火电厂发电水耗偏高原因分析及解决措施
如何降低发电厂综合耗水率
如何降低发电厂综合耗水率【摘要】电力工业耗水量逐年增加，占工业用水量的40%左右。
在水资源压力日益增大的今天，节能减排势在必行，实现我国水资源的可持续发展。
特别是火电企业，受水资源的制约越来越大，节水工作逐渐成为发电厂重点研究课题。
针对云浮A厂综合耗水率偏高的问题，本文对电厂各用水系统进行综合分析，提出相应有效的节水措施，降低发电厂综合耗水率。
【关键词】耗水率；节水；用水系统1.现状调查2.原因分析（1）循环水系统耗水量分析。
水损失体现为蒸发损失、风吹损失和排污损失。
蒸发损失比例最大，占全厂水损失的50%，目前还没有较好的回收办法。
风吹损失和排污损失对全厂的耗水量影响较大。
（2）化学水系统耗水量分析。
锅炉排污不合理，汽水损失大、制水系统和化学水处理自用水等约占电厂水损失的2%。
另外，#1机内冷水系统泄露，补水量大。
（3）灰渣水系统耗水量分析。
A厂电除尘炉底灰沟冲灰用水量偏大，炉底水封经常溢流，浪费水源。
灰渣水回收利用率低。
（4）脱硫水系统耗水量分析。
脱硫耗水量约占电厂耗水量的18%。
GGH蒸汽吹扫增加锅炉汽水损失。
烟气经过脱硫吸收塔后，带走大量水汽，约占FGD 耗水量的90%。
（5）工业水系统耗水量分析。
铺张浪费现象严重，辅机冷却水不回收，个别系统过度补水。
（6）汽水系统耗水量分析。
疏水阀内漏大，锅炉连排、定排不合理、频繁吹灰、炉管泄漏等因素造成汽水损失。
（7）杂用水系统耗水量分析。
生活用水存在铺张浪费现象。
消防水系统有漏或挪为他用。
3.制订措施3.1加强循环水的运行管理3.1.1加强对西江来水水质预处理非汛期西江水浊度小，水质较清，可直接补水到事故水池或直补冷却塔。
汛期西江水浊度大，水中泥沙含量大，须经沉淀池进行预处理后，补充至事故水池。
可有效减少冷却塔排污量。
3.1.2合理控制循环水浓缩倍率排污量取决于循环水系统的浓缩倍率。
浓缩倍率过高，会带来设备结垢和腐蚀等问题。
而浓缩倍率过低，补充水过大，失去节水意义。
火电厂节能降耗的分析与措施(标准版)
( 安全技术 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改火电厂节能降耗的分析与措施(标准版)Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that peoplemake mistakes火电厂节能降耗的分析与措施(标准版)1分析与措施节能降耗有许多方面，比如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、维持凝汽器最佳真空、提高给水温度、降低厂用电率、排烟热损失、原水单耗、补水率等。
1.1维持凝汽器最佳真空维持凝汽器最佳真空，一方面可以增强机组做功能力，另一方面可以减少燃料量，从而提高机组经济性。
机组正常运行中，保持凝汽器最佳真空应采取如下措施：1.1.1确保机组真空严密性良好1)、坚持每月两次真空严密性试验；2)、利用机组大小修，对凝汽器进行灌水找漏；3)、对轴封系统进行改造，确保轴封系统供汽正常；加强轴抽风机运行维护，确保轴封回汽畅通。
4)、加强给水泵密封水系统监视调整。
5)、发现真空系统不严，影响机组真空，立即进行查找：a）检查#8、#7、#6、#5低加汽侧放水门、就地水位计放水门、电接点水位计放水门是否关闭严密；#8、#7、#5低加疏水至凝汽器直通门盘根、法兰是否吸气；b）检查轴封冷却器水位是否正常；c）检查甲、乙、丙凝汽器就地水位计放水门是否关闭严密；d）单级水封筒真空是否破坏，存在泄漏，向单级水封筒适当注水；检查调整给水泵密封水，同时检查多极水封筒入口压力表是否出现真空，如若是，则向多极水封筒注水，使水封筒入口压力保持在0位。
e）检查调整凝结泵密封水，防止凝结泵密封水过低；用薄纸巾检查凝结泵入口滤网法兰是否吸气；f）检查调整#7、8低加疏水泵密封水，防止疏水泵密封水过低；g）检查本体疏水扩容器至凝汽器热水井的疏水管弯头、管道、焊口等检查是否存在泄漏；本体疏水扩容器至凝汽器吼部的疏汽管道上的伸缩节焊口是否开裂泄漏；疏水至本体疏水扩容器的最后一道阀门的盘根、法兰是否存在泄漏；h）检查轴封泄汽旁路门开度是否过大，调整门前后疏水门是否关闭严密；检查低压轴封供汽压力是否过低；i）检查真空破坏门是否泄漏（向真空破坏门内注水）；j）检查#7、8低加疏水泵、凝结泵空气门，空气管道焊口是否吸气；检查射水抽汽器的空气门、凝汽器的空气门盘根、焊口是否存在泄漏；k）二级旁路前后疏水是否存在接管座开裂；级旁路前排大气与排扩容器疏水门不严密；l）低压缸安全门是否存在泄漏；m）凝汽器吼部是否存在裂纹，检查凝汽器热水井取样门是否关闭严密；1.1.3加强射水泵运行维护，检查射水池水位是否正常，水温是否过高，否则应加强换水，保证射水池温度不超过26℃；1.1.4加强循环水品质的监督，减少凝汽器铜管结垢，并定期进行胶球清洗，以增加凝汽器铜管换热效率；1.1.5加强冷却水塔的维护，夏季运行时，全开中央上水门，加强冷却塔换水，增加冷却塔效率；春冬季根据循环水温度，调整中央上水门、热水回流门开度，装拆冷却塔围裙确保循环水温度正常；不定期检查塔池内有无杂物，及时清理，防止杂物进入自然塔水池，使凝汽器滤网堵塞，减少进入凝汽器的实际循环水量，降低真空；1.1.6保持正常凝结水水位，凝汽器水位高，凝汽器空间减少，冷却面积亦减少，凝汽器真空下降。
火电厂节能降耗的分析与措施
火电厂节能降耗的分析与措施前言随着我国经济的快速发展和城市化进程的不断加速，能源需求量与供给矛盾逐渐凸显。
而火电厂作为我国主要的发电方式之一，其能源消耗和环境影响越来越受到关注。
节能降耗成为了提高火电厂能源效率的有效措施。
本文将探讨火电厂节能降耗的分析和措施，希望能为火电厂的可持续发展提供参考。
火电厂节能降耗的分析能源流失问题火电厂的主要能源来源为化石燃料，如煤、石油、天然气等。
在燃烧过程中，化石燃料能量的转换效率存在一定的损失。
