扬州第二发电有限责任公司位于扬州市开发区八里镇的长江边，占地面积1700亩。公司一期工程安装2台63万千瓦燃煤发电机组,是利用世界银行贷款建设的国家“九五”重点建设项目。工程由华东电力设计院设计，江苏电建三公司主体施工，于1996年3月28日正式开工，到1999年6月20日，2台机组全面建成提前投产。工程总投资74.4亿元人民币。由江苏国信资产管理集团有限公司、华润电力控股有限公司、扬州市扬子江投资发展集团有限责任公司、泰州市泰能投资管理有限公司分别以45%、45%、5%、5%的股份组成。一期项目两台机组是华东电网和江苏电网的主力发电机组,其主要设备均从国外引进，具有设备性能先进、供电煤耗低、调峰能力强等显著特点,是江苏省内单机容量最大、自动化程度最高的大型发电机组。 二期工程建设2台63万千瓦超临界燃煤机组，由江苏省国信资产管理集团有限公司、扬州市扬子江投资发展集团有限责任公司和泰州市泰能投资管理有限公司三家分别按照90％、5％、5%的投资建设。工程由华东电力设计院总体设计，江苏电建一公司主体施工。工程于2007年1月26日全面建成投产，脱硫系统同步建设同时投用。
    多年来，公司在国信集团的正确领导下，始终将节能降耗、清洁生产和发展循环经济作为企业可持续发展的头等大事来抓，下大力气、用真功夫，创新理念和技术，提高能源利用效率，增强市场竞争力，确保公司在电力行业大发展的背景中，节能降耗工作上台阶、出成效。
    为加强对节能降耗工作的组织领导，公司专门成立了节能工作领导小组，公司总经理任组长，分管生产的副总经理任副组长，公司安全技术监察部、设备部、发电部、燃料部、经营计划部等部门负责人为组员。同时，公司成立节能监督网络小组，安全技术监察部设节能技术监督管理专职岗位，节能管理负责人经市节能主管部门培训考核，持证上岗。各相关部门设节能技术监督兼职人员，在公司上下形成机构完善、运转有效的三级节能管理组织网络，促进了企业节能工作的深入开展。强化节能降耗管理，认真开展对标活动，通过对标找差距，突出运行方式优化和运行优化调整管理；强化日常节能技术监督工作，通过热力试验和监督化验数据指导，进一步实施锅炉制粉、配风系统优化调整工作，从严格监控、精心调整“煤粉细度、飞灰可燃物、炉渣可燃物、过再热器减温水量、氧量、排烟温度”等关键参数入手，提高锅炉燃烧效率和运行安全性；通过狠抓“热力系统阀门内漏治理、辅机运行方式优化、真空系统综合治理、强化加热器端差监控”等提高机组热力循环效率，最大限度降低机组能耗，向经济运行管理要效益；把“电量平衡、水量平衡、热能平衡”三方面的管控，作为日常节能降耗管理的重点内容，加强非生产用能管理，不断提高全员节能意识，深入推动节能技术改造，形成节能降耗管理的常态机制。
    火力发电厂既是能源供应方，也是能源消耗大户。多年来，公司始终紧盯国际、国内先进节能降耗技术的发展与应用，结合公司机组实际状况，上下齐心协力，及时采用技术创新、机组供热、QC小组技术攻关等多种方式，努力降低公司发电过程能量损耗。公司每年结合机组计划检修，大力实施节能改造，投入的资金上亿元。近年来先后进行的节能技术改造项目有：#1-4锅炉微油点火改造、磨煤机动态分离器改造、#1-4锅炉受热面综合改造、汽轮机汽封改造、凝泵变频改造、一次风机变频改造、空预器LCS节能改造、联合风机改造等。其中主要节能改造典型案例如下：
    （1）#1-4锅炉微油点火改造是气化微油冷炉点火时用微量的油，通过专门设计的燃烧器，将气化微油点火油系统的设计参数调整为工作油压在 1MPa，油枪出力（单只燃烧器）在50～70kg/h；用极少量的微油去点燃大量的煤粉，从而达到锅炉冷炉微油点火、低负荷和超低负荷稳燃的目的，可为锅炉启炉和低负荷稳燃节约大量的燃油，降低企业运行成本。我公司先后将每台锅炉后墙下层（B层）的5只燃烧器改造成气化微油点火煤粉燃烧器，在实现锅炉气化微油冷炉启动和低负荷稳然的前提下，确保原主燃烧器的动量不变以及基本性能不变，同时兼具主燃烧器的功能。本系统由气化微油点火系统、一次风加热系统和控制系统三大部分组成。气化微油点火系统由燃油系统、点火装置、压缩空气系统、燃烧器、助燃风、壁温监测、火检系统等组成，一次风加热系统由暖风器、风门、支吊架等组成；控制系统对点火系统和制粉系统进行控制，保证锅炉安全、稳定、可靠运行。微油改造后，整个启动过程的整体节油率达84.6%，微油启动的节油率则为95.3％，节油效果非常显著。右图为锅炉微油点火改造后运行图片。

