中国国电集团公司
节能技术监督实施细则
第一章总则
第一条为了贯彻国家“资源开发和节约并举，把节约放在首位”的能源方针，强化中国国电集团公司（以下简称“集团公司”）发电企业节能监督管理，促进节能降耗，提高经济效益，根据国家、行业有关法律、法规、标准和集团公司有关制度,制定本细则。
第二条节能技术监督是一项综合性的技术管理工作，要组织协调基建、生产及试验研究单位之间及各部门、各专业之间的工作，分工负责，密切配合，共同搞好节能技术监督工作。
第三条节能技术监督的主要目的和任务是：建立以质量为中心、以标准为依据、以计量为手段的节能技术监督体系，开展全方位、全员、全过程的节能技术管理工作，实行技术责任制，在发电企业耗能设备及系统的方案设计、安装调试、运行检修和技术改造等诸环节对影响发电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监测、检查、分析、调整和评价，使煤、油、电、汽、水的消耗率达到最佳水平，保证发电企业持续、高效、健康发展。
第四条节能技术监督工作要依靠科学进步，积极推广采用先进的节能技术、工艺、设备和材料，降低发电设备和系统的能源消耗。
第五条本细则适用于集团公司所属火电企业，其他企业参照执行。
第二章节能技术监督机构与职责
第六条集团公司火电机组节能技术监督实行三级管理，第一级为中国国电集团公司（技术监督中心），第二级为集团公司所属分（子）公司，第三级为集团公司所属各发电企业。
第七条技术监督中心职责
（一）贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程和集团公
司管理制度，监督指导集团公司系统内各发电企业开展节能技术监督工作，保障安全生产、节能减排、技术进步各项工作有序开展。
（二）按照《中国国电集团公司火力发电厂节能评价标准(修订）》，组织开展各发电企业的节能评价工作，并提出企业节能评价报告。
（三）负责集团公司系统内各发电企业节能技术监督档案管理，收集分析节能技术监督月报表，掌握设备的技术状况，提出优化运行指导意见和整改措施，指导、协调各发电企业完成日常节能技术监督工作。
（四）协助审核设备节能技术改造方案、评估机组大修和节能技改项目实施绩效。
（五）负责开展节能技术交流和培训，推广先进管理经验和新技术、新设备、新材料、新工艺。
（六）负责组织召开节能技术监督会议，总结集团公司年度节能技术监督工作。
（七）负责定期编制节能技术监督报告，总结节能技术监督工作，提出工作和考评建议。
第八条各分（子）公司节能技术监督职责
（一）贯彻执行国家、行业、集团公司节能技术监督的方针、政策、法规、标准、规程和制度。
（二）建立健全本辖区节能技术监督组织机构，完善节能技术监督分级管理制度，组织落实节能技术监督责任制，组织管辖区发电企业完成节能技术监督工作，指导发电企业的节能技术监督工作。
（三）对影响本辖区发电企业的重要能耗问题，组织调查分析，督促限期整改。
（四）组织开展新建、扩建、改建工程的设计审查、主要设备的监造验收以及安装、调试、试生产等生产过程中的节能技术监督和基建交接验收的技术监督工作。
（五）组织实施重大技改节能项目质量技术监督，督促、协助发电企业解决节能技术监督发现的问题。
（六）定期组织召开本辖区技术监督工作会议，总结、交流节能技术监督工作经验，通报节能技术监督工作信息，部署节能技术监督阶段工作任务。
（七）组织发电企业对节能技术监督人员的培训，不断提高技术监督人员专业水平。
第九条发电企业节能技术监督职责
(一）组织贯彻执行上级有关节能技术监督的法规、条例、规定、制度、规程。
(二）组织制定本企业节能技术监督的实施细则、岗位职责、各项管理制度及技术措施等。
(三）组织制定本企业的节能规划，并实施。
(四）按照《中国国电集团公司火力发电厂节能评价标准(修订）》，定期组织开展企业的节能自评价工作，并向集团技术监督中心提交企业节能自评价报告。
（五）组织协调本企业检修、运行、生产技术等部门工作，共同完成节能技术监督工作任务。
(六）定期组织本企业节能技术监督分析会议，了解耗能设备运行、检修、试验和消缺情况，及时督促处理发现的问题。
(七）调配并组织本企业开展节能技术监督工作所需的人员、试验仪器和人员培训，不断提高节能技术监督专业水平。
(八）参加上级组织的节能技术监督网活动，同时积极组织本企业节能监督网活动。
第十条发电企业节能专责工程师职责
(一）在公司、部门领导下具体负责指导、开展企业节能技术监督日常工作。
(二）组织编制和完善企业的节能技术监督规章制度，并对国家、集团和地方的节能法律法规、标准制度进行企业内部宣贯，做好各种节能资料的整理和归档工作。
