发电厂节能措施篇1

关键词：燃煤发电厂；降低厂用电率；对策

0引言

某发电厂中有煤电机组容量为2×130MW。二台煤机分别于1993年9月、1994年4月投产发电，同时2001年及2003年对汽轮机低压缸通流部分进行改造，改造后煤机出力由2×125MW增至2×130MW。下面重点对二台130MW煤机厂用电率情况进行分析。

近年来，随着新一轮大机组新机组的投产，电力需求逐渐小于电力供给，造成机组负荷率较2006年之前有较大幅度的下降；同时由于环保压力的加大，脱硫设施的投入，厂用电率加速上升。尤其是小机组老机组，由于陈旧的设备，落后的技术工艺的限制，发电厂用电率甚高，严重制约了电厂的生存与发展。因此，降低发电厂用电率，提高经济效益成为企业提效的首选。发电厂用电率就是电厂电力生产过程中所必需的自用电量占发电量的百分比。控制和减少电厂自用电能的消耗，就增加了电厂输出的电量。同时降低厂用电率，也在一定的程度上降低了煤耗。

电厂生产过程中降低厂用电率一般有三种途径：①技术改造。②设备整治。③采用有效的运行调整与指标管理。为了切实降低厂用电率，2009年电厂本着“小投入大节能”的原则，通过采取后两种方式：设备整治与运行调整，在确保机组安全运行的前提下，找到了降低厂用电率的措施，并取得了显著的经济效益。

下表中列出了2008年至2011年，电厂厂用电率的完成情况，可以看出，2009年实施降低厂用电率的对策后，与2008年相比厂用电率下降了0.36%，2010年与2011年每年仍稍有下降，取得了显著的成果。

单位

2008

2009

2010

2011

生产厂用电率

%

9.21

8.85

8.82

8.77

负荷率

%

75.07

76.72

73.73

75.05

下面对电厂所采取的降低厂用电率的对策作一介绍。

1、分解厂用电指标，逐项分析，寻找降低厂用电率的突破口

随着电力供需矛盾进一步缓和，发电利用小时明显下降，发电厂生产经营形势严峻。机组还有哪些潜力可挖？节能管理的突破口在哪里？带着这些问题电厂积极应对，在2008年节能工作总结及2009年节能工作研讨会上，提出了“安全是基础、技术是保障、经济是根本、管理是手段、创新是动力、行动是关键”的节能工作理念。并将厂用电率指标逐项分解，根据厂用电率的分布情况，详细分析各设备存在的节能潜力。从下图中可以看出，给泵、脱硫与风机是6KV辅机中的耗电大户，电厂从这三大设备入手，对其存在的节能空间进行详细讨论分析，并确定实施项目与措施，付诸实践，切实降低厂用电率。

2、三大系统降低厂用电率的对策与实例

2.1、给水系统

（1）系统原状

给水直通阀是给水调整门的一个旁路阀，在调整门故障时开启。机组低负荷，减温水量小时开启该阀门，可以降低系统阻力，减少给水节流损失，平均每年开启时间约2500小时。近几年，因煤种多变，经常造成锅炉减温水量偏大，运行时经常因流量不足而采取关闭给水直通阀来提高减温水流量，造成给水节能损失，使给泵电耗增大。

（2）对策与措施

采取增大减温水管径、阀门的通径，提高减温水量，以增加开启给水直通门时间，降低节流损失，从而降低给泵电耗。

（3）经济效益分析

经试验：开启给水直通门与关闭给水直通门相比，给泵电流下降了5A，给水直通门比改造前开启时间增加了3000小时，节能量为

0.85×31/2×5×6×3000/10000=13.25万千瓦时/台

（4）2008年-2011年，措施采取前后给泵电耗表

单位

2008

2009

2010

2011

给泵电耗

%

2.33

2.31

2.28

2.25

2.2、脱硫系统

（1）系统原状

2台130MW燃煤机组共同配置一套带有GGH系统的石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫率考核要求满足95%以上。在系统中增压风机为前导叶调节，运行中前导叶全开运行节流损失较大。配有四台再循环泵，为了满足脱硫率，一般采取三运一备，当煤质下降，煤中含硫量较大时，需要四台再循环泵的运行来保证脱硫效率，这样就进一步增加了厂用电率。

（2）对策与措施

①采取增压风机前导叶开度优化节能运行。为了降低前导叶全开节流损失，2009年，电厂与电力试验研究院，分别在单机运行与双机运行时，增压风机进口前导叶开度变化对风机出力、电耗等相关参数影响进行测试。在机组烟气保持不变的情况下，分别得出了单机、双机运行时增压风机、引、送风机总功耗最小时的增压风机前导叶开度值：即单机运行时，在导叶开度为90%时总功耗最小。双机运行时，在导叶开度为80%附近时功耗最小。并将该测试结果整编成例行制度并在工作中执行，有效降低脱硫电耗。

②采取添加脱硫石灰石增效剂运行。为了做到既能有效减少再循环泵的运行台数，又能满足环保部门脱硫率的要求，选择添加脱硫增效剂的方式来降低脱硫电耗。通过实际使用，结果喜人，不仅脱硫率保持月均大于95%，而且节省了一台再循环泵耗电量。

（3）经济效益分析

①增压风机前导叶开度优化节能运行，与原先的导叶全开相比：引风机、送风机及增压风机总功耗平均每小时节省75kWh，年节电量63万kWh。

②原先二台煤机运行时采用3台再循环泵运行，加入增效剂后，不仅脱硫率在原来的基础上有所升高，而且，减少了一台再循环泵运行。6KV再循环泵电流为53A/台，因此，采用脱硫增效剂后每月节约厂用电33万千瓦时。

（4）2008年-2011年，措施采用前后脱硫电耗表

单位

2008年

2009年

2010年

2011年

脱硫电耗

%

1.91

1.80

1.61

1.68

备注：2011年由于脱硫GGH差压上升，故脱硫电耗较2010年有所上升

2.3送、引风系统

（1）系统原状

锅炉为超高压自然循环一次中间再热燃煤锅炉，锅炉炉膛氧量是锅炉运行中对经济性影响较大的参数之一。运行氧量发生变化时，对机组经济性的直接影响来至排烟热损失的变化，它还会引起送引风机电耗等，从而影响机组的安全、经济性。空预器为上海锅炉厂生产的容克式空预器，空预器运行年数已达15年，设备磨损老化现象不同程度存在，导致密封间隙增大，空预器漏风率上升。

