广西壮族自治区电力工业志（1991—2002）（十六）

（接上期）

（二）大化水电厂技术改造

1. 解决运行中突出问题

大化水电厂机电设备存在的突出问题有调速器运行不稳定、水轮机转轮叶片卡阻、推力瓦温过高等。为了适应高度自动化发展的需要，1994 年该厂再次对调速器进行改造，改用长沙新特公司和事达公司联合研制的微机调速器。这种调速器机电柜合一，电调是日本三菱的可编程控制器，灵敏度高，抗干扰能力强，与水电厂AGC（发电自动控制）工程配合，广西电网调度中心可以直接控制，各项调节性能达到理想的效果。大化水电厂4 台发电机组原用的巴氏合金推力轴承瓦，瓦温接近75℃，1989 年曾发生了3 号机烧瓦事故。为了解决这一难题，在引进俄罗斯制弹性金属塑料推力瓦（简称俄制氟瓦）的同时，又采用与上海材料研究所、四川东方电机厂联合研制的弹性金属氟塑料瓦（其性能优于俄制氟瓦，在各种水头和负荷条件下，最高瓦温仅41℃左右，效果明显，使大化水电厂的自制瓦在温度方面已达国际水平）。此外，该厂还先后成功地对厂内水系统全部闸阀、高压风系统、电视监视系统、微机保护装置、监测系统等进行更新和技术改造。至1998 年10 月，全厂主设备保护全部实现微机化。上述更新改造，投入资金达6000 多万元，所进行的技改项目都取得成功，被电力工业部、广西电力工业局分别授予科技进步优秀单位、科技管理工作先进单位称号。

2. 增容改造

1998 年，大化水电厂开始对4 台水轮发电机组进行增容改造。为了提高机组运行的可靠性，减少经济损失，提高水轮机的效率，增加发电量，经有关部门、专家研究，广西电力工业局（广西电力有限公司）决定投资2 亿元对大化水电厂4 台机组进行更换转轮和增容改造。经过国际邀请招标，最后确定转轮由阿根廷银萨公司提供，发电机定子铁芯线棒由富春江发电设备厂承担，励磁设备由葛洲坝能达公司承担，计算机监控系统由南京南瑞公司承担。2 号机组改造工作于1998 年冬开始，至1999 年5 月底结束，改造后，新转轮各种性能均比旧转轮优越，从而提高了设备运行的安全性和可靠性，提高了水轮机的效率，增加出力14%。此后，该厂每年枯水期改造1 台机组，至2002 年4 台机组改造工作全部完成，大化水电厂增容5.6 万千瓦，相当于增加一座中型电厂。

3. 保证资金投入，完成计划项目

1994、1995 年，大化水电厂完成设备技术改造25 项，投资969.4 万元，实现了4 台水轮机发电机组AGC （发电自动控制）工程，电网中心调度所可对该厂直接进行负荷调控。1996年投入801.9 万元完成了工业电视监视系统、发电机和变压器微机保护、主变冷却器、断路器和线路保护等18 项的更新改造工程。1997 年分三批下达技改项目122 项，投入资金1017.9 万元，当年完成888.2 万元，完成当年计划87.3%，重点进行了独立单位和自动化部分改造，完成高压风机、冷却水液压阀等项目。1998 年分三批下达技术改造项目76 项，其中广西电力工业局项目13 项，厂控项目63 项，实际完成局控项目5 项，厂控项目32 项；1999 年完成广西电力工业局上年结转的8 项技改项目，完成投资259.4 万元，完成桂冠电力股份有限公司下达的技改项目1 项，其余8 项为跨年度或配合3 号机组增容改造进行。大化水电厂自控技改项目50 项，当年完成35 项，完成投资718.9万元。1999 年冬至2000 年春，安排技改项目资金1707 万元，完成计划资金的73%，主要项目有263QF 及隔离开关、260QF及隔离开关、3 号主变压器冷却器的更换等。

（三）西津水电厂技术改造

西津水电厂设备技术改造走的是一条由完善化为主转为以技术进步为主的路子，该厂把技术改造和机组检修作为提高设备安全可靠和自动化水平的重要手段。1994 年，西津水电厂全年进行大修及技改项目20 项，完成技改资金525 万元。1995 年完成技改项目15 项，完成技改资金750 万元，其中4 号机自动测温和水轮机微机监控项目，经广西电力工业局验收，认为技术上达国内先进水平。1996 年进行技术更新改造项目14 项，完成投资790 万元（竣工的主要项目有2 号主变压器改造，2 号机励磁调节器调速器更换，2 号发电机、2 号主变压器保护由电磁式更换为微机保护，2 号机水轮机监控更换为可编程微机监控）。1997 年进行较大的技改项目17 项，完成投资703万元，其中1、3 号发电机、主变压器保护和1 号站用变压器保护更换为微机保护，1 号机调速机更换为双微机电调，107DL 隔离开关首次采用电动式新设备。1998 年共进行技改项目18 项，其中7 项为重点项目，完成投资1280.4 万元，3、4 号机组现地单元（LCU）和操作员工作站的实施，标志该厂自动化水平进入了一个新阶段；水情自动测报系统安装完成并开始运行，提高了水情测报自动化水平；2 号机可控硅励磁装置、大坝自动监测系统和信息管理系统第二期相继投入使用。1999 年完成技改项目13 项，完成投资1516.7 万元，资金完成率为89.7%。当年全厂计算机监控系统已完成主机及4 台发电机现地单元的安装使用，升压站及全厂共用系统的设备安装基本完成。这些项目的完成，有效推动该厂的生产自动化进程，为实现无人值班（少人值守）迈出关键的一步。2000年进行技改项目24 项，完成14项，完成技改投资895.37 万元。改造项目包括1 号站用变压器高压侧断路器更换，西南线出线增加203 间隔，4 号机励磁系统和西安线保护更换，部分自动控制装置改造等。2001 年完成较大技改项目19 项，资金完成率82.77%主要完成了全厂计算机系统、安全生产实时数据远传和远方监视系统的开发应用。2002年进行重大技改项目15 项，完成技改资金446.64 万元，完成机组改造增容主设备招投标工作，主要设备开始订货。

