热电厂节能降耗建议精选(九篇)

第1篇：热电厂节能降耗建议范文

为确保效能监察工作取得实效，我们认真制定了“节能降耗”和“成本控制”效能监察实施方案，明确了效能监察的工作目的、工作方法和步骤，采取部门自查和效能监察工作小组进行检查的方式，重点对生产经营管理的主要经营指标、各项消耗性指标进行专项效能监察。督促检查节能降耗和成本控制方面的责任落实情况、推动全面可靠性管理和质量控制分析管理，优化设备运行状态，降低煤耗及热值差，采取管理节能、科技节能的有效措施，促进企业低成本、低消耗、低排放和高效率生产节能方式，堵塞管理漏洞，提高企业经营管理水平和经济效益。

一、认真制定“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案

在项目立项后，我们依据集团公司关于开展“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作要求，认真制定了“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案。

（一）明确了工作目的及意义，即：通过开展“节能降耗”和“成本控制”效能监察，督促检查节能降耗和成本控制方面的责任落实情况、推动全面可靠性管理和质量控制分析管理，优化设备运行状态，降低煤耗及热值差，采取管理节能、科技节能的有效措施，促进企业低收入、低消耗、低排放和高效率生产节能方式，堵塞管理漏洞，提高企业经营管理水平和经济效益。

（二）确定了工作方法和步骤，即：宣传阶段（3月1日－4月1日）由各部门组织召开专门会议，学习动员；监察审计部人员深入分场、部门，作具体宣传和要求；自查阶段（4月2日－6月30日）由各部门按实施方案要求“对标、对表、对照”进行认真自查自纠，对自查情况写成书面自查报告报效能监察办公室；检查整改阶段（7月1日－8月31日）在自查基础上，效能监察小组对各部门进行认真检查，对自查不到位和自查中发现问题但没有自我整改的进行重点检查，发现问题和不足，监察审计部发《监察建议书》，限期认真整改。总结提高阶段（9月1日—11月30日）巩固整改成果，总结经验，制定和完善“节能降耗”和“成本控制”相关经济指标，加强管理，工作取得效果。

二、节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施情况

根据“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案，在公司效能监察工作领导小组的领导下，效能监察工作小组深入各部门认真开展了此项监察工作。

（一）组织各部门围绕节能降耗和成本控制主题，认真学习和宣传，提高全员认识，引导全员自觉参与“成本控制”和“节能降耗”工作，增强了全员节能意识。在此基础上，提高了搞好效能监察工作的主动性和自觉性。各部门都围绕实施方案认真开展了自查工作。

（二）在公司各部门自查的基础上，监察小组定期或不定期的对各部门进行了检查。检查发现生产部门对节能降耗各项考核指标，进行了层层分解，将主要指标落实到每个岗位、每个人和工作的每一个环节，形成了节能降耗“事事有人抓、件件有落实”的有利局面。

（三）重点对燃料管理工作进行了检查。监察小组深入现场到煤场磅房、燃运分场、化学分场煤化验室及燃料管理部就煤场管理、煤磅、采、制、化程序管理、燃料制度建设、落实和燃料成本控制等方面进行了认真检查。

通过对现场考察、资料查阅和座谈，发现燃料部门工作中能严格“对标、对表、对照”进行，磅、采、制、化过程严格管理，重视做好对燃料管理人员行为规范的教育和监督等工作。

（四）对非生产用能和用材进行了检查，倡导从节约一度电、一滴水、一张纸做起。无论在生产上还是在办公室和生活方面都要厉行节约，严格控制各项成本，反对浪费。

三、“节能降耗”和“成本控制”效能监察整改工作情况

效能监察工作小组在经过认真检查后，对检查结果认真汇总、分析，针对存在的问题和不足，提出了监察建议：

1、加强运行经济活动分析，及时调整和优化设备运行方式，保证机组运行的经济性。

2、妥善处理好与供煤单位的关系，调整购煤策略，严格控制燃料成本，做好来煤的检斤、检制和查假工作。做好配煤和掺煤工作，提高燃烧效率和燃烧稳定性，减少重油消耗量。

3、根据煤炭市场形势，及时调整购煤结构，提前做好燃料冬储工作

4、加大设备改造力度，提高设备健康水平。

5、加强资源综合利用，深入搞好清洁生产。继续以粉煤灰为重点，推进工业废物综合利用。

6、加强节电、节水工作，努力降低厂用电和一次水耗量。发扬勤俭办企业的优良传统，努力降低非生产用能和用材。

四、总结提高工作情况

在效能监察工作小组检查发出监察建议后，公司各部门认真进行整改，制定和完善管理制度，规范各项工作程序，组织召开专题会议，认真落实了各项监察建议，及时进行了整改。

1、“以小保大”抓落实。对大指标（煤耗、厂用电率、油耗、水耗）的变化情况日监督、周分析、月核算；对小指标进行分场、班组层层细化分解、逐级落实，以小指标促大指标完成。

2、加强煤场管理，保持合理的库存，及时烧旧存新，减少热值损失，降低热值差；严格执行煤场分类储煤规定及配煤管理措施，按照安全、经济适炉的标准，科学计算掺混比例，确保锅炉经济、安全燃烧。

3、以“以热定电”，合理安排运行方式，在确保石化公司大乙烯供热的前提下，继续抢发电量；最大限度拓展热力市场，提高供热量，确保机组高效运转。

4、树立“零违章、零非停”理念，以星级评定为契机，全面加强安全生产基础管理；着力实施现场标准化作业，强化设备检修质量管理，实施动态对标，提高设备的可靠性指标；加大反事故演习力度，提高运行人员正确操作能力；科学制定锅炉四管防磨防爆措施及防灭火措施，提高机组的等效可用系数。

5、加强对设备的巡检，有效整治跑、冒、滴、漏，综合治理设备的内外漏泄；合理调控锅炉连排流量，做好疏水、凝结水的指标控制与回收，严格控制水汽损失率，全方位减少热损失。

6、优化机组运行方式。将一厂电量成功地向二厂进行置换，充分发挥大机组的优势，降低了供电煤耗；坚持锅炉运行参数压红线运行，提高机炉的负荷率；加强燃烧调整、强化煤粉细度监控及一二次风量风速的配比，提高锅炉效率；加强对凝结器的定期清洗工作，降低端差，提高真空度。

7、对公司非生产用水、用电进行检查，对长明灯、长流水的现象进行检查和考核；

8、充分利用经过变频改造的节能设备，降低厂用电率和供电煤耗，努力增加上网电量；

9、继续加强燃油管理，减少锅炉启停次数，严格执行锅炉升压曲线，对启停炉和稳燃用油实行定量管理，努力降低重油消耗。

经过公司各部门的努力，以对煤、水、油、电消耗量进行控制和节约，使各项指标同比取得全面好转，煤耗、发电厂用电率达到或接近历史最好水平，有力促进“节约年”各项工作的开展。

1-9月份：

1、发电量实际完成231965万千瓦时，同比多发电29598万千瓦时；

2、供热量完成1283.2万吉焦，比去年同比增加359.2万吉焦；

第2篇：热电厂节能降耗建议范文

为确保效能监察工作取得实效，我们认真制定了“节能降耗”和“成本控制”效能监察实施方案，明确了效能监察的工作目的、工作方法和步骤，采取部门自查和效能监察工作小组进行检查的方式，重点对生产经营管理的主要经营指标、各项消耗性指标进行专项效能监察。督促检查节能降耗和成本控制方面的责任落实情况、推动全面可靠性管理和质量控制分析管理，优化设备运行状态，降低煤耗及热值差，采取管理节能、科技节能的有效措施，促进企业低成本、低消耗、低排放和高效率生产节能方式，堵塞管理漏洞，提高企业经营管理水平和经济效益。

一、认真制定“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案

在项目立项后，我们依据集团公司关于开展“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作要求，认真制定了“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案。

（一）明确了工作目的及意义，即：通过开展“节能降耗”和“成本控制”效能监察，督促检查节能降耗和成本控制方面的责任落实情况、推动全面可靠性管理和质量控制分析管理，优化设备运行状态，降低煤耗及热值差，采取管理节能、科技节能的有效措施，促进企业低收入、低消耗、低排放和高效率生产节能方式，堵塞管理漏洞，提高企业经营管理水平和经济效益。

（二）确定了工作方法和步骤，即：宣传阶段（3月1日－4月1日）由各部门组织召开专门会议，学习动员；监察审计部人员深入分场、部门，作具体宣传和要求；自查阶段（4月2日－6月30日）由各部门按实施方案要求“对标、对表、对照”进行认真自查自纠，对自查情况写成书面自查报告报效能监察办公室；检查整改阶段（7月1日－8月31日）在自查基础上，效能监察小组对各部门进行认真检查，对自查不到位和自查中发现问题但没有自我整改的进行重点检查，发现问题和不足，监察审计部发《监察建议书》，限期认真整改。总结提高阶段（9月1日—11月30日）巩固整改成果，总结经验，制定和完善“节能降耗”和“成本控制”相关经济指标，加强管理，工作取得效果。

二、节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施情况

根据“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案，在公司效能监察工作领导小组的领导下，效能监察工作小组深入各部门认真开展了此项监察工作。

（一）组织各部门围绕节能降耗和成本控制主题，认真学习和宣传，提高全员认识，引导全员自觉参与“成本控制”和“节能降耗”工作，增强了全员节能意识。在此基础上，提高了搞好效能监察工作的主动性和自觉性。各部门都围绕实施方案认真开展了自查工作。

