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在现有的电力运行机制下，我国电力结构需要做出调整，其中重要的一点就是采取节能减排方案。在电力市场双边交易过程中，节能减排能促进企业的发展。因此，我国应以市场经济为依托，合理利用宏观调控手段，促进双边交易的合理化，实现资源的优化利用，促进电力企业效益的提高。
一、协商式双边交易模式应用可行性分析
我国电力市场双边交易模式主要表现为集中竞价式和双边协商式两种。两种模式各有优缺点。与集中竞价相比，协商式双边交易模式采用更简单的操作方式，为客户提供了较为广阔的空间，降低了交易成本，这些都促使了协商双边交易模式的兴起和应用。尤其是对于现阶段我国电力市场运行状态来说，双边交易模式的应用具有更高的可行性。具体体现为以下几个方面：
（1）协商式双边交易模式适用于不完善的发电市场交易平台，有利于现阶段我国电力市场交易经验的积累和运行机制的完善。正确体现了电力市场的差异性，从而帮助客户做出更加合理的选择。
（2）协商式的双边交易模式促进了市场的稳定，为市场主体之间的长久合作提供了机会。这主要是因为这种交易模式更加自由，符合现阶段经济市场的特点。从而有助于减少市场风险，降低交易成本。
（3）双边交易模式目前具有较大但有序的工作量，这使得调度人员的工作更具合理性。同时，该交易模式可对安全性较低的交易进行直接否决，降低了交易风险。基于协商交易模式的可行性分析，我们将针对电力市场与节能减排之间的关系分析其实现节能减排的效益。
二、电力市场与节能减排之间的关系
电力市场建设与节能减排之间相互依托。这主要表现为：电力市场机制的建立为电力企业的发展提供了平台，使电力资源得以应用，实现电力资源的跨区域和跨流量交易。只有在 电力市场机制完善的前提下，电力企业基于成本的竞价交易才具有可行性和高效率性。同时，通过基于资源税和排污税等成本考虑的电力市场建设，具有价格优势，能够实现资源的合理利用，实现电力结构的调整，从而促进企业的发展。同时，现阶段我国节能降耗的潜力与基数年利用小时数的年度合同电量相对应。在电力设施尚未完善的前提下，制定具有差异的电量供给是必要的。这就要求我国电力市场在节能减排的总方针下制定电力市场运行方案。其中主要为兼顾节能发电调度和电力市场建设，在实现节能减排的同时不能放弃电力市场结构调整和电力市场发展。根据市场变化进行合同电量的调整并且采用市场竞价方式上网。这是对现阶段电力市场不完善所采取的最为有效的措施。在此基础上，我国电力部分应及时进行电力结构的优化和改革，充分发挥电力市场和政府调控两种手段。
三、双边交易模式的节能减排效益分析
发电权是由当地政府制定并下发的当地年度发电量指标计划。其中包括电厂在公平竞争中获得的发电许可。发电权交易通过电量转让获得中长期发展效益，成为电厂中长期合约的一种补充。符合现阶段的电力市场发展现状要求，也是双边交易的一种重要表现方式，当然电能双边交易模式还包括大用户直购电交易和跨区跨省电能交易。文章仅针对这几种交易表现形式对双边交易模式下的节能减排效益进行分析如下：
（一）有效降低了发电能耗
通过发电权的制定标准， 可对电源结构进行调整。从而实现高效化的发电模式，充分的利用可再生资源。从而不断的提高火电机组的技术参数与容量等级， 实现发电能耗的降低。
（二）降低了环境污染
传统的小火电发电模式每发1kW・h的电就要排放4～7g的二氧化硫，而大机组则将这一数据降低至原来的十分之一。我国人口众多，正处于发展期，因此用电量大且存在均衡性差。因此发电权的转让意味着大量的降低了煤炭开采以及燃烧等过程带来的环境污染。
（三）有利于促进小火电的关停
通过发电权转移，实现了我国发电机组从小火电向大火电转变，小水电向大水电转变的过程，充分实现了资源的优化配置。小火电的一系列问题要求其必须退出电力市场。与此同时，电力企业的发电机组应逐渐实现大容量、高参数模式。而通过协商双边交易可制定有效的发电计划和有偿转让，使小火电机组安全平稳的退出电力市场，实现人员分流、转产以及转型。同时，小火电的关停有助于资源的有效利用和电力系统运行效率的提高。发电权交易则成为这一过程实现的重要手段之一。与其它交易模式相比，双边协商模式尊重了买卖双方的自主性，对企业自主经营权不造成影响。并且在这种模式下进行小火电关停，可避免相关的社会问题。
四、总结
与集中竞价交易模式相比，协商式的双边交易模式具有操作简单、运行成本低等特点，并且这种模式应用于目前状况下的电力市场。目前，我国的煤炭资源逐渐减少，环境污染比较严重，因此实现节能减排十分必要。它能够为企业带来经济效益，降低企业成本。目前，发电权交易、大用户直购电交易和跨区跨省电能交易这三种表现形式均能够实现电力资源的优化配置，从而降低电力企业发电能耗，降低非可再生资源对我国环境的影响。（作者单位：国网青海省电力公司调控中心）
参考文献：
[1]张森林，陈皓勇，屈少青，等.电力市场中双边交易及其节能减排效益分析[J].华东电力，2010（3）.
