特殊试验涉网试验及性能试验(汽机)
DLT5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程[1]1
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DL ICS27-100F20备案号：J935-1009中华人民共和国电力行业标准P DL/T 5437－2009火力发电建设工程启动试运及验收规程Code for fossil power construction project from the unit commissioning to completed acceptance2009-07-22发布 2009-12-01实施中华人民共和国国家能源局发布目次前言 (Ⅱ)1范围 (1)2 总则 (2)3机组的试运和交接验收 (3)3.1 通则 (3)3.2 机组试运的组织与职责分工 (4)3.3 分部试运阶段 (14)3.4 整套启动试运阶段 (15)3.5 机组的交接验收 (21)3.6 特殊情况说明 (21)4 机组的考核期 (22)5 工程的竣工验收 (26)附录A（资料性附录）各阶段试运条件检查确认表 (27)附录B（资料性附录）设备或系统代保管交接签证表 (30)附录C（资料性附录）机组移交生产交接书 (31)条文说明 (37)I前言本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2007年行业标准修订、制定计划的通知》(发改办工业[2007]1415号)的要求安排制定的。
本标准在起草过程中参照原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》，结合我国电力体制改革的新形势和火力发电建设的发展及工程建设的成功经验和实际情况，旨在规范火力发电建设工程机组的试运、交接验收、达标考核及竣工验收工作，提高火力发电工程的建设质量，充分发挥火力发电建设投资的效益。
本标准中附录A、附录B、附录C均为资料性附录。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业火电建设标准化技术委员会归口并负责解释。
本标准主要起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司、中国电力建设企业协会。
本标准参加起草单位：广东电网公司电力科学研究院、东北电力科学研究院有限责任公司、上海电力建设启动调整试验所、河南电力建设调试院。
火电项目168小时试运前验收检查标准(7.11)
火电项目168小时试运前验收检查标准依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》、《中国大唐集团公司生产准备管理办法》、《中国大唐集团公司发电企业运行管理办法》、《火电工程调整试运质量检验及验收评定标准》、《火电工程调试技术手册》等制度标准的相关内容，并结合攸县项目实际情况，制定检查标准。
本检查标准分生产准备、调试试运和尾工缺陷三部分。
一、生产准备部分1、生产现场安全文明设施齐全（主要项目见附件1）；2、生产试运的相关机构健全，生产制度齐全；参建各方人员分工明确，职责到位，监督到位；安全管理制度（标准）已建立；3、各项生产基础准备工作完成（主要项目见附件2）；4、生产人员数量、培训、持证上岗满足要求，生产部门、部门各专业责任划分明确，设备分工详细具体；5、安全工器具，防护用具和化验、检测仪器、维护工具齐全。
