火电机组性能评估大纲

目 录

前言………………………………………………………………….2 第一部分 现场评估大纲…………………………………………………….3 1.评估目的……………………………………………………….3 2.评估内容…………………………………………………………….3 3.评估方法………………………………………………………………4 第二部分 性能试验大纲……………………………………………………10 1. 试验组织…………………………………………………………….10 2. 试验目的…………………………………………………………11 3.试验内容……………………………………………………………….11 4.试验依据标准……………………………………………………….12 5.试验方法…………………………………………………………….13 6.试验测点………………………………………………………………16 7.试验用仪器仪表及测量方法………………………………………….17 8.试验要求……………………………………………………………….18 9.试验条件…………………………………………………………….19 10.试验程序…………………………………………………………….21 11.试验结果的计算和修正…………………………………………….22 附录1 汽轮机性能评估试验测点清单…………………………….27 附录2 汽轮机性能评估试验隔离清单………………………………….31

前 言

根据《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组的若干意见的通知》国办发［2007］2号文件精神，按照国家能源局关于对作为替代容量的拟关停中小火电机组进行性能评估的指示要求，制订本评估大纲。通过对机组运行性能的全面评估和技术经济性分析，评价机组性能是否满足设计要求，其安全、环保及能耗指标是否满足国家法规要求，以及机组运行经济性、安全可靠性、技术改造、重大设备缺陷等状况、为机组是否关停或替代提供科学依据。

评估内容分为二个部分，第一部分是现场评估，即由相关专业有经验的专业技术人员组成专家组，通过现场查看和分析机组设备的设计指标、实际运行状况、历年运行、检修、检验和性能试验相关数据及资料，根据机组目前实际运行经济指标、设备状况、服役年限等提出评估结论；第二部分是由经国家资质认证的检测机构依据相关标准对机组进行性能试验，主要包括机组锅炉效率、汽轮机热耗率、热力系统及主要辅机设备性能、厂用电率、发（供）电煤耗、主要污染物排放指标等测试，以确定机组当前能耗及污染物排放的实际状况。二个部分内容相互统一组成完整的机组性能评估报告。

第一部分 现场评估大纲

1. 评估目的

发电作为基础工业，要求其能够向社会提供充裕、清洁及价格合理的电力，电厂要创造合理利润，生产过程要满足安全、环保、劳动保护等方面的法律和法规要求。

火力发电厂设备在高温、高压以及腐蚀等苛刻条件下运行，其使用寿命是有限的，按照设计条件，在一定的安全裕度下，火力发电厂的设计使用寿命为30年。由于实际运行条件往往会偏离设计条件，受设计年代技术水平的限制，所采取的安全裕度也未必合理，因此，火力发电厂的实际使用寿命也会偏离设计寿命。

随着火力发电厂设备的长期服役，其性能会逐渐降低，需要进行适当的维护及维修，才能保证设备性能，如欠维护或维护不当，设备性能可能达不到设计要求。

随着社会的发展与技术的进步，对安全、环保及可靠性、经济性的要求愈来愈高，特别是国家有关环保、节能及安全方面的法律、法规要求不断完善和提高。

因此，需要对运行超过一定时限的火力发电机组进行评估，评估其性能是否满足设计要求，其安全、环保及节能指标是否满足法规要求，其可靠性是否满足合理要求，如需要进行改造或关停替代，是否满足经济性要求。 2. 评估内容

（1）安全可靠性评估

收集近年来机组的可靠性统计指标，及机组非停统计与分析，通过查

阅设备运行参数、检修维护记录、事故分析及处理报告，结合主要设备运行现状及维修状况，分析并确认关键设备有无存在影响机组安全运行的重大缺陷。 （2） 能耗评估

收集近年来的生产报表（主要生产指标统计、燃料分析等），定期进行的热力性能试验报告，电厂节能审计报告，近年来开展的能耗诊断试验项目及试验结果，近年来实施的大型节能技改工程及其效果，进行机组运行主要能耗指标的核算，并给出影响能耗各主要因素定量分析结果。

同时，根据机组评估期间性能试验结果，综合考虑试验条件、出力系数（负荷率）、启停次数、锅炉排污、除氧器排汽、厂用汽消耗、环境温度等因素后可得出机组能耗指标，评估的能耗指标应与性能试验结果相吻合。