据统计，我国火电厂平均能源浪费率高达10%~15%，其中烟气散热与余热利用缺乏是造成能源浪费的主要原因。
排放问题火电厂排放的废气和废水含有大量有害物质，如二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、灰渣等，不仅会对环境和人类健康造成危害，同时也会浪费大量能源。
工艺和设备问题火电厂的工艺和设备也是影响能源利用效率和能源浪费的重要因素。
例如，锅炉效率低下、污染治理设施老化等都会影响火电厂的节能降耗效果。
火电厂节能降耗的措施优化锅炉燃烧优化燃烧是提高火电厂能源利用效率和降低能源浪费的重要手段。
例如，采用先进的煤粉喷射器技术，提高燃料的燃烧效率；通过调整燃烧的氧气供应量，掌握燃烧温度的控制，进一步提高燃烧效率。
合理利用余热余热利用是减少能源浪费、提高能源利用率的重要措施。
通过合理的烟气余热回收，可以使得锅炉排放的烟气温度大幅度降低，从而达到节能的目的。
另外，可利用余热给锅炉加热水供热等，实现能源的有效利用。
应用节能技术节能技术应用是提高火电厂能效的重要手段。
例如，利用气动输灰技术，降低输送能耗；利用强化排渣技术，降低机组补水量和能耗；利用低压抽汽提取热量加热给水，提高机组效率等。
优化设备调试优化设备调试与维护，是有效提高设备运行效率和延长设备使用寿命的关键环节。
通过定期对设备进行维修保养，调整设备和控制系统参数，进一步提高设备效率。
结论火电厂作为我国主要的发电方式之一，其节能降耗和环保问题日益凸显。
煤化工行业高水耗问题分析与改进措施
煤化工行业高水耗问题分析与改进措施发布时间：2021-04-22T12:21:08.873Z 来源：《基层建设》2020年第33期作者：孙玉婷[导读] 摘要：现阶段我国对能源的需求量呈几何倍上升，煤化工产业在市场中获得有效发展。
新疆庆华能源集团有限公司新疆伊宁 835000摘要：现阶段我国对能源的需求量呈几何倍上升，煤化工产业在市场中获得有效发展。
但是在产业发展的过程中也伴随着严重的环境污染问题，环境的可持续发展能力正在逐渐减弱。
清洁能源得到人们的广泛关注，为环境优化提供发展的契机。
我国的煤化工产业正处于蓬勃发展的阶段，发展速度正在稳步提升，应该认真对待高水耗问题，把发生环境污染的概率降到最低。
关键词：煤化工产业；发展；降耗1我国现代煤化工产业发展态势我国的煤化工产业属于化工产业的范畴，通过化学手段把煤炭转化为清洁能源和化学材料。
主要应用的工艺为：煤的气化和液化以及高低温干馏。
我国虽然具有丰厚的煤炭资源，但是日常的消耗量也很大，同时它会对环境造成严重污染，所以应用频率较低。
所以应该优化对煤炭的认知模式，提升煤炭资源的使用价值。
煤化工产业需要具备充足的资金和科学技术，在产业发展中会消耗大量的煤炭资源，对周围的环境造成一定的污染，影响环境的可持续发展能力。
目前我国煤化工产业经营的主要方向就是生产清洁能源，例如甲醇、氨醇。
我国的现代煤化工产业具有较好的发展前景，应该进行合理规划[1]。
2我国现代煤化工产业发展中的降耗问题2.1煤炭开发工作缺乏系统规划，导致资源浪费环境污染现阶段，我国没有对煤炭开采、运输及应用等环节进行有效的安排，每个操作步骤之间缺乏紧密性。
在煤炭开采的环节中盲目进行挖掘，没有对煤炭资源的属性和特点进行探究，缺乏对煤炭资源应用的有效安排、煤炭的分类模式缺乏科学依据。
因为缺少系统的规划，导致开采出来的煤炭资源质量较差，部分高质量的煤炭在开采后得不到有效利用，严重影响生态资源的稳定性[2]。
火力发电厂厂用电率影响因素分析及降低措施
火力发电厂厂用电率影响因素分析及降低措施摘要：对当前火力发电厂厂用电率的高损耗环节和原因进行分析，再结合实际操作过程中的现场运行经验。
从内部管理、最新科技等多方面入手得出降低火电厂厂用电率的具体措施以及操作方法，真正达到节约资源、降低生产成本的根本目的。
关键词：必要性；原因分析；降低用电率措施1 降低厂用电率的必要性我国在“十一五”规划发展中明确提出了以下要求：每年的人均生产总值总体要比上一年生产总值翻倍，各单位的能源消耗总值整体要比“十一五”前降低不少于20%，资源的有效利用率要明显提升。
指导思想中还指出，要将公司集团建设成为规模式效益、控股投资、节能减排、集团化和现代化，真正为国家、为社会做出贡献。
对能源耗损的有效降低和节约，是我们整个人类社会义不容辞的责任，与企业获取和创造更大的经济效益相吻合，也是其长远发展的必经之路。
火电厂的运营发展时间长久，累积了较为丰富的生产经验，但仍然存在不足，在原有基础上如果能在内部管理、技术革新等方面进行提升，势必能将火电厂的厂用电率有效降低，实现节约能源、有效利用的目标。
2 火力发电厂厂用电率高的原因分析厂用电率是火电厂的一项重要指标，它能直观反映发电厂的节能降耗水平。
厂用电率包含两个方面，生产厂用电率和综合厂用电率。
从节省厂用电的角度来看，节约能源降低损耗是降低厂用电率的重要方面。
2.1 锅炉燃烧锅炉工作的效率受到燃料的控制，燃烧方式的不合理和燃料的不完全燃烧都会使燃烧热大大损耗，直接导致锅炉工作效率低下。
锅炉工作是大部分产品生产的基础环节，锅炉工作效率不能有效提高对火电厂的经济运营将会产生极大影响。
导致燃料不完全燃烧和热损耗的原因有很多，但最主要的原因在于炉膛和烟道的不严密。
有缝隙和有风向的部位会有漏风现象，而漏风会使炉膛内部温度降低，导致锅炉的燃烧速度减慢。
同时温度的降低会产生大量的烟气，汽温难以稳定，调节困难。
排烟的热损耗也会随之增加，在锅炉受热面有大量灰尘和结焦时，传热性能会大大减弱，排烟量和排烟温度的升高直接导致排烟的热损耗。
分析补水率偏高的原因以及对其进行改造的技术
分析补水率偏高的原因以及对其进行改造的技术本文只是我精心从网络上搜集来的，我保留了原作者的姓名。
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分析补水率偏高的原因以及对其进行改造的技术网络收集分析补水率偏高的原因以及对其进行改造的技术摘要:分析了三河发电厂350 MW机组补水率偏高的原因，并采取了相应的措施，达到了预期效果，有效提高了机组运行的经济性。
