北極星火力發電網訊:1前言：火電機組節能診斷工作不完全等同于機組性能考核試驗，它要求診斷人員在較短時間內發現并挖掘機組節能潛力和空間。診斷什么？怎么診斷？本方案給您一個初步的思路，可以作為節能診斷的指導性文件。
2 執行標準
DL/T904 火力發電廠技術經濟指標計算方法
DL/T1052 節能技術監督導則
DL/T1464-2015 燃煤機組節能診斷導則
GB/T3216 回轉動力泵水力性能驗收試驗1級和2級
GB/T8117.1 汽輪機熱力性能驗收試驗規程 第1部分：方法A-大型凝汽式汽輪機高準確度試驗
GB/T8117.2 汽輪機熱力性能驗收試驗規程 第2部分：方法B-各種類型和容量汽輪機寬準確度試驗
GB/T10184 電站鍋爐性能試驗規程
DL/T964 循環流化床鍋爐性能試驗規程
GB13223 火電廠大氣污染物排放標準
DL/T244 直接空冷系統性能試驗規程
DL/T 468 電站鍋爐風機選型和使用導則
DL/T 469 電站鍋爐風機現場性能試驗
DL/T552 火力發電廠空冷塔及空冷凝汽器試驗方法
DL/T839 大型鍋爐給水泵性能現場試驗方法
DL/T1078 表面式凝汽器運行性能試驗規程
DL/T1290 直接空冷機組真空嚴密性試驗方法
ASME PTC4 Fired Steam Generators Performance Test Codes（鍋爐性能試驗規程）
ASME PTC6 Steam Turbines Performance Test Codes（汽輪機熱力性能驗收試驗規程）
國家能源集團公司火電產業節能技術監督實施細則
3 總體要求
3.1 各火電企業應結合自身實際情況，采取自行診斷、聘請專家診斷或第三方（電科院等單位）診斷等方式進行。
3.2 節能診斷應通過統計分析、開展專項性能試驗、理論分析計算等手段，全面了解和掌握被診斷機組主輔設備運行狀況和能耗水平，能耗分析結果應準確，提出的節能（電）措施應具體可行。
3.3 節能診斷應結合同類型機組各主輔設備當前先進能耗指標，以及當前其他各電廠采取的主要節能（電）措施及其實施效果，估算被診斷機組各項節能（電）措施所能達到的效果。
4 節能診斷所需相關資料和數據
4.1 設計資料
節能診斷工作開始前，應收集下列設計基礎資料：
4.1.1 汽輪機熱力特性數據、修正曲線及THA、TMCR、VWO、TRL、75%THA、50%THA工況熱平衡圖等。
4.1.2 鍋爐設計說明書、鍋爐熱力計算匯總、燃燒器設計說明書等。
4.1.3 主要輔機及系統設計規范及說明書，主要輔機及系統包括：凝汽器、循環水泵、空冷系統、凝結水泵、給水泵、給水泵汽輪機、高壓加熱器、低壓加熱器、磨煤機、一次風機、排粉機、送風機、引風機、增壓風機、空氣預熱器、脫硫系統、脫硝系統、除塵器、除灰系統、流化風機等。
4.1.4 運行規程和熱力系統圖。
4.2 運行能耗指標及運行參數
4.2.1 機組上一年度綜合技術經濟指標月度統計值，應包括：發電量、運行小時、利用小時、負荷系數、發電煤耗、發電廠用電率、綜合廠用電率、生產供電煤耗、綜合供電煤耗，供熱機組還包括供熱量、供熱比、供熱煤耗。其指標定義及計算方法應符合DL/T904的規定。
4.2.2 機組上一年度運行技術經濟指標月度統計值，應包括：主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、凝汽器壓力（真空度、真空、大氣壓力）、鍋爐排煙溫度、運行氧量、飛灰和大渣含炭量、空氣預熱器漏風率、空氣預熱器進口一次冷風溫度（暖風器后）、空氣預熱器進口二次冷風溫度（暖風器后）、環境溫度、過熱器減溫水量、再熱器減溫水量、補水率等。其指標定義及計算方法應符合DL/T904的規定。
4.2.3 機組上一年度主要輔機耗電率月度統計值，應包括：循環水泵或空冷風機、凝結水泵、電動給水泵、磨煤機、送風機、一次風機、排粉機、引風機、增壓風機、脫硫系統、脫硝系統、除塵系統、除灰系統、輸煤系統等。