（3） 环保评估

各类污染物排放的试验值，有无加装脱硫设备，脱硫设备的实际投运情况、脱硫效率，二氧化硫的实际排放量监测；低氮燃烧情况，氮氧化物排放量监测结果；国家和地方政府对排放量的限值，近年来排污量、排污费缴纳统计；除尘器投运情况、除尘效率、灰尘排放量实际监测结果；污水处理设备、污水排放量；燃料成分分析统计，评估的污染物排放指标应与性能试验结果相吻合。 （4） 技术经济分析

收集机组运营成本数据，进行“以大带小”节煤量计算，并进行技术分析论证。

3. 评估方法

进行现场评估，由相关专业资深技术人员组成的专家组，通过对设计、制造、安装、运行、维护、检验、技改等方面的文件和资料进行系统分析，与电厂运行、检修、检验等主管进行交流，实际查看设备的运行情况，在上述现场工作的基础上整理、归纳和总结形成现场评估报告。

3.1收集设计资料

3.1.1 汽轮机及锅炉设计资料 （1）汽轮机热力特性说明书

（2）汽轮机THA、TMCR、VWO、TRL、80％、60％工况流量、功率、热耗率

（3）以上各工况热平衡图

（4）主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热器压损、再热器温度、凝汽器真空、减温水量对热耗率的影响关系。 （5）锅炉热力计算书及锅炉主要设计参数 （6）主要辅机设计规范 （7）机组运行规程

3.1.2 近几年机组主要运行状况及运行指标

（1）机组发电量、运行小时、出力系数、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、补水率。

（2）近几年机组主要运行参数统计数据（月报），包括：主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热汽压力、再热汽温度、凝汽器真空、给水温度、排烟温度、运行氧量、飞灰含碳量等。

（3）近几年机组主要运行可靠性指标，包括：等效可用系数、备用小时、计划停运小时、非计划停运小时、平均利用系数、启停机次数、停机

事件及时间统计。

（4）近几年关键设备的运行时间，超温、超压、超速运行统计数据，设备事故、故障记录。

（5）不同季节下机组运行参数。 3.1.3 机组检验及检修报告

收集关键设备检验及检修报告，包括：锅炉汽包、集箱、管道、受热面管、压力容器，汽轮机转子、汽缸、叶轮，发电机转子、护环、定子、大型变压器等。

（1）设备检修报告或技术总结； （2）设备的定期检验及检测报告；

（3）重大技改项目的可行性研究、竣工验收或后评价报告； （4）定期开展的安全性评价报告； （5）考核试验及大修前、后试验报告； （6）能量审计报告。

3.2 能耗分析

（1）运行能耗指标统计

根据机组近几年运行统计数据，按表1要求进行统计分析。

表1 ××电厂×号机组运行能耗指标

（2）供电煤耗耗差分析

根据锅炉ECR工况效率、汽轮机THA工况热耗率，选取管道效率，计算设计发电煤耗，结合机组设计参数与运行参数差别，应用机组设计参数曲线、热平衡理论或等效焓降理论，进行耗差分析，见附录1、表2。

机组实际运行供电煤耗应与耗差分析结果基本吻合。

表2 各种因素对机组供电煤耗影响量耗差分析汇总结果

3.3 污染物排放量

统计和分析各主要污染物在不同负荷、燃料及运行条件下的排放水平，汇总成各主要污染物的排放量，见表3。

表3 主要污染物排放统计表

3.4 技术经济比较

主要从“以大代小”的节煤量、污染物和温室气体排放水平降低等方面，分析其投资的经济性，形成汇总表4。

表4：以大代小的经济性比较汇总表

第二部分 性能试验大纲

1. 试验组织

汽轮机热效率试验组织机构

组长：胡树林

副组长：于海波 陈亚东

成员： 闫金钰 郑璐 崔来建 刘振杰 陈振广 黄普格 张孟

刚 强伯涛 试验组成员

1) 试验措施审批

试验前，电厂应根据本试验大纲，结合本厂实际情况编制试验措施以指导试验的进行。

试验中有关负荷申请、测点安装、系统隔离、试验中的运行操作等问题，试验前应组织有关人员进行充分讨论，熟悉试验目的和相应的操作及运行方式，制定相关措施，由电厂进行审批。

