1、發電廠生產運營介紹2014年8月主要內容一、前言二、火力發電廠的生產過程三、火力發電廠生產指標介紹四、火力發電廠運營指標介紹五、燃料指標介紹六、生產運營對標管理主要內容 一、前言 企業生產運營包括生產環節和運營環節，直接關系到企業的生存和發展。李小琳董事長在中電國際年中工作會上指出，我們經營管理的核心價值觀最后落腳在“價值”，企業的本職就是創造效益、創造價值。 抓好“兩價一量”：電量上，要做好營銷和設備管理；電價上，要做好補貼、脫硫脫硝電價和新項目電價爭取，及時到位；煤價上，要做好采購結構調整、庫存控制和煤炭摻燒。挖潛增效，降低生產運營成本 。公司簡介 平頂山姚孟發電有限責任公司的前身姚孟電廠

2、，始建于1970年，目前公司有六臺機組總裝機容量2470MW，年發電量約130億KWH，是我國第一座全部由亞臨界機組裝備起來的百萬級火力發電廠。擁有四臺300MW、兩臺600MW燃煤汽輪發電機組，500KV及220KV變電站各一座，其中#1、2機組是國產第一、第四臺300MW雙水內冷發電機組，分別于1975年、1980年投產；#3、4機組為比利時ACEC公司生產的亞臨界燃煤汽輪發電機組，分別于1985年、1986年投產；#5、6機組與2007年底相繼投運。公司擁有國內第一座500KV超高壓變電站，是實現豫、鄂兩省水火電調劑的骨干樞紐，6條220KV輸電線路是穩定河南電網安全運行的有力支撐。二、

3、火力發電廠的生產過程火力發電廠的生產過程是一個能量轉換的過程。現代火電廠中，燃料的化學能轉變為電能是在復雜熱力循環的基礎上完成的，這種循環使發電廠的熱經濟性得到了很大的提高。通常將燃料運至電廠，經輸送加工后，送入鍋爐進行燃燒，使燃料中的化學能轉變為熱能并傳遞給鍋爐中的水，使水變成高溫高壓的蒸汽，通過管道將壓力和溫度都較高的過熱蒸汽送入汽輪機，推動汽輪機旋轉作功，蒸汽參數（壓力、溫度）則迅速降低，最后排入凝汽器。在這一過程中，蒸汽的熱能轉變為汽輪機轉子旋轉的機械能。發電機與汽輪機通過聯軸器連成一個整體，以3000r/min的轉速旋轉，發電機轉子中的磁場在轉動的過程中將汽輪機的機械能轉變成電能。發

4、電機產生的電能，經變壓器升壓后送人輸電線路送入電網提供給用戶。火力發電廠主要生產系統。汽水系統燃燒系統電氣系統化學制水系統除灰除渣系統燃料及輸煤系統汽水系統 汽水系統由鍋爐、汽輪機、凝汽器、加熱器和給水泵等組成，它包括汽水循環、化學水處理和冷卻水系統等。水在鍋爐中被加熱成蒸汽，經過過熱器變成過熱蒸汽再通過主蒸汽管道進入汽輪機由于蒸汽不斷膨脹，高速流動的蒸汽沖動汽輪機的葉片轉動從而帶動發電機發電。作功后的蒸汽溫度和壓力很低，被排入凝汽器冷卻，凝結成水經過加熱和除氧又經給水泵打入高加進入鍋爐。燃燒系統 燃燒系統由鍋爐的燃燒部分、輸煤部分和除灰部分組成。鍋爐的燃料煤，由皮帶機輸送到煤粉倉的煤斗內，經

5、給煤機進入磨煤機磨成煤粉，風粉混合后經燃燒器進入爐膛燃燒，煙氣經除塵器后排出，爐渣經碎渣機成為細灰排到儲灰場。鍋爐整體布置圖冷灰斗燃燒器省煤器屏式過熱器一級過熱器末級過熱器低溫再熱器高溫再熱器空預器爐膛及水冷壁電氣系統 發電機發出電，進變壓器升高壓電后通過高壓配電裝置和輸電線路向外輸送。有一部分廠內消耗。電氣設備有：發電機、主變壓器、廠用變壓器、高壓配電裝置和廠用配電裝置等。化學制水設備除鹽水系統流程：清水清水泵陽雙室雙層床除碳器中間水箱陰浮床混床除鹽水箱除鹽水泵凝結水箱除鹽水水質指標：硬度 0umol/l sio220ug/1化學制水設備凝結水處理系統：凝泵前置陽床混床凝結水箱凝升泵，經處理

