到各生产装置，细化到单套装置乃至单台设备。为保证指标数据准确真实，我们对每一项指标的计算方法都做了详细的规定，每月将重点指标完成情况纳入月度经济责任制考核。加强月度经济分析，建立旬分析制度；瞄准行7业内先进指标，与自身历史水平、行业先进水平对比分析，找出差距，明确目标，制定措施。2、紧抓长周期运行，确保装置运行指标达标长周期目标是装置达标的基础，热电部在主装置单位制定出长周期装置完好标准检查考核表，成立长周期检查考核小组，对照完好标准有针对性地去分析存在的问题及必须采取的解决措施，有效提高了特护质量。热电部克服安全保供任务重、更新改造风险大等重重困难，以“保安全、保稳定、实现长周期运行”作为重点工作，推进精细化管理，深入开展长周期安全生产竞赛活动，进一步落实安全生产责任制，安全长周期运行为全年生产任务的完成和经济效益的大幅提高提供了有力的保障。3、深入开展以“热电优化运行技术攻关”为主线的达标及节能活动。（1）坚持从计量基础工作入手，完善了部、作业区、班组三级核算体系，规范数据管理，持续编制《计量月报》，及时准确地反映了燃料、水、电、汽等重要数据，做到基础数据统一规范，为节能工作奠定了基础。（2）制定改进以小指标保大指标完成的活动方案，定期召开月经济分析会和旬经济分析会，把每项指标与历史指标、行业先进指标相对比，找出差距。着重加大了对主汽温度、真空度，锅炉效率、