发电厂节能减排措施范文第1篇

关键词: 火力发电厂；节能减排；电力行业

中图分类号：TM62文献标识码： A

我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%以上，燃煤造成二氧化硫、氮氧化物和烟尘等排放成为火力发电的主要污染源。大约全国约90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。实现更加节能高效的火力发电和更低低耗的污染环保成为当前行业发展趋势。

火力发电消耗的煤炭一半以上都是直接燃烧用于发电和采暖空调等， 因此资源消耗大。为了达到提高火力发电效率、降低资源消耗，特别是节约和降低煤炭、石油和水资源的消耗目的，节能减排要以降低火电厂煤耗、厂用电率和二氧化硫、氮氧化物排放量为重点，通过优化电源结构和布局，合理利用能源资源，实现能源消耗降低和二氧化硫、氮氧化物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，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，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，单位煤耗越低。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。因此可关停小容量机组, 推广大容量机组来减少能耗、提高能源利用率。

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控制工作的源头。

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)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。

5)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。

三、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, 其次要加强对生产环节的控制, 还要在生产管理环节下功夫。对于企业发展一定要坚持在规划、设计时考虑其经济性，同时要在生产及管理上下功夫，积极推进节能技术的研究和应用，才能真正实现行业的可持续发展。

参考文献:

【1】王汝武，电厂节能减排技术 北京:化学工业出版社，2008

【2】李青，高山，薛彦延 火力发电厂节能技术及其应用 北京:中国电力出版社, 2007

【3】张克凡，贾晖 浅谈发电厂节能降耗的有效措施 内蒙古石油化工, 2008

【4】潘志强 嘉兴发电厂节能减排之路 中国人口・资源与环境, 2008

【5】赵志强，赵志明 火力发电厂节能降耗的探讨 内蒙古科技与经济，2007

发电厂节能减排措施范文第2篇

[关键词]厂用电率；节能减排；节能改造；优化运行方式

中图分类号：TE08 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0110-01

1.引言

随着国家，把节能减排工作摆到经济社会发展的优先位置，对节能减排提出了更高的要求.加之电力企业之间的竞争日益激烈，如何降低运行成本从而提高发电厂的经济效益是每个发电厂着力解决的重要课题，而厂用电率的高低是影响供电煤耗和发电成本的主要因素之一。

以下就东滩矿电厂如何降低厂用电率所采取的分析和措施。

2.现场调查与分析

2.1 主要辅机设计运行方式（见表1）

2.2 主要用电负载节能情况（见表2）

2.3 主要负载用电占厂用电比重（见表3）

从以上表格中可以看出，送风机、引风机、循环泵、给水泵四种用电设备占厂用电的比重最大，对厂用电率影响最大，因此如何降低这几类负荷的用电量十分关键。

2.4 循环泵、给水泵运行方式不合理，送、引风机耗能高

确认方法：统计运行日志得出，平常都是三台泵运行，一台备用。在气温低、负荷低时两台就能满足要求，造成厂用电浪费。送风机（功率680KW）引风机（功率310KW）运行按工况节流调节运行，能耗高。

2.5 厂变能耗高，厂用电系统功率因数偏低

确认方法：对400VⅠ、Ⅱ、Ⅲ段低压厂用电系统现场实测，厂用电系统功率因数只有0.79，低于国家标准0.85以上的标准。

3.采取措施

3.1完善给水泵循环泵运行方式，减少一台给水泵、循环泵厂用电（280KW）：1、根据负荷及时调整给水泵、循环泵运行台数2、根据气温及时调整循环泵运行台数

3.2 降低风机能耗， 减少风机厂用电（680KW）：

1、把送风机改造为液力耦合器调速风机

2、把引风机改造为液力耦合器调速风机

3.3 厂变节能效果差，厂用电功率因数低， 补偿功率因数至正常值（0.95）：

1、更换厂变为节能变压器

2、低压厂用电增加无功补偿柜

4.结束语

节能降耗是国家的长期方针，是推动经济社会又好又快发展的根本要求。而设备的陈旧，煤价的攀升导致发电厂经济效益下滑。通过优化运行方式，设备技术改造，重点放在送引风机、循环水泵、给水泵以及破碎机等设备上以确保其良好运行，最大限度降低耗电率，同时加强运行管理等方法，使机组厂用电率得到较大幅度降低，从而降低成本，达到节电降耗的目的。

参考文献

[1] 贾育康 赵力芬 300MW火电机组厂用电分析及节电措施 山西电厂2009（4）.

