8新疆电力行业节能线损技术监督实施细则1Word格式文档下载.docx

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2.2.5技术措施

2.2.6营销管理

2.2.7电能计量管理

3监督内容

3.1火力发电企业

3.1.1规划、设计和基建

3.1.1.1火电企业基本建设规划和设计、选型应贯彻执行国家的节约能源、经济高效和可持续发展的方针，合理布局、优化用能，根据燃煤规划、水资源规划，确定先进合理的煤耗、电耗、水耗、热耗、油耗、气耗等设计指标。

3.1.1.2新建、扩建和技术改造工程项目，设计阶段的可行性研究报告应有《节能篇》，选用的设备高效、节能、配置合理。

积极发展热电联产、燃气蒸汽联合循环机组及电力、电子等节能技术。

1）应在满足安全性的前提下开展优化设计，结合已投产机组的实际经验合理配置，追求节能型设计。

2）根据《火力发电厂节水导则》相关要求，火电厂的规划和设计应把节约用水作为一项重要的技术原则，为施工和生产过程中做好节水工作创造条件。

项目可行性研究报告中应提出节水的原则性技术措施；

初步设计文件中应提出节水的具体措施和设计水耗指标，并对设计方案进行必要的技术经济比较和论证，同时说明系统运行后可能出现的问题及解决办法；

施工图中应有节水措施的详细设计。

火力发电厂施工组织设计文件中应有具体节水措施。

3）新建、扩建火电厂，应对用水、排水进行整体规划，在技术经济比较的基础上，设计适宜的耗水指标，凝汽式电厂原则上应达到以下指标：

采用循环供水系统时，单机容量为300MW及以上的电厂不大于0.8m3/（s.GW）；

单机容量为300MW以下的电厂不大于l.0m3/（s.GW）；

采用直流供水系统时，单机容量为300MW及以上的电厂不大于0.12m3/（s.GW）；

单机容量为300MW以下的电厂不大于0.2m3/（s.GW）。

4）锅炉补给水处理系统的设计和设备选择，应保证汽包锅炉的正常排污率不超过以下限值：

凝汽式发电厂锅炉正常排污率≯1%；

供热式发电厂锅炉正常排污率≯2%。

5）对可行性方案进行审查，应贯彻节能降损原则，凡不符合节能要求工程项目，审批单位不应批准建设。

监督节能降损技术措施在基建、技改及A级检修工程项目中实施情况。

6）辅助设备容量应与主机配套，避免容量选择过大而造成资源浪费。

7）设备选型应严格招标制度，进行经济技术分析对比，所选用的主、辅设备及装置都必须符合国家、行业制定的能耗标准，避免低价中标而选择低效设备。

3.1.1.3在设备制造过程中，发电企业可委托第三方进行设备的现场监造，保证出厂产品符合设计要求。

3.1.1.4在设计和安装过程中，所有能源计量表计应齐备，包括入厂燃料、入炉燃料、用水、用电、用热等，特别注意生产运行中参数或指标必须进行统计的仪表以及非生产用能的仪表。

3.1.1.5在基建阶段，严格按有关规程和标准要求进行系统及设备的安装调试，保证安装、调试质量。

建立施工单位、建设单位、调试单位、监理单位的签字验收制度。

3.1.1.6火电机组在设计和安装时，应装设必要的热力试验测点，以保证对机组投产后进行经济性测试和分析，并保证热力性能试验数据的完整性和可靠性。

1）为保证运行监视的需要，重要的热力试验测点应与运行测点分装。

2）在设计与基建阶段，应完成性能试验测点位置的设计与安装。

电厂应协调试验部门、设计部门、配管部门、安装单位联合完成四大管道（主蒸汽管道、再热冷段蒸汽管道、再热热段蒸汽管道、高压给水管道）测点、中压缸排汽、低压缸进汽和低压缸排汽等测点位置的设计和安装。

对过热器减温水流量、再热器减温水流量、给水流量等，可在运行变送器的传压管上接装三通，试验时安装专用变送器测量。

在设计阶段，按照网格法测量原则预留锅炉排烟温度和烟气取样试验测点位置，并在安装阶段安装。

试验测点应满足重点辅助设备，如加热器、凝汽器、水塔、大型水泵、磨煤机、风机等性能试验的要求。

3）测点安装要规范，应满足长期使用需要。

4）配合测点位置，搭设必要的试验及检修平台，保证机组热力性能测试及检修维护工作的进行。

3.1.1.7火电机组在试生产阶段，应按《火力发电厂基建工程启动及竣工验收规程（1996版）》和《火电机组启动验收性能试验导则》中规定的性能、技术经济指标考核项目，严格按照国家标准或国际标准，或发电企业与制造厂确认的标准，进行热力性能试验和技术经济指标考核验收。