(三）组织编制企业年度节能计划和措施及中长期规划；根据燃料供应、气候条件、负荷曲线、设备状况等不同变化，及时向领导反映完成经济指标的有利和不利因素，并提出年度季度调整指标依据。
（四）每月做好企业月度及年度累计节能分析报表、节能分析总结，熟练应用供电煤耗反平衡方法和耗差分析对企业大指标影响能耗偏差原因进行定量分析、检查，提出改进措施。对危及经济运行的重大能耗问题应及时上报。
（五）监督各专业主管做好各专业小指标影响能耗的各种因素的统计台帐，并汇总到公司的节能分析报告中。
（六）组织本企业节能自评价工作，配合集团对企业定期开展的节能评价工作。
（七）参与公司的节能技改项目的可研、方案制订、落实和验收，对已实施的节能技改项目进行总结上报。
(八）组织编写公司节能奖惩考核方案，核定和协查节能考核项目的完成情况。监督运行小指标竞赛执行和考核情况。
(九）参与本公司各专业开展的优化运行、优化系统、优化设备和优化指标的各项节能降耗试验，并配合和监督外单位来公司开展的各项节能降耗试验工作。
(十）配合热工、电测专业做好节能计量装置和仪器仪表的检定工作；督促并组织做好公司能源平衡工作，做好热、燃料、水、电平衡工作。
(十一）参加上级组织的节能技术监督会议，负责传达会议精神。开展节能信息交流，收集、推广节能新技术、新方法、新经验。
（十二）参加月度燃料盘点工作。
（十三）开展节能宣贯培训工作，提高公司职工节能意识，组织节能合理化建议活动。
第三章节能技术监督范围及主要指标
第十一条节能技术监督范围涵盖发电企业建设、生产过程节能管理和进出用能单位计量点之间的能量消耗、能量转换、能量输送过程的所有设备、系统。具体内容如下：
（1）各项主要经济指标的完成情况；
（2）热力系统、能耗设备效率检测情况；
（3）发电企业能耗状况评价及新、扩、改建工程的节能影响评价；
（4）节能新技术、新工艺推广应用情况；
（5）能耗台账管理情况；
（6）节能技术宣传培训情况；
（7）节能管理体系建立、运行情况。
第十二条节能技术监督指标
（一）发电企业能耗监督主要综合经济技术指标
（1）发电量；
（2）供热量；
（3）发、供电煤耗率；
（4）供热煤耗率、供热厂用电率、热电比；
（5）发电厂用电率；
（6）综合厂用电率；
（7）锅炉效率；
（8）汽轮机热耗率；
（9）全厂发电综合耗水率。
（二）机组主要运行小指标及相关指标
（1）主、再汽温度；
（2）主、再热汽压；
（3）过、再热器减温水量；
（4）给水温度；
（5）加热器端差、温升；
（6）高压加热器投入率；
（7）凝汽器真空；
（8）真空严密性；
（9）凝汽器端差；
（10）凝结水过冷度；
（11）胶球清洗装置投入率及胶球回收率；
（12）冷却塔幅高；
（13）排烟温度；
（14）氧量；
（15）飞灰及炉渣可燃物；
（16）空预器漏风率；
（17）煤粉细度；
（18）吹灰器投入率；
（19）风机耗电率和制粉耗电率；
（20）给水泵、凝结水泵、循环水泵或空冷岛耗电率；（21）输煤、脱硫、除尘、输灰、制水、电气设备耗电率；
（22）热力及疏水系统阀门严密性；
（23）机组设备及管道保温效果；
（24）机组补水率、自用水率、汽水损失率、汽水品质合格率、全厂复用水率、循环水浓缩倍率等；
（25）点火及助燃用油量；
（26）燃料检斤率、检质率、配煤合格率、入厂煤与入炉煤热值差及低位发热量；
（27）能源计量配备率、周期受检率、检测率；
（28）酸碱耗、补氢率、磨煤钢耗等。
第四章节能技术监督主要工作
第十三条新建项目节能技术监督
项目前期阶段、项目建设阶段、性能考核试验的相应节能工作按《中国国电集团公司全过程节能减排工作管理办法（试行）》和《中国国电集团公司全过程节能减排工作实施细则（试行）》（国电集生［2009］35号）执行。
第十四条生产运行节能技术监督
(一）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。
(二）运行人员应根据机组优化运行试验得出的最佳控制方式和参数对主辅设备进行调节，使机组各项运行参数达到额定值或不同负荷对应的最佳值，使机组的供电煤耗率在各负荷下相对较低。主辅机经过重大节能技术改造后，应及时进行性能试验，确定主、辅机的优化运行方式。
(三）应按照各台机组及主、辅机的热力特性，确定主、辅机的优化运行方式，运用等微增调度，制定相应的负荷调度方案，积极取得调度部门的理解和支持，对机组的启停和负荷分配进行科学的调度。进行电、热负荷的合理分配，使全厂经济运行。积极开展电量置换，统筹协调，发挥区域优势，促进区域整体效益最大化和节能效果最优化。
