能源使用和能源消耗的测量数据可取自：生产日报及指标统计结果、主要耗能设备及系统的能源消 毛、运行参数监控结果等。 a）识别当前的能源种类和来源： 发电企业能源种类和来源：燃煤、厂用电、生产用油及水能等，主要通过采购获得及企业 转换的电能： 一电网企业能源种类：电能、生产用油等，主要通过采购获得。 b）评价过去和现在的能源使用情况和能源消耗水平： 正常生产期间应利用运行日报、月报、年报的各种统计数据及分析结果，反映该时间段的能源使用 犬况和能源消耗水平。 C）电力企业在新建（扩建、改建）项目时，应按照《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》

电力企业宜依据一定边界条件和生产、设备正常状态下一定时期的能源消耗和能源效率水平来确定 能源基准。 电力企业宜选择不少于一年的数据作为基准。确定基准主要用于自身跨期比较，以在适宜的方面确 定、评价能源目标和指标，评估能源绩效。在确定基准时应当考虑与能源消耗、能源效率的计量、统计、 分析系统相匹配，并根据能源结构、产品结构和类型、生产工艺、管理水平和手段、生产用能方面的变 化进行调整。企业在确定能源基准时应当规定统计计算准则、评审原则和时间、更新规定等。 电力企业应将建立的能源基准形成文件，适时评审和更新，并通过能源基准确定、评价和比较能源 目标和指标，评估改进的有效性，比较、分析与核算能源绩效。并应考虑相关影响因素对比较评价结果 的影响，包括原燃料条件、负荷率等外部条件的变化（盒候本化）等。

4.4.4.2火力发电企业能源基准

业在利定能源管理基准时，应考康的因索包活：

施工管理标准规范范本机组容量级别： 一锅炉压力参数； 一冷却方式： 烟气脱硫及脱硝方式： 一燃煤成分； 一机组负荷率： 一所在地气温等。 b）发电企业供电标煤耗基准应满足GB21258和所在地区政府发布的火力发电厂供电标煤耗限额 及计算方法的要求。

一机组负荷率； 一所在地气温等。 b）发电企业供电标煤耗基准应满足GB21258和所在地区政府发布的火力发电厂供电标煤耗 及计算方法的要求。

4.4.4.3水力发电企业能源管理基准

水力发电企业在制定能源管理基准时，应考虑的因素包括： 一水库特性（水库面积曲线、水库容积曲线）、水库特征水位及其相应库容、水库（水电站） 的设计水平年和设计保证率； 水库调节类型，如日调节、周调节、年调节、多年调节等； 电站所在流域季节性特点； 电站设备参数，如机组容量、发电水头、机组效率、发电耗水率等； 所在电力系统的特点，如兼顾发电、航运、防洪、灌溉、工业和城镇供水、生态调节等枢 纽综合利用功能。

b）水库预报方案及预报精度应满足GB/T22482水文情报预报规范的要求，

4.4.4.4电网企业能源管理基准

确定电网年度线损率基准时要以线损理论计算值和前几年线损率统计值为基础，并根据以下影响线 损率升降的诸因素进行修正、测算： 一电源分布的变化，发电计划的变化； 电网结构的变化，系统中主要元件设备能效参数的变化： 一负荷增长与用电构成的变化； 一城农网改造、基建及技改工程投运的影响； 一清洁能源（新能源）接入及推动电力需求侧管理的影响； 抽水蓄能电厂调节的影响； 其他服务社会能源减排可能引起系统运行方式或潮流分布出现较大的变化

4.4.5能源绩效参数

电力企业应当设置包括管理层面和运行层面的能源绩效参数，管理层面的能源绩效参数通常与主要 能源使用的控制有关；运行层面的能源绩效参数与设备、设施运行控制等有关。 电力企业可用能源绩效参数说明其运行情况，并在影响能源绩效参数的业务活动或基准变化时更新 能源绩效参数。适用时，与能源基准进行比较。 能源绩效参数确定和更新的方法学应予以记录，形成文件并定期评审

4.4.5.2燃煤发电企业能源绩效参数

a） 公司级能源绩效参数：发电煤耗率、供电煤耗率、厂用电率。 6 发电生产系统能源绩效参数（或称小指标），可包括但不限于： 锅炉：效率、主蒸汽温度压力、再热蒸汽温度、排污率、锅炉烟气出口氧含量、排烟温度、 锅炉漏风率、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉单耗、风机单耗、点火及助燃用 油（或天然气）量等： 汽轮机：汽轮机效率、凝汽器真空度、凝汽器循环水入口温度、凝汽器循环水温升、凝汽

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器端差、凝结水过冷却度、给水温度、给水泵单耗、高压加热器投入率等： 一热网：供热损耗、供热回水率等； 燃料：到货率、检斤率、检质率、亏吨率、索赔率、配煤合格率、煤场结存量、入炉燃 料量及低位发热量等； 一一化学：自用水率、补充水率、汽水损失率、汽水品质合格率等： 一热工：热工仪表、热工保护和热工自动的投入率和准确率。 燃煤发电企业绩效参数示例见附录C，能源绩效参数的测量、计算方法见DL/T904。

