5.3.1电能计量管理

5.3.2电能计量装置

5.3.2.1各级电网企业应配置相应的电能计量系统，计量系统应是系统完整、技术成熟、功能完善、数 据准确、性能可靠的独立计算机系统。 5.3.2.2关口计量点的设置、计量装置的配置以及功能和技术要求等应符合DLT5202的要求。 5.3.2.3电能计量装置的分类、技术要求、配置原则、准确度等级、运行管理、计量检定与修理等按 DL/T448执行。 5.3.2.4电网企业应对投运的电能计量装置建立档案，包括计量器具的规格型号、精度等级、生产厂家、 安装日期、安装地点、轮换时间、改造情况、检验合格证书等钢筋标准规范范本，也包括I、II类电能计量装置的原理 接线图和工程竣工图等

5.4.1.1线损率指标实施分级管理，电网企业应制定年度线损率指标并分解下达。线损率应实行分压、 分区、分线、分台变管理，并对统计线损率和理论线损率进行分析对比，查找问题，制订降损措施。 5.4.1.2各级电网企业应做好线路经济运行方式的合理配置与负载经济调整，依据GB/T13462做 好变压器经济运行方式的合理配置与负载经济调整，做好线路、变压器的经济管理与评价。 5.4.1.3电网企业应制定年度节能降损的技术措施并纳入大修、技改、科技等工程项目安排实施。 5.4.1.4严格抄表制度，强化例日管理。供电量方面，购外网电量、购发电企业电量严格执行月末日24 时抄表；售电量方面，抄表例日应予固定，不得随意变更，不断提高售电量月末抄见电量比重，尽量 减小供售电量统计不同期对线损的影响。 5.4.1.5制定营业管理岗位责任制，防止违章用电和窃电，开展用电检查，采取有效措施降低管 理线损。 5.4.1.6调度部门应根据电网负荷潮流变化及设备技术状况，综合考虑供电可靠性与经济性，优化调度 运行方式，及时投切无功补偿设备和调整发电机运行功率。 档达发的补档新典

5.4.2维护、检修与改造

5.4.2.1加强输配电网及设备的经济运行和维护。配电网及农村电网改造中，宜简化电压等级，缩短供 电半径，采用节能型导线。 5.4.2.2采用S11及以上型或非晶合金配电变压器等高效节能型变压器对老旧变压器进行更新改造。 5.4.2.3根据相关国家和行业标准，应合理配置无功补偿设备，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相

输变电工程交接验收时，变压器制造厂应提供变压器空载电流和空载损耗、短路阻抗和负 裁损耗等项目的测试报告

5.5.2电能表和互感器

关口电能表应每季度进行一次现场检验；电磁式电流、电压测量用互感器检定周期不得超 过10年，电容式电压互感器的检定周期不得超过4年；电压互感器二次回路压降应每两年测 试一次。

力金具能耗应经过试样检测，并具有合格的检测

5.6.2管理制度和规程

电网企业应及时修订本企业的节能技术管理制度和规程 a）节能技术监督制度； b）能源计量管理制度； c）指标统计与电网经济运行制度： d）设备维护与检修制度； e）技术改造管理制度； f)节能检测管理制度； 9）线损与节能分析管理制度； h）变压器经济运行管理制度； i）电压和无功管理制度； j）配电变压器低压三相负荷率测试与调整管理制度； k）非生产用能管理办法； 1）档案管理制度； m）其他管理制度。

5.6.3考核实施细则

节能技术监督考核实施细包括但不限于以下内容： a）运行指标考核实施细则； b）设备维护考核实施细则； c）设备检修考核实施细则； d）其他需要制定的考核实施细则。

节能技术监督考核实施细包括但不限于以下内容： a）运行指标考核实施细则； b）设备维护考核实施细则； c）设备检修考核实施细则； d）其他需要制定的考核实施细则。

国家、行业、地方及上级有关节能的法律法规、政策和标准。应对标准进行及时更新，重要 和标准应采用印刷版

5.6.5 报表和总结

与节能有关的设备档案，主要包括： a）输配电线路设计规范； b）变电站设计技术规范； c）运行、检修技术规程； d）运行参数的原始记录； e）设备维护记录； f）设备检修记录； g）技术改造可行性研究报告、设计方案及设备说明书； h）所辖各电压等级电网接线图以及线路、变压器、补偿装置等设备参数： i）分压及分行业售电量明细； j）专线与专变用户资料； k）配网公用线路线损档案； 1）线损分区、分压、分元件、分台区统计报表； m）理论线损计算分析报告； n）降损规划和年度降损措施计划； 0）节能分析总结及节能工作会议记录： P）月度、季度、年度节能报表； q）设备的性能试验报告，

6发电企业节能技术监督

6.1规划、设计和建设

6.1.1.1以安全、绿色、集约、高效为基本原则，按煤电机组准入标准、用电规划合理布局新建发电项 目。新建燃煤发电项目原则上采用大容量、高参数超超临界机组，超临界循环流化床机组、缺水地区 建设空冷机组。火电建设规划应与国民经济及其他新能源发展相匹配。 5.1.1.2坚持“以热定电”的原则，科学制定热电联产规划。在符合条件的大中城市，适度建设大型热电

机组，鼓励建设背压式机组；在中小型城市和热负荷集中的工业园区，优先建设背压式热电机组；鼓 励发展热电冷多联供。 6.1.1.3淘汰落后产能及不符合国家政策的火电机组，具备条件的地区宜通过建设背压式热电机组、高 效清洁大型热电机组等方式，替代对能耗高、污染重的落后燃煤小热电机组，

6.1.3制造和建设阶段

5.1.3.1在设备制造过程申，发电企业可自行或委托设备监理单位根据供货合同，按照DL/T586等有关 技术标准对设备制造过程的质量实施监督，见证合同产品与合同的符合性，保证设备制造质量。 6.1.3.2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/T855的要求做好保管工作。 5.1.3.3电力建设施工应由具有相应施工能力资格的单位承担，按国家和行业规程进行施工，按DLT 5210进行施工质量验收及评价。 6.1.3.4在设计和安装过程中，应配齐生产和非生产所需的煤（气）、油、水、汽、热等能源计量表计， 满足商务结算、设备效率检测、指标统计和运行监测的需要。 513.5机组在设计和安装阶段宜确定性能试验单位，性能试验单位会同设计、制造、建设和业主单位，