（四）麻石水电厂技术改造

1994 年，麻石水电厂安排技术更新改造项目12 项，完成8 项，其中更新了微机故障录波装置和关键设备部件。1995 年，广西电力工业局下达重点更改项目5 项，其中大坝二期加固工程、大坝观测系统更新改造提前完成，2 号机调速器，2、3 号机推力与及2 号机风闸等项目，均在1995 年冬至1996 年春的机组检修中完成。1996 年完成大坝二期加固工程、船闸输水系统改造、大坝监测设施引线改造、3号机电压调节器、调速器改造、自动准同期装置更换等技术改造项目，完成技改资金544.6 万元，完成投资86.1%。2000 年该厂紧紧围绕广西电力有限公司对技术发展的要求，加快了技术改造的步伐，完成2 号发电机定子绕组铁芯的更换，更换110千伏192、195 断路器，10 千伏出线断路器，2 号机出口断路器、592 断路器更换为真空断路器。2001 年对2 号机改造，使多年困扰该厂安全运行的2 号机振动摆度大的老问题得到了很大改善，将191、193 断路器，1 号机出口断路器，591 断路器，35千伏油断路器更换为真空断路器，完成了1 号机励磁调节器、电调节器部分、推力瓦、三台机机旁动力盘、3 号调速器的更换。2002 年，将191、193、190隔离开关更换为电动隔离开关，同时完成了1 号和3 号水轮机盘保护、故障录波器、站用电开关保护、使用动力盘、1 号冷却水原动力盘、3 号机上导瓦的更换等。

（五）洛东水电厂技术改造

洛东水电厂水力资源充足，水轮机出力比较大，但发电机出力小，机组发电量受限制。为提高发电机出力，增加发电量，1990年11月—1991年3月和1992年1—3月，分别对2、1号发电机进行增容改造。经改造后，每台机组容量由原2万千瓦增容到2.5万千瓦，机组由三类设备升为一类设备，为机组安全运行提供了保障。1994—1995年共完成技改投资478.4万元，1994年3月—1995年3月进行了2台机组调速器更换工作，将原来的机械液压调速器更换为可编程序微机控制调速器，提高了水轮发电机运行的自动化水平。1995年采用国内先进技术的弹性金属塑料瓦取代原来的钨金推力瓦，使水轮机推力瓦运行温度下降15℃左右。1995年4月完成5号孔闸门更换，投入运行后情况良好。1996年完成励磁系统、发电机及变压器保护、主变压器冷却系统、同期装置的更换，溢流坝闸门加固，机械设备及自动化元件的改造也取得了阶段性成果。1996年7月—1998年8月，投资382万元对机组监控系统进行计算机监控改造，内容包括监视、控制、管理功能以及与电网调度自动化系统联网，从而提高了电厂监控系统自动化管理水平。1997年进行机组测量系统改造，机组推力瓦、导瓦温度测量由原来的气体膨胀温度计改为PT100温度传感器，解决了膨胀温度计在检修中拆装困难的问题，并将测量放入全厂计算机监控系统中，加装了油、水、风系统的测压和测液位变送器，同时采用计算机控制，此外还完成了励磁系统改造和发电机、变压器保护及110千伏输电线路保护改造等。1998年完成了3、4、5、6、7、8号孔的闸门更新加固改造，1号F转子绝缘改造，蓄电池及浮充装置更改等15项技改工程。1999年完成了1号机风闸改造和35千伏输电线路保护、故障录波器、两台高压风机的更换等，完成改造资金383.16万元，技改资金完成率达100%。2000年完成了2号机的转子绝缘和油压装置改造，2号机风闸改造及1号机空冷器更换等项目。2001年完成5、6号断路器更换，水情自动测报系统增补发电机出力数据采集系统工程，断路器加装微机防误装置等8项技改项目。2002年完成大坝加高及厂房加固工程及1、2号机组灭磁断路器，10千伏断路器和1号机调速器更换等项目。