6、后的凝結水，在混床出水母管上加氨以提高PH值，并在除氧后的給水母管低壓側加聯氨以除去殘留氧，達到防止熱力系統設備腐蝕的目的。凝結水水質指標：硬度 0umol/l sio250ug/1 Na +10ug/1 Fe100ug/1 O230ug/1除灰除渣系統灰漿泵、灰渣泵、振動篩、濃縮池、柱塞泵、程排灰管燃料輸煤系統公司現有#2、3、4（5、6）煤場；火車/汽車運煤煤溝給煤機皮帶（#1、2、3、4、5、6、9）原煤倉；煤場滾輪機皮帶原煤倉火力發電廠的主要生產設備鍋爐部分汽機部分電氣部分脫硫部分變電站部分火力發電廠的主要生產設備鍋爐#2鍋爐為斗山巴布科克能源有限公司改造設計、制造的單爐體、雙爐膛型布

7、置、四角切圓燃燒、固態排渣、低質量流速、具有正流量響應特性的垂直管圈水冷壁、亞臨界壓力中間再熱式直流鍋爐。 鍋爐型號：DG1900/25.4-1型鍋爐主要參數：過熱蒸汽流量1025 t/h過熱器出口蒸汽壓力17.07MPa過熱器出口蒸汽溫度543 再熱蒸汽流量876 t/h再熱器進口蒸汽壓力3.78 MPa再熱器出口蒸汽壓力3.58MPa再熱器進口蒸汽溫度326.2 再熱器出口蒸汽溫度541.0省煤器進口給水溫度266.3 火力發電廠的主要生產設備鍋爐#4機組的鍋爐為瑞士蘇爾壽專利，由比利時考克利爾鋼鐵公司制造的半塔式中間再熱直流鍋爐。鍋爐型號：CMI924/184/543836/398/54

8、3 鍋爐的技術特性 型 式 盤旋垂直蒸發器亞臨界直流鍋爐額定蒸發量923.76t/h再熱蒸汽流量836t/h主蒸汽壓力18.39MPa再熱蒸汽壓力3.986MPa主蒸汽溫度543再熱蒸汽溫度543給水溫度257排煙溫度129效 率9158%最大連續蒸發量948.276t/h制造年月82年12月制造廠比利時考克利爾機械工業有限公司火力發電廠的主要生產設備鍋爐鍋爐受熱面風煙系統制粉系統灰渣及除塵系統助燃/啟動油系統火力發電廠的主要生產設備鍋爐鍋爐受熱面：由省煤器、水冷壁、過熱器、再熱器及其相應管道組成火力發電廠的主要生產設備鍋爐#1、2爐采用低質量流速、具有正流量響應特性的垂直管圈水冷壁，在啟動期

9、間，從爐膛出口取得的汽水混合物流至分離器及儲存罐。汽水分離后，蒸汽返回到爐頂回路而水則通過泵再循環到省煤器進口，在該系統中，要保持爐膛水冷壁30%的最小流量；在最初的啟動過程中僅由再循環泵取得爐膛流量，但是隨著蒸發的開始，該部分流量由給水構成（為防止省煤器產生蒸汽，應始終向鍋爐中補給最小量為35%BMCR的水量），而再循環流量則相應下降。在此期間，分離器儲水箱內的水位隨著負荷增加而下降。隨著工質的蒸發及給水流量的增加，再循環流量減少且分離器水位下降，此過程一直持續到再循環流量到零為止，這時循環泵僅通過再循環往儲水箱排送。于是鍋爐就以“Benson Load”（本生負載）執行直流模式。在直流模式

10、運行時，分離器容器僅只是連接爐膛至爐頂的蒸汽環流的一部分，起到工質混合的作用。火力發電廠的主要生產設備鍋爐#3、4爐膛四周水冷壁下部由515 mm的盤旋管組成，上部由385 mm的垂直管組成，蒸發受熱面考慮了鍋爐在啟動和低于35%負荷時保持最低的35%給水量循環，以保證蒸發段有適當的冷卻和安全的流量分配，在鍋爐水冷壁的出口設有一內徑為600 mm、壁厚為45mm、高為18570 mm的汽水分離器，分離器在正常運行時為干式，只有在鍋爐啟動和低負荷或煤、水比失調時分離器內才可能有水，在分離器底部分別有排放至凝汽器、給水箱和地溝的排水系統，以保證鍋爐的水循環和正常排水。火力發電廠的主要生產設備鍋爐風

11、煙系統：由吸風機、送風機、排粉機、一次風機、空氣預熱器及風道等組成火力發電廠的主要生產設備鍋爐制粉系統：由給粉機、給煤機、磨煤機、石子煤排放系統組成（中間儲倉式、直吹式）。制粉系統是燃煤鍋爐機組的重要輔助系統。它的作用是磨制合格的煤粉，以保證鍋爐燃燒的需要，它的好壞將直接影響到鍋爐的安全性和經濟性。型式：#3、4鍋爐制粉系統采用中速磨煤機冷一次風機正壓直吹式制粉系統，每臺爐配5臺中速磨煤機，燃燒設計煤種時，4臺運行，1臺備用。采用四角切圓燃燒。鍋爐本體的燃燒器布置火力發電廠的主要生產設備鍋爐 灰渣及除塵系統：碎渣機、撈渣機、灰漿泵、灰渣泵、沖灰泵、沖渣水泵、回水系統、污水系統、電除塵器。火力發

