-火电厂节能技术标准.doc

Q/1XX-205.34-20141.1 节能指加强用能管理,采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，减少从能源生产到消费各个环节中的损失和浪费,更加有效、合理地利用能源。1.2 节能技术监督指对影响发电、输变电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监督、检查、调整及评价.2 监督机构与职责2.1 监督机构 2.1.1 节能技术监督管理工作实行三级管理，第一级为节能工作归口管理部门：生产技术部，第二级为设备管理部门和运行管理部门，第三级为设备管理部门和运行管理部门的相关班组。组建由总工、节能工作归口管理部门、设备管理部门、运行管理部门和设备管理、运行管理班组相关人员组成的节能技术监督网.2.1.2 生产技术部是节能技术监督的归口管理部门,负责公司节能技术监督的管理工作，设节能技术监督专责工程师，具体负责日常节能技术监督的管理工作。2.1.3 生产技术部是节能技术监督的技术管理部门，各专业专责工程师应分别负责各自专业范围内的节能技术监督的技术管理工作.2.1.4 各有关设备管理的运行和检修部门、班组为节能技术监督工作的执行部门，应设立节能技术监督专责人,具体实施节能计划，建立所辖设备的节能技术监督台帐.2.2 责任与权限2.2.1 总工程师职责2.2.1.1 贯彻执行国家、行业及上级公司的各项规定、规程、制度及有关技术措施,组织制定节能技术监督管理标准及相关管理制度。2.2.1.2 组织建立完善的节能技术监督网络,明确网络的各级人员责任.2.2.1.3 掌握设备的运行、检修、设备事故和缺陷情况，出现设备重大事故或异常时,及时组织分析处理.2.2.1.4 组织制定并实施节能技术监督年度工作计划，组织解决重大技术问题.2.2.1.5 监督检查节能技术监督工作，主持节能技术监督会议，协调解决监督工作中出现的问题，建立监督考核制度,检查考核设备管理的运行和检修部门技术监督工作的完成情况。2.2.1.6 有计划地采用和推广成熟、可靠、实用的节能新技术、新方法，提高节能技术监督专业水平。2.2.1.7 组织开展节能技术监督网络成员的培训工作，提高成员的专业素质和专业管理水平.2.2.1.8 监督评价节能技术监督有关企业制度、标准、实施细则、措施等的执行情况,对节能技术监督工作做出贡献的部门和个人进行表彰奖励。2.2.2 节能技术监督专责工程师的职责2.2.2.1 在总工程师的领导下，负责公司节能技术监督的日常管理。2.2.2.2 贯彻执行国家、行业及上级公司的各项规定、规程、制度及有关技术措施,制定节能技术监督管理标准及相关管理制度。2.2.2.3 监督、检查有关节能技术监督的管理标准、规章制度、办法等的执行情况，对节能技术监督工作做出贡献的部门和个人提出表彰奖励方案.2.2.2.4 统计、监督各项能耗指标的完成情况，当能耗指标异常波动时，会同有关部门分析原因，采取措施，并报告总工程师。2.2.2.5 开展节能技术监督网络成员的培训工作。2.2.2.6 负责机组优化调度经济运行、设备节能技术进步、设备节能改造及设备的优化检修监督工作。2.2.3 生产技术部相关专业工程师的职责2.2.3.1 负责本专业范围内的节能技术监督的技术管理工作.2.2.3.2 组织、指导设备管理部门做好能耗设备的检修、维护和运行工作。2.2.3.3 积极采用新技术，根据机组和生产能耗设备的技术状况和存在的问题,负责制定本专业节能技术改造的计划、规划，负责重大节能技术改造项目的全过程管理.2.2.3.4 能耗指标出现异常时，负责组织分析处理工作。2.2.3.5 负责主要能耗设备的效率试验，根据试验结果提出优化调整措施和技术改造方案。2.2.3.6 负责能源计量监督,监督、指导有关部门做好能源计量器具的维护、校验和使用等.2.2.4 运行部门节能专责人的职责2.2.4.1 负责所辖能耗设备的运行节能技术监督工作.2.2.4.2 负责所辖能耗设备的监视、调整，及时发现并消除运行异常情况，保持能耗设备在最佳工况经济运行。2.2.4.3 发现并协助消除影响能耗设备运行效率的缺陷，汇报相关专业工程师及节能技术监督专责工程师.2.2.4.4 负责所辖范围内能源计量器具的监视、记录，定时记录有关能源消耗，及时发现能源计量器具异常并通知相关设备管理部门消除.2.2.4.5 负责统计本专业的能源消耗指标及相关经济技术指标，定期分析总结指标完成情况。