二、调试试运部分1、分部试运（包括单机试运、分系统试运）通过质量验收，六方验证签字完整（如按规定设备厂家不参加试运，即为五方验证）、调试资料齐全（主要项目见附件3），验收后设备、系统由发电部代管；2、调试方案及措施己经全部审批完毕，其中整套启动试运计划、重要调试方案及措施己经总指挥批准，并已组织相关人员学习，完成安全和技术交底；3、机组空负荷试运项目完成（主要项目见附件4）；4、机组带负荷试运项目完成（主要内容见附件5）；5、满负荷试运条件满足要求（具体条件见附件6）；6、机组自动控制系统调试完成、品质负荷要求，投运率不小于95%（主要项目见附件7,具体试验要求见附件8）；7、调试期间各专业主要试验项目完成（主要项目见附件9）；8、机组主要热控、电气保护设置正确、正常投入（主要项目见附件10）；9、环保设施正常，气水排放满足要求；10、主机、辅机出力符合要求，满足需要；11、运行指标不同负荷下均达设计值（指标设计值标准见附件11）；12、热力系统阀门无泄漏（热力系统阀门列表及测点统计见附件12）。
电网工程施工的特殊试验
特殊试验
指导书编码
作业任务（作业票编码）
危害名称
风险种类
风险等级
控制措施
TSSY-ZW-01
GIS交流耐压试验（TSSY-ZW-01-01/01）
试验设备吊装时绑扎不稳
设备破损
低风险
设备起吊前检查绑带或钢丝绳，确认绑扎牢固。
试验设备吊装时个人安全防护措施不完善
砸伤
低风险
应正确佩戴安全帽，设备起吊过程中严禁站在设备或吊臂的正下方。设备摆动时不得靠近，待稳定后再工作。
阀门恢复时未关紧
设备停运
低风险
对于手动阀控制进出气口类型的设备，测试结束后，先关闭设备进出口气阀，再多次重复关闭、开启取样阀，确认无漏气后，才能把取样阀取下;对于自动顶压阀控制进出气口类型的设备，测试结束后，应关闭手动控制阀，再把接驳口拆下。
TSSY-ZW-03
电力变压器交流耐压试验（TSSY-ZW-03-01/01)
误入高压试验区域
触电
低风险
试验工作前，工作负责人必须确定工作范围，设置安全围栏，不要有缺口；在安全围栏周围派人监护，防止无关人员进入。
试验电源容量太小
部分停电
低风险
工作前必须向施工单位或变电站了解清楚临时施工电源或检修电源容量情况，不能只看电源开关的容量，应确保试验电源容量满足要求
测量仪器未校准，试验电压过高
登高作业安全防护措施不完善
跌落
低风险
工作前，工作人员应明确工作位置，并确定安全的爬高路线。登高作业必须佩带安全带，必须将安全带扣在工作位置旁牢固、结实固定物上。使用梯子前检查梯子是否完好，必须有人扶梯，扶梯人注意力应集中，对登梯人工作应起监护作用。
高空跌落工具
山西电网省调机组大修和改造后涉网试验管理规定
山西电网省调机组大修和改造后涉网试验管理规定第一章总则第一条为了加强山西电网省调机组大修和改造后试验工作的管理，明确职责，优化流程，切实做好发电机组涉网试验管理工作，特制定本办法。
第二条本规定明确了发电机组大修和改造（包括供热、环保、增容等）后涉网试验管理的工作职责、工作范围和工作流程、评价与考核等要求。
第三条本规定适用于所有省调发电机组。
省调发电机组大修和改造后需进行的试验项目按照《关于明确省调机组大修及供热、环保等改造后涉网试验审查改造有关事项的通知》（调计字…2012‟76号）执行。
第二章职责分工第四条调度控制中心调度计划处是机组大修和改造后涉网试验工作的归口管理部门。
负责统筹安排机组检修计划和试验计划，负责机组调峰能力试验结果审查和认定，负责机组性能参数和环保参数接入审查。
第五条调度控制中心自动化处负责发电机组AGC、AVC 相关试验的管理，负责进行试验组织，负责AGC、AVC调节性能试验结果的审查和认定。
第六条调度控制中心系统处负责发电机组进相试验、一次调频试验、调速系统参数测试、励磁系统PSS参数测试的管理。
负责进行试验组织，负责上述试验结果的审查和认定。
第七条山西电力科学研究院（简称电科院，下同）负责审查发电企业大修和改造（包括供热、环保、增容等）方案（大修任务书），提出涉网试验项目建议。
负责对发电机组涉网试验结果进行认定，收集现场试验确认单，并填写发电机组涉网安全性试验完成确认表。
第八条各省调电厂负责提供发电企业大修和改造（包括供热、环保、增容等）方案（大修任务书），并按期组织完成相关试验工作。
第三章工作要求及流程第九条省调发电企业于机组大修及供热、环保等改造工作开工前15个工作日，将检修方案（大修任务书）通过省调OMS系统报送省调发电检修管理专责。
