电厂节能降耗小办法精选(九篇)

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第1篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词：情况；成就；问题；建议

中图分类号：S210.4 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）04-0-02

能源是国民经济的基础，它对经济社会可持续发展和人民生活质量的提高发挥重要的促进和保障作用。由于我国能源总量的80%为不可再生能源，所以能源又是制约我们经济发展和人民生活水平提高的重要因素。2009年11月26日，国务院常务会议明确规定：“到2020年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%-45%，作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划，并制定相应的国内统计、监测、考核办法。”为此，广东省对我市能源消耗总体水平提出了明确目标，到2010年末，我市单位GDP能耗比2005年下降18%。

“十一五”已经过去，我市节能降耗工作情况如何？是否完成“十一五”期末节能降耗目标？有哪些值得借鉴的经验和存在的问题？本文就我市“十一五”期间能源完成情况、主要成绩及存在问题作简要分析，供领导及有关部门参考。

一、完成情况

经核定：2010年我市单位GDP能耗为0.636吨标准煤/万元，累计比2005年(下同)下降18.46%；单位GDP电耗为1108.30千瓦时/万元，下降24.88%；单位工业增加值能耗为0.335吨标准煤/万元，下降37.96%，各项指标均较好完成“十一五”时期节能降耗目标任务。

全社会能源消费主要包括第一产业(农、林、牧、渔业)、第二产业(工业、建筑业)、第三产业(交通运输、仓储、邮电和批发、零售等)能源消费和生活消费四个方面。2010年第一、二、三产和生活消费耗能分别是22.81、675.83、199.08和173.90万吨标准煤；分别占全社会能源消费总量的2.13%、63.07%、18.57%和16.23%；三次产业单位GDP能耗分别为0.631、0.677和0.306吨标准煤／万元。

二、主要成绩

“十一五”期间，在市委、市政府的正确领导下和高度重视下，我市节能降耗工作硕果累累、成效显著。主要表现在：

(一)产业结构调整升级，为节能降耗提供了可靠保障

近年来，市委、市政府不断修订和完善《中山市产业发展导向目录》，确定大力发展类、鼓励发展类、限制发展类的产品目录，并以此作为项目审批、利用外资审批、金融机构贷款等工作的基本标准。通过目录导向，引导企业向高附加值、高技术含量企业发展，加快了我市产业转型和升级。“十一五”期间，我市共淘汰7家小火电厂，关停了近41万千瓦的机组容量；关闭一批高污染的印染厂、电镀厂；改造了一批能耗较大、但有发展潜力的企业。通过一系列的有效措施，我市年节约能源约40万吨标准煤。

(二)大力推进清洁生产工作，为节能降耗提供广大空间

“十一五”期间，我市清洁生产工作取得了较大成效。2009年，我市共有7家企业通过省、市两级自愿性清洁生产审核，通过审核的自愿性清洁生产企业已达11家；另有31家自愿报名纳入全市清洁生产达标规划，清洁生产已逐渐成为企业的自觉行为。省环保厅公布的强制性清洁生产企业中，除3家关停外，其余16家全部通过审核。清洁生产范围也逐步扩展，目前，已覆盖到印染、电镀、造纸、化工、制革、污水处理、电力等多个行业。

(三)能源转换效率不断提高，节能效果显著

能源转换效率指能源加工转换过程中能源加工转换转出量与投入量的比率，它反映能源加工转换的效率，能源转换效率越高，损失越少。“十一五”时期，我市加大力度对发电行业进行改造，关闭了一批小电厂；嘉明电力有限公司进行油改汽改造；中山火力发电厂进行热电联产、余热利用项目改造等。我市能源转换效率逐年提高，2010年比2005年提高7.5个百分点，节能效果显著。

中山市“十一五”能源转换效率表

(四)清洁能源使用率稳步提高，节能减排成绩突出

城市清洁能源使用率指城市地区清洁能源使用量与城市地区终端能源消费总量之比。城市清洁能源使用率越高，受污染程度越小。“十一五”期间，我市通过大力推进污染减排重点项目建设，大力推广清洁能源使用，淘汰落后高污染产能等一系列节能减排措施，城市清洁能源使用率从2005年的86.2%提高到2010年的92.47%，提高6.27个百分点；城乡环境得到极大改善，节能减排成绩突出。我市2008年、2009年、2010年连续三年荣获广东省污染减排考核第一名。2010年化学需氧量和二氧化硫排放量分别比2005年下降38.16%和14.32%。

三、存在问题

“十一五”时期，我市节能降耗工作取得了可喜的成绩，但存在的问题也不容忽视。

(一)六大高耗能行业能源消费量大幅增长

2010年，我市石油加工、炼焦及核燃料加工业，化学原料及化学制品制造业，非金属矿物制品业，黑色金属冶炼及压延加工业，有色金属冶炼及压延加工业，电力、热力的生产和供应业等六大高耗能行业能源消费总量为164.49万吨标准煤，比去年同期的116.67万吨标准煤增长40.99%，高出规模以上工业企业能源消费量增速的19.43个百分点。六大高耗能行业工业增加值能耗为1.09吨标准煤/万元，比去年同期上升0.1吨标准煤/万元。2010年我市六大高耗能工业增加值占规模以上工业增加值的比重为13.96%，仅比2005年下降0.01个百分点。

第2篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词：汽轮机组；辅机；运行优化；节能改造

中图分类号：TM621.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）09-0004-02

随着时代的发展，火电安全生产越来越有保障，加之一次能源消耗面临着紧缺危机，厉行节能工作，降低火电企业能源消耗，提高经济效益成为了火电厂发展的主要趋势。目前火电机组年均负荷率约为70%左右，同时由于火电机组需承担着调峰调频的任务，直接导致汽轮机辅机设备长时间运行处在非额定工况内，火电机组实际运行用电率也常常高于设计值。因此，加强对火电汽轮机辅机优化运行和节能技术的研究成为了火电企业节能降耗的主要发展方向。

1 辅机运行优化和节能改造的基本途径

辅机设备综合性能提升是对整个辅机设备的各个零部件进行综合优化，主要表现在：对某一基础辅机设备优化的基础上，采用所有辅机设备系统的测量数据，对其运行状态进行综合判定，辅机设备性能优化计算以及优化提升技术研究等等，对整个辅机系统进行综合考虑。采用合理的调节、控制以及运用运行等方法是提升辅机设备整体性能和辅机设备节能降耗的重要环节。

2 辅机流量调节方式的优化和节能改造分析

在火电生产的过程当中，各种辅机设备的耗电量占总发电量的比例非常大，加强对辅机设备的节能改造是实现火电生产节能降耗、降低厂用电的重要手段。传统的辅机流量调节方式存在执行机构非线性严重、滞后大等问题，应用变频调节技术则可以提高辅机设备的安全性和可靠性，减少节流损失。

2.1 变频调速原理分析

随着火电厂节能降耗的呼声越来越高，出于对节能的迫切需要以及产品质量品质不断提升的要求。采用变频调节的方式具有操作简易、维护量小，控制精度大等优点，逐渐取代了传统的辅机流量调节方式。采用变频调节其主要的原理是根据电机转速与电源输出频式中，n为转速；f为电源频率；S为电动机的转差率；P为电动机极对数。

应用于一台电动机，其中的电动机极对数和转差率是确定不变的，上式可以看出转速和电源输出频率成正比例关系，通过对电源频率的调节来改变电动机的转速，进而实现变频调速。

2.2 变频节能效果分析

根据流体力学理论进行分析，流量与泵或者风机等辅机设备的转速呈现出正比例关系，即：

式中，P为功率；P0为额定工况下的功率。

根据上述公式，以一台水泵为例，H0为出口压力，额定工况下，相对于的压力、流量以及转速分别为H1、Q1和N1。流量-转速-压力曲线如图1所示。

由上述公式可以明显看出，当转速减少的情况下，电机能耗将会出现下降，下降速率为转速的三次方，并为了证实变频调速最终效率经过实际测试分析得出表1。综合起来，如表1所示，可以看出变频调速的节能效果十分显著。