12、電廠的主要生產設備鍋爐 助燃/啟動油系統：輕油系統，1、2輕油罐、供油泵。母管制。火力發電廠的主要生產設備汽機DCS控制系統汽輪機本體設備主蒸汽系統凝結水系統給水系統潤滑油系統循環水系統蒸汽站系統火力發電廠的主要生產設備汽機#1、2汽輪機為亞臨界、沖動式、中間再熱、凝汽式汽輪機。其布置特點為各自獨立的高壓缸、中壓缸且通流反向布置、二臺低壓缸徑向擴壓式，分別采用26級作通流反向布置，以降低排汽阻力與縮短機組軸向尺寸。；機組總長約23.8m，布置在12m標高的運行平臺上，本機組共有5只軸承座，分別內置8只汽輪機徑向軸承和1只推力軸承以及1只發電機徑向軸承。火力發電廠的主要生產設備汽機4汽輪機是法國

13、阿爾斯通廠制造的沖動式汽輪機，采用亞臨界參數，一次中間再熱，具有七段回熱抽汽，其結構形式為單軸、三缸、雙排汽口，排汽進入凝器。汽機運行平臺標高11米，機組總長29.13米，最大寬度11.836米，軸線標高距運行平臺1.01米。兩個主汽門和四個高壓調節汽門分成兩個組合體，布置在高壓缸的左右兩側；兩個中壓聯合汽門布置在中壓缸的兩側，中壓缸排汽通過兩根平行導汽管引入低壓缸。新蒸汽從鍋爐過熱器兩側引來，經過一個球三通合并成一根總管引至汽機房，再通過一個球三通分成兩個支管經高壓缸的兩個汽門組合體，進入高壓缸內膨脹做功。高壓缸排汽引至鍋爐再熱器進行再熱，再熱蒸汽從鍋爐再熱器兩側引出，同樣經過一個球三通合并

14、成一根總管引至汽機房，又同樣通過一個球三通分成兩個支管，經中壓聯合汽門，進入中、低壓缸內膨脹做功，最后排入凝汽器。本機組設有高壓和低壓旁路，均按鍋爐在額定壓力下100%通流量設計。 火力發電廠的主要生產設備汽機啟動方式： #1、2汽輪機采用高、中壓缸同時啟動方式。高、中壓缸同時啟動有以下優點：蒸汽同時進入高、中壓缸沖動轉子，這種方法可使高中壓缸加熱均勻，減少熱應力，并能縮短啟動時間。缺點是：汽缸轉子膨脹情況較為復雜，脹差較難控制。#3、4機采用中壓缸沖轉，有以下優缺點：沖轉時高壓缸不進汽，而是待機組并網后才逐步向高壓缸進汽，這種啟動方式對控制脹差有利，可以不考慮高壓缸脹差問題，以達到安全啟動的

15、目的。但啟動時間較長，轉速也較難以控制。采用中壓缸進汽啟動，高壓缸無蒸汽進入，鼓風作用產生的熱量使高壓缸內部溫度升高，因此還需引進少量冷卻蒸汽。火力發電廠的主要生產設備汽機 主蒸汽系統：來自鍋爐的過熱蒸汽進入汽輪機的高壓缸，做功后的蒸汽從高壓缸排出進入鍋爐再熱器進行加熱，二次加熱后的蒸汽再次進入汽輪機的中壓缸和低壓缸做功后排入凝汽器凝結成水。火力發電廠的主要生產設備汽機凝結水系統：凝汽器、凝泵、凝升泵、低加、除氧器火力發電廠的主要生產設備汽機給水系統：除氧器、給水泵（前置泵、電泵/汽泵）、高加火力發電廠的主要生產設備汽機潤滑油系統：潤滑油箱、主潤滑油泵、交、直流油泵、頂軸油泵、盤車火力發電廠的

16、主要生產設備汽機循環水系統：水庫、循環水泵、排水明渠（開式、閉式、冷卻水塔）火力發電廠的主要生產設備汽機蒸汽站系統：鍋爐助燃油系統、給水箱加熱、軸封、暖風器等用汽電氣部分1、廠用電系統2、發電機系統3、變壓器系統#1、2機組廠用電一次系統#1、2機6KV廠用電共分4段：正常由#1高廠變供6KV1、2段，#2高廠變供6KV3、4段，#1高備變經6備1、6備2開關帶6KV備1、2段，做6KV14段的連鎖備用電源。6KV備1段經601、603開關做6KV1、3段聯動備用電源，正常運行時601、603開關在斷，601、603甲刀閘在合，快切裝置投入。#1、2機組廠用電一次系統6KV備2段經602、60