节能减排是落实科学发展观的具体体现。科学发展要求速度、质量、效益相协调，人口、资源、环境相协调，体现的实质是发展的“又好又快”。“好”就要求我们降低能耗、减少污染，优化产业结构、转变增长方式，节能减排体现的正是这种要求。
长期以来，我市高度重视环境保护，注重提升产业结构，重视节能降耗减排，加强节能服务和监督管理，节能减排工作取得了显著成效，万元GDP综合能耗0.65吨标准煤，万元工业增加值能耗0.54吨标准煤，能耗指标居全国前列。环境优美已经成为厦门的品牌，成为厦门的核心竞争力。厦门能获得诸如环保模范城市、联合国人居奖、全国文明城市等系列荣誉，与我们的节能减排居全国领先水平也是密不可分的。推进厦门新一轮跨越式发展，建设我国东南沿海现代化港口风景旅游城市和海峡西岸经济区重要中心城市，更需要不断增创环境新优势，吸引更多的人流、物流、资金流聚集，提高我们的辐射带动能力，拓展发展腹地，实现做强做大。但是，我们也要认识到机遇与挑战并存，厦门与国内大多数城市一样，面临着经济增长势头强劲，城市化进程加快，资源供给短缺、污染物排放总量增大等一系列挑战，需要我们加强节能减排工作，保持经济社会的可持续发展。同时，节能减排也有利于企业降低成本，提高竞争力。因此，各级各部门一定要从全局的高度提升认识，加强对企业节能减排的宣传，增强做好节能减排工作的责任感和使命感。
二、突出重点，加大节能减排工作的力度
我们要按照中央和省里的要求，在“十一五”期间，能耗降低12%(平均每年降低2.52％),继续保持全国全省领先水平，努力建设资源节约型、环境友好型社会。要突出三个重点：
一是注重调整产业结构。就是要坚持发展高科技、高附加值、节能环保型的先进制造业，加快发展高端的现代服务业。长期以来，在能源99%以上需要外地供应的资源匮乏难题面前，我们坚持发展高新技术产业，高新技术企业产值占全市工业总产值的60%。“十一五”期间，我们经济总量要再翻一番（GDP将超过2000亿元），重点发展工业，加快工业园区建设，资源与环境的“瓶颈”作用将进一步显现，资源供需矛盾和环境压力越来越大。当前我们还面临内外资企业所得税“两法合并”、工业用地“招拍挂”、出口退税政策调整等因素影响，更要把握发展的准则，更加注重吸引高端制造业和高端服务业，延伸产业链，壮大产业集群，带动厦门的产业升级。要严把能源消耗关，新建项目的能耗必须达到国际或国内先进水平，达不到的，不得审批。要加强土地的节约、集约利用，严格投资强度、投资密度，强化增加值产出和税收产出。
二是大力发展循环经济。就是要坚持“减量化、再利用、资源化”原则，实现清洁生产。这些年来，我们依靠科技进步，最大限度地变废为宝、化害为利，提高资源的综合利用效率。今后我们要更加注意加强产业链和产业集群的研究，促进资源的综合利用；要落实产能退出机制，淘汰落后生产能力；要大力推进工业集中区建设，按照循环经济模式对工业园区进行规划、建设和改造，推进污染物的集中控制治理；要建设热电联产等百个节能示范项目，深入开展环境友好企业、环境友好工程创建活动，力争工业用水循环利用率达到92%以上。要大力发展生态农业和生态养殖业，实现养殖业污染物的“零排放”。
三是积极应用节能技术。就是要进行技术改造和科技创新，实现节能降耗。前一阶段推出的“百家企业节能工程”，年节电达到4000多万千瓦时，受到国家发改委的肯定。下一步我们要加大对节能研发的投入，开发、应用、推广一批节能降耗新技术和先进设备。对实施清洁生产的试点企业、重点污染源防治项目，在资金上要优先扶持。对那些从事节能技术开发、技术转让的企业或个人，经认定取得的收入，要给予鼓励。同时我们要扶持节能服务产业发展，鼓励推广合同能源管理，引进一批节能、环保产业的总部和研发机构。
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．
节能减排，没有退路，难在出路。打开出路，企业是主体，科技创新是支撑。现以我市的“白泥”双向治理为例，提出以技术改造和区域循环助推__节能减排的建议。
5月17日，__碱业、黄岛发电厂、华电__发电3家企业联手启动了白泥与二氧化硫双向治理项目。项目的实施，不仅可“消化”掉__碱业每年产生的14万吨“白泥山”，还使发电厂锅炉烟道气的脱硫成本大幅降低，据测算，3家企业年可节约能耗支出和减少治污费用近3000万元，胶州湾也将不复受“白泥之患”。此外，通过资源化途径和循环经济模式，我市21万吨的“铬渣山”已提前半年处置完成，“电石泥”也正加快处置。
曾是污染源“白泥”、“铬渣”，一经循环模式下的资源化处置，则变成了经济效益巨大的“金山”，且换回了“绿水青山”。由此看来，我市搬掉的不单单是几座“泥山”、“渣山”，更为下步加快发展循环经济、力行节能减排提供了新思路和新途径。