　　1）火力发电企业试生产阶段应进行的节能试验项目：

锅炉热效率试验、锅炉最大出力试验、锅炉额定出力试验、锅炉断油最低出力试验、制粉系统出力及磨煤单耗试验；

汽轮机组热耗率试验、汽轮机最大出力试验、汽轮机额定出力试验；

供电煤耗测试；

机组散热测试等。

2）火电机组的性能验收试验应由具有该项试验资质的单位承担。

3.1.2生产运行

节能技术监督，是监督国家、电力行业有关节能的政策、法规、规程、规范、标准、制度的贯彻执行情况；

电厂经济指标完成情况；

电力设备效率检验、检测情况；

电厂能耗状况评价及新、扩、改建工程的节能影响评价；

电厂节能新技术、新工艺推广应用情况，以及电厂节能技术培训情况。

3.1.2.1基本要求

1）发电企业应根据实际情况确定综合经济指标及单项经济指标，制订节约能源规划和年度实施计划。

2）发电企业依靠生产管理机构，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有关部门，开展单项经济指标的监督、分析、考核及指标竞赛，保持机组运行参数在最佳值，以单项经济指标来保证综合经济指标的完成，努力降低产品的能耗。

3）把实际完成的综合经济指标同设计值、历史最好水平以及国内外同型机组最好水平进行比较和分析，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。

3.1.2.2火电厂是能源转换部门，应贯穿企业的各生产环节和生产全过程、涉及每个岗位（生产、管理、后勤等），必须采取全员、全生产过程的群管，分级监督、考核的管理办法。

1）运行部门：

掌握各台机组及运行设备的热力特性，对主、辅机进行经济调度，以最佳的组合、最合理的运行方式，使机组处于经济状况下运行。

发现设备存在问题及时上报，做好运行参数的记录、统计和分析工作。

2）检修部门：

加强设备管理，搞好检修和维护，对影响机组和设备经济性能的缺陷和问题，进行深入调查研究和技术分析，制定节能措施和消缺方案，结合检修及时消缺，提高设备的健康水平。

讲究检修工艺，比如要调整好发电机组动静部分间隙，保持受热面清洁，消除热力系统内、外部泄漏等。

积极采取先进调速技术，降低辅机单耗；

做好低效风机和水泵的改造工作，做好热力系统管道及设备的保温。

3）燃料部门：

加强燃料管理，做好燃料的计划和供应、调运验收、收发计量、混配掺烧等工作。

4）其它部门：

定期开展常规节能检测项目，对发电设备的效率、能耗等主要经济指标，与机组经济性有关的参数、指标，重要辅机、主要附属设备经济特性等进行监测或调整试验，提出分析报告、并进行监督考核。

控制非生产用能管理，避免长明灯、长流水现象；

做好全厂节能技术档案管理。

3.1.2.3运行部门

1）运行人员要树立节能意识，不断总结操作经验，使各项运行参数达到规定值。

2）应尽可能燃烧设计煤种，当煤质变化较大或燃用新煤种时，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，并按照GB/T219进行煤灰熔融性测定，按照GB/T2565进行煤的可磨性指数测定。

3）运行中要掌握入炉煤质的变化，根据煤种、煤质分析报告及燃烧状况，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。