（2）对策与措施

①采取低负荷低氧量的控制策略。由于电力需求小于供给，因此低负荷时段增加，厂用电率及煤耗不断上升。电厂以锅炉安全稳定运行为前提，在不影响锅炉稳定燃烧和飞灰含碳量不增加，不发生锅炉结焦、不发生超温的情况下，运行中对锅炉氧量进行如下控制，并列入考核细则。

锅炉氧量控制标准

负荷（MW）

80

100

100及以上

双磨运行

氧量（%）

≯7

≯5

≮3

可增加0.5

②通过漏风整治与在线调整，长期保持空预器低漏风率。通过在大小修时将空预器由12仓改为24仓，增加一道径向密封片，减小漏风；在每一次机组检修时，检查、更换空预器环向密封膨胀节、测量和调整密封间隙，降低漏风。检修人员在运行状态下根据实际情况调整扇形板与径向密封的间隙、转子和环向密封法兰间隙，尽量控制其间隙值，降低漏风。

（3）经济效益分析

经多次整治、以及在线密封间隙调整，空预器漏风率明显由16％下降至7.8％，效果显著。2008年机组负荷率为75.46%，风机电耗为1.73%，整治与执行上述制度后，2009年机组负荷率为76.72%，风机电耗为1.53%，风机电耗下降0.2%，以年发电13亿千瓦时为例，节省厂用电260万千瓦时。

（4）2008年-2011年，措施采用前后风机电耗表

单位

2008

2009

2010

2011

风机电耗

%

1.72

1.57

1.56

1.53

3、降低厂用电率的保障与管理措施

3.1制定小指标与值际竞赛考核制度、加强指标考核竞赛，积发员工自主执行指标考核管理制度。为了让生产人员有明确的目标，使上述策略能有效执行，电厂通过小指标竞赛与值际竞赛的辅助方式，来加强生产人员对上述管理制度的执行力，将经济指标完成情况与经济效益挂钩，这样员工积极性就充分调动了。在确保安全的前提下，自觉按照厂部的想法与要求执行各项运行方式，使系统以最经济的方式运行，使厂用电率降低形成良性循环。

3.2加强与同类型机组的对标，及时对指标进行月度与季度分析及整改，并进行闭环管理。为了能吸取先进的节电管理经验与技术，做到取长补短，电厂加强与同类型机组对标，对优秀经验与做法根据实际情况加以吸收整改，以进一步优化系统运行。每季度召开经营分析会，根据年度目标值对指标完成情况进行分析比对，对于差距较大的指标，对后期的运行提出意见与建议，以进一步降低能耗。

4、结论

2009年与2010年电厂本着“小投入大产出”的原则，通过设备整治与运行方式的调整等方式，在指标竞赛与技术管理的保障下，取得显著的效益。厂用电率从2008年的9.21%下降到了2010年的8.82%，并逐年有所下降。特别是2010年，负荷率比2009年下降3%的情况下，厂用电率还下降了0.03%，足以说明电厂在降低厂用电率上所采取的对策与措施是明显的，是有效的。

参考文献：

［1］蒋明昌。火电厂能耗指标分析手册［M］。北京：中国电力出版社，2011年。

［2］林章钧等。管理模式创新，降低厂用电率［C］。电厂管理与电气技术经验交流文集。北京：中国电力企业联合会技术服务中心，2003年。

作者简介：

董丽娜，女，1957年9月出生，大学毕业，统计师，现任职于浙江能源集团公司萧山发电厂综企部，是一位从事计划统计的管理干部，积累了丰富的经营管理工作经验，特别是对企业生产经营分析上有一定的研究。

发电厂节能措施篇2

关键词：火电厂；土建施工；存在问题；质量管理；控制措施

1火电厂主厂房土建施工的特点

目前国内电厂工程的主厂房基础，大多数打入桩或灌注桩与基础结合的承台基础和独立台阶基础筏板基础为主，如锅炉钢架基础汽机基础混凝土量，采用现场设预拌混凝土站用汽车泵或拖式泵浇筑混凝土。

主厂房上部结构柱距大都在10.0m以上，层高6.0m以上煤斗层的层高可达10.0m以上。而且为多层现浇框架总高度达45.0m左右、汽机房跨度在27m3房跨度在以上，屋盖由大型钢屋架和轻质复合保温彩钢板组成结构上预埋安装设备埋件多，框架柱梁配筋多为双层筋规格都在28m以上而且箍筋间距很密施工比较困难，金属结构大规格型钢用量大制作安装技术难度大。

2火电厂建设施工中存在的问题

质量管理工作是以过程控制为主要目的的管理工作，贯穿工程的始末，土建施工质量问题也随着工程的进展表现出阶段性和多样性。火电项目土建施工作业交叉频繁，施工单体较多，施工质量管理表露出的问题较为典型。该工程项目施工中主要出现了如下问题：

⑴施工中各级技术管理人员责任不明确，未能行使各级技术职权；

⑵项目质量计划以及施工组织设计不完善或交底不明确；

⑶现场使用的图纸未及时按设计变更进行同步动态更改；

⑷技术交底和设计变更的交底不到位，有些交底依据不明确；

⑸材料进厂检查不力，施工设备和检测设备的使用年限、检定范围、检定周期不明确；

⑹过程控制中各要素之间，如检验试验、技术交底、材料采购、物资跟踪、土建交安等环节接口不力，反映在记录上相互不衔接，出现遗漏或失误；

⑺冬季和雨季施工措施不到位，对相关记录不重视或记录不到位等；

⑻焊接等特殊过程的监控和记录不到位。

上述问题不仅会影响建设工程的质量，拖延工期，而且情节严重者还会造成重大事故，危及电厂以后运行的安全性和可靠性。

3火电厂建设工程质量控制措施

针对上述火电厂建设工程施工中存在的问题，提出如下控制措施：

3.1建立、健全各项管理制度并认真实施

高质量的工程和有效的质量体系不是偶然能达到的，往往需经过精心策划和周密计划。

因此，在施工前期，应根据国家建设部门的法律、法规和电力部门的相关规定，建立和健全施工责任、工程质量管理、施工组织设计编审、施工图纸会审、施工技术交底、技术检验、设计变更管理、施工技术档案管理、技术培训管理等技术管理制度；着重落实质量责任，明确参建各方的质量职责，各单位各级行政领导正职对工程质量全面负责，各级技术负责人在技术上对工程质量负责，各级承包项目也要划分质量责任，并最终实现工程质量目标。