4.2.4 上一年度入爐煤月報，應包括：入爐煤工業分析、灰熔點、煤粉細度等數據。
4.2.5 記錄典型工況下機組負荷、運行方式、主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、調節汽門開度、再熱蒸汽壓力、再熱蒸汽溫度、給水溫度、過熱器減溫水量、再熱器減溫水量、凝汽器進出口循環水溫度、汽輪機排汽溫度、凝汽器真空、凝結水溫度、大氣壓力、環境溫度、空氣預熱器入口空氣溫度、鍋爐排煙溫度、空氣預熱器煙風道壓降、鍋爐運行氧量、飛灰含炭量、大渣含炭量、煤量等參數。
4.2.6 統計機組冷態、溫態、熱態和極熱態起停次數。
4.2.7 現場抄錄或實測典型工況下各主要輔機和系統的功率。
4.3 性能試驗報告及電廠節能分析報告
節能診斷前收集機組性能考核試驗報告、大修前后性能試驗報告（包括機組改造后性能試驗報告、煤耗查定試驗報告、輔機測試報告、電廠節能分析報告（對標分析報告和節能評價報告等）。
5 節能診斷內容及方法
5.1 汽輪機本體
5.1.1 根據最近一次按照GB/T8117或ASME PTC6標準要求的汽輪機性能試驗結果，測算THA或額定負荷工況下汽輪機熱耗率。若為供熱機組，應考慮供熱對汽輪機熱耗率的影響。
5.1.2 根據汽輪機熱耗率及高、中、低壓缸效率試驗結果，利用汽輪機制造廠提供的缸效率與熱耗率修正計算方法或汽輪機變工況計算方法，判斷汽輪機熱耗率與各缸效率關系的合理性，必要時可修正汽輪機熱耗率測算結果。
5.1.3 分析判斷各級段抽汽溫度，若抽汽溫度明顯偏高，應提出偏高的原因及處理措施。
5.1.4 對于高、中壓缸合缸汽輪機，根據高中壓平衡盤漏汽量試驗結果，判斷漏汽量，若漏汽量明顯偏大，提出偏大的可能原因及處理措施。
5.1.5 對于噴嘴調節機組，根據機組在不同工況下的負荷、調門開度、主蒸汽壓力，分析判斷機組運行方式的合理性，若運行方式不合理，提出機組運行方式優化方向。
5.1.6 對于節流調節機組，機組正常運行時調節汽門全開，可通過開啟補汽閥進行一次調頻，若采用調節汽門開度變化而補汽閥全關進行一次調頻，測算該運行方式對機組發電煤耗的影響量。
5.1.7 根據汽輪機熱耗率測算結果、三缸效率等主要性能指標，結合制造廠設計制造工藝、電廠運行檢修管理等因素，綜合評估機組能耗水平，參考結合同類型汽輪機的改進及維修經驗，提出節能降耗措施，并預測節能潛力。
5.2 機組冷端系統
5.2.1 濕冷機組冷端系統
5.2.1.1 根據節能診斷期間機組試驗工況下汽輪機熱耗率測算值、發電機效率設計值、機組功率、凝汽器冷卻水溫升，估算凝汽器熱負荷和冷卻水流量，根據循環水其他用水設備的用水量，估算循環水泵總流量。
5.2.1.2 根據真空系統嚴密性試驗結果、抽真空系統抽吸和連接方式、真空泵工作狀況，判斷真空系統運行狀況。
5.2.1.3 現場應抄錄或實測循環水泵電機功率，并計算循環水泵耗電率。
5.2.1.4 根據估算的凝汽器冷卻水流量、凝結水溫度、凝汽器冷卻水進出口溫度、凝汽器壓力及凝汽器設計參數，按照DL/T1078的規定估算凝汽器性能，包括傳熱端差、運行清潔系數、凝汽器汽側和水側阻力、凝結水過冷度等。
5.2.1.5 根據循環水泵進口壓力、出口壓力、出口流速、流量、電動機輸入功率，按照GB /T3216的規定估算循環水泵軸功率和泵效率。
5.2.1.6 根據典型工況下冷端系統運行參數及性能、循環水泵耗電率統計值，判斷循環水泵運行方式的合理性。
5.2.1.7 在冷卻塔出水溫度高于20℃的情況下，根據冷卻塔進風干濕球溫度、冷卻塔出水溫度（或凝汽器冷卻水進口溫度），估算冷卻塔幅高（差），判定冷卻塔的冷卻能力和效率。
5.2.1.8 根據凝汽器壓力月度統計值，估算對機組發電煤耗的影響量。
5.2.1.9 根據分析數據及設備運行狀況，結合冷端系統設計條件，提出冷端系統節能降耗措施，并預測節能潛力。
5.2.2 直接空冷機組冷端系統
