1、前 言随着电力企业制度的不断深化和发展，电力企业也逐步由生产型向生产经营型转变，提高效益，降低成本是企业发展所追求的目标。因此，电力企业节能工作就显得尤为重要。节能降耗工作已成为衡量一个电厂生产经营管理水平的重要标准之一，也是一流火力发电厂主要管理工作要求。为了不断提高各岗位人员的节能意识，全面掌握国家有关节能工作的方针、政策、法规，立足岗位做好节能工作，搞好本公司的节能管理工作，提高热能利用率，把每一个经济技术指标、每一项调整操作、每一台设备的维修与节能任务紧密地结合起来，充分发挥每一个员工的聪明才智，挖掘节能潜力，把我公司各项经济指标尽快地达到或接近国内先进水平。根据近几年来的管理经验及相2、关资料，整理编写这本节能管理手册，供本公司有关员工在工作中运用与参考。第一部分 政策与法规一、中华人民共和国节约能源法（略）二、火力发电厂节约能源规定（试行）颁发部门：能源部发布日期：XX-02-05生效日期：XX-02-05 第一章 总 则第一条 我国火力发电厂（以下简称火电厂）所耗燃料在一次能源生产总量中占有很大比重，降低火电厂煤耗对于缓解燃料的供应和促进国民经济发展有十分重要的意义。为推动火电厂节能，根据国务院颁发的“节约能源管理暂行条例及能源部颁发的节约能源管理暂行条例电力工业实施细则（试行）制订本规定。第二条 为促进火电厂降低煤耗，在发展电力工业的规划和设计中，应大力采用高参数大容量3、机组，积极发展热电联产加速对现有中小凝汽机组的改选和严格限制在大电网内新年建中小凝汽式机组。第三条 为加强对节能工作的领导，各电管局、省电力局以下简称网省局应建立节能办公会议制度或节能领导小组，由主管生产的副局长主持，日常工作由节能办公室或由有关处室设专职人员归口管理。节能领导小组的职责是负责检查监督国家和能源部的节能方针、政策、法规、标准及有关节能指示的贯彻执行；制订本局火电厂节能规划；核定考核火电厂的主要能耗指标；监督节能措施的落实；及时总结经验和分析存在的问题，每季度进行一次分析，每年进行一次总结报部。第四条 火电厂设立节能领导小组，由主管生产的副厂长主持，负责贯彻上级方针、政策和落实下4、达的能耗指标；审定并落实本厂节能规划和措施；协调各部门间的节能工作。第五条 装机量在工作50MW及以上电厂应设置专职节能工程师。容量在50MW以下电厂是否设置，根据电厂情况自行决定。节能工程师的职责是：（1） 在生产副厂长或总工程师领导下工作，负责厂节能领导小组的日常工作；（2） 协助厂领导组织编制全厂节能规划和年度节能实施计划；（3） 定期检查节能规划和计划的执行情况并向节能领导小组提出报告；（4） 对厂内各部门的技术经济指标进行分析和检查，总结经验，针对能源消耗存在的问题，向厂领导提出节能改进意见和措施；（5） 协助厂领导开展节能宣传教育，提高广大职工节能意识，组织节能培训，对节能员工作进5、行指导；（6） 协助厂领导制定、审定全厂节能奖金的分配办法和方案。第六条 部属科研院所，各局属电力试验研究所负责火电厂节能技术的开发和试验研究工作。对电厂的节能工作进行技术指导；开展节能监督。对电厂计量装置进行技术监督；开展专业技术培训和节能信息、情报交流。第一章 基础管理第七条 火电厂应根据企业上等级和安全文明生产达标标准对能源消耗指标的要求和网、省局下达的综合能耗考核定额及单项经济指标，制订节能能源规划和年度实施计划。第八条 火电厂能耗是企业经济承包责任制的一个重要组成部分节能工作应纳入整个电厂的生产经营管理工作中。第九条 火电厂依靠生产管理机构，充分发挥三级节能网的作用，开展全面的、全员6、的、全过程的节能管理。要逐项落实节能规划和计划，将项目指标依次分解到各有关部门、值、班组和岗位，认真开展小指标的考核和竞赛，以小指标保证大指标的完成。第十条 火电厂除发电量、供热量、煤耗率、厂用电率综合指标以外，还应该根据各厂具体情况，制定、统计、分析和考核以下各项小指标：锅炉：效率、过热蒸汽汽温汽压、再热蒸汽汽温、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、锅炉漏风率、飞（灰渣）灰可燃物、煤粉细度合格率、制粉耗电率、风机耗电率、点火及助燃用油（或天然气）量等。汽轮机：热耗率、真空度、凝结器端差、凝结水过冷却度、给水温度、给水泵和循环水泵耗电率、高压加热器投入率等。热网：供热回水率等。燃料：燃料到货率、检斤7、率、检质率、亏吨率、索赔率、配煤合格率、煤场结存量、入炉燃料量及质量等。化学：自用水率、补充水率、汽水损失率、汽水品质合格率等。热工：热工仪表、热工保护和热工自动投入率和准确率。第十一条 各火电厂要把实际达到的供电煤耗率同设计值和历史最好供电煤耗水平，以及国内外同类型机组最好水平进行比较各分析，找出差距，提出改进措施。如设备和运行条件变化，则由主管局核定供电煤耗水平。其他一些经济指标也要和历史最好水平或合理水平进行比较和分析。第十二条 火电厂的标准煤耗率应按正平衡法计算，并以此数据上报及考核。第十三条 网、省局每季度进行一次所属火电厂发电量、供热量、燃料消耗量、煤耗率、厂用电率、同类型机组平均8、单耗、全局平均单耗及其他能耗指标的统计和分析并部。第十四条 能源计量装置的配备和管理按国家和能源部的有关规定和要求执行。能源计量装置的选型、精确度、测量范围和数量，应能满足能源定额管理的需要，并建立校验、使用和维护制度。第十五条 火电厂非生产用能要与生产用能严格分开，加强管理，节约使用。非生产用能应进行计量，并按规定收费。 第三章 运 行第十六条 运行人员要树立整体节能意识，不断总结操作经验，使各项运行参数达到额定值稳定运行，以提高全厂经济性。第十七条 凡燃烧非单一煤种的火电厂，要落实配煤责任制。可成立以运行副总工程师为首、由运行、燃料、生技等部门参加的燃煤调度小组，根据不同煤种及锅炉设备特性9、，研究确定掺燃方式和掺燃配比，并通知有关岗位执行。第十八条 锅炉司炉要掌握入炉煤的变化，根据煤种分析报告及炉膛燃烧工况，及时调整燃烧操作，经常检查各项运行指标与额定值是否符合，如有偏差要分析原因并及时解决。凡影响燃烧调整的各项缺陷，要通知检修及时消缺。要按照规程规定做好锅炉的及时清焦和吹灰工作，以使锅炉经常处于最佳工况下运行。第十九条 改善操作技术，努力节约点火用油和助燃用油。燃油锅炉要注意保持燃油加热温度和雾化良好。各网、省局和火电厂应根据各种不同的锅炉和运行条件，制定耗油定额并加强管理，认真考核。第二十条 保证汽轮机在最有利的背压下运行，每月进行一次真空严密性试验。当100MW及以上机组真10、空下降速度大于400帕/分（3毫米汞柱/分）、100MW以下机组大于667帕/分（5毫米汞柱/分）时、应检查泄漏原因，及时消除。在凝汽器铜管清洁状态和凝汽器真空严密性良好的情况下，给制不同循环水温时出力与端差关系曲线，作为运行监视的依据。第二十一条 加强凝汽器的清洁。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设流冲洗机逐根管子清洗法。 保持凝汽器的胶球清洗装置（包括二次虑网）经常处于良好状态，根据循环水质情况确定运行方式（每天通球清洗的次数和时间），胶球回收率应在90%以上。第二十二条 保持高压加热器的投入率在90%以上，要规定和控制高压加热器启停中的11、温度变化速率，防止温度急剧变化。维持正常运行水位，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，使回热系统符合最经济的运行方式。第二十三条 加强化学监督，搞好水处理工作，严格执行锅炉定期排污制度，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、结垢和积盐。第二十四条 冷水塔应按规定做好检查和维护工作，结合大修进行彻底清理和整修，并应采用高效淋水填料和新型喷溅装置，提高冷却效率。第二十五条 对各种运行仪表必须加强管理，做到装设齐全，准确可靠。全厂热工自动调节装置投入率要达到85%以上。对100MW及以上大机组的自动燃烧和温度自动调节12、装置要考核利用率。第二十六条 凡200MW及以上机组必须配备计算机进行运行监测。积极开发计算机应用计算程序，参照机组的设计值和热力试验后获得的最佳运行曲线，在运行中使用偏差法和等效热降法，监视分析机组的主要经济指标，及时进行调整，不断降低机组热耗。第二章 燃料管理第二十七条 按照国家有关部门规定和上级要求，加强燃料管理，搞好燃料的计划和定点供应、调动验收、收发计量、混配掺烧长远规划等项工作。第二十八条 努力提高计划内燃料到货率，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。第二十九条 到厂燃料必须逐车（船）计量。装机容量在200MW及以上或年耗煤量在100万吨及13、以上经铁路进燃料的电厂，凡条件允许都必须安装使用电子轨道衡并加强维护保养。第三十条 维护好电厂的燃料接卸装置，做到按规定的时间和要求将燃料卸完、卸净。第三十一条 入炉煤必须通过合格的皮带秤计量，并建立实物或实物模型校磅制度。