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DLT1464-2015 燃煤机组节能诊断导则

6.2运行能耗指标及运行参数

6.2.7应现场抄录或实测典型工况下各主要辅机和系统的功率。

6.3性能试验报告及电厂节能分析报告

7.1.1应根据最近一次按照GB/T8117.1、GB/T8117.2或ASMEPTC6标准要求的汽车 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。 7.1.2应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 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应合理，必要时可修正汽轮 机热耗率测算结果。 7.1.3应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。 7.1.4对于高、中压缸合缸汽轮机，应根据高中压平衡盘漏汽量试验结果GB/T 7516-2008 缩微摄影技术 缩微拍摄用图形符号，判断漏汽量，若漏汽量明显 偏大，应提出偏人的可能原因及处理措施。 7.1.5对于喷嘴调节机组，应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，应提出机组运行方式优化方向。 7.1.6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进行一次调频，应测算该运行方式对机组发电煤耗的影响量。 7.1.7应根据汽轮机热耗率测算结果及汽轮机本体存在的问题，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。

7.2.1宜通过汽轮机排汽温度或经校验合格的凝汽器绝压表核查凝汽器压力或凝汽器具空值，检查凝汽 器压力（或真空测量系统）传压管的走向，判定凝汽器压力测量结果的准确性。 7.2.2应根据节能诊断期间机组试验L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：应根据循环水其他用水设备的用水量，估算循环水泵 总流量。 7.2.3应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

7.2.3应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。 7.2.4现场应抄录或实测循环水泵电动机功率，并计算循环水泵耗电率。 7.2.5应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DL/T1078的规定估算凝汽器性能，应包括传热端差、运行清洁系数、凝汽器汽侧和水 侧阻力、凝结水过冷度等。 7.2.6应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。

运行状况。 7.2.4现场应抄录或实测循环水泵电动机功率，并计算循环水泵耗电率。 7.2.5应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DL/T1078的规定估算凝汽器性能，应包括传热端差、运行清洁系数、凝汽器汽侧和水 则阻力、凝结水过冷度等。 7.2.6应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。 7.2.7应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。 7.2.8在冷却塔出水温度高于20℃的情况下，应根据冷却塔进风干湿球温度、冷却塔出水温度（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。 7.2.9根据循环水泵扬程、开式水泵扬程及用水设备的标高和耗电率统计值，判断开式水泵的耗电率 7.2.10应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。 7.2.11应根据本标准7.2.1～7.2.10的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

7.3直接空冷机组冷端系统

1应通过汽轮机排汽温度或经校验合 格的排汽压力维表核查汽轮机排汽压力，检省排次 真空测量系统）传压管的走向，判断汽轮机排汽压力测量结果的准确性。 2应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，判断真空系统运行奖

DL/T14642015

且具空系统严密性试验应符合DL/T1290规定。 7.3.3现场应抄录或实测空冷风机功率，并计算空冷风机耗电率。 7.3.4应根据环境风速、环境温度、汽轮机排汽压力、凝结水温度等，按照DL/T244的要求计算直接 空冷系统性能。 7.3.5应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。 7.3.6应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。 7.3.7 应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。 7.3.8应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。 7.3.9应根据本标准7.3.17.3.8的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。

7.4.1应通过汽轮机排汽温度或经校验合格的凝汽器绝压表核查凝汽器压力或凝汽器真空值，检查凝汽 器压力（或真空测量系统）传压管的走向，判断凝汽器压力测量结果的准确性。 7.4.2应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量，估算循环水泵总流量。 7.4.3应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。 7.4.4现场应抄录或实测循环水泵电动机功率，并计算循环水泵耗电率。 7.4.5应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DL/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。 7.4.6应根据环境风速、环境风温、进出水温度、冷却水流量，按照DL/T552的要求计算间接空冷系 统性能。 7.4.7应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，分析判断间接空冷系统运行性能。 7.4.8应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。 7.4.9应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。 7.4.10应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。 7.4.11应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。 7.4.12应根据本标准7.4.1～7.4.10的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。

7.4.9应根据典型工况下循坏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 7.4.10应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 7.4.11应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。 7.4.12应根据本标准7.4.1～7.4.10的分析数据及设备运行状况，提出间接空冷系统节能降 预测节能潜力。

7.5.1现场应检查凝结水泵再循环门及低压路的严密性，应核查其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。 7.5.2现场应查看凝结水泵运行方式，凝结水调节门开度、凝结水母管压力、凝结水泵备用泵开启联锁 压力设定值，判定凝结水泵运行方式及控制参数的合理性。 7.5.3现场应抄录或实测凝结水泵电动机功率，并计算凝结水泵耗电率。 7.5.4应根据凝结水泵流量、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。 7.5.5应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

现场应检查给水泵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、

汽压力或排汽温度。核查给水泵进出口压力、温度、给水流量。 7.6.2现场应检查前置泵（若配置）运行方式及参数，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。 7.6.3应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。 7.6.4应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，如偏高应给 出降低扬程的可能性。 7.6.5应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。 7.6.6应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。 7.6.7应根据给水泵汽轮机进汽压力、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DL/T839估算给水泵组性能。 7.6.8应根据给水泵运行方式、运行参数，设计参数、泵组性能，确定给水泵汽轮机的合理进汽流量 判断给水泵运行状况和给水泵汽轮机进汽流量，给水泵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、给水泵汽轮机效率和出力低等），并估算对机组发电煤耗的影响量。 7.6.9根据本标准7.6.1～7.6.8的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。

