节能技术监督导则宣贯材料可行性研究报告

'《节能技术监督导则》宣贯材料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124 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/T11062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/T14100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124 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工、转换而取得有用能的各种资源。3.2节能energyconservation124 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energyconservationtechnologysupervision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。⑴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。⑵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。⑶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。124 6.1.2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，不应使用已公布淘汰的耗能产品。⑴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。⑵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。⑶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。⑷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⑴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。⑵有条件可到厂家实地考察，了解制造水平和加工能力。⑶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。⑷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⑴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。124 ⑵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。⑶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。⑷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。⑸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⑴GB/T19000质量管理体系基础和术语⑵DL/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、用水、用电、用热等。124 ⑴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。⑵能源计量仪表应尽可能选用可靠性好、精度高的仪表。⑶能源计量仪表最好具有在线记录和累计功能。⑷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⑴DL5000火力发电厂设计技术规程⑵DL/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⑴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。⑵建设过程中避免由于赶工期而忽视安装质量的行为，做好安装质量验收工作。⑶建设质量应按电力建设及施工验收规范来验收。⑷发电企业宜委托第三方开展基建阶段的节能技术监督。⑸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⑴DL/T5011电力建设及施工验收规范汽轮机机组篇⑵DL/T5031电力建设及施工验收规范管道篇⑶DL/T5047电力建设及施工验收规范锅炉机组篇⑷DL/T5190.4电力建设及施工验收规范第4部分电厂化学124 ⑸DL/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⑹DL/T852锅炉启动调试导则⑺DL/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⑴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。⑵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。⑶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。⑷建议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。⑸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。⑹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。⑺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)。⑻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124 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⑴《电力工业节能技术监督规定》电安生[1997]399号。⑵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124 ，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⑴火电机组启动验收性能试验导则电综[1998]179号。⑵火电机组达标投产考核标准(2001年版)国电电源[2001]218号。⑶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。⑷电力建设预算定额第六册调试工程（2006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。124 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⑴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。⑵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，新技术推广和人员培训工作。124 ⑶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。⑷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。⑸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。⑹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。124 ⑴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。⑵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。⑶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。6.2.2.2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⑴发电量发电量是指机组在统计期内生产的电能量，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；124 发电量统计时的注意事项：①如果励磁机用电为外部供电，应扣除励磁机耗电量。②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。③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。④发电机电能表按规定时间定期校验，并有合格的校验证书。⑵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：①生产厂用电量包括供热与发电用的厂用电量总和。②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。③若有外部购入的电量，购入电量应统计在内。124 ④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。⑶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：①扣除基建、更改工程施工用的电量。②扣除厂外运输用机车、船舶等耗用的电量。③扣除外单位承包施工用的电量。④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。⑷供热电厂厂用电率①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。②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124 （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。③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。⑸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。⑹供热量供热量是指机组在统计期内用于供热的热量，即124 （9）式中：─直接供热量，GJ；─间接供热量，GJ。①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。②间接供热量为（11）式中：─热网加热器效率，%。⑺发电煤耗率124 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。⑻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）⑼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⑴125MW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、煤位计和实煤校验装置等。入炉煤计量装置在运行中的误差应保证±0.5%。124 ⑵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。⑶各火电厂在配置燃煤计量装置时要充分考虑到以下因素：①称量范围和数量要满足燃料管理的需要。②在运行的称量范围内，其称量的使用精度应不低于±0.5%。③应加实煤校验装置或计量标准规定的校验器具。⑷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。⑸为准确计量燃煤量，计量装置须定期经实煤校验。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。⑹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2～4次。⑺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。⑻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、硫分、闪点、凝固点、粘度、比重和发热量的分析。⑼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。⑽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。124 ⑾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。⑿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，则计算单台机组的煤耗应考虑修正。⒀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.⒁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。①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。②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。③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。⒂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：①基建、更改工程施工消耗的燃料②厂外运输用机车、船舶等耗用的燃料。③外单位承包施工消耗的燃料。④修配车间、副业、及非生产（食堂、宿舍、学校等）消耗的燃料。124 以上消耗的燃料应计量并自行结算燃料费用。3参考文献⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵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［1993］457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0.216～0.4320.36～0.72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：124 —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，；124 —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⑴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。⑵直接向外供汽、热水的供热机组的发电水耗应扣除供汽、水量。⑶海水淡化工程的水不计入消耗量。4参考文献⑴DL/T783火力发电厂节水导则⑵GB/T18916.1-2002取水定额第一部分：火力发电⑶GB/T7119评价企业合理用水技术导则⑷国家电力公司火电厂节约用水管理办法.国电发[2001]476号。6.2.2.6124 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⑴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。⑵应根据发电厂各工艺系统对水量、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⑴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。⑵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。⑶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。⑷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。⑸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。⑹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。⑺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。⑻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。124 ⑼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，也可作相应工艺系统的用水。3参考文献⑴DL/T5046火力发电厂废水治理设计技术规程⑵GB50335污水再生利用工程设计规范⑶DL/T783火力发电厂节水导则6.2.2.7发电企业应对全厂点火、助燃用油指标进行统计、分析和考核。1节约燃油的技术措施加强燃油计量管理，每台锅炉均应装设燃油流量表，保证单独计量，单独统计和考核。锅炉燃油消耗的两个环节，一是点火用油，二是助燃用油。应在这两个环节上节约用油。⑴减少点火用油的技术措施a)提高机组检修质量，降低机组非计划停运次数，逐步实行状态检修，减少机组大、小修次数，节约机组启动用油；b)鼓励开发、研制、推广新型节油技术，进行燃油装置改造。例如采用等离子点火、小油枪点火等技术；c)积极研究中压缸启动技术，以缩短机组启动时间；d)有条件的机组冷态启动时，应投入锅炉底部蒸汽加热，并利用邻炉输粉，以减少锅炉初期的点火用油。