电力企业能源管理体系-实施指南

DL/T1320—XXXXPAGE1DL/T1320—XXXXPAGE1中华人民共和国电力行业标准中华人民共和国电力行业标准发布国家能源局20XX—XX—XX实施20XX—XX—XX发布电力企业能源管理体系实施指南ImplementationGuideofmanagementsystemforenergy-requirementsinelectricpowerindustry（征求意见稿）DL/T1320—XXXX发布国家能源局20XX—XX—XX实施20XX—XX—XX发布电力企业能源管理体系实施指南ImplementationGuideofmanagementsystemforenergy-requirementsinelectricpowerindustry（征求意见稿）DL/T1320—XXXXPAGEIDL/T1320—XXXXPAGE1引言本文件依据GB/T23331-2020《能源管理体系要求及使用指南》、参考ISO50004:2020《能源管理体系实施、维护和改进指南》，结合电力企业能源管理特点制定。本文件可为火力发电企业、水力发电企业、新能源发电企业和电网企业建立和持续改进能源管理体系提供指导。电力企业实施DL/T1320能源管理体系的目的：建立能源遵法合规机制，主动获取并自觉落实能源法律法规、政策、标准和其他要求；建立全过程的能源管理控制机制，促进能量系统优化，使能源管理活动有效并持续改进；建立能源技术进步机制，主动收集、识别并合理采用先进、成熟的能源技术和管理方法，实现能源技术进步常态化；建立能源文化建设机制，使企业员工能源意识不断增强，能源制度不断完善，能源良好行为不断规范。建立和实施能源管理体系是电力企业高层管理者的一项战略性选择。能源管理体系的核心是在企业内部持续改进能源绩效，其基本原则为：构建规范的管理体系，用标准化的理念实现系统节能；在能源管理体系覆盖范围内，实现全员参与和全过程控制；贯彻落实相关法律法规、政策、标准和其他要求；评价体系运行的有效性，注重能源绩效的提高；应用先进有效的节能技术和管理方法,借鉴最佳节能实践和经验；通过管理节能来推动技术节能和结构节能；与其他管理体系相融合，并将现行有效的能源管理方法纳入能源管理体系，如节能目标责任制、能源审计、能量平衡、清洁生产、能效对标等。能源管理体系是企业管理体系的一部分。电力企业依据DL/T1320标准建立、实施能源管理体系时，应与其他管理体系和业务管理相融合，如质量、环境或职业健康安全等管理体系要求和人力资源、财务、采购、营销业务管理等，最终实现本企业整体管理体系的融合。本文件明确了电力企业能源管理体系要点，对电力企业的能源消耗、能源效率和能源使用的管理提出建议，未对电力生产和使用的能源消耗、能源效率、能源使用提出具体指标值的要求。电力企业能源管理体系的详略和复杂程度、体系文件数量、所投入资源等，取决于企业的规模、体系覆盖的范围、能源利用和消费的类型及数量、能源利用过程及其相互作用的复杂程度等多方面因素。PAGEIPAGE1电力企业能源管理体系实施指南范围本指南是电力企业建立、实施、保持并持续改进能源管理体系，落实GB/T23331-各项要求的通用指南。本指南适用于燃煤发电企业（包括热电联产企业）、燃气发电企业（包括热电联产企业）、风力发电企业、光伏发电企业、水力发电企业和电网企业，其他发电企业（如核能、燃油、潮汐、生物质等）可参照执行。本指南可单独使用,或与其他管理体系协调或融合。规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T2589综合能耗计算通则GB/T7721连续累计自动衡器（皮带秤）GB/T13462电力变压器经济运行GB/T15496企业标准体系要求GB/T15587工业企业能源管理导则GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则GB/T18916.1取水定额第1部分火力发电GB21258常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限值GB/T21369火力发电企业能源计量器具配备和管理要求GB/T22336企业节能标准体系编制通则GB/T22482水文情报预报规范GB/T23331-能源管理体系要求及使用指南GB/T32672电力需求响应系统通用技术规范GB/T33593分布式电源并网技术要求GB/T33592分布式电源并网运行控制规范GB35574热电联产单位产品能源消耗限额GB/T35770合规管理体系要求GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定GB/T36714用能单位能效对标指南DL/T255燃煤电厂能耗状况评价技术规范DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T606.2火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡DL/T606.3火力发电厂能量平衡导则第3部分：热平衡DL/T606.4火力发电厂能量平衡导则第4部分：电平衡DL/T606.5火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验DL/T686电力网电能损耗计算通则DL/T783火力发电厂节水导则DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则DL/T1052电力节能技术监督导则DL/T1189火力发电厂能源审计导则DL/T1464燃煤机组节能诊断导则DL/T5067风力发电场项目可行性研究报告编制规程DL∕T5374火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定DL∕T5554电力系统无功补偿及调压设计技术JJG195连续累计自动衡器（皮带秤）JJG234自动轨道衡JJG539数字指示秤JJF1033计量标准与考核规范NB/T10110风力发电场技术监督导则

NB/T10113光伏发电站技术监督导则NB/T32043光伏发电工程可行性研究报告编制规程国家发展和改革委员会2016年第44号令固定资产投资项目节能审查办法国家发展和改革委员会2016年第33号令节能监察办法术语和定义GB/T2589、GBT18916.1、GB/T23331、GB35574、GB/T36714、DL/T904中确立的以及下列术语和定义适用于本文件。能源管理体系energymanagementsystem;EnMS建立能源方针、目标、能源指标、措施计划和过程，以实现目标和能源指标的管理体系。[来源：GB/T23331-20203.2.2]供电煤耗率coalconsumptionforsupplypower发电机组提供单位供电量所平均耗用的标准煤量。火电厂（或机组）每向电网（用户）提供1kWh的电能所消耗的标准煤量，单位g/kWh。综合厂用电率plantconsumptionrate全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值。[来源：DL/T904-20049.2.3]单位发电用新鲜水量quantityofwaterintakeforunitpowergenerationquantit火力发电厂单位发电量需用的新鲜水量（不含重复利用水），单位kg/kW.h。[来源：DL/T904-200410.10.1]发电油耗量oilconsumption发电锅炉的点火和助燃用燃油的总量，单位t/a。线损率linelossrate电力网络中损耗的电能（线路损失负荷）与向电力网络供应电能（供电负荷）的百分比率。