一、转换思路视角，通过循环经济模式“变废为宝”，可实现“节能”、“减排”的双赢。
在循环经济理念下，所谓废物，不过是放错了位置的资源。“白泥”，在人们惯常印象里不过是导致环境污染和生态灾害的“废物”，而通过资源化处置的途径，却可点“泥”成金实现无害利用和产业开发，变为创造效益的宝贵资源。企业得到了切身实惠，由此产生的“减排”热情必然更加持久，“减排”成果也将更为巩固。
二、加快先进适用技术研发推广和设施改造，让企业有“泥山”变“金山”的前景预期及利益回报，是节能减排的关键。
应当看到，尽管从中央到地方各级都对节能减排给予了高度重视，且包括问责制、区域限批等政策措施纷纷出台实施，但实际的“减排”成效却差强人意。这其中的一个根本症结是部分企业的畏于“减排”成本过高，不是不想“减”，而是不敢“减”或者无力“减”。要从根本上激发企业节能减排的积极性和动力，重要的是依靠科技，通过先进适用技术的研发和推广应用，使企业在加大环境投入的同时，也如__碱业等企业一样实实在在地尝到“节”和“减”所带来的“甜头”，有“泥山”变“金山”的前景预期及利益回报。否则，一些企业的排污设施仍将是“聋子的耳朵”， 诸如环境执法部门与违法企业间“猫鼠游戏”的尴尬也很难从根本上消除。
三、协调引导企业变只靠自身“单打独斗”式的内部节能减排，走多企业、跨行业、区域间循环经济之路，有利于广领域、大幅度提升节能减排的成效。
曾培炎副总理在去年12月21日国务院发展循环经济电视电话会上，指出“__把白泥用于发电厂脱硫是发展循环经济的典型”。我市资源化处置铬渣也引起广泛关注，很多城市前来学习。实践证明，通过统筹区域产业结构布局，整合拉长产业链条，引导、协调相关企业走跨行业循环、区域间循环的路子，可实现参与企业多方得利、区域经济发展和生态环境建设共赢。
以技术改造和区域循环助推节能减排，是实现环境友好与可持续发展的重要途径。为让“泥（渣）山”加快向“金山”和“青山”转变，特提出以下建议：
一、坚持“结构节能”和“技术节能”两手抓，当前尤其要突出抓好“技术节能”。尽管根据发达国家经验，调整产业结构带来的节能潜力高于技术进步。但从__的实际情况看，短时间内第二产业特别是重化工业的比重难以大幅下降，因此靠调整产业结构来实现能耗指标短期内的快速下降不太现实。针对于此，必须把“技术节能”提到突出位置上来抓紧抓好。
二、推行“白泥”双向治理模式，密切校（院）企、企企合作，加快节能减排先进技术研发推广和重点项目实施。白泥与二氧化硫双向治理项目的实施，是__碱业与中国海洋大学、黄岛发电厂、华电__发电联合科技攻关的结果。节能减排单靠单个企业自身往往力量不足、收效不大。针对于此，政府有关部门应整合区域内的企业技术中心、高校院所等资源，为企业与院校、企业与企业间牵线搭桥，支持其开展科研合作与项目共营，统筹推动企业间、行业间、区域间的循环经济发展。当前，应重点组织实施一批节能降耗和污染减排行业共性、关键技术开发和产业化示范项目，在重点行业中选择一批节能潜力大、应用面广的重大技术，加大推广力度。
中图分类号：TE08文献标识码： A
1 强化火电厂节能建设的必要性分析
我国的能源结构是以煤炭为主，煤炭的利用率低，污染排放量大，煤炭在燃烧后会释放出大量的工业“三废”，产生粉尘、二氧化硫等对人体有害的物质，带来严重的环境污染问题。而火电厂是煤炭消耗大户与污染排放大户，以 2006 年为例，发电用煤超过 12 亿 t，其二氧化硫排放占全国总排放量的 54%，粉煤灰排量达到3.6 亿 t。可以说，火电厂节能减排是节能减排工作的关键。
2 开发与推广火电厂节能减排技术
科学技术是第一生产力，解决资源环境问题最终还需依靠科学技术。因而，应通过研发、推广节能减排技术，来推进火电厂节能减排。这就需要火电企业积极推进技术改造，提高煤炭资源利用率，减少污染排放量。
2.1 推进火电厂热力系统节能技术研究
火电厂热力系统节能是节能理论与高科技结合的产物，是火电厂节能工作的新领域，它有着潜力大、易实现、投资少、见效快的特点。广泛开展热力系统节能工作对节约能源及调整产业结构、促进技术进步有重要意义。当前，由于缺少完整的热力系统节能理论指导、设备运行维护不当等因素的影响，机组热经济性较低，为此，应大力推广实用的热力节能新技术。如在新机组设计中应通过节能诊断、优化改造、能损监测等方式实现节能目标；在火电厂热力系统使用中按照热力系统节能理论设计和改造火电厂热力系统，大力推广锅炉排烟余热回收利用技术、化学补充水系统的节能技术、除氧器排汽及锅炉排污水余热回收利用技术、供热蒸汽过热度的合理利用技术，改善热力系统结构，提高火电厂的经济性。