4.4.5.3水力发电企业能源绩效参数

水力发电企业能源绩效参数可包括但不限于：流量预报准确率、发电计划准确率、厂用电率、变损 率、台平均消耗清洁水量、台平均消耗纯水量、水能利用率、水能利用提高率、发电耗水率、透平油回 收率、透平油消耗率、绝缘油回收率、绝缘油消耗率等。

4.4.5.4电网企业能源绩效参数

按管理层次分别建立主要能源绩效参数。对地市供电企业，除综合线损率指标外，还应对线损主要 小指标逐级开展统计与分析，如：母线电量不平衡率、分压线损率、变压器损耗、变电站站用电率、功 率因数合格率等。各级电网企业亦可根据本单位具体情况增加若于小指标进行内部统计和考核。

4.4.6能源目标、能源指标与能源管理实施方

4.4.6.1能源目标、能源指标

4.4.6.2能源管理方案

火力发电企业能源管理实施方案，可包括但不限于如下内容： 淘汰落后高耗能机组、辅机： 消除设备配套缺陷（如大变压器带小负荷），优化各主、辅系统运行方式： 机组或锅炉、汽轮机及主要辅机运行优化试验和调整： 选择、改进混煤堆放方式，实施燃煤高效掺烧； 锅炉风机及给水泵、循环水泵变频改造； 汽轮机通流部分、汽封改造。

a）火力发电企业能源管理实施方案，可包括但不限于如下内容： 一淘汰落后高耗能机组、辅机： 消除设备配套缺陷（如大变压器带小负荷），优化各主、辅系统运行方式： 机组或锅炉、汽轮机及主要辅机运行优化试验和调整： 选择、改进混煤堆放方式，实施燃煤高效掺烧； 锅炉风机及给水泵、循环水泵变频改造； 汽轮机通流部分、汽封改造。

b）电网企业能源管理实施方案，可包括但不限于如下内容： 电网设备、电能计量装置的技术改造（高损配电变压器更换计划、小截面输电线路技改工 程等）； 城网、农网节能降损工作； 一加强线损“四分”管理与统计分析工作： 一优化电网运行方式，加强经济调度工作。 c）能源管理实施方案可包括项目可行性研究报告（项目建议书）、设计方案、施工方案、技术方 案和管理措施等，具体包括： 一明确责任部门及其职责： 一针对重要能源使用制定的措施和预计实现的能源效果； 采用的技术方法、施工方法和实施过程中应注意的问题； 一确定需要的资源，包括人力、物力和财力等： 一实施过程的时间进度安排； 一实施过程和结果进行验证的方法。 d）组织应对方案实施过程形成记录，一般包括实施进度完成情况、预期效果实现情况等。 e）能源管理实施方索可以是一个文件，也可以是相关的几个文件。 在方案实施过程中发现不能按照原计划进行时应当及时对能源管理实施方案进行调整。为确保能源 实施方案的有效性，应当对方案实施过程及结果进行验证和评价，形成记录（如项目竣工报告、项 结或后评估报告等）。

电力企业应对能源策划的结果予以实施和运行。实施和运行包括：能力、意识与培训；信息交流； 文件要求及文件控制；运行控制；设计；能源服务、产品、设备和能源的采购，落实能源管理实施方案 并开展与降低能源消耗、提高能源利用效率相关的活动，以实现能源方针和能源目标，

4.5.2能力、培训与意识

4.5.2.1电力企业应确保与主要能源使用相关的人员（能源管理关键岗位）的能力、培训与意识符合 GB/T23331一2012中4.5.2及以下要求。 4.5.2.2发电企业能源管理关键岗位包括生产副总经理、总工程师、部门（运行部、设备部、生技部、 安生部、燃料部、输煤部）主任、节能专工、运行值长、燃料采购等相关人员。 4.5.2.3电网企业能源管理关键岗位包括生产副总经理、节能主管部门负责人、节能专责、线损专责和 运行专责等相关人员。 4.5.2.4国家或地方有明确要求的能源管理岗位人员应获得相应资质。 4.5.2.5电力企业应制定节能培训制度，根据内外部环境的变化，识别在岗员工、转岗员工、新员工、 代表企业的员工等培训需求，实施继续培训和入职培训。 4.5.2.6培训内容宜包括全面节能管理、能量平衡分析、热力经济分析和计算、效率监控方法、主辅机 经济调度和节能技术等。

4.5.3.1电力企业的信息交流应符合GB/T23331一2012标准中4.5.3要求及以下要求： 4.5.3.2电力企业应对能源基准、能源绩效参数、能源目标指标在员工所在岗位及相应层次进行内部沟 通，尤其是当能源绩效纳入企业考核机制时，对考核的过程及结果应予以内部沟通。 4.5.3.3当电力企业决定与外部交流或当地政府能源主管部门、股东方等有要求时，还应规定外部交流 的内容、方式并予以实施。 4.5.3.4电力企业宜设立能源管理机构，负责收集、传递企业能源信息、开展能源体系的策划、实施、