    （2）#1-4锅炉受热面综合改造：将锅炉原水平低温过热器拆去下管组，并拆去水平过热器中间管组下面12排，用（Ф57.15×5.59mm，SA-210C）的连接管将水平过热器入口集箱和水平过热器中间管组的剩余管排连接起来。拆除尾部竖井前后烟道的原省煤器管排，更换为H型鳍片式省煤器管排。经尾部受热面改造后，过热减温水总流量降至134.7t/h，比改造前降低了103.2t/h（合同要求降低值不低于80 t/h），相当于煤耗下降0.37 g/kWh。达到了预期效果。同时，机组再热器减温水量基本为0。总体来说，本项改造重要技术指标达到设计要求，改造后测算空预器入口烟温下降和过热器减温水总量下降的综合效益，供电煤耗下降约1.37 g/kWh。下图为锅炉尾部受热面改造现场。

    （3）汽轮机汽封改造：#1、2机组自98年投产以来，经长时间运行和启停后汽封磨损量较大，特别是高、中压转子跨距大，高压转子平衡盘处汽封和中压转子进汽部位汽封磨损量较大。#1机组A修前性能试验表明：高压缸效率85.29%低于厂家设计值87.39%，中压缸效率90.03%，低于厂家设计值91.84%，主要原因是汽轮机通流部分汽封间隙磨损偏大，上一级高品质蒸汽漏至下一级做功，导致汽缸做功效率下降，机组设计热耗为7775 kJ/kWh ，但实际运行热耗约为8176.5kJ/kWh，严重制约#1机组运行的经济性和上网竞争能力。因此公司先后在#1、2机组A修中实施了汽轮机汽封改造，有效的降低汽机端部泄漏，提高机组运行经济性。具体改造内容为将高压缸平衡盘处（5圈）和喷嘴处（4圈）的梳齿型汽封改成布莱登汽封；将高压缸两侧内轴封第1圈（最内侧）梳齿式汽封改成布莱汽登汽封（共计2圈）；将中压缸2～9级隔板梳齿型汽封改成布莱登汽封(正、反向共计16圈)；将高压缸1-11级隔板阻汽片（3×11道）及调节级喷嘴处的阻汽片（4道）进行拨齿镶齿（共计37道）；高、中压缸外轴封改成蜂窝汽封（共计8圈）；将低压缸2～7级隔板汽封改成蜂窝汽封（A、B缸正反向共计24圈）；将低压缸1～4级叶顶汽封改成蜂窝汽封（A、B缸正反向共计16圈）；将低压缸内外轴封原梳齿型汽封改成蜂窝汽封（A、B缸调、电端共计16圈）。根据修前修后主要技术经济数据比较，同样600MW负荷工况下，修后热耗为7995.7kJ/(kW•h)，相比修前热耗8176.5kJ/(kW•h)，修后热耗降低180.8 kJ/(kW•h)。修后供电煤耗为310.58g/(kW•h)，相比修前供电煤耗321.28g/kwh，修后煤耗降低10.7g/(kW•h)。修后高压缸计算效率提高2.31%，中压缸计算效率提0.26%。由于#1机A修过程中还进行了汽封间隙的调整工作，故按本体汽封改造后节约发电煤耗5.0g/(kW•h)计算，每台机组按年发电量35亿度计算，每台机组年节约标煤为35×108×5.0×10-6=17500吨，节能效果明显。
    此外公司还利用机组检修机会，进行了一次风机变频改造、空预器换热元件更新及柔性密封改造、#1、2机组凝汽器端板防腐、#、2机组胶球系统换型改造、#1-4机组电除尘高频电源改造等多项节能技改项目。改造后节煤节电效果明显，降低了企业生产成本。2013年#2机组进行了A修工作，A修后600MW工况下，锅炉效率平均为94.33%，相比于修前锅炉效率92.66%，提高了1.67个百分点；汽机热耗为7892.2千焦/千瓦时，与修前相比下降了150.3 千焦/千瓦时，折合机组供电煤耗下降10.6克/千瓦时；机组修后发电厂用电率等主要能耗指标在省内处于先进行列。
    2013年，公司还先后成立了32个QC小组，充分发挥公司生产部门员工的聪明才智，落实了多项节能技术改造工作。由于公司节能降耗工作成效突出，十一五期间，公司被省政府授予“节能工作先进集体”光荣称号。十二五期间，公司又被列为“万家企业节能低碳行动”重点用能单位，2011-2015年目标节能量要求130000吨，截止2013年底公司已经完成节能量100749吨，完成比例为77.49%，超额完成时序进度节能目标要求。
    节能降耗，是国家站在经济社会发展全局，从全国人民根本利益出发，作出的重大战略决策，功在当代，利在千秋；是公司创建资源节约型、环境友好型企业，推进结构调整，转变增长方式，实现可持续发展的必由之路。面对多年来公司在节能降耗工作中取得的一些成绩和荣誉，公司只有认真总结，再接再厉，持续进步！
    长风破浪会有时,直挂云帆济沧海！作为国信扬电人，让我们以高度的社会责任感和科学发展的使命感，积极行动起来，不畏艰辛，克服困难，锐意创新，扎实工作，为实现公司节能减排的目标任务不断作出新贡献！