参加华能集团火电厂节能降耗工作会议汇报 2012.10.3资料

华能集团火电厂节能降耗工作培训班的汇报

2012.10.4

2012-9-25～29日参加了由西安热工院承办的“集团公司火电企业节能降耗培训班”。参加开班仪式的有集团公司安生部主任张怀铭（并做重要讲话）、副处长陈锋；电力规划总院原副总工杨旭中，博士胡文平；西安热工院院长林伟杰等相关领导，以及各厂派出的人员，约150人。

培训班上，电力规划总院的领导讲述了《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》发改厅[2012]1662号文的要求，鼓励发电企业按照要求申报奖励资金。西安热工院的首席专家杨敏寿讲解了综合升级改造各个分项的节能量的申报范围。

培训班共有11位专家讲课。内容有：合同能源管理的现状和实践、煤粉锅炉燃烧调整、风烟系统的节能技术、汽机冷端系统的节能、汽机通流部分检修、除尘除灰系统的节能技术、脱硫装置的节能技术、现场总线控制系统。最后，陈锋处长分析了目前两型企业创建（创优）工作中存在的问题，并做了严格的要求。

参会的收获：

1、热力及疏水系统改进方面。轴封溢流接入#8低加进气管道，回收部分能量。

2、结合我公司#5、6炉脱硝改造项目，需注意以下三点：

（1）.在烟气阻力中，局部阻力远远大于沿程阻力。因此，应尽量减少弯头和异形件，弯头处加装导流板。（2）.我厂#5、6炉引、增压风机合一后，引风机选型时应符合如下，烟气量裕量：宜选取10%，另加15℃的温度裕量；压力裕量：宜选取15%。

（3）.针对当前我厂引、增压风机合一得脱硝改造工程，而又暂时不上电袋除尘器的情况（为达到烟尘排放低于30mg/m3的环保要求，将来再上电袋除尘器），引、增压风机合一的引风机参数选取，可按当前脱硝要求选取，但要与制造厂协商好，待下一步上电袋除尘器时风机基础、外壳不变，仅需更换叶片或叶轮即可。而电动机的选取要按照引、增压风机合一以及电袋除尘器一并考虑。电袋除尘器压差400～1000 Pa。

3、推荐冷却水塔使用陀螺式旋转溅水碟（据说由营口电厂的2名老职工发明的）

3、各厂要把绝对压力接到DCS中，且用mm水柱表示，比KPa表示要好。

4、某台真空泵运行时，真空降低。原因之一：工作水流量不足。

5、真空变化1KPa，煤耗变化8‰，千分之八。

6、凝汽器的循环水侧的设计流速为2m/s。冬季减少循环水量时，一定使凝汽器的循环水流速>1m/s。否

则，若循环水流速低于1m/s，会发生意想不到的问题。

7、建议有条件的电厂，将各大风机、磨煤机等耗电大的其它辅机的实时有功功率引入DCS系统，在运行

画面上与电流一样显示出来，以便运行人员监控。

8、太仓电厂介绍了汽机检修中，①汽封的检修效果，重在找准转子与汽缸动静部分的同心度，同心度偏

大的漏气损失是教科书上没有提及的。②高、中压进汽管道穿过外缸、内缸，吊出后进汽管道上的氧化皮务必彻底清理干净，且防止把进汽管道机械打磨成椭圆的，产生漏汽。③德国人说每次大修活塞环全部换光，我们坚持使用，但要有足够的认识。④高中压缸过桥汽封，调节级与热再进汽之间的汽封中间，向高排引有平衡管，如若过桥汽封的调节级侧的漏气量小，该平衡管壁温自500℃降低到300℃，说明高排气倒流该平衡管，这对中压进汽处的材料有影响，建议大修前测量平衡管的壁温，已证实以下。⑤低压缸5、6、7段抽汽管子密封不良，如6段抽管子密封不良会造成7段抽汽温有如下变化，7段抽汽低负荷的抽汽温度大于高负荷的抽汽温度。

另外，在锅炉燃烧调整和汽机冷端技术上，收集了大量的参数变化的图片，供相关人员参考。在#6炉旁路挡板拆除后，单一增压风机故障停运的对策探讨；以及引、增压风机合一后，引风机入口可达到的最高压