4.5.3.1电力企业的信息交流应符合GB/T23331一2012标准中4.5.3要求及以下要求。 4.5.3.2电力企业应对能源基准、能源绩效参数、能源目标指标在员工所在岗位及相应层次进行内部沟 通，尤其是当能源绩效纳入企业考核机制时，对考核的过程及结果应予以内部沟通。 4.5.3.3当电力企业决定与外部交流或当地政府能源主管部门、股东方等有要求时，还应规定外部交流 的内容、方式并予以实施。 4.5.3.4电力企业宜设立能源管理机构，负责收集、传递企业能源信息、开展能源体系的第划、实施、

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电力企业应建立、实施并保持能源管理体系文件，以确保能源管理体系的有效实施和持续改进。 企业应根据实际需要编制能源管理手册、相应的程序文件和作业文件。 a）企业能源管理体系文件可包括： 一一能源管理手册，包括形成文件的能源方针、职责权限、组织结构等： 一本标准要求的程序文件及记录； 一能源基准、能源目标和指标、能源管理实施方案； 一企业为确保能源管理过程的有效策划、运作和控制所需的作业文件； 外来文件（包括法律法规、规程、规范、标准、合理用能评估报告、设备说明书以及相 方文件等）。 6） 体系文件之间相互联系、相互印证。各层次文件可以相互引用，下一层次文件的内容应是对， 一层次文件内容更为其体、详细的描述。 能源管理体系文件的复杂程度、数量、所投入资源等，取决于体系覆盖的范围、组织的规模 消耗能源的类型与数量、能源利用过程及其相互作用的复杂程度等因素。 d 电力企业建立企业标准体系时，应使能源标准体系构成企业标准体系的一部分，包括能源基社 标准、能源技术标准、能源管理标准、能源工作标准。

4.5.4.2 文件控制

电力企业应策划与主要能源使用相关的运行和维护活动，使之与能源方针、能源目标、指标和 实施方案一致。与主要能源使用相关的过程和活动可包括产品和过程的设计控制、设备设施的 制、生产和服务提供过程的控制及能源的购入储存、加工转换、输送分配及最终使用等过程控 相关标准或规章制度，使其在受控状态下运行。

4.5.5.2电力企业能源管理制度

力企业能源管理制度可包括但不限于（不必形成独立文件）： 发电生产所需的能源管理制度和规程： 一发电运行规程； 一设备检修规程： 一能源技术监督制度； 一运行能源管理制度： 一检修能源管理制度； 一能源技术改造管理制度； 能量平衡管理制度 燃料管理制度； 节油管理制度： 一节电管理制度； 一节水（汽）管理制度： 非生产用能管理制度； 能源分析制度： 能效对标管理制度

一能源奖惩管理制度（含煤、水、油、电单项奖惩和综合能源奖惩）。 b 电网经济运行所需的管理制度： 一电网经济运行制度； 一变压器经济运行管理制度： 一电压和无功管理制度： 一配电变压器低压三相负荷率测试与调整管理制度。

能源奖惩管理制度（含煤、 b) 电网经济运行所需的管理制度： 一电网经济运行制度； 一变压器经济运行管理制度： 一电压和无功管理制度： 一配电变压器低压三相负荷

4.5.5.3火力发电生产中的能源管理

火力发电生产中的能源管理活动包括但不限于： 负荷经济调度： 一在电网调度允许的前提下，要按各台机组效率的高低顺序分配负荷，使效率高的机组多带 负荷，保证全厂综合能耗最低； 根据负荷计划和预测，结合机组能耗指标情况，合理安排机组停备或检修。 煤场管理： 一一细化存煤管理，不同煤种分堆存放： 一煤场建立定期测温制度，在煤堆放时要分层压实，防止存煤自燃： 一存煤要按“烧旧存新”的原则安排入炉，减少因存煤时间过长引起发热量损失： 做好防风损和雨损各项措施，努力降低煤场损耗，煤场存损率应不大于0.5% 一煤场设置良好的排水设施，防止煤中水分增加： 一每月对煤场存煤进行盘点，正确测量体积及密度，盘点结果作为计算正平衡煤耗的依据， 存煤盘点应精确，宜采用激光盘煤仪等仪器提高盘煤精度，并进行盈亏煤分析。 燃煤监测管理： 一严格执行燃煤采制化管理制度，按规程规定进行工业或元素分析： 一入炉煤质的化验要及时提供给生产运行人员，以便掌握煤质变化情况，确保锅炉燃烧稳定 经济； 一 煤质化验结果要按照要求建立台账备查，不得随意调整入炉煤热值，控制好入厂入炉煤热 值差，一般应小于502kJ/kg，做到入炉煤量和质量的真实统计和分析，真实反映企业的煤 耗水平： 一一入炉煤必须通过合格的皮带秤计量，定期进行实物或实物模型校核，精度应达到0.5%以 内；实煤校验时的校验煤量，不得小于皮带运行时最大小时累计量的2%： 一入炉煤采样装置应采用全断面采样，对于入炉煤非全断面采样装置要定期调整、校验保证 采样频次、深度符合标准； 燃煤偏离设计煤种较大时，必须通过试验研究煤种的掺烧和混烧特性，确定最佳配煤比例 以适应锅炉设计煤种燃烧特性要求，保证燃烧的稳定性与经济性。 ） 供热系统能源管理： 一要在满足供热参数需求的前提下，选择参数较低的抽汽压力点优先供热； 一多台机组同时供热时，应通过供热负荷分配试验的结果，确定机组供热的先后顺序； 供热量的调整应采用调整热网循环水量与温度相结合的方法，提高单位工质携带热量的能 力，降低热网循环水泵耗电率。 能源技术改造管理： 根据有关标准规范，结合企业实际情况，在保证设备、系统安全可靠运行的前提下，采用 先进的能源技术、工艺、设备和材料，依靠科技进步，降低设备和系统的能源消耗； 技术改造项目应从技术可行性、经济性、综合效益等方面编制专题分析报告，对改造的投 资费用，能源效果，投资回收年限进行估算：