(四）重要参数对供电煤耗率、厂用电率等主要综合经济技术指标的影响，应每月进行定量的经济性分析比较，从而发现问题，并提出解决措施。运用趋势分析、对比分析和差距分析对统计的能耗指标进行横向、纵向，同比环比，与设计值、历史值、同类型、同区域的先进值，以及国内外同类型机组最好水平进行比较，以找出差距，明确努力方向。
(五）应建立健全能耗小指标记录、统计制度，完善统计台帐，为能耗指标分析提供可靠依据。日煤耗计算应按原电力部颁发的《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗率的方法（试行）》执行，月煤耗计算应在日煤耗计算的基础上，根据月末盘煤结果进行调整，以确保数据的准确。
(六）运行人员应加强巡检和对参数的监视，要及时进行分析、判断和调整；发现缺陷应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。
(七）对锅炉燃烧应特别重视，值班人员应随时掌握入炉煤的变化情况，根据煤质分析报告、机组负荷及炉膛燃烧工况，及时进行燃烧调整，使机组蒸汽参数保持在经济值，减少过热器与再热器减温水的投入量。当煤质发生较大变化时，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。当煤质变化较大或燃用新煤种时，应进行煤灰熔融性测定及可磨性指数测定。
(八）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。设计条件下凝汽器背压的运行值与设计值偏差大于0.8kPa 时，应进行凝汽机组“冷端”系统经济性诊断试验。
(九）应按照规程规定及时做好锅炉炉膛、烟道和空预器的吹灰工作，加强对锅炉受热面积灰情况的监督。
(十）应对每台锅炉的飞灰可燃物每班进行取样和化验，并将化验结果及时通知运行人员，加强燃烧调整降低飞灰含碳量，提高锅炉运行效率。
(十一）定期进行真空严密性试验，对于容量大于100MW的湿冷机组或空冷机组，当机组真空下降速度大于270Pa/min 或100Pa/min 时，应检查泄漏原因，及时消除。
(十二）加强凝汽器的清洗，保持凝汽器的胶球清洗装置（包括二次滤网）处于良
好状态，根据循环水质情况和凝汽器端差确定每天的投入次数、间隔和持续时间。应保证空冷机组空冷换热器和真空泵冷却器的清洁度，根据其脏污情况及时进行清洗。清洗前后应记录机组真空值。
(十三）应加强对加热器的管理。高压加热器投停过程中要控制温度变化速率，防止温度急剧变化。加热器水位应按照加热器下端差设计值进行调整。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。监视各加热器的上、下端差变化，经常进行比较分析，发现异常要查明原因并及时解决。
(十四）重视热力及疏放水系统阀门严密性对机组安全性和经济性的影响。应选购质量优良的阀门，并对其进行正确开关操作，阀门泄漏时应及时联系检修人员进行检修或更换。
(十五）应积极开展值际小指标竞赛活动(运行小指标管理要求见表2），将各项经济指标依次分解到各运行岗位，开展单项经济指标的考核，实行奖优罚劣，以单项经济指标来保证综合经济指标的完成。奖惩和考核制度应根据各指标对供电煤耗影响大小不同进行科学合理调整，对影响供电煤耗较大的小指标的奖惩和考核力度要加大，以促进运行人员参与节能的积极性。
(十六）积极采用、开发计算机应用程序，进行有关参数、指标的统计、计算或指导运行方式的优化，不断保持或提高机组的运行水平。
表 2 运行小指标管理要求
参数单位要求
汽轮机侧主蒸汽压力MPa 定压运行时，（设计值±1%）；
滑压运行时，主蒸汽压力应达到机组部分负荷定滑压优化运行试验得出的该负荷的最佳值。
汽轮机侧主蒸汽温度℃（设计值±2）
汽轮机侧再热蒸汽温度℃（设计值±2）
再热器减温水量t/h 0
给水温度℃不低于相应负荷设计值加热器端差℃小于设计值
高、低压加热器投入率% 不低于 100%
排汽压力kPa 不大于设计值。
设计双背压凝汽器，高低背压差不小于1kPa。
凝汽器真空度% 闭式循环水系统，不低于92%。开式循环水系统，不低于94%。
真空系统严密性Pa/min 湿冷机组≤130，空冷机组≤100
凝汽器端差℃凝汽器端差考核值：循环水入口温度小于或等于 14℃，端差不大于 7℃；入口温度大于14℃并小于 30℃，端差不大于 5℃；入口温度大于或等于 30℃，端差不大于 4℃。
参数单位要求
凝结水过冷度℃不大于 1℃胶球投入率100%
胶球回收率不低于 95%
冷却塔出水温度℃在 90%以上额定热负荷下，气象条件正常时，夏季冷却塔出水温度与大气湿球温度的差值不大于 7℃。冷却塔冷却幅高控制3～5℃。
