火电机组节能诊断技术方案.docx

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1、火电机组节能诊断技术方案I前言：火电机组节能诊断工作不完全等同于机组性能考核试验,它要求诊断人员在较短时间内发现并挖掘机组节能潜力和空间。诊断什么？怎么诊断?本方案给您一个初步的思路，可以作为节能诊断的指导性文件。2执行标准D1./T904火力发电厂技术经济指标计算方法D1./T1052节能技术监督导则D1./T1464-2015燃煤机组节能诊断导则GB/T3216回转动力泵水力性能验收试验1级和2级GB/T8117.1汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法A-大型凝汽式汽轮机高准确度试验GB/T8117.2汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B-各种类型和容量汽轮机宽准确度试验GB/T

2、10184电站锅炉性能试验规程D1./T964循环流化床锅炉性能试验规程GB13223火电厂大气污染物排放标准D1./T244直接空冷系统性能试验规程D1./T468电站锅炉风机选型和使用导则D1./T469电站锅炉风机现场性能试验D1./T552火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法D1./T839大型锅炉给水泵性能现场试验方法D1./T1078表面式凝汽器运行性能试验规程D1./T1290直接空冷机组真空严密性试验方法ASMEPTC4FiredSteamGeneratorsPerformanceTestCodeS（锅炉性能试验规程）ASMEPTC6SteamTurbinesPerforman

3、ceTestCOdeS（汽轮机热力性能验收试验规程）国家能源集团公司火电产业节能技术监督实施细则3总体要求3.1 各火电企业应结合自身实际情况，采取自行诊断、聘请专家诊断或第三方（电科院等单位）诊断等方式进行。3.2 节能诊断应通过统计分析、开展专项性能试验、理论分析计算等手段，全面了解和掌握被诊断机组主辅设备运行状况和能耗水平，能耗分析结果应准确，提出的节能（电）措施应具体可行。3.3 节能诊断应结合同类型机组各主辅设备当前先进能耗指标，以及当前其他各电厂采取的主要节能（电）措施及其实施效果，估算被诊断机组各项节能（电）措施所能达到的效果。4节能诊断所需相关资料和数据4.1 设计资料节能诊断

4、工作开始前，应收集下列设计基础资料：4.1.1 汽轮机热力特性数据、修正曲线及THA、TMCR、VWO、TR1.、75%THA50%THA工况热平衡图等。4.1.2 锅炉设计说明书、锅炉热力计算汇总、燃烧器设计说明书等。4.1.3 主要辅机及系统设计规范及说明书，主要辅机及系统包括：凝汽器、循环水泵、空冷系统、凝结水泵、给水泵、给水泵汽轮机、高压加热器、低压加热器、磨煤机、一次风机、排粉机、送风机、引风机、增压风机、空气预热器、脱硫系统、脱硝系统、除尘器、除灰系统、流化风机等。4.1.4 运行规程和热力系统图。4.2 运行能耗指标及运行参数421机组上一年度综合技术经济指标月度统计值，应包括：

5、发电量、运行小时、利用小时、负荷系数、发电煤耗、发电厂用电率、综合厂用电率、生产供电煤耗、综合供电煤耗，供热机组还包括供热量、供热比、供热煤耗。其指标定义及计算方法应符合D1./T904的规定。4.2.1 机组上一年度运行技术经济指标月度统计值，应包括：主蒸汽温度、再热蒸汽温度、凝汽器压力（真空度、真空、大气压力）、锅炉排烟温度、运行氧量、飞灰和大渣含炭量、空气预热器漏风率、空气预热器进口一次冷风温度（暖风器后）、空气预热器进口二次冷风温度（暖风器后）、环境温度、过热器减温水量、再热器减温水量、补水率等。其指标定义及计算方法应符合D1./T904的规定。423机组上一年度主要辅机耗电率月度统计

6、值，应包括：循环水泵或空冷风机、凝结水泵、电动给水泵、磨煤机、送风机、一次风机、排粉机、引风机、增压风机、脱硫系统、脱硝系统、除尘系统、除灰系统、输煤系统等。424上一年度入炉煤月报，应包括：入炉煤工业分析、灰熔点、煤粉细度等数据。425记录典型工况下机组负荷、运行方式、主蒸汽压力、主蒸汽温度、调节汽门开度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度、给水温度、过热器减温水量、再热器减温水量、凝汽器进出口循环水温度、汽轮机排汽温度、凝汽器真空、凝结水温度、大气压力、环境温度、空气预热器入口空气温度、锅炉排烟温度、空气预热器烟风道压降、锅炉运行氧量、飞灰含炭量、大渣含炭量、煤量等参数。4.2.6 统计机组冷态、