新机组投产要进行优化燃烧调整试验，煤种变化大要及时进行优化燃烧调整，确定优化的 风率、风量、风量分配方式、氧量、经济煤粉细度、煤粉浓度、燃烧器投运方式，提高锅 炉效率； 加强锅炉吹灰管理，应根据吹灰前后排烟温度和主、再热汽温变化情况。定期分析吹灰效

果，优化吹灰的次数、时间，避免欠吹或过吹，吹灰器投入率不低于98%； 合理优化磨煤机运行方式，在机组运行工况允许的条件下，及时投、停磨煤机来保证制粉 系统的经济运行，避免磨煤机低出力运行： 定期对炉膛、尾部烟道、预热器漏风进行测试，发现异常变化应及时分析查找原因并处理 电气运行能源管理： 一每月不少于次开展厂用电率对标工作，进行全广电平衡测试及分析，对6kV及以上的主 要辅助设备至少每月统计一次耗电率，统计分析各主要辅机设备耗电率变化情况，积极采 用管理和技术措施降低辅助设备耗电率； 正常运行时，氢冷发电机氢气纯度保持在98%以上，最低不应低于96%： 变压器因负荷较低造成的损耗偏大，应通过联系电网合理安排机组和电网运行方式，尽量 提高变压器的负荷： 因变压器由于设备的原因造成的损耗偏大，应制定相应的运行、维护、检修等措施降低损 耗； 主变压器的冷却方式应根据环境温度变化和机组负荷水平，适当调整运行冷却器数量，合 理控制变压器上层油温在30℃～60℃； 一加强照明管理，规范办公区域、现场生产区域内的照明方式： 一加强企业用电管理，减少非生产用电。 辅助系统能源管理： 一加强化学监督和水处理工作，严格执行锅炉定期排污制度，防止锅炉受热面和凝汽器、加 热器及汽轮机通流部分发生腐蚀、结垢和积盐，减少各种汽水损失，合理降低排污率； 应通过试验确定脱硫系统最经济的循环泵及喷淋层的运行组合方式，确定氧化风量和吸收 塔液位及石灰石粒径的优化运行方式： 应避免脱硫系统发生除募器的堵塞和结垢，确保除募器清洁，减少系统阻力，维持脱硫系 统水平衡，利用停机机会检查除雾器，清理堵塞； 脱硝系统投运应与锅炉低氮燃烧调节紧密配合，用经济的喷氨量满足氮氧化物达标排放 要求； SCR脱硝系统投运期间应检测氨逃逸率，氮逃逸应小于3ppm，锅炉空气预热器应定期吹 灰，防止烟气中的少量硫酸氢氨在换热片上沉积而堵塞空气预热器；应加装空气预热器水 冲洗装置，定期进行冲洗； 电除尘器应采用智能化控制系统或高频开关电源； 一除灰渣系统应根据机组燃煤量、煤种、灰分、机组负荷等的变化，调整落灰时间和循环周 期，降低输灰单耗： 一机组低负荷时，结合燃煤量，及时调整捞渣机输送速度（或转速）； 减少输煤系统设备空载运行时间，合理调整输煤系统运行方式，控制皮带出力在额定值范 围内运行； 一输煤系统冲洗水回收系统、煤水处理设备能正常投运，确保排污永和沉积煤泥再利用。 设备检修能源管理： 一消除生产现场设备煤、粉、油、风、水、汽、气、灰的跑目滴漏现象，解决设备磨损，减 少能源损失，提高设备健康水平； 检修前应开展各种能耗诊断试验，科学制定能源目标、方案猎施、作业指导书、检修标准 并严格检修工艺，认真组织实施，确保修后达到预期效果。 加强阀门内漏管理： 一一从设计、安装、采购等方面入手，宜采用新技术、新工艺：