3 回热加热器优化节能运行分析

回热加热器是火电机组运行过程中必不可少的辅机之一，在机组正常运行的过程当中，回热加热器会全部投入，一旦加热器出现故障或者损坏的情况，就有可能需要切除一个或者多个加热器，在这个过程当中的过程中非常容易使进水流入到其它支路。当阀门关闭不严，高压加热器旁路门极有可能导致出现不同程度的泄漏，根据西安热工研究院进行热力实验实测计算得出，发生泄漏的概率为71.43%，发生泄漏会导致高加的抽气量减少，这些加热器出在非正常的环境中运行，会严重影响到机组的热经济性。如在切除125 MW火电机组低压加热器的过程中，将会增大机组的能耗，在原有的基础上增加大约0.05 g～3.00 gkW·h的标准煤耗。除此之外，泄露量越大，将会极大影响到机组的正常运行，降低了运行的安全性和经济性。因此，要想对回热加热器进行节能改造，首先应该将回热加热器的端差控制在合理的范围之内。

根据笔者的工作经验，造成回热加热器端差过大的原因是非常复杂的，如传热面出现了结垢，传热面的阻力增加、抽汽侧密封不够完全、疏水水位偏高等，都极有可能对其造成一定的影响。在实际生产运行中，及时调整回热加热器疏水量维持合理的疏水水位、合理调整抽汽电动门的开度、做好回热加热器查漏工作等多方面解决回热加热器端差大问题。对回热加热器的节能改造重点就是通过不断排除对其端差造成影响的因素，保持回热加热器端差控制在合理的范围内，以此实现汽轮机辅机的节能运行。

4 真空系统节能优化分析

对于任何火电厂而言，真空系统是影响机组经济运行的重要辅机设备。因此，加强对真空系统的优化改造对汽轮机组的经济运行影响尤其关键。通常在汽轮机进汽参数和流量不变的情况下，凝汽器真空每提高1%，汽轮机的处理约可提高1%，煤耗降低0.8%～1%。可见，提高凝汽器的真空度，是节能降耗的一项重要措施。真空系统严密性、凝汽器清洁度、冷却水流量、射水抽汽设备的正常运行是影响真空系统节能优化的主要因素。

严密性治理的涉及的可能泄漏设备范围较广，其中真空检漏可采取停机灌水检漏的方法，往往需要多次反复查漏，确保密封效果良好。同时，定期进行真空严密性试验也是必不可少的工作。保证凝汽器清洁度的主要工作是正常投入凝汽器胶球清洗装置，并定期投入胶球维持合理的胶球使用量。对于胶球清洗装置所选用胶球的直径、硬度和重度等参数应根据凝汽器实际运行情况，并相关试验结果分析确定。在125 MW火电机组中，射水抽汽器性能影响外部因素有工作水压力和温度，提高射水泵射水压力和降低射水温度是提高射水抽汽器抽吸性能的关键所在。根据季节合理调节射水箱补水量从而控制射水抽汽器工作水温度以维持合理真空是日常运行工作中的主要手段。

5 循环水泵节能优化分析

在火电机组当中，由于运行泵和备用泵组合的方式不同，加上运行泵运行方式的变化等原因，都会对水泵耗功的大小造成影响。再者，当循环水流量上升，凝汽器内部的压力会出现下降现象。导致机组出力小幅增加，同时循环水泵的耗功也同步增加。当水流量达到一定的数值时，机组出力增加值与循环水泵耗功增加值会处在一个水平上相抵消。所以，可以认为循环水流量增大后，水泵功耗增加值与机组出力增加值之差接近为0的时候，凝汽器运行的压力是机组运行最佳的背压。简单来说，若在这样的条件下，循环水泵的运行达到了最理想的状态。但是在实际运行过程当中是非常难以实现的，因为汽轮机组相配套的循环水泵数量都有一定的限制，在实际运行过程当中，难以实现循环水量的连续调节。在这样的情况之下，只能通过对现有的循环水泵进行不同组合，采用组合的方式运行。采用此方法需要对不同组合循环水泵方式下的凝汽器工况性能、循环水泵流量以及功耗、汽轮机出力增加值进行试验，根据机组的负荷以及循环水温来计算得到机组运行最佳背压，从而来优化循环水泵的运行。

由于季节性的变化影响循环水进水温度的变化，从而影响循环水经济流量的改变。实现可调节运行（可调导叶、调速电机、变频调节）、合理组合循环水泵运行是日常机组运行的主要调节办法。如冬季在循环水进水温度满足的情况下，停用工业水泵，使用循环水泵出水供循环水及工业水使用等方法从实际生产运行的各个细节里节约能耗。

6 结 语

伴随着我国的火电机组持续增加，大部分煤炭资源将用于发电，不断优化火电汽轮机及其辅机运行，加强节能改造力度已经成为了火电企业发展主要趋势。文章主要对汽轮机辅机运行优化和节能技术的相关问题进行了简单的分析探究，对当前火电厂火电机组运行节能降耗，提高机组的运行效率具有一定的意义，值得进一步推广。

参考文献：

[1] 杨焱洲.节能对标管理在汽轮机最优运行中的应用探讨[J].河南科技，2013，（8）.

[2] 苏志华，崔粉，袁志先，等.火电厂主辅机布局新方案[J].上海电力学院学报，2011（27）.

第3篇：电厂节能降耗小办法范文

一、2007年主要工作情况

（一）加强环境宣传教育，提高市民环境保护意识。面向全社会开展环保宣传，进一步提高广大人民群众参与环境保护的积极性，营造良好的社会氛围。“六·五”世界环境日前后，我市充分利用各种宣传载体，积极发动政府部门、街道、村镇、企业、学校、社区共同参与，力求造大声势、高规格、高层次、高质量、全方位开展宣传活动。xx日报刊发了纪念“六·五”世界环境日36周年专版，分管副市长发表了纪念世界环境日的署名文章；xx电视台在世界环境日宣传周期间连续7天播发了环境宣传口号；全市悬挂宣传横标136幅，出墙报、专栏、黑板报235期，张贴宣传画5000多张，印发各类宣传资料40000多份；48家单位的领导发表了闭路电视讲话；举办环保知识讲座、竞赛38期次，参与人数超过5000人；全市34所绿色学校开展了“我为保护校园环境献爱心”为主题的班会活动，直接参与的学生达45000多人。

（二）强化建设项目环境监督管理，努力控制新污染源的产生。各级环保部门严格环保准入制度，认真执行环境影响评价和“三同时”制度，严格遵守环保审批程序，对国家明令禁止的化学制浆造纸以及电镀、制革和化工等污染严重的企业坚决不予审批，决不去以牺牲环境为代价来换取眼前的经济利益,以更好地保护资源和环境，保证我市可持续发展的需要。

积极推进公众参与，发挥社会各界的监督作用。新建项目在环评阶段，即将建设项目概况、项目对环境可能造成的影响、污染防治对策措施及环境影响评价主要结论等项内容，面向所有受建设项目直接或间接影响的个人，在互联网上进行公示，同时发放环境影响评价公众意见调查表，征求公众对环境影响评价结论的意见。这些措施和制度的实施既尊重了公众的知情权、参与权，又吸取了民众的智慧，有效地避免了可能因环保决策不当造成后患，从而避免因环保审查失误而新产生重污染企业。

（三）开展环保专项行动，整治企业违法排污行为。根据国家环保总局和省环保局的统一部署，我市今年继续深入开展“整治违法排污企业保障群众健康”专项行动。

----开展彻查违法排污企业专项行动。进一步开展彻查违法排污企业专项行动，对我市境内所有企业进行了一次摸底彻查，准确把握了我市排污企业状况和新建建设项目进展情况，查处了一批环境违法行为。重点检查了各类工业园区入住企业的环境影响评价执行情况和项目建设“三同时”制度落实情况。

----加强对排污企业的现场环境监督检查。对重点水污染企业经常性的进行现场监督检查，使各企业污水处理设施正常运转，确保达标排放。对检查中发现的违法排污企业，除责令其停产整顿外，还建议有关部门严肃查处责任人。全市环保执法人员对重点排污企业实施经常性地现场督查，每月现场检查不少于2次；一般排污企业每月现场检查不少于1次，节假日、休息日、夜间实行不定期抽查。去年以来，环保执法人员就对全市100多家企业进行了2800余户次的现场督查，确保各排污单位污染物排放稳定达标。

