xxxx发电厂能源审计案例

XXXXX发电厂 能源审计报告案例                             （ 李培德整理） 审计单位： 企业负责人： 二○XX年X月 摘    要 按照《关于开展重点用能企业能源审计和节能规划的通知》的文件要求，全面了解XXXXX发电厂的能源管理水平及用能状况、排查在能源利用方面存在的问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 和薄弱环节、挖掘节能潜力、寻找节能方向、降低能源消耗和生产成本、提高企业经济效益。对本厂进行了能源审计，现已完成《能源审计报告》，主要内容如下： 一、企业概况 XXXXX发电厂是一座超百万千瓦电站，由X台20万千瓦机组组成。我国自行设计、施工、安装、调试。XXXXX发电厂是一家以发电为主的特大型火力发电企业。全厂运行装机容量120万千瓦,年发电能力为105亿千瓦时。工业总产值173883万元。 二、企业能源消费结构 在20XX年共消耗各种能源折标准煤3213921.09吨（具体能源消费结构详见下表）： 企业能源消费结构 能源种类 实物量 吨标煤 等价值 煤（吨） 4404194 3119504 97.06 生产用柴油（吨） 2680 3905 0.12 辅助用柴油（吨） 90.28 131.54 0.004 辅助用汽油（吨） 111.68 164.33 0.006 厂用电（万千瓦时） 73406.184 90216.2 2.81 合计 3213921.09 100 三、主要产品各项能源消耗指标 项目 单位 单耗 耗 煤 指 标 发电标准煤耗 g/kwh 357.7 供电标准煤耗 g/kwh 389.2 发电燃油耗 g/kwh 0.307 原煤低位发热量 kj/kg 20733 耗电 指标 发电厂用电率 ％ 8.10 综合厂用电率 ％ 8.41 耗水 指标 水耗量 吨 8075282 综合水耗 kg/kWh 0.925 主要指标：20XX年发电量873165.68万kWh，供电量802439.0667万kWh，发电厂用电率8.1%，年耗原煤4404194吨，折标准煤量3119504吨，统计主变损失率为0.33%。供电标准煤耗为389.2g/kWh，发电标准煤耗为357.7g/kWh，汽轮机热耗为9130kg/kWh，锅炉热效率为90.44%，发电水耗为0.925kg/kWh。 四、能源利用效果评价 XXXX发电厂万元产值综合能耗为12.31吨标准煤/万元、万元工业增加值综合能耗为26.82吨标准煤。根据国家统计局统计《各地区单位GDP能耗等指标通报》公布的数据，该企业工业增加值能耗高出21.15吨标准煤/万元。说明该企业以能源转换消费结构为主。 五、存在的主要问题及节能潜力分析 1、在节能 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 方面，进一步完善节能管理 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 ，提高广大员工节能降耗的积极性，提高节能工作的自觉性，广泛开展节能工作的宣传力度，深入细致地开展合理化建议和修旧利废工作。使节能指标分解到每个岗位、每一名员工身上。建立完善的资源节约和环境保护管理体系和长效机制，将节能降耗工作列入企业三项责任制中。 2、在燃料管理方面，要加强煤质检验；在采购煤的标准监督方面, 在标煤单价相同情况下，应优先考虑调进准格尔大矿煤。应加大煤场管理监督力度，确保数据真实准确。对燃料采购订货、采制化、核算、储存等各个环节要建立积极有效的奖惩制约机制。在能源计量管理上100%的过衡，确保进厂煤的质量检验。目前条件下应加强火车来煤煤质的监督和检验，将矿方装车时存在的所有问题及时上报相关部门处理。杜绝一切形式亏吨亏卡。采样人员应认真及时准确采样、分层采样、多点采样，目测煤质较差加强抽样检查，制样、化验人员精心操作确保数据的准确。 3、运行调整方面，根据对现场调查及测试结果发现，由于机组设备老化、系统的计量监控仪表配置不够完善等原因，人员流动大，运行人员对系统的节能降耗方面存在一定的潜力。 4、设备状况及治理方面 XXXX发电厂机组的基本状况是汽机热耗高、空冷机组热耗达到8790kJ/kwh以上，湿冷机组热耗达到8665kJ/kwh以上。平均锅炉效率在90.5%左右，发电厂用电率达到8.1%，由于基建投资欠帐太多，特别是关于降低厂用电率方面基本没有进行大的改造。部分风机、水泵效率低，耗电大。节能降耗方面存在着很大的潜力可挖。 5、能源计量方面，全厂主要资源（水、汽、煤、油、电）消耗计量器具配备率偏低。煤计量入炉煤电子皮带秤系统不完善并且无法进行实物标定（无静态秤系统），水、油计量大多数无法标定校验。 6、水资源利用方面，XXXX发电厂#1-6机组均为200MW，其中#1、2机为湿冷机组，#3-6机为海勒式空冷机组。湿冷机组存在水塔蒸发和风吹损失很大，造成循环水浓缩的快,水质差，浓缩倍率高,需大量排污。由于受地域市场制约，粉煤灰利用率偏低，只能销售10%，仍需要水力除灰，工业废水不能全部回收利用。 在水资源短缺的形势下，XXXX发电厂加强了节水工程改造力度，重新审查电厂的原有的水系统，并进行了专题研究和分析，找出一些设备及水系统运行的不合理的地方，进行设备改造，做到滴水必节。对锅炉排渣系统进行改造，实现干除渣。同时加大污水处理投入力度，确保污水处理后回收利用。采用先进的循环水处理技术，提高循环水浓缩倍率，降低循环水的排污率。 7、厂用电方面，首先由于入厂煤质的问题，造成制粉系统单耗增加，引风机磨损严重，其次从未进行过辅机负荷特性普查，不能给运行人员提供准确的经济运行曲线，所以节能降耗完全可以从这方面着手。系统运行状况是在不停变化的，如果运行人员不能及时调整必然存在能源浪费。第三，引风机、送风机、排粉机、磨煤机、一次风机等主要辅机耗电不能随负荷的变化而变化。从而造成厂用电率剧高不下，今后要加强机组负荷的优化运行方式的安排，主要辅机设备进行变速调节改造。 8、能源统计管理方面，能源基础管理工作有待进一步提高，能源统计工作有待强化，涉及能源购入贮存、转换和最终使用各个环节应当设置的分类统计报表的建立尚不够完善，原始记录不全，不利于对能源利用的适时分析与细化考核。 综合能源审计结果，XXXX电厂在生产过程的各个环节存在着节约标煤67000吨、节约水200万吨、节约电4200万度的潜力，拟通过技改项目达到完成。 六、审计结论和建议 1、20XX年度XXXX发电厂年发电量为873165.168万千瓦时。发电厂用电率为8.1%，万元产值综合能耗为12.31吨标准煤/万元、万元工业增加值综合能耗为26.82吨标准煤。 2、XXXX发电厂供电标准煤耗20XX年度计划为390克/千瓦时，本年实际为389克/千瓦时，比计划降低1克/千瓦时，消耗标准煤减少8731.6吨。与20XX年供电煤耗比降低3克/千瓦时, 标准煤减少26195吨。 3、在燃料的质量指标制定及质检验收方面，由于受煤炭市场供求关系的制约，及采、制、化验设备配置不够完善、质检人员技术水平尚待提高、煤质监督管理不够科学细化等诸多因素影响，存在着一定的检质、检斤偏差。 4、在能源定额管理方面虽然制定了发电量、上网电量、供电煤耗、厂用电率、水耗等宏观指标的考核和详细的能耗定额考核指标，但缺乏有效时间及时的考核及应对措施,不利于切实调动职工节能积极性。 5、在能源统计工作方面有待强化，涉及能源购入贮存、输送分配和最终使用三个环节应当设置的分类统计报表的建立尚不够完善，细化到锅炉系统、汽机系统、电气系统、输煤系统、供水系统的计量与统计工作尚没有完全建立，不利于对能源利用的适时分析与细化考核。 6、在能源计量系统的管理方面较为薄弱，全厂主要资源（煤、电、水、油）消耗计量器具配备率偏低。煤计量入炉煤电子皮带秤系统不完善并且无发进行实物标定（无静态秤系统），水、油计量大多数无法标定校验。 7、在原煤管理过程中虽制定了定期实物盘存的管理制度，实际也已进行定期实物盘存，并建立实物盘存台帐，但由于实物盘存的手段比较落后，造成实物盘存不 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 。 8、建议企业尽快完善对各生产流程及主要耗能设备的三级计量仪表的配置，建立并完善细化的产品能耗考核指标体系，实施分级考核，强化能源统计工作，完善各种能源消耗统计报表，以利于细化对能耗消耗的考核。 9、采用新技术对变负荷运行的送风机、吸风机、磨煤机、排粉机、一次风机、凝结泵等设备进行节能技术改造，以降低电力消耗。 10、按照绿色照明的要求，对照明系统的灯具进行节能改造，以降低电力消耗。 11、加大对污水处理厂的中水及冷却水重复利用，以节约水资源。 目    录 第一章 审计事项说明    9 第二章    企业基本情况    11 第一节 企业简况    11 第二节 企业主要生产工艺概况    11 第三节  企业用能系统概况    13 第三章    企业能源管理系统    16 第一节 企业能源管理机构    16 第二节 企业能源管理状况    18 第四章    企业能源利用状况分析    24 第一节 企业能源消费状况    24 第二节 产品能源指标的核算    31 第五章    节能潜力分析和建议    33 第一节  企业节能潜力分析    33 第二节  节能技术改造 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 和建议    41 第六章    审计结论    54 附表一企业主要用能设备    58 第一章  审计事项说明 一、审计目的 通过对XXXX发电厂生产现场调查、资料核查和测试，分析能源利用状况，并确认其利用水平，查找存在的问题和漏洞，分析对比挖掘节能潜力，提出切实可行的节能措施和建议，从而为政府提供真实可靠的能源利用状况，并指导企业提高能源管理水平，以实现总体节能目标，促进经济和环境的可持续发展。 