台州发电厂节能工作总结.doc

台州发电厂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年节能工作计划，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：826139.99 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、领导和宣传，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。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/TFD2210062011燃煤调度管理及Q/TFD2210092011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/TFD2210092011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，今年上半年#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。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、7B燃油泵运行打循环方式，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79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。（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