发电厂节能减排措施范文第3篇

【关键词】发电厂 节能技术 节能减排

1 发电厂节能减排的重要意义

在国家节能减排的重要领域和行业之中，电力行业是节能减排的大户，对于控制节能减排的指标和国家节能减排目标的实现具有非常重要的支撑作用。当前，火力发电是我国发电厂的主流，占有发电厂的很大比例，火力发电的原料是只要是煤炭，在发电过程中消耗掉大量的煤炭资源，如果不能洁净利用和洁净燃烧，会对大气环境和自然环境造成非常大的影响，对于周围居民的生命健康影响巨大。当然，发电厂实施的节能减排的相关措施如脱硫与废气利用等也产生了一定的效果，但是，节能减排的压力和任务依然严峻，同时，在节能减排的技术和措施上也存在很多问题，比如脱硫副产品的再利用率很低，脱硫设备的故障多发等等。

从宏观层面来看，我国的化石能源是最要能源，但是化石能源又是不可再生能源，而且就人均资源量来看，我国的人均资源量处于世界的中等国家水平，比较低。从能源资源的总体情况看，存在分布不均衡，运输不方面，工业化水平较低，高耗能为主，煤炭是主要能源，洁净开发利用的程度不深等方面的问题，所有这些，更为我们开展发电厂节能减排提供了大的背景和要求，更需要发电厂在节能减排上做出改革和提升，为能源战略的实施提供基础。

从技术角度看，火力发电厂利用各种燃料燃烧提供电力能源，是从化学能转化为热能、热能转为机械能、机械能再转为电能，在能源转化的过程中能源的消耗和浪费是非常大的，因此火力发电厂是节能减排的重点之一。

2 发电厂节能减排主要技术与节能减排策略

2.1 关于气体燃料的节能燃烧技术

相对来讲，气体燃料在燃烧时产生的效率时非常高的，但是在技术应用中也要注意的问题是，其一对于火焰的稳定性的控制，对于不同火焰的情况采取相应的措施；其二选用合适的燃烧器，对于不同型号的燃烧器要能够准确把握其中的操作特点和要求；其三对燃烧器的结构参数和流动参数进行有效的控制和运用，熟练操作各种参数之间的变化；其四在燃烧器的现有基础上进行适当的改革和创新，运用新的技术改造燃烧器，降低污染和资源的消耗。

2.2 关于油的节能燃烧技术

油的沸点很低，低于着火的温度，是在油蒸汽的情况下进行燃烧的。影响油燃烧质量的重要因素是关于油的雾化，雾化质量的高低就成为了油燃烧的关键，那么在优化技术的过程中，选择合适的是非常重要的，简单式压力雾化喷油嘴就是一种非常好的选择。不同的喷油嘴喷出的油量不同，对于油压的调节可以实现喷油量的调节，高负荷的时候油压将会升高，雾化的质量水平也相应会提高，这样的喷嘴就就基本负荷锅炉的需要。回油式压力雾化喷油嘴则适用于负荷变动较大的情况下，回油式压力雾化喷油嘴有回油道，它可以通过回油压力的变化实现对流量的调节，这个过程中，油的旋流强度基本保持不变。

2.3 关于煤粉的稳定节能燃烧技术

我国资源结构特点决定了我国电力结构主要是以火电为主，在火力发电厂中粉煤锅炉是最常见的设备，对于粉煤锅炉的延烧技术的改造和技术优化非常我国资源机构的特点决定了我国发电厂以火力发电为主，重要。在进行技术优化过程中，要降低污染燃烧与稳定相结合，运用高浓度煤粉燃烧技术，尽量节约煤炭的消耗，减少燃烧造成的污染，为锅炉的安全运行和调峰创造必要的条件。而且，在节能技术中，要提高燃烧效率防止结渣，并能够在低负荷情况下实现稳定燃烧，采用新型的燃烧器就是很好的策略选择，一次性设备的投资可以实现后期相关节能的实现与优化。在钝体燃烧器中，它的主要组成部分是风管、上下联扳和缝隙钝体等几个主要部分。它在燃烧时能够有效提高火焰的稳定性，而且四流区能够获得稳定的起源能力，这种设备非常适合于在劣质煤的燃烧过程中采用，非常适用于各种煤气炉以及煤粉炉。

