前言：中文期刊网精心挑选了热电厂节能降耗建议范文供你参考和学习，希望我们的参考范文能激发你的文章创作灵感，欢迎阅读。
热电厂节能降耗建议范文1
关键词：余热回收；电厂；节能降耗
中图分类号：TK267 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）11-0174-01
随着我国经济的发展和社会环境的不断恶化，当今社会对环保和节能的要求越来越高。特别是对于电厂，如何采用先进的技术实现其能源利用效率的提升和环境污染程度的降低是其未来发展过程中首要解决的问题。传统情况下电厂产生的余热直接被排放到大气中，引发了一系列的能源浪费和环境污染问题，同时也导致电厂中余热的利用效率较低，因此下面我们就电厂余热的回收技术进行探讨。
1 余热回收模式
目前电厂余热常用的回收方式主要有背压式和调节抽气式两种，其中前者是将电厂发电产生的余热通过热电联产的方式为居民区实现供暖。通过情况下电厂排放气体的温度超过了106 °，将其经过供暖系统冷却后得到的冷凝水重新通过手机返回到电厂锅炉。余热回收过程中没有采用凝汽器，降低了余热回收过程中能量的二次消耗。但是由于电厂产生气体的输送线路较长，气体在传输过程中的能量损失情况非常严重，导致其热量利用率一般处于70%左右。后者在使用过程中采用了汽轮机，其中高压缸中的气体的温度达到了138 °C以上。气体从高压缸中排出之后，一方面可以通过供热管道为居民生活提供热力供应；另一方面可以直接传输到低压缸，利用其余热推动汽轮机工作。气体温度降低之后，得到冷凝水，通过凝汽器流出。
虽然后者热电联产供电模式使用了冷凝器设备，导致热电循环热的利用效率比背压式要低，但是该方式能够实现发电和供热的独立运行，确保了电厂正常发电工作的进行。
2 调节抽气式热电循环模式的工作原理
为了最大限度的实现对电厂产生余热的利用，下面我们就以调节抽气式热电循环模式为例介绍其工作过程中的主要控制流程。
①如果联合系统中没有热负荷，抽气阀处于关闭状态，系统中实现低压缸调节的阀门处于开启状态，确保了电厂中冷凝工作的正常进行。
②如果系统中热负荷较小，抽气阀开启的大小根据热负荷需求情况进行控制，从而确保热力用户的正常需求。
③如果系统中的热负荷较大，抽气阀和低压缸的调节阀全部打开，设备工作在无节流状态。
④如果系统中的热负荷进一步增加，系统会在将抽气阀全部开启的同时，降低低压缸调节阀的开度，从而提高其进气量的多少，确保用户能够获得足够的热量供应。
⑤为了实现电厂正常发电工作，和电厂产生余热的回收利用，在具体应用过程中需要设计冬季供暖循环系统、全年热水供应循环系统以及锅炉回收加热系统，这三个系统在使用过程中既保持相互独立，又相互联系。热电厂可以根据用户负荷的需求，实现对每个系统中流量的控制。如在冬季可以关闭锅炉回收加热系统，在夏天可以关闭供暖系统。首先循环水吸收电厂发电产生蒸汽中的部分热量，使其温度处于30～45 °C左右，然后循环水通过三通阀进入热泵，提高进水口凝结水的温度，使其重新循环到锅炉房。
3 余热回收技术的优势以及应用效果
将发电厂产生的大量热量进行供暖，是一项非常重要的节能降耗技术，得到了发电厂的广泛关注，该技术的应用具有如下几个方面的优势。
3.1 节省热电联产的投资
余热回收技术的应用能够将发电厂产生的热量直接用于居民生活供暖，无需在重新进行换热战的建设，一方面节省了热电转换过程中设备和厂房的投入，另一方面还降低了人工管理成本的支出。
3.2 安装方便
余热回收技术中，其供水温度一般保持在70°C左右，管道的膨胀率较低，能够将用于热量输送的管道埋设在地下，避免了传统热力管道在空中架设的弊端，确保了城市景观的美化。同时在管道安装过程中，可以根据街道的规划情况进行地下供水管道的设计，形成一个完整的供回水管网，降低城区中换热站的数量。最后供回水管网可以从街道中直接接入各个住宅小区，方便用户热量的使用。
3.3 运行安全性和舒适性较高
余热回收系统中采用了闭式循环模式，只有热电厂不存在安全隐患，就能够确保供暖系统的正常运行，且整个热力供应不受该地区停电或者停水现象的影响。另外用户在使用过程中可以根据自己的需求调整其所需热量的多少，实现对室内温度的有效控制，确保室内环境的舒适性。
改造之前，某城区全部使用汽水换热器进行工段，通过对其历史数据信息的计算，原供暖系统每年需要为用户提供108 435 t的热蒸汽量。经过余热回收改造之后，该城区每年能够节电406 t，节煤13 311 t。通过余热回收技术的改造，城区供暖系统中设备数量得到了明显降低，实现了供暖系统维修所需要的人工和设备成本的投入的降低。同时余热回收技术的应用还提高了供热管网的使用寿命，解决了传统供暖系统存在的冷热不均问题，用户室内温度合格率超过了95%，避免了人为因素导致的供暖系统中水量的减少。另外通过计算，余热回收技术的应用每年能够为热力公司降低13 530 t煤炭的燃烧，降低了热力公司的燃煤成本，同时实现了对环境的有效保护。由此可以看出，采用余热回收技术进行热电联产改造具有非常可观的经济效益和环境效益。
3.4 具有较高的环保性
由于余热回收过程中采用的技术不需要消耗任何能量，也不会产生任何污染，只是一个能量的转换过程。因此该技术的采用具有较高的环保性能，而且还能够降低电厂和热力公司单独运行过程中燃煤产生的二氧化碳气体以及其它有害气体会大气环境造成的影响。
但是由于城市面积的不断扩展和城区用户数量的不断增加，对供暖量的需求不断增加，现阶段热电厂面临着非常严重的热量供应不足问题，影响了城市供热的质量。热电厂产生的蒸汽虽然含有较大的热量，但是其跟环境温度相差较小，因此在余热回收过程中如何将这部分能量进行再利用是热电厂首先要解决的问题。既要避免蒸汽直接排放到环境造成的环境污染，又要避免热量提取造成的能源浪费。
4 结 语
随着时代的不断发展，能源成为制约我国经济发展的主要因素。传统情况下电厂生产过程中产生的大量热量直接排放到大气中，居民生活所需热量通过燃煤方式供应，不论是那种生产方式都产生了能源的浪费和环境的污染，不能够满足当前社会发展的需要。特别是随着市场竞争的日益激烈，希望通过采用先进的余热回收技术，将电厂排放蒸汽中的热量进行重新回收，用于居民生活供热，进而实现电厂和热力企业的生产成本的降低。本文主要就余热回收技术的原理和热量回收模式进行分析，给出了余热回收技术的优势和经济效益，为热电厂的可持续发展提供了参考依据。
参考文献：
[1] 胡鹏，付林，肖常磊，等.电厂循环水源热泵区域供热系统研究[A].全国暖通空调制冷2008年学术年会论文集[C].2008.
