热电厂节能降耗建议
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热电厂节能降耗建议范文第1篇
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）03（a）-0123-04
随着电气化和自动化程度的不断提高，对电动机的整体运行要求也越来越严格，尤其是在对电动机各种性能的选择上更是精细，它可以根据现场实际要求来选择不同种类、不同规格、不同型号的电动机来满足要求。而在众多的电动机产品当中，三相异步电动机有着广泛的应用空间，它将作为电动机的代表有着越来越重要的地位。笔者认为，异步电机的节能降耗主要涉及合理选择运行工况和如何进行节能降耗等应用问题，本文从七个方面来分析一下目前企业在电机节能方面所面临的一些问题，并从中摸索如何指导我厂热电项目经济运行的思路。
1 采用高效电动机
1.1 必要性
国家发展和改革委员会在2006年至2020年的《节能中长期专项规划》中将电机系统节能工程列为十大节能重点工程之一。规划指出，目前我国各类电动机总容量 4.2亿千瓦，用电量约占全国用电量的60%、“十一五”期间要重点推广高效节能电动机等产品，使运行效率提高2个百分点，年节电200亿kWh。因此，开发我国的高效电动机是提高能源利用率的重要措施，符合我国经济发展的需要。大多数的发达国家包括美国、英国、德国、日本等，正在强有力地推动高效电动机的应用，正如他们所确信的那样，这样做能够节约能源、保护环境。在其他一些国家里，如加拿大、墨西哥、巴西、澳大利亚、新西兰、印度等，也已经开始推广高效电动机。
1.2 高效电机的特点及现状
根据相关研究部门统计数据可知，高效电动机较普通电机平均损耗减少30%，转矩平均高30%，体积平均缩小15%，重量平均减轻12%，高效电动机效率曲线较平坦，负载率大于40%以上时，效率变化很小。按照美国“全国电气设备制造商协会标准”（NEMA标准）规定，高效电动机要比标准电动机效率提高2%～6%，损耗下降20%～30%。美国通过1997年10月颁布的EPAct能源法案开始使“NEMA标准”作为最低能效标准。此外，美国还出现了超高效电动机NEMA Premium，效率高于“NEMA标准”电动机0.8～4%。“欧洲电动机和电力电子制造协会—— 欧盟能源组织协议”对每一个规格的电动机规定了高低两档效率指标。产品的效率值低于低指标的称为eff3电动机，介于低指标和高指标之间的称为eff2电动机（较高效率电机），高于高指标的称为eff1电动机（高效率电动机）。中国国家标准电动机的效率规定了三个指标，即：等级1、2、3。等级3为能效限定值，相当于欧洲eff2标准，等级2为节能评价值，相当于欧洲eff1标准。等级1是在等级2的基础上电动机损耗降低15%左右，效率最高。凡是达到节能价值的电动机可称为高效电动机。
1.3 国产高效电机的选用
高效电动机YX、Y2-E两个系列与普通Y系列电动机相比，虽然制造的耗铜量、耗铝量、铁心的硅钢片消耗量增多，费用有所增加，但效率高出0.58%～1.7%。YX系列电动机是Y系列电动机的派生产品，其总损耗平均较Y系列下降20%～30%，效率提高约3%。该系列电动机起动转矩大、噪声小、振动小、温升低、寿命长，但价格比Y系列电动机约高30%。对年运行时间大于3000 h、负载率大于50%的情况，应选用YX系列高效电动机。高压异步电动机按照国家标准GB12497-1990《三相异步电动机经济运行》的要求，单台容量200 kW以下的选用低压电动机；容量200～355 kW之间的应进行技术经济分析后选用高压电动机或低压电动机；容量大于355kW的选用高压电动机。
2 合理选择电动机功率和电压等级
（1）避免长时间空载运行，空载运行时，基波功率因数只有0.2～0.3，但吸取的无功功率约为满载的65%左右。
（2）平均负载率β应大于50%，70%≤β≤100%为最佳负载率。
（3）合理地选择电动机的电压等级：供电线路短：电网容量允许，负载小于300 kW的一般选用低压电动机；供电线路长，电网容量有限，负载大于500 kW的一般选用高压电动机。
（4）电压变化对异步电机性能的影响根据现场运行经验可总结如下（见表1）。
三相感应电机运行经济性取决于输出功率与运行电压的合理配合。输出功率越小，经济运行电压越低。对于轻载运行的电机，适当降低运行电压可提高电机效率和改善功率因数。
（5）当电动机负载率经常在40%以下，应选择定子绕组接线Δ/Y的自动切换。以100kW异步电动机为例，设每天有10 h负载率在40%以下，设负载率低于40%时平均负载率为30%，电动机绕组为Δ接法，电动机平均效率为85%左右，功率因数为0.65左右。若在负载率低于40%时，将电动机绕组切换为Y接法，则平均负载率提高到90%，电动机平均效率提高到93%左右，功率因数提高到0.85左右。由于电动机效率的提高，每天节电100×0.3×（0.93-0.85）×10=24 kWh。
3 电动机调速节电
三相异步电动机机构简单，成本低，运行维护方便，因此它使用广泛，遍及各行各业的各个角落，在生产、生活过程中发挥着极其重要的作用。因此，选用经济、合理、高可靠性、高效的调速手段就能实现电动机正常运转。三相异步电动机可采用多种方式来实现调速。根据电机调速经典公式可知，调速方式大致可通过改变磁场极对数p，转差率S，电源频率f 都可以改变电动机的转速n。因此，其调速方法有变极调速，变转差率调速及变频调速三种。
3.1 变极调速
变极调速是改变定子旋转磁场的极对数来实现调速，变极调速电动机其定子通常装有1～2套三相交流绕组，可获得2～4种成倍数的转速，只能有级调速，而且等级有限。因此，三相异步电动机本省调速性能差。但具有接线简单、控制方便、价格低；可以与调压调速、电磁转差离合器配合使用，获得较高效率的平滑调速特性。该方法适用于不需要无级调速的生产机械，如金属切削机床、升降机等。
3.2 变频调速方法
变频调速是通过改变定子电源频率来实现调速。变频器实质上是一种频率可调的交流电源装置，在工业领域中得到了广泛的应用。在水泥生产中，三相异步电动机变频调速逐步替代了直流电动机调速方式。目前国内大都使用交-直-交变频器，主要具有调速平滑，启动电流小，运行平稳；效率高，调速过程中没有附加损耗；应用范围广，可用于笼型异步电动机；调速范围大，特性硬，精度高；技术复杂，造价高，维护检修困难等特点。对于流量变化的离心式风机和泵类负载均具有转矩与转速的平方成正比、功率与转速的立方成正比的机械特性。当流量变化时，调节电动机的转速可使轴上功率大大减小，从而获得显著的节电效益。
当风量与转速下降到额定值的80%时，风机功率降低到额定功率的51%；当风量和转速下降到额定值的60%时，风机功率则降低到额定值的21%。对于变频器电压选择的问题，500 V以下小于300 kW的一般可选用低压变频器，3 kV以上大于500 kW一般选用高压变频器，300 kW～500 kW的，高、低压变频器都可以使用，低压电网短路容量大的可选低压变频，低压短路容量小的可选高压变频器。另外，变频器持续低于25 Hz运行时会导致冷却风扇风量不足，1/2转速运行，输出转矩降10%，1/3转速运行，输出转矩降20%；电磁噪声和高次谐波含量增大等不利影响。对于工作频率大于50 Hz；工作频率小于10 Hz，长期工作，负载较大；调速比大于10，且变化频繁；调速比较大，转动惯量大，工作周期短，正反交替要求实现能量回馈制动的工作方式建议使用变频调速电动机。
3.3 变转差率调速
（1）绕线式异步电动机串电阻调速。
在绕线式电动机转子回路中通过滑环串接一只可变电阻器，增加转子电阻式转子电流减小，电动机的转矩也随之下降，同时也产生反转矩，当反转矩等于转矩时，电动机便以某一转速稳定运行，在串接不同的电阻，改变了转差率来达到调速的母的。绕线式转子串联电阻就是降低激磁电流，转速下降，只能降速，不能提速。此方法设备简单，控制方便，但转差功率以发热的形式消耗在电阻上。属有级调速，机械特性较软。
（2）变定子电压调速。
当异步电动机定子与转子回路的参数为恒定时，在一定的转差率下，电动机的电磁转矩与加在其定子绕组上电压的平方（即输入电压）成正比，因此，改变电动机的定子电压就可改变其机械特性的函数关系，从而改变电动机在一定输出转矩下的转速。由于电动机的转矩与电压平方成正比，因此最大转矩下降很多，其调速范围较小，使一般笼型电动机难以应用。为了扩大调速范围，调压调速应采用转子电阻值大的笼型电动机，如专供调压调速用的力矩电动机，或者在绕线式电动机上串联频敏电阻。目前常用的调压方式有串联饱和电抗器、自耦变压器以及晶闸管调压等几种。晶闸管调压方式为最佳。调压调速的特点是线路简单，易实现自动控制；调压过程中转差功率以发热形式消耗在转子电阻中，效率较低，一般适用于100 kW以下的生产机械。
（3）串级调速。
