节能指标评价标准汽机.docx

1、节能指标评价标准汽机火力发电厂节能指标评价标准（内审稿）2006年11月6日节能指标评价标准序号指标评价内容评价依据评价方法标准分扣分标准扣分备注5汽轮机指标5.1汽轮机热耗率2105.1.1汽轮机热耗率指标80（1）汽轮机实际热耗率设计值、大修前后报告、投产达标试验报告、考核试验报告额定工况实际热耗率与设计值进行比较（见查评依据）。30汽轮机热耗率每升高20扣1分。（2）汽轮机热耗率计算DL/T904-2004火力发电厂技术经济指标计算方法6.12.4、6.12.2、9.1.1条款检查试验报告、厂内报表计算程序。3计算方法不符合标准。（3）大修前后汽轮机热耗率试验电力工业节能技术监督规定（电

2、安生1997399号）3.2.6条款检查汽机大修前后热效率试验报告及分析。5大修前后未做热耗率试验。（4）汽轮机热耗率保证值DL/T892-2004电站汽轮机技术条件4.1、4.2条款查阅设计、合同等资料3在建、新建的机组，合同中无热耗率保证值。查阅设计、合同等资料3合同中，未给出验收试验时的保证热耗率，并指明所采用的标准。（5）汽轮机热耗率评价DL/T838-2003发电企业设备检修导则，10.5.2条、附录G.3第（七）条款查阅汽机大修前后热效率试验报告、发电机组大修目标责任书、机组大修总结报告。3大修后未对修后、修前热耗率进行对比和评价。中国华电集团公司燃煤机组检修管理办法（A版）第四十

3、一条30大修后与大修前热耗率相等，扣10分；每升高10，加扣1分。电力工业节能技术监督规定（电安生1997399号）3.1.4条款查阅性能试验报告。3新投产机组，未按规定进行性能验收试验，扣3分。5.1.2技术管理130（1）汽机检修、技改项目计划制定、实施情况DL/T838-2003发电企业设备检修导则，表A.2电力工业节能技术监督规定（电安生1997399号）3.2.7条款检查汽机检修项目、技改项目计划、技术监督计划、验收和试验报告。3汽机标准检修项目，未按相应标准进行检修及验收。3汽机非标准项目，检修完成后未进行经济性能和指标的测试及考核。（2）汽轮机通流部分检修火力发电厂节约能源规定（

4、试行）（能源节能199198号）第34条款查阅大修检修项目、检修记录，化学技术监督报告、汽轮机通流部分检查、验收记录。5大修未对汽轮机通流部分进行彻底清理或清洗。（3）轴封漏汽查阅化学油样定期化验报告、缺陷记录、现场检查。5轴封漏汽严重，造成油中进水，使油质劣化，扣 5分；轴封漏汽比较严重，造成油中进水，油质未劣化，扣3 分。（4）运行优化调整查阅试验报告10未根据机组运行特性，进行低负荷滑压运行试验。查阅试验报告5低负荷滑压运行试验结果不合理。查阅厂内规章制度10厂内未制定低负荷滑压运行规定。查阅运行记录、历史数据、现场检查。10运行未严格执行低负荷滑压运行规定扣5-10分。（5）热力系统查

5、阅查漏报告、设备缺陷记录，现场检查。6疏放水系统存在内、外漏每处扣 1分； 查阅试验报告3大修前未作系统泄漏率试验。查阅试验报告、检修记录。5泄漏率超过5，检修时未采取相应措施。查阅试验报告10大修后泄漏率超过5，每增高0.5，扣1 分。查阅运行记录、现场检查3未根据给水溶氧调整除氧器排氧门开度。查阅查漏报告、设备缺陷记录、现场检查。10蒸汽旁路系统存在内漏，扣 3-10分；查阅设备缺陷记录、运行记录、规程，现场检查。5加热器疏水运行方式不符合设计或规程要求。（6）化学监督火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）第23条款检查汽机和化学监督计划、监督报告，化学汽水化验报告。3未

