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电力消耗量1759200KW.换算成标准煤是多少吨?
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本身不能换算.还缺个时间.多长时间消耗了1759200千瓦?1瓦时=3.6千焦耳1吨标准煤=29271千焦耳如果1小时消耗电力为那么多.那共消耗能量 1759200千瓦时,即.6/t标准煤
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电厂节能工作总结
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【第一篇】：2010年上安电厂节能，电厂节能工作 2010 年节能工作总结2010 年，我厂的节能工作以指标创优为主要目标，在股份、河北 分公司经济工作会议、工作会议、节能降耗专题会议精神的指引下， 在厂部的正确领导下，强化管理，坚持节能工作改造、检修、运行并重， 在安全的基础上追求最经济的运行方式的，精心检修，精心调整，力 争节约每一滴水、每一滴油、每一克煤、每一度电，认真落实各项节能措 施，立足内部挖掘潜力，下面予以分析总结。一、2010 年主要指标完成值项 厂用电率 目 综合 生产 供电煤耗 综合 生产 燃油量 水耗
% % g/kWh g/kWh t kg/kWh 目标值 6.4 5.36 331.28 327.41
年完成值 5.95 4.97 330.77 327.36 .37 同比 -0.55 -0.43 -6.37 -5.81 -1226 0 差异 -0.45 -0.39 -0.51 -0.05 -90.722010 年我厂综合供电煤耗完成 330.77 克/千瓦时，比去年同期降低 6.37 克/千瓦时，达到年度目标；生产供电煤耗完成 327.361 克/千瓦时， 同比下降 5.81 克/千瓦时，完成年度目标；综合厂用电率完成 5.95%，同比 下降 0.55%，比年度目标低 0.45%；发电厂用电率完成 4.97%，同比下降 0.43%，比年度目标低 0.39%；燃油量完成 2909 吨，同比下降 1226 吨，比 年度目标低 90 吨；发电水耗完成 1.37 千克/千瓦时，达到两型企业标准。二、2010 年节能工作总结 2010 年我厂主要能耗指标同比均大幅下降，主要原因是厂领导高度重 视节能工作，认真贯彻和落实公司各项节能工作会议精神，吸取和借鉴公 司及集团各厂成功的节能管理和技术改造经验，加强了设备检修、技术改-1-造和运行优化管理工作。同时，逐月对全年指标进行倒排分解，制定措施、 落实责任、真抓实干，节能管理工作取得实效，各项能耗指标达到建厂以 来最优水平。1、 检修提效 1)3A 大修完成 3A/3B 空预器热端径向密封片更换、3A/3B 空预器冷端 C/D 盒蓄热元件更换、3A 空预器一次风与烟气侧冷、热端扇形板更 换工作，处理各密封部位、烟风道的泄漏；对#3 炉汽水阀门进行了 必要检修，更换了#3 炉主汽疏水等 7 台阀门。2)4A 大修 4A/4B 空预器蓄热元件的冲洗、密封片调整、空预器消漏工 作；#4 炉伴热疏水回收、吹灰疏水回收。3)利用 5 机临停机会，对#5 机空冷岛喷淋装Z 896 个喷嘴全部更换， 确保喷淋效果最佳。4)6C 小修中，通过发电机出口 CT 移位、空预器漏风治理、前Z泵泵壳 改造及全面冲洗空冷岛，6 号机厂用电率较修前下降了约 0.6%。2、 技改提效 #3 汽 轮 机 通 流 部 分 改 造 后 修 正 后 的 热 耗 率 较 改 造 前 降 低 449.4kJ/(kW.h) ； #4 通流部分改造后经过一二类修正后热耗为 7979.1 kJ/(kW.h)，比修前的热耗值 8250 kJ/(kW.h)降低了 271 kJ/(kW.h) 。3、 优化运行提效 1）优化全厂机组运行方式。每次停备机组时优先选择能耗高的机组停 备，并尽可能的提高运行机组的负荷率，对提升能耗指标起到了重要作用。2）优化机组的启动过程。每次启动按照调度要求的并网时间倒排 机组启动次序，在启动过程中通过利用汽泵前Z泵上水及尽早投入汽泵运 行、利用汽轮机倒暖系统在锅炉点火前进行汽轮机暖机、严格控制节点进 度。-2-3）加强停备后的机组运行动力管理。制订了机组停备后辅机停运次序 表，要求机组人员严格按照要求及早将具备停运条件的附属动力停运，从 而减少电能消耗。以水冷机组为例，凝结水泵早停运一天，可以节约厂用 电 0.7 万度，循环水泵早停运一天可以节约厂用电 3-4 万度。4）优化汽轮机冷端运行方式。根据环境温度变化情况，我厂一单元循环水泵倒单泵运行比去年提早 了近一个月，节约厂用电约 200 万度。10 月份，统计一单元循环水泵的耗 电率同比下降了 0.34%； 对三单元的空冷岛散热面在运行当中加强冲洗，利用机组停机机会充 分冲洗全部空冷岛散热面，在夏季高负荷、高温时适时投入喷淋系统进 行降温等手段优化空冷岛的运行。以下是去年和本年度夏季空冷岛耗电率 的数据，通过对比可以看出空冷岛的耗电率同比有较大下降。7月 2009 年 5#机 6#机 2010 年 5#机 6#机 同比 5#机 0.91 0.83 7月 0.88 0.91 -0.03 8月 0.92 0.93 8月 0.83 0.85 -0.09 9月 0.9 0.99 9月 0.67 0.75 -0.23 -0.24 10 月 0.86 0.85 10 月 0.6 0.54 -0.26 -0.316#机 0.08 -0.08 5） 、加强精细管理，重视节能降耗a) 优化二单元底灰斗电加热温度区间，减少电除尘底灰斗加热用电 使二单元的电除尘耗电率下降了 0.05%。b) 优化三单元空压机运行方式，减少一台空压机，年节约 87 万度 厂用电。c) 对生产、办公区域的空调热水温度进行实时控制，达到供暖需求 即可，降低了辅助蒸汽的消耗。-3-d) 对锅炉停备后的保养进行了优化，由原来的锅炉点火带压保养改 为低压充水保养，减少了备用期间的保养用油。e) 优化全厂伴热系统运行方式，根据环境温度及时投停伴热。4、 管理提效 2010 年我厂狠抓节能管理，制定了节能监督通知书，月度能耗 指标定期上网发布，运行小指标定期上网发布，运行部各值燃油指标每 日公布及累计用油情况，通过一系列的精细化管理，提高全厂专工、值 班员节能意识，把影响能耗指标的异常因素消灭的萌芽状态。5、 电力市场、煤质变化带来的影响及采取的措施 我厂根据电力市场变化情况， 加大市场营销力度， 截止到 10 月底， 我 厂年度发电量达到 116 亿千瓦时，机组出力系数为 73.12%，较去年同期 68.70%升高 4.42%。较高的发电量及较高的出力系数为完成全年能耗指 标打下了良好的基础。受煤炭市场大环境影响，锅炉设计煤种非常困难，我厂积极开 拓煤源，加大煤炭采购力度，保证了正常发电用煤。