火电机组节能诊断技术方案
火力发电厂节能管理办法
火力发电厂节能管理方法随着经济的不断进展，国家各项事业的快速推动，火力发电厂的生产日渐增多。
但同时也带来了大量的能源消耗和环境污染。
为了节省资源，削减对环境的污染，同时提高生产效率，实现可持续进展的目标，火力发电厂必需加强节能管理。
本文将从以下几方面介绍火力发电厂的节能管理方法。
一、能源管理能源管理是指对能源的使用、消费、排放等进行计划、组织、协调、监督和掌控，以达到节省能源、加添经济效益、削减污染排放的目的。
在火力发电厂中，通过能源管理，可以发挥节能潜力，保证能源的高效利用。
1.1 能源诊断能源诊断是订立节能管理方案的第一步，它可以全面、精准地了解火力发电厂能源使用情况，确定节能潜力和合理的节能目标。
实在内容包括以下几点：1、收集火力发电厂的能源使用和能耗数据，进行能源平衡和能量消耗分析，了解各个能耗系统设备的运行情况。
2、拟定能源诊断报告，明确节能措施目标、实施方案、投资预算和效益分析等。
3、逐项精准地实施节能措施，并对其进行有效监测，确保节能措施的实际效果。
1.2 设备优化通过对设备进行优化，可以提高设备的能源效率，削减能源挥霍。
实在措施包括以下几点：1、对火电厂的发电设备进行优化，例如调整发电机转速、优化发电机调整系统、加装空气预热系统等。
2、对锅炉进行优化，通过测量锅炉烟气中的氧气含量，调整燃烧掌控系统和风量掌控系统，削减燃料的消耗。
3、对余热利用进行优化，将余热转化为电力或蒸汽等形式，实现能源的循环利用。
1.3 能源监测能源监测是对火力发电厂能源使用情况进行全面、持续、动态监测，了解能源的流向、消耗及排放情况，明确掌控能源消耗的方向。
实在措施包括以下几点：1、对火电厂的各个能耗系统进行监测，实时查看能源的使用情况，并记录能耗情况，便于订立合理的节能措施。
2、通过能耗监测系统，对设备的能耗进行分析和实时监控，适时发觉能源挥霍的问题，并对其进行优化。
3、通过对能源的监测，确定节能潜力和节能措施，实现持续节能的目标。
中国华能集团公司火电机组节电技术导则
中国华能集团公司火力发电机组节电技术导则中国华能集团公司二○一○年三月前言节能降耗水平是衡量发电企业技术及管理水平的重要指标，关系企业的核心竞争力和长期盈利能力。
近两年来，随着国内其他发电集团公司火力发电机组节能降耗力度的不断加大，超（超）临界机组的大规模投产，华能集团公司供电煤耗和发电厂用电率指标领先的优势逐步缩小。
面对节能减排严峻的形势，华能集团公司曹培玺总经理在年度工作会上提出要“加强节能降耗管理，严格执行‘一票否决’，确保集团公司总体能耗水平和主力机型的能耗指标保持行业领先地位”，并强调30万千瓦及以上机组的能耗指标达到国内领先水平，是华能集团节能减排工作的重点目标和重点工作。
华能集团公司多年来有敢为人先的优良传统，有多年优秀经验的积累、良好的设备基础以及西安热工研究院强有力的技术支持。
为实现华能集团公司火力发电机组主要技术经济指标和主力机型能耗指标达到行业领先的目标，2009年4月～7月，华能集团公司先后多次组织召开节能降耗专题会议，安排部署节能降耗工作。
主要开展的工作有：深入分析公司技术经济指标的完成情况，开展能耗指标对标工作；安排西安热工研究院开展60万千瓦及以上超（超）临界机组节能诊断工作，深入研究导致机组能耗高的主要问题及原因，并制定具体的技术改进方案；提出各机组能耗指标近期目标值，要求积极开展能耗指标创优活动；检查节能降耗工作进展，督促电厂进一步落实华能集团公司的部署和要求，抓紧实施节能诊断提出的改进措施，促进节能降耗工作长期持续开展。
为全面提升华能火力发电机组节电技术水平，实现集团公司确立的能耗指标近期目标值，以集团公司2007年制订的300MW机组节能降耗实施导则为基础，结合2009年600MW超（超）临界机组节能诊断分析工作经验，综合考虑在设备选型、技术改造、运行控制、检修维护等方面的节电工作，在华能集团公司安全监督与科技环保组织安排下，由西安热工研究院负责制订本导则。
针对火电厂热力系统节能分析及改进措施
针对火电厂热力系统节能分析及改进措施摘要：众所周知，能源问题已经成为世界各国共同关注的问题，在我同这一现象更加凸显。
由于我国粗放型经济增长方式.又处在消费结构升级加快的历史阶段。
能源消耗过大.冈此节能降耗将是一项长远而艰巨的任务。
因此.存热力系的环境下，揭示各种节能理论内存的联系.深入地研究和发腮肖能要的理论和现实意义，对电厂的节能降耗工作具有很强的指导性。
关键词：热力系统经济指标计算方法节能技术我国是产能大国，同时又是耗能大国。
节能，尤其是不可再生能源的节约，既能缓和能源供需矛盾，又是改善环境，提高经济效益的有力措施，直接影响我国经济的可持续发展。
火电厂作为耗能大户，更应采取各种节能措施，最大限度降低能源消耗。
一、热力系统经济指标我国火力发电厂常用的热经济型指标主要有效率和能耗率两种。
（一）全场热效率ηcp：其中，n j 为净上网功率，b 为燃煤量，ql 为燃煤低位发热量。
全厂热效率指标是电厂运行的综合指标，在进行系统分析是，常将这一综合指标进行分解，以区分各厂家的责任和主攻方向，因此可以改写为：其中，ηb：锅炉效率，锅炉有效吸热量与燃煤低位发热量之比；ηp：管道效率，汽轮机循环吸热量与锅炉有效吸热量之比；ηi：汽轮机循环装置效率，汽轮机内部功与循环吸热量之比；ηm：机械效率，汽轮机输出功率与内部功率之比；ηg：发电机效率，发电机上网功率与前端功率之比；σξi：厂用电率，电厂所有辅机消耗电功率之和与发电机上网功率之比。
热耗率和标准煤耗率；热耗率指标综合评价汽轮机发电机组热经济性，其实质是发电机每发电1kwh，工质从锅炉吸收的热量值。