串级调速作为异步电动机十分经典的调速方法之一，长期以来人们进行了大量研究与实践。近年，随着电力电子技术和计算机控制技术的应用，串级调速技术产生飞跃的发展，在高压大中型电动机节能调速应用方面以其控制电压低、控制功率小，系统简单，运行可靠，节电率高而展现出光明的应用前景。传统串级调速是将电机的转子回路通过串级调速控制装置及逆变变压器与电网连接。为了便于在转子回路中串入合适的附加电势，往往将转子交流整流成直流，在直流回路中串入可变直流电势来实现。装置将转子三相交流整流成直流并平波后，由有源逆变器提供串入的直流反电势同时将转子转差功率再逆变为工频交流，通过逆变变压器回馈至电网吸收。由于传统串级调速是通过调整逆变器的逆变角（移相触发）来实现对等效反电势的调节的。这种移相触发的方法存在着功率因数低及可靠性差的缺点。现代串级调速则把逆变角固定下来并设在最小值，产生一恒定的附加直流反电势，等效电势大小的调节由斩波器来完成。通过调节斩波器导通时间与斩波周期的比率（即占空比或PWM调制脉宽），来改变串入转子回路的等效电势的大小，从而改变转子电流和转差率，达到调节电机转速的目的。现代串级调速技术具有调速范围宽，无级，平滑；具有良好的硬机械特性；电机转子侧施加控制，控制电压低，变流装置控制容量小，总控制容量仅为电机额定容量的14.815%；自身功耗小，谐波分量小，系统简单等突出的优点。
（4）电磁转差离合器调速。
电磁调速电动机由笼型电动机、电磁转差离合器和直流励磁电源（控制器）三部分组成。直流励磁电源功率较小，通常由单相半波或全波晶闸管整流器组成，改变晶闸管的导通角，可以改变励磁电流的大小。运行时，电磁调速电机部分是全速运行的，输出轴部分是通过电磁调速器调节改变可控硅的导通角，使输出直流电压的高低被改变，即控制了滑差离合器（与输出轴相连）的激磁电流，滑差离合器的转速随着激磁电流（耦合）的改变而改变。电磁调速电动机的调速特点主要为装置结构及控制线路简单、运行可靠、维修方便；调速平滑、无级调速，对电网无谐影响等特点，本方法适用于中、小功率，要求平滑动、短时低速运行的生产机械。
（5）液力耦合器调速。
液力耦合器是一种利用液体介质传递转速得机械设备，通过连续改变液体的压力来进行调速。压力越大，输出转速越高。这是高压电机领域中最传统的调速方式，但这种方式能耗大，效率低。原因是存在严重的耦合损失和转差损失。耦合损失是由于液压油内摩擦造成的，转差损失是由于调速时输出轴和输入轴存在转差造成的。这种损失随转差的增加而上升，即效率η=1-S，其中S为转差率，这两部分都转为热量消失。另外，受执行机构和液压机构限制，调速精度差，同时还存在严重的非线性，只在15%-85%之间调节线性区，但存在在增速与减速间逆差间隙，造成自动系统很难投入运行。并且需要一整套油系统，维护工作量大。对于风机泵类负载，由于负载转矩按转速平方率变化，原传动输入功率则转速的平方率降低，损耗功率相对小一些，但输出功率是按转速得立方率减小，调速效率仍然很低。液力耦合器的调速平均效率在50%左右。
4 降低电动机的基波与谐波损耗
式中：为电动机总耗损；
为基波电压；谐波电压；
为基波电流；谐波电流；
为空载损耗系数，；
为等效电动机铜损电阻，
由上式可看出：就地无功补偿，降低无功电流，可以降低电动机的基波损耗；减少谐波电压和负载谐波电流，选取高效电机，可降低电动机的谐波损耗。
5 减小三相电压不平衡度
电动机的负序阻抗为正序阻抗的1.8～3.5倍，若电网三相电压不平衡度εU=2%，则负序电流εI=3.6%～7%。负序电流产生使电动机发热，降低电动机的输出功率。按照GB/T三相电压不平衡的要求，供电电压的三相不平衡度应不大于1.3%。
6 降低电动机运行温度
铜绕组
铝绕组
式中：
7 电动机无功补偿技术
电机功率因数降低原因可能由如下原因造成。
①电机安装问题。
气隙调整不均，空载电流增大，功率因数降低。
中心定位不准，电机窜动引起磁场变化，使空载电流增大，功率因数降低。
②电压质量问题。
电压过高，铁芯饱和，空载电流增大，功率因数降低。
电压过低，对于恒负载电机，转差率上升，功率因数降低。
③电机轻载运行。
空载时，功率因数0.2～0.3。
额定负载时，功率因数0.7～0.9。
轻载运行时，功率因数0.3～0.7。
④电机启动。
电机启动电流是额定电流的3～8倍，功率因数为0.15～0.30。
电机功率因数低的危害主要表现在增加变压器和线路损耗，使线路末端电压降低，影响供电质量。当无功波动较大时，无功补偿装置则由若干支路滤波器组成，并根据无功大小自动控制各支路滤波器的投切。无功波动越大，滤波支路越多，在满足无功波动时不过补和功率因数达到要求的前提下，滤波支路越少越好，自动投切频度越低越好。（见图1）
8 结论
积极发展热电联产是节约能源、改善环境质量的有效措施，由于热电厂热效率均能超过常规火电厂的热效率一倍以上，那么热电厂的经济运行主要表现在有效节能上，节能思想应贯穿在热电厂的规划、设计、运行、管理等各方面，那么对于电机节能降耗的考虑在我厂热电项目中也得到了很好的应用。首先，项目设计综合厂用电率为18.20%，供热厂用电率为7.82 kWh/GJ，发电厂用电率为3.77%。电气主接线为扩大单元接线，两台25 MW发电机组并列接至63 MVA主变，通过110 kV向外送电。厂用电系统采用10 kV中性点非有效接地方式，两台机组各自带一段10 kV厂用电，中间通过联络开关进行两段母线的联络。项目200 kW以上的主要工艺电机都采用10 kV电源，并按照实际工艺负荷要求分配在两端厂用电母线上，尽可能地提高了电机的负荷率。同时在电机选择和调速方式的问题上，给水泵电机（1600 kW）采用了湘潭电机YX系列高效电机，采用了液力耦合器调速，主要考虑启动性能的问题；送风机（315 kW）调速范围较广，采用了高压变频调速方式，并配套采用了湘潭电机高效变频电机；引风机（630 kW）调速范围较窄，采用了内馈式斩波串级调速方式，并配套采用了湘潭电机高效内馈电机等，基本做到了按需规划电机的运行工况及调速方式，并尽可能考虑以后运行维护的方便。由于发电机本身也是一个无功电源，所以在无功补偿方面基本可以满足要求。尽管我们提前做了一些工作，但是真正做到电机的节能降耗还在于以后加强生产管理，严格能源管理来实现降低厂用电率的要求。虽然热电厂的经济运行不仅仅表现在异步电机的节能降耗上，还可以从改善燃煤质量，降低制粉系统单耗，提锅炉燃烧效率，提高汽轮机效率，改善蒸汽质量和增加热用户等方面去实现，但至少它是一条重要的实现途径也是我们应该重视的一项工作，对于提高企业的经济效益也有很大的作用。
参考文献
[1] 王兆安.谐波抑制和无功功率补偿[M].北京：机械工业出版社，1998.
热电厂节能降耗建议范文第2篇
关键词：机组；电动；给水泵；变频改造
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.06.272
1 概况
国电电力邯郸热电厂13号机组均为200MW汽轮发电机组。每台机组均配有两台100%容量的电动给水泵组，给水泵通过液力偶合器驱动和调速，正常运行方式是一运一备，两台泵定期轮换运行。给水泵年平均耗电量占发电量的2.31%，占发电厂用电率的30%。
2 给水泵变频节能升级改造方案
2.1 方案简介
液力偶会器驱动调速的电动给水泵是不能直接进行变频改造的。要想进行变频改造，首先必须解决液力偶会器的改造问题。通过多种方案的对比分析认为前置泵由给水泵电动机同轴驱动变速运行是安全可靠、经济合理的。故推荐前置泵由给水泵电动机同轴驱动，工频运行时定速运行，变频调速运行时，变速运行方案。
本工程采用变频一拖二方案，变频一拖二方案的电气一次接线如下图，虚线框内设备，为实现变频一拖二方案增加的设备。
2.2 方案详述
这一方案的运行方式是灵活的，每台泵都可以变频运行，每台泵都可以工频运行，正常运行方式为一台泵变频运行，另一台泵工频备用，变频运行泵故障跳闸时，连锁启动工频备用泵。如图1所示。
（1）QS1、QS2是单刀单掷隔离刀闸；QS3、QS4是单刀双掷隔离刀闸。
（2）QS1与QS2互锁，即QS1合闸后，QS2不能合闸，QS2合闸后，QS1不能合闸；QS3与QS4互锁，即QS3合至变频位置后，QS4不能合至变频位置，QS4合至变频位置后，QS3不能合至变频位置；QS1与QS3联锁，即QS1合闸后后，QS3才能合至变频位置；QS2与QS4联锁，即QS2合闸后后，QS4才能合至变频位置。
2.3 操作顺序
以#1给水泵电机为例：（1）电机变频运行操作过程：先确定QF1为断开状态后，将隔离刀闸QS1合上，再将隔离刀闸QS3投入到变频位置.变频器充电完成后自动合QF1，变频器带电机变频运行；（2）变频切换工频操作过程：先停止变频器，变频器自动断开QF1，再将隔离刀闸QS3投至工频位置，再断隔离刀闸QS1，然后合QF1，电机工频运行；（3）工频切换变频操作过程：先断QF1，再合隔离刀闸QS1，再将隔离刀闸QS3投至变频位置，变频器充电完成后自动合QF1，变频器带电机变频运行；（4）检修变频器时，断开QF1，QF2并摇出手车开关至实验位置，再把QS3，QS4置于工频位置，断开QS1，QS2。
2.4 两台泵间的变频切换
通过切换两台泵都可以变频运行，两台泵也都可以工频运行；可以在给水泵停止状态下切换，也可以在给水泵运行状态下切换，采用哪种切换方式由运行使用单位自行决定。