6.2.1技术监督管理

6.2.1.17技术监督服务单位应在每次监督检查完成后15个工作日内出具监督检查报告，年度监督完成 后编写年度监督总结报告，并提交给发电企业和有关主管部门。技术监督服务单位应定期组织对发电 企业技术人员开展技术交流、技术培训等工作， 5.2.1.18发电企业宜每年（或半年）向技术监督服务单位报送本企业的节能技术监督总结报告；宜参 照附录B按月、季、年报送技术监督数据。技术监督服务单位根据报表，分析异常数据，查清参数或 指标偏离规定值的原因，提出整改意见和建议，并将反馈意见及时发送给企业。 5.2.1.19技术监督服务单位有权向所监督企业发送节能技术监督预警和告警通知，并报送企业或相关 主管部门。预警是指没有按国家或行业技术监督相关法规、规程规定开展监督工作，技术监督指标不 两足国家和行业标准或偏离规定范围时发出的通知；告警是指没有按照技术监督规定开展相关工作使 节能指标出现异营

6.2.2 综合经济技术指标

6.2.3锅炉经济技术指标：

表2制粉系统的漏风系数

5.2.3.12通风机能效。通风机能效应符合GB19761，以使用区最高风机效率作为能效等级的考核值。 风机的能效限定值应不低于GB19761表1、表2、表3中3级的数值，风机的节能评价值应不低于2级的 数值。 5.2.3.13风机机组的经济运行效率。实测的风机机组效率与风机机组的额定效率相比。其比值大于0.85， 则认定风机机组运行经济；其比值为0.700.85，则认定风机机组运行合理；其比值小于0.70，则认定 风机机组运行不经济。

6.2.4汽轮机经济技术指标：

6.2.4.1热耗率。汽轮机热耗率试验可分为三级：

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。 空冷机组，凝汽器真空度的平均值不低于85%。 当负荷率低于75%时，上述所有真空度再增加1个百分点。 6.2.4.9真空系统严密性。湿冷机组真空系统严密性试验方法按DL/T932执行，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。直接空冷机组 真空系统严密性试验方法按DLT1290执行，真空严密性指标小于或等于200Pa/min时为合格，小于 或等于100Pa/min时为优秀。真空系统严密性以测试报告和现场实际测试数据作为监督依据。 6.2.4.10凝汽器端差。对于多压凝汽器，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； e）间接空冷系统表面式凝汽器（哈蒙系统）的端差不大于2.8℃； f）间接空冷系统喷射式凝汽器（海勒系统）的端差不大于1.5℃。 5.2.4.11凝结水过冷度。凝结水过冷度以统计报表或测试的数据作为监督依据。湿冷机组和空冷机组 凝结水过冷度平均值均不大于2℃。 5.2.4.12胶球清洗装置投人率。应选用合格的胶球，其止常投人运行的胶球数量为凝汽器单侧单流程 冷却管根数的7%～13%。胶球清洗装置投入率以统计报表或测试的数据作为监督依据。胶球清洗装置 投入率不低于98%。 6.2.4.13胶球清洗装置收球率。胶球清洗装置收球率以统计报表和现场实际测试数据作为监督依据。 胶球清洗装置收球率超过90%为合格，达到94%为良好，达到97%为优秀。 6.2.4.14阀门漏泄率。阀门漏泄包含内漏和外漏，应制定阀门检查清单并按期检查，以检查报告作为 监督依据。阀门漏泄率不大于3%。 6.2.4.15清水离心泵能效。清水离心泵能效应符合GB19762的规定。当流量大于10000m/h，单级单 吸清水离心泵能效限定值为87%；单级双吸清水离心泵能效限定值为86%；泵效率的节能评价值为90% 6.2.4.16水泵组的经济运行效率。水泵组的经济运行效率应符合GB/T13469的规定。实测的水泵组效 率与水泵组的额定效率相比，其比值大于0.85，则认定水泵组运行经济；其比值为0.70～0.85，则认定 水泵组运行合理；其比值小于0.70，则认定水泵组运行不经济。 6.2.4.17湿式冷却塔的冷却能力。按DL/T1027进行冷却塔的冷却能力测试，当冷却塔的实测冷却能 力达到95%及以上时视为达到设计要求；当达到105%以上时视为超过设计要求。以测试报告数据作 为监督依据。 6.2.4.18湿式冷却水塔的冷却幅高。湿式冷却水塔的冷却幅高应定期测量，在冷却塔热负荷大于90% 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℃。以测试报告和 现场实际测试数据作为监督依据。 6.2.4.19直接空冷系统性能。按DL/T244进行性能测试，当以排汽质量流量评价时，修正到设计条件 下的各试验工况排汽质量流量达到或超过保证的排汽质量流量；或以排汽压力评价时，修正后的的排 汽压力低于保证的排汽压力时，则认为空冷系统及其设备运行性能指标达到规定值，否则未达到规定 值。以测试报告数据作为监督依据

5.2.5.1电动机能效限定值。高压三相笼型异步电动机能效应符合GB30254规定：永磁同步电动机

立符合GB30253规定；申小型三相异步电动机能效应符合GB18613规定， 5.2.5.2电动机综合效率。电动机综合效率大于或等于额定综合效率表明电动机对电能利用是经济的； 电动机综合效率小于额定综合效率但大于或等于额定综合效率的60%，则电动机对电能利用是基本合 理的；电动机综合效率小于额定综合效率的60%，表明电动机对电能利用是不经济的。在现场计算电 动机综合效率有困难的情况下也可用电机输入功率(电流)与额定输入功率(电流)之比来判断电动机的 工作状态；输入电流下降在15%以内属于经济使用范围；输入电流下降在35%以内属于允许使用范围 输入电流下降超过35%属于非经济使用范围， 5.2.5.3辅助设备耗电率。对主要辅助设备和系统（风机、水泵、空冷风机群、除尘器、脱硫系统、输 煤系统、除灰系统等）应每月统计一次耗电率。 5.2.5.4非生产耗电量。应每月对非生产消耗的电量以及收费的电量进行统计。