6、制定防止凝汽器、加热器等受热面以及汽轮机通流部分发生腐蚀、结垢和积盐措施。DL/T561-1995火力发电厂水汽化学监督导则5.5条款查看试样，了解检修情况、查阅大修化学监督检查报告及照片、汽轮机通流部分腐蚀、积盐检查记录。5汽轮机通流部分积盐率超过10mg/(cm2.a)，扣5分；汽轮机通流部分积盐率1-10mg/(cm2.a)，扣3分；3下隔板有较严重锈蚀，不锈钢部件出现针孔或初凝区隔板有严重腐蚀。（7）技术改造火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）第54条款查阅可研报告、技改项目计划。3热耗偏离设计值大的机组，未根据机组经济状况，论证进行通流部分技术改造、汽封结构改造等

7、降低汽轮机热耗的可行性研究工作，扣3分；可研报告、技术总结报告、检修记录。20通流部分技术改造后没有达到预期目标，比保证值每升高10kJ/kW.h,扣1分。检查节能改造（技改）技术报告、检修记录3对设计为除氧器补水的机组，未论证增加凝汽器补水或进行改造的，扣3分。5.2蒸汽参数和减温水见锅炉评价4.25.3真空系统4355.3.1凝汽器真空120（1）凝汽器真空指标基准值（见查评依据）查阅报表、现场测量与理论计算。60实际真空比基准值每降低0.5kPa，扣10 分。（2）最佳真空调整查阅运行优化调整试验报告。10无运行优化试验报告。查阅运行优化调整规定。10无运行优化调整规定。查阅运行记录。1

8、0运行优化措施执行不严格，扣5-10分。（3）技改后节能效果评价检查大修、技改计划、技改项目总结报告、评估报告。1无节能技改总结报告。3没有达到预期效果。（4）冷却塔维护与检修火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）第24条款检查检修项目、检修记录。1冷却塔未进行彻底清理和整修。DL/T742-2001冷却塔塑料部件技术条件9.7条款循环水质报告、杀菌灭藻记录、现场检查。2冷却塔部件上结垢和滋生藻类。现场检查3冷却塔淋水不均，有水柱或无水区。检查冬季防冻措施1无冷却塔防冻措施，扣3分。 DL/T742-2001冷却塔塑料部件技术条件9.8、9.9条款设备缺陷记录、检修计划和项目

9、、巡回检查记录、现场检查。1未定期检查冷却塔运行情况。1未对各种不同损坏情况的发生部位、数量及危害性做详细的记录。3未根据实际情况作出检修安排和检修准备。检查设备缺陷记录、检修计划。3未根据事先作出的检修安排，结合塔内存在的实际问题，及时展开检修消缺工作。DL/T742-2001冷却塔塑料部件技术条件附录S，S1条款检查设备缺陷记录、检修记录、现场检查。1淋水填料堕落而空缺的部位未补齐。1冲刷损坏的填料未更换。1填料顶部变形、倒伏严重，影响水、气流道畅通的未更换。1填料内部结垢严重，影响热交换通道，未处理或更换。DL/T742-2001冷却塔塑料部件技术条件附录S，S2条款检查设备缺陷记录、检

10、修记录、现场检查。1溅水盘损坏或喷头脱落，未更换。1喷头堵塞未疏通。DL/T742-2001冷却塔塑料部件技术条件附录S，S3条款检查设备缺陷记录、检修记录、现场检查。1配水管承接式接头脱落，未修复。（5）迎峰度夏查阅迎峰度夏措施、检修记录、运行记录。1未制定迎峰度夏措施。1度夏前未充分消除影响真空的因素。（6）真空评价DL/T838-2003发电企业设备检修导则，附录G.3第（七）条款。查阅机组大修检修目标、汽机大修前后热效率试验报告及分析、机组大修总结报告。1未确定大修后的真空目标。1大修后未对修后、修前真空进行对比和评价。5.3.2真空严密性90（1）真空严密性指标DL/T932-200