（二）在公司各部门自查的基础上，监察小组定期或不定期的对各部门进行了检查。检查发现生产部门对节能降耗各项考核指标，进行了层层分解，将主要指标落实到每个岗位、每个人和工作的每一个环节，形成了节能降耗“事事有人抓、件件有落实”的有利局面。

（三）重点对燃料管理工作进行了检查。监察小组深入现场到煤场磅房、燃运分场、化学分场煤化验室及燃料管理部就煤场管理、煤磅、采、制、化程序管理、燃料制度建设、落实和燃料成本控制等方面进行了认真检查。

通过对现场考察、资料查阅和座谈，发现燃料部门工作中能严格“对标、对表、对照”进行，磅、采、制、化过程严格管理，重视做好对燃料管理人员行为规范的教育和监督等工作。

（四）对非生产用能和用材进行了检查，倡导从节约一度电、一滴水、一张纸做起。无论在生产上还是在办公室和生活方面都要厉行节约，严格控制各项成本，反对浪费。

三、“节能降耗”和“成本控制”效能监察整改工作情况

效能监察工作小组在经过认真检查后，对检查结果认真汇总、分析，针对存在的问题和不足，提出了监察建议：

1、加强运行经济活动分析，及时调整和优化设备运行方式，保证机组运行的经济性。

2、妥善处理好与供煤单位的关系，调整购煤策略，严格控制燃料成本，做好来煤的检斤、检制和查假工作。做好配煤和掺煤工作，提高燃烧效率和燃烧稳定性，减少重油消耗量。

3、根据煤炭市场形势，及时调整购煤结构，提前做好燃料冬储工作

4、加大设备改造力度，提高设备健康水平。

5、加强资源综合利用，深入搞好清洁生产。继续以粉煤灰为重点，推进工业废物综合利用。

6、加强节电、节水工作，努力降低厂用电和一次水耗量。发扬勤俭办企业的优良传统，努力降低非生产用能和用材。

四、总结提高工作情况

在效能监察工作小组检查发出监察建议后，公司各部门认真进行整改，制定和完善管理制度，规范各项工作程序，组织召开专题会议，认真落实了各项监察建议，及时进行了整改。

1、“以小保大”抓落实。对大指标（煤耗、厂用电率、油耗、水耗）的变化情况日监督、周分析、月核算；对小指标进行分场、班组层层细化分解、逐级落实，以小指标促大指标完成。

2、加强煤场管理，保持合理的库存，及时烧旧存新，减少热值损失，降低热值差；严格执行煤场分类储煤规定及配煤管理措施，按照安全、经济适炉的标准，科学计算掺混比例，确保锅炉经济、安全燃烧。

3、以“以热定电”，合理安排运行方式，在确保石化公司大乙烯供热的前提下，继续抢发电量；最大限度拓展热力市场，提高供热量，确保机组高效运转。

4、树立“零违章、零非停”理念，以星级评定为契机，全面加强安全生产基础管理；着力实施现场标准化作业，强化设备检修质量管理，实施动态对标，提高设备的可靠性指标；加大反事故演习力度，提高运行人员正确操作能力；科学制定锅炉四管防磨防爆措施及防灭火措施，提高机组的等效可用系数。

5、加强对设备的巡检，有效整治跑、冒、滴、漏，综合治理设备的内外漏泄；合理调控锅炉连排流量，做好疏水、凝结水的指标控制与回收，严格控制水汽损失率，全方位减少热损失。

6、优化机组运行方式。

将一厂电量成功地向二厂进行置换，充分发挥大机组的优势，降低了供电煤耗；坚持锅炉运行参数压红线运行，提高机炉的负荷率；加强燃烧调整、强化煤粉细度监控及一二次风量风速的配比，提高锅炉效率；加强对凝结器的定期清洗工作，降低端差，提高真空度。

7、对公司非生产用水、用电进行检查，对长明灯、长流水的现象进行检查和考核；

8、充分利用经过变频改造的节能设备，降低厂用电率和供电煤耗，努力增加上网电量；

9、继续加强燃油管理，减少锅炉启停次数，严格执行锅炉升压曲线，对启停炉和稳燃用油实行定量管理，努力降低重油消耗。

经过公司各部门的努力，以对煤、水、油、电消耗量进行控制和节约，使各项指标同比取得全面好转，煤耗、发电厂用电率达到或接近历史最好水平，有力促进“节约年”各项工作的开展。

1-9月份：

1、发电量实际完成231965万千瓦时，同比多发电29598万千瓦时；

2、供热量完成1283.2万吉焦，比去年同比增加359.2万吉焦；

第3篇：热电厂节能降耗建议范文

【关键词】火力发电厂；节能降耗；途径

电力行业是我国最基础的能源行业，随着社会的不断发展，我国社会主义市场经济的不断飞跃，人们生活水平的不断提高，社会对电力的依赖性也就越来越高，电力发展的规模也越来越大。由于一些发电厂并没有做好减排工作，导致能源消耗变得越来越严重，对环境造成极大的影响。因此，发电厂的节能消耗工作变得越来越重要，并逐渐成为国家重点治理的行业之一。在众多发电厂当中，火力发电厂是重要的组成部分，它是以煤为主的一次性能源转换生产过程，在转换的过程中会产生大量的污染物，本文主要针对火力发电厂能源消耗的规律进行分析，并对发电厂的消耗设备现状进行探讨，有针对性地提出各种合理的措施。

1 火力发电厂中能量大量消耗的原因

1.1 锅炉设备的燃烧率较低

锅炉设备的燃烧率比较低下，这是火力发电厂能量消耗的原因之一。由于一些发电厂中的锅炉设备比较落后，在煤炭燃烧的过程中容易出现漏风、漏粉等现象，这些容易导致能量的流失，锅炉自身散热造成的热量损失、在烟尘排放过程中的能量流失等。如果未能更好地解决这一现象，则容易影响锅炉内部燃烧的稳定性，并造成了蒸汽参数波动激烈，无法应付机组的负荷，对锅炉蒸汽管造成较大的冲击，反过来造成更加严重的热能损失。

1.2 火电机组碳排放率

当前在一些火力发电厂中，一些容量较小的火力发电组较常见，根据热力学原理分析可以得出，容量较小的火力发电机组，其煤炭量的单耗要明显高于参数量；大容量的火力发电组，其二氧化硫、烟尘等排放量也会有所上升。若不能有效提高火电机组的性能，火力发电机组的使用会导致大量的能量消耗，影响社会环境。

1.3 蒸汽机的问题

发电厂中，蒸汽机的主要作用在于将热能转化为机械能，这种方法比较常见。然而，汽轮机的汽压、汽温、冷却塔、凝结器等部件的温度都对火电厂的发电能量耗费有着非常重要的影响。例如汽轮机内部的气流流动时，与叶片之间产生强烈摩擦，而叶片的转动往往会产生间隙漏气等情况。针对这种现象，工作人员必须要将部分蒸汽转化成汽轮机的内功，从而有效减少汽轮机内部损失。

1.4 火力发电厂用电率与供电

供电煤耗和生产厂用电之间的关系非常密切，火力发电厂在采用变频技术对高压电机进行技术改造的时候，工作人员必须要做好循环水泵的改造工作、风机改造等，由此有效降低发电厂的用电率。

2 国内火力发电厂的现状

据相关调查显示，我国火力发电厂机组在全国总机组中占75%左右。而火电机组中有70%左右是燃煤机组。造成燃煤机组比例如此大的主要原因在于，我国是一个多煤炭国家，含有85%以上的煤炭资源。然而，随着社会的发展，为了适应长期能源战略，必须要合理应用煤炭，而电力是可再生能源，符合社会可持续发展的需求，具有实际意义。因此，火电发电厂应运而生。

3 火力发电厂降耗的途径分析

3.1 降低发电煤耗率以及清水电耗率

要让发电厂达到降耗的目的，首先建议降低煤耗率以及清水电耗率。从入厂煤和入炉煤热值差进行分析。影响热值差的主要因素包括以下几点：

3.1.1 做好入厂煤的管理

要做好入厂煤的管理，应该从以下几个方面入手：

第一，规范煤炭入厂过程中的采集、制作和炼化工作，避免劣质的煤炭入厂。如果不能及时进行检查，则容易导致了煤炭在燃烧的过程中热值降低，并加大入厂的热值差，最终增加生产成本。

第二，在燃料储存的过程中要进行科学管理，避免燃料出现自燃等现象。对不同的品种要分开存放。管理人员要建立燃料管理制度，减少燃料自燃，缩短煤炭的存放时间，对于需要长期存放的煤炭，必须要压实煤堆，减少空气的流入而造成热值损失，减少入炉的热差值。

第三，不断完善炉煤的管理。要完善炉煤管理，首先要加强煤炭采样管理，通过采样，能让样品具有代表性，避免热量测定产生偏差。入炉煤采样机在运行的过程中，必须要加强技术管理工作，根据煤质测试技术可以得出，燃料热值会随着水分的增加而下降。因此在入厂的时候，必须要统一水分基准。

