电力行业节能技术监督实施细则资料汇编

电力行业节能技术监督实施细则

1总则

1.1技术监督是保证电网和电刀设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节，必

须依靠科学、标准，利用先进的测试与管理手段，对保证设备健康水平与安全、经济、稳定

运行有重要作用的参数与指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许

范围内运行。为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，适应电网的发展，进一步加强技术监

督工作，依据《电网有限公司技术监督条例》结合实际制定本细则。

1.2技术监督按照依法监督、分级管理、行业归口的原则，从设计审查、设备选型、设

备监造、安装、调试、运行、检修、停用及技术改造的电力生产、建设全过程进行技术监督,

及时发现和消除各种隐患，防止事故的发生。

1.3技术监督监督以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段建立质量、标准、计量

三位一体的技术监督体系。

1.4本细则适用于并入电网的火电、电网经营企业、电网调度、县级供电企业、电力基

建与电力设计单位。

2监督范围

2.1火电节能技术监督范围

在电网建设和生产过程中，从项目（系统）设计审查、设备选型、监造验收、安装调试、

试生产以及运行、检修、技术改造等实施全过程、全方位的节能技术监督，尤其是基建交接

验收过程的监督工作，对影响电网发供电设备以及系统经济运行的重要参数、性能及指标进

行监督、检查、调整和评价，使电、煤、油、汽、气、水等资源消耗达到较合理的水平。

对新投产并网运行的发电企业，进行并网前的节能技术监督检查及安全性评价，其结果

作为其能否并网运行的必备条件；投运后，对其节能技术监督工作和安全管理进行周期性的

检查评估，作为其持续满足安全、经济等技术要求的保障。

2.1.1管理工作监督

2.1.2火电的设计、基建监督

2.1.3火电厂的生产运行监督

2.1.4火电厂的检修和技术改造监督

2.1.5火电厂定期热力试验监督

2.1.6燃料管理

2.1.7火电厂的节能指标监督

2.1.8火电厂的能源计量监督

2.2线损技术监督范围

2.2.1管理工作监督

2.2.2线损综合指标与小指标

2.2.3设备选型与系统设计审查

2.2.4指标管理

2.2.5技术措施

2.2.6营销管理

2.2.7电能计量管理

3监督内容

3.1火力发电厂部分

3.1.1火电厂的设计、基建监督

3.1.1.1火电厂的规划和设计、选型必须贯彻执行国家的节约能源、经济高效和可持续

发展的方针，合理优化用能，优先选用高效率、高参数、大容量机组和先进的节能设备、节

能材料、节能技术，积极发展热电联产、燃气蒸汽联合循环机组及电力、电子等节能技术。

3.1.1.2新建、扩建和技术改造工程项目应贯彻节能降损原则，其项目可行性研究报告

应有《节能篇》。优化设计，确定先进合理的煤耗、热耗、油耗、气耗、电耗、水耗等设计指

标。

1)根据《火力发电厂节水导则》相关要求，火电厂的规划和设计应把节约用水作为一项

重要的技术原则，为施工和生产过程中做好节水工作创造条件。项目可行性研究报告中应提

出节水的原则性技术措施；初步设计文件中应提出节水的具体措施和设计水耗指标，并对设

计方案进行必要的技术经济比较和论证，同时说明系统运行后可能出现的问题及解决办法；

施工图中应有节水措施的详细设计。火力发电厂施工组织设计文件中应有具体节水措施。

2)新建、扩建火电厂，应对用木、排水进行整体规划，在技术经济比较的基础上，设计

适宜的耗水指标，凝汽式电厂原则上应达到以下指标：

采用循环供水系统时，单机容量为300MW及以上的电厂不大于0.8m3/(s.GW)；单机容量

为300MW以下的电厂不大于1.Om7(s.GW)；

采用直流供水系统时，单机容量为300MW及以上的电厂不大于0.12m'/(s.GW)；单机容

量为300MW以下的电厂不大于0.2m7(s.GW为

3）锅炉补给水处理系统的设计和设备选择，应保证汽包锅炉的正常排污率不超过以下限

值：凝汽式发电厂锅炉正常排污率＞1%；供热式发电厂锅炉正常排污率才2%。

3.1.1.3火力发电机组在设计、安装时，应装设必要的热力性能试验测点，以保证机组

热力性能测试数据的完整性和可靠性；搭设必要的试验及检修平台，以保证机组热力性能测

试及检修维护工作的进行。

3.1.1.4严格按有关规程和标准要求进行系统及设备的安装调试。新投产的火电机组在

试生产期间，必须按《火力发电厂基建工程启动及竣工验收规程（1996版）》和《火电机组

启动验收性能试验导则》规定的性能、技术经济指标考核项目，按国家标准或制造厂与项目

法人确认的标准进行热力性能试验和技术经济指标考核验收，以掌握设备能耗状况，为节能