综合能耗comprehensiveenergyconsumption用能单位在统计报告期内实际消耗的各种能源实物量，按规定的计算方法和单位分别折算后的总和。能源使用energyuse能源的应用。通风、照明、加热、制冷、运输、数据存储、生产过程等。能源使用有时指“终端用能”。[来源：GB/T23331-20203.5.4]主要能源使用significantenergyuse；SEU能源消耗量大和/或在能源绩效改进方面有较大潜力的能源使用。主要能源使用的判定准则由组织决定。主要能源使用可能是设施、系统、过程或设备。[来源：GB/T23331-20203.5.6]能源评审energyreview基于数据和其他信息，分析能源效率、能源使用和能源消耗,以识别主要能源使用和能源绩效改进的机会。[来源：GB/T23331-20203.5.5]能源绩效energyperformance与能源效率、能源使用和能源消耗有关的、可测量的结果，可以是能源目标、能源指标等。[来源：GB/T23331-20203.4.3]能源绩效参数energyperformanceindicator;EnPI由组织确定的能源绩效的度量或单位。[来源：GB/T23331-20203.4.4]能源绩效改进energyperformanceimprovement与能源使用相关的能源效率或能源消耗的可测量的结果，对比能源基准的改进。[来源：GB/T23331-20203.4.6]电力企业能源管理环境理解电力企业及其所处的环境电力企业应确定与其宗旨相关并影响其能源管理体系实现预期结果和能源绩效改进的能力的内、外部问题。外部问题包括但不限于：经济和金融方面的情况；能源供应的安全；相关的技术；文化、社会和政治方面的问题；地理位置因素；法律/监管的要求；环境问题；对能源消耗的限制；自然的和竞争的情况。内部问题包括但不限于：战略方向和组织管理；流程、体系和操作因素；设备、系统的老化和状况；组织的目标、指标；组织的财务状况；组织结构和层次结构；员工的知识和组织文化；公司的使命和愿景。理解相关方的需求和期望电力企业应确定与能源管理体系有关的相关方：相关各方可以是内部的（与影响能源绩效的主要能源使用相关的员工，影响能源管理体系绩效的能源管理团队）或外部的(如：可能影响能源绩效的设备供应商，被认为可能受组织能源绩效影响的电力用户)。电力企业应确定相关方的有关要求：第一类是关于法律法规和其他要求的信息，第二类是自愿将利益方的需求和要求变成自身的要求。法律法规要求可包括但不限于：国家、地方和国际等方面的法律要求；法律要求的设备的能源性能标准；有规定的能源评估或能源审核要求；与能源相关的建筑规范及施工要求；能源储存、分配、运输规范；最低能效标准；禁止或限制为特定目的而使用的特定能源；能源型安装规范。其他要求包括但不限于：组织机构的指南或要求；与客户或供应商签订的协议；与上级组织签订的协议；非监管性的准则；自愿的原则或者行为守则；自愿签订的能源协议；各行业协会的要求；与社区团体或非政府组织达成的协议；组织或其上级组织的公开承诺；由政府或社会组织发布的关于能源绩效的自愿最低规范；对电力或天然气供应网络限制，或向网络输出的电力限制。电力企业应建立文件化信息，确保可以获取和更新与其能源效率、能源使用、能源消耗有关的法律法规和其他要求；确定如何将这些要求在管理承诺、能源方针、能源评审、能源管理基准和绩效参数、能源目标和指标的制定与能源管理方案的实施，能力培训、运行控制、主要用能设备管理、能源采购、测量与分析、合规性评价、管理评审等活动中加以应用。确定能源管理体系的范围电力企业应确定能源管理体系范围和边界，并作为文件化信息加以保持（见7.5）。在确定能源管理体系范围时，电力企业应考虑：4.1所提及的内外部问题；4.2所提及的要求。电力企业应确保其拥有权力控制范围和边界内的能源效率、能源使用、能源消耗符合相关方要求。电力企业不应将主要能源使用排除在能源管理体系范围和边界之外。发电企业能源管理体系应至少涵盖主要生产系统、辅助生产系统和附属生产系统及其运行和检修维护过程。热电联产企业，如存在厂界外的供热服务，也应将其纳入能源管理范围和边界。电网企业能源管理体系应涵盖输电、变电、配电生产过程以及新能源消纳和需求侧管理活动。能源管理体系电力企业根据相关法律法规、政策、标准和其他要求，结合自身规模、能力、需求等因素，并基于Plan­Do­Check­Act(PDCA)方法（见图1）建立、实施、保持和持续改进能源管理体系，并形成文件。建立能源管理体系的基本步骤参见附录A。PDCA最高管理者领导作用和承诺在持续改进能源绩效和能源管理体系有效性方面，最高管理者应通过以下方面证实其领导作用和承诺：明确能源管理体系范围和边界；确保建立能源方针、目标和能源指标，并与本企业的战略方向协调一致；确保能源管理体系要求融入本企业的核心活动过程；确保能源管理措施计划得以批准和实施；确保提供能源管理体系所需的资源；就有效能源管理的重要性和符合能源管理体系要求的重要性进行沟通；可通过员工参加的活动，诸如授权、动员、培训、奖励和参与等，来强调其重要性。确保能源管理体系实现其预期结果；即使其将部分职责授权，最高管理者仍担负全部的责任。促进能源绩效和能源管理体系的持续改进；确保组建能源管理团队；指导并支持员工为能源管理体系的有效性和能源绩效改进做出贡献；支持其他相关管理人员在其责任范围内证实其领导作用；确保能源绩效参数恰当地反映能源绩效；确保建立和实施过程，以识别和应对在能源管理体系范围和边界内影响能源管理体系和能源绩效的变化。能源方针电力企业应结合国家能源发展战略、规划、政策、方针，制定出适合自身经营发展方向的能源方针，并将其作为在能源管理方面的行动纲领、履行的责任和对相关方做出的承诺。能源方针是电力企业整体方针的一部分。最高管理者应为方针的制定和修订提供必要的条件，并对方针的实施负责。方针应能够为能源目标和指标的制定提供框架，并传达给所有为企业或代表企业工作的人员，且能为公众所获取。电力企业制定的能源方针应形成文件化信息，必要时，应定期评审和更新。电力企业能源方针应满足GB/T23331关于能源方针的要求。岗位、职责和权限最高管理者应确保在电力企业内分配和沟通相关能源管理岗位的职责和权限。最高管理者应给能源管理团队分配职责和权限，为：确保建立、实施、保持和持续改进能源管理体系；确保能源管理体系符合GB/T23331标准要求；实施持续改进能源绩效的措施计划；定期向最高管理者报告能源管理体系和能源绩效改进的表现；为确保能源管理体系的运行和控制的有效而建立所需的准则和方法。策划应对风险和机遇的措施电力企业策划能源管理体系时，应考虑4.1提及的事项和4.2提及的要求，并评审能影响本企业能源绩效的活动和过程。策划应与能源方针一致，并应引导可持续改进能源绩效的措施。为保证能源管理体系能够实现其预期结果，电力企业应确定需要应对的风险和机遇。风险因素包括但不限于：人员的可用性和能力；能源类产品的价格；能源供应中断；碳排放成本。机会因素包括但不限于：能源技术的改进，包括测量和控制系统；新能源替代；原材料、工艺技术或信息技术的改进；补贴或退税方案。电力企业应策划：这些风险和机遇的应对措施；结合应对措施，对电力企业中长期节能规划、年度节能工作计划进行修订；将措施与能源管理体系和能源绩效过程整合并实施；评价这些措施的有效性。能源策划过程的概念图示说明见图2。’能源策划过程目标、能源指标及其实现的策划建立能源目标电力企业应在相关职能和层次（如战略、战术、操作层面)建立能源目标，并针对能源目标建立相应的能源指标，应保留有关目标和能源指标的文件化信息。能源目标通常应包括减少能源消耗、提高能源效率、降低温室气体排放量或提高再生能源利用率等。能源目标内涵能源目标应是可测量的、具体的、可实现的、相关的和有时效性的。目标和能源指标的内容和管理要求应满足GB/T23331标准6.2.2条款要求。