疏放水阀门漏泄率% 不大于3%。
排烟温度℃不大于设计值的 3% 氧量（最佳值±0.5%）
飞灰含碳量无烟煤的飞灰含碳量应小于6%，贫煤的飞灰含碳量应小于 4% ，烟煤的飞灰含碳量应小于 2% ～ 0.5% ， CFB 锅炉的飞灰含碳量应小于 6%。
空预器漏风率回转式空预器漏风率不大于 8%，管式空预器漏风率不大于 4%。
煤粉细度BRL 及 BMCR 工况：
V daf＞25％
采用离心式分离器时，R90=4+0.55V daf
采用旋转离心式分离器时，R90=4+0.6V daf Vd af=25%～15％
采用离心式分离器时，R90=2+0.55V daf
采用旋转离心式分离器时，R90=2+0.6V daf Vdaf＜15％
采用离心式分离器时，R90=0.55V daf
吹灰器投入率≥98% 入厂煤与入炉煤热量差kJ/kg ≤400
机组补水率超（超）临界机组补水率不大于 0.5％亚临界机组补水率不大于 0.7％
循环水的浓缩倍率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；采用石灰处理时，浓缩倍率可控制在5.0左右；
采用弱酸树脂等处理方式时，浓缩倍率可控制在5.0左右
（十七）运行优化措施
发电企业根据本企业发电设备的实际情况制定运行优化措施来指导运行人员开展优化运行。具体有：
（1）机组启停运行优化措施；
（2）机组运行参数压红线运行优化措施；
（3）锅炉制粉系统经济运行优化措施；
（4）锅炉燃烧运行优化措施；
（5）锅炉氧量运行优化措施；
（6）锅炉降低排烟温度运行优化措施；
（7）锅炉降低飞灰炉渣运行优化措施；
（8）锅炉吹灰方式运行优化措施；
（9）锅炉低负荷稳定运行优化措施；
（10）锅炉辅机经济运行优化措施；
（11）锅炉节约燃油运行优化措施；
（12）汽轮机滑压运行优化措施；
（13）加热器经济水位运行优化措施；
（14）凝结水系统经济运行优化措施；
（15）汽轮机冷端经济运行优化措施；
（16）冷却塔经济运行优化措施；
（17）空冷岛经济运行优化措施；
（18）汽机辅机经济运行优化措施；
（19）除尘输灰系统经济运行优化措施；
（20）脱硫系统经济运行优化措施；
（21）输煤系统经济运行优化措施；
（22）化水系统经济运行优化措施。
第十五条检修、维护节能技术监督
（一）坚持“应修必修，修必修好”的原则，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。
（二）建立健全设备维护、检修管理制度，建立完整、有效的检修质量监督体系，确保检修、维护质量，为设备的安全、经济运行打好基础。设备技术档案和台帐应根据检修情况进行动态维护。
（三）做好制粉系统的维护工作，根据煤质变化情况，及时进行试验，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。对中速磨和风扇磨的耐磨部件应及时修复或更换，保证制粉系统在经济状态下运行。
（四）做好锅炉本体及空预器维护，必要时根据实际情况增加吹灰器或改造更换原有吹灰器，保证吹灰器程控投运正常，定期吹灰，提高换热效率。
（五）建立设备消缺管理制度和热力系统无渗漏管理制度，治理漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏粉、漏热等缺陷。应定期检查阀门泄漏情况，主要加强对主蒸汽、再热蒸汽、高低压旁路、抽汽管道上的疏水阀门、汽轮机本体疏水门、高加危急疏水阀
门、加热器旁路门、高加大旁路门、给水泵再循环阀门、除氧器事故放水和溢流门、锅炉定排门等的严密性状况的检查，发现问题要做好记录，及时消除。
（六）做好凝汽器管、水井及循环水管道的清污工作，保持凝汽器管表面清洁，减少凝汽器管口堵塞现象。
（七）冷水塔应按规定做好检查和维护工作，加强对进、出水温差的监督，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，使得淋水密度均匀，提高水塔冷却效率。
（八）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。
（九）做好机组保温工作，保持热力设备、管道及阀门的保温效果良好，采用新材料，新工艺，努力降低散热损失。当周围环境不大于25℃时，保温层表面温度不得超过50℃；当周围环境大于25℃时，保温层表面温度与环境温度的差值不得超过25℃。
（十）按照计量管理制度，做好热工测量设备的校验工作，确保测量结果准确。发现不准的及时校验，或根据需要进行更换。
（十一）机组检修应开展的节能工作。
1.主要进行的节能项目：