机组大修前、后应进行热力系统不明泄漏率试验： 一加强对疏水阀门的检查维护，加大阀门密封面研磨治理，对于密封面磨损过大的阀门及时 进行更换； 一机组启停过程中，应严格按照规定对疏水阀门进行开启和关闭操作，不应早开、晚关疏水 阀门，以免蒸汽过度冲刷造成疏水阀门损环： 一建立阀门定期检漏制度，发现问题，立即处理； 一对介质温度超过150℃的疏放水门应加装管壁温度测点，监视其温度变化趋势，发现异常 及时处理： 一一机组启动后应对需关闭的阀门进行全面检查，对管壁温度测点或红外线测温仪测得的阀体 温度进行分析。 0）非生产用能管理： 一应建立非生产用能管理制度，重点加强对非生产用能种类、范围以及审批、计量、结算、 监督的管理； 一一应消除非生产用能的无管理、无计量、无结算、无监督、长明灯、长流水、电脑长开机、 空调长不关现象。 P）节水管理： 一一按照GB/T18916.1和DL/T783要求，加强企业的节水管理： 一企业的热力系统、废水处理及回收利用系统、循环水系统、冷却水系统、工业水系统、自 备水系统等设施属节水设施应纳入节水管理范畴； 一要根据季节变化和机组启停与负荷变化情况，在充分保证发电机组安全运行的前提下，及 时调整循环冷却水量和工业冷却水量，做到安全经济运行； 一加强机组热力系统的运行维护，减少热力系统泄漏量，降低机组补水； 一一提高各类工业废水、生活废水的重复利用率，减少各类废水的外排量，降低耗水指标。 q保温管理： 确保热力设备、管道及其附件的保温结构外表面温度合格，当环境温度低于25℃时，热力设备、管 其附件的保温结构外表面温度不应高于50℃：当环境温度高于25℃时，保温结构外表面温度与环 度的温差应低于25C

力发电生产中的能源管理活动包括但不限于： 水库优化运行： 一一完善水情自动化测报系统，提高水库水文预报精度，指导年度、月度及日发电计划的编制： 一优化水库调度，合理控制水库运行水位，降低发电耗水率，提高水量利用率，流域梯级水 电站宜实行联合调度，提高水能综合利用效率； 一应充分利用水情自动化测报系统作好汛期水情预报工作，准确向电力调度部门汇报水情 以便及时调整发电出力，以发电预泄洪方式腾空库容，减少弃水； 一加强中长期水文天气预报及年度水库水文预报，指导年度发电计划的编制和水库水位实际 控制运用： 一应严格按调度图控制水库运行水位，保持水库高水位运行，提高水头效益、 发电设备运行、维修能源管理： 加强发电设备运行、检修能源管理，提高设备健康水平，减少发电设备因非计划停运等原 因而导致的弃水电量损失： 科学安排机组运行方式，合理分配机组负荷，安排机组在高效率区运行： 完善、开发计算机监控系统的自动发电控制（AGC）/自动电压控制（AVC）投入率功能

实现厂内经济运行手段科学化： 根据水情变化，及时调整机组运行水头，优化机组工况，提高机组效率； 一优化开停机流程，缩短流程过程时间，减少机组空转时间： 建立发电设备在线监测系统，充分利用在线监测和诊断技术，推行“状态检修”，提高机 电设备可用小时，减少检修过程中能源、资源消耗； 一加强对生产设备油、气、水管路的巡回检查力度，及时采取措施，杜绝漏水、漏油、漏气 现象的发生； 一加强对机组进水口拦污栅的运行维护工作，严格控制拦污栅前后压差。及时消除榭栅前积渣， 减少水头损失。 C 提高泄洪设施健康水平，确保水库蓄水及防洪调度正常运行。 d）生产用电管理： 一一做好厂用电系统优化、经济运行工作，减少各配用电设备的空载损耗： 一加强生产办公用电的管理，杜绝电能浪费。 e）能源绩效指标出现偏差应分析原因并及时采取控制措施。 定期进行水库库容和上下游水位流量关系曲线等水库参数校核，定期进行能量指标复核，加强 尾水河道管理，避免尾水位抬高。 名 校核水轮发电机机组效率特性，校核蜗壳流量系数K值等参数，有效指导电厂经济运行。 h）开展高能耗、低效率设备普查，加快高能耗设备更新改造，减少能源消耗。 降低油料消耗率，提高油料回收率。

电网运行中的能源管理活动包括但不限于： a）调整运行方式： 各级电力调度部门要根据电网的负荷潮流变化及设备的技术状况及时调整运行方式，实现电网安 全、经济运行。 b）电压与无功管理： 按能源部SD325、电力系统电压质量和无功电力管理规定，并按照电力系统无功优化计算的结果， 合理配置无功补偿设备，合理投退无功补偿设备，做到无功分压、分区就地平衡，改善电压质量，降低 电能损耗。 c）变压器的经济运行： 在保证电网安全稳定运行的前提下，可调整超经济负荷运行范围的变压器、及时停运空载或轻载变 玉器。 d）自用电管理： 制定供电所、变电站自用电量指标，对各供电所自用电计量装置进行统一校验，并定期抄表