关键词:补水率;疏水;吹灰;连续排污;节约用水机组补水率是指补入锅炉、汽轮机设备及其热力系统并参与汽、水系统循环和其它生产用除盐水的补充水总量占计算期内锅炉实际总蒸发量的比例。
降低补水量或减少热力系统水、汽消耗，可以降低补水率，节约水资源。
下面以三河发电厂为例加以分析。
1 概述三河发电厂一期工程安装2台350MW日本三菱机组。
汽轮机型号为TC2F-40.5，系单轴、亚临界、双缸、双排汽、反动式、单背压凝汽式。
配有40%两级串联旁路系统，给水系统设置为正常运行2台50%容量的汽动给水泵和1台50%容量启动或备用的电动给水泵，汽轮机有8段抽汽供给回热系统，分别供给3台高加、1台除氧器和4台低加。
锅炉型号为MB-FRR，系亚临界、强制循环、汽包燃煤炉，额定蒸发量1175t/h。
该炉为单炉膛、Π型布置、一次中间再热、平衡通风、钢架炉，半露天布置、固态排渣。
锅炉配有3台炉水泵，2台运行和1台备用。
锅炉过热汽温采用两级喷水减温调节，再热汽温采用摆动燃烧器调节。
#1、#2 机组分别于2000-03-01和2000-05-15投入商业运行。
机炉厂房采用汽暖，以保证冬季机组厂房内温度在规定范围内。
锅炉设计为蒸汽吹灰，吹灰部位为水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器，以防止“四管”结渣或积灰。
由于煤种改变、神华煤灰熔点低等问题，锅炉易积灰，因而增加吹灰次数。
浅谈火力发电厂节能降耗的对策与措施
浅谈火力发电厂节能降耗的对策与措施随着工业化进程的加快，火力发电厂成为我国能源生产的主要力量之一。
火力发电厂的高能耗、高排放成为了当前能源生产面临的一大难题。
为了提高火力发电厂的能源利用效率，降低能耗和减少环境污染，必须采取有效的对策和措施。
一、提高发电效率火力发电厂提高发电效率是降低能耗的关键。
可以通过以下措施来提高发电效率：1. 采用高效的燃料，如采用低灰分、低硫分、低灰化渣、高低位热值等的燃煤；2. 提高锅炉热效率，尽量减少热损失；3. 采用先进的蒸汽轮机、发电机和控制系统，提高发电设备的效率。
二、优化供排水系统供排水系统在火力发电厂中占据着重要的地位，对其进行优化可以有效降低能耗、提高效率。
可以通过以下措施来优化供排水系统：1. 采用高效的循环水系统，减少水的损耗；2. 优化锅炉给水系统，减少热损失；3. 合理设计和优化废水处理系统，提高废水资源的回收利用。
三、推广节能设备在火力发电厂中，推广先进的节能设备是降低能耗的重要途径。
可以通过以下措施来推广节能设备：1. 推广高效的燃烧设备和燃烧调节系统，提高燃烧效率；2. 推广余热利用设备，如余热锅炉、余热发电等，充分利用烟气中的废热；3. 推广高效的除尘、脱硫、脱硝等设备，减少环境污染同时提高能源利用效率。
四、加强能源管理1. 建立科学合理的能源消耗监测系统，对能源消耗进行实时监测；2. 制定详细的能源管理指标和目标，对各项能源消耗进行合理分配和控制；3. 加强能源管理人员的培训和技能提升，提高能源管理水平和技术水平。
五、发展清洁能源1. 加快发展风能、光能、水能等清洁能源，逐步替代传统的火力发电；2. 推广分布式能源系统，充分利用新能源资源；3. 积极开展能源混合利用，提高能源利用效率。
火力发电厂的节能降耗工作需要综合考虑技术、管理、政策等多方面因素，而且需要深入研究，找出最适合的措施和对策。
希望我国的火力发电厂能够不断完善技术，加强管理，制定更加严格的政策和标准，为我国的能源生产做出更大的贡献。
火力发电厂运行中产生的能耗及其降低方法分析
火力发电厂运行中产生的能耗及其降低方法分析摘要：随着社会经济的发展，社会生产和生活对电力需求越来越大，发电厂运行压力也随之提升。
火力是发电厂的主要动力，火力发电需要消耗大量的煤炭资源，长期处于高能耗运行状态，对生态环境的污染大，所以加强火力发电厂运行能耗控制非常重要。
在此基础上，本文将重点分析火力发电厂运行的现状问题，探索能耗控制和优化的策略，为高效低能的运行提供参考和帮助。
关键词：火力发电厂；运行能耗；降低方法引言：在绿色经济环境下，节能减排、生态保护是重点内容，也是火力发电厂能耗控制的指导思想。
虽然传统火电厂电能产量大，但是生产模式效率低，能源消耗非常大，无法实现可持续性生产，还会影响电力生产的社会效益。
面临着能源危机情况，火力发电厂必须改革耗能耗运行模式，重视能耗控制和降低工作，才能保障发电厂运行的环保性和稳定性。
一、火力发电厂运行能耗降低的重要性（一）有利于提升能源利用效率煤炭资源是火力发电厂发电的主要能源，也是能耗降低的重点控制对象。
但是，在火力发电模式下，煤炭资源消耗量大，能源投资成本高，其利用效率远远达不到预期，这不仅增加了火力发电厂运行成本，还会大量消耗煤炭资源，不利于提升发电厂的社会效益和经济效益。
但是，煤炭属于不可再生的矿物资源，做好煤炭资源保护是每个人、每个企业的责任，也是维护社会生态稳定和健康的重要途径。
同时，火力发电厂各机组装置运行也会大量消耗水资源、电力资源，资源利用效率低下，电力产能比较局限，不但影响了自然生态环境、浪费了社会资源，还不利于火力发电厂长期稳定发展。
（二）有利于加快生态环境建设进程在绿色经济理念下，人们对环境保护、生态建设的重视程度越来越高，所以降低火力发电厂运行能耗非常必要。
在火力发电厂运行中，能源消耗量大，所产生的废气、废水对环境污染影响大，严重阻碍了生态环境建设工作，也不利于火电厂社会效益的优化发展。
因此，在火力发电厂运行中，重视煤炭能源、水资源的降耗工作，优化各机组装置的运行效率，可以提高火力发电厂的节能减耗水平，减少污染物排放，既保障了电力传输的稳定性，又能促进生态环境建设发展。
火力发电厂生产现状及降耗优化措施分析
火力发电厂生产现状及降耗优化措施分析火力发电厂是一种利用化石燃料（如煤炭、石油、天然气等）进行燃烧产生高温高压蒸汽，然后利用蒸汽驱动涡轮发电机发电的电力设备。
火力发电厂是我国电力行业的主要发电方式之一，承担着巨大的电力供应任务。