定义式如下：煤耗率指标也可以分为两种：发电标准煤耗率和供电标准煤耗率。
二.当前仍然存在的问题（一）普遍意义上的系统工程分析方法仍然欠缺，数学工具仍然有待发展，利用计算机来进行热力系统节能分析的研究不足。
目前都是采用局部优化运行的方法，系统节能分析方法仍有待于进一步发展。
火电厂节能解决方案
火电厂节能解决方案一、火力发电厂工艺流程发电厂的发电工艺大概可以分为：汽水系统、风烟系统、燃烧系统其工艺流程图如下：1.汽水系统流程凝汽器、凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水泵、高压加热器、省煤器、水冷壁、汽包、过热器、汽轮机高/中压缸、再热器、汽机低压缸à凝汽器其示意图如下：二、可改造设备：•锅炉侧的主要设备及系统：给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机、送风机、引风机•火检冷却风机、炉水循环泵、风烟系统、汽水系统。
汽机侧：凝结水泵、循环水泵（或空冷风机）、给水泵、轴封系统、抽汽回热系统、润滑油系统、密封油系统、旁路系统、调速油泵，润滑油泵，冷油器，吸风机，磨煤机等三、案例简介1.概况某发电有限责任公司两台600MW超临界机组，配有沈阳水泵厂生产的100%容量10LDTNA-6PC型凝结水泵四台，其设计性能参数如下：型号：10LDTNA-6PC设计流量：Q=1617m3/h设计扬程:H=393m转速：n＝1480r/min设计效率η＝84％泵共6级，首级叶轮为双吸形式，导流器为螺旋形双流道导流壳，5个次级叶轮为单吸同向排列的斜流泵结构。
配用2000kW电机。
2.现场工况及存在的问题某发电有限责任公司一期投产的两台超临界600MW机组，由于凝结水泵设计扬程余量较大，调整门节流调节时压降大，额定负荷时调整门节流扬程占整个泵扬程的36.06％，低负荷时节流更加严重，为此进行了变频改造，安装了一台变频器，正常时一台泵变频运行，另一台泵工频备用。
为探讨定速凝泵如何进行节能改造，改变频后凝泵是否还需进行节能优化以进一步降低凝泵耗电率，某发电有限责任公司与科研单位合作在国内首次共同对10LDTNA-6PC型凝泵进行节能优化改进研究，以进一步挖掘节能潜力。
为了科学的制定改进方案，首先对凝结水泵及其系统进行了全面的节能优化诊断测试。
其测试项目如下:3A凝泵工频运行工况下的性能测试；机组额定负荷时凝结泵管道阻力测试；系统综合参数测试；3A凝泵改前变频运行工况下性能测试。
火电机组节能措施
1
飞灰含碳量（%）炉渣可燃物（%）
2
燃煤挥发分低，锅炉燃烧效率与燃烧
稳定性下降。
3
燃煤灰分高，着火温度高、着火推迟，
炉膛温度降低，燃烬程度变差。
4
燃煤水分高，水汽化吸收热量，炉膛
温度降低，着火困难，燃烧推迟。
5
煤粉粗，着火及燃烧反应速度慢。
6
燃烧器辅助风门开度与指令有偏差。
7
锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧
指标分析
一、供电煤耗率高（gce/kWh)）
1.发电煤耗率高 锅炉热效率降低、汽轮机热耗率高、燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大、季
节因素影响(不可控)、管道效率低、机组平均负荷率低、机组负荷峰谷差大、机 组负荷调整频繁、供热煤耗偏低。 2.厂用电率高
辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。 机组公用系统运行方式不合理、煤质差、机组负荷率低、机组非计划减出力和非 计划停运次数多、热、电耗电量分摊方法不合理、供热流量虚低、供热参数虚低、 热网设备效率低。 3.管理原因
290gce/kWh 300gce/kWh 310gce/kWh 320gce/kWh 330gce/kWh 340gce/kWh 350gce/kWh
PART 01
我国火电机组 节能中存在的问题
一、产业政策上存在的问题
0 1 煤炭市场混乱，煤质远离设计要 求。
0 3 2有关运行参数得不到满足，发 电效率明显降低 。
3
2循环水系统水阻大。
4
3循环冷却水水质差，造成滤网及管
板脏堵。
5
4循环水泵运行台数或循环水水门调
整不当，造成循环水量的调配不当。
6
凝汽器冷却水管结垢或汽侧漏入空气，
火电机组节能方向及技术改造PPT课件
结束语
当你尽了自己的最大努力时，失败 也是伟大的，所以不要放弃，坚持
就是正确的。
When You Do Your Best, Failure Is Great, So Don'T Give Up, Stick To The End
感谢聆听
不足之处请大家批评指导
Please Criticize And Guide The Shortcomings
258 6
92.50 41.58 4.90
2 313.76 320.04
376.51 334.58 514.68 1225.04 2726.64 8016.35
258 6
92.00 40.90 4.90
2 318.98 325.36
节能的基本方法及技术改造（一） 提高低负荷运行的经济性
通过以上比较可以看出，新的改造方案和原来比 较供电煤耗相差5克/千瓦时左右。
火力发电厂降低厂用电主要途径（三） --降低凝结水系统耗电
凝结水系统是一个小系统但节电潜力很大， 如按定速驱动一般耗电率达到发电量的0.45%以 上，改造后一般能使耗电下降到0.15%。如果耗 电率超过0.16%就应该查找问题。