17、4開關做6KV2、4段聯動備用電源，正常運行時602、604開關在斷，602、604甲刀閘在合，快切裝置投入。6KV備1段與6KV備3段經3聯1乙開關、電纜、3聯1甲開關相連，6KV備2段與6KV備4段經4聯1乙開關、電纜、4聯2甲開關相連，在特殊情況下，#1、2高備變可以互帶全廠6KV備用電源。#3、4機組廠用電一次系統1、#3、4機運行方式#3、4 發變組分別運行在500KV變電站第1、3串,聯變運行在500KV第2串,#2高備變由聯變20KV側供電。#3、4機組廠用電一次系統6KV 系統運行方式#3、4機6KV 廠用電全廠統一編號為6KV 5段、6段、7段、8段、備3段、備4段。6KV

18、5段、6段帶#3機廠用電,6KV 7段、8段帶#4機廠用電,6KV備3段、備4段主要作6KV 5段、6段、7段、8段的備用電源并帶部分固定負荷且能與#1、2機6KV 備用段聯絡。#3、4機組廠用電一次系統380 V 系統運行方式3.1 380 V 母線運行方式#3、4機組380 V廠用電各設一段母線(全廠統一編號為380 V 5段、6段)供給本單元380 V負荷,正常分段開關在合。另有一個備用段(編號為380 V備用3段),和一個公用段(編號為380 V公用2段)。#3、4機組每個單元各設兩個半段,每個單元各設一保安段,工作電源取自本單元380 V母線,從380 V備用3段取一備用電源,另有一

19、套400 KW柴油發電機組作為緊急備用電源。#2水泵房有380 V 1段、2段,互為備用。380 V備用3段作為#3、4機380 V母線和保安段母線及公用段母線的備用電源。發電機系統#5、6發電機為兩臺600MW氫冷發電機組，由哈爾濱電機廠有限責任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隱極式同步汽輪發電機，發電機出口電壓為20kV，發電機冷卻方式為水氫氫，即定子繞組水內冷、轉子繞組氫內冷、定子鐵芯氫冷。我公司勵磁系統為發電機機端供電的自勵勵磁系統，正常運行期間，勵磁系統由發電機機端電壓經過勵磁變供電。起勵裝置由220V直流系統供電，當殘壓不足以建立發電機電壓時，經過一定時間的遲延，起勵

20、裝置自動投入，起勵開關自動閉合，定子電壓建立，當電壓達到10%時，起勵開關自動斷開，可控硅橋正常工作。勵磁調節器為雙自動通道（自動/手動）加獨立的備用控制器(EGC)，每個通道均能提供勵磁電壓調節（AVR自動方式）和勵磁電流調節（FCR手動方式）。備用控制器（EGC）是緊急的備用控制器，僅提供勵磁電流調節（手動方式），向EGC的切換是由設備內部各種保護和監控功能自動控制的，不受人為控制。發電機冷卻系統#5、6發電機冷卻系統采用水、氫、氫冷卻方式。即定子繞組為水冷，轉子繞組為氫氣內冷，鐵芯為氫氣外部冷卻。氫氣系統主要由氫站的高壓儲氫罐、備用氫瓶，置換用的CO2鋼瓶，氫氣干燥器，氫氣減壓器，氫氣過

21、濾器，純度分析器，液體探測，氫氣露點儀組成，向發氫氣冷卻器進出水管路對稱布置 水冷卻特點優點：水熱容量大，有很高的導熱性能和冷卻能力。水的化學性能穩定，不會燃燒。高純度的水具有良好的絕緣性能。另外，獲取方便、價廉，調節方法簡單，冷卻均勻。缺點：需要一套較復雜的水路系統，對水質要求高，運行中易腐蝕銅導電和發生漏水，降低發電機的運行可靠性等。氫冷卻特點優點：（1）氫氣比重較小，通風損耗小，可提高發電機效率。（2）氫氣流動性強，可大大提高傳熱能力和散熱能力。（3）氫氣比較純凈，不易氧化，發生電暈時，不產生臭氧，可對發電機絕緣起保護作用。（4）氫氣不助燃，當發電機內部發生絕緣擊穿故障時，不會引起火災而

22、擴大事故。（5）采用密封循環，減少了進入發電機內部的灰塵和水分，減少了發電機的維護工作量。缺點：（1）需要一套復雜的制氫設備和氣體置換系統。（2）由于氫氣滲透力強，對密封要求高，并且要求有一套密封油系統，增加了運行操作和維護的工作量。（3）氫氣是易燃的，有著火的危險，遇到電弧或明火就會燃燒。氫氣與空氣（氧化）混合到一定比例時，遇火將發生爆炸，嚴重威脅發電機的安全運行。變壓器主變：主變壓器選用單相變壓器組，強迫油循環導向風冷，無載調壓低損耗變壓器。 高廠變采用分裂變壓器，型 號：SF10-31500/20, 31.5MVA,2022.5%/6.3-6.3kV,Ud=10.5%，額定容量： 50/