第三十二条 用于煤质化验的煤样，应保证取样的代表性，要使用符合标准要求的机械化自动取样制样装置，并按规程规定进行工业分析。第三十三条 加强贮煤场的管理，合理分类堆积。对贮存的烟煤、褐煤，要定期测温，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。第三章 设备维护和试验第三十四条 加强设备管理，搞好设备的检修和维护，坚持“质量第一”的方针，及时消除设备缺陷，努力维持设14、备的设计效率，使设备长期保持最佳状态。结合设备检修，定期对锅炉受热面汽轮机通流部分、凝汽器和加热器等设备进行彻底清洗以提高热效率。第三十五条 通过检修消除七漏（漏汽、漏水、漏油、漏风、漏粉、漏煤、漏热）阀门及结合面的泄漏率应低于千分之三。建立查漏堵漏制度，及时检查和消除锅炉漏风。400吨/时及以上锅炉漏风系数至少每月测一次，400吨/时以下锅炉漏风系数每季测试一次，并使之不超过下述规定（以理论需要空气量的百分数表示）（1） 锅炉本体（包括过热器、省煤器） 蒸发量为75吨/时以下的锅炉 12% 蒸发量为75吨/时至230吨/以上的锅炉 8%（2） 空气预热器管式空气预热器 5%板式空气预热器 715、%回转式空气预热器漏风量应不超过：蒸发量为670吨/时及以下的锅炉 15%蒸发量大于670吨/时的锅炉 10%（3） 除尘器电气除尘器旋风式和湿式除尘器 5%（4）制粉系统 5%1 中间贮仓式钢球磨煤机系统漏风率不应超过下表所列数值： 干燥介质磨煤机出力（吨/时）漏风率（%）（以干燥剂数量为基础）空汽35烟汽与空气混合 10-2040空气25烟汽与空气混合 20-5030空气20烟汽与空气混合 50-70252 负压直吹式钢球磨煤机系统，一般为表中数值的70%。3 在负压下工作的其他类型磨煤机： 锤击磨 10% 中速磨 20% 风扇磨 20%第三十六条 保持势力设备、管道及阀门的保温完好，采用16、新材料，新工艺，努力降低散热损失。保温效果的检测应列入大修竣工验收项目，当年没有大修任务的设备也必须检测一次。当周围环境为25时，保温层表面温度不超过50。第三十七条 做好制粉系统的维护工作。通过测试得出钢球磨煤机的最佳钢球装载量以及按制粉量的补球数量，定期补加和定期筛选钢球。中速磨和风扇磨的耐磨部件应推广应用特殊耐磨合金铸造，以延长其使用受命。第三十八条 火电厂应加强势力试验工作，建立健全试验组织，充实试验人员各设备。要进行机炉设备大修前后的热效率试验及各种特殊项目，作为设备改进的依据和评价；进行主要辅机的性能试验，提供监督曲线以及经济调度的资料和依据；参与新机组的性能验收试验，了解设备性能17、，提供验收意见。第三十九条 应定期进行能量平衡的测试工作，能量平衡测试时，单元制锅炉一汽轮发电机组需同时进行测试，但不限定全厂所有机组同时进行。能量平衡测试工作，应至少每五年一次，其内容包括燃料、汽水、电量、热平衡，并进行煤耗率、厂用电率及其影响因素分析。第四十条 锅炉应进行优化燃烧调整试验，对煤粉细度及其分配均匀性，一次、二次风配比及总风量，炉膛火焰中心位置，磨煤机运行方式等进行调整试验，制订出针对常用炉前煤种在各种负荷下的优化调整运行方案。 第六章 技术革新和技术措施第四十一条 不断进行技术革新、采用先进技术是提高电力生产经济性的重要途径。对行之有效的节能措施和成熟经验，要积极推广应用。各18、火电厂应认真逐台分析现有设备的运行状况，有针对性的编制中长期节能技术革新和技术措施规划，按年度计划实施以保证节能总目标的实现。第四十二条 火电厂对节能技术改造所需资金应优先安排，要提取一定比例的折旧基金和留成中的生产发展基金，用于节能技术改造。第四十三条 加强大机组的完善化，提高其等效可用系；增强调峰能力，提高机组效率。对于重大节能改造项目，要进行技术可行性研究，认真制订方案，落实施工措施，有计划地结合设备检修进行施工，并及时对改造后的效果作出考核评价。第四十四条 对于再热汽温偏低的锅炉，应结合常用煤种的化学及物理性能，对照锅炉设计加以校核，进行有针对性的技术改造。第四十五条 保持炉膛及尾部受19、热清洁，提高传热效率，安装并正常使用吹灰器，加强维护。对于质量差的长管吹灰器，应更换为合格的合金钢吹灰管枪。第四十六条 锅炉加装预燃室和采用新型燃烧器。应根据燃煤品种、炉型结构和负荷变化幅度，选用合适的预燃室和燃烧器，以提高锅炉低负荷时的燃烧稳定性，增加调峰能力，降低助燃和点火用油的消耗。第四十七条 减少回转式空气预热器的漏风。结合检修，对现有风罩式加转空气预热器各部间隙进行调整和消缺。并加强维护和运行管理。对结构不合理、通过检修仍不能解决严重漏风问题的，要有计划地结合大修进行改造或更换。第四十八条 保持锅炉炉顶及炉墙的严密性，采用新材料、新工艺或改造原有结构，解决漏风问题。第四十九条 改造低20、效给水泵。采用新型叶轮、导流部件及密封装置，以提高给水尜 效率。第五十条 对国产200MW机组，经过研究核算，有足构的汽源供应时，可将电动给水泵改为汽动给水泵。第五十一条 针对大机组在电网中带变动负荷的需要，将定速给泵改为变速给水泵，或在原有定速给水泵上加装变速装置。第五十二条 对大型锅炉的送风机、引风机，在可能条件下加装变速装置或将电动机改为双速。第五十三条 对与制粉系统进行参数不相配合的粗、细粉分离器进行改造，以充分发挥磨煤机的潜力，降低制粉电耗。第五十四条 改造汽轮机通流部分。精修通流部件，提高流道园滑性，改善调速汽门重叠度，减少节流损失，同时采取改造汽封结构等措施，降低汽轮机热耗。第五21、十五条 改造结构不合理、效率低的抽气器。如将国产汽轮机的单管短喉部射水抽气器改为新型高效抽气器或回转式真空泵。第五十六条 对循环水泵特性进行测试，对效率偏低或参数与冷却水系统不相匹配的水泵进行有针对性的技术改造。第五十七条 对运行小时较高的辅机配套的老式电动机，应结合检修应用磁性槽泥或磁性槽楔等技术，有计划分步骤地改造为节能型电动机。第五十八条 加速对中低压凝汽机组退役、报废和改造。除新建高参数大容量机组替代一些没有改造价值必须报废的机组外，对那些设备状况较好、附近又有较稳定的热负荷的中低压凝汽机组，应改造为蒸汽供热或循环水供热机组。第七章 经济调度第五十九条 电网调度要在保证电网安全的前提下22、，以最合理的运行方式，取得全网最佳经济效益。按照等微增和合理利用水电的原则，正确安排水、火电厂运行方式。要努力提高全网高参数大容量机组的发电比例，减少中小机组和烧油机组发电比例并发挥其调峰作用。第六十条 各火电厂要按电网调度要求和等微增准则，确定本厂和机组运行方式，进行电热负荷的合理分配，使全厂经济运行。第六十一条 通过试验编制主要辅机运行特性曲线，在运行中特别是在低负荷运行时，对辅机进行经济调度。第六十二条 供热机组的电负荷高于热负荷相对应的数值时，超出部分应按凝汽工况参加调度。 第八章 节约用水第六十三条 火电厂要加强用水的定额管理和考核，采取有效措施，千方百计节约用水。要进行水的计量，根23、据厂区水量和水质条件进行全厂的水量平衡，并以此为准进行运行控制和调整。第六十四条 对于闭式循环冷却系统，要采取防止结垢和防腐的措施，并根据厂区供水水质条件，经过计算，制订出经济合理的循环水浓缩倍率范围。第六十五条 采用干式除水上运动尘器的火电厂，粉煤灰应尽量干除，并积极扩大综合利用途径；在缺水地区推广干灰调湿堆贮工艺，减少水冲灰量。采用水冲灰的火电厂要根据排灰量调整冲灰水量，在保证灰水流速的条件下使灰水比维持在以下范围：高浓度灰浆泵出灰系统 1：3左右普通灰浆泵出灰系统 1：1左右第六十六条 在缺水地区，要回收冲灰水及冲渣水、水内冷发电机的冷却水、轴瓦的冷却水及盘根的密封水，使之重复利用。若冲24、灰水属于结垢型，要采取有效的防垢措施。冷却塔要加装高效除水器，减少水的飞散损失。第六十七条 要减少各种汽、水损失，合理降低排污率。做好机炉等热力设备的疏水、排污及启、停时的排汽和放水回收。火电厂各项正常汽、水损失率（不包括锅炉排污，机组起动或因事故而增加的汽、水损失，以及供热与燃油用汽的不回收部分），应达到以下标准：200MW及以上机组不大于锅炉额定蒸发量的 1.5%100MW至200MW以下机组不大于锅炉额定蒸发量的 2.0%100MW以下机组不大于锅炉额定蒸发量的 3.0%严格控制非生产用汽和注意回收凝结水，并单独计量，防止浪费。第六十八条 热电厂要加强供热管理，与用户协作，采取积极措施，25、按设计（或协议）规定数量返回合格的供热回水。 第九章 培 训第六十九条 网、省局和火电厂要经常谅广泛开展的宣传和教育，提高广大职工的节能意识，发扬点滴节约精神，千方百计杜绝各个环节的能源浪费。第七十条 网、省局和火电厂要制订节能管理人员和生产工人的培训制度，开办各种层次的培训班，有计划地轮训各级和节能人员。火电厂节能工程师必须经过专业培训及考核，合格后由主管部门颁发证书。第七十一条 节能培训内容包括全面节能管理、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。不同层次的培训班可选择不同的内容和浓度。第七十二条 加强信息交流和节能工作经验交流。