火力发电厂在生产过程中存在一些问题，例如高能耗、高污染排放等。
为了降低能耗和污染排放，提高火力发电厂的生产效益和资源利用率，我们可以采取以下降耗优化措施。
加强火力发电厂的节能工作。
火力发电厂的能源消耗主要集中在燃烧过程中，因此可以通过优化燃烧控制系统，减少燃烧损失。
采用先进的燃烧控制技术，如燃烧器燃烧效率控制、燃烧平衡控制，可以使燃烧效率提高，减少能源损失。
改进火力发电厂的蒸汽循环系统。
蒸汽循环系统是火力发电厂的核心部分，也是能耗的关键环节。
可以通过提高蒸汽循环效率，减少能源损失。
采用高效的锅炉和汽轮机，优化锅炉和汽轮机之间的热能转换过程，减少能源损失。
加强火力发电厂的余热利用。
火力发电厂在发电过程中会产生大量的余热，如果不加以利用就会造成能源的浪费。
可以利用余热进行加热、制冷和热水供应等，提高能源的综合利用效率。
加强火力发电厂的污染物治理。
火力发电厂的燃烧会产生大量的废气和废水，其中包含大量的二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等污染物。
可以通过安装脱硫、脱硝和除尘设备等，减少污染物的排放。
还可以采用低污染燃料，如天然气替代煤炭，减少污染物产生。
加强火力发电厂的管理和运维。
优化火力发电厂的生产计划，合理安排设备运行，减少停机时间和设备故障，提高设备运行的可靠性和稳定性。
加强设备检修和维护，及时发现和修复设备的故障，保证设备的正常运行。
通过加强节能措施、改进蒸汽循环系统、加强余热利用、加强污染物治理和加强管理和运维等措施，可以降低火力发电厂的能耗和污染排放，提高火力发电厂的生产效益和资源利用率。
这些措施不仅可以减少对环境的影响，还可以提高电力供应的可靠性和稳定性，推动电力行业的可持续发展。
某热电厂给水泵电耗偏高的原因及改造处理
失。此方案需订制一件偶合器大齿轮，改变了偶合器内大小齿
可见，通过对 #11 机组甲给泵芯包改造后，给泵耗电率下
一点没有改变。 方案 2：抽叶轮。对于多级泵可采取抽掉一级或几级叶轮的
方法来实现，但抽级方法是必须抽整级，经计算表明，存在不够 抽一级的余数。对这一部分裕量，抽级法不能解决。
方案 3：车削给水泵芯包转子叶轮。此方案提高了偶合器的 输出转速，减少了偶合器的滑差损失；提高了给水泵的转速，使 得给泵的特性曲线适当上移，也适当提高了泵的效率。根据与 制造厂沟通，改造周期为 12 天。
经综合分析，最终采用方案 3。
台备用。主给泵选用上海电力修造总厂有限公司生产的型号为 FK5D32，额定工况出口流量为 648 m3／h，最大工况出口流量为 649 m3／h。轴功率为 3 320 kW，配套电动机功率为 4 100 kW。
该电厂供热技改工程 2 台 150 MW 机组建成投产后，给泵 电耗一直居高不下。某年 1—4 月纯凝 135 MW #9 机组给泵电 耗率平均值为 2.236%，而 #10 机组纯凝工况下的给泵电耗达 到 2.486%，#11 机在供热工况下的给泵电耗达到 2.6%左右。针 对给泵电耗高的问题，通过原因分析，提出了改造方案，并进行 了实施后的效果分析。
额定转速，偶合器的滑差损失增加约 5%。
发电量／万 kW·h 6 391 3 628 1 310 9 137 9 016 5 444 4 972 7 958 7 880 7 666 7 758 7 901 79 061
整个泵组效率降低 7%以上。
2 方案讨论
给泵耗电率／% 2.292 2.265 2.441 2.375 2.417 2.487 2.408 2.473 2.351 2.446 2.481 2.504 2.417
某发电厂两台600MW机组补水率过高的原因分析
某发电厂两台600MW机组补水率过高的原因分析发电厂的两台600MW机组补水率过高，这意味着机组每单位发电量所需的补给水量较多。
这种情况会带来许多问题，包括水资源浪费、增加供水成本、影响发电效率等。
为了解决这个问题，我们需要对其原因进行深入分析。
以下是可能导致补水率过高的几个主要因素。
首先，机组内部存在泄漏是导致补水率过高的主要原因之一、机组内部由众多管道、阀门和连接件组成，由于长期运行和疏于维护，这些部件可能会出现磨损、老化和损坏现象，导致泄漏现象产生。
如果泄漏严重，补水系统将不断补充丢失的水份，从而导致补水率的增加。
定期进行维护和检修工作，及时更换老化和损坏的部件，可以显著减少泄漏情况，从而降低补水率。
其次，机组的节能措施不到位也可能导致补水率过高。
节能措施包括优化运行模式、加强设备维护、提高设备效率等。
如果机组的运行模式不合理，设备维护不到位，设备效率低下，将会导致机组产生过多的热量和损耗，从而需要更多的补给水来冷却和保持合适的温度。
采取适当的节能措施，可以减少机组的热量和能量损失，降低补水率。
第三，水循环系统存在漏水也是导致补水率过高的原因之一、水循环系统是机组运行的一个重要组成部分，而水循环系统的一部分是喷水系统。
如果喷水系统的喷头老化、堵塞或者线路破损，会导致水的泄漏现象。
这种泄漏不仅浪费了水资源，还会增加补给水的需求。
因此，定期检查和维护水循环系统，确保系统正常运行和不泄漏，可以降低补水率。
最后，机组设计不合理也可能是补水率过高的原因之一、如果机组设计的补水系统不合理，或者补水系统的流程和结构存在问题，将无法实现有效的水循环和补给水控制，导致补水率过高。
在购买机组时，需要仔细检查和评估其补水系统的设计和性能，确保其符合合理的标准和要求。
在分析完以上的原因之后，我们可以采取一些措施来解决补水率过高的问题。
首先，及时检修和更换老化和破损的部件，减少泄漏的发生。
其次，采取适当的节能措施，减少机组能量和热量的损耗。
煤化工行业高水耗问题分析与改进措施
且对有限的水资源造成较大污染。
这种发展模式根深蒂固以至于我国现代煤化工行业仍未完全脱离其影响，目前一些大型煤化工示范工程的生产关键设备和核心技术都直接引进和套用成熟模块，但这种脱离自身实际的拼凑式生产架构，内部工序的配合和衔接极不协调，结果非但不能优化工艺降低水耗，还增加了生产过程中和生产后期的维护管理成本[1]。
