节能环保风险预控管理体系-2电力.doc

火力发电单位风险预控管理体系（节能环保）要求（试行）神华集团有限责任公司二一四年二月目次前言II引言III1范围12规范性引用文件13管理要素及要求33.1总体要求33。2节能环保方针33。3节能环保策划33。3。1目标设立33。3.2目标执行43.4节能环保实施43。4。1风险预控管理43。4.2组织保障73.4。3制度保障73。4.4专项管理83。4.5统计对标93.4。6宣传培训103。4.7运营管理103.4.8应急管理163。4。9事件管理193.5考核与评价193.6纠正与改进203.7体系文件204考评标准21附录A（资料性附录）环境风险隐患评价方法39附录B（规范性附录）火电厂环保核查要点42参考文献47前言神华集团公司风险预控管理体系（节能环保) 要求按产业板块分为四部分：第1部分 煤炭采选-第2部分 火力发电-第3部分 运输-第4部分 煤化工本体系由神华集团公司环境保护部提出并归口.本部分起草单位：本部分主要起草人:本部分主要审定人:本部分为首次制定。引言一、编制目的当前，我国能源消费快速增长，污染问题愈发严重,生态系统逐渐退化,对社会稳定、人民健康造成了很多负面影响，我国将无法复制发达国家传统的能源生产与消费模式.党的十八大报告把生态文明建设提升到与经济建设、政治建设、文化建设、社会建设五位一体的战略高度，标志着我们党对经济社会可持续发展规律、自然资源永续利用规律和生态环保规律的认识进入了新境界，彰显了生态文明建设的重要性.神华集团公司作为特大型综合能源企业，既是能源生产大户，也是能源消费大户；从产业形态来看，煤电路港航油化各板块生态影响面广,既是生态文明建设的主力军，也是社会各界在生态环保方面关注和监督的重点对象。目前，神华集团公司存在节能环保目标任务完成困难、环评与“三同时”制度落实不到位、污染物违规排放处置等重大风险,环境事件呈易发多发的苗头.为全面提升节能环保管理水平,实现节能环保本质安全,神华集团公司以能源管理体系 要求（GB/T23331）、环境管理体系 要求及使用指南（GB/T 24001）及本质安全管控模式为指引，建立了风险预控管理体系（节能环保） 要求（以下简称“本体系”）,以实现对节能环保管理全过程的控制和持续改进，并作为强化节能环保监管工作的流程指南和工作标准，促使各项节能环保活动符合国家及行业的法律法规、标准及其他要求。二、体系构成本体系为开展节能环保管理工作提供了基本框架和工作思路，同时给出了一系列科学的工作方法。本体系的每部分由13个管理单元构成，每个管理单元由若干管理内容组成。13个管理单元包括1个方针单元、1个目标单元和11个保障单元，并以目标单元为导向,以保障单元为支撑，将目标管理、风险管理和闭环管理方法综合应用，实现生产单位的全方位、全过程的节能环保管理。（一）方针单元。1个方针单元“节能环保方针”，确定节能环保工作的宗旨.（二）目标单元。1个目标单元“节能环保目标”，通过具体、分层次的目标明确节能环保本质安全管理工作的方向。（三)保障单元。11个保障单元“风险预控管理”、“组织保障”、“制度保障”、“专项管理”、“统计对标”、“宣传培训”、“运营管理、“应急管理”、“事件管理”、“考核与评价”和“纠正与改进,构建起实现节能环保本质安全目标的保障措施架构。三、体系应用本体系包含针对其他管理体系的要求，如能源管理体系、环境管理体系等，各单位可以将本体系所规定的要素与其他管理体系的要素进行协调,或加以整合，但对各种管理体系要素的应用，可能因不同的用途和不同相关方而异.本体系能够改进各单位的节能环保管理绩效，但本体系的成功实施还需要相关技术和方法的支持。各单位应在适宜且经济条件许可时，考虑采用最佳可行的技术和方法，同时充分考虑采用这些技术和方法的成本效益,有效地保障和落实节能环保投入，积极地探索和应用先进的节能环保技术，这是科学应用本体系的前提和基础，也是实现节能环保工作水平持续提升的重要保障。本体系是考评各单位节能环保工作的准则，神华集团公司每年依据体系中的管理要求对各单位进行考评,并将考评结果纳入“五型企业”年度经营绩效。