3.1.2 降低热偏差的主要措施

第一，加强计量检定管理工作。工作人员要加强对燃料的计量工作，保证计量工作的准确性。

第二，加强对煤炭质量检测工作。质量检测率要达到100%，从而减少煤炭的亏卡或亏吨情况。

第三，加强对煤炭的现场管理工作。管理人员要做到煤炭的分层压实、定期测温工作，避免出现自燃或风损现象。此外，管理人员也要做好煤炭的盘点工作和混配工作。

3.1.3 降低清水耗电率

为了能够进一步达到节能降耗的效果，管理人员必须做好清水耗电管理工作。清水耗电工作主要是指单位清水需要消耗的电量，由于火力发电使用的清水非常多，如果不能提高清水输送的效率，则容易造成电的浪费，为了能够更好地达到技能效果，应该采取以下措施：

第一，管理人员可以使用变频器调节清水供给，减少节流损失，提高节能空间。

第二，保证水泵的水压正常，使用高效的水泵，避免使用落后产品。

第三，合理布置输水系统，保证输水经济性。

3.2 做好原煤消耗量的计算

原煤消耗量计算的准确度对供电煤消耗量有着非常明显的影响。举个例子，某发电厂原煤低位发热量为20500kj/kg，通过计算可以得出发电过程中，标准煤炭消耗率是296g/kWh，标准煤消耗率达到310g/kWh。如果在计算的过程中产生±96t左右的计算误差，则供电标准煤的消耗率为333±15g/kWh，这样的偏差率达到了4.5%以上，严重影响了技术人员对发电机组性能的判断。因此，必须要做好原煤消耗量的计算。

3.3 通过严格管理，保证计算的准确性

3.3.1 做好电能表的管理

为了进一步保证电能表计算的准确性，管理人员必须要确立电测计量标准和电测仪表的管理制度，做好电能表的管理和校验工作，落实考核制度。在日常的工作中，工作人员要密切观察，如发现仪表出现异常情况的时候，应该及时提出，寻找解决方法，从而保证生产指标计算能准确反映机组的实际情况。

3.3.2提高生产人员的职业道德。管理人员不仅要提高技术人员的生产水平，还要增强他们的责任心，同时也要防止人为改动数据。

3.4 提高机组的负荷率

提高机组的负荷率关键就在于做好计划管理，为生产经营制定合适的目标，并有计划地进行组织和指挥工作，让工作按照计划实施。举个例子，某发电厂为了能够提高机组的负荷率，作出了以下调整：第一，安排机组人员进行有序的调停工作，提高机组运行的负荷率，降低供电标准煤炭消耗率指标。

3.5 制定管理制度，增强节能降耗意识

管理人员必须不断强化意识，观察国家能源政策，向国外引进先进的能源消耗技术和管理经验，将能源的管理纳入日常工作管理的过程中，合理地配置能源，降低能源消耗量。通过技术不断的创新和改造，检查设备对供电标准煤炭耗费率的影响，发现影响较大的设备要及时淘汰。做好每一个环节，尽可能节约用电，提高发电厂燃料使用效率。

4 结束语

本文通过分析各种节能降耗的方式，为火力发电厂的节能消耗提出了合适的建议。火电厂要实现节能降耗并非一天半月的事情，要做好节能降耗工作，必须要结合火力发电厂的综合情况进行分析，在保证供电的基础上，制定合适的节能降耗措施。

参考文献：

第4篇：热电厂节能降耗建议范文

关键词：降低；机组热耗率；提高锅炉热效率；用电率；减少供电

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）03－0145－02

火电厂节能降耗、提高经济效益的措施有很多，通过现场实际运行经验，总结分析了火电厂在运行过程中切实可行的节能降耗措施，在现场应用中收到了较好的效果。

1 降低机组热耗率减少供电煤耗

1.1 运行方式的调整

一般机组在运行满6个月后，运行方式由单阀切换为顺序阀。某电厂600 MW机组试验表明，在300 MW时，机组单阀运行高压缸效率为77.91%，比顺序阀运行时高压缸效率低3个百分点。按高压缸效率增加1个百分点，热耗率降低13.7 kJ/kWh，供电煤耗降低0.533 g/kWh来计算，机组单阀切换顺序阀可以降低供电煤耗1.6 g/kWh。另外，为了减少高压缸节流损失，电厂采用纯滑压运行方式。通常来说，部分负荷时采用滑压运行

能提高机组运行的经济性，且在一定范围内负荷越低，滑压运行的效益越大。但负荷继续降低时，滑压运行方式反而不经济。因此，建议机组采用定、滑、定的复合调节运行方式。在不同负荷下，选择定压参数和不同的滑压参数进行经济性分析、比较，通过热力试验确定机组在全负荷范围的最佳运行方式，选择定、滑、定运行方式的负荷转折点，确定定、滑、定运行方式下各负荷点的主汽压力和相应的高压主汽调门开度。

1.2 运行参数的影响

根据厂家提供的曲线，运行参数对热耗率的影响也较大。主汽压力升高0.1 MPa，热耗率降低0.7 kJ/kWh，供电煤耗降低0.027 g/kWh；主汽温度升高1 ℃，热耗率降低2.31 kJ/kWh，供电煤耗降低0.09 g/kWh；再热蒸汽温度升高1 ℃，热耗率降低2.16 kJ/kWh，供电煤耗降低0.084 g/kWh。机组在600 MW负荷运行时，存在主汽温度偏低的问题。主汽温度设计值为566 ℃，而在实际运行时通常为558 ℃。建议运行人员加强调整，提高主汽温度达到设计值，可以降低供电煤耗约0.7 g/kWh。

1.3 保证排汽真空

凝汽器真空是汽轮机运行的重要参数，其数值大小对汽轮机的经济性和安全性都有很大的影响。在众多影响汽轮机经济性的因素中，真空变化的影响位居第二。在凝汽器真空系统严密性分析试验时，负荷稳定在500 MW，在停止抽汽设备的条件下，试验时间为8 min，取后5 min真空下降速度的平均值。通常对100 MW以上的机组，真空严密性要求在0.27 kPa/min。机组真空严密性试验发现，真空下降速度为0.48 kPa/min，不合格。建议检修期间进行打压试验，检查漏点，利用停机时机采用高位上水找漏。如果机组在运行中，一是检查汽轮机低压部分轴封供汽压力是否在最佳值，二是利用氦质谱检漏仪对凝汽器及其真空系统查漏。

1.4 循环水泵投入对热耗率的影响

循环水泵投入在降低排汽压力的同时，必定增加厂用电率。通常在低负荷电厂采用单台循环水泵或两机三泵的方式；而在高负荷运行时，采用同样的运行方式，必定出现循环水温升过高，导致真空降低，这种方式显然是不经济的。以某电厂600 MW机组为例，通常汽轮机真空升高1 kPa，热耗率降低59.9 kJ/kWh，供电煤耗降低2.33 g/kWh。建议通过试验方法，在不同负荷下改变凝汽器背压，测量机组的微增功率及循环水泵功耗，确定最佳凝汽器背压。对于多台机组，确定不同机组间循环水泵的组合方式。

2 提高锅炉热效率降低供电煤耗

提高锅炉热效率就要降低锅炉的排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失及机组的散热损失。试验表明，锅炉热效率每提高1%，将使供电煤耗降低3.3 g/kWh。

2.1 对锅炉各部位漏风定期测试

发现漏风过大的部位应找出原因，及时进行处理，并在大、小修时将漏点部位彻底处理好。造成锅炉排烟温度升高的漏风主要在锅炉本体部位，主要漏风点在炉底、看火孔、炉门和吹灰器四周，对上述部位要进行重点检查，发现问题及时处理。

2.2 对锅炉进行合理燃烧调整

目前，锅炉燃煤较复杂，煤质波动较大，运行人员应根据具体情况进行燃烧调整，不要一成不变。炉膛出口氧量的控制应根据煤质和燃烧的具体情况来确定，一般不超过设计值，否则会使烟气量增大，排烟热损失升高，影响锅炉效率。应将锅炉炉渣含碳量等作为考核燃料燃烧率的重要指标。

2.3 控制燃煤的水分和粒径

在分层燃烧过程中，燃煤的水分含量对锅炉燃烧效果有着重要影响。水分过高，使煤在炉内的干燥时间加长，炉温降低，同时燃煤黏度增大，容易堵塞筛孔，不利于分层。水分过低，虽有利于燃煤分层，但易造成煤屑被风吹走，或从炉排下漏造成漏煤损失。适当的水分能使粉煤和块煤黏结起来，减少炉排的漏煤和锅炉飞灰，同时燃煤中的水分析出时可使黏结性强的煤粒间隙增大，减小通风阻力。操作人员要能够掌握根据煤的颗粒度控制燃煤水分的技术要点，根据实践经验和有关资料，要求燃煤中的水分一般控制在8%～10%，颗粒度大的水分含量可低些，颗粒度小的水分含量可高些。煤的颗粒不宜过大或过小，颗粒度小于6 mm的煤粉不应高于50%，而大于40 mm时可能造成大煤块的不完全燃烧。

2.4 保持受热面清洁

在运行管理上制定锅炉尾部受热面定期吹灰的运行制度，保持各段受热面的清洁、不积灰，增强各段受热面的传热效果。

3 降低厂用电率减少供电煤耗

3.1 降低制粉系统耗电

提高磨煤机启动时的暖磨速度和停运时的存煤抽空速度，减少磨煤机空转时间，降低磨煤机制粉单耗。运行值班人员注意监视磨煤机电流变化，磨煤机电流平均值相对运行要求偏差较小，否则要及时补加或停止补加钢球，以保证磨煤机处于最佳出力工况。根据粉粒情况及时启、停磨煤机运行，禁止磨煤机低出力或空转运行，减少因磨煤机检修后试转而切换制粉系统运行的情况。磨煤机本体机械部分检修后试转应采用点动方式启动。