（六）拉浪水电厂技术改造

拉浪水电厂是1971 年建成投产的老厂，设备运行时间较长，设备老化，功能失调。1990、1991、1992 年分别对1、2、3 号发电机进行增容改造，每台发电机由1.7 万千瓦增容到2万千瓦，但由于转子和励磁机没有相应增容改造，3 台发电机额定功率暂定为1.91～1.95 万千瓦。1994 年完成了主变压器冷却系统及检修油断路器平台改造，3台机空气冷却器更换，1 号机励磁调速器更新，大坝监测系统完善及大坝闸墩加固等项目。1995年完成了3 台机组推力瓦及3 号发电机定子铁芯、绕组更换，升压站接地网工程和消雷防雷技术改造等项目。1996 年投资300万元对部分设备进行技改，主要包括更换3 号机组推力瓦、定子铁芯及定子绕组，双微机调速器投入使用，更换2B 冷却装置，110 千伏输电线路保护改造为微机保护，整改2 次保护回路等项目。1997 年投资473.78 万元，安排技改项目12 项，主要包括将1 号水轮机保护更换为微机保护，更新微机远动装置，更换1 号主变压器，1 号发电机保护和1 号主变压器保护更换为1 号发电机变压器组微机保护，大坝安全监测系统进一步完善及大坝闸墩加固处理等。1998年投入技改资金451.8 万元，先后完成了1、2 号主变压器更换，1F～1B 及2F、3F～2B 发 电 机 变压器组微机保护装置的安装、2号微机励磁调节器以及3 号水导瓦，110 千伏微机输电线路保护改造等22 个技改项目。1999年完成了2 号励磁系统第一期改造，3 台机冷却水电动阀和上导瓦、2 号主变压器、3F～2B 发电机变压器组保护、3 号机水导瓦、1 号机出口断路器的更换等项目。2000 年主要改造项目为将110 千伏断路器更换为六氟化硫断路器，更换35 千伏断路器、自动准同期装置，进水口及泄洪闸门控制、3 号机励磁系统改造以及6.3 千伏绝缘防护工程等。2001 年完成了1 号机励磁系统改造，更换4 台6.3 千伏断路器、为水情自动测报系统增补发电机出力数据采集系统等项目。2002 年完成备用电自投装置改造等项目。

（七）恶滩水电厂技术改造

恶滩水电厂1998 年技术改造力度加大，设备自动化程度有所提高，全年共投入资金350万元，完成较大的工程有1 号主变冷却器改造、尾水台车电气设备改造、直流系统更换等。1999年该厂主要技术改造工程有供水系统阀门的更换以及1、2 号压油装置、直流电源系统等设备的改造等。2000 年完成对溢流坝加高加固改造后，在同样来水情况下，机组出力提高到6 万千瓦以上，净增发电量约12%，经济效益十分可观。在升压站220 千伏隔离开关改造工程中，仅用3 个多月完成了16 组隔离开关拆换安装工作。此外还进行了厂用电源自动投入装置、水文监测系统、调速器系统、234 线路WXB 11C 保护、发电机保护装置更换改造等技改项目。2001年完成了发电机保护更换和事故闸门、冲沙孔闸门、检修闸门控制回路改造等技改项目。

（八）六甲水电厂技术改造

六甲水电厂1994 年完成了1 号定子线棒更换、蓄电池更新改造；1997 年完成了2 号机调速器、滤水器、油压装置调速器，3 号机水泵冷却水的改造；1998年完成了对35 千伏输电线路保护和1 号机调速器的更换及压油装置改造；2000 年完成1 号机刹车系统改造，1 号主变压器、直流屏蓄电池、1 号高压风机的更换；2001 年进行了7 台35 千伏六氟化硫断路器安装、控制回路和1 号主变压器保护改造；2002 年完成了进水口拦污浮筒和2 号机励磁系统改造、升压站加装“五防”装置等。

（九）拔贡水电厂技术改造

1998 年，拔贡水电厂完成了更换1 号主变压器、3 号机调速器、7 台主机测温装置等技改项目；2000 年完成了1 号机调速器改造和311 及312 线路避雷器安装；2002 年完成了1、2 号主变压器和311、312 线路保护改造；2002 年完成了2 号机励磁系统改造。

（十）天湖水电厂技术改造

1992 年，天湖水电厂第一期工程投产，其2 台国产水轮发电机组出现球阀止水性能差，转轮水斗冲出现裂纹、掉块，喷针控制系统、可控硅励磁系统有失控故障，机组有漏油、甩油现象等。水轮机转轮是受高压冲击的水力机械的主要部件，是高水头电厂机组设备制造的难点，天湖水电厂运行中3、4 号水轮机转轮均出现斗叶裂纹、斗叶掉块的问题，经厂方重新制作，1996年安装投运后有所改善。为进一步发送和提高机组效率，1997年从瑞士的苏尔寿公司引进2 个转轮，1999 年安装运行，发电机组效率提高了4%～5%，故障次数大为减少。在厂家的配合下，1999 年，该厂投入资金数百万元，对机组进行了完善和改造，采用硬反馈式分体分压的操作控制机构，控制效果大为改善，机组能在任一负荷下稳定运行，调节性能良好，维护检修方便，克服了非排空压力管不能更换元件的弊端，每年增加效益100 万元。

（十一）合面狮水电厂技术改造

合面狮水电厂单机容量1.7万千瓦，经过多年运行，发电机定子绕组绝缘老化，绕组和铁芯温度均超过部颁规定，但水轮机出力仍有余度。1988 年开始，该厂先后对4 台机组进行增容改造，最后一台机组在1996 年1月29 日提前完成增容改造。至此，全厂装机容量从6.8 万千瓦扩增到8 万千瓦，增容改造后的4 台发电机组运转正常。行根治性治理。各发电厂除了结合计划检修和设备技术改造进行消除普遍性的隐患和主要设备缺陷和隐患外，还着重对危及发电安全的重大隐患采取更新改造及调整的办法，对设备进行根治性治理，从根本上消除主要设备缺陷和隐患。

