一、实施背景

六安公司近几年经过了环保技改，同时，煤炭价格高企，煤炭市场采购紧张，为缓解公司经营压力，公司大量掺烧掺配高硫煤及低挥发煤种，使脱硫系统耗电率大幅升高；另外，为争取环保电量奖励，大幅降低环保排放指标，这几个重要因素影响公司综合厂用电率升高较多。同时，掺烧低挥发分煤种，对锅炉燃烧调整也带来了极大的挑战，即要考虑机组的安全性又要兼顾经济性，对供电煤耗也产生了一定影响。厂用电率指标完成情况虽然低于设计值，但逐年升高。

二、采取的方案及措施

（一）提高节能意识和健全节能管理机制。

1．修订完善节能管理制度，强化节能分析管控，规范开展节能降耗管理。2019年根据华电安徽分公司节能降耗降本增效工作要点及提升方案要求，组织制定了20项节能降耗方案。同时，全面修订《六安电厂节能奖惩管理办法》和《六安电厂运行小指标竞赛奖金分配细则》，根据节能降耗管理办法对方案的执行情况进行监督考核，进一步强化方案的落实。

2．挖掘节能降耗潜力，依据《中国华电集团公司火力发电厂节能评价工作管理规定（试行）》和《中国华电集团公司发电机组能效提升专项行动工作方案》，对照《火力发电厂节能评价体系》查评表，分专业进行查评，分析存在的问题，列出整改计划表，形成自查评报告，进行整改落实，切实降低机组能耗。

3．完善节能管理责任，每月编写节能分析报告、每季度召开节能网络会议并保存相关会议资料，进一步完善节能网络运作机制。

（二）降低厂用电率方面采取的措施

1. 优化凝泵运行方式，修改凝结水泵联锁定值和除氧器水位自动控制切换条件，减小除氧器上水调门节流损失，降低凝泵出口压力，降低凝泵耗电率。

2. #4机组开展火电机组除尘设备智能节能技术开发及应用科技项目，优化电除尘运行方式，降低除尘耗电率。

3. 优化压缩空气系统运行方式，降低空压机耗电率

延长#3、#4炉电场输灰循环周期时间，以减少输灰用气量；调整#3、#4炉尾部烟道、#3炉空预器声波吹灰周期由3小时改为12小时；炉膛火焰监视TV投运一侧，停运一侧，减少压缩空气用量，通过优化输灰系统运行方式后，目前双机运行已停运2台空压机，单机运行最多停运5台空压机。

优化凝汽器补水方式

六安电厂自投产以来，汽轮机凝汽器补水一直靠凝输泵送入凝汽器，凝结水输送泵始终处于运行状态，即使在停机以后为保证给定冷水和闭式水补水，凝输泵也不会停运。通过走访调研和运行分析，将凝汽器补水由凝输泵补水方式改为真空补水方式，保持凝输泵长期停运备用。

优化电除尘灰斗电加热运行方式

召开优化电除尘灰斗电加热器运行方式的讨论会，主要针对停运电除尘灰斗电加热器的可行性进行讨论，并根据讨论结果制定了下一步工作计划、逐步实施。

优化灰硫氧化风机运行方式

氧化风机由两用一备进行优化，原则上负荷低于500MW尽量保持一台氧化风机运行；机组负荷500MW以上，采用并列运行两台氧化风机。机组在启停过程中负荷低于500MW时应保持单台氧化风机运行。

使用脱硫增效剂降低厂用电率

脱硫系统使用脱硫增效剂，首次添加2吨，以脱硫废水排放量和石膏排放量为依据，每日补充150—200公斤脱硫增效剂满足其在浆液中有效含量，达到长期稳定运行的效果。使用脱硫增效剂后，可停运1台浆液循环泵。

真空系统改造。

#3机组节能真空泵技改完成接入系统，目前两台罗茨真空泵并列运行，停运了两台水环真空泵，降低机组厂用电率约0.01%。

（三）降低供电煤耗方面采取的措施

1. 加强燃烧调整。主蒸汽温度累计完成602.02℃，累计同比升高0.83℃，影响供电煤耗累计同比降低0.06g/kWh；再热汽温度累计完成598.17℃，累计同比升高1.64℃，影响供电煤耗累计同比降低0.11g/kWh。

2. 完善小指标管理体系。将减温水流量加入了SIS系统生产指标报表统计，把再热器减温水列入小指标对标项目，加强监督考核，再热器减温水使用量下降至约1t/h，同比降低5.55t/h，大幅下降。

3. 加强检修节能监督。对影响机组能耗的问题，制定了《机组检修节能技术监督项目计划》和《机组检修节能目标及奖惩标准》，加强监督考核力度，确保影响机组能耗的问题在检修中得到有效落实，根据《机组检修节能目标及奖惩标准》对未达节能目标的项目下发考核通报。

三、增加效益

通过加强节能管理及各项节能降耗措施的实施，全年节约电量约1200万千万时，降低厂用电率0.2个百分点；通过强化指标管控，完善小指标对标项目，再热器减温水及再热汽温等耗差有效降低，合计降低供电煤耗约1.28克/千瓦时，合计增加效益约800万元。