电厂节能降耗工作计划例1

现在大部分电厂都实施了机组实时数据监控系统(也叫SIS系统)，将现场数据采集到实时数据库中，通过MIS网，使各位专工可以在任何地点实时了解电厂情况。但随着采集的数据量越来越多，通过什么方式从多达几十亿条的海量数据中取出关键数据进行分析，成为摆在各位专工面前的难题。对这些纷繁复杂的数据进行分析处理，不但需要专业技能，更需要强大的数据挖掘能力。该公司2015年上线的铜山性能优化系统，旨在总结分析火电厂运行过程数据基础上，通过性能计算模型提炼影响煤耗的关键数据及指标，并通过各种直观的图形模块指导专业人员采取切实可行的节能降耗措施。如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。

1能耗指标分析

1.1供电煤耗

对于发电企业而言,衡量一个发电厂经济性的好坏，就是要看它的综合指标——发电成本，即对外供1°电所需的成本费用。火电厂的成本费用包括燃料费、水费、人员工资、基本折旧费、修理费等。在各项费用中，燃料费占的比例最大，约占总成本的70%左右，这就意味着火电厂经济运行的关键是减少燃料消耗量。对于燃煤火电企业来说，燃料消耗量就是指“煤耗”。考察节能降耗的一个重要指标就是“供电煤耗”——每千瓦时上网电量所消耗的标准煤的量。

1.2分析依据

能耗指标分析是指通过对影响供电煤耗的能耗指标的实际值与设计值或目标值的对比，分析能耗指标偏差，发现设备运行中经济性方面存在的问题，从而为运行优化调整、设备治理和节能改造提供依据和方向。能耗指标分析应坚持实时分析与定期分析相结合，定性分析和定量分析相结合，单项指标分析与综合指标分析相结合的原则。

2供电煤耗率指标体系

火力发电厂一台单元机组的设备、系统约有100项各类技术经济指标。因各个电厂发电的主、辅设备及系统各个不相同，故构成技术经济指标体系的指标数目也各异。该系统把火力发电厂供电煤耗率的指标体系分为三级，即3个层次。一级指标：供电煤耗率。二级指标：影响一级指标的直接指标：汽机热耗率、锅炉效率、厂用电率。三级指标：影响二级指标的直接指标。三级指标细分为：影响汽机热耗的指标包括可控指标（主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、凝汽器真空、凝汽器端差、凝结水过冷度、循环水入口温度）和不可控指标（高压缸效率、再热压损、中压缸效率）。影响锅炉效率的指标包括可控指标（给水温度、飞灰含碳量、送风温度、排烟温度、炉膛氧量、过热器减温水流量、再热器减温水流量）和不可控指标（空气预热器漏风率）。影响厂用电率的指标包括一次风机电耗率、送风机电耗率、引风机电耗率、磨煤机电耗率、汽泵前置泵电耗率、制粉电耗率、循环水泵电耗率、凝结水泵电耗率。

3节能降耗分析

该系统通过计划管控、能耗管控、运行优化、测点管控几个模块实现节能降耗目标。

3.1计划管控

计划管控的总体目标就是把影响电厂经济效应的指标通过和集团下发的指标、其他集团指标、往年指标进行综合比较，找出差距更好地制定下一步计划。(1)计划跟踪。计划跟踪的主要目的是对影响电厂经济效益的指标（发电量、供电煤耗、综合厂用电率）进行实时跟踪。首先，会把集团下发的计划指标进行日分解。通过对电厂实际发电量、供电煤耗、综合厂用电率和集团下发的指标进行日、月、年比较，发现差距并指导电厂动态调整每月计划指标。(2)同业对标。同业对标是把该电厂最近2年的供电煤耗和厂用电率与五大发电集团的指标进行对比发现差距，并以偏差和柱状图比较的形式直观展示出来。(3)计划分解。计划分解分为月计划和年计划。月计划是把电厂制定的计划分解到月，通过对每个月的计划值、完成值、偏差进行环比和同比，发现降耗空间，制定下个月指标计划。年计划通过最近几年的指标完成情况，制定下一年的降耗目标。(4)影响因素。影响因素是把影响煤耗的二级指标放在一起进行比较，通过比较发现降耗空间。

3.2能耗管控

通过计划管控模块分析、对比制定出合理的月计划和年计划。下一步的任务就是通过什么方式完成计划任务，哪些指标对煤耗影响比较大，通过什么方式找出这些指标，需要通过能耗模块进行查找和分析。(1)能耗异常。能耗异常分析目的是把一级指标和二级指标以及目标值进行比较，发现偏差，偏差较大的指标即是对煤耗影响比较大的因素。(2)能耗寻踪。能耗分布是通过树目录的形式展示了供电煤耗的计算过程，对影响煤耗的所有指标有一个总览的效果。而能耗寻优的目的则更加明确，能耗寻优通过雷达图的展示方式，直观地告诉运行人员那个指标偏离目标值比较大，最终定位到三级指标对煤耗的影响上。图1中的偏离中心比较远的指标(大黑点表示)，说明对煤耗影响较大，应及时调整。

3.3运行优化

通过能耗管控模块找到了对煤耗影响较大的最终指标(三级指标)。但是应该怎么调整，哪些是可以调整了，哪些是人工没法干预，每个指标和目标值具体偏差是多少，对煤耗影响是多少，将通过运行优化进行展示分析。(1)可控耗差。可控耗差目的把对煤耗影响的可控指标列出来，通过图形化展示，列出每个指标偏差对煤耗的影响，通过专家知识库给予指导。(2)非可控耗差。非可控耗差目的把对煤耗影响的不可控指标列出来，通过图形化展示，列出每个指标偏差对煤耗的影响。通过专家知识库给予指导。当非可控耗差对煤耗影响较大时，就要及时对相关设备进行清理检修。

3.4测点管控

测点管控是对电厂所有运行指标一个初步校验，把可能发生的故障消除在萌芽中。超限监控就是电厂温度、压力等相关指标设计合理的报警限值，超过相应限值就会及时报警，提示此指标异常。合理性异常监控是把一些指标看似正常，但已经不合理的指标把报警处理。

4结语

该文主要从火电厂影响煤耗的指标进行分级，按级一步步分析出对煤耗影响的主要指标，并给出指导意见。该文所提出的各项技术措施在现场应用后得到了很好的效果，同时也可被同类电厂所借鉴。

作者:李曙光 闫开艺 单位:徐州华润电力有限公司

电厂节能降耗工作计划例2

据中国宏观经济研究院公布的统计数据显示， 截止到2012年底， 我国火电厂全年耗原煤达12.4亿吨。如此庞大的能源消耗量实在是令人但有的事情。我们都周到煤炭、石油、天然气等工业资源是不可再生资源，任何掠夺性的资源消耗都会给未来留下巨大的隐患。作为能耗较大的火电厂，应该高度重视企业的技术创新，既要在创新中降低能源消耗，又要在生产中发挥出最大化的经济效益，如果解决好了这一对矛盾，那么就要让火电厂增强节能降耗意识，强化供电标准煤耗率管理、切实抓好发电机组运行中的分析管理、控制好输煤系统设备和用煤管理、从而降低供电标准煤耗率指标，实现节能降耗，增加企业效益。

一、树立环保节能意识，落实节能降耗措施

火电厂是通过能源消耗生产出清洁能源产品的企业，管理和节能十分重要，因此企业要树立节能意识，认真落实国家能源政策，动员各种力量，大力推行先进的能源节约技术，并且要纳入企业日常生产和工作管理之中。通过技术革新和技术创造以及技术引进，积极落实节能降耗措施，淘汰那些对供电标准煤耗率指标影响较大的设备。在国内许多火电厂目前实施的节能技术基本表现在：无电泵启动、电动机变频改造、汽轮机本体优化、微油点火、永磁调速技术等环节上。从各个发电厂实际提供的运行数据比照来看。全年发电厂用电率如果下降0.1个百分点，那么就会使供电标准煤耗率有约0.4克/千瓦时的下降；如果一个电厂一年当中的供电标准煤耗率下降1克/千瓦时，那么两台300mw机组就能在一年的时间里节约出煤大约在1万吨以上、如果一个电厂有两台600mw机组，那么通过技术革新改造，就是实现全年22000吨左右标准煤的节约。如此巨大的节能效果，对于一个发电企业来说也是一个非常大的效益。所以，发电厂要在全厂广泛深入地宣传国家节能降耗政策，同时要开展技术创新和技术改造，积极引进先进的节能技术，选配节能降耗产品，搭建新的自动控制系统，提高全厂的发电燃料耗用效率，让供电标准煤耗率指标下降。

二、强化指标可靠性管理 确保燃煤计量的准确性

1.要对电测仪表做好监控。火力发电厂电测仪表能够反映机组各项指标是否处于良好的运行状态，机组设备运行良好就能保持各项节能降耗指标的正常。因此，对设备中电测仪表的检验、电能计量系统检定也就显得非常重要。在日常工作中，现场技术人员应对各种检测仪器随时予于关注，如有问题要及时上报反馈。

2.要对燃煤计量作出准确控制。一般情况下，发电燃煤输送选用的是皮带输送，有的按照技术要求已经采用了给煤机输送，但是这两种方式均有计量检测仪器。因此，计量设备质量的维护和定期校验工作十分重要。企业要强化节能意识和措施，建议对输煤计量设施定期校验，最好能实现一个季度一次的校验工作，以保证燃煤计量设备的精准使用。当然，为了确保输煤消耗与原料煤库存没有大的出入，发电厂要定期开展燃料的盘点工作，对燃煤的供、耗、存平衡问题有所掌握。

3、对入炉煤发热量要实时监督。首先要从采、制、化过程上给予重视，因为这是提高入炉煤发热量代表性的关健环节。在机组设备运行正常的情况下，电厂的自动取样装置会对入炉煤进行自动采样。但是，在采样装置发生故障时，那么就会采用人工采样的方式，为了确保采样的准确性，采样人员和分析化验人员均要持证上岗。

