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1、节能技术监督导则宣贯材料张 敏东北电力科学研究院有限公司目 录前 言31. 范围52. 规范性引用文件53. 术语和定义64. 体系和职责75. 电网企业节能技术监督76. 火力发电企业节能技术监督76.1 规划、设计和基建76.2 生产运行126.3 能源计量706.4 节能技术措施816.5 节能技术检测906.6 节能技术资料95 前 言电力行业标准节能技术监督导则DL/T1052-2007(以下简称导则)已于2007年12月1日正式颁布实施，为了有利于本导则的贯彻执行，特编写了节能技术监督导则宣贯材料。1 导则的编制原则(1) 节能技术监督导则是依据国家发展和改革委员会发改办工业200
2、41951号文件进行编制的，是电力行业技术监督系列标准之一。(2) 本导则主要在中华人民共和国节约能源法、电力工业节能技术监督规定（电安生1997 399号）的基础上，参照各发电集团公司、电网公司、发电企业的节能技术监督管理文件，结合国家和行业有关的节能标准，在广泛征求意见的基础上编写的。(3) 本导则主要适用于电网企业、火力发电企业的节能技术监督工作，其他类型的发电企业可参照执行。(4) 本导则的主要技术特点是对火力发电企业的生产运行指标进行了量化，规定了监督方法和考核依据。指标量化的原则是根据国内火力发电机组的统计数据，并以300MW机组作为基础数据制定的。(5) 导则尽可能地吸收电网和发
3、电企业的最新节能成果。根据国内现有技术、经济水平和实际条件，尽可能地做到实用性和可操作性。2 宣贯材料的编制说明(1) 宣贯材料基本按照导则条文的顺序来介绍节能技术监督的项目、内容和方法。(2) 将文中提及的概念性的东西阐明其内涵，并对其中个别条文内容予以展开叙述或进行归纳。(3) 从培训的角度简要介绍了一些基础知识和理论根据，意在浅显易懂地讲明其道理。(4) 为了理解各条文更广泛的内容，在相关条文释义的基础上，给出了相关的参考文献。(5) 节能技术的监督本身并非是目的，更重要的是通过技术监督，提高管理水平，掌握设备以及运行过程中参数和指标的控制，达到节能的目的，因此本宣贯材料释义的侧重点分三
4、个方面，一是参数和指标的统计计算方法，二是监督过程中的注意事项，三是提出设备和指标改进的技术措施。 鉴于我们水平所限，很可能对条文的理解片面或词不达意，希望同行的专家们及广大读者给予指正。1. 范围本标准规定了电网企业、火力发电企业节能技术监督工作的基本内容。本标准适用于电网企业、火力发电企业节能技术监督工作。其他类型发电企业可参照执行。2. 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本
5、适用于本标准。GB/T211 煤中全水分的测定方法GB/T212 煤的工业分析方法GB/T213 煤的发热量测定方法GB/T219 煤灰熔融性的测定方法GB474 煤样的制备方法GB475 商品煤样采取方法GB/T476 煤的元素分析方法GB/T2565 煤的可磨性指数测定方法（哈德格罗夫法）GB/T3216 回转动力泵水利性能验收试验1级和2级GB/T8117 电站汽轮机热力性能验收试验规程 GB/T10184 电站锅炉性能试验规程GB/T 11062 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T13609 天然气取样导则GB/T13610 天然气的组成分析 气相色谱法GB/T1
6、4100 燃气轮机验收试验 GB/T18666 商品煤质量抽查和验收方法DL/T448 电能计量装置技术管理规程DL/T467 电站磨煤机及制粉系统性能试验DL/T469 电站锅炉风机现场试验规程DL/T552 火力发电厂空冷塔和空冷凝汽器试验方法DL/T567 火力发电厂燃料试验方法DL/T567.2 入炉煤和入炉煤粉样品的采取方法DL/T567.4 入炉煤和入炉煤粉、飞灰和炉渣样品的制备DL/T567.5 煤粉细度的测定DL/T567.8 燃油发热量的测定DL/T567.9 燃油元素分析DL/T569 船舶运输煤样的采取方法DL/T576 汽车运输煤样的采取方法DL/T606 火力发电厂能
