时间：2023-06-07 09:12:15
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇电厂节能减排建议，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
doi:10．3969/j．issn．1006－8554．2016．01．037
0引言
锅炉是火电厂中主要的能量转换设备，火电厂的锅炉尽管在发电的过程中起到至关重要的作用，但是也存在严重的能源浪费和环境污染问题。如今我国化石能源的消耗所带来的环境问题越来越严重，所以我国也加大了的节能减排的宣传力度，火力发电厂必须在保证经济可持续发展的前提下，最大程度的保护环境和利用能源，始终坚持走长远发展之路。
1火电的实际现状
火力发电是我国电能的主要来源，这种趋势将在未来相当长的一段时间内都不会发生变化，虽然人们对于电力能源的需求在日益增加，但是实现可持续发展也是我国的追求。因此，火力发电厂有必要改善锅炉的运行情况，降低对煤炭资源的浪费，减少污染物的排放量。由于火力发电厂是将煤炭中的化学能源转化为电能，而煤炭并不是单质，而是多种化合物的组成，那么煤炭燃烧的过程中会产生一氧化氮、二氧化硫、二氧化碳等多种气体，更有现在为人们所熟知的PM2．5颗粒，这些污染物质的排放不仅会加剧温室效应，也会对人们的生活造成影响。虽然当前我国的锅炉制造技术有了明显提高，但仍与国外存在差距，国产锅炉普遍能源消耗较高，但是能量的转化率却相对较低，难以满足现行的火电厂大气污染物的排放标准，如表1所示。
2火力发电厂锅炉存在的问题
近年来，随着我国锅炉制造行业的飞速发展，在锅炉制造的技术水平和行业标准的规范上都有了显著地提高。但是在锅炉的生产、制造和使用过程中仍然存在着对环境的破坏和对资源严重浪费的问题。为了更好地保护环境和节约能源，我国对锅炉生产与使用过程中的节能、环保以及安全问题提出了越来越高的要求。而且火电厂锅炉在使用上普遍存在着能源消耗高、能量转换效率低等问题，因此提高火电厂锅炉的能量转化效率和减少污染物的排放问题已刻不容缓。
2.1火电厂锅炉节能减排体系不完善
节能减排工作长期以来都未能在火电厂中得到充分的重视，政府也未能及时划拨足够的资金帮助火电厂实现技术的升级，这会导致火电厂锅炉中的污染物排放问题持久得不到解决，在企业自身技术储备以及资金条件都不充足的情况下，更不用谈建立火电厂锅炉节能减排的完善体系。体系的缺位使得有的火电厂锅炉都没有配备相应的脱硫设施，而硫元素是煤炭中的常见元素，在有的煤炭中含量比较高，如果使用这些煤炭进行燃烧，燃烧后的烟雾不进行脱硫处理，将会导致大量的二氧化硫排放到空气中，不仅加剧了大气污染的情况，还可能形成酸雨，对地面建筑造成影响，其带来的经济损失是巨大的。
2.2火电厂锅炉燃烧效率低
现阶段我国许多火电厂锅炉都有可燃气体和固体未得到充分的燃烧，燃烧的温度低于标准，由此火电厂锅炉的热能得不到充分的转化、利用，并产生大量的污染物问题。因此也造成了我国火电厂锅炉燃烧效率长期处于低下的水平，造成难以估量的经济损失，乃至能源浪费。
2.3自动化水平低、辅机和燃烧设备的质量低下
对于某些小型发电厂而言，由于自动化水平较低，相关操作人员难以对锅炉类的热负荷变化有及时的了解，这样自然也就谈不上对锅炉运行情况的合理调整了，或者经验丰富的操作人员通常会运用自己的经验、感觉来对锅炉进行调整，这样便会使能源无法得到最为充分的利用。
2.4火电厂锅炉燃煤质量不合格
由于长期以来对化石燃料的开采不可不避免的会出现燃料质量下降的问题，而且火电厂对采购的化石燃料并没有规范的质量检测标准，继而直接将这些质量不过关的燃料用于电力的生产，这不仅极易致使污染物质排放的超标，还会在一定程度上影响锅炉内的能量转化效率，进一步降低能量的利用率。
3实现火电厂锅炉节能减排的可行性措施
3．1控制火电厂锅炉燃煤质量
不同的煤炭质量燃烧所带来的热值以及燃烧后的产物是不同的，火电厂想要实现节能减排，必须控制好锅炉燃煤的质量，采用高热值的优质煤炭，这样不仅能够提供更高的热量，也可以排出更少的废弃物。
3．2加强火电厂锅炉的运行调整
在火电厂的锅炉设计中，应当根据设计煤种以及设计参数，来对锅炉结构和相关辅机设备的型号加以确定，而在锅炉的实际运行过程中，因燃用煤种很难完全和最初的锅炉设计保持一致，同时锅炉也很难时刻运行在额定负荷下，所以，火电厂锅炉的运行需要严格的按照实况进行调整，找出并分析影响锅炉效率的因素，针对变工况运行和煤种变化等情况，采取措施，对症下药，以便于锅炉在确保安全的基础上真正达到最大化的运行效率。
3．3控制火电厂锅炉的漏风问题
锅炉本身设计和建造的缺陷是导致能源浪费的重要原因，想要做好节能减排工作就必须修复锅炉自身原有的缺陷，当然这里的修复则是通过辅助措施来保证锅炉处于良好的状态。火电厂锅炉漏风是常见的问题之一，锅炉漏风会导致内部的热空气与外界的冷空气交换频繁，增大了排烟量，而大量烟雾在排除锅炉的过程中也带走了大量的热量，这些热量本应该是用来交换发电的，这就导致了电力的大量浪费。而由锅炉漏风所导致的燃料的不充分燃烧，也会使得大量的杂质沉积在锅炉内，降低锅炉的热传递效率。为了实现锅炉的节能减排，在使用锅炉之前应该对锅炉的密闭性进行严格的检查，确定锅炉无漏风的现象。当然也有可能是锅炉在长期的使用过程中由于自然损耗而导致漏风，因而要加强对锅炉的管理，定期对锅炉实施维护及有效的监管，以防止火电厂锅炉出现漏风问题。
3．4提升燃烧率
为了提高火力发电厂锅炉的燃烧率，必须降低热损耗，这就要求在锅炉的运行过程中必须定期对受热面进行吹灰工作以提高锅炉的使用效率。煤炭在燃烧的过程中会带来大量的烟雾，烟雾的排放不仅会带来热量的损失，也会给受热面带来积渣、积尘，不利于热量的传递，从而降低了燃烧的效率，因而在实际使用过程中应频繁对锅炉进行清灰，有效提升燃煤的燃烧率。另一方面，很多火电厂的锅炉燃烧调整不太科学，燃料不能够充分的燃烧，需要及时对整个过程的实际燃烧情况进行调整，依据空气系数进行风量配比调整，始终保证燃料的充分燃烧，如图1所示。
3．5建立火电厂锅炉节能减排运行的新体系
可持续发展是我国发展的主导方针，火电厂锅炉的节能减排需要有新的体系作为支撑，这就需要领导技术人员和管理人员积极建立新型的节能减排运行的新体系，以科学的管理来提高锅炉运行效率，控制锅炉污染物的排放以及能耗，使火电厂的锅炉符合可持续发展的新要求，从而推动火力发电厂的长远发展，推动整个火力发电行业的进步。
3．6合理应用清洁燃烧技术
随着火力发电技术的不断发展，各种新型的清洁燃烧技术层出不穷，对清洁燃烧技术的合理运用能够促使火电厂锅炉的节能减排目标的实现，当前较为成熟的锅炉燃烧技术有下饲式炉排、振动式炉排、角管式锅炉等，这些锅炉的燃烧效率高，每年都可节约大量的燃煤，减少二氧化碳的排放量。
4结语
当前时代的发展越来越重视节能减排，并且当前的电力企业也将节能减排作为核心问题之一，电力企业也将从技术管理和政策等各个方面对节能减排进行完善以建立新的体系。并且政府各个部门以及各火电厂企业，务必要加强对节能减排的意识，充分地利用先进的技术和手段来有效减少能量的损耗和浪费、减少生产过程中对环境的污染，促进火电厂企业可持续发展。
参考文献:
［1］殷永江．火电厂锅炉节能减排技术探讨［J］．机电信息，2012(24):295－296．
［2］温泉．关于火电厂锅炉节能减排的几点建议［J］．建筑工程技术与设计，2015(30):1036－1036+1221．
关键词： 热电联产；节能；电力
中图分类号：TK11 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）1210124－01
某电厂2×200MW热电联产机组，锅炉型号HG-670/13.7-HM18，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超高压参数单汽包自然循环锅炉，单炉膛，一次中间再热，平衡通风，室内布置，固态排渣煤粉炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超高压、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、采暖抽汽式，型号为C162/N205-12.75/535/535型。本文通过实地核查运行数据，通过整理分析比对，分析该火电厂节能潜力，为火电厂开展节能工作提供参考。
1 节能潜力分析
1.1 锅炉效率
影响锅炉热效率的主要因素是锅炉排烟热损失较高。对于特定的燃料和送风温度而言，排烟温度每升高10～20℃，排烟热损失就增大0.4～0.8%，影响煤耗1～2g/kW・h。通过对电厂能耗指标汇分析可以看出，#1、#2炉的排烟温度分别高出设计值35℃和17℃；排烟温度每升高10～20℃，排烟热损失就增大0.4～0.8%，影响煤耗1～2g/kW・h，#1机组影响煤耗3.5g/kW・h、#2机组影响煤耗1.7g/kW・h，平均影响煤耗约2.6g/kW・h。
1.2 减温水
过热器减温水流量超标10t/h，影响煤耗约0.14g/kW・h；再热器减温水流量超标10t/h，影响煤耗约0.75g/kW・h。通过对锅炉过热器减温水流量和再热器减温水流量分析可知：#1～#2锅炉过热器减温水流量超标8t/h和9t/h；煤耗升高0.11g/kW・h和0.13g/kW・h，再热器减温水流量超标4t/h和5t/h；煤耗升高0.30g/kW・h和0.37g/kW・h。平均约影响煤耗约0.46g/kW・h。
1.3 蒸汽参数
对于高参数大容量机组，蒸汽温度影响蒸汽焓值较大。与过热蒸汽温度设计值541℃相比，温度每降低10℃，影响煤耗约1.21g/kW・h；与再热蒸汽温度设计值541℃相比，温度每降低10℃，影响煤耗约0.91g/kW・h。
#1炉过热蒸汽和#1炉再热汽温度比设计值低4.43℃和6.34℃；煤耗上升0.53g/kW・h和0.58g/kW・h，#2炉过热蒸汽和#2炉再热汽温度比设计值低2.82℃和6.81℃；煤耗升高0.34g/kW・h和0.62g/kW・h，平均约升高煤耗1.04g/kW・h。
1.4 机组负荷系数
#1、#2机组单台机组平均负荷为141.27MW，负荷系数为70.64%，未能在设计工况下运行，使得机组的各项运行指标达不到设计水平，只能在低效率下运行，导致发电煤耗增大。
1.5 蒸汽参数参数
#1机组进汽温度534.32℃，再热温度532.61℃，分别较设计值低1.7℃和2.4℃；#2机组进汽温度535.98℃，较设计值高0.98℃，再热温度531.59℃，分别较设计值低3.41℃。
1.6 真空度和凝汽器端差
真空度升高1%，可降低煤耗约3.811g/kW・h。凝汽器端差变化1℃，影响煤耗约0.9g/kW・h。
#1、#2机组真空度分别为90.54%和89.08%，分别较设计值（94.34%）偏低3.80%和5.26%。煤耗升高14.48g/kW・h和20.05g/kW・h，平均煤耗升高约17.27g/kW・h。
#1、#2机组凝汽器端差分别为17.12℃和16.96℃，分别较设计值（5℃）偏高12.12℃和11.96℃，煤耗升高10.91g/kW・h和10.76g/kW・h，共计升高煤耗约10.84g/kW・h。
1.7 机组热耗率