[2] 吕太，刘玲玲.热泵技术回收电厂冷凝热供热方案研究[J].东北电力大学学报，2011，（1）.
热电厂节能降耗建议范文2
关键词：煤气发电；低压饱和蒸汽；SRT；联合发电方案
Abstract : Along with the country's energy consumption and pollution reduction policy, steel enterprises gradually put energy saving and emission reduction is imminent, residual gas power generation has as a mature technology is widely spread, Converter and sintering process low-pressure saturated steam most enterprise are temporarily unused or only as heating, and its utilization rate is low. SRT technology is by making low saturation steam overheated electricity generation technology, to improve steam utilization efficiency, and generating efficiency is improved significantly. If use gas and low-pressure saturated steam generating scheme joint SRT low-pressure saturated steam superheater in gas boiler, can make sufficient recovery, also for converter gas overheating and sintering process, improving the low-pressure saturated steam utilization, and decrease the system complexity, and save the project investment and operation maintenance costs.
Keywords: Gas power generation, low pressure saturated steam, steam reheated turbine, Joint generating scheme
中图分类号：TM61文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2012）
1、引言
钢铁生产是全国耗能大户，约占全国能耗的十分之一。目前能源紧缺，全球气候转暖为一个全球性的难题。节能降耗则成为当勿之急，并且长期坚持不变。回收各生产工艺余热成为钢铁厂节能降耗的首要问题。剩余高炉煤气及转炉煤气大多数企业已建成煤气发电厂进行回收利用。目前转炉加热炉余热、烧结机余热等回收利用进行发电成为节能又一个值得关注的课题。部分企业已尝试采用直接利用转炉加热炉余热及烧结余热低压饱和蒸汽发电，该系统不稳定、效率低。如何利用转炉加热炉余热、烧结机余热发电，某些企业已探索采用SRT技术，该技术已初步成熟，蒸汽过热后汽轮机工作稳定、效率大幅提高。如采用煤气与低压饱和蒸汽SRT联合发电方案将在高效利用低压饱和蒸汽同时，降低了SRT技术的复杂性，且节约投资及运行维护费用。
2、工程现状
某钢铁厂现有600 m3高炉两座，经统计目前该厂平均剩余高炉煤气量为70000Nm3 /h，高炉煤气平均低位发热值为Qnet.ar =3200kJ/Nm3。
该厂现有50t/h转炉两座，转炉已配套余热锅炉及蓄热器，余热蒸汽经过蓄热器后排汽压力为P=0.8MPa，两座转炉余热锅炉平均产汽量为14t/h。该厂现有100m2烧结机2套。烧结余热已配套0.8MPa饱和蒸汽余热锅炉，产汽量为8t/h·台。该厂可利用低压饱和蒸汽合计为30t/h。
如充分利用该厂剩余高炉煤气及低压饱和蒸汽资源，建设煤气及余热发电项目可为公司节约大量能源，降低单位产品能耗，对提高企业竞争力有着重要意义。
3、发电方案及比较
高炉煤气可采用常规回收方案，建设燃气电厂。根据目前主机生产情况，煤气发电采用高温高压参数，以提高煤气发电效率，剩余70000Nm3 /h高炉煤气经计算锅炉蒸发量为75t/h，对应发电量为18.7MW。
可利用低压饱和蒸汽为30 t/h，如采用饱和蒸汽汽轮机发电，发电功率仅为2.5MW；如采用SRT技术将低压饱和蒸汽加热至350℃后再进汽轮机发电，发电量可达5.3MW。
采用SRT技术消耗部分高炉煤气，经计算加热30 t/h低压饱和蒸汽耗高炉煤气为4200Nm3/h。利用剩余65800 Nm3/h高炉煤气经计算锅炉蒸发量为70.5t/h，发电量为17.6MW。
根据以上锅炉蒸发量及汽轮发电机组发电量，拟订余热发电方案如下：
方案一采用煤气及余热分别回收，回收高炉煤气建设1×75t/h高炉煤气锅炉配1×18MW汽轮发电机组，回收30 t/h低压饱和蒸汽建设3MW低压饱和汽轮发电机组。
方案二采用煤气及余热联合回收，回收高炉煤气建设1×75t/h高炉煤气锅炉配1×25MW补汽凝汽式汽轮发电机组，考虑30 t/h低压饱和蒸汽采用1×30t/h饱和蒸汽加热炉过热后补入汽轮发电机组。