试验方案一旦确定，应在试验过程中严格执行。

2) 试验负荷申请

试验前应按照试验工况计划安排提前向调度申请机组负荷。

负荷申请负责人：当班值长

3) 试验测点安装

试验准备阶段按照测点清单完成试验测点的安装。

测点安装负责人：黄普格、张孟刚、强伯涛

4) 汽轮机性能试验系统隔离

试验开始前按照隔离清单完成试验系统的隔离。

试验系统隔离负责人：闫金钰

5) 汽轮机性能试验运行

在试验过程中对机组运行参数保持稳定有严格要求，因此对锅炉的运行有较高要求，需要运行人员精心操作、细心调整。由于系统隔离和参数稳定的要求，如无安全方面的原因，试验进行中，汽机不进行任何操作。为保持参数稳定，需要采取必要的措施，如除氧器水位调整门切手动控制，锅炉退出协调控制方式等，会造成机组调整手段减少，应加强对机组的监视。

试验过程中停止补水，停任何向外排污、排水、排汽，不吹灰，停化学取样，辅汽与临机完全隔离。应采取适当措施保证机组在正常、安全运行的条件下满足试验要求。

由于试验期间，机组处于非正常状态，且对试验参数稳定要求较高，应尽可能安排经验丰富的运行人员进行试验操作，并精心操作、加强监视。

2. 试验目的

通过准确测量机组锅炉效率、汽轮机热耗率、热力系统及主要辅机性能、发（供）电煤耗率、厂用电率、主要污染物排放水平，评价机组及设备实际运行状况、能耗及污染物排放水平。

3. 试验内容

3.1 汽轮机及热力系统

3.1.1 汽轮机额定工况热耗率

3.1.2 汽轮机最大连续出力

3.1.3 汽轮机100%、80%、60%负荷下热耗率及出力

3.1.4 汽轮机热力系统

3.1.5 主要辅机（凝汽器、循环水泵、给水泵、凝结水泵、加热器）

3.2 锅炉及辅机

3.2.1 100%、80%、60%负荷下锅炉效率

3.2.2 锅炉最大连续蒸发量

3.2.2 主要辅机（风机、磨煤机、除尘器）

3.3 厂用电率

3.3.1 生产厂用电率

3.3.2 综合厂用电率

3.3.3 主要辅机电耗

3.4 发（供）电煤耗及水耗

3.4.1 全厂新鲜水耗

3.4.2 机组补水率

3.4.3 发电标准煤耗

3.4.4 供电标准煤耗

3.5 主要污染物排放

3.5.1 烟尘排放

3.5.2 二氧化硫排放

3.5.3 氮氧化物排放

3.5.4 废（污）水排放

4.试验依据标准

4.1 汽轮机及热力系统性能试验

4.1.1 参照美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》ASME PTC6-2004中的简化试验方法、IEC 953-2（方法B）。

4.1.2 水和水蒸汽性质表：采用国际公式化委员会工业用IF97水和水蒸汽性质方程。

4.1.3 试验基准：负荷基准。

4.2 锅炉性能试验

4.2.1 GB10184-1988《电站锅炉性能试验规程》；

4.2.2 GB12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》；

4.3 主要辅机性能试验依据

4.3.1 《火力发电厂技术经济指标计算方法》DL/T 904-2004

4.3.2 《离心泵试验规程》ASME PTC8.2

4.3.3 《大型锅炉给水泵性能现场试验方法》DL/T839-2003

4.3.4 《离心泵、混流泵、轴流泵和旋涡泵试验方法》GB3216-89 C级

4.3.5 DL/T469－2004《电站锅炉风机现场性能试验》；

4.3.6 GB10178－88《通风机现场试验》；

4.3.7 DL/467—2004《电站磨煤机及制粉系统性能试验》；

4.3.8 GB/T13931《电除尘器性能测试方法》；

4.4 污染物排放

4.4.1 GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》；

4.4.2 GB8978—1996《污水综合排放标准》。

5.试验方法

5.1 汽轮机及热力系统性能试验方法

5.1.1 流量平衡试验

诊断热力系统的内、外漏水平，确定热力系统的严密性。

5.1.2 额定负荷工况性能试验

测取机组出力、主蒸汽压力、主蒸汽温度、调节级压力、再热汽压力、再热汽温度、排汽压力及热力系统参数，确定机组额定负荷下的热耗率、高、中压缸效率，对汽轮机及热力系统的经济性进行计算、分析。