5.2.2.1 根據真空系統嚴密性試驗結果、真空系統連接方式、真空泵工作狀況，判斷真空系統運行狀況，且真空系統嚴密性試驗應符合DL/T1290規定。現場抄錄或實測空冷風機功率，并計算空冷風機耗電率。
5.2.2.2 根據環境風速、環境溫度、汽輪機排汽壓力、凝結水溫度等，按照DL/T244的要求計算直接空冷系統性能。
5.2.2.3 根據空冷系統設計性能曲線和考核試驗結果，分析判斷空冷系統運行性能。
5.2.2.4 根據典型工況下空冷風機運行參數、耗電率統計值，判斷空冷風機運行方式的合理性。
5.2.2.5 根據典型工況下輔機冷卻水系統運行參數及性能，判斷輔機冷卻水系統運行方式的合理性。
5.2.2.6 根據汽輪機排汽壓力月度統計值，估算對機組發電煤耗的影響量。
5.2.2.7 根據分析數據及設備運行狀況，提出直接空冷系統節能降耗措施，并預測節能潛力。
5.2.3 間接空冷機組冷端系統
5.2.3.1 根據目前工況下汽輪機熱耗率測算值、發電機效率設計值、機組功率、凝汽器冷卻水溫升，估算凝汽器熱負荷和冷卻水流量，考慮循環水其他用水設備的用水量，估算循環水泵總流量。
5.2.3.2 根據真空系統嚴密性試驗結果、真空系統連接方式和真空泵工作狀況，判斷真空系統運行狀況。
5.2.3.3 現場抄錄或實測循環水泵電機功率，并計算循環水泵耗電率。
5.2.3.4 根據估算的凝汽器冷卻水流量、凝結水溫度、凝汽器冷卻水進出口溫度、凝汽器壓力及凝汽器設計參數等，按照DL/T1078的規定估算凝汽器性能，包括傳熱端差、傳熱系數、運行清潔系數、凝汽器汽側和水側阻力、凝結水過冷度等。
5.2.3.5 根據環境風速、環境風溫、進出水溫度、冷卻水流量，按照DL/T552的要求計算間接空冷系統性能。
5.2.3.6 根據空冷系統設計性能曲線和考核試驗結果，結合運行數據，分析判斷間接空冷系統運行性能。
5.2.3.7 根據循環水泵進口壓力、出口壓力、流量、電動機輸入功率、電動機設計效率，按照GB /T3216的規定估算循環水泵軸功率和泵效率。
5.2.3.8 根據典型工況下循環水泵運行參數及性能、耗電率統計值，判斷循環水泵運行方式的合理性。
5.2.3.9 根據典型工況下輔機冷卻水系統運行參數及性能，判斷輔機冷卻水系統運行方式的合理性。
5.2.3.10 根據凝汽器壓力月度統計值，估算對機組發電煤耗的影響量。
5.2.3.11 根據分析數據及設備運行狀況，提出間接空冷系統節能降耗措施，并預測節能潛力。
5.3 泵組
5.3.1 凝結水泵組
5.3.1.1 現場檢查凝結水泵再循環門及低壓旁路的嚴密性，應核查其他需要凝結水進行噴水減溫系統的運行狀況，判斷凝結水量。
5.3.1.2 現場抄錄或實測凝結水泵電機功率，并計算凝結水泵耗電率。
5.3.1.3 根據凝結水泵流量、出口壓力、電動機功率和電動機設計效率、變頻器效率，按照GB /T3216的規定估算凝結水泵軸功率和效率。
5.3.1.4 根據凝結水泵運行方式、運行參數、泵效率、耗電率統計值，判斷凝結水泵運行狀況，提出降低凝結水泵耗電率的措施，應預測節電潛力。
5.3.2 汽動給水泵組
5.3.2.1 現場檢查給水泵小汽輪機運行方式及參數，運行參數應包括：汽輪機進汽壓力、溫度、流量、排汽壓力或排汽溫度。核查給水泵進出口壓力、溫度、給水流量。
5.3.2.2 現場檢查前置泵（若配置）運行方式及參數，運行參數應包括：前置泵進出口壓力、出口溫度、流量、電動機功率。
5.3.2.3 根據前置泵進出口壓力、流量、電動機功率等參數，按照GB/T3216的規定估算前置泵的揚程、有效功率和效率。
5.3.2.4 根據給水泵進口壓力、給水泵進口給水溫度、前置泵流量揚程特性、給水泵進口必需汽蝕余量（NPSHR）等參數，確定給水泵進口有效汽蝕余量，按照1.7倍的NPSHR，判斷前置泵揚程，如偏高應提出降低揚程的可能性。
5.3.2.5 檢查給水泵最小流量閥啟、閉流量設定值，以及再循環流量閥的嚴密性。