省调发电检修管理专责对检修方案（大修任务书）进行初审后，于3个工作日内将检修方案（大修任务书）发电科院进行审查。
第十条电科院对检修方案（大修任务书）进行审查，内根据检修内容提出涉网试验项目，填写发电机组涉网安全性试验项目确认表（附录1），并对涉网试验项目所涉及的相关系统、设备检修、改造工作内容进行简要说明，在5个工作日报送省调发电检修管理专责。
火力发电建设工程启动试运及验收规程
三、行业标准《启规》主要内容的理解和把握
►监理、设计、施工、调试单位，一般是指本 工程建设项目的主体监理、主体设计、主体施工、 主体调试合同单位。各主体参建单位应指派一名 单位领导担任主任委员，各暂减单位项目经理 （包括：总监、设总、调总）应出任委员。
►主要设备供货商一般是指锅炉、汽轮机（燃 机）、发电机设备供货商。这些主要设备供货商 应委派一名领导作为委员参加启委会。
例如，发生“特殊情况说明”中的第3.6.1条款 的情况。
三、行业标准《启规》主要内容的理解和把握
启委会的职责期
启委会必须在机组整套启动前组成并开 始工作，直到办理完机组移交生产交接签
字手续为止
三、行业标准《启规》主要内容的理解和把握
►试运指挥部 第3.2.2.1条款，为了更好的开展试运组织工作，
一、行业标准《启规》编制说明
2.编制原则
考虑到原《启规》在过去十多年的应用中已经收到了良好的效果， 并已经被普遍的认可，因此，此次标准指点的原则是参考原《启规》 的总体思路，只是根据目前我国电力体制改革的新形势，电力工程建 设中的新情况，对原《启规》中的一些与目前实际情况不相符的规定 和内容进行修改和补充；对一些术语进行修改和补充；对机组试运的 组织机构组成和职责经行更加明确的要求；对各参建单位的职责进一 步的补充和明确；对机组试运阶段进行重新的划分；对调试工作内容 进行一些补充和修改。希望行业标准《启规》适应新形势，更加公平， 公正，合理，规范，可操作性强。
二、行业标准《启规》与原《启规》主要的不同之处
1.由原电力工业部文件变了行业标准。满足了规 范要求， 理顺了关系，符合我国当前电力建设工程形势，适应性更 强。
2.结合我国当前的电力体制，总结和吸取了成功的工程建 设经验，更加明确了工程建设机组试运的组织机构、各机 构的职责、个参建单位的职责，增加了监理单位的职责。
汽轮机性能试验标准及试验方法
汽轮机性能试验标准及试验方法 2.GB/T 8117.1-2008（方法A）
“GB/T 8117.1-2008”汽轮机热力性能验收试验规程是对 电站汽轮机热力性能验收试验规程“GB/T 8117-1987” 进行修订后得到的，并为满足我国电力工业发展和国际 贸易的需要，所以整个标准将对应分为方法A-大型凝汽 式汽轮机高准确度试验、方法Ｂ各种类型和容量的汽轮 机宽准确度试验等部分，用不同的方法实施汽轮机热力 性能验收试验和评估汽轮机热力性能，且各部分可单独 使用。
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汽轮机性能试验标准及试验方法
七、 系统的隔离
1.应隔离的流量 主蒸汽，再热蒸汽、抽汽系统的管道和阀门的 疏水； 高、低压旁路及其减温水； 加热器至凝结器的应急疏水； 加热器至凝结器的应急疏水 加热器给水、凝结水大小旁路及再循环 再循环； 再循环 加热器壳侧疏水、放气， 水侧疏水、放气； 汽轮机辅助抽汽；
3.汽耗率 汽轮机每小时单位出力的耗汽量 3.汽耗率—汽轮机每小时单位出力的耗汽量。 汽耗率 汽轮机每小时单位出力的耗汽量。 4.主蒸汽通流能力 VWO工况下最大主蒸汽 主蒸汽通流能力—VWO 4.主蒸汽通流能力 VWO工况下最大主蒸汽 流量作为汽轮机的通流能力的度量。 流量作为汽轮机的通流能力的度量。 5.最大输出功率 最大输出功率—主蒸汽通流能力时的输出 5.最大输出功率 主蒸汽通流能力时的输出 功率。 功率。
六、 试验仪表及其测量方法
