节约能源,降低消耗,降低成本,提高经济效益,追求最大利润,不断增强市场竞争力,是企业寻求生存与发展的重要目标。
火力发电厂是生产二次能源,也是消耗一、二次能源的大户,搞好节能降耗工作显得尤为重要。对此,黄台发电厂建厂投产后就认真抓了这项工作,从建章立制到规划措施,根据不同时期发电设备的运行状况,充分利用设备大小修机会,安排实施节能项目的更新改造,同时不断加强运行管理,提高运行人员技术操作水平,开展多种形式的竞赛活动,向操作把手要效益,以达到省煤节电的目的。自1959年投产至 2000年底,共计节约标准煤155526.8万吨,节约厂用电14652.3万千瓦·时。
节能管理建厂初期,由于青工多,操作技术不熟练,加之“简易发电”,设备存在问题多,运行不稳定,所以能耗比较高,其发电标准煤耗率高达632 克/千瓦·时,厂用电率高达23.55%。1960年6月,随着生产组织的不断健全,生产指挥系统日趋完善,“填平补齐”工作初见成效,生产基本稳定后,生产指标实行分级管理,即厂部负责发电量､发电标准煤耗率、厂用电率等大指标,分场负责锅炉效率、汽温、汽压、凝汽器真空、汽轮机汽耗和辅机电耗等小指标。由于管理工作的提升和人员素质的提高,生产消耗指标不断下降,是年底,发电标准煤耗率降至431克/千瓦·时,厂用电率降至 11.51%,节约标准煤 15728.7吨,节约厂用电1004.2万千瓦·时。1961年,厂部设专职节能工程师1人,负责职工的节能培训、生产指标的现场分析、发电用煤的监测和掺烧配比等工作。同年11月,遵照山东省电力工业厅下发的《省厅直属单位奖励工作座谈会纪要》文件指示:“根据企业生产特点和每个时期的实际情况,当前可建立节煤奖,奖金从节煤费中开支”的精神,制定了《黄台发电厂节煤奖励办法》,从而激发了广大职工节约用煤的积极性。1963年5月,增加了节电奖励后,又制定了《黄台发电厂关于省煤节电奖励试行办法》,其中规定:以山东省电力工业厅下达的发电量、发电标准煤耗率和厂用电率的季度计划为考核依据,且不发生人身死亡及严重群伤事故、全厂停电和设备严重损坏事故。奖金根据其贡献大小按季进行发放,1966年“文革”开始,批判物质刺激,奖励办法被迫中止。
1963年2月,按照上级的指示精神,制定了《黄台发电厂燃料管理办法》,将来煤的验收､检尺、检斤和入厂煤的保管、掺烧、测比重､化验、盘点等工作纳入燃料正常管理内容。同时还制定了《节约煤电年度计划措施》,要求在煤中拣“四块”(木块、石块、铁块、大煤块),加强运行调整,检修堵漏风和清扫锅炉受热面积灰等,以实现省煤节电与运行中的节能降耗及检修时的设备节能改造相结合。是年12月又制定了《发电标准煤耗率管理计算办法》、《厂用电的范围和计算管理》及《燃料管理工作条例》。其中规定:计算煤耗应以正平衡为主(入炉煤计量)和反平衡校正(锅炉效率),月中煤场盘煤进行调整。因机械式皮带称计量不准,电子皮带称又无改造成功,只能用反平衡计算发电标准煤耗。
1964年4月,成立热力试验组,配技术骨干3人,在生技科的领导下开展热力试验工作。是年6月,根据对炉机所做试验取得的数据,绘制了炉机微增曲线图,并制定经济调度方案,合理分配机组负荷,实现各机组在最佳经济点运行。在设备超铭牌出力的形势下,黄台发电厂设备改造后的发电能力增加了4万千瓦,厂用电率等指标相应下降。
1969年,因“文革”的破坏,鉴于燃煤极度短缺,根据国家的能源利用政策,经过加装燃油系统,于1973年8月由烧煤改为全烧油,并遵照水利电力部《关于节油节煤节电指示的通知》和山东省电力工业局《关于认真贯彻水电部在望亭召开节油会议精神的通知》,对油枪的喷嘴进行了选型改进,并停用马弗炉改用液化气点燃小油枪等节油技术措施,收到了良好效果。