方案三采用煤气及余热联合回收，回收高炉煤气建设1×75t/h高炉煤气锅炉配1×25MW补汽凝汽式汽轮发电机组，考虑30t/h低压饱和蒸汽采用过热器过热后补入汽轮发电机组，低压饱和蒸汽过热器配套在75t/h高炉煤气锅炉内。
三个方案发电量及总投资等指标对比见表3-1。
表3-1发电量及总投资等指标对比表
方案一采用煤气及余热分别回收，独立运行，系统简单，该方案在钢铁厂有运行实例较多，但低压饱和蒸汽利用效率低且饱和汽轮机工作排汽湿度大，运行不稳定。
方案二采用煤气及余热联合回收，低压饱和蒸汽采用SRT技术，余热利用效率高，该方案在有些钢铁厂已有运行实例，设置独立蒸汽加热炉，系统较复杂。
方案三采用煤气及余热联合回收，低压饱和蒸汽采用SRT技术，余热利用效率高，低压饱和蒸汽过热器布置在煤气锅炉内，该系统较方案二简单，占地省，节约投资及运行维护费用。
方案三在钢铁厂目前还没有运行实例。主要技术问题在于高炉煤气锅炉配套低压饱和蒸汽过热器，该问题经咨询江西江联能源环保有限公司、无锡华光锅炉股份有限公司等主要煤气锅炉生产厂家，均可设计生产，且保证系统锅炉运行安全可靠。
余热蒸汽特点是流量变化随余热情况波动且不可控。经过对正在运行的宽成大成铸造有限公司等几座煤气电厂、SRT余热电厂运行工况及运行参数进行调研分析，低压饱和蒸汽过热器布置在煤气锅炉内将不会影响煤气锅炉安全运行。要求煤气锅炉设计时考虑到余热蒸汽特点，低压饱和蒸汽过热器一定要布置煤气锅炉烟气较低温区域（＜580℃），过热器采用耐高温的12Cr1MoV材料，以免运行中余热蒸汽“零”流量时低压饱和蒸汽过热器爆管，影响煤气锅炉安全运行。煤气锅炉负荷率高低也会影响低压饱和蒸汽过热器出口蒸汽温度，但低压饱和蒸汽过热器在锅炉整个系统吸热量较小，可通过调节喷水进行调整，完全可控。
综合比较，方案三采用煤气发电与低压饱和蒸汽SRT联合发电方案是煤气与低压饱和蒸汽发电结合最优方案。
4、结论
钢铁企业煤气除自用外基本均有剩余，转炉、烧结等生产工艺可回收部分低压饱和蒸汽，采用煤气发电与低压饱和蒸汽SRT联合发电方案，可大幅提高煤气及低压饱和蒸汽利用率，且可提高机组运行稳定性，同时占地省，节约投资及运行维护费用。建议钢铁企业采用煤气与低压饱和蒸汽联合发电方案，同步建设，以到高效合理利用煤气及余热资源。
主要参考文献
（1）《中小型热电联产工程设计手册》洪向道主编 中国电力出版社
热电厂节能降耗建议范文3
关键词：凝结水泵；检修；节能
中图分类号：TV21 文献标识码：A
进入十二五期间，我国大力提倡节能减排，节能调度在电力市场的规划实施，企业效益与生产管理、经济指标、环保措施都有了较多改善。电力企业要实现全年生产经营指标就必须从内部挖潜，提升机组经济运行水平，节能降耗，做好做细运行管理各项工作，尤其是节能减排工作。通过优化运行方式、进行简单的系统连接，可以达到某一时期小设备代大设备的直接效果。本文就就专题从系统运行角度简单介绍600MW汽机系统在启停机过程中，以单位耗电小的400V低加变频式疏水泵替代凝泵的可行性，预算改造后的节能效果，简单可行、效果显著。
1 设备概况
1.1 凝结水泵和给水泵。给水泵的拖动方式，一般分电动机与汽轮机二种拖动方式。电动机多采用交流电动机，所以给水泵的转速是定速的，锅炉给水调节经过“节流”调节。但电动机操作方便、灵活、占地小，而汽轮机拖动，它有蒸汽管路和操作阀件，运行较麻烦，占地也大，但可变速运行，无“节流”损失。所以，中小热电厂在电网联接时一般都采用电动方式，只有孤立热电厂、首期工程，为了首次启动、锅炉上水，必须有一台启动锅炉和配一台蒸汽轮机拖动的给水泵，便于第一次启动用。电动给水泵耗用的是电厂的发电量，是主机从煤经过一系列能量转换而成的，而汽动给水泵是消耗的蒸汽的热能，是由煤经锅炉转换成主蒸汽做功后或不做功入给水泵小汽轮机直接拖动给水泵。也就是说给水泵小汽轮机的拖动蒸汽有两种可能，一种是锅炉的新汽，一种是入主汽轮机后，作了部分功的抽汽。后者是实现了能源的梯级利用，增加了抽汽量。其排汽有二，一为排入回热系统的除氧器，作为回热用，另为排入供热系统作为供热量的一部分，因此热电厂给水泵汽轮机是背压机组，没有冷源损失，能效很高。
1.2 目前以某厂几台330MW机组为例，汽机凝结水系统较为复杂，主要原因是凝结水用户多、重要性强，例如二期给泵的前置泵由于选型原因，其机械密封冷却水改造成凝结水出口母管供，造成给泵运行前必须启动凝泵，而且若凝结水供给泵前置泵密封水量控制不好还易引起该泵备用时给水溶氧超标。为此运行人员进行反复试验得出结论：备用给泵可关闭进口管取样门，以解决溶氧问题，但是对于启停机长时间运行多台大型辅机造成道的浪费一直困扰着我们。
2 凝结水泵的检修
首先将泵解体，电动机支座拆除，解体后进行清理和检查，清理部件并检查磨损或损坏情况。特别是要检查所有环、套筒和衬套的运转表面。
2.1 轴检修
修光所有的毛刺，用细沙纸/布将修锉处打磨光滑。保护好轴使其免受损坏。将泵轴轴/轴承套筒位置放在V型铁上，用百分表测量叶轮、轴承和轴封处的跳动轴承套筒：（1）测量轴套和轴承衬套接触区域的间隙。比较轴套的外径和轴承衬套的内径。通过不同位置的测量，用最大的内径减最小的外径就是直径间隙。（2）泵本体和传输部分的轴承套筒如有损坏或过度磨损现象就应该更换。如果直径间隙超过磨损值，建议更换。更换轴承套时，建议同时更换轴承衬套。（3）石墨轴承套更换：衬套可以干压，但是水涂层会提供额外的。在安装过程中，压力应持续。最大的压入速度为200毫米/分（3.33毫米/秒）。（注：石墨衬套的内径在安装结束后将小一些，因为压力的作用。在24小时后在测量内径。）