1.电功率的测量 测量输出电功率，应采用准确度等级不大于 0.1 % 的单相或多相便携式精密功率表，或者 误差不得大于读数的0.1% 的单相或多相便携 式精密电度表，并配以合适准确度等级的电压 和电流互感器。为确认在试验过程中发电机负 荷是否符合额定条件并且测量电流、电压和功 率因数，在测量回路中应配备便携式电流表、 电压表和功率表。
汽轮机并网前各项实验
第一节喷油试验一、试验条件：1、试验应在专业人员现场监护指导下进行。
2、机组定速后（2985～3015r/min）。
3、高压胀差满足要求。
4、机组控制在“自动”方式。
5、DEH电超速试验未进行。
6、机械超速试验未进行。
7、喷油试验按钮在允许位。
二、试验方法：1、检查汽轮机发电机组运行稳定；2、润滑油冷油器出油温度保持在35～45℃；3、在OIS上进入“超速试验”画面，按“试验允许”键，使其处于试验位；4、在“超速试验”画面上选择“喷油试验”，试验完毕，在OIS该画面上显示“成功”或“失败”信号。
5、做好试验相关记录。
第二节超速试验一、超速试验：超速试验应在有关人员指导及监护下，有关专业技术人员配合下进行。
（一）在下列情况下应做提升转速试验：1、汽轮机安装完毕，首次启动时。
2、汽轮机大修后，首次启动时。
3、做过任何有可能影响超速保护动作的检修后。
4、停机一个月以上，再次启动时。
5、甩负荷试验之前。
6、危急保安器解体或调整后。
（二）下列情况禁止做提升转速试验：1、汽轮机经过长期运行后停机，其健康状况不明时。
2、停机时。
3、机组大修前。
4、严禁在额定蒸汽参数或接近额定参数下做提升转速试验。
5、控制系统或者主汽门、调门、抽汽逆止门有卡涩现象或存在问题时。
6、各主汽门、调门或抽汽逆止门严密性不合格时。
7、任意轴承振动异常或任一轴承温度不正常时。
8、就地或远方停机功能不正常。
9、调速系统不稳定、有卡涩、转速波动大。
（三）超速保护试验前的条件：1、值长负责下达操作命令。
2、机组3000r/min后，并网前应先做高压遮断电磁阀试验、注油试验、主气门及调速汽门严密性试验合格。
3、机组带20%额定负荷连续运行4 h后，全面检查汽轮机及控制系统各项要求合格，逐渐减负荷到15MW，切换厂用电，机头手动打闸停机，高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门应关闭无卡涩，BDV阀动作正常，确认有功到零与电网解列，机组转速下降；待转速下降低于3000r/min后，重新挂闸，恢复机组转速3000r/min，维持主汽压力5.88～6.86MPa，主汽温度450～500℃。
汽轮发电机组调试技术规范介绍
8)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机行程调整。 9)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间测定,主汽 阀和调节汽阀总关闭时间应符合验收要求。 10)各抽汽止回阀关闭时间测定 ,关闭时间应符合验收要 求。 11)配合热控专业投运汽轮机监视仪表TSI和保护ETS系 统 。 12)汽轮机电液控制系统DEH操作及控制功能仿真试验 。 13)填写试运记录表。 14）调试质量验收签证。
（4）汽轮机润滑油系统、 油净化装置、 顶轴油系统及盘车装 置调试应符合下列要求 :
1)确认汽轮机润滑油、油净化装置、顶轴油系统及盘车装置 单体凋试、单机试运已完成验收签证。 2)汽轮机润滑油、顶轴油系统及盘车装置阀门、联锁、报警、 保护、启停等传动试验。 3)确认油系统循环冲洗完成 ,油质化验合格。循环冲洗时加 装的所有临时滤网应拆除 。 4)调试措施交底 ,组织系统试运条件检查和签证。 5)组织和指导运行人员进行启动前设备及系统状态检查和调 整。 6）润滑油系统试运；交流润滑油泵启动及系统油压调整；直 流润滑油泵启动及系统油压调整；启动油泵启动及系统油压 调整；润滑油压低 ,交 、直流润滑油泵自动联启试验；润滑 油压低保护开关校验；润滑油加热器及冷却器试运。