二、审计依据 《中华人民共和国节约能源法》 《千家企业节能行动实施方案》 《企业能源审计技术通则》（GB/T17166）  《节能监测技术通则》（GB/T15316）      《节约用电管理办法》 《电力工业节能技术监督规定》  《节约能源管理暂行条例》电力工业实施细则（试行） 《火力发电厂节约能源规定（试行） 《设备热效率计算通则》（GB/T2588） 《综合能耗计算通则》（GB/T2589）  《企业能耗计量与测试导则》（GB/T6422）  《企业节能量计算方法》（GB/T13234）  《工业企业能源管理导则》（GB/T15587）  《用能单位能源计量器具配备与管理通则》（GB/T17167） 《工业锅炉经济运行》（GB/T17954）  《产品单位产量能源消耗定额编制通则》（GB12723）  《节电措施经济效益计算与评价方法》（GB/T13471）  《火力发电厂能量平衡导则总则》（DL/T606.1）  《火力发电厂燃料平衡导则》（DL/T606.2）  《火力发电厂热平衡导则》（DL/T606.3） 《火力发电厂电能平衡导则》（DL/T606.4）  《火力发电厂水平衡导则》（DL/T606.5）  （本次审计主要数据来源于部门的生产统计报表，中间所发现的问题同所提供的部门进行了充分沟通，并且得到有关部门的确认。 三、审计期 20XX年1—12月 四、审计范围和内容 本次能源审计的范围只涉及XXXX发电厂主业，鉴于所属下属多经公司、劳服公司等三产服务业、配套公司相对总体能耗较低，且均为自主经营、自负盈亏的独立核算实体，所以没有列入本次审计内容。 审计内容主要包括能源管理情况、用能情况及能源流程、能源计量及统计、能源消费结构、用能设备运行效率、产品综合能耗及实物能耗、能源成本、节能量、节能技改项目等。 水不是能源，是一种资源，且电厂耗水量较大。本次审计只对水资源的消耗量、计划指标与节水潜力等方面进行了分析。 第二章 企业基本情况 第一节 企业简况 XXXX发电厂是一座超百万千瓦电站，运行装机容量120万千瓦,年发电能力为105亿千瓦时。20XX年完成工业总产值173883万元，工业增加值79829万元，实现利税192300万元。 第二节 企业主要生产工艺概况 XXXX发电厂是以发电为性质的火力发电企业，主要生产工艺为：燃料供应系统，锅炉燃烧系统，汽轮机汽水系统、发电机电气系统，化学水处理系统。 一、生产工艺流程图 循环水系统 升 压 进 入 电 网 电气系统                                                                                                                                             图2-1 二、工艺流程说明 火力发电厂的生产过程是：将进厂的原煤经碎煤机破碎、磨煤机磨成煤粉，用热风吹送，喷入锅炉炉膛，通过煤粉燃烧生成的高温烟气，首先加热炉膛内的水冷壁管与过热器管内的水，然后经过烟道内的再热器、省煤器和空气预热器而进入除尘器，在清除烟气中的飞灰之后，通过烟囱排入大气。   水经过在锅炉炉膛内加热后生成饱和蒸汽，通过过热器时，继续被烟气加热而变为过热蒸汽，经主蒸汽管送入汽轮机，并在汽轮机内膨胀作功后，进入凝汽器凝结成水。该凝结水经低压回热加热器进入除氧器，再经给水泵、高压加热器送入锅炉。从汽轮机某个中间级抽出一部分蒸汽，分别送入回热加热器和除氧器，供回热给水和加热除氧。为了补偿蒸汽和水的损失，还须将经过化学处理的补充水加入除氧器，除氧器出来的水才能供给锅炉使用。为使蒸汽在凝汽器内凝结成水，还必须不断用循环水泵将冷却水送入凝汽器中的冷凝管内进行热交换，这就又形成一个冷却水系统。冷却水在冷却塔式喷水池中与大气进行热交换以重复使用。   过热蒸汽进入汽轮机以后，推动转子转动，带动同一轴上的发电机旋转而发出电来。再通过一系列电气设备及输电线路送至用户。    三、工艺能源消耗情况 本工艺主要消耗原煤、水、油，原煤主要用于在锅炉燃烧产生高温烟气，加热水到蒸汽，水主要用于汽轮机汽水系统及冷却水系统循环使用，油用于机组点火和低负荷助燃使用。 第三节  企业用能系统概况 一、企业用能系统概况 XXXX发电厂生产用能主要是煤、油和水，原煤是企业购入的主要能源，点炉时用少许油，水也是电厂的主要工作介质，消耗量很大，用水水源由水源地的地下水构成。 1、电厂生产主要设备简介 该厂装有6台超高压凝汽式机组，其中两台为湿冷机组、四台为空冷机组，总装机容量为6×200MW（1200MW）。             锅炉主要性能参数表              表 2-1 项目 单位 参数 #1、#2炉 #3—#6炉 制造厂家 XX锅炉厂 锅炉型号 WGZ670/140-2型 WGZ670/140-5型 锅炉型式 单汽包自然循环、Π型布置、一次中间再热超高压固态排渣煤粉炉 制粉系统方式 筒式钢球磨煤机中间储仓式制粉系统 中速平盘磨煤机 直吹式正压制粉系统 投产日期 XXXX年X月XX日 XXXX年X月XX日 XXXX年X月2日 XXXX年XX月7日 XXXX年X日 XXXX年X 额定蒸发量 T/H 670 670 过热蒸汽压力 MPa 13.73 13.73 过热蒸汽温度 ℃ 540 540 再热蒸汽流量 T/H 594.4 579.89 再热蒸汽压力（进/出口） MPa 2.59/2.34 2.55/2.31 再热蒸汽温度（进/出口） ℃ 320/540 317.7/540 给水温度 ℃ 245 245 排烟温度 ℃ 154.9 154.9 热风温度 ℃ 310.9 339 冷风温度 ℃ 30 20 锅炉效率 % 92.08 91.79             汽轮机组主要性能参数表          表 2-1 项目 单位 参数 #1、#2 #3—#6 制造厂家 XXX汽轮机厂 汽轮机型号 N200-12.7/535/535型 NK200-12.7/535/535型 汽轮机型式 超高压、一次中间再热、单轴、三缸三排汽、冲动凝汽式 超高压、一次中间再热、单轴、三缸二排汽、冲动凝汽式 冷却方式 湿冷 空冷 投产日期 XXXX年 XXXX年 XXXX年 额定功率 MW 200 主蒸汽压力 MPa 12.7 主蒸汽温度 ℃ 535 主蒸汽流量 T/h 610 再热蒸汽压力（冷段/热段） MPa 2.4/2.15 再热蒸汽温度（冷段/热段） ℃ 317.7/535 给水温度 ℃ 244 冷却水温度 ℃ 20 34.16 排汽压力 MPa 0.00515 0.0098 额定转速 r/min 3000 3000 汽耗 Kg/KWh 2.9793 3.019 热耗 Kj/KWh 8376.4 8490.1   2、电厂用能系统说明 （1）燃料输送系统——燃料经皮带输送振动筛筛选、破碎机破碎、经电子皮带秤计量后，分别送入各炉的原煤仓，然后由炉前给煤装置送入炉膛； （2）烟风系统——新鲜空气通过一次风机鼓风升压，经空气预热器加热后从锅炉底部风室送入炉膛。其中一部分风经二次风机再次加压后从炉排上部送入炉膛；锅炉燃烧后产生的热烟气经高、低温蒸汽过热器、省煤器、空气预热器等再次利用后，经电力除尘器除尘后由烟囱排入大气。 （3）锅炉汽水系统——锅炉所产饱和蒸汽经低温过热器、高温过热器之后成为过热蒸汽并入汽轮机做功，高中压缸抽汽一部分送入高低压加热器进行加热给水，剩余乏汽通过凝汽器凝结成凝结水，再由凝结水泵加压后与补充的除盐水一起进入除氧器；最后由锅炉给水泵加压通过省煤器进一步将锅炉给水升温后回到锅炉汽包，从而完成汽水循环。 二、企业主要用能设备(见附表一) 第三章 企业能源管理系统 第一节 企业能源管理机构 一、企业能源管理机构现状 XXXX发电厂成立以厂长、书记为组长，以生产副厂长、总工程师、副总工程师为副组长，运行部、安生部、检修部、运行各专业、检修各队（车间）、燃管部负责人为成员，各相关单位、班组设立节能专责人的节能领导小组，形成三级节能管理体系。加强对节能环保工作的督促和指导工作。 节能常设机构在运行部，负责全厂节能项目的制定、统计、计算、试验、考核等工作。 节能管理（节能办公室）网络图 二、企业能源管理机构 XXXX发电厂节能管理网络图 （从略） 第二节 企业能源管理状况 在上级部门的正确领导下，XXXX发电厂以科学发展观为统领，以节能、环保清洁生产为重点，不断完善能源管理的体系建设，加强能源科学管理，在坚持管理与技术创新等方面做了大量的工作，提高了能源利用效率，增强了企业竞争力，促进了企业高效、快速发展。但同时也存在薄弱之处有待加强。 为了确保完成节能目标，积极创建节约环保型企业,制定了详细的节能实施计划和措施。树立全员节能意识，管理向精细化延伸，依靠科技手段，降低设备能耗。全面推进、重点突出，采取多种方式，加快创建节约环保型发电企业的步伐。 一、企业能源管理制度建设 XXXX发电厂建立了各项能源管理制度，下设厂节能办公室，设专职人员负责企业节能工作，实行三级管理、三级考核，指标分解到人，做到人人肩上有指标，人人肩上有压力。形成齐抓共管的局面,保证节能工作全面贯彻实施。具体建立的制度有： 1．能源采购和审批管理制度； 2．能源财务管理制度； 3．能源生产管理制度； 4．能源计量统计制度； 5、能源计量器具管理制度； 6、能源消耗定额、考核和奖惩制度； 7、经济指标考核管理制度； 8、降低机组燃油管理办法。 