力的危险性进行了分析。

下面是分别阐述本次学习的几个重点内容。

第一部分直流喷燃烧器锅炉燃烧调整

一次风———给煤机出力的函数；

燃料风———给煤机出力的函数；

燃尽风———锅炉出力的函数；

辅助风———风箱炉膛差压的函数；

风箱炉膛差压———锅炉出力的函数；

总风量———锅炉出力的函数。

氧量增减是通过进入辅助风喷口实现的。

锅炉燃烧调整“节能降耗一、二、三”的理念：

一个中心：煤。

两个基本点：运行氧量、煤粉细度。

三个重要参数：

空气预热器出口一次风压。一次风压的选取：制粉系统热风门开度80%对应的一次风压为合理的一次风压。

空气预热器出口二次风压、

空气预热器进口烟温。

下列图1～图5是典型300MW机组锅炉的燃烧调整结果

图1：一次风量控制曲线

图2：燃料风（周界风）与给煤机转数的关系曲线

图3：燃烬风控制曲线

图4：二次风压控制曲线

图5：氧量校正曲线

图6：总风量控制曲线

图7：CO — O2关系曲线

图8：二次风压— O2关系曲线

图9：风门流量与开度特性

图10：烟煤、贫煤、无烟煤的燃烧速度与温度的关系（1）。烟煤为虚线，贫煤为点划线，无烟煤为实线。

纵坐标为消耗率，横坐标温度。

图11：烟煤、贫煤、无烟煤的燃烧速度与温度的关系（2）。烟煤为虚线，贫煤为点划线，无烟煤为实线。纵坐标为消耗率，横坐标温度。

第二部分锅炉风烟系统节能技术

1、结合我公司#5、6炉脱硝改造项目，需注意以下三点：

（1）.在烟气阻力中，局部阻力远远大于沿程阻力。因此，应尽量减少弯头和异形件，弯头处加装导流板。（2）.我厂#5、6炉引、增压风机合一后，引风机选型时应符合如下，烟气量裕量：宜选取10%，另加15℃的温度裕量；压力裕量：宜选取15%。

（3）.针对当前我厂引、增压风机合一得脱硝改造工程，而又暂时不上电袋除尘器的情况（为达到烟尘排

放低于30mg/m3的环保要求，将来再上电袋除尘器），引、增压风机合一的引风机参数选取，可按当前脱硝要求选取，但要与制造厂协商好，待下一步上电袋除尘器时风机基础、外壳不变，仅需更换叶片或叶轮即可。而电动机的选取要按照引、增压风机合一以及电袋除尘器一并考虑。电袋除尘器压差400～1000 Pa。

2

3、脱硫系统旁路烟道关闭后单一增压风机故障停运对策探讨

目前一台锅炉配一台脱硫增压风机和两台引风机。由于新建机组不允许设脱硫系统的旁路烟道，原有的脱硫系统旁路烟道也需封闭。这样，如果增压风机出现故障需停运检修，则整个发电机组将被迫停运。若电厂希望保留机组继续运行一段时间再停机，以便做检修准备工作，减少发电量损失。则有停机（停增压风机）不关闭通道、增设增压风机旁路和引风机与增压风机合一等三个方式可选择。

3.1 停机不关闭通道

停机不关闭通道是，当增压风机故障停运时，增压风机进、出口隔离门保持全开，静叶调节轴流风机的调节门开至71%左右，动叶调节轴流风机将动叶开至100%，增压风机作为有阻力的烟气通道存在，由引风机克服脱硫系统阻力，机组可继续运行。此时，机组能带多少负荷则决定于引风机的富裕量、增压风机的阻力大小和脱硫系统阻力，需通过试验才可确定。具体的控制方式也应通过试验完善。

另外，当增压风机故障跳停时，引风机出口压力将突然增大很多，很有可能导致引风机失速，调整不当有可能造成炉膛压力大幅波动。由于这一过程牵涉到增压风机跳停瞬间机组的负荷大小，引风机运行工况点在其性能曲线上的位置即压力安全裕量以及旁路风门打开速度等，如何协调控制机组负荷、旁路门的开启速度与引风机开度调整，以便将炉膛压力控制在允许变化范围内，这还是一个待试验探讨的问题。应认真谨慎对待。

3.2 取消增压风机采用引风机与增压风机合一方式

为提高发电机组运行的安全可靠性和经济性，近年来取消增压风机而用引风机直接克服脱硫系统阻力的设计(习惯称为二合一引风机)受到电厂欢迎。因为：“二合一”后，如一台引风机故障停运，机组还可带60%左右负荷运行，不至停运整个发电机组，提高了机组运行安全性、也减少了发电量损失；

