第三节 技改效益
1979年建厂到2001年油改煤前，发电所需燃料燃油价格节节攀升，燃油标准煤1998年、1999年、2000年3年时价平均1029元/吨，供电煤耗380克/千瓦时，机组年利用小时5300小时，每年所需燃料费5.18亿元。
2001年改造后，供电煤耗降低13.1克/千瓦时，燃煤时价330元/吨，每年需燃料费1.73亿元，年降低燃料费3.45亿元。机组出力增加10兆瓦，每年多发电5300万千瓦时，年发电收入可增加1488万元，年创利润8586万元，4年左右即可收回工程投资。技改后，机组额定发电能力提高，成本降低。单机额定容量由12.5万千瓦增容到13.5万千瓦，增加了机组的调频裕量，迎峰能力进一步增强，延长了机组寿命。技改后企业实现扭亏为盈，安全生产水平和经济效益得到显著提高。DCS系统提高了机组的自动化控制水平，CRT划面监控系统代替了原来的仪表监控，两台微机就可掌握机组正常运行，提高了运行人员的工作效率，运行人员由技改前的180人减少到110人。通过技改，为沾化发电厂迎接“厂网分开，竞价上网”的市场新机制创造条件，为企业发展奠定了基础。
2002年，1号机凝汽器由铜管改为钛管，供电煤耗可降低4克/千瓦时，每年可节约标煤3024吨，约6.72年的时间可收回全部投资，1号机除氧器将原型号为400吨/小时喷雾填料除氧器更换为型号为440吨/小时无头除氧器，大大改进主给水的除氧效果，提高设备安全运行状况，防止发生压力容器爆破事故。加装生产辅助用能远程集中抄表系统，提升作业管理水平，长时检测电能表的运行情况，避免给企业带来不必要的损失。2003年，110千伏线路保护由原来的电磁整流保护更换为微机保护，增加装置事件或故障记录等附加功能，保证110千伏线路保护正确动作率、完好率、投入率达到100%。对1号、2号凝结器循环水室及拦污栅改造，吸风机偶合器冷油器更换等，加强设备运行可靠性。
2004年，2号炉甲乙预热器吹灭器更换为激波吹灭器，升压站原少油开头更换3台SFC断路器，1号机5号、6号高压加热器更换，1号炉4支主安全阀及6支再热器安全阀更换，1号、2号发电机故障录波器及蓄电池组浮充机更换等，通过这些技改项目的实施，更加保障了整台机组的安全性。2005年，加装烟气在线监测装置，实现烟气成分实时在线监测，1～4号机组加装PI系统，通过对生产实时数据的采集与处理，能够优化机组运行参数达到集控与办公实时数据共享。2006～2007年，完成2号炉尾部受热面及空预器更换，排烟温度同期下降6.14℃，预热器漏风相对下降14.01%，综合影响2号炉煤耗下降3.3克/千瓦时，2～4号炉加装等离子点火装置，实现锅炉启动无油点火，大大节约助燃油消耗。