指标异常时立即检查分析原因并采取相应的措施,汇报相关专业工程师及节能技术监督专责工程师。2.2.4.6 负责煤场燃料的储存管理，要根据燃料品种分类储存，保持合理储存量,降低储存损耗.2.2.5 设备维护部门节能专责人的职责2.2.5.1 负责所辖能耗设备的检修节能技术监督。2.2.5.2 负责组织实施所辖能耗设备的检修，确保修后能耗指标达到目标。2.2.5.3 负责组织实施所辖能耗设备的维护,及时消除影响经济运行的设备缺陷。2.2.5.4 负责组织实施所辖能耗设备的节能技术改造项目,达到预定的改造标准和节能目标。2.2.5.5 负责组织所辖能源计量器具的检修、维护、校验，保持能源计量器具完好。2.2.6 燃料供应部门节能技术监督专责人的职责2.2.6.1 负责按锅炉煤种标准和掺配方案供应燃料，最大限度满足锅炉煤质要求，为经济运行创造条件.当煤质变化或更换煤种时,必须及时向运行、管理等部门传递信息,做好相应的保障措施.2.2.6.2 负责负责入厂煤的“量、质、价”等指标的统计分析工作,参与燃料接卸、验收管理工作。2.2.6.3 运行管理部煤检中心负责按标准做好入厂煤的检斤、检质、采制化等验收工作,用于煤质分析的煤样应保证样品的代表性，要符合标准要求的自动采样，并按规程规定进行工业分析.2.2.7 煤检中心节能技术监督专责人的职责4。2。7。1负责按标准做好入厂煤的检斤、检质、采制化等验收工作,用于煤质分析的煤样应保证样品的代表性，要符合标准要求的自动采样，并按规程规定进行工业分析。2.2.8 化验班组节能技术监督专责人的职责2.2.8.1.1 负责按标准完成入厂、入炉煤的取样、制样，保证取样、制样操作规范。2.2.8.1.2 负责按标准完成煤样的化验检测，保证检测器具合格、操作规范。2.2.8.1.3 负责按标准进行化学监督，做好水处理工作.2.2.9 运行部门班组节能技术监督专责人的职责2.2.9.1 掌握所辖设备的运行状况，负责所辖能耗设备的监视、调整,发现并消除运行异常情况,保持生产和能耗设备在最佳工况经济运行。2.2.9.2 负责检查设备运行情况，发现影响能耗的缺陷及时联系有关设备管理部门消除，并汇报运行管理部门和设备管理部门的节能技术监督专责人。2.2.9.3 负责所辖范围内能源计量器具的监视、记录，统计有关能源消耗，发现能源计量器具异常时,及时联系相关设备管理部门消除。2.2.9.4 负责完成承包的能源消耗指标，定期分析总结能源消耗指标的完成情况。指标异常时立即检查分析原因并采取相应的措施，及时汇报部门节能技术监督专责人。2.2.10 设备维护部门班组节能技术监督专责人的职责2.2.10.1 掌握所辖设备的检修状况，负责完成所辖能耗设备的检修，确保修后的效率等能耗指标达到标准。2.2.10.2 负责所辖能耗设备的维护，及时消除影响经济运行的设备缺陷,满足各种运行方式和工况下设备经济运行的要求.2.2.10.3 负责完成所辖能耗设备的节能技术改造项目，达到预定的改造标准和节能目标。2.2.10.4 负责所辖能源计量器具的维护、校验,满足能源计量的需要。5 节能技术监督内容与要求5.1 监督范围节能技术监督的范围是全厂能耗设备及主要经济技术指标。5.2 主要能耗设备5.2.1锅炉本体：包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、燃烧器等。5.2。2 锅炉辅助设备：包括磨煤机、一次风机、吸风机、送风机、除尘器、空压机、循环浆液泵、主要疏放水阀门等。5.2。3汽轮机本体：包括高压缸、中压缸、低压缸、喷嘴室、隔板、轴封、汽封等。5.2。4 汽轮机辅助设备:给水加热器、除氧器、凝汽器、冷却塔、电动给水泵及汽动给水泵、凝结水泵、循环水泵、胶球清洗装置、主要疏放水阀门等。5。2。5高压电动机：磨煤机电机、空压机电机、一次风机电机、吸风机电机、送风机电机、给水泵电机、循环水泵电机、凝结水泵电机、输煤皮带电机、循环浆液泵电机、氧化风机电机等。5。2.6变压器：主变压器、高厂变、高备变、低厂变等。5.3 节能监督指标5。3.1综合经济技术指标：包括供电煤耗率、发电厂用电率、发电水耗率等。5。3。