节能技术监控技术要求.doc

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1、节能技术监控技术要求1.1 设计选型监督设计总的要求1.1.1.1 火电机组建设规划、设计必须贯彻执行中华人民共和国节约能源法、固定资产投资项目节能审查办法等节约能源法律、法规的有关要求，应遵循经济高效、可持续发展的方针。1.1.1.2 火电机组建设项目应编制固定资产投资项目节能报告，其内容深度应符合固定资产投资项目节能审查办法要求。节能报告应包括以下内容：a) 分析评价依据；b) 项目建设方案的节能分析和比选，包括总平面布置、生产工艺、用能工艺、用能设备和能源计量器具等方面；c) 选取节能效果好、技术经济可行的节能技术和管理措施；d) 项目能源消费量、能源消费结构、能源效率等方面的分析；e)

2、 对所在地完成能源消耗总量和强度目标、煤炭消费减量替代目标的影响等方面的分析评价。1.1.1.3 火电机组建设项目应利用高效、清洁燃烧技术，积极应用冷、热、电联供，空调蓄冷、蓄热，水源(冷却水、废水、污水、中水)热泵，利用低品位热能(烟气、废热)供冷、供热等技术；进行技术经济方案比较，确定先进、合理的煤耗、电耗、水耗等设计指标。1.1.1.4 火电机组建设项目应优先选用大容量、高参数、高效率、高调节性、节水型的设备，禁止使用已公布淘汰的高能耗设备(产品)。对设计阶段或规划中的火电机组，汽轮机、锅炉及其主要辅机的性能指标和参数应以同类型、同容量正在设计和已投产机组的最优值为标杆，优化工程设计。1

3、.1.1.5 火电机组设计性能指标的计算应按照GB 50660中附录A规定的计算方法进行，其中汽轮机的热耗率、锅炉效率宜取用供货合同中制造厂的保证值，管道效率宜取用99%。机组性能考核工况设计厂用电率的计算可参考DL/T 5153的有关规定。新建、扩建火电机组的设计供电煤耗不得高于GB 21258和国家、地方最新规定的机组单位产品能耗准入值。1.1.1.6 火电机组的规划和设计应将节约用水作为一项重要的技术原则，新建、扩建火电机组的装机取水量不应超过GB 50660规定的取水量定额。循环供水凝汽式火电厂全厂复用水率不应低于95%，严重缺水地区的凝汽式火电厂复用水率不应低于98%。主机设备及系统

4、设计选型1.1.1.7 基层企业的设计和校核煤种是燃煤火电机组设计的基本依据，应进行必要的调查研究，以合理确定煤质，使其能代表长期实际燃用煤种(设计煤种应为机组投运后大部分时间燃用的主导煤种)；应委托有资质的机构进行全面的煤质化验分析，全面、细致地掌握煤质特性。煤质特性数据至少应包括：全水分、工业分析(水分、灰分、挥发分、固定碳)、元素分析(碳、氢、氧、氮等)、全硫、发热量、可磨性指数、煤灰熔融特性(特征温度)、煤灰成分(二氧化硅、三氧化二铝、三氧化二铁、氧化钙、氧化镁、氧化钠、氧化钾、二氧化钛、三氧化硫、二氧化锰)、煤灰比电阻、煤的冲刷磨损指数、煤粉气流着火温度等内容。1.1.1.8 确定机

5、组类型、容量、参数及匹配时，应满足以下要求：a) 宜选用超临界或超超临界参数600MW级及以上的机组，优先选用超超临界机组；对电网容量不大或受电网结构限制的区域，可选用超临界350MW级供热机组；b) 对干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机组；c) 锅炉的台数及容量应与汽轮机相匹配。对于纯凝汽轮机应一机配一炉，锅炉的最大连续蒸发量与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配，锅炉ECR工况的蒸发量与汽轮机THA工况的主蒸汽流量相匹配；对于供热式汽轮机宜一机配一炉，当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的对外供汽能力若不能满足热力用户连续生产所需的100%生产用汽量和65%75%(严寒地区取

6、上限)的冬季采暖、通风及生活用热量要求时，可由其他热源供给；d) 发电机和汽轮机的容量选择应协调，在额定功率因数和额定氢压(对氢冷发电机)下，发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配，发电机的最大连续容量应与汽轮机的最大连续出力相匹配，其冷却器进水温度宜与汽轮机相应工况下的冷却水温度相一致。1.1.1.9 汽轮机设备及系统选型应符合以下规定：a) 选用的汽轮机技术条件应满足DL/T 892的要求；b) 对有集中供热条件的地区应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性选用供热式机组；c) 汽轮机的背压应经优化计算后确定，并符合GB 50660的有关规定。在燃料资源匮乏地区，可适当降低汽轮机背压；