2.2 叶轮：检查叶轮的磨损和损坏情况。观察进口是否有汽蚀痕迹（坑），叶片是否有磨蚀，盖板是否有裂纹。用非常细的挫或细砂布/纸磨光。检查叶轮的键，轴和叶轮的键槽。如果叶轮损坏或过度磨损或有坑，则应进行更换。不要用加热的方法将叶轮从轴上取下来。应该用木块小心的敲击叶轮，使其脱离轴。如果叶轮严重卷曲和磨损，应进行更换。同时更换新的、原尺寸静磨损环。
2.3 磨损环间隙：测量相应部件的直径间隙。在几个位置测量，然后用平均外径减区平均內径得出直径间隙。当泵的性能降低至可接受的标准时，更换磨损环（加工叶轮磨损表面）。
2.4 轴承和轴承座：检查轴承室附件；修正并清除法兰上的旧密封。检查推力轴承、导向轴承的接触面应不小于总面积的2/3。不符和标准时应进行修刮。
正确的检修工艺，是保证设备安全运行的重要因素，解体时尽量不要用锤子直接敲打，使用顶丝将各部件分解。回装时各部件要清理干净，表面抹剂滑动装入。泵轴较长，解体、回装时，必须注意泵轴受力，防止泵轴弯曲。
3 设备现状及节能改造方向
3.1 凝结水泵与低加疏水泵的设备介绍。
3.2 凝结水泵与低加疏水泵运行中的电能比较。
一般凝结水用户回收后集中在凝汽器热井中，虽然低加疏水泵布置在凝泵坑-5米，凝汽器与低加疏水箱联通，但#2低加疏水箱却布置在0米，在无压情况下无法实现低加疏水泵自吸。因此必须加装凝汽器热井至低加疏水泵进口联通管，并加装隔离阀门，以实现运行和停机情况下不同运行方式的切换。
3.3 启、停机工况下的凝结水泵用电：机组启动，由于凝汽器换水需求及给水泵启动等原因，凝结水泵提前启动，至发电机并网历时约20小时；停机后至汽包放水、主汽泄压到零历时约38小时。此两种工况耗电约W=Pt=1.732×0.85×6.2×87.92×（20+38）=46545kw.h。
4 改造方案的选择与实施
4.1 方案分析：“一拖一”改造方案，就是每一台凝结水泵配置一套变频装置和旁路装置，两台变频凝结水泵系统在电气变频环节上相互独立。每一台凝结水泵可以独立实现工频变频两种方式的切换，运行中保证两台泵的工作方式一致。正常运行时，一台凝结水泵变频运行，另一台凝结水泵变频方式下备用。“一拖二”改造方案，就是利用凝泵本身冗余配置的特点，采用一套公用的变频装置和一套组合式的旁路装置。只能保证一台凝结水泵处于变频工作方式，而另一台只能处于工频状态下。正常运行时，运行凝泵采取变频运行方式，而备用的凝泵处于工频方式。凝结水所供水源：轴加前：AB凝结水泵密封水、ABC给水泵前置泵密封水、定冷水箱补水、真空破坏阀密封水、后缸喷水、轴加U形管注水、低压轴封汽减温水、低压旁路ⅠⅡ减温水等；自凝汽器底部放水一、二次门之间接一管道至至两台低加疏水泵进口，总管设一电动截止阀为启停切换操作，两台低加疏水泵进口各设一手动截止阀为检修隔离之用。改造费用低廉，仅需增加部分管道和阀门。
4.2 轴加后：高扩ⅠⅡ减温水、低扩减温水、闭冷水箱补水、燃油吹扫用汽减温水、磨消防减温水、厂房采暖减温水等。两种方案的优缺点是十分明显的。“一拖一”方案凝结水泵运行方式简单、两台泵倒换运行时切换方便，事故情况下发生倒换对机组影响小，安全性高，但是改造成本十分巨大。而“一拖二”方案改造成本大幅度下降，但是在工作方式变换和凝结水泵倒换时操作比较麻烦，事故情况下安全系数相对降低。经过专家多方论证和参考兄弟电厂的改造经验，通过在凝结水泵控制程序和运行方式上进行优化修改，可以解决“一拖二”方案存在的不足。考虑到节约成本，最终选择采用“一拖二”方案对凝结进行改造，即每台机组的两台凝结水泵可公用1套变频装置，以节约投资。
4.3 节能效果
4.3.1 凝结水泵耗电量：根据机组的实际情况。经粗略估算自汽轮机打闸停机至锅炉放水后主汽泄压至零约须38小时，而自锅炉上水至发电机并网约20小时，这两种情况耗电累加就是一次机组停机凝结水泵所用的电量约W=Pt=1.732×0.85×6.2×87.92×（20+38）=46545kw.h。
4.3.2低加疏水泵耗电量：W=Pt=1.732×0.85×0.4×42.31×（20+38）=1445kw.h。
4.3.3可节约电能：46545kw.h-1445kw.h=45100kw.h
4.3.4 综合厂用电率：按照全厂停运一台330MW机组，全天发电量2300万计算，一台凝泵停运后节约电能约1.9万，则影响当天全厂综合厂用电率1.9/2300×100%=0.08%，不仅对于节能，对于完成全厂综合厂用电率都有较大影响。且在江苏电网实行替电形势下，我厂机组调停机会很多，经历的启停机工况会更长。功率因素取0.85、6kV母线电压取6.2kV、400V母线电压取400V。
4.4 运行注意事项
机组启动在低加疏水泵运行后据其出力情况进行凝汽器换水；低加疏水泵运行后据其出力及排汽缸温度开启后缸喷水；机组停机后遇系统放水等情况时应减慢疏放水速度；加强凝汽器温度及扩容器温度的监视，异常升高时应检查系统进行隔离；停机后切换至低加疏水泵运行时应在机组盘车投运正常后进行；加强低加疏水泵的运行检查，防止其超出力运行。
结语
电力企业要不断提高节能环保意识，通过合理改造、调整电力设备运行方式，进一步深挖潜力、加强管理，在保证设备安全和系统可靠性前提下，创建节能型示范电厂，相信通过不断的技术改造和调整优化，必将大大推进电力企业的快速稳步发展。
参考文献
[1]王玉彬.基于高压变频器的火电厂凝结水泵一拖二变频调速改造[J].工矿自动化，2006.
[2]王泓，陈奕夫.300MW机组凝结水泵优化配置方案[J].吉林电力，2008.
