热力站电耗综合分析及节能措施途径
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。
分析供热站运行系统中的能源消耗及节能控制
分析供热站运行系统中的能源消耗及节能控制供热站的生产运行系统是一个由热源、管网、用户组成的复杂系统，在热的生产、输送、分配、使用的各个生产环节，会因为生产规模、系统缺陷、设施老化、运行不当，管理疏漏等问题，直接造成运行中的能耗浪费，增加供热能源成本。
因此主动地通过有效的技术措施和管理手段使各环节的能源消耗水平得到合理控制，努力消除生产过程中可以避免的能量浪费，不断改进、完善、优化供热运行系统，挖掘节能潜力，才能真正达到节能减排的目的。
一、供热运行时各环节造成能耗损失的因素分析1.1 设备影响—般情况下，燃煤供热锅炉的设计热效率(≥IⅥr)一般在75-85％(燃油、汽供热锅炉热效率在9o％左右)。
但在使用时，由于锅炉结构、燃料供应、技术水平、管理水平、人员素质等方面不同的原因，使锅炉的运行效率差别很大。
风机是热源系统的主要附属设备，水泵是热网系统的主要设备。
其电耗大小，不但对电资源有影响，也对运行成本有显着影响。
它们的流(风)量和扬程(压头)的选择与配置是十分重要的。
选择与配置得当，装机电功率合适，运行工作点处于设备高效率区域，电耗少。
选择与配置不当(一般是偏大)，装机电功率偏大，运行工作点偏离设备高效率区域，则电耗多，两者的相差可达10—30％。
1.2 热网输送的影响热水管道在输送过程中，因管网布局、管网流速选择、阀门管配选择、敷设方式不同，其热网效率也不同，优化管网局选择合适管径和阀门管配件，尽可能减少沿程阻力是减少输送电耗的根本。
热水管道最好采用直埋敷设技术，由于用导热系数极小的聚氨酯硬质泡沫塑料保温，能更好对管道保温，提高热网效率。
热网运行补水率可近似认为是输送过程失水的指标。
系统泄漏丢失的热水，补充的是比回水低得多的冷水(一般是4一1O℃)，要把它加热到供水温度至少是循环水的四倍(运行时供水温度一般为65-85℃，回水温度40-60℃)。
因此大量失水会造成热量丢失、管网阻塞、腐蚀，影响供热能力和供热质量。
2023年供暖热力站的节能实施方案
2023年供暖热力站的节能实施方案一、引言供暖热力站作为城市供热系统的核心组成部分，对于提供稳定、高效的供热服务至关重要。
然而，传统供暖热力站在能源利用和环境保护方面存在着一系列问题，如能源浪费、污染排放等。
为了推动供暖热力站的节能改造和绿色发展，制定适合2023年的节能实施方案显得尤为迫切和重要。
二、经济分析节能对于供暖热力站来说是一个长期投资，但是从长远来看，节能改造将能够带来可观的经济效益。
据统计，通过合理的节能措施，供暖热力站能够实现能源消耗的降低，从而减少供热成本，提高利润回报率。
三、技术方案1. 采用高效供热设备：通过使用高效供热设备（如高效锅炉、热交换器等），能够显著减少能源的消耗，提高供暖热力站的热效率。
2. 热网优化调整：优化供热系统的设计和运行方式，合理选择管道材料和维护方式，减少热量的损失，提高供热网的热效率。
3. 废热回收利用：通过废热回收技术，将热力站排放的废热转化为可再生能源，用于供热或发电，提高能源利用效率。
4. 能源智能管理系统：采用先进的能源智能管理系统，实时监测和管理供暖热力站的能源消耗情况，及时进行调整和优化，达到最佳的能源利用效果。
四、政策支持1. 加大财政支持力度：政府应加大对供暖热力站节能改造的财政补贴力度，为供暖热力站提供必要的资金支持。
2. 减免税收优惠政策：对于参与供暖热力站节能改造的企业，给予减免相关税收的优惠政策，鼓励企业加大对节能工作的投入。
3. 推动技术创新和研发：政府应鼓励企业加大对技术创新和研发的支持力度，提高供暖热力站节能改造的技术水平，推动技术进步和绿色发展。
五、管理与监督1. 强化管理机制：加强对供暖热力站节能工作的管理，建立科学合理的节能目标和指标体系，通过开展节能评估和能源审核，推动节能工作的实施和落地。