7、温态、热态和极热态起停次数。427现场抄录或实测典型工况下各主要辅机和系统的功率。4.3 性能试验报告及电厂节能分析报告节能诊断前收集机组性能考核试验报告、大修前后性能试验报告（包括机组改造后性能试验报告、煤耗查定试验报告、辅机测试报告、电厂节能分析报告（对标分析报告和节能评价报告等）。4.4 诊断内容及方法5.1 汽轮机本体5.1.1 根据最近一次按照GB/T8117或ASMEPTC6标准要求的汽轮机性能试验结果，测算THA或额定负荷工况下汽轮机热耗率。若为供热机组，应考虑供热对汽轮机热耗率的影响。5.1.2 根据汽轮机热耗率及高、中、低压缸效率试验结果，利用汽轮机制造厂提供的缸效率与热耗率

8、修正计算方法或汽轮机变工况计算方法，判断汽轮机热耗率与各缸效率关系的合理性，必要时可修正汽轮机热耗率测算结果。5.1.3 分析判断各级段抽汽温度，若抽汽温度明显偏高，应提出偏高的原因及处理措施。5.1.4 对于高、中压缸合缸汽轮机，根据高中压平衡盘漏汽量试验结果，判断漏汽量，若漏汽量明显偏大，提出偏大的可能原因及处理措施。5.1.5 对于喷嘴调节机组，根据机组在不同工况下的负荷、调门开度、主蒸汽压力，分析判断机组运行方式的合理性，若运行方式不合理，提出机组运行方式优化方向。5.1.6 对于节流调节机组，机组正常运行时调节汽门全开，可通过开启补汽阀进行一次调频，若采用调节汽门开度变化而补汽阀全关

9、进行一次调频，测算该运行方式对机组发电煤耗的影响量。5.1.7 根据汽轮机热耗率测算结果、三缸效率等主要性能指标，结合制造厂设计制造工艺、电厂运行检修管理等因素，综合评估机组能耗水平，参考结合同类型汽轮机的改进及维修经验，提出节能降耗措施,并预测节能潜力。5.2 机组冷端系统5.2.1 湿冷机组冷端系统5.2.1.1根据节能诊断期间机组试验工况下汽轮机热耗率测算值、发电机效率设计值、机组功率、凝汽器冷却水温升，估算凝汽器热负荷和冷却水流量，根据循环水其他用水设备的用水量，估算循环水泵总流量。521.2根据真空系统严密性试验结果、抽真空系统抽吸和连接方式、真空泵工作状况，判断真空系统运行状况。5

10、.2.1.3现场应抄录或实测循环水泵电机功率，并计算循环水泵耗电率。521.4根据估算的凝汽器冷却水流量、凝结水温度、凝汽器冷却水进出口温度、凝汽器压力及凝汽器设计参数，按照D1./T1078的规定估算凝汽器性能，包括传热端差、运行清洁系数、凝汽器汽侧和水侧阻力、凝结水过冷度等。5. 2.1.5根据循环水泵进口压力、出口压力、出口流速、流量、电动机输入功率，按照GB/T3216的规定估算循环水泵轴功率和泵效率。1.6 .6根据典型工况下冷端系统运行参数及性能、循环水泵耗电率统计值，判断循环水泵运行方式的合理性。1.7 .7在冷却塔出水温度高于20的情况下，根据冷却塔进风干湿球温度、冷却塔出水温

11、度（或凝汽器冷却水进口温度）,估算冷却塔幅高（差）,判定冷却塔的冷却能力和效率。5. 2.1.8根据凝汽器压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。6. 2.1.9根据分析数据及设备运行状况，结合冷端系统设计条件，提出冷端系统节能降耗措施，并预测节能潜力。5.2.2直接空冷机组冷端系统5.2.2.1根据真空系统严密性试验结果、真空系统连接方式、真空泵工作状况，判断真空系统运行状况，且真空系统严密性试验应符合D1./T1290规定。现场抄录或实测空冷风机功率，并计算空冷风机耗电率。522.2 根据环境风速、环境温度、汽轮机排汽压力、凝结水温度等，按照D1./T244的要求计算直接空冷系统性能。