提供决策依据。

3.1.1.5对火电厂的新建、扩建和节能技术改造可行性方案进行审查，贯彻节能降损的

原则，对节能经济技术方案进行分析和比较，所选用的主、辅设备及装置都必须符合国家、

行业制定的能耗标准。凡不符合节能要求工程项目，审批单位不应批准建设，监督节能降损

技术措施在基建、技改及大修工程项目中实施情况。

3.1.1.6火电机组的性能验收试验应由具有资质的节能检测部门进行。

3.1.2火电厂的生产运行监督

3.1.2.1火电厂应按照各台机组的热力特性、主要辅机的最佳组合，以最合理的经济运

行方式进行经济调度运行。

3.1.2.2加强燃料管理，力争按锅炉设计煤质订货，进厂煤按煤种堆放、按锅炉燃烧要

求进行配煤；做好燃料的检测工作，及时进行入厂煤、入炉煤的常规监督分析，及时提供入

厂煤、入炉煤监督信息，以便运行人员掌握入炉煤种及特征，进行燃料及燃烧调整；对入炉

煤、入厂煤的应用基低位发热量、灰份、分析基挥发份等指标进行监督。

3.1.2.3针对常用入炉煤种，进行锅炉优化燃烧调整，制定出在各种负荷下的优化运行

方案。运行人员要掌握入炉煤的变化情况，根据煤质变化及时调整燃烧。加强锅炉燃烧调整,

改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。

3.1.2.4做好锅炉的清焦和除灰工作，以使锅炉经常处于最佳工况下运行。

3.1.2.5加强节油管理，节约点火和助燃用油；机组不投油最低稳燃负荷达到设计要求。

3.1.2.6火电厂的热力系统应具有高度的严密性，加强对生产和生活用汽、水的管理，

采取有效措施节约用水，使全厂补给水率控制在以下范围之内：100MW以下机组W3%；100MW

及以上机组42%。

3.1.2.7保证高加投入率在95强以上，消除回热系统缺陷，使回热系统处于经济运行；

冷水塔应按规定做好检查和维护工作，以提高冷却效率。

3.1.2.8推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。

3.1.2.9严格区分非生产用能与生产用能，绘制并完善非生产用能计量点图，加强非生

产用电、用热、用汽、用水的监督；严格控制非生产用汽、回收凝结水，并单独计量、有专

人负责管理，节约使用，防止浪费。

3.1.2.10对锅炉受热面的吹灰清洁、凝汽器胶球清洗和机组的节能节水效果进行监督、

考核。

锅炉原设计有吹灰器系统的，吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。

3.1.2.11对于调峰机组，各发电单位要根据设备、系统存在的具体问题进行必要的改造,

推广应用成熟的先进技术，稳妥改善锅炉燃烧工况，针对混煤燃烧、使用非设计煤种、安全

措施等进行重点研究，无论机组起停调峰还是变荷调峰，都要根据正确的运行规程严格控制

汽温、汽压变化率，确定机组运行参数，切实保证机组安全经济运行。

3.1.2.12积极推行计算机在线监测技术，实现火力发电机组生产运行技术经济指标的实

时监测和控制，保证火力发电机组经济高效运行。

3.1.3火电厂的检修和技术改造监督

3.1.3.1主要系统和设备试生产后及进行重大技术改造、B级以上检修后，都应进行节

能技术监督检查。

3.1.3.2对影响机组经济性较天，需要通过设备检修解决的缺陷，属标准项目，按相应

标准进行检修和验收；对于非标准项目，应制定欲达到的标准，检修完成后，须进行经济性

能和指标的测试、评估和考核。

3.1.3.3加强设备管理，搞好设备的检修和维护，对影响火力发电机组和设备经济运行

的缺陷和问题，进行深入调查研究和技术分析，制定节能措施和消缺方案，结合检修及时消

缺，完善发电机组性能，提高设备的健康水平。

讲究检修工艺，比如要调整好发电机组动静部分间隙、保持受热面清洁，消除热力系统

内、外部泄漏等。

3.1.3.4建立查漏堵漏制度，尤其针对阀门内漏，努力提高并完善内漏检查手段，阀门

泄漏率应低于千分之三。

通过检修，及时检查和消除七漏（漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤和漏热）现象。

发电设备、公用系统及辅助系统不得有严重漏点。

密封点有介质渗出即为渗点，有介质滴落即为漏点；油每5min滴落一滴、水每5s滴落

一滴即为严重漏点，否则即为一般漏点。见表1。

3.1.3.5根据热力系统和设备的优化分析，制定和落实节能技术改造计划和节能项目。

对低效电动机、水泵、风机等要进行更新改造，逐步推广省煤器、空气预热器、吹灰器改造

经验以及风机变频改造，积极采用调速技术和设备，以降低辅机用电和厂用电量。

表1热力系统泄漏点要求

渗漏点一般漏点严重

部位

达标（一流）达标（一流）漏点

50MW及以下机组850

主厂房

100MW及以上单元制10(4)7(2)0

100MW及以上母管制10(机3炉2)7(机2炉2)0