推广现代化节能管理方法、26、节能技术改造和行之有效的节能措施。 第十章 奖 惩第七十三条 加强思想政治工作，以调动广大职工开展节能活动的积极性，对节能工作采取精神鼓励与物质奖励相结合的原则，做到节约有奖，浪费当罚。第七十四条 根据国家和能源部的规定，对火电厂节约煤、油、电、水实行节能奖第七十五条 节能奖按照定额进行考核。网、省局的供电煤耗定额由能源部核定，火电厂的供电煤耗定额由网、省局核定，并制订出相应的考核管理办法实行奖惩。节能奖主管局统一分配，各级节能管理部门要负责管好、用好，主要发给与节能工作有关的单位和个人，防止平均主义。火电厂节能奖的30%-40%必须用于奖励节能效果显著、对节能工作贡献大的单位和个人。三、电力27、工业节能技术监督规定1 总则1.1 为贯彻国家“资源开发和节约并举，把节约放在首位”的能源方针，强化电力企业节能管理，努力降低能耗，对电力工作实行节能技术监督，特制定本条例。1.2 节能技术监督即对影响发电、输变电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监督、检查调整及平价。1.3 节能技术监督是电力工业节能工作的组成部分，贯穿于电力基建和生产全过程，按分阶段、分级管理原则，实行节能监督责任制。 1.4 节能技术监督指标实行考核制度，并设立节能奖。1.5 通过对电力企业耗能及系统在设计、安装、调试、运行、检修、技术改造等阶段的节能技术监督，使其电、煤、油、气、水等消耗达到最佳水平。1.6 积极推28、广采用先进的节能技术、工艺、设备和材料，依靠技术进步，降低发供电设备和系统的能源消耗。1.7 本条例适用于各电力集团公司、各省（市、区）电力公司（以下简称省电力公司）及发供电设备并入电网运行的企业。2 监督机构和职责2.1 电力系统的节能技术监督分为四级管理，即电力部（或国家电力公司，下同）电力集团公司、省电力公司和发电厂、供电局（供电公司、电业局，下同）2.2 电力部为电力行业节能技术监督归口管理部门，其主要职责为：2.2.1 贯彻执行国家有关节能技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。2.2.2 负责制定本行业或国家电力公司系统节能监督的方针、规定及技术措施、能耗标准等2.2.3 29、对电力建设和生产全过程的节能技术监督人员实行归口管理。2.2.4 组织对电力集团公司、省电力公司的节能技术监督人员培训、考核、发证；对节能检测中心进行资质审查认证；监督与指导电力集团公司、省电力公司的节能技术监督工作，协调各方面的关系2.2.5 组织对重大节能技术改造项目的技术论证，对能耗异常情况组织调查分析，并提出指导意见。2.2.6 组织交流推广节能技术监督的工作经验和先进技术，定期发布节能信息及各类火电机组的主要经济指标完成情况。2.2.7 制定节能考核和奖惩办法，并监督执行情况。2.2.8 监督年度技术经济指标考核计划的实话。2.3各电力集团公司、省电力公司、由总工程师具体领导领导节能30、技术监督工作，其主要职责为：贯彻执行国家和上级有关节能技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。 监督本电网扩发、供电企业供电煤耗、线路损耗指标完成情况及有关措施执行和规划制定情况。2.3.3 对电网规划、设计进行节能技术监督。2.3.4 对新建、扩建、技术改造工程进行节能全过程技术监督。能耗指标出现异常波动情况组织技术诊断，分析原因，提出对策，督促解决。2.3.5 编制节能技术监督报告，检查和督促发供电企业节能技术监督工作的开展。2.3.6 总结交流节能技术监督经验，组织技术培训。2.3.7 电力集团公司、省电力公司建立节能检测中心。挂靠在电力试验院所。中心在主管公司的指导下，负责电网31、内发供电设备的节能检测、服务、节能新技术的推广及主管电力公司交办的节能技术监督工作。2.3.8 监督节能奖励办法的执行情况。2.3.9 下达年度技术经济指标的考核计划。2.4 发电厂、供电局由分管节能的厂（局）长或总工程师负责节能技术监督工作，明确和建全节能技术监督网监督人员的职责及工作程序。2.4.1 贯彻执行上级的节能技术监督规定，监督、检查基层生产单位（部门）的贯彻执行情况。2.4.2 将能耗指标分解，逐步下达给有关部门班组，并监督其执行情况。2.4.3 定期召开节能分析例会，总结交流监督经验，分析节能效果及存在的问题，提出改进措施。2.4.4 对本单位的技术改造项目进行节能技术监督，包32、括节能技术改造项目效果的测算评价和效益评估。2.4.5 对燃料、电、水、汽等计量装置进行计量监督。2.4.6 当能耗异常波动时，分析原因并提出整改措施。2.4.7 及时上报节能技术监督报表，分析和总结材料。2.4.8 监督节能奖惩办法的执行情况，表彰和奖励对节能作出贡献的部门和个人。3.火电厂节能技术监督3.1 基本建设基本建设规划须贯彻执行国家的节约能源政策，合理、优化用能。优先选用高效大容量机组及高参数技术；提出节能的经济技术方案的比较；发展热电联产。 新建、扩建和技改工程项目应贯彻降损节能的原则，执行国家关于基本建设和技术改造工程项目可行性研究报告增列节能篇的暂行规定；优化设计，确定先进33、合理的煤耗、电耗、水耗等设计指标。火电机组在设计及安装时，应设必要的热力试验测点（见附件1），以保证机组势力性能试验数据的完整和可靠性。 严格按有关规程和标准要求进行系统及设备的安装调试。新投产火电机组，须按部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）规定的性能试验项目、技术经济指标考核项目并按国标或制造厂与项目法人确定的标准进行热力试验和技术经济指标考核（见附件2）3.2 生产运行实行电网的经济调度以最合理的经济运行方式，取得电网的最佳效益。发电厂按照各台机组的热力特性、主要辅机的最佳组合，进行经济调度。3.2.2 加强燃料管理，力争按锅炉设计煤质订货和进厂煤按煤种堆放；及时34、进行入炉煤的工业分析，提供运行人员掌握入炉煤煤种特征，进行燃料及燃烧调整；对入炉、入厂煤的应用基低位发热量、灰份、分析基挥发份进行监督。3.2.3 火电厂能耗监督主要综合经济指标为供电煤耗及锅炉效率、机组热耗、厂用电率等。3.2.4 对反应机组经济特性的参数和指标，如主蒸汽压力、温度，再热蒸汽温度，排烟温度、氧量、飞灰可燃物、给水温度、高加投入率、汽机端差、背压，主要辅机用电率等运行指标，进行监督、检查、调整、分析和考核。3.2.5 按部颁火电厂节约能源规定的要求及有关规程规定，定期对锅炉漏风率、汽机严密性等进行测试；对凝汽器胶球清洗、锅炉受热面吹灰器等装置的投入情况及效果进行监督、考核。3.35、2.6 主要系统和设备试生产、大修以及进行重大技术改选前后，都应进行性能试验，为节能技术监督提供依据。3.2.7 对影响机组经济性较大，需要通过设备检修解决的缺陷，属标准检修项目，按相应标准进行检修及验收；对于非标准项目，制定欲达到的目标，检修完成后进行经济性能和指标的调试及考核。3.2.8 根据热力系统和设备的优化分析，落实节能技术改造项目；对低效水泵和风机积极采用调速技术和设备，降低用电量。3.2.9 做好设备、管道及阀门的保温工作，使外壁温度在规定值内；定期进行散热损失测定，应用新工艺、新材料、减少散热损失。3.3 能源计量执行国家和部颁有关计量规程、制度和计量标准。3.3.2 能源计量36、器具的选型、准确度、稳定度、测量范围和数量等，应能满足能源消耗定额、实行能耗定额管理、考核以及制定企业综合能源标准的需要。3.3.3 发电厂进厂燃料、供电、供热及厂内用电、用热必须100%的检测，并依此要求配备监测计量器具。发电厂的关口电能监测仪表，其不平衡率应符合部颁有关规定。3.3.4 综合能源计量器具配备率达到100%，计量检测率达到95%，在用计量器具周期受检率达到100%。3.3.5 发电厂配置的进厂、入炉煤计量及分炉计量装置、实物校验装置应定期进行校验；按规定周期对皮带秤进行实物校验。3.3.6 监督进行每月煤场的盘点工作，发生差距较大的余亏，应分析原因，按有关规定合理处理。4.电37、力网降损技术监督4.1 电网应发展高压、超高压交流、直流输变电技术。电网、城网及农网规划及设计应有节能篇。基建、技改工程项目应贯彻降损节能的原则，所选设备应符合国家能耗标准。凡不符合节能要求工程项目，审批单位不应批准建设。监督降低线损技术措施纳入基建、技改及大修工程项目中实施情况。4.2 无功补偿设备的配置应做到无功功率就地补偿，分压、分区平衡，符合电力系统电压和无功电力技术导则的有关要求。4.3 城市电网的规划设计应符合城市电力网规划设计导则，根据现有实际情况和远景发展，城网应尽量简化变压层次；导线截面的选择，除按电气、机械条校核外并按导线截面的经济电流密度考虑；配电电网的供电半径经济合理；38、合理选择节能及有载调压变压器。4.4 电能计量装置符合部颁规定，满足各级电压母线电量不平衡测量要求，生产、多经及生活用电分开计量。