1975年5月,由于能源政策的变化,黄台发电厂由烧油改为全烧煤。是年10月,对全厂节能管理工作提出了新的要求,成立省煤节电领导小组,做到有计划、有布置、有检查、有总结,并建立运行分析制度,分场和值长每10天1次,生技科每周1次,运行各班每3天1次,运行各岗位每天1次,为了完成节能降耗指标,有时一天一考核。热力试验组实行专业管理和群众管理相结合,依据发电设备的变化情况及薄弱环节进行试验鉴定和经济分析,提出合理的运行方式和调度方案。由于省煤节电工作开展的扎实有效,1976年,发电标准煤耗率和厂用电率分别下降至392克/千瓦·时和8.16%,创历史最好水平。1978年3月,水利电力部在全国火力发电厂省煤节电会议上,授予黄台发电厂“省煤节电作出贡献”奖状。
1979年2月,山东省电力工业局根据《工业二十三条》和山东省委工作会议精神,依按劳分配,多劳多得的原则,恢复对省煤节电和安全生产工作中做出成绩的单位实行奖励,并下发《省煤节电安全奖试行办法》,该厂按其办法进行计奖,季度发放。
1981 年初,山东省电力工业局在济宁召开全省直属发电厂节能座谈会,统一热能利用调查的口径,以便对比分析。是年4月下发了《发电厂热能情况调查提纲的通知》,该厂按照会议要求和通知精神,制定了扩大调频幅度和低负荷采用单风机运行的措施,并以热力试验组为主,抽调有关分场的工程技术人员,于8月份成立了热能普查小组,开展对全厂热力系统和化学补水率偏高等的普查工作。在普查中发现汽轮机低位水箱的水泵自启动装置失灵,造成水箱长期溢流,缺陷消除后,每天可节水 100 吨。2 号炉在小修后点火启动时,运行人员误将汽包净段炉水取样门全开,使大量合格的炉水排掉,将其关闭后,全厂补水率由4%降至2.2%。同年11月,为了节水保泉,全市每日压缩供水15 万吨。
根据济南市政府的通知和山东省电力工业局的要求,该厂成立节水领导小组,并明确各部门节水专责人,以文件的形式下发至各分场、科室。厂长任组长,生技科设节水专责人,负责地下水位的测量,并对全厂用水实行计量上报,核算成本。同时规定生活用水一律取消包费制,实行定时定额供应,每人每天不得超过100公斤(全月不超过3吨),超定额10%,加倍收费,浪费严重者,停止供水,严禁用自来水浇地种菜,违者按情节轻重,一次罚款5至10元。
1982年10月,根据非生产用电用水量大、直接影响生产经营指标的问题,为正确反映经营水平,合理扣除非生产用电用水,制定了《关于非生产用电用水管理暂行规定》。内容包括:基建、生活、自营工程､其他用水和家属宿舍用水等。
1984年11月,按照济南市节约用水办公室下发的《关于开展企业水平衡的通知》文件精神,该厂结合发电用水情况,组成以生产副厂长、总工程师为领导的水平衡测试小组,在生技科设立办事机构,全面开展水平衡测试工作。其结果是:生产用水每天需4万吨左右,其中汽轮机、发电机组设备冷却水占 56%,锅炉设备冷却水占24%,电气设备冷却水占13.5%,化学用水占4%,生活服务用水占2.5%。为充分发挥水的效益,提高其重复利用率,特制定了节水规划方案:一是对锅炉的冲灰除尘系统进行改造,由原用循环水或工业水,一律改为用回收水,全年节水43万多吨;1至3炉除尘水全部改道至新排灰系统,全年可回收水 40 万吨。二是提高自备水母管压力,合理使用循环水补水门,并利用设备的冷却水进行补充,适时启用升压泵,减少深井泵的运行时间,以达到节水的目的。同时,根据山东省电力工业局《关于开展全国第六次“节能月”活动的通知》,结合实际情况,制定了《关于开展“节能月”活动的安排意见》。紧紧围绕节煤、节电、节水、节油开展工作,并成立由11人组成的评审小组,负责将各分场在活动中做出的成绩提出奖惩意见,经厂长批准后上报山东省电力工业局,待认可后进行奖励兑现。5、6号机组投产后,及时进行燃烧调整,并于1985年由热力试验组根据各机组热力试验资料,绘制了全厂等微增调度曲线,供值长合理调配机组负荷,以保持全厂发电设备的最佳运行状态。
1986年,建立以总工程师、生技科、分场为主的三级节能网,恢复了每月1次的运行经济分析会,并编辑运行分析简报。
同时,为有效的实施节能措施,将其列为每天调度会一项主要内容之一,并作为经济责任制考核的重要指标。