2.5 DCS调控方案
变频器通过硬接线方式，将隔离刀闸QS1、QS2、QS3、QS4、的常开辅助触点以及工、变频运行、变频就绪、运行频率、输出电流等信号送到DCS系统，可以在DCS操作画面上组态一次原理图，实时显示各隔离刀闸的状态以及变频器运行的状态，实时显示#1、#2泵的变频运行或工频运行状态。
1、2号给水泵启动控制逻辑，给水泵自动调节逻辑，多功能主油泵的起停、多功能液力偶合器工变频运行方式的切换、每台给水泵的工频启停、变频启停、变频调速泵运行与液力偶合器调速泵运行的给水自动控制与切换均由DCS组态实现。
2.6 变频器的选配
根据给水泵轴功率，给水泵电动机的参数，结合国电电力邯郸热电厂现场给水泵实际运行情况，鉴于给水泵运行是否可靠运行直接决定发电机机组运行安全，建议采用原装进口高压变频器。其主要技术参数如下表：
2.7 变频器的通风与散热
建议高压变频器采用水冷散热方式：（1）高压变频器水冷却技术已成熟运行于高压变频系统；（2）降温效果好，降低设备的运营成本，设备使用寿命长、故障率低、性能可靠；（3）适用于现场比较脏，灰尘比较大的环境；（4）通风、换气、防尘、降温集于一体。
3 节能评估
3.1 节能计算
国电电力邯郸热电厂13号机组2012年1至12月，液力偶合器调速电动给水泵耗电量平均占发电量的2.31%；年平均负荷率为74.3%，给水泵组变频节能升级改造后，节电率按20%计，年可节电568（2842×20%=568）万千瓦时，可降低发电厂用电率近零点五个百分点。年节电568万千瓦时，就等于增加上网电量568万千瓦时，可增加产值2444120元/年（上网电价为0.43元/千瓦时），可折合成标准煤1904吨/年（供电煤耗334.96克/千瓦时），降低供电煤耗1.7克/千瓦时。
3.2 投资回收期
热电厂节能降耗建议范文第3篇
关键词：集中供热状况；抽汽供热；对比；优势；结论
前言
我国分散供热锅炉数量大、容量小、机械化程度差和效率低。据有关部门统计，我国的热能利用率只有28～30 %，如果每年热能利用率提高1 %，就相当于节约能源3 %，等于增产1000多万吨标准煤。可是目前的中小锅炉热效率普遍比电站锅炉低得多，燃料消耗高得多，因此，合理使用供热燃料，大力发展企业集中供热或小区联片供热，对提高我国的燃料利用率，发展我国的热化事业有重大作用。
蒲白矿务局矸石电厂是装机为2×6MW+1×12MW的坑口电厂，周围有丰富的煤炭资源，其中废弃物煤矸石堆积如山无法处理，为了环保要求于1993年12月建成发电，锅炉为两台75吨和一台45吨循环硫化炉，煤矸石为唯一燃烧煤种，锅炉效率为80～84%。1#、2#机组为N6-35-1型、3#机组为C12-3.43-1型南京汽轮发电机组。
本文以蒲白矿务局供热工程为例，通过节能效果、经济比较的论证，认为将分散供热的工业小锅炉改为集中供热的电厂锅炉是企业节能降耗的有效途径。
一、供暖运行概况
在2010年以前，蒲白矿务局在冬季采暖主要依靠局内各单位的小锅炉供热，局内各单位均有自己的小锅炉，以备在冬季供热使用，供热时既不经济又污染环境，同时这些小锅炉热效率都很低，大约40-50 %左右，机械未完全燃烧损失较大，排烟损失更高，热能利用率极低且必须使用优质煤。由于企业经营困难，小区严重的煤量供应不足，经常影响居民生活采暖的需求，目前不仅优质煤供应存在着较大困难，而且能源使用更不合理，且锅炉使用年限参差不齐，都亟待升级改造的。
蒲白矿务局有小锅炉24台，容量达到90吨/小时， 小锅炉供热总面积35.79万m2，每年的运行总费用为872.77万元。根据小锅炉供热运行成本24.385万元/ 万m2计算，若供热面积增加到为65万m2，要增加20台小锅炉，且每年新增运行费用710.87万元，运行总费用为1585.08万元。考虑到近几年人工工资的增加和煤炭价格的上涨等因素，对比目前维持小锅炉运行的费用每年将达到2647.08万元。
三、锅炉集中供热情况
2010年根据蒲白矿务局集中供热的实际需要，于当年11月建成集中供热系统及管网，采用电厂75吨循环流化床正式向蒲白矿务局各生活小区集中供热，现在供热面积增至约72万平方米。其工作流程：通过电厂锅炉生产出的新蒸汽经减压减温器后加热供热首站换热器里的软化水，然后供到七个二级换热站进行热交换，七个二级换热站供热满足矿区各小区及办公楼的用热需求。电厂的锅炉压力3.82Mpa，蒸汽温度450℃，经过减温减压后降至0.3至0.5 Mpa，温度90至120℃供供热首站用汽，平均每小时36.6吨蒸汽，其换热后凝结水全部回收至除氧器，各二级站采用水水换热方式将热量传至每家每户。经统计工程总费用达6300万元，全部运行费用每年约1480.45万元。相比小锅炉，降低了运行费用，取消局内新增20台小型生活锅炉计划，充分利用电厂的大锅炉集中供热，同时对24台小锅炉进行了报废处理，提高社会整体效益和环保形象，改善矿务局职工良好的工作、生活环境。
四、汽机抽汽供热情况
经过一个供热期的运行，对比发现其新蒸汽没有充分得到利用，于是考虑能否将凝汽式机组改为抽汽机组，利用抽汽机组供热。很多职工对此都提出了合理化建议。
为了解决这个问题，在保证供热用汽需求的前提下，又不影响电厂的发供电量，为此，2011年电厂利用技术改造专项资金对1#、2#、3#纯凝汽轮机进行抽汽技术改造；利用初级做功后的一段压力抽汽作为供热汽源，减少由循环水带走的乏汽凝结所释放的大量热量，以提高热电厂发电、供热的整体效益。
纯凝汽机组抽汽供暖改造实施方案：电厂汽轮机属于中压冷凝汽轮机。在第一压力级后的下汽缸两侧各开一个抽汽口，在抽汽口下部做一个抽汽专用集箱，集箱出口管子上安装一个自动关闭抽汽阀，由抽汽阀联动装置控制。该控制装置用的油是来自自动主汽门的保安用油，当联动装置动作、控制油压力消失时抽汽阀关闭。另外，该联动装置的动作是由电信号控制的，该电信号由主汽门的限位开关发出，与主汽门联动，也可人为发出关闭抽汽阀信号关闭抽汽阀。抽汽管道上安装安全阀和手动阀确保运行安全可靠。纯凝汽机组抽汽供暖改造后使用效果：该项目于2011年11月实施完毕，经过调整试验，改造后的汽轮机各项技术指标均满足或接近技术改造的要求，而且运行时抽汽的投入、退出操作简单，运行可靠，机组稳定好。投入抽汽时：1#和2#机组抽出压力为0.4MPa的蒸汽12T/H，能带负荷5MW；3#机组抽出压力0.4MPa的蒸汽24T/H，能带负荷11MW。经过整个采暖期的运行，证明此项技术改造项目达到了预期的效果。
进行抽汽改造后使汽轮机真空上升4KPa左右，而汽轮机运行真空每上升1KPa，可使汽轮机汽耗量减少1.5-2.5%左右。 在不考虑抽汽改造使汽轮机运行真空提高所带来汽耗降低效益和厂用电量（循环水量减少）的下降所带来效益的情况下，考虑到电厂发电、供热的实际情况，以及汽轮机抽汽所需的必备条件，按一年120天供暖期，每小时36T/H抽汽量计算：36T/H乏汽在凝汽器内由循环水冷却成凝结水，循环水所带走的热量被充分利用所带来的收益，进行下列计算。
因为： Pamd（环境）=0.093Mpa Pu（真空）=0.086Mpa
则：P（绝对）=0.007Mpa
查表得： h水=163.38KJ/Kg h汽=2572.2KJ/Kg
则循环水冷却1公斤乏汽所带走的热量为：
2572.2KJ -163.38KJ=2408.8KJ
煤矸石的发热量以12000KJ/Kg，锅炉效率84%计算，则一年可节约：
2408.8×24×120×36÷12000×0.84=17482（吨）
每吨煤矸石按当地价格200元计算，则一年可节约支出购煤款：
17482×200=3496400（元）
实际每年全部运行费用1223.06万元，和新蒸汽供热相比每年减少费用为257.39万元。综合比较汽轮机抽汽改造的优点如下：
1、汽轮机抽汽改造实现了能量的梯级利用，达到了节能减排的目的，改善了环境，是热电联产的集中体现。
2、利用发电后一段抽汽的余汽供热，能减少凝汽器对热量的损耗，同时又能供热，减少新蒸汽用量，热效率高，经济效益明显。
3、汽轮机改为抽汽式供热机组，减少了冷水塔造成的蒸发热量损失，减少了水资源的消耗，节水效益明显。
4、汽轮机抽汽改造的技术成熟，投资少，改造风险小，可以实现凝汽式机组与抽汽式机组之间的转换，冬季集中供热采暖时机组按抽汽式发电运行，不采暖时机组仍按凝汽式发电运行，运行方式灵活可靠，效益可观。
在国家大力提倡节能减排环保生产的今天，抽汽具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。是城市改善大气环境质量的有效手段之一，是提高人民生活质量的公益性基础设施。对于老式凝汽式汽轮机组改造为热电联供机组已是大势所趋，也是老式凝汽式电厂求得的有效途径。纯凝汽式电厂根据实际情况，因地制宜进行改造，以提高经济效益。
五、各种供热比较
蒲白矿务局是冬季供暖热负荷较为集中且稳定的企业，适宜采用机组抽汽的供热方式，小锅炉分散供热只能作为距离远的生活小区进行单独供热，锅炉集中供热作为备用的方式使用。以下对三种供热方式列表比较。