（1）锅炉受热面、空预器传热元件、暖风器、汽轮机通流部分、凝汽器管、加热器、二次滤网、高压变频器滤网、真空泵冷却器等设备的清理或清洗；
（2）汽轮机通流部分汽封间隙调整；
（3）汽轮机通流部分汽封修复；
（4）汽轮机叶片喷砂；
（5）空预器密封片检查更换、间隙调整；
（6）吹灰系统检修；
（7）飞灰取样器的检修维护；
（8）真空系统查漏、堵漏；
（9）胶球清洗系统检查调整；
（10）水塔填料检查更换、配水槽清理、喷嘴检查更换；
（11）阀门内外漏消除；
（12）高加水室分程隔板检修；
2.机组检修后，供电煤耗率应达到《中国国电集团公司设备检修管理办法》的考核要求。
第十六条技术改造节能技术监督
（一）定期分析评价全厂能耗状况，依据《中国国电集团公司发电设备管理办法（试行）》和《中国国电集团公司生产型资本性支出项目管理办法（试行）》，落实设备的节能技术改造工作。
（二）按《中国国电集团公司全过程节能减排工作实施细则（试行）》（国电集生［2009］35号）实施节煤、节电、节油、节水等技术改造。
第十七条热力试验
（一）加强主辅设备在不同阶段的各类热力试验，促进发电企业节能减排工作的开展。
（二）发电企业宜设专职或兼职热力试验人员，热力试验人员应掌握常用的节能检测标准，熟练掌握测试仪器，能够完成发电企业常规节能检测项目和经济性分析。热力试验人员应经过培训。
（三）发电企业宜配备热力试验相关的节能检测仪器，检测仪器准确度、稳定度、测量范围和数量应满足相关标准的要求，所有检测仪器应定期校验，有合格的校验证书。
（四）新建或扩建的发电企业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。
（五）试验测点应满足开展锅炉热效率、汽轮机热耗及重要辅助设备性能测试的要求，具有必要的专用测点和试验时可更换的运行表计。
（六）热力试验必须严格执行有关标准和规程对试验方法、试验数据处理方法、测点数量、测点安装方法和要求、仪表精度、试验持续时间、试验次数等的规定，确保试验结果的精度。对试验数据及结果，应在认真分析的基础上，对设备的性能和运行状况进行评价和诊断，必要时提出改进措施建议，并形成报告。
（七）新投产火电机组，应在规定时间内进行汽轮机和锅炉的性能验收试验，鉴定机组经济性能是否达到制造商合同中的保证值。新投产机组在性能试验时测量的排烟温
度场、排烟氧量场和风量标定试验结果，要应用于热工测量和控制系统中的参数修正。
（八）在机组A级检修前后、主辅设备改造前后，应进行相应的效率试验以及其它试验项目。
1.主要测试项目
（1）锅炉效率；
（2）汽机热耗率（加热器性能、凝汽器性能、冷水塔性能应随汽轮机热耗率试验一起分析评价）；
（3）空预器漏风率（包括排烟温度场、氧量场的标定）；
（4）风机热态性能试验；
（5）改造设备出力、效率；
（6）锅炉修后风量标定；
（7）锅炉修后一次风调平试验；
（8）保温效果测试。
2. A 级检修前后应按标准《电站锅炉性能试验规程》（GB/T10184）或《循环流化床锅炉性能试验规程》（DL/T964）进行锅炉热效率试验，测试并对比检修或改造前后锅炉效率，以检验锅炉检修或改造的效果。。
3. A 级检修前后或汽轮机通流部分改造前后，宜以阀点为基准按标准《汽轮机热力性能验收试验规程》（GB/T8117）、《燃气轮机验收试验》（GB/T14100）或《联合循环发电机组验收试验》（DL/T851）的要求进行汽轮机热力性能试验，测试并对比检修或改造前后汽轮机缸效率和热耗率，以检验汽轮机通流检修或改造的效果。
4. A 级检修前应按《回转动力泵水力性能验收试验》（GB3216）、《大型锅炉给水泵性能试验方法》（DL/T839）、《电站锅炉风机现场性能试验》（DL/T469）等标准要求进行泵与风机的热态性能试验，根据试验结果决定是否对其进行改造以及适宜的改造方式；改造后应再次进行泵与风机的热态性能试验，以检验改造效果。
5. A级检修后宜进行机组的部分负荷优化运行调整试验，寻求不同负荷下机组的最佳运行方式，主要包括汽轮机定滑压试验、锅炉燃烧调整试验等。
6. A 级检修后宜进行汽轮机组的冷端优化试验，寻求不同负荷、不同循环水温度下的凝汽器最佳真空，得出循环水泵的最佳控制方式和组合。对空冷机组，应根据环境
温度、风向变化以及负荷情况及时调整空冷风机的叶片安装角度、风机转速，使机组真空达到最佳值。冷却水塔采用《冷却塔验收测试规程》（CECS118）试验标准；空冷塔和空冷凝汽器采用《火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法》（DL/T552）试验标准。