2.4 关于提高蒸汽参数技术

常规超超临界机组的典型参数是25-26.25MPa/600℃/600℃，通过提高汽轮机进汽参数就可以直接提高机组的运行效率。当主蒸汽的压力大于27MPa时，通过提高1MPa进汽的压力，就可以降低0.1%左右的汽机热耗。热再热蒸汽温度每当提高10℃时，就可以降低0.15%的热耗。这预计相比于常规超超临界机组即可降低1.5～2.5克/千瓦时的供电煤耗。这种技术比较成熟，可适用于66、100万千瓦的超超临界机组的设计优化。当新的镍基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数就可提高至700℃，大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/千瓦时。

2.5 关于二次再热技术

在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%～3%，可降低供电煤耗8～10克/千瓦时技术较成熟。美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。

2.6 关于汽轮机改造技术

通过全三维技术优化设计汽轮机通流的部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗10～20g/kWh。适用于13.5～60万千瓦各类型机组，此项技术比较成熟。汽轮机部分普遍存在着汽缸运行效率较低或者高压缸效率随运行时间增加不断下降的情况和问题，其中的主要原因是由于汽轮机通流部分不完善、汽封间隙过大、汽轮机内缸接合面存在严重漏汽、级间漏汽以及蒸汽短路的现象。通过对汽轮机本体技术进行改造，提高其运行缸的效率，节能提效效果就非常显著。预计可以降低供电煤耗2～4g/kWh，这种技术改造适用于30～60万千瓦的各类型机组，并且此项技术比较成熟。

2.7 关于汽机主汽滤网结构型式优化策略研究

为了减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机中通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网装置。常见滤网孔径均为φ7，并已开有倒角。这样可以减少蒸汽压降以及热耗，暂时不能降低供电煤耗估算值。此项技术适用于各级容量机组，并且此项技术比较成熟。

2.8 关于锅炉改造技术

加装烟气冷却器在空预器之后脱硫塔之前烟道的合适位置，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温的回水，回收部分的热量，从而达到节能提效以及节水的效果和目的。通过采用低压省煤器技术，若排烟温度每降低30℃，机组供电煤耗就可以降低1.8g/kWh，脱硫系统耗水量就可以减少70%。此项技术适用于排烟温度比设计值偏高20℃以上的机组情况，并且此项技术比较成熟。锅炉普遍存在着排烟温度高以及风机耗电高的情况，通过对其进行改造，就可以降低其排烟的温度以及风机的电耗。采用的具体措施一般是：对一次风机、引风机、增压风机叶轮进行改造或者变频改造；对锅炉的受热面或者对省煤器进行改造。预计这可以降低1.0～2.0g/kWh煤耗。此项技术适用于30万千瓦的亚临界机组、60万千瓦的亚临界机组以及超临界机组，此项技术比较成熟。电厂在实际燃用煤种与设计煤种差异较大的时候，就会对锅炉燃烧造成很大的影响。通过开展锅炉燃烧以及制粉系统的优化试验，确定其合理的风量、风粉比以及煤粉细度等，这有利于电厂的优化运行。这项技术预计可降低0.5～1.5g/kWh的供电煤耗。现役的各级容量机组均可以普遍采用，并且此项技术比较成熟。

2.9 关于汽轮机优化技术

通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。预计可降低供电煤耗2～3g/kWh。适用于20万千瓦以上机组，此项技术比较成熟。汽轮机冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，可取得很好的节能提效效果。预计可降低供电煤耗0.5～1.0g/kWh。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组，此项技术比较成熟。

3 结语

发电厂尤其是火力发电厂在节能减排中具有非常重要的作用，承担着节能减排的主要目标责任。本文从宏观层面、节能层面以及技术层面就节能减排进行分析，对于发电厂的燃料燃烧技术以及电厂用电技术进行汇总分析，提出了较为可行的改进及优化措施，这对于发电厂健康科学发展提供了很好的支撑。

参考文献：

[1] 黄波.变频调速技术简介及其在电厂中的应用[J].山西建筑，2010（10）：163-164.