2. 监督与检查：加强对供暖热力站节能工作的监督与检查，建立健全的监测体系，确保节能措施的有效实施和可持续发展。
六、社会参与和宣传1. 公众教育和宣传：通过开展公众教育和宣传活动，提高公众对供暖热力站节能工作的认识和重视，鼓励公众积极参与和支持节能行动。
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火力发电厂是一种以燃煤、燃油等可燃物为燃料，通过燃烧产生热能，进一步转化为电能的设备。
火力发电厂在燃烧过程中产生的高温烟气会造成能源的浪费和环境污染，如何降低火力发电厂的能源消耗和环境污染，成为了该行业亟待解决的问题。
一、优化燃料组成与搭配：火力发电厂的节能降耗对策之一是优化燃料组成与搭配。
不同燃料的组成和性质会直接影响到火力发电厂的燃烧效率和能源消耗。
选择高能低耗的燃料，合理搭配不同种类的燃料，可以提高燃烧效率，减少能源消耗。
对于燃煤火力发电厂来说，煤种的选择也是至关重要的。
在燃煤选择上，应选择热值高、水分低、灰分少、挥发分适中的优质燃煤，减少煤炭的流失和浪费。
二、提高热能利用率：火力发电厂的节能降耗对策之二是提高热能利用率。
火力发电厂通过燃烧燃料产生高温烟气，利用烟气中的热能产生高温高压的蒸汽，进而驱动汽轮机发电。
传统火力发电厂的热能利用率往往只有30%-40%，大量的热能被浪费掉。
为了提高热能利用率，可以采用余热回收技术。
通过在烟气排污系统中添加热交换装置，利用烟气中的余热加热供水或蒸汽，可以达到节能的目的。
采用高效的热力装置和设备，减少传热损失和热能浪费，也是提高热能利用率的有效措施。
三、推广燃气联合循环发电技术：燃气联合循环发电技术是一种将燃气和蒸汽联合循环利用的节能技术。
燃气联合循环发电技术通过燃气轮机和蒸汽轮机的联合运行，大幅提高了发电厂的效率和能源利用率。
与传统的火力发电厂相比，燃气联合循环发电厂的能效一般可以提高10%-15%。
推广燃气联合循环发电技术，可以有效地降低火力发电厂的能源消耗和环境污染，具有重要的经济和环保意义。
四、加强烟气脱硝和净化设施的建设：火力发电厂燃烧过程中产生的高温烟气中含有大量的氮氧化物、二氧化硫等有害物质，直接排放到大气中会严重污染环境。
为了减少烟气排放对环境的影响，加强烟气脱硝和净化设施的建设十分必要。
烟气脱硝是利用脱硫剂与烟气中的氮氧化物反应，将其转化成相对无害的氮气和水。
热力发电厂热力系统节能措施分析
热力发电厂热力系统节能措施分析首先，我们需要从热能的产生开始着手。
热力发电厂通常通过燃烧燃料来产生热能，而燃烧过程本身会伴随着烟气的产生。
这些烟气中含有大量的热能，如果没有有效的利用措施，这些热能将会被浪费掉。
因此，我们可以采用余热回收的方式来将烟气中的热能进行回收利用。
余热回收主要分为两种方式：一种是直接回收，即将烟气中的热能直接转化为其他形式的能量；另一种是间接回收，即将烟气中的热能转化为热水或蒸汽，然后再通过热水或蒸汽来提供其他用途的热能。
其次，热力发电厂的热力系统中存在着大量的热损失。
这一部分热能的损失主要来自于管道和设备的散热以及热能的传递过程中的热损失。
为了减少这些热损失，我们可以采取以下措施：一是对管道和设备进行隔热处理，尽量减少热能的散失；二是优化管道的设计，减少管道的长度和弯曲，降低热能的传递损失；三是采用高效的换热设备，提高热能的传递效率。
此外，热力发电厂还可以通过改进热力系统的运行方式来进一步节能。
一种常见的方式是采用联合发电系统，即同时发电和供热。
这样一来，可以充分利用热能，提高能源利用效率。
另外，还可以采用余热蒸汽发电系统，即将余热转化为蒸汽，然后再用蒸汽发电。
这种方式可以进一步提高能源的利用效率，减少能源的浪费。
最后，热力发电厂的热力系统节能还需要考虑到设备的运行和维护管理。
由于热力发电厂的设备通常运行时间较长，因此，保持设备的良好运行状态非常重要。
一方面，要及时进行设备的检修和维护，保证设备的正常运行；另一方面，还需要优化设备的运行方式，提高设备的运行效率，减少能源的浪费。
总之，热力发电厂的热力系统节能是一个重要的课题，需要从热能的产生、回收利用、热损失的减少和运行管理等方面进行分析和改进。