4.5.5.6能源管理制度和标准的贯彻实施

下列情形之一的，应及时对相关制度和标准进行修订： 因兼并、重组、转制等导致隶属关系、经营方式、法定代表人发生变化的； 一生产工艺和技术发生变化的： 一能源管理体系或者职责已经调整的： 一依据的法律、法规、规章和标准发生变化的： 一能源管理部门要求修订的； 一能源管理制度和标准的重新修订不宜超过五年。 e）企业应保留将能源管理制度和标准传达给为企业或代表企业工作的人员的证据。

企业在新、改、扩建项目的设计中，应针 效较为显著的设施、设备、系统和过 能源绩效改进的机会和运行控制的雷要，能源绩效评价的结果应纳入相关项目的规范、设计和采

4.5.6.2发电企业的规划与设计

发电企业在规划新建项目和改造项目时，应当结合能源评审的结果，评价影响能源绩效的设施、设 系统和过程的能源使用，评价结果要作为实施项目的输入之一。 a）发电企业基本建设规划应要求设计单位结合项目所在地的地域特点、经济结构、电网结构、电 力市场、热力市场、能源供应等因素，积极发展新型能源（如分布式能源、热电联产项目等） 的应用，项目能耗指标先进、科学。 b 发电企业要求设计单位提供的可行性研究报告应包括能源篇章，内容必应做到指标先进、技术 可行、经济合理，不使用已公布淘汰的高耗能产品和工艺，可行性研究报告中的内容应包括但 不限于以下内容： 一有关能源管理的法律法规、电力行业的规章、规范、技术标准及其他要求； 一燃料品种、采购及基本参数： 一主、辅机等设备选型： 一应用成熟能源技术的情况，控制能耗、能效的主要方法。 c）在可研论证时发电企业应对设计方案开展能源经济技术比较，在规划设计、系统优化、设备选 型、材料选择等方面，综合考虑节煤、节电、节油、节水等各项措施，来用大容量、高参数、 高效率、节能型、节水型的设备，设备的性能指标和参数应与同容量、同参数、同类型设备对 比，确定先进合理的煤耗、电耗、水耗等能耗设计指标和先进合理的能源设计方案。发电企业 在确定设计方案过程中，应使影响能耗、能效的指标或绩效参数达到科学、合理和可控。 d）发电企业应要求设计、制造、安装单位在项目设计、制造、安装中优先使用成熟的能源新材料、 新工艺、新技术、新产品。 e） 发电企业应聘请有资质的单位对新、改、扩建项目的可研设计开展能源评估。能源评估报告应 对项目能源供应情况、项自建设方案能源、项自能源消费和能效水平、能源措施等并展评估， 分析项目主要生产工艺、用能工艺、主要耗能设备的用能情况及存在问题，对项自的用能状况 进行全面分析，提出优化利用能源的措施，

4.5.6.3电网企业的规划和设讯

4.5.7电力企业能源服务、产品、设备和能

当采购对主要能源使用有影响的服务、产品、设备和能源时，应首先评价采购需求。采 标和合同文件应包括能源消耗的要求，必要时，还应分析采购的生命周期成本。适宜时，组 产品和服务作为采购行为的优先选择。

4.5.7.2电力企业能源服务、产品和设备的

电力企业能源服务、产品和设备的采购控制应确保： a）在采购对主要能源使用具有或可能具有影响的能源服务、产品和设备时，在对供应商评价过程 中应考虑能源绩效的要求，并告知供应商。其中，考虑的能源绩效要求可包括： 一法律法规、政策、标准及其他要求； 一与整个用能系统的匹配程度； 一采购产品和设备的能效水平、运行稳定性，如电动机的能效等级等： 一用能设备操作人员的能力水平： 一供应商自身的资质、信誉、技术实力、经验等。 b）能源服务、产品和设备的采购应采取公开招投标方式进行，过程严格按照国家、行业以及上级 主管机构的招投标管理规定执行：国家法律法规中规定可以不进行招标，以及国家相关主管部 门、上级管理机构已明确规定供应商等特殊情况，按照招标管理范围经上级管理单位批准后方 可不进行招标。 采购能源服务（如外包运行、维护、技术监督服务）时，应充分考虑提供服务方的资质及其能 力是否能满足企业的需要，制定对服务方的管理标准，内容应包括管理、评价、考核的流程和 相应的考核细则，并在服务过程中对其提供的服务进行符合性、有效性评价，