⑵减少助燃用油的技术措施a)根据不同煤种的特性，进行锅炉最低稳燃负荷的测试，掌握助燃用油的必要条件；b)选择合适的燃烧器，如浓淡燃烧器、钝体燃烧器等，以提高稳燃能力；c)做好锅炉吹灰工作，减少锅炉结焦，加强四管温度检测，减少锅炉爆管次数；d)应根据煤质的变化，开展锅炉燃烧优化调整；124 e)运行中注意燃烧状况，防止断粉、断风现象发生，保证燃烧工况稳定；f)根据煤质情况，在满足带负荷条件下尽量将煤粉磨细，可增强炉内燃烧稳定性，减少助燃油消耗。2参考文献⑴《火力发电厂节约用油管理办法（试行）》国电发[2001]477号6.2.3锅炉经济技术指标：6.2.3.1锅炉热效率。锅炉热效率是指锅炉输出热量占输入热量的百分率。其测试方法有两种：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。锅炉热效率以统计期间最近一次试验报告的结果作为考核依据。1锅炉热效率的统计计算方法⑴对单元制机组，有燃料计量装置的可利用现场在线仪表正平衡统计计算锅炉效率。（19）式中：─锅炉热效率，%；─锅炉总有效利用热量，kJ/h。─锅炉每小时燃料消耗量，kg/h；─入炉煤收到基低位发热量，kJ/kg。⑵反平衡法测试锅炉效率。对于新建机组的性能验收，锅炉重大技术改造后的评价，可采用ASMEPTC4.1或相应国际标准，通常锅炉效率试验采用GB/T10184标准。124 2提高锅炉效率的主要技术措施⑴锅炉尽可能燃用设计煤种，不应因煤质变化使锅炉效率降低过多。⑵进行锅炉燃烧调整优化试验。⑶合理控制煤粉细度，降低飞灰可燃物。⑷及时进行受热面吹扫，减少积灰，提高传热效果。⑸合理控制炉膛氧量。⑹减少锅炉炉膛、空气预热器、省煤器处的漏风。⑺保持锅炉疏放水阀门严密，减少漏汽、漏水。3参考文献⑴GB10184电站锅炉性能试验规程⑵DL/T964循环流化床锅炉性能试验规程6.2.3.2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。如果有多条管道，取算术平均值。主蒸汽压力的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。6.2.3.3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。如果有多条管道，取算术平均值。主蒸汽温度的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。6.2.3.4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。如果有多条管道，取算术平均值。再热蒸汽温度的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。⑴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。锅炉压力的调整应满足汽轮机调整负荷的需要，可通过适当增减燃料量、风量、风煤配比等维持压力的稳定。124 ⑵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。调整主要是改变火燃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。⑶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。⑷若由于设计原因或煤质质级发生重大变化，使主蒸汽温度或再热蒸汽温度长期偏高或偏低，可考虑对锅炉受热面进行改造。6.2.3.5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。排烟温度测点应尽可能靠近末级受热面出口处，应采用网格法多点测量平均排烟温度。若锅炉受热面改动，则根据改动后受热面的变化对锅炉进行热力校核计算，用校核计算得出的温度值作为锅炉排烟温度的考核标准。锅炉排烟温度的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。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%。1降低排烟温度的技术措施排烟温度主要取决于锅炉燃烧状况、负荷率、煤种、炉膛和制粉系统漏风、给水温度、受热面积灰状况等。⑴机组负荷的变化或高压加热器投停，会引起给水温度明显变化，最终影响到排烟温度，在运行中应考虑这些因素的影响。⑵运行中注意调整，使火焰中心应位于炉膛断面几何中心处，若火燃中心发生偏斜，会引起水冷壁局部升温，发生结渣，影响排烟温度。⑶若锅炉尾部受热面不足，排烟温度就会增高，应考虑对锅炉受热面的改造，增加换热面积。⑷保证吹灰器的投入率，减少受热面积灰。⑸选择最佳的炉膛出口过量空气系数，运行中调整过量空气系数在正常范围内变动。124 ⑹锅炉结焦使锅炉传热恶化，导则排烟温度升高，因此，锅炉尽可能燃用设计煤种，当煤种发生变化时，运行人员应及时加强燃烧调整。⑺现场测量排烟温度不是用网格法测量的，应进行网格法排烟温度的专门测量，并对现场温度予以修正，使排烟温度代表尾部烟道断面的平均水平。2参考文献⑴李青.张兴营.徐光照.火力发电厂生产指标管理手册北京：中国电力出版社20076.2.3.6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。在锅炉额定出力（BRL）下，煤粉燃烧方式的飞灰可燃物Cfa随着燃煤干燥无灰基挥发分Vdaf的变化见表2。表2灰可燃物Cfa随燃煤干燥无灰基挥发分Vdaf的变化关系%VdafVdaf＜66≤Vdaf＜1010≤Vdaf＜1515≤Vdaf＜2020≤Vdaf＜30Vdaf≥30Cfa20～1010～48～2.56～25～13.5～0.5注：认为大渣含碳量大致与飞灰基本相同。1降低飞灰可燃物的措施⑴飞灰可燃物也称飞灰含炭量，表示从尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃尽炭的量占飞灰总量的百分比。炉渣可燃物是指炉渣中炭的含量占炉渣质量的百分比。飞灰可燃物主要与燃料特性有关，特别与燃煤干燥无灰基挥发分有关，控制指标如表2所示。⑵飞灰可燃物应由化验人员定期采样化验分析，也可以以现场在线仪表进行统计（如全截面式飞灰含碳量测量装置、微波飞灰测炭仪等）。⑶运行人员根据化验数据调整过量空气系数，控制一、二次风量配比，加强燃烧调整。⑷调整最合理的煤粉细度，以降低飞灰可燃物。⑸若由于锅炉或燃烧器设计不合理导致飞灰可燃物高，可进行改造。124 2参考文献⑴DL/T567.3火力发电厂燃料试验方法飞灰和炉渣样品的采集⑵DL/T567.4火力发电厂燃料试验方法入炉煤和入炉煤粉、飞灰和炉渣样品的制备⑶DL/T567.6火力发电厂燃料试验方法飞灰和炉渣可燃物测定方法6.2.3.7排烟含氧量。排烟含氧量是指锅炉省煤器前或后（对于空气预热器和省煤器交错布置的锅炉，选用高温段省煤器前或后）的烟气中含氧的容积含量百分率（%）。每台锅炉都有其最佳的排烟含氧量，过大过小都会降低锅炉热效率。排烟含氧量的监督以报表、现场检查或测试的数据作为依据。统计期排烟含氧量为规定值的±0.5%。1炉膛出口氧量的统计计算炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃烧状况的重要因素，因炉膛出口烟气温度较高，锅炉运行中监测的氧量测点一般不设在炉膛出口，而是设在锅炉省煤器前或后，因此应采取下式予以修正。（20）式中：─炉膛出口过量空气系数；─省煤器出口过量空气系数；─炉膛出口至省煤器出口烟道各段漏风系数之和。2降低排烟含氧量的技术措施⑴选择合适的氧量测点位置，确认炉膛出口氧量与测点处氧量的关系。⑵加强氧量测量系统的维护，定期进行校验。⑶进行锅炉的优化燃烧调整试验，确定最佳过量空气系数。3参考文献124 ⑴GB10184电站锅炉性能试验规程6.2.3.8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。预热器漏风系数或漏风率应每月或每季度测量一次，以测试报告的数据作为监督依据。管式预热器漏风系数每级不大于0.05。热管式预热器漏风系数每级不大于0.01。回转式预热器漏风率不大于10%。1空气预热器漏风系数和漏风率测试计算方法⑴漏风率的计算公式（21）上式可改写为（22）式中：─漏风率，%；、─分别为烟道进、出口处烟气质量，mg/kg、mg/m3；─漏入空气预热器烟气侧的空气质量，mg/kg、mg/m3；、─分别为空气预热器进、出口空气质量，mg/kg、mg/m3。⑵漏风率测定同时测定相应烟道进、出口烟气的三原子气体(124 )体积含量百分率，并按下面经验公式计算。（23）式中：、—相应烟道反段进、出口烟气三原子气体()体积含量百分率，%。⑶漏风率与漏风系数的换算漏风率与漏风系数按下式进行换算。（24）式中：、—分别为烟道进、出口处烟气过量空气系数。⑷烟气过量空气系数（25）式中：—分别为排烟的干烟气中氧、甲烷、一氧化碳和氢的容积含量百分率，%。2降低空气预热器漏风率的技术措施⑴采用可靠的自动跟踪调整手段，时刻跟踪和调整密封间隙的大小，控制空气预热器漏风。⑵提高锅炉负荷率以降低空气预热器漏风率。⑶通过碱性高压热水冲洗，传热元件被彻底冲洗干净，保证烟风阻力不偏离设计值太多。⑷转子找正是调整密封间隙的前提条件，是降低漏风率的根本条件之一。⑸对漏风较大的回转式空气预热器改造，可采取增加密封仓个数和密封数量等措施。124 ⑹热端静密封由原来单侧改为双侧，采用迷宫式静密封。冷端采用胀缩式静密封，既可保证完全密封，又能在冷态或热态时对冷端径向间隙做适当调整。⑺按期开展空气预热器漏风测试，为检修和运行提供依据。3参考文献⑴GB/T10184电站锅炉性能试验规程⑵DL/T750回转式空气预热器运行维护规程⑶DL/T748.8火力发电厂锅炉机组检修导则第8部分空气预热器检修⑷JB/T1616管式空气预热器技术条件6.2.3.9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。漏风率的测试方法一般采用氧量法。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。电气除尘器漏风率：小于300MW机组除尘器漏风率不大于5%，大于或等于300MW机组除尘器漏风率不大于3%。布袋除尘器漏风率不大于3%。水膜式除尘器和旋风除尘器等除尘器漏风率不大于5%。1电除尘器漏风率测试计算方法⑴电除尘器漏风率定义（26）式中:─电除尘器出口标准状态下的烟气量，m3/h；─电除尘器进口标准状态下的烟气量，m3/h。124 ⑵除尘器漏风率测试方法a)用分析仪测量电除尘器进、出口烟气中三原子气体成分的变化，根据进、出口烟气中的变化，依下式计算除尘器的漏风率。（27）式中:—除尘器进口烟气中成分，%；—除尘器出口烟气中成分，%。b)用氧量计测量除尘器进、出口含氧量差，用下式计算除尘器的漏风率。（28）—除尘器进口烟气中含氧量，%；—除尘器出口烟气中含氧量，%；—当地大气中含氧量，%。⑶旋风除尘器气密性试验：旋风除尘器进行气密性试验时，试验压力为4900Pa，压力应缓慢上升，达到试验压力后，在5min以内压力降不超过5%为合格。2降低除尘器漏风率的技术措施⑴除尘器各联接法兰和检修门、阀类、阀门封口填料应牢固完整，均不得有漏损现象。⑵密封防漏应满足除尘器漏风率性能。⑶有气压控制要求的气源管、压差管联接应可靠无泄漏。⑷按期开展空气预热器漏风测试，为检修和运行提供依据。124 3参考文献⑴JB/T8536电除尘器机械安装技术条件⑵DL/T461燃煤电厂电除尘器运行维护导则⑶GB/T13931电除尘器性能试验方法⑷JB/T8471袋式除尘器安装技术要求与验收规范⑸JB/T8532脉冲喷吹类袋式除尘器⑹JB/T8533回转反吹类袋式除尘器⑺GB15187湿式除尘器性能试验方法⑻GB12138袋式除尘器性能试验方法⑼DL/T748.6火力发电厂锅炉机组检修导则第6部分除尘器检修6.2.3.10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。吹灰器投入率的监督以报表、现场检查或测试的数据作为依据。统计期间吹灰器投入率不低于98%。基本要求⑴电厂应根据锅炉受热面积灰情况、煤质情况、锅炉燃烧情况制定合理的吹灰器投入时间。⑵由于吹灰本身是一种损失，有必要对吹灰方式、锅炉排烟温度、蒸汽参数等进行优化研究。⑶研究节能型吹灰器，如声波吹灰器、激波吹灰器等。⑷加强对吹灰器的检修，提高可靠性。6.2.3.11124 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。对于燃用无烟煤、贫煤和烟煤时，煤粉细度可按R90可按0.5nVdaf（n为煤粉均匀性指数）选取，煤粉细度R90的最小值应控制不低于4%。当燃用褐煤和油页岩时，煤粉细度R90取35%～60%。煤粉细度的测定按照DL/T567.5进行。1煤粉细度的测试方法⑴煤粉细度是指经过专用筛筛分后，余留在筛子上的煤粉质量占筛分前煤粉总质量的百分数。⑵煤粉越细，单位质量的煤粉表面积越大，加热升温、挥发分的析出及燃烧速度越快，机械未完全燃烧热损失减低，锅炉效率提高。但煤粉越细，磨煤机耗电量增大，因此根据煤质情况、可磨性指数选择合适的磨煤机，如钢球磨、风扇磨和中速磨等，同时确定最佳的煤粉细度。⑶测定步骤：将底盘、孔径90及200的筛子自下而上依次重叠在一起；称取煤粉样25g（称准到0.01g），置于孔径为200的筛内，盖好筛盖；将上述已叠置好的筛子装入振筛机的支架上；振筛10min，取下筛子，刷孔径90筛的筛底一次，装上筛子再振筛5min。（若再振筛2min，筛下煤粉量不超过0.1g，则认为筛分完全）；取下筛子，分别称量孔径为200和90筛上残留的煤粉量，称准到0.01g；根据筛上残留煤粉质量计算出煤粉细度。（29）（30）式中：─未通过200筛上的煤粉质量占试样质量的百分数，%；─未通过90筛上的煤粉质量占试样质量的百分数，%；─200筛上的煤粉质量，；─90筛上的煤粉质量，；─煤粉试样质量，。⑷煤粉细度应定期测试。124 2影响煤粉细度的因素⑴挥发分、发热量较高的燃料一般容易燃烧，煤粉可粗一些；燃用挥发分低的煤，煤粉可磨得细一些。⑵对于燃烧热负荷很高的锅炉，如液态排渣炉、旋风炉，煤粉可适当粗一些。⑶性能好的磨煤机和分离器可使煤粉均匀性指数好，煤粉可粗一些。⑷若锅炉经常在低负荷运行，由于炉膛温度较低，需要将煤粉磨得细一些。⑸运行中可通过改变通风量或粗粉分离器挡板来调节煤粉细度。3参考文献⑴DL/T567.5火力发电厂燃料试验方法煤粉细度的测定6.2.3.12制粉系统漏风。制粉系统漏风的起点为干燥剂入磨煤机导管断面，终点在负压下运行的设备为排粉机入口，在正压下运行的设备为分离器出口断面。制粉系统的漏风系数见表3。表3制粉系统的漏风系数名称钢球磨煤机中速磨煤机风扇磨煤机制粉系统型式贮仓式直吹式负压不带烟气下降管带烟气下降管漏风系数0.2～0.40.250.20.20.31基本要求⑴制粉系统的漏风系数测试方法与空气预热器的漏风系数测试方法相同，对于负压制粉系统，应定期开展制粉系统漏风系数的测试。⑵在运行中重点检查锁气门、人孔门和风门等处可能引起漏风的部位。6.2.4汽轮机经济技术指标:6.2.4.1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)。124 热耗率的试验可分为三级：a)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；b）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；c)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。1汽轮机热耗率的几点说明⑴汽轮机热耗率是表征汽轮机设计、制造、安装和运行的综合经济指标。热耗率可分为考核性热耗率和实际运行热耗率。所谓考核性热耗率是严格按照汽轮机性能试验标准进行测试的热耗值，实际运行热耗耗是考虑了机组实际运行状况经过试验确定的热耗值。⑵汽轮机性能试验规程规定的热耗率是经过试验测定的试验热耗率经过第一类系统修正和经过第二类参数修正后而得到的热耗值，主要表征汽轮机本体部分的性能。而试验热耗率一般仅经过二类参数修正（排汽最好按照循环水温度进行修正），即表征了了汽轮机主机、回热设备和汽轮机回热系统的综合性能。⑶针对目前对汽轮机热耗率试验的目的、方法和标准的不同，确定不同的试验标准，通常对新建或重大技术改造的机组常用国际通用标准，而新建机组投产达标试验或检修前后的性能试验多采用国家标准。⑷目前我国汽轮机方面的热力试验常采用的国际标准有ASMEPTC6-1996，全面试验的不确定度小于0.25%,简化试验的不确定度小于0.34%；IEC60953方法A试验不确定度小于0.3%，方法B小于0.9%-1.2%；国家标准GB8117-1987的不确定度为1%。⑸由于汽轮机热耗率试验采用的方法不同，其精度和结果的绝对值有差别，特别是机组检修前后的热力试验，通常流量测量采用现场的流量装置，其不确定度较大。因此本导则首次将热耗率的试验划分为三级。并规定一、二级试验应由具有试验资质的单位来承担。124 2参考文献⑴ASMEPTC6汽轮机性能验收试验规程⑵IEC60953-1汽轮机热验收试验规则方法A大型冷凝式汽轮机的高精度⑶IEC60953-2汽轮机热验收试验规则方法B各种型式和尺寸的汽轮机大量程精度⑷IEC60953-3汽轮机热验收试验规则第3部分改型汽轮机热性能验证试验⑸GB/T8117汽轮机热力性能验收试验规程⑹火电机组启动验收性能试验导则电综[1998]179号6.2.4.2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。如果有多条管道，取算术平均值。主蒸汽压力的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。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。6.2.4.3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，如果有多条管道，取算术平均值。主蒸汽温度的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。