三、做好发电机组营运分析管理 让设备和用煤得到节能控制

火力发电厂的生产经营没有一整的计划是不可以的，要实现企业和谐发展就要有计划地组织、指挥、协调和控制等方面中作出管理。企业在安排全年发电计划的时候，必须要做出全面考虑，做到统筹兼顾。在机组负荷率偏、经济性较差低，机组低利用环境下都可能出现煤耗率指标上升的问题。只要找出问题存在的环节，就能及时和有效地排除这些因素。企业要及时做出安排，对机组进行有序调停、力争在机组停运检修过程中不影响发电量，同时要与调度及时联系沟通，做好提高机组运行负荷率的工作，降低供电标准煤耗率指标，努力争取多发电。在发电企业中，机组运行安全是最为的核心部分。在机组运行过程中，要实现节能降耗就要加强对生产经济指标过程控制管理，尤其需要重视的环节是供电标准煤耗率以及其他相关能耗指标的监控，这个环节监控到位，措施得力，就能使节能降耗工作得到有效落实。

电厂的节能降耗工作最主要的是企业的技术设备要先进、管理要有创新，充分挖掘先进设备的运行效能和效益潜质。技术人员要始终在发电机组设备的维护工作上尽职尽责，让机组的可靠性一直保持在最佳状；在原煤的使用上要加强管理，主要把控制点放在确保机组发电的煤质上。因为每一台燃煤发电机组在预先的设计上就对煤种有了要求，况且对于发电机组来说其燃烧设计是按照煤种和煤质来安排的，如果燃烧设计与没得质量匹配，那么对机组性能是有所保障。如果出现使用劣质煤或者燃烧能量不符合机组设计要求的，就会直接影响机组的性能，随之会影响机组供电标准煤耗率的正常体现。所以，在燃料管理上要确保来煤的质量。 ■

参考文献

[1]安思科.马健斌.加装低压省煤器对汽轮机组对内效率的影响[J].同济大学学报（自然科学版），2010，38

[2]马健越，安恩科.350MW 电站低压省煤器优化设计[J].锅炉技术，2010，41（2）：13-17.

[3]王庆霞.火电厂热力系统分析矩阵法的应用研究[D].北京： 华北电力大学， 2005.

电厂节能降耗工作计划例3

距“十一五”结束仅剩几个月时间,而“十一五”节能降耗目标――单位国内生产总值能耗降低20%左右――还远没有实现。根据国家统计局早前公布的数据,中国2006年、2007年、2008年及2009年的单位 GDP 能耗分别下降了1.79%、3.66%、4.6%和2.2%。这意味着,2010年的单位GDP能耗要下降7.75%才能达标。在4万亿刺激经济计划发挥作用的第二年,要达标无疑要关停诸多工厂才有可能。从2010年的形势来看,要完成“十一五”单位GDP降耗20%是几乎不可能完成的任务。2010年7月初,国家统计局将2009年GDP数据上调了5154亿元,做大了GDP的分母,也增大了过去四年节能降耗的成果。以新的数据基础,国务院估计2010年只需完成4.4%的降幅即可达标。

尽管国家统计局帮助中国政府减轻了不少节能降耗的负担,但各级地方在强力推动节能降耗工作时,仍然感到压力很大。由于前几年能耗太多,最后这几个月只好“临时抱佛脚”,纷纷以行政手段来推动节能降耗。

压力之下,多个省区开始对区域内高耗能企业进行强制性限电。浙江可能是最早为达到节能减排目标实行限电的省份,江苏省也从8月的最后一周开始对省大型水泥企业的熟料生产线开始执行限电停窑。而近期有消息称,海南省也将步浙江、江苏的后尘,省内两家大型水泥企业已接到限电通知,但具体停窑时间尚未确定。相比之下,对钢铁行业的限电措施覆盖面就更广了。浙江、江苏、福建、河北、山西五省已经出台了明确的对钢铁行业的限产计划。其中,浙江地区要求宁波钢铁自9月1日起对一座2500立方米高炉进行停产,停产时间要持续到年底,杭钢则至少要停掉一个电炉。还有不少地方对当地的钢厂、焦化厂、铁矿采选厂等高能耗企业发出停产通知。有的对所有高炉、生产线不分青红皂白一律关停,一些符合产业政策、甚至达到1000立方米的高炉也在关停名单上。

在钢铁大省河北,邯郸、唐山、承德等地都在执行或讨论限产措施,以钢铁企业为代表的高耗能企业受到极大的限产限电压力,短期内产量恢复困难较大。江苏的多家台商已陆续收到来自江苏官方的通知,要求台企配合当地9月和10月大规模实施的工业用电总量管制。台商透露,江苏省的官方目标是,将9月可用电量由8月的16亿度降至13亿度,单月降幅达18.75%;10月再降到11亿度,两个月的用电总量将限缩超过三成。江苏省常州市政府已发出公告,从8月27日起将实施“上九休五”,也就是连续上九天班、连休五天,以达到常州“十一五”节能目标。

江苏省的做法已经让台商感到风声鹤唳。江苏向来是台湾资讯产业重要的生产据点,不仅有鸿海、仁宝、广达、和硕、英业达等重量级笔记本电脑的代工厂,还有供应链上的被动元件等相关零组件厂;半导体晶圆代工厂台积电,封测大厂日月光,硅品、面板大厂友达,以及记忆体模组厂威刚,太阳能厂茂迪、旺能等也都在当地设厂。此外,台湾手机供应链也群聚华东地区,包括华宝、华冠、佳世达等;闳晖、美律在苏州都有厂房,而且苏州厂约占总产能的三成到一半。厂商们担心,在限电措施下,各厂被迫“上五休二”或“上九休五”,将直接影响9月至11月的出货量和营收表现。此外,江苏的沙钢集团、永钢等都收到政府的限电通知,均表示“肯定会对产量有影响”。

在近年工业项目投资较多的广西钦州,据称政府已发出节能降耗的企业责任表,将当地的耗能企业都列入“黑名单”,部分企业被明令9～12月减产甚至停产,另一部分企业则要求限产三个月。由于直接对企业限产遭遇的反弹太大,后来地方政府又改变方式,不直接要求限产、停产,而是改为调整供电计划,大幅减少部分企业的供电,有些企业的用电计划竟然下调超60%。

在一些地方,拉闸限电的做法甚至扩展到了居民生活用电领域。如河北衡水市安平县为完成节能降耗指标,对全县分三批实施限电,每批限电22小时。限电期间,不仅居民家停电停水,医院和指挥交通的灯也遭停电。

节能降耗本来是好事,但在执行时越来越普遍的扩大化,却给生产和生活都带来了困扰。中钢协常务副会长罗冰生表示:“不分青红皂白,采取一刀切的办法限制产能,不符合节能减排的方向。”这样突击式地搞节能降耗,其代价是所有用电者一起来承担,这种行政化的做法十分不妥。

一刀切式的降耗行动没有考虑区域差异

在各地强力推动节能降耗的同时,产业界和地方政府也在不停地抱怨。其中一个重要问题是,一刀切的节能降耗政策在全国统一实行,忽略了地区经济差异,会造成地区间的不公平,加大了调控的难度。

以广西、广东和辽宁三省(区)比较:从2005年到2009年,广西的GDP增长了89.5%,第二产业增加值增长了124%,第二产业占比从37%增加到43.9%;同期,广东省的GDP增长了80%,第二产业增加值增长了79.3%;辽宁GDP增长了88.2%,第二产业增加值增长了100%,第二产业在GDP中的占比从48.8%增加到51.9%。这些数据说明,经济落后的广西经济增长起步晚,工业生产近年大幅增长。像广西这类经济起步晚、盘子小的省份,以2005年的基数来计算节能降耗成绩,显然很吃亏。

比较三省2006～2009年的万元GDP电耗的变化,广西四年的数据为0.02%、2.14%、-1.92%、-2.00%,广东为-1.95%、-1.30%、-6.17%、-6.13%,辽宁为-1.01%、-2.91%、-8.17%、-6.82%。这充分显示出,经济后发的广西,比经济大省广东和传统老工业地区辽宁,在节能降耗过程中的难度都大。一刀切下来,广东、辽宁不感到难受,但广西新上马的这些工业项目,则首当其冲。

从2009年各省的单位GDP能耗数据分析中,可以看到明显的区域差异。2009 年全国省级区域的能耗,最低的北京为0.606,最高的宁夏为3.454,两者相差5.7倍。单位GDP能耗较少的是北京、广东、上海、浙江、江苏等这些经济发达的地区。首先,这些地区起步较早,受到政策扶持的力度也大,是率先迈入经济发达行列的地区,它们更多的GDP来自于金融、服务、贸易等无烟产业,以及能耗相对较小但产出价值高的工业。单位GDP能耗较高的地区是宁夏、青海、山西、贵州、内蒙古等地。在这些地区,有的是因为GDP过小而使得单位能耗大;有的是因为其本身属于资源性的地区,GDP更多的来自与采矿、冶炼等产业,自然使得能源消耗很大。从数据看,这些后发地区,其能耗下降幅度没有显著地与经济发达地区拉开差距,表明在降低能耗方面,后发地区并没有多的优势,还是难以放弃高耗能产业带来的GDP。

由于各地GDP基数不同,作为政策目标的单位GDP能耗指标,并不能反映一个地区真正的“能源消耗”程度。以2009 年的能源消耗总量计,国内绝对数最小的为海南,仅为1399.61万吨标准煤;绝对数最大的山东为36239.28万吨,相差25倍。2009年绝对能耗排在前四名的省份分别是山东、河北、广东、江苏,其中广东、江苏、山东的当年GDP总量分别为全国前三,都超过了3万亿元,基本反映了能耗大、GDP大的特点,但山东的能源利用效率要低于广东和江苏。总能耗排全国第二的河北省,其能源利用效率就更低了。这也是河北省在2010年的节能降耗行动中成为重点关照对象的重要原因。从长期工作着眼,如果要设定降耗指标,绝对能耗和单位能耗都不容忽视。中国的市场很大,区域差异显著,经济底子不一,如果不加区别地一刀切,对欠发达地区将很不公平。

