1、小指標對標分析報告為落實集團公司節能減排工作的深入開展， 全面分析和查找火電機組運行小指標與設計值、 先進值存在的偏差， 我公司接到集團公司要求進行小指標對標分析的通知后， 公司領導高度重視此項工作， 組織專業人員認真按照對按照 中國大唐集團公司火電機組能耗指標分析指導意見運生 2008（ 45 號文）相關規定和要求全面開展能效對標工作，對標挖潛, 對小指標進行對標分析工作，現就對標工作過程及結果做如下匯報：一、 對標整體情況徐塘發電有限公司四臺300MVWI組三大主機分別由上海三大電站主機廠生產， 公司四臺機組所配鍋爐為上海鍋爐廠采用美國燃燒工程公司的轉讓技術設計制造，4、 5 號爐型號為S

2、G-1025/17.44-M850 ， 6、 7號爐型號為 SG-1036/17.44-M876 ， 爐型為亞臨界壓力中間一次再熱控制循環爐，單爐膛n型露天布置，全鋼架懸吊結構，固態排渣。 4 號爐于 2002 年 3 月投產， 7 號爐與 2005 年 12 月投產。徐塘公司四臺機組所配汽輪機為N300-16.7/537/537型汽輪機，由上海汽輪機廠引進美國西屋公司技術制造。它與SG1025/17.44 M 8型亞臨界、中間再熱、強制循環、汽包式鍋爐 及 QFSN 300 2 型汽輪發電機配套成單元制系統發電設備。根據機組實際情況， 徐塘公司在開展小指標對標活動中， 將機組定位于國產300

3、MW 、純凝汽發電機組的行列中，我公司對標情況總體良好。二、對標情況分析2.1.1 、目前影響我公司鍋爐效率的主要是排煙溫度和飛灰含碳量，對于排煙溫度， 4 臺爐設計值是129，我公司4 臺爐排煙溫度分別達到 134， 135，132和128。影響供電煤耗分別為 .0.78克/千瓦時，1.02克/千瓦時，0.44克/千瓦時和-0.2 克/千瓦時， 對于飛灰含碳量， 我公司 4 臺機組分別為 3.37% ， 3.22%， 3.39%， 3.48%，都高出設計值2%，分別高出 1.37、 1.22、 1.39、1.48 個百分點，影響供電煤耗分別為1.4 克/千瓦時，1.24 克/千瓦時， 1.4

4、2克/千瓦時， 1.51 克/千瓦時.2.1.2 、空預器漏風率，我公司空預器漏風率設計值是8%，而在實際運行中， 4 號爐空預器的漏風率達到9.08%，影響供電煤耗0.2268 克/千瓦時，5、 6、 7 號爐空預器漏風率和設計值相當，對供電煤耗影響較小。2.1.3 、 鍋爐補水率， 我公司統計的不是鍋爐補水率而是機組補水率（包含汽機側損耗，鍋爐連續排污率設計值是小于等于1%，而機組補水率未查到設計值，但它的基準值是1.5%，我公司4 臺機組的補水率分別為 1.14%， 1.15%， 1.24%， 1.09%，由于運行人員精心調整，加強連排、定排的管理，我公司 4 臺爐的補水率都較好。2.1

5、.4 、主汽溫度，徐塘 4 臺機組設計值是538，我公司4 臺機組分別是 538.6 ， 537.9 ， 537和 536.4 ，由上述數據可知，我公司的主汽溫度基本達到設計值。2.1.5 、再熱溫度， 4 臺機組設計值為 538， 4、 5、 6、 7 號機組再熱溫度分別為533，534，532， 531，可見我公司再熱溫度達不到設計值的要求。分別影響供電煤耗0.24 克/千瓦時， 0.19 克/千瓦時，0.29 克/千瓦時，0.33 克/千瓦時.2.1.6 、由于我公司給水溫度的設計值為 273，是指在額額定負荷下，我公司的符合率為80%左右，所以給水溫度低于設計值是正常。2.1.7 、凝

6、汽器段差設計值為 7-12， 4、 5、 6、 7號機分別為2.1.8 ， 4.71 ， 3.51 ， 4.09 ，比設計值都要低，這與運行人員每天堅持投膠球，是凝汽器保持清潔有關系。2.1.9 、凝結水過冷度設計值是2， 4、 5、 6、 7號機組分別為2.1.10 ，1.07 ， 1.27 ， 1.04 ，都比設計值2要好。2.1.11 、真空度設計值為94.68%，我公司4、 5、 6、 7號機真空度分別為94.11%， 93.68%， 93.98%， 93.85%，由于統計期內溫度較高，所以真空比設計值要低。2.1.12 、真空嚴密性小于 400 kPa/min 為合格， 100kPa