3.2完善施工组织设计，明确技术交底

电厂建设单位应认真组织各有关部门，做出详尽、适用、规范的“施工组织总设计”，内容包括工程概况、工程范围、施工网络进度及保证措施、主要施工方案、施工图纸及设备交付计划、安全施工目标及保证措施、质量目标及保证措施、文明施工管理、现场消防管理、物资管理等。

电厂建设单位要重视技术交底工作。交底工作要分级分阶段进行，并有清楚的交底签字手续，即项目经理根据施工进度，分阶段向工长及职能人员交底，工长在每项任务施工前，向操作班组交底。

技术交底应以设计图纸、施工组织设计、质量检验评定标准、施工验收规范、消灭质量通病的技术措施、操作规程和工艺卡为依据，编制交底文件，对特别重点、特殊工程和特殊部位以及“四新”技术的交底，交底文件的内容要全面，重点要明确，要求要具体而详细，并注重可操作性。

3.3及时进行图纸变更

根据现场工程实际，设计单位有时会更改图纸，但是由于管理制度的不完善，现场使用的图纸可能未及时进行更新，从而造成工程因质量不达标而返工的现象出现。因此，在工程建设时要依据设计变更管理制度的规定及时对施工图纸进行变更标示，并及时送达施工现场，保证现场施工的准确进行。

如果施工单位发现工程设计图纸与工程实际不符，应及时向设计单位提出，经设计单位修改后，才能按修改后的工程设计图进行施工，而施工单位不能随意更改设计图纸进行施工。

3.4加强材料和设备控制

对于主要材料和设备，项目组应派专人常驻制造厂进行监造；设备进场前应对照技术协议逐项检查，进行验收；会同监理工程师一起，对所使用的材料、预制的半成品的质量进行跟踪监督，一旦发现不合格品，坚决立即停工，杜绝不合格品进入工程；对于钢材的质量控制，除按规定选用经光谱检验合格的合金钢部件外，对安装后各系统的合金钢部件需另外进行光谱分析检验，以保证各系统安装使用的合金钢材符合质量要求。

根据国家法规和企业管理程序的相关规定，出台施工设备使用年限的管理规定；对检测设备建立统一台账，确保计量设备的校准范围和到期周检；同时为了保持在用机械设备的良好技术状态，提高设备运转的可靠性和安全性，应做好机械设备的维修和保养，并进行详细记录。

3.5加强施工分包的协调工作

由于现行管理体制不完善，施工单位的分包现象普遍存在，而分包单位的工作范围又很难明确界定，从而增加了协调管理的复杂性。因此，电厂组织单位要严格选择分包商，对拟选择的分包商资格承包能力，必须进行审查和评价，禁止分包单位将其承包的工程再分包。

同时，项目管理者要做好协调工作；设计、监理和施工等单位要认真履行各自的职责，加强各自施工过程控制，对各项工作留好原始记录并定期进行追溯管理。

3.6加强关键工序控制

根据以往火电建设的经验和质量控制点的设置原则以及现场工程实际，找出电厂建设过程中的质量关键工序和重要质量控制点，重点编制施工详细方案和质量保证措施，加强管理控制。

如电厂在土建工程施工中，关键工序为单位工程的坐标定位及高程控制、地基处理、钢筋工程、主机炉基础施工、冬期混凝土生产、大体积混凝土浇灌、承重钢结构焊接、钢结构防腐、屋面和地下防渗防水、结构吊装等；设备安装工程的内在质量关键项目为机组轴振和瓦振、发电机漏氢量、汽机真空度、管道清洁度、锅炉本体密封、漏风系数、焊口质量、主要转动机械等。这些工序过程是整个火电建设工程的重点，其控制措施是：

⑴将关键工序的“控制措施设计”向操作班组进行认真交底，使工人真正了解操作要点；

⑵质量控制人员应在现场进行认真操作、检查、验收，质量监理人员应当进行分站指导、检查和验收；

⑶工人应按作业指导书进行认真操作，保证操作中每个环节的质量；

⑷按规定做好检查并认真记录检查结果，取得第一手资料；

⑸做好各工序间的交接检查工作，保证交接工作的协调和到位。

3.7制定季节性施工措施

电厂工程项目大约有40个月的施工工期，期间会经历不同的季节和天气，这些对电厂的建设工程会有一定的影响，所以制定季节性施工措施就显得尤为重要。但工程实际中，一些基层项目在季节性施工措施的编制、交底、落实等方面存在一些不足，如措施编制不及时或编制内容不全，措施编制后未按规定进行交底或进行必要的培训，未按措施进行资源配置，季节性施工结束后不能及时进行经验总结等。

因此在施工组织设计中应根据《电力建设工程施工技术管理导则》等相关规章和工程实际，编制详细的季节性施工组织措施，提出季节施工安全质量总体控制目标，制定雨季施工技术措施，并上报业主主管部门核查审批。

具体做法是：组织开展不定期雨季施工安全大检查，发现隐患，提出整改建议，并督促执行；保证雨季物资供应到位和及时，分工、协调各项应急事件的处理；建立施工现场天气预报制度，项目部、工程处以黑板报形式通知全体施工人员；季节性施工结束后，应及时进行经验总结及措施编制符合性的评价，形成文字信息，为下次编制同类措施提供参考。