二、企业能源计量管理 能源计量是企业实现科学管理的基础性工作。没有完善准确的计量器具配置，就不能为生产和生活的各个环节提供可靠的数据。它也是评价一个企业管理水平的一项重要标志。由于XXXX发电厂在计量仪表管理方面，也只完善了对一级和二级计量仪表的配置，对机组及设备的三级计量仪表配置率有待提高。 该厂能源计量系统由原煤、电力、蒸汽、水、燃油五大块组成，其中原煤和水消耗量较大，因此其计量范围也较大。目前发电厂的能源计量由检修部负责，能源统计、管理工作主要由运行部负责。 通过统计计算，企业能源计量器具的配备率和完好率详见能源计量器具汇总表。 能源计量器具汇总表 序号 能源计量类别 Ⅰ级 Ⅱ级 Ⅲ级 综合 应装数 安装数 配备率 完好率 应装数 安装数 配备率 完好率 应装数 安装数 配备率 完好率 配备率 完好率 台 台 ％ ％ 台 台 ％ ％ 台 台 ％ ％ ％ ％ 1 水 3 3 100 100 15 12 80 50 24 18 75 100 78.6 81.8 2 汽 12 12 100 100 4 2 50 100 87.5 100 3 煤 6 6 100 100 2 2 100 100 20 16 80 100 85.7 100 4 油 3 3 100 100 12 12 100 0 100 20 5 电 5 5 100 100 65 65 100 100 109 109 100 100 100 100 全厂主要资源（水、汽、煤、油、电）消耗计量器具配备统计 能源计量类别 等级 名  称 型号 精度等级 应装数量 实装数量 备 注 水 Ⅰ 供水生水流量 TDS-100 0.5 3 3 Ⅱ 供娱乐城流量 TDS-100 0.5 2 2 Ⅱ 供三期水流量 MLF-100H 0.5 2 2 Ⅱ 化学一、二期生水流量 TDS-100 0.5 2 2 Ⅱ 化学二期除盐水流量 TDS-100 0.5 1 1 Ⅱ 化学精处理总进水流量 DDZ-Ⅲ 0.5 4 4 Ⅱ 生活水流量 1 0 Ⅱ 三台炉水流量计 1 0 Ⅱ 反渗透总进水流量 MEX3-5090 0.5 1 1 Ⅱ 热网水流量计 1 0 Ⅲ 炉给水流量 STD930 0.5 6 6 Ⅲ 给水泵入口流量 STD930 0.5 12 12 Ⅲ 除盐水补水流量 6 0 汽 Ⅰ 主汽流量 STD930 0.2 12 12 Ⅱ 供三期蒸汽流量 SK1151LSⅢ 0.5 2 2 Ⅱ 供三台炉蒸汽流量 1 0 Ⅱ 供娱乐城蒸汽流量 1 0 煤 Ⅰ 汽车衡 CSC-100 0.2 2 2 Ⅰ 动态轨道衡 GCU-100 0.5 2 2 Ⅰ 静态轨道衡 CHF-100 Ⅲ 2 1 Ⅱ 32M电子皮带秤 ICS-SXF 0.5 2 2 Ⅲ #1、#2炉分炉煤计量 4 0 Ⅲ #3-#6炉分炉煤计量 0.5 16 16 油 Ⅰ 卸油流量 BENT 无 1 1 Ⅰ 回油流量 E+H DIN/EN1092-1DN80 PN63 0.2 1 1 Ⅰ 供油流量 E+H DIN/EN1092-1DN80 PN63 0.2 1 1 Ⅱ #1-#6炉供油流量计 6 0 Ⅱ #1-#6炉回油流量计 6 0 电 Ⅰ 丰厂线电度表 ZMU205C 0.5S 3 3 Ⅰ 220KV旁路电度表 ZMU205C 0.5S 1 1 Ⅰ 丰丰线电度表 ZMU202C 0.2S 1 1 Ⅱ 发电机有功无功电度表 DSSD718 0.2 1 1 Ⅱ 高工变有功电度表 DS38 0.5 6 6 Ⅱ 高备变有功电度表 DS38 0.5 3 3 Ⅱ 发电机有功电度表 DS38 0.5 5 5 Ⅱ 发电机无功电度表 DS38 0.5 5 5 Ⅱ 低工变电度表 DSS3 1.0 6 6 Ⅱ 除尘变电度表 DSS3 1.0 6 6 Ⅱ 除灰变电度表 DSS3 1.0 3 3 Ⅱ 低公变电度表 DSS3 1.0 3 3 Ⅱ 低备变电度表 DSS3 1.0 3 3 Ⅱ 化学变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 水源变电度表 DSS3 1.0 2 2 Ⅱ 网控变电度表 DSS3 1.0 2 2 Ⅱ 斗轮变电度表 DSS3 1.0 2 2 Ⅱ 修配变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 除尘除灰备变电度表 DSS3 1.0 3 3 Ⅱ 尖冷变电度表 DSS3 1.0 2 2 Ⅱ 尖冷备变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 空冷变电度表 DSS3 1.0 2 2 Ⅱ 空冷备变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 输煤备变电度表 DS38 2.0 1 1 Ⅱ 输煤变电度表 DSS3 1.0 3 3 Ⅱ 干渣变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 水泥厂电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 燃油变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅱ 卸煤变电度表 DSS3 1.0 1 1 Ⅲ 碎煤机电度表 DSS3 1.0 2 2 Ⅲ 灰渣泵Ⅰ级泵电度表 DSS3 1.0 4 4 Ⅲ 灰渣泵II级泵电度表 DSS3 1.0 5 5 Ⅲ 备励电动机电度表 DS8 2.0 1 1 Ⅲ 辅机循环泵电度表 DS38 2.0 2 2 Ⅲ 给水泵电度表 DSS3 1.0 12 12 Ⅲ 循环泵电度表 DSS3 1.0 12 12 Ⅲ 凝结泵电度表 DSS3 1.0 4 4 Ⅲ 凝升泵电度表 DSS3 1.0 8 8 Ⅲ 一次风机电度表 DSS3 1.0 8 8 Ⅲ 引风机电度表 DSS3 1.0 12 12 Ⅲ 送风机电度表 DSS3 1.0 12 12 Ⅲ 磨煤机电度表 DSS3 1.0 20 20 Ⅲ 排粉机电度表 DSS3 1.0 4 4 Ⅲ 水轮机电度表 DSS3 1.0 2 2 从现场情况看，该发电厂的一级计量仪表配置较为完善，但二、三级计量仪表配置相对较差。给职能部门能源统计、考核带来一定的难度。 在能源计量系统管理上也存在薄弱环节，表现为能源计量器具精度等级不够，不能按期进行准确的校准和传递，需有待进一步更新完善。 三、企业能源统计管理 能源统计是企业能源管理的一项重要内容，既是编制企业能源计划的主要依据，又是进行能源利用分析、监督和控制能源消费的基础。只有对各部门能源消费进行统计，建立企业能源消费平衡表，掌握能源的来龙去脉，才能发现问题，找出能源消耗升降的原因，从而提出技术上和管理上的改进措施，不断提高能源管理水平。 目前该发电厂虽然制定了节能管理制度，组建了节能管理机构和管理网络，对的能源消费情况建立了统计台帐，各类统计数据及报表实行了电脑网络化管理。但由于能源定额考核不够细化等原因，其能源统计台帐及报表也就缺少对单位产品能耗的统计内容。 针对上述能源管理方面存在的问题，建议在完善各机组附属耗能设备的三级计量仪表的配置，加强能源统计、细化定额考核。 强化能源统计具体途径：根据能源在火电厂工艺流动的过程及其特点，按照能源购入、转换、分配和最终使用四个环节设置对各主辅生产系统的各种能源消耗建立分类统计报表，妥善保存原始记录，报表的内容应按生产流程细化，以利于细化对工序及产品的能耗考核。 四、企业能源定额管理 目前XXXX发电厂有科学的能定额管理制度，生产经济指标已分解并纳入车间（或专业）管理考核中。该发电厂对各车间采取的是单项考核管理的方法，未对各车间的总的指标如锅炉效率、汽机热耗等项目进行考核，未制定详细的产品能耗定额考核指标，因此，其车间、专业制定的内部考核指标部分指标，没有总体概念，即便是有的车间、部门制定有单位能耗考核指标，也只是按局部的指标单耗进行考核，未认真制定详细的能耗定额值，显然这种考核无法切实调动部门加强能源定额管理的积极性。 因此，应尽快建立并完善产品单耗考核管理体系，实施分级考核，进一步探索不同机组考核定额指标的合理性，细化指标及产品的能耗定额，严格节奖超罚，以推动企业在生产管理、设备运行、过程控制等方面的节能潜力，达到节能降耗和降低成本的目的。 五、企业节能技改管理 XXXX发电厂在节能技术改造上做了一定的工作，如先后投入大量资金大规模对发电厂进行节能降耗工作，对#1、3、4机组锅炉除渣系统进行干除渣改造，增加#3、4机组尖峰冷却器，对全厂冷却水系统进行改造，进行分质、分类地回收并重复利用水资源，建设了一、二期生活污水、工业污水处理站，提高了水资源的循环利用率，大大地降低发电厂生水量消耗。 针对供电煤耗高、厂用电率大的问题，建议加大对机组通流部分改造，对随外界负荷变化而大功率6KV转机加强变频、液阻等改造，并及时制定投资方案、实施后做好各车间部门经济指标考核调整方案等技能技改实施的配套方案。 第四章 企业能源利用状况分析 第一节 企业能源消费状况 一、企业能源消费结构 XXXX发电厂20XX年外购能源主要有：原煤、水、柴油、汽油。其中：原煤4297326吨、水8075282立方米、生产柴油2727吨，辅助用柴油90.28吨、辅助用汽油111.68吨，共计购入能源净费用为83714.98万元。详见《企业购入能源费用表》（表4-1）。     企业购入能源费用表        表4-1 能源种类 计量单位 购入量 单价（元/吨） 折标煤 净费用（万元） 煤 吨 4297326 191.51 3043796 82302.95 生产用柴油 吨 2727 4774.25 3973 1301.94 辅助用柴油 吨 90.28 5206.7 131.54 47.0061 辅助用汽油 吨 111.68 5648.73 164.33 63.0850 合计 4300255 3048064.87 83714.98 注：地下水作为水资源，不是耗能工质，因此不包括在能源消费内。 