5.1.3 汽轮机最大连续出力性能试验

测定机组在最大连续出力工况下的主蒸汽压力、主蒸汽温度、调节级压力、再热汽压力、再热汽温度、排汽压力及热力系统参数，确定机组在最大连续出力下的电功率、高、中压缸效率，对汽轮机及热力系统的经济性进行计算、分析。

5.1.4 100%、80%、60%额定负荷下性能试验

测取机组出力、主蒸汽压力、主蒸汽温度、调节级压力、再热汽压力、再热汽温度、排汽压力及热力系统参数，确定机组上述负荷下的热耗率、高、中压缸效率，对汽轮机及热力系统的经济性进行计算、分析。

5.1.5 回热系统状态测试

在额定工况下测取各级加热器温升、出口端差、疏水端差、各级管道压损等主要参数，评价回热系统状况。

5.1.6 主要辅机性能测试

测试在100%、80%、60%额定负荷下循环水泵、给水泵、凝结水泵的扬程、有效功、轴功等各项性能参数，计算并分析其主要性能。

测试在100%、80%、60%额定负荷下凝汽器的压力、过冷度等性能参数，计算并分析其主要性能。

5.2 锅炉及主要辅机性能试验方法

5.2.1 锅炉额定出力试验

在额定出力工况，通过不同磨煤机投运方式，记测过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、过热器减温水量、再热器减温水量，了解锅炉能否达到设计运行参数。

通过记录磨煤机、送风机、引风机和一次风机出力、调节门开度、电机电流及功耗，对主要辅机能否满足锅炉正常运行作出判断。

5.2.2 锅炉最大出力试验

通过增加锅炉出力，了解锅炉带负荷能力，如果锅炉能够在最大出力工况下运行，可以说明该锅炉还有一定的潜力可挖，还能够对其进行一定的调整。

5.2.3 100%、80%、60%额定负荷下锅炉效率试验

在100%、80%、60%额定负荷下进行锅炉效率试验，了解锅炉日常运

行经济性。

5.2.4 磨煤机出力及单耗试验

通过增加磨煤机出力，同时记录磨煤机主要运行参数、记录磨煤机功耗、测取煤粉细度，了解磨煤机对煤种的适应性、了解磨煤机能否满足锅炉正常运行需求、了解制粉系统功耗情况。