11、5凝汽器与真空运行维护导则5.2.5条款。检查各机组真空严密性试验报告、运行记录。30试验中真空下降速度平均值，比标准值每升高0.01kPa/min，扣2分。（2）真空严密性试验DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则5.2.1、5.2.2条款检查规程、运行记录、试验报告。5未按规定进行试验，每少1次扣1分；DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则5.2.3、5.2.4条款。检查规程、运行记录、试验报告。3试验方法不符合要求。DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则5.1条款。查阅运行记录、相关资料。5严密性不合格，没有分析原因，进行查漏和堵漏。（3）低压轴封供汽调整情

12、况DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则4.5.3条、现场规程查阅运行记录或现场检查、相关报告。1未结合真空严密性试验，调整低压轴封供汽压力。查阅运行记录或现场检查、相关报告。1大修后没有进行低压轴封供汽压力调整。（4）凝结水泵运行监视查阅运行记录或现场检查1运行中未对凝结水泵进行监视，检查轴封，造成空气自凝结水泵轴封漏入。（5）检修工作查阅运行记录、试验报告。3大小修前未进行真空严密性试验。查阅运行记录、查漏报告、修前缺陷统计。5严密性不合格，未进行查漏，提出不严密的部位。查阅修前缺陷统计和检修项目、检修记录。5未根据检修前提出的不严密部件，进行消缺，每项扣 1分。DL/T932-

13、2005凝汽器与真空运行维护导则4.2、1条款。查阅检修记录、查阅运行记录。3大修未进行真空系统灌水检漏。DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则8.1.2条款查阅检修记录、查阅运行记录。3真空系统灌水检漏无技术组织措施。DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则4.8.1条款查阅查漏报告、检修记录、设备缺陷记录。5低压缸中分面泄漏。（6）真空严密性评价DL/T838-2003发电企业设备检修导则，附录G.3第（七）条款。查阅运行记录、试验报告、发电机组大修目标责任书、机组大修总结报告。5大修后未对修后、修前真空严密性进行对比和评价。查阅运行记录、试验报告。15以修前真空严密性为

14、基准，修后真空严密性试验真空下降速度每增高0.01kPa/min，扣1分。5.3.3凝汽器端差105（1）凝汽器端差指标基准值（见查评依据）查阅报表、现场试验与理论计算。30实际端差比应达端差每增加0.1，扣1分。（2）化学监督DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则表A1查阅有关记录、水质报表、试验报告。5冷却水水质超标，每项扣1分。 查阅现场规定、试验报告。检查运行记录、水质报表、现场检查。参照监督月报，并统计1个月水质合格率。5循环水浓缩倍率或极限碳酸盐硬度累计超标196小时。循环水浓缩倍率或极限碳酸盐硬度累计超标72小时，每次扣 2 分。查阅现场规定、运行参数、运行记录、检修记

15、录、检修记录、台帐、管样，凝汽器铜管腐蚀、结垢检查记录、化学监督报告。10因水质不合格，引起凝汽器铜管结垢。DL/T561-1995火力发电厂水汽化学监督导则5.5条，表22化学凝汽器铜管腐蚀、结垢检查、验收记录。5凝汽器铜管的均匀腐蚀0.0050.02mm/a。凝汽器铜管的均匀腐蚀超过0.02mm/a。5凝汽器铜管的局部腐蚀，管壁点蚀，沟槽深度0.3mm点蚀。 凝汽器铜管的局部腐蚀，沟槽深度0.3mm或已有部分管子穿孔。（3）滤网清洁情况查阅规程、巡回检查记录。1检修和运行人员未定期对冷水塔、水泵房滤网进行巡查。温差查阅设备缺陷记录、现场检查。1未及时发现处理滤网设备缺陷。现场检查1滤网有塑