热电厂节能降耗建议范文4
当今世界，环境污染日益加剧，环境保护已成为国民经济可持续发展的重要组成部分。临沂市是鲁西南重要的商贸枢纽，近几年来，随着商贸批发市场规模的发展，城市人口迅速增加。相应的城市生活垃圾的数量也在急剧增加，据统计，现在每天产生城市生活垃圾约600吨左右，并以每年平均10%增长率递增。临沂市政府把垃圾处理列为99年度市政府“为民十大工程”之一，决定投资5000万元，在临沂市城西北36公里处征地1500亩，用于城市生活垃圾的填埋。一期工程先征地500亩，现在正在进行勘探、水文调查、基础处理等前期工作。
城市生活垃圾的处理方法主要有填埋、堆肥、焚烧等。填埋法方便易行，处理量大，是现在城市垃圾处理的一种主要方法，但是易造成二次污染，特别是垃圾中的一些有毒有害物质填埋腐烂后，渗透到地下，引起地下水的污染；同时产生的一些有害气体
造成环境的二次污染，并且需占用大量的土地。焚烧法是最有效的方法，使城市垃圾处理基本上达到了减容化、无害化和能源化的目的。垃圾焚烧后，一般体积可减少90%以上，重量减轻80%以上；高温焚烧后还能消除垃圾中大量有害病菌和有毒物质，可有效地控制二次污染。垃圾焚烧后产生的热能可用于发电供热，实现了能源的综合利用。
2垃圾发电供热技术的可行性分析
城市生活垃圾焚烧发电技术在国外已有四十多年的历史，最先利用垃圾发电的是德国和法国，近几十年来，美国和日本在垃圾发电方面的发展也相当迅速。目前，日本拥有垃圾发电厂一百多座，发电总容量在320MW以上，单台设备最大处理垃圾能力为552吨/日。
我国垃圾焚烧发电供热技术起步较晚，现在还处于研究开发阶段。现已建立的部分垃圾发电站，基本上是引进国外的设备和技术。我国第一座垃圾发电站是在深圳，引进的是日本三菱重工生产的两台炉排式垃圾焚烧炉，日处理垃圾150吨，配置500kW的汽轮发电机组来发电供热。1992年又上了一台杭州锅炉厂(引进日本三菱重工技术)制造的垃圾焚烧炉，日处理垃圾150吨，配置1500kW汽轮发电机组。在上海、天津等城市也相继与法国、澳大利亚等国家合作建设垃圾发电厂。引进的这些垃圾锅炉基本上都是炉排炉，价格昂贵，而且在燃用低热值、高水份的垃圾时，为了保证锅炉的正常燃烧，达到需要的工艺参数，必须添加燃料油，运行成本较高，经济效益差。发展适合我国国情的垃圾焚烧炉，实现设备国产化，达到低污染和高效燃烧是众多科研单位和生产厂家正在研究开发的课题。
流化床燃烧技术是本世纪六十年代迅速发展起来的一种新型清洁燃烧技术。他利用炉内燃料的充分流动、混合，达到高效燃烧。我国在利用流化床燃烧技术燃用低热值燃料方面处于国际领先水平。特别是浙江大学热能工程研究所多年来进行废弃物(如洗煤泥、煤矸石、城市生活垃圾等)的研究开发和应用。成功开发出异重流化床城市生活垃圾焚烧技术，可实现高效清洁燃烧。采用流化燃烧技术焚烧垃圾的优点主要表现在以下几个方面：
a操作方便，运行稳定。由于流化床床料为石英沙或炉渣，蓄热量大，因而避免了床的急冷急热现象，燃烧稳定。垃圾的干燥、着火、燃烧几乎同时进行，无需复杂的调整，燃烧控制容易，易于实现自动化和连续燃烧。
b设备寿命长。炉内没有机械运动部件，使用寿命长。
c可采用全面的防二次污染的措施。对焚烧时产生的有害物质进行处理，在不增加太多投资的前提下，可将NOX、SO2等气体排放控制在国家标准以下，炉渣呈干态排出，便于炉渣的综合利用。
d流化床焚烧炉由于炉内燃烧强度和传热强度高，相同垃圾处理量的流化床焚烧炉和炉排炉相比体积要小，故而投资小，适应于大型化发展。
e燃料适应性广，可燃烧高水分、低热值、高灰分的垃圾，床内混合均匀，燃尽度高，使垃圾容积大大减少，特别适应于垃圾热值随季节变化很大的特点。
因此，流化床垃圾焚烧是一种综合性能优越的焚烧方式，尤其适合我国垃圾热值低、成分比较复杂的国情。随着我国人民生活水平的提高，城市生活垃圾中无机物含量将大幅度下降，有机物、纸、塑料等高热值废弃物成份逐渐上升，使之具备了能源化利用的可能。当城市生活垃圾随着季节变化或影响过低时，为保证供电或供热，可将垃圾与辅助燃料(如原煤、废油等)在同一炉内混烧。
目前，城市生活垃圾流化床焚烧发电新技术已应用到商业化运营的热电项目上。1998年浙江大学热能研究所与杭州锦江集团将联合开发的此项技术应用到余杭热电厂，把余杭热电厂原有的一台35t/h链条锅炉改造为垃圾流化床焚烧炉，燃用杭州市部分地区的城市生活垃圾。锅炉经改造后，单台炉日处理垃圾150～250吨，同时补充部分辅助燃料--原煤，以保证热电厂的正常供热和发电。
余杭热电厂的垃圾焚烧炉至今已运行十个月，运行状况良好。其运行情况如下：垃圾焚烧炉运行稳定，各项技术参数和指标均达到了设计要求，保证了发电机组的正常运行；最长连续运行时间超过一个月；平均每小时焚烧垃圾约7吨，最大量可达到11吨/小时；对垃圾成分、热值随季节性变化和适应性好。
通过以上的分析说明，在我国发展垃圾发电，在技术上已经有了很大的突破，特别是近几年来循环流化床燃烧技术发展迅速，为垃圾焚烧技术的发展创造了有利的条件。目前，我国各地热电厂循环流化床锅炉的数量正在大幅度上升，并向大型化发展，运行操作和管理水平在不断提高，并趋于成熟，对垃圾流化床焚烧炉的推广应用又创造了较好的环境。
3方案的选择
垃圾焚烧发电项目建设方案的确定，应从本地的实际情况出发，结合城市发展水平而定。国外的技术比较成熟，但设备的价格昂贵，投资太大，一般中小城市难以承受。采用国内的技术和设备，投资小，很适合我国的国情。一般来说，在一个城市是新建一座垃圾焚烧发电厂，还是利用现有的热电厂进行改造，应进行可靠的分析和研究。笔者认为，利用现有的小热电厂进行改造将比新建一座更有利，分析如下：
王云翠等：开发垃圾发电技术实现热电持续发展
热电技术2000年第1期(总第65期)
a新建一座垃圾发电厂，在整体布局和结构上可能合理些，但投资较大，如新建一座日处理垃圾300～500吨中型垃圾发电厂，要建3×35t/h锅炉+2×6MW汽轮发电机组，需投资1.4～1.5亿元。投资大，产出低，项目经济效益低下。