4.5.7.3火力发电企业能源的采购管理

能源采购主要是以煤、油为主的燃料采购。燃料采购管理应建立配套的制度体系，管理制度包括燃 划、采购、调运、接卸、计量、验收、耗用、储存、保管、统计、核算和专项分析、评价等内容。 管理应包括： a）采购计划管理。根据发电计划、库存和用煤需求、煤炭市场状况，本着“购、耗、存量合理均 衡”的原则，编制燃料采购计划；在保证发电设备安全的前提下，优化燃料采购结构，最大程 度降低采购成本。 b）采购合同管理： 一一签订合同前掌握供货方的法人资格、资信情况，进行资质审查： 一在签订煤炭购销合同时，应根据电厂锅炉设计要求和储存损失的实际，结合煤炭质量状况 对煤炭的质量提出具体要求和波动范围，包括：收到基低位发热量（Qaetar）、干燥无灰基 挥发份（Vdaf）、全水分（M）、收到基灰分（Ar）、干燥基全硫（St.d）等指标： 一在签订煤炭购销合同的同时，应签订质价协议，对煤炭质量超出合同文本要求的波动范围 以外的部分，依据协议要求予以索赔或拒付： 一采购合同应明确收供货单位、到站（港）、矿别煤种、供货时间、供货方式、数量、质量 价格、检验方式、结算方式以及违约责任； 一不得擅自调运未签订购销合同的煤炭进厂。 调运管理。要根据煤场库存、生产耗用、设备检修等动态情况以及公路、铁路、船运煤的供应 情况，适时调整调运计划，实现各煤种合理搭配、平衡调运，保持煤场的合理库存。 d）接卸管理。应设专人负责进厂车船的接卸管理工作，加强与站港的联系，加速车船周转；对 燃料接卸车船的机械、电气、通信设备和铁路专用线等设施，应加强维修管理，保持设备运 行完好。

DL/T1320—2014

入厂验收管理应包括但不限于以下内容： 建立完善、严密的入厂煤验收质量管理体系，严格执行相关技术标准； 从事燃料计量与采、制、化工作的人员应取得上岗证后方可上岗工作： 一入厂煤检质率、检斤率应达到100%： 一宜采用机械化采样装置，提高装置投入率，年投运率不低于90%，应避免人为操作，保证 验收结果准确； 一一计量设备应取得检定合格证： 定期检查衡器机械、电气部分，防止故障影响计量精度；电子皮带秤应定期进行实物校验， 精度应达到±0.5%以内。

4.5.7.4电网企业能源采购管理

a 确保风电、光伏、水电等清洁能源发电并网，达到全社会降低能源消耗、提高能源利用效率的 目的，并在电网调度时优先安排低煤耗大火电机组满发。 b） 充分考虑到火电厂、水电厂、新能源发电（风电、光伏等）各自的出力特点，以及在清洁度、 电能质量、可获得性和经济性等因素，制定标准，并在发布前评审其适宜性和充分性。 ） 上网电厂与电网企业签订并网协议前，其电能计量装置应由有资质的检测单位校验合格并出具 合格证书。新建、扩建（改建）的发电企业关口计量装置应与一次设备同步投运。 d 规定电力从发电上网，到各电压等级输配电网以及用电各环节的要求。电力调度部门应充分发 挥抽水蓄能电厂在电网调峰、移峰方面的作用

4.6.1监视、测量与分析

在生产运营过程中，电力企业应在能源管理体系策划阶段考虑监视测量的需求，对能源体系的运行 况和决定能源绩效的关键特性进行监视、测量和评价，及时发现问题，采取措施，有效控制。建立一 委监视、测量和评价体系，用于开展以下工作： a）对生产运营用能、管理运营用能和生活用能进行例行监视与测量，对能源目标、指标和能源管 理实施方案的日常运行情况进行监视、测量与分析。 b）建立能源管理绩效评价程序，其内容应包括评价基准、评价方法和频次等。 C 监视和测量对能源消耗、能源利用效率具有重大影响的关键特性的变化，必要时提供紧急情况 的应变数据和信息，并做出应急准备和响应。 d） 对适用法律法规和其他要求避守的文件进行定期的遵法性评价，对技术标准、合同、协议、相 关方要求、有关承诺等进行符合程度评价。 e） 监视、测量设备应按规定进行校准和检定、测试人员应具有相应的资质。 保存监视、测量和评价结果的记录。 6.1.1火力发电企业的监视、测量与分析 火力发电企业的监视、测量与分析应包括但不限于以下内容： a 确定影响能源绩效的关键特性（指标、参数），包括： 一对发电设备、辅助设备和附属设施用能过程进行能源评审的结果；

.1.1火力发电企业的监视、测量与分析 火力发电企业的监视、测量与分析应包括但不限于以下内容： a）确定影响能源绩效的关键特性（指标、参数），包括： 一对发电设备、辅助设备和附属设施用能过程进行能源评审的结果； 一主要能源使用有关的参数，包括凝结水泵、磨煤机等辅机设备耗电率（占厂用电率的比重）； 一一能源绩效参数，包括发电煤耗、发电厂用电率等： 一能源管理实施方案实现目标、指标的结果，包括管理能源和技术能源； 一实际能源消耗与预期的比较，能源量或降耗量等。 b） 制定监视测量计划或方案，按确定的统计期对关键特性进行监视、测量和分析： 对采购的燃料（燃煤、燃油），化验或试验对照采购标准的结果：