7）油净化装置试运；真空室真空泵试运及管道冲洗；加热器 投运试验。 8)顶轴油系统试运；顶轴油泵启动及系统油压调整；各轴瓦 顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度测量 。 9)盘车装置试运；盘车装置启动试验、联锁试验；记录盘车 电动机空载电流和盘车电流；记 录转子原始弯曲最大晃动峰 一 峰值及最大弯曲点在圆周方位的位置。 10)填写试运记录表。 11）调试质量验收签证。
5.备注： （1）汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部 分进行。 （2）分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。 （3）单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试。 （4）单机试运是指单台辅机的试运。 （5）分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备 进行空载和带负荷的调整试运。 （6）分部试运的单体调试、单机试运由施工单位技术负责，分 系统试运由调试单位技术负责。 （7）汽轮发电机组整套启动试运分为汽轮机空负荷整套试运、 带负荷整套试运及满负荷整套试运三个阶段进行。
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7、汽轮机热耗性能试验方案7.1 试验目的检测机组汽轮机的热力特性，提供汽轮机在热耗率验收（THA）工况的热耗率、高中压缸效率，为机组达标提供依据。
7.2 编写依据标准7.2.1 试验标准依据《汽轮机热力性能验收试验规程》(ASME PTC6-1996)，不明泄漏量损失不超过0.3%。
7.2.2 试验标准依据《火电机组启动验收性能试验导则》。
7.2.3 水和水蒸汽性质表：采用国际公式化委员会IFC公式(1967)。
7.2.4 基准：阀点。
7.3 试验项目7.3.1 系统汽水量平衡试验。
7.3 2 系统不明泄漏量检查试验。
7.3.3 机组的热耗率验收（THA）工况的全面热力试验。
7.4 试验用仪表和仪器7.4.1 试验中采用的仪表温度：采用A级热电阻(Pt100)和I级热电偶(E型)。
压力：采用精度为0.075级的压力变送器。
流量：主流量采用ASME长颈喷咀，及精度为0.075级的差压变送器；辅助流量采用标准孔板，及精度为0.075级的差压变送器。
电功率：采用GXM305型0.05级功率变送器测量。
所有仪表均应校验合格，并在检定有效期内使用。
7.4.2 采集系统全部测点采用分布式采集系统，主要设备有：IMP数据采集板(12块)、便携式计算机(1台)、电源箱若干个等。
7.5 试验组织分工7.5.1 试验单位7.5.1.1 负责试验方案的编写。
7.5.1.2 负责完成现场测试工作。
7.5.1.3 负责测试工作中的安全、质量控制。
7.5.1.4 负责完成数据处理及报告编写工作。
7.5.2 电厂电气专业7.5.2.1 电厂电气专业负责发电机输出端PT、CT的校验与二次压降的测量。
协助接入标准功率表，提供电流互感器变流比、电压互感器变压比（互感器精度要在0.2级以上）。
7.5.2.2 将周波稳定在50Hz左右，调整好有功和无功，使功率因数在设计值附近。
7.5.3 电厂热工专业7.5.3.1 根据试验要求装、拆所需仪表，并进行检查核对，不符合要求的应更换。
7.5.3.2 协助检查各测点情况。
7.5.3.3 协助试验单位读取部分DCS数据。
7.5.4 电厂汽机专业根据试验要求进行操作；负责设备的安全运行。
7.5.5 电厂锅炉专业根据试验要求进行操作；负责设备的安全运行。
7.6 测试条件7.6.1 设备条件7.6.1.1 主机和全部辅机运行正常稳定，无异常泄漏。
7.6.1.2 调节系统无卡涩和晃动现象。
7.6.2 系统条件由于采用单元制方式运行，系统与外界完全隔离。