热耗率26kJ/kW・h约影响煤耗1g/kW・h。
#1、#2机组热耗率分别为8908.60kJ/kW・h和8929.00kJ/
kW・h，分别较设计值（8205.62kJ/kW・h）偏低702.98kJ/kW・h和723.38kJ/kW・h，煤耗升高27.04g/kW・h和27.82g/kW・h，平均煤耗升高约27.43g/kW・h。
2 节能建议
1）为了有效降低机组发电煤耗，建议火电厂研究实现厂内优化调度，并与电网调度加强联系，实现机组尽可能承担基本负荷，实现电网节能调度。针对海拉尔地区供暖需求，逐步增加供热量。
2）应进一步重视节能管理工作，实行技术经济指标的动态管理，认真进行各项经济指标的分解考核，开好经济活动分析会，按月进行供电煤耗、厂用电率等指标的分解细化，使经济指标全面地向全国先进水平和设计值靠近。
3）针对主要运行数据偏离设计值的问题，建议火电厂优化机组的运行水平，对影响煤耗比较明显的因素，要研究最优值的确定。
4）针对汽轮机漏气损失大，缸效率低，进行汽封改造。
5）针对机组真空低，应及时对凝汽器进行清洗。
6）针对机组阀门的内外泄漏量较大，加大了汽水损失率；应提高阀门的检修水平，把阀门的检修和维护责任落实到人，完善现有阀门内漏台帐，在机组小修中进行针对性治理，使机组的补水率进一步降低。
7）火电厂应严格执行国家能源标准，避免因煤质化验方法落后而造成的损失。建议尽快完善煤质化验方法标准，尤其要规范取样方法，强化取样的加密措施，规范数据传递程序，完善燃料采购合同，避免因煤质管理不善而造成损失。
8）继续提高全员的节能意识，进一步加强生产用水、用能的管理，加强完善用水的计量管理。
9）建议对耗电率大的泵与风机进行变频改造。
10）建议可根据负荷情况及时调整磨煤机出力，根据煤质改变磨煤机运行方式。加强对空气预热器的清灰处理，严格进行空预器吹灰，在机组启停、入炉煤灰分较高和燃烧不好时，增加吹灰次数，减少飞灰堆积。
11）降低厂用电率的建议措施。
① 引风机、送风机、风扇磨电耗大。可根据负荷情况及时调出力。
② 给水泵电耗大。在机组启动、并网前，可启动一台电泵运行。当负荷升至100MW时，建议启动汽泵运行，并及时退出电动给水泵。
③ 循环泵电耗大。根据气温，当循环水入口平均水温低于25℃时，可停运一台循环泵，采用“两机三泵”运行方式。气温再降低，循环水入口平均水温低于15℃时，可采用单泵运行方式。
④ 除盐水泵电耗大。建议对其进行变频改造。
⑤ 脱硫系统。通过优化风机的运行方式，实现在低负荷工况下以单引风机运行代替双引风机+双增压风机运行。
⑥ 运行人员可根据机组运行参数，改变（调整）主要辅机的运行方式，及时调整设备的投入与退出，降低厂用电率。
⑦ 提高检修质量，减少设备的重复性检修，提高机组运行的投入率和负荷系数，从而达到降低厂用电率的目的。
3 总结
通过对该火电厂生产现场调查、资料核查和必要的测试，分析能源利用状况，并确认其利用水平，查找存在的问题和漏洞，分析对比挖掘节能潜力，提出切实可行的节能措施和建议，从而为火电厂提供真实可靠的能源利用状况，并指导火电厂提高能源管理水平，降低发电成本，以实现节能减排目标，促进经济和环境的可持续发展。
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［关键词］宁东基地；节能减排；现状分析；路径选择
随着全球气候的变化以及人类活动对环境越来越深刻的影响，环境问题成为全球舆论的焦点，节能减排也已成为人类与自然和谐相处的必须之举。节能减排顾名思义就是减少对能源和资源的使用，减少生产和生活“三废”的排放，从环境保护和资源综合利用的角度来看，主要表现为污染的低排放甚至零排放，以及资源的高效利用和循环利用，以3R原则（“减量化、再利用、资源化”）为依据，“低消耗、低排放、高效率”为特征。宁东能源化工基地，位于宁夏中东部地区，被宁夏称为“一号工程”，是依托宁东煤田建立的以煤炭、电力、煤化工、新材料为优势产业的区域性大型重型产业基地，是中国13亿吨级煤炭生产基地之一，也是国家级重点开发区。但是，宁东能源化工基地的火电、煤炭和煤化工均为国家主要耗能工业，并且基地中年耗能10000t标准煤以上的企业属于国家重点耗能企业，煤炭工业在开采、洗选、加工、运输、使用过程中产生的大量污染物，对大气及水体、土壤等生态环境带来严重的污染和破坏，成为宁夏生态环境破坏的潜在隐患。因此，对宁东能源化工基地节能减排现状以及未来发展路径的选择研究，不仅对宁夏节能减排工作的落实起到参考与促进作用，也有利于节能减排措施在全国的实施。
1 宁东能源化工基地概况
宁东能源化工基地位于宁夏中东部、银川市东南部，范围覆盖灵武市、盐池县、同心县、红寺堡开发区等4个县市（区）。东以鸳鸯湖、马家滩、萌城矿区的边界为限；西与白芨滩东界接壤，延伸到积家井、韦州矿区西界；南至韦州矿区和萌城矿区的最南端；北邻鄂托克前旗，总面积约3500km2。宁东基地是依托宁东煤田建立的以煤炭、电力、煤化工和循环经济产业为主导的区域性大型工业化基地。
（1）煤炭基地是在宁东煤田的基础上建立起来的，宁东煤田是国家重点发展的13个大型煤炭基地之一，宁东含煤区位于灵武、盐池和同心境内，煤田探明储量272.4×108t，保有储量为271×108t，远景储量1394.3×108t，是一个全国罕见的储量大、煤质好、地质构造简单的整装煤田；主要煤种为不黏结煤、炼焦煤和无烟煤，是优质化工用煤和动力用煤。基地在建设初期规划建设八个现代化的煤矿，即羊肠湾煤矿、灵新煤矿、磁窑煤矿、石沟驿煤矿、梅花井煤矿、清水营煤矿、枣泉煤矿、石槽沟煤矿，其中现已建成的有羊肠湾煤矿、灵新煤矿、磁窑煤矿和石沟驿煤矿。
（2）煤电基
宁东含煤区特别是灵武煤田的不黏结煤（又名香砟子），具有低灰、特低硫、低磷、中发热量、高化学活性等特点，被誉为“环保煤”，是用于发电、采暖及工业锅炉和民用的理想煤种，宁东能源重化工基地正是利用了宁东煤种的这一特性规划建设电厂，即马莲台电厂、大坝电厂、方家庄电厂、鸳鸯湖电厂、灵武电厂、水洞沟电厂、枣泉电厂、永利电厂，这八个大型的现代化电厂将形成2000万千瓦级的火电基地，主要用于宁夏区内用电和外送。现已建成的电厂有：马莲台电厂、大坝电厂、灵武电厂、水洞沟电厂和枣泉电厂。
（3）煤化工基地：宁东能源重化工基地化工项目区位于银川市东南约43km处，是整个基地的中心，它西邻黎家新庄，东邻鸳鸯湖矿区，南为灵新井田北界，南北边界与银古高速公路平行，紧邻银川—青岛高速公路古窑子出口，规划面积13.57km2。
煤化工项目区基本构成包括：煤炭间接液化项目区、煤基二甲醚项目区、煤基甲醇项目区、煤化工深加工区、液化产品加工区、自由投资区、公用和公共设施区。煤化工基地生产的产品主要包括：煤基二甲醇、煤炭间接液化产品、煤基二甲醚、聚丙烯等。现已投产的有320t规模的煤炭间接液化、83×104t规模的煤基二甲醚和40×104t规模的煤基二甲醚的生产。
2 宁东能源化工基地节能减排现状分析
本部分借鉴国家提出的节能减排衡量指标和检测指标，通过实地调研，采用定量计算与定性分析相结合的方法，对宁东能源化工基地2006—2008年期间的节能减排状况进行研究，分析得出宁东能源化工基地在节能减排方面所取得的成绩以及存在的不足，并重点对不足之处详细地分析原因。
2.1 节能减排评价指标的选取
(1)评价指标选取的原则
①科学性原则。必须以科学的态度客观地选取指标，以便真实、有效地反映宁东煤电基地的节能减排成效。
②实用性原则。符合国家提出的节能减排的衡量指标，有利于节约能源，减少污染物质的排放。
③以人为本的原则。在生态环境中，人是最终被承载的对象，生态环境质量的优劣，主要应以居民的适宜程度为标准，尤其应以有利于居民的健康为原则。
④可比性原则。每一条指标都应该是确定的、可以比较的。其含义是同一评价指标可在不同煤电基地范围内进行比较，以便于使所建立的指标具有通用性。
⑤定量性原则。即每一个指标都可以定量化，以便于与国家统计的相关数据进行对比分析。
(2)宁东能源化工基地节能减排指标的选取
根据节能减排指标的选取原则以及国家制定的节能减排检测指标，再结合宁东能源化工基地是以煤炭、煤电、煤化工为主导的产业基地，主要是煤燃烧和煤炭液化、气化等造成的环境污染，本文确定以下几项指标作为本文对宁东煤电基地节能减排现状研究的指标即：万元GDP能耗、SO2排放量、COD、废弃物排放量、烟尘排放量。
2.2 宁东能源化工基地节能减排现状
(1) 宁东能源化工基地节能减排总体状况分析
根据所选取的节能减排指标，在宁东能源化工基地收集相关的一手资料，如表1、表2。由下表可以看出，宁东能源化工基地的万元GDP能耗、SO2排放量在2007年、2008年均有下降，2008年烟尘排放量下降较为明显，说明基地近几年在节能方面取得了较为显著的成效，这为今后节能工作的顺利开展开创了良好的开端。但是，COD、固体废弃物和烟尘的排放量都在增加，并且增长的幅度较大，这无疑将对基地周围的水质、大气以及整个生态环境造成严重的污染。
(2)宁东能源化工基地与全国工业节能减排状况对比分析
为了进一步分析宁东能源化工基地节能减排现状，在此特调查了全国2006—2008年工业节能减排变化状况（如表3）。通过表2 和表3的对比可以看出，宁东能源化工基地SO2的排放量与全国工业平均水平相比，下降幅度较大，且下降的比率要高于全国工业平均水平。但是，相比之下，宁东能源化工基地的万元GDP 能耗、COD的排放量以及废弃物、烟尘的排放量仍高于全国工业节能减排的水平，并且有的还有大幅度的上升，可见宁东能源化工基地在节能、控制粉煤灰、高炉渣等废弃物和烟尘方面仍然存在很大的不足。
3 宁东能源化工基地节能减排成效诱因与制约因素分析
3.1 宁东能源化工基地节能减排成效的诱因分析
从以上分析可以看出宁东基地的万元GDP能耗、SO2的排放量均有所下降，发展态势良好，主要原因有以下几点：（1）宁东能源化工基地在规划初期就特别重视节能减排工作，坚持走循环经济的道路，重视园区内部的能量循环利用，也注意拓宽生态产业链，这样就减少了污染物的排放。
（2）宁东能源化工基地建设和规划区域地处鄂尔多斯台地西南边缘及毛乌素沙地西南边缘地区，远离大城市和人口密集的城镇，广阔的沙漠地域具有消释污染物质的能力。同时，宁东在抓生产与建设的同时，注重环境保护，建立多处绿化网点，提高森林的覆盖率，这对生产过程中排放的污染物具有较强的吸收能力。
（3）宁东能源化工基地使用了先进的脱硫技术和洁净煤技术，在源头很好的控制了污染物进入生产过程，减少了SO2排放带来的进一步污染。
3.2 宁东能源化工基地节能减排的制约因素分析
宁东能源化工基地在节能减排虽然取得了一定的成效，但是通过以上基地节能减排的总体状况的分析可以看出，宁东基地在COD、废弃物排放、烟尘排放的控制方面仍存在很大的不足，主要原因有：
（1）对节能减排工作思想认识有欠缺
在实际调研过程中发现，宁东能源化工基地的许多员工没有充分认识到节能减排工作的重要性，也不清楚节能减排的具体实践过程，有些甚至不知道节能减排有哪些指标，这样就使节能减排工作与基地的运作脱节。此外，在宁东能源化工基地的规划过程中，虽然已经建立了节能减排参考体系，但是还不够完善。
（2）资源能源的利用率低