5.3.2.6 查看汽輪機運行方式（主蒸汽壓力）、給水調節方式、機組一次調頻情況。
5.3.2.7 根據給水泵汽輪機進汽壓力、溫度、流量，排汽壓力或溫度，給水泵進出口壓力，給水泵進出口溫度、給水流量、減溫水流量，按照DL/T839的規定估算給水泵組性能。
5.3.2.8 根據給水泵運行方式、運行參數，設計參數、泵組性能，確定小汽輪機的合理進汽流量，判斷給水泵運行狀況和小汽輪機進汽流量，小汽輪機流量如果偏大應分析原因（系統阻力大、給水泵效率低、小汽輪機效率和出力低等），并估算對機組發電煤耗的影響量。
5.3.2.9 根據分析數據及給水泵組的運行狀況，提出汽動給水泵組節能、節電措施，并預測節能、節電潛力。
5.3.3 電動給水泵組
5.3.3.1 現場檢查給水泵運行方式及參數，運行參數應包括：給水泵進出口壓力及溫度、給水流量。
5.3.3.2 檢查給水泵再循環流量閥開啟流量設定值，以及再循環流量閥的嚴密性。
5.3.3.3 現場抄錄或實測給水泵電機功率，并計算給水泵耗電率。
5.3.3.4 根據給水泵流量、進出口壓力、溫度、電動機功率及效率，按照GB/T3216的規定估算給水泵軸功率和效率。
5.3.3.5 根據給水泵運行方式、運行參數、泵效率、耗電率統計值等，判斷給水泵運行狀況，提出降低給水泵耗電率的措施，預測節電潛力。
5.4 回熱系統
5.4.1 現場檢查高、低壓加熱器運行狀況及參數，運行參數應包括：加熱器進汽壓力及溫度、進、出水溫度、疏水溫度、水位，計算傳熱端差、疏水端差、加熱器給水溫升。
5.4.2 根據加熱器運行參數，采用等效焓降法或熱平衡方法估算加熱器端差、進、出水溫升、給水溫度對機組發電煤耗的影響量。
5.4.3 統計加熱器端差、給水溫升的變化規律，判斷加熱器水室是否有短路情況和加熱器水位控制是否合理。
5.4.4 根據加熱器運行狀況，分析加熱器的運行性能，提出高、低壓加熱器節能降耗措施，應預測節能潛力。
5.5 供熱系統
5.5.1 中排抽汽供熱方式
5.5.1.1 采用中排抽汽供熱方式的機組，通過調取極寒期最大供熱量時的熱網循環水量、供水溫度、回水溫度、抽汽供熱壓力、抽汽供熱溫度等供熱參數，計算供熱熱負荷、供熱抽汽流量、供熱經濟性等指標。
5.5.1.2 分析計算極寒期最大供熱量工況下供熱抽汽管路流速、循環水管流速等參數，確定管道系統最大通流能力，校核熱網加熱器、熱網循環泵等設備最大出力，分析確定機組最大供熱能力。
5.5.1.3 依據上述分析結果，按照熱力系統能級“以低換高”的原則，提出提高機組供熱能力和供熱經濟性的措施。
5.5.2 熱泵供熱方式
5.5.2.1 采用熱泵供熱方式的機組，調取極寒期最大供熱量時的熱網循環水量、供水溫度、回水溫度、抽汽供熱壓力、抽汽供熱溫度、乏汽參數、余熱水進回水溫度、余熱水流量等供熱參數，計算熱泵總供熱熱負荷、驅動蒸汽供熱熱負荷、余熱供熱熱負荷、驅動蒸汽流量、熱泵系統COP等指標等。
5.5.2.2 分析計算極寒期最大供熱量工況下供熱抽汽管路流速、循環水管流速等參數，確定管道系統最大通流能力，校核熱網加熱器、熱網循環泵等設備最大出力，分析確定機組最大供熱能力。
5.5.2.3 依據上述分析結果，按照熱力系統能級匹配原則，提出提高機組供熱能力和供熱經濟性的措施。
5.5.3 高背壓供熱方式
5.5.3.1 采用高背壓供熱方式的濕冷機組，應調取初寒期、中寒期和極寒期時的熱網循環水量、熱網回水溫度、凝汽器出水溫度、汽輪機背壓等參數，分別計算不同供熱時期高背壓供熱時機組發電出力、供熱熱負荷等指標，分析計算高背壓運行工況下熱網系統和汽輪機低壓缸部分的耦合特性，評估高背壓工況低壓缸末級葉片選型合理性，提出改進措施。
5.5.3.2 采用高背壓供熱方式的直接空冷機機組，應調取初寒期、中寒期和極寒期時的熱網循環水量、熱網回水溫度、凝汽器出水溫度、汽輪機背壓等參數，分別計算不同供熱時期高背壓供熱時機組發電出力、供熱熱負荷、空冷島上島蒸汽流量等指標，分析計算高背壓運行工況下熱網系統和汽輪機低壓缸部分的耦合特性，評估高背壓工況低壓缸末級葉片選型合理性，提出改進措施。對于高背壓凝汽器還承擔夏季尖峰冷卻任務的情況，應調取凝汽器夏季運行數據，分析計算凝汽器換熱特性是否滿足冬季高背壓和夏季尖峰冷卻兩方面需求，提出改進措施。