我们在国电系统已经进行了大量的改造，两 年内大部分是改为变频后进行的改造，一般节 电达到15%--20%，象黄金埠、龙山都是都是先 上变频后进行水泵改造的，龙山的节电效果达 到20%以上。特别是小龙潭的节电效果非常显 著，原来凝结泵出力稍有不足，改造后机组出 力可以达到107%，平均耗电下降65%以上。
演讲人：XXXXXX 时 间：XX年XX月XX日
通过调整调速汽门行程减少节流损失 压损使高缸效率下降大约2.0%左右，采用复合 滑压调峰运行方式，可以减少调门节流损失 减小汽机隔板汽封、叶顶汽封间隙以减少漏汽 损失 首先要达到制造设计要求的间隙、对调门重 叠度重新整定、严格检修工艺保持较小的汽封 间隙 减少轴段汽封漏汽提高汽机效率和安全运行 水平 通过修理和局部改进及试验降低节流损失、 降低漏汽一般有2.5%--3%效率可以挖潜
火力发电厂汽机专业节能降耗方法与措施
节能降耗措施的实施可以降低企业的生产成本，提高企业的市场竞争 力。
节能降耗符合国家可持续发展战略，企业可以通过节能降耗来获得 政府的政策支持和资金补贴，进一步降低运营成本。
减少环境污染
添加标题
减少环境污染：节能降耗可以有效降低火力发电厂对环境的污染，减少废气、废水 和固体废物的排放，从而保护环境。
优化控制技术：通过优化汽机设备的控制策略和算法，提高设备的运行效 率和稳定性，降低能耗和排放。
可再生能源的利用与开发
火力发电厂汽机专业节能降耗的未来发展，可再生能源的利用与开发是重要方向。
开发利用可再生能源，可以减少对化石燃料的依赖，降低环境污染。
火力发电厂汽机专业应积极探索可再生能源的利用技术，提高能源利用效率。
单击添加标题
火力发电厂汽机 专业节能降耗的 方法 火力发电厂汽机 专业节能降耗的 案例分析
火力发电厂汽机 专业节能降耗的 重要性 火力发电厂汽机 专业节能降耗的 措施 火力发电厂汽机 专业节能降耗的 未来发展
降低企业运营成本
节能降耗有助于减少火力发电厂汽机专业的能源消耗，降低企业的运 营成本。
应用场景：新型高效汽机可应用 于新建火力发电厂和现有火力发 电厂的改造升级，提高发电效率 和降低运营成本。
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研究内容：研究新型高效汽机的 设计理念、制造工艺和运行优化 等方面，提高汽机的热效率和运 行可靠性，降低能耗和污染物排 放。
发展趋势：随着环保要求的提高 和技术的不断进步，新型高效汽 机的研究与应用将更加广泛和深 入。
经验总结：结合国内外案例，提 炼出汽机专业节能降耗的共性措 施
火电厂机组节能降耗分析及措施
安全技术/电气安全火电厂机组节能降耗分析及措施【摘要】黔东电厂两台600MW 机组分别于2008年和2009年相继投产，为进一步提高机组运行可靠性、经济性，降低能耗水平，黔东公司针对机组现状，开展能耗评估，从设备治理改造、锅炉燃烧优化调整、运行方式优化等方面进行综合治理，取得了显著的效果。
【关键词】机组节能降耗分析措施1 引言能源是国民经济的基础资源，制约我国国民经济建设的重要因素。
因此，节能降耗，节约用电，提高企业的经济效益，具有十分重要的意义。
同时，节能减排也是我国各级政府强力推进的重大举措和社会关注的焦点，其社会意义也非常重大。
当前国家大力提倡绿色GDP，十二五计划也将火电行业确定为高耗能行业，是十二五期间节能降耗重点行业之一。
据有关单位统计，目前，我国火电供电煤耗与发达国家水平还有20％左右的差距，因此，我国火电行业的节能降耗还有较大的空间。
提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，已成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。
各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，通过现场实际运行经验，总结分析出了我厂在运行过程中采取的切实可行的节能降耗措施。
2 机组概况锅炉是由东方锅炉厂引进福斯特惠勒公司技术设计制造，型号：DG2028/17.45-Ⅱ3，型式：亚临界压力，一次中间再热，双拱形单炉膛，W型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢、全悬吊结构，平衡通风，露天布置，配双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。
汽轮机是由东方汽轮机厂制造N600-16.7/538/538-1,型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、纯冲动凝汽式，配有两台 50％MCR 出力的汽动给水泵和一台 30％MCR 出力的电动给水泵。
发电机为东方电机股份有限公司生产的DH-600-G三相同步汽轮发电机，冷却方式为水氢氢。
3 影响机组经济性的因素3.1 机组供电煤耗高黔东电厂两台机组投产以来，因受核准、煤炭等制约长期未能正常发电，在设备治理、管理方面与集团公司的标杆企业存在一定的差距。