六、结论
采用新蒸汽或抽汽系统集中供热，社会效果、经济效益非常突出。
1、锅炉燃烧效率高。矸石电厂供热锅炉是循环流化床锅炉，这种锅炉比分散供热锅炉燃烧效率高，且燃用劣质煤。局内热水锅炉效率低下，且只在冬季使用。电厂采用冬季集中供热时，非供热时，可将供热锅炉加入发电备用锅炉，提高锅炉使用效率。
2、完全可以到达环保要求。矸石电厂供热锅炉在燃烧过程中采用低温循环燃烧技术、低氮燃烧技术和石灰石添加方式能有效控制有害气体NOX和SO2的产生和排放（进一步改脱硫塔），后部采用静电除尘器（进一步改为布袋式除尘器），除尘效率达到98%，减少烟尘排放。
3、便于集中管理。电厂集中供热便于管理，而且安全、可靠，调节方便，维修方便。
4、节约运行费用。按原方式供热每年运行费用为2647.08万元，新蒸汽集中供热每年运行费用为1480.45万元，抽汽系统集中供热每年运行费用为1223.06万元，明显节约了资金。
5、集中供热，时机恰当，新蒸汽方式改为抽汽系统，彰显技术改革进步。
热电厂节能降耗建议范文第4篇
【关键词】热电;清洁生产;问题;对策
苏州市是全国推进热电联产较早的地区之一。国家发改委2004年下发的《节能中长期专项规划》明确指出:热电联产与热、电分产相比热效率提高30%。集中供热比分散小锅炉供热效率提高50%。“热电联产”由于比热、电分产在能源利用效率上更节能，采取集中供热比分散供热在热量生产环节上更节能，“热电联产”逐步取代传统的大批高污染、高能耗、低效率的企事业单位燃煤、燃油小锅炉，对减少苏州城市和工业区环境污染起到了不可估量的重要作用。“热电联产”这种被广泛采用的环保节能的能源利用办法，形成了一类专门的供热行业，并作为地区电网的补充和支撑电源。截止2008年苏州市拥有热电联产企业66家，其总装机容量约为1983MW，设计供汽能力约为9301吨/小时。
1 苏州热电企业清洁生产水平整体概况
近几年苏州热电企业在清洁生产上做了很多具体工作，经过调查总结出以下三方面典型做法:①在循环流程改进上挖掘潜力。②在安装变频装置上挖掘潜力。在调研中发现，无论是大型发电企业，还是中小型发电企业，均在安装变频装置，都认为是节省厂用电的一项有效措施。③在小改小革上挖掘潜力。在工业企业中，经常性的小改小革是挖掘生产潜力的一项有效手段，在热电企业的节能工作上同样是如此。在调研中，几乎所有企业为清洁生产都在这样做，并且均有成绩。
通过对苏州66家热电企业的生产工艺、生产设备、能源资源及废弃物的综合利用状况、污染物的处置、企业的管理水平等几个方面的调研，综合考虑热电企业中供电煤耗、年平均热电比、是否采用循环流化床脱硫技术、是否采用背压机改造、是否采用低氮氧化物燃烧方式、粉煤灰及脱硫石膏是否完全得到利用、泵与风机是否进行变速改造、是否具有完善的运行监测装置等主要指标，现将调研结果汇总如下:
1.1 供电煤耗水平:苏州热电企业中绝大多数企业的单位供电煤耗在300g/kwh~500g/kwh之间，同时，低于380g/kwh的企业数量约占苏州热电企业总数量的50%，根据《火电行业清洁生产评价指标体系(试行)》的要求，单位供电煤耗应低于380g/kwh，说明苏州热电企业中仍有34家企业没有达到清洁生产水平要求。苏州热电企业供电煤耗的具体情况见图1-1所示。
图1-1 苏州热电行业供电煤耗情况汇总
1.2 生产设备水平:生产设备水平的差异是影响企业清洁生产水平的主要因素之一，本调研通过是否采用循环流化床脱硫技术、是否进行背压机改造、是否进行泵与风机的变速改造三个方面对苏州热电企业的生产设备运行状况进行汇总，见图1-2。
图1-2 苏州热电企业生产设备情况汇总
由图1-2可见苏州热电企业大多数采用了循环流化床技术和泵与风机变速改造技术。但在背压机组改造方面，企业明显重视不足，仅有27%的企业采用了该技术，这明显影响了企业的热效率和供电煤耗等指标，从而阻碍了苏州热电行业清洁生产的发展。
1.3 废弃物防治水平:热电企业在运行过程中，产生的废弃物较多，如果不对企业的废弃物进行有效的防治，势必会影响到该行业整个清洁生产水平的提高。在污染物的防治方面，对苏州热电企业的调研结果如图1-3所示。
图1-3 苏州热电企业污染物防治情况汇总
由图1-3可见苏州热电行业仅有20%的企业采用了低氮氧化物燃烧方式和完善的运行监测装置，对污染物防治工作重视不够，在一定程度上影响了整个苏州热电行业的清洁生产水平。
2 苏州热电行业清洁生产存在的具体问题及原因分析
通过上述对影响热电行业清洁生产水平的几个方面的研究，可以看出苏州热电行业清洁生产处于起步阶段。对不同层次典型企业的清洁生产水平进行调研，从而发现苏州热电行业清洁目前存在的普遍问题，并对问题进行了原因分析。
2.1 能耗较高，污染较大:苏州热电企业在除尘方面多数采用机械式、水膜式等低效率除尘器，除尘效率不高，导致单位发电烟尘排放量达不到评价基准值的要求。在脱硫方面，企业采用的脱硫技术差异性很大，不少传统的脱硫技术已经无法满足目前的生产要求。在废水排放方面，不少企业没有加大循环水的利用力度，不但没有节约用水，反而增加了对环境的污染。
2.2 背压机组使用不普及:背压机组在供热时，可以提高全厂热效率，降低供电煤耗。同时可以调控供热气压和供热量，从而适用于各种工业和采暖热用户。近几年投产的热电企业，未能科学合理的将抽凝机组和背压机组相匹配，能耗较高，47台15MW～60MW机组中，竟无一台背压机组。
2.3 缺乏细致生产技术管理手段:苏州热电企业节能网络不健全，节能管理措施缺失;入厂煤与入炉煤的热值差数据基本没有，也就反映不出燃料管理方面的问题;表计计量工作不够重视，表计缺失情况普遍，特别是在汽轮机方面，耗水指标基本没有。
3 苏州热电企业清洁生产水平的改进对策
苏州地区热电企业能耗指标不甚理想，尤其表现在供电煤耗上，大多数热电企业达不到热电联产降低煤耗的要求，即使在热电企业之间，上下距离表现也极大。在管理上参差不齐，很多企业还未进入专业化管理，对节能降耗、减排工作重视程度不够，或者说缺乏专业的眼光。针对目前企业的困境，根据此次调研的情况，适当提出一些建议，供热电企业参考或采纳。
3.1 大力推进清洁生产审核:通过苏州热电企业清洁生产水平调研与分析，发现苏州的热电企业清洁生产水平参差不齐。很多企业虽然内部也在实施不少清洁生产措施，但这些措施并没有解决企业存在的主要清洁生产问题，因此企业的清洁生产水平并没有得以提高，而清洁生产审核的推行，可以帮助企业找到问题所在，提出切实可行的清洁生产方案。
3.2 恰当安排运行方式:企业通过对运行方式和技术管理的适当安排，可以使发电机组在不同工况下运行时始终保持最低的损失量，实现运行中最高的能源转换效率，从而实现最低的供电煤耗，达到节能的目的。
3.3 采用成熟先进的脱硫除尘技术:热电企业的粉尘主要来源于输煤系统中产生的煤尘和锅炉中排烟中含有的大量飞灰。企业在除尘器选择上建议选用除尘效率高的除尘器。在热电企业脱硫方面，建议企业采用循环流化床烟气脱硫技术，该工艺占地面积较小，设备比较简单，投资和运行费用也较低，对煤种适应性广，因此适用于苏州热电企业。
3.4 大力实施设备改造，提高运行经济性:具有供热条件的热电企业均可用背压机组替代抽凝机组。背压机组在供热时，可以提高全厂热效率，降低供电煤耗。背压机组设备简单，投资小，成本低，在热力原理上是严格彻底的“以热定电”。机组不需要大量的发电冷却水消耗，特别适用于小型热电厂。
3.5 健全节能管理机构，强化节能管理工作:加强宣传发动，不断提高职工的节能意识，强化三级节能管理网络。同时，不断完善和强化节能管理领导机构和管理体系，为促进节能工作的扎实开展提供组织保证。企业应加强计量管理，细化数据分析，为科学决策提供准确依据。
4 结论
热电行业的可持续发展本身要求其与环境、资源、能源高度统一和协调，而热电行业目前严峻的环境污染和能源消耗等问题，使得在该行业推行清洁生产势在必行。近年来，苏州市经济发展迅猛，电能需求量大是制约苏州经济发展的瓶颈，可见，热电行业对苏州地区的经济发展有着举足轻重的作用。对苏州热电企业进行清洁生产水平的调研，发现热电企业生产工艺、管理模式和技术水平等方面清洁生产改进的机会和潜力，对苏州热电企业推行可持续的清洁生产提出改进措施，使得清洁生产的推行能够更好的促进苏州热电企业的可持续发展。
参考文献
热电厂节能降耗建议范文第5篇
关键词：燃气-蒸汽；联合循环发电技术；发展趋势
中图分类号：TK47 文献标识码：A 文章编号：
0 引言
随着电能需求量的增加和质量的提升，发电厂面临的形势十分严峻，为解决这一问题，现在多数发电厂开始引进联合循环技术。燃气-蒸汽联合循环系统主要由燃气轮机、蒸汽轮机发电系统以及余热锅炉等部分组成，其发电原理是指将燃气轮机和蒸汽汽轮机联合使用，形成能源梯级利用的总能系统，即利用燃气轮机产生气体，并将其接入到余热锅炉中，通过加温，产生足够强大的蒸汽，推动汽轮机做功。该技术装置成本低、效率高，且能起到一定的降耗作用，因此被广泛采用。
1 发展历史