由于入厂煤源较多， 煤质很杂，煤质较次，截止到 10 月份我厂入厂煤热值较去年同期下降了 1070kj/kg，我厂及时成立锅炉掺配小组，由吴志雄副总担任组长，成员 包括策划部锅炉专工、节能专工，运行部锅炉专工、燃料部运行专工、 燃供部主管。掺配小组每周定期召开配煤会议，根据来煤及煤场存煤情 况，研究制定各单元掺配比例，保证了入炉煤质基本稳定。6、 “千家企业”节能量完成情况 在不考虑替代电厂实际产品单耗的情况下，截至到 10 月底，我厂实 现节能量为 69119 吨标准煤， 超额完成政府机关核准后的 2010 年年度计 划节能量 7550 吨标准煤的任务。三、目前存在的困难和不足 1) 燃煤采购煤种不平衡，锅炉效率降低-4-由于燃料市场持续紧张，燃料采购困难，来煤煤种比例失衡，入炉煤 配煤掺烧工作难以有效开展，入炉煤质不能满足燃煤煤种基本要求，导 致锅炉结焦，负荷受阻，降低了锅炉运行效率。2) 机组的主要小指标参数偏离额定运行 锅炉方面运行指标偏离较大的有：#1、2 炉排烟温度高、#1、#4 空 预器漏风率大。汽机方面运行指标偏离大的有#5 真空严密性差等。3) AGC 运行方式不利于全厂负荷经济调度 受制于电网调度方式，我厂 AGC 运行方式为单机调度，不能实现全 厂负荷的经济调度，给机组经济运行带来影响。4) 燃煤硫分继续保持较高水平 我厂入炉煤平均硫分远高于设计值，脱硫系统长期过负荷运行，脱 硫厂用电率继续降低非常困难。三、2011 年节能工作思路、目标及措施； 1） 、认真开展能效对标工作。以能耗指标先进机组及国内同类型机组 先进水平为标杆，开展全范围对标工作，从系统配Z、小指标控制、 运行管理、检修管理、辅机系统单耗等方面进行对标，查找差距，分 析不足，制定措施，奋起直追。做到有分析、有措施、有布Z、有检 查，对对标工作实现闭环管理。2） 、抓好运行管理节能 ⑴、继续深入开展值际小指标竞赛，努力提高再热汽温、降低飞 灰可燃物等。⑵、继续执行并不断完善机组正常运行节煤、节电、节水等措施。根 据大气温度和机组负荷的变化，优化制粉系统、循环水泵、风机、脱 硫增压风机、脱硫循环泵、供热循环水泵等辅机的运行方式；加强燃 烧调整，提高锅炉运行效率；根据各机循环水浓缩倍率调整向灰水、 脱硫系统的供水方式；确保机组运行的经济性。-5-⑶、严格执行并不断完善机组启停过程节能、节水措施。采用前Z泵 上水、单侧风机启动、锅炉换水冲洗等方法，尽量缩短机组启动时间， 节约燃油和厂用电消耗。⑷、根据全厂负荷，尽量优化各机组的出力，让煤耗低的机组多发电， 以实现全厂煤耗最低的目标。3） 、努力完成技术改造节能工作 2011 年完成以下主要节能改造项目(1） 、#1 汽轮机通流部分改造 (2） 、#2 汽轮机通流部分改造 (3） 、#1 炉空预器漏风治理 (4） 、#2 炉空预器漏风治理 (5） 、一单元再热减温水内漏治理 (6） 、1A 循环水泵双速电机改造 4） 、克服困难抓好市场营销工作 ⑴、继续深入开展公司内、外的电量替代工作，尽力提高机组运行平 均负荷，以降低煤耗、厂用电率。⑵、积极与电网企业沟通协调，优化机组运行方式，合理安排机组停 备时间和检修时间，避免机组长时间低负荷运行，努力提高机组的平 均负荷率，以及增加高效机组的发电量。5） 、加强燃料采购与管理 ⑴、努力采购经济适烧煤种，杜绝亏吨、亏卡现象，按规定做好亏吨、 亏卡的索赔工作。⑵、加强入厂、入炉煤采样、制样的管理，确保煤样的代表性符合要 求。⑶、在煤场储煤较多的情况下，切实加强煤场管理，减少风吹、雨冲 损失，同时加强上煤管理，控制来煤在煤场的储存时间，减少热量损-6-失。6） 、加强能源计量管理 加强电子皮带称、关口电度表、汽车衡、轨道衡、水流量表等关口 表计和计量设备的日常维护，定期进行校验工作，保证其正常投运和 准确计量。-7-
【第二篇】：台州发电厂2011年节能工作总结，电厂节能工作总结节能工作总结 2011 年节能工作总结 2011 年以来，全厂干部职工团结协作、扎实工作，抓安全生产， 抓精细化管理，依据台州发电厂“十二五”节能规划和 2011 年节能 ，以“稳定、发展、和谐”为主线，坚持“节能、降耗、减 排、增效”的指导思想，开展设备节能技术改造，加强检修质量及设 备缺陷管理，努力提高运行管理水平，消除薄弱环节，深挖潜力，不 断完善节能管理。克服了煤种多变等诸多不利因素，围绕“大能源战 略”的深入实施和企业战略转型，以“管理提升”为重点，优化管理 流程，提高人员素质，深挖内部潜力，推进企业发展，较好完成了各 项主要生产指标。发电量 ： 万千瓦时，比年度计划（82.3 亿）多发了 3139.99 万千瓦时，完成率为 100.3%。厂用电率6.16%， 比去年同期的 7.05%绝对数下降了 0.89%， 比 2011 年节能目标的 6.9%绝对数下降了 0.74%。利用小时：年机组装机容量 126 万千瓦时，机组平均发电利用小 时 6556.67 小时。煤耗：全年发电标准煤耗 303.92 克/千瓦时，比去年的 301.05 克/千瓦时上升了 2.87 克/千瓦时。供电标准煤耗 323.86 克/千瓦时， 比去年同期的 323.88 克/千瓦时下降了 0.02 克/千瓦时，比 2011 年 节能目标的 325.6 克/千瓦时下降了 1.74 克/千瓦时。耗油量：锅炉助燃用油量为 442.1 吨，比去年减少 162.1 吨。超 额完成 2011 年 600 吨耗油量的年度节能目标值。3 月 8 日，受浙江省经济和信息化委员会委托，由浙江省能源监 察总队、台州市经委、台州市能源监察支队组成的“十一五”节能目 标责任考评组到我厂检查“十一五”暨 2010 年节能降耗目标任务完 成情况。考评组详细翻阅了台电 2010 年节能目标评价考核汇报材料， 并分别用万元工业增加值能耗、万元产值能耗、单位产品能耗、节能 技改项目等四种计算节能量的方式对台电 2010 年及“十一五”期间 节能量数据进行了核算，均证实台电完成了 105600 吨标准煤的考核 目标值，同时检查组一行还深入现场进行了检查核定，考评组经综合1评价，给出了 99 分的高分。考评组组长、浙江省能源监察总队副总 队长黄元辉对考评工作进行了反馈， 他指出， 台州发电厂作为国家 “十 一五千家企业节能行动”单位之一，高度重视节能降耗工作的组织、 领导和，节能规划和年度工作计划详细周全，节能目标分解落实 到位，考核办法健全，各项节能管理工作和节能技术改造力度在全省 17 家“千家企业节能行动”单位中名列前茅。节能工作开展情况 一、高度重视节能工作的领导, 认真贯彻执行《中华人民共和国 节约能源法》和《浙江省能源集团有限公司发电企业技术监督管理办 法》 ，依照《台州发电厂技术监督管理标准》 ，开展节能技术监督。从 电力市场竞争、企业效益和企业发展的角度充分认识节煤、节电、节 油、节水工作的重要性和紧迫性，不断强化节能管理，健全节能基础 资料、台帐，加强节能工作的宣传，提高员工节能意识。倡导“人人 关心节能，人人参与节能”职业风尚，节能从我做起，从身边点滴小 事做起，不断强化全体员工自觉节能的意识。