12、522.3 根据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，分析判断空冷系统运行性能。522.4 根据典型工况下空冷风机运行参数、耗电率统计值，判断空冷风机运行方式的合理性。522.5 根据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，判断辅机冷却水系统运行方式的合理性。522.6 根据汽轮机排汽压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。522.7 根据分析数据及设备运行状况，提出直接空冷系统节能降耗措施，并预测节能潜力。522.8 间接空冷机组冷端系统5. 2.3.1根据目前工况下汽轮机热耗率测算值、发电机效率设计值、机组功率、凝汽器冷却水温升，估算凝汽器热负荷和冷却水流量，考虑循环水其他用水设备的用水

13、量，估算循环水泵总流量。6. 2.3.2根据真空系统严密性试验结果、真空系统连接方式和真空泵工作状况，判断真空系统运行状况。523.3 现场抄录或实测循环水泵电机功率，并计算循环水泵耗电率。523.4 根据估算的凝汽器冷却水流量、凝结水温度、凝汽器冷却水进出口温度、凝汽器压力及凝汽器设计参数等，按照D1./T1078的规定估算凝汽器性能，包括传热端差、传热系数、运行清洁系数、凝汽器汽侧和水侧阻力、凝结水过冷度等。523.5 根据环境风速、环境风温、进出水温度、冷却水流量，按照D1./T552的要求计算间接空冷系统性能。523.6 根据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，结合运行数据，分析判断间

14、接空冷系统运行性能。523.7 根据循环水泵进口压力、出口压力、流量、电动机输入功率、电动机设计效率，按照GB/T3216的规定估算循环水泵轴功率和泵效率。523.8 根据典型工况下循环水泵运行参数及性能、耗电率统计值，判断循环水泵运行方式的合理性。5.2.3.9根据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，判断辅机冷却水系统运行方式的合理性。5.2.3.10根据凝汽器压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。5.2.3.11根据分析数据及设备运行状况，提出间接空冷系统节能降耗措施，并预测节能潜力。5.3泵组5.3.1凝结水泵组5.3.1.1现场检查凝结水泵再循环门及低压旁路的严密性，应核查其

15、他需要凝结水进行喷水减温系统的运行状况，判断凝结水量。531.2现场抄录或实测凝结水泵电机功率，并计算凝结水泵耗电率。5.3.1.3根据凝结水泵流量、出口压力、电动机功率和电动机设计效率、变频器效率，按照GB/T3216的规定估算凝结水泵轴功率和效率。531.4根据凝结水泵运行方式、运行参数、泵效率、耗电率统计值，判断凝结水泵运行状况，提出降低凝结水泵耗电率的措施，应预测节电潜力。5.3.2汽动给水泵组5.3.2.1现场检查给水泵小汽轮机运行方式及参数，运行参数应包括：汽轮机进汽压力、温度、流量、排汽压力或排汽温度。核查给水泵进出口压力、温度、给水流量。5.322现场检查前置泵(若配置)运行方

16、式及参数，运行参数应包括：前置泵进出口压力、出口温度、流量、电动机功率。5.3.2.3根据前置泵进出口压力、流量、电动机功率等参数，按照GB/T3216的规定估算前置泵的扬程、有效功率和效率。5.324根据给水泵进口压力、给水泵进口给水温度、前置泵流量扬程特性、给水泵进口必需汽蚀余量(NPSHR)等参数，确定给水泵进口有效汽蚀余量，按照1.7倍的NPSHR,判断前置泵扬程，如偏高应提出降低扬程的可能性。5.3.2.5检查给水泵最小流量阀启、闭流量设定值，以及再循环流量阀的严密性。532.6查看汽轮机运行方式（主蒸汽压力）、给水调节方式、机组一次调频情况。5.3.2.7根据给水泵汽轮机进汽压力、