只有在这些方面都做到了，才能够实现热力系统的高效运行，提高能源利用效率，减少能源的浪费。
关于热电厂节能降耗分析及基本措施的探讨
关于热电厂节能降耗分析及基本措施的探讨摘要：随着国民经济的不断发展，给社会企业和人民生活提供电力、热力的热电厂越来越多。
在我国，热电厂主要是以煤为一次性能源的，耗煤量巨大，为了更好的提倡节俭、保护资源、环境，降低研发成本，热电企业节能降耗研究已经成为当今重要的课题。
关键词：热电厂；节能降耗；基本措施；探讨引言：热电厂的优点很多，一般以经济效益和社会效益来概述。
其中最为突出的是节约能源和改善人民生活环境,同时利用供热优势可以便利的对锅炉烟气、循环水等废热进行回收再利用，在这些方面有些热电厂取得了很好的效果，有些热电厂则效果不大，有些则处于亏损状态。
除了有先天性的原因外，还有来自热电厂发电、供热运行中经营管理不善和经营体制不合理等原因造成的。
一、影响电热厂能耗的主要原因提高热电厂热经济性减少能耗，是降低电力成本的关键之处。
影响电热厂能耗的原因诸多，热厂的煤耗分为供热煤耗和发电煤耗两种，影响热电厂标准煤耗的主要因素取决于锅炉热效率、汽轮发电机组的绝对效率、输汽及供热管网热效率等。
二、热电厂节能降耗的措施（一）锅炉热效率的节能降耗措施1.减少外排烟气热能损失在现实工作中，锅炉中有大于1/3的总热效率来源于废热的损失。
该损失与锅炉中的烟气温度与烟气量有着直接的关系。
仅降低温度与减少废气量均可缩减废气的热损失。
首先，维护人员要定时检验锅炉外壁漏风问题。
通常，锅炉外壁上的漏气口位于锅炉底部，防火门，锅炉门和吹灰器的底部，以及干式除渣机底部漏风。
其次，应该调整锅炉的燃烧效率。
现今，国内热电厂锅炉燃烧机理繁杂，采煤煤质高度波动，让锅炉运营管理人员难以遵照单一操作程序来展开工作。
一定要依据锅炉的实际燃烧条件调整工作。
控制锅炉出口处的氧浓度还需要基于煤的质量和燃烧效果的耳环，通常不超过估计值，否则废气量将增加。
第三，提高炉内换热效率，在管理工作中，需要定期吹灰检查，吹扫锅炉端部的受热面，以保证锅炉内壁清洁。
在增加锅炉的加热面积的同时，避免污垢对传热效应的影响。
供暖热力站的节能途径与措施
供热站的节能途径和措施供暖热力站是城镇集中供热系统的一个重要组成部分，通过它，热源厂产生的蒸汽或高温热水可以转化为低温热水，用户可以直接加热。
在保证设备安全和采暖用户室内温度指标的前提下，怎样做好站内节能降耗是供热工作者研究的一个重要课题。
下面从设备选型配置和运行管理的两个方面，浅谈水- 水换热供热站的节能途径和措施。
1.站内主要设备的选择和配置水-火力发电站用于水热交换的主要设备是热交换器、循环水泵、补给水泵、软水器、补给水箱、除污器；电器、自控、仪表柜。
正确选择和配置供热站设备是节能的基础，热力站的设备选用应该全面统筹考虑，既要节省初期建设的投资，还应论证分析运行中的成本费用，在设备使用寿命的期限内，找到一个设备购置的最佳点，达到在保证设备安全运行，供热质量达标的前提下节能降耗。
1.1热交换器换热设备选型是否正确，直接影响换热效率和能耗。
《民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分）》JGJ 26-95中 5.2.4条是这样规定的：“在设计热力站时，间接连接的热力站应选用结构紧凑，传热系数高，使用寿命长的热交换器。
热交换器的传热系数宜大于或等于3000W/（㎡·K）。
”因此选用热交换器的要点如下：1.1.1热交换器的选配应遵照CJJ34-2010《城市热网设计规范》10.3.10（P43）条进行；热交换器设备的布置应遵照CJJ34-2010《城市热网设计规范》10.3.11（P44）条进行。
1.1.2 板式热交换器水流速在0.5m/s时，传热系数一般为4500～6500W/（㎡·℃）【1】。
所以在水-水换热系统选用不锈钢板片的可拆卸板式热交换器为最佳选择。
1.1.3热交换器形式热源温度和加热温度之间温差小的系统（如散热器采暖）可选用等截面（对称）型板式热交换器。