开展节能宣传月活动， 设立 2011 年节能宣传专栏，开展能源紧缺体验活动。精细与创新是 我厂的节能管理理念，厂领导以身作则，为职工树立起节能工作的榜 样，经常深入现场分析设备经济运行情况及机组经济指标状况，带头 认真做好及时关闭电脑、空调、饮水机、照明等节能行为，经常参加 班组学习，宣传节能工作的重要性与紧迫性。及时解决节能工作中出 现的问题，不断提高节能工作水平。组织节能监督网开展活动，召开两次全厂节能监督网络会议，每 月由各监督员上报本部门节能工作完成情况及存在的问题并形成记 录，分场及班组的节能活动、记录正常，节能领导小组对分场、班组 的节能管理台帐不定期进行检查，节能基础管理工作扎实，资料、台 帐齐全准确，按时向能源集团公司、省公司技术监督办、省电监会、 省能源监察总队上报节能报表，做好重点用能企业网上直报工作。开 展各项节能监测工作，如重大设备改造性能监测、煤场盘点、锅炉空 气预热器漏风率监测、真空严密性试验、主要管道及设备表面温度测 试、锅炉通风试验、燃烧调整试验等。继续开展能源利用审计及持续 性清洁生产工作，注重企业的可持续性发展。2二、 加强原煤管理， 做好燃煤管理工作， 今年组织到厂煤 3471291 吨，实收为 3464614 吨，运损量 6677 吨，运损率为 0.19%，按到厂 原煤单价 695.84 元/吨计算，直接少付 464.6 万元，控制运损的主要 原 因 是 认 真 执 行 Q/TFD221006 ― 2011 《 燃 煤 调 度 管 理 》 及 Q/TFD11《燃煤质量管理》 ，严格控制运输损耗；建立船泊 台帐，检查船舶压仓水清洗情况，与船公司联系，督促船泊在大小修 后要求进行常数测定，并通知燃管部人员参加。加强对煤船水尺验收 工作，全年对到厂煤船实载率抽查 12 航次，减少了损失。对装载不 足煤船不进行验收工作，严格控制运损率。加强煤场管理工作，四至 五期的六个储煤场的损耗＜0.2%。降低煤场损耗量的主要原因：根据 燃料分场设备运行中的实际情况合理调度船只， 尽力保持省能源集团 所要求的合理库存量，对煤场进行测温工作，共对六个煤场测温进行 了 72 次测温工作， 对煤场温度超过规定， 安排清场工作。严格按 “取 煤原则”进行堆取煤，减少热量损失，防止原煤热量损失。今年到厂 煤热值与入炉煤热值差为 134J/g，均在一流企业标准 502 J/g 以内。加强到厂煤自动采样装置投入管理工作，进煤 606 批次，自动取样装 置投入率 99.01％。自动采样投入率达 Q/TFD11《燃煤质 量管理》要求，在自动采样装置因故未投入时，人工采样代替全部机 采样。加强对机采装置管理，保证采样随机性，不偏不倚，做到采制 煤样具有代表性。三、做好运行管理工作，以经济责任制考核的方式，将机组各项 主要运行指标分解到运行部门，运行部门再进行分解到班组，加大了 经济指标的考核力度，将主汽、再热汽温度等十二项经济指标进行分 项计奖，改变了以往只考核总分的管理方式，使每项指标的考核更加 科学、更加精细、更加切合实际。运行人员勤调整、精操作，机组各 项主要小指标均完成较好，如锅炉主汽温平均值达到 540.5℃，再热 汽温平均值达 538.4℃，飞灰可燃物含量平均为 2.41%。做好锅炉燃 烧调整工作，确保锅炉燃烧设备安全与经济运行。运行值班员做到勤 观火、勤分析，及时调整好煤粉喷口着火点，进行合理配风。加强对 制粉系统及一次风管的监视与检查，防止磨煤机、一次风管堵塞及自 燃等事故发生。做好各炉的热态燃烧调整试验工作。五期锅炉努力3调平各一次风管风速与风量，防止燃烧切园偏斜、火焰气流贴壁，保 持良好的燃烧工况，努力降低飞灰可燃物。飞灰可燃物受煤质影响较 大，今年#7-10 炉基本上燃用的是国产煤，煤质相对稳定，各 炉飞灰可燃物指标完成得较好。但从 6 月下旬开始由于国内煤炭市场 供煤紧张，我厂改烧印尼煤、澳煤、南非煤等进口煤种为主。7 月份 开始各炉飞灰可燃物值均出现上升情况。因进口煤种较杂、煤质不稳 定，且上煤采用多种煤种进行掺配及分仓搭配入炉燃烧等方式进行， 造成锅炉燃烧调整与配风很难把控好。尤其是 7 月份大量燃用以印尼 煤与南非煤掺配成的“富动 52”煤，以及由南非煤与大混煤掺配而 成的“富动 12”煤等煤种时，飞灰可燃物上升较为明显。由于南非 煤热值很高、挥发份含量较低，较难燃烬，而其与印尼煤掺配后就更 加难燃烬， 印尼煤燃烧速度很快抢风严重， 造成南非煤燃烧供氧不足、 且来不及燃烧完全，而导致飞灰值大幅度上升。另还有部分澳煤也属 于燃烬性能较差的煤种，也造成飞灰值偏高。而#7 炉飞灰值相对较 小的一个原因是本季度燃用煤种相对单一、稳定。因其锅炉本体钢架 进行防腐工作，为确保安全，供煤相对稳定，未燃用印尼煤与富动 52 等煤，而是上澳煤等单一煤种为主，因此#7 炉燃烧调整工作相对 做得较好。八、九月份后改变了燃用煤种配煤方式后，再经加强燃烧 调整后飞灰可燃物值得到了有效控。十月份各炉飞灰可燃物值基本趋 于正常，只是#10 炉飞灰化验值仍有点偏大，且其飞灰值每天变化幅 度较大。分析可能与飞灰取样装置有关， 其取样管路较长且灰量很多， 取样代表性不好。#9、10 炉飞灰可燃值较#7、8 炉要大，其机组设计 上也存在一定问题，即再热器受热面积设计不够，造成实际运行中再 热器吸热量不足而导致再热汽温偏低。自投产以来，#9、10 机再热 汽温一直处于偏低状态，很难达到设计值。而#9、10 机为调高再热 汽温，在锅炉燃烧调整策略上，往往将燃烧器摆角上摆较大，同时在 锅炉配风时也将底层 AA 层二次风开大， 中间层二次风开度相对较小， 即将炉膛火焰中心往上抬，这样对锅炉飞灰可燃物值影响较大，致使 飞灰值偏大。另#7、8 炉燃烧器为双调风旋流燃烧器，其对煤种适应 性较强，当煤种变化后，其飞灰值上升相对不大。#9、10 炉需加强 锅炉燃烧调整试验，且在调整好汽温的同时应兼顾好飞灰值的控制。4另应进行制粉系统调整试验，如适当提高磨煤机出口温度试验、调整 合适的煤粉细度等试验，经过分析和调整燃烧后，自 11 月份开始， #9、10 炉飞灰含碳量下降至正常值 3%以下。2011 年 4 月，分析出#7 机#6 高加冷却器钢管泄漏，在不停机情 况下，运行配合检修隔离并完成堵漏，使#7 机高加出水温度回升正 常。分析出#10 机#8 低压加热泄漏，待有机会时堵漏。2011 年 7 月， 分析出#9 机#3 高加冷却器钢管泄漏，在不停机情况下，运行配合检 修隔离并完成堵漏，使#9 机高加出水温度回升正常。分析出#10 机#8 低压加热泄漏，待有机会时堵漏。跟踪分析#8 机#6 高加进、出水室 间隔板泄漏,今年年底#8 机 A 修中处理好，消缺后，#8 机高加出水温 度已回升正常。在机组停运时，根据空预器堵灰情况，认真执行空预器水冲洗工 作。每次水冲洗时必须要将空预器彻底冲洗干净。在机组大、小修时 一般先进行水冲洗装置进行冲洗， 再进到空预器内部由人工用高压水 枪进一步进行冲洗，力求做到彻底、全面的冲洗，不留死角。