7、d) 汽轮机设计时应优先考虑选用结构型式先进、密封效果较好的汽封；e) 对于超（超）临界机组，其旁路容量宜大于锅炉最低直流负荷，经技术经济比较合理，亦可采用具有安全阀功能的100%容量旁路。对于直接空冷机组，旁路容量不仅考虑满足机组启动要求，还应配合排气管隔离阀的数量以保证机组冬季启动时空冷凝汽器的最小防冻热量；f) 给水系统应采用单元制系统；当正常运行给水泵采用调速给水泵时，给水主管路不应设调节阀系统，启动支管应根据给水泵的特性设置调节阀；高压加热器给水旁路宜采用大旁路；g) 正常运行及备用给水泵宜选用汽动给水泵或调速电动给水泵；对于空冷机组，经技术经济分析合理时应采用汽动给水泵。汽动给水泵

8、前置泵可采用与主泵同轴布置，取消前置泵的电动机，利用给水泵汽轮机驱动前置泵。给水泵的配置(型式、台数、容量)应符合GB 50660的规定，给水泵的技术条件应满足JB/T 8059的要求。h) 凝结水泵应设计变频调节装置，以降低部分负荷下凝结水泵的耗电率；热网系统的循环水泵、疏水泵及补给水泵均应设置变频装置；凝结水泵和疏水泵的容量、扬程和台数选择应符合GB50660的规定。i) 湿冷凝汽器宜装设胶球清洗装置，其技术条件应满足DL/T 581的要求；当冷却水含有悬浮杂物，易形成单向堵塞时，应装设具有反冲洗装置的二次滤网；间接空冷汽轮机的表面式凝汽器不应装设胶球清洗装置；采用海水冷却的机组，应设置凝

9、汽器检漏装置。j) 凝汽器的抽真空设备选型应符合GB 50660的规定，当全部抽真空设备投入运行时，应能满足机组启动时建立真空度的时间要求。k) 空冷凝汽器和散热器设计时的换热面积选取应充分考虑夏季高温时机组运行的安全性、经济性要求，同时兼顾对空冷凝汽器换热管束冬季防冻的要求，防冻措施既要解决空冷凝汽器管束防冻问题，又要提高空冷机组冬季运行的经济性。l) 对于直接空冷（ACC）机组，应将夏季风频尤其是高温大风作为厂址选择和空冷岛布置的重要影响因素，当风环境比较复杂或企业周边地形地貌特殊时，应利用数值模拟计算或物理模型试验对空冷凝汽器的布置方案进行分析论证；对大容量直接空冷机组，风机应采用变频调

10、速；挡风墙高度一般应与ACC蒸汽分配管管顶齐平。m) 空冷凝汽器和空冷散热器应设置自动清除其表面积尘的水冲洗设施。n) 对于循环水系统宜采用扩大单元制供水系统，每台机组设多台循环水泵，循环水母管之间设联络门，以实现不同季节、不同负荷下循环水泵的优化运行。对于每台机组设两台循环水泵的单元制供水系统，应优先采用至少一台循环水泵具备高低速功能的设计方案；对于静压头较高的循环供水系统，循环水泵可采用变频调速方式。o) 对大容量超超临界机组，宜设置外置蒸汽冷却器，以充分利用抽汽过热焓，提高回热系统效率。1.1.1.10 锅炉设备及系统选型应符合以下规定：a) 锅炉应优先采用煤粉炉。当燃用洗煤副产物、煤矸

11、石、石煤、油页岩和石油焦等不能稳定燃烧的燃料时，宜选用循环流化床锅炉。b) 锅炉的选型设计应以燃用的设计燃料及校核燃料特性数据为基础，设计煤种与校核煤种不应相差过大，避免锅炉及其辅机选型偏大。c) 锅炉炉膛选型(包括燃烧方式、特征参数选取等)、燃烧系统的设计应符合DL/T 831、DL/T 5240的有关规定，应合理控制炉膛出口烟温、炉膛容积热负荷、截面热负荷和燃烧器区域壁面热负荷等参数，最上层燃烧器中心距屏底下缘高度应足够，以防止受热面结渣。d) 锅炉燃烧设备应经过优化选型设计，适当增加燃烧器数量，减小单只燃烧器容量；炉膛及燃烧器的布置应考虑减小炉膛出口沿炉宽烟温和烟气流速的不均匀。e) 对

12、于安装在高海拔地区(海拔高度超过500m)的燃煤锅炉机组，应参照DL/T 831的规定对炉膛特征参数进行大气压力修正，并考虑强化燃尽的技术措施。f) 磨煤机和制粉系统形式应根据煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机的适用条件，并结合锅炉燃烧方式、炉膛结构和燃烧器结构形式，按有利于安全运行、提高燃烧效率、降低污染物排放的原则确定。磨煤机和制粉系统的选型设计应符合GB 50660、DL/T 466、DL/T 5145的相关规定，同时磨煤机出力裕度宜根据可能的煤质变化情况适当提高，以尽量避免实际运行中磨煤机出力不足。g) 中速磨煤机宜采用动态分离器，以提高煤粉细度和锅炉热效率；一次风粉在线系