17、温度、流量，排汽压力或温度，给水泵进出口压力，给水泵进出口温度、给水流量、减温水流量，按照D1./T839的规定估算给水泵组性能。5.3.2.8根据给水泵运行方式、运行参数，设计参数、泵组性能，确定小汽轮机的合理进汽流量，判断给水泵运行状况和小汽轮机进汽流量，小汽轮机流量如果偏大应分析原因（系统阻力大、给水泵效率低、小汽轮机效率和出力低等），并估算对机组发电煤耗的影响量。5.329根据分析数据及给水泵组的运行状况，提出汽动给水泵组节能、节电措施，并预测节能、节电潜力。5.3.3电动给水泵组5.3.3.1现场检查给水泵运行方式及参数，运行参数应包括：给水泵进出口压力及温度、给水流量。5.332检

18、查给水泵再循环流量阀开启流量设定值，以及再循环流量阀的严密性。533.3现场抄录或实测给水泵电机功率，并计算给水泵耗电率。5.334根据给水泵流量、进出口压力、温度、电动机功率及效率，按照GB/T3216的规定估算给水泵轴功率和效率。5.335根据给水泵运行方式、运行参数、泵效率、耗电率统计值等，判断给水泵运行状况，提出降低给水泵耗电率的措施，预测节电潜力。5.4同热系统5.4.1 现场检查高、低压加热器运行状况及参数，运行参数应包括：加热器进汽压力及温度、进、出水温度、疏水温度、水位，计算传热端差、疏水端差、加热器给水温升。5.4.2 根据加热器运行参数，采用等效焰降法或热平衡方法估算加热器

19、端差、进、出水温升、给水温度对机组发电煤耗的影响量。5.4.3 统计加热器端差、给水温升的变化规律，判断加热器水室是否有短路情况和加热器水位控制是否合理。5.4.4 根据加热器运行状况，分析加热器的运行性能，提出高、低压加热器节能降耗措施，应预测节能潜力。5.5供热系统5.5.1 中排抽汽供热方式5.5.1.1采用中排抽汽供热方式的机组，通过调取极寒期最大供热量时的热网循环水量、供水温度、回水温度、抽汽供热压力、抽汽供热温度等供热参数，计算供热热负荷、供热抽汽流量、供热经济性等指标。551.2 分析计算极寒期最大供热量工况下供热抽汽管路流速、循环水管流速等参数，确定管道系统最大通流能力，校核热

20、网加热器、热网循环泵等设备最大出力，分析确定机组最大供热能力。551.3 依据上述分析结果，按照热力系统能级“以低换高”的原则，提出提高机组供热能力和供热经济性的措施。551.4 热泵供热方式5.5.2.1采用热泵供热方式的机组，调取极寒期最大供热量时的热网循环水量、供水温度、回水温度、抽汽供热压力、抽汽供热温度、乏汽参数、余热水进回水温度、余热水流量等供热参数，计算热泵总供热热负荷、驱动蒸汽供热热负荷、余热供热热负荷、驱动蒸汽流量、热泵系统CoP等指标等。5.522分析计算极寒期最大供热量工况下供热抽汽管路流速、循环水管流速等参数，确定管道系统最大通流能力，校核热网加热器、热网循环泵等设备最

21、大出力，分析确定机组最大供热能力。5.5.2.3依据上述分析结果，按照热力系统能级匹配原则，提出提高机组供热能力和供热经济性的措施。5.5.3高背压供热方式5.5.3.1采用高背压供热方式的湿冷机组，应调取初寒期、中寒期和极寒期时的热网循环水量、热网回水温度、凝汽器出水温度、汽轮机背压等参数，分别计算不同供热时期高背压供热时机组发电出力、供热热负荷等指标，分析计算高背压运行工况下热网系统和汽轮机低压缸部分的耦合特性，评估高背压工况低压缸末级叶片选型合理性，提出改进措施。553.2 采用高背压供热方式的直接空冷机机组，应调取初寒期、中寒期和极寒期时的热网循环水量、热网回水温度、凝汽器出水温度、汽

22、轮机背压等参数，分别计算不同供热时期高背压供热时机组发电出力、供热热负荷、空冷岛上岛蒸汽流量等指标，分析计算高背压运行工况下热网系统和汽轮机低压缸部分的耦合特性，评估高背压工况低压缸末级叶片选型合理性，提出改进措施。对于高背压凝汽器还承担夏季尖峰冷却任务的情况，应调取凝汽器夏季运行数据，分析计算凝汽器换热特性是否满足冬季高背压和夏季尖峰冷却两方面需求，提出改进措施。553.3 应分析计算极寒期最大供热量工况下供热抽汽管路流速、循环水管流速等参数，确定管道系统最大通流能力，校核热网加热器、热网循环泵等设备最大出力，分析确定机组最大供热能力。553.4 热电解耦5.5.4.1为有效提高热电解耦机组