5.5.3.3 應分析計算極寒期最大供熱量工況下供熱抽汽管路流速、循環水管流速等參數，確定管道系統最大通流能力，校核熱網加熱器、熱網循環泵等設備最大出力，分析確定機組最大供熱能力。
5.5.4 熱電解耦
5.5.4.1 為有效提高熱電解耦機組供熱經濟性，原則上熱電解耦應按照降低低壓缸出力——降低高中壓缸出力——降低上網出力的順序開展，具體實施一般采用低壓缸微出力（零出力）、高低旁聯合供熱和電鍋爐方式。對計劃實施熱電解耦改造的機組，應按照上述原則制定改造方案；對已經實施熱電解耦改造的機組，應按照上述原則開展進一步優化工作。
5.5.4.2 有熱電解耦需求的供熱機組，應計算極寒期最大供熱量、不同主蒸汽量工況下分別對應的低壓缸進汽流量，以確定機組熱電解耦能力。
5.5.4.3 已經實施熱電解耦改造的機組，應調取極寒期熱電解耦期間熱網循環水量、供水溫度、回水溫度、抽汽供熱壓力、抽汽供熱溫度等參數，計算供熱熱負荷、抽汽供熱蒸汽流量等指標，以確定機組主要經濟指標，提出改進措施。
5.6 鍋爐本體
5.6.1 根據統計的運行氧量、煤質資料及負荷系數，評估鍋爐運行風量。
5.6.2 根據統計的運行氧量、煤質資料、飛灰及大渣含炭量等參數，評估煤粉細度。
5.6.3 根據現場THA或BRL工況運行參數，計算修正后的鍋爐排煙溫度，并與設計值比較，確定排煙溫度的高低，空氣預熱器存在的沾污程度。
5.6.4 根據統計的煤質資料、運行氧量、鍋爐排煙溫度、飛灰和大渣含炭量及送風溫度等，參考GB/T10184 或ASME PTC4的要求計算鍋爐效率，并與設計值和保證值比較，評估鍋爐效率，并提出運行和檢修建議。
5.6.5 根據統計的蒸汽溫度、減溫水量及現場額定負荷運行參數，對鍋爐運行情況做出評價，包括一、二次風配比方式等。
5.6.6 對運行氧量、鍋爐排煙溫度、飛灰和大渣含炭量等重要指標進行耗差分析，預測鍋爐節能潛力。
5.6.7 于采用干式排渣系統的鍋爐，應對干渣機漏風情況進行檢查，若漏風偏大，應提出運行和檢修建議。
5.7 制粉系統
5.7.1 中速磨煤機
5.7.1.1 根據現場制粉系統運行參數，判斷機組銘牌出力工況及磨煤機出力，應檢查部分負荷時磨煤機宜運行的臺數。當磨煤機出力不能滿足機組負荷要求時，結合實際燃燒用煤和設計煤種偏差等，查找原因，并提出改進建議。
5.7.1.2 檢查分離器應具有良好的煤粉細度調節特性，結合磨煤機出力，檢查煤粉細度應滿足燃用煤種的要求。如果煤粉細度不能滿足燃用煤種的要求，應提出改進措施。
5.7.1.3 檢查磨煤機加載壓力、磨煤機出口溫度、風煤比、一次風壓和冷熱風門開度，并提出合理化建議。
5.7.1.4 檢查磨煤機出口各煤粉管一次風分配偏差應為5%~10%。檢查石子煤量宜小于磨煤機出力的0.05%，石子煤熱值宜小于6.27MJ/kg。
5.7.1.5 現場應抄錄或實測磨煤機電機功率，并計算磨煤機耗電率。
5.7.1.6 根據制粉系統運行參數和磨煤機耗電率月度統計值，判斷磨煤機耗電率的合理性，若磨煤機耗電率明顯偏高，指出偏高的主要原因及處理措施，并預測節電潛力。
5.7.2 鋼球磨煤機
5.7.2.1 對于中儲式制粉系統，應了解磨煤機日常在較大出力工況下運行狀況，運行過程中應為最佳磨煤機鋼球裝載量和最佳系統通風量。
5.7.2.2 了解排風機葉輪磨損周期和細粉分離器分離效果，應檢查磨煤機入口負壓、磨煤機差壓、磨煤機出口溫度、制粉系統各段壓力，各鎖氣器動作應正常，并提出合理化建議。
5.7.2.3 檢查粗粉分離器的煤粉細度調節特性，結合制粉系統出力，檢查煤粉細度應滿足燃用煤種的要求。如果煤粉細度不能滿足燃用煤種的要求，應提出改進措施。