第三节 消除发电生产隐患

为了保证发电生产的安全和经济运行，90 年代以后，广西电力工业局（广西电力有限公司）投入较多资金，集中力量消除发电运行中重大的安全隐患和主要发电设备缺陷，在避免设备损坏及重大事故发生方面进

一、水电厂拦河大坝隐患

广西的水电厂从20 世纪70年代开始，重点解决拦河大坝和厂房出现的危及安全运行的隐患，至90 年代，先后对大坝有隐患的水电厂的拦河大坝进行加固，消除隐患。

麻石水电厂大坝两期加固工程共投资1500 多万元，二期工程于1996 年3 月完成，7 月初进行竣工验收，各项指标达到设计要求，为厂房安全渡过200年一遇洪水发挥了重要作用。拉浪水电厂大坝加高工程投资800万元，解决了泄洪能力不足、左岸坡渗漏、右岸坝肩稳定等问题。西津水电厂1964 年投产后，大坝左右崖护坡被冲刷崩塌，大坝发生局部掏空，80 年代末期坝脚再次发生较大掏空，为了确保大坝安全，1992—1993 年投资400 万元用锚筋进行加固，使大坝恢复了健康。

二、燃烧劣质煤隐患

广西煤炭大部分属高硫分、高灰分、低发热量的劣质煤。随着合山、田东火电厂两座大中型坑口火电厂的建成投产，燃烧劣质煤严重影响着发电机组的安全稳定，亦威胁着电网的安全，成为广西电网发电一大隐患，这一突出问题引起了关注，并被列为国家级重点攻关项目。

合山火电厂燃用低劣煤种，有时入炉煤发热量低至8.3兆焦/公斤以下。1989年6月—1992年底，合山火电厂花大力气，结合机组大修，针对性地对锅炉设备进行一系列的技术改造。

（1）炉顶密封改造。针对锅炉炉顶漏烟、漏风和漏灰严重的问题，合山火电厂与宜兴炉顶密封工程公司合作，在锅炉恢复性大修中采用具有耐高温、导热系数低、保温性能好、抗振性强、耐酸、耐碱、化学性能稳定和吸音等优点的硅酸铝纤维及耐高温、黏结力强、收缩率小的高温黏结剂和高温耐火胶泥，对锅炉进行炉顶密封保温改造。经过密封改造的锅炉，除1 号炉因施工质量存在问题，运行3 个月后发现轻微的泄漏外，其他锅炉均获得较好的效果，基本上运行一年后才发现有轻微的泄漏现象。

（2）除尘器改造。选用湖南丁家湾耐磨、耐腐蚀的优质麻石并配以呋喃胶泥，将1～6 号炉的立式钢管文丘里除尘器改为卧式磨石结构文丘里除尘器；捕滴器出口至引风机进口圆形钢烟道和方形沉降室改为矩形麻石沉降室，并增加了捕滴器出口锅壳。经过改造，减少了除尘器、烟道、沉降室等部分的阻力，提高了抗磨损、耐腐蚀的能力，漏风、漏烟及漏灰现象大大减少，为锅炉正常的负压燃烧运行创造了良好的条件。

（3）引风机改造。引风机积灰和振动是长期困扰合山火电厂安全经济运行的大难题。为了解决这一问题，全厂工程技术人员一方面自己进行探索和研究，一方面与西安热工研究所、广西电力试验所的技术人员一起进行攻关。经过多年的研究，决定把4、5 号炉4 台Y4-73-11单吸单支机翼型引风机，更改为由西安热工研究所设计、保定风机厂制造的Y5-2×49 双吸双支直振后弯型引风机，提高了风压和风量，同时对引风机的烟气温度进行控制，维持在70℃以上。使用结果表明，改造后的引风机积灰少，振动小，运行平稳，安全可靠，从而使积灰造成的引风机频繁振动问题得到了有效控制并实现了锅炉负压燃烧，提高了锅炉的出力。

（4）预热器改造。在都江电力修造厂和广西电力试验研究所的协助下，合山火电厂先后在1、2 号炉上采用前置式重力热管空气预热器，代替蒸汽暖风器，从根本上排除了蒸汽暖风器不能正常投用的影响，减少了漏风及烟、风阻力。为了提高热风温度，将二级省煤器受热面割除一半，使热风温度提高了50～70℃，恢复到设计值，从而提高了制粉系统的出力，改善锅炉燃烧工况，提高了机组出力。

（5）给水泵改造。为了满足负荷变化大时的调峰需要，提高给水系统的安全性和稳定性，合山火电厂先后在1 号和7 号给水泵上安装了大连液力机械厂引进生产的GWT58 型液力偶合器进行调速，并与其他定速给水泵并列运行。

（6）微机自动调节系统的应用。在贵州工学院的指导和大力帮助下，先后在4～8 号机组应用微机自动调节系统，实现了锅炉汽包水位、主蒸汽温度、主蒸汽压力和汽机高压加热器水位等主要运行参数的自动调节，使汽包水位控制在0±15 毫米、主汽压力控制在9.4±15 兆帕、主汽温度控制在532±4℃的范围内，从而改变了主蒸汽温度、压力大起大落的状况，对稳定机组的运行参数起到积极的作用，并减轻了运行人员的劳动强度。