我国于上世纪60年代开始引进燃气轮机发电机组，并自主设计研发过许多机型，多数机组的功率都保持在几千kW以内，最初的燃气温度都在600~700℃之间，热效率很低，只有16%~25%。由于技术水平地下，这些自主研发的机组在使用了一段时间后就停止了，并没有批量生产，也没有进行推广，在在这期间，积攒了很多制造经验，培养了一批早期的关于燃气轮机的设计、制造人才。这是我国燃气轮机发展的第一时期；第二时期从70年代后期到80年代初期，此时，国外燃气轮机发电技术已取得很大进步，而国内的石油、天然气也得到了进一步开发；从80年代开始，进入到了第三时期，这一时期内，改革开放促进了经济的快速发展，燃气轮机发电又进入新的；90年代以来，我国燃气轮机发电不仅装机容量大幅度提高，机组的性能也更趋先进。
2 燃气-蒸汽联合循环发电的重要性
当前，发电厂主要面临着两个困难，供电压力骤增和节能发电的呼吁，因此，必须对旧的发电模式进行改进，节约燃料，合理利用资源，以最少的消耗产生最大的能量，为此势必要利用到联合循环发电技术。
1.1缓解能源危机
在经济的大力发展下，人们的生产活动需要更多的能源，从以往经验来看，对能源的利用率很低，导致了现在的能源危机。旧的发电模式不仅浪费燃料资源，而且生产效率低下，必须对其进行改进。燃气-蒸汽联合循环发电技术将燃气轮机和蒸汽轮机循环联合进行了改进，并加以应用，在提高发电效率的同时，也实现了燃料的洁净燃烧，具有一定的环保作用。
1.2提高燃气的利用率
在以往的发电过程中，受技术设备等条件的限制，难以对燃料燃烧过后产生的气体加以合理应用，在一定程度上也就降低了电能产量。而联合循环技术的优化，设置有循环控制系统，可以保证燃气轮机能够充分燃烧气体，从而使其发电效率有所提升。
1.3节约成本
旧的发电模式已不适应现代的需求，若继续采用，必然会造成浪费。新联合循环发电技术是在传统发电方式基础上的改革，在使用中，诸多优势将一一突显，对燃料利用率的提高，相关设备事故发生率的降低等，既减少了材料购置费用，也降低了维护费用，最终会节约发电厂的生产成本。
3 煤气化联合循环发电技术
天然气价格比较昂贵，所以燃料多以煤代替，我国煤炭资源丰富，应建立起完善的燃煤系统，当前性能较好的燃煤系统有增压流化床联合循环、整体煤气化联合循环以及燃生物量联台循环。
煤气化联合循环（IGCC）发电技术是在燃气-蒸汽联合循环发电技术基础上的进一步深化，集合了化工、电力两大领域，效果比一般的联合循环技术更好，能够实现高效发电，同时还有利于节水、废物利用等，是今后必然要使用的洁净煤发电技术。
3.1构成和原理
煤气化联合循环系统除了上述发电系统外，多了气化和净化的部分，该部分主要由三部分①煤气净化装置；②煤气化炉；③空气分离装置。发电部分则和普通联合循环模式相同。该技术的原理是，空分装置中充满着富氧气化剂，在煤气化炉中和煤反应，将其化成煤气，此时为粗质煤气。利用净化系统对其进行除尘去染工作，生成优质精煤气，供燃气机用，通过燃烧带动汽机做功，经余热锅炉产生蒸汽，供最终发电用。
3.2优点缺点
煤气化联合循环发电系统集煤化工和发电于一体，能够充分利用煤炭资源，实现多联产系统，且其发电净效率很高，未来的发展空间很大，若能够采用高温煤气净化技术，可降低热量损失，提高发电净效率。使用该技术时，合成煤气中有大量一氧化碳，能够彻底脱除二氧化碳，而且其中脱硫、粉尘净化的设备工作效率高、价格较低，污染物的排放量符合国际环保标准，据有关数据显示，其脱硫率可达99%。
其不足之处在于，IGCC电站造价高，远高于普通电站；耗水量虽少，但在对废弃物进行处理时，需要较高的成本。另外，由于系统涉及方面多，技术难度较大，且管理工作比较复杂麻烦，很容易出现故障。
3.3推广
我国的基本能源结构可概括为“富煤、贫油、气少”，因此，未来很长一段时期，煤资源是我国的主要能源，以煤为燃料有两大缺陷，一是利用率低，二是环境污染，急需解决。IGCC发电技术污染少、效率高，而且节水，可解决许多问题，值得普及。
首先，应加大自主研发力度。IGCC技术的核心设备主要是依赖外国进口，购买的成本高，建设周期长，见效比较慢。为了缩减成本和建设周期，必须掌握核心技术，精心研究所需设备，提高制造水平。其次，应实施多联产技术。单纯的燃气-蒸汽联合循环发电的技术存在很多缺陷，对越来越高的要求不能完全适应，为此，必须在煤气化联合循环的基础上，将煤化工技术与其融合，形成一个多联产的系统，既能够发电，又能够输出各种化学产品。按照最优原则，将煤气化联合循环发电技术的过程和供热、化工生产的过程相结合，操作更加灵活，对能源的利用率更高，能够取得的经济效益也更高 。此外，要想在全国范围内推广，不管是资金，还是制度上，都需要政府大力支持。IGCC技术其实很早就受到了国家的重视，在上世纪90年代末，就已获国务院批准，随着近些年相关方案建议的提出，政府对此更加重视，制定了相关政策，并予以财力支持，但所定政策比较模糊，没有建立一个专业的系统，直到如今，关于该技术，仍没有系统的净煤技术指导方针和相配套的支持措施，而燃气-蒸汽联合循环发电技术以不能完全满足现实需求。
4 结束语
热电厂以煤为主要燃料，具备供热兼供电的功能，在生产中，为节约能源、降低成本，需综合考虑燃料、设备、成本等诸多因素。燃气-蒸汽联合循环发电技术能够充分利用资源，缩减成本，在今后还需进一步发展，IGCC技术具有高效、低污染等优势，能起到良好的环保功能，是今后电力行业的发展趋势，对我国工业建设意义重大，值得推广改进。
参考文献：
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热电厂节能降耗建议范文第6篇
关键词：节能减排 融资
我国“十二五”规划纲要下达了一系列节能减排目标，要实现“十二五”节能目标，需节能6.7亿吨标准煤，其中通过实施节能改造和推广使用节能产品等技术手段需形成节能能力3.3亿吨标准煤。利用新技术来提高企业节能降耗已是各企业首选的手段之一，但是中小耗能企业在投资这些项目过程中存在心有余而力不足的状况。特别是在融资方面，在国家、企业专项节能改造投资资金不足的情况下，企业自筹资金投资存在贷款担保难、还款压力大等问题，阻碍了企业投资的步伐。对于保本微利的热电联产行业而言，一方面节能减排的压力，一方面技改资金的短缺。因此，寻求低投资、收益持久的融资方式，从而降低财务风险，推进节能产业的发展。emc融资模式是采用投资者与被投资企业共担风险共享成果的模式，具备了低成本、低风险的特点，在热电联产等基础行业的节能项目上得到了广泛接受和应用。
合同能源管理（简称“emc”）是一种新型的市场化节能机制，是指节能服务公司通过与客户签订节能服务合同，为客户提供节能改造的相关服务，并从客户节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润的一种商业运作模式。合同能源管理运用市场机制来实现能源节约，其基本运作机制是：通过合同约定节能指标和服务以及投融资和技术保障，整个节能改造过程如项目审计、设计、融资、施工、管理等由节能服务公司统一完成；在合同期内，节能服务公司的投资回收和合理利润由产生的节能效益来支付；在合同期内项目的所有权归节能服务公司所有，并负责管理整个项目工程，如设备保养、维护及节能检测等；合同结束后，节能服务公司要将全部节能设备无偿移交给耗能企业并培养管理人员、编制管理手册等，此后由耗能企业自己负责经营；节能服务公司承担节能改造的全部技术风险和投资风险。
合同能源管理是在市场经济条件下的一种节能新机制、新模式，它不仅适应现代企业经营专业化、服务社会化的需要，而且适应建设节约型社会的潮流。合同能源管理可以解决耗能企业开展节能项目缺乏资金、技术、人员、管理经验等问题，实现节能零投资、零风险、持久受益，从而提高其节能积极性，并使企业有更多精力发展主营业务。节能服务公司提供一条龙服务，不仅可以形成节能项目的效益保障机制、降低成本和风险，而且能促进节能服务产业化，从而为建立节能产业提供了具体途径。
一、 emc融资模式的优点
（1）用户在“零投资、零风险、零浪费、高效益”保证下开展节能项目；用户不用投资一分钱，就可安心、放心、开心来享受节能效益；用节约下来的能源费用支付节能项目的投资全部成本；
（2）用户规避了节能项目的资金风险、质量风险、安全风险，节能服务公司以财产抵押来确保项目节能效益的承诺；客户项目的长期节能效益成为节能服务公司的法定责任。
（3）用户用浪费的能源，转化为“零投资”的新技术设备；用浪费的能源，来投资节能改造；节能服务公司用新技术设备来换取用户浪费的能源，化废为宝，点石成金，实现多赢。
（4）在企业专项节能改造投资资金不足的情况下，用户可用外来资金完成节能改造项目。消除用户对节能投资的财务压力，消除用户对节能效果的担心；
（5）除了项目节能的直接效益，新技术设备还可用户降低维护成本，延长设备使用寿命，提高工作效率，提高能源管理的水平。
二、emc融资模式的特点
（1）整合性：为客户提供集成化的节能解决方案，为客户实施“交钥匙工程”，其服务包括：为企业节能改造提供诊断、设计、融资、改造、运行、管理一条龙服务。既可为客户选择提供先进、成熟的节能技术和设备；也可为客户的节能项目提供资金，确保客户项目的工程质量。