2锅炉经济技术指标：包括锅炉热效率、锅炉主蒸汽压力、锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度、过热器减温水流量、再热器减温水流量、排烟温度、飞灰可燃物、排烟含氧量、空气预热器漏风系数及漏风率、除尘器漏风率、吹灰器投入率、煤粉细度、启动耗油量、稳燃耗油量等。5.3.3汽轮机经济技术指标:包括热耗率、汽轮机主蒸汽压力、汽轮机主蒸汽温度、汽轮机再热蒸汽温度、最终给水温度、加热器端差、高压加热器投入率、凝汽器真空度、真空系统严密性、凝汽器端差、凝结水过冷度、胶球清洗装置投入率、胶球清洗装置收球率等.5.3。4节电指标：包括厂用电指标:磨煤机耗电率、送风机耗电率、引风机耗电率、一次风机耗电率、循环水泵耗电率、凝结水泵耗电率、电动给水泵耗电率、公用系统耗电率、除灰除尘耗电率、输煤耗电率、供水耗电率、脱硫耗电率等5。3.5节水指标：包括机组补水率、全厂复用水率、汽水损失率、化学自用水率、灰水比、循环水浓缩倍率、工业水回收率等。5.3。6其他指标:酸碱耗、补氢率、磨煤钢耗、入厂煤与入炉煤热值差、入炉煤煤质合格率、检斤率、检质率、配煤合格率、煤场损耗、入厂煤质量、入炉煤皮带秤校核合格率、入炉煤采样设备投入率、入炉煤采制化检测率。5.4 总体管理要求5。4。1节能技术监督是电力工业节能工作的组成部分,应贯穿于电力基建和生产全过程，按分阶段、分级管理原则，实行节能监督责任制。5。4。2通过对耗能设备及系统在设计、安装、调试、运行、检修、技术改造等阶段的节能技术监督，使其电、煤、油、汽、水等消耗达到最佳水平.5.4。3按照GB/T21369-2008火力发电企业能源计量器具配备和管理要求，配齐煤、油、汽、气、水、电计量表计。对全部能源计量器具应建立检定及校验、使用和维护制度，并设有相应的设备档案台帐.5.4.4 节能技术监督指标实行奖惩制度，依靠生产管理机构，开展全面、全员、全过程的节能管理，逐项落实节能规划和计划，将各项经济指标依次分解到各有关部门，开展单项经济指标的考核，以单项经济指标来保证综合经济指标的完成。5。4。5全面落实中国华电集团公司火力发电厂经济运行指导意见，在保证现有设备安全可靠运行的前提下，通过精心维护、科学调控以及必要的技术改造，充分挖掘管理、设备的潜力，优化机组运行方式，提高机组运行水平，实现节能降耗.5。4。6开展能耗指标对标工作，把实际完成值同设计值、历史最好水平以及国内外同类型机组最好水平进行对比和分析，找出差距，提出改进措施。如设备和运行条件发生变化，则要重新核定综合经济指标水平。5.4.7积极推广采用先进的节能技术、工艺、设备和材料，依靠技术进步,降低设备和系统的能源消耗.5.5全过程管理5.5。1节能基础管理5。5。1.1计划经营部做好能源消耗的统计工作，并建立健全能源消耗原始记录和统计台帐.5。5.1。2维护分场应根据国家计量法和计量工作规定，配备能源计量器具.能源计量器具的选型、精确度、测量范围和数量应能满足能源管理的需要，并建立校验、使用和维护制度.5。5。1。3生产技术部计量专工负责监督检查和指导能源计量器具的工作。并定期向厂节能领导小组报告能源计量器具的配备及使用情况。5。5。1.4生产技术部协助计划经营部制定各种能源消耗标准：发电标准煤耗率、供电标准煤耗率、厂用电率、发电水耗率、补水率、燃油消耗、各种动力、电力设备的用油消耗标准，总经办应会同计划经营部制定各种机动车辆用油标准,并承包落实到各有关部门.5。5。1.5计划经营部应制定出第4。3.3条节能监督指标的考核标准，按月度下达到各分管部门.5。5。1。6各部门应把各种能耗定额分解落实到班组、机组，建立能源使用责任制进行考核与经济责任挂钩。5。5。1。7非生产用能必须与生产用能严格分开，物业管理部要加强对生活用能的管理，定期对非生产用能进行巡检，发现问题及时处理。每月对非生产用电、用汽、用水抄表计量,建立原始记录,并抄报计划经营部备案。5.5。1.8节能管理专职人会同计划、统计人员进行能耗分析，开展能量平衡工作,每月在厂节能领导小组的领导下召开一次厂级节能分析会,总结经验，布置工作.5。6运行节能监督5。6.1燃煤储存应按品种分类存放,烧旧存新,保持合理库存量，做好防风、防雨、防自燃等措施，保持储存中量、质损耗在规定的范围内.5。6.2燃煤供应入炉应按掺烧掺配方案进行，要根据煤场存煤品种特性和结构，采用最佳掺配方案，保证入炉煤质符合锅炉要求。5。