2.2 推进锅炉部分的技术改造
第一，用回旋式空气预热器柔性密封改造技术对锅炉进行改造。由于空气预热器的结构庞大、密封性能差等，运行一段时间之后很容易出现空预器漏风的现象，这就会增加风机能耗、影响锅炉效率。在生产中空预器漏风率往往会随着时间增加而变大，这时可以停炉检查，对密封组件进行适当调整。新型弹性密封组件是先进的回旋式空气预热器密封技术，有耐高温、耐腐蚀、零间隙、密封磨损量自动补偿等优点，在生产中可以使用这种技术对空预器进行改造。
第二，风机节能改造。空预器改造使漏风率大幅下降，但随着脱硫脱硝系统以及电袋复合或布袋除尘器等环保设备的使用，锅炉风机的工作特点会发生改变，因而需要重新对机组进行技术改造。可以选用轴流风机转子节能改造技术、轴流静叶可调风机改造为动叶可调技术等对风机进行节能改造。假如对配 2 台引风机与增压风机的 1000 MW 超临界机组进行风机节能改造时，首先应对投资额、施工期、运行灵活性、安全性等因素进行全面分析，可以选用了引风机和增压风机合并、单速轴流静叶可调风机改造方案。实践表明，这种技术改造可以收到良好的节能效果，改造后每台风机节电量为 405 kW・h,两年就可收回改造投资成本。
第三，锅炉燃烧优化调整。新机组投产后，要对锅炉系统进行调整，可通过调整锅炉控制函数、整定参数等来消除相关设备的缺陷，提高锅炉运行的安全性、可靠性与经济性。以 600MW 机组为例，实施锅炉燃烧优化调整后，可以消除锅炉燃烧器的损坏，降低排烟温度与氮氧化物的排放量，使主汽与再热气平均温度大约提高了 4℃，实现良好的经济与环境效益。
2.3 推进电气部分的技术改造
目前，火电厂使用电机调速技术主要是变频调速、永磁调速、电机改为双速等，这些调速技术的节能效果十分明显。如 300MW 机组凝结水泵采用变频调速后节电率达到 35%，若按此计算，3 年左右就可以收频改造的投资。随着技术的不断成熟，变频调速器得到了广泛使用，从最初的小型辅机到各种风机，甚至循环水泵，节能效果都十分明显。但在带来可观的经济效益的同时，也使系统变得更加复杂，提高了系统的维修成本。因此，在改造前应进行全面分析，进行必要的可行性研究；改造时应确定共振转速区，使变频器能快速通过此范围；改造后可能会影响电机寿命，因而应注意变频器元器件的可靠性。
3 强化火电厂节能减排制度建设
3.1 建立健全节能减排制度
保护环境、节约资源是我国的基本国策，并已经被写入了法律，但还未能完全实现节能减排规范化、制度化，在具体操作层面依靠的多是签订责任书、专项执法等方式来推进节能减排工作。再如有关火电厂二氧化硫排放量控制、环境评价、排污收费等法规不配套和不协调的现象普遍存在，这些制度上的缺陷直接导致了管理混乱，削弱了制度执行效果。因而，应通过合理的制度设计完善市场激励机制，推动火电厂积极主动节能减排。如可以对不同资源供电企业制定不同的上网电价；对节能减排达标企业给予一定的财政补贴、信贷支持；制定火电厂节能减排的技术标准，强化对火电厂的排污加强监管，提高火电厂的行业准入门槛，逐步淘汰火电行业的落后产能等，促使企业强化节能减排日常管理。
3.2 强化企业内部管理
强化节能减排，企业管理是关键。企业应通过设置热气温、真空、燃油量、脱硫率等关键指标，来优化管理与操作流程；有条件的火电厂可以开展《机组节能潜力评估》，围绕可控损失查找火电厂节能的主要环节，推进节能减排工作；通过对节水、节电、节煤等各项指标细化，对检修、运行、燃料等关键环节进行绩效考核；应建立健全岗位责任制，建立厂级技能领导小组、部门节能小组、班组节能员为主体的三级管理网络，开展全方位、全过程的节能管理；按照部门职责分类实施指标责任制，建立以定量考核为主、定性考核为辅的考核机制；在管理过程中应实行对标分析，实现精细化、科学化管理。企业应建立以质量为中心，标准为依据、计量为手段的节能监督体系，对发电运行的重要参数、指标等进行检测、分析、评价，对发电设备的能耗进行监督，推进设备、系统、运行等方面的优化，使煤、电等能耗达到最佳水平。
3.3 强化企业合作机制
火力发电是煤炭资源为原材料的行业，只有与上游企业、下游企业通力合作，才能更好地推进节能减排工作，实现资源利用最大化，从而符合循环经济的要求。
4 结语
火电厂节能减排在我国节能减排工作中占据重要位置，是实现可持续发展的重要战略的重要内容。因而，应通过强化火电厂节能减排制度建设，推进火电厂节能减排技术改造，来推进火电厂节能减排工作，以求为“两型”社会建设做出更大贡献。
参考文献：
[1] 顾红艳.电厂热力系统节能减排策略探讨[J].商场现代化,2008(23)：383.