（2）多赢性：客户、节能服务公司和银行等都能从节能效益中分享收益，形成多赢局面。
（3）避险性：能效管理合同公司承担项目的全部风险，客户风险系数为零。
三、emc融资模式下节能项目经济效益分析
某热电联产企业在循环流化床锅炉引风机变频改造和循环流化床锅炉烟气余热回收工程项目中应用了合同能源管
模式，取得了较好的经济效益。下面以循环流化床锅炉引风机变频改造项目为例，分析其产生的经济效益。
高压变频节能技术随着国内一些生产厂家研制水平的不断提高，已接近世界同行业的领先水平，并以产品性能稳定、价格适宜深得国内企业广泛接受和应用。
某热电厂锅炉为国产220t/h循环流化床锅炉，#1、2炉每台炉配置两台800kw引风机，#3、4炉每台炉配置两台630kw引风机，由于该引风机配用的电动机不能调速，只能靠改变风机的入口挡板来调节风量，造成很大的节流损失，浪费大量电能。电厂自投产以来，厂用电率在大负荷期间，一般在18%左右；在小负荷期间，一般在20%左右，生产成本很高。以单机组日发电量60万kwh为例：每日厂用电量接近12万kwh，而每降低一个百分点，将节约6，000kwh电能，按0.41元/kwh计算，每日将节约2，400元生产成本。引风机加装变频装置以后，可以大大节约厂用电量。
变频改造投产后通过两年左右的运行验证，变频器运行稳定，2009年1月、3月份通过对#3炉#1、2引风机工、变频实验对比，综合以下试验数据，可以清晰的看出，该设备达到了节能的目的，其节能效果是非常明显的。以#3炉为例，具体试验数据如下：
（一）现场数据：
（1）年平均运行时间（#3、4炉）：6，175h
（2）上网电价0.41元
（3）运行方式：两台运行（#3、4炉）
综合节电试验数据得出下表：#3炉各锅炉负荷情况下，2台高压引风机工变频耗电量（kw.h）、及节电率：
■
工频耗电量＝6，175×（1，152×8％＋1，092×33％＋1，062×41％＋1，008×11％＋936×7％）
＝6，572，423kwh
采用工频运行时，2009年耗电量约为657.2423 万度。
变频耗电量=6，175×（810×8％＋612×33％＋450×41％＋480×11％＋390×7％）
＝3，281，148kwh
采用变频运行时，2009年耗电量约为328.1148万度。
（二）节能计算：
年节电量=工频耗电量－变频耗电量
=657.2423－328.1148=329.1275 万kw.h
按照运行数据统计结果分析，单台机组经变频改造后，2009年可节约329.1275万度，折合发电成本：
0.41×329.1275 万kw.h =134.9 万元。
#3、4炉合计节约发电成本135×2=270万元
变频改造投资为275万元，一年左右即可完成投资回报。
四、合同能源管理的执行
合同能源管理在形式上可以分为 ：
a、节能量保证支付模式
b、分享型能效合同管理业务
c、能源费用托管型能效合同管理业务。
上面所述节能改造项目中，锅炉变频改造项目采用的是分享型能效合同管理业务，确定节能投资与节能收益还款期，在还款期内，节能投资收益大于投资额的部分，双方按比例分成。锅炉烟气余热回收工程项目采用的是节能量保证支付模式，确定项目效益分享期，在分享期内按项目节能量预计的节能效益双方按比例分成。
两者比较来看，分享型能效合同管理业务确定节能投资与节能收益还款期很关健，如果还款期定的长，会稀释节能企业的节能利润，反之还款期定的短，会减少节能服务公司的收益。因此需要合理确定节能项目收益。节能量保证支付模式相对于节能企业较占优势，在节能服务公司对节能效益没有把握的前提下往往采用这种模式，以确保投资的回收，甚至低于投资回报，一方面积累行业业绩，另一方面国家对此类投资也有项目补贴，节能服务公司可以通过财政补贴弥补投资回报形成的亏缺。
五、问题与建议
热电厂节能降耗建议范文第7篇
关键词 能源消费；二氧化碳排放；LMDI
作者简介晗（1986—）女，江西师范大学财政金融学院硕士研究生。（江西南昌 330000）
一、引言
发展低碳经济，是可持续发展的题中之义。而碳排放作为全球气候变暖背景下的新标识，得到学者们的广泛研究。那么碳排放的影响因素有哪些？这些影响因素如何影响碳排放的？关于碳排放影响因素的问题，许多学者也做出了探究。例如陈彦玲，王深认为高速的经济增长产出规模是经济碳排放的驱动因素，而产业结构、能源结构的调整和能源效率的提高降低了碳排放量的增长。1唐志鹏等依据突变级数法基本原理，构建了我国CO2减排的影响要素指标评价体系，该指标体系主要包括一次能源消费结构、产业结构、能耗技术以及管理水平等2。冯相昭，王雪臣，陈红枫（2008）、宋德勇，卢忠宝2009、王伟林，黄贤金2008、徐国泉，刘则渊，姜照华2006等均采用指数分解法对碳排放的影响因素进行定量研究3-6。
《江西省低碳经济社会发展纲要白皮书》指出，“到2020年江西省建设低碳经济社会的目标是：产业、能源结构趋于合理，生产方式基本实现向低碳型转变；低碳技术的研发能力全面提升，若干技术和产业规模达到国内领先水平；温室气体排放得到有效控制，碳汇能力明显提高；与低碳经济社会发展相适应的法规、政策和管理体系基本建立；在低碳领域与国内外交流合作的平台全面建立，国际低碳经济交流合作中心的地位得到确立。”
减少能源消耗，降低温室气体二氧化碳排放，需要我们对江西省能源消费及碳排放现状及影响有素有清晰的认识。本文从能源消费及二氧化碳的排放角度出发，结合江西省实际情况，分析“十五”中期至“十二五”初期各工业部门的能源消费、二氧化碳排放情况，并运用LMDI法对二氧化碳排放影响因素进行总体分析，从而为江西省的减排工作提出建议对策。
二、研究方法
一碳排放计算方法
本文采用《2006年IPCC国家温室气体清单指南》中推荐的基准方法来计算江西省各产业部门的CO2排放量。计算公式如下：7
Ct=∑iCi，t=∑iECi，t·efi
式中，Ct为t时期各种类型能源消费导致的CO2排放总量104t？鸦i为能源消费类型，如煤炭、石油和天然气等？鸦EC为能源消费总量？鸦efi为能源i的CO2排放系数，CO2排放系数参考相关文献并经过简单的计算获得参照下表1。本文未将工业生产过程中被用作生产原料的那部分能源的固碳量列入到研究范围内，为此不考虑能源固碳化率对估算结果的影响。
二碳排放因素分解方法
近年来的研究不断表明，能源消费碳排放除了与能源消费规模及经济产出有直接联系，而且与能源结构、能源效率及主导产业类型等有较为密切的关系8。因此，本文引入能表示产业结构、能源结构及能源效率的变量，对Kaya恒等式9进行了扩展。扩展后的Kaya恒等式表达为：
式中：POP表示国内人口总量；C表示碳排放总量，指能源燃烧释放出的热量所对应的碳量，用i区分不同的产业类型，用j区分不同的能源类型，则Cij表示第i种产业中第j种能源产生的碳排放；PEij表示第i种产业中第j种能源的消费量；PEi表示第i种产业的能源消费量；GDPi表示第i种产业的国内生产总值。
则能源消费碳排放分解模型表达式为：
式中：fij表示不同类型的单位能源所排放的碳量，即碳排放系数；mij表示第j种能源在第i种产业的能源消费中所占比重；ti表示第i种产业单位GDP的能源消费量，即该产业的能源强度；si表示第i种产业在GDP总量中所占比重；g表示人均GDP；p表示人口数量。
由此，将能源消费碳排放的变化分解为排放因子效应（fij）、产业能源结构效应（mij）、产业能源强度（ti）即能源效率效应、产业结构效应（si）、产出规模效应（g）及人口规模效应（p）等6种因素。
LMDI方法10采用“乘积分解”和“加和分解”两种方法进行分解，两种方法最终分解结果是一致的。对于公式C=∑i∑j（mij·fij·ti·si·g·p）所示模型，设基期碳排放总量为C0，T期总量为CT，用下标tot表示总的变化。采用加和分解，将差分分解为：
各分解因素贡献值的表达式分别为：
排放因子效应：
能源结构效应：
能源强度效应：
产业结构效应：
经济产出效应：
人口规模效应：
总效应：
由于各能源的碳排放因子即为该能源的碳排放系数，在实际应用中取常量，所以，在进行因素分解时，Cfij始终等于0，可以不作为考量因素。故总效应公式可简化为：
3.基础数据处理
为方便计算，本文将工业划分为10个产业部门，具体划分见下表。
本文工业部门能源消费量来自江西省统计年鉴（2004～2012年）11，经济数据采用规模以上工业企业增加值，并依据产业分类加以合并整理。
通过碳排放计算公式得出江西省规模以上工业各部门碳排放量如下：
三、能源消费碳排放LMDI分析
通过能源消耗计算得到2004～2011年江西省规模以上工业内部产业部门能源碳排放情况。并在此基础上进行LMDI分解，得出能源结构效应、能源强度效应、产业结构效应、产出规模效应、人口规模效应，得到各分解因素的效应结果如下表。
1.产出规模效应分析
从LMDI分解结果可以看出，工业部门能源消费的碳排放因素中影响最大的是产出规模正的增效应，即经济增长的正影响。