6.3 当煤质变化较大或燃用新煤种时，应根据不同煤质及锅炉设备特性，研究确定掺烧方式和掺烧配比，及时进行燃烧调整，使机组蒸汽参数保持经济值,减少过热器与再热器减温水的投入量。5.6.4各机组之间的负荷分配应按根据试验制定的等微增分配方案进行，效率较高的机组先带、多带负荷，效率较低的机组后带、少带负荷。机组经过大修、改造等效率变化较大时，应重新修订等微增分配方案.5。6。5机组的节能经济运行应以整台机组的效率最佳为目标，应以机组优化管理系统为指导。机组各项运行参数的监视调整应以机组优化管理系统的在线实时基准值为标准，在不同的工况下保持机组各项参数在相应的最佳值经济运行.5。6。6采取行之有效的措施,确保汽机真空：1) 根据循环水温度的变化和凝汽器真空情况，合理确定循环水泵运行方式（泵高低速运行或大小泵运行），最大限度地发挥现有循环水泵的节能潜力.2) 严格真空严密性试验制度，每月进行一次真空严密性试验.当真空下降速度大于0。27kPa/min时，应查明原因及时消除。3) 加强凝汽器胶球清洗，确保胶球清洗装置处于良好状态，投入率达到98%；坚持每天胶球清洗装置投运时间不少于6小时，胶球收球率大于95%;必要时进行凝汽器半边清洗。4) 在凝汽器管束相对清洁和真空严密性良好的状况下，计算绘制不同循环水温度条件下的机组出力与端差关系曲线，作为运行监督的依据。5) 采取一定措施，保持冷却塔工作正常.保证循环水质,杜绝冷却塔在运行中或停机时溢水。6) 严格执行高加运行规程,高压加热器启停时应按规定控制温度变化速率，防止温度急剧变化。维持正常水位，保持高压加热器旁路阀门的严密性，使给水温度达到相应值.要注意各级加热器端差和相应抽汽的充分利用，使回热系统保持最经济的运行方式。5。6。7按规程要求,坚持锅炉受热面定期吹灰制度，确保受热面的相对清洁,降低锅炉排烟温度，提高锅炉运行经济性.5。6。8加强化学监督,做好水处理工作，加强直流锅炉冷、热态冲洗，防止锅炉和凝汽器、加热器等受热面以及汽轮机通流部分发生腐蚀、结垢。5。6.9采取一定措施，减少机组启停过程中的汽水损失。1) 机组大小修开停机,软化水全部回收。2) 机组大小修开机，可采用凝结水输送泵、前置泵、汽动给水泵上水等方式，将电动给水泵上水方式作为备用.5.6.10锅炉停炉,及时停用相应辅助设备,减少水、电的浪费.5.6.11做好“耗差分析和小指标竞赛活动,促进运行节能降耗工作的开展。5。7技术经济指标监督5.7。1综合经济技术指标5。7.1。1供电煤耗率。供电标准煤耗率是指火力发电厂（或机组）每向电网（用户)提供1kWh的电能所消耗的标准煤量，单位g/kWh.应按照实际入炉煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量正平衡计算供电煤耗率。当以入厂煤和煤场盘煤计算的煤耗率和以入炉煤计算的煤耗率偏差达到1.0%时,应及时查找原因。煤耗率应定期采用反平衡法校核。5.7。1。2发电厂用电率。发电厂用电率是指火电厂在发电过程中的自用电量占发电量的百分比,单位。纯发电用电量主要由锅炉侧的引风机、送风机、制粉系统、一次风机，汽轮机侧的电动给水泵、凝结水泵、循环水泵以及除灰系统、输煤系统、供水系统、脱硫系统以及网上购电等用电量组成，约占全厂综合厂用电量的90左右.5.7。1.3发电水耗率.发电水耗率是指单位发电量所消耗的新鲜水量，单位为kg/kWh。全厂发电水耗率指标控制范围:2.12.88m3/MWh，力求降至下限.5。7。2锅炉经济技术指标：5。7。2.1锅炉热效率.锅炉热效率测试方法有两种:输入输出热量法（正平衡法）和热损失法（反平衡法）。锅炉热效率按GB/T10184标准进行测试和计算。若锅炉燃用煤质发生较大变化时,应根据新的煤质计算锅炉热效率,以重新核算确定的锅炉热效率作为考核值。5。7。2.2锅炉主蒸汽压力。锅炉主蒸汽压力是指末级过热器出口的蒸汽压力值.锅炉主蒸汽压力过大将影响到机组的安全性,压力过低会影响到机组的经济性。5。7。2.3锅炉主蒸汽温度。锅炉主蒸汽温度是指末级过热器出口的蒸汽温度值.锅炉主蒸汽温度过高将影响到机组的安全性，温度低会影响到机组的经济性，应严格按照规程规定控制主蒸汽温度的最高限制，防止锅炉超温爆管.蒸汽温度的调整以烟气侧为主,蒸汽侧为辅。调整主要是改变火焰中心位置和流过过热器的烟气量，尽可能不用或少用过热器喷水减温。5。7。2.4锅炉再热蒸汽温度。锅炉再热蒸汽温度是指末级再热器出口管道中的蒸汽温度值。