b热电厂在现有的基础上进行改造，可以利用原有的生活办公设施及生产厂区和配套设备，节省投资，见效快。同时，进行改造也可以有两个方案；一是在热电厂厂地允许的情况下，建新的垃圾焚烧炉和发电机组，那样机组分布较合理，但在目前电力需求趋于饱和的情况下，新机组发电并网比较困难；原有的锅炉进行改造，配套热电厂现有的机组，比较容易操作，可以节省大量的投资，实施容易，能起到事半功倍的效果。
临沂热电厂位于临沂市西南部的工业区内。现有3×35t/h链条锅炉+1×75t/h循环流化床锅炉和1×C6+1×B6+1×C12中温中压汽轮发电机组。供热主管线长20余公里，主要为50余家工业生产用户和机关宾馆居民采暖供热。现有的两台35t/h链条炉需要燃用优质烟煤，虽经几次改造，但是效果不大。锅炉效率低，经测试锅炉热效率为78%，面临着被淘汰的可能。如果把链条炉改造成流化床垃圾焚烧炉，可以解决临沂市的垃圾处理问题，同时提高锅炉的热效率，适应时代的发展，对我厂经济效益将有很大的改观。因此，我们选择了利用原有锅炉进行改造的方案。
4锅炉改造方案
4.1锅炉本体改造
锅炉改造维持原炉膛中上部及尾部烟道不变，将炉膛下部炉排及渣斗拆除，使炉下部改为流化床密相燃烧区，密相区内布置倾斜埋管。埋管采用加装鳍片和喷涂方式防止磨损。炉体水冷壁内侧敷有耐火层，防止磨损。锅炉本体外部的汽水管道系统不变。增加了流化风室及布风板、风帽，阻力大大增加，原有风机压头不能满足要求，所以选用高压头送风机。引风机也需改型。在炉膛出口设置分离器和返料器，经分离器分离下的颗粒可实现炉内循环，增加其停留时间，这样大大提高燃烧效率，且尾部受热面的磨损程序大大减轻。
4.2垃圾处理系统
生活垃圾由汽车运至厂内垃圾储存仓，在厂内渣场位置建一座半地下的全密封的垃圾库。
与现在的输煤栈桥并行建一条密封的耐腐蚀的垃圾输送皮带。垃圾储存仓内设有破碎机，单梁吊车。并设有电磁去铁器、污水泵等。垃圾运至库内，经垃圾炉前处理系统送入炉内。预处理系统一方面可打碎特大垃圾及塑料袋、木板、玻璃瓶、砖块石块等杂物，同时也可使垃圾均匀入炉，破碎后的垃圾用吊车抓到输送带上，送到炉前，经往复式给料机送入炉内。
采用吸风管将垃圾坑内散发的臭气吸至炉内，进行燃烧脱臭，不让垃圾臭气弥散。垃圾中的污水收集在坑底废液池内，然后经泵喷射至炉内流化床段上方焚烧，使其充分裂解，减少污染。
4.3焚烧系统
因垃圾焚烧炉是链条炉改造的，用石英砂或炉渣作床料。每小时燃烧垃圾6～9吨。垃圾进入焚烧炉后，与炽热的床料混合焚烧，由于流化床良好的横向混合特性，可确保床内焚烧能保持稳定运行。焚烧炉内设计温度和烟气停留时间分别为850℃和3秒左右，并保持强烈混合，使有害成分在炉膛内充分裂解和破坏。高温烟气从炉膛出口至过热器、省煤器、空气预热器、烟气处理装置和电除尘器，最后经烟囱排入大气。
由于垃圾热值受来源、气候、季节等因素的影响很大，为达到高效低污染焚烧的目的，用煤充当辅助燃料。
点火采用床下自动点火系统，经预燃室进入风室，关入炉膛。
整个除灰系统处于干式密封状态，因此避免了厂区内粉尘污染和污水污染，排出的灰渣可综合利用。
4.4热工控制系统
焚烧炉采集了较全面的运行参数，供垃圾焚烧炉运行调节、操作与检测，主要参数有各主要部分的温度显示与记录，各主要部分的压力显示，主要管路的流量，炉膛含氧量。另外控制系统除含有常规温度、压力、流量、远控、报警等功能外，还配套垃圾预处理及焚烧炉内重要部位的实时工业电视监视。考虑到垃圾的脏臭等特殊性，绝大多数的调节手段均集中于主控室内，使运行人员工作强度降低，提高了工作效率。
4.5锅炉厂用电系统
本期工程厂用电采用380伏电压，利用原有的厂用电系统。本期工程不再增加低压厂用变压器。
4.6环保措施
垃圾流化床锅炉是城市解决环保问题的重要设施，对保护环境、减少污染起到了很大的作用。垃圾处理实现了减量化、资源化、无害化，解决了困扰城市发展的一大难题，保护了人民身心健康，美化了城市环境，提高了人民的生活质量。垃圾流化床锅炉本身亦采取了一系列措施来解决产生的污染问题。
4.6.1建立全密封的垃圾库。将垃圾存放在垃圾库中，并用吸风管将垃圾坑内散发的恶气送入炉内做二次风，运行燃烧脱臭；垃圾底部设有一废液池，收集污水，当达到一定量后，把污水喷射到炉内流化床段上方焚烧，使用充分分解，减少污染。
4.6.2垃圾在垃圾库中经简单破碎后，经一条全密封的皮带送入炉内。炉内设计温度为850℃左右，烟气停留时间为3秒左右，炉内床料并保持充分混合，使有害成分在炉膛内充分裂解、破坏、焚烧。
4.6.3采取较全面的防止二次污染的措施，对焚烧时产生的有害的物质进行了处理，可将NOX、SO2及HCl等气体控制在国家标准之下。为进一步净化尾气，在尾部安装了脱除有害气体的烟气处理装置。炉渣呈干态排出，无渣坑废水，亦不需处理重金属污水的设备。
当处理含硫或含氯高的垃圾时，基于流化床燃烧方式的优点，采用炉内加石灰石可脱除SO2和HCl。
4.6.4由焚烧炉尾部排出的飞灰经过电除尘器，飞灰浓度低于国家标准，排出烟囱。整个系统处于干式密闭状况，因此避免了厂区内的粉尘污染和污水污染，排出的灰渣可综合利用。
5垃圾焚烧发电项目的经济性分析
热电厂现有的三台35t/h链条炉改造为流化床垃圾焚烧炉后，日处理垃圾能达到600吨，配置一台C12MW的汽轮发电机组，原热力系统、汽水系统、输煤系统不变，新建垃圾处理系统。项目经济性分析如下：
整个改造工程需要投资4800万元左右；
销售收入按设备的容量计算，销售电、汽年收入约5360万元；
年运行费用约4100万元；
年销售税金及附加费约350万元；
年获利润约900万元(包括所得税)；
项目投资回收期约5.5年；
总投资利率约18.8%；
总投资利税率约26.2%；
该项目在财务上是可行的。
垃圾焚烧发电供热项目是一项社会公益事业，主要体现了社会效益。同时热电厂通过技术改造，设备更新换代，取得了一定的经济效益，找到了新的经济增长点，实现了热电厂的可持续发展。
6结束语
6.1结论
6.1.1城市生活垃圾焚烧发电供热属一项新兴的产业，它解决了城市垃圾造成的污染。与填埋、堆肥相比节省了大量土地，减少了二次污染，同时充分利用了再生能源，达到了对垃圾处理的减容化、无害化、资源化的目的，社会效益显著。