4.5 各级调度部门应根据电力系统设备的技术状况、负荷潮流的变化，及时调整，使电网经济运行。在运行方式按排中，应根据线损理论计算值与实际线损统计值进行对比，实行分压、分线及分原件线损分析，提出有关降损措施。4.6 各级调度或变电站运行人员应根据负荷变化规律及电压状况，及时投切无功补偿设备和调整发电机运行力率，加强调度衔接处结点和用户无功功率的监督与控制，达到部颁电力系统电压质量和无功电力管理规定的要求，使各级电压质量及功率因数达到规定范围。4.7 按部颁电力网电能损39、耗管理规定要求，定期组织负荷实测及线损理论计算。4.8 各级电力部门应切实加强用电管理工作，减少内部责任差错，防止窃电及违章用电；应开展经常性的用电稽查，降低管理线损，并定期提出用电稽查专题报告。4.9 严格抄表周期，抄表例日不得随意改动，努力提高月末24点及月末三天内抄表的售电量占总售电量的比例。4.10 各类电能计量装置应按部颁规程、标准及规定进行定期检定（含现场检验）及调换。其中大用户和关口电能计量装置： 电能表调前合格率应达到99%电能表周期轮换率、校验率应达到100%高压互感器周期受检率、周期合格率应达到100%4.11 关口电能表所在的发电厂、变电站的母线电量不平衡率应达到：22040、KV及以上母线不大于1%；220KV及以下母线不大于2%。5管理5.1节能技术监督工作实行监督报表责任制。节能技术监督报告及指标应按规定时间上报，重要问题进行专题报告；节能技术监督报告应报主管领导和上级监督机构，亦可越级上报；按时编写节能分析报告和工作总结，并报上级主管部门。5.2 节能技术监督工作实行考核制度。对各项监督指标实行逐级考核，根据完成情况进行奖罚并同企业称号评定等活动挂钩。节能奖单独使用，奖励对节能工作有直接贡献者，避免搞平均分配。5.3 建立和健全节能技术监督的基础资料和档案管理。5.4 加强对节能技术监督人员的培训和考核，按规定要求持证上岗。5.5 加强节能工作的宣传，提高全41、员节能意识。5.6 由于监督不力造成严重后果的，要追究当事者的责任。5.7 对节能技术监督有突出贡献的单位和个人给予奖励。6附则6.1 本规定自颁发之日起执行。6.2 本规定由电力部负责解释。6.3 各电力集团公司、省电力公司根据本规定制定实施细则。附件1： 200MW及以上机组热力试验必要测点1 汽轮机主凝结水流量（在最后一级低压加热器出口装设长颈或标准喷嘴）、压力及凝结水泵出口温度。主给水流量、压力、温度（#1高压加热器出口） 给水泵汽轮机进汽流量（进汽管道）过热器、再热器减温水流量、压力、温度（给水泵出口及泵抽头）主蒸汽、再热蒸汽压力、温度（主汽门前）高压调节级后压力、温度，中压缸和低压42、缸进汽压力、温度（进汽导管）高压缸、主汽轮机、给水泵汽轮机排汽压力、温度（排汽管）加热器进汽压力、温度（进汽口）进、出口水温度（加热器水侧）疏水温度（疏水管调节阀前）除氧器进汽压力、温度，水箱压力轴封供汽压力、温度2锅炉预热器进出口烟温及静压排烟温度汽包压力过热汽出口压力原煤取样沉降灰取样飞灰取样炉渣取样给煤量给粉取样磨煤机风量，进、出口压力密封风风量除尘器进、出口粉尘取样、静压送、引风机和一次风机流量，进、出口静压及温度注：其它试验数据可采用运行表计或数据采集系统。以上测点为必要测点，各类型机组还应根据实际系统、试验目的，进一步确定测点及位置。附件2 发电机组热力性能和技术经济指标报告 -电43、厂 -# 机组 填表时间-一、 试验性能数据 序号 试验项目 单位 试验值 保证值 （设计值）1锅炉效率%2锅炉最大连续出力t/h3锅炉断油最低出力t/h4制粉系统出力t/h5空预器漏风率%6管道效率%7汽轮机效率%8热耗Kj/kw.h9汽耗Kj/kw.h10汽轮机最大连续出力MW11真空严密性Kpa/min12厂用电率%13发电煤耗g/kw.h14供电煤耗g/kw.h15额定工况g/kw.h16最低出力工况g/kw.h17 二、技术经济指标1主蒸汽压力Mpa2主蒸汽温度3再热蒸汽压力Mpa4再热蒸汽温度5排汽温度6凝汽器真空度%7凝汽器端差8胶球清洗装置投入率%9高加投入率%10给水温度1144、循环水入口温度12补给水率%13汽水损失率%14排烟温度15排烟含氧量%16飞灰可燃物%17给水泵单耗kw.h/t汽18循环水泵耗电率%19磨煤机单耗kw.h/t20排粉机单耗kw.h/t21引风机单耗kw.h/t汽22送风机单耗kw.h/t汽节能管理条例实施细则第一章 总 则第一条：为了合理利用燃料和电力，降低能源消耗，提高我公司经济效益，努力满足国民经济和人民生活的需要，根据中华人民共和国节约能源法、湖南省重点用能单位节约能源管理办法和我公司的实际情况和特点，特制定本细则。第二条：我公司是利用一次能源转化为二次能源的企业，燃料购入、输送、运行使用各环节联系十分紧密，因此计划、燃料、生产技术45、等部门应根据这个特点，依靠技术、合理利用、科学管理等途径，以最小的燃料消耗，提供最大限度的电力。第三条：各部门应通过各种方式经常进行节能宣传教育，提高职工对节能的思想认识和自觉性。加强节能的技术培训和技术情报工作，不断提高与节能有关的工作人员的素质和技术水平。第二部分 第五条：公司节能领导小组由生产副总经理主持工作。日常工作由技术支持部节能调试工程师归口负责。各部门设节能小组，班组设兼职节能员负责日常统计分析、考核、检查、监督工作，形成三级节能网管理体系。第六条：公司节能领导小组负责本公司的节能领导工作。1、组织本公司贯彻执行国家的节能法律、法规、方针、政策和标准。2、制定和组织落实本单位的节46、能管理制度、节能降耗计划、节能技术进步措施。3、负责本公司新增用能项目的合理用能评价，把好本公司用能设备的购置选型关，确保新增工艺、设备的先进合理。4、组织本公司用能状态分析，节能测试和节能信息交流。5、组织本公司开展节能宣传、节能教育和节能培训。6、执行节能奖励制度，审批节能奖金的分配方案。7、节能法及其配套法规所赋予的其它节能管理职。第七条：支持部节能调试工程师应负责做好以下工作：1、贯彻执行国家、行业有关节能技术监督管理的政策、法规、标准、规程、制度，监督检查各部门的执行情况。2、对经济指标完成情况经常进行分析，当能耗指标出现异常波动时，应及时汇报，并参与有关技术讨论、原因分析，对提出的47、整改措施督促实施；每月进行一次专业分析，定期向节能领导小组提供情况，对有关部门的节能工作提出指导性意见。3、深入现场了解设备运行、检修状态，制定节能管理制度、规划、年度计划，并监督检查部门的实施情况，提出考核意见。4、拟定节能培训工作计划并督促实施，组织运行班组（值）经济小指标竞赛。5、编写节能分析月报和填写能耗月报表，上报有关部门。6、对电能、燃煤、水量、油料及其它相关的各种计量装置的定期检测进行监督，参加煤场、油库，按规定周期参加皮带秤实煤校验。7、组织公司的各项效率试验方案和大纲的编制，经审批后实施，负责编写实验报告。组织推广节能降耗先进经验，不断提高机组经济运行水平。8、协调做好能源审48、计工作。9、配合上级做好对本公司能源的监测工作。第八条：部门节能小组的职责：1、组织本部门职工学习上级节能工作的方针、政策、贯彻本细则的有关规定。2、组织本部门职工完成公司下达的各项节能定额指标、节能工程项目，各项管理措施，认真进行检查考核。3、定期召开能耗指标完成情况的分析会、交流与总结经验教训，促进部门各项节能任务的完成。4、及时组织消除设备的缺陷（漏汽、漏水、漏油、漏煤、漏粉和漏风），杜绝长明灯长流水的不良现象，并使节能设备和装置经常处于完好状态，不断提高设备效率。5、组织对职工的节能技术培训，提高运行与检修人员的技术素质。6、认真执行奖惩制度，制定严格的科学的考核细则，贯彻节能者有奖，49、浪费能源者受罚的原则，充分调动广大职工节能降耗的积极性。7、做好本部门的能耗统计与分析，按照准确地填报能耗和小指标统计报表。第九条：班组（值）兼职节能员的职责：1、认真组织本班人员学习上级节能方针和政策，认真执行公司、部门下达的各项节能措施。2、组织全班（值）人员精心操作和维修设备，完成本班（值）各机组各岗位的能耗指标及节能项目。3、负责本班（值）各项指标的统计、分析和考核，提出奖惩意见报部门。4、组织本班（值）人员的节能技术学习，组织观摩表演，总结交流经验，提高节能技术水平。5、每周组织一次能耗指标完成情况的分析会，不断总结经验，完成各项节能任务。第十条：各级节能管理机构，应挑选有专业知识，50、有业务能力和热心节能工作的人员担任管理工作，公司、部门一级由生产副总经理任命，班组一级由部门任命。第三章 基础工作第十一条：能源统计和建档由技术支持部归口。各部门按分工完成有关统计工作，报表逐级上报，分别建立档案，支持部建立完整的能耗档案。有关能耗统计的内容、负责部门和报送程序如下图：能 耗 统 计 流 程 公司领导存档月度分析报表月报上报总结上报经济分析支持部存档行政部月报表日报表用电、汽非生产物业管理发电量发电部运行班耗油量发电部运行班小指标发电部运行班燃煤供应部运行班第十二条：做好能源计量装置的管理和维护，使其经常处于完好状态。第十三条：能耗指标实行分级管理、逐级考核制度。