从宁东能源化工基地的节能减排现状来看，废弃物和粉尘的排放量远高于全国水平，废弃物主要有高炉渣、有色金属渣、粉煤灰、煤渣、废石膏，粉尘主要有Ni、Pb、Mn、As、Cd、Fe、Ca等重金属成分，如果利用高技术的提炼技术和净化技术，不但可以减少这些污染物质进入环境中，而且可以重新利用这些污染物质当中的可利用成分，而宁东能源化工基地目前还没有采取相应的措施。
（3）采煤机械率有待提高
随着科技的进步，煤矿开采技术迅速发展，大功率、高性能的开采技术装备、计算机技术实现了矿井生产过程自动化和矿井的高产高效及集约化生产，这种高效高产及集约化的生产方式，不仅能提高工作效率，也能大量的减少在开采煤炭过程中造成的煤炭损失。但是宁东的煤炭产业，目前仍然存在开采技术落后，装备水平低，机械化、半机械化和手工业生产并存的情况，机械率更是处于全国较低水平。
（4）基地管理工作与节能减排工作脱节
我国的煤炭企业一直以粗放式管理为主，这种长期形成的管理方式影响深远，短时间内很难将节能减排工作与基地的管理工作有机结合而融为一体，如何用先进的管理方法和手段来管理节能减排工作，或者通过节能减排工作来推动管理水平的提高，很少有人去认真地系统地研究，即使有少数人去研究也无法落实到实际。
4 宁东能源化工基地节能减排的路径选择
节能减排是一项长期的系统工程。宁东能源化工基地节能减排只有通过科学论证、长远规划，使其在规划调整煤炭、电力和煤化工三大主导产业的同时，合理控制煤炭的开采规模和速度，采用合理的煤炭开采技术，进一步延伸产业链，提高能源利用率，减少污染物质的排放量，从而找到经济效益和环境效益的最佳结合点，实现经济效益和生态保护双丰收。
4.1 实现采煤过程节煤
宁东煤田均为煤层群，并且矿区总资源量的60%的煤层平均厚度在3m左右或不足3m，这部分煤层的倾角也较大，由于目前国内的开采技术很难保证这部分煤层的生产能力，如果采用传统的采煤方式，极容易造成资源浪费。此外，宁东矿区的厚煤层厚度为8m左右，属中硬煤层，节理不发育、煤层硬度高、韧性大，如果采用大采高一次采全高技术，就会产生丢煤、回采率低的问题。因此，在开采过程中，针对不同的煤层采用相应的开采技术，将会大大减少开采过程中煤炭的损失。
4.2 大力发展先进的洁净煤技术
洁净煤技术（CCT）是指在煤炭开发和利用过程中，旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转化和污染控制等一系列新技术的总称，是使煤炭资源达到最大限度潜能的利用，而释放的污染物控制在最低水平，达到煤的高效、洁净利用的技术。目前的洁净煤技术主要包括两个方面，一是直接烧洁净煤技术，二是煤转化为洁净燃料技术。宁东目前采用的是直接烧洁净煤技术，这种技术可以大大减少二氧化硫和氮氧化物的排放量。而第二种洁净煤技术则是将煤气化、液化，并将煤气化用于发电和热电联产，这种技术与传统技术相比，不仅能提高煤炭的利用率，而且能大量的减少污染物质的排放。而目前包括宁东在内的我国整个煤电行业都缺乏这种先进的煤气化技术，因此，在今后的发展过程中要注重引进先进的洁净煤技术、煤深加工技术，提高煤炭的综合利用率。
4.3 开辟煤—电—生态复垦一体化产业链
宁东能源化工基地属于典型的煤电联产基地，具有充足的和廉价的煤电资源，因此可以利用这种条件来开展生态复垦。可以将煤矸石、粉煤灰回填废弃矿井、塌陷土地，在这些废弃的土地上进行养殖或者种植植物等。如利用荒废塌陷土地，净化后的矿井水进行水产养殖；利用回填土地做企业建设用地等，既治理了荒废的土地、矿井，又减少了煤矸石、煤灰等难以处理的固体废弃物的排放，同时获得了可观的经济效益。
4.4 延伸煤炭产业的产业链
下图展示的是理想的煤电工业园区，它将污染严重、废气物排放多的煤炭业，设计成了一个能源循环利用、废弃物回收利用、最终实现煤炭生产污染的零排放的绿色生态工业园区。宁东能源化工基地现在虽然已经具备了煤炭—电力、煤炭—煤化工等产业链，但是实现如图所示的零排放、低污染、能源循环利用尚且存在很大的差距。在今后的规划设计中，宁东基地不妨借鉴如图所示的发展模式，尽量将煤炭、电力、建材、化工接合成一整套的生产链，增加煤炭的多重附加值，回收利用工业废水和生活污水，将能耗降到最低，污染物排放也降到最低点，实现工业发展与环境和谐共处。
4.5 建立基地的环境恢复机制
自然环境拥有一定的自净功能，宁东基地在今后的规划建设中，要积极创造环境自净所需要的条件，建设绿化带、提高植被覆盖率，同时要定时的对基地周围的环境进行生态环境承载力的评价，根据生态环境的承载力来开发能源和进行生产，严格限制超越生态环境承载力的开发项目的实施。
4.6 提高员工的节能减排意识
制定相应的培训方案如科普宣传、访问学习等，对基地员工进行节能减排意义的宣传，增强节能减排意识。相关单位要制定严格的考核制度，从宏观到细节，对各个部门进行详细的分工，抓好每个环节每个细节，切实做好节能减排工作。同时，可以咨询有关专家，根据国家节能减排的各项指标建立指标体系，对每个季度、年度、部门、员工的工作进行打分评比，这样会以一种直观的形式促使节能减排思想深入人心。
参考文献：
［1］张炜，樊瑛.德国节能减排的经验及启示［J］.世界经济，2008（3）：64-68.
［2］王彦彭.我国节能减排指标体系研究［J］.煤炭经济研究，2009（2）：31-32.
［3］许祥左.煤炭企业节能减排工作的难点及对策［J］.采矿技术，2008，8（3）：101-103.
关键词：电厂 热动系统 余热 蒸汽 节能 潜力
中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）11（a）-0117-01
1 热动系统节能优化概述
热动系统节能优化是综合以热动系统为全局研究优化对象，通过对系统优化和节能潜能分析，来研究探讨整个热动系统的改造方案和节能潜力大小，从总体的角度全面系统分析研究热动系统的各项节能措施，以求得到尽可能大的节能效果。
在拟定或设计热动系统时，若先对热动系统进行全面综合的分析，能够从中发现缺陷，寻找最佳的优化改造方案，使系统在设计阶段就达到热经济性最高的效果，从而达到节能减排的目的。
对电厂运行机组的热动系统及其运行数据进行全面分析处理，能发现热动系统的结构缺陷，寻找各种改进措施，提供改造热动系统的相关数据和资料，这是热动系统节能技术的重要组成部分。
2 热动系统节能技术的可行性
（1）电厂热动系统节能属于电厂节能减排工作的新研究领域，电厂热动系统节能也是节能理论与节能技术相结合的新产物。在改造过程中一般不需要对系统主机设备进行改造，仅需对相关结构进行添加备件或采用新技术来完成节能工作。广泛开展热动系统节能工作，对当前调整产业结构提高管理水平，具有重要意义。
（2）对于新研发设计出来的热能发电机组，可以在初始阶段通过合理配套、优化布设来进行节能工作；而对于已经投入生产运作的发电机组，可通过节能诊断来监测能量损失，获取能耗指数，相关数据的指导运行来进行优化改造，实现节能减排降耗的目的。
（3）热动系统的节能工作在很长时间内并没有得到重视。我国缺少一些完整的节能优化方面理论知识和优化工具；存在着热动设计方面系统结构与连接方式不匹配的现象；因为运行操作和维护不当的原因，在系统运行过程中还会导致经济性达不到标准要求。因此，热动系统节能理论及节能技术具有广泛的应用空间及充分的可行性。
3 系统节能分析与优化改进
3.1 锅炉排烟余热回收利用技术
发电厂排烟温度都很高，装有暖风器的锅炉，排烟温度可达二百摄氏度左右，排烟热损失占锅炉热损的主要一部分，对此充分利用的话，可以节省一大部分能源。应用热力系统节能理论，正确合理地利用余热及其技术改造，将余热通过特制节能器在热力循环系统中回收利，从而降低排烟温度，提高效率。该特制节能器是一种特殊连接的热交换装置。节能器连入热动系统后能使排烟余热直接利用于热动循环，对资源充分利用。
低压省煤器是一个水气换热器，通常装在锅炉尾部末端，内部有低压凝结水通过。该装置与热动系统有并联或串联两种方式。因为串联方式流经加热器系统的水量大，所以新设计机组一般采用串联连接方式与省煤器连接。在低压省煤器的受热面一定时，排烟余热利用较高，节能效果较好。低压省煤器与热动系统的连接存在一个最佳引水位置，在此处热动系统低压省煤器的热经济效果能够达到最大。综上所述，在锅炉设备上安装低压省煤器具有显著的节能效果。
应用热动系统节能理论，指导热力发电企业能够正确合理地利用锅炉及烟道余热，以及通过技术改造，将余热通过节能器在热力循环系统中回收利用，从而降低排烟温度，提锅炉效率。
3.2 化学补充水系统的节能技术
对于装有抽凝式机组的发电厂，化学补充水进入热动系统的方式通常有打入除氧器和打入凝汽器两种。化学补充水打入凝汽器时，可以初步实现除氧效果。在凝汽器中加装一套装置，使得补充水以雾态形式进入凝汽器，可达到改善汽轮机真空、提高回热经济性、减少高位能蒸汽量效果，因此，能提高装置的热经济性。
3.3 锅炉排污水余热回收利用技术
电厂的锅炉排污率都很高，锅炉排污系统采用单级排污系统，锅炉连续排污经连续排污膨胀器扩容后回收少量的二次蒸汽热量，排污热水直接排放，锅炉定期排污经定期膨胀器扩容降压后直接排放，锅炉连续排污和定期排污均存在余热资源损失和水资源损失，并造成热污染及水质污染。因此，排污热水应该被充分利用。通常采用热力系统的连续排污扩容器来回收部分热量，达到提高热经济性，节约能源和保护环境的目的。如果在此基础上再加装一个排污冷却器，扩容后的污水仍然可以被进一步充分利用，便可最大限度提高热力系统的热经济性。
3.4 母管制给水系统的优化运行技术
运用相关技术，对母管制给水系统进行优化调度分配，采用动态建模理论，将数学技术与模型预测方法想融合，运用到母管制供热机组性能计算上，为供热机组的运行管理节能降耗提供依据，可以提高电厂的整体热经济性。
3.5 厂用蒸汽系统改造技术
蒸汽系统改造技术是对原设计的蒸汽系统进行改造，充分利用系统蒸汽冷凝液的余热，并代替了低压蒸汽，该技术能节约大量低压蒸汽并对冷凝液的余热进行合理利用，有效降低低压蒸汽使用及能量消耗，具有显著的经济效益。
3.6 供热蒸汽过热度的合理利用技术
电厂通常采用喷水减温的方式，通过将高热能降低为低热能的行为的方法，将过热蒸汽降为微过热蒸汽送给热用户，产生浪费。供热蒸汽过热度的工作原理是将供热蒸汽过热度的热量通过特殊装置不断的加入热力系统，使其在汽轮机中做功，完成了过热度热量的利用和转换。获得能量级的作功，达到了节约燃料的目的。
合理的利用过热度能获得大量的经济效益，它既可以使凝汽机组的循环热效率提高，又能使背压机多排汽，产生多发电、多进汽的良好效果。
4 火电厂热动系统节能优化技术潜力
热动系统的节能是通过对系统进行监测诊断和优化分析，采用改进系统结构和连接方式的方法，提高运行水平，在提高电厂经济型节约成本的同时，又保护了环境，避免了环境污染，对可持续发展战略有了良好的推动作用。热动系统的节能，提高了能源的利用效率、实现节能目标。对热力系统优化过程中，一般不需要对系统主设备进行改造，通常是通过系统切换和运行方式的调整便能获得较大的经济效益。因此，火电厂热力系统节能具有巨大潜力。
5 结语
电厂热动系统节能是电厂工作的新兴领域，火力发电厂热动系统节能潜力大，经济效果显著能有效降低电厂生产成本，提高利润。大力提倡和推广电厂热动系统节能技术，广泛开展热力系统节能工作，对当前调整产业结构，提高管理水平，具有非常重要的现实意义。
参考文献
[1] 孟宪军，赵思懿.火力发电厂热力系统节能分析与改进[J].科技博览，2007，1.