6.2.6 节水指标:

a）采用单纯离子交换除盐装置和超滤水处理装置的化学自用水率不高于10%； b）米用反渗透水处理装置的化学自用水率不高于25%。 6.2.6.2汽水损失率。机组的汽水损失率应符合下列要求。汽水损失率以统计报表数据作为监督依据。 a)600MW级及以上机组应不大于锅炉额定蒸发量的1.0%； b）200MW～300MW级机组应不大于锅炉额定蒸发量的1.5%； c）100MW～200MW（不含）机组应不大于锅炉额定蒸发量的2.0%； d）100MW以下机组应不大于锅炉额定蒸发量的3.0%。 6.2.6.3水灰比。应在水力除灰系统管路上设置测量点，并有专门的测量器具，每季度宜测量一次。水 灰比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，中浓度灰浆应为5～6，不宜采 用低浓度水力除灰。 6.2.6.4循环水浓缩倍率。应根据水源水质、冷却水水质控制指标等，经技术经济比较，选择适当的浓 缩倍率。循环水的补充水经处理后应符合GB/T31329的要求。循环冷却水浓缩倍率应符合下列要求： a）采用地表水、地下水或海水淡化水作为补充水，浓缩倍率不小于5.0； b）采用再生水作为补充水，浓缩倍率不小于3.0。 6.2.6.5循环水排污回收率。排污的循环水可作为脱硫、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大于90%。 6.2.6.6工业水回收率。辅机的密封水、冷却水等应循环使用或梯级使用。工业水回收率宜达到100%。 6.2.6.7贮灰场澄清水的回收。贮灰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。 6.2.6.8冷却水塔飘滴损失水率。机械通风冷却塔，循环水量1000m/h以上的，其飘滴损失水率应不 大于0.005%；循环水量1000m/h及以下的，其飘滴损失水率应不大于0.01%；自然通风冷却塔飘滴 损失水率应不大于0.01%。冷却水塔飘滴损失水率测试方法见DL/T1027，冷却水塔的蒸发损失水率及 风吹损失水率按GB/T50102计算。 6.2.6.9供热输水管网补水率。当发电企业负责对供热管网（一环网）管理并补水时，输水管网补水率 应小于0.5%

5.2.7.1燃料检斤率。燃料检斤率以统计报表数据作为监督依据。燃料检斤率应为100%。 .2.7.2燃料检质率。燃料检质率以统计报表数据作为监督依据。燃料检质率应为100%。 .2.7.3入厂煤与入炉煤热量差。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景

并修正到同一收到基外在水分的状态下进行计算。入厂煤与入炉煤热量差以统计报表数据作为监督依 据。入厂煤与入炉煤的热量差宜不大于418kJ/kg。 5.2.7.4煤场存损率。煤场存损率以统计报表数据作为监督依据。煤场存损率不大于每月的日平均存煤 量的0.5%，也可根据具体情况实际 管单位批准后作为监督依据

发电企业应定期开展能量平衡测试，其中燃料平衡的不平衡率不超过±1%；热平衡的不平衡率不超 过±1%；电平衡的不平衡率不超过±1%；全厂水平衡的不平衡率不超过+5%，各系统水量不平衡率应 在+4%之内。能量平衡测试方法按DL/T606标准

保温效果。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 GB/T8174、DL/T934，宜采用红外辐射温度计法。保温效果以测试报告的数据作为监督依据。当 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 5℃时，保温结构外表面温度与环境温度的温差应不大于25℃

6.3.1.1能源计量器具的配备和管理按国家或行业有关规定和要求进行，符合GB17167、GB/T21369、 JJF1356的要求，能源计量器具的选型、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。 5.3.1.2计量器具应定期检定（或校准）。凡经检定或校准)不符合要求的或超过检定周期的计量器具 不应使用。属强制检定的计量器具，检定周期、检定方法应执行相应的国家计量检定规程相关要求 6.3.1.3作为企业内部标准计量器具使用的，应备有能源计量器具量值传递或溯源图，应明确规定其准 确度等级、测量范围以及可溯源的上级传递标准。 6.3.1.4应备有完整的能源计量台账。计量台账应列出计量器具的名称、型号规格、准确度等级、测量 范围、生产厂家、出厂编号、企业管理编号、安装使用地点、有效期及使用状态等(指合格、准用、停 用等）。 6.3.1.5应建立能源计量器具档案，内容包括：计量器具使用说明书、出厂合格证、最近两个连续周期 的检定（测试、校准）证书、维修记录以及其他相关信息。 6.3.1.6在用的计量器具宜在明显位置粘贴与计量器具一览表编号对应的标签，以备监督查验和管理。 6.3.1.7应设专人负责能源计量工作的管理，负责计量器具的配备、使用、检定(校准)、维修、报废等 管理工作；计量管理人员应通过相关部门的培训考核，持证上岗：用能单位应建立和保存能源计量管 理人员的技术档案。 6.3.1.8应配置煤检测实验室，实验室的设置、仪器设备和标准物质的配置、检测环境、设施符合DL/T520 的要求，检测用标准符合现行规程；仪器设备应定期检定、校准；采样员、制样员、化验员持证上岗： 实验室应根据检测周期开展煤样的采取、制备及进行煤的全水分、工业分析、全硫和发热量的测定， 宜开展煤元素分析、煤灰熔融性和哈氏可磨性指数测定。对于本实验室不能检测的项目，根据需要进 行外检。 6.3.1.9应配置水质分析实验室、热工自动化实验室、电测计量标准实验室。实验室的仪器设备、标准 物质、设施与环境分别符合DL/T1029、DL/T5004和DL/T1199的要求；计量标准设备应定期校验， 符合量值传递的要求；计量人员持证上岗；能开展规程规定范围内的现场仪表的定期检定、校准或检

6.3.1.10积极采用先进计量测试技术和先进的管理方法，实现从能源采购到能源消耗全过程监管。 5.3.1.11生产用能和非生产用能应严格分开，加强管理，节约使用，对非生产用能按规定收费。对外 委维护单位的用能应列入委托单位管理。