另根据 负荷、 气候变化时空预器堵灰的具体情况， 及时调整空预器进风温度， 防止空预器堵灰严重化。因负荷低锅炉各段烟温也较低，空预器入口 烟温及排烟温度也较低， 空预器处易发生二氧化硫气体结露而造成酸 性腐蚀、结灰等。因此在低负荷运行时要防止空预器积灰严重化。另 冬季时开大热风再循环风门， 严格控制好空预器入口温度。再一方面， 认真做好空预器定期吹灰工作， 每次吹灰时要到现场检查吹灰器运行 是否正常，吹灰管压力降是否正常，如吹灰器有堵塞或进退不正常均 会影响吹灰效果。加强升停炉过程中的空预器吹灰工作，锅炉投油后 即及时对空预器进行连续吹灰。全年来空预器未发生严重堵灰情况。四、开展科学调度，优化设备的运行方式，如（1）优先调度性 能好的机组多发电； （2）低负荷时，尽量在保证机组安全的前提下， 通过机组负荷调整，多停几台磨煤机； （3）根据水温、机组出力、真 空情况， 及时调整循泵的运行台数； （4） 上煤、 卸煤时尽量采用集中、 满载上、卸煤，减少启停次数，减少运行时间； （5）低负荷时，保证 除尘效果的前提下，及时调整电场出力或停运过剩电场； （6）四期工 业水泵高、低压连通，减少工业水泵运行台数； （7）#9、10 机组采5用无电泵启动。（8）根据季节变化及时调整循泵叶片角度，调整循泵 运行方式，利用低谷及时安排对机组凝汽器的清扫，保证机组在较高 的真空条件下运行。加强对标管理及主要经济小指标的管理， 每日对各项经济指标进 行跟踪分析，对各项厂用电指标进行细化分解，将各主要经济小指标 及辅机耗电率指标以报表形式发至相关部门， 对发现的问题及时调整 处理。每月对月度的各项主要指标进行详细分析，找出存在问题的原 因并落实解决。对标工作与国内先进机组比较，同时还进行各项指标 的同比和环比分析，及时调整运行方式，及时发现问题及时联系相关 部门解决。优化锅炉吹灰系统的运行方式。按照规程要求锅炉需每天全面吹 灰一次，但全面吹灰的能耗浪费较大，而且受热面管段易受损，汽温 控制也比较困难，尤其是负荷较低时定时全面的吹灰。针对入炉煤煤 质情况以及锅炉受热面结渣情况，调整了锅炉吹灰器运行方式，采取 吹灰器每天分组吹灰方式，减少了吹灰蒸汽的消耗，缓解锅炉受热面 的吹损，锅炉汽温也较为正常。#9、10 炉将吹灰器分为 8 组，每天 吹 1 组，8 天循环吹一遍。当锅炉受热面出现结焦偏重时，针对性地 适当增加一组或几组吹灰器吹灰。如锅炉受热面局部结渣偏重，则适 当增加此区域吹灰次数。针对#9、10 炉高温再热器部位结焦稍偏重 情况，缩短了再热器部位的 IK11、IK12 二只吹灰器的吹灰周期，即 由 8 天改为 4 天循环吹一次。另根据机组负荷变动较大， 以及煤质不稳定与设计煤质差别较大 时，常出现吹灰不足或过于频繁的情况，每天的定时定量的吹灰策略 不可避免的产生较大的浪费。因此为进一步减少吹灰蒸汽消耗量以及 减少蒸汽对金属壁面的吹损，#9 炉率先在今年 6 月份 C 修时加装了 锅炉吹灰优化系统，研究开发基于受热面污染监测、模糊评判，以安 全性、经济性为目标的吹灰优化系统。以求做到更科学、更合理的吹 灰，目前该吹灰优化系统正在全面的测试与调试中。五、节电工作 优化工业水泵运行方式。根据不同季节工业水温度及机炉相关辅 机温度及发电机气、水、油温度的实际情况，四期 2 台 330MW 机组将6原来的 2 台高压工业水泵和 2 台低压工业水泵运行改为在春、秋、冬 三季 1 台高压工业水泵和 2 台低压工业水泵运行， 减少了一台高压工 业水泵的电耗，年节电 80 万千瓦时。四期 2 台 330MW 机组和五期 2 台 330MW 机组循环水系统在春、 秋、 冬季采用节流凝汽器循环水出水门的方法， 达到循环水泵两泵供两机 的节能效果，减少了 2 台循环水泵的电耗，年节电 600 万千瓦时。#7-10 机组所配备的#7A、7B 燃油泵功率为 132kW，为一运一备 的运行方式。为优化燃油泵运行方式，经充分研讨论证后，利用老厂 原#3 燃油泵（功率 75kW）改接到四、五期燃油系统中，重新命名为 #7C 燃油泵，作为平时运行中稳压油泵，以维持燃油母管充压，替代 原#7A、 燃油泵运行打循环方式， 7B 从而达到节约燃油泵耗电的目的。在今年 3 月底顺利地实施了燃油泵改接工作，取得了较好的节电效 果。原#7A、7B 燃油泵运行时电流分别为 150A、142A 左右，而现#7C 燃油泵运行电流为 90A 左右，#7C 燃油泵替代原#7A、7B 燃油泵运行 电流平均下降了 56A，年节电 27 万千瓦时。#7、#8、#9、#10 炉循环泵根据效率达标要求，通过循环泵启停 备用泵，达到节电目的，每月每台炉循环泵停用 1 台，时间为 5 天， 年节电 15 万千瓦时。四期除灰综合泵房#8 侧小灰浆泵出口管引至#7 炉侧，利用#7A、 #7B 灰浆泵的富裕量减少能耗，每日节电约 1500 千瓦时。通过分析总结，对＃7－＃9 炉电除尘绝缘子电加热、瓷轴电加 热、灰斗电加热进行停运，取得了良好的节能效果，月节电达到 74.2 万千瓦时。根据＃7、＃8 炉长期干出灰运行的情况，通过改造和运行调整， 停运＃8A、＃8B 灰浆泵（75kW） ，改用＃8C、＃8D 灰浆泵（11kW）单 泵运行输送至＃7 灰浆池，月节电达到 46080 千瓦时。#8 电除尘 A 修前 3 个月对气化风机进行了停运试验，此次 A 修 后进入内部检查，情况良好，A 修结束后可继续停运。#8 炉电除尘气 化风机功率 18.5kW, 电除尘气化风机电加热器 45 kW, 月节电可达 45720 千瓦时，2012 年计划在其他机组继续试验。#8 炉今年 A 修将一电场输灰管从 DN200 改为 DN150， 降低过大的7出力裕量，减少输灰空气量，250kW 输灰空压机由 3 台运行减为 2 台 运行，改造后年可节电 110 万千瓦时。采取措施积极控制生产性和非生产性用电。具体包括保证各辅机 变频装置正常投用；合理安排工业水泵、给泵、循泵、吸收塔循环泵 等辅机运行方式；用各种方法尽量缩短大小修机组启停时间，辅机的 试转安排上尽量合理，减少大容量辅机不必要的启停；根据经济性合 理安排机组负荷；合理安排消缺时间。杜绝长明灯、空调长开等浪费 电的现象。注意检查生产区域光控照明天亮后是否关闭， 对生产现场非光控 照明在天亮时及时关闭；根据气温，合理启停母线室、UPS 室、配电 室、机房、主变冷油器等处的通风降温设备。合理安排输煤系统运行方式，加强皮带班与码头班沟通、协调， 在确保码头卸煤机开始抓煤时再启动输煤皮带机；斗轮机取煤时，要 求斗轮机司机准备到位后再启动输煤皮带机， 减少了输煤皮带的空载 运行时间。加强生活用电管理，单身公寓按巡查制度要求，每月组织一次对 单身公寓安全用电、使用空调和节水情况进行抽查，如发现住宿人员 人不在房内而开着空调，报所在部门要求按规定进行教育与考核；单 身公寓内严禁使用大功率家用电器，要求人离宿舍后及时关闭饮水 机、电视机等，发现违反规定的住户，及时指出纠正，情节严重的报 其所在部门进行考核；检查单身公寓的卫生间、洗衣间水龙头是否有 长流水情况，有损坏的及时联系维修班修复。