XXXX发电厂在本审计内共消耗各种能源按等价量折标准煤3213921.09吨。其中原煤4404194吨，折标准煤3119504吨；生产用柴油2680吨，折标准煤3905吨；辅助用柴油90.28吨，折标准煤131.54吨；辅助用汽油111.68吨，折标准煤164.33吨。详见《企业能源消耗结构表》（表4-2）及饼形图（图4-1）               企业能源消耗结构表             表4-2 能源种类 实物量 当量值 吨标煤 % 煤 吨 3119504 97.06 生产用柴油 吨 3905 0.12 辅助用柴油 吨 131.54 0.004 辅助用汽油 吨 164.33 0.006 厂用电 万千瓦时 90216.2 2.81 合计 3213921.09 100 企业能源消耗结构饼形图    图4-1 二、企业能源消耗流向 1、原煤：主要锅炉生产蒸汽，XXXX年XXXX发电厂发电系统共使用原煤4404194吨。         发电厂原煤平衡表  单位：吨 表4-3 初存 收入 支出 末存 241067 4297326 4404194 134199 收入合计 4297326 支出合计 4404194 2、电力：该发电厂所用的大部分电力自身发电提供，很少部分从高备变来自提供。 经审计：该发电厂20XX年发电量为873165.168万kWh，上网电量799758.984万kWh，企业实际消耗电量为73406.184万kWh。       20XX年发电厂电量平衡表      单位：万kWh  表4-4 收入 支出 电厂发电量 873165.168 厂用耗用电量合计 73406.184 电厂从社会电网购入 0 输出到社会电网 799758.984 收入合计 873165.168 支出合计 799758.984 3、柴油、汽油：柴油主要供锅炉点火使用，部分柴油、汽油供辅助部门使用，20XX年共消耗点火用柴油2680吨、辅助用部门用柴油90.28吨、汽油111.68吨。   20XX年企业用油平衡表        单位：吨  表4-5 年初库存 收入 支出 年末库存 生产用柴油 431 2817.27 生产用柴油 2680 478 辅助用汽油 0 辅助用柴油 90.28 0 辅助用汽油 0 111.68 辅助用汽油 111.68 0 收入合计 431 2928.95 支出合计 2881.96 478 4、水：主要用于发电的生产系统、辅助系统、附属生产系统、生活及其他方面。该发电厂生产及生活用水均取自地下水。20XX年共购入地下水8075282立方米。    20XX年发电厂水平衡表     单位：立方米  表4-6 收入 支出 地下水 8075282 用水合计 8075282 收入合计 8075282 支出合计 8075282 综合上述各平衡表汇总企业能源消费流向如下表（表4-7）              企业能源消费流向表        表4-7 项目 名称 生产消耗 辅助部门消耗 合计 电力（万千瓦时） 实物量 72405.18 1001 73406.18 折标量 88985.97 1230.23 90216.20 汽油（吨） 实物量 111.68 111.68 折标量 164.33 164.33 柴油（吨） 实物量 2680 90.28 2770.28 折标量 3905 131.54 4036.54 煤（吨） 实物量 4404194 4404194 折标量 3119504 3119504 折标合计 3212394.97 1526.1 3213921.07 注：煤折标煤量按发电厂20XX年全年平均低位发热量折算出的。 综合各种能源按该发电厂20XX年全年平均低位发热量折标准煤量计算，其主要生产系统耗用标准煤量3212394.97吨，辅助生产系统耗用标准煤量1526.1吨。  三、产品能源成本 1、全部生产成本、能源成本。 通过对该发电厂经营情况汇总表及财务核算有关资料的审查核对，在本审计期内，该发电厂的全部生产成本为150678万元，其中能源成本为85566万元，能源成本占全部生产成本的56.78%。其中能源成本包括煤、油成本。结果详见20XX年发电厂生产经营情况汇总表。 20XX年发电厂生产经营情况总表    表4-8                                     产品 计量单位 数量 销售收入 利润 总成本 能源费用 能源占总成本比例 发电量 万千瓦时 873165.168 20XX年发电厂生产经营情况合计（单位：万元） 173883 17782 150678 85566 56.78% 2、企业能源收支平衡表，详见下表         企业能源收支平衡表                                          表4-9 能源 名称 单位 当量折算 系数 期初 库存量 期末 库存量 收入 支出 盈亏量 库存 变化量 购入 消费量 自 产量 转换 消耗量 直接 消耗量 外销量 原煤 T 我厂实际0.7083 241067 134199 -106868 4297326 4404194 4404194 0 Tce 170675 95013 3042507 3118169 3118169 0 汽油 T 1.4714 0 0 0 111.68 111.68 111.68 0 Tce 0 0 0 164.33 164.33 164.33 0 柴油 T 1.4571 431 478 47 2817.27 2770.28 2770.28 0 Tce 628 696 4105 4036.57 4036.57 电力 万kwh 1.229 0 0 0 0 0 73406.184 73406.184 799758.984 Tce 90216.2 90216.2 982903.79 水 T 8075282 8075282 Tce 合计 Tce 171303 95709 3046776 3212586.1 3212586.1 982903.79 3、企业能源消费实物平衡表。详见下表 企业能源消费实物平衡表        表4-10 序号 项目 企业报告期购入能源 1 能源品种 电力 原煤 汽油 柴油 水 2 计量单位 万千瓦时 吨 吨 吨 立方米 3 企业期初库存 0 241067 0 431 0 4 企业期内购入 0 4297326 111.68 2817.27 8075282 5 企业期内输出 799758.9 4404194 111.68 2770.28 8075282 6 企业期末库存 0 134199 0 478 0 7 期内企业净消费量 73406.18 4404194 111.68 2770.28 8075282 8 折标准煤系数 1.229 0.7083 1.4714 1.4570 0 9 净消费标准量 90216.20 3119504 164.33 4036.30 10 终端消费总计实物量 73406.18 4404194 111.68 2770.28 8075282 11 生产系统能源消耗 72405.18 4404194 0 2680 8075282 12 辅助用能源消费 1001 0 111.68 90.28 0 4、企业能源直接消费量汇总表。详见下表 企业能源直接消费量汇总表            表4-11 项  目 单  位 数  值 发电量 万千瓦时 873165.168 折标发电量 吨标准煤 1073119.785 水 立方米 8075282 水单耗 吨/千瓦时 0.925 油 吨 2770.28 油单耗 吨/万千瓦时 0.003 煤 吨 4404194 煤单耗 吨/万千瓦时 5.04 折标煤综合能耗 吨标准煤 2140724 工业总产值 万元 173883 综合单耗 吨标准煤/万元 12.31 上述折标煤综合能耗为投入能源量煤、油、电等折合标煤量3213843.78吨减去产出量发电量折标准煤量1073119.785吨，等于2140724吨标准煤,综合单耗为每万元现价总产值耗综合能耗量。 第二节 产品能耗指标的核算 一、能源产品产量的核定 准确核定企业工序产量及最终产品产量是正确计算各项能耗指标的前提，为此，我们利用质量平衡的原理，对全厂生产各环节所反映整个投入产出过程的有关资料的核查，并且采取全面统计核算和对部分车间重点抽查验证的办法进行了数据验证，详细调阅审查了各部门的经济目标责任制中对应指标产量及考核的实际结果，并对小范围内对能耗情况全过程进行了能量平衡分析，从而核定其能源消耗数量（详见企业产品产量核定表）： 20XX年产品产量核定表        表4-12 产品 计量单位 产量 发电量 万千瓦时 873165.168 供电量 万千瓦时 802439.067 二、能源消耗量的核定 煤、电、油实际消耗量并核算成标准煤，详见下表 能源消耗量核定表        表4-13 能源种类 实物量 吨标煤 等价值 煤（吨） 4404194 3119504 97.06 生产用柴油（吨） 2680 3905 0.12 辅助用柴油（吨） 90.28 131.54 0.004 辅助用汽油（吨） 111.68 164.33 0.006 厂用电 （万千瓦时） 73406.184 90216.2 2.81 合计 3213921.09 100 三、工业总产值及工业增加值的核定 核查20XX年XXXX发电厂财务快报，20XX年共计实现工业总产值为173883万元，工业增加值为79829万元。 