23、31.5-31.5(31.5/31.5)高壓公用變壓器采用雙卷變壓器工作變壓器。型 號：SF10-31500/20, 31.5MVA,2022.5%/6.3-6.3kV,Ud=10.5%額定容量： 50/31.5-31.5(31.5/31.5) 。高壓廠變及高壓公用變高壓側通過分相封閉母線與發電機主回路封閉母線T接相連，高壓工作變、公用變低壓側均采用共箱封閉母線分別接至6kV廠用母線上。高壓廠變及高壓公用變均采用無勵磁調壓變壓器。高備變：型 號：SFFZ10-/220,63/40-40MVA,23081.25%/6.3-6.3kV,Ud=24%，采用有載調壓運行方式。低廠變：均為干式變壓器脫硫

24、脫硝部分火電廠大氣污染物排放標準 自2014年7月1日起，現有燃煤發電機組主要大氣污染物排放限值的變化如下：煙塵 30 mg/Nm3 SO2 200 mg/Nm3 （新建100 mg/Nm3）NOx 100 mg/Nm3 汞及其化合物 0.03 mg/Nm3 煙氣黑度 1級（煙囪排放口）簡介我國是一個以煤炭為主要能源的國家，煤在一次能源中占75，其中84以上是通過燃燒方法利用的。煤燃燒釋放出來的含二氧化硫（SO2）廢氣會形成酸雨危害環境。早期電廠鍋爐排煙不受限制，隨著國家對環保越來越重視，要求新建電廠必須同步安裝脫硫裝置，老電廠限期安裝脫離裝置，在規定時機內達不到要求必須停產整改。現我廠#1-

25、6機組脫硫系統已經投運。原理 我公司#1-6機組脫硫系統采用石灰石石膏濕法煙氣脫硫技術，設備配置為一爐一塔。該工藝適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫，脫硫效率可達到95以上。石灰石石膏濕法脫硫工藝脫硫過程的主要化學反應為：在脫硫吸收塔內煙氣中的SO2首先被漿液中的水吸收與漿液中的CaCO3反應生成CaSO3，CaSO3被鼓入的空氣中的O2氧化生成CaSO4，CaSO4在吸收塔漿池中結晶生成石膏CaSO4.2H2O 。主要系統煙氣系統吸收塔系統吸收劑制備系統石膏脫水系統工藝水、工業水、廢水排放系統。事故漿液罐及地坑系統熱工控制系統和電氣系統煙氣系統 電除塵吸風機原煙道增壓風機GGH 吸收塔(洗滌區

26、噴淋區除霧器) 凈煙道煙囪 吸收塔系統 石灰石漿液泵吸收塔循環泵噴淋盤吸收塔循環池石膏漿液排出泵。吸收劑制備系統 石灰石倉一級再循環箱（泵）一級旋流器二級再循環箱（泵）二級旋流器石灰石漿液箱（泵）。 石膏脫水系統 石膏漿液排出泵石膏漿液旋流器旋流器底流進入真空皮帶機脫水分離出的水石膏溢流漿液箱石膏溢流漿液泵吸收塔 / 真空皮帶機脫水后的石膏直接落入石膏倉底部卸料裝置外運。工藝水、工業水系統及廢水排放 工藝水箱工藝水泵吸收塔補充用水（除霧器沖洗水）及各設備的沖洗 、灌注、密封和冷卻等。工業水箱工業水泵真空皮帶脫水系統。脫水系統產生的廢水從廢水箱經排放管道送至沖灰系統中和 事故漿液罐及地坑系統 事

27、故漿液罐在吸收塔大修或故障原因需排空漿液時：吸收塔內漿液-石膏漿液排出泵事故漿液罐；吸收塔系統啟動前：事故漿液罐內漿液事故漿液泵吸收塔。吸收塔區地坑系統：地坑泵吸收塔或事故漿液罐。工藝樓區地坑系統：地坑泵石灰石漿液箱或石膏溢流漿液箱。脫硝系統一、概述 1、姚電公司#4-6機組煙氣脫硝系統采用選擇性催化還原法（SCR）、尿素熱解制氨工藝，不設置脫硝旁路及省煤器調溫旁路，單爐雙反應器，脫硝催化劑采用“2+1”層布置。脫硝裝置煙氣處理能力為鍋爐100%BMCR工況下煙氣量，并適應鍋爐50%BMCR和100%BMCR工況之間的任何負荷，脫硝裝置入口煙氣NOx含量按400mg/Nm3設計，設計脫硝效率8