能源目标、指标通常可包括以下三个方面：能够反映企业整体能源利用水平，如综合能耗、企业节能量、单位产值综合能耗、单位产品综合能耗、单位产品可比能耗、发电厂用电率、供热耗煤率等；能够反映主要能源使用的指标，如重点耗能工序的能耗（例：锅炉效率、汽机热耗率、水轮机效率、输煤系统耗电率）；主要用能设备的能源效率等指标。电力企业在建立能源目标和指标时应当规定统计计算的方法、考核准则等。根据内外部环境变化，特别是主要能源使用变更时，适时更新或调整能源目标和指标，以适应变化的要求。不同类型电力企业主要能源目标指标如下：燃煤发电企业主要能源目标如：综合能耗、节能量、供电煤耗率、供热煤耗率、综合厂用电率、单位发电量取水量、发电油耗量等。主要指标有：锅炉效率、汽轮机热耗率、发电厂用电率、入厂入炉煤热值差等。燃气发电企业主要能源目标如：综合能耗、节能量、供电气耗率、综合厂用电率等。主要指标有：余热锅炉效率、燃气轮效率、汽轮机效率、生产厂用电率等。水力发电企业主要能源目标如:综合能耗、发电耗水率、综合厂用电率、水能利用率等。主要指标有：弃水率、水能利用提高率、生产厂用电率等。风力发电企业主要能源目标如:综合能耗、综合场用电率等。主要指标有：场损率、风力机效率、弃风率等。光伏发电企业主要能源目标如:综合能耗、综合厂用电率等。主要指标有：厂损率、电站整体效率、弃光率等。电网企业主要能源目标如：综合能耗、综合线损率、非水电可再生能源电力消纳权重、电力需求侧管理目标等。主要指标有：母线电量不平衡率、功率因数等电能质量指标、线损率、变电站站用电率、负荷利用率等。电网无功功率、电网功率因数合格率、电网供电电压合格率、电网频率合格率、台区线损率等。能源措施计划 为实现目标和能源指标时，电力企业应建立和保持能源措施计划，并将其整合到企业的经营管理和业务过程中。电力企业应保留有关措施计划的文件化信息（见7.5）。能源措施计划，可包括但不限于以下几个方面：增加能源绩效相关人员的能力和意识，并建立奖惩机制；变更或补充运行操作规程和维护方案，以及沟通；在新、改、扩建项目时，采用新的节能技术；采购策略中，增加产品和服务中能效的权重。提升监视和测量能源绩效的力度。每一项能源措施计划可以是一个文件化信息，也可以是相关的几个文件化信息。至少应该包括如下信息：要做什么；需要什么资源；由谁负责；何时完成；如何评价结果，包括证实能源绩效改进（见9.1）所用的方法。不同类型电力企业能源措施可分为：发电企业能源措施计划,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、燃气轮机、风力机、水轮机、汽轮机及主要辅机运行优化试验和调整；燃煤电厂选择、改进混煤堆放方式，实施燃煤高效掺烧；风机及水泵变频改造；汽轮机通流部分、汽封改造。电网企业能源措施计划，可包括但不限于如下内容：电网网架规划优化，因地制宜地建设高压配电网，大力发展110kV网架及110kV直降10kV供电;在电网规划、设计、改造中合理地选择输电线路的导线截面和路径，使变电站位置能尽量位于负荷中心以缩短供电半径,降低线损率；淘汰高损变压器，更新为低损耗节能变压器。对于农网中暂不能更新的无调压能力的旧式变压器可采用增加调压器的办法。配电变压器应按“小容量、多布点”原则进行合理配置，适当控制配电变压器容量与用户用电设备容量比，防止出现“大马拉小车”或“小马拉大车”的现象。城网、农网节能降损工作；加强线损“四分”管理与统计分析工作；加强无功装置的配备，进行集中和分散的就地合理的无功补偿，提高功率因数；利用技术和经济手段，加强负荷控制，提高负荷利用率；采用技术手段，加强柔性电网和智能电网建设；创新运维模式，加强储能能力建设；优化电网运行方式，通过技术改造和精细化管理,强化电力资源的优化配置，加强经济调度工作。新、改、扩建项目措施计划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：明确责任部门及其职责；采用的技术方法、施工方法和实施过程中应注意的问题；确定需要的资源，包括人力、物力和财力等；实施过程的时间进度安排；预计实现的能源效果；实施过程和结果进行验证的方法。为确保措施计划的有效性，应当对措施计划实施过程及结果进行验证和评价，形成文件化信息，一般包括实施进度完成情况、预期效果实现情况等（如：项目竣工报告、项目总结或后评估报告等）。在措施计划实施过程中发现不能按照原计划进行时应当及时对能源措施计划进行调整，并评估该调整对预期目标的影响，必要时采取其他补救措施。能源评审电力企业应建立能源评审方法和准则，实施和保持能源评审。识别、确定能源种类，评价能源使用和能源消耗过程，确定主要能源使用，并识别能源绩效改进的机会，保留能源评审结果的文件信息。基于测量和其他数据，分析能源使用和能源消耗的方法通常包括：建立能源管理体系之初，评价过去一段时间内（最小周期一年）能源使用和能源消耗情况。一般可与能源审计、能源诊断相结合，并分别满足DL/T1189和DL/T1464的要求。体系运行期按规定的时间间隔评价过去和现在的能源使用和能源消耗，监测能源使用消耗的变化趋势与监测计划相结合。如值际、日报、周报、月度分析、技术监督、半年、年度监测分析等。性能试验如真空严密性、空气预热器漏风率，设备修前、后机组性能测试等定期试验，重大技术改造试验等。周期内能量平衡试验，如燃料平衡、热平衡、电平衡、水平衡试验等，应分别满足D/LT606.2、DL/T606.3-2014、DL/T606.4和D/LT606.5的要求。政府职能部门依据国家发展和改革委员会2016年第33号令和第44号令要求开展不定期的节能监察和项目节能审查。定期召开的节能分析例会、运行专业分析例会、对标分析会等。上级主管部门依据DL/T1052和DL/T255标准要求开展的定期或不定期开展的节能技术监督动态检查等。基于上述分析方法，识别主要能源使用。主要能源使用的判定准则应明确，判定准则包括但不限于：对实现能源管理目标、指标有重大影响的能源使用。国家、行业、或技术监督规程中有要求的能源使用。如限额标准、双控指标、落后产能设备等的能源使用。主要能源使用可以是设施、系统、过程或设备输煤设施、环保设施、基础设施，如通风、照明、加热、制冷、运输、脱硫、除尘、数据存储等能源使用设施；锅炉燃烧系统、制粉系统、给水回热系统、润滑油系统、真空系统、电气线路系统、辅助生产系统和附属生产系统等；能源采购贮存、发电和供电生产、能源的输送分配、用能与销售等过程；锅炉、汽轮机（水轮机、风力机、燃气轮机）、发电机、变压器、电动机等主辅设备。对每一个主要能源使用：确定相关变量；按主要能源使用种类确定相关变量。如燃料消耗量总量（燃煤、燃气、燃油）和燃料消耗强度指标即供电煤耗相关变量，综合考虑外部条件（负荷率、供热量、煤质变化、气候与气温变化）等变量的变化对指标产生的积极与不良影响。按设施、系统确定主要能源使用相关变量。如输煤系统供煤量与电耗率、空载时间等相关变量。制冷供热设施耗电量与环境温度的相关变量等按设备确定的主要能源使用相关变量。如主设备能源效率即锅炉效率、汽轮机热耗率、变压器功率因数等（与设计值比较）确定现在的能源绩效；考虑评价期内主要能源使用的能源绩效,确定能源基准；参考相关变量影响、与目标值、设计值、试验值、同期、标杆值等比较，确定现在主要能源使用的能源绩效及变化趋势。识别在电力企业控制下对主要能源使用有直接或间接影响的工作人员，包括但不限于：燃煤运输、接卸、清仓工作人员（包括外包人员）能源采购、存储、转换使用操作、管理人员。能源使用和转换监督、检验、化验、试验人员（包括燃料采、制、化人员、化学监督、热力试验、能源计量设备检验等人员）。设备运行监测、设备检修、维护及主要能源控制策划、实施、检验及绩效监测统计分析人员（包括运行、检修、外包人员）主要能源使用监测、分析、措施方案管理、决策人员。