----对烈山水泥群的环境整治不断深化。目前正在起草方案，准备按照国家新的产业政策要求予以取缔，以彻底消除烈山地区水泥行业粉尘污染问题。

----对个别企业的严重违规行为进行挂牌督办。促进企业对环境保护工作更加重视，及时整改环境问题。

（四）多措并举，大力推进污染减排工作

----借助发展循环经济推进污染减排。在全市经济社会发展“十一五”规划中，充分融入了循环经济和节约型社会发展理念；把循环经济理念融入“基地、一个中心”的建设规划，在工业园区建设中，实行统一规划，整合项目资源，形成企业间的共生网络，使资源得到梯级利用，最大限度地减少污染物的产生和排放。

----借助资源综合利用推进污染减排。一是积极推进固体废物综合利用。全市每年产生约460万吨的固体废物，其中煤矸石360万吨，粉煤灰100万吨。通过煤矸石发电、粉煤灰综合利用和煤矸石回填等，基本可将固体废物全部转化。二是提高水资源利用率。通过对煤炭开采矿井水净化、洗煤厂用水闭路循环、企业冷却水循环使用及xx（xx）发电厂采用新型干式除灰，每年节约用水约6100万吨。三是切实强化资源环境管理。实施“生态家园富民工程”，建成农村户用沼气池7000多口，总池容6万多立方米，年产沼气2200多万立方米。建成省级百佳生态村4个，市级生态村9个，县级生态村28个，建成中小型沼气工作站3处，大型沼气工作站1处，有力地推进了农村节能减排工作的开展。

----借助产业结构调整推进污染减排。为了减少污染物的排放和资源浪费，近年来我市共取缔关闭“十五小”“新五小”等能耗高、污染重的企业260多家。

电力工业是节能降耗和污染减排的重点领域。今年6月22日上午，xx（xx）发电厂1#、2#机组冷水塔成功实施了定向爆破，运行了34年的两台5万千瓦机组在安徽省率先实现了关停，此举每年可减少排放二氧化硫1650吨；该厂3#、4#、7#机组准备以“上大压小”替代方式进行淘汰，5#、6#机组已接近30年的服务年限即将报废。至“十一五”末，该厂将削减近80%的烟尘和二氧化硫排放总量。同时8#机组投入7000余万元建成了具有国际领先水平的石灰石--石膏湿法全烟气脱硫装置，脱硫效率达到95%以上，每年可减少二氧化硫排放约3500吨。此外，xx（xx）发电厂近年来累计投入1.2亿元将所有机组都安装了高效静电除尘器，除尘效率高达99.9%左右，极大地减少了烟尘排放。

----借助清洁生产工艺推进污染减排。目前全市已有20多家企业开展清洁生产审核活动，取得了较好的经济效益、社会效益和环境效益。仅长源(xx)焦化公司、xxxx发电厂和xx矿业集团公司等企业，通过开展清洁生产，年节约资金5400多万元，年节约用水2400多万吨。

----借助相关经济政策推进污染减排。一是鼓励引导企业推进节能降耗、污染减排。鼓励发展资源消耗低附加值高的高新技术产业、服务业，对清洁生产、节能节水、资源综合利用等项目给予支持或补助。二是依法督促企业开展节能降耗、污染减排。借助法律强制手段和政策手段推动节能降耗、污染减排。环保部门通过提高排污费标准，加强环境监管，提高生产环节的废弃成本、排污成本，促进企业实施节能降耗、污染减排。三是利用优惠政策推进企业开展节能降耗、污染减排。选好项目，利用好上级的扶持政策，争取国家、省有关专项资金，引导企业积极推进节能降耗、污染减排。

----借助核发排污许可证推进污染减排。按照水污染物总量控制目标，对水污染物排放企业严格核发排污许可证；对大气污染物总量进行了分配，工业企业全部制定了二氧化硫减排计划，以确保完成我市二氧化硫减排任务。

----借助环境自动监控系统推进污染减排。目前，全市已安装企业污染源在线监测监控装置40余台套，大中型企业环境自动监控覆盖率达到68.05%。此外还建成了2套环境噪声在线监测装置、3座城市环境大气自动监测站和2座水质自动监测站，均已与市环境自动监控中心联网，对企业的偷排超排起到了较好的监督作用。

----借助社会舆论监督推进污染减排。一是深入开展节能降耗、污染减排等专题宣传。通过电视、广播、报纸等新闻媒体的宣传，不断提高领导层和群众的认识，组织开展创建节约型机关、节约型企业活动，在全社会形成良好氛围。二是开展企业环境行为评价信息公开化。通过对企业环境保护行为进行评价，并公布评价信息，来加强社会舆论监督，从而规范企业的环境行为，督促企业提高治理污染的主动性。

（五）建设自动监控网络，提高环境监管水平。全市环境在线监控网络系统建设得到了进一步发展，在已安装污染源在线监测、监控装置48台套、大中型企业环境自动监控覆盖率达到71%的基础上，正在新建设7套水污染源、9套气污染源在线监控装置。此外还建成了市环境自动监控中心及2套环境噪声在线监测装置、3座城市环境大气自动监测站和2座水质自动监测站。

（六）启动第一次全市污染源普查工作。成立了“xx市污染源普查领导小组”，领导小组下设办公室负责日常工作，有专门机构负责污染源普查工作；制定了《xx市污染源清查核实工作方案》，保障了我市污染源普查工作的有序开展；开展了污染源普查工作的系列专题宣传，为污染源普查工作营造了良好的舆论氛围。

（七）努力为建设项目做好环保服务。今年1～10月份，我市通过国家、省、市环保部门审批项目121项、总投资金额67.5亿元，市行政服务大厅环保窗口接办件175件，全部按时办结。

二、存在的主要问题

（一）环境监控手段尚需进一步改善。由于环境自动监控系统尚不能覆盖所有企业，部分企业为了追求经济效益、节省治污成本，而擅自停运治污设施，造成超标排污、违法排污现象时有发生。

（二）基层执法监督力量薄弱。县区环保执法能力建设严重滞后，xx县环境监测实验室仪器设备陈旧，三区环保局甚至没有监测实验室。各级环境监察机构也都存在人员、经费、设备、车辆严重不足的情况，执法能力不能适应工作需要。

（三）执法人员素质有待提高。执法人员的整体素质不够高，能力参差不齐，特别是县区环境执法能力弱，执法监管不到位、不作为等情况不同程度的存在。

三、2008年工作思路

（一）强化组织领导，把污染防治摆上更加重要日程。不断完善主要领导亲自抓、分管领导具体抓的领导机制，各级政府要经常听取环保工作情况汇报，主要领导和分管领导要经常过问环保工作，研究解决环保工作中存在的困难和问题。各级政府要将水污染防治目标任务层层分解，签订责任状，并列入政府任期目标考核内容，严格实施考核。

（二）加快治污项目进度，大力开展工业污染防治。继续深入开展城市环境综合整治，积极争取国家环保优惠政策支持，加大自筹资金力度，加快建设市污水处理厂二期工程、中水回用工程、县污水处理厂、矿山集污水处理厂、烈山污水处理厂、市开发区污水处理厂和各重点工业企业污染处理设施等一批污染治理重大工程，切实减少废水排放，大幅度削减各总量控制指标的实际排放量。

（三）加大环境保护投入，完善城市基础设施建设。采取有力措施，督促企业把更多的资金投向污染治理，充分发挥其环境保护投资的主体作用；依托污染防治专项资金，增加财政投入，逐步提高环保投入占国民生产总值的比重，使环保投入尽快达到环境污染防治的要求，政府投入的比例要保持在gdp的1.5%~2%之间；建立多元化的环境保护投资机制，保障城市环境基础设施建设得到进一步加强和完善；加大城市污水处理费征收力度，提高收费标准，扩大征收面，确保城市污水处理费征收到位和城市环境基础设施正常运行。

（四）加大环境监管力度，完善自动监测监控网络。一是继续深入开展“整治违法排污企业保障群众健康”专项行动，严厉打击各种环境违法行为，从面源上减少环境污染。二是加强对重点污染源的环境监管，对入河排污口和重点排污企业加大现场监理频次，同时加快污染源在线自动监测监控网络建设，从技术上为企业偷排、超排筑起一道屏障。三是严格控制新污染源的产生，坚持“预防为主”的原则，严格环保审查，对国家明令禁止的建设项目坚决不予审批。四是加大环保处罚力度，对未批擅建、环保“三同时”不完善及擅自停运、闲置治污设施等违反环保法律法规的行为依法进行严肃查处。