四、单位工业增加值综合能耗 通过对XXXX电厂工业增加值及综合能耗的核定可计算出万元增加值综合能耗为26.82吨标准煤/万元、万元工业总产值综合能耗为12.31吨标准煤/万元。根据国家统计局统计《各地区单位GDP能耗等指标通报》公布的数据，该企业工业增加值能耗高出21.15吨标准煤/万元。说明该企业的能源消费结构主要以煤为主。 五、单位产品能耗的计算分析 主要指标：20XX年XXXX发电厂发电量873165.168万kWh，供电量802439.0667万kWh，发电厂用电率8.1%，年耗原煤4404194吨，折标准煤量3119504吨，统计主变损失率为0.33%。 20XX年XXXX发电厂供电标准煤耗率为389.23g/kWh，发电标准煤耗为357.7g/kWh，汽轮机热耗为9130kg/kWh，锅炉热效率为90.44%，发电水耗为0.925kg/kWh。 20XX年生产能耗指标计算表        表4-14        项目 单位 年合计 发电量 1#机发电量 万kWh 136111.248 2#机发电量 万kWh 148640.76 3#机发电量 万kWh 142665.48 4#机发电量 万kWh 143494.92 5#机发电量 万kWh 148825.08 6#机发电量 万kWh 153427.68 总计发电量 万kWh 873165.168 厂用电量 发电厂用电量 万kWh 70726.1013 主变损失电量 万kWh 2680.0827 总计厂用电量 万kWh 73406.184 上网电量 万kWh 799758.984 供电量 万kWh 802439.0667 发电厂用电率 % 8.1 耗煤量 原煤量 t 4404194 原煤低位发热量 kJ/kg 20733 折标准煤量 t 3119504 供电标煤耗率 g/kwh 389.23 热耗率 kJ/kWh 9130 锅炉热效率 % 90.44 第五章 节能潜力分析和建议 通过对XXXX发电厂各项能耗指标的计算分析，可以看出，其生产的能耗与国内先进水平相比，还有一定的差距，为了查找企业的节能潜力，为政府能源管理部门及企业自身加强能源管理、挖掘节能潜力、编制节能规划、实现节能目标提供科学的依据，我们通过对汽机、锅炉设备及系统进行了详细的能源审计和系统分析。 第一节  企业节能潜力分析 一、影响能源消耗变化因素及超指标的原因分析:       20XX年生产能耗汇总表        表15-1 项目 单位 年合计 经营计划 发电量 万千瓦时 873165.168 812000 供电量 万千瓦时 802439.0667 746228 上网电量 万千瓦时 799758.984 743711 发电厂用电量 万千瓦时 70726.1013 65772 发电标准煤量 吨 3123332 2910289 原煤总量 吨 4404194 折标准煤量 吨 3119504 发电消耗燃油量 吨 2680 2770 水耗总量 吨 8075282 8083333 20XX年生产能耗指标统计表          表15-2 项目 单位 考核指标 检测结果 结论 造成结果（浪费或节约量 耗 煤 指 标 发电标准煤耗 g/kwh 347 357.693 不合格 供电标准煤耗 g/kwh 377 389.22 不合格 发电燃油耗 g/kwh 0.31 不合格 原煤低位发热量 Kj/kg 20731 耗电指标 发电厂用电率 % 7.4 8.1 不合格 能耗指标 汽轮机热效率 % 41% 39.43 不合格 锅炉热效率 % 92.08 90.44 不合格 热耗率 KJ/kwh 8790 9130.9 不合格 耗水指标 水耗量 吨 807.6 合格　 　 综合水耗率 Kg/kwh 0.925 能 耗 小 指 标 汽水损失率 % 1.0 0.96 合格 补给水率 % 2.0 1.99 合格 给水泵单耗 Kwh/t 6.9 7.41 不合格 循环泵耗电率 % 1.1 1.23 不合格 磨煤机单耗 Kwh/t 0.8 9.45 不合格 排粉机单耗 Kwh/t 10.5 12.74 不合格 一次风机单耗 Kwh/t 6.8 7.18 不合格 送风机单耗 Kwh/t 1.86 2.05 不合格 吸风机单耗 Kwh/t 2.68 4.18 不合格 制粉系统耗电率 % 1.18 1.28 不合格 除灰用电单耗 Kwh/t 4.2 5.24 不合格 输煤系统单耗 Kwh/t 1.0 1.08 不合格         20XX年生产能耗小指标统计表           表15-3 项目 单位 考核指标 检测结果 结论 造成结果（浪费或节约量 炉主蒸汽压力 MPa 13.7 13.15 不合格 炉主蒸汽温度 ℃ 540 535 不合格 机主蒸汽压力 MPa 12.7 12.95 合格 机主蒸汽温度 ℃ 535 533.77 不合格 送风温度 ℃ 30 23.8 不合格 排烟温度 ℃ 137.2 157.08 不合格 烟气含氧量 % 3-5 5.83 不合格 预热器漏风系数 0.08/0.15 0.075/0.18 不合格 飞灰可燃物 % 1.2 1.53 合格 真空度 % 90 89.15 不合格 真空严密性 Pa/min 400 464 不合格 凝汽器端差 ℃ 6-8 9.65 不合格 循环水入口温度 ℃ 28.6 合格 给水温度 ℃ 244 230.34 不合格 汽机热耗 KJ/kwh 8790 9130.9 不合格 20XX年能源消耗指标与设计值及先进值相比较其中有30项不合格, 原因分析如下： （1）供电标准煤耗、发电厂用电率、综合厂用电率均高于先进值，供电煤耗高于先进值的主要原因是:一是汽轮机、锅炉效率偏低，其次是发电厂用电率偏高。发电厂用电率高于先进值的主要原因是：一是由于机组负荷率低，辅机单耗相对增大，二是锅炉引风机、送风机、排粉机、一次风机、磨煤机以及汽机侧循环泵、凝结泵均为定速风机（或泵），辅机耗电量随负荷变化调整裕量小。 （2）发电燃油耗偏高的原因一是由于煤质差、机组负荷低需投油助燃，二是锅炉燃烧系统设计不合理而造成机组燃油大。 （3）主要辅机及除灰输煤单耗偏大的原因是：由于负荷率低在同样耗电量的惰况下使给水泵、循环泵、吸送风机单耗增大，此外辅机耗电量不随负荷变化而调整裕量小。其次由于煤质差发热量低，增加燃煤量，使排磨单耗、除灰及输煤单耗增大。 （4）排烟温度、凝结器端差、漏风系数偏高的主要原因：一是原设备及系统设计问题，二是设备节能技改资金投入有限。 二、企业节能潜力分析和建议 企业应充分认识节能降耗的重大意义，提高全体员工节能降耗意识，建立健全节能管理体系，完善各项行之有效的节能管理制度，使节能降耗工作落实到每个部门、每一位员工。加大节能降耗设备的改造投资，逐步淘汰耗能高效率低的设备，主要辅机改变频调节降低耗电量，加装微油点火的装置降低点火助燃用油。提高设备检修质量保证机组出力，及时消除设备缺陷减少跑冒滴漏现象，提高能源利用率。设立各项节能奖惩制度，提高员工节能降耗积极性。 1、在节能管理制度方面，进一步完善节能管理制度，提高广大职工节能降耗的积极性，提高节能工作的自觉性，广泛开展节能工作的宣传力度，深入细致地开展合理化建议和修旧利废工作。使节能指标分解到每个岗位、每一名员工身上。建立完善的资源节约和环境保护管理体系和长效机制，将节能降耗工作列入企业三项责任制中。 2、在燃料管理方面，从煤质化验的结果来看，发电厂目前化验的仪器设备配置不完善，并且由于采样方法实行人工采样，无机械采样装置，造成煤化验代表性稍差，入炉平均收到基低位发热量（20733 kJ/kg）与进厂煤的收到基低位发热量（21450 kJ/kg）偏差较大。两者相差达719kJ/kg，考虑合理的偏差502 kJ/kg之后，仍然相差217 kJ/kg，说明其在煤质化验的监督制约方面存在着薄弱环节，存在着质量损失。 建议企业进一步加强燃料管理工作，规范对原煤的抽样化验程序，健全监督制约机制，完善煤质化验仪器的配置，制定对进厂煤与入炉煤发热量允许偏差的考核指标，并严格考核；在采购煤的标准监督方面,在标煤单价相同情况下，应优先考虑准格尔大矿煤，应加大煤场管理监督力度，确保数据真实准确。对燃料采购订货、采制化、核算、储存等各个环节要建立更有效的奖惩制约机制。在能源计量管理上100%的过衡，确保进厂煤的质量检验。目前条件下应加强火车来煤煤质的监督和检验，将矿方装车时存在的所有问题及时上报相关部门处理。杜绝一切形式亏吨亏卡。采样人员应认真及时准确采样、分层采样、多点采样，目测煤质较差加强抽样检查，制样、化验人员精心操作确保数据的准确。 