关键词：电厂；节能；降耗
1电厂在节水方面
分厂两台60MW抽凝机组于2008年投产，三台60MW抽背机组于2011年投产，工业水采取母管制供水，回水至循环水池，满足循环水池补水后，浓缩倍率保持在2.5左右（正常值3-6）之间，每天的溢流水达到1.2万吨，在水资源日益紧张的情况下，对溢流水回收的工作迫在眉睫，专业工程师准备可行性三套方案：方案1：工业水回水一部分回流至工业水池，循环利用，预算投资40万左右，主要投资在铺设300米DN300mm管道及施工人工费，不需增设水泵，施工简单，弊端在于循环利用后导致水温高，转机冷却效果变差，不利于设备安全运行。方案2：工业水回水全部回至综合制水车间，可循环利用，水质标准符合制水要求，预算投资140万元，需铺设4000米DN300mm的管道，考虑到管线长，现场施工困难大，回流水阻力变大，需增加两台管道泵，转机运行、设备维护量大。方案3：工业回水一部分回至循环水池补水，其余至闲置的综合水池。因纸机需要大量的制浆用水，取水化验合格，符合纸机制浆用水要求，并同时供四台纸机用水，预算投资50万元，铺设200米DN300mm管道管道需架空在原有的桥架上，施工困难。综合三种方案，分厂决策层采用方案三，采购螺旋Q235钢管，分厂自行组织施工，一个月完成铺管，并安装流量计，管道投入使用后，在满足循环水池补水后，每小时回收水320吨，按2013年公司电厂平均7500小时运行计算，年节约用水240万吨，按照广东省河流取水收费标准：生产、经营性收费标准0.12元/t，年节约费用28.8万元，不到两年收回投资成本，重要的是节约用水，减少热排放。
2余热回收方面
三台60MW抽背机组运行过程中，供汽量达到800t/h，而除氧器补除盐水率达到40%，在加热除盐水同时，需排除大量的乏汽，环境噪声大，产生工质热排放。如何回收除氧器产生的乏汽，并要求设备投资性价比高及运行操作简单。通过测量一台除氧器的乏汽排气参数，温度109℃，排汽量1.18t/h，回收率为90%，采用三台机组共用一台乏汽表面式收能器，冷却介质为除盐水，加热后的除盐水至返回水箱，通过管道泵加压至27米除氧平台进行换热，乏汽疏水自流至零米的疏水箱，投资预算50万元，主要是换热设备、PLC控制系统，304不锈钢管道及施工费用。通过招标比价，乏汽回收采取EPC工程，实际投资为30万元，乏汽回收设备投入使用后，实测乏汽冷凝水温度95℃，收能器除盐水流量为40t/h，除盐水入口25℃，出口水温67℃，2013年除盐水生产成本价格4.8元/t，标煤价格700元/t。收益一，乏汽冷凝水回收1.18*3*7500*90%*4.8=11.5万元收益二，乏汽冷凝水热值折算标煤238.54t1t常温下25℃除盐水加热至95℃消耗标煤为9.983kg4.18*（95-25）*1000/29308=9.9839.983*1.18*7500*90%/1000=238.54t/年收益三，除盐水加热后折算标煤4.18*（67-25）*40*1000/29308=239.6*7500/1000=1797t全年因除氧器乏汽回收折算效益为142.5万元，4-5个月收回投资成本。解决了环境噪声大，热排放污染的现状，随后集团在各基地展开除氧器乏汽回收节能减排项目。
3纸机生产返回水回收方面
热电机组供汽后，纸机的生产返回水率只有65%左右，在走访纸机现场并与技术人员了解生产工艺后，发现部分设备自用经冷却后的高温返回水（95℃），导致返回水率下降，寻找替代返回水的节能项目提上议程。热电提供满足纸机正常生产的水源主要有除盐水（4.8元/t）、海水淡化水（2.25元/t），投资98万元铺设供水管道及水泵为六台纸机提供淡化水，投运正常后，返回水回收量比技改前多51t/h，返回水回收率提高4%，年节约水成本97.5万元，年节约标煤3818t。收益一，水成本节约97.5万元（4.8-2.25）*51*7500h=97.5万元收益二，返回水热值折算标煤4.18*（95-25）*51*1000/29308*7500h/1000=3818t
4汽轮机组真空方面
两台60MW抽凝机组自2008年投产以来，1#机组在额定工况下，夏季真空88KPa，冬季为91Ka，两种工况与设计工况偏差近2KPa，机组煤耗居高不下，通过对设备运行工况分析后，采取了以下措施后，真空提高了1.6KPa，年节约标煤1800t。
（1）机力通风塔叶片的角度调整一般在10°-14°之间，通过实际测量，六台机力通风塔的叶片角度只有10°-12°，分别调整叶片角度，使风机电机达到额定电流，实施此项措施后，循环水温下降0.5℃。
（2）因机组采用射水抽气器，由于射水箱的溢流量较少，工作用水换热不是很充分，导致水温与排汽温度相差5℃，按理论计算，射水箱的工业水温度高于饱和温度时，工业水在射水抽汽器的喷嘴出口处发生汽化现象从而降了射水抽汽器的抽气效率，从而使射水抽汽器不能达到设计工况，射水抽汽器不能抽到规定的真空。通过对溢流水回收采取措施，射水箱水温与排汽温度温差达到12℃，真空提高0.8KPa。
（3）通过核对真空系统抽气管道安装图，发现管道的安装不合理，存在管道积水现象，减少了管道的通流截面积，针对此种现象，对积水最低处加装一条直径15mm的小管与凝汽器汽侧相连，真空提高了0.3KPa。
5结论与建议
5.1结论
自备电厂节能降耗工作应该重点抓好以下几点：（1）电厂的节能要全方位综合考虑，把能回收的一切有利用价值的热能包括热用户的热能全部回收起来。（2）电厂的节水工作，水资源在十三五计划已经提出了更高的要求，自备电厂应从设计的源头做好规划，贯穿到新设计安装的机组中，对已经投产的机组做好技术改造工作。（3）机组热效率要达到最大化，特别是汽轮发电机组的真空要保证设计值生产。
5.2建议
节能降耗是科学发展的必然要求，也是自备电厂的一项长效工作，要常态化进行管理，必须持之以恒，一定在已有的成绩上，继续挖掘企业节能降耗潜力，自备电厂节水、节约煤耗要在思想上认识，从管理上再加强，从措施上再落实的高姿态，为国家十三五节能减排计划不懈努力。
参考文献
[1]郭林虎.汽轮机运行与检修[M].中国电力出版社，2006（1）.
【关键词】煤炭火力发电厂 节能 能源因素 锅炉效率 汽轮机效率
1 引言
能源是人类长久以来赖以生存与发展、社会得以稳定与繁荣的关键性物质基础。目前，我国已经发展成为当今世界排名第二位的能源生产国与能源消费国。其中，煤炭在我国一次能源生产和消费中所占比例一直是70%左右，今后30～50年内，在我国一次能源构成的主导地位不会改变。因此，在我国电力行业中，煤炭火力发电仍会长期占有重要地位[1]。
然而，火力发电厂消耗能源大，其中仅燃煤电厂消耗的煤炭量就占全国煤炭消耗总量的50%左右，虽然我国火力发电厂的供电煤耗已接近世界先进水平，但与一些发达国家相比还有很大差距。因此，煤炭火力发电厂的节能就显得尤为重要。
2 煤炭火力发电厂能源利用现状
就目前而言，我国的电力生产仍然主要以煤炭为主。在火力发电厂中发电成本中大约60%都是燃煤成本。但是，以我国200-600 MW机组来说，其供电标煤耗最低的仍较国外先进水平高10g/（kW・h）[2]。我国同时也有相关法律对节约能源作出规范，例如《中华人民共和国节约能源法》就明确指出：“节约资源是我国的基本国策。国家实施节约与开发并举、把节约放在首位的能源发展战略。”因此，我国必须在燃煤电厂实施科学的节能措施，必须明确燃煤电厂的能源因素，挖掘节能潜力，实施具体的节能措施，以达到节能效果，提高经济效益。
3 锅炉因素分析
锅炉热效率是反映锅炉运行经济性的一项综合指标。锅炉热效率越高，热量损失就越少，电厂热经济性就越好。具体有如下指标：
（1）排烟温度：排烟温度过高，将直接导致热损失增大，锅炉的热效率降低。
（2）锅炉氧量：锅炉氧量影响燃烧的稳定性和燃烧效率。氧量不合格，不仅会造成燃煤损失，而且影响生产效率。
（3）飞灰和灰渣可燃物：一般情况下，300MW燃煤机组锅炉飞灰可燃物含量每升高1%，锅炉热效率降低约0.3%，机组供电煤耗升高1.11g/（kw・h）左右[3]。
（4）煤粉细度：煤粉过粗，锅炉排烟温度升高；煤粉过细，增加了受热面积灰的几率，同时也增加了制粉系统电耗。
（5）空气预热器漏风率：空气预热器漏风会导致锅炉排烟增多，使空气直接进入烟道被引风机抽走排向大气，由于排烟量增大，使引风机的电耗增加。
（6）吹灰器投入率：经长期运行，吹灰可降低锅炉的排烟热损失，送、引风机电耗也明显降低。
（7）锅炉主蒸汽压力/温度：汽温过高会加快金属材料的蠕变产生额外的热应力，缩短设备的使用寿命。汽温过低则会加剧侵蚀汽轮机叶片，长期运行甚至损坏设备，使发电厂的经济性降低。
（8）锅炉再热蒸汽温度：再热蒸汽温度每降低1℃，热耗将增加0.025%，机组供电煤耗增加0.07g/（kw・h）左右。
（9）过热器减温水流量：对于过热器和再热器，随着减温水量的增加，机组煤耗率都近似线性增加。
（10）锅炉排污率：排污率越高，炉内废渣结垢越少，锅炉热效率就越高，能量损失越少。
4 汽轮机因素分析
汽轮机组热耗率即汽轮机从外部热源取得的热量与其输出功率之比，单位为：KJ/（KW・h）。热耗率越大，则汽轮机热损失越严重，能源利用率就越低。详细指标如下：
（1）凝汽器真空：国产引进型300MW机组普遍存在真空度偏低的问题，凝汽器真空度在91%到94%之间，比设计值低3到6个百分点，使机组供电煤耗增加8.16g/（kw・h）。
（2）真空严密性：当漏入真空系统的空气需增加射水抽气器或真空泵的负荷，浪费厂用电及工业用水。
（3）凝汽器端差：凝器设备汽轮机排汽温度降低的同时会降低排气压力，机组的真空度就越好，汽轮机热效率就越高。
（4）凝结水过冷度：凝结水过冷度会增加冷源损失，增大汽轮机热耗率，增加生产成本。同时，过冷度会引起凝结水的含氧量增大，从而加剧凝汽器内换热管及相关管道阀门的腐蚀，缩短设备的使用寿命。
（5）给水温度：中间再热能有效降低冷凝器的冷源损失，同时回热加热使蒸汽的吸热量减少。
（6）加热器端差：端差增大会降低出水温度，增加抽气量和锅炉吸热量。
（7）高加投入率：高加投入率偏低会造成高加泄漏，能源浪费，增加检修工期，换热管使用寿命降低。
5 主要综合因素分析
5.1发电煤耗
发电煤耗作为一项重要的经济指标，不仅反映发电厂电力生产时的能源消耗，有利于发电厂进行节能改造，而且也能说明电力生产的技术水平，便于与世界先进国家作比较。
（1）入厂煤与入炉煤热值差：分析入厂煤与入炉煤热值差，有助于了解煤场存煤损失，同时也便于对煤质进行检验，收集燃煤管理的相关资料。入厂煤与入炉煤热值差应控制在502J/g之内。
（2）配煤合格率：合格率越高，配煤越能满足生产条件，燃烧越充分，能源利用率就越高。
（3）燃料其他管理因素：应充分考虑煤炭全水分、入炉煤质合格率、燃料到货率、亏吨率、索赔率、检斤率、检质率和煤场存损率。
5.2供电煤耗
供电煤耗是火电厂每向用户提供1KW・h电量所需要消耗的标准煤量，单位g/（kw・h） 。供电煤耗是反映火电厂能源转化效率的综合指标，是火电厂生产经营情况的综合体现。
5.3 厂用电率
按照目前发电厂的通用统计方法，厂用电率可以分为综合厂用电率、发电厂用电率和辅助厂用电率三种。其中发电厂用电率约占全厂综合厂用电量的90%左右[4]。
5.4 发电水耗
火电厂在生产过程中需要消耗一定量的水，用于化学补给水，循环冷却用水的补充水及其他工艺用水等。提高机组负荷率、循环水浓缩倍率可降低发电水耗。
6 结语
通过以上研究分析得出以下几条结论：
（1）我国的电力生产一直以火电为主，在以后不短的时期内，火力发电厂仍会在中国电力行业中占据重要地位。
（2）燃煤电厂生产过程的特点决定了其是高耗能企业。因此，在燃煤电厂的节能势在必行。
（3）通过对煤炭火力发电厂能源因素的识别分析，在实际生产中，抓住主要耗能方面，控制主要能源因素，有效的降低能源消耗，提高能源利用率。
参考文献：
[1]程刚.火电厂主要生产环节中的节能控制与监督原理[J].电力技术经济，2005.