3.2 降低正常运行时的辅机耗电

运行中应加强监视，根据负荷变化，在保证氧量充足达到完全燃烧条件的前提下，及时调整一、二次风压；保持合理的炉膛负压，发现漏风及时联系检修做好堵漏风工作；及时吹灰以减少烟道阻力；加强暖风器及电除尘器的维护以防堵灰；通过采取以上措施降低吸风机、送风机、一次风机耗电。低负荷时保留1台循环水泵运行。合理调整真空泵运行方式，根据凝汽器真空参数及真空严密性情况，确定采用1台或2台真空泵运行方式。当凝汽器真空高于－95 kPa且能够保持稳定时保持1台真空泵运行。

3.3 增强人员节能意识

照明、办公设施、生活设施等用电也是相当可观的一部分能源消耗。通过人员节能意识的提高、部分设施的改善、运行方式的调整，杜绝长明灯、长流水、长开机的现象，既要满足工作需要，又能达到用时有电、人员离开后停电。

4 结束语

本文以某电厂600 MW机组为例，从机组运行方式、运行参数和凝汽器特性、提高锅炉效率和降低厂用电率等方面进行能耗分析，指出了降低供电煤耗是可行的。而火电厂节能降耗、提高经济效益的措施还有很多，如掺烧价格更便宜的煤种、粉煤灰综合利用、污水零排放等。通过现场实际运行经验，总结分析了火电厂在运行过程中切实可行的节能降耗措施，在现场应用中收到了很好的效果。

参考文献：

［1］伍毅，忻建华，叶春，金兴.汽轮机在发动机工况下调峰运行方式的研究［J］.动力工程，2001（06）.

［2］李玉峰，刘志栋，靳庆臣.600 MW汽轮机组大型转子－轴承系统非线性动力学分析［J］.轴承，2010（01）.

The Exploration of Energy Saving for 600 MW Thermal Power Units

Zhang Yuehua

第5篇：热电厂节能降耗建议范文

1建立优化思路和方案

合成氨装置是能量密集型的高耗能装置，其能量系统的优化思路通常是侧重于生产过程的用能优化。塔西南化肥厂在总结多年生产管理经验的基础上，结合原设计和现有的设备单元，运用节点分析方法制订了如下的优化思路：快装锅炉停运，引入电力工程部的4.2MPa蒸汽，引入量在50t/h左右；同时将富余的1.6MPa蒸汽以10t/h返送电力工程部，由此实现节约天然气和电，达到公司整体节能的目的。根据方案思路，分析了塔西南化肥厂不同等级蒸汽的用途，能量综合优化方案框架如图1所示。由图1可以看出，如果电力工程部输入足够量的4.2MPa蒸汽，将使化肥厂的快装锅炉停运，并能返送1.6MPa蒸汽给电力工程部；而回收的冷凝液又可通过水处理外送电力工程部，由此形成能源的热联合与循环利用，节约了电、水以及天然气。

2方案实施

2.1输出4.2MPa蒸汽的工艺调整措施

该项目实施之前，电力工程部的运行模式是两台中压锅炉、两台双压锅炉和10t应急锅炉并列运行，双压锅炉产出的高压蒸汽直接送化肥厂，产出的低压蒸汽一部分作为采暖系统汽水换热器热源，一部分作为除氧器除氧用；中压锅炉产出的蒸汽则直接送往各用户，中压减温减压器处于备用状态，两条高压蒸汽母线为一备一用。此时的高、中压蒸汽用量均为30～35t/h，运行期间通过调整燃机负荷、投用锅炉补燃或调解三通挡板开度等措施来满足用户需求。为实施厂级间热联合，建立能源梯级利用模式，自2007年7月起，电力工程部在保证各项生产正常进行的前提下，分两个阶段实施蒸汽互供。

2.1.1设备调整第一阶段：电力工程部单方面蒸汽外供，充分利用电力工程部锅炉余热，降低塔西南化肥厂快装锅炉负荷，减少天然气消耗。为实现充分利用电力工程部余热来替代直烧式锅炉用天然气燃烧产生蒸汽，电力工程部调整运行方式，锅炉仍采用并列运行，4.2MPa蒸汽采用双母线运行，保证了蒸汽各系统稳定。锅炉不带补燃的条件下，产蒸汽为63t/h（1.6MPa蒸汽33t/h，4.2MPa蒸汽30t/h），其中中压蒸汽需求35t/h，通过减温减压器补充中压蒸汽供应，其他4.2MPa蒸汽全部供给化肥厂，蒸汽量约为28t/h。为了保证蒸汽系统稳定和应急需要，电力工程部增加了一台锅炉的补燃，实际外供蒸汽量为30～35t/h，其中28t/h完全利用锅炉余热。第二阶段：电力工程部和化肥厂实现蒸汽互供的最优运行方式。为进一步优化系统运行，电力工程部和塔西南化肥厂深入分析和调研，最终实现了蒸汽互供，即电力工程部继续增加4.2MPa蒸汽供应量，同时塔西南化肥厂将富裕的1.6MPa蒸汽返供至电力工程部中压蒸汽母管，以满足中压蒸汽供应为此，电力工程部生产运行模式调整为三台双压锅炉、一台中压锅炉和10t应急锅炉并列运行，4.2MPa蒸汽依然采用双母线运行。锅炉不带补燃的条件下，每台锅炉的蒸发量为15t/h，10t锅炉自动运行蒸发量3t/h，化肥厂返供中压蒸汽量为10t/h，合计73t/h（1.6MPa蒸汽28t/h，4.2MPa蒸汽45t/h）。在夏季，4.2MPa蒸汽全部供给化肥厂，蒸汽量约为38t/h。为保证蒸汽系统稳定和应急需要，电力工程部增加了两台锅炉的补燃，实际外供蒸汽量为40～45t/h，其中38t/h完全利用锅炉余热。

2.1.2工艺要求电力工程部送化肥厂4.2MPa蒸汽流量的波动范围必须小于1t，温度控制在383℃以上（塔西南化肥厂合成蒸汽温度显示），且压力稳定。

2.2合成氨装置的工艺调整

电力工程部4.2MPa蒸汽进入化肥厂合成装置中压管网，并停运快装锅炉时，合成氨装置的蒸汽系统平衡模式和工艺需重新建立。

2.2.1存在的问题如果电力工程部1台双压锅炉燃机出现异常而不能正常运行，供化肥厂的4.2MPa流量不能保证，需要改变热力运行方式。停运快装锅炉后，化肥厂合成装置精制水用量将由170t/h下降到160t/h，使利用预热锅炉给水降低脱碳入口工艺气温度的换热器（106-C）出现冷量不足，低变气锅炉给水换热器（106-C）工艺气温度将由正常时的79～82℃（指标控制81℃）达到86℃；贫液温度也由72℃（指标控制71℃）继续上涨。现场精制水不仅无法调整，而且还将影响脱碳系统二氧化碳的吸收效果，有可能导致能耗增高。为提高水的重复利用率，化肥厂将合格的冷凝液与脱盐水混合，一部分做外供脱盐水，一部分做精制水的原料。但因快装锅炉停运，电力工程部送出的4.2MPa蒸汽量加大，导致冷凝液回收量增加，促使脱盐水温度升高，夏季超过50℃（指标≤50℃），严重影响末端用户的冷却效果。

2.2.2方案实施及解决措施为有效规避因引入4.2MPa蒸汽给合成氨装置运行带来的风险，塔西南化肥厂制定了4.2MPa蒸汽中断的应急预案，以此防止辅助锅炉在4.2MPa蒸汽中断后可能带来的超温运行风险。运用工艺安全分析进行危害评估，于2009年做了重大技术变更，实施精制水回用改造，即联通除氧器入口DM1001与冷凝液回收管线SC1003，将换热后的精制水送到水处理系统做冷凝液回收使用（约5t/h），这样直接将精制水做冷凝液回用，解决了系统热量的平衡问题，并减少一台换热器的添置，使资源得到最大化利用。外送1.6MPa蒸汽时，根据管网压力和低压管网压力，调整放空设定值或手动操作。同时调整透平105-JT的抽汽量，并保证压缩机105-J的正常运转以及尿素的正常用量。建立4.2MPa蒸汽的在线监测趋势记录线。通过对蒸汽输送数据的监测，塔西南化肥厂合成氨车间的操作人员可提前预知调整界区内蒸汽平衡，或提前联系电力工程部进行补燃调整，有效地防止了因引入4.2MPa蒸汽而产生的波动对合成氨装置以及塔西南化肥厂其他装置的安全、平稳运行所可能造成的损失。经过前期充分的准备和协调，以及在公司主管部门、电力工程部的大力支持下，化肥厂在2010年4月13日（之前实行的是快装锅炉不停运）13：00开始实施快装锅炉停用方案，该方案分两步：①先将富裕的1.6MPa蒸汽外送电力工程部（10t/h），同时逐步加大外购电力工程部的4.2MPa蒸汽量，由2009年4～5月份（2010年与2009年同期比较）的28.68t/h提高到43.41t/h左右；②系统平稳后于4月23日13：00快装锅炉全停，外购蒸汽量加大到50t/h，最高达到52.79t/h，外送1.6MPa蒸汽也逐步提高，最高达到15t/h。经过近一个月的运行，装置能耗得到了显著降低，数据对比情况见表1。由表1可知，快装锅炉停用后，原料气单耗基本相同，但燃料气节省约3.58×104m3/d，纯氮产品能耗降低了11.19kgoe/t氮（kg标油/t氮）。另外快装锅炉的停运，降低了快装锅炉低负荷下运行的安全隐患，且减少了污水排放、废热浪费，减少了环境污染，从公司整体效益看，由于采用的是电力工程部的废热产生蒸汽，也节约了大量天然气。