5.2.5 空气预热器漏风试验

通过测取空气预热器进出口烟气成分，计算空气预热器漏风率，结合运行氧量大小以及风机运行状态，可以对锅炉风系统性能作出评价。

5.3 厂用电率试验方法

5.3.1 生产厂用电率

测试机组在100%、80%、60%额定负荷下生产消耗的电能。

5.3.2 综合厂用电率

测试机组在100%、80%、60%额定负荷下消耗的总电能，包括：生产消耗的电能、励磁损失、主变损失等。

5.3.3 主要辅机电耗

测试机组在100%、80%、60%额定负荷下主要辅机消耗的电能。

5.4 发（供）电煤耗及机组水耗率试验方法

5.4.1 全厂新鲜水耗

测试并统计机组在额定负荷下的全厂耗水量。

5.4.2 机组补水率

测试并统计机组在额定负荷下的补水量。

5.4.3 发(供)电标准煤耗

根据同期测试的汽轮机热耗率、锅炉效率、厂用电率数据，计算机组的发、供电煤耗，对机组的经济性做出整体评价。

5.5 锅炉污染物排放测试方法

5.5.1 锅炉NOx和SOx排放测试

测试位置可以选择在空气预热器进出口、或脱硫设备出口，根据测试结果，评价锅炉对大气环境的污染情况。

5.5.2 锅炉烟尘排放测试

测试位置选择在除尘器出口、或脱硫设备出口，根据测试结果，评价锅炉烟尘排放浓度。

5.5.3 废水排放测试

测试位置在在电厂废水总排放出口处水流中部。测量项目包括废水的流量及其排水的pH值、CODcr、氟化物、油、砷、硫化物和悬浮物含量。 6 试验测点

6.1 汽轮机试验测点清单见附录1。

6.2 汽轮机试验测点说明

6.2.1 给水流量、主蒸汽温度、给水温度等重要测点更换运行测点，安装试验等级仪表来测试。

6.2.2 基准流量：采用运行给水流量测量装置测量主流量。

6.2.3 排汽压力采用网笼式探头测量。4个网笼探头在凝汽器与排汽缸接口的喉部均匀布置。

6.3 锅炉性能试验测点

6.3.1 原煤取样测点：布置在给煤机入口下煤管，每台给煤机1个。

6.3.2 飞灰取样测点：布置在空气预热器出口烟道，每个烟道1个。

6.3.3 炉底大渣取样测点：除渣机出口。

6.3.4 烟气取样测点：布置在预热器进出口烟道、锅炉脱硫岛出口烟道。

6.3.5 烟气温度测点：布置在预热器进出口烟道，同烟气取样测点共用。

6.3.6 环境温度压力测点：在送风机入口附近避风遮阳处。

6.3.7 煤粉取样：直吹式制粉系统在磨煤机出口一次粉管，中储式制粉系统在细粉分离器下粉管。

6.3.8 辅机电耗测量：采用6kV配电室电能表。

6.3.9 汽水品质取样化验：在给水、饱和蒸汽、过热蒸汽引出管上取样。

6.3.10 废水排放取样：取样在总排放出口处水流中部。

7 试验用仪器仪表及测量方法

7.1 电功率的测量

采用0.05级精度功率变送器测量。

7.2 压力测量

压力测量用采用0.075级精度的绝对压力或表压力变送器测量。

7.3 流量差压测量

主流量差压用0.05级精度差压变送器测量。辅助流量差压用0.075级精度差压变送器测量。

7.4 温度测量

温度测量采用精密级热电偶，补偿导线用精密级导线，冷端在数采系统中自动补偿。

7.5 数据采集

主机采用微型计算机，数据采集部分采用IMP分散式数据采集系统，自动记录压力、差压、温度、电功率等值，并进行数据处理，其精度为0.02级。

7.6 储水箱水位变化量的测量

除氧器水箱、凝汽器热井水位变化用就地水位计人工读数。标尺最小刻度为毫米。

7.7 明漏量的测量

漏出和漏入试验热力系统的无法隔离的明漏量用秒表和量筒人工测量。

7.8 主要辅机功率测量

现场数字电能表。

7.9 烟气成分分析仪表

NGA2000顺磁式氧量仪、NGA2000红外线CO2仪、NGA2000红外线CO仪、NGA2000紫外线NO仪、S710型SO2分析仪。

7.10 煤粉取样筛分仪器

西安热工研究院研制的平头式取样枪、两级旋风子分离器、梳型压缩空气抽气器、德国生产的气流筛、煤粉筛、秒表，自检。

7.11 飞灰取样装置

内滤式静压平衡烟道飞灰等速采样仪或固定装击式取样器

所有试验仪表在试验前均须经过校验，并具有有效的合格证书。

8 试验要求

8.1 汽轮机性能试验要求

8.1.1 试验系统隔离

试验时热力系统应按照设计热平衡图所规定的热力循环运行。任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都必须进行隔离。无法隔离的流量要进行测量。