20XX年进厂煤化验指标平均汇总  煤矿名称 全水份 干燥基灰分 干燥基挥发分 干燥基全硫 结焦特征 收到基低位 发热量 Wt（%） Ad（%） Vd（%） St, d（%） Qv,ar（Mj/KG） 6.11 29.83 30.84 1.48 20.43 7.47 27.16 30.51 1.12 21.1 13.28 9.34 35.91 0.56 23.76 10.6 27.85 30.98 1.43 19.31 6.31 24.46 30.77 0.98 22.52 10.35 19.11 37.15 0.60 21.39 7.13 27.42 39.16 1.97 19.71 10.13 24.27 38.27 1.15 20.03 20XX年炉前煤化验汇总 燃 料 月 全水份（%） 干燥基灰分Ad（%） 干燥基挥发分Vd（%） 收到基低位发热量St, d（%） 灰渣可燃物 #1炉 #2炉 #3炉 #4炉 #5炉 #6炉 一月份 7.9 26.73 26.26 20630 1.18 1.49 1.36 1.36 1.24 1.51 二月份 7.6 25.75 26.92 21140 1.76 1.20 1.10 1.14 1.32 1.60 三月份 8.4 24.89 26.48 20650 1.15 1.34 1.30 1.41 1.44 1.60 四月份 8.0 26.43 26.07 20720 1.28 1.69 1.31 1.34 1.34 1.81 五月份 8.2 25.21 25.80 20980 1.36 1.27 1.57 1.58 1.47 1.74 六月份 8.3 24.30 26.76 21500 1.45 1.44 1.80 1.56 1.82 1.90 七月份 9.0 23.01 27.16 21200 1.68 1.52 2.03 1.56 1.69 2.07 八月份 10.8 24.44 29.20 20760 2.42 2.03 2.92 1.95 2.08 2.37 九月份 11.2 24.79 26.00 20400 1.91 1.88 1.92 1.62 1.94 2.06 十月份 11.1 25.14 26.08 20550 1.67 1.78 1.56 1.47 1.63 1.91 十一月份 11.5 23.32 27.56 19800 1.16 1.68 1.33 1.01 1.35 1.40 十二月份 10.9 25.82 26.44 20650 1.07 1.19 1.23 1.08 1.15 1.26 平均 9.4 24.98 26.73 20750 1.65 1.66 1.62 1.42 1.54 1.77 3、运行调整方面，根据对现场调查及测试结果发现，由于炉机系统的计量监控仪表配置不够完善等原因，其在对炉机系统的运行管理方面尚存在以下问题： 从锅炉的燃烧情况来看，其送、引风的配风量欠佳。从理论上讲，送、引风的风量应和锅炉的蒸发量、燃煤量成正比，送、引风机应根据锅炉负荷的变化而不断调整风量，控制炉膛负压和排烟含氧量，以减小热损失。目前#1-#6炉的负荷变动在80%左右，送、引风的风门开度基本不变，造成引、送风机耗电量增加，排烟含氧量较高，相应的增加了热损失。建议企业对锅炉排烟系统氧量表，负压表的管理，增加校验氧量表次数，加装机组优化运行能耗软件，规范运行人员的调整，对送、引风机、排粉机、一次风机安装变频调速装置，实现自动控制，以利于操作工合理调节配风量，改善燃烧状况。 根据现场锅炉的运行记录及现场监测结果，我们发现其锅炉的排烟温度较高，说明锅炉系统的尾部受热面积小，空气预热器、省煤器等受热面外表面积灰、结焦、结垢，影响了换热效率。另一方面，由于煤质较差，煤粉太粗燃烧不完全；炉膛及烟道漏风、炉膛底部漏风；造成配风困难，使得烟气中氧含量较高，相应的增大了排烟热损失。建议加强锅炉尾部烟道的吹灰，保持尾部受热面清洁，增强换热效果。此外，还发现锅炉再热蒸汽温度远远偏离设计值，造成机组有效焓降减少，其主要原因为锅炉原设计不合理；炉膛高度不够，受热面积小。其次是锅炉炉膛中烟气的温度场和速度场的分布不均；第三是受热面的积灰影响传热效果；第四高再管材的材质自约再热温的提高；建议更换高再管材，同时，增加炉膛受热面的吹灰次数。 根据统计计算，发电厂的汽机的热耗率远高于设计指标，主要原因是一是由于机型以及配套设备存在着先天不足，主机本体动静间隙偏大，存在着大量漏汽损失，高压配汽机构重叠度调整不合理，二是#1、2湿冷机组水塔蒸发量大，循环水浓缩倍率大，且胶球装置不能能正常投入，造成铜管微生物沉积形成软垢，#3-6空冷机组采用海勒式空冷系统，受环境温度影响严重，进入夏季，循环冷却水温度平均在45-50℃（设计为34℃），另一方面空冷散热面积也设计不足，受环境污染严重导致传热效果差。从而导致了汽机热耗率偏高，降低了机组的热效率。 4、设备状况及治理方面,XXXX发电厂机组的基本状况是汽机热耗高、空冷机组热耗达到8790kj/kwh以上，湿冷机组热耗达到8665kJ/kwh以上。平均锅炉效率在90.5%以下，发电厂用电率达到8.1%，由于基建时投资欠帐太多，特别是关于降低厂用电率方面基本没有进行大的改造。部分风机、水泵效率低，耗电大。节能降耗方面存在着很大的潜力可挖。 5、能源计量方面，全厂主要资源（水、汽、煤、油、电）消耗计量器具配备率偏低。煤计量入炉煤电子皮带秤系统不完善并且无发进行实物标定（无静态秤系统），水、油计量大多数无法标定校验。建议完善能源计量表计，保证各类能源计量表计达到要求，同时定期对能源表计进行校验。 6、水资源利用方面，XXXX发电厂#1-6机组均为200MW，其中#1、2机为湿冷机组，#3-6机为海勒式空冷机组。湿冷机组存在水塔蒸发和风吹损失很大，造成循环水浓缩的快,水质差，浓缩倍率高,需大量排污。另一方面生活区用水与生产用水未分开，生活用水没有标准计量。由于我厂受地域市场制约，粉煤灰利用率偏低，只能销售10%，仍需要水力除灰，工业废水不能全部回收利用。 在水资源短缺的形势下，XXXX发电厂加强了节水工程改造力度，重新审查电厂的原有的水系统，并进行了专题研究和分析，找出一些设备及水系统运行的不合理的地方，进行设备改造，做到滴水必节。对锅炉排渣系统进行改造，实现干除渣。同时加大污水处理投入力度，确保污水处理后回收利用。采用先进的循环水处理技术，提高循环水浓缩倍率，降低循环水的排污率。 7、厂用电方面，首先由于入厂煤质的问题，造成制粉系统单耗增加，引风机磨损严重，其次发电厂从未进行过辅机负荷特性普查，不能给运行人员提供准确的经济运行曲线，所以节能降耗完全可以从这方面着手。系统运行状况是在不停变化的，如果运行人员不能及时调整必然存在浪费能源。第三，引风机、送风机、排粉机、磨煤机、一次风机等主要辅机耗电不能随负荷的变化而变化。从而造成厂用电率剧高不下，今后要加强机组负荷的优化运行方式的安排，主要辅机设备进行变速调节改造。 8、能源统计管理方面，能源基础管理工作有待进一步提高，能源统计工作有待强化，涉及能源购入贮存、转换和最终使用各个环节应当设置的分类统计报表的建立尚不够完善，原始记录不全，不利于对能源利用的适时分析与细化考核。 综合能源审计结果，XXXX电厂在生产过程的各个环节存在着节约标煤67000吨、节约水200万吨/年、节约电4200万度/年的潜力，拟通过技改项目达到完成。 第二节  节能技术改造方案和建议 一、部分节能管理、技术改造方案汇总 见下表《部分节能管理、技改方案一览表》 二、主要节能项目分析与建议 针对《节能技改方案一览表》中的重点中高费投资方案进行初步分析: （一）汽机方面 1、机组进行高压叶顶汽封与轴端部分改造 （1）技术可行性分析： 原机组经济性能不理想，通过叶顶汽封及汽封改造来实现增容降耗的目的。原汽封易泄漏,轴封漏汽严重，非常有必要改造，更换接触式铁素体蜂窝汽封改造后，可以避免对轴产生任何形式的损伤，有效防止蒸汽的冒出和空气的进入，保证机组效率和文明生产。 （2）经济效益可行性分析：     高压缸叶顶汽封改造可以大大地提高高压缸的效率，轴端部分汽封改造可以减少高、中压缸轴端的向外漏汽量，低压缸与凝汽器外部空气漏入可以有效解决负压系统的真空低的问题，提高机组运行的经济性。每台机组年节约3700吨标煤,六台机组节约3700*6=22200吨标准 预计改造投资：230*6=1380万元 2、汽轮机高、中压缸通流部分改造 （1）技术可行性分析： 通流部分采用当代更为先进的、具有当代国际领先水平的自主研发的全四维精确设计技术进行设计，更进一步提高机组的经济技术性能；同时对关键部件的结构强度采用当代最先进的有限元进行计算校核，使机组具有最高的可靠性、经济效率增大，确保机组能长周期安全、可靠地运行。 （2）经济效益可行性分析： 高压缸效率（含主汽门和调门压损）达到86.5%，中压缸效率（含中压主汽门、调门压损）达到92.5%，机组出力为220MW（在低压缸效率为87%的情况下），最终实现机组的高效、经济运行。年节约16000吨标煤,四台机组改造后年节约64000吨标煤 预计改造投资：2500万元/台*4台机组=10000万元 3、#1、2机凝结器铜管更换为双波纹不锈钢管 （1）技术可行性分析： #1、2机凝结器铜管原为黄铜管，采用316L双波纹不锈钢管，增加了换热面积20%，产品具有抗结垢、抗腐蚀优点，属国家专利产品。 （2）经济效益可行性分析： 改造后年节煤费：5%*3克/千瓦%*5500小时*20万千瓦*2台=3.3万吨标煤（#1、2机凝结器铜管更换为双波纹不锈钢管后，真空提高了5%，按照国家电力规程计算，真空每提高1%，节约标煤3克/千瓦时； 预计改造投资：570万元 (二)锅炉方面 1、#5炉省煤器改造 （1）、技术可行性分析 发电厂#5锅炉系武汉锅炉厂生产的单汽包循环、固态排渣煤粉炉，呈“Π”形布置。其型号为WGZ670/140-5型，省煤器布置在锅炉尾部烟道低温过热器和低温再热器的下方。省煤器由于长期运行，管子磨损严重，泄漏次数逐渐增多，且排烟温度高，严重威胁锅炉的安全稳定经济运行，必须利用机组大修机会进行整体改型更换，最终使#5炉排烟温度降低到145℃。 （2）、经济效益可行性分析 5500小时/年*20万千瓦时*0.14克/千瓦时/1000000吨*33度*268.27元/吨=136.33万元（#5炉省煤器改造后，排烟温度降低33度，按照电力节能标准计算，排烟温度每下降1度，折算煤耗下降0.14克/千瓦时、标煤单价为268.27元/吨） 预计改造投资：200万元 2、#2炉省煤器改造 （1）、技术可行性分析 XXXX发电厂#2锅炉系武汉锅炉厂生产的单汽包循环、固态排渣煤粉炉，呈“Π”形布置。其型号为WGZ670/140-Ⅱ型，省煤器布置在锅炉尾部烟道低温过热器和低温再热器的下方。