[2]李勇.能源审计及其在燃煤电厂的实施[J].吉林电力，2009， 37（1）：6-9.
［关键词］ 节能减排； 火力发电； 产业发展； 策略研究
doi : 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2012 . 14. 048
［中图分类号］ TM621 ［文献标识码］ A ［文章编号］ 1673 - 0194（2012）14- 0079- 01
1 坚决淘汰落后产能，继续发展节能降耗机组
由于我国经济持续高速发展，国内依赖煤电的能源结构短时间很难改变，作为资源消耗大户的火力发电产业，要坚持走社会、经济、资源、环境相互协调的可持续发展道路。充分发挥“科学技术是第一生产力”的作用。积极提高煤炭等燃料的利用率，① 要积极开发供电煤耗低的大容量高参数60万千瓦和100万千瓦级的超临界、超超临界机组，要积极开发60万千瓦及以上容量、节水型空冷机组，燃烧无烟煤的大型锅炉机组。② 要积极发展热电冷联产机组，提高热量的综合利用率。③ 鼓励开发洁净煤发电技术，重点研究开发推广适合国情的沸腾炉和循环硫化床（CFBC）增压循环硫化床（PFBC）及煤气化发电技术（IGCC）（包括以煤气化为核心的电、化、热多联产技术）。④ 要不断加快对火电厂锅炉、汽机及辅机、控制系统等技术改造，提高设备可靠性和技术经济水平，减少自身能耗，提高能源转换效率，降低厂用电率。
2 加强循环经济建设，变产业排放废物为宝
当前，发展循环经济已成为我国经济社会发展的一项重大战略，国家将进一步加大扶持力度，促进循环经济尽快形成规模。虽然近年来我国在循环经济试点方面取得了较大的成绩和进步，但是当前我国在观念认识、制度环境、法律与政策、管理体制、技术支撑和外部推动力等方面均存在不同程度的缺陷和不足。国家应出台指导循环经济发展的总体规划和推进计划，建立起促进循环经济的法律法规体系，加强火力发电企业的资源利用的指标和核算体系，建立起有效的激励机制，鼓励综合利用的新技术开发和推广。围绕符合国情的火力发电产业的循环经济技术支撑体系，以及适合区域性循环经济网络发展需要的经济机制和政策体系等。
3 建立政策和经济双重引导的节能减排政策鼓励体系
电力工业发展的指导方针缺乏强有力的具体政策促进产业结构调整和产业升级，造成缺乏执行困难和约束力不足。主动的节能减排反成为企业市场经营的负担，而得不到起码的补偿；热电冷联产的火力发电产业还包含了公共事业的性质，但是由于位于城市附近，严格的各种不合理的限制措施也制约了其生存和发展。由于我国政府对节能减排火力发电企业的政策扶持明显落后，不能起到鼓励发电企业参与节能减排积极性的目的。只有把指导方针通过制定具体的产业政策，才能真正落实火力发电产业优化的目的，从而指导火力发电产业的发展规划，规范火力发电产业的发展优化行为，各级部门才能真正制定配套完善的激励、约束和监督机制，体现方针的指导作用。
在火力发电产业政策条款中应明确产业政策的实施主体和责任主体，明确建立监督和约束机制，同时配套必要的法律法规政策。建议将电力工业发展产业政策的实施纳入国家行政监察范围，同时明确行业自律和企业的责任、义务及相应的权利。增强产业政策执行的刚性，做到有法可依、有据可查、有错必纠。统筹火力发电产业与其他产业政策之间的协调发展。火力发电产业与煤炭产业、交通运输业、机械制造业、自动控制设备等产业之间存在着紧密联系，彼此之间互为影响。因此制定火力发电产业政策时，要注意统筹考虑与其他产业政策之间的关系。
4 继续深化发电等能源产业的各项改革
“要适应经济市场化不断发展的趋势，进一步增强公有制经济的活力，大力发展国有资本、集体资本和非公有资本等参股的混合所有制经济，实现投资主体多元化，使股份制成为公有制的主要实现形式”。从20世纪80年代开始，电力工业推行集资办电，多元投资主体兴办电厂已成为主流。因此，要进一步向国内外投资者开放，用合资或通过资本市场，采取股票、债券、盘活资产、并购、出让、变现以及直接融资等多种方式，实行火力发电产业投资主体的多元化，使其走上全面、协调、可持续发展的道路。
国务院下发的《电力体制改革方案》，明确了我国电力体制改革的方向，即坚持政企分开、厂网分开、主辅分开、输配分开，打破垄断，引入竞争，建立社会主义电力市场经济体制。由于标杆电价形成机制的不完善，加之煤电联动政策并未真正实施，造成2003年至今的火力发电企业亏损逐年加大，可持续发展能力受到严重制约。改革政府核定发电电价机制，完成从标杆电价管理过渡到通过电源市场招标确定投资主体和发电容量电价，交易市场竞争形成电量电价。
关键词：疏水；回收；疏水系统优化
引言
火力发电厂热力系统、设备在机组启动、停机检修及正常运行时需要有预暖、放空及疏水放气等要求，该部分操作伴随有一定的工质和能量的损失，回收、利用好这部分的工质和能量不仅节约资源，减少环境污染，同时也可以提高电厂的经济效益。
火力发电厂热力系统及设备的放水、放气系统主要包括：
（1）蒸汽、水管道启动的放水、放气。（2）蒸汽管道的经常疏水。（3）管道蒸汽伴热工质损失。（4）热力系统设备的检修放水。（5）设备的排汽、排污，除氧器溢放水、除氧器连续排汽、扩容器排汽放水等。
1 疏水系统的设计原则
火力发电厂疏水系统的设计是热力系统设计非常重要的部分，设计要遵循以下基本原则：
（1）热力设备和管道应设置完善的疏水、放水和排污水回收利用系统。（2）设备、管道的经常性疏水和疏水扩容器、连续排污扩容器所产生的蒸汽，应回收至热力系统直接利用。（3）设备、管道的启动疏水、事故及检修放水、锅炉排污水等水质稍差，可直接用作热网水的补充水或降温后作为锅炉补给水处理的原水、汽轮机凝汽器循环冷却水或除灰系统的补充水。
2 疏水系统的设置
2.1 热力系统工质回收
热力系统的工质回收主要针对主厂房内无压放水母管、有压放水母管、辅汽疏水母管。在设计中要根据系统功能及管道布置，合理地进行蒸汽、水管道的放水、放气点装置的设计，能满足机组各种工况运行要求。同时还要合理地进行辅汽疏水扩容器容积的选择，保证疏水尽量回收和疏水通畅。疏水系统设计一般包括无压放水系统、有压放水系统和辅汽疏水系统。
无压放水系统是满足机组停运、检修或水压试验等要求，将中低压汽水管道及设备中的存水，经过排水漏斗至无压放水母管排至汽机房集水坑或主厂房外。有压放水系统是放水直接接入有压放水母管并排至锅炉疏水（排污）扩容器或其他扩容器。高压给水系统水压试验放水也可通过该系统排放。辅汽疏水系统是回收辅助蒸汽系统启动暖管和运行时蒸汽在设备或管道内停滞所形成的凝结水，各疏水点的疏水直接汇集至辅汽疏水母管或辅汽疏水扩容器。根据水质的不同，可接至凝汽器回收或排至锅炉疏水（排污）扩容器。
不同的疏放水系统要按其功能和特点，设计有不同的要求。
2.1.1 无压放水系统
无压放水系统宜采用单元制；各放水、放气管道应通过排水漏斗接入无压放水母管； 无压放水系统宜采用集中大型漏斗分区域汇集放水；可在主厂房各层需要处集中设置高位漏斗，其排水接入零米层处设置的排水漏斗，再接入无压放水母管；无压放水母管根据主厂房布置，宜拟定一个或多个排出系统，可接至汽机房集水坑或主厂房外；排水漏斗后的管道规格宜比进入漏斗的管道总流通面积对应的管道规格大一至二级。
2.1.2 有压放水系统
有压放水系统宜采用单元制。各放水点宜单独接入有压放水母管。有压放水母管宜接至锅炉疏水（排污）扩容器。
2.1.3 辅汽疏水母管
辅汽疏水母管宜采用单元制，也可采用母管制。
设置辅汽疏水扩容器：辅汽管道的各疏水点接至辅汽疏水扩容器集管，进入扩容器产生的蒸汽排入大气，水质合格时疏水接至凝汽器，水质不合格时疏水接至锅炉疏水（排污）扩容器或其他容器。为了保证凝汽器的真空，辅汽疏水也可仅排至锅炉疏水（排污）扩容器。
采用辅汽疏水母管：辅汽管道的各疏水点直接接入疏水母管。水质合格时疏水接至凝汽器，水质不合格时疏水接至锅炉疏水（排污）扩容器或其他容器。
2.1.4 疏水、放水、放气形式选择
对于疏水、放水、放气形式选择，要根据系统设计参数、功能，以及在机组运行工程中具体情况确定。疏放水形式选择是否合适，直接关系到管道在运行工程中是否安全和经济。在设计中应按以下要求：
（1）对于大于等于PN40的管道放水和放气阀应串联装设两个截止阀；对于小于等于PN25的管道放水和放气阀应装设一个截止阀。（2）用于水压试验的放气管道，可经关断阀后通过漏斗接入无压放水母管；对于蒸汽管道也可在水压试验后将放气管道以及阀门割除，并将放气接头封堵。（3）辅助蒸汽的经常疏水、启动疏水和放水装置应联合设置。可不单独设启动疏水，启动疏水和经常疏水的旁路合并，放水仍通过漏斗排出。（4）辅助蒸汽的经常疏水器宜采用热动力式或机械式，不宜采用孔板式疏水装置。（5）疏水器前后宜安装关断阀，便于疏水阀检修。（6）疏水、放水和放气管道的公称通径应按《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T 5054-1996中表8.5.1-1选取。
2.2 疏水系统优化方案
疏放水管道一般是小直径的管道，按规定设计院可以不出详细的布置图，由施工单位现场根据系统布置安装，往往会产生一些问题。所以在施工中按以下要求进行安装。
2.2.1 运行中相同压力的疏水管道应尽量合并，减少疏水阀门的数量
（1）主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道进汽机前的主管和支管上的疏水点进行合并，以减少疏水阀和疏水管道数量。应注意疏水管道尽量对称布置。（2）改变低压旁路前管道坡度，取消低压旁路前疏水。（3）抽汽管道止回阀和电动关断阀间的放水点取消；抽汽管道上的放气点取消，若进行水压试验，水压试验后应将放气点堵板焊死。（4）轴封系统：将轴封回汽管道疏水接至轴封加热器疏水多级水封，轴封供汽母管管道疏水采用U型水封，轴封溢流管道建议增加进入低加一路。（5）辅助蒸汽系统：布置较近的放水点尽量合并。
2.2.2 疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的产品。
2.2.3 为防止疏水系统泄漏，造成阀芯摧损，各疏水管道建议加装一道手动隔离阀，原则上手动隔离阀安装在疏水阀的上游。正常情况下手动隔离阀常开。当疏水阀在机组运行时出现内漏需无条件检修时，手动隔离阀可作为临时措施进行隔离。
2.2.4 对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现暖管，暖管采用组合型自动疏水器，不应采用节流疏水孔板连续疏水方式。减少工质及热量损失。