通过主要能源使用分析确定能源改进绩效的机会，进行优先次序排序：改进能源绩效的机会，包括但不限于：采用、推广最佳能源管理实践经验；通过技术改造，淘汰落后工艺、设备，提高发供电设备能源使用效率；充分利用余热、余压，提供能源利用效率；加强与本企业能源流有关的相关方协调、配合，改进能源绩效水平。对改进机会进行分析评价，根据重要程度和可实现程度进行排序。评价和排序时应当考虑下列因素：影响能源绩效的程度；与法律法规、政策、标准及其他要求的符合性；施工周期、安全及环境影响、技术成熟度、系统匹配等技术可行性；投资回收期、内部收益率、能源外的其他收益等经济合理性；相关方的要求等。评估未来的能源使用和能源消耗。包括但不限于：主要能源使用重大改造项目的可能性；主要能源使用被替代如燃煤改燃气等；新能源发电替代外购电等；热网采购热源替代本电力企业热能生产供应等。发电（包括热电联产）、供电企业是从事能源生产、供应的组织，必要时，能源评审可以考虑能源供应的安全性和可行性。能源评审应按照规定的时间间隔更新。当设施、设备、系统或用能过程发生重大变化时，能源评审应更新。能源绩效参数总则适宜的能源绩效参数应能全面、系统、准确地反映企业的能源使用、能源消耗、能源绩效改进情况，企业的能源绩效应通过能源绩效参数的值来反应和监测。能源绩效参数应适于监视测量，其识别范围可包括主要生产系统、辅助生产系统和附属生产系统的各种用能过程、设施和设备。企业可通过能源评审、能源审计、节能技术监督动态检查、节能诊断、能效评价、能效对标、节能分析例会等活动/过程获得与能源绩效相关的信息（例如能源使用、能源消耗等），并对能源绩效参数进行识别、应用、保持或调整。应保持确定和更新能源绩效参数的方法的文件化信息（见7.5）。当数据表明相关可变因素显著地影响能源绩效时，电力企业应考虑将其建立为能源绩效参数。适当时，应评审能源绩效参数值，并与其各自的能源基准进行比较。电力企业应保留能源绩效参数值的文件化信息。能源绩效参数的识别和确定电力企业宜在用能单位主要次级用能单位（部门、系统）、主要用能设备/子系统等不同层级建立适宜的能源绩效，以监控主要能源使用相关的设施、设备、系统、过程和管理活动。确定并量化相关变量和静态因素。不同层级的能源绩效参数所表征的能源绩效均与影响能源绩效的相关变量或静态因素有关，企业应收集每一能源绩效参数的数据，以识别与之相关的能源种类、相关变量和静态因素。企业应定义和量化影响能源绩效的相关变量，分析识别出对能源绩效影响较大的变量，并对数据进行分析，以确定这些变量的重要性。当数据表明相关可变因素显著地影响能源绩效时，电力企业应考虑将其建立为能源绩效参数。电力企业应确定和量化静态因素对能源绩效的影响。能源绩效的影响因素可能经常变化，因此，需要对其来分析确定它们是相关变量还是静态因素。例如，发电企业的煤质经常发生变化，煤质就是相关变量；若煤质不经常变化，这就是静态因素。确定能源绩效参数后应适时记录静态因素的状态，适时评审静态因素，以确保能源绩效参数的持续适宜性。静态因素发生重要变化时，应记录变化对能源绩效可能产生的影响。能源绩效参数的主要类型：可直接测量的数值，如：机组耗煤量、风机耗电量、照明耗电量等；测量值比率，如锅炉效率、厂用电率、线损率、风机耗电率等；统计模型，即经过数理统计法求得各变量之间的函数关系,以表证能源消耗和相关变量的关系模型。如通过统计分析，确定供电煤耗率模型（建立机组负荷、煤质、热电比等之间的关系模型）；工程模型，如发电企业采用了自动化工程模型确定的锅炉最佳氧量、最佳真空值。能源绩效参数的应用能源绩效参数需用于建立能源基准、制定能源目标和指标、运行控制、监视测量和分析等过程中，通过对能源绩效参数的监视和测量，监控能源绩效水平，确保能源目标和指标的实现。能源绩效参数的保持和调整当企业的设施设备过程和系统发生变化时，能源使用、能源消耗、能源效率和相关变量也会受到影响，企业应及时评审能源绩效参数值，并与其各自的能源基准进行比较，当发现能源绩效参数不能有效反应相关的能源绩效时，应予以更新或完善。企业应规定能源绩效参数的确定方法，监测的方法和周期、异常情况的判定和处理，并保留文件化信息。电力企业的能源绩效参数燃煤发电企业可考虑建立如下层面的能源绩效参数（见附录B.1）：用能单位(公司)层面，如：企业综合能耗、供电煤耗率、综合厂用电率等；主要次级用能单位/系统，如：锅炉效率、汽机效率、、机组补水率、汽水品质合格率等；主要用能设备/设施/过程层面，如：各主要辅机耗电率（如磨煤机耗电率）、凝汽器背压、凝汽器端差、真空系统严密性、胶球清洗装置投入率及回收率、疏放水阀门泄露率、飞灰含碳量、空气预热器漏风率等。水力发电企业可考虑建立如下层面的能源绩效参数（见附录B.2）：用能单位(公司)层面，如：综合能耗、发电耗水率、综合厂用电率、水能利用率等；主要次级用能单位/系统，如：弃水率、水能利用提高率、生产厂用电率等；主要用能设备/设施/过程层面，如：变损率、主要辅机耗电率、水情预报准确率等。风力发电企业可考虑建立如下层面的能源绩效参数（见附录B.3）：用能单位(公司)层面，如：弃风率、风电场可利用率、综合厂用电率、送出线损率等。主要次级用能单位/系统，如：逆变器效率、风电机组可利用率、站用电率等。主要用能设备/设施/过程层面，如：增速器效率、传动效率等。光伏发电企业可考虑建立如下层面的能源绩效参数（见附录B.4）：用能单位(公司)层面，如：综合厂用电率、电站整体效率等；主要次级用能单位/系统，如：厂损率、弃光率等；主要用能设备/设施/过程层面，如：组件倾角、组件转换效率、逆变器转换效率、光伏方阵转换效率等。燃气发电企业可考虑建立如下层面的能源绩效参数（见附录B.5）：用能单位(公司)层面，如：企业综合能耗、机组负荷率、供电气耗率、厂用电率、综合补水率等；主要次级用能单位/系统，如：余热锅炉效率、汽机效率、燃机效率、化水系统耗电率、机组补水率、汽水品质合格率等；主要用能设备/设施/过程层面，如：各主要辅机耗电率、凝汽器真空、凝汽器端差、真空系统严密性、胶球清洗装置投入率及回收率、疏放水阀门泄露率等。电网企业可考虑建立如下层面的能源绩效参数：企业(公司)层面，如：企业综合能耗、综合线损率、备用容量、售电量、最高负荷、停电次数和停电时间、储能容量、新能源利用率等；次级用能单位/系统，如：电网无功功率、电网功率因数合格率、电网供电电压合格率、电网频率合格率、台区线损率等；主要用能设备/设施/过程层面，如：变压器输出电压、变压器输出电流、变压器功率因数、变压器效率、变压器负载率、变压器碳排放量等。能源基准总则能源基准是追踪和比较能源管理绩效的基点，主要用于自身跨期比较，企业需建立能源基准，并为建立能源目标、指标提供支撑，以持续改进能源管理。能源基准是基准期内能源绩效参数的数值，用来确定基准期内的能源绩效。一旦选定能源绩效参数，就应建立相应的能源基准。建立能源基准所需的信息类型由具体的能源绩效参数确定。能源基准与能源绩效参数所使用的单位和量度应保持一致。能源基准的确定能源基准应当建立在对能源消耗和能效效率相关数据统计、分析的基础上，故可使用基准期内能源评审、能源审计、节能自查评、能效对标、节能分析等活动/过程的输出信息。所选择的基准期应是生产运行正常、能源统计数据真实齐全，能够反映其正常能源绩效水平。基准期的确定可考虑如下因素：通常不少于一个自然年；有足够时间期限获取相关变量，如季节性、气候状况；基于多年数据积累形成的标准运行条件建立能源基准；通过模拟计算建立设施设备的能源基准。能源基准可以是基准期内能源绩效参数值的平均值、累计值或其他表述方式，具体要考虑：企业过去、现状的能源结构、产品结构和生产工艺等；同行的能耗水平，本企业的规模、设施设备的差异等；行业准入条件和国家产业政策要求，如能耗限额；技术改造，如：环保改造、反事故措施改造、节能技改。相关变量和静态因素的变化会影响能源消耗，为确保能源绩效同等可比，适用时，应当根据相关变量、静态因素与能源消耗之间的变化情况对能源基准进行归一化调整。基于活动的类型，归一化可能是简单的调整，或是一个复杂的程序。