省煤器由于长期运行，管子磨损严重，泄漏次数逐渐增多，且排烟温度高，严重威胁锅炉的安全稳定经济运行，必须利用本次大修机会进行整体改型更换，最终使#2炉排烟温度降低到155℃。 （2）、经济效益可行性分析 5500小时/年*20万千瓦时*0.14克/千瓦时/1000000吨*25度*268.27元/吨=103.3万元（#2炉省煤器改造后，排烟温度降低25度，按照电力节能标准计算，排烟温度每下降1度，折算煤耗下降0.14克/千瓦时、标煤单价为268.27元/吨） 预计改造投资：250万元 3、#5炉空气预热器三向密封改造 （1）、技术可行性分析 #5炉自投运，多年以来，空气预热器虽经多次改进，但仍存在漏风量偏大的问题。根据检测，空气预热器漏风率最大时在27%左右，已严重影响锅炉的安全运行。改造后机组满负荷运行时空气预热器漏风率不超过12%，在一个大修周期内漏风率增加值不超过1%。 （2）经济效益可行性分析： 空气预热器改造后，由于漏风量减少，由此而引起的送、引风机功率减少，热风温度提高，锅炉氧量充足，炉膛燃烧工况改善，飞灰可燃物降低，锅炉效益提高，这将带来几方面的经济效益： A、风机节能效益： 每台200MW机组空气预热器漏风率降低后，通常可使一次风机、送风机、引风机总的电流约降低40-60A左右，总计降低电耗300KW，按年运行5500小时，每年可节电165万KWh。按每度电价0.26元计算，节约资金42.9万元。 B、锅炉经济效益： 空气预热器的漏风从20%降到12%计，锅炉的效率可提高0.3%，按锅炉效率每提高1%，每度电可降低发电煤耗3克计算。一台200MW机组每年运行5500小时和标煤单价268.27元/吨计算： 110000万千瓦时*0.9克/千瓦时/1000000吨*268.27元/吨=26.56万元 共计节约资金42.9+26.56=69.46万元 预计投资150万元。 4、磨入口风道采用圆管式风道，减少磨损，消除漏风 （1）技术可行性分析： 磨煤机入口风道采用4条风道分别为4台磨提供风量，原风道使用方型结构，边角部位易磨损，而且焊缝多，造成泄露点多，经常漏风严重，严重影响了现场的文明生产，而且造成锅炉系统热效率降低，损失严重。采用同等截面积的圆管式风道，焊缝少，易磨部位减少80%，可有效控制风量泄露，提高锅炉的热效率。 （2）经济效益可行性分析： 改造后，消除漏风锅炉的效率可提高0.1%，按锅炉效率每提高1%，每度电可降低发电煤耗3克计算。一台200MW机组每年运行5500小时和标煤单价268.27元/吨计算： 5500小时/年*20万千瓦时*0.3克/千瓦时/1000000吨*268.27元/吨=8.85万元 改造费用：每条风道使用Φ1600圆管5米，四条风道计20米，单价：1000元，合计费用20000元. 5、#2炉电除尘器改造为布袋除尘器 （1）技术可行性分析： 近年来随着电力设施的不断增加，大气污染越来越严重，提高除尘效率迫在眉睫。 （2）经济效益可行性分析： A．原来的电除尘器为两室三电场，每台炉6各电场，每个电场的额定功率是140KVA，每台炉振打电机20台，每台电机0.75KW，总容量为140+0.75×20=290KW。 每年耗电量：290×5500=159.5万千瓦时 每年费用为：2540400×0.26=41.47万元 B. 电除尘器改造为布袋除尘器,布袋除尘器阻力由大修前电除尘阻力195Pa，增加到现在布袋除尘器阻力740Pa，增加了545Pa，引风机电流大修后为154/155A，较大修前115/114A增加了39/41A。引风机的耗电量大修后每小时为2836.5KWh，比大修前每小时耗电量1996.6KWh，每小时多耗电量839.9 KWh， 每年耗电量：839.9×5500小时/年=461.945万千瓦时 C.改为布袋除尘器后电能消耗大幅减少，两台反风机常年备用，自然风量已满足现场需要，12台阀门电机，只有在检修时工作不到1分钟耗电量相当有限，12台回转反吹电机，每台只有0.35KW，工作时只有1台运行，总之，布袋除尘器相当省电，每年不足2万元。 每年节能电费：(41.47-2) - (839.9+41.47)=-837.9万千瓦时,说明电除尘改布袋除尘器,多增加厂用电,但是除尘效率大幅提高，大气污染减少，增加社会效益相当可观,为了环境友好社会奠定基础。 预计改造投资：1496万元 #5炉电除尘器改造 （1）技术可行性分析： #5炉电除尘器由于年旧老化，绝缘子绝缘不够，阴阳极变形严重，达不到额定出力，灰斗爬灰现象比较严重，导致阴阳极短路，跳电场现象经常发生，除尘效率严重降低，达不到环保要求，提高除尘效率迫在眉睫。 预计改造投资：300万元 （2）经济效益可行性分析： 除尘效率大幅提高，大气污染减少，引风机寿命增加，其社会、效益无法估量。 7、、#2炉捞渣系统改造为干渣机 （1）技术可行性分析： #2机组采用水力冲渣，冲渣水用量较大。而除渣系统改造为干排渣系统装置可大大节约冲渣用水，现本项技术已在#1、3、4炉使用，效果很明显。 （2）经济效益可行性分析： 预计改造后每年节水费：100 吨/小时×5500小时/年×0.6元/ 吨=55万吨（#2炉除渣系统改造为干排渣系统，可节水100吨/小时，） 预计改造投资：1200万元 （三）降低厂用电方面 1．#5、#6机分别加装水轮机 （1）技术可行性分析： 循环水系统能损大，加装水轮机利用循环水系统富裕能量，降低厂用电率。在#5、6机负米各安装一台水轮机，有效利用了循环水系统回水势能进行发电。降低了厂用电。 （2）经济效益可行性分析: 每台水轮机0.70MW/h,一年的发电量是:5500*0.70=3850MW。二台水轮机发电量是7700MW，这样可以有效地降低厂用电率。 预计改造投资：300万元 2、交流变频调速改造： （1）技术可行性分析： 交流变频调速传动具有以下特点：可以使普通异步电动机实现无级调速；启动电流小，减少电源设备容量；启动平滑，消除机械的冲击力，保护机械设备；对电机具有保护功能，降低电机的维修费用；具有显著的节电效果。如循环水系统、吸、送系统工艺流程中要求在负荷峰、谷期间，电机应根据负荷情况进行调节输送量，另外传动需稳定，点动、启动及升降速都应平滑实现，这样才能作到节约电能及保护电机作用。 （2）经济效益可行性分析： A．改造六台锅炉吸风机驱动方式、由定速改为变频，平均负荷率80%实现节电50%，厂用电率下降0.65%， 预计改造后实现节电3300万度，取得效益825万元/年 预计改造投资:3060万元 B改造四台锅炉一次风机驱动方式、由定速改为液体电阻调速，实现节电18%、厂用电率下降0.15% 预计改造后实现节电660万度，取得效益165万元/年 预计改造投资: 400万元 C、六台凝结水系统改造及变频改造厂用电率下降0.1%，其中变频器设备费240万元、相应的开关、电缆、电缆沟等附件190万元。系统改造费用100万元 预计改造后实现节电660万度，取得效益165万元/年 预计改造投资:530万元 部分节能管理、技改方案一览表 分类 序号 项目主要内容 节约量 效益 投资 完成年限 备注 吨  万度 万元 万元 汽机部分 1 2号汽机通流部分三缸综合改造：改造汽机通流部分的静叶和动叶，采用全四维设计方案，各缸效率分别实现：三阀点运行高缸效率达到86%、中缸效率达到92.5%、低压缸达到87%，机组热耗达到1990大卡/千瓦时。供电煤耗下降16克/千瓦时                                                                                                节约标煤  16000 420 2500 07年 利用小时5500 2 5号汽机高、低压缸通流部分综合改造：改造汽机通流部分的静叶和动叶，采用全四维设计方案，各缸效率分别实现：三阀点运行高缸效率达到86%、中缸效率达到91%、低压缸达到87%，空冷机组热耗达到2085大卡/千瓦时。 供电煤耗下降9克/千瓦时                                                                                              节约标煤  9000 270 1600 07年 　 3 两台汽轮机组通流部分三缸综合改造：改造汽机通流部分的静叶和动叶，采用全四维设计方案，各缸效率分别实现：三阀点运行高缸效率达到86%、中缸效率达到92.5%、低压缸达到87%，机组热耗达到1990大卡/千瓦时。供电煤耗下降16克/千瓦时                                                                                                节约标煤  32000 840 5000 08年 　 4 号汽机通流部分三缸综合改造：改造汽机通流部分的静叶和动叶，采用全四维设计方案，各缸效率分别实现：三阀点运行高缸效率达到86%、中缸效率达到92.5%、低压缸达到87%，机组热耗达到1990大卡/千瓦时。供电煤耗下降16克/千瓦时                                                                                                节约标煤  16000 420 2500 09年 　 5 6号汽机高、低压缸通流部分综合改造：改造汽机通流部分的静叶和动叶，采用全四维设计方案，各缸效率分别实现：三阀点运行高缸效率达到86%、中缸效率达到91%、低压缸达到87%，空冷机组热耗达到2085大卡/千瓦时。 