6.3.2.1保证入厂燃料计量准确，火车运煤的应有轨道衡，轨道衡宜采用电子动态轨道衡；汽车运煤的 应有汽车衡，汽车衡宜采用静态电子汽车衡。轨道衡和汽车衡应符合GB/T11885和GB/T7723的技术 要求。从煤矿由输煤皮带输送的入厂煤和轮船卸煤后由输送皮带输送的入厂煤宜采用电子皮带秤，电 子皮带秤的技术要求应符合GBT7721的要求，驳船运煤可采用水尺计量称重。电厂燃油可采用检斤 或检尺法计量，同时做好油温度和密度测量；天然气及其他燃气用体积流量计测量流量。 6.3.2.2全厂煤、油、气等计量装置应定期校验或检定，并有在检定周期内的合格证书。 6.3.2.3入厂煤宜使用机械采制样装置，其技术要求和性能符合GB/T30730、GB/T30731、DL/T747 的要求，机械采样装置应每二年经具有检定能力的机构进行性能检定试验。机械化静止煤采样方法适 用于火车、汽车和浅驳船载煤的全深度和深部分层采样；机械化移动煤流采样方法适用于从煤矿由输 煤皮带输送的入煤或轮船卸煤由输煤皮带输送的入厂煤。机械化采样方法、煤样的制备方法、精密 度测定和偏倚试验按GB/T19494执行。石油液体管线自动取样法按SY5317执行；天然气及其他燃气 自动取样方法按GB/T30490执行。 6.3.2.4入厂煤若采用人工采样，火车运输煤样的人工采取方法按GB475执行；汽车、船舶运输的煤 样人工采取方法按DLT569执行，煤样的制备按GB474执行。石油液体手工取样法按GB/T4756执 行；天然气人工取样方法参照GB/T13609执行。 6.3.2.5入厂燃料在进厂后，立即采样、制样、完成化验并提出化验报告。 6.3.2.6入炉煤量应由输煤段安装的皮带秤或称重式给煤机测量，其计量装置应定期采用实物或循环链 码等方式进行校验，校验周期不大于10天。实物检测装置及循环链码的检定周期宜为一年。入炉油可 用流量计或储油容器液位计算。天然气及其他燃气可用体积流量计测量流量。 6.3.2.7单元制机组的入炉煤应有分炉计量装置，入炉油应单独装设燃油计量表，考核单台机组的煤耗 及油耗。 6.3.2.8入炉煤样的采取应使用机械化采制样装置，其技术要求和性能符合GB/T30730、GB/T30731、 DL/T747的要求，入炉煤样应在输送系统中采取移动煤流的采样方法，机械化采样方法、煤样的制备、 精密度测定和偏倚试验按GB/T19494执行，入炉煤样品的采样周期按DL/T567.2执行。机械采样装 置投入率在90%以上，机械采样装置宜每二年经具有检定能力的机构进行性能检定试验。燃气轮机使 用的天然气及其他燃气自动取样方法按GB/T30490执行，天然气及其他燃气的能量宜在燃气轮机入 口的发热量站直接测量，其方法按GB/T22723执行。 6.3.2.9当入炉煤进行人工采样时，人工采取方法按GB475执行，入炉煤样品的制备按GB474执行。 入炉石油液体手工取样法按GB/T4756执行；燃气轮机使用的天然气或其它燃气人工取样方法参照 GB/T13609执行。 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； b）煤的工业分析方法按GB/T212或GB/T30732进行； c）煤的发热量测定按GB/T213进行； d）煤中全硫的测定方法按GB/T214或GB/T25214进行； e）燃料碳和氢的测定方法按GB/T476或DL/T568进行；

a）煤中全水分的测定方法按GB/T211进行； b）煤的工业分析方法按GB/T212或GB/T30732进行； c）煤的发热量测定按GB/T213进行； d）煤中全硫的测定方法按GB/T214或GB/T25214进行 e）燃料碳和氢的测定方法按GB/T476或DL/T568进行； f)燃油发热量的测定方法按DL/T567.8进行：

g）燃油元素分析按DL/T567.9进行； h）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 i）天然气的组成分析气相色谱法按GB/T13610进行。 6.3.2.11库存的燃料（煤、油等）应每月未盘点一次，煤堆堆积密度应选取有代表性的部位，宜采用 沉桶法，可采用模拟法测量堆积密度

6.3.3.1发电企业负责管理本企业内部考核用电能计量装置，配合电网企业做好本企业商务结算用电能 计量装置的验收、现场检验、周期检定（轮换）、故障处理等工作。 5.3.3.2发电机，主变压器，高、低压厂用变压器，高压备用变压器以及用于商务结算的上网线路的电 能计量装置（有功电能表、无功电能表、电压互感器、电流互感器）精度等级应不低于DL/T448的规 定。运行中的电压互感器二次回路电压降应定期进行检验。 6.3.3.36kV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。I类电能表的修调前检验合格率应不低于98%，IV类电能表的修调前检验合格率应不低于 95%。 6.3.3.4非生产用电应配齐计量表计，电能表精度等级不低于2.0级，检验合格率不低于95%。 5.3.3.5电能计量器具应建立档案（规格型号、使用说明书、出厂合格证、最近连续两个周期的检定(测 试、校准证书、维修或更换记录、安装位置等）。对于自行校准且自行确定校准间隔的电能计量器具 应有现行有效的受控文件。 5.3.3.6建立节约用电管理机构，有专人负责电能的计量工作，绘制全厂用电计量点图，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地控制。

6.3.4.1集中供热（蒸汽和热水）电厂的热量结算点应安装热量表。热量表的设计、安装及调试符合以 下要求： a）热量表应根据公称流量选型，并校核在设计流量下的压降。公称流量可按照设计流量的80%确 定； b）热量表流量传感器的安装位置应符合仪表安装要求，且宜安装在回水管上； c）热量表数据存储宜能够满足当地供暖季供暖天数的日供热量的储存要求，且宜具备功能扩展的 能力及数据远传功能。应设置存储参数和周期，内部时钟应校准一致。 6.3.4.2对发电企业管理的热源、热力站以及供热系统的计量和调节控制应符合JGJ173的规定。 6.3.4.3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。 6.3.4.4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。 一级热能计量(对外供热收费的计量)的仪表配备率、合格率和检测率均应达到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、合格率应达到95%以上，检测率应 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，检测率应达到85%。 5.3.4.5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，