3节能减排效益

2007年7月～2010年12月实施该项目以来，无论在节能减排效益方面还是在社会和环保效益方面均取得了可观的收益，能耗指标见表2。由表2可知，引入电力蒸汽后，随着引入量和输出量不断增加，塔西南化肥厂燃料气单耗明显下降，由2006年的601.71Nm3/t下降到2010年的535.76Nm3/t，合成氨综合能耗和纯氮产品综合能耗也呈逐年下降趋势，按技措法计算，2010年节能量为1.30×104t标煤，经济效益797.60万元。2007年～2010年累计节能效益2007年7月～2010年12月累计引入电力工程部4.2MPa蒸汽67.77×104t，外送1.6MPa蒸汽2.81×104t，总计65.30×104t；节能4.26×104t标煤；节能价值量为2992.88万元。

4结论及建议

4.1结论

经过近四年的实践，塔西南化肥厂和电力工程部两个单位之间实施热联合的模式证明节能成果显著，并且为公司今后持续开展节能减排，应对上游气源递减的严峻形势指明了方向，同时拓展了公司节能减排的思路，即在做好本单元、本单位的节能减排工作同时，也可拓宽视野实行厂级间的节能减排合作，整合资源，形成优势互补或共享，挖掘管理、工艺和设备的潜力，从而使公司的整体节能水平再上新台阶。另外，从2007年7月～2010年12月未发生因引入4.2MPa蒸汽不足而造成装置短停的事件，并且由于互供蒸汽，减少了化肥厂1.6MPa蒸汽和电力工程部余热的放空量，避免了环境污染。

第6篇：热电厂节能降耗建议范文

根据国家发展改革委、环境保护部等“关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”(发改能源［2014］2093号)中明确了燃煤电厂节能减排主要参考技术。其中，针对现役机组节能部分提出了脱硫系统运行优化，预计可以降低供电煤耗约0.5g/kWh。本文主要对现有脱硫运行优化措施进行简单的描述。

2节约设备运行电耗

由于旋转设备较多，脱硫系统的厂用电率占整个机组运行电耗的1%以上，降低脱硫系统的运行电耗，可以有效的降低机组的运行费用。在脱硫系统中，浆液循环泵的电机功率约在1000kW左右、氧化风机的电机功率约在600kW左右，石膏脱水系统中的真空泵的电机功率也超过200kW，均为高压电机(6kV或者10kV)，想降低脱硫系统的运行成本，必须有效降低高压大电机的运行电耗。

2．1引增合一改造目前新建机组均不在单独设置增压风机。处于安全及经济性考虑，有增压风机的在役机组大多进行了引增合一改造，改造增压风机后，针对600MW机组而言，可有效降低厂用电率0.05%以上。

2．2降低浆液循环泵的运行电耗(1)在现役机组进行脱硫系统改造时，有条件时可以通过对吸收塔的塔型进行优化，调整石灰石浆液的pH值、脱硫系统的钙硫比等数值，或者通过调整塔内的烟气流速参数，使浆液循环泵的运行功率达到最低值。如果设置烟气换热器后，吸收塔入口的烟气温度会大大降低，烟气的体积流量也会随之降低。在液气比等参数不变的情况下，浆液循环泵的流量可以相应的减少，泵的耗电量可以随之降低。(2)合理的选取系统的设计阻力，使浆液循环泵的扬程降低，可以减少泵的耗电量。例如适当加大浆液循环管的管径，使系统的流速降低，一是可以在停泵时避免损坏滤网，同时又减少系统的水力损失。(3)根据机组的实际情况来调整泵的运行方式。受上网负荷及燃料来源的影响，大多机组的负荷率存在一定的波动范围，而且燃料的含硫量变化也较大。此时，可以根据实际情况，在保证SO2排放浓度的前提下，适当减少浆液循环泵的运行数量，达到降低脱硫系统电耗的目的。

2．3降低真空泵的运行电耗根据设计规程，石膏脱水系统为两台机组公用设施，一般设置不少于2台真空皮带脱水机。在设计时，可适当优化脱水系统的设备出力，使单台设备出力为2台机组设计工况的100%。开启1套脱水设备，即可满足机组额定的运行要求。同时通过加装浆液切换管道及石膏浆液分配器等措施来简化系统，降低真空泵的运行电耗。

2．4采取有效措施，降低烟气系统阻力综合考虑引增合一及加装烟气换热器等改造，可以优化脱硫系统的烟道布置，选取适当的烟道截面积来降低烟气流速;通过管线的合理优化设计，减少烟道弯头的数量，管道的长度等措施，甚至可以考虑采用圆烟道等，来降低烟气系统阻力，使系统阻力减少，可有效降低引风机的运行功耗。

2．5电机的变频改造受燃料的影响，锅炉的烟气量及烟气中SO2浓度会有一定的变化，此时，可将脱硫系统中部分低压的电机进行变频改造，以适当降低系统的运行电耗。

3节水

石灰石—石膏湿法脱硫工艺的用水量比较大，2台660MW等级机组脱硫系统的水耗量约在280t左右。因此，如何降低脱硫系统的耗水量成为人们日益关注的课题。根据脱硫系统水平衡的计算公式，工艺水量+烟气带入的水量=烟气带出的水量+石膏副产品带离系统的附着水和结晶水量+排放废水量。引风机后的原烟气进入吸收塔是个放热的过程，而脱硫反应也是个放热过程，会将部分水分蒸发为水蒸气，虽然有除雾器进行除雾，但随着设备出力的下降及制造工艺本身的原因，一部分水汽会随着净烟气经烟囱排入大气。因此，有效减少脱硫系统的放热，即可有效的降低脱硫系统的水耗。在保证脱硫效率的前提下，脱硫反应是不可能减少的，所以必须有效降低原烟气的放热，即降低原烟气的温度。目前国内的主要手段是在原烟道加装烟气换热器(低温省煤器)或GGH(气－气换热器)。根据目前掌握的资料来看，设置有GGH的脱硫系统，300M和600MW机组的水耗分别会减少约25t/h和50t/h左右。但由于设置GGH会带来运行费用高，脱硫系统安全性降低等负面影响，现有机组一般均不设或拆除GGH。

3．1加装烟气换热器烟气换热器布置在引风机出口的原烟道上，用烟气余热加热凝结水，对600MW机组而言，可将烟气温度从约135℃降低到90℃(具体工程应具体分析)，加热的凝结水进入热力系统，减少了加热器的用汽量。经初步估计，机组的供电标煤耗可以降低约1g/kWh，单台机组可节水约50t/h，按年利用5000h、水价2元/t计，全厂全年可节水约50×104t、水费约100万元。

3．2回收冷凝液根据机组的实际运行工况，吸收塔出口的净烟气温度约在46℃左右，已经接近烟气中的水露点。当净烟气流经净烟道和烟囱时，温度会进一步的降低，烟气中的水蒸汽大多随烟气带出烟囱，另外一部分会冷凝析出。经初步估算，单台600MW机组烟囱冷凝液约2.5t/h。因此，建议净烟道有一定的倾斜角度，从而在烟囱内筒及入口膨胀节低位处、净烟道的低位处设计液滴回收装置来回收冷凝液，一是可以有效预防石膏雨的产生，同时可以降低脱硫系统的补水量。

3．3选用好的真空皮带机石灰石—石膏湿法脱硫系统的副产品是石膏，石膏中的是主要是石膏的结晶水和游离水。而结晶水是石膏结晶必不可少的重要的组成部分。根据实际的运行情况，石膏晶体一般带有10%的游离水。当石膏含水率超标时，应及时调整石膏脱水系统运行情况，优化真空皮带的脱水效率，有效的减少游离水的损失。

3．4冷却水及冲洗水的回收利用脱硫系统的冷却水一般采用开式水或闭式水。如果采用闭式水，则会和主厂房闭式水系统统一考虑，脱硫系统的闭式水一般会回主厂房回收利用。如果采用开式水，一般脱硫系统的冷却水会单独设置，可将该部分回水接至工艺水箱。同时，未利用完的机封冷却水也可接至工艺水箱。目前的脱硫系统会设置集水坑及集水泵，临时排放的浆液及设备的冲洗水排入集水坑，用集水泵达到吸收塔内循环利用，有效的节约用水。

3．5脱硫废水的治理措施目前，脱硫废水零排放的深度治理技术国内已经有电厂开始实施，不过造价较高。国内主要有两种脱硫废水深度处理工艺，一是“预处理+正渗透MBC系统+结晶”工艺;二是“预处理+MVR蒸发+结晶”工艺。