2.3 热力系统放水、放气管道合理布置
疏放水管道一般是小直径的管道，按规定设计院可以不出详细的布置图，由施工单位现场根据系统布置安装，往往会产生一些问题。所以在施工中按以下要求进行安装。在放气、放水小径管布置较集中的地方布置一些漏斗，放水、放气管就近接入，溢出水经漏斗汇总排至无压放水母管。同时适当加大漏斗后管道直径，使得操作方便安全，而且地面上不会有溢流水，干净环保。蒸汽疏水管道不论大小，都应接入疏水系统，回收工质，同时能避免厂房内出现疏出的热水大量冒汽的现象。
2.4 热力系统乏汽的回收
2.4.1 乏汽回收的意义
电能生产过程中排出的蒸汽或高温冷凝水回收过程中产生的二次蒸汽称为乏汽。乏汽由于压力较低，满足不了用汽设备的要求。因而常常将其直接排掉，造成了工质和热量的损失，同时还形成环境污染。
乏汽是没有被污染的低温蒸汽，具有较高的热值。它可以送回锅炉或给水系统，或与除盐水混合以提高补给水的温度，再将升温后的除盐水送至系统，充分利用热量，减少高品质蒸汽的使用量，达到无排放、无污染、节能环保的目的。
2.4.2 可利用乏汽范围
火力发电厂中，管道及系统的放水、放气的工质一般被集中回收，但有些设备由于工艺要求，会持续或间断产生排汽，在常规设计中未加以利用，如：
（1）系统排污损失-扩容器等；（2）除氧器排汽-对空连续排汽；（3）设备检修时系统放水、放气的工质和热量损失；（4）其他生产过程中生成热量未被利用的损失。
随着加强节能减排工作，上述部分的热量和工质的损失越来越被重视。
2.4.3 除氧器连续排汽、锅炉疏水扩容器排汽的回收
除氧器连续排汽虽然汽量小，但连续排放。采用先进的内置式除氧器，除氧器连续排放蒸汽通常为0.1～0.2%的加热蒸汽量，按照0.2%考虑，对于1000MW机组来说，单台机组除氧器年排放蒸汽约1100吨。目前可考虑的回收方式有两种。一种方式是回收除氧器的连续排汽进入凝汽器，进入凝汽器虽然回收了工质，但除氧器排汽的热量被循环水带走，排汽的热量没有被回收。另外一种方式：设置乏汽热能回收器，用凝结水或除盐水作为介质，回收除氧器排汽的热量，加热后凝结水进入温度接近的凝结水系统。
对于直流锅炉，不设置定期排污扩容器和连续排污扩容器，仅设置锅炉疏水扩容器，收集锅炉建立直流负荷前的启动排水，但回收装置的投资较高，且不能连续运行，经济性不佳，且锅炉疏水扩容器的排汽排入凝汽器，增加了真空系统的风险，且只回收了工质。因此，不考虑疏水扩容器的排汽回收。
3 结束语
在火力发电厂设计中，应重视疏放水系统管道的设计，以满足电厂安全运行及检修要求。简化系统、减少疏水系统泄漏的可能，提高疏放水的回收利用。
火力发电厂乏汽、工质回收，既达到节能减排的目的，又降低了企业生产的成本，增加企业利润，应积极开展相关系统优化设计。
参考文献
[1]华北电力学院.火电厂热力设备及系统[M].电力出版社，1980.
关键词：火电厂运营；精细化管理；优化探讨
中图分类号：TM611 文献标识码：A
当前的市场竞争环境非常残酷，面对火电厂运行管理中出现的种种问题，要适应新形势，迎接新挑战，就要对传统的运行管理方式进行改革，如大力开展精细化管理工作。本文对火电厂运行管理的现状和问题进行分析，针对问题提出了运行管理的优化和细化思路和措施，为提升火电厂市场竞争能力，提高经济效益提供参考。
一、火电厂运行管理现状
1.外在因素分析
全球绿色环保的呼声十分强烈。节能减排成为所有行业都要面对的问题。我国电力改革的不断开展和深入，给火电厂的运营营造的政策氛围十分严峻。从政策层面，要求火电厂一类的排放量大、污染严重的企业，必须要加强运营管理，在节能减排工作上不断深入研究对策，想办法改革发电技术，通过技术的性能和引进，达到更好的技术节能和环境保护工作。要达到这一目标和要求，火电企业在资金和技术等方面的要求非常高。因此压力也很大。无论是从可持续发展的长远目标来看，还是节能减排降低能耗的现实目标来看，火电厂都要面对转型这一大难题，因此只有采取积极的应对策略方能是唯一的解决途径。
当前，随着我国经济建设的不断深入，高速发展能源的需求，使得发电总装机容量始终保持高速的增长态势，尤其是发电设备的平均利用率不断下降这一问题给火电厂带来很大困扰。
从表1可以看出。2015年全年的发电量来看，火电发电占全年各种发电项目的大半，但是同期却有所降低。火电企业的总发电量虽然有了一定的增长，但是比其他能源的能耗却要高很多。总体上来看，火电厂面临着发电利用小时不断减少的问题，经营的压力在增加，形势十分严峻。
从电煤的危机给火电厂经营带来的威胁来看，煤炭资源的紧缺是不争的事实，由于价格一直居高不下，使得火电厂的发电成本在不断增加。一些火电厂的生存和发展受到了严重冲击，出现大规模亏损的情况，其中包括很多大型火电厂。电力用煤的质量在不断下降，热值的降低带来很多连锁反应，例如环保、技术、经营指标等等，均受到了不同程度的影响，火电厂的运行环境在恶化，带来了诸多经营生产方面的巨大压力。
2.内部因素的分析
火电厂的技术和机器设备等已经发生了老化，很多传统的操作和技能不能适应当前的事物的处理和应变，例如判断能力和突发事故的应急方案等，都是运行管理体制中要加以升级换代的问题。如果没有做到与时俱进，就会出现很多难以处理的问题。但是目前火电厂的规模过于庞大，人员通过不断地更新和培训，目前来说，虽然能够维持良好的运营状态，但是市场经济的变化不断加快，火电厂的管理模式也不能适应时代的要求。传统的运行管理正在被淘汰，进行管理机制的改革刻不容缓。
从运行管理的内容落实来看，由于发电厂企业的重大设备事故的产生的原因都集中在管理方面。制度、执行力、专业素养等等问题导致了事故发生概率不断攀升。而运行节能的管理工作始终不到位，使得火电厂在节能减排工作上收效甚微。制度的落实出现了很大的问题，造成了运行技术的不合理，管理激励机制的缺乏以及人员发展动力的疲软，积极性不够、责任心不足，主观能动性缺失等等问题，都影响到运行管理工作的顺利进行。
尤其是运行岗位的培训管理，就有培训模式走过场等问题，使得员工的专业水平难以满足现行火电厂的运行管理要求。
二、火电厂精细化管理优化方案
1.根据市场经济的环境要求，火电厂要得到好的生存和发展，提升核心竞争力最为关键，其中降低管理成本就是提升竞争力的核心。火电厂在向市场输入产品的时候，成本控制必须要从传统粗放型的管理运行模式中走出来，向着现代化运行的管理模式转变。这种运行管理体系的优化，是适应现代市场经济的运行管理组织改革。优化后的管理运行方法和步骤为可以围绕解决实际问题进行：
首先，突出稳定为先，围绕节能降耗，降低生产成本开展工作。
在市场经济体系中，企业要生存和发展，重点是盈利，安全是基石，效益是重点。因此先要对安全和经济效益的关系有个明确的认识。对于一个企业来说，盈利是最重要的。实际工作中，火电厂过于注重了安全，没有将经济建设放在重要稳定的位置。因此，加强经济效益的提升，就是要围绕加强内部管理、节能降耗、开展稳定更高效的管理工作。例如将安全与发展进行创新的思维，做好安全工作的创新性的定位，以苦练内功、节能降耗为中心，解决安全难题，对企业发展提出建议，设置事故经济损耗计量以及标准，对事故导致的经济损失进行合理考量，将事故导致的经济损耗计入企业的经济损耗中，避免安全意识过强、经济意识不足的情况发生。再例如火电厂发电的主要能源为煤炭资源，随着煤炭生产的开放和煤炭价格的浮动，再加上节能减排设备等的使用，给火电厂的经营带来很大的负担，运行成本不断攀升，经营效益得不到根本保证。火电厂在面对这样的经营压力和市场竞争的态势下，如何保证稳定运行又增加效益？首先通过精简机构和人员，让更多的技术人员走向工作岗位，提高工作效率。这样，人的成本得到了降低，而技g的产出得到了提高。
另外，从技术和管理的角度看，安全水准的达标如果高于经济效益的达标，那么就会影响火电厂的经济效益，因此在保证经济效益的基础上，使安全水准的标准不低于经济效益的标准，才能增大企业运行的安全投产运转的目的，保证设施的整体功能得到大幅度的提升。
第二，火电厂的锅炉运行，需要在燃煤的质量上下功夫。最大的问题是锅炉的不完全燃烧和制粉系统的电能消耗过大的问题。通过加强管理，严格控制入厂煤和入炉煤的热值差，提高检斤率和检质率，使原煤的品质达到合同约定指标；另一方面，通过对输煤系统制备系统的调整和优化运行，可以将煤质的精细度和锅炉的不完全燃烧能力降低，从而不断降低煤粉制备系统的电耗，提升煤粉的精细度，降低制粉系统的单机电耗，实现能耗的优化。
第三，火电厂的组织结构要进一步科学化和简化，实现扁平化组织结构模式，减少管理层级，使火电厂管理层的工作效率进一步优化。例如公司总经理为第一负责人，下设各业务副总经理，分管τΦ母髦澳懿棵藕蜕产单位。随着发电企业竞争机制的引入，竞价上网和依据调度曲线发电已经是必然趋势。因此，火电厂的管理人员必须能够掌控现场的生产运行，利用指挥权管理现场电力生产，确保发电机组能够按照调度负荷曲线进行发电。建立现代市场经济体制下的发电企业，实现火电厂的现代化管理职能，推行高效的火电厂管理运作机制，已成为“厂网分开，竞价上网”电力体制改革的必然趋势。
其次，加强运行管理，做好火电厂运行管理长效机制。
第一，火电厂运行管理系统是一个综合性管理体系，涉及的部门和人员众多，从管理者到巡检操作员，每个人都有责任和义务参与管理工作。运行管理人员应树立服务意识和大局意识，明确自身的工作职责和作用，理清工作思路，明确工作目标，营造良好的工作氛围和环境，监督机组的安全运行，注意保持工作的状态，并且在工作中发挥带头作用，形成团结协作的劳动价值观。这要求工作层面的人员要对设备运行的情况了如指掌，包括影响生产的相关要素等等，保证设备的安全和经济平稳运行。对于违章和违纪的情况要进行及时地制止、纠正和惩处。对于积极的工作表现要给予及时地表彰奖励等激励措施。
第二，运行管理的基础工作要注重实效。首先做好传统电力行业的“三票三制”管理工作。通过合理分工，让员工明确岗位责任，开好班前班后会议，对设备进行定期巡回检查，按时开展设备定期切换和实验工作，重大操作严格执行标准操作票制度，严把现场检修和消缺作业的工作票和风险预控票审核确认，确保设备和现场的操作作业的各种风险都能实现可控在控。对设备的运行状态进行实时监控，坚持机组高参数、压红线运行，班值之间开展小指标竞赛活动，确保各项经济技术指标达到设计或优于设计指标，充分发挥机组最大的经济性能。
三、火电厂精细化管理细则