节能降耗应该放弃面子,保持政策弹性

在2010年夏季达沃斯会议上,国务院总理对节能降耗问题的表态特别值得关注。温总理说:“‘十一五’的前四年,中国的单位GDP能耗下降了15.6%,但我们定的计划是在五年内下降 20%左右。实现‘十一五’规划的目标确实有很大的困难。但我们不惜以降低GDP增速为代价来实现这一目标。当然,我们也要实事求是对待这个问题,而不使这项工作流于形式或者弄虚作假。明年3月份,我将向全国人民代表大会做出交代,而且向全世界做出交代。我现在不知道结果会怎么样,但是我相信一个负责任的政府所应该做的努力我都会做到。”

对于期望中央在节能降耗政策上有所放松的产业界和地方政府来说,总理的表态无疑是一盆凉水,再次展现了中央政府在节能降耗问题上的强硬姿态。

地方政府之所以在执行上如此强硬,是因为节能降耗已成政治目标,并且国务院将此事与地方官员的乌纱帽挂了钩。2010年5月总理曾强调,要采取铁的手腕淘汰落后产能,地方各级政府主要领导、企业主要负责人要切实负起对本地区、本企业节能减排工作第一责任人的责任。要强化行政问责,对各地区节能目标完成好的要给予奖励,未完成的要追究主要领导和相关领导责任,根据情节给予相应处分,直至撤职。如此严厉的规定当然令地方官员色变。地方官员固然都希望本地经济增长、财政增收,但当这些危及乌纱帽时,经济增长还是暂且放一边去吧。事情发展到这一步,意味着节能降耗已经上升为政治问题了。

问题是,2010年的节能降耗并不那么简单,如果一刀切式的刚性执行,肯定会给经济带来不小的伤害。首先,2010年国内节能降耗的难度加大、完不成任务,情有可原――金融危机之后的4万亿救市计划和十大产业振兴计划,既刺激了中国经济,也刺激了全国投资建设铺开了摊子,同时刺激了高耗能、高排放行业的快速增长。现在经济增长没有太大问题了,节能减排形势却变得十分严峻,急剧的政策转向让地方措手不及。不少地方政府上半年的排放指标已经用完,即使下半年工厂都停工,也不能达标。如果节能降耗是一个刚性目标,那么这一目标的实现无疑会以牺牲产业发展为代价。2010年经济稍好,政策又迅速掉头,急剧的政策变化加大了降耗的难度。不少地方抱怨:2010年下半年的经济“很难搞”。

电厂节能降耗工作计划例4

一、火力发电厂供电标准煤耗率指标概述

电标准煤耗率指标是火力发电厂最重要的经济指标，也是描述发电主机性能与辅机耗电情况的综合性能耗指标。它指火力发电厂向厂外每供出一千瓦小时电能平均耗用的标准煤量，计算单位为“克/千瓦时”。近年来，电力体制改革使电力生产统计指标发生很多变化，而供电标准煤耗率指标在实际统计过程中，相关指标名称与定义也在发生变化。

二、影响火力发电厂供电标准煤耗率指标的因素分析

目前，影响火力发电厂供电标准煤耗率指标的因素是多方面的，主要有以下五方面。

（一）机组运行负荷率的影响

发电机组在正常情况下，负荷率的高低、发电量的多少，是影响供电标准煤耗率指标最关健因素。发电机组负荷率上升，发电主、辅机效率提高，供电标准煤耗率指标下降；反之，机组负荷带不足，发电主、辅机效率下降，直接影响供电标准煤耗率指标上升。

（二）原煤耗量计量准确性的影响

火力发电厂以燃烧原煤为主要原料，原煤是火力发电厂燃料成本的主要组成部分。因此，原煤耗用量计量准确与否是影响供电标准煤耗率指标的首要因素。例如：两台300MW燃煤发电机组，当日发电量为1400万千瓦时，发电厂用电率为5%，耗用原煤量为5500吨，当日入炉原煤低位发热量为23500千焦/千克，机组运行正常没有燃烧原油助燃，这样计算得出的供电标准煤耗率为332克/千瓦时。

（三）原煤低位发热量代表性的影响

这里指入炉燃煤原煤低位发热量，该指标涉及到入炉燃煤的采样、制样、化验、加权平均计算一系列工作，之后得出一个结果代表了当日计算煤耗指标的原煤低位发热量，中间任何一个环节出现差错就会对供电标准煤耗率产生很大影响。不同种类的煤具有不同的发热量，而且差别很大。原煤折算成标准煤耗量过程中，入炉煤的发热量起关健作用。因此，入炉燃煤原煤低位发热量要具有代表性。

（四）发电机组健康状况及燃油耗用情况的影响

火力发电厂机组在正常运行情况下，供电标准煤耗率指标相对稳定，但是，机组在运行过程中经常有缺陷存在，这些直接影响机组运行小指标如压力、温度、流量、厂用电量等指标的变化，最终影响机组供电标准煤耗率指标的变化。另外，燃油耗用方面的影响。机组降出力时投油助燃，以及机组非计划停运、计划检修及调停时迫使机组启停不可避免，启停用油增加，对供电标准煤耗率指标也产生影响。

（五）节能意识与节能技术应用情况的影响

目前大型火电厂主要以国有投控为主，相对私营企业节约意识要弱些，有时存在浪费现象。如生产过程中厂用电量消耗增加，直接影响到供电标准煤耗率指标的上升；自发电多用情况也时有发生，导致辅助设备不经济运行、利用率差等问题，影响了供电标准煤耗率指标上升。另外，在节能技术应用方面，由于有些新型的节能技术实际应用效果不可确定，使得火力发电厂在节能技术应用与改造上进度相对缓慢，有时会根据情况先改造一台进行观察比较，再对后面几台机组实施，这也会影响供电标准煤耗率指标。

二、对策建议

通过上述的影响因素分析，笔者认为火力发电厂应强化供电标准煤耗率指标可靠性管理、做好发电机组营运分析管理、加强设备和用煤管理、增强节能降耗意识，从而进一步降低供电标准煤耗率指标。

（一）强化指标可靠性管理

1.加强电测仪表监督管理。火力发电厂电测仪表监督管理工作内容包括电能计量系统、电测仪表的检验与检定周期等。日常应按照电测计量标准及电测仪表分级管理制度、电测仪表的检验与检定周期要求，做好电能表的管理，定期开展校验工作，落实考核制度。平日相关人员应对电能表随时予于关注，发现异常及时处理。

2.确保燃煤计量的准确性。发电燃煤耗用可根据各发电厂设备情况选择采用皮带秤或者给煤机计量，但不管采用哪种计量方式，均要加强计量设备的管理工作，使之符合计量标准。企业内部要开展皮带秤的定期校验工作，建议每月不少于3次且达到3次以上合格；给煤机计量设施建议每季度开展定期校验，最终确保燃煤计量的准确性。发电厂还应定期开展燃料的盘点工作，如月底定期组织盘煤来核实当月燃煤耗用计量的准确性，使燃煤的供、耗、存保持平衡。

3.提高入炉煤发热量的代表性。一要从采、制、化过程中把好关，这是提高入炉煤发热量代表性的关健。正常情况下火力发电厂均采用自动取样装置采样，当采样装置故障时，就必须人工采样，而人工采样人员必须持证上岗。分析化验人员也必须持证上岗，这样能确保化验结果的可靠与准确性。二要及时加强入炉煤分析。建议及时对入炉原煤低位发热量与该煤种到厂时低位发热量进行对比分析，以核对入炉煤采样取得的发热量是否具有代表性。

（二）做好发电机组营运分析管理

做好计划管理主要指火力发电厂的生产经营活动制定计划指标，进行有计划地组织、指挥、协调和控制。火力发电厂在安排全年发电计划的时候，要统筹兼顾考虑。在机组低利用小时环境下，机组负荷率偏低、经济性较差，影响供电标准煤耗率指标上升。因此，建议采取的措施为：安排机组有序调停、争取替发电量增加利用小时数、与调度加强联系等多种途径，努力争取多发电，以此提高机组运行负荷率，降低供电标准煤耗率指标。抓好运行管理是确保机组安全运行前提。在机组运行过程中加强对生产经济指标过程控制管理，重点抓好对供电标准煤耗率等相关能耗指标的监控，使节能降耗工作落到实处。加强指标监督、检查分析和考核，开展对标工作，努力降低燃煤耗用。当指标发生异常时及时分析原因，提出措施并落到实处。

（三）加强设备和用煤管理

电厂节能降耗工作计划例5

中图分类号： TM621 文献标识码： A 文章编号：

前言

伴随火力发电厂经营生产规模的持续扩充，如何通过经济调度、实践改革实现节能生产目标，成为当前我们应主力探讨的重要问题。火力发电厂优化节能目标的实现需要完善施工设计、强化经济调控管理、优化技术更新。因此应明确优质节能调度调控对象，针对锅炉机械、热量电能消耗、热力系统展开完善管控，经济调度更新，才能真正提升运营生产效率，实现火力发电厂节能降耗、经济发展建设目标。