本体系的建设和应用是一个持续改进的过程，神华集团公司每年按照体系文件确定的要求开展管理工作，并针对体系运行中发现的问题进行修订完善.四、管理方法本体系所规范的节能环保管理是基于“策划-实施检查-改进（Plan-DoCheck-Act,PDCA）方法（见图1），有助于实现节能环保本质安全管理目标。图1 节能环保管理模式和方法策划:识别有关的法律法规、标准及其他要求；建立所需的节能环保目标，制定规划、计划等。实施：实施节能环保相关活动.-检查：根据节能环保方针、目标及法律法规和其他要求，对节能环保相关活动过程进行监视、测量和评价。改进:根据检查结果及其他相关信息，采取纠正措施和预防措施,以持续改进节能环保工作。IV火力发电单位风险预控管理体系（节能环保） 要求1 范围本体系规定了火力发电单位节能环保风险预控管理体系的管理要素及要求。本部分适用于集团公司及所属火力发电生产单位（即试生产开始，以下称各单位）,建设单位参照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的.凡是注日期的引用文件,仅所注日期的版本适用于本文件.凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。2.1 节能节水GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则GB 21258 常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额GB 24789 用水单位水计量器具配备和管理通则GB/T 2589 综合能耗计算通则GB/T 8117 电站汽轮机热力性能验收试验规程GB/T 10184 电站锅炉性能试验规程GB/T 12452 企业水平衡测试通则GB/T 13234 企业节能量计算方法GB/T 15587 工业企业能源管理导则GB/T 17166 企业能源审计技术通则GB/T 18916。1 取水定额 第1部分:火力发电GB/T 21369 火力发电企业能源计量器具配备和管理要求GB/T 23331 能源管理体系 要求GB/T 26925 节水型企业 火力发电行业GB/T 28557 电力企业节能降耗主要指标的监管评价GB/T 29456 能源管理体系 实施指南DL/T 606 火力发电厂能量平衡导则DL/T 783 火力发电厂节水导则 DL/T 904 火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T 1052 节能技术监督导则DL/T 5435 火力发电工程经济评价导则2.2 环境保护GB 8978 污水综合排放标准GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准GB 13223 火电厂大气污染物排放标准GB 16297 大气污染物综合排放标准GB 18597 危险废物贮存污染控制标准GB 18599 一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准GB/T 24001 环境管理体系 要求及使用指南GB/T 6719 袋式除尘器技术要求 HJ 606 工业污染源现场检查技术规范HJ/T 55 大气污染物无组织排放监测技术导则HJ/T 75 固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）HJ/T 76 固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法（试行）HJ/T 178 火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法HJ/T 179 火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法HJ/T 