28、0%。脫硝系統 2、煙氣脫硝裝置分為尿素車間和SCR反應區兩大部分，脫硝SCR反應器位于每臺鍋爐省煤器與空預器之間，尿素車間為全廠公用。脫硝系統二、選擇性催化還原脫硝工藝的反應原理 選擇性催化還原工藝，即在鈦基催化劑的作用下，在300-400的溫度區間內，利用尿素溶液熱解制備的氨（NH3）與煙氣中的NOx發生還原反應，生成N2和水，從而實現氮氧化物脫除的目的。脫硝系統三、尿素熱解制氨工藝的反應原理： 在尿素車間配制合適質量濃度（50%左右）的尿素溶液，并通過高流量循環裝置將合格的尿素溶液輸送至機組SCR區尿素溶液計量分配裝置，尿素溶液被壓縮空氣霧化后噴入熱解爐，在高溫熱風（600-650）作用

29、下生成NH3（體積濃度5%）。脫硝系統脫硝熱力系統流程 SCR煙氣脫硝裝置主要由尿素溶液制備與循環供應系統、熱解系統、AIG系統、脫硝煙氣系統、催化劑吹灰系統等組成。脫硝系統1、尿素溶液制備及供應系統 袋裝尿素顆粒儲存于尿素儲備間，經人工拆袋后將尿素顆粒輸送到斗提機進料口，經斗提機輸送至尿素溶解罐；在滿足尿素顆粒散裝運送條件時，也可采用氣力輸送方式先將尿素顆粒送入尿素顆粒儲倉，經給料機下料進入尿素溶解罐。用除鹽水將干尿素溶解成50%質量濃度的尿素溶液，通過尿素溶液輸送泵輸送到尿素溶液儲罐。尿素溶液經高流量循環泵一部分進入計量與分配裝置、其它通過背壓循環系統返回尿素溶液儲罐。 脫硝系統2、煙氣脫

30、硝系統（SCR區） 煙氣脫硝系統主要包括以下設備：進、出口煙道、反應器、AIG系統、催化劑吹灰系統、脫硝CEMS系統、脫硝輸灰系統等。 系統流程為： 省煤器出口煙道脫硝入口煙道噴氨格柵靜態混合器脫硝頂蓋煙道（含整流器）SCR反應器 脫硝出口煙道空氣預熱器進口。 脫硝系統 3、CEMS在線監視系統 1）煙氣排放連續監測系統是一種對煙氣成份（SO2 、NOx、煙塵）及相關煙氣參數進行在線自動連續監測的設備。2）煙氣排放連續監測系統是由氣態污染物（SO2、NOX）、顆粒物（粉塵）、煙氣參數測量子系統、數據采集和處理子系統、數據通訊系統等組成。通過現場采樣方式，測定煙氣中污染物濃度，同時測量煙氣溫度、

31、煙氣壓力、流速、流量、煙氣含氧量等參數，送至工控單元計算出煙氣污染物排放率、排放量，顯示和打印各種參數、圖表并將主要參數通過RTU分別傳輸至省網廳和環保行政管理部門。3） CEMS檢測系統在SCR進口設置NOx/O2、煙氣流量兩組分取樣分析儀，出口煙道上設置NOx/O2和殘余NH3濃度以及煙氣溫度三組分取樣分析儀，煙氣分析系統信號全部進入機組DCS中進行監控。脫硝系統CEMS煙氣在線連續監測系統 脫硝系統噴氨格柵 脫硝系統尿素循環泵 脫硝系統計量分配（MDM) 變電站部分簡介姚電公司變電站包括220KV和500KV兩部分，220KV變電站始建于1973年，1974年底初步建成，1975年初正式

32、受電；500KV變電站于1979年11月破土動工，1981年11月具備帶電條件，于11月16日由#1發電機變壓器組經聯絡變壓器給500KV系統作零起升壓試驗并一次成功， 12月14日進入系統繼電保護及安全自動裝置的全面調試，12月21日20時起平武工程全線正式投入帶負荷運行，從此我國第一條500KV超高壓輸電線路投運。500KV變電站系統 500KV變電站為3/2（一個半開關）接線方式，正常運行方式為雙母線及每串三臺斷路器均運行，當任意一臺斷路器停下檢修時不影響進線及出線運行，現運行五串，第一串為#3機組進線，姚邵線；第二串為姚聯變，姚白線；第三串為#4機組進線，姚鄭線；第四串為#5機；第六串