6.3.4.6应在下列各处设置热能计

a）对外收费的供热管道； b）单台机组对外供热管道：

c）厂内外非生产用热管道； d）对外供热后的回水管道； e）除本厂热力系统外的其他生产用热管道， 6.3.4.7供热介质流量的检测应考虑温度、压力补偿，供热介质流量检测仪表应适应不同季节流量的变 化，必要时应安装适应不同季节负荷的两套仪表。对进出电厂的蒸汽工质，其流量测量装置的准确度 等级应不小于1.0级，温度测量仪表和压力测量仪表的准确度等级应分别不小于1.0级、0.5级；对进 出电，的热水工质，其流量测量装置的准确度等级应不小于1.5级，温度测量仪表和压力测量仪表的 确度等级应不小于1.5级。 5.3.4.8热能计量宜安装累积式热能表计。 5.3.4.9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 6.3.4.10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。

6.3.5.4水量计量仪表的配置应满足水平衡测试的需要，二次仪表应依据相应的国家计量检定规程开展 周期检定工作，并有有效期内的检定证书。 一级用水计量(取水的计量)的仪表配备率、合格率和检测率均应达到100%，应具有远传信号功能 二级用水计量(各类分系统)的仪表配备率、合格率应达到100%，检测率应达到95%，应具有远传 信号功能。 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，检测率应达到85%以上。 6.3.5.5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）的原水管道； b）原水入厂区后的水管道； c）进入主厂房的工业用水管道； d）供预处理装置或化学水处理车间的原水总管道及化学水处理后的除盐水出水管道； e）循环冷却水补充水管道； f）除灰渣系统及烟尘净化装置系统用水管道： 9）热网补充水管道； h）各机组除盐水补水管道； i）非生产用水总管道； j）其他需要计量处。 6.3.5.6水计量器具准确度等级优于或等于2级，废水排放水表的不确定度优于或等于5%。 6.3.5.7水计量器具应定期检定(校准)。凡经检定(校准)不符合要求的或超过检定周期的水计量器具禁 止使用。属强制检定的水计量器具，其检定周期、检定方式应遵守有关计量技术法规的规定。在用的 水计量器具应在明显位置粘贴与水计量器具一览表编号对应的标签，以备查验和管理。 6.3.5.8应建立水计量器具档案（规格型号、使用说明书、出厂合格证、最近连续两个周期的检定（测 试、校准证书、维修或更换记录、安装位置等）。对于自行校准且自行确定校准间隔的计量器具应有 现行有效的受控文件。

6.3.5.9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。 5.3.5.10建立节约用水管理机构，有专人负责水量计量和统计分析工作，编制节水规划和计划，绘制 全厂用水计量点图，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。

6.4.1运行技术措施

6.4.1.1运行部1应建立健全能耗小指标记求、统计制度，完善统计合帐，为能耗指标分析提供可靠依 据。运行人员应加强巡检和对参数的监视，及时进行分析、判断和调整；发现缺陷并按规定填写缺陷 单或做好记录，及时联系检修处理，确保机组安全经济运行。 5.4.1.2以机组运行监测管理系统为基础，统计及耗差分析数据为依据，在运行各值之间开展以机组各 主要指标和小指标为对象的值际劳动竞赛，以充分调动运行人员的积极性，实现精细化操作。 6.4.1.3加强贮煤场的日常管理。燃料接卸应按时卸完、卸净；存煤合理分类堆放，定期测温，做好喷 淋工作，防止存煤自燃，做好防风损和雨损的措施。按“烧旧存新”的原则安排入炉煤，对于褐煤存放 时间不宜超过15天，每月对煤场存煤进行盘点，正确测量体积和密度，做好煤场盈亏统计分析。 6.4.1.4严格执行燃煤采制化管理制度，入炉煤质的化验结果应及时提供给生产运行人员，以便根据煤 质变化情况进行锅炉燃烧调整。 6.4.1.5合理调整输煤系统运行方式，杜绝设备出力严重受阻现象。加强系统运行监视和缺陷管理，减 少系统撒煤、堵煤，减少系统空载运行时间。 6.4.1.6尽可能燃烧设计煤种，当煤质变化较大或燃用新煤种时，应根据不同煤质及锅炉设备特性及环 保排放要求，通过试验确定掺烧方式和掺烧配比比例。 6.4.1.7运行中根据煤质分析报告及实际燃烧状况进行燃烧调整，保持锅炉蒸汽参数在规定范围内。 6.4.1.8制定各种启停炉方式的助燃油耗定额，采用先进工艺，减少锅炉启停用油量。 6.4.1.9实时分析尾部烟道各段的进出口静压差、烟温、风温等（包括送风机、一次风机、引风机、暖 风器）数据，掌握尾部烟道的积灰情况和空预器的换热效果；根据吹灰前后排烟温度和主、再热汽温 度的变化情况，评价吹灰效果，优化吹灰方式。 6.4.1.10运行氧量的调整应在保证锅炉效率的前提下，调整过热蒸汽、再热蒸汽温度在正常范围内， 锅炉受热面无超温，且炉内无严重结渣现象，运行氧量应根据锅炉燃烧优化调整试验结果确定的最佳 运行氧量曲线进行控制。当煤种发生变化时，应对最佳氧量控制曲线进行相应调整。表盘氧量应定期 进行标定。 6.4.1.11定期检查锅炉本体、空预器及尾部烟道的漏风情况，结合漏风率测试结果，分析评价漏风率 变化趋势。重点检查吹灰器、炉底水封、烟道各部位的伸缩节、人孔、检查孔、穿墙管等部位。对于 十排渣系统应根据排渣温度控制冷却风门开度。 6.4.1.12应综合考虑煤的燃烧特性、燃烧方式、炉膛热负荷、煤粉的均匀性及制粉系统电耗，通过试 验确定最佳煤粉细度。磨煤机检修后应进行煤粉细度的核查，对于中速磨煤机，在磨辊运行中、后期， 应根据煤粉细度的变化定期调整磨辊的间隙和加载力；对于双进双出磨煤机宜定期检查分离器，避免 分离器回粉堵塞引起煤粉变粗。 6.4.1.13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。当机组长期停正备用时，应制定备用机组辅助设备运行方式，节省厂用 电。 6.4.1.14对于喷嘴调节的汽轮机应采用顺序阀运行方式；采用定滑压运行的汽轮机应根据制造厂给定 滑压运行曲线或经过滑压运行优化试验确定的曲线运行。 6.4.1.15各监视段抽汽压力、温度与同负荷工况设计值相比出现异常时，应查找原因或进行有效处理。 汽轮机低压缸排汽温度应与凝汽器压力对应的饱和温度相匹配