个/台

200MW及以上国产机组15(5)10(3)0

循环泵、灰浆泵每台（个）5（循泵、油泵0,灰泵〈3）40

3（厂房给排

水等无滴漏，

其他生产场所每处（个）40

除灰管路无

滴漏）

3.1.3.6做好热力系统设备、管道及阀门的保温工作，使其外壁温度在标准规定范围内；

应用新技术、新工艺、新材料减少散热损失。定期进行散热损失测定。

3.1.3.7做好制粉系统的调整与维护工作，降低制粉电耗。

3.1.3.8各发供电企业应安排专项节能资金，积极推广和应用先进适用的节能新技术、

新工艺、新设备和新材料等节能措施和成熟经验，依靠技术进步，降低发供电设备和系统的

能源消耗。

3.1.3.9严格执行新技术、新工艺、新材料、新设备的入网许可证制度。

3.1.3.10对节能改造项目要进行技术可行性研究，认真制定设计方案，落实施工措施，

有计划的结合设备检修进行施工，并及时对改造后的效果进行考核评价，验收改造后的各项

节能指标是否达到技改设计要求。

3.1.3.11加速对中低压凝汽机组退役、报废和改造。对那些设备状况较好，附近又有较

稳定热负荷的中低压凝汽机组，应改造为供热机组。

3.1.4火电厂定期热力试验监督

3.1.4.1主要系统和设备试生产后及进行重大技术改造、B级以上检修前后，都应开展能

耗测试、诊断与分析工作，进行热刀性能试验，以掌握其性能和技术指标，为机组检修和经

济运行，为节能技术监督、评价、验收提供依据和指导。

3.1.4.2热力性能及验收试验应由具有资质的节能检测单位进行，试验报告应上报电力

技术监督中心。

3.1.4.3A、B级检修机组的试验

检修前后的锅炉热效率试验、锅炉漏风试验、汽轮机组热耗、汽机真空严密性试验、给

水泵效率试验。

检修前后炉、机本体和附属管道、阀门、设备的保温测试。

检修后期锅炉冷态空气动力场试验。

3.1.4.4非A、B级检修机组的试验

每年进行一次额定或经济运行工况下的炉机热效率试验。

每年进行一次额定或经济运行二况下炉机范围内的设备、管道、阀门的保温与散热损失

测定。

3.1.4.5每季度进行一次锅炉尾部烟道漏风试验，各部位漏风系数不应超过国家、行业

的有关规程规定值。

3.1.4.6每月进行一次汽机真空严密性试验，并做好试验记录。试验共进行8分钟，取

其中后5分钟的真空下降值，100MW以下机组平均每分钟应不大于400Pa,100MW及以上机组

平均每分钟应不大于270Pao

3.1.4.7新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行

燃烧调整试验，以确定一、一次风置、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧

器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。

3.1.4.8定期开展全厂能量平衡测试工作，包括燃料、热量、电能和水的平衡。能量平

衡测试时，单元制机组机炉需同时进行测试，但不限定全厂所有机组同时进行。能量平衡测

试工作每五年进行一次；若有扩建、大型改造项目，在正常运行后要补做一次；新、老发电

厂房分开布置的扩建电厂，应分别做能量平衡。

通过水平衡测试，采取措施降低发电水耗，提高全厂复用水率。

3.1.4.9能量平衡测试必须由具有资质的节能检测单位进行，试验报告应上报电力技术

监督中心。

3.1.5燃料管理

3.1.5.1燃料掺配合格率在90%以上，入炉煤发热量波动不得超过±200kJ/kg。

3.1.5.2入厂煤检斤率100%。

3.1.5.3入厂煤批批化验，发现质价不符应进行索赔，索赔率70%以上。

3.1.5.4入厂煤、入炉煤热值差不得超过502kJ/kg。

3.1.5.5入厂煤煤场每月至少进行一次测温，夏季每月不得少于两次。

3.1.6火电厂的节能监督指标

3.1.6.1火电厂要定期对发电设备的效率、能耗等主要经济指标，与机组经济性有关的

参数、指标，重要辅机、主要附属设备经济特性等进行监测或调整试验、统计分析，提出分

析报告、并进行监督考核。

1）可控指标：主要有（生产）厂用电率、全厂补水率；锅炉尾部烟道漏风（省煤器和空

预器）、排烟温度与送风温度之差、炉膛烟气含氧量、飞灰可燃物；机侧主蒸汽温度、再热蒸

汽温度、真空严密性、凝汽器端差、真空度、循环水温升；锅炉受热面吹灰器、凝汽器胶球

清洗等装置的投入情况及其效果；重要辅机设备单耗，包括制粉系统（磨煤机、排粉机/一次

风机、密封风机）、风机（引风机、送风机）、给水泵、循环泵；燃用油量（点火及助燃用油）

等。

2）辅助指标：主要有机组负荷率；（生产）供电煤耗、供热煤耗、供热厂用电率、发电综

合水耗；锅炉效率、给水温度、排污率、炉渣可燃物、炉侧主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热