1.2 错误的成本认识造成高耗水对于产煤区的煤化工企业而言，因为有充足的煤炭资源作后盾，加之煤炭单位成本较低、运输费用不高等原因，其发展煤化工产业的经济效益较好，从当前市场动态来看当PE/PP 市场现货平均价格在11500元/t 以上时，产煤区煤化工企业每吨烯烃产品的营业利润可达4536元/t ，销售利润率高达23%～39%，在此高利润的驱使下，所以大多数煤化工企业在生产中对耗水成本视而不见，不少企业为获取更多利润而大肆扩大产量，这便带来更严重的水资源消耗。
1.3 技术环节脱节导致耗水问题难以控制我国煤化工产业设计院对新鲜水耗确定和系统设计工作，以工艺专业和给排水专业的前期工作为基础，是以现成结果为导向的方案设计，而未将重心放在过程系统工程的水网络系统集成优化层面。
工艺人员设计方向是借空分机和冷却器来实现零排放目标，而没有对水网络系统进行整体优化，且各个节水子系统之间未形成统一协作关系，也就影响了生产过程中的节水效果。
0 引言随着我国工业装备制造水平的不断提升，煤化工产业逐步进入现代化、信息化、国际化，不仅煤矿资源探测和开采能力得到大幅提升，而且以煤炭为原料的各类化工产品的开发和生产总量也得到了较大增长。
但美中不足的是我国煤化工在发展过程中依然存在高水耗、高能耗等固有缺陷，这不仅影响了我国煤化工产业的市场效益，而且阻碍了我国社会经济的高质量发展。
基于此加强新型煤化工技术探索，合理利用水资源，减少资源消耗是我国现代煤化工产业的必然出路，也是我们工作中的重难点。
笔者在此对几种主要煤化工技术的水耗问题进行分析，并以此为基础探寻有效的节水方法。
火电厂电气节能降耗的问题与技术措施
火电厂电气节能降耗的问题与技术措施随着能源紧缺的问题日益严重，火电厂电气节能降耗成为当前发电行业亟待解决的问题之一。
当前，我国火电厂的电气节能降耗工作处于初级阶段，存在着许多不足之处，需要采取一系列的技术措施来提高火电厂的电气节能降耗水平。
本文将就火电厂电气节能降耗的问题及相关技术措施进行分析和探讨。
一、火电厂电气节能降耗存在的问题1. 供电系统能耗高火电厂的供电系统包括发电机、变压器、配电装置等，这些设备在运行过程中会产生一定的能耗。
目前许多火电厂的供电系统能耗偏高，这就导致了火电厂整体能耗水平的提升。
2. 设备运行效率低火电厂内的各种电气设备，在长时间运行之后往往会产生一些老化问题，导致设备运行效率下降，能效降低，这就会增加火电厂的电气能耗。
3. 设备配备与需求不匹配在火电厂的电气设备配备上，存在着一定的不足。
有时为了节约成本，火电厂会降低设备的配备标准，但这往往导致了设备容量不足，无法满足实际需求，从而增加了电气能耗。
4. 系统管理不当火电厂在电气节能降耗方面的管理水平还有待提高，一些管理机制的建立和执行上存在一定的问题，也是导致火电厂电气能耗较高的原因之一。
为了减少供电系统的能耗，可以采取一些技术措施来提高供电系统的运行效率，比如更换高效发电机、变压器设备，使用新型的配电装置等，从而减少供电系统能耗，提高火电厂的电气节能水平。
2. 更新设备并加强维护火电厂应当定期对电气设备进行检查和维护，及时更换老化设备，提高设备的运行效率和能效，从而减少电气能耗。
3. 优化设备配置在设备配备方面，火电厂需要进行合理的设备配置，避免设备容量不足或过剩造成能耗增加的情况，实现设备容量与需求的匹配，以减少电气能耗。
4. 加强管理与监控火电厂应当完善电气节能降耗管理制度，落实相关的电气节能政策，加强对火电厂电气系统的监控和管理，减少未经合理使用的设备运行，从而减少电气能耗。
5. 推广新技术火电厂可以积极推广新技术，如智能电网技术、新能源技术等，以提高供电系统的运行效率和能效，减少电气能耗。
浅析降低火力发电厂发电水耗的措施
浅析降低火力发电厂发电水耗的措施摘要：火力发电厂的发电水耗是电厂运行管理的一个重要指标，直接影响机组的经济运行，也是节约生产成本的一项重要措施，降低发电水耗一直是运行日常工作的重点，本文中采用通过循环水加酸、提高循环水浓缩倍率、根据结垢指标控制循环水排污等方式，减少循环水的耗水量，达到降低发电水耗的目的。
关键词：火力发电厂、发电水耗、浓缩倍率、节水一、引言：张热公司共有两台汽轮机型号C315/250-16.7/538/538，是亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、单抽供热凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造。
凝汽器采用单壳体，表面式双流程，冷却水双进双出，冷却管道材质为TP316L不锈钢，循环冷却水采用张家口污水处理再生水作为补充水，通过自然冷却通风塔冷却。
张热公司发电水耗的组成：脱硫用水工业水（用于减速机、轴承冷却水）二、影响发电水耗的因素1、锅炉排污率及系统泄漏张家口热电有限责任公司的锅炉补给水处理水源为张家口市政供水厂的自来水。
锅炉补给水处理系统采用了超滤、反渗透、一级除盐和混床系统的处理工艺。
预处理设备采用全自动自清洗过滤器及超滤处理,以保证后续系统的正常运行；反渗透处理系统为预脱盐系统，能够除去水中的大部分溶解盐类，阳、阴床和混床装置为精脱盐设备，用来保障出水的水质指标。
汽包炉水指标控制不当不仅会影响蒸汽携带盐类的增加，汽轮机通流部分结垢，影响机组安全运行，而且还会增加锅炉排污量，必然造成自来水用水量增大。
2、循环水补水量和脱硫用水量张家口热电有限责任公司采用于张家口污水处理再生水作为循环水补充水，其中含有许多有机物和无机物的杂质，它们会在凝汽器不锈钢管内产生水垢、污垢和发生腐蚀。
由于水垢、污垢的传热性很差，它的形成会导致凝结水温度升高，从而使凝汽器真空度降低，影响汽轮机的出力和运行的经济性。
不锈钢管的腐蚀会减弱其机械强度，甚至会穿孔，使冷却水漏入凝结水中，影响锅炉的安全运行。
火力发电厂厂用电率影响因素分析及降低措施
火力发电厂厂用电率影响因素分析及降低措施发布时间：2021-06-22T04:42:27.779Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第5期作者：贺鹏翔[导读] 开展节能环保管理是促进火电厂实现节能降耗的有效目标。