以下是典型的试验时必须隔离的系统和流量：

8.1.1.1 主蒸汽、抽汽系统等的管道和阀门疏水。

8.1.1.2 主蒸汽旁路及旁路减温水。

8.1.1.3 加热器危急疏水至凝汽器。

8.1.1.4 加热器给水、凝结水大小旁路及再循环。

8.1.1.5 加热器壳侧疏水、放气和水侧放水、放气。

8.1.1.6 汽轮机辅助抽汽。

8.1.1.7 水和蒸汽取样。

8.1.1.8 除氧器放水、溢流、放气及与其它机连接的抽汽和轴封供汽平衡管。

8.1.1.9 补水。

8.1.1.10 锅炉连排、定排、吹灰、暖风器用汽、放汽、疏水等。

8.2 锅炉性能试验要求

8.2.1 试验期间主要运行参数允许的波动范围如下。

锅炉蒸发量 ±3%

±2%

±5℃

±5℃ 过热蒸汽压力 过热蒸汽温度 再热蒸汽温度

8.2.2 试验期间不吹灰、不排污、不进行任何干扰试验工况的操作。

8.2.3 燃烧日常用煤。

8.3 试验持续时间和读数频率

汽机专业试验，每一工况持续时间为1小时。数据采集系统采集频率为30秒，人工记录数据读数频率为5分钟。

锅炉专业试验，每一工况持续时间为2小时以上。

9 试验条件

9.1 机组设备条件

9.1.1 主、辅机设备运行正常、稳定、无异常泄漏。

9.1.2 轴封系统运行良好。

9.1.3 真空系统严密性符合要求。

9.1.4 高压主汽调节阀能够调整到试验规定负荷的阀位上，负荷限制器能

正常投入且保持阀位在试验时不变。 9.2 系统条件

9.2.1 热力系统能在试验规定的热力循环下运行并保持稳定。

9.2.2 系统隔离符合试验要求。管道、阀门无异常泄漏。不明漏量损失不

超过满负荷时主汽流量的0.5%。如果因为机组客观状况致使不明漏量损失确实不能低于0.5%，应由试验各方协商确定其允许值。 9.3 运行条件

9.3.1 汽轮机运行参数尽可能调整到设计值并保持稳定，其偏差平均值不应

超过下表规定的范围：

表1 性能试验主要参数允许偏差和波动的范围

氧器水箱水位稳定变化，无大的波动。 发电机冷却系统各处压力和温度调整在额定值。

试验期间应尽量维持试验工况的稳定性，使主汽压力、主汽温度、

再热汽温度、主凝结水流量、排汽压力、电功率、汽轮机调门开度等主要参数保持稳定。

燃烧日常煤种。

9.4 仪表条件

9.4.1 所有试验仪表校验合格，工作正常。 9.4.2 测试系统安装及接线正确。

9.4.3 数据采集系统设置正确，数据采集正常。

9.4.4 在试验进行中，除影响机组安全因素外，不得对机组设备及热力系统作任何操作。 10 试验程序

10.1 按试验要求进行系统隔离。

10.2 除氧器和凝汽器热井补水至较高水位，以维持试验中不向系统补水，然后将补水隔离。

10.3 调整运行参数，使之尽可能达到试验要求的目标值，并维持参数稳定，偏差及波动值符合试验大纲要求。

10.4 机组设备及系统进入稳定运行足够时间（一般为半小时到一小时）。 10.5 检查数据采集系统及一、二次仪表，确认工作正常，试验记录人员进入指定位置。

10.6 烟气分析仪开始校验。

10.7 在进行正式试验前先进行预备性试验。预备性试验后，需有时间整理数据，初步计算试验结果和系统不明泄漏损失，在预备性试验结果证实

所有条件已满足正式试验要求后，方可进行正式试验。如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各方同意，可以作为正式试验。 11 结果的计算和修正 11.1 汽轮机性能试验结果计算 11.1.1 数据处理

11.1.1.1 数据采集系统记录的每一工况试验数据用“数据整理计算程序”进行处理，包括平均值计算、仪表零位、高差、大气压力、仪表校验值等项修正。

11.1.1.2 同一参数多重测点的测量值取算术平均值。

11.1.1.3 人工记录的储水容器水位变化，根据容器尺寸、记录时间和介质密度换算成当量流量。 11.1.2 电功率的计算

Pe = Kw ⨯ Kpt ⨯ Kct ⨯ ( W1 + W2 ) 式中：Pe—电功率，kW；

Kw—仪表常数；

Kpt 、Kct —电压和电流互感器的变比； W1、W2—功率变送器的两路输出值。

11.1.3 系统不明泄漏流量计算

Fun=Fhl+Fdl+Fdr-Fml

式中：Fun

Fhl Fdl Fdr Fml

— — — — —

系统不明泄漏流量

凝汽器热井水位变化当量流量（下降为正） 除氧器水箱水位变化当量流量（下降为正） 锅炉汽包水位变化当量流量（下降为正） 可测量的系统明漏流量

t/h t/h t/h t/h t/h

11.1.4 试验热耗率计算公式为

HRt=

Fms⨯(Hms-Hfw)+Fcrh⨯(Hhrh-Hcrh)+Frhsp⨯(Hhrh-Hrhsp)+Fshsp⨯(Hfw-Hshsp)

P

式中： Fms – 主蒸汽流量；

Hms – 主蒸汽焓值； Hfw – 主给水焓值； Fcrh – 冷再热流量； Hhrh – 热再热焓值； Hcrh – 冷再热焓值； Fshsp – 过热减温水流量； Hshsp – 过热减温水焓值； Frhsp – 再热减温水流量； Hrhsp – 再热减温水焓值； P – 发电机输出功率。