2、完善经济调度，优化技术改造

为促进火力发电厂实现优质节能目标，我们应完善经济调度，优化技术改造，针对重要的汽轮机流通进行有效更新。倘若流通气动热力规划不佳，机组结构设置不完善，便会令流通生产效率水平下降。同时，轴封操作安设不科学形成空隙，也会对流通效率产生不良影响。为此，应对火力发电厂汽轮机流通体系做好有效经济维护，注重间隙调整、调门重叠性调度，表面处置，进行更新改造。同时应就流通部分缸体进行经济改造，优化机组运行效率水平，提升火力发电厂安全生产可靠能效，进而体现良好的经济效益。同时火力发电厂节能生产运行，应注重锅炉体经济优化改造，基于低负荷稳定燃烧装置、创新点火应用技术，预防炉膛结渣现象，实现良好的经济节能目标。同时应通过排温降温经济调度，引入经济性燃烧技术，有效降低预热空气装置漏风现象，提升锅炉生产运行效率。另外对火力发电厂辅机设备与相关体系应进行经济调控与科学更新改造。例如对实践生产阶段中的给水、真空体系、冷却塔、预热空气装置、制粉设备、风机系统等应进行综合整治，就出现的实际问题做好优化改造，进而有效减少机组用煤总量与电能消耗。同时应对水泵循环叶轮实施优化调整规划，进而令其功率消耗有效减少，提升运行效率水平。还可通过经济调度运行，将循环水泵中的定速电机装置更新为双速电机运行模式，进而实现降耗节能科学目标。另外应科学引入变频调度装置实施机组辅机运行效率调控，令其在低速运转阶段中耗费的电功率有效下降，进而达到良好的节约电能效果。

3、基于经济调度理念，完善运行管理

3、1做好经济节能判断，实施更新改造

为创设良好的经济效益，火力发电厂实践生产阶段中，应做好经济节能判断，科学引入效率比选方式、实时耗差手段进行循环水泵相关参数标准与具体差异的分析计算，进而为调度运行热源提供科学参考依据，做好参数调控。同时，可引入循环效率检测验证模式，明确各工况机组使用煤量的适宜标准。实际操作阶段中，倘若某一指标产生偏差现象，可利用优化体系反映该类偏离现象形成的经济影响，并作出优化调度控制。基于系统综合优势，可引入精细化管理模式，提升火力发电厂经济运行综合效能。

3、2实时检测能量损耗，科学实施经济运行调度

为实时明确火力发电厂生产能量耗损状况，可引入在线节能检测体系，完善经济调度与节能分析，挖掘降耗潜力，进而明晰对机组热经济形成显著影响的运行管理成因及设备不足缺陷，尤其为火力发电厂实践节能提供有力保障。可通过滑压、定压调控、组合调度模式进行热经济性优化，降低能量损耗。同时应优化机组基础工况，规划监测在线体系阶段中，应进行有效的负荷标准研究、判别循环水温系数更新状况，探究汽轮机、综合热力体系工况波动特征，进而做出经济科学的运行调度管理。

3、3完善规划设计经济调度

火力发电厂设计规划时间中，应树立经济调度理念，注重机组减耗节能管理。引入创新设计理念、环保设备材料、高效率水平燃烧装置、适宜燃烧处置方式，优化炉膛受热面规划设计。同时应创新电厂综合管理体系，做好局部体系的经济调度规划。应基于参数标准、运行工作效率高水平目标，优选超临界设备机组，并采用洁净经济煤发电生产工艺，例如煤气化一体循环工艺、流化床经济循环生产技术等，进而真正实现能源节约、能耗降低的科学经济生产目标，促进火力发电厂的优化建设与良好提升。

4、结语

总之，针对火力发电厂生产运营科学重要性，为促进其持续发展与扩充经营，我们只有树立节能降耗、经济调度科学目标，优化技术改造、做好经济节能判断、实时检测能量耗损、完善规划设计，才能真正实现良好的经济运行目标。降低电能、热能、煤料综合消耗量，最大化创设生产运营效益，并促进火力发电厂在激烈的市场竞争中始终走在行业前列，实现持续、健康、优质、节能的全面发展。

[参考文献]

电厂节能降耗工作计划例6

随着科学技术的发展，电子产品生产的规模化和高可靠性能等要求，常需采用连续生产、多工序集成的大型精密生产设备，因此电子工业厂房通常为大面积、大空间厂房。电子工业厂房的工艺常要求洁净度高，温湿度波动小，各类工艺排风量较大，所以电子工业厂房通常需配置送风量和新风量均较大的洁净空调系统，用于处理送风和新风的冷量、热量等所需能量也同样很大，且电子工业厂房一般为全年全天昼夜运行，因此电子工业洁净厂房洁净空调系统（以下简称“洁净空调系统”）的能耗总量巨大，成为构成电子工业洁净厂房生产产品成本的主要内容之一。

如何有效降低洁净空调系统能耗，节约洁净厂房运行成本，已成为行业内特别关注和重视的问题。鉴于此，结合之前设计和接触的洁净空调系统经验，浅析洁净空调系统的节能措施。

一、合理规划洁净室工艺平面

在洁净空调系统设计中，对房间洁净等级的确定，应在满足工艺需求、保证生产质量的前提下，综合考虑工艺生产要求、设备大小、操作方式、前后生产工序连接方式、操作人数、设备自动化程度等因素，合理规划各洁净区域面积、高度及工艺平面图，通过减少洁净空间、降低污染值、减少换气次数等方式来降低投资和运行成本，达到节能效果。

减少洁净空间。洁净空间的减少，可直接减少洁净空调风量，意味着洁净空调系统的空气处理能耗、送风动力能耗都随之降低。根据一般经验，若减少洁净体积30%，可节约25%能耗，万级洁净区的运行能耗是十万级洁净区的2.5倍，因此，设计时应按不同空气洁净度等级要求分别集中布置洁净室，尽最大努力减少洁净室，特别是高级别洁净室的面积，从而减少洁净空调系统的能耗。

降低污染值。洁净室空气的主要污染来源于工艺生产产生的废水、废气、以及建筑装饰材料等。因此，对工艺废水、废气进行分类集中收集，处理至合格后再排放，避免泄漏和交叉污染，同时使用低污染值的绿色环保材料，可降低洁净室的污染值，也可减少洁净空调的新风需求，从而降低能耗。

减少换气次数。在保证洁净室洁净度的前提下，减少洁净室换气次数，从而减少洁净空调送风量是节能的重要手段之一。换气次数与生产工艺、设备先进程度以及人员密度等密切相关。如布置有普通灌封机的房间就需要较高的换气次数，而带有空气净化装置的洗灌封联动机的高精度电子生产间，则只需较低换气次数即可保持相同的生产需求。因此，掌握工艺需求，通过采取局部高洁净设置代替整个区域高洁净设置等方式减少洁净空调风量，从而减少换气次数，是降低洁净空调系统能耗的重要途径。

二、采用节能技术措施

洁净空调系统能耗的组成主要包括空调主机 、水泵、冷却塔、排风机、末端空调设备等的运行能耗。在项目设计阶段，采取节能技术措施，选用低能耗产品，综合项目的初投资和运行投资，选择节能环保设计方案，可有效控制项目能耗。在项目初步设计阶段对空调系统进行整体规划，选择节能环保原理的空调系统，如新风预处理加循环空调系统、二次回风系统等节能空调系统处理方式，从系统原理上减少能耗抵消。在项目施工图设计阶段，通过在设计图纸中，制定明确空调主机COP值要求、配置直流变频FFU、水泵和风机的电机变频设置、空调主机冷凝器清洗装置、空调冷凝水回收再用、工艺设备余热回收利用等措施，降低洁净空调系统能耗，达到节能目的。

明确空调主机COP值要求。空调主机为空调系统主要耗能设备，其COP值直接影响空调系统的运行能耗。在《公共建筑节能技术设计标准》（GB 50189-2005）中对各类空调主机COP值均有明文写出最低要求值，各省市的地方标准中对空调主机COP值也均有不得低于最低值要求。因而在项目设计中，空调主机COP值的选型需查设计标准及地方标准的不得低于要求值，在满足此值的前提下，综合考虑整个工程的初投入，尽可能选COP值高的空调主机。

配置直流变频FFU。由于电子工业洁净厂房的大面积、大空间特征，决定其洁净空调系统的循环风量非常大，洁净空调系统常选用洁净新风机组（MAU）+风机过滤单元（FFU）+干盘管（DDC）的系统，循环风量大，导致末端送风的FFU数量多，此时，宜选用直流变频FFU。直流变频FFU配套有全直流变频调控系统，变频器通过轻负载降压实现节能，可根据环境的不同进行自动调整风速，需要较大风量时，自动增加功率，需要较小风量时，电机的转矩会明显下降，可有效减少循环风机的能耗，节能效果显著。

水泵、风机的电机变频设置。空调系统风机、水泵的配置为根据生产工艺最大需求和满足最不利室外环境需求来设计，其实际运行参数为根据厂房空调系统实际需求的变化值。因而，对空调系统风机、水泵的电机进行变频设置，根据空调系统实际需求来变频运行风机和水泵，提高风机、水泵的工作效率，减少风机、水泵及整个空调系统的不必要能源浪费，有效实现降低系统能耗。

空调主机冷凝器清洗装置。因空调主机冷凝器的热交换水系统一般采用开式冷却塔系统，开式冷却塔的冷却水中带有悬浮固体、有机物、低溶盐和沉积物，此类杂质进入冷凝器在热交换时，将逐渐在铜管内壁结垢，阻隔传热造成热交换效率降低。采用冷凝器自动循环清洗装置配合旁路清洗系统，清洗和收集悬浮固体、有机物、低溶盐和沉积物等，确保管道清洁，保持热交换器处于设计效率工作，达到高效节能效果，同时，可延长机组使用寿命，且无需定期手动清洗空调主机冷凝器。

工艺设备余热回收利用。电子工业洁净厂房洁净室环境要求全年保持恒温恒湿，能耗比常规舒适空调大很多，尤其是过渡季节，由于室外空气低温高湿，为保证洁净内湿度，需减少新风含湿量，新风机组需对新风进行降温除湿处理，导致除湿后的新风温度很低，而此时洁净室内的冷负荷需求较少，因此需要用大量的热能来对新风进行再热处理，才能使新风达到要求的送风温度，新风处理过程中存在大量的能源抵消。在设计时，可将部分较清洁的工艺热排风进行余热回收利用，对此类工艺热排风集中回收并进行必要的过滤处理后引入洁净空调系统，与降温除湿后的新风混合，重新进入新风系统，可减少对室外新风获取量的同时减少对新风再热所需的能耗，从而达到节能效果。