13、统的风速测量系统应设计在线防堵吹扫装置；对于超(超)临界大容量锅炉机组，应对炉膛燃烧稳定均匀性提出更高要求，宜在磨煤机出口设置煤粉分配器，保证一次风管粉量分配均匀。h) 对采用风扇磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用可计量的刮板式给煤机；对采用中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用耐压称重式皮带给煤机。给煤机宜采用变频驱动方式。i) 对正压直吹式制粉系统或热风送粉贮仓式制粉系统，当采用三分仓空气预热器时，冷一次风机可采用动叶可调轴流式风机或调速离心式风机，对轴流式一次风机应采取预防喘振失速的保护措施。j) 锅炉风机选型应选用与烟风系统相匹配的风机及调节方式。送风机宜选用动叶可调轴流式

14、风机，引风机宜选用轴流式风机，送风机和引风机的风量和压头选择应经过准确计算并符合GB50660、DL/T 468的相关规定，避免因裕量过大而导致运行中风机效率偏低。锅炉离心式风机的技术条件应满足JB/T 4358的规定。k) 锅炉空气预热器的选型设计应符合以下要求：1) 应选择密封效果好和寿命长的密封型式和材料，以减小空气预热器漏风率。2) 锅炉空气预热器的设计应考虑脱硝系统投运、煤质变差等因素引起的堵灰问题，应选择防堵性能较好的换热元件型式和材料，换热元件采用两段式布置，合理匹配上下两段的高度，使硫酸氢铵只能沉积在下段换热元件内，并配置吹灰装置。3) 空气预热器设计时应保证换热面积足够，并预

15、留一定空间。l) 空气预热器进风系统应根据工程气象及煤质条件设置空气加热系统，经过技术经济比较可选用热风再循环、暖风器或其他空气加热系统。热风再循环系统宜用于管式空气预热器或较低硫分和灰分的煤种及环境温度较高的地区，热风再循环率不宜大于8%，热风抽出口应布置在烟尘含量低的部位。对于严寒地区，宜使用暖风器，暖风器宜设置在风机入口；暖风器在结构和布置上应满足降低阻力的要求，对年使用小时数不高的宜采用移动式结构。m) 直流锅炉启动系统宜选用内置式分离器启动系统；对于机组启停较为频繁的机组、空冷机组，宜选用带循环泵的锅炉启动系统。n) 应采用成熟、可靠的新型燃烧器及其它稳燃技术(如浓淡燃烧技术)，提高

16、锅炉在低负荷下的稳燃能力，减少助燃用油。燃煤锅炉的稳燃性能应满足以下要求：1) 燃用高挥发分烟煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况30%35%；2) 燃用贫煤、低挥发分烟煤、褐煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况的35%50%；3) 燃用无烟煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况的40%50%。锅炉点火及助燃系统应根据燃用煤种、锅炉型式、制粉系统形式、点火及助燃燃料等条件优先采用合适的节油点火技术，如等离子点火(参考DL/T 1127)、微油点火(参考DL/T 1316)、气化小油枪、加氧微油点火和邻炉加热点火等。工程设计阶段应论述采用节油点火与不采用节

17、油点火方式总的节油量，对不采用节油点火方式的项目应说明理由。o) 锅炉机组燃油系统的供油泵宜加装变频调节装置，或单独增设小流量燃油循环泵，在燃油循环加热时使用，节约用电同时防止燃油过热。p) 对缺水地区，可采用风冷式排渣系统，并严格控制漏风量。采用风冷式排渣系统时，应按设计和校核煤种对应的灰渣排量选取合适的风冷式排渣系统容量，既应保证对灰渣的冷却能力足够，又应避免漏风率超过设计值；风冷式排渣系统的进风门应有自动调节措施。煤粉炉的水冷式除渣系统冷却水应采用闭式循环系统。q) 循环流化床锅炉宜采用水冷机械式冷渣器，其冷却水流量应有调节措施。循环流化床锅炉底渣的气力输送系统能耗大，且管道和设备易磨损

18、，应慎重采用。r) 锅炉各级受热面应设置有效的吹灰设施，吹灰器数量应与然用煤种的结渣特性相匹配，以有效防止受热面积灰、结渣。s) 锅炉炉顶密封宜采用柔性密封技术。1.1.1.11 为避免出现运行中泵与风机的运行效率低、辅机耗电率高等问题，泵与风机的设计选型、配套及安全裕量选择应合理，应通过技术经济比较，选择效率高、性能优异的辅机；对负荷变化较大或需要变速运行的水泵和风机应采用变频调速或双速技术以降低能耗。1.1.1.12 电气设备及系统选型应符合以下规定：a) 变压器应选用高效、低损耗型产品，其铁芯宜选用高导磁优质冷轧硅钢片，线圈宜采用优质无氧铜线。b) 应合理选择变压器阻抗，在满足短路水平的