公司按照集团公51、司下达的发电量、厂用电率、供电煤耗率、柴油消耗等指标分解为各项小指标定额，于二月底以前下达到部门，如无修改，次年继续执行。小指标的统计必须准确，并由部门指定专人进行，并于每月2日报技术支持部节能调试专工。指标分解如下表。小指标分解项目序号指标名称单位#1机组#2机组备注1发电量万kwh2运行小时小时3厂用电量万kwh4上网电量万kwh5厂用电率%汽机自用电率%锅炉自用电率%输煤吨煤耗电量kwh6汽机热耗率J/kwh7高加投入率%8低加投入率%9真空度%10凝结器端差11锅炉效率%12漏风系数/13煤粉细度%14飞灰平均含碳量%15排烟温度16主蒸汽压力MPa17再热蒸汽压力MPa18主蒸汽温度52、19再热蒸汽温度20锅炉自用电率%21发电用原煤量T22低位发热量Kj/Kg23发电标煤量T24供电标煤量T25供电煤耗g/Kwh26油耗点火T稳燃T故障T大修耗用T合计T27发电机负荷率%28补充水率%第十四条：能源消耗分析支持部进行每月一次，公司每季分析一次书面小结报投资方。能耗分析的内容包括第十二条所列小指标完成情况，能耗升高或下降的各种原因，经验和差距以及措施办法等。以反平衡计算结果作考核，但与正平衡的计算结果相比较其误差不应超过3%，否则应查明原因。第十五条：为了更好地调整锅炉燃烧，要求燃料运行做好燃煤掺烧工作，调试组要制定运行卡片，针对不同煤种与负荷情况提出操作改进方法。运行人员要53、做到“四勤”、“五稳”：即：“勤检查、勤分析、勤调整、勤联系”；“汽压稳、汽温稳、水位稳、燃料稳、负荷升降稳。”第十六条：加强维护检修工作，及时消除设备缺陷，保证检修工艺。大修要清扫锅炉受热面，清扫汽机叶片、凝结器铜管。及时消除漏汽、漏水、漏油、漏风、漏粉、漏煤，按规定定期进行真空系统严密性试验，并使经常合格。第四章 节能管理 第十七条：在中调的统一安排下，运行班（值）要搞好辅机的经济调度和主机的经济负荷分配，各部门要做好节电、节水和节煤、节油管理工作，不断提高设备经济性。第十八条：在计算机生产管理系统中，建立能耗管理子系统，应用计算机进行指标的监控、统计、计算和管理。第十九条：全厂能量平衡的54、测试工作，每五年一次，由节能调式组负责。机炉热力试验可根据现行的方法进行。能量平衡的试验不限定全厂所有机组同时进行，但锅炉与汽轮发电机组需进行热力试验。第二十条：对进厂煤的重量和质量由供应部负责验收。入库（厂）煤量以过磅单为依据。通过验收，发现问题，找出原因，分清责任，认真对待。来煤的亏吨卡不得计入发电煤耗。加强与发电部化学分部的联系确保入厂煤与入炉煤热值在公司规定允许的范围内。第二十一条：下列燃料消耗量及用电量不计入煤耗，厂用电率：1、计划大修后设备的烘炉、煮炉、空载、调试期间的燃料与电力消耗，2、设备计划检修、改进工程等施工用的燃料与电力。3、做热效率或其他试验的机组，在试验期间由于经常变55、化调整而多耗的燃料与电力（可与机组前五天的平均热效率和耗电率比较）。第二十二条：全厂发电煤耗以入炉煤皮带秤计量和燃油表计量正平衡计算为准，反平衡校核。正反平衡误差大于3%时应认真分析原因，根据煤场和油库月末盘存结果进行合理调整。第二十三条：按专业管理与系统管理相结合的原则建立经济指标管理网，开展群众性的指标分析活动。第五章 非生产用能第二十四条：本厂非生产用能（汽、水、电、煤、油等的范围是：大修技术改造工程、扩建工程、试验、修配、综合利用、办公室、生活区等）。第二十五条：非生产用能由支持部归口管理，有关部门按如下要求负责提供耗能数据：1、发电部在完成大修、技术改造、试验工作之后七天内报送煤、油56、电消耗量。2、物业管理部每月二日前报送生活区耗电量。第二十六条：非生产用能的计量按厂颁计量管理条例的规定执行。职工生活用能按本公司有关规定收费。所有非生产用能不得计入供电煤耗指标内。第二十七条：非生产用能的部门要制定用能的管理制度，加强计量核算，做到节约使用、防止浪费。第六章 技术进步第二十八条：要有计划地积极地进行技术开发工作，广泛地开展群众性合理化建议活动，应用新技术、新装备、新材料、新工艺等，依靠技术进步取得效益。第二十九条：对上级颁布的已经成熟的和本公司已取得效果的节能技术措施和管理技术，要积极推广应用。并制定近期计划和中长期规划，推广节能技术措施，逐步淘汰或改造国家公布的高能耗机电57、设备，定期检查落实情况。第三十条：节能技术改造资金，主要从折旧基金和留用的生产基金中支出。并把节能列为技术改造的重点之一妥善安排资金。使用折旧基金一般不小于提取的折掉资金的20%。第三十一条：对节能改造项目，必须进行技术测试鉴定和总结。符合技术进步奖的应按规定申报。第七章 奖 惩第三十二条：对节能工作采取以精神和物质奖励相结合的原则。根据公司实际情况设立专项奖，奖励资金的来源：一是：按公司节能管理制度所规定的奖励基金，二是：节能考核中的罚款。由支持部每月进行统计考核。第三十三条：全公司范围内在日常工作中节能降耗主动、有突出贡献的个人和集体可根据事迹和项目填报节能工作特殊奖励申请单，经部门领导认58、可后报支持部。5000元以内由公司节能领导小组审批，5000元以上由总经理审批。第三十四条：对年度节能工作成绩突出的部门和对推动节能技术进步，推广节能技术措施有所贡献的单位和个人，在不同的范围内给予表彰，对取得年效益5万元以上的个人，报公司、投资方和上级经贸委节能机构给予表彰奖励。对于长期不能完成节能任务的单位和个人给予通报和罚款。附 则第三十五条：本细则自颁发之日起施行。附表： 节能工作特殊奖励申请单填报人填报时间年 月 日申报理由部门意见支持部审核意见领导小组审批意见总经理批示签字：年 月 日签字：年 月 日签字：年 月 日签字：年 月 日二、公司商业化运营管理考核办法三、 非生产用水、用59、电管理考核办法1、为了推进建设节约型企业，节约日常用水、用电，降低公司综合用能成本，决定定期对公司生产区和办公区的非生产用水、用电情况进行检查并考核。2、检查小组由技术支持部负责组织，各部门派人参加，对各部门管辖的区域进行检查。3、检查的主要内容包括：照明：白天办公室和走廊的长明灯，夜晚无人时照明不关或过量使用照明。用水：卫生间和搞卫生冲洗水的长流水，水阀或管道损坏未及时报修。电空调：办公室、会议室等办公区域的夏季空调温度必须设定在26以上，冬季的空调温度不得高于摄氏20度，无人时不开空调，开空调时不开门窗。办公用电器：电脑等长时间不使用时应关闭，减少待机电耗。4、责任区分：本着谁使用、谁管理60、的原则，责任就近归属。5、考核办法：1） 办公室和走廊的长明灯，检查每发现一次考核该部门100元；2） 卫生间和搞卫生冲洗水的长流水，检查每发现一次考核该部门100元；3）电空调的温度控制超规定，办公室门窗敞开开空调，下班及办公室无人开着空调，检查每发现一次考核该部门100元。4）考核结果纳入生产综合考核。6、本规定的解释权属技术支持部。第三生产节能管理第一节燃料管理部节能方法为贯彻“开发和节约并举，把节约放在首位”的能源方针，加强部门全方位、全过程节能工作，根据电力行业电力工业节能技术监督规定等规定，制订本方案。燃料是公司提供能源的物质基础，占有公司总成本的70%以上，主要是搞好燃料管理中燃61、煤的收、管、用。燃料运行节能是对影响发电系统中的输煤设备经济运行的重要参数、性能、指标进行监督、检查和评价。通过有效的管理，使输煤系统在设备选型、安装、调试、运行、检修、改造等环节的电、煤、油、水等消耗达到最佳水平。一、 节能监督机构部门成立节能监督领导小组，部门经理助理任组长，燃料运行主管、高级业务经理任副组长，运行工程师、各班班长为成员。二、燃料方面：1、驻矿员要把好第一道关，每批次装车要到现场跟踪，检查矿方是否按国标进行采制样工作，做到心中有数，防止掺杂使假，减少厂矿热值差。2、燃煤验收：做到尽可能计量验收，对未计量到的来煤：及时汇报；分析比对，核查前几次该单位亏损情况，分析这次未计量造62、成的损失；采取必要补救措施。3、每月进行一次电一道与电三道轨道衡器比对，就是将电一道已经计量的重车辆再拖到电三道计量，反之将电三道已经计量的重车辆再拖到电一道计量，分析轨道衡计量情况；每周进行一次#1、2、3地磅衡的比对，分析地磅衡计量情况，并填写在专用的记录本内；每批次过衡前检查地磅运行状态。4、每月组织一次计量衡器及计量分析、各项小指标分析；机械卸煤率、入厂煤检测率，入厂煤与矿方煤热值差指标等的完成情况分析。5、不定期检查电三道卸煤清理工作，每车不能超过2公斤，做到两两规仓。6、加强燃料管理，尽可能按锅炉优化方案的设计煤种完成订货，做好燃料的旬计划、月度计划和季度计划，并及时分析计划完成情63、况，确保年度计划的完成。7、煤炭月度调运计划应以公司月度发电量计划、煤炭实际库存量为依据，并根据上月发电量与耗煤量，折算出当月应调煤量。控制车辆日到达数，调运计划应根据实际情况及时调整，以全月调运量与实际耗煤量4%上下浮动。尽可能避免燃料运行系统设备启动次数过多。8、三、燃料运行：一）卸煤： 1、汽车卸煤：汽车来煤尽可能安排从新干煤棚卸煤槽翻卸，其次从#0带、#7乙带卸煤槽翻卸。 