3.8对特殊工序过程进行控制

电厂建设中的特殊工序过程包括：焊接、热处理、无损检验等，这些工序直接关系到工程质量以及投产后电厂的安全运行。对特殊工序过程进行控制的要点为：

⑴焊接工艺须经工艺试验和评定后，制定焊接工艺卡；

⑵从事特殊工序作业人员必须经培训考核合格，取得有关部门颁发的资格证书；

⑶特殊工序所用的设备仪器（焊机及其他焊接设备、热处理设备和无损检验设备）应定期进行维护保养和检定，特殊工序前对设备仪器进行确认；

⑷特殊工序过程的结果如焊接记录、热处理曲线、射线探伤底片和评定记录等须及时记录并编辑保存；

⑸质量控制人员要根据作业文件的规定对特殊工序过程重点监控，必要时进行连续监控；

⑹特殊工序过程结束后，有关人员须对特殊工序过程的结果进行审核确认；

⑺在工程开工前，应进行模拟试验或焊前练习，对焊接工艺进行确认。

3.9注重施工工艺，缔造精品工程

电厂建设在保证项目基本施工质量的基础上还应注重施工工艺，努力缔造精品工程，具体控制措施为：

⑴成立施工工艺质量控制小组，制定成品保护措施及维护计划，加强检查和奖惩的力度；

⑵监理通过日常巡查等方法对施工工艺进行监督检查，如发现工艺质量问题，及时发出限期整改通知，并跟踪整改的结果，确保工艺质量；

⑶按区域或系统对施工工艺质量进行系统检查，确保整体工艺质量整齐美观；

⑷定期组织施工工艺的检查评比工作，实施工艺质量奖惩，宣扬良好的工艺质量，对工艺质量差的施工项目进行整改。

4结语

在火电厂建设施工过程中，为了确保火电厂建设质量，应该严格按照施工作业规范，并制定相关的质量保证措施，不断地探索质量管理的新思路，探寻更为先进科学的管理措施，是每个火电安装企业共同追求的目标。

参考文献：

发电厂节能措施篇3

关键词：污水处理厂；电气设备；节能措施

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.06.058

0引言

环境是人类生存和发展的基本前提。环境为我们生存和发展提供了必需的资源和条件。随着社会经济的发展，环境问题已经作为一个不可回避的重要问题提上了各国政府的议事日程。污水处理厂的主要作用是通过处理工业和生活中的废水使水净化后能够循环利用。但是许多污水处理厂在处理废水时耗能过大，浪费现象明显，甚至入不敷出。因此降低污水处理厂耗能问题迫在眉睫，降低成本做到真正的节能具有较为重要的社会意义和经济意义。

1供配系统的节能措施

污水处理厂内耗费的能量是电能，污水处理厂供配电系统的节能措施关键在于灵活布置变电站，相应减少供配电级。选用合理的节能变压器是城市污水处理厂非常重要的一步。空载损耗和负载损耗相对比较低的变压器就是我们首要的选择。由于S9系列比S7平均空载、负载耗能低，我国很早就开始推荐各厂家使用s9系列节能型的变压器，国家也明确规定停止生产和销售空载负载耗能相对高的s7系列变压器产。

如今由于技术的飞速进步和市场的需求，出现了一款新型变压器，与通常使用的s9型变压器相比，空载损耗和空载励磁电流以及噪声均有大幅度的下降。使该系列变压器运行更加可靠，使用寿命更长久。变电站在污水处理厂中发挥着至关重要的作用，对变电站的布置应灵活，尽量布置在负荷中心，由于负荷中心是污水处理厂中供电、供气、供热量较大较多的地方，这样的设置可以降低供电电缆的初始投资及线路损耗，从而节省供电总成本，与此同时，对供电的稳定性和安全性也有有力保障。现如今我国在供配电级方面，国内大部分污水处理厂总用电负荷为1000～10000kW，对此应尽量减少配电级数，以免由于配电级数过多造成不必要的电能损失。除此之外，变压器的铜损和铁损相等时，此时变压器才会有最低耗能。

2照明系统节能措施

照明系统的节能主要在于保证作业面视觉要求，在不影响照明质量的前提下设计设计节能照明，减少照明系统中光能的损失来达到节能目的。最好的方式无疑是最大限度地优先使用太阳光照明后再来合理利用电能。工厂应考虑设立厂房和办公大楼时，要加强其对窗户的设计，尽量使用太阳光，做到高效不耗能，同时也不影响办公和生产工作。无法使用太阳光时也应该符合国家建筑照明设计标准中的规定：各种场所的照明度标准值要满足工作学习以及生活中的视觉要求。

各种办公楼、生产车间和厂区的室内室外照明是污水处理厂的主要照明，因此要用比较大量照明设备。对于不同地点可以选用不同要求不同规格的照明设备，例如在污水处理厂的场外的照明系统可采用智能控制，自动控制灯具的开关可根据不同区域、不同时段照明的需求来自动控制，在厕所楼道等公共场所安装声控灯。

3电气设备的节能措施

污水处理厂的耗能主要是相关电气设备耗能，所以其节能应该在电气的优化设计上作出相关的措施。对于实施电气节能的相关解决措施时，需要着重考虑各方案的经济效益及可行性。通常根据污水处理厂的生产规模有针对性地实施切实有效的解决措施。通过提高电动机的工作效率和功率来减少电动机的能源损耗。设计中采用高效率电动机是减少电动机电能损耗的主要途径。电动机通常是由备制造商统一制造运输和安装，所以应该在运行过程中贯彻节能措施提高能源使用率促进能源经济高效运用。

4电气线路的节能措施

电线、电缆在每一个电力厂都被大量使用，有的工程电线、电缆的需要量达到上万米。因此在电器线路上的合理安排可以节省一大笔费用资金。电路中电损与线路的长度有很重要的关系，合理设计减少配电线路长度是节省电能相当可观的设计方法。根据电学知识，导体电阻与线路的长度成正比，导体电阻与线路的截面面积成反比，因此可以利用这几方面的原理减少线路的损耗。选择合理的电线电缆的截面积选择合适的电线电缆。金银铜铝铁的电阻率按顺序逐渐变大，因此我们可以按照电阻率的大小根据实际情况选择导体的材质。污水处理厂环境较为恶劣，我们可以根据性价比选择铜质的电线和电缆且在电线和电缆铺设过程中尽量拉直线，不走弯路不浪费。

5控制系统的节能措施

污水处理厂通常情况下设备运行额度低于设备设计运行额度。所以污水处理厂在处理中能源利用率较低，不利于设备高效而经济的运行，因此污水处理厂应该采用智能化的设备。系统设计的先决条件是安全可靠和稳定，抗干扰性能的软硬件设备是最佳的选择，运行稳定可靠安全。性能高价格低，以最少的投资，获取最高效运行性能。外形结构、安装要求以及选用的软硬件、系统的元件和自动控制系统功能等均要通用性强，方便维修和维护。由于系统整体软硬件结合组成的，系统要具有良好的兼容性才能保证广泛应用。为了污水处理厂生产工艺和管理的满足并优化，良好的开放性是系统网络必须具有的。分散控制和集中管理的集散控制的系统的结构才能满足对生产工艺流程和污水处理厂的建筑总分布图情况以及生产管理的合理性。

6总结

污水处理厂的节能措施多种多样，比如选址布局都有很大意义，我们应该因地制宜，有效降低水泵的扬程合理选择最优方案。对设备其原理、效果，性能、进行比较改革。同时我们也要满足高效益，低耗能，低费用的性价比。了解当地城市污水处理厂自动控制系统的现状和特点因地制宜选择合适的系统结构及配置。为实现节约电能打下基础，让污水治理工作在科学技术的发展下越来越先进，水资源循环使用，也让我们生活的环境也将越来越好。

参考文献：

[1]赵捷.污水处理厂自动化控制系统及控制功能实现[J].电气技术，2006（04）.