发电厂节能减排措施范文第4篇

一、去年我市节能减排指标情况

自治区的我市节能为%。去年节能降耗为%，预计降低%，首次年度节能指标。

去年自治区给我市下达的减排任务为化学需氧量削减吨，二氧化硫削减吨，削减化学需氧量吨，削减二氧化硫排放量吨，均减排。前三年，共净削减二氧化硫1.27万吨，削减的%;共净削减化学需氧量万吨，削减的%。

二、市节能减排的主要措施

(一)组织,强化节能减排责任制度考核。

将节能减排工作落到实处,市委市将节约减排各级班子实绩考核的主要内容,的问责制和“一票否决制”,将节能减排逐级分解下各区和企业市直机关,指标和指标双重控制,逐级签订责任制,主要为责任人,责任、分工、一级抓一级的节能减排责任体系。成立了市节能监测检查中心和总量办，配备专职人员。去年度奖励节能先进4个,企业5个,项目8个，先进个人10名,共计节能奖励资金342万元。并对完不成减排任务的一年黄牌警告、两年红牌警告、三年主要引咎辞职。

(二)准入门槛,政策措施。

(三)加大淘汰落后生产能力,优化产业结构。

1、去年我市加大淘汰,淘汰水泥行业产能15万吨,电石行业产能17.7万吨,铁合金行业产能14.64万吨,焦化行业产能40万吨;关停取缔工艺落后、污染环境的小企业394户,超计划关闭了神达电力2.4万千瓦机组,了全年淘汰任务。

2、实施了一批有利于节约资源、产业带动能力较强的技术创新项目。近期上报自治区132项申请资金项目,总投资达51.6亿元。节能项目3个,总投资6.27亿元;流域治理项目5项,总投资4.42亿元;资源综合项目3项,总投资8.99亿元;循环经济项目2个,总投资31.87亿元。

3、承接一批先进产能的非资源型产业的转移。如宜化集团、黑猫炭黑、华源农物化工公司、沈阳华德机械制造公司、内蒙古富生光伏科技公司、中成控股集团等一批区内外非资源型大企业落户乌海,为优化产业结构了有利条件。

(四)技术创新,节能减排效能。

加大行业、企业的减排。对燃煤电厂煤质检验频次,控制了使用高硫电煤,燃煤电厂综合脱硫90%,了球团炼铁行业脱硫设施建设及其它污染源的治理;清洁能源替代工作。天燃气使用,有31辆公交车和约700辆出租车使用天燃气。君正、上海两家企业与天燃气公司签定用气意向。,推广移动热源、地源热泵、空气热泵等清洁能源技术;规范矿产资源开发秩序,整治矿山违规开采,控制开采总量,管理。年产60万吨煤矿建设筒仓,年产60万吨煤矿建设规范的防风抑尘网,有21家企业已建成防风设施,露天煤矿和灭火工程剥离物已规范了固定排渣场和固化,煤矸石堆放也要求;四是以企业为主体的技术创新体系建设。专家顾问组的作用,去年四次组织专家全市在建和拟建煤焦化企业把关。

(五)财税政策杠杆作用,激发了各级组织的内在节能减排性。

加大节能减排的经济刺激性政策,健全了有利于节能降耗与污染减排的财政税收体系。向和自治区资源、循环经济资金和税收优惠。截止去年底,获、自治区财政奖励项目7个,奖励资金万元;循环经济发展资金万元;办理了4户企业资源综合认证,以此了企业资源综合的性。为企业环保专项资金,去年,共为企业到自治区专项资金万元,专项资金377万元,帮助审批20个建设项目。将节能减排投入纳入年度财政预算,加大对循环经济、环境保护及减排技术改造项目的支持。市财政每年列支万元节能减排专项资金;每年列支200万用于环境保护和污染减排专项奖励资金。三区也的资金用于节能减排。

(六)强化措施,夯实节能减排的基础工作。

1.按要求能源审计和规划工作。去年3月对、自治区级13户企业了能源规划和能源审计工作,并了自治区专家组的验收。对能耗在吨标煤的耗能企业也安排部署了能源审计和能源规划工作。