19、情况下，宜采用低阻抗变压器。c) 根据变压器的容量尽可能选用自然冷却变压器，以节约用电和减少变压器故障。d) 主变压器应布置在主厂房外靠近发电机出线的位置，尽可能缩短封闭母线长度。e) 高压厂用变压器(启备变)应尽可能布置在距高压厂用配电装置近的位置，与高压厂用配电装置的连接宜采用共箱母线或离相小母线。f) 选择低压厂用变压器接线组别时，宜选用一侧星形、一侧三角形接线，以减少三次谐波污染引起的损耗及功率因数的降低。g) 基层企业照明系统应经过优化设计。照明电源线路应采用三相四线制供电，宜使三相照明负荷对称；应选用合适的照明方式和光源类型(如发光二极管LED)；合理配置开关，保证运行人员在不需要

20、大面积照明的情况下，可以有选择的开、关灯具；用于公共场所的开关应采用电子调光器、延时开关、光控开关、声控开关或感应式开关；对灯具悬挂比较高的场所，如高大厂房、露天工作场所、一般照明及道路照明，应采用高压钠灯、金属卤化物灯或外镇流荧光汞灯；在悬挂高度较低的场所，应采用节能荧光灯或小功率高压钠灯，不宜采用白炽灯。只有在开合频繁或特殊需要时方可使用白炽灯；路灯可采用洁净能源，如太阳能等。环保设备及系统设计选型1.1.1.13 除尘、脱硫、脱硝等环保设备及系统的设计选型应经过详细的技术经济比较，尽量减少其对全厂经济性指标的影响。1.1.1.14 除尘系统设计时应满足以下要求：a) 在煤种适宜时，宜选用

21、静电除尘器。有条件时应采用低温静电除尘器系统。b) 在电除尘器选型时应优先采用成熟可靠的节电技术，以降低耗电率。c) 除尘器的设计应留有足够裕量(如增加电场数和增大比集尘面积)，以保证满足环保对烟尘排放浓度的要求及可能的节电优化运行调整。d) 应优化除尘器出入口挡板走向，设置导流板，使各除尘器入口烟气量均匀、气流分布均匀，以减小系统阻力。e) 除尘器采用露天布置时，除尘器灰斗应采取防结露措施；对严寒地区，除尘器设备下部应采用封闭布置。1.1.1.15 对湿法脱硫系统，设计时应满足以下要求：a) 对于大直径脱硫塔，应优先考虑带有气流均布设备的塔型；为降低吸收塔高度，可优先采用变径塔和“斜切式”吸

22、收塔入口烟道形式。b) 设计吸收塔时，应充分考虑吸收塔的流速选取与浆液循环泵流量的关系，使其处于较低电耗。c) 脱硫浆液循环泵和氧化风机选型及裕量选择应符合GB 50660的规定，应保证在低负荷运行条件下具有良好的经济性。吸收塔石膏浆液排出泵、石灰石浆液泵宜采用变频调速泵，以在负荷改变或煤种含硫量变化时降低耗电率。d) 设计烟道时应设置必要的导流板，以降低烟道局部阻力损失；烟道弯头尽量采用缓转弯头，降低弯头的阻力损失。e) 脱硫增压风机宜与引风机合并设置。f) 脱硫系统设计时应尽量取消烟气加热器（GGH），并考虑回收进入脱硫塔前烟气余热，如用于加热凝结水、锅炉送风等。g) 对于海水法脱硫装置，

23、应设计循环水泵至海水脱硫曝气系统的旁路管道，以利于冬季工况的经济运行。在技术合理可行的前提下，应降低吸收塔海水进口的高度，以降低海水升压泵的扬程和耗电率。1.1.1.16 脱硝系统设计时应满足以下要求：a) 脱硝系统烟道设计应进行流场优化计算，保证烟气流场分布均匀，以减小脱硝系统阻力；应对氨喷嘴的布置、型式进行优化设计，以提高喷氨均匀性。b) 脱硝催化剂的型式和种类应根据烟气特性、烟气含尘量、灰特性等因素合理选择，应尽量减小系统阻力。c) 脱硝系统设计氨逃逸浓度根据燃煤含硫量进行控制，氨逃逸率应小于3ppm。d) 脱硝系统应有防止大粒径灰进入脱硝反应器的措施，并应设置吹灰设施。燃料设备及系统设

24、计选型1.1.1.17 燃煤企业燃料系统应进行综合优化设计，在保证安全、可靠的前提下，应尽量减少运距和转运环节，以降低耗电率。当条件允许时，厂内输送系统应具有从卸煤装置直通煤仓间的功能，避免所有来煤必须经过煤场二次转运。1.1.1.18 燃煤企业卸煤设施设计时宜留有适当的裕度。1.1.1.19 贮煤设施的型式及设计容量应综合厂外运输方式、运距、气象条件、煤种等因素确定。对多雨地区(年平均降雨量大于等于1000mm)宜设置干煤贮存设施(干煤棚)。1.1.1.20 燃料设计中应考虑配煤掺烧的要求。1.1.1.21 输煤系统中应设置筛、碎设备(或预留装设的位置)，筛碎后的燃煤粒度应符合入炉煤采样装置