八十年代末至九十年代初,计划经济逐步向市场经济转变,煤炭供应出现紧张,且煤质明显下降,亏吨亏焦严重,直接影响锅炉的稳定燃烧,经常发生灭火。因磨煤机制粉困难,负荷带不满,致使点火助燃用油猛增。由于火车进煤计划不能全部兑现,为完成发电任务,该厂采取自购煤进行补充。为控制低质煤进厂,配备了煤质监督员,对不合格的电煤实行拒收和索赔。
为减少来煤亏吨造成的损失,1989 年和1990年,先后投资14.5万元和近70 万元,购置安装了计量汽车进煤的“地中衡”和计量火车进煤的“轨道衡”。仅 1991 年至1993年上半年,拒收索赔金额达700 多万元。
1990年,为适应“双达标”的要求,成立以厂长为首的120余人的三级节能网,先后制定《节能职责条例》、《节能实施细则》、《稳发满发措施》和《节能中长期规划》。厂级节能网,每月召开1次分析会,对当月的生产消耗进行分析总结,布置下月的节能计划。
1991年2月,根据山东省电力工业局颁发的《节约能源全过程管理办法(试行)》,黄台发电厂制定了相应的措施,把节能管理体系、健全节能网、基础工作、小指标分析、运行节能管理、燃料节能管理､材料管理、热力试验、技术革新管理、节约用水管理、节能工作检查原则等纳入节约能源全过程管理内容。同时,按照山东省电力工业局转发能源部《关于电力生产企业节能管理升级、定级有关事项的通知》的通知,是年5月,向山东省经济委员会申请1990年省级节能先进企业的报告,经考评验收,达到三级节能先进企业标准,并由山东省人民政府授于“黄台发电厂节能先进企业”称号。同年8月,根据节约能源管理办法内容,制定了《黄台发电厂节约能源全过程管理实施细则》,实行全方位的抓好节能工作。1992年8月1日至9月2日,对1、2、3 号机循环水泵系统的中央水泵房进水池进行了首次清淤,改善了水质,提高了汽轮机凝汽器的效率,降低了汽耗。同时,燃煤实现分炉计量,正平衡计算煤耗率,结束了建厂以来用反平衡计算煤耗率的历史。
由于煤质低劣,锅炉助燃用油量增加,1990年全年燃油高达12000多吨,并逐年增加,1995年上半年,点火燃用油就达15224吨,致使燃油指标完不成,发电成本上升,利润减少。是年7月,成立节油领导小组,下设节油办公室(于1996年9月底撤销,改由生技科节能专责人负责),并制定《黄台发电厂点火助燃用油规定》和《黄台发电厂燃油奖惩办法》,较好的遏止了燃油量上升的势头,仅1年零2个月,锅炉燃用油节约4977吨,价值746万元。与上年比少烧油 18166 吨,价值2725万元。全年发放节油奖 126万元,占计划节约数的16.8%。
1997年至1998年,紧紧围绕创一流目标,把节能工作摆在更加突出的地位,依靠科技进步和科学管理,不断提升节能管理,取得可喜成果。在国家电力公司对黄台发电厂进行创一流工作验收时,给予“节能工作到位、扎实、出色、设备治理工作力度大”的评价,并获得节能工作96分的好成绩,居已验收单位的榜首。
1998年,黄台发电厂根据2台30万千瓦机组循环水系统采用传统处理方式水耗
大,且凝结器铜管结垢现象严重,成立科技攻关小组,在全面分析省内外多种阻垢产品的基础上,选用了16种不同性能的产品进行试验,最后确定了两种。经过1年多的试运行,效果良好。2000年11月,经初步测算,按年运行 7000 小时计,7、8号机组分别节水 59.5万吨和72.1万吨,节约水费200多万元。
1999年,随着电力工业体制改革步伐的加快,“厂网分开,竞价上网”,成为发电企业面临生存与发展的严峻挑战。为降低发电成本,提高经济效益,增强市场竞争力,该厂加大节能降耗的工作力度。2000年5月,下发《实施企业发展战略,实现企业节能降耗战略目标》的意见,并成立节能降耗领导小组,厂长任组长,生产副厂长、经营副厂长、总工程师任副组长,在生技科设节能工作小组。按山东电力集团公司的要求,制定了长期节能规划,以实现黄台发电厂的持续发展。