（九）当锅炉燃煤或燃烧相关设备发生较大变化后，应及时进行锅炉燃烧制粉系统优化调整试验，以确定最佳煤粉细度、一次风粉分配特性、风量配比、磨煤机投运方式等，提出针对不同煤质、不同负荷的优化运行方案。
（十）开展定期试验和测试分析工作，主要有：
（1）真空严密性试验；
（2）锅炉空气预热器漏风试验；
（3）煤粉细度测定；
第十八条能源计量
（一）计量是节能监督的基础，应贯彻执行《中华人民共和国计量法》，推行国家法定计量单位，根据国家和上级颁发的有关计量工作政策、法规、制度和规定，配备齐全生产和非生产的煤、油、汽、气、水、电计量表计，加强能源计量管理。
（二）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，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。所有能源计量器具配备率和管理应满足《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》（GB/T21369）的要求，至少应包括以下计量器具或装置：
1. 进、出厂的一次能源（煤、油、天然气等）、二次能源（电、热、成品油等）以及工质（压缩空气、氧、氮、氢、水等）的计量；
2. 生产过程中能源的分配、加工转换、储运和消耗的计量；
3. 企业能量平衡测试所需的计量；
4. 生活的辅助部门用能的计量；
5. 有单独考核意义的生产重点辅机或系统的能源计量。
（三）为确保发电生产能源计量的量值传递准确、可靠，应建立热工、电气标准实验室，配备必要的校验装置及检测设备。
（四）能源计量器具的配备必须实行生产和非生产、外销和自用分开的原则，非生产用能要与生产用能严格分开，加强管理，节约使用。
（五）对能源计量检测率的要求：发电企业一级计量（进、出厂）的燃料、电、油、煤气、蒸汽、热、水等其他能源计量检测率应达到100%；以上能源的二级计量（车间、班组及重要辅机）计量检测率应达到95%；三级计量（各设备和设施、生活用计量）计量检测率应达到85%。（计量检测率可以分期实施，发电企业根据情况制定计划，分期验收）。
（六）建立能源计量器具使用和维护制度，建立计量技术挡案（含标准器具的技术说明书、检定规程、检定证书或合格证、使用方法或操作规程、检修检验记录）和在用计量器具管理卡片，做到账、卡、物相符。
（七）应制定能源计量器具的检定管理办法和规章制度，根据在用器具的准确度等级、使用情况和环境条件等，确定各类计量器具检定周期，制定周期检定计划。在用计量器具周期受检率应达到100%。检定合格的计量器具必须具有合格证，不合格或超周期未检的计量器具不得使用。
（八）发电企业配置的进厂、入炉煤计量及分炉计量装置、实煤校验装置应定期进行校验，建立实煤校核制度，并严格执行。用输煤皮带秤作为入炉煤计量装置的，每月校验不应少于二次；用给煤机皮带秤作为入炉煤计量的，也应定期进行实煤校验或标准链码校验。
（九）应组织计量人员参加培训、考核，专职从事计量检定、复核、签证的计量技术人员须持证上岗。
（十）根据本厂生产流程编制能源计量网络图和计量检测点网络图，制定企业能源计量器具的配备规划，解决计量器具在运行中影响正确计量的有关问题。
第十九条电能计量
（一）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《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448）标准的规定，现场检验率应达100％，检验合格率不低于98％。
（二）6kV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％。
（三）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％。
（四）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控制。
第二十条热能计量
（一）向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置热能计量装置。测点布置合理，安装符合技术要求，并定期校验、检查、维护，保证计量数据的准确性。
（二）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）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）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％。