再热蒸汽温度的控制与主蒸汽温度类似,运行中应注意协调主蒸汽温度与再热蒸汽温度变化的关系，尽可能不用或少用再热减温水来降低再热蒸汽温度.5.7。2.5过热器减温水流量。喷水减温是过热蒸汽温度调节的主要手段之一，大部分机组的过热器减温水来自锅炉给水泵出口,则当减温水量增大时会使流经高压加热器的给水量减少，排挤部分高压加热器抽汽量，并未经其下游加热器的进一步加热而直接去锅炉内吸热，将影响机组热力循环的经济性.应采取措施尽量减少过热器减温水流量.5。7。2.6再热器减温水流量。再热器喷水减温器一般用作汽温细调手段和保证再热器运行安全的事故喷水，喷水减温将增加再热蒸汽的流量,从而增加汽轮机中、低压缸的蒸汽流量,在机组负荷不变的情况下，等于部分地用低压蒸汽循环去代替高压蒸汽循环做功，导致整个机组热经济性的降低。在运行调整中应尽量通过锅炉燃烧调整手段保证再热蒸汽温度，减少喷水量。5。7。2.7锅炉排烟温度。锅炉排烟温度是指当烟气离开锅炉尾部最后一级受热面时的烟气温度。锅炉排烟温度(修正值）在统计期间平均值不大于规定值的3.5.7。2.8飞灰可燃物。飞灰可燃物指燃料经炉膛燃烧后形成的飞灰中未燃烬的碳的质量百分比.飞灰可燃物的监督以统计报表或现场测试的数据作为依据.5.7。2。9排烟含氧量。排烟含氧量是指锅炉省煤器后的烟气中含氧的容积含量百分率(%）。统计期排烟含氧量为规定值的0。5%.5。7.2.10空气预热器漏风系数及漏风率。空气预热器漏风系数是指空气预热器烟道出、进口处的过量空气系数之差.空气预热器漏风率是指漏入空气预热器烟气侧的空气质量占进入空气预热器烟气质量的百分率。5。7。2。11预热器漏风系数或漏风率应每季度测量一次，以测试报告的数据作为监督依据。5。7。2。12回转式预热器漏风率不大于8%。5.7。2。13除尘器漏风率。除尘器漏风率是指漏入除尘器的空气质量占进入除尘器的烟气质量的百分率。除尘器漏风率至少检修前后测量一次,以测试报告的数据作为监督依据。5。7。2。14除尘器漏风率不大于3%。5。7。2。15吹灰器投入率.吹灰器投入率是指考核期间内吹灰器正常投入台次与该装置应投入台次之比值的百分数。统计期间吹灰器投入率不低于98%.5.7.2。16煤粉细度.随着煤粉变细磨煤机电耗和磨损增加而锅炉燃烧效率提高，因此存在一个经济煤粉细度,应由试验确定.煤粉细度R90的最小值应控制不低于4。5。7.3汽轮机经济技术指标:5.7。3。1热耗率。热耗率是指汽轮机(燃气轮机)系统从外部热源取得的热量与其输出功率之比(kJ/kWh）。热耗率的试验可分为三级:一级试验，适用于新建机组或重大技术改造后的性能考核试验;二级试验，适用于新建机组或重大技术改造后的验收或达标试验；三级试验,适用于机组效率的普查和定期试验。一、二级测试应由具有该项试验资质的单位承担，应严格按照国家标准或其他国际标准进行试验；三级试验可参照国家标准，通常只进行第二类参数修正。热耗率以统计期最近一次试验报告的数据作为监督依据。5.7。3。2汽轮机主蒸汽压力。汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口，靠近自动主汽门前的蒸汽压力。统计期平均值不低于规定值0.2MPa,滑压运行机组应按设计(或试验确定）的滑压运行曲线（或经济阀位)对比考核。5.7.3.3汽轮机主蒸汽温度。汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口，靠近自动主汽门前的蒸汽温度,统计期平均值不低于规定值3，两侧进汽管温度偏差应小于3。5。7。3.4汽轮机再热蒸汽温度。汽轮机再热蒸汽温度是指汽轮机中压缸进口，靠近中压主汽门前的蒸汽温度。统计期平均值不低于规定值3，两侧进汽管温度偏差应小于3。5。7。3。5最终给水温度。最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值。统计期平均值不低于对应平均负荷设计的给水温度.5.7。3。6加热器端差.加热器端差分为加热器上端差和加热器下端差.加热器上端差是指加热器进口蒸汽压力下的饱和温度与水侧出口温度的差值.加热器下端差是指加热器疏水温度与水侧进口温度的差值。统计期加热器端差应小于加热器设计端差。5。7。3。7终端端差（上端差）：设有内置式蒸汽冷却段加热器的终端端差应不小于2，无蒸汽冷却段的加热器的终端端差应不小于1。