2、火车卸煤：粘性大的煤尽可能从安排电三道卸煤槽卸车，无烟煤尽可能从电一道卸煤槽翻卸。电三道卸煤尽可能使用螺旋卸煤机。二）、原煤上仓：1、根据机组负荷曲线或值长安排，做好原煤上仓配烧工作。根据来煤情况合理安排设备的运64、行方式，尽可能减少上煤时设备的启、停次数。2、翻车机、汽车来煤原则上尽可能安排直接上仓。3、在翻车机出力正常且来煤较多的情况下，运行方式采用边上仓边堆料（#2带头部翻板翻至中间位置）。4、在#0、7、12带及翻车机卸煤槽不垮煤时及时组织挫煤，使皮带尽可能满负荷运行（煤量不够时用斗轮机补充一部分）。5、定期进行燃料运输设备的清扫工作，提高设备的健康水平。清扫卫生的积煤必须在上煤时铲上皮带，不准单独启动皮带搞卫生。6、斗轮机堆煤尽可能堆在斗轮机能取到的地方，减少推土机、装载机的工作量。7、运行人员要及时清理叶轮给煤机叶轮爪子上的杂物及斗轮机斗子积煤，确保设备能按正常出力运行。8、电三道卸煤槽定期进65、行清理，提高#7带运行的有效负荷率。9、原煤仓积煤及时清理，尽可能减少上煤时间和设备启、停次数。三）、煤场管理：1、禁止将煤堆到外侧棚架水泥柱上，一般煤堆的边坡应在水泥柱下0.5米。2、禁止将煤堆到内侧斗轮机基础平台上，煤堆的边坡应保持在基础平台0.5米以上。3、禁止将煤堆出外侧挡煤墙，一般要求低于挡煤墙一米。4、斗轮机司机在作业前应检查煤堆的状况，发现煤堆到钢架上能消除的应及时消除，不能清除的就及时汇报班长并及时处理，本班不能解决时应及时汇报本部进行处理。5、高温天气斗轮机司机应经常检查煤堆，及时发现并防止煤堆的自燃情况发生，必要时启动喷淋装置进行降温。6、禁止将煤推到外侧棚架水泥柱上，一般66、煤堆的边坡应在水泥柱下0.5米。禁止将煤推到内侧斗轮机基础平台上，煤堆的边坡应保持在基础平台0.5米以上。7、我公司煤场条件有限，来煤量较多时分区堆放也较困难，且无法进行翻堆作业；含硫量高的煤最好能直接上原煤仓。8 、含硫量高的煤主要指：义马方向的煤和贵州方向的煤。含硫量高的煤干煤棚堆放在A2区、露天煤棚堆放在D2区。一般情况，存储时间1个月左右，最长存储不超过2个月。若超过上述时间，必须用推土机进行翻堆。9、含硫量高的煤储存应做到不同煤种分堆存放，适应先堆先用，烧旧存新，即堆即用的原则，并按锅炉对煤质的设计要求进行合理掺烧。原则上安排#1炉上二个仓的含硫量高的煤，#2炉上一个仓的含硫量高的煤67、，具体服从值长的安排，作好记录。若来含硫量高的煤量较多，必须增加该煤种的煤量，一定要征求值长的同意，若沟通有困难，汇报部门领导。10、 发现煤场有冒热蒸汽情况，应立马到现场就近确认，确认是煤场发生自燃，立即汇报班长，班长（程控员）立即汇报燃料运行主管、安全监察工程师并组织抢险。方法：煤场堆煤不多时请推土机推煤将自燃点翻出，开启消防喷淋设施用推土机压实方式压实自燃点。煤场堆煤较多时请推土机推煤，铲车配合，用汽车转运部分煤，再将自燃点翻出，开启消防喷淋设施用推土机压实方式压实自燃点，确认自燃点已消除，煤堆的煤已达常温，应尽快将该煤上原煤仓。入仓后也不能存放时间过长。四）、储煤及配煤：1、 储煤场分68、为五个大区：老干煤棚为A、B区，露天煤场为C、D区，新干煤棚为E区。每一区的南面为1区，北面为2区。共计5大区，9小区。分别称为A1、A2、B1、B2D2、E。A1、E区堆无烟煤：A2区堆放高挥发分热值高的烟煤；B1区堆放挥发较低，热值较高的烟煤； B2区堆放贫煤；C1区堆放发挥分较高热值较低的本地小窑烟煤；C2区堆放本地发挥分较低热值较高的烟煤；D1区堆放挥发分较高热值较高的本地大矿烟煤；D2区堆放发挥分较高热值较高的大矿烟煤（或贫煤）。 2、原煤堆放原则上按上述规定执行，如果来煤情况有变化，规定的区域不能满足堆放要求，燃运班长在征得燃料煤场管理员同意的情况下，可以适当的调整堆放区域。但堆放69、的煤种必须接近堆放区域的煤种，并做好详细记录（堆放煤种及数量）。3、轨道衡值班员应及时将来煤情况和数量汇报给燃料运行班长。燃运班长接班后应及时掌握储煤场存煤情况，来煤情况以及锅炉运行方式及负荷情况，根据值长要求合理搭配上煤或堆料。4 、#1、2炉原煤配烧原则：二个仓的无烟煤（#1、2、5、6仓），一个仓的烟煤（#3、7仓），一个仓的贫煤（#4、8仓）。如没有烟煤的情况下可上二个仓的贫煤。但事先应征的值长同意。5、如果煤源紧张，不能按以上配烧，燃运班长应及时与燃料调度和值长联系，改变上煤配烧方式；燃运班长将配烧方式汇报燃料调度和值长，对现有煤种不能满足他们的要求时，应汇报部门领导协调。 五）、其70、它： 1、在下大、暴雨之前露天煤场堆煤较高部位尽可能盖彩条布。本班确有困难的要及时汇报部门，组织力量抢险。 2、在天气干燥和大风之前应定期开启煤场喷淋装置，进行煤场喷淋，减少扬尘损失。煤场喷淋时间控制在35分钟。 3、杜绝长明灯，各班早班冬季7：00前将露天照明灯关掉，夏季6：00前将露天照明灯关掉、人离开关阀门，杜绝长流水现象。 4、原煤仓积煤及时清理，凡原煤仓容积少于1/3及以上，及时汇报，清理原煤仓，减少上煤时间及次数。 5、电1、电3道火车车皮余煤原则上要求扫帚清扫，每车不得超过2公斤余煤，电1道计量班值班员监督、电3道翻车机值班员监督。六）、开展班组节能竞赛：1、 各运行班组织小指标71、竞赛，每月召开一次小指标分析：主要指标有：上煤量、上煤用电率、卸煤干净程度（每车打扫干净）、机械卸煤率、卸煤车数（含火车、汽车）、配煤合格率（依实际情况定90%-95%，发热量波动2000KJ/ KG）、皮带压死次数/每班、上煤不合格率 次/每、入炉煤计量率。2、火车机车每月要定期分析取送车数、耗油量，制定节油方案，分析油耗走势。3、推土机、铲车每月要定期分析车辆运行情况、耗油量，制定节油方案，分析油耗走势。 二、发电部机组运行节能管理办法（锅炉部分）一节油1考核细则（1）节油奖励按100元/吨，超标耗油按200元/吨；（2）因管理、人员责任等原因造成耗油按200元/吨考核相关值；（3）严禁投72、油顶负荷，每发现一次按500元/吨考核；（4）如连续投油稳燃时间超过30分钟，值长必须通知发电部、生技部、燃管部及相关领导或专业人员到现场协调处理。未通知者每次考核500元。2各工况耗油定额（1）单台送、引风机故障检修：0.5吨/次；（2）单台一次风机、空预器故障检修：1吨/次；（3）调峰时单机实际运行负荷小于180MW（或总负荷在320360MW之间），单机稳燃用油：1吨/小时；（4）发电部负主要责任的RB处理：3吨/次（定额内按照发电部小指标竞赛方案考核，定额外按此办法考核）；（5）发电部负主要责任的锅炉灭火处理：4吨/次（定额内按照发电部小指标竞赛方案考核，定额外按此办法考核）；（6）开73、停机耗油，由部门根据实际情况进行奖励和考核；（7）其它工况耗油（如打焦、凝汽器半边清洗等），参照发电部小指标竞赛方案或由部门根据实际情况进行奖励和考核。3运行稳压泵锅炉正常运行中，当无油枪投入时，应运行#4供油泵（稳压油泵），#1、2供油泵作备用，以便节能。此时油泵房处油母管压力2.98MPa。当锅炉投油枪用油时，非紧急情况下应通知化学人员；投油后，如果油母管压力低于2.5MPa时，自动联启#1（或#2）供油泵，2分钟后稳压油泵自停。退油后应通知化学人员启动稳压油泵，停运行#1（或#2）供油泵运行。稳压泵运行期间注意监视燃油母管压力应2.85MPa，油枪点火条件满足允许，油压“OK”（正常）74、信号灯亮（变黄）；当燃烧不稳需紧急投油稳燃时，允许两支油枪同时投运，但应注意监视燃油母管压力变化及油枪点火条件是否满足；禁止3支以上油枪同时投运，避免燃油母管压力低于2.0MPa造成“OFT”；紧急投油后特别是供油泵联启后（此时燃油母管压力约3.33.4MPa），应及时告知化学人员加强监视；4定期试投油枪（1）定期试设油枪时应认真仔细，逐个试投，并有专人在就地检查油枪着火情况。（2）试投油枪时发现有故障时，包括油枪流量过大或过小，应及时联系检修处理。（3）禁止两支以上油枪同时试投，避免燃油母管压力低于2.5 MPa导致油枪禁投；二开、停炉1、开炉（1）严格控制锅炉上水温度与上水速度，防止汽包壁75、温差过大。上水温度应大于20，且与汽包壁温相差不超过28；缓慢均匀上水，控制上水速度为：冬季不少于4小时，夏季不少于2小时。上水过程中应检查有相关阀有无泄漏，如有泄漏应及时处理。（2）开炉前进行邻炉加热，尽量提高炉水温度。加热前应对加热系统进行允分疏水，防止发生水冲击；加热过程应缓慢，防止汽包壁温差过大。（3）点火后，应及时检查油枪雾化、着火情况，当着火不良时及时联系检修处理。（4）严格按照升压曲线升温升压，定时轮换油枪，必要进进行底部放水，防止汽包壁温差过大而被迫熄火，延长开炉时间，增加开炉油耗。（5）根据汽温上升情况，及时关小和关闭主、再热器疏水，减少汽水损失。（6）掌握好汽温、汽压的匹配76、，防止出现汽压或汽温已达到甚至超过冲转条件，而另一参数迟迟达不到要求，从而延误冲转。（7）冲转、并列及带负荷过程中，及时调整燃烧，维持稳定、合格的蒸汽参数，满足汽机要求。