今年对单公寓住宿人员 的用电方式进行了改变，每间房均安装了电表，实行一房一表制，符 合住宿条件的人员，每月免费额电量 50 度，超出部分按社会用电标 准收费，在检查中，情况比以前有了明显的好转，基本没发现违规用 电情况，收到了成效。台电新村的所有空置房安排人员切断了电源和 水源，避免能源损失。六、节油工作 2011 年 1 月 1 日起，我厂实行了新的锅炉助燃用油考核办法， 对节约率采用分段考核，累加计奖，进一步调动了职工大胆尝试，创 新思路，努力节约锅炉助燃用油的积极性。根据锅炉实际燃烧工况情8况，对#9、10 机组锅炉点火能量满足条件进行了适当修改，如将相 邻磨煤机原要求的磨煤量为 25t/h 修改为 18t/h 等。进一步减少了 日常启动磨煤机时的助燃耗油。另在升炉过程中启动第二台磨煤机时 #9、10 炉均可做到不投大油枪而启磨。这样#9、10 炉实现了升停炉 全程可不投大油枪助燃的目标，降低了升停炉过程中的耗油。针对制 造厂要求#7、8 炉磨煤机启停时均需投油助燃、日常启停磨助燃耗油 较多的情况，再结合锅炉实际燃烧工况情况，今年#7、8 机组改变了 以往启动磨煤机必须投油的方式， 通过改进操作方法及修改磨煤机有 关逻辑后，在下层磨运行且煤量达到 30t/h 且锅炉负荷大于 60%下， 允许无油启动磨煤机，节约了启磨时的助燃用油，这样在磨煤机启动 中每月无油启磨节油达 4-8t 左右。针对锅炉微油燃烧器改造后设备 故障率较高情况， 建立了定期试投微油枪工作， 及时发现和消除缺陷， 保证微油枪系统的可靠性。另制定了微油枪投用操作卡，以保证微油 燃烧器能顺利及时投用， 在升停炉等投油助燃时微油枪发挥了较大作 用， 节约了燃油。通过采取各种节油措施， 2011 年累计用油量 442.1 吨，比去年总用油量减少 162.1 吨。七、节水工作 我厂周密安排， 认真做好全厂节水工作， 及时出台有关节水方案。并通过调节好各水池水位， 保证不溢水； 保证废水处理系统正常投运； 及时安排淡水、杂用水系统查漏消缺；合理调配生产用水、对生活用 水采用降压、分时供水等措施减少用水量。去年底开始调整杂用水系 统运行方式，四期杂用水管与老厂淡水升压管联络运行，全部停运淡 水升压泵，降低杂用水管和淡水升压管压力。四期冲灰水箱用海水补 水。#9、10 炉在保证汽水品质前提下，通过运行摸索与调试，#9、 10 炉暂停了连排工作，日常运行中将连排调整门全关，降低了锅炉 排污率，减少了汽水损失，每月可减少锅炉汽水损失约 1000 吨。运 行中加强汽水系统的检查，及时消除泄漏点。努力减少汽水损失，降 低化学补水率。平时加强对汽机有压放水管出口冒汽的监视、检查， 发现冒汽大及时分析原因，采取措施，减少汽水损失。此次#8 机 A 修中，对内漏阀门进行处理，将减少#8 机汽水系统的泄漏。加强开、 停机过程中节能监督管理，提高值班员的操作水平，努力缩短开停机9操作时间，减少开停机中的汽水损失。减少脱硫系统的水耗量，在氯 离子不超标的情况下，不影响脱硫剂活性的前提下，尽量少排废水， 增加了脱硫系统冷却水回收水泵，对四、五期脱硫冷却水进行回收。2011 年全厂淡水总耗量为 69.6 万方，比去年同期减少 32.4 万方。废水回收利用 62.3 万方，比去年同期增加 25.6 万方。八、积极开展对外供热，大型发电厂锅炉效率高于小型热电厂及 工业锅炉的效率，实施供热后，其供热标煤耗优于小型热电厂，更优 于分散的供热工业锅炉。因此，实现电厂对外集中供热节能效果是十 分明显的。此外，我厂供热机组均实施了脱硫工程，而小型供热机组 一般未进行脱硫或脱硫效率低， 我厂实施供热后可减少大量的粉尘和 二氧化硫排放，进一步减少了对环境的污染。于此同时，台州发电厂 现有的设施进行供热，投资少，见效快，可避免小型热电厂的重复投 资，并可节约大量土地、淡水和人力等资源。2011 年供热总量为 668966 吨，比去年同期增加了 168819 吨。目前第二根供热管道建设 已开始实施，8、9 号机组供热改造已完成，五期配套供热管线项目 厂内工程正在施工中。十、节能技术改造工作 （一）#9A、#9B 一次风机改变频调速 对#9 炉两台 G4-60-14No19F 离心式一次风机 （YFKK500-4W 电机， 功率为 900kW）实施了变频调速改造，变频器为安川公司生产型号为 CIMR-MVISDC13C，改造后经测试，风机平均用电率由 0.61%降至 0.51%，年节电 200 万千瓦时。项目改造费用约 300 万元。（二）#7A、#7B 空气预热器密封改造 对#7 炉两台 2-29V1(T)-1778M 三分仓回转式空气预热器实施了 密封改造，改造后空气预热器漏风率由 11.295%下降到 6.385%，绝对 数下降 4.91%，年节约标煤 1370 吨。且改造后送、引风机电流合计 下降 52.35A，年节电 230 万千瓦时。项目改造费用 100 万元。（三）#9 炉电除尘高低压控制系统改造 #9 炉电除尘高低压控制系统改造并经多次优化调整后，#9 炉电 除尘用电率从改造前的 0.45%降至 0.11%,年节电 680 万千瓦时。项 目改造费用 90 万元。10（四）#9、#8 炉脱硫吸收塔循环泵传动方式改造 #9 炉脱硫系统三台 600DT-A82 型吸收塔循环泵配三台 YKK560-10 型 500kW 电机，原传动方式为减速箱连接，传动效率低，现取消减速 箱，改为电机与泵直联传动， 提高传动效率 5%，年节电 37 万千瓦时。#8 炉脱硫吸收塔循环泵传动方式改造正在进行中。项目改造费用两 台炉 198 万元。（五）#9A 闭式循环冷却水泵改造 原 #9A 闭 式 循 环 冷 却 水 泵 的 型 号 为 DFSS350-510A ， 设 计 流 量 2000m3/h，配Y400-4型400 KW6000 V电机。改为DFSS400-24/4A型泵， 流量1160m3/h，配Y2-315L1-4型160KW380V电机，改造后年节电130万 千瓦时。项目改造费用20万元。(六) 四期主380V母线室照明改造 四期母线室原共有735只日光灯，每只40W，共29.4kW。改造后， 安装135套LED灯，每套56W，共7.56kW。正常照明时约有2/5灯具每天 24小时长亮，年节电7.6万千瓦时。项目改造费用18.9万元。（七）#9 机汽机房照明改造 原灯具故障率高且耗电量大，年初时更换成 LED 灯具，每只灯由 原 150W 改为 56W，共计 118 只，年节电 9.5 万千瓦时，既提高了现 场亮度，又降低维护工作量，节约维护成本。项目改造费用 16.8 万 元。（八）厂前区照明改造 厂前区 26 套路灯改为 LED 灯，在提高安全性、美化环境、减少 维护工作量的同时，年节电 2.5 万千瓦时。项目改造费用 6 万元。（九）#9炉闭环吹灰优化控制系统 预计通过吹灰优化， 使锅炉在吹灰蒸汽耗量不增加的情况下锅炉 效率提高 0.2%， 在平均排烟温度不提高的情况下可降低 30%的蒸汽耗 量。同时减少水冷壁及吹灰器的磨损。目前改系统已安装完毕，正在 调试中。项目计划改造费用 11 万元。（十）#8 炉尾部受热面蒸汽吹灰改声波吹灰 将尾部受热面的 IK45 至 IK56 共 12 台蒸汽吹灰器改为声波吹灰， 减少蒸汽损失及受热面吹损，提高受热面清洁度及换热效果。年节约11蒸汽 900 吨。且声波吹灰器检修维护成本低，对炉内受热面无磨损， 安全性好。目前改项目正在实施中，项目计划改造费用 60 万元。（十一）#8、#9 机组供热改造 在#8、#9 机组再热蒸汽热段抽汽经减温减压后对外供热，减温 水从再热器减温水接出，减温减压后的供热蒸汽压力为 2MPa，温度 为 300℃。改造后全厂将达到 250-300 t/h 的供热能力。目前#8、#9 机组供热抽气口已经改造预留完成，配套的供热管线正在施工中。12