热源温度与采暖温度的温差较大的系统（地板辐射采暖）可考虑选用不等截面（非对称）型板式热交换器；这样可以减少换热面积15%～30%。
火力发电厂的节能降耗的途径和措施
火力发电厂的节能降耗的途径和措施摘要：火力发电厂的电气节能降耗涉及面极广，需要我们从各方面入手，使用节能变压，降低照明能耗，采用高效电动机，优化电路设计，改良辅机，以及强化相关管理，都能很好地达到效果。
关键词：能源危机；火力发电；节能降耗引言中国能源消耗中火力发电厂占比重很大，全年煤量和电量的消耗量十分大，加之当前煤炭价格不断上涨，发电成本持续增加，火电厂的火力发电厂节能降耗工作的重要性更加突出。
我国火电企业的发电煤耗和厂用电率等能耗指标比国外火电厂的能耗指标要高很多，与国外相比，能耗管理水平的差距也十分大，所以，我国火电企业的节能潜力还是比较大的。
一、火力发电厂中能量大量消耗的原因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。
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还比较常见，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。
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。
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热力站电耗及节能措施途径分析目录热力站电耗综合分析及节能措施途径1概述我公司自集中供热以来，生产经营水、电、热三大指标中，电耗水平始终维持在一个较高的水平。
其中，水、热耗能指标相对较好，电耗指标相较同区域及建投内热力企业高约20～30%。
为增强企业市场竞争力，提升企业效益，结合工作实际经验，参照相关企业调研成果，从设备选型、设计、运行调整等方面针对设备现状进行综合分析，以期寻找出影响热力站机组电耗的诸多因素，并从设备改造的可操作性方面提出技改途径与建议。
2指标现状近三年（2014年供暖季及以前无供电结算数据）我公司电耗指标如附表1。
相关公司电能耗统计见附表2。
从附表1、附表2及附图1中可看出我公司电耗完成指标始终维持较高值，且相较同区域及建投内企业有不同程度的升高。
3设计分析根据《初步设计》中提资，初设面积1116万㎡，对应供热小时数为4032h（168天），采暖用电量为，按以上《初步设计》数据采暖季电耗为a.㎡，按照实际供热时长为3600h（150天），折合初设电耗约为 KWh/a.㎡。
但由于初设中相关资料已与生产实际中的设备选型存有较大的出入，初设中的相关设计值已不能反映现场设备实际能耗值。
如《初步设计》中5MW机组的循环泵功率为30KW，我公司现场实际机组的循环泵功率选型为45KW，循环泵匹配功率高50%。
根据《板式换热器机组》GJT191-2004中规定：“二次侧介质在管道内的流速应小于s”，其中未对板换压降做明确规定；而根据《板式热交换器机组》GBT29466-2012中规定“用于供热工况时介质流速不应大于s”、机组板换“用于供热的液-液机组一次侧、二次侧的压力降均不大于100kpa”。
结合公司设备现状，有如下可能：由于宣化供热为建投首次涉足供暖行业，相关经验不足，且相关规范中也未对换热板换的流动压降损失有明确要求，致使前期投入生产的机组板换流动阻力损失过大，板换实际压损超出“二次侧的压力降均不大于100kpa”规定的约100%，达到200kpa，2012年后延续使用了已有的部分招标技术资料，虽有部分厂家机组板换有所改进，但技术标准中未有明确要求。
且部分机组管道内流速过大，也超出“用于供热工况时介质流速不应大于s”规定值，如凤凰城机组联箱出水管径为DN250，经核算16万㎡供暖面积下，实际流速达到s，致使管道实际比摩阻增加60%，造成机组站内压损偏大。
4热力设备压损分析热力站内热力系统设备包括板换、循环泵、补水泵、阀门、逆止门、滤网、联箱、管道等，其电耗主要是循环泵和补水泵电耗。