25、要求。对于循环流化床锅炉，当输煤系统中一级破碎不能满足要求时，应设置两级破碎。1.1.1.22 输煤系统中的煤斗、落煤管设计应符合DL/T 5145的要求，并考虑配备必要的防堵煤装置。1.1.1.23 基层企业应装设入厂煤和入炉煤的计量装置，并应配备适宜的校验装置，建议配备实物校验装置。1.1.1.24 基层企业应装设入厂煤和入炉煤的机械取样装置。其他辅机设备及系统设计选型1.1.1.25 燃煤火电发电机组在设计时，应设置足够的热力试验测点(可参照附录D)，以保证机组热力性能试验数据的完整、可靠。设计联络会期间，性能考核试验单位应及时提出有关性能试验所需条件的各项技术要求，并由项目建设单位负责

26、组织落实。1.1.1.26 火电机组设计阶段应进行保温设计，保温层结构及材料选择应符合DL/T 5072的要求。1.1.1.27 空压机室宜全厂集中设置，应优先选用大容量空压机。1.1.1.28 为满足日常节能检测的要求，应安装飞灰取样器。1.1.1.29 蒸汽门、减温水调门、疏水阀门等阀门应选用质量过关的产品，防止热力系统内漏、外漏。热力系统主要疏、放水（汽）阀门及减温水调门设计时应在阀门后设置温度测点，以有效监视内漏情况。1.1.1.30 热力、烟风等系统的管道应经过优化设计，合理布置(如适当增大管径、缩短长度、减少弯头、尽量采用大曲率半径弯管和斜三通等)和选择流速，烟风系统管道宜选用圆形

27、管道，以降低阻力、提高机组经济性。汽水管道附件的选择应尽量采用焊接形式，特别是真空系统，避免漏水、漏汽(气)损失。1.1.1.31 对锅炉等设备的疏水排汽应尽量采用扩容后回收其能量。超临界锅炉启动疏水在水质合格时，一部分可排到除氧器，回收其热量及工质；亚临界锅炉排污系统中连排扩容器的排汽应排向除氧器，以减少工质和热量损失。1.1.1.32 其他辅助系统中的转动设备电动机、变压器应选用高效节能产品，并根据需要配备变频器，以降低系统耗电率。节水设计1.1.1.33 基层企业的节水设计应遵守国家现行法律、法规和标准，节水工作的开展及管理应满足GB/T 7119、DL/T 783和集团公司节水管理的基

28、本要求。1.1.1.34 设计中应对发电厂的各类供水、用水、排水进行全面规划、综合平衡和优化比较，以达到经济合理、一水多用、综合利用，提高复用水率，降低全厂耗水指标，减少废水排放量，排水符合排放标准等目的。1.1.1.35 工程可行性研究报告中应提出节约用水的原则性技术措施，初步设计文件中应提出节约用水的具体技术措施，施工图设计中应有节约用水措施的详细设计，在可研、初设和施工图设计阶段均应绘制全厂水量平衡图。1.1.1.36 火电厂设计耗水指标应为夏季纯凝工况、频率为10%的日平均气象条件、机组满负荷运行时单位装机容量的耗水量。耗水量应包括厂内各项生产、生活和未预见用水量，但不应包括厂外输水管

29、道损失水量、供热机组外网损失、原水预处理系统和再生水深度处理系统的自用水量。1.1.1.37 基层企业中凡需控制水量和水质的各水系统，均应设计必要的计量和监测装置。1.1.1.38 火电厂设计中可采取的节水措施有：a) 在煤炭资源丰富但水资源缺乏(富煤缺水)地区，宜采用空冷技术。b) 缺水地区新建、扩建企业应优先利用污水再生水、矿井疏干水和其他废水，控制使用地表水，避免取用地下水。有条件时，扩建机组宜优先使用老厂排水。c) 对于海边企业，宜采用海水淡化技术。d) 滨海企业的主机凝汽器冷却水应使用海水，同时应采取可靠的防腐蚀及防生物附着措施；对于二次循环冷却系统，应采取防止结垢和腐蚀的措施，并根

30、据水源条件(水量、水温、水质和水价)等因素，经技术经济比较后选择经济合理的循环水浓缩倍率，降低循环水补水率。湿冷再循环系统，应采取措施提高循环水浓缩倍率。湿冷机组以天然水为水源时，循环水浓缩倍率原则上不小于5.0，采用再生水时原则上不小于3.0。e) 除灰系统应优先采用干除灰系统。如条件许可时可采用高浓度水力除灰系统，并设置灰水回收和循环利用系统。f) 严重缺水地区和条件合适的企业应采用干式除尘、干式除灰渣及干贮灰场。采用干式除尘器的企业，粉煤灰应尽量干除，并积极扩大综合利用途径；在缺水地区宜选用锅炉干除渣技术。g) 各类废、污水经处理后应分级梯级使用，加强锅炉排污水、冲灰水、冲渣水、脱硫废水