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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[4]杨朝刚，电站锅炉鼓风机的型式及其调节方式的优化[J].风机技术，2000（01）.
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：
0 引言
燃煤电厂在国内发电企业中占据相当大的一块比重，这些电厂的经济运行直接影响到能源的节约和发电成本的高低，进而影响到发电企业利润的大小。所以实现燃煤电厂的节能减排既是环境保护的要求也是燃煤电厂提高盈利能力的有效途径。燃煤电厂涉及到的主要设备包括锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器、高压加热器、除氧器、低压加热器以及省煤器等设备。汽轮机是燃煤电厂中将蒸汽的内能转化为机械能的重要设备，汽轮机能量的合理利用直接影响到电厂对能源的利用率。提升汽轮机效率，实现汽轮机的节能降耗具有深刻的现实意义。实现汽轮机的节能降耗一般可以从三个方面入手：汽轮机本体的改造、汽轮机冷端优化以及汽轮机运行优化。
1 汽轮机常见的能源浪费问题
了解汽轮机常见问题是改进汽轮机实现燃煤机组节能减排的前提，汽轮机能源的浪费一般是由多方面引起的，一方面汽轮机长时间运行难免会发生一些常见的故障，无法及时处理就会引起汽轮机运行性能的下降甚至引发安全事故；另一方面即使汽轮机运行正常不存在任何的故障，汽轮机设计不合理不能高效的利用蒸汽的内能将会直接导致能源的浪费，再者汽轮机运行管理不善，使汽轮机长时间处于非正常工况下运行会使汽轮机效率明显下降，最后引起汽轮机运行效率降低的一个重要因素就是汽轮机冷端温度和真空的控制，改进汽轮机冷端设备，合理提高凝汽器真空度将实现汽轮机运行效率的提升。
综上可知，汽轮机的节能降耗要从多方面入手，发现汽轮机运行能源浪费过程中的主要矛盾，对症下药将对汽轮机节能降耗起到事半功倍的效果。
2 汽轮机本体改造
目前，国内部分机组的汽轮机在设计建造过程与实际运行中存在一些问题，可以通过一些改进实现其运行性能的提升，当然在改造过程中要结合成本和汽轮机运行性能的提升。汽轮机在设计中常见的问题主要包括如下几点内容：（1）汽轮机设计不合理，汽轮机机组通流子午面设计不够光滑，从而造成蒸汽通流过程不必要的能量损失；（2）有些机组的汽轮机叶片仍然采用直叶形叶片，叶形空气动力学性能差，叶型损失较大，通过设计和采用先进的弯扭叶形叶片可以大幅度降低因叶形设计不合理而造成的损失，提高机组的运行效率；（3）由于级组设计的不合理性，汽轮机级间焓降的分配不够合理，级效率低，造成不必要的蒸汽的能量损失，使机组运行性能降低。针对以上问题，本文提出了汽轮机节能改造的几点措施和建议：（1）叶片采用全三维设计技术进行流道优化分析，并且尽量采用目前较为先进的弯扭叶形作为叶形的设计基础。采用数控工艺和设备进行加工，提高加工的精度，降低因叶形设计不合理造成的损失，保证叶片的型线和气动性能符合设计要求。（2）取消高压汽缸法兰螺栓加热装置，采用加厚窄法兰，既能简化结构，又使机组起动时操作方便，充分适应调峰运行。前轴承座定中心凸肩由固定式改为可调整式结构。（3）不改变高压导汽管以及各抽汽口的位置，不改变原来的回热系统。（4）前轴承箱、轴承座安装位置以及汽缸与前后轴承座的联接方式不改变。
3 汽轮机冷端优化
所谓的汽轮机冷端优化，是对汽轮机凝汽器背压进行控制，提高汽轮机末端排汽的压力，从而提高热力系统整个循环的效率，降低机组的能耗，达到节能减排的目的。本文主要提供了两种改造方案：（1）真空系统的改造技术。其实上，在电厂实际运行过程中凝汽器真空的控制对机组的运行是十分重要的一个指标，改造凝汽器优化汽轮机的真空系统可以提高机组的运行效率、性能。真空系统的改造属于发电厂的节能领域中的一项，它主要是针对水环式真空泵的抽气系统设计的一项装置。通过智能的制冷系统，给真空泵提供低温度的水，从而使真空泵的抽气效率提高，并同时降低了凝汽器的压力，通过这种方式提高凝汽器的压力，获得节能的效果。这首先可以通过低温的工作水提高凝汽器真空效果，空气是主要的凝汽器传热热阻来源，凝汽器中空气量的增加会涉及到不凝结气体的换热，从而使换热性能极具的降低，所以控制凝汽器中空气的分压力可以有效的保证凝器的真空度。要实现对凝汽器中空气分压的控制，一方面要适时的检查真空系统的严密性，凝汽器的严密性保持的越好就可以尽量减少空气等不凝结气体的进入，减少空气在凝汽器中的分压；另一方面，要合理提升真空泵的工作效率，增大对空气的排出量，降低空气的分压。