系统不明泄漏量不超过最大主蒸汽量的0.3％。
7.6.3 仪表条件各测量仪表安装正确、数量齐全、运行正常，采集系统运行正常。
7.6.4 运行条件在试验中，除安全因素外，不得进行与试验无关的操作。
各运行参数应保持稳定并符合下列要求：运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力±3% ±0.25%主蒸汽温度±16℃±4℃再热蒸汽温度±16℃±4℃再热汽压降±50% /排汽压力±2.5% ±1.0%最终给水温度±6℃/电功率/ ±0.25%功率因数/ ±1.0%7.7 试验方法7.7.1 试验程序7.7.1.1 预备性试验预备性试验是正式试验前所必须进行的试验步骤，包括真空严密性试验、系统汽水量平衡试验、系统不明泄漏量检查试验。
其目的在于检查试验用仪表和仪器的运行和测试状态，检查系统设备运行条件和系统的隔离效果，培训试验人员，确定阀门位置。
预备性试验应留有足够的计算和分析时间。
如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各方同意，预备性试验可以作为正式试验。
7.7.1.2 正式试验预备性试验合格后，可进行正式试验。
正式试验必须在所要求的工况稳定运行1小时以上。
7.7.1.3 重复试验为保证试验的精度和正确，可根据现场情况由试验领导小组决定对THA工况进行重复性试验。
同一工况进行重复试验时，必须调整高压调阀，使负荷至少变化5%，同时系统恢复补水、排污等，再调整到前一工况相同的条件下进行试验。
7.7.2 试验步骤7.7.2.1 进行系统隔离，使之符合试验要求（在试验进行前提供详细的隔离清单）。
试验期间停止一切无关操作，停止向系统外排污和排水，也不得向系统内补水。
7.7.2.2 调整机组负荷，使之在试验条件下稳定运行。
试验工况以汽轮机进汽阀阀点为基准。
确认主机工作正常。
7.7.2.3 调整发电机功率因数在设计值左右，氢压及氢气纯度在额定值。
7.7.2.4 调整燃烧，使主再热蒸汽参数尽可能接近设计值。
7.7.2.5 试验前如有可能应调整循环水量，使排汽压力尽可能接近设计值。
7.7.2.6 适当提高凝汽器热井、除氧器水箱水位至较高位置，以便维持试验期间不补水能正常运行（可在试验正式记录前20分钟进行）。
7.7.2.7 回热系统按正常运行方式投入，调整各加热器的水位至正常水位。
7.7.2.8 不投或尽量少投再热器减温水。
如果必须投减温水，则应尽可能保持减温水流量在试验持续时间内恒定。
7.7.2.9 设备及系统正常后，稳定1小时以上，开始记录，试验时间要求2小时。
7.7.3 试验的安全措施7.7.3.1 整个试验由试验单位指派一名试验负责人负责整个试验的协调。
7.7.3.2 电厂运行人员根据试验方案进行系统的隔离和运行条件的调整。
进行系统隔离时，如果隔离的手动截止阀对设备安全运行有重大影响，那么在试验期间必须派专人手拿对讲机在阀门边监护。
机组遇紧急情况，负责人立即指挥就地监护人员打开该阀门。
7.7.3.3 试验过程中，如果遇到异常情况需要改变运行条件或设备隔离以保证机组安全，运行人员任何时候均可采取所需行动，并告之试验负责人。
7.8 测点清单表1 温度测点清单1 主汽温度 4 每个支管道两点2 调节级温度 13 高压缸排汽温度 2 每个支管道两点4 再热汽温 4 每个支管道两点5 中低压连通管汽温 2 每个支管道一点6 一段抽汽温度 17 三段抽汽温度 18 四段抽汽温度 19 五段抽汽温度 110 六段抽汽温度 111 轴封汽温 1 轴封供汽总管12 凝结水温 1 凝结水泵进口管13 凝结水泵出口水温 114 轴加进汽温 115 8号低加入口水温 116 7号低加出口水温 117 6号低加进口水温 118 6号低加出口水温 119 5号低加入口水温 120 5号低加出口水温 121 除氧器进水温度 1 长径喷嘴前后22 除氧器水箱出水温度 323 给水泵进口水温 3 每台泵一个24 