供电煤耗下降9克/千瓦时                                                                                              节约标煤  9000 270 1600 09年 　 6 改造2、5号动叶叶顶汽封结构减小汽封间隙、使高缸效率提高3%——4%，低压缸提高2%，热耗下降89千焦/千瓦时。供电煤耗下降3.7克/千瓦时 节约标煤  7400 222 400 07年 　 7 改造4台机组动叶叶顶汽封结构减小汽封间隙、使高缸效率提高3%——4%，低压缸提高2%，热耗下降89千焦/千瓦时。供电煤耗下降3.7克/千瓦时 节约标煤  14800 444 800 08年—09年 　 8 改造2、5号机轴锻汽封间隙控制在60丝以下、使夹层漏汽控制在2吨以内，一、二端轴封漏汽控制在8吨以内。供电煤耗下降2.0克/千瓦时 节约标煤4000 120 240 07年 　 9 改造4台机组轴锻汽封间隙控制在60丝以下、使夹层漏汽控制在2吨以内，一、二端轴封漏汽控制在8吨以内。供电煤耗下降2.0克/千瓦时 节约标煤8000 240 480 08年—09年 　 10 2、5号机改造后、原来2%的减温水量可以全部停掉、热耗下降33千焦/千瓦时。供电煤耗下降1.4克/千瓦时 节约标煤2800 84 　 07年 　 11 4台机组改造后、原来2%的减温水量可以全部停掉、热耗下降33千焦/千瓦时。供电煤耗下降1.4克/千瓦时 节约标煤5600 168 　 08年—09年 　 12 2、5号机组增容改造，湿冷机组达到22万、空冷机组达到21万，增发电量1亿5千万千瓦时 　 1500 600 07年 　 13 4台机组增容改造，湿冷机组达到22万、空冷机组达到21万，增发电量2亿5千万千瓦时 　 2500 1200 08年—09年 　 14 2、5号机轴封供汽改进为自密封系统 节约标煤1000 30 100 07年 　 锅炉部分 15 2、通过低温受热面的改造和锅炉漏风的治理，力争锅炉效率达到91%。 　 　 　 　 　 16 增加2号锅炉省煤器面积，使排烟温度达到135℃，锅炉效率提高2.0%，供电煤耗下降7.0克/千瓦时 节约标煤7000 210 200 07年 　 17 增加5号锅炉省煤器面积，使排烟温度达到135℃，平均锅炉效率提高1.3%，供电煤耗下降4.7克/千瓦时 节约标煤4200 126 200 07年 　 18 增加4台锅炉省煤器面积，使排烟温度达到135℃，平均锅炉效率提高1.3%，供电煤耗下降4.7克/千瓦时 节约标煤8400 252 400 08年—09年 　 19 改造六台锅炉点火系统为微油点火，全年燃油控制在900吨以下 节油1800吨 900 720 07年 　 20 加强锅炉漏风治理：本体漏风5%，预热器漏风10%，电除尘及其它尾部烟道漏风10%，排烟损失减少使锅炉效率提高0.35%，供电煤耗下降1.2克/千瓦时 节约标煤7200 206 　 长期 　 节约厂用电 21 改造六台锅炉吸风机驱动方式、由定速改为变频，平均负荷率80%实现节电50%，厂用电率下降0.65% 节电3300万度 825 3060 07年 　 22 改造四台锅炉一次风机驱动方式、由定速改为液体电阻调速，实现节电18%、厂用电率下降0.15% 节电660万度 165 400 07年 　 23 改造两台锅炉排粉机驱动方式、由定速改为液体电阻调速，实现节电24%、厂用电率下降0.15% 节电330万度 83 160 07年 　 24 六台凝结水系统改造及变频改造厂用电率下降0.1%，其中变频器设备费240万元、相应的开关、电缆、电缆沟等附件190万元。系统改造费用100万元 节电660万度 165 530 07年 　 试验研究 25 开展机组优化运行试验研究：达到调门压损最佳，锅炉氧量控制最佳，给水耗电下降，送、吸风机耗电下降，再热汽不投减温水，排汽干度95%以下，没有改造的机组在80%负荷率的条件下，实现供电煤耗下降3克/千瓦时，厂用电率下降0.3%。 年节标煤1200吨、节电1300万度 680 300 07年 　 三、环境效益分析 按照上述节能方案计算的节能量计算，可减少向大气中排入烟气污染物量508千吨，使烟尘排放浓度达到国家环保要求。减少废水排放876千吨。取得了较好的环保效益。 第六章 审计结论 本审计组通过审计考核，核对取证，根据审计结果，做出如下结论： 20XX年丰XXXX电厂在上级部门正确领导关怀下，厂领导班子非常重视节能环保工作，把创建节约环保型燃煤电厂与安全生产、经营工作同等对待，时刻贯穿全厂的一切管理工作中去。建立了以厂长为第一责任人的资源节约和环境保护责任制，成立了节能环保领导小组建立并完善了资源节约和环境保护管理体系的长效机制，节约环保工作的组织措施健全责任制落实，配备了节能环保工程师，并建立了三级节能环保技术监督网。紧紧围绕年度生产经营目标，严抓安全生产，大力推行管理革命，通过开展设备治理，机组保持了安全稳定经济运行，较好地完成了上级集团公司下达的年度任务； 1、在主要经济指标方面，累计完成发电量87.32亿千瓦时，完成公司年度计划的107.53%，上网结算电量累计完成80亿千瓦时，完成公司年度计划的107.55%；完成工业总产值173883万元，工业增加值79829万元，全年实现利税192300万元。 2、在生产技术管理方面，发电厂通过科学技术创新、强化质量管理、加大技改投资力度等措施，取得了较好的节能效果，并将节能环保管理标准已纳入了企业标准管理工作，自觉逐步实施清洁生产。定期进行电厂水平衡试验，对全厂各种水耗分布进行全面定量分析，有完整的节水试验分析报告，水耗计量、统计管理手段完善，并已采取有效的节水挖潜措施且效果明显；定期对系统和设备性能进行耗差分析，指导机组优化运行；机组定期或不定期进行了不同负荷运行方式的优化调整试验；定期进行锅炉机组燃烧优化调整试验，提高锅炉热效率和低负荷稳燃能力，有详细的试验分析报告；定期进行凝汽机组“冷端”系统经济性诊断试验和运行方式优化，机组在良好真空下运行，且凝汽系统和循环冷却系统按优化方式运行，有完整的试验分析报告。积极推广应用节能、节水、环保等新产品、新技术、新工艺和新方法，依靠科技进步，提高企业资源利用效率，降低生产经营成本，已取得明显经济效益和社会效益。使全厂发电煤耗完成389g/kwh，20XX年燃油量未超过公司下达的考核值。在设备治理方面，建立完善的设备管理制度，设备管理责任制落实，不断提高机组健康水平和技术经济指标；建立完善的设备技术档案和台帐。 3、在能源管理制度建设方面， XXXX发电厂领导班子高度重视资源节约和环境保护工作。节能管理组织机构健全，各项节能规章制度齐全，企业节能规划完整；节能项目计划既具体又符合实际，可操作性强；并制定了从能源采购、计量、统计、生产过程管理和定额考核等一系列的能源管理制度，并以经济责任制的方式严格考核，资源节约和环保工作目标进行了层层分解。有力的促进了企业各项节能工作的有效展开， 尽管如此，XXXX发电厂由于设备陈旧，主辅设备的能耗偏高，节能技改资金投入有限，节能基础管理工作相对较为薄弱，能源管理工作尚不够细化，在以下方面仍存在着较大的节约潜力： 1、发电厂供电标准煤耗20XX年度计划为390克/千瓦时，本年实际为389克/千瓦时，比计划降低1克/千瓦时，但距要求378克/千瓦时大11克/千瓦，多消耗标准煤7.26万吨。 2、20XX年度发电厂用电率为8.1%，比华能集团公司规定的节约环保型燃煤发电厂的标准7.4%大0.7百分点，多消耗厂用电6112万千瓦时。 3、在燃料的质量指标制定及质检验收方面，由于受煤炭市场供求关系的制约，及采、制、化验设备配置不够完善、质检人员技术水平尚待提高、煤质监督管理不够科学细化等诸多因素影响，存在着一定的检质、检斤偏差。 4、在能源定额管理方面虽然制定了发电量、上网电量、供电煤耗、厂用电率、水耗等宏观指标的考核和详细的能耗定额考核指标，但缺乏有效时间及时的考核及应对措施,，不利于切实调动职工节能积极性。 5、在能源统计工作方面有待强化，涉及能源购入贮存、输送分配和最终使用三个环节应当设置的分类统计报表的建立尚不够完善，细化到锅炉系统、汽机系统、电气系统、输煤系统、供水系统的计量与统计工作尚没有完全建立，不利于对能源利用的适时分析与细化考核。 6、在能源计量系统的管理方面较为薄弱，全厂主要资源（水、汽、煤、油、电）消耗计量器具配备率偏低。煤计量入炉煤电子皮带秤系统不完善并且无发进行实物标定（无静态秤系统），水、油计量大多数无法标定校验。用水尚无完整的能源计量器具，且计量器具台账档案亦未建立齐全，给能源消耗的细化管理带来了一定的难度。 7、在原煤管理过程中虽制定了定期实物盘存的管理制度，实际也已进行定期实物盘存，并建立实物盘存台帐，但由于实物盘存的手段比较落后，造成实物盘存不规范。 8、建议企业尽快完善对各生产流程及主要耗能设备的三级计量仪表的配置，建立并完善细化的产品能耗考核指标体系，实施分级考核，强化能源统计工作，完善各种能源消耗统计报表，以利于细化对能耗消耗的考核。 9、采用变频调速技术对变负荷运行的送风机、吸风机、磨煤机、排粉机、一次风机、凝结泵等进行节能技术改造，以降低电力消耗。 11、在生产用水管理过程中只有来水总表，没有分系统各部门使用水的表计计量统计，以便进行考核，存在较大的浪费水的可能性。建议应加装一、二、三级用水计量表，并制定相应考核制度，使各部门能够合理使用水资源。 12、按照绿色照明的要求，对照明系统的灯具进行节能改造，以降低电力消耗。 13、加大对污水的处理利用，以节约水资源。     14、在能源管理过程中，人员节能培训的建设和新技术实施没有到位，应建立一套完整能源管理考核制度，责任到人，节能工作常抓不懈避免。规范能源统计资料，并进行整理存档，年终使用。