7、量平衡导则DL/T606.2 火力发电厂燃料平衡导则DL/T686 电力网电能损耗计算导则DL/T783 火力发电厂节水导则DL/T839 大型锅炉给水泵性能现场试验方法DL/T851 联合循环发电机组验收试验DL/T904 火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T934 火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程DL/T964 循环流化床锅炉性能试验规程DL/T1027 工业冷却塔测试规程 DL/T1051-2007 电力技术监督导则3. 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1 能源 energy指煤炭、原油、天然气、电力、焦炭、煤气、热力、成品油、液化石油气、生物质能和其他直接或者通过加
8、工、转换而取得有用能的各种资源。3.2 节能 energy conservation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。3.3 节能技术监督 energy conservation technology supervision采用技术手段或措施，对电网企业、发电企业在规划、设计、制造、建设、运行、检修和技术改造中有关能耗的重要性能参数和指标实行监督、检查、评价及调整。4. 体系和职责节能监督的管理体系和职能要求按照DL/T1051-2007的规定执行。5. 电网企业节能技术监督略6. 火力
9、发电企业节能技术监督6.1 规划、设计和基建6.1.1 发电企业基本建设规划应贯彻执行国家的节约能源政策，合理布局，优化用能。确定先进合理的煤耗、电耗、水耗等设计指标。 发电企业建设规划要符合节约能源法的基本要求，符合当前时期的能源政策，按照国家的发展规划来建设。 发电企业根据经济、技术条件以及能源规划情况选定机组容量、全厂容量和规划发展容量。 根据燃煤规划、水资源规划确定先进合理的煤耗、电耗、水耗等设计指标。如燃用褐煤应选定适合燃烧褐煤的锅炉；如水资源贫乏可选择直接或间接空冷系统等，节约用水应符合GB/T18916.1中规定的火力发电取水定额。6.1.2 设计阶段的可行性研究报告应有节能篇，
10、选用的设备高效、节能、配置合理，不应使用已公布淘汰的耗能产品。 设计阶段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践经验合理配置，追求节能型设计理念。 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。 设计和选型阶段应多方调研，了解和掌握同类或近似机组的设备状况，选用可靠性高设备。 设备选型阶段应严格招标制度，进行经济、技术分析对比，避免低价中标而选择低效设备。6.1.3 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。1 基本要求 设备制造应委托具有相应资质、信誉度高、业绩好的厂家来制造。 有条件可到厂家实地考察，了解制造水平和加工能
11、力。 发电企业应严格把关，制定验收评价管理制度，检查出厂产品是否符合设计要求。 对重要设备，应派代表监督制造工艺、成套安装状况，也可委派有经验的第三方代表进行现场监造。2 设备监造 监造任务：以用户和制造厂签订的合同(包括监造协议)为依据，由设备用户自主选择监造模式和监造单位，设备监造内容要详细具体，包括设备监造项目内容、监造模式、监造大纲、制造厂为监造人员开展工作提供条件及有关技术资料等，应包括在设备合同内或作为设备合同附件。 监造方式：设备监造方式分为停工待检(H点)、现场见证(W点)、文件见证(R点)三种。停工待检项目必须有用户代表参加，现场检验并签证后，才能转入下道工序。现场见证项目应
12、有用户代表在场。文字见证项目由用户代表查阅制造厂的检验、试验记录。 监造模式：设备监造模式根据工作内容、范围和深度不同，分为一级监造和二级监造两种模式。一级监造项目少，是重点监检，是最低要求。二级监造项目多，齐全、具体，是更高要求，是用户对制造过程的跟踪检查监造。 监造人员:应具备本专业的丰富技术经验，并熟悉GB/T19000系列标准和各专业标准。监造人员应有从事本专业10年工作以上的经验，监造总负责人应有20年以上的经验。 通常的监造项目有：a) 锅炉本体：包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器、汽包、联箱、空气预热器、锅炉钢结构、燃烧器、安全阀等。b) 锅炉辅助设备：包括磨煤机、风机、电除尘器