4）应定期对锅炉受热面、空气预热器、暖风器、凝汽器和加热器等换热设备进行清洗，以提高传热效果。

5）做好制粉系统的调整与维护工作，降低制粉电耗。

6）保持汽轮机在最有利的排汽压力下运行，当真空系统严密性不合格时，应检查泄漏原因，及时消除。

在凝汽器管束清洁状态和凝汽器真空严密性良好的状况下，绘制不同循环水进口温度与机组出力、端差的关系曲线，作为经济运行的依据。

7）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。

要注意各级加热器的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。

8）建立查漏堵漏制度，加强维护，保证热力系统各阀门处于正确阀位。

阀门是火电厂应用最多的设备之一，其结构型式有气动阀、电动阀、手动阀、液控阀等。

应重点关注疏水阀、放水阀和旁路阀，这些阀门多数处于高温高压状态，容易发生漏泄。

疏放水阀门漏泄率，即内漏和外漏的阀门数量占全部疏放水阀门数量的百分数。

内漏不容易引起重视，但对机组的经济性却有很大影响。

阀门泄漏率应低于千分之三。

漏泄阀门的检测方法：

（1）制定全厂（机组）疏水门、放水门、旁路门清单。

（2）根据阀门清单，对各疏放水阀门至少每月检查一次，以检查报告为监督依据。

（3）应定期进行汽水流量平衡试验，判断机组汽水损失，计算不明漏泄量。

（4）测试手段常采用红外温度测试仪测量阀体温度、超声波阀门内漏检测仪以及手摸感知等方法定性确定阀门漏泄程度。

（5）综合阀门漏泄对机组经济性影响程度和阀门漏泄程度两项因素，对漏泄阀门进行排序，并制定检修计划。

（6）在能耗诊断中，重点检查锅炉侧定期排污系统和锅炉疏放水阀门；

汽机侧各加热器旁路门，高加危急放水门，疏水箱处疏放水阀门以及高、低压旁路门等。

9）加强化学监督，做好水处理工作，严格执行锅炉排污制度，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。

10）对各种运行仪表应加强管理，做到装设齐全、可靠。

11）在满足电网调度要求的基础上，优化机组运行方式，进行电、热负荷的合理分配和主要辅机的优化组合，实现经济运行。

电厂各机组负荷的优化分配：

等微增调度的原则，使并联运行的几台单元制机组，燃用相同质量的燃料，在一定负荷下，使其全厂的燃料消耗量最少。

对电网来说，调度部门应根据节能发电调度的原则，按煤耗率低、高顺序安排负荷，对同类型机组实施等微增调度。

对电厂而言，机组负荷的优化分配更适用于具有多台（三台以上）单元制机组的电厂且有权分配全厂负荷的电厂。

等微增煤耗率曲线应进行专门测试，同时要考虑机组空负荷特性、煤质变化特性、各机组系统和运行特性、最低稳燃特性等因素。

12）积极推行计算机在线监测技术，实现火力发电机组生产运行技术经济指标的实时监测和控制，保证火力发电机组经济高效运行。

13）对于调峰机组，各发电单位要根据设备、系统存在的具体问题进行必要的改造，稳妥改善锅炉燃烧工况，针对混煤燃烧、使用非设计煤种、安全措施等进行重点研究，无论机组起停调峰还是变荷调峰，都要根据正确的运行规程严格控制汽温、汽压变化率，确定机组运行参数，切实保证机组安全经济运行。

3.1.2.4检修与维护

1）通过检修，及时检查、消除热力系统泄漏，治理漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏粉、漏热等问题。