统计期平均值不低于规定值3℃，对于两条以上的进汽管路，各管温度偏差应小于3℃。6.2.4.4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。如果有多条管道，取算术平均值。再热蒸汽温度的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。统计期平均值不低于规定值3℃，对于两条以上的进汽管路，各管温度偏差应小于3℃。⑴主蒸汽压力增加，可使热耗降低，但压力升高超过允许范围，将引起调节级叶片过负荷，影响机组安全性。对于定压运行机组，通过加强锅炉燃烧调整来保持汽轮机进汽压力稳定；对于定─滑─定运行的机组，应通过试验，确定最佳的定、滑压曲线，按定、滑压曲线运行。124 ⑵主蒸汽温度的增加将提高机组的经济性，设计的额定主蒸汽温度是材料允许长期工作的温度，温度过高将影响机组的安全性和降低机组使用寿命。主蒸汽温度降低，使汽轮机热耗增加，应通过锅炉燃烧调整来保持主蒸汽温度在规定值的范围内。⑶再热蒸汽温度与主蒸汽温度的控制类似。⑷在管理上，开展小指标竞赛，提高运行人员的责任心，通常要求主蒸汽参数压红线运行。⑸对一些老机组，可进行DCS系统改造，汽温汽压投入自动调节方式。⑹机炉电运行人员加强协调，当负荷发生变化时，预先通知锅炉运行人员，做好蒸汽参数的调整准备。⑺当蒸汽温度长期低于设计值且幅度较大时，可考虑经过改造来解决。6.2.4.5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。最终给水温度的监督以统计报表、现场检查或测试的数据作为依据。统计期平均值不低于对应平均负荷设计的给水温度。6.2.4.6高压给水旁路漏泄率。高压给水旁路漏泄率指高压给水旁路漏泄量与给水流量的百分比。用最后一个高压给水加热器（或最后一个蒸汽冷却器）后的给水温度与最终给水温度的差值来监测。高压给水旁路漏泄状况应每月测量一次。最后一个高压给水加热器（或最后一个蒸汽冷却器）后的给水温度应等于最终给水温度。1基本要求⑴电厂应根据制造厂的设计资料或经过测试，绘制给水温度与负荷的关系曲线。⑵若给水温度有专用测点，应定期采用专用仪表测试并与运行值比较。⑶对母管制机组，建议在每台机组给水旁路后安装温度测点予以监测。⑷发现给水温度发生变化或偏离对应规定值较大时，应查找原因予以解决。2提高给水温度的技术措施124 ⑴最终给水温度主要受高压加热器进汽压力、运行可靠性、给水旁路状况等因素影响，运行中应密切注意高压加热器的运行情况。⑵经常对最后一级高压加热器出口温度和最终给水温度比较，判断高加旁路是否漏泄，应合理调整高加旁路门的开关设定值，必要时进行手动校严。⑶检修时应清扫加热器管子，保持加热器清洁，降低加热器端差。⑷消除高压加热器水室隔板的漏泄现象，防止给水短路，保证加热器出口温度正常。⑸若加热器出口温度降低，应检查加热器进汽门是否处于全开状态。⑹高压加热器若随机启停时，应合理控制加热器启停温升速率。3参考文献⑴JB/T8190高压加热器技术条件⑵JB/T5862汽轮机表面式给水加热器性能试验规程6.2.4.7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。加热器端差应在A/B级检修前后测量。统计期加热器端差应小于加热器设计端差。1基本要求终端端差（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。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。2测试注意事项124 测试的加热器主要有高压加热器、低压加热器和热网加热器等。加热器的进汽压力、进口水温度、出口水温度，疏水温度应靠近加热器侧。在A/B级检修前后测量时可以采用专用仪表，也可以使用现场运行仪表。一般机组负荷在100%额定负荷，稳定运行1h，测试1h，记录间隔≤5min，取其平均值进行计算，并编制测试报告。3降低加热器端差的技术措施端差是加热器的性能指标之一，端差的存在和变化，虽没有发生直接的明显热损失，但却增加了热交换的不可逆性产生了额外的冷源损失，降低了装置的热经济性。降低加热器端差的主要措施有：⑴在启动过程中，排出加热器内部聚积的空气，提高传热效果。⑵运行中注意监测加热器水位，防止水位过高淹没传热管束而使端差增大。⑶运行中对加热器旁路门应确认严密，防止凝结水（给水）旁路现象。⑷检查疏水器或疏水门的工作状态，保证疏水阀调节灵活、稳定。⑸当上一压力级的疏水量过大或温度过高时，应研究上一级加热器存在的问题。⑹由于长期运行，内部隔板泄漏，引起给水短路时应及时处理。⑺当加热器管束水侧结垢严重时，可采用酸洗办法予以解决。⑻当加热器堵管率过高或腐蚀严重时，可考虑更换新的加热器管束。4参考文献⑴JB/T8190高压加热器技术条件⑵JB/T5862汽轮机表面式给水加热器性能试验规程6.2.4.8高压加热器投入率。高压加热器投入率是指高压加热器投运小时数与机组投运小时数的百分比。计算公式如下：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。124 1基本要求高压加热器投入率与高压加热器启动方式、运行操作水平、运行中给水压力的稳定程度和高压加热器健康水平有关。2提高高压加热器投入率的措施：⑴要规定和控制高压加热器启停中的温度变化率，防止温度急剧变化。⑵维持正常运行水位，保持高压加热器旁路门的严密性，使给水温度达到相应值。⑶在加热器启动时，应保持加热器排气通畅。⑷避免加热器超负荷运行，缩短加热器的使用寿命。⑸当加热器长期停运时，应在完全干燥后的汽侧充入干燥氮气，以达到防腐的目的。⑹以统计报表的高压加热器投入率作为监督依据。3参考文献。⑴JB/T8190高压加热器技术条件⑵JB/T5862汽轮机表面式给水加热器性能试验规程⑶JB/T51628高压加热器产品质量分等⑷GB10865高压加热器技术条件⑸李青.公维平.火力发电厂节能指标管理技术.北京：中国电力出版社，20066.2.4.9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%。6.2.4.10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。124 统计期胶球清洗装置收球率不低于95%。1胶球清洗装置的基本要求。收球网一般设计成活动式.水阻应小于3900Pa。收球网网板的控制系统应有手动和自动，要有足够的传递扭距，实现正确控制。网板与筒体圆弧，要较好吻合。胶球泵应有足够的扬程和流量，泵进口连接管路应严密，以保证胶球正常运行。胶球清洗系统管路应短直、弯头圆滑、管内清洁、管系严密不漏。管路系统阻力满足要求。胶球清洗装置材质符合循环水质的要求。按DL/T581的规定，收球率超过90%为合格；达到94%为良好；达到97%为优秀。本导则确定胶球清洗装置投入率不低于98%合格的胶球应耐磨，质地柔软富于弹性，材质均匀，气孔均匀贯通，干态胶球直径误差不大于公称直径的±2%且不超过±0.4mm；湿态胶球视相对密度为1.00～1.15，在使用期内及5℃～45℃水温下胶球直径胀大不超标且不老化，湿态胶球直径比凝汽器冷却管(以下简称冷却管)的内径大lmm～2mm。2测试的基本要求⑴正常投球量：指投入运行的胶球数量是凝汽器单侧单流程冷却管根数的8%～14%。胶球循环一次时间短的取下限或接近下限，反之亦反。多数情况下，胶球循环一次的时间在20s～40s之间。⑵收球率：在满足系统布置、设备安装及运行条件下，正常投球量，胶球清洗系统正常运行30min，收球15mim，收回的胶球数与投入运行的胶球数的百分比。3调高胶球清洗装置投入率和胶球回收率的技术措施⑴合理设计胶球清洗系统管路，包括安装高度、弯头设置、焊接工艺等。⑵检查收球网的状态，一是收球时要求闭合严密，二是收球网不能出现破损。⑶合理选择胶球。对购置胶球的规格、性能、质量进行试验和验收。运行中若凝汽器赃物严重，可先选择小一点、软一点的胶球，防止胶球堵塞在管束内；124 然后改用稍硬一点、稍大一点的胶球。⑷应定期排放凝汽器水室的空气，防止胶球集聚在水室上部。⑸注意水室隔板间隙，防止胶球卡在水室隔板间隙处。⑹保证冷却水的压力（特别是母管制机组），使胶球能够顺利通过凝汽器管束。⑺按规定数量投球，按规定时间投球，确保清洗时间。⑻制定凝汽器胶球清洗装置管理制度，设立专责人，检查设备缺陷情况，统计清洗投入率和胶球收球率。4参考文献。⑴JB/T9633凝汽器胶球清洗装置⑵DL/T581凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置⑶DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则6.2.4.11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。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。对于闭式循环水系统，统计期凝汽器真空度的平均值不低于92%。对于开式循环水系统，统计期凝汽器真空度的平均值不低于94%。循环水供热机组仅考核非供热期，背压机组不考核。1多压凝汽器的型式大型汽轮机具有两个或三个低压缸，每个低压缸为双分流。当汽轮机排汽口所对应的凝汽器做成独立的蒸汽空间，或将一个壳体分隔程几个独立的蒸汽空间，冷却水先流经第一个汽室，然后进入下一个汽室，两个汽室形成的压力不同，这就是多压凝汽器。124 2多压凝汽器的热力性质当汽轮机排汽热量进入凝汽器，两个汽室的热量分别为，冷却水流经第一个汽室后，温度由上升为，流经第二个汽室后，温度由上升为。排汽热量的一半在第一个汽室被冷却水带走，蒸汽在该汽室内的温度下凝结，与之对应的饱和蒸汽压力为；另一半热量在第二汽室被从第一汽室流入的冷却水带走，蒸汽在该汽室内的124 温度下凝结，与此相对应的饱和蒸汽压力为。3统计计算方法凝汽器内的真空是依靠汽轮机排汽在凝汽器内迅速凝结成水，体积急剧缩小而形成的。凝汽器的真空越高也就是汽轮机的排汽压力越低，则汽轮机的有效焓降越大，做功能力越强。评价凝汽器真空状态的指标为凝汽器真空度。（31）若用于不同地区凝汽器真空度指标的比较，建议采用下列公式：（32）测量汽轮机排汽压力的一次测量元件应优先选择网笼探头或导流板静压测针，通常在每个凝汽器喉部安装四个一次元件，采用并联方式测量凝汽器的平均排汽压力（传统的凝汽器真空测量为凝汽器喉部壁面取压方式）。测量汽轮机排汽压力的二次测量元件优先选用绝对压力变送器，精度等级不低于0.1级。闭式循环水系统是指采用冷却水塔或冷却水池的循环水系统。开式循环水系统是指采用江水、河（湖）水、海水的循环水系统。单压凝汽器直接测量排汽压力（kPa）。双压凝汽器的蒸汽凝结温度：，℃（33）双压凝汽器的平均排汽压力：，kPa式中：─双压凝汽器平均蒸汽凝结温度，℃。─低压凝汽器蒸汽凝结温度，℃。124 ─高压凝汽器蒸汽凝结温度，℃。通常凝汽器设计排汽压力在4.9kPa至5.2kPa之间，在实际运行中，排汽压力受许多因素影响（冷却水温度、汽轮机效率、真空系统严密性、凝汽器管束换热效率等），往往达不到凝汽器特性曲线的设计规定值，因此留有一定的裕度。闭式循环水温度与冷却装置有较大关系，故闭式循环水系统较开式循环水系统的真空度低2%。本标准的凝汽器真空度的平均值通常是指循环水温度为全年平均温度条件下的规定值。4提高凝汽器真空度的技术措施⑴保持凝汽器胶球清洗装置处于良好状态，保证胶球清洗装置投入率和胶球收球率满足相关规程的要求。⑵维持真空系统严密。定期开展真空严密性测试，若真空严密性超标，可利用检修期间的高位上水检漏或运行期间的氦质谱检漏技术，及时发现和消除真空系统漏点。⑶监测漏往凝汽器的疏水门和放水门，对内漏阀门及时处理，以减少凝汽器热负荷。⑷保持冷却水塔的冷却效果，定期对冷却水塔进行维护和检修，提高冷却水塔效率。⑸合理调整凝汽器冷却水量，保持冷却水系统经济运行。⑹采用高效抽气器或真空泵，以提高其运行效率。5参考文献⑴赵常兴.汽轮机组技术手册.北京：中国电力出版社，2007⑵JB/T3344凝汽器性能试验规程⑶DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则6.2.4.12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6min～8min，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。124 对于湿冷机组，100MW及以下机组的真空下降速度不高于400Pa/min，100MW以上机组的真空下降速度不高于270Pa/min；对于空冷机组，300MW及以下机组的真空下降速度不高于130Pa/min，300MW以上机组的真空下降速度不高于100Pa/min；背压机组不考核，循环水供热机组仅考核非供热期。1湿冷机组真空系统严密性测试方法⑴停机时间超过15天时，机组投运后3天内应进行真空系统严密性试验。⑵机组正常运行时，每一个月应讲行一次真空系统严密性试验。⑶试验时，机组负荷应稳定在80%额定负荷以上。⑷关闭凝汽器抽气出口门，停运抽气设备，30s后开始记录，记录8min，取其中后5min内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值。⑸100MW及以下机组的真空下降速度不高于400Pa/min，100MW以上机组的真空下降速度不高于270Pa/min。⑹漏入空气量计算。根据美国传热学会推荐公式由真空下降速度近似求出漏入的空气量。（34）式中：：漏入空气量，kg/h；：处于真空状态下的设备容积，m3；：真空下降速度，kPa/min。2直接空冷凝汽器气密性和真空系统严密性试验⑴空冷系统安装结束后（或大修期间），要对整个系统进行气密性试验。124 试验范围：汽轮机排汽装置出口开始的排汽管道和配汽管道、空气冷凝器的换热器管束、其它连接管路(凝结水管路，抽气管路)、凝结水箱、疏水箱等。排汽管路上的安全阀（若有）应拆卸，爆破膜应取出并将管口封盖，相邻的系统和管路应进行密封隔离。试验顺序：将系统充压至0.02MPa，每隔15分钟观察记录压力表的压力变化，同时记录环境温度的变化。在温度恒定的条件下，在测试期间（通常6～24小时）应没有明显的压力衰减。当压力下降未超过10kPa/24hrs时，可以认为系统的气密性是充分的。⑵空冷系统调试期和正常运行中，要对整个系统进行严密性试验。在机组正常运行过程中，应进行真空严密性试验，以测试机组及冷凝汽器内部的空气泄漏程度。要求在汽轮机负荷稳定在80%以上，背压不低于10kPa，关闭真空泵，30s后记录真空值，共记录8分钟，取后5分钟真空下降值。300MW及以下机组的真空下降速度不高于130Pa/min，300MW以上机组的真空下降速度不高于100Pa/min。⑶空冷系统真空严密性监督取值主要考虑以下三点。一是对于直接空冷机组，由于整个排汽系统和散热元件都是焊接的，正常情况下不允许有泄露。二是空冷机组的抽真空设备与湿冷机组基本相同，即抽干空气量的能力相当，由于同容量的空冷机组真空系统容积是湿冷机组的3～4倍，因此，真空系统严密性也要求成比例缩小。三是从国内外供货厂商的资料来看，通常保证真空系统严密性在80～150Pa之间。3提高真空系统严密性的技术措施⑴按本导则要求定期开展真空严密性试验，试验中特别注意应停止抽气设备运行而不选择关闭凝汽器抽真空阀的办法，保证真空系统严密性测试数据准确。⑵检修期间应进行凝汽器高位上水找漏，水位高度至少到达低压缸水平中分面处。⑶合理调整汽封供汽压力，保持低压汽封的严密性。⑷应使用高效射水抽气器，运行中注意监测射水池中水温，使水池中水温低于25℃。有条件可开展真空泵抽干空气能力试验。⑸若运行中发现真空系统严密性不合格，可采用氦质谱检漏仪检查漏点，发现后及时处理。根据经验，通常检查的部位有：124 a)低压缸轴封；b)低压缸水平中分面；c)低压缸安全门；d)真空破坏门及其管路；e)凝汽器汽侧放水门；f)轴封加热器水封:g)低压缸与凝汽器喉部连接处；h)汽动给水泵汽轮机轴封；i)汽动给水泵汽轮机排汽蝶阀前、后法兰；J)负压段抽汽管连接法兰；k)低压加热器疏水管路；1)抽气器至凝汽器管路；m)凝结水泵盘根；n)低压加热器疏水泵盘根；o)热井放水阀门；p)冷却管损伤或端口泄漏；q)低压旁路隔离阀及法兰。4参考文献⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则⑶DL/T552火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法124 ⑷胡尊立.直接空冷机组真空严密性验收标准探讨.中国电力2004.96.2.4.13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。凝汽器端差可以根据循环水温度制定不同的考核值：a)当循环水入口温度小于或等于14℃时，端差不大于9℃；b)当循环水入口温度大于14℃小于30℃时，端差不大于7℃；c)当循环水入口温度大于等于30℃时，端差不大于5℃；d)背压机组不考核，循环水供热机组仅考核非供热期。1凝汽器端差的统计与计算凝汽器传热端差是反映凝汽器传热状况的指标。传热端差与循环水流量、流速，凝汽器冷却面积、与凝汽器冷却管清洁系数、真空严密性有关。传热端差的计算公式如下：传热端差：（35）式中：—冷却水温升，℃；—凝汽器内排汽至循环冷却水的平均总体传热系数，kJ/m2.h℃；—凝汽器的冷却面积m2；—循环冷却水量，kg/h。在实际运行中，凝汽器的端差可表示为：（36）124 —汽轮机排汽压力下的饱和温度，℃；—循环水出口温度，℃。2端差、负荷率、冷却水温度的关系为便于对凝汽器端差的监督，可以通过凝汽器试验，得出凝汽器端差、负荷率、冷却水温度的关系曲线。如果没有试验曲线，也可用A·B雪格里雅耶夫提出的经验公式计算出端差：（37）式中：—系数，=5～7，凝汽器工作状况良好时取为较小值—凝汽器单位蒸汽负荷，kg/m2.h（38）—进入凝汽器内的蒸汽量，kg/h上式不仅可以用来求出机组在不同工况下的凝汽器的端差而且可以起到与凝汽器试验曲线相同的作用，判断凝汽器工作是否正常。124 随着季节和地理位置的不同，自然环境温度也不同，凝汽器冷却水的进水温度也就不同。