13、等。c) 汽轮机本体：包括汽缸、喷嘴室、隔板、隔板套、轴承、螺栓、联轴器、叶轮与主轴、汽封、动叶片、导叶、转子装配、总装等。d) 汽轮机辅助设备：调节保安套、油系统设备、给水加热器、除氧器、冷凝器、给水泵及给水泵汽轮机、凝结水泵、循环水泵等。e) 发电机本体：包括转轴、护环、中心环、风叶、转子铜线、定子铜线、转子、定子、整机性能等。f) 发电机辅助设备：交流励磁机。g) 其他：大型变压器、六氟化硫断路器、电动机等。3 参考文献 GB/T19000 质量管理体系 基础和术语 DL/T586 电力设备用户监造技术导则6.1.4 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
14、水、用电、用热等。 设计阶段应配齐能源计量仪表，特别要注意考虑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。 能源计量仪表应尽可能选用可靠性好、精度高的仪表。 能源计量仪表最好具有在线记录和累计功能。 安装过程中注意计量仪表的安装位置，本着符合规程要求又便于操作维护的原则。2 参考文献 DL5000 火力发电厂设计技术规程 DL/T5031 电力建设及施工验收规范 管道篇6.1.5 在基建阶段，要保证安装、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。1 基本要求 基建阶段应选用技术水平高、业绩好、责任心强的建设单位、调试单位和监理单位。 建设过程中避免由于
15、赶工期而忽视安装质量的行为，做好安装质量验收工作。 建设质量应按电力建设及施工验收规范来验收。 发电企业宜委托第三方开展基建阶段的节能技术监督。 注意基建阶段的节能工作，如降低启动次数以减少启动耗油，加强水质监督以减少污水排放，合理调整汽封间隙以保证汽轮机效率等。2 参考文献 DL/T5011 电力建设及施工验收规范 汽轮机机组篇 DL/T5031 电力建设及施工验收规范 管道篇 DL/T5047 电力建设及施工验收规范 锅炉机组篇 DL/T5190.4 电力建设及施工验收规范第4部分 电厂化学 DL/T5190.5 电力建设及施工验收规范第5部分 热工仪表及控制系统 DL/T852 锅炉启动
16、调试导则 DL/T863 汽轮机启动调试导则6.1.6 火电机组在设计和安装时，应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准确性。1 基本要求 试验期间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。 在设计阶段，电厂应协调试验部门、设计部门，配管部门联合完成四大管道（主蒸汽管道、再热冷段蒸汽管道、再热热段蒸汽管道、高压给水管道等）测点位置的设计。在安装阶段，可委托安装单位协助安装。 在设计阶段，电厂应协调试验部门、制造部门联合完成中压缸排汽测点、低压缸进汽测点和低压缸排汽测点位置的设计和安装。 建议对过热器减温水流量、再热器减温
17、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。 在安装阶段，按照网格法测量原则安装锅炉排烟温度和烟气取样试验测点。 为试验准备的测点，应从长远观点考虑，满足长期使用的需要，即测点安装要规范。 其他试验测点可根据试验的需要，结合运行测点，适当增加(见表6-8)。 通常汽轮机性能试验设计的四大管道试验测点见表6-1。表6-1 汽轮机性能试验四大管道设计试验测点（以300MW汽轮机为例）序号测点名称数量（套）测量位置和安装方法1主蒸汽压力2A、B侧主蒸汽管道自动主汽门前分管上各1套。钻孔、安装管座、一次门、二次门、传压管和变送器接头。2主蒸汽温度4A、B侧主蒸汽管道自
18、动主汽门前分管上各2套。钻孔、安装管座和温度套管。3高压缸排汽压力2A、B侧高压缸排汽管道分管上各1套。钻孔、安装管座、一次门、二次门、传压管和变送器接头。4高压缸排汽温度4A、B侧高压缸排汽管道分管上各2套。钻孔、安装管座和温度套管。5再热蒸汽压力2A、B侧再热蒸汽管道中压主汽门前分管上各1套。钻孔、安装管座、一次门、二次门、传压管和变送器接头。6再热蒸汽温度4A、B侧再热蒸汽管道中压主汽门前分管上各2套。钻孔、钻孔、安装管座和温度套管。7给水泵出口水温度3每个电动给水泵、汽动给水泵出口各1套。钻孔、安装管座和温度套管。83号高加进水温度 13号高压加热器进口(三通阀后)。钻孔、安装管座和温