但目前由于受锅炉、汽轮机组、管理人员等因素的影响，火电厂厂用电率偏高。
因此，我们必须予以关注和反思。
黄河大通发电有限公司青海西宁 810001摘要：随着节能环保时代的到来，作为高能耗的火电厂，我们也要更加重视节能环保管理的发展，在企业管理中充分引入生态管理理念，控制环境污染优化环境，有效尽量降低厂用电率。
基于这一背景，本文从火电厂厂用电率的影响因素出发，分析了降低影响的具体措施。
希望通过本文的细微的探索研究，能够为提高火电厂节能环保管理的有效性提供帮助。
关键词：火力发电厂；厂用电率；影响因素；降低措施；节能环保管理前言开展节能环保管理是促进火电厂实现节能降耗的有效目标。
但目前由于受锅炉、汽轮机组、管理人员等因素的影响，火电厂厂用电率偏高。
因此，我们必须予以关注和反思。
为了提高环境管理和控制的有效性，笔者对火力发电厂厂用电率高的原因和降低措施作了以下分析。
一、火力发电厂厂用电率高的原因分析影响火电厂厂用电率的因素很多，如锅炉、汽轮机机组、管理人员等。
这些因素的存在将极大地影响火电厂的用电率，因此，为了更好地减少这些影响，提高环境管理和控制的有效性，首先要对其影响因素进行分析。
通过不断的研究发现，影响因素主要体现在以下几个方面:1、锅炉方面的影响锅炉对火电厂厂用电率产生影响的原因是其工作效率通常取决于燃料燃烧的控制。
不合理的燃烧方式和不完全、不充分的燃烧会导致燃料在燃烧过程中热量损失过大，使锅炉燃烧效率低下。
此外，造成锅炉内燃料燃烧不完全和不充分的原因有很多。
在这些原因中，烟道和炉膛的密封性差是最重要的因素，大多数是锅炉内有风向和间隙的部位漏风造成的，烟道或者炉膛一旦漏风，锅炉炉膛内的温度就会迅速下降，锅炉内燃料的燃烧速度也会下降。
发电厂补水率高的改进措施
发电厂补水率高的改进措施排入连排的水经扩容蒸发后上部蒸汽回收进入除氧器，每千克锅炉排污•水汽化量为:式中hbh———汽包压力下的饱和水焓，kJ／kg;η-——汽包到扩容器间的管道散热损失系数，取为0．98;hk-——扩容器压力下的饱和水焓,kJ／kg；x——-扩容器的蒸汽干度，取为0．97～0．98；r———扩容器压力下的汽化潜热，kJ／kg。
由以上计算可知，在无水位运行时连排每排污1kg水就损失了0．38 kg.2．3射水抽气器抽吸能力储备量过大汽轮机正常运行时，射水抽气器的作用是及时将不凝结气体抽出，以维持凝汽器的真空。
根据我国《固定式汽轮机技术条件》和厂家提供的技术资料，在设计射水抽气时，其抽吸能力由公式(3)确定：员村热电厂有两台哈尔滨汽轮机厂生产的C50－8．83／1．27型供热式机组，每台机组配两台CS－45－40型抽气器。
其抽吸能力与机组漏气量经测量如表2。
从表2的数据中可以看出，无论在冬天还是夏天，射水抽气器在对应温度、压力下的抽吸能力均比机组中最大漏气量大5倍以上，实测数据与厂家的设计相符合。
但针对厂机组的实际情况来看，其储备量在5倍以上是没有必要的.因为机组在设计工况范围内工作时,其真空系统中漏入的空气量变化不大。
当真空系统发生严重不严密现象时，漏入的空气量增加,使得真空下降,机组效率降低，当这种情况较严重时,首先应考虑停机处理严重漏气缺陷，而不应靠射水抽气器抽出大量的空气而使机组维持在低效率下运行。
如果短时间内确有大量空气漏入真空系统，还可以启动两台抽气器同时抽气.抽气器抽吸能力储备量越大，其富余抽吸能力(一定压力下抽吸空气能力与机组漏气量的差值)越大，抽出混和物中水蒸汽的容积容量就越大，使得汽水损失增大。
同时，电能消耗也增大。
3改进措施3．1采用新的连排和定排制度根据化学的化验报告，并结合厂的实际情况，重新修订了锅炉的排污制度，具体内容是：机组在正常运行情况下，连排关至3％或以下，定排每周一次，化学值班人员加强对水汽的监督。
330MW燃煤发电厂降低水耗的措施
330MW燃煤发电厂降低水耗的措施摘要：燃煤发电会消耗大量水资源，同时也具有很高的节水潜力，燃煤发电厂应根据燃煤发电的水耗特点，结合机组特点、运行特点，调整机组、优化运行模式，分析330MW燃煤发电厂发电机组的问题和节水措施，探讨如何提高燃煤发电厂的水资源利用效率，有效降低水耗，提升发电厂的综合效益。
关键词：燃煤发电；水耗控制；问题；措施引言：水资源是国家、社会的重要资源，对于我国而言，由于人均水资源占有量比较低，所以各种行业都需要加强对节水技术的使用。
随着城市人口增加，家用电器开始大量使用，城市日常运行中对电力也有更高的需求，但是电力生产需要消耗大量水资源，对于已经水资源匮乏的城市，电力生产的水耗是极大负担。
为此，电厂需要优化技术降低水耗问题，针对机组运行模式、设备技术等方面进行优化，从而有效降低水耗，解决城市的水资源问题，也能减少发电成本，提升电厂的整体效益。
1燃煤发电水耗分析火力发电业是当前用水量最大的行业，用水包括生产用水、非生产用水，其中生产用水占据火力发电总用水量的97%[1]。
同时，燃煤发电厂每天也会产生很多废水，比如冲灰水、工业废水等，这些废水在没有经过处理的情况下并不能重复利用，其中还含有炉渣、灰尘等物质，经过排放会对周围环境造成严重污染，并造成严重的水资源浪费。
工业废水是燃煤发电所使用机械设备产生的废水，以冷却水为主，这类废水中会含有一定的悬浮物，虽然有害物质不多，但是如果大量排放仍然会影响周边环境。
通过控制燃煤发电的水耗，可以降低废水的排放，提升水资源利用效率，并且降低发电成本，具有较高的综合效益。
2燃煤发电厂概况某燃煤发电厂共有四台330MW燃煤发电机组，汽轮机为C300/N330-16.67/537亚临界一次中间再热、单轴、中高压缸合缸，配置30%额定容量旁路系统，设计补水率为3%，循环水浓缩倍率为2.5倍。
锅炉为DG1077型亚临界四角切缘燃烧自循环汽包炉。
该机组在投产后一直存在耗水量偏大的问题，因此需要采取措施控制水耗[2]。
浅谈火力发电厂节能降耗的对策与措施