蒸汽温度、炉膛出口烟道两侧烟温偏差、排烟温度两侧烟温偏差；汽轮机组热耗、机侧主蒸

汽压力、高加投入率、加热器端差；机组不投油最低稳燃负荷；机组（锅炉与汽机）非计划

启停次数与原因。

3.1.6.2对热电厂的附加考核：热电比、供热补水率。

3.1.6.3对燃料的检查考核：掺配合格率、发热量波动；入厂煤检斤率；入厂煤索赔率;

入厂煤、入炉煤高位热值差；入厂煤煤场测温。

3.1.7能源计量

3.1.7.1能源计量装置的配备和管理应执行国家、行业有关计量规程、标准和制度。能

源计量器具的选型、准确度、不确定度、测量范围和数量等，应能满足能源消耗定额、管理、

考核以及制定企业综合能源标准的需要。

3.1.7.2发电厂进厂燃料、供电、供热及厂内用电、用热必须100%检测，并据此要求配

备相应精度的监测计量器具。发电厂关口电能检测仪表，其不平衡率应符合有关规定；综合

能源计量器具配备率达到100%，计量器具检测率95%,在用计量器具检测率达到100%。

3.1.7.3发电厂配置的入厂、入炉煤计量装置及分炉计量装置、实物校验装置应按规定

周期进行校验。入炉煤每月进行两次皮带秤的实物校验；入厂煤计量装置、检斤衡器必须按

规定周期校验，每年由计量部门检定合格。

3.1.7.4监督每月煤场的盘点二作，发生较大的盈亏，应分析原因，按有关规定和措施

进行调整。

3.1.7.5火电厂热力试验及锅炉运行调整中使用的测速管（皮托管、靠背管、笛形管）、

风速仪等必须经计量部门检定合格。

3.1.7.6配合电测、热工技术监督认真做好节能监测仪器仪表的质量管理，建立管理制

度，定期进行校验，确保节能技术监督指标量值传递的统一、准确、可靠。

3.2线损部分

3.2.1综合指标：综合线损率、分压线损率、分线线损率、分区线损率；主网网损率、

无损电量、低压台区线损率。

3.2.2小指标：技术措施降损电量、营业追补电量、电能计量装置配置率、电能表校前

合格率、检验率、轮换率、故障率、现场校验合格率、PT二次回路电压降合格率、母线电量

不平衡率、变电站站平衡率、月末及月末24点抄见电量比重、变电站站用电指标完成率、高

损线路条数比例、无功补偿装置的投入率、线路功率因数、企业供电综合电压合格率、电压

允许偏差值（客户端）、电能表实抄率、配电变压器三相负荷不平衡率等。

3.2.3送、变、配电线路及网上元件（设备）的选型和系统设计的节能审查；线路及网

上设备节能项目的验收。

3.2.4指标管理

3.2.4.1各级电力部门按期编制、下达线损率计划指标，并组织督促完成。

3.2.4.2线损率指标实行分级管理、按期考核。也可根据本地区、本部门具体情况实行

逐级承包。其管理与考核范围按调度管辖、电压等级和承包划分。

3.2.4.3转供电、互供电和两人以上电业局（电力公司）共用线路的线损，由电业局双

方根据具体情况协商，上报公司线损领导小组。

3.2.4.4用户专用线路、专用变压器的电能上损耗由产权所有者承担。

3.2.5技术措施

3.2.5.1各级电力部门每年应制定降低线损的技术措施计划，分别纳入基建、技改、大

修工程项目中安排实施。

3.2.5.2各级电力部门要采取各种行之有效的降损措施。重点抓好电网规划、调整电网

布局、升压改造、简化电压等级、缩短供电半径、减少迂回供电，合理选择导线截面、变压

器规格、容量大小等技术指标，完善防窃电措施各项工作。首先，要对投资少、工期短、降

损效果显著的措施抓紧实施。

3.2.5.3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，做到无功就地补

偿、分压、分区平衡，改善电压质量，降低电能损耗。

3.2.5.4调度部门要根据本电刀系统设备的技术状况、负荷潮流的变化及时调整运行方

式，做到电网经济运行。大力推行节电作业，维持电网正常运行。变压器要经济运行，对超

经济运行的变压器或空载变压器应及时调整。

3.2.5.5各单位应有计划地逐步更换和改造高能耗的配电变压器。凡新购置配电变压器

必须是低能耗的，否则，不得投入运行。

3.2.5.6各单位每年至少四次定期组织负荷实测，并进行线损理论计算。

3.2.6营销管理

3.2.6.1加强市场营销管理工作，健全营业管理岗位责任制，减少内部责任差错，防止

窃电和违章用电。

3.2.6.2合理安排抄表例日。月末日24点抄见电量和月末抄见电量之和应占售电量的75%

以上，尽量提高月末日24点抄见电量的比重。其余用户的抄表例日应于固定，不得随意变更。

3.2.6.3加强对用户无功电力的管理，提高用户无功补偿设备的补偿效果。采用集中与

分散补偿相结合的方式，增加无功补偿设备，提高功率因数。