31、、含煤废水的收集处理，提高复用水率。h) 锅炉排污水经冷却后应回收利用。i) 输煤系统冲洗废水和煤场区域的雨水应收集进行处理，并作为输煤系统冲洗、除尘、煤场喷洒等用水，使含煤废水不外排。j) 生活污水经二级生化处理、含油废水经除油处理，工业废水经澄清处理后再进行深度处理后回用。k) 在严重缺水地区，可考虑雨水收集、利用，以进一步降低耗水指标。1.2 制造、安装、调试监督现场设备监造应按照DL/T 586的规定委托有资质的监造单位进行。设备监造应重点对选用材料、制造工艺、分散制造的部分进行监督。在制造厂进行装设的热力测点和重要测点，出厂前应进行详细核对，保证出厂产品符合设计和使用要求，设备出厂验

32、收试验未达标不应出厂。重要设备到厂后，应按照订货合同和相关标准进行验收，形成验收记录，并及时收集与设备性能参数有关的技术资料。设备验收后、安装前，应按照设备技术文件和DL/T 855的要求做好保管工作，特别应防止受热面(换热元件)氧化腐蚀、汽轮机通流部件脏污和腐蚀。火电机组建设应选择有资质的监理单位进行工程安装和调试监理，应严格执行开工条件审查、过程监理、隐蔽工程旁站监理和验收。火电机组的安装工作应委托有同类机组安装经验的安装单位进行，应重点监督关键设备的安装间隙、调整间隙数据符合规定。汽轮机安装应执行DL 5190.3，在保证汽轮机通流部分动静不发生碰磨、振动优良、安全运行的前提下，通流间隙

33、尽量取下限值，并使间隙均匀，减少汽轮机级间漏汽。凝汽器组装完毕后，应进行灌水查漏试验。锅炉安装应执行DL 5190.2，应对燃烧器安装尺寸进行验收；应重视对回转式空气预热器密封间隙的调整和控制，空气预热器冷态密封间隙应按设备技术文件规定进行调整；应保证和控制锅炉风机集流器与叶轮间动静间隙在规定范围内；应对炉膛本体、烟风管道、制粉系统、除尘器、脱硫装置等系统进行密封性检查，特别是对各种烟风门、人孔门、膨胀节进行检查，烟风道安装完毕后、保温施工前宜进行炉膛及烟风系统严密性试验；应对锅炉风机入口间隙进行调整和控制；应重视对烟风挡板实际位置与指示值的一致性检查。热力设备及管道的保温施工应符合DL 51

34、90和设备技术文件的要求，应对到达现场的耐火、保温材料进行检查；热力系统及管道的保温施工应按照GB 50185的规定进行施工质量验收。热工测量仪表的安装应执行DL 5190.4，以保证测量数据准确；热力试验测点、能源计量器具应按设计要求安装。机组调试过程应符合DL/T 5294、DL/T 5437等标准的要求，应重视对烟风挡板、阀门等控制机构的调试，应按要求开展风量调平和标定、锅炉冷态试验等工作。机组调试过程中应优化调试程序，减少工质和燃料消耗：a) 各系统的冲洗、吹扫应结合系统试运同步进行；b) 凝汽器或凝结水箱、除氧器等汽水容器在上水进行系统冲洗或设备试运前应人工清理干净，并通过验收；c)

35、 在设备试运的过程中，应完成相关系统压力、流量、温度等测点的投入和在线验证；d) 基建阶段燃油消耗量宜参考同类机组先进值确定。在基建阶段，应收集与设备性能参数有关的技术资料，并及时归档，如锅炉热力计算书、汽轮机热力特性书(性能曲线)、流量测量元件设计说明书、主要辅机说明书（特性曲线）等。新投产火电机组，在试生产期结束前须按设备订货合同和DL/T 5437的规定进行性能考核试验，并编写热力性能试验报告。应全面测试评价机组的以下各项性能和技术经济指标：a) 机组供电煤耗及厂用电率；b) 机组补水率；c) 汽轮机热耗率；d) 汽轮机高、中、低压缸效率；e) 真空严密性；f) 凝汽器端差；g) 胶球清