（三）发电企业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），发电企业应有合格的定期检验报告。
（四）发电企业应在下列各处设置热能计量仪表：对外收费的供热管；单台机组对外供热管；厂内外非生产用热管；对外供热后的回水管；除本厂热力系统外的其它生产用热。
（五）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。
（六）热能计量宜安装累积式热能表计。
（七）应绘制全厂供热计量点图，由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，根据节能要求进行有效控制。
第二十一条水量计量
（一）发电企业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。
（二）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）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）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低于2.5级。
（三）水量计量仪表通常为超声波流量计、喷嘴或孑L板流量计、叶轮流量计等，发电企业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）。
（四）发电企业应在下列各处设置累计式流量表：取水泵房(地表和地下水）原水管；原水入厂区后的管；进入主厂房工业用水管；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；循环冷却水补充水管；除灰渣系统及烟尘净化装置系统用水管；热网补充水管；各机组除盐水补水管；非生产用水总管；其它需要计量处。
（五）对零散用水或间歇用水，可根据现场实际条件直接测量、计算或估算。
（六）应绘制全厂用水计量点图，由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，根据节水要求进行有效控制。
第二十二条燃料计量
（一）入厂煤检斤、检质
1.加强内部监督机制，制定严格的入厂煤的采、制、化制度。入厂煤的采、制、化应按照《商品煤质量抽查与验收办法》（GB/T18666）中的4.3.2条、4.3.3条、4.3.4条等规定执行。
2.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，以入厂煤皮带秤检测为准。电厂燃油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。
3.运输损耗按《中国国电集团公司燃料管理制度（国电集燃［2009］444号）》执行。
4.应配置符合标准要求的入厂煤机械取样装置，其投入率应达90%以上，并能按规定进行定期校验。
（二）入炉煤检斤、检质
1.入炉煤应以皮带秤测量，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。
2.单元制机组的电厂入炉煤应有分炉计量装置。
3.应配置符合标准要求的入炉煤机械取样装置，其投入率应达90%以上，机械采样装置应每半年进行1次采样精密度核对。入炉煤采样按DL/T567．2标准进行，入炉煤样品制备按《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》（DL/T567．4）标准进行。入炉煤的制样和化验应按照《煤样的制备方法》（GB474）、《煤的工业分析方法》（GB/T212）、《煤中全水分的测定方法》（GB/T211）等标准执行。
4．加强入炉煤样的采、制、化管理，及时给生产部门提供准确的入炉煤化验报告，使化验结果能及时用于指导燃烧调整。
第二十三条节煤管理
（一）对燃煤管理应建立有效的监督机制，做好燃煤品种的监测工作；运行部门对入厂煤的发热量、挥发份和含硫量进行监督考核；对入厂和入炉煤均应配计量装置，原煤取样应采用符合标准的机械取样装置，化学应按规定做好煤样的采、制、化管理，提供运行人员掌握入炉煤煤种特征，进行燃料调整，运行部门负责实施监督。
（二）燃料要加强备用储煤场的管理，合理分类堆放，并将煤场堆放示意图按数字化煤场的管理要求输入计算机。要搞好配煤、上煤和煤场喷淋工作，防止煤堆自燃，减少煤尘飞扬。每月末由燃管部门、生产技术部门、运行部门、计划部门、财务部门、监察部门共同对煤场进行盘点，并提出相应的盘煤报告。盘煤时要求垛行整齐、规范，保证盘煤的准确性。发生盘亏应进行分析，按有关规定进行合理处理。