4节约石灰石

石灰石耗量和石灰石的品质:石灰石品质的优劣决定着石灰石耗量的大小。根据国内的运行经验，在购买石灰石时，石灰石中CaCO3的含量一般不应低于90%。同时，通过优化浆液的pH值，合理选择钙硫比等措施可以直接影响脱硫效率。一般而言，pH值越高，SO2向液膜主体扩散的速率越快，传质系数就越大，有利于促进SO2的吸收，但是容易造成浆液沉淀、堵塞系统。同时，石膏中的CaCO3质量分数也越高，相应增大了钙硫比，造成石灰石耗量的增加。pH值越小，浆液酸性越强，酸性气体SO2就越难被吸收，造成脱硫率下降。因此，确定合理的pH值控制范围就成为湿法脱硫系统工艺设计的关键所在。

5建议

第7篇：热电厂节能降耗建议范文

关键词：火电厂 汽轮机 节能降耗

中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2013）05-0115-01

随着能源市场竞争的日益激烈，电厂与电厂之间的竞争也趋近于白热化。而就目前来说，发电企业提高经济效益的主要途径就是采取节能降耗的方法。主要可以通过消除跑、冒、滴、漏，降低输送损耗，节汽（气）、节水、节电、节地、节油、节煤等多种途径。而在电厂运行中，汽轮机会发挥出较为重要的作用，也是能源消耗大户，如果我们能够在电厂汽轮机运行进行有效的节能降耗，那么必然会取得较好的经济效益，因此，我们应该对电厂汽轮机进行适当的技术改造。

一、提高电厂汽轮机的真空度

要尽量地让电厂汽轮机在最佳真空度下运行，对第二台真空泵和循环水泵的启动运行时间要合理掌握，第二台真空泵在高负荷真空系统不泄漏之后应该立刻停运，在低负荷泄漏时立刻启动。适当地提高电厂汽轮机的真空度，有助于提高电厂的经济效益。

二、控制汽轮机给水的温度

给水温度变化，直接影响到锅炉燃料量的变化，影响到锅炉燃烧；给水温度低，一方面使锅炉供电煤耗增加，另一方面使排烟温度增加，排烟热损失增加，锅炉效率降低。

1.保证高加投入率。机组滑启、滑停、严格应控制给水温升率符合规程规定；机组启停严格按照规程规定及时投入或解列高加；加强高加运行维护，防止运行操作不当，造成高加保护动作解列。保持高加水位稳定；清洗高压加热器换热管，可以清除管内沉积物，降低换热管积垢部位内外，的温差应力和热应力，减少换热管泄漏机会，进而提高高加投入率。

2.加热器经常保持正常水位运行。正常水位的维持是保证回热的经济性和主、辅设备安全运行的重要环节。

3.机组大小修时对加热器进行检漏。检查加热器钢管有无漏点，检查水室隔板密封性，检查高加筒体密封性，发现漏点应及时予以消除。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低；如果加热器受热面的筒体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。

三、维持汽轮机凝汽器最佳真空

凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分，其作用是将汽轮机排汽冷却凝结成水，形成高度真空，使进入汽轮机做功的蒸汽能膨胀到低于大气压力，多做功。若其不能正常运行，将直接影响到整个机组的安全和经济运行。因此，维持凝汽器良好运行工况，保证达到最有利的真空是电厂节能的重要方面之一。机组正常运行中，保持凝汽器最佳真空应采取如下措施：

1.降低凝汽器热负荷：为了减轻凝汽器热负荷，提高机组热效率，可以在凝汽器喉部增设一套装置，具体方法有以下两种：一种是在凝汽器上部、排汽缸喉部的有限空间里，加装一个表面式加热器，其入口与工业水系统连接，出口送至化学供水系统加热生水。但是这种方法有两个缺陷：一是新装生水加热器铜管排列安装在机组凝汽器冷却水铜管上方，存在汽阻问题；二是增加了凝汽器支撑的质量载荷。因此，方案设计与施工应尽量避开缺点，从而获得尽可能好的改造效果。另一种是在凝汽器喉部增加一套雾化式喷头，通过接触式传热，可吸收部分蒸汽凝结热，使部分补充的除盐水在凝汽器内形成一个混合式凝汽器，从而减轻表面式凝汽器的热负荷，提高真空。

2.清洗冷却面：在凝汽器中，污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻，须给予足够的重视。运行中，循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水，同时合理安排冷却面清洗周期，一般采用二步法（干洗法和酸洗法）来清洗。冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断冷却面是否结垢时，应与冷却面洁净时的运行数据作比较。结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。初期的结垢较松，污泥多，可用干洗法：利用汽轮机日开夜停的机会，选用除氧器的热水灌满凝汽器的汽侧，冷却管内用风机吹干，泥垢发生龟裂后，用冷水冲掉。当凝汽器冷却铜管结有硬垢，真空下降已无法维持正常运行时，则需进行酸洗：可选用浓度5%的有机酸（氨基磺酸）作为主洗剂，对铜管进行清洗。腐蚀速率小于标准1/（m2/h）时，加0.5%的酸缓蚀剂和铜缓蚀剂、适量渗透剂、0.2%氢氟酸，水温在40摄氏度左右，流速0.1m/s，进行循环清洗。当酸度连续两次测定一致时，清洗结束。然后用高位冷却塔水源大流量反冲洗，加工业磷酸三钠，循环中和后排放。酸洗后铜管呈黄铜色，表明未发生过洗现象。由于循环水的含盐量较低，故运行一段时间后，铜管表面可生成一层致密Cu（OH）z保护膜，使铜表面与水隔离，抑制腐蚀。

3.提高真空系统的严密性：定期对喉部以下凝汽器汽侧和真空系统进行灌水检漏，消除喉部、管道接头、水位计连通接头、凝结水泵轴端密封装置等处的漏气点；检查清理抽气器的喷嘴，保证其抽气效率；根据负荷的变化，合理调整汽轮机轴封蒸汽压力；经常检查负压系统的阀门；加强射汽抽气器的运行调整，法兰处不应有松动现象。

4.降低冷却水温：在开式循环系统中，冷却水温完全由自然条件决定；而在闭式循环系统中，冷却水温度不仅受大气温度和相对湿度的影响，还取决于循环水设备（主要是冷水塔）的运行状况。冷水塔运行不良，其出口水温将明显升高。要保证水塔正常运行，应落实维护责任制，定期检查水塔内部喷嘴、溅水碟、配水槽、填料等运行状态，发现缺陷及时处理。

四、汽轮机的停机

在汽轮机机组非计划停机或者正常停机的时候，笔者都建议采用滑参数停机，这样可以利于设备检修，降低汽轮机、锅炉等设备的温度，还可以利用锅炉余热来进行发电。

综上所述，电厂汽轮机组节能降耗工作是一项复杂的、系统的技术工程，电厂的运行管理、维修养护、技术改造以及综合技术水平都对节能降耗工作有着重要的影响。现代电厂汽轮机组节能降耗工作中应针对影响机组能耗的各因素进行分析，并积极引入现代节能技术及管理方式对机组进行技术改造与管理，以此满足我国节约型社会对电厂节能降耗的需求、满足电厂竞价上网对节能降耗的需求。

参考文献：

第8篇：热电厂节能降耗建议范文

主题突出明重点

大唐辽源发电厂以提高供热、抢发电量为中心，将“节能、降耗、减排、增效”做重点深入开展“讲、比”活动。

工厂全面启动了“扭亏增盈我行动”为主题的“讲、比”活动，号召全厂干部职工认清当前的严峻形势，树立危机意识、责任意识，以及点滴皆成本、“西瓜芝麻一起捡”的节约意识，把思想统一到价值思维和效益导向上来，落实到扭亏增盈的行动中去。辽源发电厂还向职工征集“扭亏增盈”岗位格言及挖潜创收的“锦囊妙计”，开设“扭亏增盈大家谈”专栏，搭建职工与厂领导互动的平台。

为了完善能源体系建设，加强能源管理水平，努力做好节能减排工作，工厂结合实际制定了各项管理制度，出台了《节能减排指标绩效管理办法》等24项制度措施，目的是通过制度化、规范化把节能减排目标进行层层分解，并对项目完成后要达到的效果、项目完成时间等内容进行跟踪、评价，使其达到预期目标。

厂科协根据节能减排的目标和计划，组织科技工作者和技术能手，自行设计制作了“空预器水冲洗自动冲洗和浆液循环泵叶轮拆卸”等专用检修工具，并在热控辅机振动改造、斗轮机减速机检修等项目中，通过利用已关停的10万千瓦4号机组设备，自行研究检修工艺等方式节约检修费用约180万元。4号机组修后启动一次成功，机组汽耗率大幅降低，锅炉效率比检修前提高了0.44%，空气预热器漏风率比检修前降低了1.34%，锅炉本体漏风系数降低了0.015，汽机高压缸及中压缸效率分别提高了6.76%和0.74%。

厂科协组织了“比合理化建议”的活动，2011年共提出并实施的重要合理化建议386条，经评比获奖80项。2011年在资金紧张的情况下，充分利用合同能源管理，完成技改项目23项，其中重大技改项目12项，完成了取消增压风机、烟风系统优化改造等重大技改项目。增压风机取消后，降低了厂用电率0.33%，半年可收回设备改造的投资，其后每年可节约资金400万元。同时利用机组检修机会对凝结水泵进行变频改造，将循环水泵定速电机改为双速电机，根据季节性气温变化，合理优化运行方式；将燃料输煤系统进行改造，降低厂用电率，降低煤耗；解决了4号机6号机高加漏泄、锅炉干排渣系统输送能力差、热风管道漏热、磨煤机漏粉、引风机叶轮及后导叶磨损严重等问题。