发电厂节能措施篇4

关键词：火力发电厂；汽机；节能降耗

中图分类号：TM62文献标识码：A

1概述

火力发电是我国电力能源生产供应的重要形式，数据不完全统计显示，火力发电占整个我国电力生产的一半以上，与此相对应，其煤炭消耗占全部煤炭消耗的50%；为了实现我们国家在国际社会承诺节能减排的发展目标、为了提高经济的运行性，加快火力发电厂的节能降耗已势在必行。作为火力发电厂重要组成部分，汽轮机组的节能降耗在此时显得异常重要。

2汽轮机组节能降耗内部措施

2.1维持凝汽器最佳真空

凝汽器作用是将排汽冷却凝结成水，形成高度真空进入汽轮机蒸汽能膨胀到低于大气压而产生做功；凝汽器是汽轮机重要组成，将直接关系到整个机组安全和经济性运行。所以，保持凝汽器为最佳真空状态是维持凝汽器安全、经济运行的重要任务之一，也是汽轮机组节能降耗的关键点。

2.1.1降低凝汽器热负荷

降低凝汽器热负荷，能实时提高汽轮机组热的效率，同时减轻凝汽器的热负荷。

具体做法一：在凝汽器上部与排汽缸喉部之间，可以加设表面式加热器。可将工业水系统与表面式加热器入口位置贯通相连，表面式加热器出口位置则与化学供水系统做相应联系，此种做法能有效提高热效率，减少热负荷对凝汽器的影响。

具体做法二：在凝汽器喉部加装雾化喷头，雾化喷头能有效通过热传输，对蒸汽凝结热形成一定的吸收作用，进而造成与除盐水形成混合式凝汽，此举有效缓解凝汽器热负荷，对提高真空发挥巨大作用。

在实际整改过程中需注意根据设备条件和设备要求的不同来进行选择。第一种方法存在弊病，主要是可能产生汽阻而导致凝汽器增加质量载荷。必须注意选择利用。

2.1.2清洗冷却面

凝汽器冷却面污垢产生使得凝汽器冷却管内部阻力加大，从而影响正常运行。

干洗法：观察冷却面的洁净与否，唯一评判的标准就是运行之后的数据的比较，数据有差异，表明冷却面存有污垢；在大多时间，污垢形成的初期结构比较疏松，表面通常表现为淤泥沉积，此时可采取干洗手段进行除泥清污工作，以保持冷却面的洁净。

酸洗法：污垢形成后期仅仅使用干洗法无法有效达到除垢的目的；此时可将除氧器产生的热水将凝汽器加满，采用风机将冷却管内部加热吹干，由于热风的作用，泥垢会发生硬化结茧，尔后采用冷水即可冲刷掉。还有一种现象，凝汽器冷却铜管的污垢经过一段时间的沉淀，达到了相当的硬化程度，而且对真空影响巨大；使用上述方法已无法得到有效的去除，此时应采用酸洗法进行铜管的除垢工作。在一般情况下，作为酸洗剂的主要成分是5%浓度的氨基磺酸；根据腐蚀速率的大小，可适当加入0.5%的酸缓蚀剂和铜缓蚀剂、适量渗透剂、0.2%氢氟酸等，清洗的水温控制在40上下，水流速0.1m/s，采用方式最好是循环冲刷；清洁度的测定根据酸度来确定，但两次连续的酸度一致时，证明清洗达到了预期结果，此时将高位冷却塔水进行反向冲刷，有的特殊要求则在冷却塔水冲刷时加入适量的工业磷酸三钠；酸洗过后，通常铜管呈现黄铜色。

2.1.3提高真空系统的严密性

真空系统严密性防护对真空系统保持定值起到关键作用，真空系统要“严防死守”、丝毫不漏。定期对凝汽器汽侧和真空系统进行检漏工作必不可少，那是保证严真空系统密性的关键；日常工作还要注意抽气器的喷嘴是否存在变形和堵塞；切实做好汽轮机轴封蒸汽压力数值的调整工作，根据外在负荷的变化进行的合理调整处理。负压系统的阀门也是严密性的控制的节点，需要做到细致的检查，同时还必须注意加强射汽抽气器的运行时，原则上不存在法兰松动。

2.1.4降低冷却水温

闭式循环系统是一个封闭的循环系统，完全不受外界自然因素的影响；决定冷却水温度的主要因素在于循环水系统设备的运行情况；假如冷水塔设备出现异常，常常会使出口温度升高，从而造成冷却效果的丢失。一般通常做法是，落实专人对水塔设备进行定期的检查和维护，对于塔内重要部位，如：喷嘴、溅水碟、配水槽、填料等进行工作状态的档案登记，一旦发生问题，需要及时处理。

2.2提高给水温度

给水温度的高低，对锅炉的燃料消耗的影响是直接、可见性的；给水温度低，不仅使得锅炉燃烧的煤炭消耗大幅上升，直接导致经济性的损失；由此而来锅炉排烟量温度急剧升高，排烟所造成的热损增加，导致锅炉生产效率下降。

2.2.1保证高加投入率。

保证高加投入率，就是在汽轮机组滑启、滑停时，对给水温度加以控制合理；汽轮机机组在启停之中，要及时进行投入或者解列高压；对违法操作的行为性进行有效控制，尽量保持高压水量水位的稳定性。在必要时，应对高压加热器中换热管，进行管内的洁净工作，一方面降低换热管污垢部位的温差应力和热应力，由此防止换热管出现泄漏。