2.耗能设备的调查。节能工作需求,去年对全市规模159户企业耗能设备摸底调查,了我市耗能预测制度。

3.推行清洁生产活动。,我市有9户强制审核企业、4户自愿审核企业已自治区验收。正在强制审核的企业有2户,批拟清洁生产强制审核的企业有8户,拟推行自愿清洁生产的企业有15户。

4.污染工程建设和监管。督促城镇污水厂和工业园区污水厂的建设步伐;对现有海勃湾城区、乌达城区污水厂监管;对9户产生污水的企业下达了限期整改通知书,对1户企业下达了停产通知书。

5.污染治理设施运转情况的整治。查处超标排污、直接排污和污染源二次污染等问题;加大对燃煤发电机组脱硫设施运转情况的检查;对企业实施环境监察员驻厂制度;对全市49户矿热炉生产企业除尘设施改造;健全了企业监管网络。

三、的主要问题

(一)节能降耗工作的问题。

1.我市工业产业结构仍,高耗能、高污染行业所占比重仍然,能耗大户只增不减。全市年耗能在吨标煤企业有99户,去年增至108户,占规模工业企业159户的68%,5万吨的有43户,10万吨的有21户,主要在煤炭、电力、铁合金电石三大行业,给我市节能减排工作带来。

2.产品结构不,主要工业产品单耗高。如电石限额千瓦时/吨,企业多在千瓦时/吨;硅铁限额千瓦时/吨;企业多在千瓦时/吨;焦炭工序能耗限额170千克标煤/吨,企业多在180-200千克标煤/吨;发电限额345克/千瓦时,企业多在克/千瓦时,单耗都超出限额10%。

3.工业值能耗降幅较小。

4.资源综合低。我市虽有38户企业对煤矸石、粉煤灰了不同程度的,但大多数企业规模小、率低、产品小,只是粗放型简单。煤矸石堆积如山,大约有56座,22座自燃,每年排放二氧化硫2.3万吨。焦炉煤气、煤泥、电石渣等还完全综合。

(二)主要污染物减排工作问题。

1.企业自备电厂二氧化硫污染严重。我市有企业自备电厂5户,2户了脱硫治理(千峰电力和西水自备电厂),其余三家均脱硫设施,二氧化硫污染非常严重。

节能，加决循环经济发展。组织申报黄河工贸集团、君正科技产业集团循环经济示范企业。培育工业园区、神华乌海能源有限责任公司、乌海化工有限公司等大企业的循环经济示范园区、企业。抓好耗能企业的节能工作。和自治区、我市和三区四级联动的办法，对企业的能源消耗和清况监控，考核和管理，技术进步和淘汰落后产能等多种行之的办法企业的节能降耗工作。能效对标活动，对年度产品综合耗能超过上年度、整改要求的，依法查处。四是企业能源审计工作。分期分批抓好自治区和我市的耗能企业的能源审计工作。五是清洁生产。我a市批8户强制清洁生产企业和15户焦化企业中清洁生产活动。抓好其它用能企业的自愿清洁生产活动。

减排，工程减排。抓好城市污水厂和工业园区污水厂及配套管网、燃煤电厂脱硫设施建设，尽快减排效益。，狠抓已投运的燃煤电厂脱硫机组、污水厂的稳定运行和国控、区控污染源在线监测系统与市环保和自治区联网工作，对违规排污和污染治理设施建成而不运行的，加大处罚;结构减排。加大落后产能淘汰，关停小企业;管理减排。抓紧污染减排统计、监测和考核三大体系，实施污染源自动监控、执法监督、监督性监测、信息传输与统计、环境质量监测能力建设等项目。实施排污许可证制度，全市企业持证排污。

(二)加大节能减排项目实施，资源综合。

以节能减排为抓手，申报节能减排项目，申请及自治区投资资金。节能减排项期工作，储备一批产业延伸、资源节约及综合项目。粉煤灰、电石渣、煤矸石、焦炉煤气、工业废水等资源的综合。有利于节能减排项目实施政策环境，比如税收、土地、资金等给与支持。

(三)淘汰落后生产能力，优化升级产业结构。

经济结构，加速淘汰落后产能。自治区关停小火电机组实施方案的通知，坚决自治区“双12条”减排措施，对全市现有16户60万吨无脱硫设施的焦化厂坚决予以关停;对可以产业结构升级、带动地区经济发展的企业和项目要加大支持。抓好一批在建、拟建的能源、氯碱及焦化等工业工程及其配套的下游项目建设工作。