7、/min 為優秀， 4567號機分別為 80.54 kPa/min ， 120.4 kPa/min ， 208.37kPa/min ， 98.14 kPa/min 4 、 7 號機達到優秀值， 5、 6號機也都是合格。2.2.1 廠用電率情況：2.2.2 廠用電率先進值為4.71%， 平均值為5.82%， 徐塘 4、 5、 6、7號機廠用電率實績分別為 5.18 、 5.1 、 5.39 、 5.32 ，與先進值比分別增加 0.47 、 0.39 、 0.68 、 0.59 ，與平均值相比分別減少-0.64% 、 -0.72% 、 -0.43%、 -0.5% 。2.2.3 引風機耗電率全國先進

8、值為0.54%，全國平均值為0.67%，徐塘 4、 5、 6、 7 號機引風機耗電率實績分別為0.63%、 0.56%、0.57%、 0.53%，比先進值分別高0.09%、 0.02%、 0.03%、 -0.01% ，比全國平均值分別低-0.04% ， 0.11%、 0.1%、 0.14%。2.2.4 送風機耗電率全國先進值為0.17%，全國平均值為0.24%，徐塘 4、 5、 6、 7 號機送風機耗電率實績分別為0.14%、 0.15%、0.12%、 0.14%， 比先進值分別高-0.03%、 -0.02%、 -0.05%、 -0.03% ，比全國平均值分別低0.1%、 0.09%、 0.1

9、2%、 0.1%。2.2.5 一次風機耗電率全國先進值為0.53%，全國平均值為0.57%， 徐塘4、 5、 6、 7號機一次風機耗電率實績分別為0.69%、0.46%、 0.57%、 0.52%，比先進值分別高0.16%、 -0.07%、 0.04%、-0.01% ，比全國平均值分別低0.12%、 0.13%、 0%、 0.05%。2.2.6 磨煤機耗電率全國先進值為0.45%，全國平均值為0.67%，徐塘 4、 5、 6、 7 號機磨煤機耗電率實績分別為0.47%、 0.5%、0.44%、 0.47%， 比先進值分別低-0.02%、 -0.05%、 0.01%、 -0.02% ，比全國平均

10、值分別低0.2%、 0.17%、 0.23%、 0.2%。2.2.7 給水泵耗電率機組指標對標統計上指電動給水泵的耗電率，徐塘 4 臺機組基本不用電泵，耗電率基本為0，但給水系統的耗電率主要指前置泵的耗電率，徐塘 4、 5、 6 、 7 號機給水系 統耗電率實績分別為 0.17%、 0.18%、 0.17%、 0.17%2.2.8 凝泵耗電率全國先進值為0.19%，全國平均值為0.21%，徐塘4、 5、 6、 7號機凝泵耗電率實績分別為0.17%、 0.18%、0.17%、0.17%，比先進值分別低0.02%、 0.01%、 0.02%、 0.02%，比全國平均值分別低0.04%， 0.03%

11、、 0.04%、 0.04%。2.2.9 循泵耗電率全國先進值為0.62%，全國平均值為0.81%，徐塘4、 5、 6、 7 號機循泵耗電率實績分別為0.63%、 0.62%、 0.59%、0.66%，比先進值分別高0.01%、 0%、 -0.03% 、 0.04%，比全國平均值分別低0.14%， 0.19%、 0.22%、 0.15%.2.2.10 電除塵耗電率全國先進值為 0.17%，全國平均值為0.18%，徐塘4、 5、 6、 7 號機電除塵耗電率實績分別為0.11%、 0.1%、0.13%、 0.14%，比先進值分別低0.06%、 0.07%、 0.04%、 0.03%，比全國平均值分

12、別低0.07%， 0.08%、 0.05%、 0.04%.2.2.11 、 脫硫耗電率全國先進值為0.79%， 全國平均值為1.09%，徐塘4、 5、 6、 7 號機脫硫耗電率實績分別為1.2%、 1.23%、 1.28%、1.34%，比先進值分別高0.41%、 0.44%、 0.49%、 0.55%，比全國平均值分別高0.11%， 0.14%、 0.19%、 0.25%.2.2.12 、除灰、除渣耗電率全國先進值為0.18%，全國平均值為0.18%， 徐塘4、 5、 6、 7號機除灰、 除渣耗電率實績分別為0.14%、0.16%、 0.18%、 0.18%， 比先進值分別高 -0.04% 、

13、 0.02%、 0%、 0%，比全國平均值分別高 -0.04% 、 0.02%、 0%、 0%.2.2.13 輸煤耗電率全國先進值為0.07%，全國平均值為0.08%，徐塘4、 5、 6、 7 號機輸煤耗電率實績平均為0.16%、比先進值分別高0.09%，比全國平均值分別高0.08%。2.2.14 化學制水耗電率徐塘4、 5、 6、 7號機化學制水耗電率實績分別為0.05%，和全國平均耗電率基本相當。三、對標結果1、供電煤耗全國300M帆凝機組共209臺（含空冷機組），2009年供電煤耗前 20%先進值為 322.05 克/ 千瓦時，平均供電煤耗333.29克/千瓦時。實際值最優為華潤江蘇徐州