浅谈火力发电厂节能降耗的对策与措施随着我国经济的不断发展和工业化进程的加快，火力发电厂作为我国主要的能源发电方式之一，也承担着巨大的能源生产和供给压力。
火力发电厂在能源生产过程中存在着能源消耗大、环境污染严重等问题，如何降低其能耗、减少环境污染，成为当前亟待解决的问题。
一、火力发电厂存在的节能降耗问题1. 高能耗火力发电厂运行过程中，首先是燃料的高能耗。
目前大部分火力发电厂主要依靠燃煤进行发电，燃煤在燃烧过程中会释放大量的热能，但同时也会伴随着大量的能量损失。
火力发电机组在发电过程中也会产生一定的热损耗和机械损耗，导致能源的浪费。
2. 环境污染火力发电厂在燃烧燃料的过程中会产生大量的二氧化碳、硫化物等有害气体，对环境造成了严重的污染，加剧了大气污染和酸雨的发生。
燃煤发电还会产生大量的煤灰和烟尘，对周边地区的环境造成污染。
二、火力发电厂节能降耗的对策与措施1. 技术升级火力发电厂可以通过技术升级来提高能源利用效率。
比如采用先进的燃烧技术，提高锅炉燃烧效率；采用高效的热电联产技术，提高热能利用率；采用先进的烟气脱硫、脱硝技术，减少污染物的排放。
2. 节能设备安装火力发电厂可以通过安装节能设备来降低能耗。
比如在锅炉和汽轮机上安装节能设备，提高设备的运行效率；在烟气脱硫装置上安装余热回收装置，利用余热发电或供热，提高能源利用率。
4. 加强能源管理火力发电厂可以通过加强能源管理来降低能耗。
比如建立完善的能源消耗监测系统，实时监测能源消耗情况，及时发现能源浪费问题；制定能源消耗管理制度，合理分配能源资源，促进能源利用的合理化。
5. 加强环境保护火力发电厂应当加强环境保护意识，采取有效措施减少污染物的排放。
比如加强燃煤发电厂的除尘、脱硫、脱硝等污染物治理设施的建设和运行管理，减少大气污染物的排放；加强煤灰的资源化利用，减少废弃物的排放。
6. 加强科研创新火力发电厂应当加强科研创新，加大对节能降耗技术的研发投入。
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火电厂发电水耗偏高原因分析及解决措施罗纯仁【摘要】内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司2台空冷机组发电水耗长期偏高,废水无法完全回收利用,废水外排既造成水资源浪费,也易导致环境污染.通过对全厂水平衡及废水回用开展分析研究,实施精处理高低盐废水分离改造、除铁除锰过滤器反洗排水改造等措施,建立全厂水网在线监测统计系统,使公司发电水耗由0.32kg/kWh降至0.16 kg/kWh,实现了全厂各类废水分类、分质回收利用,达到了降低生产用水成本的目的.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2016(034)005【总页数】4页(P18-20,25)【关键词】火电厂;发电水耗;水平衡测试;废水回用;节水减排【作者】罗纯仁【作者单位】内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司,内蒙古呼伦贝尔 021025【正文语种】中文【中图分类】TM621;X703.1内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司（以下简称呼伦贝尔公司）一期工程建设2台600 MW超临界直接空冷机组，2台机组分别于2010-11-20和2010-12-01投产发电，设计发电水耗为0.417 kg/kWh。
全厂设有原水除铁除锰、超滤、反渗透、离子交换等水处理系统及凝结水精处理系统，同时设有工业废水、生活污水、含煤废水及脱硫废水等废水处理系统。
根据设计要求，脱硫废水处理后作为干灰拌湿水消耗，其他各类废水经处理后全部回用至脱硫工艺水箱及辅机冷却水系统。
2.1 存在的问题目前国内外火力发电厂直接空冷机组发电综合水耗已经可以控制在0.2 kg/kWh以下，基本可以实现废水全部综合利用，接近废水零排放。
而呼伦贝尔公司2台600 MW空冷机组投产后，虽然部分废水可以实现综合回用，但回用量较低，新鲜水耗量高，导致全厂发电水耗一直居高不下，既造成水源浪费，外排水也易造成环境污染。
机组投产后全厂发电水耗统计情况如图1所示。
2.2 发电水耗偏高原因分析为了评估呼伦贝尔公司给排水系统的能效，梳理给排水流程，改变不合理的用水方式，2013年5月，呼伦贝尔公司委托西安热工研究院有限公司进行了全厂水平衡测试。
测试结果显示[1]，全厂平均发电水耗为0.38 kg/kWh，节水潜力较大。
发电水耗偏高原因分析如下。
2.2.1 全厂废水未全部进行回收利用根据初设要求，呼伦贝尔公司全厂废水（包括工业废水、生活污水、含油废水、精处理高盐酸碱废水等）经工业废水处理装置处理后应全部回用至辅机冷却水系统及脱硫工艺水系统，但在实际回用过程中，由于工业废水处理装置不具备除盐功能，酸碱再生废水（氯离子质量浓度最高可达30 g/L）回用后，造成工业废水、辅机冷却水及吸收塔浆液氯离子质量浓度均有大幅升高，出现了吸收塔浆液氯离子质量浓度超标、浆液含水率高、脱硫效率低等问题，导致废水回用率降低，新鲜水耗量增大，未回用的废水只能外排处理[2]。
2.2.2 精处理高、低盐再生废水未实现分类、分质回用呼伦贝尔公司精处理再生系统采用“高塔分离”技术进行阴阳树脂分离，再生用酸为盐酸，碱为氢氧化钠。
设计时分离塔、阴再生罐和阳再生罐的反洗水及再生高盐酸碱废水没有分开，均通过树脂捕捉器排至地沟，进入精处理废水池内，再输送到机组排水槽，与槽内其他疏放水混合后排放至工业废水系统[3-5]。
精处理再生一套混床树脂产生高盐废水约30 t，占全厂每天废水产生量的3%，此部分酸碱废水氯离子质量浓度约20~30 g/L，与机组排放的其他疏放水混合后，导致该部分废水水质劣化，回用至脱硫工艺水系统会造成吸收塔浆液氯离子质量浓度超标。
2.2.3 原水除铁除锰系统反洗排水未进行回收利用原水除铁除锰过滤器的反洗水排至雨水系统，经雨水排放泵排至厂区外，既增加了外排废水量，未经处理过的废水外排也易造成环境污染。