（五）加强社会舆论监督，公开企业环境行为评价信息。近两年，我市把企业环境行为评价信息向社会进行公告，取得了十分显著的成效，今后仍要按照《xx市企业环境行为评价信息公开化管理暂行办法》的规定，进一步做好信息公开化的基础工作，确保评价信息真实、准确、可信，鼓励吸引公众参与监督环境保护，激励企业主动治理污染。

(六)大力调整产业结构，强制淘汰落后生产工艺。坚持走科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染小、人力资源优势得到充分发挥的新型工业化道路；重点是依托我市丰富的煤炭资源，调整产业结构和产品结构，优化资源配置，积极推行清洁生产工艺和循环型经济发展，坚决淘汰不符合国家产业政策、水污染严重的企业和落后的生产能力、工艺、设备与产品；对取缔关闭的“十五小”“新五小”企业及生产线要加强现场检查，严防“死灰复燃”。

第4篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词： 发电权交易；模型；效益；能耗；Pareto；PSO

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）0220135－01

在发电权的交易上，很多文章主要以买卖双方报价为主，本文为体现发电调度的节能减排要求，将煤耗率和价格这两个参数结合起来，提出了基于能耗和效益综合最优的多目标交易模型，并使用Pareto最优的方法来对多目标进行求解。

1 发电权交易模式

发电权是一种商品，发电权市场是双边交易市场，撮合交易是组织发电权交易的常见模式。

2 发电权交易成本

本文将交易成本分为两部分，固定成本 和电力网损成本 。固定成本包括组织发电权的固定佣金，管理费用，行政费用等，电力网损成本是开展发电权交易前后整个网络潮流变化所带来的成本。

3 发电权交易模型设计

3.1 发电权交易模型

基于文献[3]提出的效益最优、文献[6]提出的能耗最优的发电权交易模型，本文提出了基于能耗和效益综合最优的发电权交易模型。

3.2 基于煤耗和效益综合最优的模型

基于煤耗和效益综合最优的发电权交易的目标函数为：

其中C表示Pareto前沿所组成的集合， 买方i和卖方j 的交易量，

为卖方j出售的电量， 为买方i购买的电量， 为第i个买家申报的报价， 为第j个卖家申报的报价， 为买家 和卖家 之间的交易成本，

和 是参与交易的机组 和机组 的煤耗率函数。 表示发电权交易产生的社会效益， 表示发电权交易所节约的煤耗量。

4 Pareto最优的概念及求解

在3.2所提到的煤耗和效益多目标综合最优模型，在数学上称为多目标优化问题，关于多目标最优有很多种求解方法，本文使用Pareto最优的方法来对多目标进行求解。

4.1 Pareto最优的概念

一般地，多目标优化问题有如下形式：

其中Ω表示所有可行解的集合， 表示k个目标函数。

4.2 Pareto最优解的求解方法

多目标优化Pareto最优解集的求取可分为两大类：传统算法和进化算法。PSO粒子群优化算法是最近兴起的一种进化计算方法。

PSO算法的标准形式如下所示：

其中 和 分别表示第 个粒子在第 次迭代中的位置和速度；

表示第 个粒子的个体最优解； 表示全局最优解； 是之间的随机数； 是学习因子，用于控制收敛的速度； 是惯性系数。

本文在PSO算法基础上，提出一种基于动态Pareto解集的PSO算法（Dynamic Pareto Warehouse-based PSO，DPW-PSO），利用这种算法可在较小的初始种群规模下，产生大量的Pareto最优解而并不显著增加计算量。

5 DPW-PSO算法求解多目标发电权交易问题

本文使用Pareto最优的方法、DPW-PSO算法对多目标进行求解，求解过程是先通过随机算法大致得到（U，F）这个二维函数的Pareto前沿，然后在Pareto前沿上选出一些解和它们对应的交易方案，这些交易方案在某种程度上来说都是最佳的。

6 发电权交易算例分析

下面是对某电网发电权交易的算例分析，选取电网典型运行方式下的数据，分别按效益最优、能耗最优、效益和能耗综合最优三种模型进行仿真计算。表1是某电网典型情况下各机组的发电出力和煤耗率。

A6电厂发电不足，A1-A5电厂代其发电，表2为发电权交易在效益最优模型、煤耗最优模型、煤耗和效益综合最优三种模型下所产生的社会效益、消耗的煤的总量以及电网网损的变化。

对计算结果分析可知，多目标最优有多个解，这些解得到的交易方案在某种程度上来说都是最佳的，电力公司可以根据交易结果对发电权进行安全校核，每次交易的完成都以电网通过安全约束为标志。

7 结论

基于煤耗和效益综合最优的发电权交易模型，其Pareto最优解为一个解集，这表明决策者有多组相对而言都比较理想的交易方案可做选择，这些交易方案效益和降低煤耗不一样，但总体是朝着煤耗减少和社会效益增大的方向变化。因此，研究与市场机制相协调的电网节能降耗发电权交易机制，实施“以大代小”、“以煤代气”发电权交易，对于充分发挥其节能减排的优势，满足发电调度的节能减排要求具有十分重要的意义和广阔的应用前景。

参考文献：

[1]国务院办公厅，国务院办公厅关于转发发展改革委等部门《节能发电调度办法（试行）》的通知（[2007]53号文）[Z].2007.08.02.

第5篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词：节能；降耗；效益

元宝山发电有限责任公司的前身是元宝山发电厂，始建于1974年，为中电投集团公司控股子公司，由中电投蒙东能源集团公司代管，现有三台600MW机组。为贯彻和落实公司“精细化管理年”的相关要求，确保全年生产指标的顺利完成，根据公司目前具体情况并结合相关经验，制定了运行系统节能降耗措施。

一、机组参数调整措施

第一，加强对主要参数的监视调整，保证各参数在合格范围内。机组正常运行、吹灰及加减负荷时，及时调整汽温、汽压、排烟温度、氧量。主汽压力按规定的滑压曲线运行，主汽温按额定值+3℃调整。制定小指标竞赛管理办法并已实施。严格按照值长发电指令执行，保证负荷压上限运行，做到度电必争。制定吹灰器定期检查责任制，确保水吹灰器检查次数和质量，避免由于吹灰器检查不到位造成的锅炉结焦和排烟温度升高。

第二，暖风器投入期间，通过控制暖风器压力，在保证暖风器安全的前提下控制排烟温度在设计值以内。在低负荷期间，通过调整磨煤机运行方式、燃烧器摆角位置等手段将主再热汽温调整合格。加强对主机真空、凝汽器端差的监视，发现主机真空下降或凝汽器端差升高时，及时查找真空漏泄点和端差升高的原因。加强真空泵运行效率监视，真空泵工作液水温异常升高时，及时查找原因并消除。每天按规定及时投入胶球清洗及二次滤网系统。定期检查循环水系统，保证循环水的正常运行。

第三，加强对给水温度、加热器端差的监视，发现给水温度下降或给水温度与负荷不对应，及时查找原因并联系处理，发现加热器端差升高及时检查空气门、水位、旁路漏泄情况。加强各机组高、低加水位监视，保持高、低加水位在规定值附近。主机单阀运行，具备顺序阀条件时及时切换到顺序阀运行。根据天气条件适时选择单/双台循环泵运行方式，使机组尽可能在经济真空下运行。各专业专工不定期检查各班组参数调整情况，对参数调整不合格、态度不认真的要加大考核力度。每日进行参数分析总结，参数偏离设计值要查找原因并提出改进措施。

二、降低厂用电率措施

第一，充分利用#2炉引风机变频和#3炉高低速切换，降低引风机电耗；#2、#3、#4机组凝泵变频、疏水泵变频、#2机高冷泵变频，在变频设备无故障的情况下，必须使用变频。#2机高冷泵变频运行时，变频泵出口门全开，350M3水箱补水旁路门要保持一定开度（一般开1/3），以减少节流损失，达到降低高冷泵变频转速实现节能的目的。正常运行时优先选用较低的转速维持350M3水箱正常运行。低负荷及时调整磨煤机运行台数，加减负荷时尽量晚起磨、早停磨，降低制粉系统电耗。