255 建设项目竣工环境保护验收技术规范火力发电厂HJ/T 353 水污染源在线监测系统安装技术规范（试行）HJ/T 354 水污染源在线监测系统验收技术规范（试行）HJ/T 355 水污染源在线监测系统运行与考核技术规范（试行）HJ/T 356 水污染源在线监测系统有效性判别技术规范(试行）HJ/T 362 火电厂烟气脱硝工程规范（选择性非催化还原法）DL/T 260 燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范DL/T 287 火电企业清洁生产审核指南DL/T 335 火电厂烟气脱硝(SCR）系统运行技术规范DL/T 382 火电厂环境监测管理规定DL/T 414 火电厂环境监测技术规范DL/T 461 燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则DL/T 997 火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T 1121 燃煤电厂锅炉烟气袋式除尘工程技术规范DL/T 1149 火电厂石灰石/石灰-石膏湿法 烟气脱硫系统运行导则DL/T 5403 火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程DL/T 5046 火力发电厂废水治理设计技术规程DL/T 5196 火力发电厂烟气脱硫设计技术规定DL/T 5257 火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程国办发20134号 “十二五”主要污染物总量减排考核办法国发201142号 国家环境保护“十二五规划国发201337号 大气污染防治行动计划环办2010138 号 尾矿库环境应急管理工作指南（试行）环办20118 号 国控污染源排放口污染物排放量计算方法环办函2013288号 燃煤火电企业环境守法导则环发20086 号 污染源自动监控设施运行管理办法环发200988 号 国家监控企业污染源自动监测数据有效性审核办法环发200988 号 国家重点监控企业污染源自动监测设备监督考核规程环发2010113号 突发环境事件应急预案管理暂行办法环发2011148号 “十二五”主要污染物总量减排核算细则环发201314号 “十二五”主要污染物总量减排统计、监测办法环发201381号 国家重点监控企业自行监测及信息公开办法环发201398号 “十二五”主要污染物总量减排监测体系建设运行考核实施细则国家环境保护总局令第27号 2005 年 废弃危险化学品污染环境防治办法国务院令第34号 2006年 国家突发环境事件应急预案环境保护部令第17号 2011年 突发环境事件信息报告办法法释201315号 关于办理环境污染刑事案件适用法律若干问题的解释2.3 综合GB 50660 大中型火力发电厂设计规范国发201126号 “十二五节能减排综合性工作方案国发201240号 节能减排“十二五”规划3 管理要素及要求3.1 总体要求各单位应依据本体系的要求开展节能环保工作，并持续改进.3.2 节能环保方针各单位应以“环保电厂”为理念制定本单位节能环保方针,并将方针传达到全体员工，同时通过解释和说明使全体员工深入理解.3.3 节能环保策划节能环保策划即节能环保目标管理，包括目标设立和目标执行。图2 节能环保目标管理程序3.3.1 目标设立3.3.1.1 管理目标各单位应根据集团公司及子分公司的管理目标要求，制定或细化本单位中长期（一般为3年及以上)和年度节能环保管理目标,并正式发布。制定或细化管理目标应考虑因素：a) 上级下达的目标。b) 自身发展战略及自身持续改进的要求。c) 其他相关方对目标的要求和满意度。3.3.1.2 指标目标各单位应根据集团公司及子分公司的指标目标要求,制定或细化本单位中长期(一般为3年及以上）和年度节能环保指标目标，并正式发布。制定或细化指标目标应考虑因素：a) 上级下达的目标。