当终端端差要求小于2时，应采用外置式蒸汽冷却器。5.7.3.8疏水冷却段端差（下端差):设有内置式疏水冷却段加热器的疏水端差应不小于5。5，当疏水端差要求小于5.5时,应采用外置式疏水冷却器。5。7.3。9高压加热器投入率。高压加热器随机组启停时投入率不低于98%;高压加热器定负荷启停时投入率不低于95，不考核开停调峰机组。5.7。3。10凝汽器真空度。凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端(凝汽器喉部）的真空占当地大气压力的百分数。5。7。3。11对于具有多压凝汽器的汽轮机，先求出各凝汽器排汽压力所对应蒸汽饱和温度的平均值,再折算成平均排汽压力所对应的真空值。统计期凝汽器真空度的平均值不低于92%。5。7.3。12真空系统严密性。真空系统严密性是指真空系统的严密程度，以真空下降速度表示。试验时,负荷稳定在80%以上，在停止抽气设备的条件下,试验时间为6min8min，取后5min的真空下降速度的平均值（Pa/min).真空系统严密性至少每月测试一次,以测试报告和现场实际测试数据作为监督依据。5.7。3。13要求真空下降速度不高于200Pa/min.5.7。3.14凝汽器端差。凝汽器端差是指汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝汽器循环水出口温度之差（）。对于具有多压凝汽器的汽轮机，应分别计算各凝汽器端差.凝汽器端差以统计报表或测试的数据作为监督依据.5。7。3。15凝汽器端差可以根据循环水温度制定不同的考核值：1）当循环水入口温度小于或等于14时，端差不大于9；2）当循环水入口温度大于14小于30时，端差不大于7；3）当循环水入口温度大于等于30时，端差不大于5；5。7.3。16凝结水过冷度。凝结水过冷度是指汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝汽器热井水温度之差（)。凝结水过冷度以统计报表或测试的数据作为监督依据。统计期平均值不大于2。5。7。3。17胶球清洗装置投入率。胶球清洗装置投入率是指胶球清洗装置正常投入次数与该装置应投入次数之比的百分数。统计期胶球清洗装置投入率不低于98.5。7。3.18胶球清洗装置收球率。胶球清洗装置收球率是指每次胶球投入后实际回收胶球数与投入胶球数之比的百分数。胶球清洗装置收球率以统计报告和现场实际测试数据作为监督依据。统计期胶球清洗装置收球率不低于95%。5。7.4节水指标：5。7。4.1机组补水率。机组补水率指向锅炉、汽轮机及其热力循环系统补充的除盐水量占锅炉实际蒸发量的百分比。5.7。4。2单机容量大于300MW凝汽机组，其机组补水率低于锅炉实际蒸发量的1。5.5.7.4。3全厂复用水率.全厂复用水率是指在一定的计量时间内,生产过程中的重复利用水量（包括循环用水、回用水、串用水)占总用水量的百分比。全厂复用水率不宜低于95%.5。7。4.4汽水损失率。汽水损失率指锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于漏泄引起的汽、水损失量占锅炉实际蒸发量的百分比。汽水损失率应低于锅炉实际蒸发量的0。5。5.7。4.5化学自用水率。化学自用水率指化学制水车间消耗的水量占化学制水车间取用水量的百分比。以统计报表作为监督依据。5.7。4.6统计期化学自用水率不高于10%。5.7。4。7循环水浓缩倍率。循环水浓缩倍率是指采用湿式冷却水塔的电厂，循环冷却水的含盐浓度与补充水的含盐浓度之比。循环水系统的浓缩倍率应根据水源条件（水质、水量、水价等）、凝汽器管材，通过试验并经技术分析比较后确定。5。7。4。8采用石灰处理时,浓缩倍率可控制在5。0左右；5.7.4.9工业水回收率。工业水回收率是指用于电厂辅机的密封水、冷却水等回收的数量与使用数量的百分比。电厂辅机的密封水、冷却水等应循环使用或梯级使用.工业水回收率尽可能达到100%.5.7.4。10火力发电厂的辅机密封水、冷却水、热力系统的疏水、放水、排污水、机组启动等排水宜循环使用或梯级使用。5。7.4。11采用循环供水系统时，主厂房开式循环冷却水系统宜与主机凝汽器冷却水系统一并考虑，循环冷却水系统的补充水宜先补入辅机冷却水系统，以满足梯级使用的要求。5.7.4.12辅机冷却水系统宜采用压力排水以便于回收。