相关变量没有较大变化时，可使用基准期的能源绩效参数值直接比较能源绩效的改进；主要变量单一，用能系统简单时，使用能源消耗与相关变量的比率进行归一处理；主要变量较多，用能系统复杂时，建立能源消耗与相关变量关系模型进行归一处理。能源基准的调整当出现以下情况时，应对能源基准进行调整：能源管理体系的边界发生变化，如企业新增发电设备、新增输变电线路和变电站等；用能过程、运行方式或用能系统发生重大变化，如企业原有燃煤机组改为燃气机组、热电联产企业供热方式调整；生产工艺和主要设备发生大的变化，如超低排放改造、通流改造等对能耗有较大影响的设备技改；其他预定情况的变化，如：计量手段的完善等。能源基准的信息、相关可变因素数值以及能源基准的归一化等均需保留文件化信息。电力企业的能源基准燃煤发电企业能源基准燃煤发电企业在制定能源管理基准时，应考虑的因素包括：机组容量级别；锅炉压力参数；冷却方式；烟气处理方式；燃煤成分；机组负荷率；所在地气温等。发电企业供电标煤耗率基准应满足GB21258及所在地区政府发布的火力发电厂供电标煤耗率限额及计算方法的要求。水力发电企业能源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：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。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。风力发电企业的能源基准风力发电企业在制定能源管理基准时，应考虑的因素包括：机组容量级别；机组型式；接入系统方式；气象条件（气温、气压、风向、风速）；机组容量系数。光伏发电企业的能源基准光伏发电企业在制定能源管理基准时，应考虑的因素包括：电站容量级别；光伏方阵布置方式；光伏电池型式；接入系统方式；资源条件（平均气温、平均风速、峰值日照时数、倾斜面总辐射量）；等效利用小时数。燃气发电企业的能源基准燃气发电企业在制定能源管理基准时，应考虑的因素包括：机组容量级别；锅炉压力参数；冷却方式；烟气处理方式；燃气组分；机组负荷率；所在地气温等。电网企业能源基准确定电网年度线损率基准时要以线损理论计算值和以往的实际线损率统计值为基础，并根据以下影响线损率的诸因素进行修正、测算：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；负荷增长与用电构成的变化；城/农网改造、基建及技改工程投运的影响；清洁能源（新能源）接入及推动需求侧管理（含需求响应和有序用电）的影响；储能能力建设；抽水蓄能电厂调节的影响；服务全社会层面减排需求，可能引起系统运行方式或潮流分布出现较大的变化。归一化归一化要求如果有数据表明相关变量对能源绩效有显著影响，组织应对能源绩效参数值和相应的能源基准进行归一化。燃煤发电企业能源基准归一化（示例见附录C）燃煤发电企业设备运行年限、供热因素、负荷率、循环水供水温度、再热器压损、煤质变化、环保耗电率等相关变量对能源绩效产生重大影响，发电企业应针对上述变量对能源基准归一化，以便和相同条件下的能源绩效进行对比。供热煤耗率的归一化调整可参考GB35574第5.4条影响因素修正系数。燃气发电企业的能源基准归一化供电标准气耗率的能源基准归一化应当考虑当地气温条件、燃料成分、出力系数（负荷率）、启动次数、供热、冷却方式、老化因素及入厂天然气增压系统等因素的影响。采集能源数据的策划电力企业应根据实际情况建立能源数据采集方案（计划），明确数据采集内容、责任人和频次等。数据采集要以实际计量检测数据为准，数据汇总要与原始数据相符，数据修正要有依据和修正说明，要如实采集，统一归档。数据采集一般形成指标日报和月报，主要能耗指标、节能计划完成情况可按月、季、年度进行汇总分析，真实反映主要能耗指标、计划完成情况。数据采集分为自动采集和人工采集，自动采集包括：以配置数据采集器方式采集智能仪表和传感器数据；采集工业控制系统数据；其他如远程抄表设备等。人工采集包括移动端采集录入和人工录入等。有条件的重点用能单位，应建立水、煤、气(汽)、电、油、热等主要能源消耗数据的在线采集和实时监控平台。被采集的（或适用时需要测量的）数据以及被保留为文件化信息的数据应包括：影响主要能源使用相关的静态因素：如机组容量、机组负荷、环境温度、经济调度模式、机组运行及检修状态等。能源消耗：对进出用能单位、主要次级用能单位和用能设备的能源消耗计量，用能单位、主要次级用能单位和用能设备自产和回收利用的余能资源计量。能源消耗的计算应符合GB/T2589的要求。能耗指标：火电企业应统计和监测发电量、供热量、供电煤（气）耗、综合供电煤耗、供热煤耗、厂用电率、综合厂用电率、发电水耗、供热水耗、发电油耗等综合指标，上述指标的计算应符合DL/T904的要求。能源计量器具管理火力发电企业应按照DL/T448和GB/T21369要求配置和管理其能源计量器具，非火力发电企业及电网企业应按照DL/T448和GB17167要求配置和管理其能源计量器具。能源计量器具应定期检定/校准并满足准确度精度要求，以确保用于为关键特性测量提供数据的设备是准确无误的且是可再现的。商务结算的计量器具应保留建立精确性和可再现性的测量、监视和其他方法的文件化信息，包括检定证书、自校验规程、自校验报告等。对于已获得实验室计量认证、计量授权的企业，应满足JJF1033的要求。非商务结算的计量器具，如单台机组的给煤机皮带秤、蒸汽计量、水流计量、主要用能设备电能计量等一次元件和仪表回路也应满足运行分析等级要求，定期检定或校验，保证数据真实、准确，并应与总表量值进行比对，在误差超过规定值和出现异常时及时报告，找出和排除超差原因。燃煤发电企业输煤系统计量设备检定/校准管理燃煤发电企业输煤系统配备计量器具，用于计量入厂煤、入炉煤数量，据此计算发、供电煤耗率。使用过程中应按国家标准或行业标准要求定期进行校验，确保设备在检定合格证书有效期内使用，要求如下：入厂煤电子皮带秤用于供需双方结算时，需委托有资质的第三方定期检定，合格方可继续使用。检定方法应满足GB/T7721要求。入炉煤电子皮带秤通常用于计量机组耗煤量，可自行确定是否定期委托有资质的第三方定期检定。入炉煤电子皮带秤应定期采用砝码或实物等方式进行校验。设备连续运行时，其校验周期宜不大于15天。按照规定的时间间隔，依据JJG234、JJG539对轨道衡、汽车衡开展定期检定。支持资源电力企业应确定和提供能源绩效与能源管理体系建立、实施、保持和持续改进所需的资源。能力电力企业应：确定在其控制下工作、影响其能源绩效和能源管理体系的人员所需的能力；确保这些人基于适当的教育、培训、技能和经验是胜任的；适用时，采取措施以获取所需的能力，并评价所采取措施的有效性；保留适当的文件化信息作为能力的证据；燃料计量（包括水尺计量）、燃料取样、燃料化验等人员必须持证上岗。适用的措施包括，例如，为现有人员提供培训、指导或重新分配工作，或雇用有能力的人，或分包给有能力的人。电力企业应确保与主要能源使用相关的人员具有基于相应教育、培训、技能或经验所要求的能力，无论这些人员是为电力企业或代表电力企业工作。电力企业应识别与主要能源使用及与能源管理体系运行控制有关的培训需求，并提供培训或采取其他措施来满足这些需求。电力企业应确保为其或代表其工作的人员认识到：符合能源方针和能源管理体系要求的重要性；满足能源管理体系要求的作用、职责和权限；改进能源绩效所带来的益处；自身活动对能源使用和消耗产生的实际或潜在影响，其活动和行为对实现能源目标和指标的贡献，以及偏离规定的潜在后果。发电企业能源管理关键岗位是指最高管理者、能源管理团队、能源管理岗位等有关人员，包括总经理、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（主管）、计量专工、统计专责、运行值长、运行主值、燃料采购负责人等相关人员。