6.4.1.16高压加热器后停时应按规定控制温度变化速率，防正温度急剧变化对加热器的损伤；运行申 根据给水温度与负荷的关系曲线来监测给水温度是否达到要求；通过监测加热器进出口温度来判断加 热器旁路门的严密性；加热器运行时应保持正常水位，疏水方式与设计方式相同；加热器汽侧空气门 开度合理；监视和分析加热器的端差和温升，使回热系统保持最经济的运行方式。 6.4.1.17保持汽轮机在最佳的排汽压力下运行，应定期对凝汽器的端差，循环水温升，凝结水过冷度 真空严密性，真空泵性能、冷却水塔（空冷系统）的冷却性能等进行分析。重点做好以下工作： a）绘制不同循环水进口温度与机组负荷、凝汽器温升、端差的关系，确定最佳排汽压力； b）循环水系统宜采用扩大单元制供水方式和循环水泵高低速配置，实现不同季节、不同负荷下循 环水泵优化运行； c）通过分析水塔出口水温与大气湿球温度的差值，及时掌握水塔的冷却性能； d）根据真空泵运行台数与排汽压力的关系，确定合理的真空泵运行台数；分析真空泵的工作性能 选择合适的冷却水温度（尤其是夏季），提高真空泵的出力； e）通过对循环水系统和凝汽器各项参数的分析，及时掌握凝汽器的换热性能，确定胶球清洗装置 投入频率；分析循环水质指标，掌握凝汽器结垢或腐蚀倾向，判断凝汽器是否应进行半侧清洗； f）空冷机组在环境温度及机组负荷变化时及时调整空冷风机运行方式。 6.4.1.18机组宜采用经济性实时在线监测系统，分析热力系统的设备性能及运行参数，优化热力系统 各项运行指标；开展在线锅炉效率、汽轮机热耗及机组煤耗计算，分析系统能耗指标偏差，为经济运 行提供指导建议。 6.4.1.19机组运行时水汽监督项目与指标应按GB/T28553、GB/T12145、DL/T561、DL/T912、DL/T 805.1、DL/T805.2、DL/T805.3、DL/T805.4执行，防止锅炉、汽轮机及热力设备腐蚀、结垢、积盐。 6.4.1.20应监测机组补水量的变化，根据锅炉水质化验结果控制除氧器排汽和锅炉排污，合理控制厂 用蒸汽，降低水汽损失。 6.4.1.21循环水水质处理方式宜采用石灰处理、弱酸离子交换处理、加酸处理、超滤处理、反渗透处 理等工艺，循环冷却水用阻垢缓蚀剂符合DL/T806的要求。采用直流冷却方式的凝汽器发现生物污染 现象时，应进行杀菌灭藻处理，杀菌剂按DLT1116进行性能评价后，连续或定期向循环水系统加入， 5.4.1.22离子交换除盐系统通过试验确定化学制水系统最佳的制水周期、再生用酸碱量和再生反洗时 间，根据试验结果，优化运行操作方法、设备投入顺序，提高周期制水量，降低自用水量和酸碱耗用量 6.4.1.23根据脱硫系统、除灰渣系统、输煤栈桥冲洗、灰场喷淋等部位用水量和水质的要求，优化合 理利用循环水排污水、化学车间反渗透排污水、处理合格的厂区生产和生活废水以及城市再生水。 6.4.1.24根据机组负荷，燃料硫分变化，选择合理的浆液循环泵和氧化风机台数及组合，优化脱硫系 统运行方式。 6.4.1.25对于采用选择性催化还原脱硝系统的锅炉，控制氨逃逸率，防止硫酸氢氨沉积堵塞空气预热 器增加烟风系统阻力。 6.4.1.26根据采暖热用户热负荷需求，确定热网加热器、热网循环水泵等设备的最佳运行方式，

6.4.2维护与检修技术措施

5.4.2.1科学、适时安排机组检修，避免机组欠修、失修，通过检修恢复机组性能。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。 .4.2.2应每年编制三年检修工程滚动规划和下年度检修工程计划。在机组等级检修临检前，安排机组 检修缺陷处理项目。日常发现缺陷应及时处理，做好缺陷统计记录，未能及时处理的应制定处理计划。