2.2.2加热器保持正常水位运行。

加热器正常水位维持是保证回热重要环节，是保证各项指标的关键。

2.2.3机组大、小修时对加热器进行检漏。

加热器铜管检查是漏点检查，针对水室隔板、高加筒体密封性检测，确定水室隔板是否存在漏点；假如水室隔板加工焊接存在纰漏，致使质量发生问题，通常会造成高压给水“旁门左道”，有部分不经过加热铜管，从而给水与蒸汽阻隔了热量交换，造成给水温度上不去；加热器受热面筒体密封性出现问题，使得蒸汽在出现阻塞，减少对给水的热交换，导致给水温度降低。

2.3汽轮机启动、运行和停机的节能降耗

2.3.1汽轮机启动

汽轮机启动的主汽压力高采用开高低旁的方法，进行压力维持值2.5MPa～3.0MPa的工作范围，通过切换手动操作的步骤，开启真空破坏门，来维持真空的压力值，压力值一般控制在65～70KPa之间，由此大大将进入到汽轮机的蒸汽量加大，大量的蒸汽的进入，有效地加快了汽轮机暖机的速度，节省了时间；与此相呼应的好处还在于，蒸汽量的增加有利于控制胀差值，将并网时间大大缩短。由此提高汽轮机启动的效率。

2.3.2汽轮机运行

汽轮机的运行一般采用的方式是定-滑-定；这里要着重说明一下，当承受较低负荷时，需采用采用低水平的定压调节，以保证水循环和燃烧的稳定性以及给水泵轴临界转速的限制。高负荷区域一般采用喷嘴的调节方法来进行定压的维持工作，以保证机组运行正常的工作效率；与此同时，在负荷区的中间部分，将现调节气门关闭，利用滑压操作，来调整锅炉压力，从而来达到增加以及减少负荷的目的。在通常情况下，定-滑-定能满足机组一次调频的需要。汽轮机高负荷运行的同时，主汽压力、温度都被实时的拉高，从而保证高投入率加热器工作，在此时进行加热器合理的水位高低调整，能将加热器端差控制在最低范围，致使给水温度得到有效的提升。这里，我们还要强调维持凝汽器水位正常的重要性；凝汽器水位过高，易造成凝结水超过钛管，致使凝结水加深冷却，造成机组冷源损失。

2.3.3汽轮机停机

汽轮机机组通常使用滑参数停机操作，采用滑参数停机操作这里有几大好处，一是锅炉尚处于高温状态，有效利用锅炉的高温持续状态可以发电加以利用；滑参数停机操作还可以有效降低各种相关设备的温度，有利于正常的设备检修维护工作。

3汽轮机组节能降耗措施的外部措施

3.1治理阀门内漏

治理阀门内漏刻不容缓，它对机组运行至关重要；首先，我们要把握阀门设计关，要依据设备的性能和要求进行设计的控制；再次，就是阀门的品牌选择，针对于市场的众多品牌，进行质量上的筛选；最后，就是工程安装要到位，组织专业人员安装并实施必要的检漏测试，以保证阀门的稳定性。

3.2对汽轮机进行节能降耗的技术改造

汽轮机进行技术改造在有条件的时候方可进行，目的只有一个：采用适当技术支撑和对汽轮机性能的了解做改造的前提，大幅提升汽轮机运行的效率，同时达到节能降耗的实施效果，降低火电厂发电的成本。改造首选目标为凝汽器，它是目前最能控制汽轮机运行的经济性和安全性的控制要素。其次，汽轮机通流部分动静间隙调整是否合适对汽机通流效率影响很大，汽封间隙若调整不当或汽封选型不合适，会造成大量蒸汽泄漏，降低汽机通流效率，例如采用技术先进的布莱登新型汽封装置后，机组热耗明显下降。对投产时间较长的机组，在充分论证的基础上可进行通流部分改造工作。

结语

汽轮机作为火电厂的重要机组，一直以来是受到能源消耗的巨大困扰，它对火力发电厂的节能降耗、经济运行、生产成本控制产生深刻的影响；而汽轮机的节能降耗改造又是一项复杂的技术系统工程；这就需要我们在实践的工作中不断去总结经验和教训、用提高节能降耗的思想意识、用提高技术运用水平努力去寻找、发掘他们。只有这样，我们才能将汽轮机节能降耗的工作做得尽善尽美。

参考文献

发电厂节能措施篇5

【关键词】火力发电厂；能耗；措施

目前我国发电厂主要以火力发电为主，这样不仅消耗大量的煤炭资源，而且给环境造成较大的污染。节能降耗不仅可以满足日益增长的能源需求，而且可以有效配合环保工作的进行。文中通过分析我国发电厂的现状，总结了国内，火电厂节能减排的各种措施，探讨了我国火力发电厂节能减排的对策与措施，提出了降低发电煤耗率与清水电耗率的措施。

1.国内现状

我国的火力发电厂机组约占全国总装机容量的74.5%，而火电机组的70%以上是燃煤机组，这与我国的能源结构有关，我国是一个多煤、贫油、少气的国家，预计一次性能源中，其中90%是煤炭资源。我国能源生产总量的构成是：原煤矿75.4%，原油12.6%，天然气3.3%，水电、核电、风电7.7%，清洁能源的总比例不到10%，从效益分析，清洁能源投入大产出小，适应纳入长期能源战略，而电厂的节能减排见效快，适应当今环境和能源的需求，具有实际意义。

2.火力发电厂降低能耗的主要措施

目前，我国火力发电厂降低能耗主要有以下几种措施：

⑴合理安排运行方式，尽量达到机炉负荷的匹配。以保证机组的安全稳定运行，为节约能源提供基础和前提。

⑵在主汽温度和主汽压力控制方面，锅炉值班员要求及时调整，通过合理的安排吹灰器的投入顺序及时间，改变上下层给粉机投入方式以及给粉机转速，最大限度的降低受热面吹灰对汽温的影响，使机组始终保持高参数运行，提高机组经济性。

⑶在制粉系统的参数控制方面，需要按照制定的《锅炉制粉系统运行参数调整的相关规定》，根据不同的煤种，合理控制磨煤机出口和一次风温，在保证安全的前提下，通过提高磨煤机出口温度和二次风温度，缩短煤粉燃烧前的预热时间，使煤粉燃烧更加完全，有效的降低煤粉的不完全燃烧损失，达到降低动力煤消耗的目的。