在流量一定的情况下，随着进水温度的升高，可从传热的计算中得出，平均总体传热系数K要升高，冷却水的温升△t也相应升高，在数值上温升△t升高值要小于总体平均传热系数的升高值，这样传热端差是会有所降低的。而实际中，由于排汽温度ts=t1+△t+δt，随着进水温度t1的升高，虽然端差δt有所降低，但数值上远远弥补不了进水温度的升高值，所以凝汽器的排汽温度也升高。3其他凝汽器的端差⑴间接空冷系统表面式凝汽器（哈蒙系统）的端差不大于2.8℃。⑵间接空冷系统喷射式凝汽器（海勒系统）的端差不大于1.5℃。4降低凝汽器端差的技术措施⑴加强胶球清洗装置的管理，在保证投入率和收球率的基础上，可根据凝汽器实际运行状态、端差大小适当增加投入时间。⑵防止凝汽器汽侧漏入空气，提高真空系统严密性。⑶根据凝汽器管束结垢特点，选择高压水射流清洗、机械除垢、凝汽器酸洗等措施去除污垢。⑷监测冷却水一次滤网、二次滤网的状态，定期实施反冲洗，防止滤网破损而使较大脏物进入凝汽器。⑸加强对冷却水水质的监督，进行冷却水处理，如加药、排污等措施，减轻凝汽器污染。5参考文献⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则6.2.4.14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。124 统计期平均值不大于2℃。1凝结水过冷度的统计与计算从理想情况看，凝结水温度应和凝汽器排汽压力下的饱和温度相同，但实际运行中由于各种因素影响使凝结水温度略低于排汽压力下的饱和温度，这就是凝结水的过冷。凝结水的过度冷却，导致凝结水的含氧量增加，同时使循环水带走更多的热量，增加回热抽汽，热耗增加。通常，凝结水的过冷度一般为0.5～2℃。（39）式中：—同压力下凝结水的过冷度，℃；—排汽压力对应的蒸汽饱和温度，℃；—凝汽器热井内凝结水温度，℃。计算时，排汽压力的饱和温度、凝结水温度均按现场抄表所得当日（或月）的平均值计算。2减少凝汽器过冷度的措施⑴凝汽器内管束合理布置。若凝汽器汽阻增大，将使过冷度增大。⑵监视凝汽器水位，防止凝汽器水位过高淹没冷却水管。⑶注意真空严密性变化，防止空气漏入。⑷保持抽气器工作正常。⑸防止冷却水漏入凝汽器。⑹在冷却水温度较低时，适当减少冷却水量。3参考文献124 ⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则⑶李青.公维平.火力发电厂节能和指标管理技术.北京：中国电力出版社，20066.2.4.15湿式冷却水塔的冷却幅高。湿式冷却水塔的冷却幅高是指冷却水塔出口水温度与大气湿球温度的差值(℃)。冷却水塔的冷却幅高应每月测量一次，以测试报告和现场实际测试数据作为监督依据。在冷却塔热负荷大于90%的额定负荷、气象条件正常时，夏季测试的冷却水塔出口水温不高于大气湿球温度7℃。1冷却幅高水的冷却极限为空气的湿球温度。当包纱布的温度计上的温度不变时，其指示的温度即为空气的湿球温度。在冷却塔中，冷却后的水温不可能达到空气的湿球温度，总比湿球温度高几度，在逆流冷却塔设计中冷却幅高取3～5℃。评价冷却水塔性能的指标之一为冷却塔的冷却能力，但冷却能力的测试比较复杂；指标之二为冷却水的冷却幅宽，但冷却幅宽受许多因素的影响，故本标准选用冷却幅高作为水塔正常运行的监督项目，冷却幅高是反应冷却水塔受环境因素影响的指标。2冷却幅高的统计与计算⑴冷却水塔的出水温度应在出塔水管(沟)处测量，也可用循环水泵进口（或出口）温度代替。在出水沟道中测量时，宜采用深水温度计，测点布置沿宽度方向不少于3处，沿深度方向不少于2处。⑵大气湿球温度的测量仪表选用机械通风干湿表，或精度不低于机械通风干湿表的其他测量干、湿球温度的仪表（如标准百叶箱通风干湿表；阿斯曼通风干湿表；百叶箱球状干湿表；百叶箱柱状干湿表；阿费古斯特湿度表）。温度表的分辨率不应大于0.2℃，精度不应低于0.5级。测点布置在被测试冷却塔的上风向，距冷却塔或塔群的进风口30m～50m处，测温仪表应悬挂在通风良好的气象亭内，避免阳光直接照射。仪表距地面高度为1.5m～2.0m。124 ⑶冷却水塔的冷却幅高应每月测量和计算一次，并提出测试报告。3降低冷却塔冷却幅高的技术措施⑴在冷却水塔周围至少20m范围内不应有高大建筑，保证冷却塔周围通风良好。⑵定期开展冷却水塔冷却能力的测试，发现和查找设备存在的问题。⑶运行中定期对冷却水塔外观检查。检查的内容包括：淋水密度均匀度、水质的清洁度、溅水碟完整度、填料外观整齐情况、配水均匀情况，配水槽堵塞情况、除水器安放情况等。⑷在北方，冷却塔冬季做好防冻措施，减少填料装置的损坏。⑸在大修时，及时更换脱落的溅水碟、更换损坏的填料，对水池进行清污处理。⑹制定冷却水塔管理制度，定期巡视，发现设备缺陷及时消除。⑺严禁在不进行净化处理的情况下，利用循环水养鱼。4参考文献⑴DL/T1027工业冷却塔测试规程⑵CECS-118冷却塔验收测试规程⑶赵振国.冷却塔.北京：中国水利电力出版社，19966.2.4.16疏放水阀门漏泄率。疏放水阀门漏泄率是指内漏和外漏的阀门数量占全部疏放水阀门数量的百分数。对各疏放水阀门至少每月检查一次，以检查报告作为监督依据。疏放水阀门漏泄率不大于3%。1需要检查的阀门阀门是火力发电厂应用最多的设备之一，应重点关注漏泄情况的阀门如疏水阀、放水阀和旁路阀，其结构型式有气动阀、电动阀、手动阀、液控阀等，这些阀门多数处于高温高压状态，容易发生漏泄。阀门漏泄分外漏和内漏，内漏不容易引起重视，但对机组的经济性却有很大影响。124 2漏泄阀门的检测方法⑴制定全厂（机组）疏水门、放水门、旁路门清单。⑵根据阀门清单，每月检查一次，并做好检查报告。⑶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。⑷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。⑸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。⑹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。3参考文献⑴火电机组达标投产考核标准.国电电源[2001]218号⑵DL/T783火力发电厂节水导则6.2.4.17汽轮机通流部分内效率。汽轮机通流部分内效率是指通流部分的实际焓降与等熵焓降之比。对排汽为过热蒸汽的高压缸通流部分内效率和中压缸通流部分内效率应每月测试一次，并与设计值进行比较、分析，以测试报告数据作为监督依据。1汽轮机通流部分内效率统计计算方法汽轮机是电厂的重要设备之一，通流部分内效率效率是影响机组乃至全厂经济性的重要因素，因此，对汽轮机通流部分效率的监督是非常必要的。在汽轮机通流部分内蒸汽热能转化为功的过程中，由于进汽节流、汽流通过喷嘴和叶片产生的摩擦，叶片顶部间隙漏汽以及余速损失等，实际上蒸汽的可用焓降只有其中一部分转化为汽轮机内功，蒸汽实际用于做功的焓降与理想焓降之比成为汽轮机相对内效率。124 sh0P0hkpk△ht△hiht0图4汽轮机通流部分焓熵图（40）对三缸汽轮机，每月测量一次高压缸进汽（主蒸汽）压力、温度，高压缸排汽（再热冷段）压力、温度，中压缸进汽（再热热段）压力、温度，中压缸排汽压力、温度，对双缸汽轮机，只测高压缸参数，根据测试数据计算通流部分内效率。如果有条件，可以测量通流部分各段抽汽参数，绘制通流部分膨胀过程线。对排汽为湿蒸汽的汽轮机或汽缸效率，必须经过专门的性能试验来测试，机组A级检修前后应进行低压缸通流部分内效率试验。水和水蒸汽性质采用IAPWS-IF97公式。测试时，机组应在额定负荷，参数尽可能接近设计值，机组稳定运行1h，记录1h，记录间隔5min。对于进、排汽多管路的汽轮机，参数应取多管路的平均值。测试结束后，编制测试报告。2汽轮机通流部分内效率的分析通流部分内效率计算结果应与设计值和历史值进行比较、分析，主要关注以下因素：⑴机组正常老化的水平。124 ⑵汽封漏汽量变化的影响⑶各段抽汽量变化的影响。⑷通流面积变化的影响。⑸配汽机构变化的影响。⑹通流部分是否有旁通现象。3参考文献⑴靳智平电厂汽轮机原理及系统北京：中国电力出版社，2006⑵DL/T893电站汽轮机名词术语⑶GB8117电站汽轮机热力性能验收试验规程6.2.5节电指标6.2.5.1辅助设备单耗。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。对6000V及以上的辅助设备应每月统计一次单耗。1辅助设备单耗计算方法⑴给水泵、循环水泵、凝结水水泵单耗是指输送单位水量的耗电量。kWh/t(41)⑵一次风机/排粉机、送风机、引风机单耗是指锅炉每生产单位蒸汽量（主蒸汽）的耗电量。kWh/t(42)⑶磨煤机单耗是指制粉系统每磨1t煤，磨煤机所耗用的电量。124 kWh/t(43)⑷除尘器单耗是指锅炉每燃烧1t原煤，除尘器耗用的电量kWh/t(44)⑸脱硫系统单耗是指锅炉每燃烧1t原煤，脱硫系统耗用的电量kWh/t(45)⑹输煤系统单耗是指燃煤电厂将1t原煤从受卸装置或储煤场送往锅炉煤仓中，输煤系统所消耗的电量。kWh/t(46)⑺制水系统单耗是每制出1t合格的补给水，制水系统所消耗的电量。kWh/t(47)⑻除灰系统单耗是指锅炉每燃烧1t原煤，除灰系统所耗用的电量kWh/t(48)2辅助设备单耗统计方法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。6.2.5.2辅助设备耗电率。辅助设备耗电率是指辅助设备消耗的电量与机组发电量的百分比。对6000V以上的辅助设备应每月统计一次耗电率。1辅助设备耗电率计算方法(49)2降低辅助设备耗电率的技术措施124 ⑴降低引风机的耗电率a)减少风量消耗，消除烟道及风道漏风，特别是空气预热器和除尘器的漏风。b)防止省煤器、空气预热器受热面积灰，减少空气通道、烟气通道多余的闸门和风门。c)通过试验，选则合理的运行方式，如低负荷时采用单风机运行。d)采用高效电动机，电动机容量与风机匹配，采用变速调节。⑵降低电动给水泵耗电率的技术措施a)机组可采用滑压运行方式，减少给水调整门的阻力。b)采用变速调节流量代替节流调节流量。c)加强阀门管理，减少给水泵再循环门漏泄。。d)电动给水泵改汽动给水泵。⑶降低磨煤机耗电率的技术措施a)钢球磨煤机和风扇磨煤机均有很大的空载损耗，尽量提高磨煤机出力。b)减少磨煤机及制粉系统漏风。c)通过试验，确定最佳的煤粉细度。d)应采取措施清除燃煤中的铁块、石块、木块。e)尽量采用碎煤机破碎煤块，使进入磨煤机的煤质粒度不大于300mm。3参考文献李青火力发电厂生产指标管理手册北京：中国电力出版社20076.2.5.3非生产耗电量。指电厂非生产所消耗的电量。每月应对非生产消耗的电量以及收费的电量进行统计。加强管理，减少非生产用电。124 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。6.2.6节水指标：6.2.6.1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。地下取水：统计期化学自用水率不高于6%。江、河、湖取水：统计期化学自用水率不高于10%。1水处理的基本原则新鲜水经过沉淀过滤和阴阳离子交换床或反渗透装置制成除盐水或软化水，作为补充水进入生产系统。⑴地表水、海水预处理宜采用沉淀、澄清、过滤。悬浮物含量较小时，可采用接触混凝、过滤或膜处理。⑵当地表水、海水悬浮性固体和泥砂含量超过所选用澄清器的进水要求时，应在供水系统中设置降低泥砂含量的预沉淀设施。⑶对于再生水及矿井排水等回收水源应根据水质特点选择采用生化处理、杀菌、过滤、石灰凝聚澄清、超(微)滤处理等工艺。对于水处理容量较大，碳酸盐硬度高的再生水宜采用石灰凝聚澄清处理，石灰药剂宜采用消石灰粉。⑷当水源非活性硅含量较高时，应考虑硅对蒸汽品质的影响，可采用接触混凝、过滤或沉淀(混凝)、澄清、过滤及超(微)滤等方法去除。⑸原水有机物含量较高时，可采用氯化、混凝、澄清、过滤处理。上述处理仍不能满足下一级设备进水水质要求时，可同时采用活性炭、吸附树脂、生化处理或其他方法去除有机物。⑹当采用常规预处理系统不易保证反渗透进水水质或处理系统过于复杂、庞大时，经技术经济比较可以选择超(微)滤处理作为反渗透的预处理系统。124 ⑺水源中碳酸盐硬度或硅酸盐含量较高，以及原水受到污染需综合治理以改善水质时，经技术经济比较，可采用石灰、弱酸离子交换或其他药剂联合处理。⑻用超滤水处理装置平均水回收率按合同规定要求，一般大于等于90%。⑼反渗透平均回水率按合同规定条件，一般不小于75%。2参考文献⑴DL/Z952火力发电厂超滤水处理装置验收导则⑵DL/T951火电厂反渗透水处理装置验收导则⑶DL/T5068火力发电厂化学设计技术规程6.2.6.2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。以统计报表作为监督依据。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%。单机容量小于300MW凝汽机组，其机组补水率低于锅炉实际蒸发量的2.0%。1机组补水率的统计和计算⑴机组补水量是指机组汽水损失水量、锅炉排污量、事故放水量、启动用水量、自用水（汽）量等消耗的水量。⑵机组补水应设置补水表计，根据补水表计计量数据计算机组补水率。若有对外直接供水（汽）的机组，补水率根据系统情况确定。2减少机组补水率的技术措施⑴加强对汽水品质的监督，锅炉连续排污的汽（水）应回收，合理确定锅炉定期排污率和连续排污率。⑵为了减少机组启动过程中的汽水损失，单元式机组宜采用滑参数方式启动。对于装设有凝结水精处理装置的电厂，在机组启动前应确保该装置能正常投运。⑶治理系统管道阀门，提高汽水系统严密性。⑷尽可能减少非生产用汽、用水，厂用蒸汽。124 3参考文献⑴GB/T8117电站汽轮机热力性能验收试验规程⑵DL/T783火力发电厂节水导则6.2.6.3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。以实际测试值作为监督依据。汽水损失率应低于锅炉实际蒸发量的0.5%。1汽水损失率统计和计算⑴火力发电厂的热力系统应具有高度的严密性，应加强对可能漏泄阀门的监测。⑵本标准的汽水损失是指机组热力系统漏泄引起的损失水量。⑶统计计算方法通常有两种。a)测试法：在负荷大于90%以上，将机组热力系统进行系统隔离，停止补水，监测各储水容器水位变化，通过水位变化和明漏量确定系统漏泄量，计算汽水损失率。b)计算法：机组补水量减去对外供汽量、热力设备及系统自用水（汽）量、对外供水量、锅炉吹灰水量、正常排污水量等计算汽水损失率。⑷有资料介绍的汽水损失率为：200MW以上机组低于锅炉额定蒸发量的1.0%，100MW～200MW机组低于锅炉额定蒸发量的1.5%，100MW以下机组低于锅炉额定蒸发量的2.0%。在机组的闭式循环系统中，若发生汽水损失，必然要对机组进行补水，正常要求机组的补水率等于汽水损失率，两项指标考核重复。因此本导则规定的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。2减少汽水损失的措施⑴采购质量较好的阀门，减少漏泄的可能性。提高检修质量，加强堵漏，减少汽水外漏。124 ⑵管道、热力系统设备尽量采用焊接以减少漏泄。⑶对启动中需要开启的疏放水阀门，正常运行后要检查确认已关严。⑷经常对疏放水地沟、水池进行检查，判断汽水漏泄是否合理。。3参考文献⑴GB/T8117电站汽轮机热力性能验收试验规程⑵DL/T783火力发电厂节水导则6.2.6.4水灰比。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。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。1基本要求⑴火力发电厂除灰渣和烟气净化方式的选择，应把节约用水作为一个重要因素来考虑，并根据燃料及其灰渣特性、灰渣量、灰渣综合利用条件、厂外输灰渣距离、交通运输条件、环保及节能要求等，经综合技术经济比较后确定。⑵严重缺水地区和条件合适的火力发电厂宜采用干式除尘、干式除灰渣及干贮灰场。当环保要求烟气脱硫时，上述地区的火力发电厂应考虑采用有利于节水的脱硫技术。⑶采用水力除灰系统的火力发电厂（海水除外），灰浆的浓度应采用高浓度（水灰比不超过2.5一3）或中浓度（水灰比不超过5一6），不应采用低浓度水力除灰。⑷滨海电厂当采用水力除灰渣方式时，宜尽量利用海水。⑸当采用干式除尘和厂外高浓度或中浓度水力输灰系统时，厂内宜采用干灰集中后再加水制成灰浆的水力除灰系统。124 ⑹锅炉排渣装置宜采用节水型设备。排渣设备取出的干渣和制粉系统排出的石子煤可采用带式输送机集中至高位渣斗后装车外运。当炉底渣和石子煤在厂内采用水力集中时，宜采用压力管道输送至脱水仓，经脱水后用汽车外运。⑺火力发电厂在生产运行中应加强对除尘、除灰渣用水量的管理。灰渣水力输送的水灰比应按照设计要求严格控制。2参考文献⑴DL/T5142火力发电厂除灰设计规程⑵DL/T783火力发电厂节水导则⑶国家电力公司火电厂节约用水管理办法.国电发[2001]476号。6.2.6.5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。各种水处理方案一般宜达到以下效果：a)加防垢防腐药剂及加酸处理时，浓缩倍率可控制在3.0左右；b)采用石灰处理时，浓缩倍率可控制在5.0左右；c)采用弱酸树脂等处理方式时，浓缩倍率可控制在5.0左右。1循环水的浓缩倍率在循环冷却水系统中，循环水通过冷却水塔时水分不断蒸发，因蒸发掉的水中不含盐分，所以循环水中的溶解盐类不断浓缩，其含盐量也不断增加，为了循环水含盐量控制在一定水平，需要排放一部分循环水，同时补充一部分新水，因此循环水的含盐量与新水的含盐量之比，称为浓缩倍率。浓缩倍率越大，节水程度越高。循环水的冷却是通过冷却塔使水与空气接触，由水的蒸发散热、热传导和热辐射三种方式共同作用实现的。2浓缩倍率的统计与计算124 敞开式系统循环冷却水浓缩倍数可按下式计算：（50）蒸发损失的水量：（51）表6-2蒸发损失水率（k）进踏气温℃-10010203040k1/℃0.080.100.120.140.150.16排污损失水量：（52）风吹损失水量：机械通风冷却水塔（安装除水器），一般取0.1%；风筒式自然通风冷却塔（安装除水器，取0.05%。