4、引、增压风机合一后，引风机入口可达到的最高压力

引风机、增压风机合并改造后，引风机流量不会改变，引风机的压力为原引风机与增压风机压力之和，压力较高。能否影响锅炉炉膛和烟气系统的安全运行，需弄清引、增压风机合一后在运行中可能达到的最高压力值。

4.1 正常运行情况

在正常运行时，引风机入口压力与合并前相同，对引风机前的烟气系统和炉膛运行压力无影响。

引风机的运行控制与合并前相同，同样是跟踪锅炉炉膛压力。

4.2 极端非正常运行情况

下面讨论极端非过常运行情况。即当机组在最高负荷下运行时，因某种原因引起了锅炉MFT动作，送风机和一次风机全部跳停，而引风机保护系统固障不能跳停，且其调节也失灵无法关闭调节门的情况。

目前需采用引、增压风机合并的机组均是大型机组，其引风机和增压风机均为轴流式风机。与离心式风机不同，轴流式风机存在较大的失速区域，且在调节叶片角度( 动叶调节为动叶的角度)不变的情况下，其压力曲线较陡，流量变化范围较小。

当出现上述极端情况时，合并后的引风机在流量减小不多时就将失速，导致风机压力大大降低。

同时引风机出口的脱硫系统仍有对应流量下的阻力，因而压力升高有限，不会像离心式风机那样可能升至风机本身可能达到的最高压力。

具体升高多少，需根据当时具体运行工况点在风机性能曲线上的位置而定。不可能造成风机设计的最大压力全加在引风机入口烟气系统上。因此，对烟气系统包括锅炉炉膛压力的影响有限，多数机组不可能升至炉膛设计瞬时承压能力8.7kPa(设计压力为5.2kPa时)或9.8kPa(设计压力为8.7kPa)，合一改造时应具体分析。

第三部分汽机冷端系统性能影响因素

凝汽器压力决定公式：t s=t w1+?t w+δt

式中，t w1—冷却水进水温度

?t w—冷却水温升{冷却水量、热负荷}

δt—端差{空气、冷却管赃污、凝汽器面积}

1、冷却水进水温度的影响

2、冷却水流量的影响

凝汽器冷却水温升设计值一般在8～10℃。冷却水减少10%，冷却水温升加1℃，30MW机组凝汽器压力上升约0.24～0.58KPa。

3、漏入的空气量对冷端的影响

4、冷却水赃污对凝汽器的影响

5、热负荷对凝汽器的影响

6、真空泵工作水温度对凝汽器内空气浓度的影响

7、漏入空气量对真空泵性能的影响

第四部分：燃煤电厂综合升级改造

一、电力规划总院原副总工杨忠旭《对于燃煤电厂综合升级改造申请与评估工作的几点体会》按照《关于

燃煤电厂综合升级改造工作的通知》发改厅[2012]1662号文的要求：

1、项目的准入条件

（1）机组容量：100MW—1000MW

（2）投产时间：满2年对20万千瓦级及以下纯凝机组，除供热改造外，服役运行年限在15年以内。（3）供热机组：新增热负荷符合规定。单台机组供热能力达到工业热负荷70吨/小时或采暖热负荷240万平方米以上。（若已是供热机组，必须是新增的工业热负荷或新增的供热面积，热泵技术除外）（4）单机年节煤量：7500吨标准煤

（5）综合要求

2.支持政策

支持发展。对煤耗指标领先、积极实施燃煤电厂综合升级改造并取得显著成效的企业，优先支持其火电项目建设。综合升级改造项目年节能量每节约1万吨标煤（一次性），相应增加业主单位所在企业集团3万千瓦火电建设规模，用于该企业集团全国范围内规划建设的火电建设项目。

奖励资金。对纳入国家燃煤电厂综合升级改造年度实施计划的项目，每节约1吨标煤奖励240元。按照《节能技术改造财政奖励资金管理办法》财建［2011］367号文执行。

优惠贷款。原则上贷款利率在基准利率基础上下浮10％，期限10年以上。

优惠调度。要求省级各部门，会同电网公司，调整发电调度序位，并加大计划电量。

二、西安热工院首席专家杨敏寿讲解了综合升级改造技术以下：

1、综合升级改造技术及能耗指标：

汽轮机通流改造汽轮机通流改造最好有目前汽轮机热耗率试验数据，以及同类型汽轮机实施通流改造后汽轮机热耗率。一般早期投运的300MW机组（1990年前后),汽轮机通流改造后发电煤耗可降低15～20g/kWh，2000年前后投运的300MW机组，汽轮机通流改造后发电煤耗可降低10～15g/kWh，部分改造根据情况适当减少。