3.2.6.4已实行功率因数调整电费的用户，应装设带有防倒装置的无功电能表。对有可

能向电网倒送无功电量的用户，应在计费计量点加装带有防倒装置的反向无功电能表，按倒

送的无功电量与实用的无功电量两者之和，计算月平均功率因数。

3.2.6.5各单位直供的用户，其功率因数考核标准，可由当地电业局（电力公司）根据

功率因数调整收费办法或电压和无功潮流计算确定，并报电力公司核准。

3.2.6.6严格变电站用电管理，消除变电站内部及附近的无偿用电和违章用电现象。厂、

站用电均应装表计量，并接受当地供电部门的用电检查。

3.2.7电能计量管理

3.2.7.1电网经营企业UOkV及以上贸易结算的关口电能计量装置应由电力科学研究院

计量中心进行测试和管理。发电厂直供用户的电能计量装置和变电站用户的电能计量装置均

有当地电业局（电力公司）进行测试、管理。特殊情况可由电力公司指定单位进行测试与管

理。

3.2.7.2电能计量装置的管理按规程规定执行，定期进行现场校验和轮换。

3.2.7.3电能计量装置接线必须正确可靠，各元件误差必须在允许范围内。电能计量装

置实行分类I、H、III、IV、V类进行管理。电压互感器二次回路电压降，I类不应超过二

次额定电压的0.25%；H、III类不应超过0.5%。

3.2.7.4电力科学研究院负责对本系统的电能计量装置设备的监督把关，对各单位使用

的标准电能表、互感器等计量标准统一开展量值传递工作。对供电设备、重要联络线的电能

表及其他重要关口电能表要进行监督，并指导电业局（电力公司）采取针对性措施，以保证

电能计量的准确性。

3.2.7.5新投产的变电站和新包装用户的电能计量装置的准确度要符合规程要求：电能

表配置为0.5或0.5（S）及以上等级，互感器为0.2级。变电站及用户的电能计量装置装设

不全和准确度不合要求的，应计划补齐和更换。

3.2.7.6电网和变电站应加强电能计量运行的管理，按周做母线电量不平衡率的计算。

发电厂和220kV及以上变电站母线电量不平衡率不超过1%；UOkV及以下的不超过2%。按月

统计变电站站平衡率，不得超过2%0

3.2.8线损组织管理

3.2.8.1电网经营企业要有完善的线损管理标准、制度，有胜任工作的专（兼）职线损

人员，小指标管理有效，有明确分工和经济责任制考核。具体是：

1）成立线损领导小组和线损管理网文件，并与实际情况相符；

2）专（兼）职线损人员基本情况表；

3）建立线损专责和有关部门的线损节能工作标准；

4）企业总体发展规划要有节能降损内容；

5）每年的降损措施计划及降损效益分析报告；

6）企业经济运行分析会或线损分析会记录；

7）线损小指标管理办法及相关报表；

8）线损管理奖罚制度及考核兑现资料；

9）线损统计报表及分析报告。

3.2.8.2定期开展线损理论计算工作，线损理论计算要组织严密、实测数据完整，计算

方法正确，基础资料齐全。

1）主网线损理论计算资料及计算结果分析报告；

2）35kV线损理论计算资料及计算结果分析报告；

3）10kV线损理论计算资料及计算结果分析报告；

4）低压台区线损理论计算资料；

5）全网线损理论计算资料及线损理论计算结果分析报告。

3.2.8.3线损管理人员业务素质培训和节能降损管理的培训，培训资料记录齐全。

4技术监督管理

4.1认真贯彻执行国家、行业颁发的有关线损、节能方面的规定、条例、制度及导则，

结合本单位的情况制定相应的规章制度。

4.1.1火电节能技术监督应配备的规章制度

1）节能监督网各级节能岗位职责

2）节约能源工作实施细则或管理制度

3）燃油、用水用电节能技术措施或管理规定

4）非生产用能节能技术措施或管理规定（明确非生产用能与生产用能严格分开、单独计

量）

5）节能检测或热力试验项目实施细则

6）经济指标、小指标统计计算标准或规定

7）明确规定供电煤耗按正平衡法（电安生[1993]457号）计算

8）节能奖惩制度或经济指标、小指标考核管理规定

9）机组检修质量标准或管理制度

10）机组查漏堵漏制度

11）机组检修质量验收及考核制度

12）热力试验制度或热力试验工作管理规定

13）试验用仪器设备的使用保管制度

14）试验用仪器设备的校验制度

15）职工培训制度

4.1.2电网线损技术监督应配备的规章制度

1）线损技术监督管理制度

2）线损技术监督岗位责任制

3）线损技术监督奖惩考核制度

4）线损指标管理管理制度

5）电能计量装置运行、管理制度

6）电压无功管理标准和制度

7）电网经济运行各项管理制度

8）营销管理过程的有关制度

4.2建立健全生产建设全过程的技术监督档案，做到档案资料与实际情况相对应，努力

实现档案管理的规范化。