当二次风温达150时，及时启动一套制粉系统，保证锅炉具备投粉条件后粉仓粉位满足要求，之后再根据粉位及燃烧情况另外几套其他制粉系统。（8）在给水旁路改主路，以及并汽泵过程中，应严格控制好水位，尽量避免开启事故放水，尤其要严防因水位异常而导致锅炉MFT。（6）当二次风温达到250，可投给粉机运行，并根据燃烧稳定情况，及时退出部分油枪。负荷达到160MW时，若燃烧稳定，退出全部油枪。（7）锅炉启动正常后，对系统进行全面检查，并压关各77、疏放水门。2、停炉（1）如停炉进行大、小修停炉和冷备用，宜采用滑参数停炉方式，尽量将停炉参数滑低，缩短停炉后的冷却时间。热备用停炉则宜采用高参数停炉。（2）停炉前应做好相关的准备工作。油枪应试投正常；如需烧空煤仓、粉仓，应适时联系燃料值班员停止上煤；如不需烧空煤仓、粉仓（3）停炉过程中，严格控制好水位，尽量避免开启事故放水。（4）停炉降负荷降过程中，应及时调整一次风、二次风及送风量；停运的给粉机，应在吹扫完毕后，关闭对应的一、二次风门，适当开启周界风冷却火嘴。负荷降至120MW时以下，可根据情况停止一台一次风机，给粉机全部停运并吹扫完毕一次风管后，停止另一台一次风机。（5）滑参数停机时，应严格78、按照汽机的要求进行降温降压，掌握好提前量，防止汽温汽压波动过大，延长停机时间。（6）停炉后如需快速冷却，应严格执行锅炉快冷技术措施，防止汽包壁温差过大，影响冷却时间，延长检修工期。二锅炉正常运行调整1滑压运行机组负荷在240MW以下时，采用滑压运行可提高机组热效率。滑压运行时过热蒸汽压力与机组负荷的对应关系可参考下列推荐值：机组负荷（MW）对应过热蒸汽压力（MPa）16518013.515.018020014.016.020024015.516.52燃烧调整（1）因#1炉燃烧稳定性较#2炉差，而#2炉又较#1炉易结焦，因此，正常情况下，#炉A仓上挥发份略高、灰份较低无烟煤，B、C、D仓上热值较79、高烟煤或易着火贫煤，#2炉A、B仓上挥发份略高、灰份较低无烟煤，C、D仓上热值较高烟煤或易着火贫煤。而易结焦煤则不上#2炉。（2）正常情况下，配风方式采用小缩腰型。（3）负荷变化及制粉系统启停时，应及时调整送风量，维持氧量正常。炉膛负压维持在 -100-50Pa范围内。（4）高负荷时，如需加强燃烧，应先增加风量，再增加给粉量，需减弱燃烧时，应先减给粉量，再减风量；低负荷时则相反。（5）低负荷时如需停运部分给粉机运行，应遵循先上层后下层在原则，并尽量避免停运A、B层给粉机。（6）高负荷时，适当开启顶部二次风，不但可以降低火焰中心，降低飞灰可燃物，还可减少烟气中的氮氧化物含量。（7）再热汽温的调节80、：以改变烟气挡板开度的方式为主，尽量少开再热器减温水和事故喷水，以提高机组热效率。（8）合理安排吹灰周期。按照吹灰管理制度进行定期吹灰，在保证吹灰效率的前提下，减少吹灰用汽。（9）挥发份较低的煤送入下层火嘴，可降低飞灰含碳量，但同时降低了燃烧稳定性。为保证燃烧稳定，下层的低挥发份煤应磨制得更细，下层给粉机转速也应维持得较高，一般情况下，应维持下层给粉机40%以上的转速指令，且以调整上层转速为主。（10）燃用低挥发份煤时，应在保证不堵粉管的前提下，尽量降低一次风量，适当加大二次风量，以利于煤粉的燃尽。3、减少汽水损失（1）汽水损失不但增加了补水率，还损失了锅炉热量。（2）正常运行中，应加强设备巡81、视，发现泄漏及时联系消除；（3）定期压关各疏放水门；（4）进行定期排污和吹灰后，应检查各阀门关闭是否严密；（5）按照化学的化验结果确定连续排污量，当不必进行连续排污时，应严密关闭排污阀；（6）开、停炉过程中，以及正常运行中因断煤等原因导致给水自动跳闸时，应严格控制好水位，尽量避免开启事故放水。4、制粉系统的维护（1）维持合适的通风量，及时补加钢球，及时清理木块分离器和木屑分离器，以保证制粉系统在最大出力下运行。（2）利用大、小修机会对钢球进行筛选，各种直径的钢球比便搭配合理。（3）根据不同的煤种控制煤粉细度：烟煤R90在1216%范围内，贫煤R90在1014%范围内，烟煤R90在610%范围内82、。（4）定期清理煤仓，减少断煤。7、减少各处漏风（1）加强制粉系统及锅炉本体、风道、烟道的检查，及时发现漏风，及时联系消除。（2）清理木块分离器、木屑分离器后，应严密关闭各清理门。（3）检查火嘴着火及结焦情况，以及检查冷灰斗结焦情况后，应严密关闭看火孔、打焦孔。（4）维护制粉系统各部负压在正常范围内，减少制粉系统漏风。三除灰脱硫1、冲洗水及灰渣泵的调整（1）根据灰斗下灰量，及时调整水力冲灰器水量；（2）根据进入冲渣沟的灰量，及时调整冲渣水量及捞渣机水量；（3）根据冲灰水量情况，及时调整冲洗水泵出力。（4）根据锅炉运行方式（锅炉运行台数及负荷情况），及时调整灰渣泵运行方式及出力，当锅炉灰渣量较小83、时，可根据情况停止二级灰渣泵运行。2、脱硫系统的调整（1）各参数的控制参数控制值备注吸收塔液位5.56.6m吸收塔浆液浓度1825%高于25%必须启动石膏脱水系统，低于18%可停止。石灰石浆液浓度1821%吸收塔PH值46吸收塔除雾器压差0200 Pa高于200 Pa应进行除雾器冲洗（2）当锅炉负荷较低时，在保证脱硫效率的前提下，可停止一台下层浆液循环泵运行。（3）调整好各处冷却水、密封水、滤液水、废水以及工艺水的用量及箱罐的液位，尽量减少工艺水箱补水量，减少废水排放量，降低各水泵的负荷和运行时间。（汽机部分）一、机组启动（一）汽轮机冲转前1、启动前各转机的试验应紧凑，试验完毕及时停下备用。284、前置泵、给水泵的试验应尽量配合凝结水泵试验进行。前置泵、给水泵的试验应安排紧凑并尽可能同时进行，尽量减少凝结水泵运行时间。3、除开式水泵、冷油器供水泵外，各转机的试验应安排在循泵启动前完成。4、除氧器的上水和冲洗应采用洗硅泵进行。5、除氧器冲洗完毕应及时手动压关除氧器放水门。6、根据锅炉点火时间合理安排凝结水泵启动时间。凝结水质合格后应及时关闭#5低加排地沟门。7、除氧器加热过程中应尽量采用洗硅泵运行。8、锅炉的上水应采用前置泵进行。锅炉上水切为给水泵后，应及时压关前置泵至锅炉上水门。9、单机启动而另一台机停运时，应待凝结水泵启动后闭式水冷却器出口水温达25或电泵需启动来确定启动循泵运行。此85、时左右侧凝汽器保持10%的开度运行，各冷却器的冷却水进、出水门处于关闭状态。10、单机启动而另一台机运行时，凝汽器抽真空前将凝汽器水侧进水，并保持5%的开度运行。检查各冷却器的冷却水进、出水门处于关闭状态。机组冲转前将凝汽器左、右侧循环水出水门开至10%。循泵的运行台数应根据母管压力和运行机组的负荷确定。11、应待凝结水泵启动后闭式水冷却器出口水温达25或电泵需启动时，启动开式水泵运行。12、根据锅炉点火时间合理安排凝汽器抽真空，凝汽器真空达到要求后及时安排锅炉点火。13、根据用汽需求及时投入辅助蒸汽系统。主机真空正常后，及时将该系统疏水切至凝汽器，关闭排地沟疏水。14、锅炉上水期间应投入高加86、水侧，高加水侧投入后应及时关闭高加水侧放水门、排空气门。15、投入主机轴封后应及时关闭各轴封滤网至地沟疏水门。（二）汽机升速、带负荷1、严格按照机组暖机时间升速、带负荷，使机组尽快带上相应负荷 ，做到使锅炉尽早退油。2、汽轮机冲转后对小机系统做全面检查，利用辅汽启动一台小机运行。机组冷态启动时负荷达60MW小机转速应达到3000r/min，机组热态启动时机组并网后小机转速应达到3000r/min。3、机组并网后应尽快投入高加汽侧运行，并严格监视高加水位和抽汽温度，防止因疏水压差小使高加满水。确认三抽压力比除氧器压力高0.3Mpa，将高加疏水逐级自流除氧器，并关严高加危急疏水电动门。4、当机组负87、荷30MW时，检查下列所有疏水门自动关闭，并及时手动压关所有电动门：主蒸汽主管疏水阀、左侧主蒸汽导管疏水、右侧主蒸汽导管疏水、高压缸调节级后疏水阀、高压外缸疏水阀、一段抽汽管道疏水阀、二段抽汽管道疏水阀。手动关闭平衡管疏水阀。5、当机组负荷60MW时，检查下列所有疏水门自动关闭，并及时手动压关所有电动门：再热蒸汽总管疏水阀、左侧再热蒸汽管道疏水阀、右侧再热蒸汽管道疏水阀、左侧中压联合汽阀疏水阀、右侧中压联合汽阀疏水阀、左侧中压导汽管疏水阀、右侧中压导汽管疏水阀、三段抽汽管道疏水阀、四段抽汽至除氧器管道疏水阀、四段抽汽至小机管道疏水阀、五段抽汽管道疏水阀、六段抽汽管道疏水阀。6、机组负荷达80M88、W时，将汽泵汽源切至四抽。7、机组负荷达到120MW时，启动另一台汽泵运行。确认两台汽泵运行正常后，停运电泵备用。 8、机组负荷达180MW时，根据要求尽快从单阀切顺序阀。9、机组启动正常后对疏水系统进行全面检查，确认阀门状态正确，对内漏的疏水阀进行压关，确认系统无外漏。二、汽轮机运行维护 汽轮机组运行中应加强对汽轮机及其辅助设备的维护和调整，保证汽轮机组安全运行，机组能按调度要求调整负荷，同时调整机组各热力系统按照最经济的方式运行。（一）汽轮机本体1、机组正常运行时必须按照电网调度的要求调整机组负荷，满足电网的要求。2、机组调整负荷时按照定压滑压方式运行，当机组负荷在80%额定负荷（240M89、W）以上时，机组定压运行，当机组负荷在50%80%额定负荷（150240MW）时，机组滑压运行。