23、供热经济性，原则上热电解耦应按照降低低压缸出力降低高中压缸出力降低上网出力的顺序开展，具体实施一般采用低压缸微出力（零出力）、高低旁联合供热和电锅炉方式。对计划实施热电解耦改造的机组，应按照上述原则制定改造方案；对已经实施热电解耦改造的机组，应按照上述原则开展进一步优化工作。554.2有热电解耦需求的供热机组，应计算极寒期最大供热量、不同主蒸汽量工况下分别对应的低压缸进汽流量，以确定机组热电解耦能力。5.5.4.3已经实施热电解耦改造的机组，应调取极寒期热电解耦期间热网循环水量、供水温度、回水温度、抽汽供热压力、抽汽供热温度等参数，计算供热热负荷、抽汽供热蒸汽流量等指标，以确定机组主要经济指标

24、，提出改进措施。5.6 锅炉本体5.6.1 6.1根据统计的运行氧量、煤质资料及负荷系数，评估锅炉运行风量。5.6.2 根据统计的运行氧量、煤质资料、飞灰及大渣含炭量等参数，评估煤粉细度。5.6.3 根据现场THA或BR1.工况运行参数，计算修正后的锅炉排烟温度，并与设计值比较，确定排烟温度的高低，空气预热器存在的沾污程度。5.6.4 根据统计的煤质资料、运行氧量、锅炉排烟温度、飞灰和大渣含炭量及送风温度等，参考GB/T10184或ASMEPTC4的要求计算锅炉效率，并与设计值和保证值比较，评估锅炉效率，并提出运行和检修建议。5.6.5 根据统计的蒸汽温度、减温水量及现场额定负荷运行参数，对锅

25、炉运行情况做出评价，包括一、二次风配比方式等。5.6.6 对运行氧量、锅炉排烟温度、飞灰和大渣含炭量等重要指标进行耗差分析，预测锅炉节能潜力。5.6.7 于采用干式排渣系统的锅炉，应对干渣机漏风情况进行检查，若漏风偏大，应提出运行和检修建议。5.7 制粉系统5.7.1 中速磨煤机5.7.1.1 根据现场制粉系统运行参数，判断机组铭牌出力工况及磨煤机出力，应检查部分负荷时磨煤机宜运行的台数。当磨煤机出力不能满足机组负荷要求时，结合实际燃烧用煤和设计煤种偏差等，查找原因，并提出改进建议。5.7.1.2 检查分离器应具有良好的煤粉细度调节特性，结合磨煤机出力，检查煤粉细度应满足燃用煤种的要求。如果煤

26、粉细度不能满足燃用煤种的要求，应提出改进措施。5.7.1.3 检查磨煤机加载压力、磨煤机出口温度、风煤比、一次风压和冷热风门开度，并提出合理化建议。5.7.1.4 查磨煤机出口各煤粉管一次风分配偏差应为5%10%。检查石子煤量宜小于磨煤机出力的0.05%,石子煤热值宜小于6.27MJ/kg。5.7.1.5 现场应抄录或实测磨煤机电机功率，并计算磨煤机耗电率。5.7.1.6 根据制粉系统运行参数和磨煤机耗电率月度统计值，判断磨煤机耗电率的合理性，若磨煤机耗电率明显偏高，指出偏高的主要原因及处理措施，并预测节电潜力。5.7.2钢球磨煤机5.7.2.1对于中储式制粉系统，应了解磨煤机日常在较大出力工