b) 能耗限额及污染物排放标准的要求。c) 同类企业平均水平或先进水平。d) 自身发展战略及自身持续改进的要求。e) 其他相关方对目标的要求和满意度。3.3.2 目标执行3.3.2.1 目标分解a) 各单位应将节能环保目标逐级向下分解至车间级单位（至少）.b) 相邻管理层级之间应通过签订目标责任书(状)的形式对节能环保目标予以确认。c) 节能环保目标应按照进度随年度和月度生产经营计划下发到各车间级单位。3.3.2.2 实施计划a) 各单位应组织制定本单位实现节能环保目标的实施计划（如节能环保规划、行动方案及年度工作计划等),并以文件形式正式印发.b) 每项任务都应有明确的责任单位、责任人，并组织落实。3.4 节能环保实施3.4.1 风险预控管理3.4.1.1 一般要求a) 各单位应明确环境风险预控管理的组织机构和职责，成员包括本单位负责人、主管领导、环保管理和技术人员、班组长和员工代表。b) 开展全员环境风险预控管理培训，并有培训记录.c) 应从制度、资金、技术、人员、管理等方面,确保风险预控管理工作的有效性。d) 环境风险隐患辨识、评估和控制等环节符合PDCA闭环管理的运行模式.图3 环境风险预控管理程序3.4.1.2 风险隐患辨识各单位应持续开展节能环保风险隐患辨识,建立风险隐患数据库（风险因素清单)，并将辨识结果及时纳入.a) 风险隐患因素辨识应完整，包括:1) 节能环保目标完成的不确定性。2) 安全生产事故可能引发的环境污染事件。3) 环境违法违规行为造成环境污染事件. 改、扩建项目可能引发排放污染物的种类、数量、浓度、危害发生改变。 生产的产品、工艺、原料发生变化可能引发排放污染物的种类、数量、浓度、危害发生改变。 污染防治设施不按规定使用、拆除或闲置,可能引发排放污染物的种类、数量、浓度、危害发生变化. 排放污染物的去向发生改变可能引起排放污染物的种类、数量、浓度、危害发生变化。 规避监管偷排、偷放、转移污染物或危险废物。 危固废的产生、存储、运输、转移、处置等环节可能引发环境污染的情况。 尾矿库渗漏液成分与防渗情况、处置情况。 重金属、持久性有机污染物长期排污在环境中的长期积累效应情况. 超总量排污在环境中的长期积累效应情况. 规划、布局结构不合理可能引发的突发环境事件。 其他节能环保管理缺陷可能引发的突发环境事件。4) 其他风险隐患因素 群众对环境问题的诉求情况、敏感程度及影响范围等情况.b) 风险隐患因素辨识应考虑“三种时态”、“三种状态”和“六个方面。1) 三种时态 过去：以前发生的节能环保问题的持续影响。 现在：来自当前风险隐患所造成的影响。 将来:计划实施的法规标准、生产活动将要造成的影响。2) 三种状态 正常：符合正常运行或者控制标准的条件。 异常：偏离正常运行或者控制标准，还没有达到违法违规的条件。 紧急:超过控制标准临界值，或者在事故状态下和未解除事故状态.3) 六个方面 大气排放 水体排放 废物管理 土壤污染 能源资源的使用 当地其他环境问题和社区问题（如噪声、绿化等）3.4.1.3 风险隐患评估a) 评估要求各单位应按照风险隐患分级管理的原则，对辨识出的风险隐患按照确定的分级方法进行科学评价，并将评价结果及时纳入风险隐患数据库。b) 分级方法按国家突发环境事件应急预案对突发环境事件分级的规定，结合集团公司实际，环境风险隐患级别可分为（其他常用的环境风险隐患评价方法见附录）:1) 可能引发或造成以下环境安全事件的,为特别重大环境风险隐患. 因环境污染直接导致10人以上死亡或100人以上中毒的。 因环境污染需疏散、转移群众5万人以上的。 因环境污染造成直接经济损失1亿元以上的。 因环境污染造成区域生态功能丧失或重点保护物种灭绝的。 因环境污染造成重要河流、湖泊、水库及水域严重污染，或地市级以上城市集中式饮用水水源地取水中断的. 1、2类放射源失控造成大范围严重辐射污染后果的。 跨国界环境事件。2) 可能引发或造成以下环境安全事件的，为重大环境风险隐患： 因环境污染直接导致3人以上10人以下死亡或50人以上100人以下中毒的。 因环境污染需疏散、转移群众1万人以上5万人以下的. 