经过大规模的设备整治，合山火电厂的面貌有了较大的改变，设备健康水平得到较大的提高，锅炉在燃用12.54 兆焦/公斤左右的劣质煤时，已基本做到负压燃烧，设备利用小时稳步上升，1991 年设备利用小时首次突破6000 小时大关，1992 年达6488 小时，各项经济技术指标也不断攀高，发电量分别达30.56 亿千瓦时、32.76 亿千瓦时，1991 年还取得了3 个100 天的安全记录，创造建厂以来的最长的安全天数224 天的记录。

1992 年4 月，能源部副部长史大桢在合山火电厂检查工作时，对该厂治理整顿以来发生的巨大变化给予肯定：“合山火电厂烧了20 多年劣质煤，这个经验要好好总结，劣质煤不但能烧而且能烧好”，并希望“全厂职工坚定走技术改造之路，走出一条烧劣质煤的自由之路，为烧劣质煤创出完整的技术和管理体制，出经验出人才，成为全国这一方面的旗帜。

三、岩滩水电厂发电隐患

岩滩水电厂的发电机变压器组保护是国家第一代集成电路保护装置，投运后多次误动造成机组停机，而且整套装置调试困难、维护工作量大。1997 年，该站投资1000 万元对该保护装置进行改造，分别更换为伊林公司和ABB 公司生产的数字微机保护。更换后，保护动作正确率达到100%，有效地降低了由于保护误动造成的非计划停运次数，减少了损失，较好地消除了发电机变压器组保护存在的缺陷，使机组的安全运行有了强有力的保障。励磁调节器是整个励磁系统的关键所在。岩滩水电厂原励磁调节器为集成电路调节器，存在问题较多，多次发生故障，导致机组事故停机，1996 年全部更换为可编程微机调节器。该厂原调速器存在反应慢、灵敏度差、抽动、卡阻、抗干扰性差且不能与计算机通信等问题，因此也更换为微机调速器，更换后的调速器不但具有响应时间短、调节灵活、操作方便、检修及维护工作量小等优点，而且使计算机监控系统能可靠地控制4 台机组。岩滩水电厂4 台机组在设计工况下基本能满足安全运行的要求，但机组在高水头、高负荷区某段（导叶开度在68%～72%）运行时，发电机层楼板产生剧烈振动，机组在6～9 万千瓦和15～18 万千瓦工况下运行时尾水管压力脉动较大，每年机组检修都发现水轮机叶片裂纹。因此，消除机组振动和叶片裂纹一直是岩滩水电厂技术改造攻关的重要课题，也成为上级主管部门关注的焦点。1995年12 月，电力工业部水电农电司应岩滩水电厂工程建设公司的请求，邀请了国内有关设计、制造、科研、安装、运行及院校共25 个单位在岩滩水电厂工地”召开“岩滩水电厂机组振动及叶片裂纹专题会”。会议认为机组本身运行是稳定的，所产生的异常振动是水力因素激发的共振现象，并建议避开振动区运行。为了进一步寻找振源，1997 年8月，岩滩水电厂根据电力工业部专家组的意见，对3 号机组进行更换泄水锥科学试验，为寻找振源、消除机组振动和叶片裂纹进行了有益的探索和积极的努力。通过科学试验，进行强迫补气系统的改造和泄水锥气水分离的改造，对增大补气量、减轻尾水压力脉动效果明显，对减轻厂房楼板振动相当有效。

第四章 发电技术经济指标

随着改革开放的深入，广西电力工业逐步进入新的发展阶段，发电企业通过推行企业经营责任制，实行劳动、人事、工资制度改革，通过“企业上等级”“双达标”“创一流”和安全文明建设活动，全面提高企业和员工的整体素质，通过加大科技兴电力度，对设备进行技术更新改造，有效地提高了设备的出力和健康水平，发电企业的经济效益和社会效益显著。

电力生产主要经济指标有发电量、设备利用小时、标准煤耗率（含发电煤耗和供电煤耗率）、厂用电率，这些指标综合反映了电力生产的综合水平和经济效益。20 世纪80 年代以后，广西发电企业加大了对电压合格率、频率合格率等电力质量指标的考核。

2002 年，广西的发电量317.03亿千瓦时，是1990年的2.52倍；广西发电设备利用小时4421小时，比1990年增加了369小时；6000千瓦及以上发电厂厂用电率3.52%，比1990年降低了1.8%。1991—2002年12年广西发电企业平均厂用电率比1950—1990年41年平均厂用电率下降了3.42%；6000千瓦及以上发电厂发电标准煤耗346克/千瓦时，比1990年减少了97克/千瓦时。1991—2002年12年平均发电标准煤耗415.9克/千瓦时，比1950—1990年41年平均发电标准煤耗814.85克/千瓦时下降了398.95克/千瓦时；发电等效可用系数由1991年的87.13%提高到2002年的91.82%。1991—2002年期间广西电力工业发电生产主要技术经济指标均创历史最好水平。

电力工业是能耗最大的部门之一，随着发电厂数量的增加和规模的扩大，每年能耗数量巨大。为降低发电单位成本，提高企业的经济效益，广西电力主管部门把节能降耗作为一项重要工作列入议事日程，在改造高能耗设备的同时，改革落后工艺，加强能源的科学管理，使自身消耗的能源大幅度下降，提高了企业经济效益。