4.6.1.1火力发电企业的监视、测与分析

对用能过程进行日常监督检查，包括设备巡视、燃煤掺配、辅机耗电率、采暖制冷系统等； 一建立健全试验组织，对主要用能设备的运行指标、参数定期进行测试或试验，包括锅炉热 效率、汽机热耗率、给水温度、排烟温度、真空严密性试验、空气预热器漏风率等： 一能源管理实施方案的实施进度、实施后的效果评估，确定实现目标、指标的程度，包括优 化运行、技术改造等： 一开展能源监督、能源审计、能效评估或能效对标等工作的结果； 一有关能源管理的经济技术目标、指标。 保留监视、测量结果的记录，及时进行分析，若发现能源绩效出现较大偏差时，应及时确定对 策，作为采取措施的依据。 d 针对监视测量的关键特性，配备所需的监视测量设备，应对用于测量的能源计量装置进行定期 检定或校准，保留证据或记录。能源计量装置的配备与管理按GBT21369执行。

4.6.1.2水力发电企业的监视、测量与分析

水力发电企业应建立能源技术监督管理制度，并对日常运行情况进行监视、测量与分析，每年开展 能源绩效评审并保持评审记录。水力发电企业的监视、测量与分析应包括但不限于以下内容 a）每日对发电量、厂用电率、变损率等指标进行监视、分析：每月、季度对发电耗水率、发电水 量利用率、水能利用提高率、台平均消耗清洁水量、台平均消耗纯水量等指标进行统计分析； 每季度对透平油、绝缘油、润滑油等进行统计分析，分析结果应与上年度期或历年指标对比， 发现偏差应分析原因并制定控制措施。 b 每月对机组开停机成功率、开停机时间、自动装置投入率、自动发电控制（AGC）/自动电压 控制（AVC）投入率等技术指标进行分析。 按照规定的检验周期对发电机电能表、广用电电能表、输配电线路关口电能表等进行检定。用 于电能计量的电流、电压互感器按照规定的检验周期检定合格，二次引线所产生的角度误差、 变比误差、电压降应符合规定。

4.6.1.3电网企业的监视、测量与分析

电网企业的监视、测量与分析应包括但不限于以下内容： a）定期组织负荷实测，进行线损理论计算。各电压等级电网根据实际需要每年可开展一次，遇有 电源分布、网络结构有重大变化时应及时计算。线损理论计算应按调度管辖范围分压进行，线 损计算原则和方法可参照DL/T686执行。 b 线损的理论计算值要与统计值进行对比分析，找出重损层及降损方向，有针对性地提出降损措施。 ） 确定电网年度线损率计划指标宜以线损理论计算值和前几年线损率统计值为基础，并根据以下 影响线损率升降的诸因素进行修正、测算： 一电源分布的变化，发电计划的变化； 一电网结构的变化，系统中主要元件设备能效参数的变化； 一一负荷增长与用电构成的变化； 一一一城农网改造、基建及技改工程投运的影响； 一清洁能源（新能源）接入及推动需求侧管理的影响； 一抽水蓄能电厂调节的影响： 一其他服务社会能源减排可能引起系统运行方式或潮流分布出现较大的变化。 d 应对电网的元器件（如线路、变压器、电抗器等）以及运行情况（变压器负载率、线路载荷水 平、电量不平衡度、功率因数等）过程量进行评价。 e） 应对电网损耗（包括白用电）进行月度、季度、年度的统计，反映各电压等级电网的网络结构、 设备技术状况、用电构成以及管理水平等方面的特点，遂步建立企业能效管理综合评价模型及 指标体系。

f）开展系统办公用油用电的统计分析。 g） 对于电能计量装置进行定期维护，按照规定的时间间隔或在使用前进行校准或检定，保存相关 记录。计量装置的装设地点、计量方式和精确度等应经计量管理部门技术审查和验收认证地基标准规范范本，充 分考虑线损管理分压、分线、分台区统计分析的需要。 关口计量点的设置与电能计量管理应满足： 一跨省、地区电网间联络线两端装表计量，联络线线损承担原则按双方合约执行： 一发电公司（厂）上网电量关口计量点一般设在产权分界点，特殊情况按合同规定的计量点 执行； 一客户关口计量点一般设在产权分界点，有合约规定的按合约执行： 一所有关口计量装置的配置应满足DL/T448的规定和要求： 一新建、扩建（改建）的关口计量装置应与一次设备同步投运，满足本电网电能采集系统 要求； 一一对涉及关口计量点变更的新建、扩建（改建）工程项目，应在项目初设阶段由线损归口管 理部门明确关口新增或调整方案。

4.6.2.1企业应建立合规性评价程序，用于定期评价其适用法律法规和其他要求的进守俏况。 4.6.2.2在建立程序时，可使用企业内部有相应能力的人员，也可使用外部资源。建立程序应考虑但不 限千以下输入：

限于以下输入： 一审核； 一监管机构检查结果： 一对法律法规和其他要求的分析； 一能源审计结果； 一行业/集团对标结果： 一对重点耗能区域监视和测试结果的分析。 4.6.2.3合规性评价可针对综合的法律法规和其他要求进行，也可针对某专项要求进行。可将合规性评 价与其他评价活动（包括管理体系审核等）结合起来进行。 4.6.2.4企业应定期开展合规性评价并将评价结果予以记录。

内部审核应符合GB/T23331一2012中4.6.3的要求。

4.7.2管理评审的输入应包括主要能源绩效和参数的变化

水泥标准规范范本立能源管理体系的基本步

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