36、洗装置收球率；h) 主蒸汽、再热蒸汽参数；i) 锅炉效率；j) 锅炉不投油(气)最低稳燃负荷；k) 排烟温度；l) 飞灰及炉渣可燃物含量；m) 除尘器、制粉系统及空气预热器漏风率，空气预热器烟气侧压差；n) 吹灰器可投用率；o) 汽轮机汽缸、高温、高压热力管道及设备，锅炉本体及烟风道的保温性能。1.3 经济调度监督基层企业的经济运行和调度应贯彻执行发改能源20073523号节能发电调度办法实施细则(试行)和集团相关节能降耗工作要求。应积极与所在地区主管部门进行沟通，在电量争取、所辖机组运行方式、激励与评价机制等方面采取措施，以达到争取较高的电量、实现内部效益调电、提高整体经济性的目的。基层企业

37、应加强电量营销力度，通过提高机组出力系数和利用小时、协调厂内不同性能机组间承担负荷的比例及不同时间段的负荷，以达到较好的节能效益。基层企业应优化全厂电量结构，提高大容量高效机组的电量权重。宜按“煤耗等微增率”的原则(可参考DL/T 262确定机组煤耗微增率)，根据各台机组效率与负荷的对应关系曲线，制定全厂不同负荷和运行方式下的电量调度策略，实现全厂经济运行。基层企业应优化机组运行方式，在非用电高峰季节适当减少运行机组台数，避免机组长时间低负荷运行。基层企业应合理安排机组检修、备用停机时间，优化年度发电量分配，以提高机组全年整体经济性。对于采用高峰和低谷分时电价进行结算的基层企业，应合理安排日电

38、量调度方式，提高整体上网电价和机组经济性。应对磨煤机、引风机、循环水泵、脱硫浆液循环泵等重要辅机的运行方式进行优化调整，避免长时间在低效区运行，实现经济调度。1.4 生产运行监督运行节能管理1.4.1.1 基层企业应依据机组实际情况，结合检修、技术改造计划，制定合理的综合技术经济指标的年度目标值。1.4.1.2 基层企业应根据上级主管部门下达的综合技术经济指标目标值，制定节能年度实施计划，开展全面、全员的节能管理，按月度将各项技术经济指标分解到有关部门、班组，并开展单项小指标的考核，以单项小指标来保证综合技术经济指标的完成。机组运行实际煤耗应低于GB 21258规定的现有机组单位产品能耗限额限

39、定值。1.4.1.3 基层企业运行人员应不断总结操作经验，并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，使机组的供电煤耗在各负荷下相对较低，以提高全厂经济性。主、辅机经过重大节能技术改造后，应及时进行性能试验和运行优化试验，确定主、辅机的优化运行方式。1.4.1.4 应建立、健全技术经济指标统计制度，完善指标统计台帐，为技术经济指标分析提供可靠依据。基层企业应定期开展节能分析和对标分析，把综合技术经济指标实际完成值同国内外同类型机组最好水平进行比较和分析；开展重要小指标对综合技术经济指标的影响

40、分析，找出差距，提出改进措施。1.4.1.5 应召开月度节能技术监督例会，对影响技术经济指标的问题进行讨论，制定整改措施，并形成会议纪要，闭环管理。1.4.1.6 应积极开展值际竞赛活动，根据各指标对供电煤耗影响大小及变化情况、运行调整工作量等因素制定、调整考核权重，并加大奖惩力度，以充分调动运行人员的积极性。1.4.1.7 应积极采用、开发计算机应用程序，如SIS、MIS、耗差分析等系统，进行有关参数、指标的统计、计算并指导运行方式的优化，不断保持或提高机组的运行水平。1.4.1.8 应加强煤、灰、渣、水、汽、油的化验监督工作，对化验结果异常应及时分析，并采取措施进行调整。1.4.1.9 应

41、按要求定期开展全厂能源审计工作，能源审计的程序、内容、方法及报告编写等应符合DL/T 1189的规定。主要综合技术经济指标1.4.1.10 基层企业节能技术监督主要综合技术经济指标包括：a) 发电量；b) 供热量；c) 发电煤耗；d) 供电煤耗；e) 供热煤耗；f) 综合供电煤耗；g) 发电(生产)厂用电率；h) 供热厂用电率；i) 综合厂用电率；j) 单位发电量取水量(发电水耗率)；k) 发电用油量；l) 入厂煤与入炉煤热值差。1.4.1.11 基层企业应定期对全厂机组的综合技术经济指标进行统计、分析，进行月（年）度分析和考核。综合技术经济指标的统计、计算应符合以下要求：a) 统计期内的煤耗

42、，应按DL/T 904规定采用正平衡方法进行计算，月度煤耗计算应根据月末盘煤结果进行调整，以确保数据的准确。当以入厂煤和煤场盘煤计算的煤耗（考虑热值差等因素）与以入炉煤计算的煤耗偏差达到1.0%时，应及时分析原因并整改。供电煤耗计算应扣除非生产用能，具体包括以下内容：1) 新设备或A级检修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行用能；2) 新设备在未移交生产前的带负荷试运行期间用能；3) 计划A级检修以及基建、更改工程施工用能；4) 发电机做调相运行时的耗能；5) 厂外运输用自备机车、船舶等用能；6) 修配车间、副业、综合利用及非生产用能。b) 基层企业耗用的总燃料量在扣除以上燃料量后，根据供热比例