7.7.1现场应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。 7.7.2应检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。 7.7.3应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。 7.7.4现场应抄录或实测给水泵电动机功率，并计算给水泵耗电率。 7.7.5应根据给水泵流量、进出口压力、温度、电动机功率及效率，按照GB/T3216估算给水泵轴功率 和效率。 7.7.6应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，应预测节电潜力。

7.8 高、低压加热器

7.8.1现场应检查高、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。 7.8.2应根据加热器运行参数，采用等效恰降法或热平衡方法估算加热器端差、进出水温升、给水温度 对机组发电煤耗的影响量。 7.8.3应统计加热器端差、给水温升的变化规律，判断加热器水室分程隔板的变形或损坏程度。 7.8.4应根据本标准7.8.1～7.8.3的数据及加热器运行状况，分析加热器的运行性能，提出高、低压加 热器节能降耗措施，并预测节能潜力

7.9汽轮机热力及疏水系统泄漏

应通过点温计或红外测温仪，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、高压缸排汽管道、再热 蒸汽管道、抽汽管道、高压缸、中压缸疏水阀门及高压加热器危急疏水阀门、高压旁路、低压旁路、通 风阀、给水泵再循环阀门、轴封溢流等。

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 根据统计的运行氧量、煤质资料、飞灰及大渣含碳量等参数，评估煤粉细度。 应根据统计的空气预热器漏风率，分析空气预热器漏风情况，若漏风较大，应提出存在问题的

原因。 7.10.4应根据现场THA或BRL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。 7.10.5应根据统计的煤质资料、运行氧量、锅炉排烟温度、飞灰和大渣含碳量及送风温度等，参考GB/ 10184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。 7.10.6应根据统计的蒸汽温度、减温水量及现场额定负荷运行参数，对锅炉运行情况做出评价，包 、二次风配比方式等。 7.10.7应对运行氧量、锅炉排烟温度、飞灰和大渣含碳量等重要指标进行耗差分析，应预测锅炉节能 潜力

7.13.1现场应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、电动机电流、流量及风机进出口压力和温度。 7.13.2现场应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。 7.13.3现场应抄录或实测送风机电动机功率，并计算送凤机耗电率。 7.13.4应根据送风机运行参数、电动机功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照

7.15.1现场应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、电动机电流、流量及风机进出口压力和温度。 7.15.2现场应抄录或实测烟气系统运行参数，运行参数应包括：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）阻力、湿式除尘器压降。 7.15.3对于电动引风机，现场应抄录或实测引风机电动机功率，并计算引风机耗电率。 7.15.4应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DL/T469 的要求估算引风机实际运行流量、压力和效率。 7.15.5应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。 7.15.6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 DL/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。 7.15.7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耗 电率的实测值，判断引风机的节电港力提出引风机节由措施、并预测苦由漆力

7.16.1现场应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 电流、流量及风机进出口压力和温度。 7.16.2现场应抄录或实测排粉机电动机功率，并计算排粉机耗电率。 7.16.3应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

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的要求估算排粉机实际运行的流量、压力和效率。 7.16.4应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。 7.16.5应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DL/T 468的规定分析判断排粉机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。 7.16.6应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。

.17.1应检查脱硫系统进出口SO，排放浓度，并检查SO,排放浓度应满足GB13223的要求。 7.17.2应核查脱硫系统运行状况及参数，对于石灰石一石膏湿法脱硫系统，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。 7.17.3现场应抄录或实测脱硫系统功率，并计算脱硫系统耗电率。 7.17.4应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 统节由措施并预测节电港力

7.18.1应检查脱硝系统进口及出口NO.排放浓度、SOz/SO，转化率、氨逃逸及系统阻力，并检查NO 非放浓度应满足GB13223的要求。 7.18.2应根据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。 7.18.3应核查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。 7.18.4SCR脱硝系统阻力宜小于1400Pa，系统漏风率宜小于0.4%。 7.18.5应根据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

7.19.1应检查除尘器进口、出口和烟窗入口烟尘排放浓度，并检查烟尘排放浓度应满足GB13223的 要求。 7.19.2现场应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、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。 7.19.3现场应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气压缩机 电耗在其他设备中记列），并计算除尘器耗电率。 7.19.4应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HG/T 5088-2016 有机硅洗衣粉消泡剂，并预测节电潜力

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、高压缸排汽、 旁路系统、疏水系统管道及阀门等

7.21测算机组发电煤耗

7.21.1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。 7.21.2应根据机组冷态、温态、热态、极热态启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，每次启停影响机组发电煤耗约为0.04g/（kW·h）～0.1g/（kW·h）。 7.21.3应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。 7.21.4应根据机组吹灰、排污、除氧器排气、补水率、暖风器投运、电网调频、查夜峰谷差等情况， 估算对机组发电煤耗的影响量，通常影响机组发电煤耗约为1.6g/（kW·h）～2.6g/（kW·h）。 7.21.5应根据机组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。 7.21.6300MW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%。 7.21.7应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。 7.21.8若测算的机组发电煤耗与电厂正平衡统计的发电煤耗差值大于在1.5g/（kW·h），宜进一步核 查各种因素对机组发电煤耗的影响量，核查煤量计量及热值化验结果，并指出误差大的原因及处理措施。

应通过节能诊断，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）。

现场节能诊断工作完成后GB 51135-2015 转炉煤气净化及回收工程技术规范，应编写节能诊断报告，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

电力行业标准 燃煤机组节能诊断导则 DL/T 14642015

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