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火电机组节能诊断技术方案1 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觉察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DL/T904 火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T1052 节能技术监视导则DL/T1464-2023 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 局部：方法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 局部：方法种类型和容量汽轮机宽准确度试验GB/T10184 电站锅炉性能试验规程DL/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DL/T244 直接空冷系统性能试验规程DL/T 468 电站锅炉风机选型和使用导则DL/T 469 电站锅炉风机现场性能试验DL/T552 火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法DL/T839 大型锅炉给水泵性能现场试验方法A-大B-各DL/T1078 外表式凝汽器运行性能试验规程DL/T1290 直接空冷机组真空严密性试验方法ASME PTC4 Fired Steam Generators Performance Test Codes〔锅炉性能试验规程〕ASME PTC6 Steam Turbines Performance Test Codes〔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视实施细则3 总体要求3.1各火电企业应结合自身实际状况，实行自行诊断、聘请专家诊断或第三方〔电科院等单位〕诊断等方式进展。
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，全面了解和把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实行的主要节能〔电〕措施及其实施效果，估算被诊断机组各项节能〔电〕措施所能到达的效果。
4节能诊断所需相关资料和数据4.1设计资料节能诊断工作开头前，应收集以下设计根底资料：4.1.1汽轮机热力特性数据、修正曲线及 THA、TMCR、VWO、TRL、75%THA、50%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标准及说明书，主要辅机及系统包括：凝汽器、循环水泵、空冷系统、分散水泵、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4.2.1机组上一年度综合技术经济指标月度统计值，应包括：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 DL/T904 的规定。
4.2.2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DL/T904 的规定。
4.2.3机组上一年度主要辅机耗电率月度统计值，应包括：循环水泵或空冷风机、分散水泵、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。
4.2.4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。
4.2.5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、调整汽门开度、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、分散水温度、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、温态、热态和极热态起停次数。
4.2.7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〕。
5节能诊断内容及方法5.1汽轮机本体5.1.1依据最近一次依据 GB/T8117 或 ASME PTC6 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。
假设为供热机组，应考虑供热对汽轮机热耗率的影响。
5.1.2依据汽轮机热耗率及高、中、低压缸效率试验结果，利用汽轮机制造厂供给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，推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分析推断各级段抽汽温度，假设抽汽温度明显偏高，应提出偏高的缘由及处理措施。
5.1.4对于高、中压缸合缸汽轮机，依据高中压平衡盘漏汽量试验结果，推断漏汽量，假设漏汽量明显偏大，提出偏大的可能缘由及处理措施。
5.1.5对于喷嘴调整机组，依据机组在不同工况下的负荷、调门开度、主蒸汽压力，分析推断机组运行方式的合理性，假设运行方式不合理，提出机组运行方式优化方向。
5.1.6对于节流调整机组，机组正常运行时调整汽门全开，可通过开启补汽阀进展一次调频，假设承受调整汽门开度变化而补汽阀全关进展一次调频，测算该运行方式对机组发电煤耗的影响量。
5.1.7依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、电厂运行检修治理等因素，综合评估机组能耗水平，参考结合同类型汽轮机的改进及修理阅历，提出节能降耗措施，并猜测节能潜力。