二节能改造设备改造和运行方式的优化,是节能工作的一项重要内容。黄台发电厂自投产以来,始终坚持增产节约、勤俭办企业的方针,在各个不同时期抓住机遇进行设备的节能改造,使发电机组的经济性得到不断提高,为国民经济的持续发展做出了贡献。
循环水系统改造。1960年1月,水利电力部副部长钱正英在视察黄河洛口水利枢纽工程时指出,黄河水量难以满足黄台发电厂大量用水的需要,要采用二次循环供水。对此,该厂开始设计筹备改造循环水系统。是年9月,增设喷水池,1963年 8月和1964年4月,先后建成2座70米高、淋水面积各为2000平方米的自然通风冷水塔,停用黄河水供水系统。至此,循环水由开放和半开放式过渡至密闭式供水系统。同时,自1964年至1971年的7年间,先后建成6眼深水井,并各配1台深井泵,最大出水总量为每日5.8万立方米,足够3炉4机的用水。不但节约了人财物力,而且大大地改善了水质,提高了水资源的重复利用率及发电机组的经济性。
吸送风机改造。1966年10月至1972年1月,先后对1、2、3号炉12台吸送风机进行改造,自制叶片、前盘和集流器上下模等。改高效后,其效率由60%提高至91.1%,电耗由 5.13千瓦·时/吨汽降至4.35千瓦·时/吨汽,全年节电333 万千瓦·时。1986年,黄台发电厂首次将液力偶合器加装在3号炉2台送风机上,风量风压实现变速调节,年节电34.3万千瓦·时。
电动给水泵改汽动给水泵。1、2、3 炉4台给水泵均为定速泵,在锅炉低负荷时,给水压力高达15.5兆帕,不但威胁安全,而且浪费厂用电。1967年10月,由黄台发电厂、370 工程指挥部和山东电力中心试验所组成汽动给水泵工程专业小组,采用青岛汽轮机厂生产的21-1.5型 1500千瓦凝汽式汽轮机和利用DG270-150型给水泵主要部件,于1968年上半年安装了山东省内第一台汽动给水泵,实现了给水压力可调整,使厂用电率由8%降至6.5%,全年节电154.8万千瓦·时。后因运行不正常,省电不省汽,将其拆除。并于 1974年3月和1975年10月,先后将2台苏联生产的低效给水泵改成DG-400- 140 高效给水泵,出力由 270吨/时提高至400吨/时,效率由67%提高至80%,全年节电 650万千瓦·时。1986年,安装1台电动调速给水泵,用于给水压力调整,使厂用电下降0.2%。
排粉机和炉膛受热面改造。1986年和1988年,先后将5、6号炉4台排粉机由7-29型改为5-36型,不但延长了其使用寿命,而且年节电55.4万千瓦·时。1987年,5、6号炉4台送风机因风量风压偏高,将转子叶片各割去40毫米,年节电 79.3万千瓦·时。是年,5号炉炉膛受热面大了200平方米,致使主蒸汽温度自投产以来一直维持在 510至515℃运行,达不到541℃的设计值,对此,在折焰角下方四壁加装了燃烧带,使汽温上升8至10℃,焓值增加 25 千焦/公斤,运行7个月后,节约标准煤1641.6吨。
燃烧器、空气预热器和水冷壁改造。
1992年5月,将5号炉燃烧器改为浓淡型,使炉内燃烧得到稳定,实现了70%额定负荷不投油助燃,主蒸汽温度由520℃提高至530℃,年节约标准煤 2814吨。1997 年8月和12月,5、6炉恢复性大修时,先后将回转式空气预热器的轴向间隙进行了调整并彻底清理受热面积灰,对扇形板热端改为一体,并加装电动提升装置,使漏风率由35%降至18%,达到了设计要求。同时将燃烧器到冷灰斗间的水冷壁管上喷涂高温远红外线JDU-4型涂料,并调整一､二､三次风口角度,水冷壁四角鳍片重新进行密封,使主蒸汽温度达到了541℃的设计值,提高了机组的热效率,降低了煤耗。是年,将 1、2、3 号炉的24台直流电机平衡调速改为变频调速,使给粉机电耗率降低37%;2号炉更换低温段空气预热器,使漏风率由15%降至3%,年节标准煤 478.8吨。粗粉分离器径向调整档板改为轴流型后,制粉电耗由 8.61千瓦·时/吨汽降至5.31千瓦·时/吨汽,按每吨汽节约制粉电耗3.3千瓦·时计,节电46.2万千瓦·时。1999年2月和11月,先后将5、6号炉吸风机加装了出口档板和烟道联络管,实现了在7万千瓦负荷下单吸送风机运行,年节电200万千瓦·时。