43、，分别用于供热煤耗和发电煤耗的统计计算。非生产耗用燃料量能确定到机组的，直接在机组的耗用标煤量中扣除，不能确定到机组的，可按机组的发电量比例进行分摊；c) 计算发电煤耗、供电煤耗等指标时，应按照GB/T 2589的规定，选取标准煤的发热量为29307.8kJ/kg；d) 厂用电率等其他技术经济指标的统计计算应严格按DL/T 904规定进行。应每月进行厂用电率及其影响因素分析，制定主要辅机节电计划并考核落实。1.4.1.12 基层企业应制定用水定额，加强考核。应按照DL/T 606的规定定期进行水平衡测试，通过水量平衡测试工作，查清全厂的用水状况，综合协调各种取、用、排、耗水之间的关系，作为运行

44、控制和调整的依据，找出节水的薄弱环节，采取改进措施，确定合理的用水流程和水质处理工艺。1.4.1.13 基层企业应改善操作技术，努力节约点火用油和助燃用油。应根据各种启停状态条件，制定冷、热态及各种启停状态点火和助燃耗油定额，并加强对启停过程的监督及考核。1.4.1.14 计算入厂煤与入炉煤热值差应考虑燃料收到基水分变化的影响，并修正到同一收到基水分的状态下进行计算。入厂煤与入炉煤热值差在统计期内不应超过418kJ/kg。运行小指标1.4.1.15 发电机组运行小指标主要包括以下项目，基层企业根据本企业实际情况增减：a) 汽轮机热耗率；b) 主蒸汽温度(机侧)；c) 再热蒸汽温度(机侧)；d)

45、 主蒸汽压力(机侧)；e) 再热蒸汽压力(机侧)；f) 给水温度；g) 加热器端差；h) 凝汽器背压；i) 排汽压力；j) 凝汽器端差；k) 凝结水过冷度；l) 胶球清洗装置投入率及胶球清洗装置收球率；m) 湿式冷却塔冷却幅高；n) 锅炉热效率；o) 再热器减温水流量；p) 排烟温度；q) 锅炉运行氧量；r) 排烟一氧化碳浓度；s) 飞灰及炉渣可燃物含量；t) 空气预热器烟气侧阻力；u) 空气预热器入口风温；v) 煤粉细度(循环流化床锅炉入炉煤粒度)；w) 中速磨石子煤热值及排放率；x) 吹灰器投入率；y) 辅助设备耗电率，包括给水泵、循环水泵、凝结水泵、空冷塔（岛）、锅炉风机、制粉系统、电除

46、尘器、脱硫系统、真空泵、冷却水泵、输煤系统、除灰系统等；z) 节水指标：机组补水率、自用水率、汽水损失率、循环水浓缩倍率等。1.4.1.16 燃煤火力发电机组主要运行小指标应参照DL/T 904、DL/T 1052的规定进行统计计算，其考核管理要求应符合表1要求。表1 运行小指标考核管理要求参数单位要求热耗率kJ/kWh应达到集团公司的管理要求主汽温度（机侧）达到相应负荷设计值再热蒸汽温度(机侧)达到相应负荷设计值主蒸汽压力（机侧）MPa定压运行时，（设计值1%）；滑压运行时，主蒸汽压力应达到机组滑压优化试验得出的该主汽流量对应的最佳值。凝汽器背压kPa环境条件下优化值凝汽器端差(高低背压凝汽

47、器分别统计)设计循环水温下，不大于5凝结水过冷度不大于2真空系统严密性Pa/min100MW及以上等级湿冷机组不大于270 Pa/min；100MW以下湿冷机组不大于400 Pa/min；空冷机组不大于100 Pa/min胶球清洗装置投入率%98胶球清洗装置收球率%97冷却塔幅高在90%以上额定热负荷下，气象条件正常时，夏季冷却塔出水温与大气湿球温度差值不大于7给水温度不低于相应主汽流量下给水温度设计值高加投入率%100加热器端差不大于设计值阀门泄漏率%小于3%锅炉效率%应达到集团公司的管理要求再热减温水量t/h0过热减温水量t/h小于锅炉对应工况设计值排烟温度小于相应负荷设计值（1+3%）锅炉氧量%优化调整最佳值0.3%排烟CO浓度mg/Nm3小于200 mg/Nm3飞灰可燃物含量%对于煤粉炉：无烟煤5%，贫煤4%，烟煤、褐煤2%；对于CFB炉：煤矸石、无烟煤8%，贫煤、劣质烟煤5%，煤、褐煤1.5%炉渣可燃物含量%对于煤粉炉：无烟煤5%，贫煤4%，烟煤、褐煤2%；对于CFB炉：煤矸石、无烟煤2%，贫煤、烟煤、褐煤2%