11.2 汽轮机性能试验结果的修正

参照ASME PTC6及ASME PTC6A中的简化方法对试验热耗率进行系统和参数修正。 11.2.1 一类修正包括：

● 最终给水温度； ● 过热减温水流量； ● 再热减温水流量； ● 凝结水过冷度；

11.2.2 二类修正是指机组的参数修正，包括如下修正项目：

● 主蒸汽压力； ● 主蒸汽温度；

● 再热蒸汽压损； ● 再热蒸汽温度； ● 排汽压力。 11.3 厂用电率的计算 厂用电率按下式计算。

Pu+Ps

ra=⨯100%

Pg

式中： ra—厂用电率，%；

Pg—发电机输出功率，MW； Pu—高厂变输入功率，MW； Ps—启备变有功功率，MW。 11.4 发、供电煤耗的计算

发电煤耗b0由下式确定：

b0=

HRe

29.31⨯ηb⨯ηP

供电煤耗bn由下式确定：

bn=

b0

1-ra

式中： bn—机组供电煤耗，g/(kW·h)；

b0—机组发电煤耗，g/(kW.h)；

HRe—汽轮机热耗率，kJ/(kW·h)，采用汽轮机性能试验结果； ηb—锅炉热效率，%，采用锅炉效率试验结果； ra —厂用电率，%，采用厂用电率试验结果； ηp—管道效率，取设计值99 %。

标准煤低位热值为29.31 kJ/g。

11.5 锅炉性能试验结果计算

11.5.1 锅炉效率

11.5.1.1 锅炉效率计算按GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》中热损失法计算，输入热量仅考虑燃料低位发热量，热损失考虑以下项目：

排烟热损失；

CO未完全燃烧热损失； 固体未完全燃烧热损失； 锅炉散热损失； 灰渣物理热损失； 11.5.1.2 锅炉效率修正：

按GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》中的方法进行修正。 11.5.2 空气预热器漏风

空气预热器漏风采用《电站锅炉性能试验规程》GB10184-1988中所载公式计算。

AL=

a''-a'

⨯90a'

式中：AL ——空气预热器漏风率（%）；

a''

——空气预热器烟道进口处烟气过量空气系数； ——空气预热器烟道进口处烟气过量空气系数。

a'

11.6 SO2、NOx排放浓度

测量结果取试验期间所测量参数的算术平均值，并按《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2003中的有关条款进行处理。

NOX=2.054⨯(NOX)测试值⨯

21-6.0

mg/m3

21-(O2)测试值

式中:NOX为修正后数据，(NOX)测试值和（O2)测试值为试验时测量数据，单位为μL/L。

SO2=2.854⨯(SO2)测试值⨯

21-6.0

mg/m3

21-(O2)测试值

式中:SO2为修正后数据，(SO2)测试值和（O2)测试值为试验时测量数据，单位为μL/L。

11.7 烟尘排放浓度的计算

烟尘排放浓度 C=

G

Q

式中： C — 烟尘浓度，g/m3； G — 烟尘重量，g/h；

Q — 标准状态下烟气量，m3/h。

11.8 磨煤机、风机功率计算

在6kV配电室，用秒表测量电度表转数用下式计算：

P=

nKPTKCT

Kt

⨯3600 kW 式中： P —被测设备功率，kW； n —电能表转盘在t时间内转过的圈数，r； KPT —电压互感器变比(60)；

KCT —电流互感器变比(磨煤机150/5A、排粉机100/5A)；

K —三相三线有功嵌入式电度表，DS862-6K型，测量精度2级，电能表常数为1800r/(kW·h)； T —测量时间 s。

锅炉给水泵性能试验测点

凝结水泵性能试验测点

循环水泵性能试验测点

凝汽器试验测点

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系统隔离说明（典型示例）

1. 进行系统隔离时应作好安全措施；

2. 试验前完成隔离工作，并由试验人员核对隔离情况。 3. 试验结束后恢复隔离的阀门。

4. 试验隔离清单若有所变更，以实际试验为准。隔离清单依据系统图制定，如

与现场实际情况不符，根据实际情况调整。

5. 隔离类型 (注：隔离类型按流量区分，与阀门类型无关。)

A：正常运行时本应隔离的流量，试验前检查确认隔离； B：整个试验前进行隔离，试验后需要恢复的流量； C：各试验工况前进行隔离，各工况后需要恢复的流量；

6. 各管路电动门或气动门不严时应关闭手动截止门，电动门关闭不严时应使用

手轮校紧，务必保证各管路无内漏。 7. 带有旁路的管路需将主路与旁路全部隔离。

隔离清单中阀门符号含义为：H－手动门; M－电动门; D－气动门。

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