7、8号炉空气预热器的改造。1996年2月,7号炉大修时,对回转式空气预热器进行了间隙调整,彻底清理和更换了波纹板;燃烧器喷口更新,每层喷口角度达到一致,使煤粉在炉内完全燃烧,降低了排烟温度和飞灰可燃物;锅炉受热面进行酸洗,使锅炉效率由87%提高至91.96%,可降低供电煤耗 19.68克/千瓦·时。1997年1月,8号炉大修时,将磨煤机入口风道抬高150毫米,改变孔板形式,防止石子煤进入风道造成堵风,磨碗均风口截面缩小,提高了风速,减少了石子煤带粉,提高了磨煤机出力,石子排放量由550公斤/时下降到 20公斤/时;回转式预热器密封装置恢复自动跟踪系统,使漏风率降至8至10%;锅炉受热面进行酸洗,清除氧化铁 2970公斤,提高了机组的经济性。
汽轮机辅助设备的改造。1975年,水电部在西安召开推广应用胶球清洗汽轮机凝汽器会议后,12月,黄台发电厂首先在2号机凝汽器上加装胶球冲洗装置,后推广至1、3、4号机,每天进行1次清洗,达到经
常保持其传热面的清洁,提高了效率,端差由9℃降至7℃,真空率提高0.5至1%,年节约标准煤 2500吨。7号机2、3、4号低压加热器原设计进汽管和疏水管几乎在同一断面上,运行中疏水排不出去,低压加热器不能投入运行。1988年将其改进后,恢复了正常,降低热耗83.6千焦/千瓦·时,全年节约标准煤 6000吨。是年,将减温减压站汽源由5、6号机的新蒸汽改为二段抽汽供汽,年节煤1856吨,节约软化水8.76万吨。1990 年,7、8机先后采用盘车暖机技术,使机组启动时间缩短1.5至2小时,可节约锅炉点火油30吨,多发电45至60万千瓦·时。1994年,8号机将疏水扩容器移至凝汽器外面后,消除了疏水箱和凝汽器连接处焊缝经常开裂,使高温汽水直接漏入凝汽器,造成真空下降,端差上升的隐患,从而使真空提高1.8千帕,端差由 10至20℃下降至8℃,全年节约标准煤 12160吨。1995年7月,8号机高压加热器因其旁路管泄漏,造成给水温度低,不但影响机组的经济性,而且使锅炉受热面管壁超溫,严重威胁安全运行。将其改进加堵板后,给水温度提高25℃,年节约标准煤 3380吨。
7、8号汽轮机主机改造。1996年 2月,7号机大修时,热控主计算机由 PDP -11/44 更新为 PDP-11-84,软件系统升级,提高其处理功能,使系统分辨率达到秒级,同时对汽轮机通流部分和给水回热系统进行全面检修后,汽轮机负荷由 28 万千瓦恢复至 30 万千瓦,热耗下降174.72千焦/千瓦·时,汽耗下降0.19公斤/千瓦·时,凝汽器真空基本上达到设计值,年节标准煤 12000 吨。1997年,先后对5、6机通流部分进行技术改造,使热耗分别下降167 和 121 千焦/千瓦·时。同时将5号机乙循环水泵由 48SH-22型改为G48SH型高效水泵,电动机改为高低速两种功能,满足了在不同季节对循环水量的要求,年节电25万千瓦·时。7号机凝汽器铜管进行酸洗后,端差由7.5℃降至3.5℃,使煤耗下降4克/千瓦·时,年节标准煤7840 吨。
8号机对低压内缸进行彻底处理,并引进美国布莱登可调汽封专利技术,安装在高中压缸隔板汽封和端部轴封上,大大提高其内效率,使热耗下降174千焦/千瓦·时,年节标准煤 10525.8吨。2000年4月,7号机在改造性大修时,将其低压缸及其动叶和隔板进行更换,不但消除了安全隐患,而且提高了效率,使标准煤耗下降约 15克/千瓦·时,同时将2台循环水泵改为双速高效泵,优化了在不同季节的运行方式,年节电6000多万千瓦·时。另外,在每次大小修时,尽力提高汽水阀门的严密性,减少内漏的热损失,同时努力提高热力设备系统的保温质量,减少散热损失,以达到全方位的提高节能工作。
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