厂科协组织开展专题科技攻关，解决生产中影响安全、效益、环保的实际难题；实现科技创新，为企业进步提供技术支持，运用科技手段为企业创造财富。2011年27项科技攻关项目，其中12个项目已经达到预期效果，使辽源厂的主要生产技术指标达到设计标准。2011年全年未发生轻伤及以上人身事故，未发生一般及以上设备事故，未发生交通、火灾和环境污染事故，未发生有社会影响的供热事件，实现了安全年；全年累计发电量完成33.15亿千瓦时；机组平均利用小时累计完成5023小时，高于吉林省机组平均利用小时822小时；供电煤耗累计完成307.39克/千瓦时，同比降低8.79克/千瓦时；厂用电率累计完成6.14%，同比降低0.38个百分点。厂荣获集团公司、省公司2011年度安全生产先进单位；3号和4号机组被授予“2011年度国内一流火力发电机组”称号；主要经济指标综合排名列集团公司2011年火电企业第十位。

开展QC小组活动。厂QC活动围绕企业经营战略、方针目标和现场存在的问题，以改进质量、降低消耗、提高人员管理水平和经营利润为目的，对企业质量管理水平提升、保证安全生产、增加经济效益发挥了重要作用。

技术培训质提升

大唐辽源发电厂把提升职工素质作为强化管理的一项重要内容，为在3号机组大修过程中培养技术型人才，提高参检职工的实际操作技能和检修工艺水平，工厂大胆创新，借助机组检修主辅设备全面解体的有利时机，开设“检修课堂”，将培训工作由会议室引入检修现场，安排相关专业名师高徒现场授课和学习。通过现场讲解设备构造、工作原理、检修工艺等，让职工在看得见、摸得着的环境中进行培训学习，并现场考核职工的培训效果，把培训纳入到职工检修绩效考核中，做到了工作培训两不误，为广大青年职工早日成为技术型人才提供了平台。

在检修期外，安排生产技术人员到生产厂家或其它电厂同类型机组进行学习，参与监造设备的生产及组装过程，积累经验及相关技术数据。通过参与同类型机组检修工作，各专业技术人员并结合本厂内部科技及技术改造项目撰写了技术报告和技术论文，提升了技术人员的专业技能水平。

特色鲜明服务新

厂科协结合企业特点，积极探索新的途径，为科技人员科技创新提供有效服务。

提供信息服务。厂科协通过多方面多角度全方位收集信息，为厂技术创新提供材料。在信息收集过程中，始终坚持“高效、适用、先进”的原则，从挖掘内部信息入手，充分了解本厂的生产经营需求，有针对性地收集信息，筛选有利用价值的信息在实际生产工作中应用，取得了良好的效果。2011年至今，通过基层提问题、信息查询、信息反馈、实地调研共完成104个科技攻关项目的前期工作。由于注重了立项前期信息收集和研究工作，保证了科技项目的顺利实施。

建立技术交流平台。厂科协利用渠道多、联系范围广的优势，积极开展形式多样的技术交流活动，搭建技术交流平台，为企业技术创新服务。厂科协为满足科技人员的需要，组织各类专业技术讲座，内容包括试图绘图培训、钳工知识培训、消防安全知识培训等。组织开展电力系统交流活动，近几年组织了与省电科院、设备厂家、中企电联等在金属、继电、励磁、化学、绝缘、热工、汽机、锅炉、脱硫、燃料技术领域开展了技术交流。

组织学术论文征集评审。厂科协每年下发通知，在厂内部征集科技论文。每两年出版厂科技论文集，向集团及国内权威刊物推荐科技论文。近几年，共收集论文60余篇，发表32篇，并荣获吉林省电机工程学会优秀组稿单位。此项活动的开展活跃了厂内的学术氛围，为技术创新、学术创新起到了推动作用。

第9篇：热电厂节能降耗建议范文

为努力创建资源节约型社会，着力缓解我省能源瓶颈制约，促进经济社会全面协调可持续发展，根据《中华人民共和国节约能源法》等法律法规，现就加强我省节能降耗工作通知如下：

一、充分认识节能降耗工作的重要性和紧迫性

能源是国民经济与社会发展的基础和战略资源。加强节能降耗工作是缓解我省能源供给紧张局面的重要途径，也是落实科学发展观、实施可持续发展战略、转变经济增长方式的必然要求。多年来，省委、省政府高度重视能源节约工作，坚持开发与节约并举，把节约放在首位，在各地、各部门和社会各界的共同努力下，全省能源节约工作取得了明显成效。但随着我省经济社会持续快速发展，能源消耗总量急剧增加；能源消耗过程中造成的环境污染日益突出；能源利用效率还不高，节能降耗的空间与潜力很大，工作任重而道远。各地、各有关部门要从经济社会发展的全局和长远出发，把节能降耗作为一项十分紧迫的战略性任务，切实予以抓紧抓好。

二、明确节能降耗工作的指导思想与总体目标

（一）指导思想：树立和落实科学发展观，深入实施“八八战略”，坚持开发与节约并举、节约优先的原则，以提高能源利用效率为核心，增强全社会节能降耗意识为基础，调整经济结构和转变经济增长方式为主要途径，科技创新为手段，深化改革，创新机制，健全法规，完善政策，加强管理，厉行节约，努力形成市场导向、政府推动、企业和公众主动参与的节能降耗工作格局，积极营造有利于节能降耗的良好社会氛围，促进节约型社会建设。

（二）总体目标：到2010年，万元生产总值能耗强度（以2000年可比价计算）比**年下降15%，年均下降3?2%，其中**年比**年降低3%左右；第一产业、第三产业的万元产值综合能耗下降10%，第二产业的万元产值综合能耗下降17%左右；能源利用综合效率达到40%；全省主要产品生产单位能耗总体达到或接近20世纪90年代中后期国际先进水平；建立起比较完善的节能法规标准体系、政策支持体系、监督管理体系和技术服务体系。

三、突出节能降耗的重点

（一）工业和生活锅炉及系统更新改造。针对在役锅炉单台容量小、设备陈旧老化、运行效率低的问题，采用循环流化床、燃气等高效、低污染工业锅炉替代低效落后锅炉；推广应用粉煤和水煤浆燃烧、辅机系统等节能先进技术；扩大集中配煤、筛选块煤、固硫型煤应用范围。加强对中小锅炉的科学管理，指导现有集中供热有效范围内的企业逐步以集中供热的方式替代工业小锅炉和生活锅炉。

（二）电力生产、输配与热力系统降耗。重点实施降低供电煤耗、厂用电率和电网损耗。发展高效大容量先进火电机组，优化发电企业机炉结构，加强辅机系统改造，推广背压气轮机拖动、等离子点火等节能节电新技术。大、中型火电供电煤耗由“十五”末的340克/千瓦时降到“十一五”末的325克/千瓦时，厂用电率由5%降到4%。鼓励热电企业加快发电机组和链条炉的改造，提高背压机组的应用比例，供电煤耗由“十五”末的445克/千瓦时降到“十一五”末的410克/千瓦时，厂用电率平均下降3个百分点；推广热电企业集中供应压缩空气和分布式热电冷三联供等节电新技术。加快电网发展，优化电源结构，加大中、低压电网改造力度，积极采用先进的输、变、配电技术和设备，逐步淘汰能耗高的老旧设备，降低电网损耗，本省电网网损率由“十五”末的7%下降到“十一五”末的6?5%。

（三）余热余压利用。在钢铁、建材、石化三大重点用能行业推广余热、余压回收利用技术。工业窑炉推广余热再利用。鼓励水泥生产企业采用以中低温纯余热回收发电为主的余热利用技术。到“十一五”末，实现水泥中低温余热发电装机容量25万千瓦，年发电18亿千瓦时。鼓励钢铁联合企业采用干法熄焦、高炉炉顶压差发电、连铸连轧、热送热装等新工艺、新技术，利用高炉煤气、转炉煤气回收发电。鼓励石化行业采用余热回收发电技术、热泵余热回收技术、新型催化剂和高效节能设备等，加强各种余热回收利用。

（四）电力拖动系统改造。推广使用高效节能型电机，广泛采取高、低压变频调速、功率补偿节能技术、系统改造和机组优化配置等措施，加快淘汰落后低效电机、风机、水泵等高耗能设备。到“十一五”末，完成100万千瓦高压电机及500万千瓦低压电机变频改造，高、低压变频技术推广应用面分别达到55%和75%。

（五）建筑节能。积极推行建筑节能设计标准和规范，在建设项目设计和建造、改造过程中，对建筑围护结构采取隔热保温措施，使用节能型用能系统和材料，实现建筑节能。到“十一五”末，全面实施建筑节能65%的标准。努力完成既有高耗能建筑节能改造任务，重点是墙体节能系统、门窗、中央空调系统及配套供用能系统的综合节能改造，提高宾馆、饭店、大型商场、会场、办公楼等公用建筑整体用能效率。

（六）照明节能。加快推行全省绿色照明工程，鼓励、引导全社会广泛应用节能型照明灯具。在道路照明、宾馆、商厦、写字楼、体育场馆等公共设施和居民住宅中推广应用高效节电照明新光源和装置。到“十一五”末，在机关、企业、事业和公益性单位基本普及应用节能灯具。