保证设备制造、安装、调试、运行、检修、技术改造等全过程质量管理的技术资料完整

和连续，并与实际相符。

基建工程移交生产时，建设单位应移交设备制造、安装和调试的全部档案和资料。

4.2.1火电节能技术监督基础资料与技术档案管理工作要求

1）基础资料与技术档案按档案化管理，登录整齐；

2）部、网、省公司（含电试所）下发以及本单位制定的有关节能方面的规程、标准、条例、

反措、重要文件、规章制度齐全；

3）近三年节能技术监督（包括各专业）工作总结、工作计划；

4）历年热力试验（包括定期节能检测）的大纲、报告以及原始记录；

5）热力试验（包括定期节能检测）大纲及报告的编写符合标准要求，审批和上报均按规定

执行；

6）主设备及辅机的技术台帐（与节能有关的设计规范、技术经济指标、缺陷及消除记录

等）齐全、准确；

7）主要设备进行节能技术改造的文件资料（与节能有关的改造说明、试验大纲及试验报

告、试验原始记录等）齐全、准确；

8）热力试验用仪器仪表和设备的台帐（内容包括设备使用说明书、操作规程、技术规范、

校验记录、使用记录、维护记录等）。

4.2.2电网线损技术监督基础资料与技术档案管理工作要求

4.2.2.1年、季、月度指标分解文件和降损措施计划及完成的统计资料；

4.2.2.2关口电能计量装置的台帐及相关的明细资料；

4.2.2.3电网网架结构地理接线图及中长期电网发展规划文件等资料；

4.2.2.4主、配变及电容器等设备台帐资料必须完整、准确；

4.2.2.5输电线路的线径、规格、材料等明细资料；

4.2.2.6各变电站主变经济运行曲线和运行记录，变电站的无功补偿容量占主变容量的

比例统计资料及变电站无功补偿装置投退记录等;

4.2.2.7变电站及不同电压等级线路功率因数月统计报表及计算资；

4.2.2.8各类统计分析的相关图纸、电量月报表、母线电量不平衡率统计月报等基础资

料必须齐全、准确；

4.2.2.9节能新技术、新设备实施计划和节能效益分析资料等等。

4.3各电厂、电网应按期制定节能技术监督年度工作计划、编写年度工作总结和有关专

题报告，并按规定上报节能技术监督季报表（于每季度初5日前）等。

每季上报的监督报表，要求文字简练，及时反映每季监督方面发生的情况和问题，并定期定

性定量加以分析。

4.4建立健全、并认真贯彻执行设备质量全过程的节能监督报告签字、验收、审批制度。

在电力建设与生产各阶段，对质量大符合规定的设备、材料等，技术监督部门和人员有权拒

绝签字，并可越级上报。

4.5单位部门之间分工明确、职责分明，严格考核与奖励。凡违反规定、失职而造成损

失者，要追究责任。

4.6各电厂、电网对发现的超标缺陷应及时进行消缺处理，暂时不能及时进行消缺处理

需监督运行的部件，必须经主管监督的总工程师批准，并上报企业上级主管单位及电力技术

监督中心。监督运行的部件必须制定明确的监督措施，且必须有专人负责落实，进行动态管

理。

4.7各电厂电网节能技术监督范围内的事故或异常情况发生后，应在三天内上报企业上

级主管单位，同时抄报电力技术监督中心。

4.8按照《技术监督基础管理规范化实施细则》的要求，各电厂、电网应建立健全节能

技术监督检验手段（有试验室的，需配备具有相应条件和一定数量的人员从事节能技术监督

工作）。

4.9节能技术监督会议每年召开一次。

附录A节能技术监督相关的文件、标准和规程清单

附录B一号机组A级检修监督报告书（节能与轮机部分）

附录C节能技术监督季报表

附录A节能技术监督相关标准清单

1、火电厂节能监督相关标准

（1）1998.1.1中华人民共和国节约能源法

（2）GB1531694节能监测技术通则

(3)新电公司标准2001.3.1火力发电厂节约能源标准

(4)新电公司标准2001.3.1火力发电厂节约用水标准

(5)GB3485-1998评价企业合理用电技术导则

(6)GB/T7119-93评价企业合理用水技术导则

(7)GB3486-93评价企业合理用热技术导则

(8)GB/T3483-93企业能量平衡通则

(9)DL/T606-1996火力发电厂能量平衡导则

(10)GB10184-1988电站锅炉性能试验规程

(11)DL467-2004磨煤机试验规程

(12)DL469-2004电站锅炉风机现场试验规程

(13)GB/T15913-1995风机机组与管网系统节能监测方法

(14)GB8174-1987设备及管道保温效果的测试与评价

(15)DL/T934-2005火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程

(16)DL/T5011-92电力建设施工及验收技术规范(汽轮机组篇)