汽封改造汽封改造包括叶顶汽封、隔板汽封、平衡盘汽封、轴端汽封改造等。300MW汽轮机通过汽封改造发电煤耗约降低3～4g/kWh。

工业抽汽供热或中低压联通管采暖抽汽供热改造工业抽汽供热或中低压联通管采暖抽汽供热改造需经过

设计单位进行可行性论证。给出抽汽参数、抽汽量、年供热量（一般用吉焦表示），还要给出

热耗率变化量、发电煤耗变化量及节煤量。

低真空供热低真空供热上报的项目比较多，若有类似项目可以上报，近期，主要是135MW机组采用低真空供热的机组较多。

热泵乏汽供热热泵供热不受新增240平方米供热面积的限制。

真空泵冷却水系统加装制冷装置加装制冷装置仅在夏季期间有效果，通常要给出夏季期间真空提高量，节能量原则按3～4个月计算。发电煤耗降低约0.3～0.6g/kWh。

凝汽器改造只有凝汽器改造后提效才可列入综合升级改造项目。

冷却塔改造或新型填料应用等通常循环水温度可降低1℃，真空提高0.3～0.4kPa。

循环水泵提效改造循环水泵提效改造后，循环水泵效率变化情况、循环水泵耗电率变化、厂用电率变化、供电煤耗变化量。一般循环水泵耗电率降低不超过0.1个百分点，供电煤耗降低不超过

0.35g/kWh。

循环水泵变频改造或高低速改造循环水泵变频或高低速改造后，循环水泵耗电率变化、厂用电率变化、供电煤耗变化量。一般循环水泵耗电率降低不超过0.05～0.1个百分点。

电动泵改为汽动泵电动泵改为汽动泵后，提供厂用电率降低量、发电煤耗升高量、供电煤耗变化量，最后给出节能量。改造后供电煤耗降低约1～2g/kWh。

热力及疏水系统改造轴封溢流进疏水扩容器改为进8号低压加热器回收部分能量，发电煤耗降低一般不超过1g/kWh。

低压加热器疏水不畅改进由于低压加热器疏水不畅，低加疏水直通凝汽器，损失部分热量，通过疏水系统改进，回收部分能量，发电煤耗降低一般不超过0.5g/kWh。

过热器减温水改进过热器减温水由给水泵出口改为高加出口。提供过热器减温水量（统计值），热耗率影响量、发电煤耗变化量及年节煤量。

省煤器改造通过增加省煤器面积，降低锅炉排烟温度。通常要给出排烟温度下降量、锅炉效率提高量、发电煤耗降低量及年节煤量。

空气预热器改造通过增加空气预热器面积，降低锅炉排烟温度。通常要给出排烟温度下降量、锅炉效率提高量、发电煤耗降低量及年节煤量。

低压省煤器采用低压省煤器技术降低锅炉排烟温度，一般要给出排烟温度降低量、供电煤耗降低量及年节能量，若排烟温度降低30℃，供电煤耗降低约1.4～1.6g/kWh。

空气预热器密封改造给出目前空气预热器的漏风率及改造后的漏风率，通常密封改造后空气预热器漏风率每下降1个百分点，厂用电率下降不超过0.03个百分点，并由此计算相应的供电煤耗降低量

及年节能量。

GGH大通道改造给出GGH阻力降低量、厂用电率变化量、供电煤耗降低量及年节能量。

可转动式暖风器一般给出阻力变化量、不投运暖风器的时间、风机耗电率及厂用电率变化量、供电煤耗降低量及节煤量

增压风机与引风机合并改造采用增压风机与引风机合并改造，厂用电率约降低0.20～0.30个百分点，由此计算供电煤耗降低量及年节能量。

风机变频改造、降速改造、双速改造给出风机运行效率变化量、风机耗电率变化量、厂用电率变化量、供电煤耗降低量及年节能量。

风机叶轮改造给出风机运行效率变化量、风机耗电率变化量、厂用电率变化量、供电煤耗降低量及年节能量。

烟道改造给出烟气阻力变化量、厂用电率变化量、供电煤耗降低量及年节能量。

2.年节能量计算方法

发电降耗发电降耗节能量=5500×额定发电能力×（改造前额定工况发电煤耗－改造后额定工况发电煤耗）或：发电降耗节能量＝5500×额定发电能力×（1－厂用电率）×（改造前额定工况供电煤耗－改造后额定工况供电煤耗）若实施变频改造等，以75％负荷计算厂用电率相对降低量。