发电设备、公用系统及辅助系统不得有严重漏点。

密封点有介质渗出即为渗点，有介质滴落即为漏点；

油每5min滴落一滴、水每5s滴落一滴即为严重漏点，否则即为一般漏点。

见表1。

2）冷水塔应按规定做好检查和维护工作，结合检修进行彻底清污和整修；

若循环水流量发生变化，应及时调整塔内配水方式，充分利用水塔冷却面积；

采用高效淋水填料和新型喷溅装置，提高水塔冷却效率。

3）作好热控系统检测仪表的检修与维护，保证参数测试准确。

4）对影响机组经济性较大，需要通过设备检修解决的缺陷，属标准项目，按相应标准进行检修和验收；

对于非标准项目，应制定欲达到的标准，检修完成后，须进行经济性能和指标的测试、评估和考核。

5）做好热力系统设备、管道及阀门的保温工作，使其外壁温度在标准规定范围内；

应用新技术、新工艺、新材料减少散热损失。

定期进行散热损失测定。

表1热力系统泄漏点要求

部位

渗漏点达标（一流）

一般漏点达标（一流）

严重漏点

主厂房个/台

50MW及以下机组

8

5

100MW及以上单元制

10（4）

7

（2）

100MW及以上母管制

10（机3炉2）

7（机2炉2）

200MW及以上国产机组

15（5）

10（3）

循环泵、灰浆泵每台（个）

5（循泵、油泵0，灰泵<

3）

4

其他生产场所每处（个）

3（厂房给排水等无滴漏，除灰管路无滴漏）

3.1.2.5综合经济技术指标

1）考核指标：

全厂和机组的发电量、发电煤耗率、供电煤耗率；

全厂和机组的综合厂用电率、发电厂用电率；

发电综合水耗；

全厂补水率、汽水损失率；

全厂点火、助燃用油。

热电厂附加考核：

供热量、供热煤耗率；

供热厂用电率；

热电比；

供热补水率。

2）发电企业应根据实际情况经全面准确分析后，确定综合经济技术指标目标值。

根据机组现状，通过试验或能耗评估，制定年度和三至五年节能规划，确定科学、合理的目标值。

若机组发生重大技术改造，如锅炉本体改造、汽轮机通流部分改造等，应按改造后的状况确定经济指标的目标值。

3）发电企业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，正平衡计算发、供电煤耗率。

（附录C：

正平衡统计机组煤耗时应注意的问题）

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%时，应及时查找原因。

发电企业的煤耗率应定期采用反平衡法校核。

4）发电企业全厂发电水耗率不应超过表2的上限（考核指标），并力求降至下限（期望指标）。

直接向外供汽、热水的供热机组，其发电水耗应扣除供汽、水量。

5）单机容量为125MW及以上循环供水凝汽式电厂，全厂复用水率不宜低于95%；

严重缺水地区，单机容量为125MW及以上凝汽式电厂，全厂复用水率不宜低于98%。

（附录D：

发电厂水务管理）

表2全厂发电水耗率指标m3/MWh（或m3/（s.GW））

供水系统

单机容量（≥300MW）

单机容量（<

300MW）

采用淡水循环供水系统

2.16～2.88（或0.6～0.8）

2.52～3.24（或0.7～0.9）

采用海水直流供水系统

0.216～0.432（或0.06～0.12）

0.36～0.72（或0.1～0.2）

采用空冷机组

0.468～0.72（或0.13～0.2）

0.54～1.08（或0.15～0.3）

3.1.2.6锅炉经济技术指标

　　1）考核指标：

锅炉热效率、主蒸汽温度和压力、再热蒸汽温度、排烟温度、飞灰可燃物、炉膛烟气含氧量、吹灰器投入率、煤粉细度、烟道各区段（水平烟道、省煤器、空气预热器）漏风。

以报表、现场检查或测试报告作为监督依据。

2）针对常用入炉煤种，进行锅炉燃烧调整优化试验，制定出在各种负荷下的优化运行方案。

运行人员要掌握入炉煤的变化情况，根据煤质变化及时调整燃烧。

加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。

锅炉尽可能燃用设计煤种。

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。

3）及时进行受热面吹扫，减少积灰、结渣，使锅炉经常处于最佳工况下运行。

对锅炉受热面的吹灰清洁效果进行监督、考核。

锅炉原设计有吹灰器系统的，吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。

4）利用性能试验测点，进行网格法排烟温度专门测量，对现场排烟温度予以修正，使其代表尾部烟道断面的平均水平。

5）保持锅炉疏放水阀门严密，减少漏汽、漏水。

6）加强节油管理，节约点火和助燃用油；

机组不投油最低稳燃负荷达到设计要求。

3.1.2.7节水指标

化学自用水率、机组补水率、汽水损失率、循环水排污回收率、工业水回收率。

2）火电厂的热力系统应具有高度的严密性，加强对生产和生活用汽、水的定额管理和考核，根据“水平衡”进行运行控制和调整，严格监视汽水损失及补水量，采取有效措施节约用水。