【第三篇】：电厂节能宣传周工作总结，电厂节能工作总结作总结2014 年，国家发展改革委等 14 个部委联合印发了《关于 2014 年全国 节能宣传周和全国低碳日活动安排的通知》 （发改环资? 号） ， 确定今年 6 月 8 日至 14 日为全国节能宣传周，6 月 10 日（周二）为 全国低碳日。为进一步推动公司资源节约型企业建设，强化员工节能降耗 意识，营造节能降耗的良好氛围。公司结合生产的实际情况，按照要求， 开展了为期一周的节能宣传周系列活动，全面推进公司节能工作的开展， 提高员工对节能降耗工作的主观能动性。本次活动内容总结如下1.全方位多角度开展节能宣传 本次节能宣传周活动，公司充分利用各种宣传手段：厂区门口电子 屏幕、电视节目、流动广播车、宣传条幅、手机短信、网站主页等，滚动 播放节能降耗宣传短片，节能降耗倡议书、生产现场节能工作开展实况、 厂区及生活区节能低碳活动践行情况等，使员工无论在生产中还是在生活 中均意识到节能降耗、低碳生活的重要性，提高自身节能主观能动性，积 极配合开展节能工作。2.节能降耗合理化建议征集收获颇多 按照公司开展节能宣传周活动的通知，运行部、维护部、燃料部、 管理部、多经公司等部门员工积极踊跃上报节能降耗的金点子，本次 共计征集合理化建议 40 余条，其中具备较高节能价值的合理化建议 1 条， 具备可行性、可操作性的合理化建议 13 条，公司将按照《安全生产考核与 奖惩管理标准》 、 《安全生产合理化建议管理规定》对上报人及所在部门予以嘉奖，以资鼓励。3.倡导“携手节能低碳，共建碧水蓝天” 提前通过手机短信通知的方式，鼓励全体员工在 6 月 10 日全天上班 不开车，徒步行走，真正做到低碳生活；同时活动期间对生产现场及办公 楼的照明加强督促检查，对主要耗电区域照明设备进行了优化，如机组主 变区域、锅炉本体区域的高耗电照明开启时间由 17：00 改变为 20：00，关 闭时间由 5：00 改变为 3：00，日可节约厂用电量 500kWh。真正做到节能 降耗从生产生活中做起，从点滴做起。4.组织会议、学习普及节能知识 通过组织交流会议，使运行部门与检修部门深入交换意见，积极研讨， 提出行之有效的节能办法。同时组织各部门员工培训学习公司制定的各项 节能制度，如：节能管控定期工作规定、节能管控台账等，使员工对公司 节能管控工作的开展有更加深入的了解，明确各岗位节能管控职责，充分 发挥各级节能网络成员作用，为公司节能工作贡献力量。
【第四篇】：2010年矸石电厂节能工作总结，电厂节能工作总结煤矸石热电厂节能工作分析总结煤矸石热电厂是一个在 2005 年末新投运热电联产机组，为保证 供热稳定主设备余量较大，原设计两台机组，但一期只建设了一台机 组。因此公用系统能耗比重偏大，以热定电的特殊运行方式使机组满 负荷运行时间较短，加之 2008 年至 2009 年供热期设备缺陷较多，生 产管理人员与操作人员底子薄、技术水平低，对系统设备还处于探索 熟悉阶段，2009 年 12 月综合厂用电率达到了 30%，煤耗、水耗也较 高。节能工作开展的较差。在 2009 年、2010 年两个检修期矸石电厂针对机组能耗缺陷进行 了更改， 消除了部分缺陷,检修后对机组的运行方式进行了部分优化， 使节能工作有了一定的进步。截止 2010 年 11 月年度综合厂用电率达 到了 25%，较上年下降了 5 个百分点，煤耗、水耗也有一定幅度的下 降。因周边无相同类型及运行方式的机组， 对标工作因无目标开展的 不好， 与设计值比较又因受调度电量限制及供热面积达不到设计发电 量，可比性不高，某些指标只能与历史同期比较。一、节能降耗工作开展情况 2010 年组建了以总工负责制的厂节能领导小组及厂节能三级网， 逐步完善厂节能管理制度。每月召开两次节能指标分析例会，根据分 析结果及时调整各运行指标，优化机组运行方式。运行值开展了小指 标竞赛并有相应的考核制度。1、节电工作开展情况1 对输煤一段落煤口及锅炉煤仓落煤口计破碎机进行更改，大幅度的 降低了燃煤棚堵断流现象，适量加大输煤量、减少上煤次数，降低输 煤系统的运行时间。2 经论证水源压力可满足转机冷却水系统和化学给水要求，检修期通 过对系统的改造。本供热期停运了转机冷却水泵（15KW）和化学生水 泵（45KW） ，经近一年的运行效果较好。3 高备变由热备改冷备，减少了高备变的空载损耗。4 检修后对给水泵的性能出力做到了心中有数，根据锅炉负荷情况及 时投退给水泵运行台数， 5 根据设备运行温度参数及时调整机力冷却塔风机启停。6 合理调整各风机的运行参数使风机的单耗有所下降。下附 2009 年 1 月-2009 年 11 月与 2010 年 1 月-2010 年 11 月主 要电耗指标对比表 主要电耗指标对比表 指标名称 综合厂用电率 给水泵单耗 引风机单耗 一次风机 二次风机 单 位 % KW/T KW/T KW/T KW/T 2009 年累计 30.02 6.21 4.9 7.1 2.92 2010 年累计 24.91 6.03 4.44 5.68 2.42 （升降） -5.11 -0.18 -0.46 -1.42 -0.52、节煤工作开展情况 1 通过对碎煤机的更改检修使燃煤的破碎粒度达到了锅炉的燃烧要求，有效降低了炉渣可燃物，每天可节燃煤 3-4 吨。2 更改热网除氧器水封设计上的不合理管道，每小时减低了 2T/H 蒸 汽损耗， 3 把锅炉连排接入热网除氧器，减少了热量损失。4 对热力系统的内漏阀门进行更改检修降低了损耗。5 热网供回水温度严格按供热曲线运行，合理降低供热量。6 锅炉室外取风更改为室内取风，优化了锅炉燃烧状态。7 提高设备运行可靠性降低锅炉启停次数，合理调整运行参数降低排 烟温度。8 历次检修均把风系统作为重点项目，消除七漏减少漏风、漏煤。9 加强煤场管理，积极与供煤单位联系保证入厂煤质量，杜绝煤场存 煤自燃，减少煤场亏吨现象。