(四)技术创新能力，培育产业。

节水节电科技创新和推广。抓住矿热炉、锅炉、电机系统、空调、照明等应用面广、潜力大、见效快的关键设备和产品，综合配套措施，的激励和约束机制，高效节能产品的技术推广应用，用水用电。煤化工、氯碱化工、盐化工和硅化工这几条产业链的延伸，后续项目的储备;抓住沿海发达地区产业转移的机遇，高标准承接科技含量的产业，培育工业经济新的增长极。

(五)实施新一轮蓝天工程和城区二氧化硫达标专项整治工程，努力全市大气环境质量。

以热网建设、天然气入城、旧城区拆迁改造、产业结构为保障条件，以禁止烟煤散烧、节能减排为基础性措施，城区禁止烟煤散烧工作，降低城区内面源污染;工业污染防治工作，降低污染物排放总量;煤歼石和煤田自燃的治理，降低污染。

(六)加大水污染治理，全市水坏境安全。

水污染治理，涉水行业的环境治理整顿，社会环境及公众生命财产安全。饮用水源地保护措施，依法查处危害水源地的，防治水源地周边环境污染，居民饮水安全。对沿黄企业的环境监管，强化沿黄企业废水循环使用，所有沿黄企业要在线监测、监控。四是污水厂建设步伐，三个经济开发区污水厂在年底前投入运行。已建污水厂稳定运行，中水回用率。

(七)以拉动内需为契机，节能减排项目资金。

以投资，拉动内需为契机，全力组织申报和主要节能降耗、污染物减排、农区污染防治建设项目和投资新农村建设，组织申报农区节能减排建设项目，着力解决农区的畜禽养殖污染问题和生活污水、垃圾污染问题。

发电厂节能减排措施范文第5篇

【关键词】 煤电一体化电厂 空冷 节水 措施

1 概述

水是人类赖以生存和发展的最重要的物质资源之一，我国是一个水资源短缺的国家，尤其是水资源分布与矿产资源分布不匹配，北方及西部地区矿产资源丰富，但水资源甚为缺乏，在该地区如何因地制宜的节约用水，保护水资源已成为人们普遍关注的问题。

在2011年年初的全国能源工作会议上，能源局局长就“十二五”期间的能源发展思路中，明确指出：“在西部煤炭丰富地区，按照集约化开发和煤电一体化模式，采用先进的节水技术建设大型煤电基地电站项目。”在今后一段时间，建设大型煤电一体化电厂将是一个发展方向，如何搞好煤电一体化电厂的节水研究值得探讨，既是用水大户又是排水大户的火力发电厂，搞好水务管理，采取有效的节水措施，合理利用水资源，将给电厂带来良好的社会效益环境效益和经济效益。

本研究结合某煤电一体化空冷电厂的具体条件，在保证电厂安全运行并满足环保要求前提下，重点研究电厂和煤矿在节水方面的关联优化途径，电厂设计贯彻节约用水、一水多用、综合利用和重复使用的原则，通过优化，降低电厂耗水指标。

2 煤电一体化电厂水源选择

某煤电一体化项目为新建2×660MW超超临界直接空冷机组，该项目遵循我国能源产业“以电力为中心、以煤炭为基础，煤电一体化发展”的战略方针而建设，该电厂的建设符合“富煤缺水”地区的特点， 结合该地区的地理位置及电厂区域水源条件，电厂可用水源主要有煤矿疏干水、污水处理厂水源、水库地表水等。

作为煤电一体化电厂，其水源应该首选煤矿疏干水，因为在煤炭开采过程，会排掉大量疏干水，以煤矿疏干水作为电厂补给水，可解决“富煤缺水”区域疏干水外排造成的环境污染问题。

煤矿疏干水是在采煤过程从煤层涌出的水，其出水水质在各地区也不一样，疏干水需根据水质指标进行深度处理后才能用于电厂补充水，利用煤矿疏干水作为电厂补充水时，要充分调查煤矿疏干水的涌水量和可靠性，同时要与煤矿设计院和煤矿充分沟通，因为矿区也是用水大户，一方面大量外排疏干水污染水体，同时自身需水量与日剧增要增加用水量。虽然疏干水供给电厂的水量及处理工艺等方面还存在一些问题，但电厂尤其是煤电一体化电厂开发利用煤矿疏干水的前景是非常大的，在疏干水水量稳定的情况下，煤电一体化电厂水源应首选疏干水。