27、况下运行状况，运行过程中应为最佳磨煤机钢球装载量和最佳系统通风量。5.722了解排风机叶轮磨损周期和细粉分离器分离效果，应检查磨煤机入口负压、磨煤机差压、磨煤机出口温度、制粉系统各段压力，各锁气器动作应正常，并提出合理化建议。5.723检查粗粉分离器的煤粉细度调节特性，结合制粉系统出力，检查煤粉细度应满足燃用煤种的要求。如果煤粉细度不能满足燃用煤种的要求，应提出改进措施。5.7.2.4对于双进双出磨煤机直吹式制粉系统除参照5.7.2进行诊断外，还应关注其钢球装载量和磨煤机料位的合理性。5.725根据磨煤机运行参数及耗电率统计值情况，判断磨煤机耗电情况，若偏高，应提出偏高的主要原因及处理措施，并

28、预测节能潜力。5.7.3排粉机5.7.3.1现场检查排粉机运行状况，抄录或实测其运行参数，运行参数应包括：入口风门开度、转速、电流、流量及风机进出口压力和温度。5.7.3.2现场抄录或实测排粉机电机功率，并计算排粉机耗电率。5.733根据排粉机运行参数、功率，以及风机厂提供的性能曲线及现场性能试验数据，参照D1./T469的要求估算排粉机实际运行的流量、压力和效率。573.4根据制粉系统各部位的压力值，分析判定磨煤机、粗粉分离器、细粉分离器、特别是排粉机入口风门阻力应正常。573.5根据估算的排粉机实际运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照D1./T468的规定分析判断排粉机

29、性能应达到设计要求，并判断排粉机与实际制粉系统应匹配。5.736根据制粉系统运行参数和排粉机实际运行效率，并结合排粉机耗电率月度统计值及节能诊断期间耗电率实测值，判断排粉机的节电潜力，提出排粉机节电措施，并预测节电潜力。5.7.4密封风机现场检查密封风机运行状况，抄录或实测密封风机运行参数，运行参数应包括：调节装置开度、电机电流及风机进出口压力和温度等。对于密封风机出现的运行异常（如单台风机不能满足运行要求）等情况应提出问题原因及解决方案。5.8风烟系统5.8.1送风机1.1 8.1.1现场检查送风机运行状况，抄录或实测送风机运行参数，运行参数应包括：调节装置开度、风机转速、电机电流、流量及风

30、机进出口压力和温度。1.2 .1.2现场抄录或实测送风系统运行参数，其中应包括：暖风器和空气预热器二次风侧进出口温度及压降、二次风量。1.3 .1.3现场抄录或实测送风机电机功率，并计算送风机耗电率。1.4 根据送风机运行参数、电机功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照D1./T469的要求估算送风机实际运行流量、压力和效率。1.5 根据送风系统各部位压力值，对送风系统沿程阻力进行分析，判定系统内各主要可能阻塞的设备（如消声器、暖风器、空气预热器）及冷、热风道系统的阻力应正常。5.8.1.6根据估算的送风机各工况点的运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照D1.

31、/T468的要求分析判断送风机应达到设计性能，送风机与实际送风系统应匹配。581.7根据送风系统运行参数和送风机实际运行效率，结合送风机耗电率统计值及诊断期间耗电率的实测值，判断送风机的节电潜力，提出送风机节电措施，并预测节电潜力。5.8.2一次风机5.8.2.1现场检查一次风机运行状况，抄录或实测一次风机运行参数，运行参数应包括：调节装置开度、风机转速、电机电流、流量及风机进出口压力和温度。1.1 .2.2现场抄录或实测一次风系统运行参数，包括：暖风器和空气预热器一次风侧进出口温度及压降、热风母管压力、磨煤机进出口压力和温度、磨煤机进口一次风流量、磨煤机出力。5.823 现场抄录或实测一次风

32、机电机功率，并计算一次风机耗电率。5.824 根据一次风机运行参数、功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照D1./T469的要求估算一次风机实际运行流量、压力和效率。5.825 根据一次风系统各部位的压力值，对一次风系统沿程阻力进行分析,判定系统内各可能阻塞的设备（如消声器、暖风器、空气预热器等）及冷、热风道系统的阻力（包括各风门开度及节流损失）应正常。582.6 根据估算的一次风机各工况点的运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照D1./T468的要求分析判断一次风机的性能应达到设计要求，并判断一次风机与实际一次风系统应匹配。582.7 根据一次风系统运行参数