其次，可以将冷端系统的冷源统一协调，更加合理的控制凝汽器的真空度。对于某些大型机组来说，凝器系统的真空泵通常不止一台，所以在多数真空泵中总会存在开始启用和停止启用的状况。而不同的真空泵之间的负荷和工作水量也不尽相同。如果我们能够做到冷端系统的冷源统一协调的话，就可以降低凝汽机的分压力。最后，可以合理利用废蒸汽及低品位的热水。真空系统可以选择多种方式，比如电力驱动方式、低品位热水驱动，不过这个要根据各发电厂的要求来确定使用哪种方式。在多个方式中，低品位水驱动效率是最高的，它不仅增加了凝汽机的真空效率，也降低了能源的需求。（2）设计时采用双背压式凝汽器，双倍压式凝汽器相对于普通凝器来说有其独特的优势。首先对于大容量机组，低压缸一般设计为多排汽口，这就为制造双压式（或者更多压式）凝汽器创造了条件。其次，在同样的凝汽器热负荷下，双压凝汽器的折合压力要低于单压凝汽器的折合压力，因此循环的热效率可以提高。就一般而言，多压凝汽器的气室数目越多，折合压力也就越低。实践中的结果显示，当机组采用多压凝汽器后，凝汽器的效率一般可以提高0.15%～0.25%。
4 汽轮机运行优化
汽轮机的阀门调节一般有两种方式。一种为单阀调节，即通过调整汽轮机蒸汽参数来进行调节，这种调节方式难免在调节阀门过程中产生节流损失，造成能量的损失；另一种为顺序阀调节，即通过喷嘴来实现蒸汽阀门的开关，这样做一个优势就是当一个阀门全开时将不会存在节流损失，相对于单阀调节来说可以有效提升机组在非额定工况下的运行效率。当前汽轮机的配汽方式主要是复合型的配汽方式，这种方式在启动或者低负荷阶段，都可以通过单阀的方式来实现汽轮机的运行，也可以在额定负荷下，通过顺序阀来实现汽轮机的配汽运行。但是，这种复合型的配汽方式在高负荷作用时，可以有着相对较高的效率，然而在低负荷作用时，这种配汽方式的弊端逐渐凸显，即节流的损失很大。为了实现汽轮机运行的优化，故对汽轮机的配汽方式进行优化，实现节能降耗、提升经济性的目的。
当前运行的汽轮机大多采用复合配汽的方式来实现，汽轮机在较低的负荷作用下启动时，通常采用的是节流调节方式，此时的四个阀门同时启动，在一定负荷作用时，关闭部分阀门，转化为顺序阀调节方式。传统的复合型配汽方式的最优负荷点为90%以上负荷，然而汽轮机在运行过程中，为了有效的提升部分负荷的运行效率，减小阀门调节方式转变所带来的损失，很多的负荷都是通过滑行参数来进行控制，即保持阀门开度不变，通过蒸汽压力来实现负荷的转变，由于存在瞬间的负荷转变，为此导致调节阀门的顺序阀调节方式损失较大。
传统汽轮机的复合型配汽方式会导致负荷作用改变时，由于蒸汽压力的转变，导致瞬间的热损失较大。为此将传统的复合型配汽方式进行优化，通过单阀调节方式向顺序阀调节方式转变的“两阀式”运行过程优化为单阀式―顺序阀式―单阀式的“三阀式”调节过程。这种“三阀式”调节具有以下几个优势。第一，调节级强度的优化。通过汽轮机配汽方式的转变，可以实现对负荷作用的有效调节，为此需要对调节级强度进行重新校核。对于“两阀式”运行方式，由于瞬间的负荷作用相对较大，对调节级强度的要求相对较大，进而增大对机械的一种负担，同时提高了能耗。“三阀式”调节由于可以有效的适应汽轮机的负荷转变方式，且需要通过三阀进行负荷的分担，其调节效果明显优于“两阀式”。且调节级强度会相对较低，实现能耗的减小。第二，滑压运行曲线的优化。三阀的流通能力会明显高于两阀，为此“三阀式”方案的最佳运行方式会有所不同。由于三阀调节能力的增强，其不同负荷的最佳运行方式将可以实现更加圆滑的转变，转变瞬间的能耗会明显降低。
5 总结
实现燃煤电厂汽轮机的节能减排是实现燃煤电厂节能降耗提高其运行经济性的重要途径和方法，汽轮机属于燃煤电厂中的大型旋转设备，了解并熟悉燃煤电厂中常见的能源浪费问题是实现电厂节能减排的前提。本文从燃煤电厂汽轮机能源浪费常见问题出发，从汽轮机本体改造、汽轮机冷端优化以及汽轮机运行优化三个方面讨论了汽轮机节能降耗的可行措施和方案。本文的分析结果可以为燃煤电厂汽轮机节能改造提供一些可行的建议。
【参考文献】
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
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2015.24.127
1 前言