5.7.2.4 對于雙進雙出磨煤機直吹式制粉系統除參照5.7.2進行診斷外，還應關注其鋼球裝載量和磨煤機料位的合理性。
5.7.2.5 根據磨煤機運行參數及耗電率統計值情況，判斷磨煤機耗電情況，若偏高，應提出偏高的主要原因及處理措施，并預測節能潛力。
5.7.3 排粉機
5.7.3.1 現場檢查排粉機運行狀況，抄錄或實測其運行參數，運行參數應包括：入口風門開度、轉速、電流、流量及風機進出口壓力和溫度。
5.7.3.2 現場抄錄或實測排粉機電機功率，并計算排粉機耗電率。
5.7.3.3 根據排粉機運行參數、功率，以及風機廠提供的性能曲線及現場性能試驗數據，參照DL/T 469的要求估算排粉機實際運行的流量、壓力和效率。
5.7.3.4 根據制粉系統各部位的壓力值，分析判定磨煤機、粗粉分離器、細粉分離器、特別是排粉機入口風門阻力應正常。
5.7.3.5 根據估算的排粉機實際運行流量、壓力和效率及其在風機性能曲線上的運行位置，參照DL/T 468的規定分析判斷排粉機性能應達到設計要求，并判斷排粉機與實際制粉系統應匹配。
5.7.3.6 根據制粉系統運行參數和排粉機實際運行效率，并結合排粉機耗電率月度統計值及節能診斷期間耗電率實測值，判斷排粉機的節電潛力，提出排粉機節電措施，并預測節電潛力。
5.7.4 密封風機
現場檢查密封風機運行狀況，抄錄或實測密封風機運行參數，運行參數應包括：調節裝置開度、電機電流及風機進出口壓力和溫度等。對于密封風機出現的運行異常（如單臺風機不能滿足運行要求）等情況應提出問題原因及解決方案。
5.8 風煙系統
5.8.1 送風機
5.8.1.1 現場檢查送風機運行狀況，抄錄或實測送風機運行參數，運行參數應包括：調節裝置開度、風機轉速、電機電流、流量及風機進出口壓力和溫度。
5.8.1.2 現場抄錄或實測送風系統運行參數，其中應包括：暖風器和空氣預熱器二次風側進出口溫度及壓降、二次風量。
5.8.1.3 現場抄錄或實測送風機電機功率，并計算送風機耗電率。
5.8.1.4 根據送風機運行參數、電機功率，以及風機廠提供的性能曲線和現場性能試驗數據，參照DL/T 469的要求估算送風機實際運行流量、壓力和效率。
5.8.1.5 根據送風系統各部位壓力值，對送風系統沿程阻力進行分析，判定系統內各主要可能阻塞的設備（如消聲器、暖風器、空氣預熱器）及冷、熱風道系統的阻力應正常。
5.8.1.6 根據估算的送風機各工況點的運行流量、壓力和效率及其在風機性能曲線上的運行位置，參照DL/T 468的要求分析判斷送風機應達到設計性能，送風機與實際送風系統應匹配。
5.8.1.7 根據送風系統運行參數和送風機實際運行效率，結合送風機耗電率統計值及診斷期間耗電率的實測值，判斷送風機的節電潛力，提出送風機節電措施，并預測節電潛力。
5.8.2 一次風機
5.8.2.1 現場檢查一次風機運行狀況，抄錄或實測一次風機運行參數，運行參數應包括：調節裝置開度、風機轉速、電機電流、流量及風機進出口壓力和溫度。
5.8.2.2 現場抄錄或實測一次風系統運行參數，包括：暖風器和空氣預熱器一次風側進出口溫度及壓降、熱風母管壓力、磨煤機進出口壓力和溫度、磨煤機進口一次風流量、磨煤機出力。
5.8.2.3 現場抄錄或實測一次風機電機功率，并計算一次風機耗電率。
5.8.2.4 根據一次風機運行參數、功率，以及風機廠提供的性能曲線和現場性能試驗數據，參照DL/T 469的要求估算一次風機實際運行流量、壓力和效率。
5.8.2.5 根據一次風系統各部位的壓力值，對一次風系統沿程阻力進行分析，判定系統內各可能阻塞的設備（如消聲器、暖風器、空氣預熱器等）及冷、熱風道系統的阻力（包括各風門開度及節流損失）應正常。
5.8.2.6 根據估算的一次風機各工況點的運行流量、壓力和效率及其在風機性能曲線上的運行位置，參照DL/T 468的要求分析判斷一次風機的性能應達到設計要求，并判斷一次風機與實際一次風系統應匹配。