3）严格监视循环水，采取防垢防腐措施，制定出经济合理的循环水浓缩倍率范围。

4）采用水力除灰系统的电厂（海水除外），水灰比是指输送每吨重量的灰、渣时所耗用水的重量。

电厂应在除灰系统管路上设置测量点，并有专门的测量器具，每季度测量一次。

以测量报告数据作为监督依据。

加强除灰调整。

高浓度灰浆的水灰比应为2.5～3，中浓度灰浆的水灰比应为5～6。

不宜采用低浓度水力除灰。

5）冷却塔须装高效除水器，减少飞散损失。

6）所有用水须重复利用，并努力提高重复利用率，所有用水（生产、非生产）须经生技批准。

7）非生产用汽、水，单独计量。

机组补给水率控制在以下范围之内：

单机容量300MW以下凝汽机组≤2%；

单机容量300MW及以上凝汽机组≤1.5%。

汽水损失率≤锅炉实际蒸发量的0.5%。

在《DL/T1052-2007节能技术监督导则》中，规定汽水损失率相当于机组的不明漏泄率。

若经过测试发现汽水损失率增大，应对系统中各阀门进行认真检查，特别注意锅炉内换热管束是否漏泄。

地下取水的化学自用水率≤6%；

江、河、湖取水的化学自用水率≤10%。

循环水排污回收率100%。

工业水回收率尽可能达到100%。

3.1.2.8燃料指标

检斤率、掺配合格率（入炉煤热值波动）、入厂煤与入炉煤热量差、煤场存损率、入厂煤/油计量及计量装置定期送检、入炉煤皮带秤实物校验及实物校验标准器定期送检、索赔率。

以统计报表数据、计量检定证书作为监督依据。

2）加强储煤场管理，合理分类堆放。

力争按锅炉设计煤质订货，按锅炉燃烧要求进行配煤；

做好燃料的检测工作，及时进行入厂煤、入炉煤的常规监督分析，及时提供入厂煤、入炉煤监督信息，以便运行人员掌握入炉煤种及特征，进行燃料及燃烧调整；

对入炉煤、入厂煤的应用基低位发热量、灰份、分析基挥发份等指标进行监督。

燃料掺配合格率在90%以上，入炉煤发热量波动不得超过±

200kJ/kg。

燃料检斤率100%；

燃料检质率100%。

入厂煤与入炉煤的热值差不大于502kJ/kg。

煤场存损率不大于0.5%。

3）采取措施，防止自燃和发热量损失。

煤场盘点应每月进行一次。

发生较大的盈亏，应分析原因，按有关规定和措施进行调整。

煤场测温至少每月一次，夏季每月不得少于两次。

4）保证入厂燃料计量准确。

应对全厂煤、油、气等采样、制样、化验。

入厂燃料在进厂后，立即机械或人工采样，并制样，24h内提供化验报告；

入炉煤的采样应代表入炉煤的平均质量，应采用机械采样，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。

当入厂煤量采用皮带秤计量时，对皮带秤应有校验手段，便于电厂进行商务结算，校验电子皮带秤可采用实物校验装置或循环链码模拟实物检测装置。

入炉煤应以皮带秤或给煤机测量；

校验电子皮带秤可采用实物校验装置或循环链码模拟实物检测装置。

入炉油可用流量计或储油容器液位计算；

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。

单元制机组的电厂，入炉煤应有分炉计量装置。

发电厂配置的入厂、入炉煤计量装置、检斤衡器及分炉计量装置、实物校验装置应按规定周期进行校验，并有合格的校验证书；

每月进行两次皮带秤的实物标定。

3.1.2.9辅助设备单耗

1）辅助设备单耗是指每生产单位质量的工质或输送单位质量的工质消耗的电量。

辅助设备主要包括给水泵、循环水泵、凝结水泵、一次风机/排粉机、送风机、引风机、磨煤机、除尘器、脱硫设备、输煤系统、制水系统、除灰系统等。

辅助设备或系统有电能表的，按电能表统计；

没有电能表的，按电流表的平均读数进行耗电量计算。

原则上对于6000V电压等级的设备或系统应安装电能表；

对6000V及以上的辅助设备，应每月统计一次单耗。

2）非生产耗电量是指电厂非生产所消耗的电量。

加强管理，减少非生产用电。

主要包括：

生产厂区办公的用电，厂区照明用电、厂区其他生活设施用电，外单位的施工用电；

严禁利用厂用电供给厂外生活区或其他相关单位。

非生产用电应安装电能表，每月进行统计，应该收费的必须收费。

每月应对非生产消耗的电量以及收费的电量进行统计。

3.1.2.10保温效果

热力设备、管道及其附件的保温结构外表面温度。

以保温测试报告的数据作为监督依据。

2）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之差不应超过25℃。

设备、管道及其附件的外表面温度超过60℃时应采取保温措施。

3）保温效果的测试参照DL/T934标准，宜采用红外辐射温度计法。

保温效果的测试应在机组A/B级检修前后进行。

3.1.3能源计量

3.1.3.1能源计量是节能监督的基础，应配齐生产和非生产的煤、油、汽、气、水、电计量表计。

3.1.3.2能源计量装置的配备与管理应执行国家、行业有关计量规程、标准和制度。

能源计量装置的选型、准确度、不确定度、测量范围和数量应能满足能耗定额管理、能耗考核、商务结算以及制定企业综合能源标准的需要。

发电厂进厂燃料、供电、供热及厂内用电、用热必须100%检测，并据此要求配备相应精度的监测计量器具。

发电厂关口电能检测仪表，其不平衡率应符合有关规定；

综合能源计量器具配备率达到100%。

3.1.3.3绘制全厂电、热、水等用能计量点图，有专人负责相应能源的计量工作，随时掌握系统中各计量点的用能情况，根据节能要求进行有效控制。

生产用能与非生产用能（非生产用电、用热、用汽、用水）严格分开、单独计量，加强管理、防止浪费，对非生产用能按规定收费