（七）交通运输和农业机械节能。科学制订交通运输发展规划。通过运力结构调整、大吨位货车和标准化船型推广以及发展公共交通与现代物流集约配送，降低运输能耗；鼓励使用醇类、燃料电池等节能环保型混合动力交通工具，倡导使用符合国家标准的小排量汽车，限制和淘汰能耗超标的交通工具和农业机械设备。

（八）重点用能单位的能量系统优化。冶金、石化、机械、建材、造纸和纺织印染等行业应综合分析用能设备、技术、工艺和用能结构等状况，采取针对性的措施，实施能源系统优化设计、用能系统优化技术改造和管理改进。鼓励用电系统采用无功补偿、智能控制、谐波滤波器等节电控制技术和产品，改善电能质量，提高集成用能水平和系统运行效率。

（九）转变增长方式，加快淘汰落后生产能力。积极推动产业结构调整。大力发展低能耗、高效益的现代服务业，提高其在国民经济中的比重。加快发展高新技术产业，广泛采用先进适用节能技术、信息技术改造高耗能传统工业行业和企业，努力降低单位产值能耗，提高制造业能源利用效率。实施循环经济“991行动计划”，推进工业循环经济“4121”示范工程建设，推行清洁生产，减量、循环、高效利用能源资源。

严格执行《国务院关于实施〈促进产业结构调整暂行规定〉的决定》（国发〔**〕40号）、国家有关产业结构调整指导目录以及**省有关限制和淘汰制造业生产能力目录。“十一五”期间，淘汰所有水泥机立窑、18门以下砖瓦窑，关停一批小火电厂（总容量70万千瓦）、小钢厂、小造纸厂，淘汰不符合能耗标准的在役机电通用设备。严格控制高耗能产业、产品发展，禁止投资建设属于国家和省淘汰类目录的项目。

（十）开发与利用可再生能源。加快建设万千瓦级风力发电站，支持开发生产具有自主知识产权的风力发电设备。开发和利用小水电。鼓励发展城市垃圾焚烧发电或热力利用。加快地热（水冷）资源的开发与利用。推广应用醇类燃料、沼气和秸秆气化发电等生物质能技术。

加快推广应用太阳能。在满足建筑和使用要求的情况下，城镇新建建筑要实现太阳能与建筑的一体化设计；鼓励和引导既有建筑实施太阳能利用改造。生产和经营领域要积极利用太阳能热水工程，取代生产和生活供热小锅炉，并逐步扩大使用范围。鼓励、支持农村广泛使用太阳能。

四、强化节能降耗的措施

（一）建立健全节能的法规和标准体系。加快《**省实施〈中华人民共和国节约能源法〉办法》修订的有关工作，抓紧研究和制订与节能有关的循环经济、建筑节能、清洁生产等法规草案和规章。制定并严格执行主要耗能行业产品生产（产值）能耗标准、能源节约标准、建筑节能材料标准、节能建筑评估条件和评定标准以及相关规范等，初步建立覆盖各领域的节能标准框架体系。

（二）加强项目和企业节能降耗管理。符合国家和省产业政策、年耗能超过3000吨标准煤或年用电量超过300万千瓦时新建项目建议书、可行性研究报告或初步设计必须包括符合节能要求的内容（节能篇），其中属于核准和备案的项目，必须提交节能篇报告。

加强对建筑节能建设项目全过程监管以及对年耗能5000吨标准煤以上重点用能单位的用能监管和服务。加大用能执法和管理力度，严格执行耗能产品生产、用能产品能耗强制性标准，依法、依规严肃查处各种违法用能行为。属于国家和省限制类和淘汰类的已建项目，要限期整改和淘汰，到期不改的，由当地县级以上人民政府根据有关法律法规责令其停产或关闭。企业主要产品生产能耗超标准限额的，必须限期整改；在规定期限内整改达不到要求的，责令其停产。销售国家和省明令淘汰的用能产品的，根据有关法律法规由有关部门没收销售用能产品的非法所得；使用国家明令淘汰的用能设备的，依法责令其停用。

（三）加快节能降耗的机制建设。建立健全能耗指标和能源利用状况公告制度。定期公布各市万元GDP能耗和万元GDP能耗降低率，万元GDP电力消费量和规模以上工业企业万元工业增加值能耗等四项指标。及时产业用能、节能技术及相关信息。加强电力需求侧管理，推广削峰填谷蓄冷（热）技术，提高终端用电效率，优化用电方式，合理和节约用电。推动节能产品认证，研究实施绿色证书制度。严格执行国家能效标识管理办法，对于不符合能效标识管理要求的要严肃查处，产品不准进入市场。推行合同能源管理，加强各类能源利用服务机构建设。各行业协会、相关中介组织以及节能服务机构要积极开展节能降耗咨询、服务工作，参与行业能耗标准的制定，配合政府做好节能降耗工作。

（四）加强节能降耗技术开发、应用。重大节能技术项目列入省科技计划和先进制造业基地产业化项目计划，组织对共性、关键节能技术攻关，大力推广先进适用的节能新技术、新工艺、新设备和新材料，加快产业化进程。以企业为主体，充分发挥高校和科研院所的优势，加强产学研合作，开发应用先进节能技术，加快科技成果转化。积极引进和消化吸收国外先进节能技术与管理模式。抓好一批节能型和清洁型示范企业（项目），树立节能降耗典型，提高能源综合利用效率。

（五）采取积极的节能降耗激励政策。运用财税、金融和价格等经济手段，引导、鼓励生产者和消费者节约用能。省财政要加大对节能降耗工作的支持力度，主要支持节能重点项目、关键技术的推广和产业化、淘汰高耗能落后生产能力、制定能耗标准、建立能源公报制度以及节能宣传培训等。各市、县（市、区）也要根据财力情况安排相应的节能专项资金。建立和完善峰谷、丰枯电价制度，对已建立能源消耗技术规范的行业，要研究探索超耗加价政策。对于高耗能行业项目（企业），严格执行差别电价政策。落实国家可再生能源发电和费用分摊有关办法，推动清洁能源和可再生能源的利用和发展。金融部门要积极支持节能降耗项目的实施，加大对节能降耗项目的融资服务。鼓励担保机构对节能降耗项目进行投资担保。

（六）充分发挥企业节能降耗的主体作用。各类企业要认真贯彻和执行国家和省的节能法律、法规、政策和标准，重视本企业节能降耗工作，在技术节能、结构节能和管理节能上狠下功夫，努力做到“增产不增能、扩建不扩能、增能靠节能”。年耗能5000吨标准煤以上的重点用能单位应加强能源利用管理，编制节能规划，完善用能用电管理制度、工作责任制度和能源利用状况分析制度，建立健全能源管理体系，加强能源计量基础管理。重点用能单位要与当地节能行政主管部门签订节能协议，承诺节能目标（指标），并将本企业节能目标层层分解，逐级落实和考核；依法向各级政府统计部门和节能行政主管部门如实上报本企业年度能源利用状况；每年安排一定数额的资金用于节能技术创新、技术改造以及宣传培训等。

五、加强节能降耗工作组织领导与协调

（一）加强组织领导。各地、各有关部门要从实践“三个代表”重要思想、落实科学发展观的高度，充分认识节能降耗工作的重要性，增强工作的紧迫感和责任感。针对当前节能降耗工作的重点领域和存在的主要问题，加强领导，明确目标，制定措施，抓好落实。为加强节能降耗工作，省政府决定建立省节能降耗办公会议制度，省节能降耗的具体日常工作由省经贸委牵头负责。各地也应建立相应的工作制度或组织领导机构，强化本地区节能降耗工作。

（二）落实目标责任。全省“十一五”节能降耗目标任务按年度分解到各市和省级有关部门。各市、县（市、区）政府全面负责本地区的节能降耗工作，主要领导负总责，分管领导具体负责，要按照省政府下达的目标任务，抓紧制定分解方案，明确任务，落实责任。省级有关部门根据各自职责抓好工作落实，并指导各市、县（市、区）抓好节能降耗工作。节能降耗目标任务纳入各级政府和各有关部门的目标责任制，实行严格考核。

（三）加强能源利用统计与监测（监察）体系建设。各级政府要高度重视本地区的能源利用统计工作，逐步建立健全完整科学的能源利用统计制度，加强能源统计队伍建设和基础培训，尤其要加强对重点用能行业和企业的能源利用状况统计和分析，执行严格的能源利用数据评估和使用制度。各市要建立和健全能源利用监测（监察）机构，依法开展节能执法和监测（监察）。能源消耗大的县（市）可根据实际需要成立相应的机构。要配备必要的能源利用统计和监测（监察）人员，保障工作经费。

（四）广泛开展节能降耗宣传和教育。有关部门和企事业单位要组织开展经常性的节能技术和工作交流，组织节能管理和技术人员的培训，结合“八荣八耻”教育活动，采取群众喜闻乐见的形式，广泛开展节能降耗宣传和教育，并组织好每年的节能宣传周活动。要将节能降耗纳入各级教育和技术培训体系。新闻媒体要大力宣传节能降耗相关法律法规和政策，宣传节能降耗先进典型和经验，曝光严重浪费能源的行为和现象，让节能光荣、浪费可耻的意识深入人心。