5.2机组冷端系统5.2.1湿冷机组冷端系统5.2.1.1依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，依据循环水其他用水设备的用水量，估算循环水泵总流量。
5.2.1.2依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，推断真空系统运行状况。
5.2.1.3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。
5.2.1.4依据估算的凝汽器冷却水流量、分散水温度、凝汽器冷却水进出口温度、凝汽器压力及凝汽器设计参数，依据 DL/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、分散水过冷度等。
5.2.1.5依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，依据 GB /T3216 的规定估算循环水泵轴功率和泵效率。
5.2.1.6依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，推断循环水泵运行方式的合理性。
5.2.1.7在冷却塔出水温度高于20℃的状况下，依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〕，判定冷却塔的冷却力气和效率。
5.2.1.8依据凝汽器压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。
5.2.1.9依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，并猜测节能潜力。
5.2.2直接空冷机组冷端系统5.2.2.1依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，推断真空系统运行状况，且真空系统严密性试验应符合DL/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。
5.2.2.2依据环境风速、环境温度、汽轮机排汽压力、分散水温度等，依据DL/T244 的要求计算直接空冷系统性能。
5.2.2.3依据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，分析推断空冷系统运行性能。
5.2.2.4依据典型工况下空冷风机运行参数、耗电率统计值，推断空冷风机运行方式的合理性。
5.2.2.5依据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，推断辅机冷却水系统运行方式的合理性。
5.2.2.6依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。
5.2.2.7依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，并猜测节能潜力。
5.2.3间接空冷机组冷端系统5.2.3.1依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。
5.2.3.2依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，推断真空系统运行状况。
5.2.3.3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。
5.2.3.4依据估算的凝汽器冷却水流量、分散水温度、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，依据 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、分散水过冷度等。
5.2.3.5依据环境风速、环境风温、进出水温度、冷却水流量，依据DL/T552 的要求计算间接空冷系统性能。
5.2.3.6依据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，结合运行数据，分析推断间接空冷系统运行性能。
5.2.3.7依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，依据GB /T3216 的规定估算循环水泵轴功率和泵效率。
5.2.3.8依据典型工况下循环水泵运行参数及性能、耗电率统计值，推断循环水泵运行方式的合理性。
5.2.3.9依据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，推断辅机冷却水系统运行方式的合理性。
5.2.3.10依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依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，并猜测节能潜力。
5.3泵组5.3.1分散水泵组5.3.1.1现场检查分散水泵再循环门及低压旁路的严密性，应核查其他需要分散水进展喷水减温系统的运行状况，推断分散水量。
5.3.1.2现场抄录或实测分散水泵电机功率，并计算分散水泵耗电率。
5.3.1.3依据分散水泵流量、出口压力、电动机功率和电动机设计效率、变频器效率，依据GB /T3216 的规定估算分散水泵轴功率和效率。
5.3.1.4依据分散水泵运行方式、运行参数、泵效率、耗电率统计值，推断分散水泵运行状况，提出降低分散水泵耗电率的措施，应猜测节电潜力。