因环境污染造成直接经济损失2000万元以上1亿元以下的。 因环境污染造成区域生态功能部分丧失或国家重点保护野生动植物种群大批死亡的. 因环境污染造成县级城市集中式饮用水水源地取水中断的； 重金属污染或危险化学品生产、贮运、使用过程中发生爆炸、泄漏等事件,或因倾倒、堆放、丢弃、遗撒危险废物等造成的突发环境事件发生在国家重点流域、国家级自然保护区、风景名胜区或居民聚集区、医院、学校等敏感区域的; 1、2类放射源丢失、被盗、失控造成环境影响的。 跨省（区、市）界环境事件。 未完成国家下达的节能环保考核任务。 发生国家行政主管部门通报的节能环保责任事件。 其他可能产生的环境危害程度大，且情况复杂、短期内难以完成治理，应当全部或者局部停产停业并经过一定时间治理方能排除的，或者因特殊原因致使本单位自身难以排除的。3) 可能引发或造成以下环境安全事件的，为较大环境风险隐患： 因环境污染导致3人以下死亡或10人以上50人以下中毒的。 因环境污染需疏散、转移群众5000人以上1万人以下的。 因环境污染造成直接经济损失500万元以上2000万元以下的。 因环境污染造成国家重点保护的动植物物种受到破坏的. 因环境污染造成乡镇集中式饮用水水源地取水中断的。 3类放射源丢失、被盗或失控，造成环境影响的。 跨地市界环境事件. 发生省级行政主管部门通报的节能环保责任事件。4) 可能引发或造成以下环境安全事件的，为一般环境风险隐患。 因环境污染导致10人以下中毒的. 因环境污染需疏散、转移群众5000人以下的。 因环境污染造成直接经济损失500万元以下的. 因环境污染造成一般动植物物种受到破坏的。 4、5类放射源丢失、被盗或失控，造成环境影响的。 跨县级行政区域环境事件。 其他可能产生的环境危害程度较小，或发现后能够立即治理排除的。3.4.1.4 风险隐患控制a) 各单位应根据风险隐患辨识和评估的结果，按照“五定（定整改责任人、定整改措施、定整改标准、定完成时间、定整改资金）原则制定可行的整改方案。b) 应按照整改方案要求，落实风险控制措施，确保风险降到可承受的范围，确保完成整改任务。c) 对于不能按期完成整改的，应分析原因，提出调整建议，并及时报上级单位，必要时制定临时措施.3.4.2 组织保障3.4.2.1 组织机构a) 各单位应建立健全节能环保领导小组，且满足：1) 由各单位厂长担任组长，其他成员由不同层级(班组及以上）代表组成。2) 明确领导小组成员职责。3) 单位规模、组织机构和不同层级代表等发生变化时，及时更新.4) 将节能环保工作纳入月度生产经营例会重要议程.b) 明确领导小组办公室（或责任部门、业务归口部门）及职责,并归口负责对外协调工作；明确其他相关部门的节能环保职责.c) 在履行节能环保职责过程中,不同层级间及存在协作关系的部门、单位、岗位之间应定期沟通节能环保职责履行情况,确保相互之间节能环保责任的有效传递和衔接,并形成有效的配合和协作关系。3.4.2.2 人员配置a) 各单位应配备节能环保专职管理人员，节能、环保各不少于1名,职责明确。b) 依据关于深化企业环境监督员制度试点工作的通知(环发200889号）要求，建立环境督察员制度，且满足：1) 书面任命本单位环境督察员，任命要明确其职责和任务,并区分与环保管理人员的分工。2) 环境督察员要严格履行职责,定期（至少每月)向本单位节能环保领导小组及上级环境督察员提交监察报告并留档。3) 各单位应对环境督察员提出的意见和建议进行整改闭环管理。3.4.3 制度保障3.4.3.1 制度标准配备各单位应至少获取和保留本体系中“规范性引用文件中的制度标准以及全国人大、国务院、国家发改委、国家环保部及其他上级单位印发的适用本单位的有关节能环保的制度标准（书面或电子媒体）,建立和及时更新“适用制度标准清单。