第一节 标准煤耗

20 世纪90 年代以后，各火电厂狠抓了锅炉设备整治和技术改造，开展了节能降耗的技术研究和应用，加强了燃煤管理，加快了高温高压机组的投运和小火电机组退役的进程。广西电力工业局实行了内部电价加指标考核的经济责任制，把内部电价适当划小核算单位，把各项指标的实现与职工的经济利益挂勾，因此生产经营效益明显提高，发电标准煤耗和供电标准煤耗都得到了改善。

一、发电标准煤耗

全广西6000 千瓦及以上发电厂发电标准煤耗由1990 年的443 克/千瓦时下降到2002 年的346 克/千瓦时。

南宁、柳州、桂林、梧州、田东等地火电厂在广西电力试验研究所的帮助下，把推广应用合山火电厂的燃煤新技术和开展小指标竞赛活动相结合，取得了良好的成果。1992 年，田东火电厂发电标准煤耗为463 克/千瓦时，为同类电厂煤耗率最低的电厂，1999 年略有回升，达到466 克/千瓦时。回升的主要原因是安排的发电量少，调峰次数和启动次数增多，机组只好降负荷运行；为支撑百色电网电压，机组经常采用一炉两机和多带无功方式运行，使机组整体能耗增加。来宾火电（A）厂1992年发电标准煤耗为350 克/千瓦时，居全国同类机组的先进水平，2000 年，已降到347 克/千瓦时。

二、供电标准煤耗

供电标准煤耗由1990 年的496 克/千瓦时下降到2002年378 克/千瓦时，减少了118克/千瓦时。广西电力工业局所属火电厂的供电标准煤耗亦由1990 年的487 克/千瓦时下降到2002 年的446 克/千瓦时，减少了41 克/千瓦时。1993 年，广西电力工业局所属火电厂供电标准煤耗明显下降，实际完成463 克/千瓦时，比1992 年下降8 克/千瓦时，节约标煤量4.15万吨。主要原因是各火电厂狠抓节煤降耗工作，骨干电厂合山火电厂供电标准煤耗比1992 年下降了1 克/千瓦时。另外，柳州、南宁、桂林3 个高耗煤火电机组于3 月退役，提高了高温高压发电机组的发电比例。1995 年，广西电力工业局所属火电厂供电煤耗比1994 年下降，是由于柳州火电厂20 万千瓦机组投入，而几个老火电厂供电标准煤耗并没有降低。1996 年，广西电力工业局供电煤耗444 克/千瓦时，比1995 年下降5 克/千瓦时。1997 年，广西电力工业局所属电厂及广西重点火电厂供电煤耗率比1996 年下降，但没有完成年度指标，主要原因是煤耗较低的电厂发电量下降和调峰运行大幅度增加。

1999 年，广西电力有限公司各火电厂供电标准煤耗完成479 克/千瓦时，同比1998 年下降7 克/千瓦时，折合标煤量2.2 万吨。其中合山火电厂煤耗471 克/千瓦时，比1998 年下降9 克/千瓦时。各火电厂继续加大节能技术的运用，对设备进行技术改造。合山火电厂完成7号机通流部分改造等4 个节能项目；田东火电厂利用机组大修完成过热器改造等2 个节能项目，显著提高了机组热效率。各火电厂加强调整机组主蒸汽参数压红线运行，优化运行方式，加强节能设备的维护和运行管理，降低了机组单耗。

表5-4-1 1991—2002 年广西主要火电厂供电标准煤耗统计 单位：克/千瓦时

2000年，广西电力有限公司各火电厂完成供电标准煤耗475克/千瓦时，比1999年下降4克/千瓦时，折合节约标煤1.17万吨。田东火电厂调峰271台次，该厂在电量减少，机组开停调峰次数增加，运行小时下降，入炉煤低位热量同比1999年下降的情况下，仍能保持1999年供电标准煤耗525克/千瓦时的水平。2001年，广西电力有限公司各火电厂完成供电标准煤耗461克/千瓦时，比2000年下降14克/千瓦时，折合节约标煤3.09万吨。合山火电厂2001年虽然运行小时大幅减少，致使发电量大幅下降，但供电标准煤耗仍能完成455克/千瓦时，比2000年下降13克/千瓦时，这是全厂干部、职工重视节能工作，企业加强管理，机组和辅机加大节能技改力度取得的显著效果。2002年，广西电力有限公司所属火电厂完成供电标准煤耗446克/千瓦时，比2001年下降15克/千瓦时，折合节约标煤2.81万吨。

1991—2002 年广西主要电厂供电标准煤耗见表5-4-1。

合山火电厂自1978 年投产以来，坚持强化燃煤管理，狠抓设备整治和开展节能降耗的技术研究和应用，使平均供电标准煤耗由1990 年的498 克/千瓦时降到2002 年的446 克/千瓦时，平均每年下降4.33 克/千瓦时。

1991—2002 年广西电力工业生产技术经济指标完成情况见5-4-2，广西电力工业局（广西电力有限公司）直属电厂生产经济指标完成情况见表5-4-3。

表5-5-2 1991—2002 年广西电力工业生产技术经济指标完成情况

表5-4-3 1991—2002 年广西电力工业局（广西电力有限公司）直属电厂生产经济指标完成情况

（待续）

第二节 厂用电率

一、概述

1991 年以后，由于各火电厂加大了在用电设备上采取技术措施降低耗电量的力度，加强了对用电设备的管理，同时广西电力工业局所属电厂开展起节能分析活动，小指标竞赛活动不断深入，加之调度部门充分发挥大机组节能降耗作用，注意提高高压机组发电比，因此，厂用电率得到了改善。全广西500 千瓦及以上（1994 年以后为6000 千瓦及以上）厂用电率由1990 年的4.92%下降至2002年的3.52%，下降1.4%。火电厂厂用电率由1990 年的10.58%下降至2002 年的8.31%，下降了2.27%，其中广西电力工业局（广西电力有限公司）所属火电厂厂用电率由1990 年的10.71%下降至2002 年的9.75%，下降了0.96%。