伴随着可持续发展战略的提出，世界各国都纷纷开始探索先进的能源结构。热电联产，是指在同一电厂中将供热和发电联合在一起，可实现热能与电能的联合高效生产，并具有良好的经济效益和社会效益。现阶段，许多国家都将热电联产作为节约能源与改善环境的重要措施。在德国、英国、丹麦和荷兰等发达国家，热电联产机组占同容量火电机组比例已超过60%，各级管理部门还制定了许多相关扶持政策，包括为热电项目减免税收、缩短热电资产的折旧年限、对热电项目给予低息贷款等等。近年来，我国热电联产工作推进较快，并为我国的节能减排工作发挥了一定的作用。文章阐述了我国热电联产工作的现状，并在总结问题的基础上阐述了促进热电联产发展的有效措施及注重要点。
2 我国热电联产的现状及存在问题
2.1 我国热电联产工作的现状描述
目前，我国已建成6MW及以上热电联产机组约2300台，总装机容量超过7000万kW，热电联产发电量约占全国发电总量的9%，并承担了全国约80%的工业供热和约30%的民用采暖供热。现阶段，我国的热电联产企业大致可以分为两种：其一，企业自备电厂。提供生产所用的工业蒸汽并兼顾企业自身用电，通常情况下规模较小、分布分散。其二，国有热电厂。相比而言规模较大，且具有良好的安全性、经济性、环保性等。随着我国能源结构的不断调整，企业自备电厂由于其较高的经济与环保投入发展较为受限，国有热电厂的大容量供热机组越来越多。
2.2 我国热电联产工作的存在问题
首先，由于国家政策对热电比的要求，我国热电联产机组平均容量小，热效率相对也较低。其次，热负荷数据与实际情况出入较大，投入运行后以纯凝工况运行为主。第三，较低的热价导致热电厂以电补热，而燃料价格的不断提高又压缩了自身的利润空间。最后，大容量热电联产机组立项决策分析阶段的工作程序和标准尚未规范。
3 我国热电联产的发展方向及发展措施
3.1 我国热电联产的发展方向
随着我国能源结构的不断调整，未来供热汽轮机的开发将向600MW等级、1000MW等级的大容量供热机组转移，并由传统的单抽汽向工业与地区采暖的双（或三）抽汽形式发展。对于以采暖负荷为主的热电厂，由于非供暖期间为凝汽运行，故锅炉及高压缸可以与凝汽机组相同，但应对中、低压缸进行优化，以解决分缸压力偏高和采暖用汽压力偏高问题。对于以工业用汽为主的热电厂则可以研究发展专用抽汽机组，从而简化设计与运行。
3.2 我国热电联产的发展措施
首先，各级管理部门需深刻认识到热电联产工作对于资源与环境的重要意义，尽快制订促进热电联产发展的方针政策。其次，对热电联产和锅炉房供热实行差别热价，制定支持热电联产模式的税收、价格等优惠政策。第三，对目前仍分散供热的单台40t/h及以下的小锅炉收取污染治理费，用于补贴低能耗、低污染的热电行业。最后，加大对现有锅炉房的改造力度，逐步取消高能耗、高污染的小型分散燃煤锅炉。
4 我国热电联产发展的注重要点
4.1 提高电力系统清洁能源比例
由于多年来执行“以热定电”的政策，我国的热电机组容量普遍偏小，而火电机组容量则越来越大，热电厂与火电厂竟价上网存在差异。随着资源、环境等问题的日益突出，以及节能减排政策的逐渐渗透，相关管理部门必须考虑对热电联产方式的扶持，可制定相关政策以改善现有的局面。
4.2 热电厂应向热用户供热供电
根据目前电力体制，热电厂发电量全部上网，而附近的工业用电则由电力系统供电线路供电。为了减少供电线路的损耗，建议单机2×6000kW的热电厂就近向附近热用户供电，总容量24000kW及以上的区域热电厂可向主要热用户供电，同时付给当地电力公司合理的管理费。
4.3 加强热电企业的环保补贴
与热电分产相比，热电联产燃料消耗量与污染物排放量均有效减少。然而，一些基层环境部门并没有认识到热电联产方式的环境友好特性，甚至视热电企业为污染大户，而忽视了分散供热小锅炉对环境的污染。为此，建议将目前仍分散供热的单台35t/h及以下的小锅炉，按燃煤量收取污染治理费，并将其中的一部分补贴给验收合格的热电企业。
5 结束语
伴随着人们对于资源与环境的关注，越来越多的研究者开始关注热电联产的生产模式。热电联产可实现热能与电能的联合高效生产，具有良好的经济效益和社会效益。本文阐述了我国热电联产工作的当前现状及存在问题，并总结出我国热电联产的发展方向、发展措施及注重要点。研究认为：随着我国能源结构的不断调整，具有节能减排优势的大容量供热机组将迎来更多的发展契机。供热汽轮机的开发将向600MW等级以上、1000MW等级的大容量供热机组转移，并由传统的单抽汽向工业与地区采暖的双（或三）抽汽形式发展。未来，相关部门应加大对热电联产企业的政策与资金扶持，构建起热电联产企业与用户之间的桥梁，并建立基于环保角度的补贴倾斜机制。文章对于推进我国热电联产工作的发展具有一定的参考价值。
参考文献：
[1]胡玉清，马先才.我国热电联产领域现状及发展方向[J].黑龙江电力，2008（01）：79-80.