3号高加入口水温 125 2号高加入口水温 126 1号高加入口水温 127 1号高加出口水温 128 最终给水温度 2 给水旁路三通的下游29 轴加疏水温度 130 8号低加疏水温度 2 每根管各一点31 7号低加疏水温度 2 每根管各一点32 6号低加疏水温度 133 5号低加疏水温度 134 3号高加疏水温度 135 2号高加疏水温度 136 1号高加疏水温度 137 6号低加进汽温度 138 5号低加进汽温度 139 除氧器进汽温度 140 1号高加进汽温度 141 2号高加进汽温度 142 3号高加进汽温度 143 小汽轮机进汽温度 244 高压缸轴封漏汽温度 1 制造厂内加工45 中压门杆漏汽温度 1 制造厂内加工46 再热器减温水温度 1 总管47 循环水进口温度 248 循环水出口温度 2表2 压力测点清单序号名称数量备注1 主汽压力2 每个支管道一点2 调节级压力 13 高压缸排汽压力 2 每个支管道一点4 再热汽压 2 每个支管道一点5 中压缸排汽压力 2 连通管，每个支管道一点(建议在制造厂内加工)6 主机排汽压力8 每个凝汽器喉部4点共8点，带网笼探头7 小机排汽压力 28 一抽压力 19 三抽压力 110 四抽压力 111 五抽汽压力 112 六抽汽压力 113 七抽汽压力 214 八抽汽压力 215 轴封压力轴封供汽总管16 凝结水泵出口压力17 6号低加进汽压力 119 小机进汽压力 2 流量测量处20 主凝结水流量测量处压力 1 喷嘴测量段上21 除氧器进汽压力 122 1号高加进汽压力 123 2号高加进汽压力 124 3号高加进汽压力 125 给泵进口压力 3 各台泵一点26 3号高加入口水压力 127 最终给水压力 128 轴加压力 129 高压轴封漏汽压力 130 再热器减温水压力 1 总管表3 水位、流量与功率测点清单1 除氧器水位 1 人工计数2 凝汽器热井水位 2 人工计数3 过热减温水流量 1 总管加装标准孔板4 再热减温水流量 1 总管加装标准孔板5 除氧器入口凝结水流量 2 专用ASME喷嘴6 高压缸轴封漏汽至除氧器流量 1 加装标准孔板7 小汽轮机进汽量 2 利用运行用的标准孔板8 给水泵密封水 1 利用运行用的标准孔板9 发电机功率 110 励磁变功率 17.9 试验结果的计算对采集系统及人工记录的数据进行平均处理，然后经高度差、仪表零位、校验值和大气压修正，再经合理判别后作为原始数据进行计算。
7.9.1 流量的计算除氧器入口凝结水流量采用ASME喷咀标准公式计算。
过热减温水流量、再热减温水流量、高压缸轴封至除氧器漏汽流量、小汽机进汽流量采用标准孔板计算公式计算。
高压缸前后轴封二挡漏汽量、中压缸后轴封一挡漏汽量根据“高中压轴封至低压轴封漏汽流量”按设计比例分配。
高压门杆漏汽量、高压缸前后轴封三挡漏汽量、中压缸后轴封二挡漏汽量根据主蒸汽流量按比例估算。
7.9.2 系统不明泄漏量系统不明泄漏量应为系统储水量变化量与系统明漏量之差。
=-G G Gun12式中，G 1----系统储水变化折合当量流量；BL DL CL 1G G G =G ++其中，热井水位变化G =G G CL CLA CLB +，向下取正(下同)； G DL ----除氧器水位变化； G BL ----汽包水位变化； G 2-----现场实测的明漏量。
7.9.3 给水流量计算3RHW SHW HP3D DB DL CW FW G -G -G -G +G +G +G =G式中G CW ------除氧器入口凝结水流量，根据标准喷咀计算； G DB ------除氧器进汽量； H P 3D G ----HP3高加疏水流量。
7.9.4 1号高加和2号高加抽汽流量的计算HTRd1B11i 1o FW B1)h (h )h (h G G η--⨯=式中B1G ------HP1高加抽汽量； 1o 1i h ,h ----HP1高加进出给水焓；d1B1h ,h ----HP1高加进汽焓与疏水焓；HTR η-------加热器的散热损失系数，100%。