补充水量：（53）式中：—浓缩倍数；—循环水量，m3/h；124 —蒸发水量，m3/h；—补充水量，m3/h；—排污水量，m3/h；—风吹损失水量，m3/h。—蒸发损失水率，1/℃；—循环水温升，℃。在实际运行中，可通过上式计算浓缩倍率与排污水量和补充水量的关系。3影响控制浓缩倍率的因素⑴冷却水塔的合理选择。⑵工艺管道配置。⑶旁滤装置。⑷保有水量。⑸补充水的水源及水质。4参考文献⑴GB50050工业循环冷却水处理设计规范⑵DL/T5068火力发电厂化学设计技术规程⑶DL/T1027工业冷却塔测试规程⑷DL/T5339火力发电厂水工设计规范⑸国家电力公司火电厂节约用水管理办法.国电发[2001]476号⑹2002年全国水处理技术研讨会论文集124 6.2.6.6循环水排污回收率。循环水排污回收率是指排污水的利用量与循环水排污量的百分比。即排污的循环水可作为冲灰除渣或经过简单处理后用于其他系统的供水水源。循环水排污回收率应为100%。1基本原则⑴循环水的排水，应按照“清污分流”的原则分类回收或重复利用。水质、水温符合生产工艺要求的应直接利用，不能满足要求宜经过处理后再利用。⑵火力发电厂排水的重复利用方式一般有：a)循环利用：排水经简单处理后仍用于原工艺流程；b)串用（或梯级使用）：在水质、水温满足另一流程的要求条件下，上游流程的排水用于下一流程；c)处理后回用：不适合串用的排水，经收集处理后为可用水回用。⑶火电厂的废水处理应有限采用“以废治废”的综合处理原则，并按DL/T5046执行。2循环水的重复利用带冷却水塔的循环水的浓缩被率应根据水源条件、节约用水要求、环境保护要求，水处理费用等因素经技术经济比较后确定。循环水的排水（直流供水系统）或排污水（循环供水系统）宜直接或经过简单处理后为除灰渣或其他系统的供水水源。不能简单的排放到环境中。3参考文献⑴DL/T783火力发电厂节水导则⑵国家电力公司火电厂节约用水管理办法.国电发[2001]476号6.2.6.7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%。124 1工业水的回收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。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。空冷机组的辅机冷却水宜采用带冷却塔的单独循环冷却水系统。辅机冷却水系统宜采用压力排水以便于回收。电厂辅机的密封水、冷却水等排水不能直接排放到环境中。2参考文献⑴DL/T783火力发电厂节水导则⑵DL/T5000火力发电厂设计技术规程6.2.6.8贮存灰渣场澄清水的回收。贮存灰渣场的澄清水一般不宜外排，应根据澄清水的水质、水量、灰场与电厂之间的距离、电厂的水源条件和环保要求等，经综合技术经济比较后确定回收利用方式。对低浓度水力除灰渣的电厂，应进行灰水回收再利用。1贮场澄清水⑴贮灰场应修建可靠的排水系统，排水构筑物的位置应有足够的灰水澄清距离，澄清灰水应回收利用。⑵贮存灰渣场坝下澄清水的回收再利用，一般供除灰渣系统循环使用。⑶灰渣场防尘喷洒用水应利用灰渣场的澄清水。⑷灰渣场的回水率可根据水利除灰系统设计的水灰比、灰水量、灰渣场地的条件确定。⑸灰水回收利用时应注意研究出现结垢的可能性。2参考文献⑴DL/T5045火力发电厂灰渣筑坝设计规范124 ⑵DL/T5142火力发电厂除灰设计规程6.2.7燃料指标：6.2.7.1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。以统计报表数据作为监督依据。燃料检斤率应为100%。1基本要求⑴火车来煤的电厂，以轨道衡计量为准；汽车来煤的电厂，以地中衡计量为准；船舶来煤的电厂，以入厂煤皮带秤或以卸煤前后船舶吃水深度检测为准；使用管道运输或皮带运输的燃料，应按装设的流量计验收。⑵为准确计量煤量，计量装置应定期校验，保证校验精度在相关规程要求的范围内。⑶计量衡器和计量装置的检验应由具有资质的单位承担，并出具合格的校验报告。⑷原则上要求过衡率等于检斤率。⑸计量值班人员应熟悉轨道衡或水尺检斤的技术要求，掌握操作方法。⑹检斤过程中若发现亏吨，应及时向矿方索赔，并计算亏吨量、亏吨率、亏吨索赔率和运损率。a)亏吨是指煤矿（供油单位）发运的燃料扣除规定运损后的数量与实际到货数量之差。（54）b)亏吨率是指燃料亏吨量与实际燃料检斤量的百分比。（55）c)亏吨索赔率是指向供货方索回的亏吨数量占全部亏吨数量的百分比。（56）d)燃料运损率是指在燃料运输过程中实际损失数量与燃料发货货票数量的百分比，即：124 （57）煤损规定：铁路运输损耗不超过1.2%，公路运输损耗不超过1%，水路运输损耗不超过1.5%，每换装一次损耗标准为1%。水陆联运的煤炭如经过二次铁路或二次水路运输损耗仍按一次损耗计算，换装损耗按换装次数累加。⑺电厂在卸煤过程中做好清车底工作。2参考文献⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵DL/T606.2火力发电厂燃料平衡导则6.2.7.2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。以统计报表数据作为监督依据。燃料检质率应为100%。1基本要求⑴燃料的检质包括采样、制样、化验三个环节。⑵燃料的质量检验按表6-2执行。表6-2燃料的质量检验项目及采用的标准类别项目采样标准采制样火车运输的煤GB475汽车运输的煤DL/T576船舶运输的煤DL/T569进厂煤样的制备GB474燃气轮机液体燃料JB/T5885燃气轮机气体燃料JB/T5886124 进厂煤样化验煤中全水分GB/T211煤的工业分析GB/T212煤的发热量GB/T213煤中全硫GB/T214煤灰熔融性GB/T219煤的元素分析GB476煤的可磨性GB/T2565进厂燃油化验油产品水分GB/T260石油产品残碳GB/T268石油产品硫含量GB/T380.GB/T388石油产品热值GB/T384石油产品灰分GB/T508石油产品凝点GB/T510燃气化验标准天然气中总硫GB/T11061天然气发热量、密度和相对密度GB/T11062天然气的取样GB/T13609天然气的组成分析GB/T13610原油伴生气SY7502天然气中水含量SY7507⑶通常对入厂煤进行工业分析及全水分、发热量和全硫值的检验；对新进煤种，还应对其煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成分及其元素分析等进行化验。⑷煤样制好后，应保留一份备用煤样，保存期在两个月以上。124 ⑸电厂应具有常规燃料检测能力，其试验室和检测设备符合相关标准的规定。⑹燃料化验完成后，还应计算燃料质级不符率、煤质合格率、燃料亏卡与亏卡索赔率。a)燃料质级不符率是指到厂煤检质质级不符部分的煤量与燃料检质量的百分比，即（58）b)煤质合格率是指到厂煤检质煤质合格部分的煤量与燃料检质量的百分比，即（59）c)亏卡是指发运燃料的发热量低于合同规定发热量的差额。（60）d)燃料亏卡索赔率是指火力发电厂向供货方实际索回的质价不符金额与应索回的质价不符金额的百分比，即（61）2参考文献⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵DL/T606.2火力发电厂燃料平衡导则6.2.7.3入厂煤与入炉煤热量差。入厂煤与入炉煤热量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量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。以统计报表数据作为监督依据。入厂煤与入炉煤的热量差不大于502kJ/kg。1基本要求124 ⑴入厂煤与入炉煤的采样原则上采用机械采样装置采取。⑵人工采样应严格遵守火车、汽车、船舶采样的国家或行业的相关规定。⑶采样、化验人员人员应经过严格培训，持证上岗。⑷电厂应具备必要的燃料化验实验室，拥有合格的设备和器材，采样和化验装置应定期检验，保证采样和化验结果的准确性。⑸加强煤场管理，预防煤堆自燃，减少热值差。⑹采样人员、化验人员应遵守职业道德。⑺节能管理人员应加强对采样、化验程序的监督，严禁以调整热值差来调整煤耗。2入厂煤与入炉煤热量差的计算（62）（63）（64）计算入厂煤与入炉煤热值差时，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。3参考文献国家电力公司一流火力发电厂考核标准(试行).国电发[2000]196号6.2.7.4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。以统计报表数据作为监督依据。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。124 1基本要求⑴为配合正平衡计算煤耗及燃料管理，煤场盘点管理应与入厂入炉煤计量相协调，有条件的火电厂应逐步采用科学的方法进行盘煤，确定煤场存损率。⑵月度煤场储存损耗不得超过日平均存煤量的千分之五。煤炭储存应做到不同煤种分堆存放、分堆压实、烧旧存新。要按锅炉对煤质的设计要求合理掺配。⑶降低存贮损耗的方法主要有防风损、防雨损、防扬尘、防自燃。2参考文献⑴DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法⑵火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法.电力工业部1993年。6.2.8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，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，以测试报告的数据作为监督依据。1根据保温效果的评价目的，确定测试级别测试分级。保温工程的保温效果测试分为三级：一级测试，适用于采用新工艺、新材料、新结构的保温工程的鉴定测试；二级测试，适用于新建及改造的保温工程的验收或考核测试；三级测试，适用于保温工程的普查和定期测试。2.本标准推荐采用红外辐射温度计法的依据表面温度的测试方法通常有四种：124 ⑴热电偶法。将热电偶直接紧密地贴敷在保温结构外表面进行测量，热电偶丝直径应不大于4mm，并应有漆、丝或塑料绝缘。这是测试保温结构外表面温度的基本方法。测量时，热电偶与被测表面必须保持良好的热接触。可按以下两种方法进行贴敷：a)先将热电偶丝焊在一块导热性能良好的金属集热块或片上，再整体贴敷到被测表面上，以减少被测表面与热电偶结点之间的热阻。b)将热电偶焊在或埋在专门开的小槽里，以减少外部气流对热电偶的影响。热电偶丝沿等温面紧密接触的长度应不小于l00mm。⑵表面温度计法。将热电偶式、热电阻式等各类表面温度计的传感器直接与被测保温结构外表面接触进行测量。这是测试保温结构外表面温度的常用方法。测量时，必须保证传感器与被测表面紧密接触，同时减少对被测保温结构表面温度场的干扰。⑶红外辐射温度计法。用红外辐射温度计瞄准被测保温结构外表面以测量其表面温度。这是测试无法接触到的远距离的保温结构外表面温度的一种方法，这种方法容易受到物体表面热发射率和周围环境温度的影响，测量误差较大。测试时，应正确确定被测物体表面的发射率，并选择合适的距离和发射角，一般发射角不宜大于45度。对于外护层反射力强的被测物体表面，应选择能避开反射的最佳方向测试。⑷红外热像法。用红外热像仪对被测保温结构外表面进行扫描，获取热谱图，以反映出保温结构外表面温度场的分布。这种方法一般用于对被测保温结构外表面温度场分布的分析，宜在普查或远距离测量时使用。其优点是快速、直观和方便。红外热像法其测量值易受到物体表面的发射率和周围环境温度的影响。在现场测试时，应注意对于外护层反射力强的被测物体。用红外热像仪测出的温度不仅反映了被测物体本身的温度，还包括该物体反射的其他热量。在电厂A/B级检修前后的测试属于三级测试范畴，红外辐射温度计法简单、快捷，且电厂都有此类测试仪表，故推荐采用红外辐射温度计法。若根据测试需要，属于一、二级测试目的，可采用其他方法。若需要测定保温结构表面散热损失，其测试方法有：124 ⑴热流计法。将热流计的传感器埋设在保温结构内或贴敷在保温结构外表面，可直接测量得到散热损失数值。这种方法是测试保温结构表面散热损失最常用的方法。⑵表面温度法。测试保温结构的表面温度，并根据环境温度、风速、保温结构的表面发射率以及保温结构的外形尺寸等参数，按照传热学理论计算出散热损失数值。⑶热平衡(焓差)法。可用热平衡方法通过测量和计算得到保温结构。⑷温差法。通过测试保温结构内、外表面温度、保温结构厚度以及保温结构在使用温度下的传热性能，按照传热学理论计算出散热损失数值的方法。3测试过程中的注意事项⑴仪表的选择本标准推荐宜采用红外辐射温度计法，非接触式红外测温仪推荐采用下列参数。温度范围：-30℃至900℃，显示分辨率：0.1℃，D:S（距离与光点直径比）≥60:1；激光瞄准：三点同轴激光，发射率：数字可调节。⑵测点的布置a)设备：对圆筒形设备，应分别在筒体、封头或顶盖布置测点。对平壁设备，应在壁面上划分若干正交网络，在网络上布置测点。通常纵横间隔取为1.5m～2m，对于高温部分可适当增加测点数量。b)管道：在热力管道上选择具有代表性的管段作为测试区，每个测试区段根据其长度及管道走向选择一定数量的测试截面，测试截面间隔lm～2m均匀布置，其中1个测试截面应布置在弯头处。当测试区段外表面温度较高时，应适当增加测试截面的数量。在每个测试截面上应根据管道直径大小沿管道外表周长均匀布置一定数量的测点，通常在测试截面上布置3～4个测点，对于外径较大的管道或外表面温度较高的管道可适当增加测点数量。⑶工况条件a)新建或改造保温工程竣工后的热态考核测试应在机组稳定运行360h后进行；机组负荷为额定负荷的85%以上，且运行基本稳定1h后进行测试。b)124 应排除或减少外界因素对测试的影响，原则上测试应满足一维稳定传热条件：室外测试应选择在阴天或夜间进行，应避免日光直接照射或周围其他热源的辐射影响，如不能满足时，必须加遮阳装置，且稳定0.5h后再测试。室外测试应避免在雨、雪天气条件下进行。应在风速不大于0.5m/s的条件下进行测试，如不能满足时，必须增加避风装置，且稳定1h后再测试。室内测试应避免照明灯光直射，如不能满足时，应采取关灯或加遮挡装置，且稳定0.5h后再测试。c)环境温度、风速应在距离被测位置lm处测得，应避免其他热源的影响。⑷测试报告测试报告一般包括下列内容：保温工程概况、测试目的、测试体系、测试标准及测试对象等；测试参数、方法与测点布置(必要时应附图)；测试数据处理及计算；测试误差分析(必要时分析；保温效果的分析与评价；结论及建议；其他。4参考文献⑴GB/T8174设备及管道保温效果的测试与评价⑵GB/T18021设备及管道绝热层表面热损失现场测定表面温度法⑶DL/T934火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程6.3能源计量6.3.1基本要求：6.3.1.1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。6.3.1.2能源计量装置的配备和管理按国家或行业有关规定和要求进行，能源计量装置的选型、精确度、测量范围和数量，应能满足能耗定额管理、能耗考核及商务结算的需要。6.3.1.3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。6.3.1.4生产用能和非生产用能严格分开，加强管理，节约使用，对非生产用能按规定收费。124 1能源计量器具的配备⑴能源计量的范围a)输入用能单位、次级用能单位和用能设备的能源及载能工质；b)输出用能单位、次级用能单位和用能设备的能源及载能工质；c)用能单位、次级用能单位和用能设备使用(消耗)的能源及载能工质；d)用能单位、次级用能单位和用能设备自产的能源及载能工质；e)用能单位、次级用能单位和用能设备可回收利用的余能资源。⑵能源计量器具的配备原则a)应满足能源分类计量的要求；b)应满足用能单位实现能源分级分项考核的要求；c)重点用能单位应配备必要的便携式能源检测仪表，以满足自检自查的要求。2能源计量器具配备率要求表6-4能源计量器具配备率单位%能源种类进出用能单位进出主要次级用能单位主要用能设备电力10010095固态能源煤炭10010090焦炭10010090液态能源原油10010090成品油10010095重油10010090渣油10010090124 气态能源天然气10010090液化气10010090煤气1009090载能工质蒸汽1008070水1009580注1:进出用能单位的季节性供暖用蒸汽(热水)可采用非直接计量载能工质流量的其他计量结算方式注2:进出次级用能单位的季节性供暖用蒸汽(热水)宜配备能源计量器具。注3:在主要用能设备上作为辅助能源使用的电力和蒸汽、水等载能工质，其耗能很小可以不配备能源计量器具。3能源计量管理要求⑴用能单位应建立能源计量管理体系，形成文件，并保持和持续改进其有效性⑵用能单位应建立、保持和使用文件化的程序来规范能源计量人员行为、能源计量器具管理和能源计量数据的采集、处理和汇总。⑶用能单位应设专人负责能源计量器具的管理，负责能源计量器具的配备、使用、检定(校准)、维修、报废等管理工作⑷能源计量器具检定、校准和维修人员，应具有相应的资质。4参考文献⑴GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则⑵GB/T16616企业能源网络图绘制方法⑶GB/T2589综合能耗计算通则6.3.2燃料计量：6.3.2.1124 保证入厂燃料计量准确。铁路进煤的应有铁路轨道衡，汽车进煤的应有汽车衡，对于船舶进煤的电厂，以船舶检尺计算；燃油电厂可采用检斤或检尺法计量，同时做好油温度、密度测量；天然气以入厂表计计量为准。6.3.2.2应对全厂煤、油、气等采样、制样、化验及计量装置定期校验，并有合格的校验证书。1基本要求⑴发电厂入厂煤计量用的轨道衡宜采用无基坑电子动态轨道衡，供联挂的重车在行进中计量。当条件受限制时，也可采用逐节计量方式。当轨道衡专为运煤列车计量而设置时，应选用单台面式。⑵发电厂汽车来煤计量可采用无基坑静态电子汽车衡，也可采用动态电子汽车衡。