5.8.2.7 根據一次風系統運行參數和一次風機實際運行效率，并結合一次風機耗電率月度統計值及診斷期間耗電率的實測值，判斷一次風機的節電潛力，提出一次風機節電措施，并預測節電潛力。
5.8.3 引風機（增壓風機）
5.8.3.1 對于存在增壓風機的機組，應實施引增合一改造。
5.8.3.2 現場檢查引風機運行狀況，抄錄或實測引風機運行參數，運行參數應包括：調節裝置開度、風機轉速、電機電流、流量及風機進出口壓力和溫度。
5.8.3.3 現場抄錄或實測煙氣系統運行參數，包括：脫硝系統、低溫省煤器、空氣預熱器煙氣側進出口溫度及壓降、空氣預熱器進出口氧量、脫硫系統進出口氧量。對于引風機與增壓合并的引風機還應包含脫硫系統各主要設備（如：GGH、脫硫塔、除霧器等）阻力、濕式除塵器壓降。
5.8.3.4 對于電動引風機，現場抄錄或實測引風機電機功率，并計算引風機耗電率。
5.8.3.5 根據引風機運行參數、功率，以及風機廠提供的性能曲線和現場性能試驗數據，參照DL/T 469的要求估算引風機實際運行流量、壓力和效率。
5.8.3.6 根據煙氣系統運行參數，分析判定系統內各主要可能阻塞的設備、煙道系統的阻力應正常，系統漏風應合理。
5.8.3.7 根據估算的引風機各工況點的運行流量、壓力和效率及其在風機性能曲線上的運行位置，參照DL/T 468分析判斷引風機性能應達到設計要求，并判斷引風機與實際煙氣系統應匹配。
5.8.3.8 根據煙氣系統運行參數和引風機實際運行效率，并結合引風機耗電率統計值及節能診斷期間耗電率的實測值，判斷引風機的節電潛力，提出引風機節電措施，并預測節電潛力。
5.8.4 空氣預熱器
5.8.4.1 根據統計或者實測的空氣預熱器漏風率，分析空氣預熱器漏風情況，管式空預器應不大于3%，回轉式空預器應不大于6%。其漏風率若漏風較大，應提出存在問題及解決方案。
5.8.4.2 根據出入口煙溫、風溫等參數，計算分析空預器換熱效果，若換熱效果較差，應提出存在問題的原因和解決方案。
5.8.4.3 計算分析不同負荷下空預器煙氣側阻力，若阻力偏大，應指出存在問題的原因和解決方案。
5.8.4.4 對于北方寒冷地區，應根據入爐煤硫份等指標，合理確定空預器冷端綜合溫度，若冷端綜合溫度控制不合理，應提出運行建議。
5.9 脫硫系統
5.9.1 核查脫硫系統運行狀況及參數，對于石灰石-石膏濕法脫硫系統，運行參數應包括：脫硫效率、吸收塔漿液pH值、密度、液位、脫硫系統阻力、增壓風機、漿液循環泵、氧化風機出口壓力和電流、GGH漏風率、濕式球磨機和真空皮帶脫水機的運行出力等；對于循環流化床半干法脫硫系統，應包括：脫硫效率、脫硫吸收塔Ca/S摩爾比、床層阻力、出口煙溫、脫硫系統阻力、增壓風機（若有）出口壓力和電流、系統漏風率、消化器運行出力等。
5.9.2 現場抄錄或實測脫硫系統功率，并計算脫硫系統耗電率。
5.9.3 根據脫硫系統運行狀況、運行參數和耗電率月度統計值，分析判斷脫硫系統進出口煙氣在線監測儀表顯示值的準確性，脫硫系統運行狀況、運行參數和耗電率應符合設計要求，必要時提出脫硫系統節電措施，并預測節電潛力。
5.10 脫硝系統
5.10.1 檢查脫硝系統進口及出口NOX排放濃度、SO2/SO3轉化率、氨逃逸及系統阻力，并檢查NOX排放濃度應滿足GB13223的要求。
5.10.2 根據SCR系統運行溫度、壓力、脫硝效率的調節與控制，確保SCR脫硝系統設備及其附屬設備在啟動、關閉及運行過程中處于良好狀態。
5.10.3 核查SCR脫硝系統啟停時間、還原劑進廠質量分析及系統運行參數。系統運行參數應包括：還原劑區各設備壓力、溫度、鍋爐煙氣參數、催化劑壓力及層間壓力、稀釋風機的運行狀況及參數，分析判斷SCR脫硝裝置進出口煙氣在線監測儀表顯示值的準確性，稀釋風機運行參數應正常，還原劑供應應正常。
5.10.4 根據SCR脫硝系統運行狀況及參數，并結合脫硝系統耗電率月度統計值，分析判斷SCR脫硝系統能耗的合理性，必要時應提出節能（電）措施。