电网企业能源管理关键岗位是指最高管理者、能源管理团队、能源管理岗位等有关人员，包括总经理、生产副总经理、节能主管部门负责人、节能专责、计量专工、统计专责、线损专责和运行专责等相关人员。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。电力企业应建立能源管理培训程序，根据内外部环境的变化，识别在岗员工、转岗员工、新员工、代表企业工作的员工等培训需求，实施入职培训和继续教育培训。培训内容包括节能管理、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。意识在电力企业控制下工作的人应意识到：能源方针；他们对能源管理体系有效性的贡献，包括实现目标和能源指标，以及改进能源绩效的益处；他们在能源绩效方面的行动和行为的影响；不符合能源管理体系要求的后果。沟通电力企业应建立其沟通过程，确定与能源管理体系内部和外部沟通，确保所沟通的信息与在能源管理体系内生成的信息一致，包括：沟通什么内容；何时沟通与谁沟通；如何沟通；谁进行沟通。电力企业在建立沟通机制时，应保证在电力企业控制下工作的人可以为能源管理体系和能源绩效的改进提建议或意见。电力企业应保留改进建议相关的文件化信息。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。当能源主管部门、股东方等相关方要求进行信息通报的，电力企业应按照其要求的内容和周期进行信息上报。电力企业可以利用发布社会责任报告、企业合规报告等形式，对外公布其能源管理绩效，接受社会监督。也可以参与行业组织、企业自主开展的对标活动，与类似企业分享成功经验和失败教训。文件化信息总则企业应根据实际需要编制能源管理手册、相应的文件化信息和作业文件化信息。企业能源管理体系文件化信息可包括：能源管理手册，包括形成文件的能源方针、职责权限、能源管理机构发布令等；GB/T23331标准要求的文件化信息；能源基准、能源目标和指标、措施计划；企业为确保能源管理过程的有效策划、运作和控制所需的文件化信息（见7.5.2）；外来文件化信息（包括法律法规、规程、规范、标准、合理用能评估报告、设备说明书以及相关方文件等）。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，包括能源基础标准、能源技术标准、能源管理标准、能源工作标准。电力企业能源管理文件化信息发电生产企业应对以下能源管理活动（包括但不限于）明确管理要求（不要求形成独立文件化信息）：发电经济运行；设备检修和维护；节能技术监督；节能技术改造管理；热力试验及能量平衡测试管理；燃料管理；节油管理；节电管理；节水(汽）管理；非生产用能管理；节能分析；能效对标管理；能源奖惩管理（含煤、水、油、电单项奖惩和综合能源奖惩）。电网经济运行所需的管理制度可包括但不限于（不要求形成独立文件化信息）：电网经济运行；变压器经济运行；电压和无功管理；配电变压器低压三相负荷率测试与调整管理；碳排放测算；新能源接入管理；储能设施运行；含有序用电和需求响应等电力需求侧管理活动。创建和更新电力企业应按照本企业文件化信息管理规定，创建和更新能源管理体系文件化信息，确保适当的：标识和说明（如：标题、日期、作者或文件编号）；形式（如：语言文字、软件版本、图表）与载体（如：纸质的、电子的）；评审和批准，以确保适宜性和充分性。文件化信息的控制电力企业应将能源管理制度和标准传达给为企业每位员工，以及为企业工作的外包方管理人员和作业人员，保证制度和规程的有效实施：企业能源管理制度和标准应经正式批准、颁布实施；针对岗位职责要求，组织相关人员学习、理解能源管理制度和标准的要求；电力企业能源管理制度和标准应定期进行修订，有条件的企业推荐根据GB/T15496和GB/T22336的要求建议标准体系。有下列情形之一的，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；产品种类、生产工艺和技术发生变化的；能源管理体系或者职责已经调整的；依据的法律、法规、规章和标准发生变化的；能源管理部门要求修订的；能源管理制度和标准的重新修订周期不宜超过五年。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。体系的运行总则运行的策划和控制电力企业应策划、实施、控制与其重要能源使用相关的过程，该过程需要满足能源管理体系要求并实施6.1和6.2所识别的措施，通过以下方式：建立过程的准则，包括设施、设备、系统和能源使用过程的有效运行和维护，一旦缺少准则可导致严重偏离预期的能源绩效；由电力企业确定严重偏离准则。与在电力企业控制下进行工作的人沟通准则；依据准则实施过程的控制，包括根据建立的准则运行和维护设施、设备、系统及能源使用过程；在所需的范围保存文件化信息，以确信过程按策划实施。电力企业应控制策划的变更，并评审变更的后果，必要时，采取行动减轻任何不利影响。电力企业应确保外包的重要能源使用或与重要能源使用相关的过程得到控制。控制可包括工序控制和程序。控制可按程级（例如：消除、替代、管理）实施，并可单独使用或结合使用。火力发电生产中的运行控制火力发电(燃煤发电、燃气发电)生产中的运行控制应满足GB∕T15587、GB∕T36714、DL∕T255、DL∕T1052的要求。水力发电企业的运行控制水力发电生产中的运行控制应满足GB∕T15587、GB∕T36714的要求。电网运行中的运行控制电网运行中的运行控制应满足GB/T13462、GB/T15587、GB/T36714、GB/T33593、GB/T33592、GB/T36547、GB/T32672、DL/T1052、DL/T5554的要求。风力发电企业的运行控制风力发电运行中的运行控制应满足GBT13462、GB∕T15587、GB∕T36714、NB/T10110的要求。

光伏发电企业的运行控制光伏发电运行中的运行控制应满足GBT13462、GB∕T15587、GB∕T36714、NB/T10113的要求。

设计总则电力企业在新、改、扩建项目的设计中，应针对影响能源绩效较为显著的设施、设备、系统和过程，考虑能源绩效改进的机会和运行控制的需要，能源绩效评价的结果应纳入相关项目的规范、设计和采购活动中。发电企业的规划与设计发电企业应在设施、设备、系统和能源使用过程的新设计、修改设计和更新设计时，考虑可能在策划的或预期的运行有效期内显著影响其能源绩效的能源绩效改进机遇。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；发电企业要求设计单位提供的可行性研究报告应包括节能报告，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，节能报告的内容应符合国家发展和改革委员会2016年第44号令文件要求。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。火电企业应满足DL/T5374的要求，光伏发电企业应满足NB／T32043的要求，风力发电满足DL/T5067的要求。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。电网企业的规划和设计电网企业的规划与设计应将能源设计、能源设备和能源工艺应用于电网规划和设计各个环节,并满足GB/T50293、DL/T5542、DL/T5729、国家能源局《电力规划管理办法》要求：在可行性研究阶段应对电网建设项目开展能源评估；应积极推行通用设计、通用设备、通用造价和标准工艺的工作；在电网建设改造项目实施中应积极推广应用新技术、新工艺、新设备和新材料。采购总则在采购预期对电力企业的能源绩效产生显著影响的使用能源的产品、设备和服务时，电力企业应建立和实施准则，以评价策划的或预期的运行有效期内的能源绩效。