第二，及时查找锅炉本体、制粉系统漏风，降低引风机电耗，每月24日对运行锅炉风、烟、煤系统全面普查，发现漏泄点及时联系处理。控制各台炉氧量值在规定范围内，控制送、引风机电耗。冬季#3、4机组根据气温情况，采取一台循环泵运行方式。#3、4机组根据真空严密性情况，及时启停备用真空泵。利用机组启停时机对加热器查漏，发现漏泄的及时联系处理。根据负荷等情况，调整冲灰水泵运行台数。

第三，做好机组启停过程中的节电工作。

（1）#2机启机过程：根据锅炉预定点火时间及机组并网时间合理安排辅机启动，以减少辅机设备尤其电泵、循环泵的空载运行时间；启动凝泵变频给除氧水箱上水，#2炉启动上水期间只保持一台电泵运行，#2炉锅炉吹扫前再启动第二台电泵，锅炉上水结束后，如果预期长时间不能点火则停止凝泵、电泵运行；循环泵在锅炉点火前投入一台运行，在点火后投入第二台运行；机组启动后，#2机汽机转速达额定转速时，关闭冷再、热再管路疏水，高缸投入后及时关闭主汽管路疏水，低旁关闭后及时停止一台凝泵。

（2）#2机停机过程：#2机组停机时，低旁关闭后及时停止一台凝泵和一台循环泵运行，主机破坏真空后及时停止另一台循环泵运行，低冷水导工业水自压，停止低冷泵运行。在电泵停止运行后，除氧水箱上水至3300MM水位后，停止凝泵运行；掌握好汽、电泵切换时机，在汽泵能维持运行时，不可以过早启动电泵，在汽、电泵切换之前，提前做好电泵的检查、准备工作；在不需防冻的情况下，#2机组在送引风机停止，磨煤机轴承温度降至50℃以下时，及时停止高冷泵运行。

（3）#3、#4机启机过程：根据锅炉预定点火时间及机组并网时间合理安排辅机启动，以减少辅机设备尤其电泵、循环泵的空载运行时间；用凝输泵给除氧水箱上水，投入轴封前再启动凝泵，#4炉采用汽泵前置泵给锅炉上水，当前置泵出口压力无法达到上水要求时再用汽泵上水，电泵只保持备用，降低启机期间的厂用电消耗；根据小机预期使用时间，合理安排小机冲动、暖机，做到既不浪费辅汽也不影响汽泵接带负荷；循环泵在锅炉点火前投入一台运行，第二台循环泵在主机并网后投入，冬季，#4机循环泵具备低速运行条件时，将循环泵切换到低速运行；#3、4机组管路、本体疏水具备关闭条件时及时确认是否已关闭；A磨等离子切换到正常方式后，及时将等离子用压缩空气切换到防污风，以减少空压机运行台数。

（4）#3、#4机停机过程：

1）停机过程中，#3、4机组减负荷到300MW以下时，根据循环水温度情况及时停止一台循环泵运行，到250MW以下时停止一台汽泵运行。#3机掌握好电泵启动时机（在150MW左右），不允许过早启动；#4机全过程使用汽泵停机。主机打闸后，根据主机排气温度及时停止另一台循环泵运行。停机后，主汽压力降至1.5MPa时，#3机用电泵、#4机用汽泵将汽包上水至高水位，然后汽、电泵停止，关闭主机管路疏水，主机破坏真空，停止凝泵运行用凝输泵给除氧水箱上水。此后利用电泵根据汽包水位情况间断上水，不允许电泵连续运行来保证汽包水位。

2）冬季#3或#4机停机后，采取措施切除无需投入的冷却器来保持开式水母管0.20MPa压力自压防冻，工业水供开式水泵入口门只需开15%；#2机保持工业水母管0.20MPa压力自压防冻。

三、降低水耗措施

第一，严格控制#2、#3、#4、#5水塔，#2机组350m3水箱，#2机高、低位密闭除盐水箱，#2机组200m3水箱、#3机组400m3水箱、#4机组400m3水箱、闭式水膨胀水箱、#2机组600m3水池、供水泵房前池、#2炉灰渣泵前池、#3炉灰渣泵前池水位，保证不溢流、跑水。暖风器汽源即时切换、疏水及时回收，避免除盐水浪费。暖风器供汽压力在满足风温前提下降至最低。

第二，机组启动过程中及时联系化验水质，减少锅炉排放时间。停机时及时调整各冷却水阀门位置，减少冷却水用量。#2机组在运行期间，通过给水的控制减少分离器、集水器的排放。加强巡检，对机组跑、冒、滴、漏、渗现象及时发现及时治理。机组启动后及每月15日对汽、水系统阀门进行全面检查，发现阀门漏泄及时联系处理。及时调整暖汽联箱压力，在保证厂房温度的前提下降低厂暖供汽压力。定期检查各路疏水门位置正确，阀门无内漏。及时联系化验人员化验疏水水质，疏水水质合格要及时回收，避免大气疏水箱溢流及溢流减温水门开启。对三台机组大气疏水、热力站疏水、热网疏水、暖气疏水具备回收条件的及时回收，避免水位高溢流或排放。

第三，保持污水站供#3、4机组水塔补水门全开，水塔补水优先使用污水站来水。发现雨水泵启动频繁时，及时查找来水原因，并采取措施。机组运行期间根据灰量控制冲灰水量，停运机组及时停止冲灰水运行（冬季做好防冻措施）。工业水尽可能使用疏矸水，在疏矸水来水不够时再加大二级站深井水使用量。#3或#4机停机时，在疏矸水充足且工业水压力高时，请示值长二级站工业水升压泵停止热备。

第四，#3或#4机停机后，如不需闭式水系统运行，在确认空压机冷却水由另一台机带时，停止本机闭式水及凝输水系统运行，以减少厂用电及除盐水浪费。在凝汽器上水查漏结束后，凝汽器水位降至可见水位时即停止放水，剩余水量用于启机（水质合格的情况下）。启机过程中低冷水、开式水及时切换到循环水，以减少水塔的排放量。#3或#4机停机后，高水位时关闭本机400M3水箱补水气动门，防止运行机组补水时，使本机400M3水箱水位升高而溢流。

第五，冬季做好锅炉暖风器、厂房采暖疏水回收工作；做好热网系统跑冒滴漏检查及联系治理工作。#3机轴封系统一般在锅炉点火前投入，以减少汽水损失。#3、#4机小机根据使用情况合理安排冲动暖机时间，以节约辅汽。因暖管及防冻要求，疏水门、放水门需要保留开度的，门开度要适当，避免不必要的汽水损失。#4炉干除灰系统首先选择向粗、细灰库排灰，并及时联系拉灰。若粗、细灰库无车拉灰且气化风机出口压力升至0.45bar时将灰导至原灰库。原灰库气化风机出口压力低于0.45bar前，制浆机、提升泵不投入运行。提升泵投入期间，保持一台运行。根据灰量及时调整灰浆提升泵出口门开度，从而最大限度控制低压供水、一级冲灰水用量。供水泵房前池补水原则为首先用回收的灰水，然后用循环水，最后用工业水。

第六，根据机组负荷及时调整供水泵房低压供水、一级冲灰水、二级冲灰水以及灰渣泵运行方式，最大限度控制低压供水、一级冲灰水、二级冲灰水用量。正常情况下运行灰渣泵保持出口门全开，反冲洗水门保持关闭，根据冲灰水量调整运行台数。在满足渣井水温不超60℃情况下，保持渣井补水门最小开度，最大限度减少渣井溢流。

四、降低油耗措施

第一，三台锅炉启停时，#2机组尽可能多用小油枪，#3、#4机组尽量使用等离子，严格按照机组启、停曲线要求，控制好压力、温度、负荷梯度。风机半侧运行无特殊情况不投油助燃。非常规调峰阶段，#2炉当煤质热值达到设计煤质，达到45%负荷不投油；#3、#4机组当煤质热值达到设计煤质，达到35%MCR负荷不投油。机组运行中尽量减少燃油系统的运行时间，定期检查各油角阀漏泄情况，避免由于油角阀不严造成的燃油损失。

第二，三台锅炉提前检查好磨煤机、给煤机，及时满足磨煤机启动条件，确保磨煤机随时启动。#2炉给煤机撤销子工作提前完成，#2炉油枪支数10支及以上而烟温≥280℃，及时启动第一台磨煤机。根据升温升压曲线及时启动第二台磨煤机，确保发电机并网前两台磨煤机运行。