19、度套管。92号高加进口温度22号高压加热器进口。钻孔、安装管座和温度套管。101号高加进口温度11号高压加热器进口。钻孔、安装管座和温度套管。111号高加出口温度21高压加热器出口至给水旁路之间。钻孔、安装管座和温度套管。12锅炉给水温度 2锅炉给水调整门后给水管道钻孔、安装温度套管13其他测点根据需要确定2 参考文献 电力工业节能技术监督规定电安生1997399号。 汽轮机、锅炉、水泵、风机试验标准。6.1.7 火电机组在试生产阶段，应按火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收的相关规程中规定的性能、技术经济指标考核项目，按国家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
20、收。6.1.8 火力发电企业试生产阶段应进行的节能试验项目：a) 锅炉热效率试验；b) 锅炉最大出力试验；c) 锅炉额定出力试验；d) 锅炉断油最低出力试验；e) 制粉系统出力及磨煤单耗试验；f) 汽轮机组热耗率试验；g) 汽轮机最大出力试验；h) 汽轮机额定出力试验；i) 供电煤耗测试；j) 机组散热测试；k) 其他有必要开展的试验。参考文献 火电机组启动验收性能试验导则 电综1998179号。 火电机组达标投产考核标准(2001年版) 国电电源2001218号。 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996)年版 电建1996 159号。 电力建设预算定额 第六册 调试工程（2006
21、年版）。6.2 生产运行6.2.1 基本要求：6.2.1.1 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。6.2.1.2 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。6.2.1.3 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类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。1 节能监督的全过程管理节能技术监督，是监督国家、电力行业有关节能
22、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。各电厂应对各项经济指标按照相关标准进行检测、统计和分析，确保节能监督数据的准确性、完整性、可比性和代表性。电厂应对本厂的能耗状况和经济指标完成情况进行总结，及时上报各级主管监督部门。节能技术监督在火力发电厂的设计、建设、运行、检修和技术改造的全过程中执行。2 建立健全各部门职责 厂级领导：贯彻执行国家、行业有关节能工作的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。建立健全节能监督网络和各级监
23、督岗位责任制，开展本单位技术监督工作自查自评。定期组织召开节能技术监督工作会议，总结、交流节能技术监督工作经验，部署下阶段节能技术监督工作任务。对供电煤耗、水耗等能源利用状况进行调查，研究、制定节能整改措施并颁布实施。 节能专责：协助领导工作，制定本厂节能技术监督的管理制度和实施细则、节能规划和考核办法，并组织实施；按期完成能耗指标报表，做好季度、年度节能工作总结；定期组织召开节能降耗分析会，提出节能技术指标完成情况的分析报告、节能工作存在的问题，组织制定改进措施，并按计划实施；对影响本企业经济运行的重大耗能设备，及时提出改进措施并组织解决；积极参加和组织开展节能降耗的科技攻关，新技术推广和人
24、员培训工作。 运行部门：掌握运行设备特性，对主、辅机进行经济调度，使机组处于经济状况下运行。开展小指标竞赛，保持机组运行参数在最佳值。发现设备存在问题及时上报。作好运行参数记录、统计和分析工作。 检修部门：对影响机组和设备经济性能的问题要制定消缺方案，结合大小修进行消缺。同时要讲究检修工艺，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保温。 燃料部门：加强燃料管理，作好燃料的计划和供应、调运验收、收发计量、混配掺烧等项工作。抓好燃料检斤、检质和取样化验工作。对亏吨、亏卡的部