（三）加强入厂煤与入炉煤的热值差的控制，热值差超过规定时或发生较大的煤场盈亏，必须找出原因，提出整改措施。入厂煤与入炉煤的热值差、煤场贮存损耗率待指标按《中国国电集团公司燃料管理制度（国电集燃［2009］444号）》执行。
（四）开展配煤掺烧工作，要落实配煤责任制，应有专人负责，根据不同煤种及锅炉设备特性，确定掺烧方式和掺烧配比，配煤比例要恰当、均匀。为保证锅炉燃烧的安全性和经济性，必要时应进行不同煤种的掺烧方式和最佳掺烧配比试验。
（五）运行人员通过优化运行操作，检修人员及时进行设备的维护消缺，以充分降低机组煤耗。
第二十四条节约用电
（一）应每月进行厂用电率及其影响因素分析，制定主要辅机节电计划并考核落实。
（二）积极推广先进的节电技术、工艺、设备，依靠技术进步，根据热力系统和设
备的优化分析，落实节电技术改造项目。
（三）在运行中特别是低负荷运行时，对辅机进行经济调度。
（四）对运行效率较低的风机、水泵，要根据其型式、与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取更换叶轮、导流部件及密封装置，或定速改双速、改变频调速等措施，进行有针对性的技术改造，以提高其运行效率。
（五）对分离效率较低的粗、细粉分离器进行节能技术改造，充分发挥磨煤机的潜力，降低制粉单耗。
（六）对早期投运、损耗较高的电动机、变压器，应结合检修或消缺，进行节能改造或直接更换为损耗较低的节能型设备。
（七）应进行除尘、脱硫及脱硝系统的优化运行，在满足除尘及环保要求，实现达标排放的条件下，降低脱硫和脱硝系统耗电率。
（八）应积极探索机组启停和备用过程中辅机的优化运行方式，降低启停及备用时的辅机耗电率。
第二十五条节约用油
（一）应从设计、设备选型、检修及运行等全过程加强节油管理，促进节油工作不断进展。
（二）积极鼓励开发、推广采用成熟、先进、可靠的点火技术（如小油枪点火、等离子点火、低油粉煤点火等），对现有的点火燃油系统（特别是大油枪）进行改造，减少点火用油。
（三）加强设备管理，提高检修质量，降低机组非计划停运和降出力次数，减少启停和助燃用油。
（四）采用成熟、可靠的新型燃烧器及其它稳燃技术（如浓淡燃烧技术），对锅炉燃烧器等部件进行改造，提高锅炉在低负荷下的稳燃能力，减少助燃用油，使锅炉的稳燃性能不低于以下指标：
1.燃用烟煤或褐煤的锅炉不投油助燃的最低稳定负荷应为额定工况40%～45％；
2.燃用贫煤的锅炉其不投油助燃的最低稳定负荷应为额定工况的45%～50％；
3.燃用无烟煤的锅炉其不投油助燃的最低稳定负荷应为额定工况的50%～55％。
4.对特殊锅炉如UP 直流锅炉等，可根据具体情况确定其不投油最低稳燃负荷率。
（五）加强火检、油枪等点火装置日常维护，防止因火检本身的原因，造成油枪自投。
（六）改善操作技术，努力节约点火用油和助燃用油。火电厂应根据各种起停状态条件，制定冷、热态及各种起停状态点火和助燃耗油定额，并加强对起停过程的监督，认真考核。
（七）加强运行管理，积极采用有利于节油的机组启停方式，减少机组启停过程中的燃油消耗。
1.有条件的机组冷态起动时，应投入锅炉底部蒸汽加热，并利用邻炉输粉、送热风，以减少锅炉点火初期的用油。
2.机组正常起停时，应尽量采用滑参数运行，以减少启停用油量。
3.充分利用机组的最大连续出力和最低稳燃能力，减少机组启停调峰次数，节约点火用油。
4.在机组启动过程中，条件许可的情况下应尽可能早的投入磨煤机。
（八）进一步加强燃油计量管理工作，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。燃油流量表应按规定定期校验。
第二十六条节约用水、用汽
发电企业要实行水的分级、分类利用，提高全厂复用水率。充分利用废水处理回收设施，提高生活污水、工业废水回收利用率。
（一）应制定用水定额，加强考核，采取有效措施节约用水，加强城市中水利用。应按照《火力发电厂燃料平衡导则》（DL/T 606）的规定定期进行水平衡测试。通过测试水量平衡工作，查清全厂的用水状况，综合协调各种取、用、排、耗水之间的关系，作为运行控制和调整的依据，找出节水的薄弱环节，采取改进措施，确定合理的用水流程和水质处理工艺，控制取水指标在《中国国电集团绿色火电厂建设指导意见》规定的标准允许范围之内。
（二）水量平衡工作应绘制水量平衡图并应进行有关的计算。水量平衡图一般采用方框图的形式，图中应示出各类水用户、废水回收处理设施、各种水的来源、流程和流向，标出各点的水流量。对于一个划定的水平衡体系，其总进水量与总排水量及总损失水量应平衡。水量不平衡率应小于5%。