供热改造提效供热提效年节能量＝机组改造后第一年实际替代或新增替代供热量×20/1000 热量：吉焦；节能量：吨

3.部分节能降耗技术

（1）汽轮机通流改造

● 亚临界300MW汽轮机，在THA工况下热耗率超过8200kJ/kWh，可考虑实施汽轮机通流部分改造，提高

机组运行效率。原则上引进型汽轮机采用上汽调节级顺流改造方案，东方汽轮机宜采用东汽东芝技术，其他汽轮机宜采用全四维技术。

● 汽轮机通流改造后，不含老化修正和轴封漏汽量修正，300MW汽轮机热耗率应达到7950kJ/kWh，

上海300MW汽轮机通流改造

●调节级采用顺流布置方案，调节级动叶采用三叉三销结构。

●高中压通流采用更高效的3DV全弯扭叶片，采用弯扭联合静叶栅。

●高压内缸和持环做成整体，低压内缸由双层缸改为单层缸。

●进汽导管采用新型弹性密封圈加钟罩密封结构。

●低压前三级采用弯扭马刀型变反动度叶型。汽轮机通流改造后，汽轮机热耗率可达到7880～

7900kJ/kWh。

（2）.国产引进型汽轮机通流部分改进

调整通流间隙到偏中下限值

改进进汽导管密封工艺，由“密封环式”结构改为“钟罩式”密封结构

更换调节级喷嘴。由于调节级喷嘴出汽边易出现应力腐蚀而产生损伤，应将调节级喷嘴由48道更换为126道。

加装调节级叶顶汽封，一般汽封为2道。注：一定是2道汽封，经过多次经验总结得到的数据

高中压内、外缸夹层挡汽环加装阻汽片

改进平衡盘汽封结构，最好采用弹性可调汽封或刷式汽封，一般不要用蜂窝汽封

取消高、中压冷却管

改进低压缸进汽导流板

（3）.陀螺式旋转溅水碟（用于冷却水塔）

1）在设计上巧妙利用陀螺旋转的特点，在陀螺上安装叶片，利用水冲击叶片旋转，并使陀螺始终浮在水上进行旋转，这样实现了陀螺及叶片无轴承支撑的旋转，不会产生磨损，寿命得到大幅度延长。

2）利用旋转室与陀螺之间的间隙使部分水在旋转室底部流出，弥补了分水器底部产生的真空。

3）分水器实现多角度出水，使水流冲击叶片的不同部位，在溅出叶片时角度分布大，淋水更均匀。

4）溅水碟喷溅直径大，喷溅圆周受水头影响小，相邻各溅水碟甚至相隔溅水碟之间的淋水可相互补充，布水均匀性好。通常，可使冷却水塔出水温度降低约1℃，凝汽器真空提高约0.3～0.4kPa。（4）.热力及疏水系统优化改进

（1）改进原则是:

1）运行中相同压力的疏水管路应尽量合并，减少疏水阀门和管道。

2）热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的阀门。

3）疏水阀门宜采用气动球阀，不宜采用电动球阀。

4）为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀作为临时措施，原则上手动

阀安装在气动阀门前。

5）对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方式。

（2）热力及疏水系统改进主要措施

合并主蒸汽、高排、再热蒸汽管道及导汽管疏水

轴封溢流接入最后一级低压加热器，回收部分能量。轴封溢流接入#8低加进气管道。

对于新设计机组，通过改变低压旁路前管道坡度，可取消低压旁路前疏水。

若轴封母管疏放水节流孔有疏水持续进疏水扩容器，应加装水封且能量予以回收。

若低负荷下低压加热器疏水不畅，可能与疏水管道管径、疏水管道走向及位置、疏水调节门调节裕量有关。当判断疏水调节门无调节裕量时，可在疏水调节门的位置加装一旁路，取消疏水调节门后手动阀。