33、和一次风机实际运行效率，并结合一次风机耗电率月度统计值及诊断期间耗电率的实测值，判断一次风机的节电潜力，提出一次风机节电措施，并预测节电潜力。582.8 引风机（增压风机）1.1 .3.1对于存在增压风机的机组，应实施引增合一改造。1.2 现场检查引风机运行状况，抄录或实测引风机运行参数，运行参数应包括：调节装置开度、风机转速、电机电流、流量及风机进出口压力和温度。1.3 现场抄录或实测烟气系统运行参数，包括：脱硝系统、低温省煤器、空气预热器烟气侧进出口温度及压降、空气预热器进出口氧量、脱硫系统进出口氧量。对于引风机与增压合并的引风机还应包含脱硫系统各主要设备（如：GGH.脱硫塔、除雾器等）阻

34、力、湿式除尘器压降。1.4 对于电动引风机，现场抄录或实测引风机电机功率，并计算引风机耗电率。1.5 根据引风机运行参数、功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照D1./T469的要求估算引风机实际运行流量、压力和效率。1.6 根据烟气系统运行参数，分析判定系统内各主要可能阻塞的设备、烟道系统的阻力应正常，系统漏风应合理。1.7 根据估算的引风机各工况点的运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照D1./T468分析判断引风机性能应达到设计要求，并判断引风机与实际烟气系统应匹配。1.8 根据烟气系统运行参数和引风机实际运行效率，并结合引风机耗电率统计值及节能诊断期间

35、耗电率的实测值，判断引风机的节电潜力，提出引风机节电措施，并预测节电潜力。1.9 空气预热器1.10 据统计或者实测的空气预热器漏风率，分析空气预热器漏风情况,管式空预器应不大于3%,回转式空预器应不大于6%。其漏风率若漏风较大，应提出存在问题及解决方案。584.2 根据出入口烟温、风温等参数，计算分析空预器换热效果，若换热效果较差，应提出存在问题的原因和解决方案。5.8.4.3计算分析不同负荷下空预器烟气侧阻力，若阻力偏大，应指出存在问题的原因和解决方案。584.4对于北方寒冷地区，应根据入炉煤硫份等指标，合理确定空预器冷端综合温度，若冷端综合温度控制不合理，应提出运行建议。5.9脱硫系统5

36、.9.1 核查脱硫系统运行状况及参数，对于石灰石-石膏湿法脱硫系统，运行参数应包括：脱硫效率、吸收塔浆液PH值、密度、液位、脱硫系统阻力、增压风机、浆液循环泵、氧化风机出口压力和电流、GGH漏风率、湿式球磨机和真空皮带脱水机的运行出力等；对于循环流化床半干法脱硫系统，应包括：脱硫效率、脱硫吸收塔Ca/S摩尔比、床层阻力、出口烟温、脱硫系统阻力、增压风机（若有）出口压力和电流、系统漏风率、消化器运行出力等。5.9.2 现场抄录或实测脱硫系统功率，并计算脱硫系统耗电率。5.9.3 根据脱硫系统运行状况、运行参数和耗电率月度统计值，分析判断脱硫系统进出口烟气在线监测仪表显示值的准确性，脱硫系统运行状

37、况、运行参数和耗电率应符合设计要求，必要时提出脱硫系统节电措施，并预测节电潜力。5.10脱硝系统5.10.1 检查脱硝系统进口及出口NOX排放浓度、S02/S03转化率、氨逃逸及系统阻力，并检查NOX排放浓度应满足GB13223的要求。5.10.2 根据SCR系统运行温度、压力、脱硝效率的调节与控制，确保SCR脱硝系统设备及其附属设备在启动、关闭及运行过程中处于良好状态。5.10.3 核查SCR脱硝系统启停时间、还原剂进厂质量分析及系统运行参数。系统运行参数应包括：还原剂区各设备压力、温度、锅炉烟气参数、催化剂压力及层间压力、稀释风机的运行状况及参数，分析判断SCR脱硝装置进出口烟气在线监测仪

38、表显示值的准确性，稀释风机运行参数应正常，还原剂供应应正常。5.10.4 根据SCR脱硝系统运行状况及参数，并结合脱硝系统耗电率月度统计值，分析判断SCR脱硝系统能耗的合理性，必要时应提出节能（电）措施。5.10.5 对于SCR脱硝系统氨逃逸偏高的情况，应提出问题和整改建议。5.11除尘系统1.1.1 11.1检查除尘器进口、出口和烟囱入口烟尘排放浓度，并检查烟尘排放浓度应满足GB13223的要求。1.1.2 现场检查除尘器运行状况及参数，对于电除尘器，运行状况及参数应包括：电场投运情况、振打周期、除尘效率、燃煤特性、烟气量、烟气温度；对于电袋复合除尘器，应包括：电场投运情况、振打周期、阻力、

