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一、全厂能量平衡试验未按要求开展问题普遍存在全厂能量平衡试验未按要求开展或开展不全面的问题。按照DL/T-《电力节能技术监督导则》6.5.4.2要求，新机投入运行一年内、在役机组每五年宜开展一次全厂热平衡、电平衡、水平衡、燃料平衡测试，采用标准为DL/T。能量平衡试验的开展有利于公司及时掌握自身机组能耗状况，为有计划、有针对性地制定节能措施奠定基础。建议按要求每五年开展一次全厂能量平衡试验。二、主、辅设备性能试验未开展问题部分机组存在主机或主要辅机性能试验未开展或开展不完全的问题。DL/T-《电力节能技术监督导则》6.5.4.2要求机组大修前后应开展锅炉、汽机、主要水泵（给水泵、循环水泵、凝结水泵）以及冷却塔性能试验。大修前开展主辅设备性能诊断试验可为大修改造提供依据，有针对性地制定改造方案，大修后开展主辅设备性能鉴定试验可对改造效果进行验证，有根据的进行节能效果评估。建议按要求及时开展相关试验。三、抽汽超温问题部分机组存在抽汽超温现象，表明汽轮机通流部分级间漏汽比较严重。以某公司为例，查阅#1机组监视段蒸汽运行参数并与设计值比较，机组负荷MW时，五抽、六抽温度分别为.7℃和.8℃，而机组75%THA滑压工况时五抽、六抽设计温度分别为.9℃和.1℃，实际运行工况下的五抽、六抽温度分别比该工况设计值高21.8℃和55.7℃，超温比较严重。建议对温度测点进行校验，排查测点测量问题，同时利用机组检修机会，揭缸检查抽汽口位置隔板和内缸中分面漏汽情况，以及汽封磨损情况。四、运行主汽压力偏低问题部分机组存在运行时主汽压力偏低，或未按规定滑压方式运行问题。表现为某些机组主汽压力未严格按照定、滑压曲线进行调整，运行时主汽压力低于同工况设计值或滑压试验规定值较多，运行时初参数较低会造成机组热耗升高；例如某公司通过现场查询运行历史曲线，发现90%负荷及以上时，主汽压力常常在20-23MPa之间运行，低于额定值24.2MPa；部分负荷时，在负荷基本稳定的情况下，主汽压力波动较大（最大达到5MPa），汽轮机初参数低于设计值会造成机组经济性下降。建议高负荷时兼顾机组运行的经济性，主汽压力尽量接近设计值运行，部分负荷时尽量按规定的滑压曲线运行，同时对于大修后未开展定滑压试验的机组及时进行定滑压试验，根据试验结果出具相应的方案指导运行，为机组经济高效的运行提供保障。五、最终给水温度与高加出口水温偏差问题部分机组存在1号高加出口水温高于最终给水温度（高压给水大旁路后温度）的问题。例如某公司现场查询#1机组负荷MW时1号高加出口水温为.1℃，省煤器入口最终给水温度为.8℃，两者相差3.3℃，最终给水温度低于末级加热器出口水温，说明高压给水大旁路可能存在泄漏。高压给水旁路泄漏会造成锅炉给水温度偏低，机组循环效率下降，通过核算塘寨公司1号机组泄漏量约为40t/h，造成机组热耗率上升约为20kJ/kW·h。建议首先对高加出水温度和给水温度测点进行对调、校验，排查测点测量问题，再进一步检查高压给水旁路泄漏情况，每月进行一次泄漏状况的测试，形成记录台账利用机组检修机会进行治理。六、冷端问题（1）冷却水塔淋水不均匀大部分发电企业的循环水冷却水塔存在明显水条或水柱现象，将影响冷却水塔的冷却效果，进而影响凝汽器真空，造成机组热耗和煤耗增加。例如现场检查发现冷却塔存在多处明显水柱。建议发电企业强化冷端节能优化，对冷却水塔日常运行情况加强检查，利用机组检修或停机的机会，对损坏的淋水盘、填料进行修复或更换。（2）真空严密性试验不合格个别机组真空严密性较差，导致低压缸排汽压力和排气温度上升，降低汽轮机效率，同时会提高真空泵出力，增加供电煤耗；另外，由于空气的存在，蒸汽与冷却水的换热系数降低，导致凝汽器端差增大。建议存在该问题的发电企业组织开展真空系统查漏，并利用机组检修机会进行凝汽器灌水查漏，发现漏点后及时进行有效处理。

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