五、降低脱硫系统脱硫剂用量措施

监视入库石灰石粉质量，确保CaCO3含量≥90%，细度≥90%（250目筛余量）。保持脱硫效率稳定控制在92%～93%之间，并确保月脱硫效率≥92%。根据负荷调整PH值，机组正常运行期间石膏浆液PH值控制在规定范围（5.0～5.6），PH值正常调整根据机组负荷以及原、净烟气SO2含量多少调整。调整原则：机组满负荷时 PH值控制在5.6左右，机组90%负荷时PH值控制在5.6以下，机组80%负荷时PH值控制在5.4以下，机组70%负荷时PH值控制在5.2以下，机组60%负荷及以下PH值控制在5.0。石灰石供浆量的多少根据PH值大小适当调整，根据每天负荷变化规律，PH值调整应有提前量。石灰石浆液密度严格控制在1150～1250kg/m3左右，最高不能超过1300kg/m3。石灰石浆液密度调整原则：机组满负荷时石灰石浆液密度控制在1250～1300kg/m3。机组60%～90%负荷时石灰石浆液密度控制在1200～1250kg/m3。机组60%负荷及以下石灰石浆液密度控制在1150～1200kg/m3。对吸收塔进浆调整，采取微调、勤调的调整方法，切忌调整大起大落。机组停机前控制粉仓粉位，如长时间停机将粉仓排空，粉仓排空后停止硫化风机及粉仓除尘器。

六、结束语

通过在生产过程中的实践，节能降耗达到了预期目标，节省了大量能量消耗，降低了运行成本，年节省资金近500万元，也为国内同类型机组的运行提供了很好的借鉴。

参考文献：

[1]王汝武.电厂节能减排技术[M].北京：化学工业出版社，2008.

第6篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词：锅炉效率 热损失 燃烧 经济性

前言；宏伟热电厂＃3、4、5炉是哈尔滨锅炉厂生产的，炉型为：HG-410/ 9.8 - HM16型褐煤锅炉，燃用内蒙东部褐煤，配置6套直吹式风扇磨制粉系统，锅炉的效率设计为89.74%。就锅炉而言，影响锅炉效率的因素是：一方面保持锅炉燃烧稳定，在高负荷状态下运行。另一方面则应尽量减少各种热损失。

1.影响410锅炉效率的因素有以下几个方面：

1.1锅炉效率与其各项损失密切相关，锅炉的排烟损失；机械不完全燃烧损失；灰渣物理损失；化学不完全燃烧损失；散热损失组成。

1.2锅炉所产出的主蒸汽是供给汽轮机做功的动力，主蒸汽的温度和压力的高低直接影响到锅炉的经济性。

1.3锅炉燃用煤的发热量、挥发份、含灰量、含水量等指标。对锅炉燃烧稳定具有较大的影响，对于风扇磨煤机来讲，原煤的可磨系数对风扇磨煤机的制粉的合格率影响较大，同时影响锅炉的燃烧稳定性。

1.4锅炉在运行中，锅炉的引风机、送风机、风扇磨煤机等设备消耗部分电能，直接影响到锅炉的净效率。

1.5锅炉在启动和停止过程中燃油消耗、煤耗、电耗、水耗等。随着启、停炉的时间延长，锅炉的各项损失随之增大。

1.6锅炉在运行中的连续排污和定期排污，排出炉外的炉水水耗，以及锅炉阀门不严，炉水系统及蒸汽系统出现的漏泄造成的水耗和汽耗。

2.降低锅炉各损失提高锅炉效率的措施

2.1当锅炉负荷在85%以上时，采用斜对角4台磨煤机运行的燃烧方式，保持各风扇磨煤机的制粉的均匀性。控制#2、5风扇磨煤机的出力，以减少该一次风对炉内的动力扰动，减少或防止火焰偏斜，避免备用喷燃器和水冷壁结焦。坚决避免缺角燃烧的运行方式。在冬季原煤温度较低，必要时采取五台风扇磨煤机运行，提高原煤的干燥出力，降低各一次风煤粉浓度。提高煤粉的燃烧速度。合理的调整锅炉燃烧及配风、控制锅炉负压稳定，降低锅炉送、引风机电耗。

2.2锅炉正常运行中保持主蒸汽温度和主蒸汽压力稳定，要掌握燃用煤的发热量、锅炉燃烧量、磨煤机的制粉量与锅炉蒸发量的关系，积极调整锅炉主蒸汽参数，保持主蒸汽压力和主蒸汽温度稳定，减小主蒸汽参数变化对锅炉效率的影响。

2.3加强燃煤管理，采取煤厂混煤的办法，减少燃煤发热量的变化，同时对燃煤中的杂物加强控制，燃料投入除铁器。定期进行风扇磨煤机分离器清理，保证风扇磨煤机回粉畅通和风扇磨煤机的制粉细度。

2.4锅炉根据配风器的结构、喷燃器特性和喷燃器的特性，采取六角二次风总门均匀配风。关小各角油枪二次风风门开度至30-40%进行截流调整，适当降低#2、#5磨煤机的制粉出力，以减少炉内的燃烧干扰，防止火焰偏斜。控制炉膛出口烟气温度要控制在860℃以内，两侧烟气温差不超过80℃。定期吹灰，保持受热面清洁，提高锅炉受热面吸热换热量，降低锅炉排烟温度。

2.5减少锅炉本体漏风和制粉系统漏风，是排烟温度升高的主要原因之一。制粉系统漏风影响风扇磨煤机的通出力、干燥出力、风扇磨煤机的出口温度、风扇磨煤机的电耗等。在运行时注意随时关闭各检查门、检查孔和冷风门。定期进行炉本体及制粉系统的查漏及堵漏工作。

2.6严格执行启停炉操作，减少能源消耗

2.6.1重视锅炉启、停时的能源消耗，提前采取蒸汽推动，提高锅炉水循环回路温度，提高汽包温度，提高炉膛温度。提高燃油温度，有利于点火，减少甩油。有力于锅炉点火，及时调整锅炉配风，能提高油抢燃烧效果。减少灭火、甩油现象。严格锅炉点火过程中的升温和升温速度，主蒸汽管道暖管工作。提高蒸汽品质和炉水品质，提前做好启动磨煤机的准备工作。精心调扇磨煤机的制粉量和锅炉排汽量。这是缩短启炉时间重要手段之一。

2.6.2停炉前7-10小时，将运行原煤斗煤位上满。通过给煤机的输煤量，来调整各风扇磨煤机的制粉量，尽量保持各风扇磨煤机在同一时段，根据锅炉负荷计算出各风扇磨煤机的制粉量，计算出原煤斗拉空时间。锅炉在停止过程中，原煤斗中的原煤逐渐减少，锅炉出现燃烧不稳，必须投油枪稳燃，派专人进行原煤斗振打，保持原煤斗下煤顺畅，减少停炉过程中的能源消耗。

2.6.3锅炉在正常运行中，正常情况下连续排污量对于热电厂来说控制在1.5%，定期排污量控制在0.5%，锅炉的失水水耗应控制在2.5%内。同时通过化验锅炉水质情况，进行加药和增加定期排污量和连续排污量，维持锅炉的水质合格。因此在锅炉正常运行中，要经常检查对空排汽门、事故放水门、过热器及减温器疏水门、省煤器放水门、排污门，发现漏泄及时联系处理，保持其严密，减少炉水流失。降低锅炉的煤耗、热耗和水耗。

3.结束语

锅炉的节能降耗是一项长期的工作，在日常工作中加强对炉水的监测和锅炉阀门的检查。减少锅炉水耗。采用合理的配风方式和磨煤机的运行方式，均衡各磨煤机出力，提高了一、二次风的混合，强化炉内燃烧，提高煤粉的燃烧速度，使煤粉充分燃烧，降低火焰中心，减少漏风，降低了锅炉的各项损失，同时可以降低厂用电消耗，采取优化启停炉方案，缩短启停炉时间，减少能源消耗。