25、分，要会同有关部门索赔追回。加强贮煤场的管理，合理分类堆放，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。 其它部门：定期开展常规节能检测项目，控制非生产用能管理，避免长明灯，长流水现象。作好全厂节能技术档案的管理。3 火力发电厂指标体系6.2.2 综合经济技术指标：6.2.2.1 发电企业应根据实际情况经全面准确分析后确定综合技术经济指标目标值。 各发电企业应制定年和三至五年节能规划，确定综合技术经济指标目标值。 根据机组现状，通过试验或能耗评估，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。6.2.2
26、.2 发电企业应对全厂和机组的发电量、发电煤耗率、供电煤耗率、供热量、供热煤耗率等综合经济技术指标进行统计、分析和考核，统计计算方法参照DL/T904标准。6.2.2.3 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。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。发电企业的煤耗率应定期采用反平衡法校核。6.2.2.4 发电企业应对全厂和机组的综合厂用电率、发电厂用电率、供热厂用电率等技术经济指标进行统计、分析和考核，统计计算方法按照DL/T904标准。1综合经济指标的统计计算方法 发电量发电量是指机组在统计期内生
27、产的电能量，即发电机实际发出的有功功率与发电机运行小时的乘积，全厂发电量等于各机组发电量之和。发电量根据发电机端电能表的读数计算，发电量的基本计量单位是kWh，即 （1）式中： 机组发电量，kWh； 统计期开始时发电机电能表24点读数； 统计期结束时发电机电能表24点读数；电能表倍率；发电量统计时的注意事项： 如果励磁机用电为外部供电，应扣除励磁机耗电量。 若发电机电能表发生故障或变换系统使电能表不能运转时，应记录发电机的功率来估算发电量。 若电能表安装在变压器后，应需通过试验计算变压器损失，将变压器后的电量加上变压器的损失电量和厂用电量。 发电机电能表按规定时间定期校验，并有合格的校验证书。
28、 供电量供电量是机组向厂外实际供出的电能量；全厂供电量等于各机组供电量之和。供电量的基本计量单位是kWh，即 （2）式中： 机组供电量，kWh； 机组厂用电量，kWh； 非生产用电已结算的电量； 外部购入的电量。供电量统计时的注意事项： 生产厂用电量包括供热与发电用的厂用电量总和。 非生产用电量是指非生产用电已结算的电量，未结算的电量并入生产厂用电量予以考核。 若有外部购入的电量，购入电量应统计在内。 按新的供电量计算方法，以主变压器出口的电能表计量为准，变压器的损耗应计入厂用电量中。 凝汽机组厂用电率统计期内凝汽机组用于生产的厂用电量与发电量的百分比。凝汽式电厂全厂的厂用电率等于全厂的厂用电
29、之和与全厂发电量的百分比。即 （3）厂用电率统计的注意事项： 扣除基建、更改工程施工用的电量。 扣除厂外运输用机车、船舶等耗用的电量。 扣除外单位承包施工用的电量。 扣除修配车间、副业、及非生产用（食堂、宿舍、学校等）的电量。以上单位用电应安装计量装置并自行结算电费。 供热电厂厂用电率 供热比：供热比是指统计期内机组用于供热的热量与汽轮机热耗量的比值，即 （4）式中： 供热比； 供热量，GJ； 汽轮机热耗量，GJ。 供热厂用电率：供热耗用的厂用电量折算热量与供热热量的百分比。即 （5） （6）式中： 供热厂用电率，%； 供热耗用的厂用电量，kWh； 纯发电用的的厂用电量，如凝结水泵、循环水泵等
30、只与发电有关的设备用电量，kWh； 纯热网用的的厂用电量，如热网水泵等只与供热有关的设备用电量，kWh。 发电厂用电率：发电耗用的厂用电量与发电量的百分比。即 （7） （8）式中： 供热电厂发电厂用电率，%； 供热电厂发电的厂用电量，kWh。 综合厂用电率综合厂用电率指全厂发电量与上网电量的差值与发电量的百分比。 供热量供热量是指机组在统计期内用于供热的热量，即 （9）式中： 直接供热量，GJ； 间接供热量，GJ。 直接供热量为 （10）式中： 直接供蒸汽（水）量，kg； 直接供蒸汽（水）焓，kJ/kg； 回水量，kg； 回水焓，kJ/kg； 补充水量，kg； 补充水焓，kJ/kg。 间接供热