6.1.2城市生活垃圾焚烧技术已日渐成熟，已实现了垃圾焚烧炉设备全部国产化，并有示范工程，而且已显示出它的可靠性、稳定性。我国的垃圾焚烧发电供热事业已初露端倪，并已纳入产业化轨道，其发展势头迅猛。据有关部门资料介绍，北京、天津、武汉、长沙、南京、温州、汕头、珠海、中山等城市都有发展规划。至2000年，全国将建有大中型垃圾发电厂3～5座，小型工厂10～15座，至2010年，各地将建有各类垃圾能源工厂150～200座。我省已有荷泽、平度、枣庄等市垃圾发电厂已立项及设备订货。
6.1.3热电厂的原有锅炉设备特别是35t/h链条炉效率低，要求煤种好，需要进行更新改造。改为垃圾焚烧锅炉后，技术水平高，是一条优化组合资产，节能降耗，提高经济效益的开拓之路。
6.2建议
城市生活垃圾焚烧发电供热工程是一个社会公益和环保事业，它体现出巨大的社会环保效益，并且又是一个投资高，技术密集型的企业。就其性质来讲，它属于综合利用高新技术产业项目。它的发展需得到各级政府及有关行业的支持配合，国家应加大力度，研究落实扶持政策，促进该项目顺利运行。它应该享受有关的优惠政策。
6.2.1按照国家有关规定，该项目银行应优先安排基本建设贷款，并给予一定比例的财政贴息。
6.2.2垃圾发电的电量应全部上网，电力主管部门不安排该项目机组作调峰运行。
6.2.3垃圾发电供热机组的并网运行电价、供热热价在还款期内应实行“生产成本+本付息+合理利润”的定价原则。
6.2.4该项目企业所得税、增值税要按照资源综合利用企业和高新技术企业的规定执行。
热电厂节能降耗建议范文5
关键词：省内烟煤；西煤；安全；经济性
中图分类号：TK16 文献标识码：A
地处黑龙江省西部的齐齐哈尔市富拉尔基热电厂，配套有9台670t/h锅炉。锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的HG-670-140-6、HG-670-140-12/12HM型，其设计煤种为内蒙古扎来诺尔褐煤，简称西煤。每台炉安装了六套风扇磨直吹式制粉系统，一期磨煤机出力36t/h，电动机额定电流108A，二期磨煤机出力41t/h，电动机电流额定134.7A。因内蒙煤矿离富热厂较远，运煤费用高，为降低发电成本，富热厂从黑龙江本省相对较近的鸡西、鸡东矿购入大量烟煤，与西煤混烧。在运行过程中出现了燃烧稳定性差，再热汽温偏低，加减负荷慢等问题本文分析了产生以上问题的原因，采取的方案用于指导现场运行生产。
1 省内烟煤与扎来诺尔褐煤煤质对比
当前富热厂来煤始发地较多，现选择几种典型煤进行对比，见表1。
从表1数值对比不难看出省内烟煤的特点，发热量比西煤高50%左右，水分含量远小于西煤，灰分含量高，挥发份低于50%左右，煤的可磨性系数较大，一般为1.5。
从理论上讲，煤中的挥发份含量是其主要的着火特性指标。研究表明煤粉气流经过加热，挥发份首先析出和燃烧，挥发份越高越容易着火，特别是含氢量和含氧量对煤的着火特性有较大影响。
2 省内烟煤对锅炉运行安全经济的影响
2.1 对锅炉燃烧状况的影响
富热厂锅炉设计煤种为褐煤，挥发份含量高，容易着火燃烧，火焰长，尤其负荷低时燃烧稳定。省内烟煤挥发份含量低，火焰较褐煤短，着火相对较差，燃烧状况一般，在负荷低时燃烧不稳。通过对六台锅炉负荷高低时段煤种燃烧试验发现，锅炉高负荷时段烧省内烟煤较好，运行四套制粉系统就可以带满负荷，且有富裕，一、二期相同；西煤则需要五套制粉系统运行（一期），二期四套运行时磨煤机电流超过110A，接近额定电流，这是磨煤机运行不稳定，造成负荷波动。当采用部分磨煤机上省内烟煤时，机组负荷低于140MW四套制粉系统运行，其中有一套为省内烟煤时，燃烧出现摆动。机组再减负荷时，燃烧状况有恶化趋势，观察炉膛内火星相对当多，火焰变红，火焰监视器火焰显示出现绿色较多（燃烧良好为红色），当每层都出现4个绿色时锅炉灭火保护工作，锅炉灭火，低负荷燃用省内烟煤对机组深度调峰（50%负荷）具有一定影响。
2.2 对锅炉蒸汽参数的影响
由于省内烟煤发热量高，同样负荷状况下，进炉膛的燃料较西煤少，燃烧风量需减少，一次风煤粉浓度也减少，虽然省内烟煤着火点较西煤晚，但火焰中心还比西煤低，导致炉膛出口温度下降，主、再蒸汽温度降低，尤其再热气温下降明显。当煤质全变为西煤时，不及时调整配风，易使炉膛出口温度过高而结焦，影响锅炉安全运行，一期锅炉采用混合配煤后，汽温偏低现象有所缓解。运行人员如何调整汽温，还需要在工作中不断地学习研究。
2.3 对机组加减负荷的影响
由于受到东北地域特点，东北电网装机容量大，单机容量增大，而经济发展状况较慢，用电负荷增长缓慢，富裕电量较多。黑龙江省富裕电量100亿kWh。200MW机组越来越多地承担电网调峰任务。当省内烟煤的引入，较好到解决了高负荷时锅炉加负荷的要求.因此一定要处理好加减负荷与机组安全经济运行的关系。
3 对燃用省内烟煤的几点建议
3.1磨煤机采用抗磨损材质，提高运行小时数，减少大修费用。
3.2合理灵活燃用省内烟煤，保证锅炉燃烧稳定，研究最佳运行方案，降低发电煤耗，提高机组经济性。
3.3加强对入场煤，入炉煤的检验与管理，确保质高价格合理，尽可能减少煤矸石等劣质煤入厂。加强燃料部门与发电运行沟通，使煤质与负荷变化相适应，避免电量丢失。
3.4提高运行人员业务素质，增强节能降耗意识，尽可能多烧省内烟煤。
3.5富热厂应当将烧省内烟煤节约的一部分资金用于奖励发电运行及燃料部门，政策上鼓励多烧省内烟煤。
结语
通过以上分析，燃用省内烟煤，燃料的发热量、挥发份、灰份虽有较大变化，对锅炉燃烧稳定性产生影响，但通过采用合理的较可行的方案，如采用省内烟煤与西煤混合及单独配煤，均可以在一定负荷下保证燃烧稳定，同时可以降低发电成本，节约大量资金。通过富热厂专业技术人员多方努力，初步有效地解决了省内烟煤带来的问题，为电力企业发展开创一个崭新的思路与方向。
参考文献
[1] 陈刚，方庆艳，张成，夏季.电站锅炉配煤掺烧及经济运行[M].北京：中国电力出版社，2013（12）.