1990～1992 年 的3 年 里，全广西电厂和电力工业局所属电厂的厂用电率都有所升高。6000 千瓦及以上电厂平均厂用电率1990 年为5.32%，1991 年为5.98%，1992 年为5.95%。电力工业局所属电厂1990 年为5.66%，1991 年为6.14%，1992年为6.1%。其主要原因是电网电力构成发生了变化，火电比例增大，加上火电厂燃煤质量差，燃煤耗用量相应增大，输煤制粉系统负荷高；此外，合山、田东火电厂都增设了一些除灰设备。1991—2002 年，广西6000 千瓦及以上电厂和广西电力工业局（广西电力有限公司）所属电厂厂用电率呈下降趋势。

二、合山火电厂采取措施降低厂用电

1997 年，是合山火电厂安排节能降耗技术改造项目最多的一年，也是节电降耗最好、经济效益最佳的一年。其项目包括5 号高温省煤器增加受热面积改造，6 号汽轮机高、低压缸通流部分增容降耗改造，4 号炉热管空气预热器改造，4 号炉粗粉器改造，7 号炉风罩回转式空气预热器改造等。5 号炉由于省煤器受热面积偏少，排烟温度偏高，将高温省煤器增加三层管圈后，省煤器吸热量增加，排烟温度随即下降，平均为190℃，比改造前下降20℃，锅炉效率平均达85.9%，比改造前提高2.57%，年创直接经济效益134.5 万元。6 号汽轮机组高、低压缸通流部分进行改造后，机组额定出力从10 万千瓦提高到11 万千瓦，增加出力1 万千瓦，同时热耗率降低，经西安热工院测试，改造后的热耗为9037.04 千焦/千瓦时，比改造前降低665.96 千焦/千瓦时，降低了6.86%，综合年直接经济效益667.4 万元；6 号炉由于热管空气预热器失效，排烟温度高达230℃左右，严重影响锅炉安全经济运行，热管空气预热器改为螺旋槽管空气预热器，并在原热管位置加装一级考登钢螺旋槽管空气预热器。改造后，锅炉排烟温度从230℃降到190℃，锅炉热效率从改造前84.94%提高到88.92%，年创经济效益223 万元。4 号炉粗粉分离器由径向型改为轴向型，系统阻力降低，磨煤机出力提高，制粉单耗降低，煤粉细度合格率提高，有利于煤粉在炉内燃烧和燃尽。7 号炉风罩回转式空气预热器改造为受热面回转式空气预热器，漏风率降低30%，风量裕度大，风压提高，风机电耗下降，炉膛燃烧稳定，锅炉热效率提高1.04%，发电煤耗率下降5 克/千瓦时，年节电203.73万千瓦时，取得了较好的经济效益。

1998 年，合山火电厂对4号炉下级空气预热器改造，使二级空气预热器出口热风温度达到351.4℃，比改前提高13.2℃，漏风率下降15.44%，引风机电流下降7.96 安，锅炉热效率提高2.84%。尔后对8 号炉二级过热器进行改造，以增加受热面，经长时间运行考察，过热汽温达到额定值，给水温度由改前186℃提高到201℃，效果较好。合山火电厂通过一系列的节能降耗技术改造，厂用电率有较大幅度下降，由1990 年11.22%下降至2002 年的9.75%，下降达1.47%。

厂用电率参见表5-4-2、表5-4-3。

第三节 可靠性

20 世纪90 年代，广西电力工业局开展了电力可靠性管理工作，并为此制定了《广西电力工业可靠性管理办法》对电力可靠性实施定量管理、目标分解和优化技术。1992 年投入3422 万元进行技术改造及大修，重点是抓好合山火电厂，大化、西津水电厂等主力电厂发电厂的技术改造，大大提高了发电的可靠性，发电机组的等效可用系数为88%，比1991 年增加了0.87%，等效强迫停运率为1.01%，比1991 年下降了0.16%。通过设备整治，有效地保证了安全发供电。

1999 年，广西电力有限公司在可靠性管理上加大了力度，各发电厂整章建制，做到岗位落实，人员落实，有效保证了可靠性管理在生产中应用和可靠性数据的“三性”（及时性、准确性、完整性），将目标管理与各部门经济效益挂钩，各专责轮流做可靠性的数据采集、填报、分析，从而提高各专责自觉参与可靠性工作的过程管理能力，发电等效可用系数1999 年为91.28%，2000 年 为92.74%，2001 年 为94.08%，2002 年为91.82%。发电等效强迫停电运率2002 年为0.11%，比1992 年降低了0.9%。这些可靠性的统计数据显示了可靠性管理工作的成效。