第五部分：合同能源管理现状与实践

合同能源管理的三种合同类型： 节能效益分享型 节能量保证型 能源托管型

合同能源管理项目须符合下述条件：

（一）节能服务公司投资70%以上，并在合同中约定节能效益分享方式；

（二）单个项目年节能量（指节能能力）在10000吨标准煤以下、100吨标准煤以上（含），其中工业项目年节能量在500 吨标准煤以上（含）；

（三）用能计量装置齐备，具备完善的能源统计和管理制度，节能量可计量、可监测、可核查。

节能服务公司须符合下述条件：

（一）具有独立法人资格，以节能诊断、设计、改造、运营等节能服务为主营业务，并通过国家发展改革委、财政部审核备案；

（二）注册资金500万元以上（含），具有较强的融资能力；

（三）经营状况和信用记录良好，财务管理制度健全；

（四）拥有匹配的专职技术人员和合同能源管理人才，具有保障项目顺利实施和稳定运行的能力。

国内的节能公司情况： 国家发改委分四批批准备案节能服务公司共2354家。

? 五大电力集团所属的约38家。

? 华能集团批准成立的节能公司仅一家，即西安西热节能技术有限公司。

? 各集团均出台了合同能源管理指导性文件或者实施细则。

2012年7月，中国华能集团公司-华能安[2012]438号《合同能源管理项目实施办法》颁布实施。办法主要内容如下：

? 安生部是集团公司合同能源管理工作的归口管理部门，负责电力产业合同能源管理工作，包括合同能

源管理项目的筛选、方案审查与批复、组织实施等。

? 西安热工研究院是合同能源管理工作的技术支持单位，协助集团公司安生部开展合同能源管理项目的

综合评估。华能碳资产公司对合同能源管理项目提供融资支持。

? 供电煤耗、厂用电率等指标高于集团公司优秀两型企业标准或行业平均水平的企业，应委托西安热工

研究院或西安西热节能技术有限公司等有资质的机构对机组进行整体性能诊断，分析查找影响机组能耗的关键问题，提出节能技术改造项目计划，使指标达到行业领先水平。

? 资产负债率超过80%的企业，实施节能技术改造项目，应采用合同能源管理方式。产业、区域公司应

鼓励、支持其他企业积极采用合同能源管理方式进行技术改造。

采用新技术、新工艺或项目收益存在风险的节能改造项目，应采用合同能源管理方式。

? 节能服务公司的选择参照执行集团公司《电力生产资本性支出项目管理办法》的有关规定。采用列入

集团公司先进技术推广应用目录的节能技术进行改造时，积极采用合同能源管理方式，原则上由西安西热节能技术有限公司实施。

? 为充分争取国家财政奖励政策，合同能源管理应优先采用节能效益分享方式。确定项目节能效益分配

模式后，在综合考虑项目投资额、财务费用、投资收益、管理费用等因素后确定合同总金额，按合同约定分年度回收投资。

? 企业和节能服务公司要积极争取合同能源管理项目产生的间接收益，如各级机构的奖励、国家以奖代

补的财政补贴、CDM收益、税收优惠等。通过间接收益的争取，最大限度降低企业的实际实施成本。

已实施的EMC项目：

1、九台电厂1号机组电除尘器优化改造项目。电除尘器功率下降等于或大于 450±50kW，年节电量270万

千瓦时，年节电效益110万，投资100万元，不计财务费用，投资回收年限不到1年。项目将完成。

2、华能鹤岗电厂1号机组冷却塔进行改造项目。改造前后冷却幅高下降4.5℃，年节标煤量2799 吨，年

收益186万，投入350万，不计财务费用，投资回收年限2年。项目已完成。

拟进行的EMC项目：

1、Y电厂二期2×300MW机组汽轮机通流改造：单机年节约标煤18000吨，预计投资6000万元，不计财务费

用，3.5年可收回投资。

2、D电厂2号300MW机组汽轮机通流改造：年节约标煤25520吨，预计投资5500万元，不计财务费用，2.7

年可收回投资。

3、 S电厂1号、2号空冷机组电动给水泵改汽动泵项目。单机年节电收益1276万，预计投资5000 万元，不

计财务费用，4年可收回投资。

4、新疆某热电厂循环水余热利用项目。预计投资9313万元，理论年收益3420万，动态投资回收期4.67年，

效益分享期10年。