16、料布等垃圾杂物。查阅设备缺陷记录、运行参数。3检查确认由于凝汽器、二次滤网污塞引起真空、端差变化。DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置A3.2.2条款检查检修记录、设备态帐。3开式循环水系统无二次滤网。DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置5.2.5.10条款现场检查1二次滤网网芯进、出水侧无压力表。DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置5.6.3条款现场检查1二次滤网网水阻超过标准。（4）抽气设备运行情况3未根据真空严密性情况，改变抽气设备运行台数。查阅运行记录或相关报告。3射汽抽气器未定期进行降压试验，并与上次试验结果进行对比分

17、析。（5）维护与检修工作查阅运行记录。3具有凝汽器冷却水反冲洗条件的机组，未定期进行反冲洗。查阅运行记录、检修记录、检修项目。3未根据凝汽器结垢情况，确定停机后进行高压水清洗或酸洗。查阅检修记录、检修项目。3大修未进行高压水清洗。DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则8.3.2款b)、c)、d) 条检修规程、检修记录。3高压清洗水不符合技术措施的要求。查阅检修台帐、检修记录。3凝汽器管束因泄漏堵管，每1%，扣1分。（6）端差评价DL/T838-2003发电企业设备检修导则，附录G.3第（七）条款。查阅机组大修检修目标、汽机大修前后热效率试验报告及分析、机组大修总结报告。3未确定大修后

18、的端差目标，及修后与修前端差对比。10修后端差比修前端差每升高0.1，扣1分。5.3.4凝结水过冷度20（1）凝结水过冷度指标设计值查阅运行记录、报表。10实际过冷度比设计过冷度高0.5，扣2分。（2）凝结水泵的监视查阅运行检查记录或现场检查。1运行中未对凝结水泵进行监视、检查轴封，空气自凝结水泵轴封漏入。（3）低压汽封的监视与调整查阅运行记录、现场检查。1运行中未加强低压汽封的监视与调整，造成空气漏入。（4）凝结水水质监督查阅运行记录、凝结水水质化验报告。1有凝汽器冷却管泄漏的现象。查阅运行记录、凝结水水质化验报告。2凝汽器冷却管泄漏未采取措施堵漏。（5）凝结水过冷度评价机组大修总结报告。5

19、修后过冷度比修前每增加0.5，扣2分。5.3.5胶球清洗装置投入率40（1）凝汽器胶球清洗装置投入率指标胶球装置投入率不小于95%。查阅运行记录、胶球清洗记录、设备台帐、现场检查。20无胶球清洗装置扣20分。10投入率每降低1%，扣2分。（2）凝汽器胶球清洗装置运行查阅运行记录、胶球清洗记录、设备缺陷记录。3因凝汽器冷却水管内漏，造成凝汽器不能投入胶球清洗，每次扣1分；查阅运行记录、胶球清洗记录、设备缺陷记录。3因凝汽器冷却水管、收球网堵球，造成胶球清洗不能正常投入，每次扣1分；查阅运行记录、胶球清洗记录、设备缺陷记录。3因胶球清洗装置设备存在缺陷，影响胶球清洗装置的投入，每次扣1分；（3）凝

20、汽器胶球清洗装置维护与检修查阅检修规程、运行、检修记录。1未定期维护、检查。5.3.6胶球收球率60（1）凝汽器胶球清洗收球率指标DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置5.6.5条款依据查阅运行记录、凝汽器胶球清洗记录、监督报告。15未达到94%，每降低1%扣 3分。（2）胶球清洗查阅凝汽器胶球清洗制度、胶球清洗记录。5无制度。 3制度不详细。3无专责人。 3记录不全。5记录不真实扣。3投球前未充分浸泡。DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置。3.6条款查阅胶球清洗记录3胶球正常投球数量不符合要求，每次扣1分。DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环