3.4.3.2 制度标准编制各单位应根据上级单位的制度标准，建立健全本单位节能环保相关的制度标准体系,至少包括以下内容（制度标准名称不限，部分制度标准可合并)： 节约能源（用水）管理制度 环境保护（绿化）管理制度 节能环保目标责任制及考评管理制度 节能环保奖惩管理制度 节能环保专项管理制度 节能环保统计报表及台账管理制度 节能环保对标管理制度 节能环保计量器具配备及监测管理制度 主要耗能设备定额管理制度 主要环保设施运行维护及污染物处置排放管理制度(应包括工业废水、生活污水、锅炉脱硫脱硝除尘、固体废物、废旧油品及噪声等）3.4.3.3 制度标准管理a) 编制的制度标准应经过各单位相关机构或相关领导批准后予以发布实施。b) 本单位发布实施的制度标准，应对相关人员进行培训或宣贯。c) 发生以下情况时，应根据需要及时对编制的有关制度标准进行更新:1) 当国家、行业或上级单位的节能环保制度标准新颁布、修订或废止时.2) 当本单位归属、体制、规模发生重大变化时。3) 当节能环保设施新建、扩建或改建时。4) 当节能环保工艺发生变更时。5) 当节能环保风险管控过程中发现涉及到制度标准层面问题时。6) 当出现其他需要修订的情况时。d) 应及时将有关制度标准的更新信息传达给员工和其他相关方.3.4.4 专项管理3.4.4.1 计划管理a) 各单位应编制节能环保专项计划，并按集团公司要求报送。b) 以下情况所需改造项目，必须纳入节能环保专项计划:1) 省级及以上政府主管部门、集团公司下达的节能环保重点工程。2) 省级及以上政府主管部门、集团公司通报的节能环保风险隐患。3.4.4.2 过程管理a) 按上级单位项目管理规定，履行并完备立项手续。b) 加强对专项实施的过程管理,确保工程进度可控。c) 若调整纳入考核范畴的节能环保改造工程计划，应及时与上级单位及政府主管部门沟通，履行必要的调整手续。3.4.4.3 竣工管理a) 专项竣工后,应对实施效果进行后评估.b) 专项实施效果应达到立项预期。3.4.4.4 资金管理a) 建立并保持节能环保专项资金的管理程序,并为专项实施提供必要的资金支持。b) 积极申请国家及地方的节能环保补助或奖励资金，确保项目的施工进度、建设范围等符合申请承诺,及时拨付资金，确保专款专用。c) 已获得国家及地方的节能环保补助或奖励资金，不能重复申报。3.4.5 统计对标3.4.5.1 统计报告d) 应设置明确的节能环保统计负责人。e) 应按相关方要求按时报送节能环保统计报表（集团公司要求为每月5日前），确保报送数据的准确性，真实反映本单位能耗和排污等情况.在统计口径、统计方法及其他统计要求一致的情况下，报送给集团公司与其他相关方的统计数据应保持一致.f) 应至少确保单位产品能耗报表及污染物排放报表在报送前经本单位主管领导确认签字（或加盖单位公章）并留存.3.4.5.2 对标管理各单位应按照集团公司安排统一开展节能环保对标工作,对标管理程序见图4.图4 节能环保对标管理程序a) 应按集团公司要求每半年完成对标数据的采集、填报及实践案例的编报工作(对标指标表见表1）。b) 应确保对标数据的准确性，实践案例真实。c) 应根据对标结果，对指标落后原因深入分析,制定提升计划并组织实施.表1 火力发电生产单位对标技术指标表生产单位对标指标单位火力发电厂供电煤耗gce/kWh发电综合水耗kg/kWhSO2排放绩效g/kWhSO2达标排放率NOx排放绩效g/kWhNOx达标排放率%烟尘排放绩效g/kWh烟尘达标排放率%3.4.6 宣传培训3.4.6.1 宣传各单位应结合节能环保宣传主题,积极开展世界环境日、全国低碳日及节能宣传周等宣传活动,至少开展如下两类：a) 通过网络、电子屏幕、报刊、宣传栏等绿色低碳方式宣传有关节能环保的方针政策、节能环保理念和知识等。b) 开展我为节能环保做贡献专题活动（如节能环保意见征集等）.3.4.6.2 培训各单位应建立健全节能环保培训机制，保证培训所需人员、资金和设施，以提高员工的节能环保工作水平。a) 应依据岗位及工作需要，制定适宜的年度节能环保培训计划。b) 每年至少组织开展1次培训，培训时间累计不少于16学时，并做好培训记录。