(17)DL/T5047-95电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)

(18)GB8117-1987汽轮机热力性能验收试验规程

(19)GB3216-1989离心泵、混流泵、轴流泵和旋流泵试验方法

(20)JB/T7044-1993液压轴向柱塞泵技术试验方法

(21)JB3596-1984射水抽气器性能试验规程

(22)JB/T8190-1999高压加热器技术条件

(23)JB/T3344-1993凝汽器性能试验规程

(24)JB/T5862-1991汽轮机表面式给水加热器性能试验规程

(25)JB/T10379-2002换热器热工性能和流体阻力特性通用测定方法

(26)DL/T839-2003大型锅炉给水泵性能现场试验方法

(27)DL/T932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则

(28)DL/T904-2004火力发电厂技术经济指标计算方法

(29)DL/T783—2001火力发电厂节水导则

(30)2000.7第一版电力节能检测实施细则

(31)国电公司战略部电力统计工作指南

2、线损监督相关的文件、标准和规程清单

(1)中华人民共和国节约能源法

(2)中华人民共和国电力法

(3)电网节能技术监督条例

(4)电力公司技术监督管理办法

(5)国家电力公司电力网电能损耗管理规定

(6)电力系统电压和无功电力技术导则

(7)城市电网规划设计导则

附录B

号机组检修技术监督

报告书

(节能与轮机部分)

单位：_________________

年—月—日

前言

为了加强和规范火电厂的节能、轮机技术监督管理T作、合理利用能源,通过有效的技

术监督提高设备的A、B级检修质量、以达到提高设备安全和经济性能的目的，使监督工作落

到实处，特制定本报告书。

报告书中各栏目要详细填写，如填写不下，另备纸张续写并附后。报告书一式二份，一

份报电力技术监督中心、一份电厂监督专责存档。

表1检修机组概况

机组编号

锅炉型号生产厂家

汽轮机型号生产厂家

投产时间累计运行小时

本次检修时间年月日至年月日

表2检修前后试验机组主要参数对比

序项目单位设计值检修前检修后备注

1机组(额定)负荷MW

2蒸发量t/h以机侧

3主蒸汽压力MPa为准

4主蒸汽温度℃

5给水温度℃

6锅炉送风温度℃

7锅炉排烟温度

过热器出口至空预器出口

8/

漏风系数

9锅炉热效率%

10磨煤机运行时间h

11磨煤机单耗kWh/t

12排粉机单耗kWh/t

13引、送风机单耗kWh/t

14汽机热效率%

15汽机热耗kJ/kWh

16凝汽器端差℃

17排汽温度℃

18循环水进口温度℃

19循环水出口温度℃

20给水泵单耗kWh/t

21循环水泵耗电率kWh/kWh

22机组不投油最低稳燃负荷MW

检修前后机组主要运行参数对比分析:

填表人签字：年月日

备注：A级检修前后机组的试验负荷应当相同、并且尽可能接近额定工况。

表3检修机组节能、轮机监督试验及检查项目

序

试验检查内容检查情况合格要求检查结果

号

一锅炉部分

1检修前热效率试验完成试验项目

2检修前漏风试验完成试验项目

检修前各汽、水、风、

完成检查项目、

3粉、煤、油等阀门及

列出泄漏部位

管路的泄漏检查

4检修中各受热面清扫完成清扫项目

检修前钢球状况（如

破损率）：

不合格钢球的筛分：完成钢球检查，

检修中钢球磨煤机的

根据规程或试验

5钢球筛分及加装

要求进行筛选、

（层燃炉无此项）

检修中根据理论或加装钢球

试验最佳钢球装载

量及配比补装钢球：

研磨件更换情况：

检修中中速磨煤机的根据规程或试验

6解体检查研磨件间隙调整情要求，完成相关

（层燃炉无此项）况：工作

检修后期冷态空气动

7完成试验、试验

力场试验

*结果合格

（层燃炉无此项）

完成试验，热效

8

检修后热效率试验率优于检修前，

*

且达到设计值

9完成试验、试验

检修后漏风试验

*结果合格

检修后各汽、水、风、

10粉、煤、油等阀门及完成检查项目、

*管路的泄漏检查及消无泄漏

缺情况

续表3检修节能技术监督机组试验及检查项目

序

试验检查内容检查情况合格要求检查结果

号

二汽机部分

11检修前热力试验完成试验项目

检修前真空严密性试完成试验、列出

12

验泄漏部位

检修前给水泵效率试

13完成试验项目

验

检修前汽水系统泄漏完成检查、列出

14

检查泄漏部位

高压缸

轴前后汽封间隙

封隔板汽封间隙

符合《检修规程》

15低压缸

要求

前后汽封间隙

速度级通汽间隙

压力级通汽间隙

16通流部分除垢完成该项工作

检修后端差达到

17低加解体检查

规定值

检查情况：

检修后端差达到

18高加解体检查若清洗，清洗前后状

规定值

况：

清洗前状况：

19检修后端差达到

凝汽器清洗

*清洗后状况：规定值

检修后汽水系统泄漏完成检查、无泄

20

检查漏

完成试验，热效

21

检修后热力试验率优于检修前，

*

且达到设计值

续表3检修节能技术监督机组试验及检查项目

一

序

号试验检查内容检查情况合格要求检查结果

22检修后真空严密性试

达到优良

*验

23检修后给水泵效率试检修后效率达到

*验设计要求

速度变动率：

24检修后调速系统试验符合规程规定

迟缓率：

检修中抽汽逆止门检

25符合规程规定

查

26检修后超速保护试验符合规程规定

27同步器界定试验符合规程规定

一

序

号试验检查内容检查情况合格要求检查结果

一

103%额定转速动作

28符合规程规定

试验

危急遮断器注油试验

29符合规程规定

是否正常

30低真空跳闸整定值符合规程规定

低润滑油压跳闸整定

31符合规程规定

值

32手动跳闸是否正常符合规程规定

33主汽门关闭时间符合规程规定

34调速汽门关闭时间符合规程规定

35主汽门严密性试验符合规程规定

36调速汽门严密性试验符合规程规定

抽汽逆止门试验（包

括联锁、逆止门最长

37符合规程规定

关闭时间及供热抽汽

管道安全门校验）

高加安全检查（包括

38危急放水门联锁、安符合规程规定

全门校验）

39叶片频率测试符合安全标准

续表3检修节能技术监督机组试验及检查项目

一

序

号试验检查内容检查情况合格要求检查结果

一

三其它

锅炉抽查部位及结

果：

检修前锅炉炉顶、主

汽管及炉墙、汽机导

完成试验、列出

40汽管、一段抽汽及二

汽机抽查部位及结超标部位

段抽汽等处保温效果

果：

抽查

一

序

号试验检查内容检查情况合格要求检查结果

一

锅炉抽查部位及结

检修后锅炉炉顶、主

果：

汽管及炉墙、汽机导

41超标项目达到合

汽管、一段抽汽及二

*汽机抽查部位及结格要求

段抽汽等处保温效果

果：

抽查

42有关节能非标项目完成要求项目

检修监督项目完成

43应100%完成

率%

检修监督项目合格重点项目100%

44

率%一般项目95%

检查人：年月日

备注：1.表格序号中带*者为重点项目。

大修।火督项目完成率=大修后实际元成监督I■100%

之,大修A督项目九成公按计划大修监督项目x，00/o

大修后实际合格监督阳加权系数之和

大修监督项目合格率=按计划大修监督项目力收系数之和X°

3.第24—39项为轮机监督内容，不进入上述统计计算。

表4检修机组监督检查缺陷汇总

检查发现的缺陷情况，及原因分析、消缺结果：

节能部分：

填表人:年月日

轮机部分:

填表人：年月日

表5检修节能技术监督小结

检修节能技术监督负责人

检修节能技术监督参加人

本次检修节能技术监督小结:

填表人：年月日

节能监督专责意见：

签名：年月日

主管领导意见：

签名：年月日

表6检修轮机技术监督小结

检修轮机技术监督负责人

检修轮机技术监督参加人

本次检修轮机技术监督小结:

填表人：年月日

轮机监督专责意见：

签名：年月日

主管领导意见：

签名：年月日

检修监督项目合格率统计计算规定

序

项目加权系数

号

一锅炉部分

1检修前锅炉热效率试验3

2检修前锅炉漏风试验2

检修前锅炉各汽、水、风、粉、煤、油等阀门及管路

32

的泄漏检查

4检修中锅炉各受热面清扫2

5检修中钢球磨煤机钢球的筛分及加装（层燃炉无此项）3

6检修中中速磨煤机的解体检查（层燃炉无此项）3

7检修后期锅炉冷态空气动力场试验3

8检修后锅炉热效率试验5

9检修后锅炉漏风试验4

检修后锅炉各汽、水、风、粉、煤、油等阀门及管路

104

的泄漏检查及消缺情况

二汽机部分

11检修前热力试验2

12检修前真空严密性试验1

13检修前给水泵效率试验2

14检修前汽水泄漏检查2

15轴封、通汽间隙3

16通流部分除垢1

17低加解体检查2

18高加解体检查2

19凝汽器清洗3

20检修后汽水泄漏检查3

21检修后热力试验3

22检修后真空严密性试验5

23检修后给水泵效率试验3

三其它

检修前锅炉炉顶、主汽管及炉墙、汽机导汽管、一段

40