⑷加强煤质延伸管理，监督料场原煤取样、料场进料、消耗情况的统计工作，在煤质偏离设计煤种偏差较大时，能够及时沟通使其掌握入炉煤质情况，以便采取相应的调整方案，保证锅炉燃烧的稳定。

⑸对燃烧、调风、混风、炉温分布进行监督，掌握燃用煤质对应的磨煤机运行小时数、粉位变化幅度，以及煤气火嘴的投入数量变化，锅炉尾部受热面的烟温变化，判断炉管积灰情况，炉膛出口烟温变化及减温水量增减判断水冷壁沾污程度，督促岗位吹灰除焦，提高锅炉热效率。

⑹定期进行锅炉效率监测，用以指导锅炉的燃烧调整。每月进行锅炉效率监测，主要监测：主汽温度、压力、流量，给水温度、压力、流量，炉膛氧量、排烟温度、空预器入口烟温、飞灰含碳量，炉渣含碳量。

⑺受动力煤采购的影响，锅炉燃用煤种与设计煤种偏差较大，要求按照制定的不同煤种、不同工况下的燃烧调整方案，根据煤质分析报告，及时对锅炉一二次风配比进行调整，缓解锅炉受热面的结焦，提高锅炉效率；其次，通过合理的二次风配比，优化锅炉的燃烧工况，降低排烟损失和飞灰可燃物损失，使锅炉的热经济性提高，煤耗相对降低。

⑻针对外部因素造成机组发电负荷低，各项参数无法达到额定工况降低经济性。需要通过查阅机组设计资料，结合往年机组运行参数，制定不同负荷下的最优运行参数，并将这些参数绘制成负荷曲线，为运行人员操作调整提供依据，最大限度的提高机组的经济性，从而降低机组的燃煤消耗。

3.降低发电煤耗率与清水电耗率的措施

通过以上各种节能降耗措施的总结，现提出入厂煤与入煤热值差分析及降低清水电耗率的措施。

入厂煤与入煤热值差分析，影响热值差的主要因素有以下几个方面：

⑴入厂煤。对于入厂煤来说，如果燃料测定值高于实际热值，则热值差增大，反之，热值差将减少。对于入炉煤来说，如果入炉煤测定热值高于实际热值，则热值差减小，反之将增大。

⑵入厂煤管理。入厂煤的管理要从以下几个方面进行：首先要规范入厂煤采、制、化工作，保证入厂煤验收煤质的真实性和可靠性，防止入厂煤低位热发热量“虚增”；其次加强煤质的检验，在电煤供应中，存在掺矸使假、以次充好的现象，如果不能及时检验出来，会造成煤炭热值虚增，从而加大入厂、入炉热值差，同时也增加了企业生产成本；另外应对燃料储存科学管理，尽量减少燃料自燃。对于不同品种煤要分类存放，建立存放制度，烧旧存新，尽量缩短煤的存放日期。确实需要长期储存的煤炭，煤堆要分层压实，减少空气浸入，尽量减小因燃料氧化而造成的热值损失，最大限度地降低入厂、入炉的热差值。

⑶完善入炉煤的管理。首先应加强入炉煤采样的技术管理，使采样的样品更有代表性，减少入炉煤热量测定偏差。近年来，国内有关生产厂家在机械化采制样机改进及研制技术中取得了突破，并初步推广应用。但也存在着不少问题，集中表现在采集的样品代表性不足，对高水分煤炭适应性差，系统易堵塞，制样系统存在系统偏差等问题。因此，在入炉煤采制样机运行中要加强管理技术的应用。同时，根据煤质测试技术可知，燃料热值随全水分增加会降低。由于气候变化、燃料运行操作等因素，入炉全水分与入厂全水分没有可比性。因此，应统一全水分基准，据实调整水分差。

降低热偏差的主要措施有以下几点：

⑴加强对燃料计量器具的计量检定管理，保证其计量的准确性；（2）对入厂煤的检斤检质率为100%，减少煤的亏吨和亏卡；（3）加强煤场煤管理，做好煤的分层压实、定期测温、烧旧存新、防止煤的自燃和风损；（4）做好煤种的混配掺烧以及煤场盘点工作。

降低清水电耗率。

清水电耗率是指输送单位清水所消耗的电量。由于电厂是清水的消耗大户，对于输送清水的泵来说，如果不能有效地提高效率，不能在最佳的工状况下运行，则电耗的浪费会非常大。通常可以采用如下措施降低清水电耗：（1）采用变频器来调节供水压力，这样就可以减少节流损失，特别是在低负荷的情况下，这样就产生了很大的节能空间；（2）布置合理的输送系统。在系统的倒换中，采用最佳的运行方式，保证供水的经济性；（3）保证泵入口水压正常，不使泵入口气化；（4）采用高效的清水泵，淘汰落后的产品。

发电厂节能措施篇6

[关键词]火力发电厂；节能减排；电力行业

中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1009-914X（2016）21-0042-01

能源是国民经济的命脉，能源安全与可持续问题是关乎中国可持续发展的一个关键问题。我国能源资源总量虽然较多，但人均占有量少。我国能源生产和消费以煤为主，燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量均占其排放总量的80～90%，主要污染物排放量已经超过环境承载能力，我国经济要想实现平稳、持续的发展，首先要解决能源和污染问题。

电力行业节能减排要以火电厂节能减排为核心，火电厂节能减排要以降低火电厂煤耗、厂用电率和二氧化硫排放量为重点。通过优化电源结构和布局，合理利用能源资源，全面实现单位国内生产总值能源消耗降低和二氧化硫排放总量削减的目标，火力发电厂除了可以在宏观方面加强节能减排管理外，还可以采用先进的技术手段来提高产品质量和产品产量，减少能耗，提高能源利用率，从而节约能源、降低废物排放量，大力促进能源资源的高效利用和循环利用，从而缓解能源资源对经济发展的约束。本文从火力发电厂的规划、生产环节和生产管理环节三方面探讨火力发电厂的节能减排之路。

一、通过良好的规划实现火力发电厂的节能减排

1调整电源结构，加快清洁能源和可再生能源的开发步伐

受一次能源结构特点的影响，火电装机容量比重偏大，水电、核电、可再生能源发电比重偏小，特别是核电发展缓慢。因此加大水电、核电、可再生能源和新能源的比重，优先发展水电、风电等清洁能源和可再生能源项目显得尤为重要。