当采购对电力企业的重要能源使用产生，或可能产生，显著影响的使用能源的产品、设备和服务时，电力企业应告知供应商能源绩效是采购评价准则之一。适用时，电力企业应确定和沟通具体要求，为：确保采购的设备和服务的能源绩效；能源的采购。电力企业能源服务、产品和设备的采购电力企业能源服务、产品和设备的采购控制应确保：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：法律法规、政策、标准及其他要求；与整个用能系统的匹配程度；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；用能设备操作人员的能力水平；供应商自身的资质、信誉、技术实力、经验等。燃煤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，管理制度包括燃料计划、采购合同、调运、接卸、入厂验收等内容。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采购合同管理。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（Qnet.ar）、干燥无灰基挥发份（Vdaf、全水份（Mt、收到基灰分（Aar）、干燥基全硫（St，d）等指标。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。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、通讯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。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；入厂煤检质率、检斤率应达到100％；电网企业能源采购管理电网企业采购应确保：应确保风电、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能效高的机组满发，并降低和消除清洁能源并网产生的危害；应充分考虑到火电厂、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；规定电力从发电上网，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；在容量不够时候并且紧急情况下，保证有序用电方案执行，确保电网安全；在平时峰谷差较大时候，保证需求响应和其他电力需求侧管理执行方案；电网传输和用电时候，保证碳排放不断降低。绩效评价能源绩效和能源管理体系的监视、测量、分析和评价监视、测量、分析和评价要求电力企业应为能源绩效和能源管理体系确定：需要监视和测量什么关键特征，至少包括如下方面：实现目标和能源指标的措施计划的有效性；能源绩效参数；主要能源使用的运行；实际能源消耗与期望的能源消耗的对比；监视、测量、分析和评价的方法，适用时，确保有效的结果；何时应实施监视和测量；何时应分析和评价从监视、测量中得到的结果。电力企业应分析其能源绩效及其能源管理体系的有效性。应通过能源绩效参数与相应的能源基准对比来评价能源绩效改进。电力企业应对能源绩效的显著偏离进行调查并做出响应。电力企业应保留调查和响应的结果的文件化信息。电力企业应保留适当的监视和测量结果的文件化信息。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：确定影响能源绩效的关键特性（指标、参数），包括：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；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；能源绩效参数，包括供电煤耗率（供电气耗率）、发电厂用电率等；实际能源消耗与预期的比较，能源量或降耗量等。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、燃气），化验或试验对照采购标准的结果；对用能过程进行日常监督检查，包括设备巡视、燃煤掺配（燃气组分）、辅机耗电率、采暖制冷系统等；发电企业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（余热锅炉效率）、汽机热耗率（内燃机热效率、压气机效率）、排烟温度、真空严密性试验、空气预热器漏风率等；措施计划的实施进度、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；开展节能监督、节能诊断、能效评估或能效对标等工作的结果；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；针对监视测量的关键特性，配备所需的监视测量设备，保留证据或记录。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：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同期或历年指标对比，发现偏差应分析原因并制定控制措施；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、厂用电电能表、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。电网企业的监视、测量与分析电网企业应建立与电网能源管理体系相适应的监测、测量与分析体系，挖掘能源潜力，逐步提高企业能效管理水平。电网企业的监视、测量与分析应包括但不限于以下内容：定期测量电网企业负荷，实现分级、分压、分线与分台区统计线损计算，定期开展线损理论计算。理论线损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；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；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；应对电网损耗（包括自用电）进行月度、季度、年度的统计，客观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，逐步建立企业能效管理综合评价模型及指标体系；开展系统办公用油用电的统计分析；开展新能源接入和碳排放量的统计分析。风力发电企业的监视、测量与分析风力发电企业应建立节能技术监督管理制度，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。风力发电企业的监视、测量与分析应包括但不限于以下内容：每日对发电量、上网电量、购网电量、综合场用电率、站用电率、场损率等指标进行监视、分析；每月对发电量、上网电量、购网电量、综合场用电率、站用电率、场损率、弃风率、送出线损率等指标进行统计分析；每年对综合场用电率、平均风速、最大风速、风能功率、平均空气密度、有效风能利用小时数等指标进行统计分析,分析结果应与上年度同期或历年指标对比，发现偏差应分析原因并制定控制措施；每月对风力机可利用率、电气设备可利用率、累计停机次数、累计切入次数、累计偏航次数、停机小时数、维护小时、年利用小时数等设备可靠性指标进行分析；按照规定的检验周期对风力发电机电能表、场用电电能表、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。