6.4.2.3各等级检修中应制定标准检修项目，综合评估机组安全与节能的关系，消除运行中发现的缺陷。 6.4.2.4实行点检制企业按照点检计划对设备进行检查，未实行点检制企业按照巡回检查路线、巡回检 查标准对设备进行巡回检查并记录。组织对运行及维护巡检发现的缺陷进行消缺作业，并对缺陷情况 进行统计记录。 6.4.2.5大小修期间加强对燃烧器的检查，燃烧器中心标高、安装角度等应符合要求，及时发现和消除 然烧器存在的缺陷，确保燃烧器状态良好。根据需要开展锅炉空气动力场试验。对于循环流化床锅炉， 重点检查水冷壁磨损和风帽磨损。 6.4.2.6做好制粉系统的维护工作，根据煤质变化情况确定钢球磨煤机的最佳钢球装载量、补加钢球的 周期和每次补加钢球的数量。中速磨和风扇磨的耐磨部件应及时修复或更换， 6.4.2.7当回转式空气预热器的烟风压降明显偏高且吹灰效果不佳时，应利用检修机会清除受热面积灰 （宜进行水洗或碱洗）。空气预热器漏风率高于8%时宜进行密封间隙调整或密封系统改造。 6.4.2.8加强电除尘器节电智能控制系统的维护，保证其稳定工作在高效、节能状态，使其根据运行条 件的变化，结合电除尘器运行优化试验结果，自动调节其高压和低压电器运行方式和参数。 6.4.2.9汽轮机揭缸检修时，对通流部分轴封、隔板汽封、叶顶汽封、径向汽封的间隙按检修规程的要 求进行调整，严格验收。对各级汽封宜采用技术先进成熟的汽封装置。 5.4.2.10对漏泄的加热器旁路门、水室隔板，在检修中应及时消除。检修时宜清扫加热器换热管，保持 加热器清洁。当单台高压加热器堵管率超过1.5%时应考虑更换管系。 6.4.2.11当真空系统严密性不合格时，检修期间可采用真空系统灌水法，运行期间采用质谱检漏法 超声波检漏法等进行真空系统查漏，并采取有效措施进行堵漏。对空冷系统也可采用微止压查漏技术 进行查漏 6.4.2.12做好凝汽器及胶球清洗装置的检修维护工作，保证循环水一次滤网、二次滤网和反冲洗装置处 于良好状态。检修期间应彻底清理凝汽器水室及冷却水系统，凝汽器管束宜采用高压水射流冲洗等方 法。凝汽器管束漏泄造成堵管率超过0.1%时应及时更换。 6.4.2.13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；当冷却能力达不到设 计要求或冷却幅高超标时，及时查找原因；若循环水流量发生变化，应及时调整塔内配水方式；出现 淋水密度不均时，及时更换喷溅装置和淋水填料；冬季采取防冻措施，减少水塔结冰程度；宜采用高 效淋水填料和新型喷溅装置（更换新型淋水填料、除水器、喷溅装置时应有性能试验报告），提高水塔 冷却效率。 6.4.2.14空冷系统应有防风、防冻措施，根据空冷散热器的脏污程度，结合当地的环境因素，合理制 定空冷散热器冲洗方法和冲洗周期，保证空冷系统换热效率。 6.4.2.15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、漏粉等问题。 6.4.2.16积极采用新材料、新工艺，保持热力设备、管道及阀门的保温完好，对保温测试结果超标的部 位应及时维护或检修。保温工作的技术要求、检修工艺及质量验收按DLT936执行。 6.4.2.17应按DL/T1115进行大修化学检查，并按腐蚀，结垢、积盐标准判断腐蚀、结垢、积盐状况。 热力设备停（备）用期间按DL/T956要求做好设备防锈蚀工艺处理。 6.4.2.18采用成熟、可靠、先进的燃烧器及稳燃技术，提高锅炉在低负荷下的稳燃能力，减少助燃用 油。 6.4.2.19按DL/T794的规定，确定锅炉化学清洗条件和清洗方法。承担锅炉化学清洗的单位应符合 DL/T977的要求，并具备相应的资质。循环冷却水质的控制指标和冷却水防垢防腐处理方式按DL/T 300执行。 6.4.2.20照明的节能维护和改造方法按DL/T5390执行，在满足照明效果的前提下，选用节能、安全

耐用的照明器具。 6.4.2.21对各种运行仪表应加强管理，做到装设齐全、可靠。做好热控系统检测仪表的检修与维护， 保证参数测试准确。做好各种计量器具的维护和检修工作，保证计量器具满足计量要求。

6.4.4能耗指标分析

5.4.4.1能耗指标分析是指通过对能耗指标的实际值与设计值或目标值进行对比，分析能耗指标偏 差，发现设备运行中经济性方面存在的问题，从而为运行优化调整、设备治理和节能改造提供依据和 方向。 6.4.4.2能耗指标分析应坚持实时分析与定期分析相结合，定性分析和定量分析相结合，单项指标 分析与综合指标分析相结合的原则。 6.4.4.3要建立健全能耗指标分析体系，完善能耗指标分析方法，建立能耗指标分析诊断的常态机 制，及时发现问题、消除偏差，不断提高机组的经济性。建立单项指标对分项指标、分项指标对 综合指标的分析表。

6.5节能技术检测（试验）

5.5.1.1对主机和主要辅机应定期开展性能、效率方面的节能检测工作，节能检测应严格执行国家或行 业等相关标准，没有标准的，应根据实际情况制定检测方法。常规定期节能检测项目应编制检测报告： 专项节能检测项目应有检测方案和检测报告。

业等相关标准，没有标准的，应根据实际情况制定检测方法。常规定期节能检测项目应编制检测报告： 专项节能检测项目应有检测方案和检测报告。 5.5.1.2节能检测应包含对设备的经济性进行鉴定、诊断、分析和评价的内容，掌握机组和设备热效率 的实际状况和变化趋势，发现经济性偏差和存在问题，为主辅机的优化运行、维护、检修、技术改造 和制定节能措施提供依据。 5.5.1.3发电企业应设专人负责节能检测管理工作。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技术单位完成

6.5.2节能检测人员和设备

5.5.3.1新建或折建的机组应在设计不 补装。 5.5.3.2试验测点应满足开展锅炉热效率、汽轮机（燃气轮机）热耗率、发电机效率等测试要求，具有 必要的专用测点和试验时可更换的运行测点。 6.5.3.3试验测点应满足主要辅助设备，如加热器、凝汽器、空冷凝汽器、水塔、大型水泵、磨煤机、 风机、空气预热器等性能试验的要求。