3.4.7 运营管理3.4.7.1 总体要求各单位应严格遵守节能环保法律法规和规章制度,确保履行节能环保法律职责：a) 环境许可制度1) 已报批并取得节能评估、环境影响评价及水土保持等审批文件,试生产项目已取得试生产批复文件.2) 生产项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者污染防治的措施发生重大变动的，应重新报批项目的环境影响评价文件。3) 应在试生产之日起3个月内申请环境保护竣工验收,验收合格后方可正式投入生产;对确不具备验收条件的,应在试生产的3个月内提出环境保护延期验收申请，经批准后可继续进行试生产，试生产的期限最长不超过1年。4) 按国家或地方环境保护行政主管部门的要求主动申报登记与排污有关的各种事项，并取得排污许可证。b) 排污收费制度应按环保主管部门规定的时间及数额要求缴纳排污费和超标排污费。c) 限期治理制度应按限期治理与区域限批制度主动履行节能环保责任，包括限制生产、限制排放、停产整治和责令关闭.d) 强制淘汰制度不使用并及时淘汰国家明令禁止的设备、工艺及产品。e) 环境标准制度应严格执行有关节能环保的监测、排放、控制及其他基础性标准.3.4.7.2 节能节水管理各单位节能节水管理应符合DL/T 1052规定要求。a) 能源计量器具配备率应符合GB17167及GB/T21369规定要求；水计量器具配备率应符合GB24789规定要求。b) 能耗及水耗应至少符合GB21258、GB/T 28557及GB/T 18916。1规定要求。1) 供电煤耗供电煤耗基础变化指标k1=供电煤耗监管值/供电煤耗基础值供电煤耗趋势变化指标k2=当期供电煤耗/上一报告期供电煤耗-当k11和k21时，满足监管要求。-当k11或k21时，均视为供电煤耗变化值超限。其中： 供电煤耗基础值-按项目设计值、投产性能验收试验报告值或节能改造后考核实验值选取。当机组运行期间外部条件发生变化时,供电煤耗基础值=机组运行外部条件未发生变化时基础值基础值修正系数。表2 外部条件变化基础值修正系数脱硫方式湿法脱硫干法脱硫无脱硫厂内制备脱硫剂厂内无制备脱硫剂厂内制备脱硫剂厂内无制备脱硫剂修正系数1.0151.011。0051.0031.0进行脱硝改造，修正系数为1.005。 供电煤耗监管值-机组实际供电煤耗供电煤耗修正系数表3 供电煤耗修正系数机组负荷率对供电煤耗影响修正系数报告期机组负荷率修正系数851.085%每降低5，修正系数为前值基础上乘以0。99机组启停调峰修正系数报告期机组启停调峰系数修正系数18次1.018次1/1+0。0003（N-8)燃煤成分修正系数燃煤成分修正系数挥发分191.019%1/1+0。002（19-100Var)灰分30%1.0301/1+0.001(100Aar-30）2) 单位发电量取水量表4 单位发电量取水量定额指标单位：千克/千瓦时机组冷却形式单机容量300MW单机容量300MW级单机容量600MW级及以上循环冷却3。22.752.40直流冷却0。790。540。46空气冷却0.950.630。53注1：单机容量300MW级包括300MW单机容量500MW的机组，单机容量600MW级及以上包括单机容量500MW的机组。注2:热电联产发电企业取水量增加对外供汽、供热不能回收而增加的取水量（含自用水量）。注3：配备湿法脱硫系统且采用直流冷却或空气冷却的发电企业，当脱硫系统采用新水为工艺水时，可按实际用水量增加脱硫系统所需的水量。注4:当采用再生水、矿井水等非常规水资源及水质较差的常规水资源时，取水量可根据实际水质情况适当增加.c) 应根据机组优化运行试验得出的最佳控制方式和参数对主辅设备进行调节,使机组各项运行参数达到额定值或不同负荷对应的最佳值，最大限度地降低各项可控损失,使机组的供电煤耗率在各负荷下相对较低.d) 应按要求开展性能试验：新机（汽轮机、锅炉)投产验收性能考核试验、汽轮机A/B级检修前/后性能试验、锅炉A/B级检修前/后效率试验、汽轮机本体改造后的汽轮机定滑压优化运行试验、冷端优化试验、锅炉设备重大改造后或煤种较大改变后的燃烧调整及制粉系统优化试验、配煤掺烧试验、风机改造前后的风机热态性能试验,并确保检修或改造后主要经济指标优于检修或改造前。