5。7.4。13电厂辅机的密封水、冷却水等排水不能直接排放到环境中。5。7。5燃料指标：5。7。5。1燃料检斤率。燃料检斤率是指燃料检斤量与实际燃料收入量的百分比，燃料检斤率应为100%.5。7.5。2燃料检质率。燃料检质率是指进行质量检验的燃料数量与实际燃料收入量的百分比，燃料检质率应为100.5.7.5.3入厂煤与入炉煤热值差。入厂煤与入炉煤热值差是指入厂煤收到基低位发热量(加权平均值）与入炉煤收到基低位发热量(加权平均值)之差。计算入厂煤与入炉煤热值差应考虑燃料收到基外在水分变化的影响,并修正到同一外在水分的状态下进行计算,入厂煤与入炉煤的热值差不大于502kJ/kg.5.7。5.4煤场存损率.煤场存损率是指燃煤储存损失的数量与实际库存燃煤量的百分比，煤场存损率不大于0.5，也可根据具体情况实际测量煤场存损率，报上级主管单位批准后作为监督依据.5。7。6保温效果。当环境温度不高于25时,热力设备、管道及其附件的保温结构外表面温度不应超过50；当环境温度高于25时，保温结构外表面温度与环境温度的温差应不大于25。设备、管道及其附件外表面温度超过60时应采取保温措施。5。8检修节能监督5。8.1建立完整、有效的维护与检修质量监督体系，制定检修规程，明确检修工艺和质量要求，检修中加强检查、督促，把好质量关，检修后应有质量验收报告。5。8.2机组和生产能耗设备运行中应按规程进行监视、检查，发现影响经济运行能源消耗的设备缺陷应立即通知设备所属维护部门。设备所属维护部门应尽快进行消除。5。8。3加强维护,保证热力系统各阀门处于正确阀位。通过检修,消除阀门和管道泄漏，治理漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏粉、漏热等问题。5。8。4定期对锅炉受热面、空气预热器、暖风器、除尘器、凝汽器和加热器等换热设备进行清洗,以提高传热效果.在对凝汽器清洗时，通常可采用胶球在运行中连续清洗凝汽器法、运行中停用半组凝汽器轮换清洗法或停机后用高压射流冲洗机逐根管子清洗等方法。保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状态。5.8.5机组大修前、后应进行效率试验。大修前试验中发现的影响机组经济运行能源消耗的问题，应列入大修计划进行解决.大修后试验中发现的影响机组经济运行能源消耗的问题,应制定计划尽快解决。5.8。6利用机组大小修的机会，做好检修中的节能降耗工作。修前编制机组检修中的节能技术监督项目计划。项目包括标准项目（见附件C)和其他影响能耗的其他项目（见附件D)。5。9节能技术改造5。9.1生产能耗设备应按规定进行效率等能耗指标试验，根据试验结果进行优化调整和技术改造.对机组经济性影响较大的设备缺陷，应优先安排资金用于检修或技术改造。5.9。2技改工程应贯彻节能原则，执行国家关于基本建设和技术改造工程项目可行性研究报告增列(节能篇）的暂行规定，选用的设备和装置，应有国家、部或计量部门的合格鉴定或认证,禁止使用已公布淘汰的用能产品。5。9。3对改造项目，改造前要进行节能技术可行性研究,认真制定设计方案，落实施工措施，改造后应有经济性验收报告.5。9。4对于汽轮机运行效率偏低，安全性和经济性较差,严重影响电厂的经济性的机组,有必要实施通流部分改造，通过更换通流部件、调整汽门重叠度及汽封改造等措施，降低机组热耗率。5。9。5对效率较低的水泵和风机，可实施节能技术改造；对负荷变动较大的旋转机械，宜使用变速或变频技术改造。1）针对效率较低且设备部件老化的水泵或风机,宜实施更换高效节能型泵与风机。2）当离心式水泵或风机容量偏大时，可通过切削叶轮、叶片或更换小叶轮的方法，来降低水泵和风机的使用容量，提高运行效率。3)对于多级离心泵,当实际运行流量、扬程大大低于铭牌容量时，可采用抽级改造法，使其工作在高效区.4)对负荷变动较大的泵与风机,宜使用调速技术改造，主要措施有变极调速、液力耦合器调速、变频调速等。5.9.6对损耗大的主变压器、厂用变压器实施节能技术改造，采用S9系列及以上型号和非晶态变压器等高效节能型变压器替换S7系列及以下型号高耗能变压器，降低变压器损耗。5。9。7宜实施节水技术改造的几类条件：1) 对闭式循环冷却水，在保证冷却能力的前提下，提高浓缩倍率，降低排污率,并对排污水进行合理利用；2) 对电厂内部的疏水、排水系统进行改造，使其全部回收再利用；3) 积极开展渣水回收再利用，实现渣水零排放；4) 对生产或生活污水进行污水处理回收技术改造；5。