根据电厂2×660MW直接空冷机组的水资源论证报告，结合其附近施工钻孔和矿井资料，钻孔内水量很少，单井涌水量小于10m3/d， 因此煤矿疏干水不宜作为本工程主要供水水源，推荐采用污水处理厂中水水源，同时将水库地表水为生产备用水源。

3 煤电一体化电厂依托关系

本工程总平面布置统筹考虑煤矿与电厂的相互关系，在电厂与煤矿功能分区相对明确的前提下，辅助及附属设施尽量考虑公用，使煤电真正融为一体。

（1）从一体化的角度出发，在煤矿主井工业广场与电厂功能分区相对明确的前提下，在“公用”上下功夫，通过两者输煤系统的统筹布置、厂前建筑的联合考虑、生活污水统一处理集中回收利用、煤矿水务区与电厂水务区集中布置等措施，使两者有机的融为一体，真正实现一体化。

（2）电厂与煤矿工业广场毗邻布置，通过对煤矿工业广场输煤系统与电厂输煤系统进行统筹考虑，使得电厂输煤系统非常短捷简练，电厂燃煤采用输煤栈桥直接从煤矿工业广场末煤和洗中煤仓直接输送到电厂原煤仓。

（3）设置电厂及煤矿综合水务区：该区主要包括中水调节水池及泵房、水库水净化站、综合泵房等，该区集中布置在电厂的北侧、煤矿主井口的南侧，可以为电厂及煤矿提供供水，也为水资源的循环充分利用创造了有利条件。

（4）根据水资源论证报告批复意见，电厂主水源采用污水处理厂的中水；地表水做为备用水源，生活消防用水采用地下水。电厂与煤矿毗邻，其生产系统用水统一考虑了煤矿的用水量，消防系统预留管道接口供至煤矿副井洗煤厂区域，电厂煤泥冲洗水和煤仓间冲洗排水排放到煤矿选煤厂统一处理，煤矿生活污水排至电厂与电厂生活污水集中处理回用，减少了管道布置和重复性设备投资，降低了总体造价。

4 煤电一体化电厂冷却系统选择

目前电厂采用的空冷系统主要有三种，一种为直接空冷系统，间接空冷系统有两种即带混凝式凝汽器的间接空冷系统和表凝式间接空冷系统，本工程结合电厂区域气象条件、煤电一体化优势，通过对初投资、占地、煤耗、电耗、水耗等指标的综合比较，本工程推荐采用直接空冷系统。

直接空冷相比间接空冷投资能节省约20%左右，且占地面积小，电厂所处区域属严寒地区，考虑到冬季防冻等因素机组选用直接空冷。

随着现在煤价的不断上涨，机组选型应结合煤价、电价等因素进行综合必选。

5 煤电一体化电厂水务管理

通过研究电厂供水、排水的水量平衡及水的重复利用和节约用水措施，求得合理利用水源，保护环境，保证电厂长期、安全、稳定、经济运行。

5.1 节水措施

（1）本工程采用直接空冷机组，耗水量降低。本工程煤电一体化电厂相对煤价低（2007～2008年），通过技术经济比较，推荐采用直接空冷机组，系统的耗水量可降至相当于湿冷系统耗水量的25%。

（2）脱硫系统采用了烟气换热器，节省了湿法脱硫耗水量。脱硫系统采用了烟气换热器，烟气经过烟气热量回收装置后，烟气温度降低至90℃左右，进入脱硫系统的烟气在吸收塔内与石膏浆液反应时，由于烟气温度的降低（相比较没有加装烟气热量回收装置而言），其携带的热量减少，吸收塔内由于烟气降温放热而蒸发的水蒸气的水量减少，使得脱硫系统的补水量减少，根据实际运行数据，其用水量满足协议要求。

（3）灰、渣均采用干式集中系统，最大限度节水；干式排渣系统用空气冷却热渣，不需要用水冷却，减少了设备、简化了系统，节约了大量水资源，同时无废水排放，无需废水处理系统，有利于环境保护。