33、為#6機。220KV變電站接線特點 優點：供電可靠、運行靈活方便。缺點：投資較大，經濟性差；用旁路開關帶線路時操作復雜，增加了誤操作的機會；同時由于加裝了旁路開關，使相應的保護及自動化系統復雜。500KV3/2接線特點 優點，具有較高的供電可靠性及運行靈活性；任一母線故障或檢修，均不至停電，甚至于兩組母線同時故障的極端情況下，線路仍可以運行。缺點，使用設備較多，特別是斷路器和電流互感器，投資較大；二次控制接線和繼電保護較為復雜。開關500KV及220KV變電站全部采用SF6斷路器，分別由法國MG公司、ABB公司及平頂山高壓開關廠生產。 三、火力發電廠生產指標介紹一、主要指標介紹1、供電煤耗：指

34、火力發電機組每供出單位千瓦時電能平均耗用的標準煤量。 它是綜合計算了發電煤耗及廠用電率水平的消耗指標。因此，供電標準煤耗綜合反映火電廠生產單位產品的能源消耗水平。供電煤耗= =三、火力發電廠生產指標介紹2、影響供電煤耗的主要指標1）鍋爐效率 ：鍋爐效率是指有效利用熱量與燃料帶入爐內熱量的百分比。 2）空預器漏風率 ：空預器漏風率是指漏入空氣預熱器煙氣側的空氣質量流量與進入空氣預熱器的煙氣質量流量之比。 3）主汽溫度 ：主汽溫度是汽輪機蒸汽狀態參數之一，是指汽輪機進口的主蒸汽溫度 。4）主汽壓力 ：主汽壓力也是汽輪機蒸汽狀態參數之一，是指汽輪機進口的主蒸汽壓力。 5）再熱汽溫 ：再熱汽溫度是汽輪

35、機蒸汽狀態參數之一，是指汽輪機進口的再熱蒸汽溫度。 6）排煙溫度 ：排煙溫度指鍋爐末級受熱面（一般指空氣預熱器）后的煙氣溫度（）。對于鍋爐末級受熱面出口有兩個或兩個以上煙道，排煙溫度應取各煙道煙氣溫度的算術平均值。三、火力發電廠生產指標介紹7）飛灰可燃物 ：是指鍋爐飛灰中碳的質量百分比（）。 8）汽輪機熱耗率 ：是指汽輪機發電機組每發出一千瓦時電量所消耗的熱量。以機組定期或修后熱力試驗數據為準 。9）真空度 ：是指汽輪機低壓缸排氣端真空占當地大氣壓的百分數 。10）凝汽器端差 ：是指汽輪機低壓缸排汽溫度與冷卻水出口溫度之差。 11）高加投入率 ：是指汽輪機高壓加熱器運行時間與機組運行時間的比值

36、 。12）給水溫度：是指機組高壓給水加熱器系統出口的溫度值（）。13）發電補給水率 ：是指統計期內汽、水損失水量，鍋爐排污量，空冷塔補水量，事故放水（汽）損失量，機、爐啟動用水損失量，電廠自用汽（水）量等總計占鍋爐實際總蒸發量的比例。 注：以上指標偏離設計值對煤耗的影響見附表三、火力發電廠生產指標介紹3、綜合廠用電率 ：是指統計期內綜合廠用電量與發電量的比值，即：綜合廠用電率= 100 綜合廠用電量是指統計期內發電量與上網電量的差值，反應有多少電量沒有供給電網。 輔機單耗：吸、送風機、制粉系統、給水泵、循環水泵、脫硫等。4、發電燃油量 ：是指統計期內用于發電的燃油消耗量。5、發電綜合耗水率 ：

37、是指發單位發電量所耗用的新鮮水量（不含重復利用水）。在統計耗水量時應扣除非發電耗水量。 6、100MW及以上機組A、B級檢修連續運行天數 ：是指100MW及以上機組經A、B級檢修后一次啟動成功且連續運行天數，期間任何原因發生停機則中斷記錄。 7、等效可用系數 ：等效可用系數是指機組可用小時與等效降出力停運小時的差值與統計期日歷小時的比值。 8、機組非計劃停運次數 ：機組非計劃停運次數是指機組處于不可用狀態且不是計劃停運的次數。 三、火力發電廠生產指標介紹二、 保證生產指標的措施1、深入開展能耗診斷，認真落實整改措施，不斷提高能耗管理水平。 2、不斷深化對標管理，通過運行優化、設備治理、科技創新

38、、節能改造等技術手段，不斷提高機組經濟運行水平。 3、深化運行優化，加強耗差分析，確定最優經濟運行方案，合理調整運行方式；4、全面推行經濟調度，明確各臺機組調度順序，提升機組安全、經濟運行水平；5、深化主輔網小指標競賽，充分調動運行人員認真監盤、精心調整的積極性，確保設備在最優狀態下運行；6、加強節油管理，嚴格控制助燃用油，降低發電成本；7、加強燃煤摻配及鍋爐燃燒調整，從煤種配比、風量配比、煤粉細度等方面合理優化，提高鍋爐燃燒效率。 四、火力發電廠運營指標介紹一、運營指標介紹1、計劃發電量 ：指集團公司下達給各二級單位的燃煤機組同期發電量計劃值（不含關停機組電量計劃）；二級單位下達給各電廠的燃