经济增长所衍生的能源需求是各产业部门CO2排放增加的主要因素，由经济增长所带动的CO2排放增量效应较大的产业包括：能源产业、石化产业、钢铁及有色金属产业、建材产业、采选业等。此外，从时间序列分析，2004～2011年间各产业的增量效应总体上处于增强趋势。部分产业，如纺织服装业、造纸和印刷产业、装备制造业、其他工业部门产出规模效应在2008年前后出现波动，其原因可能由于受国际金融危机影响，全国实行宽松的经济政策，扩大内需，整体经济水平获得稳定增长，能源消费导致的碳排放也随之增长，江西省亦不例外。但随着时间推移，金融危机的影响逐渐渗入各个领域，经济增长脚步放慢，产出规模相应相对减弱，但整体上仍处于上升趋势。
2.能源强度效应分析
从表7和图5可以看出，各产业部门能源强度变动所产生的减量效应渐趋明显。能源强度变动所产生的减量效应较大的产业包括：能源产业、钢铁及有色金属产业、纺织服装业、装备制造业等；由增量效应逐渐转变为减量效应的产业为：采选业、食品加工和制造业、石化产业、建材产业、其他工业部门；而由减量效应转变为增量效应继而又转变为减量效应的是造纸和印刷产业。结合江西省具体情况来分析，随着战略性新型产业的发展，江西省对传统的能源消费较高产业，逐步进行生产工艺和生产设备技术改造，积极引进节能降耗的设备，提高能源的综合利用效率，同时发展新型产业，逐步降低对能源的消耗。
3.产业结构效应分析
从LMDI数据分解结果来看，产业结构对整体产业部门的CO2排放由增量效应逐渐转变为减量效应。从各产业部门来看，产业结构的减量效应的产业包括：食品加工和制造业、造纸和印刷产业、石化产业。产生增量效应的产业包括：采选业和纺织服装业。由增量效应转变为减量效应的产业为：钢铁和有色金属产业、能源产业。其中能源产业在2004年后成为减量效应的主要贡献产业，而随着国家对钢铁及有色金属产业结构的调整及限制，其能源消费及碳排放也得到了有效的控制和缓解。由减量效应转变为增量效应的产业为：建材产业、装备制造业和其他工业部门。可见近年来这些产业的产业结构不尽合理，造成产业重复率高，产能过剩。综合上述分析，尽管能源产业、钢铁和有色金属产业、石化产业是工业部门中主要的CO2排放源，却因产业规模缩减或产业结构调整而带来一定的减量效应，因此可以看出通过产业结构调整和优化可以实现CO2的减排。
四、结论及建议
本文通过碳排放影响因素的对数平均迪氏指数方法（LMDI），从能源消费结构、能源消费强度、产业结构效应、产出规模效应、人口规模效应五个方面对江西省能源消费碳排放进行分解分析，通过分析可以看出2004～2011年产出规模效应、产业结构效应、人口规模效应是影响江西省的能源消费CO2排放的增长因素。能源结构效应、能源强度效应的优化则对控制CO2排放有负的减效应。虽然高速的经济增长会带来能源消费CO2排放正的增效应，但以经济增长换取低碳排放是不实际的。因此，在能源强度下降的同时，调整产业结构，优化能源消费结构，控制人口在合理的水平增长对江西省能源消费碳排放至关重要。
针对以上分析，给出如下建议：
（1）提高能源消费强度是减排的重中之重。江西省能源强度效应在碳排放影响因素中负的减效应最大，因此，要继续推进工业内部重点部门的节能工作，要进一步强化能源产业、钢铁和有色金属产业、石化、建材、采选、食品加工及制造等高耗能产业的节能减排责任，加强重点耗能行业设备、产品单位能耗管理，开展技术改造项目、淘汰落后工业及设备，提高能效，逐步完善以政府调控为主、市场主导为辅、行业为主体，全社会共同推进的节能减排局面。
（2）提高清洁能源比例是减排工作的深化。使用低碳清洁能源代替高碳能源是江西省减排工作的重要方面。一方面，依托西气东输工程，提高天然气在江西省能源消费中的比例；另一方面，积极开发使用太阳能、风能电站建设，增加无碳电力的生产，保障能源安全的前提下，适当提高外来电力消费比例。
（3）碳捕捉及埋存是减排工作的可能途径。碳捕捉及埋存指将CO2从相关排放源中分离出来，运输到封存地，使CO2长期与大气隔离的过程。目前江西省尚无次碳处理方法。但我国上海石洞口第二热电厂碳捕捉项目的建设，可以提供经验、设备及技术指导。另外，江西省还需将分散燃烧的煤炭集中用于发电部门，这样，可以利用大型发电锅炉高的燃烧效率，依托先进技术，减少煤炭分散燃烧，大幅提高煤炭利用效率，也为日后CO2捕捉及埋存奠定基础。
参考文献
1陈彦玲，王琛.影响中国人均碳排放的因素分析J.北京石油化工学院学报2009254～58.
2唐志鹏等.基于突变级数法的中国CO2减排的影响要素指标体系及其评价研究J.资源科学2009111999～2005.
3冯相昭王雪臣陈红枫等.1971～2005年中国CO2排放影响因素分析J.气候变化研究进展2008142～47.
4宋德勇，卢忠宝.中国碳排放影响因素分解及其周期性波动研究J.中国人口·资源与环境2009318～24.
5王伟林，黄贤金.区域碳排放强度变化的因素分解模型及实证分析J.生态经济20081232～35.
6徐国泉刘则渊姜照华.中国碳排放的因素分级模型及实证分析：1995～2004J.中国人口·资源与环境2006166158～161.
7IPCC.2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories M.TokyoIGES2007.
8李国璋王双.中国能源强度变动的区域因素分解分析——基于LMDI分解分析方法J.财经研究200834852～62.
9Kaya Yoichi.Impact of Carbon Dioxide Emission on GNP Growth Interpretation of Proposed Scenarios R.Paris Pre-sentation to the Energy and Industry Subgroup Response Strategies Working Group IPCC 1989.
热电厂节能降耗建议范文第8篇
关键词：煤矿生产 节能减排 低碳经济 生产创新
中图分类号：F426 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2017）07-0062-02
引言
随着我国对生态文明建设的重视程度逐渐提高，经济发展过程中对生态文明建设的重程度也逐渐提高，低碳经济成为当前经济发展的主要趋势。煤矿产业是我国经济发展过程中的主要能源产业之一，在煤矿生产过程中不仅要注重安全，更要注重安全生产绿色管理体系的建立。绿色代表着自然、安全，绿色理念是一个广泛的概念，我国煤矿企业生产和管理过程中的每个环节都存在着不安全因素，例如生产活动、安全措施、管理环节等，都可能出现问题，进而导致安全问题出现，导致生态环境受到污染。对此，在煤矿生产过程中要积极加强对绿色安全管理体系的建立，在现代管理理念中，煤矿安全生产的绿色管理理念象征着对煤矿生产过程进行全面管理，绿色管理是安全管理的一个重要内容，在安全生产的绿色管理背景下，煤矿产业中提出了绿色生产系统，涵盖了采掘、运输、排水、调度等各个工作环节，在每个环节中都应该要积极加强对节能理念的应用，使得绿色管理理念能够与煤矿生产过程进行有机结合，确保煤矿行业实现绿色、节能和可持续发展。
一、煤矿产业节能减排现状
能源是经济发展的原动力，也是社会经济持续发展的基本保证，环境是人类生产生活的主要场所，也是人类生存和发展的基础。在人类社会不断发展的过程中，随着社会发展进程的不断推进，人类在改造客观世界的同时，由于对能源的过渡开发，导致环境造成严重破坏，对经济和社会的发展产生了一定的制约作用。当前世界中的能源体系依旧以煤炭、石油、天然气等化石燃料为基础，在我国煤炭是一种主要能源，在能源消费结构中大约占67%，但是由于传统的煤矿生产理念对环境保护的考虑不足，过度注重经济效益，因此导致煤炭生产过程中对环境的污染越来越严重。环境污染到一定程度时，对人们的生活带来了较大的危害，例如二氧化碳排放过多，导致全球气候变暖，海平面上升，再比如大气污染，导致雾霾严重，对人们的身体健康带来严重危害。经济发展过程中不仅要关注效益，更要关注环境。全球大气中的二氧化碳含量逐渐增多，已经引起了各国的重视，低碳经济成为当前各个国家经济规划与实施的重要引导，我国也积极加强对低碳理念的宣传，并且将这种理念深入到群众中，当前关于低碳经济的研究越来越深入，人们对低碳经济的认知程度也不断提升，我国经济发展过程中对环境污染的力度有所下降。
二、我国煤炭产业节能减排存在的问题
煤矿作为煤炭行业的基本元素，既是能源生产单位，也是能源消耗大户。在低碳经济背景下，煤矿安全生产关系到国家能源安全以及国家经济命脉，煤矿节能减排，则关系到国家节能减排总目标的实现，在坚持安全生产的前提下，煤矿企业的节能减排生产还面临着一些问题。
第一，落后的管理模式。在市场经济环境中，我国很多煤矿企业已经逐渐实现了转型，但是由于煤矿是一种长期存在于我国经济体系中的经济主体，受到传统的计划经济影响比较大，在经济发展过程中依旧可以看到一些老旧的管理模式，粗放式管理在煤矿企业中依旧比较明显，造成了我国煤矿企业的落后管理体制，例如在发展过程中有的企业比较注重经济效益，忽视了绿色生产和节能减排，在生产过程中一味关注效益最大化，只注重煤矿的开采量以及最后的生产能力的原因所在，忽视了煤矿开采的基础设施设备的建设和完善。因此，在老旧的经济模式中，煤矿企业的生产压力重，虽然经济效益看似客观，但是能源消耗与浪费也比较严重。