结语：

节能环保是我国可持续发展战略中的重要能源政策，也是电子工业洁净厂房建设的科学技术增长点。采取合理可行的有力措施，减少洁净空调系统能耗，提高洁净空调系统效率，有效降低洁净空调系统的运行成本是行业从业者需关注和重视的问题。

参考文献：

电厂节能降耗工作计划例7

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.03.122

0 引言

节能是国家发展经济的一项长远战略方针，是全面贯彻落实科学发展观，提高能源利用效率，又好又快建设社会主义和谐社会的基本国策。中国政府正在以科学发展观为指导，把建设资源节约型、环境友好型社会放在工业化、现代化发展战略的突出位置，努力增强可持续发展能力，建设创新型国家，继续为世界经济发展和繁荣作出更大贡献。

火力发电消耗的煤炭的一半以上都是用来直接燃烧，用于火力发电和采暖空调等，因此电力工业是资源消耗的大户，提高电力生产和使用效率、降低资源消耗，特别是节约和降低煤炭的消耗，对我国重要战略资源的节约和优化配置具有重要意义，是实现可持续发展的重要措施，是节能工作的重心。电力行业节能要以燃煤电厂节能为核心，燃煤电厂节能要以降低电厂煤耗、厂用电率为重点。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，也是影响实现发电企业经营目标的关键因素；同时运煤系统占地大，运行流程设备多，设备运行总功率较高。因此，运煤系统是燃煤电厂节能工作的关键之一。

工程建设主要有电厂规划、方案设计、设备选择和生产管理等环节，每个环节都需要重视节能。咨询设计是工程建设的龙头，其中方案设计、设备选择属于设计院节能设计研究的主要内容，另外两个环节也需要设计院积极参与。

燃煤电厂运煤系统的节能设计，基本要求是设计院的节能设计理念更新。在设计时必须按照国家有关节能工作的政策法规的规定执行，借鉴、发展国际的先进理念，采用突破常规思维的创新思路，在综合分析论证电厂安全稳定运行的基础上，紧紧围绕节能的主题开展设计优化工作。

1 火力发电厂运煤系统节能研究

1.1 规划阶段优选煤源和运输路径

在规划阶段，设计院积极参与合理利用能源的论证工作，使燃煤电厂项目符合国家的产业政策。

比如说某工程2×1000MW机组为煤电一体化工程，所需燃煤全部由附近矿井供给，经过对煤源、煤源距电厂的距离及地理环境等进行分析，为了充分体现煤电一体化工程的优势，此工程确定厂外运输采用带式输送机运输。这种运输方式最合理、最经济、最可靠。

1.2 运煤系统方案设计优化

运煤系统设计方案优化应重视落实节能要求。运煤系统设计方案应充分借鉴国内外的先进设计思想，按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，对工程设计进行创新优化，所提出的运煤方案力求充分优化，在满足机组燃煤要求的前提下，因地制宜，减少转运环节，避免不必要的交叉，降低煤流落差，确定短捷合理的走向，简化输煤系统流程和缩短运输距离。通过选择合理工艺系统、采用合理的运行方式，保证节能效果。

1.3 运煤系统节能技术

运煤系统设计应尽量采用成熟、可靠的工艺和设备，努力提高运煤系统的机械化、自动化水平，提高运煤系统的可靠性和安全性，同时应研究分析设备性能与特性，积极采用新技术，选用先进的主辅机设备，优选节能设备。对于新技术、新工艺、新设备和新材料的应用，应做好技术经济论证。

在运煤系统设计中，采用了一系列节能技术设备，以达到节能效果。

（1）斗轮堆取料机设备消耗的电能是厂用电的重要项目。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大车、回转等机构的驱动电源进行变频，改善启、制动性能，节约电能。

（2）带式输送机电机采用Y系列电机（包括YKK、YJK等）以提高电机效率，均配备限矩型液力偶合器，通过降低起动电流，使电机功率选用正常值，减少电机选型裕量，避免重复增加裕量，以节省电机耗电量。

（3）永磁除铁器优点主要是采用稀土材料，具有永久磁场、不需要励磁、节能显著，不发热、不存在温升而磁场稳定，结构简单、重量轻，不需要冷却、故障点少；在技术经济性相当的情况下，永磁除铁器比电磁除铁器具有节能的优点，值得推广。运煤系统采用永磁除铁器，降低设备配置功率约100kW，即每年可节省用电量800000kWh，按照上网电价0.27元/kWh，相当于每年节省电费21.6万元。

1.4 为燃料管理监控设计完善设施

通过对生产环节的控制管理，是实现节能的最终步骤。运煤系统设计除了做好前述系统设备优化工作外，应为生产管理提供完善的监控设施、清楚的节能运行操作指南，以利于电厂做好燃煤供需管理和运煤系统运行维护工作，从而实现节能效果、达到节能目的。

（1）加强燃料管理监控设计。为电厂运行管理提供完善的监控设施，利于电厂在燃料管理模式上进行突破和创新， 从而在在线计量、煤炭供应管理、盘煤、统筹安排煤场库存、了解来煤煤质煤量情况、配煤、制订最优燃料采购方案等方面达到节能降耗的目的。

（2）设计应为提高设备利用率、实现节能提供相关设计文件。例如设计文件应说明输煤系统输煤单位电耗定额、运煤系统设备出力匹配运行要求等，并提供考核标准，这样可以控制输煤电耗；设计应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，系统设备自动投入率要高，确保设备有效利用；设计文件应说明主要操作规范，有利于规范操作，把电厂工人失误减少到最小，避免因为误操作造成机组的非停和人员设备的损伤，从而保证运煤系统在正常的安全生产中实现节能。

电厂节能降耗工作计划例8

中图分类号：TK01 文献标识码:A

1.概述

污水处理是一个世界性的难题，近年来，随着全球经济的迅速发展，污水处理厂的规模越来越大，因此产生能耗问题也越来越严峻。据统计，处理活性污泥的系统中，其运行成本但能耗成本就占到总成本的30% ~ 80%。美国有官方数据表明：城镇的污水处理厂所耗费的电能占全国总用电量的3%。其还有数据预测，由于人口的不断增长与污物处理的标准越来越高，在未来的15~20年内，污水处理厂的能耗成本将增加20%以上。我国目前经济发展迅速，城镇化进程不断推进，全国大部分的城镇都增加了污水设施，在提升了污水处理率的同时，能耗率也随之上升。在未来的几年，为了适应经济发展的需求，同时也响应国家的号召，污水处理的规模将会越来越大，使得全国范围内的电力资源紧缺日益突出。因此，对污水处理厂的能耗管理和节能降耗措施进行研究，达到节能降耗的目标，这对我国的社会稳定与经济发展都存在极其重要的意义。

2.污水处理厂的能耗分析

2.1国外污水处理厂的能耗分析

西方发达国家比较早产生能源危机意识，这是有其历史渊源的。从上个实际70年代开始，西方欧美等发达国家相继爆发了能源危机，这个局面直接导致欧美等国发达国家在20世纪末能源价格开始飙升。鉴于此，在工业领域内最先由美国掀起了节能技术的研究。此后美国一直引领工业节能技术的潮流，包括对污水处理厂的节能技术研究。美国的污水研究人员曾对全国的公共污水处理设备进行了关于单元过程与单元操作的能耗情况的调查，并在做了一次详尽的污水处理设备能耗分析报告。当时这次调查覆盖了几乎全部的城镇污水处理的生物、物理和化学等方式，甚至对建筑物附属的制冷、制暖等设备也进行了调查。在此基础上，也详尽计算了可回收利用的能量。此后，美国另外几位研究人员E.J.Middlebrooks、C.H.Middlebrooks等根据Wesner的研究结果，估算了每个污水处理系统的最小能耗量。最后，在其分析报告中指出，随着经济规模的扩大以及能源价格的提升，每年用于污水处理的能耗开支将大幅度上升，而选择低流量的污水处理工艺将作为节能能源开支的重要的手段。接着，另外两名研究人员Roberts与Hagan通过分析处理100 mgd 较具典型性的活性污泥污所需要的总能量，研究出了污水处理厂能源消耗的结构，并且首次提出对污水处理厂进行节能降耗，需要建立在资源管理与综合平衡利用的基础上，而不仅仅依靠节省能源的技术。

2.2国内污水处理厂的能耗分析

在上个世纪七八十年代经济刚刚复苏的阶段，我国的污水处理规模尚小，随着改革开放的深入，各类型的工厂如雨后春笋，纷纷屹立在神州大地上，不可避免地产生了污水污染问题，随着能源的消耗越老越多，国家不能不考虑对污水处理厂实施节能降耗的措施。但是，因为我国正处于经济发展的上升阶段，一直以来对此问题的重视程度不够，相关的调查研究也较少。当前，我国城镇污水处理厂处理污水普遍采用生物处理工艺。这种工艺以二级处理或者三级处理为主体，处理的内容通常包括污水、污染物的预处理、生化处理及污泥处理三个部分。而消耗的能源主要是燃料、药剂和电能。

通过国内外许多污水处理厂的数据指出，污水的提升泵、污泥处理设备与曝气系统是主要的耗能设备。从事排水工程的工程师羊寿生曾设计了一个试验，对我国典型一级、二级污水处理厂各单元操作过程作了电能耗费估算，污水厂规模按25000m3Pd，二级处理厂的电能耗值为0.266kWhPm3，用处理单位体积污水的耗电量(kWhPm3)表示估算的结果。结果显示，我国城市污水处理厂能耗主要用于污水、污泥的提升，生物处理的供氧，以及污泥处理这几个工艺过程，其中在二级处理工艺中，污水提升泵的用电量在总用电量的10%~20%之间，污泥加热设备的用电量占总用电量的10% ~25%之间，而曝气系统则占总用电量的50%~70%。三者用电量相加，高达总用电量的70%以上。所以，对污水处理厂进行节能降耗，重点在于降低污水提升泵、污泥处理设备以及曝气系统的用电率，借此实现节能降耗的目标。