（4）本期工程化学水浓排水及酸碱废水及反洗排水，收集后经工业废处理站处理后全部用于公用给水系统。

（5）辅机循环水排污水，回收用于脱硫制浆系统。

（6）辅机冷却塔设除水器，减少冷却系统风吹损失水量。

（7）辅机冷却塔的补水系统采用自动调节方式，根据系统水位变化自动调节补给水量。

（8）工业废水集中处理，重复利用于公用水系统。

（9）生活污水经处理达标后重复利用于公用给水系统等。

（10）电厂煤水排至煤矿回用，煤矿生活污水回用于电厂系统，废水水源互相利用，减少废水外排。

（11）合理设置计量监控设施：系统中配备必要的流量计和水位控制阀等计量控制设施，对各主要工艺系统进行监督管理，严防跑、冒、滴、漏、溢流现象的发生。

5.2 其它废污水处理

根据电厂各用水点的水量和水质要求，对电厂排水进行不同方式的处理后，再重复利用或排出厂外。全厂排水按排水水质分为生活污水和工业废水等。

生活污水包括：厂区内各生产建筑物、办公楼等附属建筑物的厕所和盥洗排水，浴室排水，食堂排水等。因一体化项目的子项目矿井生活污水排至电厂厂区内处理，所以污水量包括一部分矿井区的生活污水。

经处理后的污水水质为BOD5≤10mg/l，SS≤10mg/l，对BOD5和SS去除率分别为85%和80%以上，出水水质能够满足GB8978-1996《污水综合排放标准》表4中一级标准及回用水标准。排到公用水池后与工业废水处理站处理来水混合回用。

5.3 水量平衡

根据上述各用水量分析及相应可靠的节水措施，在全厂水务管理和水量平衡设计中贯彻一水多用、处理回收、综合利用和重复使用的节水原则。

汽动给水泵采用湿式冷却方案，本期工程2×660MW超超临界空冷机组全厂夏季最大补给水量见表1。

备注：

（1）化学水处理用水量已扣除煤矿用汽9m3/h（夏季）。

（2）表中第14项为煤矿区生活污水排至电厂18m3/h，第15项电厂公用水排水至煤矿18m3/h，所以电厂实际耗水量应为563m3/h。

（3）表中所列为正常连续供水量和耗水量，耗水量为电厂采取了节约用水措施、一水多用、重复利用后与用水量对应的正常连续补水量，不包括机组启动、检修等的非正常工况水量。

经水量平衡计算，电厂和煤矿废水互用等措施，电厂本期新建2×660MW超超临界空冷机组时，电厂夏季最大用水量约为563m3/h（0.156m3/s），夏季耗水指标为0.118m3/s.MW，电厂全年平均用水量为510m3/h（0.142m3/s），全年平均耗水指标为0.11m3/s.MW。

通过优化和采用节水技术，电厂新建工程的耗水指标优于国家对新建机组电厂节水的有关规定，达到国内先进的水平，满足业主要求的指标，电厂运行1年多，根据实测数据，实际运行指标达到了设计要求。

6 结语

煤电一体化空冷电厂的节水设计要结合实际情况，在电厂规划和设计初期就要把节约用水作为一项重要的设计原则，在规划初期，设计院要与煤矿设计院密切配合，及时了解煤矿的总体布局，了解煤矿总体用排水情况，通过合理选择电厂供水水源、机组形式、优化机组冷却方式和冷却水系统，最终确定采用空冷机组，在此基础上，本着为煤电一体化项目降低总体投资和节水的情况下，进一步确定电厂和煤矿总体用排水统筹规划，通过各种节水措施，降低电厂耗水指标，同时保证工业废水不外排。

总之，电厂节水技术是否成功需要从设计开始到电厂运行全过程实施的检验，水工专业负责对全厂用水进行水量平衡计算，但需要其他用水工艺专业配合，各专业应对各用水量严格计量，绝不超限，同时从初步设计招标到施工图阶段设备招标，到电厂运行管理，都需要严格控制相关的用水量，才能确保设计耗水指标先进，设计数据与实际运行一致，达到环境效益、经济效益和社会效益的统一。

参考文献：

[1]《火力发电厂水工设计规范》DL/T 5339―2006.