参考文献：

1. 李春华 赵春鸿 《宏伟热电厂锅炉运行规程》

2. 庞丽君 孙恩召 《锅炉燃烧技术及设备》哈尔滨工业大学出版社1991版 第72-81页煤粉气流的燃烧部分第169-183页煤的燃烧部分

3. 陈学俊陈听宽 《锅炉原理》第138-144页直流喷燃器概况 第115-123页煤粉的燃烧部分机械工业出版社 1990年出版

4.《哈尔滨锅炉厂410锅炉说明书》

作者简介：

吴忠良 1967年7月12日出生

第7篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词 功率因数；输电线路；无功补偿；电抗器

中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）114-0193-02

0引言

用电功率因数的高低，对发、供、用电设备的充分利用，节约电能和改善电压质量有着重要影响，为此电力工业企业对用户尤其是大工业用户进行功率因数管理，并执行功率因数调整电费办法。

中海福建天然气有限责任公司接收站（以下简称福建LNG接收站）2008年2月投产，主要为下游莆田燃气电厂、厦门燃气电厂、晋江燃气电厂及沿线福州、莆田、泉州、厦门、漳州5个城市燃气供气，当下游用气量小，接收站外输量低、用电负荷轻时，因架空线路较长，线路产生大量容性无功向电网倒送，导致用电功率因数低于国家规定值0.9，为此每年需向供电单位缴纳高额力率调整电费。

1 福建LNG接收站供配电系统概况

福建LNG接收站变电站为异地双回路电源供电，一回引自当地笏石220kV变电站，架空线长约16.12KM，另一回引自东进220kV变电站，架空线长约15.3KM。接收站内设110kV GIS开关站一座，6kV总变电所一座，海水变电所一座、区域变电所一座及码头变电所一座。外部电源至接收站110kV GIS开关站后，分别接至2台容量为25000KVA、电压为110kV/6kV主变压器（以下简称主变）降压后，为接收站各用电系统提供电源。110kV GIS、6kV总变电所、6kV海水变电所均采用单母线分段运行方式。在总变电所6kV侧系统Ⅰ、Ⅱ段母线各设容量为2400kvar并联电容补偿。

2 110kV石海线、东中线输电线路容性无功对功率因数影响

长距离高压输电线路参数分布效益明显，对其采用分布参数模型分析，在正常情况下，线路压降不大（忽略压降），110kV东中线、石海线输电线路等效电路图：

3 改造方案

4 结论

在高压长距离输电线路，负荷大小对功率因数起决定性作用。线路容性无功在用电负荷轻时将造成功率因数恶化，因此对于专用的输变电工程，设计无功补偿设备时应充分考虑到线路的容性无功，合理设计无功补偿设备，避免线路投用后因负荷轻造成功率因数低下。

参考文献

第8篇：电厂节能降耗小办法范文

【关键词】高压变频;发电厂;应用

随着电力行业改革不断深化和市场竞争的日趋激烈，如何降发电成本和提高发电市场竞争力，已成为各发电厂努力追求的目标。传统的发电厂大都采用定频技术，频繁的调峰任务使高压电机的启停次数增加，电动机受到的冲击转矩很大，严重影响电动机的机械寿命，在启动过程中烧毁高压电机的现象时有发生。如采用变频调速技术，则可实现高压电机的软启动，即电机从零转数慢慢升至启动转数，从而达到改善电动机运行环境的目的，还可以实现节能降耗的作用。

1.变频调速原理简介

交流异步电动机的转速公式为：

n=（1-s）n1=（1-s）60f1/p

式中：n―电动机运行时实际转速，n1―电动机的同步转速，f1―电动机电源频率，p―电动机极对数，s―电动机转差率。从可以分析如何改变异步电动机的转速。

当改变电源频率f1时，同步转速n1=60f1/p与频率成正比变化，于是异步电动机的转速n也随之改变，所以改变电源频率就可以平滑地调节异步电动机的转速。

变频调速技术的出现和不断发展，使电机调速领域发生了革命性的变化，在不到二十年的时间里，已被国内外公认为是最理想、最有发展前途的一种调速方式。通过变频技术，不仅可以节约能源，还具有可靠性高、调速范围广和平滑性好等优点，因此在短短十几年，发展也十分迅速，这主要归功于变频调速技术的优越性。

变频器按变换环节分为交―交变频器和交―直―交变频器，由于交―交变频器连续可调的频率范围小，一般为额定频率的1/2以下。目前，变频器基本上采用交―直―交电流型或电压型变频器，主回路由整流器、滤波环节和逆变器构成。

2.发电厂高压变频技术分析

当前，国内高压电动机采用的变频调速方案主要有以下几种：

2.1 Y/Δ变换

采用Y/Δ变换的办法是通过降压变压器将6000V的电压降低到一定的电压等级，如韩国ABB公司的ACS系列变频器的电压等级有2.3KV、3.3KV和4.0KV，它的基本构成如图1所示。

图1 星―三角变换图

这种联接方式要求异步电动机必须采用三角形接法，采用3.3KV或4.16KV的变频器即能满足电压和电流的要求，也能满足变频器对电机的绝缘等级提高一级的要。但它对dv/dt和共模电压承受能力较差。由于电厂一般风机电机的接线方式为Y型，选用此方案的变频器，电机的定子线圈要由Y型改接为Δ型，或使用与此电压等级配套的高压电机，再者还需新增加一个变压器;该方案要求换装电机的外型尺寸特殊，原有电机基础不能使用，需重新施工浇注，安装周期也较长;电机进行Y/Δ改接后，电机与电网电压不一致，无法实现旁路功能，当变频器出现故障后，无法保证生产的正常进行。

2.2 高-低-高变频调速系统

此中调速控制方案是将高压通过降压变压器，使变频器的输入电压降低，这样可以采用一般的交流变频器，然后，将变频器的输出电压通过升压变压器将输出电压再提高到6000V，以满足高压交流电动机的电压要求。这种方案可以采用较为低廉的变频器，高-低-高变频调速系统的结构如2图所示。

图2 高-低-高变频调速系统的结构图

高-低-高变频调速系统普遍采用可控硅整流电路逆变电路，从70年代问世以来，逐步走向成熟，也有很多应用成功的例子，但此种系统存在者较多的问题：

（1）高-低-高变频调速系统需要用升压和降压两个变压器，以实现6000V电压直接输出，从而降低了效率，会增加0.3%的损耗，并且降压变压器和升压变压器不能互换，升压变压器需要特制，以减弱高次谐波的影响。

（2）高-低-高变频调速系统中的变频器整流部分采用可控桥式整流电路，相应变频器的功率因数比较低，范围从0.2到0.9之间。由于送风机经常工作在低转速状态，可控硅的导通角较小，使系统的功率因数很小，系统需要消耗大量的无功功率，导致6000V母线电压下降，影响6000V母线电压质量;同时可控硅整流在送风机低速范围运行时，导通角很小，波形畸变大，逆变部分大多采用6脉冲或12脉冲，输出波形失真，有大量高次谐波存在，使输出波形不是正弦波，为解决谐波的影响，需要加装滤波器，增加投资。

（3）高-低-高变频调速系统中的变频器工作在低电压状态，为满足功率输出的要求，工作电流很大，往往需要变频器元件并联运行，为此必须进行元件配对，加均流措施，检修技术水平要求比较高。

（4）高-低-高变频控制系统需要两台变压器，变压器需要装设相应的保护，成本也会有所上升，另外，使用高-低-高变频系统占地面积较大。

2.3 直接高压变频调速控制系统

直接高压变频调速控制系统用额定电压为6000V的高压变频器直接驱动6000V的电动机，实现变频调速，高-高变频调速系统的结构示意图如3所示。

图3 直接高压变频系统的结构示意图

直接高压变频系统，简称高-高变频调速系统，它是九十年代末针对高-低-高变频调速系统缺陷研制成功的新一代变频调速系统。该系统从根本解决了高-低-高变频调速系统存在的问题，是一种性能优越的变频调速设备。

该调速系统一般使用一台变压器与电网隔离，变频器输出直接到电机，由于采用了桥式整流电路，在整个调速系统中功率因数较高，cosφ=0.85，不需要装设无功补偿装置，又因为高-高变频调速系统采用多重化脉宽控制，通过模块输出串联叠加消除高次谐波的影响。