首先，要抓好安全管理以及技术培训，通过安全生产培训工作减少事故发生次数。培训工作中，以班组为单位，以老带新，以新促学，坚持理论与实际相结合，做好学习班讲课和月度考试，将徒弟平时工作、考试成绩与月度奖罚相结合。利用各种案例对人员的安全意识予以提高，强调关注煤质变化，加大燃烧调整力度，针对机组存在的缺陷，加强设备的危险点分析和预控。要求做好监盘、巡检以及操作过程，将各个设备的参数进行分析和比较，重视设备的异常，及时发现、及时调整或报修。对锅炉的燃烧和配风进行调整，防止炉膛内烟气温度超标，或者受热面的超温变形和爆管发生。事故处理中，操作人员应该冷静面对，处理果断，将工作细节和管控过程落实到细节上；注重操作人员的操作习惯，在工作中注重多交代多提醒，不出现误操作。
第二，做好经济指标的管理工作，实现机组的节能降耗。
为了提高机组的运行效率，做好节能减排降耗是最有效的方法，主要的措施包括：
首先，降低煤耗和厂用电率，提高电厂效益，多发电或者提高机组的负荷，在日常工作中，注重加强与电网调度的联系，做好不超发，不过负荷。
第二，通过提高主蒸汽压力和温度，使得机组的效率得到了提高。同时对机组滑压运行曲线进行优化，注意控制机组不能超压运行，确保机组的安全，保证主、再热气温压红线运行，加大调整力度，注意控制锅炉超温，将影响到机组经济效益的再热器进行减温，增加中低压的做功，在确保主、再热汽温度的前提下减少再热器的减温水量。
第三，降低飞灰可燃物和排烟热的损失，将锅炉的燃烧调整作为一项重要的工作来抓。要求运行人员在确保炉热面膛受不结焦的情况下，对机组不同的负荷和煤质进行摸索，调整不同工况下的配风方式，制定出相应的过量空气系数。尽量少开冷风门，合理利用一、二次风的配比，加大锅炉的燃烧调整，让煤粉在炉膛内燃烧完全，降低飞灰的含碳量，减少热损失。
第四，提高汽轮机的运行效率，降低汽轮机排汽的冷源损失，提高汽轮机的效率，充分发挥高低加疏水的运行安全和经济性，优化循环水泵的技术运行，提高汽轮机真空的运行效率。
第五，成立全厂无渗漏治理领导小组，建立全厂动静密封点台账，加大“七漏八漏”的管控力度，减少机组的漏气、漏水、漏油等情况，降低各种能耗，减少设备不必要的启动运行，优化设备运行负荷，确保变频设备的节能效果。
第六，成立运行精细化领导责任体系。领导小组组长由生产副厂长担任，具体责任人由生产部门负责人担任，部门各主管担任巡查人。巡查人对责任人负责，责任人对厂长负责。主要管理的内容包括人、机、物、料、环、管等各生产要素。
巡查人负责各个分管区域的精细化管理，设立标准参照执行，对人、时间、地点、事物等进行细化巡查。考核验收责任人由厂长担任，成立管理领导考核小组，按季度进行大检查和验收评估，生产系统职能管理部门人员每天不定时检查。发现的问题按照PDCA循环进行及时整改闭环，同时纳入季度考核验收的绩效。
结语
火电厂运行管理的优化是企业效益提高和能耗降低的关键。管理的优化包括运行方式的优化、管理手段的优化、技术应用的优化、节能降耗的优化等等，从目前取得的成绩来看，在运行优化过程中还有很多不足，今后将随着电厂管理新理念、新技术的不断应用和推广，将进一步优化和改进。
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【关键词】自备电厂 政策建议
近年来，企业自备电厂建设发展呈现较热趋势。由于受国家节能减排、能源综合利用等政策鼓励，企业自备电厂建设在部分地区显日益扩大趋势。且由于综合能源利用项目国家还有专项资金补助，造成一些钢铁、化工、水泥、造纸等企业蜂拥申请建设自备电厂，一定程度上对电网的安全运行造成影响。需要进一步发挥资源综合利用的效果，做到发电、供电、企业相互和谐发展。
一、企业自备电厂发展成因
企业自备电厂大致可分为两大类，一是企业需要用热而建设的热电联产机组，二是利用本企业排放的废料或未能利用的副产品作为燃料的发电机组。
1.早期建设的企业自备电厂主要是化工行业，因生产工艺用热和资源利用等需要而建，均为热电联产机组，2004年以后新上及目前在建的自备电厂则主要是为了发展循环经济、节能减排、提高资源利用率等需要，主要是钢铁、水泥、化工行业，均为余热、余汽发电，是国家鼓励的资源综合利用项目。
2.随着水泥工业结构的调整，国家鼓励地方和企业以淘汰落后生产能力方式发展新型干法水泥，重点支持在有资源的地区建设年产二百万吨的水泥生产线或日产4000吨及以上规模新型干法水泥项目，根据国家发改委的第50号令《水泥工业产业发展政策》，把发展循环经济作为一项重要内容，要求新型干法水泥窑系统低温废气余热要进行回收利用，鼓励采用纯低温废气余热发电。在淘汰立窑、湿法窑、干法中空窑等落后技术，推广新型干法水泥生产线技术的水泥工业产业结构调整中，省政府对新上的新型干法水泥生产线项目均要求上配套的纯低温余热发电项目。
3.除资源利用外，降低企业生产成本也是企业建设自备电厂积极性高的原因之一。化工、钢铁、水泥企业一般都是大工业用电，与国家执行的大工业电价相比较，资源综合利用的余热、余汽发电成本相对较低，有的低于0.2元/千瓦时，有利于企业降低生产成本，提高经济效益。
二、自备电厂对电网的影响
1.从近几年自备电厂发展形势趋热分析，受国家节能减排、能源综合利用等政策鼓励和产业结构调整步伐的加快，自备电厂建设呈快速增长趋势。按理论计算，新上一条年产二百万吨的水泥生产线项目，年约增加用电量约1.8亿千瓦时，其配套余热发电机组容量一般配套为9000千瓦，年自发自供发电量约6000万千瓦时，占生产用电总量的三分之一左右，企业自备电厂的投入对电网售电市场有一定的影响。
2.企业自备电厂一般是直接并入企业内部供电系统，并以间接方式并入电网运行，企业自备电厂的并网运行，虽然有利于自备电厂自身的安全稳定和提高企业生产用电的可靠性，但同时对电网的调峰和供电可靠性等方面又增加了管理难度和安全风险。
3.自备电厂按照其容量和地理位置的不同，大部分都接入了110千伏及以下的电网中。大多数自备电厂机组单机容量小，发电负荷曲线变动大，调峰能力弱，负荷调节过程中产生的低频谐波对电网的电能质量构成污染。电网为自备电厂企业无偿提供了调峰、调频、备用电源等辅助服务。
4.从供电可靠性考虑，电网在做规划和网架建设时按用电市场需求已经留有备用容量，企业自备电厂的投入会占用电网备用容量，影响容载比，浪费电网资源。同时，部分行业的荣衰受国家宏观经济的影响较大。如：水泥行业，当电网企业为满足这些行业的用电需求，对电网建设投入了大量的建设资金，一旦这些行业衰退，电网的设备将出现空置，国家资源将出现浪费。
5.企业自备电厂本身的建设基本上是根据企业自身的需求来决定，并且由政府相关部门直接审批。在这个过程中，往往出现自备电厂已经审批甚至建设完成才与当地电力部门联系，确定并网方案。当地电力部门在没有合适的并网点的情况下，不得不采取这样或者那样的临时并网方案，暂时解决电厂的并网问题。随后电力部门需要追加投资对地区电网进行改造或者建设新的变电站来解决网架问题。对电网的建设规划和小地区运行方式造成较大影响。
三、当前有关自备电厂的相关政策
1. 相关政策文件
近几年国家经济综合部门陆续出台了一系列关于热电联产、小火电的文件规定。
（1）国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部、国家环保总局联合印发的《关于发展热电联产的规定》（急计基础[2000]1268号），肯定了热电联产具有节能、环保、提高能源利用率等综合效益，规定了热电联产项目的审批权限和各类热电联产机组指标等。
（2）《国务院关于投资体制改革的决定》（国发[2004]20号），规定火电及热电站燃煤项目由国务院投资主管部门核准；热电站其余项目由地方政府投资主管部门核准。
（3）国家发改委、国家电监会《关于进一步落实差别电价及自备电厂收费政策有关问题的通知》（发改电[2004]159号），明确了向企业自备电厂征收基金和附加的适用范围是国家鼓励发展的资源综合利用（利用余热、余压发电、煤矸石发电等）、热电联产自备电厂之外的自备电厂。规定与电网连接的所有企业自备电厂（含资源综合利用、热电联产电厂）均应向接网的电网公司支付系统备用费。
（4）国家发展和改革委员会、国科学技术部、国家环境保护总局联合公告（2005年第65号），将220t/h全燃高炉煤气锅炉的应用技术、600GF-NK型沼气发电技术、燃气轮机热电联供技术、用低热值煤气的MS6001B-L型燃气―蒸汽联合循环发电技术、低热值煤气高效热电（功）联产联供技术、炭黑生产尾气发电（供热）技术、低热值煤气联合循环发电技术、工业锅炉余热余压在林业工业生产中的综合利用等技术列入“国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术”。
（5）《水泥工业产业发展政策》（国家发展和改革委员会令第50号），明确要淘汰各种规格的干法中空窑、湿法窑等落后工艺技术装备，进一步消减机立窑生产能力，推行新型干法水泥，鼓励和支持企业发展循环经济，新型干法窑系统废气余热要进行回收利用，鼓励采用纯低温废气余热发电。
2. 自备电厂建设审批规定
自备电厂一般为热电联产、余热发电，属于小火电范围，根据国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部、国家环保总局联合印发的《关于发展热电联产的规定》等有关规定：
（1）单机容量25兆瓦及以上热电联产基本建设项目及总发电容量25兆瓦及以上燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，报国家计委审批。
（2）单机容量25兆瓦以下热电联产基本建设项目及总发电容量25兆瓦以下燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，由各省、自治区、直辖市及计划单列市计委组织审批，报国家计委备案。
（3）现有凝汽发电机组改造为热电联产工程、热电联产技术改造工程和燃料结构变更与综合利用的热电联产技术改造工程总投资大于5千万元的项目报国家经贸委审批；总投资小于5千万元的项目，由各省、自治区、直辖市经贸委组织审批，报国家经贸委备案。
（4）外商投资热电厂工程总造价在3000万美元及以上项目，基本建设项目报国家计委审批，技术改造工程由国家经贸委审批。
（5） 热电厂、热力网、粉煤灰综合利用项目应同时审批，同步建设、同步验收投入使用。热力网建设资金和粉煤灰综合利用项目不落实的热电厂项目不予审批。
（6）燃煤热电站项目由国务院投资主管部门审批，其余非燃煤热电站项目由省政府投资主管部门核准。
3. 自备电厂并网审批程序
根据政府部门有关规定，热电联产和综合利用机组并入电网运行，必须经省级经贸委批准。具体程序为：