2关停小容量机组，推广大容量机组根据蒸汽动力循环的基本原理及热力学第一动力和第二动力的分析，发展高参数、大容量的火电机组是我国电厂节能的一项重要措施。单台发电机组容量越大，单位煤耗越小。如超超临界机组比高压纯凝汽式机组供电标煤耗少1/4～1/3，假设有两亿千瓦这样的替代机组，一年可以节约标煤十亿多吨，同时三废的排放也大大减少。因此，关停小容量机组，推广大容量机组对减少能耗、提高能源利用率具有重大意义。

二、通过对生产环节的控制，实现节能减排

1提高燃煤质量，实现节能减排煤粉锅炉被广泛地应用于火力发电厂中。一般来讲，燃料的成本占发电成本75%左右，占上网电价成本30%左右。煤质对火电厂的经济性影响很大，如果煤质很次，会限制电厂出力，使电厂煤耗和厂用电率上升，且锅炉本体及其辅助设备损耗加大；如果燃煤质好价优，则锅

炉燃烧稳定、效率高，机组带得起负荷，不仅能够减少燃料的消耗量，更有利于节约发电成本，因此入厂和入炉燃料的控制是发电厂节能工作的源头。

2提高锅炉燃烧效率，实现节能减排锅炉是最大的燃料消耗设备，燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失主要包括：排烟热损失，可燃气体未完全燃烧热损失，固体未完全燃烧热损失，锅炉散热损失，灰渣物理热损失等。降低排烟热损失的主要措施：降低排烟容积，控制火焰中心位置、防止局部高温，保持受热面清洁，减少漏风和保障省煤器的正常运行等；降低可燃气体未完全燃烧热损失的主要措施：保障空气与煤粉充分混合，控制过量空气系数在最佳值，进行必要的燃烧调整，提高入炉空气温度，注意锅炉负荷的变化并控制好一、二次风混合时间等；降低固体未完全燃烧热损失的主要措施：选择最佳的过量空气系数，合理调整和降低煤粉细度，合理组织炉内空气动力工况，并且在运行中根据煤种变化，使一、二次风适时混合等；降低散热损失的措施主要措施：水冷壁和炉墙等结构要严密、紧凑，炉墙和管道的保温良好，锅炉周围的空气要稍高并采用先进的保温材料等；降低排渣量和排渣温度的主要措施：控制排渣量和排渣温度。由此可见，通过提高锅炉燃烧效率来节能减排的潜力很大。

3提高汽轮机效率实现节能减排在汽轮机内蒸汽热能转化为功能的过程中，由于进汽节流，汽流通过喷嘴与叶片摩，叶片顶部间隙漏汽及余速损失等原因，实际只能使蒸汽的可用焓降的一部分变为汽轮机的内功，造成汽轮机的内部损失。降低汽轮机内部损失的方法有：通过在冲动级中采用一定的反动度，蒸汽流过动叶栅时相对速度增加，尽量减小叶片出口边厚度，采用渐缩型叶片、窄型叶栅等措施来降低喷嘴损失；通过改进动叶型线，采用适当的反动度来降低动叶损失；通过将汽轮机的排气管做成扩压式，以便回收部分余速能量来降低余速损失等。

4采用变频调速技术，实现节能减排发电厂厂用电量约占机组容量的5%～l0%，除去制粉系统以外，泵与风机等火电机组的主要辅机设备消耗的电能约占厂用电70%～80%。解决这个问题最有效手段之一就是利用变频技术对这些设备的驱动电源进行变频改造。采用变频调速技术既节约了电能，又可方便组成封闭环控制系统，实现恒压或恒流量控制，同时可以极大地改善锅炉的整个燃烧情况，使锅炉的各个指标趋于最佳，从而使单位煤耗、水耗一并减少。

5提高设备利用率，实现节能减排编制风机，制粉设备单耗定额和输煤系统输煤单位电耗定额，并颁布实施、加强考核，这样可以降低输煤电耗而且可以降低设备磨损；充分提高公用系统设备的利用率，对不合理的系统及运行方式进行改进；除灰系统设备自动投入率要高，确保输灰、渣设备有效利用及水的回收。

三、加强生产管理环节，实现节能减排

1积极推进技术创新，实现节能减排

研发新技术并将科技成果向现实生产力转化，把科技创新能力作为火力发电厂发展的核心驱动力，以科技进步引领和支撑安全发展、清洁发展和节约发展，有效提高可持续发展能力、提高燃煤发电效率并减少资源消耗。采用大容量、高参数、高效率的洁净煤发电技术，使供电煤耗持续下降，采用节水型空冷机组、干式排渣、水淡化、中水利用、废水分类处理、梯级使用、工业废水实现零排放等。

2加强燃料管理，实现节能减排。

燃料作为火力发电企业的“食粮”，占整个火力发电成本的70%左右，是影响发电企业效益的关键所在，同时也是影响实现发电企业经营目标的关键因素。火力发电企业要想降低企业生产和经营运行成本，需要在燃料管理体制上进行改革和创新，在燃料管理模式上进行突破和创新，进一步加强煤炭供应管理，合理调整煤炭买卖合同条款，提高热值考核标准，全面清除量小、价高、质次和不讲诚信的供应商，加强盘煤数据的真实性和准确性，统筹安排库存，制订限高、限次、限价的燃料采购方案，最大限度地降低燃料成本，控制标煤单价，继续稳定与大矿煤的友好战略合作伙伴关系，尽可能地多进大矿煤、优质煤。

3建立机组经济指标评价体系，实现节能减排电厂节能管理评价系统以机组性能分析监测为基础，通过评价准则、耗差分析、优化运行、综合分析等方法，掌握机组能耗状态，提高机组运行经济性，促进运行管理和节能管理水平，在实际应用中取得了良好效果。通过建立经济指标评价体系，把火力发电厂诸多经济指标按大小分级管理，主要经济指标具体分解落实到岗位，责任到人，从而确保及时发现指标偏差。结合分析采取相应的措施，最终达到经济指标受控，实现节能减排。

四、结语

火力发电厂在我国的节能减排工作中占有很重要的地位。要实现火力发电厂的节能减排，首先要有良好的规划，其次加强对生产环节的控制，还要在生产管理环节下功夫。