一方面，补水泵为整个系统提供扬程，其扬程受供暖范围内的建筑最高高度确定，而循环泵扬程受热力系统流动阻力因素确定，与建筑高度无关，流量主要受供暖面积及用热指标确定。
循环泵提供的扬程被循环过程中的各个部件和管道消耗。
为减少输配能耗，在满足末端用户资用压头的情况下，应该尽可能减少其他环节不必要的压力损失。
另一方面，水泵的效率也是决定输送电耗高低的重要因素。
水泵的选型、运行效率和运行策略对其效率都有很大的影响。
以此思路，通过相关供暖企业及我公司实际设备现状进行分析比较。
4.1设备选型影响4.1.1循环泵扬程循环泵扬程与建筑高度无关，根据公式（1）确定。
H泵=H板换+ H站内系统+ H庭院系统+ H用户资用压头-----------------------------（1）H泵---循环泵扬程。
H板换---机组板换压头损失，规范≯10m，一般要求≯5m。
H站内系统---热力站内管道附件损失，包括阀门、滤网、联箱、管道等。
一般≯5m H庭院系统---二次庭院系统损失，包括庭院阀门、滤网、管道等。
取庭院管网比摩阻100pa/m，当供暖半径为500m时，供回水管道压损为，当供暖半径为1000m时，供回水管道压损为。
其他阀门、滤网等压损取5m。
H用户资用压头---最末端用户必须资用压头，规范为50kpa即5m。
这样，当小区供暖半径为500m，板换压损取5m时，H泵为30m；当小区供暖半径为1000m，板换压损取5m时，H泵为40m。
同时板换压损对循环泵扬程选型也有直接影响。
4.1.2循环泵流量循环泵流量根据公式（2）计算。
⨯⨯÷.0----------------------------（2）=00086tQ∆qAQ---流量，单位t/h。
A---供暖面积，单位m2。
q---面积热指标，单位w/ m2。
t∆--- 二次供回温差，单位℃。
当供暖面积及热指标确定后，也即确定了循环泵的流量，但由于上述公式中未考虑管网失调现象，实际流量需求量应大于上述公式（2）计算的数值，一般取倍的余量。
考虑一定的余量之后，循环泵实际选型，在供暖半径500m时，也不应超过32～36m，在供暖半径1000m时，也不应超过44m。
而目前循环泵扬程选型一般都大于44m，部分甚至达到了70m。
当流量一定时，循环泵电耗与泵扬程成正比关系，也即循环泵扬程选型大，则电耗成正比增大。
循环泵选型偏大会引起流量偏大，消耗在设备系统上的损失增大、水泵效率偏低问题。
在使用了变频之后，虽然能够解决前两个问题，但无法解决水泵效率偏低问题。
热力站机组循环泵扬程大多在44m以上，其中，约52台循环泵扬程高达50m以上。
循环泵选型过大，造成运行效率不高。
但因更换该部分循环泵成本较高，更换下来的循环失去了再利用的价值，可考虑针对扬程在50m及以上的部分循环泵进行选择性更换以提高泵的运行效率。
循环泵电耗为电能损耗的主要方面，其直观的消耗在各设备上，即设备的压差损失上。
由此，对部分热力站内设备压损分布进行统计分析。
4.2热力站内电能损耗分布通过对机组各部位压力表记录，即可统计出热力站力站内及用户侧各部件的压差大致损耗。
由于部分机组表计欠缺及计量准确性影响，仅记录循环泵入口压力、循环泵出口压力及换出口压力，以此计算出循环泵实际扬程、板换压损及管道、用户侧压损。
以下除管道、阀门、联箱外，主要针对板换、滤网、局部损失、供暖半径进行分析。
4.2.1换热板换压损对54台机组各部件压降进行测量记录，见附表3，佯表见附件2热力站压差统计。
从附表3中可以看到，用户侧消耗的压损平均只占水泵压降的%（其中还包括热力站内部分部件压损），消耗在热力站内的压损（主要为板换压损）占到了绝大部分，仅板换压损达到了%。
由此可见，热力站电耗的节能潜力主要在站内，且站内为地面以上设备，易于操作实施。
对系统压差分布作具体分析，部分热力站机组板换压损（九龙花园、福地花园、二建、皇城家园、博扬花园、凤凰城、东城首座等）甚至达到～0.3.5Mpa，超出了规范要求的≯。
在合理情况下，应使热力站内的所有设备压损之和控制在以内。