当采用静态电子汽车衡时，其计量准确度的等级宜选Ⅲ级，当采用动态电子汽车衡时，其计量准确度的等级宜选Ⅱ级。⑶当铁路来煤有轨道衡、公路来煤装有汽车衡时，入厂煤可不设实物校验装置。⑷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。2参考文献⑴DL/T5187.1火力发电厂运煤设计技术规程第1部分运煤系统⑵轨道衡和汽车衡的选型应符合《固定式电子秤》GB/T7723的技术要求。⑶设计可参照：GB/T14249.2电子衡器通用技术条件；GB/T15561静态电子轨道衡；GB/T11885自动轨道衡。⑷轨道衡的检定应符合：JJG444标准轨道衡；JJG708度盘轨道衡；124 JJG781数字指示轨道衡；JJG234动态称量轨道衡；JJG142非自行指示轨道衡检定规程。⑸机车衡的检定应符合JJG907《动态汽车衡检定规程》。⑹船舶检尺计算参照JT227《驳船水尺计重技术规程》。6.3.2.3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进行，船舶运输的煤样采取方法按DL/T569进行，汽车运输的煤样采取方法按DL/T576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。天然气的采样按GB/T13609标准进行。6.3.2.4进厂煤样的制备方法按GB474进行，发电用煤质量验收及抽检方法按GB/T18666进行。6.3.2.5入厂燃料在进厂后，立即采样并制样，24h内提出化验报告。1基本要求⑴当有条件时，电厂宜设置入厂煤采制样装置。⑵水路来煤的发电厂，当码头岸边带式输送有条件时，宜在码头岸边带式输送上设入厂煤采制样装置。⑶移动煤流采样方法：移动煤流采样以时间基或质量基系统采样方式或分层随机采样方式进行。从操作方便和经济的角度出发，时间基采样较好。⑷静止煤采样方法：静止煤采样只用质量基采样方式。本条所述的方法主要适用于火车、汽车和浅驳船载煤的全深度和深部分层采样。一个采样单元可以是一列车、一节或数节车厢、一条或数条驳船。⑸当入厂煤无机械采样装置时，可采用人工采样，但必须严格按相关标准操作。2参考文献124 ⑴GB/T19494.1煤炭机械化采样第1部分采样方法⑵GB/T19494.2煤炭机械化采样第2部分煤样的制备⑶GB475商品煤样采取方法⑷DL/T569-2007汽车、船舶运输煤样的人工采取方法》⑸GB/T13609天然气取样导则⑹GB/T18666商品煤质量抽查和验收方法⑺DL/T747发电用煤机械采制样装置性能验收导则⑻DL/T520火力发电厂煤检测实验室技术导则6.3.2.6入炉煤应以皮带秤或给煤机测量，皮带秤定期采用实物标定；入炉油可用流量计或储油容器液位计算。6.3.2.7单元制机组的电厂入炉煤应有分炉计量装置。6.3.2.8入炉煤的采取煤样应代表入炉煤的平均质量，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。6.3.2.9入炉煤样品的采取按DL/T567.2标准进行，入炉煤样品的制备按DL/T567.4标准进行。1基本要求⑴入炉煤常采用电子皮带秤。秤的精度可按入炉煤计量的不同要求确定。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。⑵电子皮带秤安装的技术要求应符合GB/T721的要求，电子皮带秤的精度等级应符合JJG195的要求。每月至少对皮带秤校验一次。⑶对于具有多台单元制机组的电厂，入炉煤应有分炉煤量计量装置。多功能分炉计量自动化系统一般由配料仓、电子皮带秤、犁煤器、料位开关、接近开关、工控机、打印机等组成。在制作计算软件时要考虑皮带秤至煤仓段余煤量、延时时间的修正。124 ⑷入炉煤应采用机械采样装置，机械采样装置的设计应符合相关标准要求。做好采样机的合理选型、安装和维护，防止堵塞、机械故障等问题，经常进行机械采样和人工采样的对比分析。⑸每月至少对皮带秤校验一次，每半年对机械采样装置进行一次采样精密度核对。2参考文献⑴DL/T567.2入炉煤和入炉煤粉样品的采取方法⑵DL/T567.4入炉煤和入炉煤粉、飞灰和炉渣样品的制备⑶DL/T747发电用煤机械采制样装置性能验收导则⑷GB/T7721电子皮带秤⑸JJG195连续累计自动衡器（皮带秤）检定规程⑹EJ/T784核子皮带秤⑺JJG811核子皮带秤⑻DL/T513NJG型耐压计量给煤机⑼JB/T52004电子称重式给煤机⑽JJG（电力）02电子皮带秤实物检测装置⑾DL/T246化学监督导则6.3.2.10入厂与入炉燃料的化验按下列标准进行。a)煤中全水分的测定方法按GB/T211进行化验；b)煤的工业分析方法按GB/T212进行化验；c)煤的发热量测定按GB/T213进行化验；d)煤的元素分析方法按GB/T476进行化验；e)燃油发热量的测定按DL/T567.8进行化验；124 f)燃油元素分析按DL567.9进行化验；g)天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法按GB/T11062进行化验；h)天然气的组成分析气相色谱法按GB/T13610进行化验。1基本要求⑴电厂应根据燃料情况、机组容量等因素配备合适的燃料检测实验室，满足常规检测要求。⑵检测试验室一般包括制样室、天平室、工业分析室元素分析室、测热室、煤灰熔融性测定室、存样室、微机室、贮藏室。此外，还应配有审核与数据处理室、值班室。⑶检测试验室应有完善的制度，检测人员经培训合格后持证上岗。⑷对特殊要求的检测项目可委托有资质的单位承担。2参考文献DL/T520火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则6.3.2.11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标准进行。6.3.2.12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。1煤场煤量盘点的方法⑴将存煤堆成规定形状，丈量尺寸，计算体积，测量密度，计算存煤量，煤斗和煤仓的存煤量差额也要计算在内。⑵煤场存煤容积多采用激光盘点仪测量，如CCD线阵位置传感器的激光三角法测量装置，HYLS-A型煤场煤量激光盘点系统。⑶堆积密度的测量方法a)制作成一个0.5m×0.5m×0.5m的金属容器（金属容器的壁厚5mm～10mm），装满煤后，分煤种做试验。124 b)先将容器过磅计量，然后在容器内装满煤后刮平（不加压不振动），过磅计量，减去容器重量求得不加压堆积密度。c)在煤堆上挖1m深的坑，然后将容器放入坑内（放平），装满后再加上1m厚的煤层，用堆土机压一次，最后将容器取出刮平称重，求得加压后的堆积密度。d)其方法同稍加压堆积密度试验，只是用推土机压三次，求得重加压后的堆积密度。e)其方法同稍加压堆积密度试验，只是用推土机压五次，求得压实后的堆积密度。以上四种堆积密度试验完毕后，分别采样化验全水分和灰分，并将全水分修正到入厂煤同一值。根据化验结果和堆积密度，绘制煤炭堆积密度与灰分关系曲线。在使用过程中，根据煤堆实际压实情况及部位，选取适当的堆积密度值。2参考文献⑴火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法.电力工业部1993年。⑵MT/T739煤炭堆密度小容器测定方法⑶MT/T739煤炭堆密度大容器测定方法6.3.3电能计量：6.3.3.1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的规定，现场检验率应达100%，检验合格率不低于98%。6.3.3.26kV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%。6.3.3.3非生产用电应配齐计量表计，电能表精度等级不低于1.0级，检验合格率不低于95%。6.3.3.4124 应绘制全厂用电计量点图，有专人负责电能的计量工作，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。1电能计量装置的分类Ⅰ类电能计量装置：月平均用电量500万kWh及以上或变压器容量为10000KVA及以上的高压计费用户、200MW及以上发电机、发电企业上网电量的电能计量装置。Ⅱ类电能计量装置：月平均用电量100万kWh及以上或变压器容量为2000KVA及以上的高压计费用户、100MW及以上发电机、上网电量的电能计量装置。Ⅲ类电能计量装置：月平均用电量10万kWh及以上或变压器容量为315KVA及以上的计费用户、100MW及以下发电机、发电企业厂用电量的电能计量装置。Ⅳ类电能计量装置：负荷容量为315KVA及以下的计费用户发电企业内部经济指标分析、考核用的电能计量装置。Ⅴ类电能计量装置：单相供电的电力用户计费用电能计量装置。2电能计量装置准确度等级a)各类电能计量装置应配置的电能表、互感器的准确度等级不应低于表6-5所示值。表6-5准确度等级电能计量装置类别准确度等级有功电能表无功电能表电压互感器电流互感器Ⅰ0.2s或0.5s2.00.20.2s或0.2*)Ⅱ0.2s或0.5s2.00.20.2s或0.2*)Ⅲ1.02.00.50.5sⅣ2.03.00.50.5sⅤ2.0──0.5s*）0.2级电流互感器仅指发电机出口电能计量装置中配用b)124 Ⅰ、Ⅱ类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次压降的0.2%；其他电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次压降的0.5%.3现场检验与轮换Ⅰ类电能表至少每3个月现场检验一次；Ⅱ类电能表至少每6个月现场检验一次；Ⅲ类电能表至少每年现场检验一次。高压互感器每10年现场检验一次。运行中的电压互感器二次回路电压降应定期进行检验。运行中的电压电流互感器宜在电能表轮换时进行变比、二次回路及负载检查。运行中的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类电能表的轮换周期一般为3～4年。Ⅳ类电能表的轮换周期一般为4～6年Ⅰ、Ⅱ类电能表的修调前合格率为100%，Ⅲ类电能表的修调前合格率应不低于98%；Ⅳ类电能表的修调前合格率应不低于95%。4电能计量的管理电厂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，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）。配齐非生产用电计量表计，绘制全厂用电计量点图，按节能的要求进行有效的控制。5参考文献⑴DL/T448电能计量装置技术管理规程⑵DL/T5153火力发电厂厂用电设计技术规定6.3.4热能计量：6.3.4.1向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置必要的热能计量装置。测点布置合理、安装符合技术要求，并应定期校验、检查、维护和修理，保证计量数据的准确性。6.3.4.2热能计量仪表的配置应结合热平衡测试的需要，二次仪表应定期检验并有合格检测报告。124 一级热能计量(对外供热收费的计量)的仪表配备率、合格率、检测率和计量率均应达到100%。二级热能计量(各机组对外供热及回水的计量)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%。三级热能计量(各设备和设施用热、生活用热计量)也应配置仪表，计量率应达到85%。6.3.4.3电厂应有完整的热能计量仪表的详细资料（一次元件设计图纸、流量设计计算书、二次仪表的规格、精度等级等），电厂应有合格的定期检验报告。6.3.4.4电厂应在下列各处设置热能计量仪表：a)对外收费的供热管；b)单台机组对外供热管；c)厂内外非生产用热管；d)对外供热后的回水管；e)除本厂热力系统外的其他生产用热。6.3.4.5对零散消耗热量和排放热能，可根据现场实际条件，采用直接测量、计算或估算的方法。6.3.4.6热能计量宜安装累积式热能表计。6.3.4.7应绘制全厂供热计量点图，有专人负责热量的计量工作，随时掌握系统中各计量点的用热情况，根据节能的要求进行有效地控制。1基本要求⑴对外供蒸汽和热水计量流量的一次元件常采用标准喷嘴、长颈喷嘴、孔板、文丘利管、电磁流量计或弯管流量计等，同时配备压力、温度二次仪表用以确定工质焓值，上述一次元件的设计应符合国家相关标准的要求。⑵热能计量参照水量的模式采用分级管理。124 ⑶电厂应加强非生产用热的监督和管理，有专人负责热量的计量工作，应绘制全厂供热计量点图。⑷（65）（66）（67）（68）2参考文献⑴GB/T2624流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量⑵DL/T1056发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则6.3.5水量计量：6.3.5.1电厂的用水和排水系统应配置必要的水量计量装置，水量计量装置应根据用水和排水的特点、介质的性质、使用场所和功能要求进行选择。测点布置合理、安装符合技术要求，并应定期校验、检查、维护和修理，保证计量数据的准确性。6.3.5.2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。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%。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%。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%。水表的精确度等级不应低于2.5级。124 6.3.5.3水量计量仪表通常为超声波流量计、喷嘴或孔板流量计、叶轮流量计等，电厂应有计量仪表的详细资料（图纸、流量设计计算书、二次仪表的规格、精度等级等）。6.3.5.4电厂应在下列各处设置累计式流量表：a)取水泵房（地表和地下水）的原水管；b)原水入厂区后的水管；c)进入主厂房的工业用水管；d)供预处理装置或化学水处理车间的原水总管及化学水处理后的除盐水出水管；e)循环冷却水补充水管；f)除灰渣系统及烟尘净化装置系统用水管；g)热网补充水管；h)各机组除盐水补水管；i)非生产用水总管；j)其他需要计量处。6.3.5.5对零散用水或间歇用水，可根据现场实际条件，采用直接测量、计算或估算的方法。6.3.5.6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。参考文献⑴GB/T2624流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量⑵DL/T783火力发电厂节水导则⑶DL/T5000火力发电厂设计技术规程124 6.4节能技术措施6.4.1基本要求：6.4.1.1加强设备管理，提高维护与检修质量，及时消除设备缺陷，使设备始终保持健康状态。6.4.1.2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。6.4.1.3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。6.4.2运行、维护与检修：6.4.2.1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。6.4.2.2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。6.4.2.3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。6.4.2.4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。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(包括二次滤网)经常处于良好状态。6.4.2.5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。6.4.2.6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。124 6.4.2.7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。6.4.2.8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。6.4.2.9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。6.4.2.10对各种运行仪表应加强管理，做到装设齐全、可靠。作好热控系统检测仪表的检修与维护，保证参数测试准确。6.4.2.11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。1电厂各机组负荷的优化分配⑴等微增调度的原则当全厂负荷变化时，可采取增加、减少正在运行机组负荷的方式；也可采取启动、停止机组运行的方式来适应负荷的变化。相对来讲，开停机调峰方式主要适用机组容量较小的机组（135MW及以下机组），对大容量机组通常使用增减负荷的方式。负荷分配的优化原则是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。如果汽轮发电机的热耗特性是连续的，且随负荷的增加而单调地增加，应采用等微增煤耗率特性分配各台机组的负荷，若机组微增煤耗率特性是相同的，则总负荷可平均分配到各台机组。通常在增加负荷时，应按微增煤耗率由小到大顺序增加相应机组的负荷；在降低负荷时，应按微增煤耗率由大到小顺序减少相应机组的负荷。⑵负荷优化分配的注意事项a)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，对同类型机组应实施等微增调度。124 b)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。