e) 新投产或大修后机组应开展能耗诊断工作。f) 应每月就重要参数对供电煤耗率、厂用电率等主要综合经济技术指标的影响进行定量的经济性分析比较,对存在问题提出解决措施。g) 应积极开展值际小指标竞赛活动。h) 应按照GB/T 12452规定要求，每3年开展一次水平衡测试.i) 纳入国家发改委“万家企业节能低碳行动”节能量考核范围内的单位应按照国家及地方节能主管部门的要求有序推进能源管理体系建设及认证工作。3.4.7.3 大气污染防治a) 烟气脱硫1) 常规燃煤锅炉应配置高效烟气脱硫设施(石灰石-石膏湿法、氨法、海水法及烟气循环流化床半干法等)，并按规定取消脱硫烟气旁路，脱硫设施投运率应达到100%。2) 循环流化床锅炉应至少配置炉内喷钙脱硫设施（必要时可配置炉外脱硫设施)，装机容量大于100MW的机组应一炉配一座石灰石粉仓，石灰石给料系统应根据出口二氧化硫浓度实现自动调节，每座石灰石粉仓输送系统应设置两套给料系统，一运一备，脱硫设施投运率应达到100。3) 脱硫设施的脱硫效率应达到设计值，二氧化硫排放浓度应符合GB 13223、地方标准及环评批复规定的要求.表5 火力发电锅炉二氧化硫排放浓度限值锅炉类型污染物项目限值(mg/m3)适用条件燃煤锅炉二氧化硫100新建锅炉：非高硫煤地区2001.新建锅炉：位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省2.现有锅炉：非高硫煤地区400现有锅炉：位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省注1：此表为2014年7月1日起所有燃煤锅炉执行标准(除特别排放限值，特别排放限值为50)。注2:二氧化硫特别排放限值按国家及地方要求时间执行。注3：实测的二氧化硫排放浓度应折算为基准氧含量排放浓度。燃煤锅炉：基准氧含量排放浓度=实测排放浓度15/（21-实测氧含量）4) 二氧化硫排放总量应满足环评批复、排污许可证及其他总量考核要求。5) 应符合火电厂脱硫环保核查的其他规定要求。6) 应无石膏雨现象。b) 烟气脱硝1) 常规燃煤锅炉应采用低氮燃烧技术,同时应配置脱硝设施（SCR、SNCR或SNCR+SCR)；当烟气温度满足脱硝设施正常运行条件时（除低负荷工况下），脱硝设施投运率应达到100。2) 循环流化床锅炉必要时可配置SNCR脱硝设施。3) 脱硝设施的脱硝效率应达到设计值，氮氧化物排放浓度应符合GB 13223、地方标准及环评批复规定的要求.表6 火力发电锅炉氮氧化物排放浓度限值锅炉类型污染物项目限值(mg/m3）适用条件燃煤锅炉氮氧化物（以NO2 计）100200W 型火焰炉膛锅炉，2012年以前建成投产或环评文件通过审批的循环流化床锅炉,以及2003年12 月31日前建成投产或环评文件通过审批的锅炉。注1:此表为2014年7月1日起所有燃煤锅炉执行标准（除特别排放限值,特别排放限值为100）.注2：氮氧化物特别排放限值按国家及地方要求时间执行。注3：实测的氮氧化物排放浓度应折算为基准氧含量排放浓度。基准氧含量排放浓度=实测排放浓度15/(21实测氧含量）4) 氮氧化物排放总量应满足环评批复、排污许可证及其他总量考核要求。5) 应符合火电厂脱硝环保核查的规定要求.c) 烟气除尘1) 常规燃煤锅炉和循环流化床锅炉均应配置高效除尘器，除尘器投运率达到100%。2) 除尘器的除尘效率应达到设计值，烟尘排放浓度应符合GB 13223、地方标准及环评批复规定的要求。表7 火力发电锅炉烟尘排放浓度限值锅炉类型污染物项目限值（mg/m3)适用条件燃煤锅炉烟尘30注1：此表为2014年7月1日起所有燃煤锅炉执行标准（含特别排放限值，特别排放限值为20).注2：实测的烟尘排放浓度应折算为基准氧含量排放浓度。基准氧含量排放浓度=实测排放浓度15/（21-实测氧含量)3) 烟尘排放总量应满足环评批复、排污许可证及其他总量考核要求。d) 无组织粉尘1) 储煤场、储灰（渣）场、石灰石料场应采取相应防止扬尘的措施，