第二，落后的煤矿生产技术。随着我国生产力水平的不断提升，煤矿产业发展也需要提高生产力，科学技术的应用是提高经济生产力的主要途径。当前很多的煤矿企业都会选择扩建或改建来提高煤矿产量，这只是一种片面的经济管理模式，煤矿企业的转型发展不仅要体现在产量的提升上，更要体现在煤矿生产技术水平的提升，与世界上其他的发达国家相比，我国的煤矿开采设备和技术相对比较落后，如果只是依靠提高煤矿产量来提高我国的经济水平，这种做法不仅会加剧能源消耗，还会对煤矿企业的生产效率产生严重的消极影响，不利于煤矿企业的长远发展。
第三，能源消耗严重。在传统的生产模式中，为了提高煤矿的产量，一般都会通过延长煤矿生产周期的方式来达到目的，这种方法虽然可以使得煤矿的产量有一定水平的提升，但是也会增加煤矿企业生产人员的工作强度，在露天煤矿生产过程中，地质危害也会随着生产周期的延长而加重，生产周期增加，也会使能耗逐渐增大。对于一些生产规模较小的煤矿企业，其经济实力不足，煤矿开采设备不是很完善，因此在开采过程中通常会出现设备安装不到位、缺乏专业技术人员、工作制度不健全的现象，因此会导致煤矿企业的能耗问题越来越严重，形成恶性循环。
三、煤矿企业节能减排管理策略
煤矿生产是我国经济发展过程中的一个重要项目，是为人们提供能源的主要途径，在长期发展理念中，粗放式管理模式导致煤矿企业生产过程中出现的问题越来越严重，环境污染越来越严重，如果不对传统的模式进行改变，会导致生产过程中的能耗问题越来越严重，进而导致煤矿企业生产水平降低，影响人民的生活。在低碳经济背景下，煤矿企业的生产模式也必须要加以改变，可以从以下几个方面着手，实现节能减排控制目标：
1.贯彻节能减排生产理念
煤矿生产过程中缺乏节能环保节约管理理念是导致当前煤矿生产出现较大的能耗问题的一个重要原因，很多煤矿企业管理者在进行企业生产规划的时候，没有考虑到能耗的问题，而企业的工作人员通常都按照企业的生产规划进行煤矿开采，由于煤矿企业的总体规划设计对煤矿污染的考虑不足，因此在生产过程中忽略了能耗以及对环境污染的问题。在节能环保背景下，必须要加强对节能理念的应用，首先需要煤矿企业对煤矿生产的节能理念进行认识和了解，在企业发展过程中要逐渐加强对传统的节能环保理念的宣传和推广，彻底颠覆传统的生产管理模式，从生产管理设计上体现出低碳性、节能环保性。在实际工作中，要做到将节能减排工作与煤炭安全生产工作相结合，不仅要考虑当前实际工作，又要兼顾长远发展规划，煤矿企业领导者应该要结合当前生态环境建设的要求，对煤矿生产的废弃物排放进行控制，将节能减排基础性的建设纳入到煤矿企业发展日程中，并且要制定季度、月度、年度节能减排目标，确保煤矿生产模式得到切实改进，对煤矿生产过程中的各种污染环境进行有效控制。另外，在企业发展过程中要积极调动员工的积极性，引导员工实现思想和观念的转变，才能最终实现节能减排生产。例如可以通过煤矿企业的各种宣传媒介，如报纸、广播、宣传栏、黑板报等媒体形式，广泛宣传煤矿节能减排的重要性，在宣传教育过程中最好采用各种真实的故事，用其他煤矿的生产实例以及本企业发展过程中的实例对员工进行教育，引导人们形成节能减排的自觉性和习惯性。同时还可以创新宣传教育活动形式，使得节能减排教育可以更加形象、生动，例如开展“节能减排有奖知识问答”、“节能低碳，绿色发展”签名、“能源紧缺体验日”等活动，循序渐进地对员工进行思想灌输，引导人们在生产、工作和生活中要善用资源，杜绝浪费行为。
2.建立完善的组织体系
建设一套完善的组织体系是促进节能减排生产目标得以落实的重要基础，随着我国经济水平的不断提升，企业的管理模式创新必须要从管理体系创新着手，对煤矿企业而言，煤矿生产管理组织体系应该要层层细化，建立上层、中层、基层三个管理层次，上层为决策层，负责对煤矿生产进行统筹考虑，制定煤矿生产的节能减排工作目标，并且将该目标纳入总体发展规划过程中；中层为组织层，主要根据上层的决策，对具体的工作进行组织、部署、实施、监督、考核、总结，中层属于连接层，是连接上层与基层的重要部分；基层为实施层，要根据组织层的工作规划设计，在具体工作中将节能减排目标落实。在煤矿企业生产过程中，基层人员是节能减排生产的实施者，为了确保节能减排生产目标得以落实，要加强对基层一线员工的管理，成立以矿长为组长的节能工作领导小组，确定企业的分管领导，聘任能源管理负责人，设立节能减排科室，并且配备节能减排统计员，再在各个生产区队配备节能减排管理员和节能减排记录员，形成层级分明的考核体系与负责体系，确保煤矿生产的节能减排目标得以实现。
3.完善考核管理制度
为了确保煤矿节能减排目标得以实现，在煤矿生产过程中应该要积极加强对煤矿生产考核的重视，用煤矿节能减排生产目标作为考核的依据，对煤矿的实际生产过程与目标完成情况进行比对分析，找到实际生产与目标之间的差距形成原因，并且对原因进行分析，及时进行整改，以提高煤矿企业的生产水平。为了实现对煤矿企业的全面考核，在企业发展过程中应该要首先形成规范化的目标管理体系，主要是一个设置目标、目标执行、绩效评估的过程。对于煤矿企业而言，应该要在印发《年度经营业绩考核目标》的通知中，将节能减排责任目标层层分解，落实到具体的单位、区队、班组以及岗位中，再根据行业的发展趋势以及企业的发展现状制定适合企业的《节能减排风险抵押与考核办法》，将节能减排工作纳入各专业动态考核和季度达标内容，用生产目标对节能生产责任人的工作进行指导，用考核对责任人的工作进行激励，并且充分发挥“检查结果来源于数据、考核评价来源于业绩”的考核理念，使得节能减排考核管理更加全面、公平、公正，以此激发煤矿企业员工和对节能减排工作的积极性。在考核管理过程中，对于达到节能减排目标的班组可以给予奖励，对于一些没有达到节能减排生产目标的班组，要予以批评教育和处罚，并且可以为其提供学习素材，借鉴、学习同行业的先进经验，从而对生产过程中存在的各种问题进行分析，注重主要单位能耗、重点设备工序能耗等关键指标的达标分析，通过不断学习，找到本班组生产过程中的问题，及时完成企业的节能减排生产目标。
4.完善节能减排管理规章制度
煤矿生产管理是企业发展过程中的重要任务，管理的对象是全体员工，节能减排目标的落实，也必须要依靠全体员工。在节能减排生产管理过程中，管理者必须要转变传统的管理理念，对节能减排管理规章制度进行完善，从而不断提高煤矿企业生产水平。在管理制度的完善过程中，可以加强柔性管理制度的应用。在煤矿企业生产过程中，适当地使用柔性管理模式，相对于传统的严肃管理，可以极大地提高员工的工作积极性，有效地防止员工出现逆反情绪。企业领导者与节能减排生产责任人可以积极加强对员工的沟通和交流，责任人要及时深入到生产一线，与员工之间拉近距离，从而促进节能减排生产理念的有效传播。同时，在节能减排生产过程中，员工也有自己的思想，企业领导者与责任人应该要及时倾听员工的意见和建议，并且要充分考虑到员工的心理诉求，对员工在接受节能减排生产教育之后产生的新理念和新方法提供交流的平台与场所，通过约束和激励两个方面来引导员工的行动。
5.推行低碳节能生产
节能减排生产是一项系统性工作，在节能减排生产过程中应该要积极倡导清洁生产与循环经济发展理念。第一，加强清洁生产理念的推广，对于煤矿生产而言，传统生产过程中给人的感觉是脏乱差。为了改变这种现象，应该要在煤矿生产过程中制定《清洁生产审核实施方案》，并且按照《煤炭行业清洁生产评价指标体系》明确的定性、定量和等级指标要求，对生产技术进行创新，尤其是要加强生产设备、生产工艺、生产原材料的更新，对各种污染的原因进行分析，提出节能降耗的清洁生产方案。第二，发展循环经济。在煤矿生产过程中不可避免地产生一些共生伴生物，如果将这些物质直接外排，会导致严重的环境污染，但是如果采用相关技术对其进行利用，则可以实现资源的循环利用，实现节能生产目标。为了将煤矿生产中产生的污染物变废为宝，则必须要加强对各种绿色循环生产技术的引入，煤矿企业要配套建设生活污水处理设施，确保各种废水处理达标之后将其用于生产过程中，并且要建设煤矸石热电厂、粉煤灰提取氧化铝项目、粉煤灰砖厂、炉渣砖厂等项目，逐渐形成煤、煤化工、电力热力、建筑建材等共同发展的循环经济产业链。
结语
综上所述，煤矿生产是我国经济生产中的主要项目，也是为我国群众提供能源的主要产业，在传统煤矿企业发展过程中，对环境带来的污染十分严重，能耗较高，不符合低碳经济生产模式。对此，必须要积极加强对低碳经济理念的宣传和推广，对传统的生产模式和管理模式进行创新，实现节能减排生产目标。
参考文献
[1]陈明华.低碳经济形势下煤矿节能减排管理方法研究[J].能源环境保护，2014（05）
[2]冯飞.浅论煤矿节能减排的有效措施[J].中国新技术新产品，2016（14）
[3]秦矿荣.浅谈煤炭企业节能减排措施[J].工程技术：文摘版，2016（09）