第四节 节能降耗

一、节煤、节油

开展技术革新，研究和应用节能降耗，以及努力解决影响安全生产的技术问题，是保证发电机组安全经济运行的重要手段。

1991 年，由广西电力试验所、合山火电厂合作完成了热管技术在高灰高硫劣质煤锅炉上的应用研究，提出了高灰高硫劣质烟煤锅炉应用热管技术的防止积灰技术。采用热管空气预热器替代暖风器后，达到节能降耗目的，能够提高管式空气预热器冷段抗腐蚀防堵灰能力。该成果应用在合山火电厂130 吨/时的1、2、3 号炉上，以热管空气预热器代替暖风器，热风温升高70℃，有效地改善了锅炉燃烧状况，提高了制粉系统出力，降低了排烟和飞灰热损失，实现了锅炉的负压稳定燃烧，设备可靠性、机组运行的安全性和经济性大大提高，为更好地燃用劣质煤提供了有效途径。技术革新后，锅炉热效率提高4%，年节约蒸汽12805 吨，节煤7420 吨，3 台130 吨/时炉每年节约资金208.5 万元。该项技术达国内先进水平，可在劣质烟煤锅炉上推广应用，获1994 年广西科技成果三等奖。

1991 年，广西电力试验所、来宾火电（A）厂、清华大学在来宾火电（A）厂共同完成了《船形体多功能直流煤粉燃烧器技术应用研究》。该成果在来宾火电（A）厂420 吨/时1 号炉应用后，可保持煤粉燃烧的稳定性，使燃烧效率提高1.86%，能在52%低负荷脱油稳燃，机组降负荷调峰能力增加28%（3.5万千瓦），节约点火用油60%，锅炉排烟中的氮氧化物含量下降25.15%，由于机组降负荷调峰幅度增加28%，每年可为电网增加效益380.48 万元。电厂每年可节约点火、稳燃用油、降负荷处理引风机清灰、轴承发热及清理凝汽器滤网等用油共1078 吨，电厂和电网每年获经济效益517.99 万元。该成果技术上达国内先进水平，获1994年广西科技成果三等奖。

1993 年，广西电力试验所、合山火电厂、清华大学合作，共同完成《广西合山火电厂4、6号炉船形体多功能直流煤粉燃烧器研究应用》的研究，年节约助燃油427 吨，标煤2547 吨，年获直接经济效益100 万元以上，1993 年5 月通过广西电力工业局鉴定；同年在该厂6 号炉推广应用，同样获年经济效益100 万元以上。该项目获1993年广西电力工业局科技进步二等奖。

桂林火电厂65 吨/时锅炉燃用合山劣质煤，燃烧不稳定，经常灭火打炮和长期投油助燃，燃用发热量小于12500 千焦/公斤的煤时，锅炉效率仅为76%左右。针对此问题，1995 年，桂林火电厂、广西电力试验研究所、华中理工大学、海南大学合作完成《稳燃腔煤粉燃烧器在桂林火电厂65 吨/时锅炉上的研究与应用》项目。该炉应用稳燃腔煤粉燃烧器后，可以在燃用高灰分、低挥发分的合山劣质煤条件下，燃烧稳定，实现负压运行，避免炉膛灭火，在煤的发热量为11330～12560 千焦/公斤的范围内，锅炉不投油助燃。锅炉热效率提高约4%，助燃油耗从4.63克/千瓦时下降到0.88 克/千瓦时，据此计算，年省助燃油225吨，节约标准煤1757 吨，折合人民币101.69 万元。

田东火电厂针对3、4 号锅炉汽温偏低及燃烧不稳定问题，1995 年，采用降低喷燃器上翘角，增加过热器面积技术措施获得成功，使炉内燃烧稳定，避免炉内结焦和过热器积灰，增加高温过热器受热面积100 米2，提高水平烟道过热蒸汽的对流换热，达到提高过热蒸汽温度目的，锅炉排烟温度下降36℃，锅炉热效率提高1.58%，年获直接经济效益79.6 万元。

二、节水

广西电源水电比重大，但大部分水电厂是径流式水电厂，库容小，调节性能差，丰水期和枯水期都影响发电。根据这一特点，电力中心调度所和各水电厂不断总结经验，探索优化调度的方法。丰水期，加强洪水预报，利用卫星云图和水情自动测报系统提高降雨趋势预报的准确性，增长预见期，为水电厂洪峰前发电预泄，洪水结束时提前拦蓄洪尾增发电提供技术依据。同时，加大利用岩滩、大化水电厂启闭闸门调峰，增加晚峰水电出力，这一技术的运用使水电节水增发了电量。1990—2002 年，节水增加的发电量共48.12 亿千瓦时，相当于节约原煤664.74万吨，其中2000—2002 年节水效果最佳，这3 年节水共增发电量23.57 亿千瓦时，相当于节约原煤320.55 万吨，创造了很好的效益。

通过技术改造，提高了发电机组调峰能力，减少了水电厂弃水，增发了水电厂电量。1996 年，由广西电力试验研究所、广西电力中心调度所、广西电力工业局、柳州火电厂、来宾火电（A）厂、合山火电厂等单位共同完成的《大型火电机组锅炉调峰试验研究》，在广西9 台大型火电机组上应用，增加了广西电网大型火电机组调峰能力，与1994 年相比，多挖潜11.5 万千瓦，技术上达到国内先进水平。广西电网由于火电机组增加了11.5万千瓦调峰能力，使水电厂减少弃水，多发水电。调峰技术的应用，按负荷11.5 万千瓦计算，每年节约燃料费用达3300 万元。该项目获1996 年广西电力工业局科技进步一等奖。