14、 315 克/千瓦時， 徐塘供電煤耗實績分別為 330.12 克/千瓦時、 332.08 克/千瓦時、 328.69克/千瓦時、327.15克/千瓦時，供電煤耗指標在全國300MW屯凝機組中分別排名86、 96 、 61 、 50 位。2、發電廠用電率國產同類型機組共209 臺， 廠用電率平均為 5.82 ， 前 20%先進值為 4.71 ； 最優為安徽皖能安慶電廠的 1 號機組 3.44% 。徐塘上半年發電廠用電率為 5.24 ，較最優值差距1.8 ，安徽皖能安慶電廠的 1 號機組脫硫耗電率為 0% ，所以徐塘與之不具有同類可比性。高于前 20% 先進值 0.53 ，但比平均值5.82 低

15、0.58 。徐塘4、 5、 6、 7 號機廠用電率實績分別為 5.1 、5.18%、5.39%、5.32%,在全國公司 300MW屯凝機組中分別排 名 48、 51、 71、 64 位，發電廠用電率指標對標比較好。3、油耗大唐集團300M帆凝機組平均發電用油11.3噸/億千瓦時，最優值為 0.48 噸/億千瓦時， 。徐塘 4、 5、 6、 7號機發電用油實績分別為 18.84 噸/億千瓦時、 13.66 噸/ 億千瓦時、 9.91 噸/ 億千瓦時、 7.14 噸/億千瓦時， 情況不太理想， 仍需加大節油措施，努力挖潛。4、水耗徐塘 2010 年發電綜合水耗為 2.13 kg/kWh ，與全國平

16、均水平 2.14 kg/kWh 基本相等，由于我公司 4、 5 號機組電除塵改為干式除灰不久，目前對水耗的影響還不明顯。四、保障措施1、排煙溫度偏高，保障措施：A、煤質不能偏離設計值太多（設計值發熱量為5150大卡，哈氏可磨系數 70）B、磨煤機要及時維護，保證能達到額定出力。C、運行人員要及時根據負荷和煤質情況停運磨組。2、飛灰可燃物偏高保障措施：A、煤質不能偏離設計值太多（設計值發熱量為5150大卡，哈氏可磨系數 70） 且要保證煤質相對穩定。B、 完善經濟煤種摻燒方案, 完善飛灰、 爐渣、 煤粉取樣分析制度，定期取樣分析比對，通過燃燒調整試驗，調整磨組煤粉細度，尋找最佳運行方式完善運行績

17、效辦法 , 在考核辦法中減少煤種變化對飛灰含碳量不利影響的份額.3、再熱汽溫偏低保障措施：A、完善經濟煤種摻燒方案，通過合理摻配，減少斷煤。B、利用績效考核系統，加強運行調整；4、空預器漏風率保障措施：A： 影響鍋爐排煙溫度的主要因素有鍋爐負荷、 空預器入口溫度、保持空預器換熱面積的清潔，保證換熱效果、加強吹灰，使受熱面及尾部煙道不能大量積灰、加強風量的最優配風以及燃燒調整。5、再熱溫度保障措施：A、完善經濟煤種摻燒方案，通過合理摻配，減少斷煤。B、利用績效考核系統，加強運行調整6、真空度保障措施：A: 根據真空泵的各項參數值，及時分析真空泵的工作性能，選擇合適的冷卻水溫度（尤其是夏季） ，提

18、高真空泵的出力。7、廠用電率保障措施：A: 重點分析主要輔機的耗電率， 分析引起主要輔機電耗升高的各類因素；B: 重點分析電機設計功率與設備出力是否匹配，是否存在較大裕度；如發現不匹配的情況，及時進行設備改造。C: 分析輔機運行方式是否最優化； 主要輔機是否選用高效能設備或進行了高效能改造；8、一次風機耗電率保障措施：A:及時根據一次風差壓變化調整一次風機出力。B: 運行中要分析煤質變化情況， 空預器漏風率和前后差壓是否在合格范圍內，及時檢查一次風系統是否存在漏風。C: 及時對磨組進行檢修，提高磨的出力，減少一次風壓，降低一次風出力。9、送風機耗電率保障措施：A: 運行中及時分析氧量、漏風、差壓，發現運行中要氧量、空預器漏風率和前后差壓有異常情況時，及時調整。B:運行中及時分析二次風箱等是否存在漏風，風箱差壓是 否在規定