热电厂节能降耗建议范文6
关键词：节能，可持续发张，绿色，建筑材料，水泥，温室气体排放。
中图分类号：TE08 文献标识码：A 文章编号：
我国是一个发展中大国，又是一个建筑大国，每年新建房屋面积高达17-18亿平方米，超过所有发达国家每年建成建筑面积的总和。随着市场经济的发展及人民群众住房需求的增加，建设事业迅猛发展，建筑能耗及建筑材料耗能迅速增长。根据中国咨询网统计，2005年建材行业消耗各类能源占到了全国能源消耗总量的7%，其中粉尘和排放分别占全国工业粉尘和排放总量的63%和8.5%，分别位居全国工业的第一位和第二位。
生产建筑材料的能耗一直居高不下，一方面由于我国每年新建房屋及市政设施需要大量的建筑材料，如水泥，钢材，玻璃等，他们均为高能耗建筑材料。例如,2010年中国水泥产量可到18.68亿吨，增速15.53%，占全球产量的一半以上；由于技术原因，我国建材生产中能耗及温室气体排放较大，我国单位水泥能耗约为发达国家的2.5倍，而日本建筑材料生产已经实现“负能”； 据专家估计，水泥工业每年产生的二氧化碳排放量分别接近12亿吨。建筑能耗指建筑使用能耗，其中采暖、空调能耗约占60%~70%。我国既有的近400亿平方米建筑，仅有约1%为节能建筑，其余无论从建筑围护结构还是采暖空调系统来衡量，均属于高耗能建筑。单位面积采暖所耗能源相当于纬度相近的发达国家的2.5倍。这是由于我国的建筑围护结构保温隔热性能差，采暖用能的大约70%白白跑掉。而每年的新建建筑中真正称得上“节能建筑”的还不足1亿平方米，建筑耗能总量在我国能源消费总量中的份额已超过27%，逐渐接近三成。，
为实现建筑材料的环保节能，其生产过程和使用能耗都必须综合考虑，涉及到结构、施工、材料等多个方面。笔者将就建筑材料节能、空间结构节能、新型结构节能科技及我国古建筑的节能处理做一些论述及一些未来发展的建议。
水泥是建筑行业用量最多的建筑材料，所以笔者主要就水泥在我国的生产及节能情况做一些简单的论述。根据“中国水泥年鉴”统计数据，2005年全国水泥产量为106885万吨，比上年增长9.85%，同年水泥制造业能源消耗总量1.17亿吨标准煤，比上年增长10.72%。而2010年我国水泥产量大18亿吨，占建材工业能源消耗总量的75.49%。其能耗如此之大的原因有以下几点：
1、水泥总量迅速增长。
水泥行业是基础原材料行业，是需求拉动性产业。它的总产量需求与国家固定资产投资的增长有密切的关系。.我国当前经济发展主要由固定资产投资、消费和进出口贸易3驾马车来驱动，其中固定资产投资占有重要地位。从近几年经济数据分析，固定资产投资的增长率均大于国民经济GDP的增长率，而固定资产投资中房地产投资又占到了30%以上，甚至超过一半，并保持了年20%以上增速。这种经济形态对建筑行业重要原料水泥产量增长的拉动作用是显而易见的。
2、水泥产业结构不尽合理。
尽管我国年水泥产量已经达到数十万吨，但水泥的生产工艺却仍然较为落后，长期以来我国水泥生产以立窑或湿法等落后工艺为主。改革开放以来，经过近30年的不断努力，特别是近10年来我们在新型干法水泥生产工艺、技术装备、基建成本、生产管理等方面取得了突破性进展，使得我国水泥工业结构调整取得明显进展。新型干法水泥比重从2000年前的不足10%提高到2008年的52%，增加了近40个百分点，并以其所具有的技术、经济、规模优势，主导着水泥工业的发展。但我们也清楚地看到，尽管新型干法水泥的比重不断提高，立窑等落后生产方式仍占有半壁江山。这种情况与发达国家基本上都是采用新型干法工艺生产有着巨大的差距。因此，我国水泥行业结构调整的任务仍然是十分繁重的。正因为我国水泥产业结构中还有如此巨大数量的落后生产方式存在，导致我国水泥工业显现出能耗高、资源消耗大、对环境污染严重等弊端。
3、水泥产品的单位能耗高。
我国水泥产业的结构调整虽然有了长足的进步，然而，用落后方法生产的水泥产品产量在总产量中仍占很大比例。这些落后生产方法所生产的单位水泥产品所耗费的能量比新型干法工艺要高。不同的水泥生产方法，除去单位水泥产品的热耗不同外，它们所生产产品的质量、资源利用率、劳动生产率及对环境的负荷也是不同的。
我国目前大力发展的新型干法水泥生产的技术指标与其他落后生产方法相比有很大的优越性，但是与国际先进水平仍有较大的差距。我国要实现可持续发展必须转变发展模式，具体的方法有以下几条：
1、提高水泥、混凝土的实物质量，延长建筑物、构筑物的使用寿命。
2、加快水泥产业结构调整步伐，提高水泥厂的生产能力，关闭小水泥厂，提高能量的利用率。
3、大力发展循环经济，努力发挥水泥工业节能利废的优势，如可利用热电厂钢铁厂发电用的煤渣做水泥配料，为全社会节能降耗多做贡献。
4、研制开发水泥产品的低能耗可替代物。
5、加强科技投资，开发研制水泥的再回收利用。
6、优化设计，积极推广节能环保技术，采用节能环保装备。强化管理，努力降低水泥单位产品能耗。
7、开发高效添加剂，提高水泥性能，减少生产高强水泥时的能耗。
降低建筑材料的能耗在我国有无可比拟的意义，我国建筑材料生产量占世界生产量的五成以上，而单位建筑材料的能耗是发达国家的约2.5倍，可见我国建筑节能减排上还有很大的进步空间，应该大力加强新科技的开发及推广应用，就可获得巨大的经经济效益与社会效益。
参考文献：
[1]梁保钢.浅议建筑节能[J].山西建筑,2006,32(17). [2]龙惟定.建筑节能与建筑能效管理[M].北京:中国建筑工业出版社
[3]王澜，论水泥节能，2006.9
作者简介：