下附 2009 年 1 月-2009 年 11 月与 2010 年 1 月-2010 年 11 月主 要煤耗指标对比表 主要煤耗指标对比表 2009 年同 2010 年同 指标名称 发电量 综合供电煤耗 供热量 供热煤耗 年标煤消耗量 单 位 期累计 万千瓦时 克/千瓦时 万吉焦 千克/吉焦 吨 .12 .92 43834 期累计 .45 .90 4 -2.67 -8 -1919 同期比（升降）3、节水工作开展情况 两个检修期通过对用水设备的检修改造， 消除了部分水资源浪费 现象。机组运行后合理调整了转机冷却水压力。减少了冷却水消耗， 更改热网除氧器水封设计上的不合理管道，每小时减低了 2 吨/小时 蒸汽损耗。优化了化学制水运行，提高了产水率、控制机组补水率及 排污率。加强与二次网换热站联系沟通、控制热网补水率。严格控制 晾水塔水位减少溢流。坚持输煤冲洗水处理循环再利用。由于采取了 以上措施与上供热期相比节约外购水费 40 万元。二、存在的问题及建议 1、因各高压电机设计余量较大，存在着较大的浪费情况，节能潜力 较大。但改造费用较高，目前只能在优化运行方式上挖潜。2、由于设备质量及安装问题，除灰系统始终未能投运，人工除渣使 得灰渣的热量得不到回收，燃料的热损失较大。解决此问题需较大的 资金，但从节能环保的角度考虑此问题还是应尽快解决。3、非生产用电由于管理及计量不完善浪费现象比较普遍。需申请资 金完善非生产用电计量装置，加强非生产用电考核制度。4、员工的节能意识还有待提高，一方面需加强宣传教育，另一方面 要加强制度约束。能源公司应建立厂际节能交流机制， 5、矸石电厂因受煤业公司管理机制的制约，节能奖励不能落到实处， 节能改造开展的较为困难。三、下一步节能工作规划 1、加强教育提高全体员工的节能意识及业务水平，强化节能三级网的管理使各级人员自觉遵守节能管理制度。2、对厂区各取暖点进行分类登记制定合理的采暖温度，降低能耗。3、加强与铁运公司交涉合理解决入厂煤亏吨问题。4、试验探索合理的主要耗电设备的运行方式，发挥小指标竞赛作用。5、热网疏水泵额定功率远大于实际功率， 2011 年对热网加热器疏 水泵进行变频改造，已列入 2011 年检修计划。6、利用检修期对化学取样器冷却水进行改造使排水进入冷却塔，减 少水资源浪费。7、优化机组运行使主要电耗指标、煤耗指标、综合厂用电率下降一 个百分点。矸石电厂生产部 2010 年 12 月 8 日
【第五篇】：电厂节能减排工作报告，电厂节能工作总结减排情况督查表 （华中电监局/办）电力企业名称鄱阳县凯迪绿色能源开发有限公司 上级主管单位：阳光凯迪新能源集团有限公司 发电企业联系人及电话吕志平 （） 全厂发电机组装机规模电厂类型（发电/供热） 督 查 时 间2×12MW 发电督 查 组 长 签 字：电力企业确认（签字、盖章） ：1一、企业概况 鄱阳县凯迪绿色能源开发有限公司是由阳光凯迪新能源集团 有限公司投资 2.33 亿元建设的一家集发电、废弃农作物处理、灰 渣综合利用的生物质环保电厂。利用生物质可再生能源发电是节 约一次性储备能源、解决能源短缺的最好途径之一。本企业位于 鄱阳县芦田工业园区，厂区占地面积 215 亩，总资产 32413.56 万 元，固定资产 18150.68 万元，设计总装机容量 2×12MW， 每年可 利用稻壳、农林秸秆、树皮等农林废弃物 20 万吨以上。设计年发 电量 1.44 亿千瓦时，年供电量约 1.28 亿千瓦时，每年可节约标 准煤 7 万吨，减少二氧化碳排放量约 15.9 万吨/年，产生的灰渣 又可生产复合肥，减少粉煤灰、粉尘的排放，并大大减少燃煤电 厂带来的 SO2 对大气的污染，既提高了经济效益又保护了环境，属 循环经济中降低资源消耗、循环利用资源、合理延长产业链的项 目。本公司可实现年收入 8415 万元，完成利税 830 万元，可 为本地区农民增收 7000 万元以上，同时能直接或间接带动就业 1400 人，为周边农民解决一部分就业问题。对改善鄱阳县地方环 境、提高资源综合利用率、优化地域能源结构、实现产业升级具 有积极的促进作用。另外，我公司向联合国申请的 CDM 项目已于 2011 年 1 月注册 成功，按照每吨 CO2 减排量 9～10 欧元的价格进行计算，预计至 2012 年底鄱阳凯迪电厂每年可增加 135～150 万欧元的碳汇收益。2二、电厂运行情况 鄱阳县凯迪绿色能源开发有限公司成立于 2007 年 2 月 8 日， 项目于 2008 年 2 月 21 日获得了江西省发展和改革委员会的核准。工程于 2008 年 3 月 20 日开工建设，#1 机组于 2009 年 12 月 19 日首次成功并网， 2010 年 1 月 3 日通过 “72+24” 小时试运行， 2010 年 3 月 15 日开始投入试生产。#2 机组于 2011 年 6 月 9 日获得江 西省能源局批准，同意在补办核准手续的同时先并网运行，并于 2012 年 3 月 30 日获得了江西省发展和改革委员会的核准。#2 机 组于 2011 年 10 月 23 日首次并网， 2011 年 11 月 5 日通过 “72+24” 小时试运行，2011 年 11 月 17 日开始投入试生产。两台机组自投 产以来，运行情况良好。2011 年，鄱阳凯迪电厂#1 机组全年运行 7260.84 小时，利用 小时数为 7660.6，发电量 9192.72 万千瓦时，#2 机组全年运行 1006.70 小时， 利用小时数为 905.43， 发电量 1086.51 万千瓦时。电 厂 2011 年 合 计 发 电 量 为 10279.23 万 千 瓦 时 ， 上 网 电 量
万千瓦时，综合厂用电率为 13.70%， #1 机组平均负荷 12.66MW， 负荷率 105.5%， 机组平均负荷 10.79MW， #2 负荷率 89.9%， 除盐水补给水率 4.46%，发电标准煤耗 539 g/KWh，供电标准煤耗 626 g/KWh。2011 年度#1 机组实现两次连续 “100 天安全运行” 机 ， 组各项生产技术指标均日益优化和提高。3三、企业节能降耗管理情况 鄱阳县凯迪绿色能源开发有限公司作为阳光凯迪新能源集团 有限公司的全资子公司，在节能减排工作方面，始终按照集团公 司的能源管理目标开展工作，根据国家节能减排工作要求，制定 节能管理目标。公司立足现有基础，依靠科学技术，加速淘汰和 改造落后工艺装备，以工艺现代化和设备新进化为手段，促进设 备结构调整，进行产业结构优化，注重节能降耗、提高劳动生产 率、环境保护和资源回收与综合利用，不断提高企业经济效益和 整体竞争力，具体体现在以下几个方面1、供电标煤耗电厂在 2010 年试运行调试初期， #1 机组 运行不正常，机组负荷率偏低，启停机频繁，锅炉热量损耗率相 对增大，影响锅炉效率，且综合厂用电率偏高，导致供电标煤耗 偏高。2010 年供电标煤耗为 730g/KWh， 随着生产趋于正常， 2011 到 年供电标煤耗下降到 626g/KWh，节能效果明显，力争在 2012 年达 到设计值（496g/KWh） 。2、综合厂用电率：电厂在 2010 年试运行初期，#1 机组运行 不正常，停运时间长，在停机期间电厂的基本用电都纳入了综合 厂用电量， 以及机组调试期负荷率偏低， 所以综合厂用电率偏高。