31、量为 （11）式中： 热网加热器效率，%。 发电煤耗率发电煤耗是指机组每生产1kWh的电能所消耗的燃煤量，即 （12）式中： 发电煤耗率，g/kWh； 消耗的原煤量折算成标准煤量，t。 供电煤耗率供电煤耗是指机组向外供出1kWh的电能所消耗的燃煤量，即 （13） 供热煤耗率 （14）式中： 供热煤耗率，kg/GJ。2 正平衡统计机组煤耗应注意的问题 125MW及以上火电机组的入炉煤计量原则上按单台机组进行，已运行的125MW与200MW机组，有条件者应尽快加装燃煤计量及校验装置，300MW及以上火电机组，必须配备按入炉煤正平衡计算煤耗所需的全部装置，包括燃煤计量装置、机械制样装置、煤位计和实煤
32、校验装置等。入炉煤计量装置在运行中的误差应保证0.5%。 火电厂入炉煤计量有两种方式，一是通过总皮带上的电子皮带秤及其监测系统分别计算各机组的燃煤量；二是利用给煤机自身附有的计量装置直接计量，各电厂可因厂制宜作出选择。 各火电厂在配置燃煤计量装置时要充分考虑到以下因素： 称量范围和数量要满足燃料管理的需要。 在运行的称量范围内，其称量的使用精度应不低于0.5%。 应加实煤校验装置或计量标准规定的校验器具。 电子皮带秤的安装地点在总皮带时，经犁煤器与分炉计量微机监测系统将燃煤分别送入各炉的原煤仓中，要注意防止由于犁煤器犁不净煤而把剩余燃煤带入其它炉的原煤仓内。 为准确计量燃煤量，计量装置须定期经
33、实煤校验。用实煤校验时校验的煤量不小于输煤皮带运行时最大小时累计量的2%；实煤校验所用标准称量器具的最大允许应用误差应不低于0.1%，校验后的弃煤处理应方便。 要使用并有检验合格证的燃煤计量装置，燃煤计量装置每月用实煤校验装置校验24次。 要使用符合标准要求的机械采制样装置。125MW及以上火电机组实施按单台机组的入炉煤量计算煤耗时，若有条件的火电厂可按单台机组分别采样、制样和化验。 入炉煤要每班至少分析全水份一次，每天至少做一次由三班混制而成的样品的工业分析和发热量测定，(由三班平均实测全水分计算而得)。有条件的火电厂可分别采样、制样和化验。对燃油按照国标或行标的分析方法每品种每月做一次水分
34、、硫分、闪点、凝固点、粘度、比重和发热量的分析。 正平衡计算煤耗时一律采用入炉原煤测得的发热量作为依据，不得以制粉系统中的煤粉测得的发热量代替。 凡按单台、按全厂计算入炉煤标准煤量或者是按日、按月计算入炉煤标准煤量时，若单台与全厂或者日平均与月计算的结果误差在0.5%以内可不再修正其误差，并以全厂或月计算的入炉煤标准煤量为依据，若超过0.5%时，则应查明原因。 计算得到的单台日与月的发供电煤耗均反映机组的日常运行状态，其中包括了机组因启停、调峰时所多用的燃煤量与厂用电量。 对于配置中间储仓式制粉系统的机组来讲，如果在运行中出现邻炉之间通过公用的螺旋输煤机（即输粉绞龙）输送煤粉时，则计算单台机组
35、的煤耗应考虑修正。 凡机组装有蒸汽推动装置或采用中压缸启动等措施时，由于启动过程中采用邻炉蒸汽加热，在计算单台机组的发供电与供热煤耗时，应考虑加入的蒸汽折成标准煤量进行修正. 关于火电厂若干机组的厂用电消耗中公用系统的厂用电量计算。由于各火电厂在机组的设计与安装中对诸如运煤、冲灰、排渣、燃油、化学水处理等公用系统的厂用电，其接线方法不一或运行方式相异，故造成各单台机组的厂用电量有时偏差较大。对此建议按以下原则计算。 在正常情况下，对于输煤系统、冲灰排渣系统、化学水处理系统的厂用电量可根据各机组发电量的大小按比例进行分配计算。 对于燃油系统的厂用电量，在一般正常运行工况时按各运行机组平均分配。遇
36、到不正常工况时，例如燃烧不稳、锅炉长时间助燃用油、锅炉长时间断煤烧油等，可根据各机组烧油量大小进行分配计算。 对于供热式机组或热电厂的厂用电量，还应考虑由于供热所造成发电的锅炉补给水增大，因而使化学水处理系统的厂用电量增大的因素。对该项增大的厂用电量应根据各机组供热量大小按比例加至各自的厂用电量上计算。 根据规定，要严格分开发电(供热)用能与非生产用能。下列燃料消耗量(或用汽折算的燃料量)不计入煤耗： 基建、更改工程施工消耗的燃料 厂外运输用机车、船舶等耗用的燃料。 外单位承包施工消耗的燃料。 修配车间、副业、及非生产（食堂、宿舍、学校等）消耗的燃料。以上消耗的燃料应计量并自行结算燃料费用。3
37、 参考文献 DL/T904 火力发电厂技术经济指标计算方法 火电发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）.电安生1993457号。6.2.2.5 发电企业应对全厂的发电水耗率指标进行统计、分析和考核。单机容量125MW及以上机组的全厂发电水耗率不应超过表1范围的上限（考核指标），并力求降至表1范围的下限（期望指标）。已投运的单机容量小于125MW的机组全厂发电水耗率可参照表1中的指标执行。表1 单机容量125MW及以上机组的全厂发电水耗率指标 m3/MWh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 2.882.52 3.24采用海水直流供水系统0