3.污水处理厂耗能现状分析

随着人民生活水平以及经济水平的提高，国家不断提高污水处理厂的水质，以满足经济生活的需求。现行的污水处理耗能标准达到0.15～0.28（kW・h）/m3污水，全国污水处理的成本开支平均为0.8元/m3，而且这样的成本价格呈现上涨的趋势。相关的部门面对如此高的污水处理成本，正想方设法利用新技术，结合各个地区的特点与各个处理厂的优势，努力探明单元过程的能量需求(energy requirements)，做出污水处理厂的有效运转和管理规划，首先在污水处理厂的规划、设计阶段体现节能目的，然后通过选择污水处理的适合工艺、设别和途径进行节能降耗，国家法律部门加紧制定相关节能减排的规定，对不执行法律法规的个别单位进行严惩警告，切实际落实好污水处理厂的节能降耗工作，以维持国家经济发展的可持续发展过程。

4.污水处理厂节能途径与措施

4.1污水处理厂能量利用审核

传统的污水处理厂进行处理活动时，缺乏利用能量的具体方案和规划，由此造成无节制的能源消耗，甚至能源浪费。针对此问题，相关部门对能量的使用进行审核管理，监督污水处理厂开始提前制定能量利用规划，由管理部门作出审核结果。审核管理不但可以提供使污水处理厂正常运转的数据，还能对污水处理厂的工艺选择以及处理方案有一定的指导性。使用生命周期分析成本的办法，对各单位的组件以及处理系统进行数据分析，并且优化其结构，以此满足降低能耗的要求，节省成本；构建科学的能源利用审核程序和评估标准，用这套程序和标准对各厂的污水处理所需能量进行审核，同时要监督污水处理厂对设备进行维护，对于老旧、存在隐患的设备进行更新换代，对其设备的升级和更换提出建议和方案。通常审核能源利用的程序分为两步：一是研究工程的可行性，包括处理方案的评估；初步的设计方案；项目的工作范围、成本以及财务评价等；二是详细的设计流程，包含施工、试营运、职业培训、运正式行和维护等内容，正常营运一段时间后，依据运行能耗数据检验系统的效率和成本开支。这个审核的过程从工程的预备阶段一直持续到工程运行后的维护、检测阶段，这样可以明确具备节能降耗的单元。

4.2选择恰当的工艺

当前我国城镇的污水处理厂采用最普遍的工艺是：传统的活性污泥法(ASP)、SBR法、AB法、A/O、氧化沟A2/O以及BAF等。在具体选择哪一种工艺时，必须首先对以上这些工艺的特点进行思考，并且结合工程所在地区、气温、地形、电能价格、征地开支、处理厂的规模、出水的达标情况、原来水质情况、对污泥的处置情况等综合思考，然后制定一套技术上有优势、方便管理、成本较低，运行效度高，并且近期利益与远期利益都能兼顾的工艺方案。这样的方案可使污水处理的能耗降到最小值。

一般中小规模的污水处理厂适用SBR法和氧化沟，在节能降耗方面优势较明显；大型的污水处理厂则首选活性污泥法(ASP)，与此同时，还可以根据当地的实际情况，尝试新的节能降耗工艺，例如综合式曝气系统的氧化沟工艺或厌氧处理办法，处于土地资源丰富的中小城镇还可考虑采用人工湿地处理方式，不但管理起来便捷，而且征地费用很低，还可以建构独特的生态景观区，从实际的工程案例来看，是可以达到一定的改善生态环境的作用。目前，我国成功建成的用于污水处理的人工湿地系统，它的成本投入只需要城市常规二级污水处理厂的十分之一，而运营开支为二分之一，甚至更少。例如深圳白泥坑人工湿地处理系统的运行开支只为传统活性污泥法的十分之一。

4.3排放物的资源化实现产出物节能

一般的污水处理厂其产出物为污泥、处理水、残渣等，但是残渣比较少，这方面也比较好处理；而污泥的产出量较大，在处理污泥上则存在一定的问题，其处理的过程和效果对整个污水处理的效果产生极大的影响。通常那些设计水量超过20×104m3/d的大型污水处理厂工程，其污泥的产量也是很大的。针对这种情况，可以采用厌氧消化的办法对污泥集中处理；而对于中小型的污水处理厂，则可采用污泥浓缩脱水一体机进行处理，这样能够降低设备的占地面积，方便管理，有足够的地方储存污泥进行消化。拥有广阔土地，也能够用来让污泥堆肥、干化床和种植植物等，以此来完善低成本的处理系统。浙江某大学的翁焕新教授提出了一种处理污泥的新技术，就是把排出的污泥制造成一种团粒，再依照一定的比例将其与黏土均匀拌合，利用污泥的热值制作轻质节能砖。为了在厌氧消化的过程中产生更多的CH4，尽量对污水中的有机碳实行污泥消化，相比于传统的通过外部能量将有机碳转化为CO2这种方式更节约能源，同时减少曝气环节而降低CO2的排放，实现减排的目标。通常BNR的工艺中，会使用一些反硝化除磷的菌种，这些菌种在进行脱氮除磷的过程中，可抑制消耗化学需氧量，而多出来的化学需氧量将会与污泥一起进行消化，然后转化成CH4；对于污水处理过程中的出水，一般不直接排放，按照城镇的用水需求，将其进行无害化处理，例如重复利用到农业灌溉、工业洗涤、市政工程、建筑工程等方面，这一方面降低了污水的排放率、节省了干净水源；另一方面可以从中产生经济效益，降低污水厂的投资成本，实现可持续发展战略。

4.4采用高效的节能装置

前面提到污水处理厂各个环节的能耗费用相加高达70%以上，所以对设备进行节能降耗改良式势在必行的。污水处理厂的主要耗能设备是污水提升泵、污泥加热设备和曝气系统。其中污水提升泵的用电量在总用电量的10%~20%之间，污泥加热设备的用电量在总用电量的10%~25%之间，而曝气系统则占总用电量的50%~70%。三者用电量相加，高达总用电量的70%以上。所以，对污水处理厂进行节能降耗，重点在于降低污水提升泵、污泥处理设备以及曝气系统的用电率，借此实现节能降耗的目标。

4.4.1污水提升泵的组成设施包括首次提升泵、污泥回流泵、剩余污泥泵、内回流泵和出水提升泵。目前针对节能需求，污水处理厂大多采用从国外进口的高效潜污泵，其工作效率高达80%以上，而且用电量比较低。水泵的有效功率为Ne=rQH，当r、Q一定时，Ne和H成正比，由此看出，降低水泵的扬程可以节能降耗。

具体通过降低水泵扬程进行节能降耗的办法有：（1）根据污水处理厂设计规模的工程量明确提水泵的类型和数量，而且质量上要选择流量和扬程都要达到安全生产标准的。这种高效的潜污泵相比普通的离心泵，更便于安装，而且因为比普通离心泵少了辅助启动的设备和吸水竹，总耗能也较之低很多。（2）科学设置液位控制。由于提水泵的耗电量与其扬程是成正比的，也就是说，扬程高，耗电量也大。因此科学合理地设置液位，尽可能利用竹网的高水位，就能减扬程，实现泵站节能。

4.4.2在出水处理的设备中，曝气池是厂区内最大的耗能物，要在此环节实现节能降耗，关键要选用氧转移率相对较高的曝气装置。进口的硅橡胶管膜式微孔曝气器长度为750mm，出气量为8m3/(m.h)，氧利用率为23%，输氧动力效率2.5=3.5kg/ (kW.h)。与传统曝气器比较，这种新型的曝气器具备氧利用率高、布气均匀、动力效率高以及寿命长等优势，能够极大地降低了能耗。

4.4.3传统的多级低速离心鼓风机效率大概在60%，而进口的单级高速离心鼓风机效率大都在80%以上，由此看来，选用进口单级的高速离心鼓风机要比传统的多级低速离心鼓风机更节能。而且进口的单级高速离心鼓风机可以根据好氧池中混合液溶解氧浓度的变化，自动调节进风日导向叶片角度，从而改变出风量的大小，利于节能。

4.4.4对曝气设备的供氧量进行自动调节。通过鼓风机对系统进行自动控制，由溶解氧探测仪对空气电动蝶阀自行调节，借此控制鼓风机的风量。风量得到控制，好氧的出水DO就可控制在2.0mg/的水平。一般认为自动DO控制是控制曝气系统运行的最好措施，因为它能解决曝气过少或者过度的问题，这样就能对曝气设备的能耗量进行控制。通常采用自动控制的曝气设备可以节能超过25%。

4.5无害高效的药剂实现原料节能

在众多的水处理药剂中，例如杀菌剂、凝聚剂、缓蚀剂、消泡剂、阻垢剂、脱色剂、清洗剂以及絮凝剂等，大部分都是化学方法合成的有机高分子体。目前我国生产水处理药剂的厂家有230家，品种超过100个，平均年总产量达20万吨。在选择药剂的品种和用量时，要根据所要处理污水、污染物的浓度、酸碱值、性质、温度以及杂质等因素而定，与此同时，还要考虑到药剂的高效性、经济成本及其使用时是否会产生二次污染等，力求用最经济的价值获取最高效的效益。比如在使用胶体颗粒处理污水时，混合利用有机混凝剂和无机混凝剂，该药剂并用模式能够将污泥的含水量降到最低，还能提升污泥的脱水性能，这样不但能节约药剂用量，还能提高混凝的效果，同时其投入成本大大降低；调整污泥性能的过程中，可考虑加入PAM和氯化物，但是要注意会不会产生二次污染现象。因为PAM在使用时，会产生聚合单体丙烯酰胺，这是一种强致癌物。运用氯化物去除磷，虽然效率很高可是，需要投入比较高的费用，还会在池子和管道设备生成硬状结垢，给后面的处理工作带来不便，增加了人工费用和设备费用，与节能降耗目标不相符。虽然当前我国污水处理厂使用的有机絮凝剂与无机凝聚剂都是比较经济又便捷的材料，但在处理污水的过程中，存在着耗能高的问题。专门针对节能目的研究的生物絮凝剂，弥补了传统药剂的缺陷。