21、水二次滤网装置A3.3.1条款查阅胶球清洗记录、现场检查。3使用中胶球直径等于或小于冷却管内径时未更换，每次扣1分。火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）第21条查阅水水质化验报告、胶球清洗记录。3未根据循环水水质情况确定运行方式、每天通球清洗的次数和时间。（3）胶球质量查阅验收记录。1胶球未进行检查和验收。 DL/T581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置3.4条款查阅产品说明书、合格证。3胶球质量不合格，每次扣1 分。（4）冷却管内流速（流量）调整DL/T932-2005凝汽器与真空运行维护导则表A1、A3.2.1条款查阅胶球清洗记录、现场检查。3未选择合适的循

22、环水流量下清洗或收球。（5）循环水系统清洁情况查阅运行记录、设备缺陷记录、现场检查。1未定期对冷却塔、水泵房滤网进行巡查，发现处理滤网设备缺陷，清除塑料布等垃圾杂物。查阅检修记录。1异物进入凝结器堵塞铜管。（6）胶球清洗效果评价查阅胶球清洗记录、现场检查。5未根据凝汽器的端差、真空等特性参数和胶球的直径、外观等对清洗效果及时评价，以便更换、选择胶球，确定清洗方法。5.4回热系统2055.4.1给水温度50（1）给水温度指标基准值（见查评依据）现场试验、理论计算。20给水温度比基准值每降低1，扣2分。（2）高加旁路严密性见查评依据查阅运行记录、计算。10旁路泄漏率每0.1%，扣1分；（3）检修工

23、作查阅检修记录、设备缺陷记录。3未检查、消除加热器旁路阀门、加热器水室隔板泄漏。火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）第34条查阅检修记录。1大修时未根据加热器管子表面脏污情况，进行清理或清洗。（4）修前、修后给水温度比较查阅修前试验报告、检修项目计划。3大修前未对给水温度作出合理评价，找出影响给水温度的因素，制定对应措施。查阅机组大修检修目标、汽机大修前后热效率试验报告及分析、现场历史数据。3未比较和评价修后、修前给水温度的变化情况，以检验检修效果。 查阅机组大修检修目标及试验报告。10相同条件下，修后比修前每降低1，扣4分。5.4.2加热器端差70（1）加热器端差指标设计

24、值查阅历史数据、计算。30每个加热器上端差比设计值增加1，扣2分。每个加热器下端差比设计值增加2，扣1分。（2）高压加热器汽侧放空气中华人民共和国水利水电部火力发电厂高压加热器运行维护导则第15条查阅运行规程1无定期放空气规定查阅运行规程、操作票、运行记录。3高压加热器启动时汽侧未放空气。中华人民共和国水利水电部火力发电厂高压加热器运行维护导则附录第15条查阅运行规程、运行记录。1运行中未定期放空气。（3）加热器水位监视和调整中华人民共和国水利水电部火力发电厂高压加热器运行维护导则第28条查阅运行记录、现场检查。3运行中的疏水水位超过规定范围，每台/每次扣1分；查阅运行记录、设备缺陷记录、检修

25、记录、现场检查。5疏水水位自动调节装置退出，每次/每套扣2分。（4）抽汽压损查阅运行记录或现场检查10加热器运行中的进汽门或逆止阀未在全开位置，未发现或未及时消除。每个加热器抽汽压损比设计值每增加1%扣2分。（5）检修工作中华人民共和国水利水电部火力发电厂高压加热器运行维护导则第30条查阅相关记录、现场检查。3未根据各加热器进、出水温度，判断加热器旁路阀门的严密性。查阅相关资料、大修项目。3大修前未对各加热器端差作出合理评价，找出影响端差的因素及大修中的注意事项。设计或计算基准值查阅汽机大修前后热效率试验报告1大修后未对比修后、修前各加热器端差。查阅汽机大修前后热效率试验报告、现场数据。10修后端差比修前每增加0.5，扣2分，各台叠加。5.4.3高加投入率60（1）高加投入率指标中国华电生2004837号中国华电集团公司创建优秀发电企