2010 年为 16.27%， 随着生产趋于正常， 2011 年已下降至 13.7%， 到 节能效果明显，力争在 2012 年达到设计值（13.24%） 。3、机组平均年利用小时数：2011 年，鄱阳凯迪电厂#1 机组 全年运行 7260.84 小时， 发电量 9192.72 万千瓦时， 年利用 7660.64小时，超过了 7500 小时，达到了一个极高的水平，对降低综合厂 用电率，提高机组设备利用效率，节约能耗等方面有着非常积极 的意义。4、一次水耗量：2010 年一次水耗量为 8.026 万吨，2011 年 一次水耗量为 30.838 万吨，远远低于江西省水利厅批准值（62.7 万吨/年） 。电厂大力倡导节能减排，在循环水排污、酸碱再生用 水、转机冷却用水，以及生活污水排放等方面严格按设计方案执 行，95%废水全部回收利用，余下 5%废水经处理后达标排放。5、粉煤灰综合利用：电厂 2010 年、2011 年灰渣产生量分别 为 2200 吨、7400 吨，现所有灰渣全部免费送给当地农户做肥料， 取得了良好的社会效益。6、节能技术改造①、 两台锅炉共投资 250 万元进行炉前给料系统项目改造， 节省了大量的人力和物力，同时最大限度地保障了操作人员的人 身安全； ②、两台锅炉共投资 80 万元实施一次风机变频器项目改造， 同比综合厂用电率下降了 1.5%。③、 两台汽轮机共投资 20 万元实施轴封加热器系统、均压 箱系统、射水抽气器系统等项目技改。改造后，对减少蒸汽消耗 和漏气，延长设备运行周期都取得了很好的效果。④、 料场投资 400 万元实施 20 亩防雨钢棚安装，增加燃料 仓库面积，增加干料存储量，避免入炉燃料淋雨，可以保证锅炉5燃烧稳定，降低供电标煤耗，减少废水排放。⑤、 投资 20 万元，安装灰库加湿搅拌机，增加飞灰湿度和 密度，避免扬尘，提高飞灰运输效率。⑥、 投资 300 万元购Z美国进口大型威猛破碎机，替代原国 产破碎机,对整料进行破碎，不仅有效的提高了 50%破碎率，而且 工作人员安全也更有保障，还扩大了燃料收购品种。四、环保和清洁生产 鄱阳凯迪生物质能发电厂#1 机组在建设前，根据《中华人民 共和国环境保护法》和《建设项目管理规定》进行了环境影响评 价，认真履行环境影响审批文件，建立健全有关档案资料。在建 设过程中落实了环境保护设施和主题工程同时设计、同时施工、 同时投入生产和使用的“三同时”制度，项目运行中环保设施、 环保措施、环保监测制度等全部按照环评文件付诸实施。1、大气污染防治方面 （1）严格以稻壳、秸秆等生物质为燃料，没有混烧煤、矸石及 其它矿物质燃料。（2）NOx 防治对策：本工程充分采用循环流化床锅炉特有的分 级送风低温、低氮燃烧技术，严格控制炉温在 850-900℃之间，有 效地抑制热致 NOx 的形成， NOx 排放浓度小于标准限值 450mg/m3。使 经监测本工程 NOx 排放浓度为 269.87mg/m3，排放量在 43.7kg/h 以下，占允许排放浓度的 60.0％，年排放量为 262.2 吨，满足排6放标准要求，同时预留有脱销脱氮装Z空间。（3）二氧化硫治理：本工程采用当地丰富的农业副产品稻壳和 秸秆为燃料，含硫量很低，仅为 0.09％。经监测，本工程 SO2 实 际排放浓度为 272.72mg/m3，排放量在 48.4kg/h 以下，占允许排 放浓度的 68.18％。年排放量为 290.4 吨，低于江西省环保局下达 的二氧化硫总量要求（SO2≤385T/A） 。(4）烟尘防治控制：本工程锅炉设备选用高效布袋除尘器，可 以除去 1μm 甚至 0.1μm 的尘粒，并且不受粉尘比电阻的影响， 具有除尘效率高、运行稳定、安全等特点，最低除尘效率不小于 99.87%， 除尘器出口处烟尘浓度为 36.31mg/Nm3， 年排放量为 38.66 吨， 《火电厂大气污染物排放标准》 满足 （GB） 的要求， 低于江西省环保局下达的烟尘排放总量要求（烟尘≤40T/A） 。(５)高烟囱排放：本工程两台 65t/h 循环流化床锅炉合用一座 高 100m， 出口内径 2.0m 的单管单筒烟囱， 充分利用大气自身稀释、 扩散、自净能力降低烟气中污染物落地浓度。(６)监控：本期工程在烟囱附近的主烟道上安装一套在线烟气 连续监测系统，设备技术要求符合 HJ/T75-2007 《火电厂烟气排放 连续监测技术规范》要求。在工程师站设Z仪器分析室，在线监 测并记录烟气中二氧化硫、氮氧化物、以及烟尘的排放状况，监 控数据可远程输送，烟气连续监测系统留有与当地环保局联网的 接口。2、灰渣治理7(１)除灰系统采用稀相正压气力输送系统。干灰落入布袋除尘 器灰斗下，在压缩空气的作用下，输送至干灰库，灰库共两座， 总体积 1000 立方米，在灰库下设Z两台干灰散装机和一台湿式搅 拌机， 干灰通过干灰散装机装入密封式罐车， 然后运走综合利用。(2 )每台炉设两台冷渣器，渣经冷却到 150℃以下排出，在大气 中自然冷却到常温。因渣产量仅为灰产量的五分之一，故没有安 装储渣库，其中一部分筛选后回收利用，另一部分进行袋装或装 入密封式罐车，然后送至用户进行综合利用。(３)燃料堆场、输料扬尘防治对策：燃料稻壳用密封式汽车或 袋装运至主厂房南面的储料棚，储料棚四周设有 8m 高的挡风墙， 既能挡住稻壳外泄污染环境又可保持棚内的物料充分通风，厂外 露天储料场建在储料棚附近，遇到大风极端天气立即用防水帆布 将燃料盖牢。燃料输送皮带全封闭，且安装湿式除尘，入炉给料 系统采用全密封式给料输送系统。经采取以上防范措施后，燃料 堆场、输料系统的扬尘基本可消除。3、水资源综合利用 本期采用干除灰工艺，无冲灰、冲渣水排放。同时，生产过程 产生的少量酸碱废水由化水处理车间中和处理达标后回收利用。生活污水由供水专业处理后达到 《污水综合排放标准》 （GB8978-96） 一级标准后，复用于厂区绿化；循环冷却排污水仅含盐量稍高， 无其他有害成分，集中回收处理后复用于厂区绿化。84、噪声污染防治措施 本工程噪声影响值在 38.2～46.9dB(A)之间，叠加后的厂界昼 间噪声值在 49.4～55.6dB(A)之间， 夜间噪声值在 46.5～55.2dB(A) 之间，满足相关执行标准限值要求。5、 2011 年 7 月，鄱阳电厂获得上饶市颁发的农业产业化经 营“市级龙头企业”称号，资源综合利用已申报，近期可得到批 准。五、产品销售情况 鄱阳县凯迪生物质能发电厂属于国家鼓励的节能环保发电企 业， 2×12MW 机组投产运行正常后每年发电量达到 1.44 亿千瓦时， 有利于满足当地工农业发展所需电力快速增长的需求。另外国家 发改委和能源局也出台了若干鼓励可再生能源发电项目的优惠政 策，所以本公司不存在产品销售困难问题。六、纳税情况 我公司一直秉承“依法诚信纳税”理念，严格遵守国家税收 法律、法规的相关规定，对实现的税金及时申报、缴纳，从不偷 漏国家税收。七：附件《鄱阳凯迪电厂节能减排附表》 （共 5 张）鄱阳县凯迪绿色能源开发有限公司 二一二年五月十三日9