9。8实施节油技术改造,可采用等离子点火装置、气泡雾化油枪、小油枪点火、高温空气无油点火等,减少锅炉点火和助燃用油。5。10能源计量监督5.10.1燃料计量。燃料计量应满足DL/T 10522007节能技术监督导则第6。3。2条的要求。5.10。2入厂煤宜使用机械采样装置,也可人工采样。火车运输的煤样采取方法按GB475商品煤样采取方法进行，汽车运输的煤样采取方法按DL/T576汽车运输煤样的采取方法进行，按各标准采取的煤样可代表商品煤的平均质量，该煤样分析结果可作为验收或抽检进厂商品煤质量的依据。5。10.3入厂燃料在进厂后，立即采样并制样,24h内提出化验报告.5。10.4入炉煤应以输煤皮带秤测量为准,皮带秤的精度等级应符合JJG195连续累计自动衡器（皮带秤)检定规程的要求.皮带秤定期采用实物标定，每月至少对皮带秤校验一次。每半年对入炉煤机械采样装置进行一次采样精密度核对。5。10.5单元制机组,入炉煤应有分炉煤量计量装置。5.10。6入炉煤应采用机械采样装置，机械采样装置投入率在90%以上,机械采样装置应每半年进行一次采样精密度核对。5.10。7加强储煤场管理,合理分类堆放,定期测温.采取措施，防止自燃和热量损失,煤场盘点每月进行一次，盘点按照DL/T606.2火力发电厂燃料平衡导则标准进行。5。10。8每台锅炉均应装设燃油流量表，保证能单独计量，考核单炉用油量。5.10。9电能计量。电能计量应满足DL/T 10522007节能技术监督导则第6。3。3条的要求.5。10。9。1发电机出口，主变压器出口,高、低压厂用变压器，高压备用变压器、用于贸易结算的上网线路的电能计量装置精度等级应不低于DL/T448电能计量装置技术管理规程的规定,现场检验率应达100，检验合格率不低于98%。5.10。9。2 6kV及以上电动机应配备电能计量装置，电能表精度等级不低于1。0级，互感器精度等级不低于0。5级，检验合格率不低于95。5.10。9。3应制定电能计量管理人员职责，明确电能计量标准及试验设备的配置要求,绘制全厂用电计量点图，有专人负责电能的计量工作，制作电能计量装置报表（电能计量装置考核指标、资产管理统计表、重要电能计量装置配置表）,随时掌握系统中各计量点的用电情况，根据节能的要求进行有效的控制。5。10.10水量计量。水量计量应满足DL/T 1052-2007节能技术监督导则第6.3。5条的要求。5.10.10。1 水量计量仪表的配置应结合水平衡测试的需要，二次仪表应定期检验并有合格检测报告.5。10。10。2 一级用水计量（全厂各种水源的计量）的仪表配备率、合格率、检测率和计量率均应达到100.5。10.10。3 二级用水计量(各类分系统)的仪表配备率、合格率、检测率均应达到95以上,计量率应达到90%。5。10.10。4 三级用水计量（各设备和设施用水、生活用水计量）也应配置仪表，计量率应达到85%。5。10。10。5 水表的精确度等级不应低于2.5级.5。10.10。6 应绘制全厂用水计量点图，有专人负责水量的计量工作，随时掌握系统中各计量点的用水情况，根据节水的要求进行有效地控制。5.11技术资料管理5.11。1建立健全节能技术档案，包括能耗设备台账、图纸、资料、调试及试验报告等。5。11。2技术资料要求统一归档，包括监督计划、试验措施、试验报告等.归档的技术资料，应当做到书写材料优良、字迹清楚、数据准确、图像清晰、信息载体能够长期保存。5。11。3节能归口管理部门应具备的技术资料：5.11。3.1上级单位颁发的规定、制度执行情况记录。5.11。3。2节能技术监督考核实施细则，包括生产运行指标、燃料管理、节水、节电、节油和设备治理等.该细则应根据实际情况至少每四年修订一次。5。11.3。3节能年度计划和节能中长期规划等及执行情况。5。11。3。4节能技术监督会议纪要和节能技术监督总结报告。5。11.3.5经济运行指标月报表及上级监督部门下发的技术监督月报.5.11。3。6三级节能技术监督网活动记录。5.11.4运行管理部门和设备管理部门应具备的技术资料：5。11.4。1节能仪器、设备使用说明书。5。11.4.2节能监督设备台账5.11.4.3根据计算或试验结论制定的有关经济运行的曲线或表格。5.11。4。4设备节能改造的技术文件。