3、机组定压运行时，应维持主蒸汽压力16.72Mpa运行。4、采用滑压运行方式时，机组负荷在180210MW内以三个高调门全开，第四个高调门将开未状态为基准，来调整主蒸汽压力；机组负荷在210240MW内以四个高调门全开，第五个高调门将开未状态为基准，来调整主蒸汽压力。5、主蒸汽温度应按照5372 进行调整和控制。6、汽轮机调门应采用顺序阀控制，因某故障调门切为单阀，待故障消除后应尽早切为顺序阀。（二）循环水系统、凝汽器及真空系统1、循环水泵应根据机组负荷、循环水进水温度按下列曲线确定运行台数。2、90、循环水泵值班员应加强对拦污珊、旋转滤网的水位差的监视，发现水位差超过规定时应及时进行拦污珊清污和启动旋转滤网运行。清水季节每2小时应启动运行泵的旋转滤网运行一次。洪水季节应按照防洪规定对拦污珊和旋转滤网进行维护。3、清水季节，早一班对#1机凝汽器进行反冲洗，早二班对#2机凝汽器进行反冲洗。运行中应根据凝汽器真空、循环水进、出压力、循环水进出水温升等参数情况分析凝汽器水侧是否有杂物堵塞，如判断凝汽器水侧杂物堵塞对真空有影响应根据情况对凝汽器及时进行反冲洗。洪水季节在相同负荷、循环水进水温度的条件下，当凝汽器真空下降1kpa时应进行凝汽器反冲洗。4、凝汽器反冲洗后，应压关后水室放水门及反冲洗门。591、每天上午班应对凝汽器进行胶球清洗。胶球清洗后要分析清洗效果。凝汽器胶球清洗应严格按操作规定进行，确保收球正常。凝汽器胶球清洗完后应检查收球情况，当球回收不正常时应分析原因并汇报专工。6、运行中应加强对凝汽器水侧液位、循环水出水压力、凝汽器真空的监视，发现水侧虹吸破坏时应及时进行拉虹吸。7、正常运行中应保持凝汽器水位50050运行，运行中应加强凝汽器水位的监视，防止出现低水位和高水位运行。8、凝汽器真空应尽量维持经济真空运行。每月应进行一次凝汽器真空严密性试验，发现严密性下降应及时汇报并分析原因。9、运行中应加强对真空泵电流的监视，发现比正常值升高时应分析原因。10、每班应进行凝汽器真空、凝汽92、器端差、过冷度、循环水进出水温升的比较和分析，发现不正常时应查找原因。11、运行中应加强对凝汽器补水箱水位的监视，防止低水位运行，并杜绝出现溢流。（三）凝结水、给水及回热系统1、运行中应注意观察凝结水泵电流的变化，当凝结水泵电流在相应流量下有所升高时应检查凝结水再循环门、凝结水至各扩容器的减温水是否开启或误开，如误开应联系检修查找原因，如正常开启应分析开启原因并进行处理。2、 凝泵冷风器冷却水视气温情况及运行状态及时关闭。3、运行中应加强对小机及汽泵的运行维护，保证汽泵能长期运行，减少电泵启动运行次数。汽泵水侧检修后恢复应对水侧注水排空气，防止恢复过程中垫子冲开。给水系统做安措应认真、仔细进行93、，各隔断门应一次压关到位，应尽量缩短卸压时间，减少工质损失。4、正常运行中前置泵、给水泵再循环门应关闭严密，泄漏严重应及时联系处理。5、每班应检查给水泵密封水回水水封筒，不应出现溢流。6、给水泵检修做安措后，及时关闭冷油器冷却水，维持油温正常。恢复运行时，严格按照操作规定暖机、升速，以防冲转不能一次成功延长电泵启动时间。7、运行中应加强高、低压加热水位的监视与调整，加热器水位不允许出现高一值和低一值。8、运行中应加强对加热器端差的监视和比较，发现端差增大应分析原因进行处理。9、高、低加疏水应逐级自流，不允许开启危急疏水门长期运行。高加和#5、6低加正常疏水故障或检修时，其加热器汽侧应退出运行。94、运行中应定期对加热器危急疏水门的内漏情况进行检查，发现内漏严重应采取措施并联系检修处理。（四）开、闭式水系统1、每次大、小修应对闭式水冷却器、发电机氢冷器、密封油冷却器、主、小机润滑油冷却器、内冷水冷却器、真空泵冷却器的水侧管道进行清污，保证传热效果。2、备用的闭式水冷却器密封油冷却器、主、小机润滑油冷却器、内冷水冷却器的冷却水应退出。3、为保证真空泵正常备用且减少冷却器被堵塞，备用真空泵的冷却水进水门保持10%的开度其出水门全开，备用真空泵投运后及时开启进水门。运行中应对闭式水温进行调整，维持冷却器出口温度2022。4、备用氢气干燥器冷却水退出。5、洗硅泵停运时，其冷却水退出。6、取样器冷却95、水、前置泵轴承冷却水应调整适当。7、运行中应加强对闭式水箱水位的监视，防止低水位运行，并杜绝出现溢流。（五）主、小机润滑油及密封油系统1、在无特殊要求时主机、小机的冷油器出口油温维持在4042之间运行。2、发电机密封油冷油器出口油温维持在452运行。3、运行中应加强主机油箱的油位监视，发现油位下降应及时对油系统及冷油器进行检查，冷油器漏油应及时隔离。4、加强EH油温监视和调整，运行中应避免油温过低投加热器运行。（六）发电机氢冷系统及冷却水系统1、发电机冷氢温度应维持在4042之间运行。2、氢气露点合格时，维持一台干燥器运行。3、加强密封油压、油温调整，减少空、氢侧密封油的窜油，保证氢气纯度、露96、点合格，减少氢气排放。4、加强主机润滑油、密封油的微水监测，发现微水超标应及时采取措施，以免微水超标影响氢气露点。5、发电机冷却水进水温度应维持在4245之间运行。6、正常时长期投入内冷水超净化装置，保证内冷水水质合格。7、运行中加强对内冷水水位的监视，如发现补水频率增加，应及时查找原因。（七）辅助蒸汽及轴封系统1、正常运行中除锅炉需吹灰外，辅汽联箱压力应设定为0.5Mpa，以防止冷再蒸汽流入四抽及除氧器。机组负荷高于180MW，应关闭冷再至辅汽联箱电动门2、正常运行中，轴封溢流应排入#7低加疏水进口，轴封溢流至疏扩门应关闭。3、运行中应加强轴封压力的调整，保证轴封压力在正常范围内运行，不应出97、现因轴封压力低影响真空，也不应出现因轴封压力高使油中进水。4、正常运行中主汽、冷再、辅汽至轴封的阀门应关严。低负荷时如需采用辅汽供轴封，应全关轴封溢流门，采用辅汽至轴封调整门调整轴封压力，不允许两路进行调整。（八）其他系统1、集中空调系统应根据气温进行启、停，当日最高温度高于30时启动扩建端空调和冷冻水泵运行，当日最高温度低于28时应停止扩建端空调和冷冻水泵运行。2、机房照明应根据情况及时开、关，禁止长明灯。3、运行中应加强所有设备的内漏和外漏检查，并按定期制度认真进行设备、系统查漏，发现漏点及时采取措施处理。三、机组停运1、选择合理的停机方式，以减少启、停机的能源损耗，并减少停机检修时间。（98、1）、若机组停机热备用，机组应选择定压单阀控制方式停机。（2）、若机组因锅炉爆管停机，机组应选择滑压单阀控制方式停机。（3）、若机组小、大修需揭缸或进行轴瓦处理，机组应选择滑参数顺序阀控制方式停机。此时应尽量将参数滑低，缩短停机后的冷却时间。2、停机后，当锅炉已停止上水而凝泵还没有停运，应关闭凝结水至除氧器调门前手动门，减少凝结水的漏流量，避免凝汽器频繁补水、除氧器频繁放水。 3、根据减负荷情况及停机后的排汽缸情况及时压小循环水和停运循环水泵。4、机组打闸后及时关闭发电机氢冷器冷却水、内冷水冷却器冷却水。5、转子静止后及时停运冷油器供水泵。6、给水泵停运后应及时停运前置泵。如除氧器需加热应采用99、洗硅泵进行水循环。7、根据锅炉要求及时停止除氧器加热，并退出辅助蒸汽系统。8、前置泵停运且闭式水冷却器进口水温低于20，停运开式水系统。9、当低压缸排汽温度低于40时，及时停运凝结水系统。10、凝结水泵停运后及时停运闭式水系统。11、小机停运24小时后，停运小机油泵。12、机组停运12小时后及时停运EH油系统。13、盘车停运且调节级温度低于120，停运润滑油泵。14、根据情况及时停运其他设备和系统，以减少不必要的厂用电损耗。15、停机过程中和停机后应加强对凝汽器、除氧器、补水箱、闭式水箱的水位监视，避免长期满水溢流。三、 2300MW机组各项指标变化对发电标准煤耗率影响参 数设计值偏 差热耗率100、变化（%）发电煤耗率变化（g/kwh）主汽压力MPa16.71.00.6171.97主汽温度537100.2750.88再热汽温度537100.300.96真 空kpa-95.51.01.2864.12给水温度272.3100.1480.47过热器喷水增加1%Gms0.002360.01低压加热器解列1.8575.94高压加热器解列2.7588.83最高抽汽压力高压加热汽端差-1.61.00.0490.16高压缸效率变化%86.111.00.1850.59中压缸效率变化%93.381.00.2150.69低压缸效率变化%90.931.00.4781.53凝结水过冷度8100.1430.46汽轮机相对内效率%90.381.01.03.20排烟温度124.7100.6141.96排烟氧量%4.51.00.3881.24飞灰可燃物%3.871.00.7972.55锅炉效率%92.051.0-1.11-3.55连续排污率（不回收）%1.00.4371.40厂用电率%51.01.1573.70备注：1、 Gms为主蒸汽流量；2、 本公司2300MW机组发电煤耗按320g/kwh进行以上计算（机组热耗率变化1%影响发电煤耗按3.20g/kwh）。