结语

综上所述，我国污水处理厂的节能降耗工作取得一定的进展，但是在该领域内，最大程度地节能降耗目标尚未能达到，还需要相关专业人员进一步研究，努力的重点方向如下：化工热力学、生物热力学、及能源工程学与污水处理领域基础学科，建构一个较完善的研究体系，从根本上解决水处理能量研究滞后于实践活动的问题，获取科学的、可靠的处理工艺能耗能效的分析评价方法，推动各类研究成果的全面应用。

电厂节能降耗工作计划例9

引言

神华新疆米东热电厂成立于2008年8月，是神华集团神东电力公司实行“煤电一体化”战略，大力践行“资源综合利用”理念在新疆投资建设的第一座电厂，项目规模为2×300MW循环流化床发电机组，两台机组分别于2010年8月、2010年12月建成投产，是新疆目前总装机容量最大的煤矸石热电厂。

2011年米东热电厂全年完成发电量33.58亿kwh，实现利润1.8亿元，供电煤耗347g/kwh，标煤单价184元/吨；2012年全年完成发电量34亿kwh，实现利润1亿元，供电煤耗338g/kwh，标煤单价248元/吨。2013年前4个月完成发电量10.5亿kwh，实现利润0.42亿元，发电量和利润同比降低23%。

截止到2012年12月，新疆电网全网装机容量2436.9万千瓦，同比增加588.6万千瓦，增长31.8%。2013年预计新增装机1465.4万千瓦，年末新疆电网统调装机4403万千瓦，同比预计增加51.1%；

米东热电厂发电量同期对比，4月份同比降低48.7%，环比降低44.3%。2013年1-4月份累计发电105298.2万千瓦时，2012年1-4月份累计发电120534.6万千瓦时，同比减少12.6%。

米东热电厂上网电量同期对比，4月同比降低48.9%，环比降低44.6%。2013年1-4月份累计上网94945.46万千瓦时，同比去年108661.74万千瓦时，下降12.6%。

米东热电厂利润同期对比，4月同比降低20.5%，环比降低33.9%。2013年1-4月份累计利润5581.36万元，较2012年1-4月累计利润4885.63万元，同比增长14.2%。（米东热电厂1-4月份在发电量降低的情况下，利润较上年还有所增长，主要是4月份折旧年限放宽，减少折旧费280多万，4月份矸石掺烧比例为45%，节约燃煤成本100多万元，增加烟囱租赁收入40多万元等）

2013年4月份直调全网装机容量2396.7万千瓦时，同比增长38.4%，环比增长3.9%。其中火电1847.5万千瓦时，同比增长40.5%，环比增长4.8%。直调水电装机容量为250.3，同比增长6.7%，风电装机容量271.9万千瓦，同比增长80.3%。2012年全社会用电985亿度，同比增长28.3%。2013年全年全社会用电预计为1199.19亿度，增长21.28%。

可见随着新疆电网新增装机的迅猛发展，而用电负荷的缓慢增长，特备是近两年来作为电厂主要燃料的煤炭价格高涨，热电厂经济效益深受影响。热电厂经济效益的高低就成为企业生存主要矛盾，所以要提高热电厂的经济效益，做好市场营销争取尽可能多的发电负荷、开源节流降低燃煤成本、强化生产管理降低供电煤耗就成了电厂经营管理的主要工作。

第1章 抓好市场营销工作争取发电负荷

1.1紧盯对标电厂，以“消除差距”为目标定位

在市场营销方式上，通过每周了解电网发电、利用小时数、装机变化情况，在疆内寻找同类型机组进行对标，及时发现自己的差距，有效地与电网公司沟通争取发电量计划。将发电量计划与绩效挂钩，有侧重点的对市场营销人员加大奖惩力度，按月进行考核，每日紧盯负荷变化，及时争取机会电量。

1.2搞好市场调研，走“差异化”营销战略

面对新疆电网新增装机容量较多，机组利用小时数较同期大幅下降的严峻局面，要以全年的运营纲要为中心，以经营业绩责任书为基础，加大市场开拓力度，走“差异化”营销战略，发挥米东热电厂燃烧煤矸石是环保节能资源综合利用电厂的优势，及时有效地拓宽沟通渠道。

1.3合理分配电量，层层落实责任

面对电力行业市场竞争日趋激烈的形势，将年度发电目标分解到季、月、日、值，并层层落实责任，以值保日，以日保月，以月保季，以季保年，确保完成年度目标。电厂主要领导要加强于电网公司领导的沟通，争取他们的理解；计划部门要加大和电网公司交易中心的联系，协调计划电量的落实和交易电量的争取；电厂各值值长多与电网当班调度联系，度电必争多带负荷抢发电量。

第2章 开源节流降低燃煤成本

2.1加大煤矸石掺烧比例

面对燃料成本不断攀升，严重挤占电厂的利润空间的不利形势，在保证机组安全稳定运行的基础上，进一步加大煤矸石的掺烧比例，开展配煤掺烧工作，根据煤炭采购计划和实际到厂煤炭情况，细化每个运行值的掺烧方案，杜绝因掺烧方法不当造成机组降出力或供电煤耗上升的现象发生，保证发电成本的有效降低。

2.2多方拓展煤源

按照保量、控价、调结构的原则，加强重点合同煤炭特别是神华煤的催装催运和对接卸运的考核，顺畅燃料管理流程，提高内外合同煤兑现率。同时，积极拓展重点合同外的购煤渠道，主动出击，努力寻找量大、稳定的煤炭资源，保持煤价处于本地区较低水平。严格按照“以质论价”的原则，规范燃料供应商的准入及购煤合同条款，平抑燃煤成本。以入厂标煤单价作为煤炭采购人员绩效考核的重要指标，确保采购到足量的区域低价煤炭，保证发电“口粮”优质稳定供应。

2.3加强煤场管理

进一步加强煤炭量、价、质管理，将煤质验收关口前移，严把燃煤采样、制样和化验关；进一步深化燃料效能监察，推进燃料内部监督、制约和考核机制的标准化、规范化建设，全面维护企业利益。

第3章 提高经济运行水平

热电厂要提高经济效益，必须节能降耗提高经济运行水平。首先要建立完善的经济、技术管理机制，建立和健全各种经济和技术管理的规章制度，调动员工的积极性和创造性，其次要以燃料管理、运行调整、设备维护、节能改造等各环节抓起，为此着重抓实抓好以下工作：

3.1合理配煤满足流化床锅炉燃烧需要

米东热电厂两台锅炉是循环流化床锅炉，天然决定其燃烧煤种适应面比较宽，但这并不意味着在远离设计煤种条件下能高效而且安全运行，两年来的生产运行充分证明了这一点，因此要加强燃运配煤的管理，力争入炉煤达到设计煤种条件下的发热量（11MJ/KG）、灰分（35%），偏差不超过25%；入炉煤颗粒度不超过8mm；碱金属含量不超过2%。

3.2抓好锅炉燃烧调整提高锅炉燃烧效率

锅炉燃烧是燃料的化学能转变为热能的过程，只有提高燃烧效果，才能使锅炉热效率得以保证，理论计算证明炉效每降低1%，供电煤耗升高3.2g/kwh，这是保证热电厂经济效益的关键环节之一。一要加强考核，将煤耗、灰渣含碳量等作为燃烧效率的重要指标考核到班组，只有把住锅炉燃烧的进、出口，才能真正提高燃烧效率；二要抓好运行操作，在锅炉的运行过程中首先要抓好燃运配煤工作，入炉煤尽量靠近设计煤种，建立比较好的循环灰系统，从而降低床温控制在850-920℃之间，使锅炉有最大的炉内脱硫效果减少石灰石的投放量。其次在保证床温的情况下低床压运行，尽量降低一次风风量使床压控制在6-8kpa之间以减少受热面磨损（锅炉受热面的磨损和风速的三次方成正比）。再次上下二次风的配比在维持正常运行工况下力求上大下小；三是锅炉设备要保持完好，特别是密封问题，要消除漏风、漏烟及漏灰的三漏现象，减少燃烧损失及局部磨损；四是要保持锅炉在额定参数下运行，才能达到经济运行的目的。

3.3强化锅炉尾部的传热效果，降低排烟温度

强化锅炉尾部的传热效果，降低排烟温度，达到热量的最大利用，也是提高热电厂效益的因素之一，理论计算证明排烟温度每升高1℃，供电煤耗可升高0.18g/kwh。目前电厂两台锅炉在夏季环境温度、85%额定负荷下排烟温度达到170℃，在冬季环境温度、90%额定负荷下排烟温度也达到157℃，远远超过139℃的设计值非常不经济，因此要尽快和锅炉厂取得联系，拿出技改方案增大传热面积、提高换热效果，择时改造以降低排烟温度，达到节能目的；空预器容易堵灰，检修期间要加强检查和清理。运行期间加强吹灰管理，实践证明每次吹灰后排烟温度可降低5℃。

第4章 提高热能利用率

4.1保证汽轮机进、排汽参数在额定值

机组在额定参数下运行，不仅有利于汽机的安全运行，也有利于汽机经济运行。理论计算证明主蒸汽温度每降低1℃，供电煤耗升高0.12g/kwh；再热蒸汽温度每降低1℃，供电煤耗升高0.10g/kwh。由于锅炉多数在降低参数下运行，致使汽轮机也就在低于额定参数下，这种情况下汽机不能经济运行，要采取措施及时调整。