光伏发电企业的的监视、测量与分析光伏发电企业应建立节能技术监督管理制度，并对日常运行情况进行监视、测量与分析，每年开展能源每日对发电量、上网电量、购网电量、综合厂用电率、站用电率、厂损率等指标进行监视、分析；每月对发电量、上网电量、购网电量、综合厂用电率、站用电率、厂损率、弃光率、送出线损率等指标进行统计分析；每季度进行一次现场与控制室后台汇流支路电流的对比工作，及时发现因电流传感器漂移而产生误差；每年对综合厂用电率、年平均风速、日照时数、年利用小时数、总辐射量等指标进行统计分析,；每年对平均风速、最大风速、风能功率、平均空气密度、有效风能利用小时数等指标进行统计分析。每年应对电站不同品牌、不同型号的光伏组件进行I-V特性测试，获取STC（测试标准）条件下的填充因子、转换效率，并计算组件功率衰减值，及时掌握组件的衰减情况；每年对光伏组件的衰减率进行测试，测试比例不低于1块/MW，测试的光伏组件宜选择外观完好、无划痕、无裂纹的样本，确保组件衰减非其他缺陷造成。应对不同厂家、不同型号的逆变器的效率定期进行抽查测试、检验和评估，检查逆变器在不同负载率下的转换效率及电能质量，核对逆变器显示数值与实际测试数值偏差。每年对不同厂家逆变器测试数量应不少于1台。每3～5年适当增加组件抽检比例或进行光伏组串的I-V特性测试，以便掌握电站容量的变化情况；电站应每年对各光伏阵列的发电量进行横向和纵向的比较，以及光功率系统预测发电量与实际发电量的比较。对于固定可调式支架，应根据季节（太阳与光伏组件夹角）及时进行调节光伏组件角度，确保光伏组件与太阳夹角达到或接近90°。法律法规要求和其他要求的合规性评价电力企业应在策划的间隔，评价与其能源效率、能源使用、能源消耗及其能源管理体系相关的法律法规要求和其他要求的合规性。电力企业应保留合规性评价及任何采取的措施的结果的文件化信息。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遵守情况。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于以下输入：审核；监管机构检查结果；对法律法规和其他要求的分析；能源审计结果；行业/集团对标结果；对重点耗能区域监视和测试结果的分析。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。企业应定期开展合规性评价并将评价结果予以记录。合规性管理的其他信息详见GB/T35770。内部审核电力企业应在策划的间隔实施能源管理体系的内部审核，以提供能源管理体系的如下信息：改进能源绩效；能源管理体系符合：电力企业的能源管理体系自身的要求；电力企业建立的能源方针、目标和能源指标；本标准的要求；有效地实施和保持了能源管理体系。电力企业应：策划、建立、实施和保持一个包括频次、方法、职责、策划的要求和报告的审核方案，应必须考虑涉及过程的重要性和以往审核的结果。确定每一次审核的审核准则和范围；选择审核员和实施审核，以确保审核过程的客观性和公正性；确保向有关管理者报告审核的结果；按照GB/T23331标准10.1和10.2的要求，采取适当的措施；保留文件化信息作为审核方案的实施与审核结果的证据。管理评审最高管理者应按策划的间隔评审电力企业的能源管理体系，以确保其持续的适宜性、充分性、有效性并与电力企业的战略方向一致。管理评审应包括如下考虑：来自以往管理评审的措施的状态；与能源管理体系相关的内外部事项及其伴随的风险和机遇；能源绩效的信息，包括如下趋势：不符合与纠正措施；监视和测量的结果；审核的结果；法律法规要求和其他要求合规性评价的结果；政府节能规划中对企业节能（量）要求的变化；适用时，政府对重点用能单位节能要求的变化；政府产业政策要求企业必须改变；GB21258标准发生变化。持续改进的机遇，包括能力；能源方针。输入到管理评审中的能源绩效，应包括：达到目标和能源指标的程度；基于监视和测量结果（包括能源绩效参数）的能源绩效和能源绩效改进；措施计划的状态。管理评审的输出应包括与持续改进机遇和能源管理体系变更的任何需要的决定，包括：改进能源绩效的机遇；能源方针；能源绩效参数和能源基准；目标、能源指标、措施计划或能源管理体系的其他要素，以及未能实现所采取的措施；与业务过程整合的改进机遇；资源的分配；能力、意识和沟通的改进。电力企业应保留文件化信息作为管理评审的结果的证据。改进不符合与纠正措施在发现不符合时，电力企业应：对不符合做出反应，适当时：采取措施控制和纠正不符合；应对后果。通过以下方式评价消除不符合原因的措施的需求，使其不再发生或在其他地方发生：评审不符合；确定不符合的原因；确定是否存在相似的不符合，或相似的不符合可能潜在的发生。实施任何所需的措施；评审任何所采取措施的有效性；需要时，变更能源管理体系。纠正措施应适合相应的不符合的影响。电力企业应保留如下文件化信息：不符合的性质及其后所采取的措施；任何纠正措施的结果。持续改进电力企业应持续改进能源管理体系的适宜性、充分性和有效性。电力企业应证实持续的能源绩效改进。（资料性）建立能源管理体系的基本步骤建立能源管理体系的基本步骤序号工作事项主要措施输入信息输出结果主要责任者对应GB/T23331-2020标准要求一．体系建设前期准备阶段1能源管理体系建设项目立项1.领导统一认识、形成共识，做出决策2.明确体系建设的必要性和重要性，管理宗旨、指导思想1.公司经营活动和能源消耗总结分析资料2.中长期能源规划、年度计划3.能源相关法律法规、政策及其他要求1.立项记录2.立项报告1.最高管理者2.能源管理归口部门3.22健全组织结构，建立工作小组1.明确体系建设领导小组组长及成员，确定管理者代表2.明确体系建设工作小组组长及成员3.明确领导、工作小组职责1.企业组织机构图2.企业部门及岗位职责分工文件3.能源管理相关考核规定1.组织体系机构图及职责权限2.下达能源管理团队分工和职责1.最高管理者2.能源管理归口部门5.13制定体系建设计划及实施方案1.制定体系建设计划并形成文件2.明确目标、实施措施及步骤安排1.公司年度总经理工作报告2.有关上级文件1.体系建设计划2.体系建设实施方案1.体系建设工作小组4项目启动及宣传教育1.各级领导明确能源管理体系建设意义及要求2.宣传能源管理体系建设目标、实施措施及实施步骤安排3.公司全员了解自身在体系建设中的作用4.理解GB/T23331标准要求5.内审员培训1.GB/T23331标准及其培训教材2.公司现有能源相关管理标准及制度3.公司能源绩效方面资料4.相关法律、法规、政策及其它要求1.启动会动员报告3.宣贯GB/T23331-及相关基本知识4.安排体系建设步骤及工作要求5.适宜时进行内审员培训1.高层管理者2.能源管理归口部门3.体系建设工作小组4.相关部门及岗位人员7,2二．公司环境分析阶段（确定边界和范围、主要能源使用、相关方需求）1内外部环境1.进行能效对标分析2.分析能源使用和能源消耗3.编制公司中长期节能规划、公司发展规划1.对标分析报告2.中长期节能规划、年度节能计划3.公司现存问题和挑战的分析4.能源评审报告1.确定建立能源管理体系的经济效益和管理效果2.3.确定能源因素清单1.能源管理归口部门2.能源管理团队3.相关部门及岗位人员4.12相关方需求1.树立和建立设备供应商、原材料和能源供应商清单2.确定能源相关法律、法规、基础文件3.识别相关方需求与期望1.企业往来客户资料、投标文件2.相关法律、法规、政策、标准等基础文件3.上级职能部门通知文件1.合格供应商名单2.能源相关法律、法规、基础文件清单3.相关方需求和期望清单1.能源管理归口部门2.能源管理团队3.相关部门及岗位人员4.23体系的边界与范围1.初步确定体系范围、边界2.查看公司营业执照和公司统一社会信用代码3.分析相关需求、环境因素4.分析工艺流程和设备布置情况1.公司统一社会信用代码和公司法人2.组织机构图、厂区布置图和工艺流程图3.内外部环境因素、相关方需求1.确定体系范围2.确定体系边界1.最高管理者2.能源管理归口部门4.34能源管理体系1.编制能源管理手册提纲2.梳理能源相关法律、法规、基础文件3.分析公司自身规模、能力和需求4.分析生产流