c)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。d)根据等微增煤耗率原则，制定负荷分配计划表。e)有条件的电厂最好在线实现微增煤耗率特性的曲线绘制。f)有条件的电厂最好实现机组负荷优化分配的在线控制。2机组的滑压运行⑴滑压运行方式所谓滑压运行是指单元制机组中，汽轮机所有调节阀全部开启或部分开启但开度不变，通过调整锅炉出口蒸汽压力（一般来说蒸汽温度不变）即改变流量来适应机组负荷的变化。在大容量机组调峰时，采用滑压运行方式在安全性和灵活性上优于定压运行，一定条件下，经济性也优于定压运行。通常的滑压运行方式有：a)纯滑压运行方式：所有的调节阀全部开启，完全依靠锅炉燃烧改变汽轮机进汽压力和流量以适应机组负荷的变化。b)节流滑压运行方式：汽轮机顺序阀方式但不全开留有一定开度（5%～10%）。通过改变进汽压力和流量调节负荷的变化。当负荷急剧变化时，可通过阀门开度变化进行应急调节，负荷稳定后，阀门再回到设置状态。c)复合滑压运行方式：是将滑压和定压相结合的一种运行方式。在高负荷区和低负荷区采用定压运行，在中间负荷区采用滑压运行。这种方式也称定-滑-定运行方式。通常在85～90%以上的负荷、25%～50%负荷采用定压运行，中间采用滑压运行。⑵滑压运行注意事项a)滑压运行方式主要适用于调峰幅度较大且频繁的单元制机组。b)124 针对某台机组应开展定、滑压运行的安全、经济比较，从而确定合理的滑压运行方式。c)通过试验和计算，绘制滑压运行曲线，在运行中应严格按照滑压运行曲线来运行d)滑压运行中应注意监视锅炉过热器和再热器的超温问题，加强锅炉四管温度检测。6.4.3技术改造：6.4.3.1在保证设备、系统安全可靠运行的前提下，采用先进的节能技术、工艺、设备和材料，依靠科技进步，降低设备和系统的能量消耗。鼓励对技术成熟、效益显著的项目进行宣传和推广。1凝汽器的改造早期投产的凝汽器多为单背压双流程式凝汽器，凝汽器排管方式采用外围带状式或卵状式，冷却管材多采用海军黄铜（HSn70-1A）。主要问题有汽轮机排汽压力高、凝汽器过冷度大、冷却管断裂、堵管严重、特别是由于运行时间较长，腐蚀严重，因此需要对凝汽器进行改造。⑴改造基本原则a)管排的优化。选择传热系数较高的管子，减少主凝结区的汽阻，合理布置空气冷却区，设置汽侧挡板等。b)合理选择管材。近几年凝汽器的改造广泛使用不锈钢管代替铜管，主要是由于不锈钢管抗冲蚀性好、抗腐蚀能力强，不易结垢、使用寿命长。虽然不锈钢管的导热率仅为铜管的55%左右，但不锈钢管可以很薄，内壁光滑、不易沾污，同时可增加管内流速以提高换热能力。实践证明，采用不锈钢管代替铜管的改造是比较成熟的技术。c)对于采用中水或海水的电厂，凝汽器管材可选用TP316和钛合金管。⑵参考文献a)DL/T712《火力发电厂凝汽器管选材导则》b)GB/T3625《换热器及冷凝器用钛及钛合金管》124 2冷却水塔的改造早期的自然通风冷却塔一般为水泥方格网结构；部分冷却水塔运行10年～15年后，塔内的除水器、配水系统、淋水填料及内壁涂料均会严重老化，导致冷却塔内壁渗水，除水器变形，配水槽裂缝或配水管端头开裂，喷溅装置脱落或损坏，加之淋水填料结垢堵塞或因冰载、水流冲击造成破损等，直接影响机组安全运行及经济性。因此，需要对冷却水塔进行技术改造。⑴改造基本原则a)喷溅装置:应考虑溅水底盘牢固，防堵塞能力强，流量系数较大，溅散效果较好的喷头。例如:TPⅡ型；多层流型。b)淋水填料:应根据使用条件进行技术经济比较。当循环水水质较好时，考虑把淋水填料的热力性能放在首位，选用热力性能好的片型，如斜波型（斜折波、S型波、台阶波）；而在严寒地区，考虑冬季冰载，应选择荷载强度较高的淋水填料，如复合波型；如果电厂的循环水水质较差，应优先考虑选用防堵能力强的淋水填料，如折波型（包括折波、人字波、斜梯波）。c)冷却塔改造施工时，如果有内壁涂刷或喷浆施工，应待涂喷完工后再进行冷却塔塔芯材料改造，以免造成淋水填料不必要的堵塞。d)自然通风冷却塔应首选材质为PVC的BO16045型卷边型除水器，其除水效果较好，通风阻力小，整体刚度好，长期使用不变形。⑵参考文献a)赵振国.冷却塔.北京：中国水利电力出版社，1996b)胡三季.自然通风冷却塔的节能改造.热力发电，2004（12）3照明装置改造⑴照明改造基本原则a)124 根据工作场所和工作需要，设定一般照明、重点照明、辅助照明和局部照明四种场所。根据照明方式合理确定照明标准。b)办公建筑和工业建筑的照明功率密度值应符合GB50034标准要求。c)将耗能较大的灯具改造为节能灯具。d)合理控制照明时间，可采用增加照明控制开关、定时开关及光控器等技术措施。⑵参考文献a)GB19415单端荧光灯能效限定值及节能评价值b)GB19573高压钠灯能效限定值及节能评价值c)GB50034建筑照明设计标准d)DL/T5390火力发电厂和变电站照明设计技术规定6.4.3.2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。1可行性研究报告的基本内容对重大技术改造项目，可行性研究报告（改造后评价报告）通常包含以下内容。⑴总论：概述，编制依据，研究范围、投资规模及资金来源。⑵项目建设背景、必要性和可行性：项目提出的背景，改造的必要性、改造的可行性、同类或相近机组的改造情况⑶技术路线及工艺改造方案：改造的原则和方案，改造前后技术参数对比，改造技术性能保证措施。⑷自然条件及企业基本状况：改造条件、改造场地，企业基本情况。⑸其他：公共工程和辅助设施，环境保护，劳动安全，消防。⑹企业组织、劳动制度和劳动定员：企业组织、劳动制度和定员，人员来源及培训。⑺工程进度计划：改造周期规划，项目实施进度计划。124 ⑻工程投资估算：投资内容，投资估算。⑼节能专篇：改造实际效果（或预测），项目节能量的计算，投资回报率。⑽效益分析：经济效益分析，环境效益分析，社会效益分析。⑾改造技术数据等2参考文献DLGJ118火力发电厂可行性研究报告内容深度规定6.4.3.3对汽轮机通流效率较低的机组，通过通流部分改造、精修通流部件、调整汽门重叠度及汽封改造等措施，降低机组热耗率。1汽轮机通流部分改造早期投产的200MW、300MW甚至600MW机组，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，有必要实施通流部分改造。⑴改造的基本原则a)选用先进成熟的技术措施进行改造，提高机组的安全可靠性和经济性。b)汽轮机与发电机及锅炉的接口不变。c)汽轮机回热系统基本不变，各抽汽口抽汽参数基本不变。d)汽轮机基础、轴承箱与轴承座不动。e)改造后设备满足现场安装要求。⑵改造的主要内容a)根据情况，确定更换主轴或不更换主轴。b)高压缸：高压缸导流环改造，叶轮、叶片改造，隔板改造。c)中压缸：叶轮、叶片改造，隔板改造。d)低压缸：叶轮、叶片改造，隔板改造。124 e)前箱、中箱改造，滑销系统改造。f)汽封系统改造。⑶改造的技术措施a)叶片型线设计：考虑动静叶片的相互干扰，利用先进的非数值优化方法与常规的数值优化方法相结合，针对不同工作条件下的叶片型线进行优化设计。优化后的型线具有如下突出特点：叶片型线高阶光滑，叶片型线损失很小；独特的叶片前缘设计，使得叶片对来流攻角变化不敏感；较薄的叶片尾缘，减小了叶片的尾迹损失；较大的叶片最大厚度，增强了叶片的刚性。b)叶栅的气动设计：调节级的性能对汽轮机整体效率以及出力具有较大影响。在对叶片型线优化设计的同时，对子午通道的收缩型线也进行了优化设计，对调节级不同进汽度下的流动进行分析，采用经过优化后的收缩子午面调节级叶栅，从而能够进一步提高调节级性能，使调节级的效率更高。高压缸分流静叶栅：高压缸前几级改造后采用分流静叶栅，可使叶栅损失大幅度降低，缸效率提高。弯扭联合成型静叶栅：高、中压缸5～22级静叶全部采用弯扭静叶片，弯扭静叶采用专用数控机床加工，加工精度高。c)通流子午面光顺：高、中压缸各级动叶片均采用自带围带整圈联接，动叶围带加工为内斜外平结构，按流道形状设计成圆锥面，相应地，动叶片根部及相邻静叶片根部与顶部也设计成圆锥面，通流部分子午面十分光顺，大大提高通流效率。d)汽封：动叶顶部增加径向汽封齿数量，减少动叶顶部漏汽。更换布莱登可调汽封或蜂窝式汽封。6.4.3.4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改造的基本原则⑴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。⑵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。124 ⑶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。⑷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：a)变极调速：用改变定子绕组的接线方式来改变电动机定子极对数达到调速的目的。这种技术适用于鼠笼型电动机。大中型异步电动机采用变极调速时，一般采用双速，对小型电动机可采用三速或四速b)液力耦合器调速：液力耦合器由泵轮（主动轮）、涡轮（被动轮）、外壳和液体工作介质组成。改变工作腔中液体的充满程度来改变被动轮的转速。c)变频调速：通过改变电源频率来改变电动机的同步转速。变频器可分为交流─直流─交流变频器和交流─交流变频器。d)其他电动机的调速方式有串级调速、转子串电阻调速、滑差电机调速等。⑸电动给水泵改汽动给水泵。⑹由于水泵或风机系统布置不合理而对系统进行的改造。⑺电厂中主要改造的风机有引风机、送风机、一次风机等，电厂中主要改造的水泵有给水泵、凝结水泵、循环水泵、疏水泵等。2改造注意的几个问题⑴低于国家和行业关于电动机、风机、水泵的能效限定值要求值，确定改造项目。⑵根据本企业泵与风机的效率普查值及资金使用情况，制定改造计划。⑶改造前应多方调研，可行性研究报告中应包含有节能评估内容。⑷改造后应进行能耗测试，对改造效果进行评价。3参考文献⑴GB18613中小型三项异步电动机能效限定值及能效等级⑵GB19761通风机能效限定值及节能评价值124 ⑶GB19762清水离心泵能效限定值及节能评价值6.4.3.5对损耗大的主变压器、厂用变压器实施节能技术改造。1基本要求我国早期普遍使用SJ1、SL1系列高能耗变压器，1982年国家统一设计SL7、S7变压器，1985年设计开发了S9系列变压器，其后又有S11系列。建议对老旧变压器进行更新改造，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。2参考文献⑴GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求。⑵DL/T985配电变压器能效技术经济评价导则6.4.3.6宜实施节水技术改造的几类条件：a）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；b）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；c）有条件的电厂，可进行干除灰或干灰输送技术的改造；d）对低浓度水力除灰的电厂，积极开展灰水回收再利用，实现灰水零排放；e）对严重缺水地区，可进行直接或间接空冷技术改造；f）对于海边电厂，宜使用海水淡化技术；g）对生产或生活污水进行污水处理回收技术改造；h）应加强对生活用水的管理，对卫生间、食堂、浴室等场所采用节水阀门改造。6.4.3.7实施节油技术改造，减少锅炉点火和助燃用油。1节油改造的常用措施124 ⑴等离子点火装置：是利用直流电流在一定的介质气压条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的定向流动空气等离子体，该等离子体在点火燃烧器中形成大于4000K的梯度极大的局部高温火核，煤粉通过该“火核”时，迅速释放出挥发分，并使煤粉颗粒破裂，从而迅速燃烧。⑵气泡雾化油枪：是将气体与燃油低速注入到油枪喷嘴出口形成气泡流，气泡运动到喷嘴出口爆破，形成气雾。由于雾化颗粒很小，油滴在极短时间内蒸发汽化，形成的高温火焰可直接点燃煤粉。⑶小油枪点火：小油枪燃烧器是在煤粉燃烧器内装置一小型油燃烧器，简称小油枪，并且小油枪火焰位于煤粉射流根部中心，由于此处煤粉浓度大有火焰传播能力，故能在冷炉条件下用较小的油火焰点燃喷出的全部煤粉。⑷高温空气无油点火：是利用感应加热器将空气迅速加热到1000℃，然后将高温空气引入燃烧器内与煤粉气流混合，使煤粉颗粒受热后迅速析出挥发分而燃烧。目前处于推广应用阶段。该技术由于应用业绩有限，其稳定性、可靠性及产品性能有待进一步提高。2参考文献⑴李青.高山.薛延廷.火力发电厂节能技术及其应用北京：中国电力出版社，2007⑵隋建才等我国电站锅炉新型节油点火燃烧技术现状电站系统工程，2007.9⑶火力发电厂节约用油管理办法（试行）国电发[2001]477号6.5节能技术检测6.5.1基本要求：6.5.1.1发电企业应开展节能检测工作，掌握设备性能和指标，并制定节能检测实施办法。6.5.1.2节能检测应严格执行国家或行业的相关标准，没有标准的，应根据实际情况制定检测方法。6.5.1.3124 发电企业应设专人负责节能检测工作。常规节能检测项目发电企业可自行完成，大型节能检测项目可委托专业机构完成。6.5.1.4节能检测应与能耗诊断、经济性分析相结合，通过检测，对设备存在的问题提出改进意见。1基本要求在常规的节能检测中，求取机组指标仅是性能试验的目的之一，更重要的是通过能耗诊断试验，发现机组存在的问题，定性、定量分析机组能源消耗的环节，为机组检修和经济运行提供依据。每个电厂的实际情况不同，因此能耗诊断项目的侧重点也不尽相同，首先电厂会同试验部门研究检测项目，制定能耗诊断策划书。现场试验结束后，对测量数据进行整理、分析，计算各项经济技术指标，通过试验数据以及现场了解的情况，发现设备存在的问题，绘制能耗分布图，提出解决的意见和建议，试验部门应就试验报告的内容与电厂交流，共同研究节能规划。2常用的耗差分析方法⑴曲线法：根据制造厂家提供的性能分析曲线，计算参数发生变化对机组经济性的影响。适用于主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、汽轮机排汽压力等。⑵基本公式法：适用于锅炉效率、排烟温度、氧量、飞灰含碳量等影响参数。⑶等效焓降法：适用于局部热力系统的定量、定性分析。⑷试验法：通过试验改变某一参数来测试对机组经济性的影响。如煤粉细度等。⑸小偏差法：根据经验公式计算指标偏差对经济性的影响。如汽轮机各缸效率变化对热耗的影响。3常规能耗诊断的分析项目(1)汽轮机热耗的变化对煤耗的影响(2)厂用电率变化对煤耗的影响。(3)锅炉效率变化对煤耗的影响124 (4)主蒸汽压力变化对热耗和煤耗的影响。(5)主蒸汽温度变化对热耗和煤耗的影响。(6)再热蒸汽温度变化热耗和对煤耗的影响。(7)汽轮机排汽压力变化热耗和对煤耗的影响。(8)循环水温度变化对热耗和煤耗的影响。(9)给水温度变化对热耗和煤耗的影响。(10)过热器减温水量对热耗和煤耗的影响。(11)再热器减温水量对热耗和煤耗的影响。(12)负荷率对热耗和煤耗的影响。(13)配汽机构对缸效率影响。(14)各缸端部轴封及门杆漏汽对经济性影响。(15)机组老化对热耗和煤耗的影响。(16)高压缸效率变化对热耗和煤耗的影响。(17)中压缸效率变化对热耗和煤耗的影响。(18)低压缸效率变化对热耗和煤耗的影响。(19)高压加热器端差对热耗和煤耗的影响。(21)低压加热器端差对热耗和煤耗的影响。(20)管道抽汽压损对热耗和煤耗的影响。(22)机组散热对热耗和煤耗的影响。(23)回热系统对热耗和煤耗的影响。(24)系统疏放水阀门漏泄对热耗和煤耗的影响。124 (25)锅炉排污率对热耗和煤耗的影响。(26)给水泵性能变化对热耗和煤耗的影响。(27)循环水泵性能变化对热耗和煤耗的影响。(28)凝结水泵性能变化对热耗和煤耗的影响。(29)煤质变化及煤粉状态对锅炉效率和煤耗的影响(30)排烟温度对锅炉效率和煤耗的影响(31)飞灰可燃物对锅炉效率和煤耗的影响。(32)运行氧量对锅炉效率和煤耗的影响(33)炉渣可燃物对锅炉效率和煤耗的影响。(34)辅机单耗对煤耗的影响。(35)系统阀门漏泄对煤耗的影响。(36)机组运行方式的不合理对机组经济、安全性影响及分析诊断。6.5.2节能检测人员和设备：6.5.2.1发电企业宜设专职或兼职节能检测人员，节能检测人员应了解国家有关节能检测方面的政策、法规，掌握常用的节能检测标准，熟悉电厂设备规范和运行状况，熟练掌握测试仪表，能够完成电厂常规节能检测项目和经济性分析。节能检测人员应经过培训考核合格。6.5.2.2发电企业应配备相关的节能检测仪表，检测仪表的准确度、稳定度、测量范围和数量应满足相关标准的要求，所有检测仪表应定期校验，有合格的校验证书。有条件的电厂，可配备下列仪表。表6-7发电企业热力试验配备的仪表序号设备名称序号设备名称124 1飞灰测量仪10NOX分析器2声强计11SO2分析器3热流计12标气系统4风压表13煤粉取样仪5数字温度表14煤粉气流筛6精密天平15超声波多功能检漏仪7秒表16红外温度辐射计8CO/CO2/NO分析仪17标准压力表9O2分析仪18温度计6.5.3试验测点：6.5.3.1新建或扩建的电厂应在设计和基建阶段完成试验测点的安装，对投产后不完善的试验测点加以补装，对于常规的节能检测应有专用试验测点。6.5.3.2试验测点应满足开展锅炉热效率、汽轮机热耗率、发电机效率的测试要求，具有必要的专用测点和试验时可更换的运行表计。6.5.3.3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。1汽轮机热力试验测点除表6-2给出的四大管道测点以外，汽轮机还应具有表6-8所列测点。