高-高变频调速系统简化了主电路和控制电路的结构，变频器在中间处理器材调节器控制下，调整整流即逆变部分的控制量，通过调节逆变器的脉冲宽度和输出电压频率，既实现调压，又实现调频，调节器进行无偏差的前馈控制，使控制误差降到了最小，从而使装置的体积小，重量轻，造价低，可靠性高。

高-高变频调速系统改善了系统的动态特性，变频器中逆变器的输出频率和电压，都在逆变器内控制和调节，因此调节速度快，调节过程中频率和电压的配合好，系统的动态性能好。

高-高变频调速系统有很好的对负载供电的波形。变频器的逆变器输出电压和电流波形接近正弦波，从而解决了由于以矩形波供电引起的转矩降低问题，改善了电动机的运行性能，高-高变频调速系统适用于常规电机和电缆的绝缘要求，现有的送风机电机和电缆可以继续使用。

2.4 高压变频技术方式对比

以某火电厂为例，如果选用“高-低-高”方式工作的变频器，变频实现复杂，可靠性较低，高-低-高变频调速系统技术上不具有先进性，但这种系统最大特点是价格比较低廉，相对于高-高变频系统，每套系统节约不少投资，产品的挑选余地比较大。

如果选用高-高变频调速系统，从能量转换上看效率高于高-低-高变频调速系统，高-高变频调速系统在整个调速范围内效率稳定在95-97%之间，而高-低-高变频调速系统在整个调速范围内从81-93%之间变化，高-高变频系统可经采用不使用变压器的方案，则满负荷运行时，又可节约0.3%左右的能量。

综合各调速系统的优缺点，高-高变频调速系统是高-低-高变频调速系统的更新换代产品，具有较高的科技含量，是变频调速发展的方向，因此，在火电厂中选用高-高变频调速系统较为合适。

3.小结

随着电力市场的不断发展，发电企业对经济效益和社会效益的重视程度越来越高，已成为各发电企业共同的追求目标。本论文通过对Y/变换型、高-低-高型、高-高型三种方式进行了阐述和比较，并建议在火电厂中选用高-高变频调速系统较为合适。

参考文献

[1]周凌.高压变频技术在电力行业内可靠性应用[J].华北电力技术，2012年4期.

第9篇：电厂节能降耗小办法范文

关键词：环保；锅炉；测量方法；改进；分析

中图分类号：X-1文献标识码：A文章编号：

近年来，随着发电机组容量的不断增大，作为燃煤锅炉主要辅助系统之一的制粉系统，其送粉管路长度也随之大大增加，各送粉管道阻力差也随之增大，并带来诸如管道积粉、入炉一次风量不均以及煤粉堵管等问题。燃煤发电厂锅炉燃烧的稳定性、经济性与一、二次风进入炉膛的风速和煤粉浓度的大小及均匀性关系密切，煤粉浓度的高低以及各个煤粉燃烧器的风粉均匀性直接影响到炉内燃烧工况的稳定和锅炉的燃烧效率。如果燃烧器的一、二次风及风粉比例偏离正常范围，会导致不完全燃烧，降低锅炉效率。同时，随着环保条列的不断更新，火力发电厂越来越关心机组效率和空气污染的问题，要提高锅炉热效率和降低空气污染最有效而又能保持低成本的方法之一就是准确测量和控制锅炉一、二次风量。

1 风量测量装置

目前，国内大容量锅炉一、二次风量测量元件多为机翼型、各种巴类、文丘里式和热式测量装置。在巴类中，由于均速管（阿牛巴）输出的差压信号较小，易堵塞，且分辨率低，一般需要与微差压变送器配套，测量精度不高。近几年美国生产的威力巴差压流量计，在性能上比阿牛巴均速管提高了一大步，但由于受直管段、量程比的限制，在计量上仍存在许多问题，不能满足用户的要求。而机翼型测量装置体积较大，压损较大，制造工艺比较困难，且易堵塞信号管路。采用标准文丘里管，在大管径时，其前后直管段要求很长，成本很高。热式流量计。它压损小，测量稳定，故障率小，维护工作少；但是响应速度慢，受脉动流限制，而且长期运行以后对于电厂的介质含粉问题造成的流量计探头磨损也没有太好的解决

办法。

2 机组锅炉风量测量装置改造方案

2.1 存在的问题

某电厂300MW机组锅炉其风量均采用了威力巴均速管流量计，由于威力巴均速管流量计装置自身的缺陷，客观存在以下缺点：

2.1.1 易于堵塞。由于必须通过检测孔来测流量，只要流体中有粉尘、固体颗粒、凝析物等，堵塞就难以避免。并非如厂商所说在探头正前方形成了高压区，粉尘不易进入。一旦堵塞检测孔，就会造成输出差压减小，最终无法测量，严重威胁到锅炉的安全

运行。

2.1.2 准确度较低。威力巴流量计属于均速管类，只能通过检测杆来反映流速，无论在上面取了多少个测点，也只能反映管道截面直径（或宽、高）上的流速分布，在直管道达不到足够长要求时，这些点就失去代表意义，准确度难以优于±3%。

通过对其他电厂的调研并结合本厂的实际情况，建议采用PBS防堵型阵列风量测量装置。PBS防堵型阵列风量测量装置由于本身具备的自清灰和防堵塞功能，它可以确保长期测量的准确性，能及时地反映各风管内风量的大小，随时调整锅炉运行，让锅炉始终在较经济的工况下运行，可大大提高锅炉的自动投入率，而且防堵型阵列风量测量装置压力损失小，节约送、引风机电量，可取得良好的经济效应。

2.2 一次风量测量装置测量原理

电站锅炉风速风量测量装置是基于差压测量原理，其原理图如图1所示，测量装置安装在管道上，其探头插入管内，当管内有气流流动时，迎风面受气流冲击，在此处气流的动能转换成压力能，因而迎面管内压力较高，其压力称为“总压”，背风侧由于不受气流冲压，其管内的压力为风管内的静压力，其压力称为“静压”，总压和静压之差称为动压，其大小与管内风速有关，风速越大，动压越大；风速小，动压也小，因此，只要测量出动压的大小，再找出动压与风速的对应关系，就能正确地测出管内风速，在此基础上，通过与标定系数和管道截面积的计算可以实时测量管道风量。

2.3 一次风量测量装置改进

一次风量的大小对锅炉燃烧经济性的影响很大，一次风量调节合适既对锅炉燃烧有利，又不会导致一次风管的堵塞。过高的一次风量将使煤粉着火推迟，火焰中心升高，导致飞灰可燃物和排烟温度上升，对锅炉的经济性产生不利的影响；在保持送风量不变的情况下，一次风量的增加必然使炉膛出口氧量增加，从而降低锅炉的经济性；而且，随着一次风量的增大，磨煤机出口煤粉也将逐渐变粗，这对锅炉的燃烧是十分不利的。

根据现场情况，由于磨煤机入口一次风直管段较短，截面风速容易分布不均匀。为了确保准确测量风量，拟在风道截面上按等截面网格法多点测量原理布置2支探头共6个传感器测点，测得同截面的平均速度，是为了确保准确测量风量，将2个风量测量探头的正压侧与正压侧相互连接、负压侧与负压侧相互连接，引出一组正、负压信号至差压变送器。由于在风道截面上严格采用标准的网格多点式布置、且测量装置本身具备的自清灰和防堵塞功能，几乎没有压损，装置性能可靠，可保证风量显示稳定准确。真正做到了长期免维护运行。

3 结束语

燃煤发电厂锅炉燃烧的稳定性、经济性与一、二次风进入炉膛的风速和煤粉浓度的大小及均匀性关系密切，煤粉浓度的高低以及各个煤粉燃烧器的风粉均匀性直接影响到炉内燃烧工况的稳定和锅炉的燃烧效率。对于火电机组来讲，锅炉热效率和降低烟气中有害物质的排放量始终是我们追求的目标。通过准确检测锅炉一、二次风量，能够将真实数据提供给锅炉操作人员进行合理操作，是保证锅炉热效率和降低烟气中有害物质的排放量最有效途径之一。本文采用的风量测量装置本身具有利用流体动能进行自清灰防堵塞的功能，不需要外加任何压缩气体进行吹扫，可以做到长期运行免维护，大大节省了检修维护的财力与

人力。

参考文献：

[1] 刘禾，白焰，李新利．火电厂热工自动控制技术及应用 [M]．中国电力出版社，2009．