一、概述
去年公司广泛开展职工技术创新、岗位练兵、技术比武和技术培训等活动，不断提高职工技术水平和节能减排能力。组织广大职工开展以小革新、小改造、小设计、小建议、小发明等为主要内容的节能减排达标竞赛，促进全厂各方面节能减排达标。全体员工都认真学习，展开讨论。
二、锅炉运行中的节能降耗
作为一名运行人员，下面我就从锅炉方面谈谈如何在工作中做好节能降耗。
1.研究影响锅炉热效率的主要因素，找准节能降耗的源头
通过对火电厂的用煤分析发现，煤粉炉在实现能量转换过程中的损失是降低能耗的重要因素之一。总结起来主要有以下几个方面：
（1）排烟热损失，锅炉排烟温度高于环境温度所造成的热损失；
（2）不完全燃烧热损失，炉内一些可燃性气体未完全燃烧所造成的化学不完全燃烧；
（3）未燃尽碳热损失，煤粉在炉内不完全燃烧所造成的未燃尽碳热损失；
（4）散热热损失，炉墙向四周散热所造成的散热损失；
（5）排渣热损失，炉渣带出的热量所造成的排渣热损失。
从统计学角度来看，未燃尽碳热损失和散热热损失所占比重较大影响也最大。经研究发现，飞灰可燃物每降低1%，锅炉热效率约降低0.3%，锅炉热效率每提高1%，机组效率可提高0.3%――0.4%，供电煤耗可降低3――4g，这样算下来一台300MW的锅炉，若年利用小时数为5500h，则每年节约标煤约4900t。所以提高锅炉热效率是锅炉节能的重要途径和方法。
2.从运行调整角度，采取有效措施提高锅炉热效率
2.1 及时调整锅炉燃烧方式，提高锅炉燃烧效能。我们的锅炉设备随着科学技术的发展进步得到了很大的改进，但是我们的煤质是在变化的，负荷也是在不断变化的，这就会引起锅炉燃烧状态的变化，如果我们不及时调整，锅炉就不能达到最佳的燃烧状态，不能体现这台炉的最大效率。介于此，我们运行人员在平时工作中不仅仅要及时调整盘前参数，如氧量、一二次风量、辅助风挡板等，还应积极关注燃运所加的煤质，关注负荷曲线的变化，做到提前调整，预先干预，做到心中有数的同时减少扰动，使锅炉效率达到最好。
2.2 合理控制入炉风量，严格控制煤粉燃烧效率，因此监视调整盘前的氧量和风量是关键。大氧量条件下，会造成炉内温度下降，严重影响炉内辐射换热，同时还会引起空气预热器漏风的增大，导致排烟量增加，排烟温度的上升，引风机负荷和尾部受热面的磨损也会增加。而小氧量条件下，煤粉与助燃风接触时间短，易造成燃料的不完全燃烧，加大炉渣和飞灰可燃物的排放。这就要求我们在日常运行中供给炉内的空气量合理，以控制过量空气系数，参照规程中的设计值，结合不同煤质、不同负荷、不同运行工况，得出适合本台机组的最佳烟气含氧量。例如我们一号炉在正常调整时氧量基本是控制在3.5左右，高负荷时也尽量不要低于2，低负荷时也控制在5以内，这样能达到最佳的燃烧效果。
2.3 认真按时做好定期工作，我们的定期工作都是根据机组的特性以及长期的经验总结所得出的，应该认真执行。例如吹灰规定，我们一期两台锅炉要求在负荷、汽温符合规定的情况下每周一吹一次炉膛，每天吹一次过、再热器及省煤器，这不仅清洁了炉膛，防止结焦结渣，保证了安全性，更能有效的降低排烟温度，增强炉膛吸热能力，增加经济性。
2.4 加强重要辅机设备的巡检。在巡检过程中要细，不能因为是一点小问题就放过，可能就是这点小问题就会导致重要辅机的停运甚至是不必要的非停。这就要求我们的巡检人员在就地巡检时小心仔细，监盘人员在盘前勤看画面，密切关注参数变化，谨小慎微，尽量将事故扼杀在萌芽状态。以制粉系统为例，如果我们检查时发现给煤机皮带有点跑偏，这并不影响正常运行，若我们不加强监视或不及时联系相关人员进行调整，长时间严重的话就可能造成皮带的撕裂，这套制粉系统就要停运，到时候损失的不仅是安全，还有负荷、燃油、耗差等等一系列与节能降耗息息相关的指标。工作中我们多关注一点，多加个小心，不仅减少了我们自己可能增加的工作量，而且是为机组安全，提高机组效率，以及更好的节能做出了自己的贡献。
三、结束语
总而言之，发电厂的节能减排管理是一个系统工程，需要各级领导的重视和全体员工的参与，大力开展节能降耗，不仅符合我国创建节约型社会的国策，同时也会给企业带来可观的经济效益，作为企业普通一员的我们，要做的就是立足自身岗位，在自己的岗位上为节能降耗尽自己最大的努力。