除设备本身存在的压损以外，影响板换压损因素有系统的流量与结垢。
以九龙花园为例，供暖面积为25万㎡,计算流量为1290t/h，由于庭院管网原因（单元入口安装有旁通管）及部分用户不热因素，实际流量1580t/h，造成板换的压损增加40%，板换进出口压损达到了。
部分由于换热站建成后供暖面积的增加超出设计供热面积使流量增加，如崇善寺热力站机组。
除板换流量过大外，结垢对于换热器板换压损也有一定的影响，如星宝#1机组中间板换结垢后实测流量几近为0。
一般末寒期的阻力比初寒期增大，故应每年结合运行参数对换热器板换进行清洗。
由于板换本身的压损过大，通过合理的增加板换通流面积，经济性将会更好。
如2015年非检期对万柳机组板换进行了通流改造，在2016～2017年供暖季，在保持较上年度运行参数略高的情况下，热力站月用电量由上年度的23万下降至万，用电量降低28%。
4.2.2除污器滤网压损系统滤网正常运行中压损应控制在1～3m，前后压损超出5m时，应及时进行清理。
从实际运行来看，滤网在部分机组中压损数值表现明显。
如当滤网略有少许杂物时，滤网即表现出严重堵塞现象。
管道的直径（有效通流直径）由流量及比摩阻确定，但在实际进行选型安装时，往往DN250的管道匹配DN250的滤网。
由于滤网目数在20～30目时，有效通流百分比为61～56%，目数越大，有效通流百分比越小，实际造成了该部位的缩径现象，形成了一定的阻力。
在运行中，除污器滤网的阻力显着增加主要发生在初寒期，尤其是刚开始供暖的一段时间。
因此，应定期检查除污器滤网的前后压力差变化，一旦发现除污器滤网前后压差超出时及时清理，避免不必要的压损。
就地表计的精确度也是影响除污器滤网堵塞判断的主要因素，运行中应提高除污器前后压力表计的准确度。
同时，将主要滤网前后压力实现上传，实现改分散定时检查为计算机实时监控报警，也不失为一种有效的管理控制方式。
并且，在实际运行中，大多数滤网在整个供暖中后期，因管网已运行稳定，在管网运行年限达到3年以上时，滤网对系统颗粒状的过滤作用已不明显，可以采取滤网抽芯运行方式以减少系统阻力。
为便于保管，各机组所抽滤芯宜进行该站内定点放置，下个供暖季系统投入前装回。
4.2.3局部损失造成局部不合理的损失主要原因是：站内部分管道设计管径偏小、部分阀门存在损坏情况、弯头过多或管道上存在不必要的阀门及联箱等。
如凤城低区机组原设计为两路出水，实际为一路DN250管出水，造成凤凰城电耗达到近 a.㎡；如部分机组后期供暖面积扩大增泵后（如颐明宣等）造成站内设备阻力增加。
再比如，2017年非供暖季，将二中热力站内多余的管道阀门去掉后，月用电量下降14%。
合理规划，减少各支路不平衡。
联箱的作用是为便于在同一机组中含有多支路的供暖用户之间的调平，但联箱的增设，增加不必要的压损。
对于两支及两支以下支路的，宜不设联箱，单支路时改为直通管道，两支路时改为Y型三通方式，可减少系统的压损。
对于三支及以上支路的具备现场空间及系统条件的可考虑进行分机组改造（如本非供暖针对颐明宣的分机组改造）。
4.3供暖半径分析由于供暖半径对系统的电耗影响较大，故结合公司实际电耗情况进行简要分析。
供暖半径可通过对单机平均供暖面积与电耗的关系反映出对电耗的影响。
统计如附表4及附图2。
从附表4、附图2及公式（1）可看出，机组的单机平均供面积越小，反映出单机供暖半径越小，电耗水平完成越好。
但由于供暖小区及热力站选址在投产以后，已无可改造的空间，故仅作为电耗影响来分析。
同时，单机供暖面积过大，说明部分机组供暖面积过大，并联循环泵台数过多。
一般并联泵台数不宜超过两台，最多不超过三台，当超出三台以上，超出部分基本已不起增流作用。
5运行调整分析根据频率与功率关系式：（n1/n2）3=p1/p2绘制频率与功率关系附图3。
从附图3中可看出，在40Hz以上时，频率与功率基本成一直线关系，约每1Hz对应5%电耗，所以采用合理的流量运行方式，电耗降低较为明显。
但系统的流量降低主要受到庭院管网水力平衡失度度的制约，也即最末端用户资用压头不应小于50kpa。