2.2.4 雨水、工业废水、生活污水收集系统雨污未分流雨水、工业废水、生活污水调节池通过2个溢流井互相联通。
正常状态下，溢流井的闸板阀关闭，但由于全厂酸碱再生废水排至废水系统，导致溢流井的闸板阀腐蚀严重，关闭不严。
当下雨时，雨水会从溢流管道流至生活污水调节池和工业废水调节池，致使工业废水和生活污水中的悬浮物大量增加，影响出水水质；当启动雨水泵时，由于溢流井闸板阀关闭不严，未经处理的工业废水和生活污水会串入雨水池，导致外排废水COD、氨氮、油类等指标超标。
2.2.5 工业废水回用水无法直接向脱硫工艺水系统补水呼伦贝尔公司处理后的工业废水经水泵直接回用至辅机冷却水系统，未设计直接向脱硫工艺水箱补水的管路。
脱硫工艺水箱补充回用水需要通过辅机冷却水排污系统进行回用，由于辅机冷却水具有一定的浓缩倍率，而且需要投加阻垢剂和杀菌剂，辅机冷却水排污水直接回用至脱硫工艺水箱将影响吸收塔中的浆液品质。
2.2.6 现有表计无法满足安全生产需要呼伦贝尔公司地下管网全部采用直埋式布置，由于地埋管道均为秋冬季施工、回填，管材受沉降等因素的影响，随着运行时间的增长，地下管网泄漏情况经常发生，且无有效监视手段，不易发现。
根据全厂水平衡测试结果，呼伦贝尔公司缺少给排水计量表计22块，发现测量精准度差的表计8块，现有流量表计无法满足公司的安全生产需要。
通过排水泵排至灰库进行干灰拌湿消耗，实现了精处理再生高低盐废水的分类、分质回收利用。
3.2 建立全厂水网在线监测统计系统呼伦贝尔公司根据全厂水平衡测试数据，建立了全厂水网在线监测统计系统，加装计量表计22块，更换校验计量表计8块。
全厂水网在线监测统计系统可实现对全厂水系统（主要包括全厂工业水系统、消防水系统、生活水系统、机组补水系统、工业废水系统、生活污水系统、废水回用系统等）的实时监控，并将流量测点数据全部上传至生产在线实时监控系统，实现了对全厂给排水系统水流量的在线实时监测及报警管理，便于运行人员及时发现地下管网泄漏等异常现象，有效减少管网泄漏造成的水源浪费。
呼伦贝尔公司通过对全厂水平衡及废水回用的分析研究，实现了精处理高盐废水分离，高盐废水用于干灰拌湿消耗，其他中低盐废水经收集、处理后直接回用至机力通风塔和脱硫工艺水箱，真正实现了废水分类、分质综合回用。
采取节水措施前、后发电水耗统计如图2所示。
从图2可以看出，呼伦贝尔公司采取节水措施后，发电水耗由2014年的0.32 kg/kWh降至2016年的0.16 kg/kWh（月最低发电水耗降至0.1 kg/kWh），降低了50%，节水效果显著。
按照年发电量5 TWh计算，电厂每年预计可减少新鲜水耗量约850 kt，水费按3.8元/t计算，每年可以节约费用323万元，减少外排水量453 kt，节约排污费用约90.6万元（排污费按2元/m3计算），经济、环保效益显著。
目前国家出台“水十条”，电厂废水“零排放”工作迫在眉睫。
呼伦贝尔公司实施的节水措施仅针对现有设备进行改造，投资低，改造周期短、效果好，且易于实施、见效快，可以有效降低发电水耗，减少或避免外排废水，通过对高、低盐废水分段梯级利用，可以为下一步实现末端废水深度处理及废水零排放工作奠定基础。
3.1 实施精处理高、低盐废水分离改造3.1.1 可行性试验为了分析不同水质、不同比例的废水回用至脱硫工艺水箱对吸收塔浆液的影响，对回用至脱硫工艺水箱的废水比例进行了试验。
在高盐废水未分离工况下，将废水与工业水按照4∶6的比例向脱硫工艺水箱回用20 d，在脱硫废水正常排放的条件下，吸收塔浆液氯离子质量浓度由11 869 mg/L逐渐上升至15 025 mg/L；当脱硫工艺水箱全部使用废水后，吸收塔浆液氯离子质量浓度持续升高，最高达19 778mg/L。
在高盐废水分离工况下，脱硫工艺水箱按40%、60%、100%的比例使用废水进行补水各15 d，最终脱硫工艺水补水全部使用废水。
经过对石灰浆液密度、氯离子质量浓度、石膏含水率、脱水石膏CaCO3质量分数等数据进行试验分析，脱硫工艺水箱全部使用中低盐废水，吸收塔浆液氯离子质量浓度波动幅度较小，浆液密度约1120 kg/m3，维持在正常范围，中低盐废水的加入并未对脱硫效率造成影响，脱硫效率仍然高于95%；脱硫副产品石膏品质未发生明显变化，石膏含水率基本保持在10%左右，脱水石膏中CaCO3质量分数＜3%。
由上述分析可知，试验期间脱硫塔脱硫效率和石膏品质未出现明显变化，脱硫设备也未发生明显腐蚀，因此，中低盐废水全部回用至脱硫工艺水系统是可行的。
3.1.2 改造方法为了将影响废水回用的高盐废水分离出去，必须实施精处理高、低盐废水分离改造。
由于精处理再生过程中反洗水、冲洗水用的是除盐水，水质较好，因此需根据不同水质进行分段梯级利用改造。
具体改造方法如下：从精处理再生分离塔、阴再生塔、阳再生塔的排水母管另外接出1条排水管道，并安装1套树脂补集器，与原排水管道树脂补集器并联，在2条排水管道树脂补集器前各安装1道电动门，同时在排水母管上安装排水电导率仪，将排水电导率仪与电动门设置联锁，精处理再生过程中根据排水电导率自动切换阀门，实现高、低盐废水的自动分离排放。
将每次再生混床树脂产生的低盐废水（排水电导率＜300 μS/cm时）约200 t收集后排至工业废水处理系统，经处理合格后直接回用于脱硫工艺水系统，减少脱硫工业用水量；将再生高盐废水（排水电导率＞300 μS/cm时）排放至化学废水池临时储存，【相关文献】[1]余耀宏，杨永.内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司2×600 MW机组水平衡试验报告[R].西安：西安热工研究院有限公司，2013.[2]陈泽峰，冯铁玲.电厂脱硫废水处理[J].工业水处理，2006，26（3）：86-88．[3]柳杨，刘德志.脱硫废水深度处理方法[J].电站系统工程，2007，23（3）：49-50.[4]贾佑东，刘军，刘训峰，等.热电厂生产废水回用技术研究应用[J].钢铁，2006（增刊2）：593-595.[5]苏颖，马芳，肖子博.电厂废水处理及回用技术的研究进展[J].资源节约与环保，2016（5）：26，33.。