表6-8汽轮机性能试验测点序号项目数量序号项目数量1中压缸排汽压力230中压缸排汽温度22低压缸进汽压力231低压缸进汽温度23一段抽汽压力132一段抽汽温度1124 4三段抽汽压力133三段抽汽温度15四段抽汽压力134四段抽汽温度16五段抽汽压力135五段抽汽温度17六段抽汽压力136六段抽汽温度18七段抽汽压力237七段抽汽温度29八段抽汽压力238八段抽汽温度2101号高加进汽压力1391号高加进汽温度1112号高加进汽压力1402号高加进汽温度1123号高加进汽压力1413号高加进汽温度113除氧器进汽压力142除氧器进汽温度114小汽轮机进汽压力143小汽机进汽温度(母管)1155号低加进汽压力1445号低加进汽温度1166号低加进汽压力1456号低加进汽温度117凝结水泵出口压力1461号高加疏水温度1188号低加入口水压力1472号高加疏水温度1196号低加入口水压力1483号高加疏水温度1205号低加入口水压力1495号低加疏水温度121热井出水温度1506号低加疏水温度122凝结水泵出水温度1517号低加疏水温度2238号低加入水温度2528号低加疏水温度2247号低加出水温度253除氧器入水温度1256号低加入水温度154除氧器出水温度2266号低加出水温度155再热减温水温度275号低加入水温度156凝汽器入口循环水温度2285号低加出水温度157凝汽器出口循环水温度2124 29以下流量测量可采用右图的方法与现场运行仪表并接。1给水流量2凝结水流量3过热器减温水流量4再热器减温水流量5小汽轮机进汽流量6凝汽器补水流量流量差压变送器补装的传压管及二次门补装的传压管及二次门6.5.4节能检测项目：6.5.4.1在机组A级检修前后应按标准GB/T10184或DL/T964进行锅炉热效率试验。6.5.4.2在机组A级检修前后应按标准GB/T8117、GB/T14100或DL/T851进行热耗率试验。6.5.4.3结合B/C级检修，宜开展锅炉热效率、汽轮机热耗率试验。6.5.4.4机组A级检修前后宜进行重要水泵（如给水泵、循环水泵、凝结水泵等）的效率试验。采用标准为GB/T3216或DL/T839。6.5.4.5机组A级检修前后宜进行重要风机（如送风机、一次风机/排粉机、引风机等）的效率试验，标准采用DL/T469。6.5.4.6在一个A级检修期内应开展冷却水塔、空冷塔和空冷凝汽器的冷却能力试验，有条件时宜开展冷却水塔的性能试验。冷却水塔的试验标准采用DL/T1027；空冷塔和空冷凝汽器的试验标准采用DL/T552。6.5.4.7每5年宜开展一次全厂水平衡、电平衡、热平衡和燃料平衡的测试，采用标准为DL/T606。124 6.5.4.8每月应进行一次真空系统严密性试验，每季度至少进行一次空气预热器漏风率等试验。6.5.4.9重大设备改造前后应进行性能评价。6.5.4.10按照相关标准进行的其他节能项目检测。6.6节能技术资料6.6.1基本要求：6.6.1.1节能管理人员应掌握国家、行业及上级有关节能的政策、法规、规程、规范、标准、制度，并做好宣传工作。鼓励节能管理人员了解和掌握相关的法律法规，并及时掌握最新版本。1常用节能标准(1)GB/T8117-87电站汽轮机热力性能验收试验规程(2)DL/T851-2004联合循环发电机组验收试验(3)DL/T892-2004电站汽轮机技术条件(4)DL/T893-2004电站汽轮机名词术语(5)JB/T5862-1991汽轮机表面式给水加热器性能试验规程(6)JB/T8190-1999高压加热器：技术条件(7)JB/T8184-1999汽轮机低压给水加热器：技术条件(8)JB/T10325-2002锅炉除氧器技术条件(9)JB/T3596-2001射水抽气器性能试验规程(10)DL/T1027-2006工业冷却塔测试规程(11)DL/T552-1995火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法(12)DL/T933-2005冷却塔淋水填料、除水器、喷溅装置性能试验方法124 (13)DL/T932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则(14)JB/T3344-1993凝汽器性能试验规程(15)JB/T9633-1999凝汽器胶球清洗装置(16)DL/T839-2003大型锅炉给水泵性能现场试验方法(17)GB/T3216-2005回转动力泵水力性能验收试验1级和2级(18)SD140-1985泵站现场测试规程(19)JB/T10462-2004水喷射真空泵(20)GB/T3214-1991水泵流量的测定方法(21)GB/19762-2005清水离心泵能效限定值及节能评价值(22)GB10184－1988电站锅炉性能试验规程(23)DL/T964-2005循环流化床锅炉性能试验规程(24)DL/T467-2004电站磨煤机及制粉系统性能试验(25)DL/T469-2004电站锅炉风机现场性能试验(26)GB/T13931-2002电除尘器性能试验方法(27)DL/T461-2004燃煤电厂电除尘器运行维护导则(28)DL/T750-2001回转式空气预热器运行维护导则(29)GB/T18021-2000设备及管道绝热层表面热损失现场测定表面温度法(30)DL/T934-2005火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程(31)GB/T16617-1996设备及管道保冷效果的测试与评价(32)DL/T904-2004火力发电厂技术经济指标计算方法(33)DL/T783-2001火力发电厂节水导则124 (34)GB/T18916.1-2002取水定额第一部分：火力发电(35)DL/T606.1－1996火力发电厂能量平衡导则总则(36)DL/T606.2－1996火力发电厂燃料平衡导则(37)DL/T606.3－2006火力发电厂能量平衡导则第3部分(38)DL/T606.4－1996火力发电厂电能平衡导则(39)DL/T606.5－1996火力发电厂水平衡导则(40)DL/T958-2005电力燃料名词术语(41)DL/T569－1995船舶运输煤样的采取方法(42)DL/T576-1995汽车运输煤样的采取方法(43)DL/T747-2001发电用煤机械采制样装置性能验收导则(44)GB/T212-2001煤的工业分析方法(45)GB/T474-1996煤样的制备方法(46)GB/T475-1996商品煤样采取方法(47)GB/T476-2001煤的元素分析方法(48)GB/T1572-2001煤的结渣性测定方法(49)GB/T213-2003煤的发热量测定方法(50)GB/T214-1996煤中全硫的测定方法(51)GB/T2565-1998《煤的可磨性指数测定方法》(52)GB/T1574－1995煤灰成分分析方法(53)GB/T19093-2003煤粉筛分试验方法(54)DL/T567.1－1995火电厂燃料试验方法一般规定124 (55)DL/T567.2－1995火力发电厂燃料试验方法入炉煤和入炉煤粉样品的采取方法(56)DL/T567.3－1995火力发电厂燃料试验方法飞灰和炉渣样品的采集(57)DL/T567.4－1995火力发电厂燃料试验方法入炉煤和入炉煤粉、飞灰和炉渣样品的制备(58)DL/T567.5－1995火力发电厂燃料试验方法煤粉细度的测定(59)DL/T567.6－1995火力发电厂燃料试验方法飞灰和炉渣可燃物测定方法(60)DL/T567.7－1995火力发电厂燃料试验方法灰及渣中硫的测定和燃煤可燃硫的计算(61)DL/T567.8－1995火力发电厂燃料试验方法燃油发热量的测定(62)DL/T567.9－1995火力发电厂燃料试验方法燃油元素分析(63)DL/T576-1995汽车运输煤样的采取方法(64)GB/T2624-1993用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量(65)DL/T5000-2000火力发电厂设计技术规程(66)DL/T5153-2002火力发电厂厂用电设计技术规定(67)DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程(68)GB/T5321-2005量热法测定电机的损耗和效率(69)DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程(70)GB18613-2006中小型三项异步电动机能效限定值及能效等级(71)GB13499-2002电力变压器应用导则(72)GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求。2常用节能监督法规(1)中华人民共和国节约能源法1988年1月1日起执行124 (2)中华人民共和国水法1988年7月1日起执行(3)中华人民共和国电力法1996年4月1日执行(4)中华人民共和国劳动法994年7月5日通过(5)节约能源管理暂行条例国发[1986]4号(6)火力发电厂节约能源规定能源节能[1991]98号(7)电力工业技术监督工作规定电安生[1996]430号。(8)电力工业节能技术监督规定电安生[1997]399号文件(9)节约用电管理办法国经贸资源[2000]1256号(10)节约用电管理办法国电发[2000]96号(11)国家电力公司火电厂节约用水管理办法国电发[2001]476号(12)火电发电厂节约用水的若干意见国电办［1998］178号(13)国家电力公司火电厂节约用油管理办法国电发[2001]477号(14)防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发[2000]589号(15)火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程电建[1996]159号(16)火电机组达标投产考核标准(2001年版)国电电源[2001]218号(17)火电机组启动验收性能试验导则电综[1998]179号(18)国家电力公司一流火力发电厂考核标准(试行)国电发[2000]196号(19)国家电力公司创建国际一流火力发电厂考核标准(试行)实施细则发输电综[2000]154号(20)火电发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法电安生［1993］457号(21)节能发电调度方法国务院办公厅2007.8.26.6.1.2发电企业应有本企业内部的节能技术管理规定和节能技术监督考核实施细则。124 发电企业（管理公司、火力发电厂）应依据国家和行业的法规、标准来制定节能技术管理规定，主要内容包括：总则、工作内容、管理职责与分工、监督要求、监督项目、考核办法等。节能技术管理规定每四年修订一次。火力发电厂应根据电厂实际情况制定节能监督考核实施细则，包含主要内容有：考核管理、考核指标、考核周期、考核奖惩制度、考核责任制度等。电厂节能监督考核实施细则项目通常有：⑴发电量、厂用电率及有无功曲线考核细则。⑵运行生产指标考核细则。⑶燃料消耗考核细则。⑷燃油消耗考核细则。⑸用水考核细则。⑹设备无渗漏考核细则。⑺设备可用率考核细则。⑻入厂煤检、采、制、化管理考核细则。⑼发电设备等效可用系数考核细则。⑽机组大修节能考核细则。⑾设备专项治理考核细则。⑿设备改造项目考核细则。6.6.1.3发电企业应建立与节能有关的设备档案。6.6.2规章制度与报表：6.6.2.1结合企业实际情况，制定相应的节能技术监督管理办法，该办法至少每四年修订一次。124 电厂节能监督管理办法应依据国家和行业的法规、标准来制定，包括总则、主要工作内容、管理职责与分工、监督要求、监督项目、考核办法等。6.6.2.2制定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。该细则至少每四年修订一次。电厂节能监督考核实施细则根据电厂实际情况制定，包含主要内容有：考核管理、考核指标、考核周期、考核奖惩制度、考核责任制度等。6.6.2.3应制定非生产用能（用煤、用电、用热、用汽、用水等）的管理办法。6.6.2.4根据相关标准，制定常规的节能检测办法。电厂节能检测实施办法是电厂根据本厂机组特点，热力试验部门的人员配置和设备配置情况、电厂节能检测分工情况来制定。主要内容有：节能检测项目，检测方法、检测标准、检测周期以及报告制度等；应包括具体使用的仪器、仪表，项目负责人、执行人、审批人；对某一项目还应制定测试方案、技术分析和指导建议等。通常应制定以下检测方法。⑴锅炉效率检测方法。⑵锅炉排烟温度检测方法⑶锅炉烟气成分检测方法。⑷空气预热器漏风检测方法。⑸尾部烟道及制粉系统漏风检测方法。⑹风机性能检测方法。⑺汽轮机热耗检测方法。⑻真空严密性检测方法。⑼汽轮机通流部分效率检测方法。⑽加热器端差检测方法。⑾水泵性能检测方法。⑿散热损失检测方法。124 ⒀燃料平衡检测方法⒁全厂水平衡检测方法。⒂汽水损失率检测方法。⒃辅机单耗检测方法。⒄发电机效率检测方法。⒅燃料取样及分析方法。6.6.2.5应制定年度节能计划和中长期节能规划。节能计划和规划中应包含：项目名称、工作范围、原因分析、采取措施、预期目标、完成时间、资金落实情况、项目负责单位、项目负责人、批准人、验收人。6.6.2.6节能技术监督会议应有完整的记录，每季度、半年和年度应有节能技术监督总结报告。节能技术监督总结报告通常包含以下内容：⑴概况：机组运行情况、设备概况、计划指标等。⑵全厂性经济指标完成情况：发电量、供电煤耗、厂用电率、发电水耗，与上年或同型号其他先进机组的比较和分析。⑶锅炉技术指标完成情况：分项指标对锅炉效率和煤耗的影响。⑷汽轮机技术指标完成情况：分项指标对汽轮机热耗和煤耗的影响。⑸节能技术监督工作情况。a)制度完善情况;b)节能监督宣传;c)技术监督网络化开展工作情况;d)技术监督检查情况。124 ⑹节能工作的主要成绩，技术改造、经济运行方面等。⑺存在的问题。⑻下一步节能技术监督工作思路。⑼小结。6.6.2.7每月统计一次节能技术监督数据报表（参见附录A），并做好经济指标分析记录。1节能技术监督数据报表说明统计数据反映了机组设备和运行状况，鉴于目前各发电集团公司要求的参数报表之间有很大差异，为了能够准确、全面地反映设备和运行状态，考虑到电厂能够进行统计或检测的参数和指标，而又对机组经济性影响比较大的参数，制定了火力发电厂节能技术监督月报表。报表分甲、乙、丙三张，其中甲表是锅炉的运行参数和指标，乙表是汽轮机的运行参数和指标，丙表是全厂的综合运行参数和指标，基本包含了火电厂的主要监督内容。2经济分析活动发电厂的经济分析活动是运行管理的主要内容之一，分析以经济运行为主要目标，根据统计数据，运用科学的方法，透过设备、系统运行中的各项参数来分析设备和系统中能耗变化规律，提出改进措施和解决意见。经济活动分析通常包括岗位分析、定期分析和专题分析。节能管理人员应对会议内容做好记录并监督实施情况。6.6.2.8节能检测报告应存档。节能检测报告应存档，要求不仅存放在电厂资料室，更重要的是节能管理人员将节能检测报告分发给各相关部门，以利于有关人员了解检测报告的内容，进一步做好节能工作。6.6.2.9为机组经济运行制定各种曲线或表格。电厂节能管理者应结合电厂运行特点，根据计算或试验结论，制定有关经济运行的曲线或表格，使运行人员了解和掌握经济运行的方法。如机组定滑压运行曲线、给水温度与负荷的变化曲线等。124 6.6.3设备管理档案：6.6.3.1汽轮机、锅炉、发电机及主变压器的设计规范。6.6.3.2重要辅助设备的设计规范和特性曲线。6.6.3.3锅炉、汽轮机热力计算书。6.6.3.4设备改造的技术文件。124 附录A(资料性附录)火力发电厂节能技术监督月报表火力发电厂节能技术监督报表见表A.1～A.3。表A.1火力发电厂节能技术监督月报表(甲)发电厂名称：年月炉号锅炉容量t/h炉产汽量t/h运行小时h平均流量t/h最大流量t/h主汽压力MPa主汽温度℃再热汽压MPa再热汽温℃本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计炉号锅炉容量t/h冷风温度℃排烟温度℃氧量%空气预热器漏风率%飞灰可燃物%灰渣可燃物%锅炉效率%排污率%本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计批准：审核：填报：年月日124 124 表A.2火力发电厂节能技术监督月报表（乙）发电厂名称：年月机号汽机容量(MW)发电量MWh厂用电率%运行小时h平均负荷MW最大负荷MW主汽压力MPa主汽温度℃再热汽压MPa再热汽温℃循环水入口温度℃排汽温度℃本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计机号汽机容量(MW)凝汽器端差℃真空度%给水温度℃热耗率kJ/kWh汽机效率%单机供电煤耗g/kWh高加投入时间h高加投入率%凝汽器过冷度℃收球率%真空严密性kPa/min本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计批准：审核：填报：年月日124 124 会议资料DL/T1052-2007表A.3火力发电厂节能技术监督月报表（丙）发电厂名称：年月统计内容发电量MWh供热量GJ厂用电量厂用电率标准煤量标准煤耗率燃料消耗情况发电MWh供热MWh发电%供热%发电t供热t发电g/kWh供电g/kWh供热kg/GJ项目单位煤油本月累计本月累计全厂今年实际本月计划量t累计实际入厂量t去年实际当月发电供热用量t累计非生产用量t本月计划储途损失量t差值与本月计划比(±)月末库存量t与去年同月比(±)到货率%主设备完好率%全厂主要设备停用影响发电量情况(MWh)检斤率%机机组号计划停用非计划停用调峰起停影响检出亏吨煤量t炉时间h影响电量时间h影响电量次数影响电量追回亏吨煤量t电本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计本月累计化验核实率%127 会议资料DL/T1052-2007变检出质价不符t安全运行天数：天入厂发热量MJ/kg炉前发热量MJ/kg助燃用油t点火用油t/月次/月t/次指标单位本月累计辅助设备用电率水消耗指标设备名称单位本月累计项目单位本月累计上网供电煤耗g/kWh给水泵%发电水耗m3/MWh综合厂用电率%循环水泵%供热水耗m3/GJ非生产用电率%凝结水泵%全厂复用水率%非生产用热量GJ/h送风机/引风机%汽水损失率%非生产用水量t/h一次风机/排粉机%发电补水率%胶球清洗装置投入率%磨煤机%供热补水率%胶球装置收球率%除灰系统%化学自用水率%保温不合格处m2输煤系统%循环水浓缩倍率─汽水泄漏点数个化学制水%水灰比─127 会议资料DL/T1052-2007批准：审核：填报：年月日127'