对汽轮机的排汽真空，要作为一个重要参数控制，真空度每降低1%煤耗升高3.5g/kwh，真空降低使汽机带负荷能力降低热能损失增大。汽轮机应保持较高的真空度，因此要定期作真空严密性试验，保持真空度，发现问题及时解决。

4.2搞好保温工作，减少散热损失

搞好热力设备、系统的保温，是控制热电厂能源损失的重要措施之一。但我们在管理上对此重视不够，保温效果差又不及时维修，致使散热损失增大。保温效果的好坏，取决于保温材料和质量的选择、保温厚度的确定及保温结构的选定。要确保保温效果，达到严密、坚固和表面温度不超标，定期对保温进行维护。

4.3增大对外供热汽水环节的管理，解决锅炉定排连排阀门内漏问题

供热首站其凝结水回用率低的主要原因是被用户白白浪费使用，从而造成较大的热损失和工质损失，而补充这些损失需要水质较好的一级软水或二级除盐水，这就增大了补水成本。因此电厂对回水利用要研究可行办法进行解决，以减少浪费降低成本。比如给神华新疆公司供热部分一定要将凝结水全部回收，向米东区居民供热部分一定要将一次管网的补水率降下来，这在每年一签的供热合同中要约定。要分析锅炉定期排污和连续排污系统阀门内漏的原因并在机组检修中彻底处理，解决锅炉补水率居高不下的问题，如该系统不够完善，将大大浪费能源。

第5章 降低电耗

5.1利用交流变频技术，降低传动机械电耗

将热电厂功率较大设备，如凝结水泵、给水泵、风机等定速运行机械，改为变频调速运行。因为电动机轴功率与转速的三次方成正比，所以低负荷时电机轴功率减少，从而节省了厂用电。如热电厂凝结水泵，因为负荷的变化，凝汽量随之变化，把凝结水泵改为变频调速运行进行水量调节；锅炉的变工况运行时，煤、水、风随之调节，锅炉辅机采用变频调速形式等都可以大量节省厂用电。目前电厂已将锅炉一二风机进行了变频改造，节电效果十分明显，下一步应考虑引风机和脱硫增压风机的变频改造。

5.2汽动泵代替电动给水泵

米东电厂给水系统运行方式是三台50%电动给水泵两用一备，如将汽动给水泵代替给水电泵，不仅节省了厂用电，也能提高给水系统的安全性。如其中一台改为汽泵给水，汽源来自汽轮机的抽汽，汽泵排汽进入除氧器。一台给水泵电机功率是5200kw，改为汽泵按每年5000h计算大概可节电2600万kwh。

5.3充分利用低谷电价，降低厂用电成本

热电厂应根据生产系统特点，制定相应的按时间段用电计划和措施，在保证安全生产的前提下，尽可能的利用夜间的低谷电价进行夜间用电，以降低用电成本，如输煤系统在夜间尽量多工作多储煤。

第6章 严格指标管理，优化运行方式

现代化生产管理要求经济指标进行量化和细化管理，热电厂应将各项指标如煤耗、汽耗、水耗、厂用电率等分解到各运行值、各运行班组、每台机组，把生产计划落实到人，使各项指标与每个人的经济利益挂钩，并定期总结和考核，只有按计划顺利完成各项指标任务，才能实现节能增效。

电厂节能降耗工作计划例10

中图分类号：TE08文献标识码：A文章编号：

随着我国经济的不断发展，我国各地水厂的规模不断扩大，用水量也不断增加。我国各地的水厂基本都对供水系统进行了改造，以降低能源消耗。但是，还有一些水厂在生产的过程中，由于生产工艺、管理等等原因，使水厂的生产效率较低，对能源的损耗较大，使水厂的生产成本居高不下。不断降低生产成本是我国各地水厂快速发展的重要的内在动力，因此，应当不断采取多种有效措施，进一步实现水厂的节能降耗。从而有效降低水厂生产成本，提高水厂的经济效益。

一、当前水厂节能降耗存在的主要问题

1、水厂电能损耗较为严重

首先，是水厂的水泵机组的电能损耗较为严重。目前，在我国的各类水厂中，水泵机组的应用较为普遍。在水厂的生产过程中，水泵机组消耗了大量的电能。由于设备、管理、技术等各种原因，我国水厂的水泵机组效率较低、能耗偏大、成本较高致。使泵站工程水厂的效益难以提高。究其根源，主要是由于供水量增长速度较快，供水管网改造也较快，但是，很多水厂水厂的水泵机组却没有及时进行同步改造，使很多给水厂的水泵工作扬程不断下降，往往都是运行在低效区运行，使水泵的效率难以，造成大量电能的浪费。另外，还有一些水厂加压供水的选泵配置不尽合理，也导致大量的不必要的电能浪费。

其次，是给水处理过程中的电能损耗较为严重。水处理过程中的电能损耗较为严重的主要原因，是由于资金和技术等制约，使我国的很多水厂自动控制技术较为落后，加药及污泥处理工艺不完善，尚未建立起完善的仪表控制和计算机控制系统，难以满足水厂节能降耗的需要。

另外，是水厂的清水池的电能损耗较为严重。水厂的清水池在自来水的生产过程中发挥着重要的作用，具有调节水量、蓄存、进行氯化消毒接触的作用。但是，由于我国的一些自来水厂的设计的缺陷，使很多清水池有效容积不够，无法满足贮存的要求。另外，还有一些水厂在设计清水池时，往往都是从容量方面考虑，很少考虑通过抬高清水池内水位节约能耗，最终造成了清水池的电能损耗较为严重。

2、水厂药耗水平居高不下

首先，是我国水厂矾耗过高。目前我国水厂大多数使用平流沉淀池，导致工艺处理时间较长。同时，加矾量也不够合理。水厂的运行人员需要利用较长的时间，才能了解一定加矾量所对应的滤后水浊度，为了保证水质，水厂的运行人员会提高加矾量，这样就增加了加矾耗。

其次，目前我国大多数水厂采用是液氯消毒，但是，在消毒过程中主要还是水厂的运行人员依赖水厂的运行人员的人工操作，难以有效降低氯耗。同时，对于我国的水厂来说，净水构筑物体积一般都较大，与外界接触面积广，氯气非常容易挥发，也产生了大量不必要的氯气消耗，

二、促进水厂节能降耗的相关对策

1、采取多种措施，不断降低电能损耗

首先，要通过对泵站进行优化，不断降低水厂生产过程中的电能损耗。具体可以采用两种方式。第一，可以考虑进行进行水泵的优选，利用水泵的优选不断提高水厂泵站的运行效率，达到节约电能的目的。可以采用启发式方法、动态规划算法、图解法等水泵优选的方法。通过优选，可以在用水量和供水量发生变化时，使水厂的泵站运行始终保持较优的工作状态，以达到节约电能的目的。

其次，要不断优化水厂泵站的配电方案，不断降低水厂生产过程中的电能损耗。目前，我国大多数水厂的泵站的供电系统主要包括供电系统接线方案、供电容量、供电点、供电电压等。从总体上看，大多数水厂的泵站的供电系统比较落后，因此，有必要对水厂泵站的配电方案进行优化，具体可以从配电网无功补偿方案优化变压器选型、主电动机设计等方面来进行优化。

另外，要优化泵站变配电工程设计，不断降低水厂生产过程中的电能损耗。由于资金不足和技术落后等等方面的原因，目前，我国国内的一些水厂还在采用上个世纪90年代的泵站变配电工程设计，大量是用三角型接线度手动投切装置，在运行过程中的安全性和可靠性较差差。电容器组手动投切也难以起到有效的补偿作用，基本上达不到无功补偿以及节约电能的要求。因此，必须要不断优化泵站变配电工程设计，将手动授切改为自动授切，降低线路的损耗，减少电费的支出，以达到节约电能的目的。

最后，要不断降低电能损耗，必须有效清水池的电能损耗。一方面，我国各地的水厂要不断优化自来水厂清水池的设计，提高清水池有效容积。在设计清水池时，不但要从容量方面考虑，还要考虑通过抬高清水池内水位，达到节约能耗的目的。另一方面，要改进清水池的工作过程。要采用异水位的设计方法，抬高池内水位，使清水池具有水量调蓄和抬高水位双重作用。同时，目前我国很多水厂的清水池的工作过程比较落后，基本上都是采用活性碳吸附、反渗透、离子交换、微滤、电渗析等方法，消耗大量的电能。积极采用新的处理方法，减少能量损耗，降低水厂的生产运营成本。

2、优化生产流程和生产工艺，不断降低药耗

首先，要不断降低矾耗。矾耗是自来水生产过程中的重要消耗之一，目前，我国的很多水厂采用的是手动加矾，在一定的程度上增加了矾耗。因此，可以考虑采用游动电流检测仪进行辅助手动加矾控制，利用游动电流检测仪分析滤后水浊度变化情况，并确定最佳的加矾，不但可以确保为用户提供质量稳定一致的自来水。在相同的滤后水水质下，还可以可以大大降低加矾量。

另外，针对矾耗过高的情况，还可以要求水厂的技术人员与运行人员对原水异常波动以及水处理过程及时进行技术分析，通过分析总结经验教训，提高处理水平，为处理类似情况打下了良好的基础。同时，还要积极对进行培训，不断提高水厂的技术人员与运行人员水处理技能，促进矾耗的不断降低。

其次，要不断水厂生产过程中的氯耗。目前我国大多数水厂采用是液氯消毒，要有效降低氯耗，必须采用其自动加氯系统。由前加氯与后加氯组成自动加氯系统，采用科学的流量比例控制。降低生产过程中的氯耗。必须避免不必要的氯气消耗，可以采用降低首次氯的投加，确保二次氯的投加，不但可以降低氯耗，还可以确保自来水管网持续消毒效果和出厂消毒效果。

参考文献