5.10.5 對于SCR脫硝系統氨逃逸偏高的情況，應提出問題和整改建議。
5.11 除塵系統
5.11.1 檢查除塵器進口、出口和煙囪入口煙塵排放濃度，并檢查煙塵排放濃度應滿足GB13223的要求。
5.11.2 現場檢查除塵器運行狀況及參數，對于電除塵器，運行狀況及參數應包括：電場投運情況、振打周期、除塵效率、燃煤特性、煙氣量、煙氣溫度；對于電袋復合除塵器，應包括：電場投運情況、振打周期、阻力、清灰方式、清灰周期、清灰壓力、除塵效率、燃煤特性、煙氣量、煙氣溫度等；對于袋式除塵器，應包括：阻力、清灰方式、清灰周期、清灰壓力、除塵效率、燃煤特性、煙氣量、煙氣溫度等。
5.11.3 現場抄錄或實測除塵器功率（對于電袋復合除塵器和袋式除塵器應注意其阻力和空壓機電耗在其它設備中記列），并計算除塵器耗電率。
5.11.4 現場記錄或實測除塵器的漏風率，電除塵、電袋及布袋除塵器漏風率均應不大于2%。若漏風率偏高，應提出存在的問題及解決方案。
5.11.5 根據除塵器運行狀況、運行參數和除塵器耗電率月度統計值，分析判斷除塵器運行狀況、運行參數和耗電率應符合設計要求，必要時應提出除塵器節電措施，并預測節電潛力。
5.12 吹灰系統
現場檢查吹灰汽源有無優化空間以及吹灰器投運情況，如發現異常，應提出問題及整改建議。
5.13 熱力及疏水系統泄漏
采用紅外測溫儀檢查熱力及疏水系統閥門泄漏情況，列出閥門泄漏清單，并根據經驗確定對機組發電煤耗的影響量。主要檢查的閥門應包括：主蒸汽管道、導汽管、高排管道、再熱蒸汽管道、抽汽管道、高壓缸、中壓缸疏水閥門及高加危急疏水閥門、高壓旁路、低壓旁路、通風閥、給水泵再循環閥門、軸封溢流、鍋爐側安全閥、放空氣門及疏水閥門等。
5.14 機組保溫
通過紅外測溫儀檢查機組保溫情況，列出保溫超標清單，供電廠檢修處理。檢查的部位應包括：爐墻、煙道、汽缸、高壓加熱器、除氧器，以及主蒸汽、導汽管、高排、再熱蒸汽、旁路系統、疏水系統管道及閥門等。
5.15 測算機組發電煤耗
5.15.1 應根據主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、過熱器減溫水量、再熱器減溫水量月度統計值，估算對機組發電煤耗的影響量。
5.15.2 根據機組冷態、溫態、熱態、極熱態起停次數估算對機組發電煤耗的影響量，一般機組年利用小時約5500h，每次起停影響機組發電煤耗約為0.04 g/(kW·h)~0.1g/(kW·h)。
5.15.3 根據冬季廠區用能的流量及設計參數，估算冬季廠區用能對機組發電煤耗的影響量。
5.15.4 根據機組吹灰、排污、除氧器排氣、補水率、暖風器投運、電網調頻、晝夜峰谷差等情況，估算對機組發電煤耗的影響量，通常影響機組發電煤耗約為1.6 g/(kW·h)~2.6g/(kW·h)。
5.15.5 根據機組50%、75%、100%負荷等工況下性能試驗得到的汽輪機熱耗率、鍋爐效率，也可采用50%、75%、100%負荷等工況下汽輪機熱耗率、鍋爐效率設計值，計算機組發電煤耗，并擬合成二次曲線，得到發電煤耗與負荷系數的關系曲線。
5.15.6 300MW等級及以下容量機組管道效率宜取98.5%，其他機組宜取98.8%。
5.15.7 根據現場節能診斷期間THA工況下汽輪機熱耗率測算值、鍋爐效率測算值、管道效率和各種因素對機組發電煤耗的影響量，測算機組發電煤耗。
5.16 診斷結果
通過節能診斷，給出各種因素對機組發電煤耗的影響量，判斷主要輔機耗電率的合理性，預測各種節能降耗措施的節能潛力（發電煤耗和廠用電率降低量）及綜合節能潛力（發電煤耗、廠用電率和供電煤耗降低量）。
6 編寫節能診斷報告
現場節能診斷工作完成后，按照《節能診斷報告模板》的要求編寫節能診斷報告，內容應包括：主輔設備設計技術規范、機組投運及設備系統節能改造情況、能耗指標及主要輔機耗電率、各主輔設備系統性能分析過程及結果、節能潛力預測和診斷結論。
7 診斷結果上報
上報節能診斷報告。