体育标准6.5.4节能检测项目

6.5.4.1常规定期试验项目

a）按DL/T567.3和DL/T567.6每日进行飞灰可燃物含量、每周进行炉渣可燃物含量测定； b）每季度或排放异常时进行一次石子煤发热量测试： c）每季度按照GB/T10184进行一次锅炉空气预热器漏风率测试； d）每月参照DL/T567.5进行一次煤粉细度测定，燃用低挥发分等劣质煤种的机组应适当加大测 试频率； e）每月标定一次锅炉表盘氧量； f）每季度进行一次制粉系统漏风率测试（对于负压制粉系统）； g）每月按DL/T932或DL/T1290标准进行一次汽轮机真空严密性测试； h）每月进行一次冷却水塔冷却幅高测试； i）在A/B级检修前后进行加热器端差专项测试； j）机组停机前、启动后及每季度进行一次疏放水阀门漏泄监测； k）机组A级检修前后宜按GB/T8174进行保温效果测试。 6.5.4.2机组检修前后及专项试验项目 a）锅炉在A级检修前后或重大改造应按标准GB/T10184或DL/T964进行锅炉热效率试验； b）汽轮机（燃气轮机）经过A级检修前后或重大改造应按标准GB/T8117.1(或GB/T8117.2 GB/T8117.3)、GB/T14100、GB/T18929、DL/T851、DL/T1223、DL/T1224进行热耗率（热效率） 试验； c）结合B/C级检修，宜开展锅炉热效率、汽轮机热耗率试验； d）水泵改造前后应进行性能试验。主要水泵（如给水泵、循环水泵、凝结水泵等）宜在A级检 修前后进行效率试验，采用标准为GB/T3216或DL/T839； e）风机改造前后应进行性能试验。主要风机（如送风机、一次风机/排粉机、引风机、脱硫增压 风机等）宜在A级检修前后进行效率试验，标准采用DL/T469； f)磨煤机及制粉系统改造前后应进行性能试验。A级检修后宜进行性能试验，试验标准采用DL 467； 9）凝汽器压力大于对应工况下设计值15%以上时，宜进行凝汽器传热特性试验，测量与评价方法见 DL/T1078; h）当直接空冷系统性能与设计有较大偏差时，宜进行直接空冷系统性能试验。直接空冷系统性能 试验标准采用DL/T244 i）冷却水塔经过改造或当出水温度大于环境湿球温度7℃以上时，宜进行冷却水塔的冷却能力讨 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； j）新机组投入运行一年内、在役机组每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，若有扩建、大型改造项目，在正常运行后要补做一次，测试标准采用DL/T606。 k）在进行烟气脱硫、脱硝、除尘装置性能试验时，宜对电能消耗量和水消耗量及蒸汽消耗量进行 检测，必要时进行脱硫、脱硝系统优化试验； 1）锅炉燃煤或相关设备发生较大变化及锅炉燃烧不正常时应进行锅炉燃烧调整试验； m）对具有滑压运行功能的机组应开展高压调门重叠度优化试验、汽轮机滑压运行优化试验，根 据主蒸汽流量、主蒸汽压力、循环水温度等参数变化确定最佳滑压运行曲线，并在机组控制系统中应 用； n）汽轮机冷端系统应进行运行方式的优化试验。根据不同负荷、不同循环水温度、凝汽器真空变 化，选择循环水泵、真空泵的最佳经济运行方式。对于直接空冷机组，根据环境温度、风向变化及负

e）每月标定一次锅炉表盘氧量； f）每季度进行一次制粉系统漏风率测试（对于负压制粉系统）； g）每月按DL/T932或DL/T1290标准进行一次汽轮机真空严密性测试； h）每月进行一次冷却水塔冷却幅高测试； i）在A/B级检修前后进行加热器端差专项测试； j）机组停机前、启动后及每季度进行一次疏放水阀门漏泄监测； k）机组A级检修前后宜按GB/T8174进行保温效果测试。 6.5.4.2机组检修前后及专项试验项目 a）锅炉在A级检修前后或重大改造应按标准GB/T10184或DL/T964进行锅炉热效率试验； b）汽轮机（燃气轮机）经过A级检修前后或重大改造应按标准GB/T8117.1(或GB/T8117.2、 GB/T8117.3）、GB/T14100、GB/T18929、DL/T851、DL/T1223、DL/T1224进行热耗率（热效率） 试验； c）结合B/C级检修，宜开展锅炉热效率、汽轮机热耗率试验； d）水泵改造前后应进行性能试验。主要水泵（如给水泵、循环水泵、凝结水泵等）宜在A级检 修前后进行效率试验，采用标准为GB/T3216或DL/T839； e）风机改造前后应进行性能试验。主要风机（如送风机、一次风机/排粉机、引风机、脱硫增压 风机等）宜在A级检修前后进行效率试验，标准采用DL/T469； f)磨煤机及制粉系统改造前后应进行性能试验。A级检修后宜进行性能试验，试验标准采用DL/T 467； 9）凝汽器压力大于对应工况下设计值15%以上时，宜进行凝汽器传热特性试验，测量与评价方法见 DL/T1078; h）当直接空冷系统性能与设计有较大偏差时，宜进行直接空冷系统性能试验。直接空冷系统性能 试验标准采用DL/T244； i）冷却水塔经过改造或当出水温度大于环境湿球温度7℃以上时，宜进行冷却水塔的冷却能力试 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； j）新机组投入运行一年内、在役机组每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，若有扩建、大型改造项目，在正常运行后要补做一次，测试标准采用DL/T606。 k）在进行烟气脱硫、脱硝、除尘装置性能试验时，宜对电能消耗量和水消耗量及蒸汽消耗量进行 检测，必要时进行脱硫、脱硝系统优化试验； 1）锅炉燃煤或相关设备发生较大变化及锅炉燃烧不正常时应进行锅炉燃烧调整试验； m）对具有滑压运行功能的机组应开展高压调门重叠度优化试验、汽轮机滑压运行优化试验，根 据主蒸汽流量、主蒸汽压力、循环水温度等参数变化确定最佳滑压运行曲线，并在机组控制系统中应 用； n）汽轮机冷端系统应进行运行方式的优化试验。根据不同负荷、不同循环水温度、凝汽器真空变

6.5.4.2机组检修前后及专项试验项目

荷情况调整风机转速，使机组真空达到最佳值； 0）根据需要并按照相关标准进行的其他节能项目检测。

节能技术监督网络体系文件应包含三级节能监督网络图、明确节能监督管理方针、节能目标、管 理职责、实施方案等内容电力弱电技术、方案，

应建立能源使用，能源消耗及能源效率相关的机制，及时获取并更新国家、行业、地方及上级有 关节能的法律法规、政策、标准，获取并识别法规、标准中与节能相关的适用及应执行的内容，重要 法规和标准应采用印刷版存档。