38、.216 0.4320.36 0.72采用空冷机组0.468 0.720.54 1.081 全厂装机水耗率计算方法火力发电厂节约用水的整体水平一般采用全厂发电水耗率和全厂复用水率等指标来评价。火力发电厂设计全厂发电水耗率(又称全厂装机水耗率)和设计全厂复用水率分别按下式计算。 （15） （16）式中： 设计全厂发电水耗率，； 设计全厂新鲜水消耗量，即设计从水源总取水量，包括厂区和厂前区生产及生活正常耗水量，不包括厂外生活区耗水量和临时及事故耗水量(如机组化学清洗、消防等耗水量)，当火力发电厂冷却系统有排水返还水源(如采用直流、混流或混合供水系统)时，设计全厂水消耗量应等于从水源的总取水量中扣除
39、返还水源的排水量后的设计总净取水量，； 设计全厂机组额定总发电装机容量，； 设计全厂复用水率，； 设计全厂复用水量，包括正常情况下设计循环水量、串用水量和回收利用的水量(多次复用水量应重复计入)，； 设计全厂总用水量，包括厂区和厂前区各系统正常生产、生活所使用的新鲜淡水与复用水量，不包括厂外生活区用水和事故及临时用水量，。2 实际运行发电水耗计算方法火力发电厂实际运行的全厂发电水耗率和实际运行的全厂复用水率分别按下式计算： （17） （18）式中: 实际全厂发电水耗率，； 考核期内全厂实际总耗水量，即全厂实际从水源总取水量，包括厂区和厂前区生产、生活耗水量，不包括厂外生活区耗水量，当火力发电厂
40、冷却系统有排水返还水源(例如采用直流、混流或混合供水系统)时，全厂实际总耗水量应等于从水源的实际总取水量中扣除返还水源的实际排水量后的实际总净取水量，； 考核期内全厂实际总发电量，； 实际全厂复用水率，%； 考核期内全厂实际复用水量，包括循环水量、串用水量和回收利用水量(多次复用水量应重复计入)，； 考核期内实际全厂总用水量，包括厂区和厂前各系统生产、生活所使用的新鲜水和复用水量，不包括厂外生活区用水量，。3 计算水耗的注意事项 为保证全厂指标控制在规定的范围之内，宜根据全厂水量平衡的结果，将全厂耗水指标分解为车间或用水单元的分指标并进行分级考核。 直接向外供汽、热水的供热机组的发电水耗应扣除
41、供汽、水量。 海水淡化工程的水不计入消耗量。4 参考文献 DL/T783 火力发电厂节水导则 GB/T18916.1-2002 取水定额 第一部分：火力发电 GB/T7119 评价企业合理用水技术导则 国家电力公司火电厂节约用水管理办法.国电发2001476号。6.2.2.6 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%。1 基本要求 发电厂水务管理应在保证发电厂安全、经济运行的前提下，最大限度地合理利用水资源，节约原水用量，提高回收利用率，减少废水排放对环境的污染。 应根据发电厂各工艺系统对
42、水量、水质和水温的要求及用水全过程，对全厂用水、排水进行统一平衡和调度，提出优化用水方案，实现一水多用，提高重复用水率，降低全厂耗水指标，提出水量平衡方案。2 降低复用水的技术措施 水力除灰用水可采用经处理合格后的废水或循环冷却水系统的排污水。采用水力除灰且贮灰场水可回收时，灰水宜重复利用。 锅炉冲渣水宜根据除渣和除灰系统情况回收利用。干灰场喷淋防尘用水可采用经处理合格后的废水或循环冷却水系统的排污水。 输煤系统(输煤栈桥、卸煤沟、转运站、混煤仓及主厂房输煤皮带层等)的冲洗水，经相应工艺处理合格后循环使用。输煤系统冲洗水的补充水宜采用循环冷却水的排污水或废水处理站处理合格后的排水。 工业冷却水宜回收利用。工业冷却水排水经核算，满足其他工艺用水要求时，可作为其他系统的补充水。 热力系统的疏水、锅炉排污水应根据具体情况，经降温后可用作锅炉补给水处理的原水或热网、循环冷却水等系统的补充水。 锅炉补给水处理系统的排水，根据水质情况，分别处理后回用。 锅炉化学清洗过程中的冲洗水可送往水力除灰系统重复利用；当作为渣水系统的补充水时，应符合渣水补充水的要求。 机组启动冲洗排水水质满足工艺回用要求时，可直接回用于闭式循环水系统。 生活污水经处理达到回用标准后，宜用于绿化、喷洒或杂用水系统；当其水质达到其他系统的用水标准时，也可作相应工艺