（1）并入省电网运行的，由拥有热电联产和综合利用机组的企业向所在地市经贸委提出并网运行申请，市经贸委初审后，将初审意见和企业申请转报省经贸委，由省经贸委负责审批。
（2）并入县电网运行的，由拥有热电联产和综合利用机组的企业向所在地县经贸委提出并网运行申请，县经贸委初审后，将初审意见和企业申请转报市经贸委，市经贸委出具审查意见并报省经贸委审批。
（3）经省经贸委批准同意并网的热电联产和综合利用机组，电网企业予以并网运行。
四、对自备电厂的管理和建议
自备电厂是在符合政策和技术条件下的必然产物，在综合利用资源、缓解电力供需矛盾、提高企业经济效益等方面都发挥着积极的作用，但盲目的上自备电厂，对电网供电可靠性、电网安全管理和电网建设都会带来较多的负面影响，因此加强对企业自备电厂的管理是十分重要的。
1.有关部门应尽快制定和出台《自备电厂建设标准》和电厂电力、热力产品质量的考核办法。企业自备电厂也是发电企业，同样不应鼓励建设单机容量过小、蒸汽参数过低的发电机组，自备电厂的热电联产和综合利用机组生产的电力、热力产品质量应符合国家及行业标准。
2.自备电厂应符合产业政策，立项手续齐全，符合环境保护要求，并严格按省经贸委或省发改委核准的机组容量建设，保证不发生补燃现象。为防止各别企业只考虑自身的经济利益，浪费其它资源对机组进行补燃，建议有关部门应尽快出台此方面的考核办法，确保能源综合利用最优化。
3.有关部门应尽快制定和出台《自备电厂联网技术及调度管理规范》，严把项目立项审批、联网安全和调度管理。从电网安全经济运行出发，自备电厂应向当地供电部门并提出并网申请，做好接入系统方案设计，与供电部门签订联网协议和并网调度协议。同时为确保电网安全可靠运行，企业自备电厂应加装电量远程采集系统和负荷控制系统，强化自备电厂的联网调度和负荷调配，确保电网安全可靠运行。
4.有关部门应尽早恢复向企业自备电厂征收系统备用费的规定。为保证企业的供电可靠性，电网在做规划和网架建设时必须考虑按用电市场需求留有备用容量，电网为自备电厂企业提供了调峰、调频、备用电源等辅助服务。企业自备电厂一旦投入，就会占用电网备用容量，影响容载比，浪费电网资源。因此，省政府有关部门应充分考虑电网的特殊性，尽快恢复电网向企业自备电厂征收系统备用费的政策，同时建议征收的系统备用费可专款专用，可用于该地区电网建设资金不足的补充。
5.电网经营企业应积极与政府部门汇报沟通，积极参与企业自备电厂前期工作。目前自备电厂建设的项目立项均由市发改委或经贸委根据企业申请初审后报省经贸委和国家发改委审批。做为供电企业，只能是在项目投产前签订联网协议时对其联网接入系统、上网电量和安全管理做必要的约束，电网企业对自备电厂管理上十分被动，对电网的规划管理十分不利。因此，一方面电网经营企业应积极、主动与政府部门汇报沟通，积极参与自备电厂前期工作，另一方面政府有关部门应制定相应的管理办法，从制度上协调好电厂与电网的关系。
关键词 热电厂；锅炉；节能措施
中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）15-0179-01
2006年，我国把节能减排列为基本国策，国家开始重视对能源的节约和对环境的保护。节能与减排，两者相互关联，却又相互独立，节约能源与保护环境也一样。本文对热电厂锅炉的节能措施分析，就是从“节能”与“减排”两方面着手。
1 传统热电厂锅炉的工作原理
热电厂是功能是发电供热，它利用锅炉，将煤炭等化学能转化成热能，热能一部分直接供热，另一部分转换成电能。传统热电厂锅炉的工作原理是利用电能对锅炉进行预热，然后利用送风机向锅炉里吹入煤粉等原料，煤粉等原料在锅炉里充分燃烧，引风机则根据锅炉的温度、气压情况，将锅炉内的空气吸走，保持锅炉温度、气压维持在稳定值，锅炉最后输出可供利用的高温蒸汽、高温水等。
2 传统热电厂锅炉的能量损耗问题
传统热电厂锅炉在运行过程中，能量损耗主要来自于以下几个方面：锅炉预热加热、风机、排放物（废水废气废渣）。
1）锅炉预热加热能量损耗：锅炉预热加热所消耗的电能，占据锅炉总电能消耗的55%，传统锅炉的功率因素低，对电能的利用率不高；隔热效果差，对电能的损耗大。
2）风机能量损耗：风机分为送风机和引风机，送风机又一次风机和二次风机，一次风机是向锅炉吹入煤粉和空气，二次风机则是根据煤粉在锅炉的燃烧情况，适时的吹入适量的空气，使煤粉充分燃烧，所以在锅炉工作过程中，二次风机会随着煤粉的燃烧情况，频繁的调节送风量。而传统风机采用的是全压输出、挡板调控的方式，即风机以额定电压满负荷工作，输出风量固定不变，在出风口设置挡板，根据风量需求，调整挡板的开合度。这样的调控方式会造成大量的电能损耗。风机消耗的电能占据锅炉总电能消耗的45%左右，而二次风机所消耗的电能占据风机总电能消耗的70%以上，在二次风机工作过程中，锅炉低负荷运转时，二次风机的电能耗损约为75%，锅炉高负荷运转时，二次风机的电能耗损约为25%。
3）排放物能量损耗：分析锅炉工作原理，根据能量守恒定律可知，如果转换的热能少于煤炭等原料的化学能加上电能的总和，那么必定有一部分能量浪费了。而浪费的这部分能量，大多来自于废水、废气、废渣。废水废弃的排放，带走了大量的热能，使得热能没有充分被收集；废渣的排放，带走了大量的热能和化学能，一方面化学能没有得到充分转换，另一方面热能没有得到充分收集。
3 热电厂锅炉的节能措施
分析传统热电厂锅炉的能量损耗问题可知，要采取节能措施，就需要从两方面入手，一个是节省设备的能量消耗，另一个是减少废弃物的排放（废水、废弃、废渣等）。
3.1 节省设备的能量消耗
1）改进锅炉。锅炉对于能量的利用率虽然达到了80%以上，但是仍存在改进的空间，对锅炉的改进主要来自于两方面：一方面是改进电路，提高锅炉的加热功率因素，使其对电能的转换率更高；另一方面是改进锅炉材质，增强锅炉的保温隔热效果，避免锅炉内部的热能流失。
2）改进风机。全压挡板式风机存在两个问题，一个是功率因素低，即电能转化成动能的转化率不高；另一个是能量耗损严重，尤其是在锅炉低负荷工作时，需要吹入的风量不多，但是风机依然是全压运转，多余的风量被挡板消耗了。可以采用高压变频技术对风机进行改进，高压变频技术能够控制输入电压，从而控制电机的功率，通过控制电机功率，进而控制电机的转速，调节风机的风量。而且使用单元串联型高压变频器对风机进行改造，还能利用拓扑结构电路提高电机的功率因素。如此一来，功率因素提高，对电能的转化率就得到了提升，同时避免挡板消耗风力。
如此一来，达到同样的加热效果，改进后的锅炉和风机所消耗的能量更少，从而达到了节能的目的。
3.2 减少废弃物的排放
减少废弃物的排放是另一种意义上的“节能”，减排的手段包括：回收引风机吸走的高温空气，回收锅炉排放的烟气和废渣余热，回收冷凝水，等等。这些排放的废弃物，往往携带着大量的热能，根据能量守恒定律，这些热能同样来自于化学能和电能的转化，所以，减少废弃物排放，对废弃物的余热进行综合利用，也是一种节能，节省了设备的初始能量投入。对低温余热的利用主要有以下三种方式。
1）热能交换技术。回收热电厂锅炉中的烟气余热，利用其对煤粉等原料进行初步预热，加快煤粉等原料在锅炉中的燃烧速度；或者对其他锅炉的空气进行预热，加快锅炉内部温度的提升。
2）热能转换技术。对回收的烟气余热，进行蒸汽化处理，从而利用蒸汽的气压，产生动力，为动力机械提供动能，产生机械能，利用机械能直接做功，或者产生电能，进行余热发电。
3）利用温差制冷制热。利用回收的低温烟气，对温度低于烟气温度的环境进行制热，对温度高于烟气温度的环境进行制冷。
如此一来，既减少了废弃物的排放，保护了环境，又对能量进行了综合利用，相当于节省了能源的消耗。
4 结束语
综上所述，传统电热厂锅炉存在大量的问题，主要集中在风机、锅炉、排污这三者上。采用高压变频技术改进风机，对锅炉电路和材料进行优化，综合利用废弃物的低温余热，是实现电热厂锅炉节能的有效措施。
参考文献
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作者简介
XX公司认真贯彻落实《中华人民共和国节约能源法》、《山东省节约能源条例》，作为菏泽市清洁生产企业，集团、公司领导对节能、清洁生产工作给予了高度的重视。在公司领导的大力支持下，全体员工积极投入参与，公司从抓好技术节能、管理节能入手，树立科学的发展观，从生产现状入手全面调查、分析、研究，确定节能重点及改造项目，设备经技术改造后，运行可靠性及安全性大大提高，节能效果显著。具体节能降耗措施如下：
－、明确形势，自我加压
XX公司深知国家能耗形势，深感到在节能减排中自身的压力、责任及义务。在确保生产经营目标不变的情况下，以“降低生产成本”为目标，以“检查与改造”为手段，以“市场开拓”为契机，做好领导的宣传、发动工作。优化生产流程、减少跑、冒、滴、漏，深挖内部潜能，淘汰高能耗设备。最大限度地降低生产成本、节约能源与资源。
二、成立节能降耗领导小组
为加强节能降耗工作，成立了以公司经理为组长，生产科长、综合科科长、资产财务处长、质检科科长为成员的节能减排领导小组，对节能减排情况进行组织、落实与验收。
三、宣传培训节能的重要意义，提升员工的节能意识。
通过召开班前会、班后会、举行专题讲座及挂宣传条幅等形式，多渠道、全方位地宣传节能的重要意义，让每一位员工明白：节能是国策，利国利民，节能是每一位员工应尽的义务。
四、建立每周检查、计划整改、月底验收的制度。
每周由分管副总牵头组织，由工艺、机械、电气专业工程师参加的设备检查小组，对现场在线设备进行检查，查找漏油、漏气根源。排出检修计划，列出整改措施，限制整改时间，针对性地分到各个项目负责人。月底对整改效果进行验收，兑现奖罚。
五、节能降耗主要措施如下：
1、节电、节水方案：
1.1公司为了搞好节能降耗工作，在2012年4月举行公司职工节能降耗合理化建议，采取了其中五条优秀建议并实施，其中公司5#水泥仓提散装系统改造节能效果明显，原5#散装提升机，靠5.5kw电机带动圆管铰刀并把散装水泥送入5仓，经过技改，把圆管铰刀去掉，直接在散装提升机头部出口处于5#仓顶直接焊接斜槽，取代圆管铰刀输送，经过改造，仓顶圆管铰刀工作按每天6小时计算，每年能够节电12000kw。
1.2 因市场影响，本年度水泥销量较去年大幅度降低，所以磨机开停次数频繁，所以我公司采取措施，制定设备避峰填谷制度，通过避峰填谷，我公司每度电价下降一毛左右。
1.3 在节水管理方面，加强循环水使用，提高水资源的重复利用率，杜绝跑、冒、滴、漏和长流水现象，建立耗水台帐，作为考核依据，从而节约能源。