39、清灰方式、清灰周期、清灰压力、除尘效率、燃煤特性、烟气量、烟气温度等；对于袋式除尘器，应包括：阻力、清灰方式、清灰周期、清灰压力、除尘效率、燃煤特性、烟气量、烟气温度等。1.1.3 现场抄录或实测除尘器功率（对于电袋复合除尘器和袋式除尘器应注意其阻力和空压机电耗在其它设备中记列）,并计算除尘器耗电率。1.1.4 现场记录或实测除尘器的漏风率，电除尘、电袋及布袋除尘器漏风率均应不大于2%。若漏风率偏高，应提出存在的问题及解决方案。1.1.5 根据除尘器运行状况、运行参数和除尘器耗电率月度统计值，分析判断除尘器运行状况、运行参数和耗电率应符合设计要求，必要时应提出除尘器节电措施，并预测节电潜力。5

40、.12吹灰系统现场检查吹灰汽源有无优化空间以及吹灰器投运情况，如发现异常，应提出问题及整改建议。5.13 热力及疏水系统泄漏采用红外测温仪检查热力及疏水系统阀门泄漏情况，列出阀门泄漏清单，并根据经验确定对机组发电煤耗的影响量。主要检查的阀门应包括：主蒸汽管道、导汽管、高排管道、再热蒸汽管道、抽汽管道、高压缸、中压缸疏水阀门及高加危急疏水阀门、高压旁路、低压旁路、通风阀、给水泵再循环阀门、轴封溢流、锅炉侧安全阀、放空气门及疏水阀门等。5.14 机组保温通过红外测温仪检查机组保温情况，列出保温超标清单，供电厂检修处理。检查的部位应包括：炉墙、烟道、汽缸、高压加热器、除氧器，以及主蒸汽、导汽管、高排

41、、再热蒸汽、旁路系统、疏水系统管道及阀门等。5.15 测算机组发电煤耗5.15.1 15.1应根据主蒸汽温度、再热蒸汽温度、过热器减温水量、再热器减温水量月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。5.15.2 根据机组冷态、温态、热态、极热态起停次数估算对机组发电煤耗的影响量，一般机组年利用小时约5500h,每次起停影响机组发电煤耗约为0.04g(kWh)-0.1g(kWh)o5.15.3 根据冬季厂区用能的流量及设计参数，估算冬季厂区用能对机组发电煤耗的影响量。5.15.4 根据机组吹灰、排污、除氧器排气、补水率、暖风器投运、电网调频、昼夜峰谷差等情况，估算对机组发电煤耗的影响量，通常影响机组

42、发电煤耗约为1.6g(kWh)2.6g(kWh)5.15.5 根据机组50%、75%、100%负荷等工况下性能试验得到的汽轮机热耗率、锅炉效率，也可采用50%、75%、100%负荷等工况下汽轮机热耗率、锅炉效率设计值，计算机组发电煤耗，并拟合成二次曲线，得到发电煤耗与负荷系数的关系曲线。5.15.6300MW等级及以下容量机组管道效率宜取98.5%,其他机组宜取98.8%o5.15.7 根据现场节能诊断期间THA工况下汽轮机热耗率测算值、锅炉效率测算值、管道效率和各种因素对机组发电煤耗的影响量，测算机组发电煤耗。5.16 诊断结果通过节能诊断，给出各种因素对机组发电煤耗的影响量，判断主要辅机耗电率的合理性，预测各种节能降耗措施的节能潜力(发电煤耗和厂用电率降低量)及综合节能潜力(发电煤耗、厂用电率和供电煤耗降低量)。6编写节能诊断报告现场节能诊断工作完成后，按照节能诊断报告模板的要求编写节能诊断报告，内容应包括：主辅设备设计技术规范、机组投运及设备系统节能改造情况、能耗指标及主要辅机耗电率、各主辅设备系统性能分析过程及结果、节能潜力预测和诊断结论。7诊断结果上报上报节能诊断报告。