39、煤機組同期發電量計劃值（不含關停機組電量計劃）。 2、實際發電量 ：是指統計期發電機實際發出的電能量。2、發電利用小時 ：是指統計期發電量與機組平均容量的比值。 3、計劃停運小時：是指統計期機組A、B、C、D類計劃檢修的時間。 4、非計劃停運小時 ：依據集團公司（安運營銷【2007】90號文），非計劃停運小時是指統計期設備存在故障或缺陷，機組在計劃停運以外沒有運行的狀態時間。5、停機小時 ：是指統計期所有停運小時之和，即計劃停運小時、非計劃停運小時、缺煤停運小時、市場原因停運小時、電網原因停運小時、其它原因停運小時之和。 四、火力發電廠運營指標介紹二、保證運營指標措施1、認真做好電量計劃爭取工

40、作，重點做好迎峰度夏、迎峰度冬期間電量、電價的爭取工作；2、加強政策研究，積極爭取有利政策；3、密切關注市場動態，積極爭取有效益的外送電量和轉移電量、交易電量；4、加強與網、省兩級調度聯系，合理安排檢修技改，全力實現穩發多發，努力提高利用小時；5、及時掌握網上需求，提高負荷接帶響應速度，在確保安全的前提下盡量壓上限運行；6、切實做好日負荷爭取工作，把電量分解到每臺機組，落實到每個小時，以日促周、以周保月，確保全年電量目標圓滿完成。7、開展電量優化工作，提高發電收益。8、密切關注省內脫硝電價進展情況，及早爭取脫硝電價。9、加強一次調頻和AGC的運行管理，提高動作合格率，避免電網考核。五、燃料指標

41、介紹一、燃料指標介紹1、入廠標煤量 ：入廠標準煤量是指統計期內所購原煤折合到標準煤的噸數。 電廠月度入廠標煤量=我國目前采用標準煤為能源的度量單位，即每千克標準煤為29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源 。2、入廠標煤單價 ：入廠標煤單價是指統計期內所購原煤折合到單位標準煤量的平均價格（不含稅）。電廠月度入廠標煤單價=3、入廠煤熱值：入廠煤熱值是指統計期內入廠煤低位發熱量的加權平均值。 五、燃料指標介紹4、入爐煤熱值 ：入爐煤熱值是指統計期內入爐煤低位發熱量的加權平均值。 5、入廠入爐煤熱值差 ：入廠入爐煤熱值差是指統計期入廠煤熱值與入爐煤熱值之差。二、保證燃料指標措施1

42、、在提高重點合同煤量、應對電煤價格并軌的前提下，采取靈活策略，積極開辟周邊和省外煤源，加大市場煤采購力度，建立長期、穩定、可靠、質量優、價格低的煤炭供應渠道，保障發電用煤，優化供煤結構。2、密切關注區域電煤市場走勢，加強日成本分析，以標煤單價最優為原則及時調整煤炭采購結構。要繼續發揮燃料監督中心作用，加大燃料管理的監督、考核力度，強化廠內燃料全過程管理，確保責任落實到人、措施落實到位，堵塞管理漏洞，減少損耗；3、加強考核，嚴控入廠入爐煤熱值差，最大限度降低燃料成本。六、生產運營對標管理1、對標管理的定義 對標管理也稱“標桿管理”，其基本內涵是企業通過規范且連續地將自己發展和經營管理過程中的標志

43、性指標及管理實踐與標桿企業進行比較分析，幫助企業尋找、確認、跟蹤、學習并超越標桿企業而進行的實踐活動。2、對標管理的意義 標桿管理方法蘊含科學管理規律的深刻內涵，較好地體現了現代知識管理中追求競爭優勢的本質特性，因此具有巨大的實效性和廣泛的適用性。標桿的力量是無窮的，通過瞄準標桿，企業能夠找到站在巨人肩膀上思考的機會。目前，標桿管理已經成為眾多企業快速學習成長和追求卓越的重要管理工具。六、生產運營對標管理 對標的關鍵，在于選擇和確定被學習的對象及借鑒的標準。因此，它的核心是“優中選優”，是動態的過程。 對標管理的核心是“模仿”，但不是機械地模仿，而是在學習、借鑒基礎上的整合和創新。3、對標類型1）內部對標： 在企業內部開展的對標管理，是開展其他類型對標的起點和基礎，適用于企業第一次開展對標，特別對于擁有許多相似業務單元的企業集團，可以教會成員單位如何運用標桿瞄準的方法，效果明顯。 內部對標合作程度高，信息的相關性強，