特殊试验涉网试验及性能试验(汽机)
汽机启动过程中的重要试验讲解
AST电磁阀试验
• 4、点击AST2电磁阀试验“试验”按钮，检 查“ASP油压低于4.2MPa”及“试验成功” 灯均亮，AST2电磁阀试验。 • 5、点击AST4电磁阀试验“试验”按钮，检 查“ASP油压低于4.2MPa”及“试验成功” 灯均亮，AST4电磁阀试验正常。 • 6、试验结束后热工人员点灭“在线试验” 按钮，将DCS操作权限由工程师级别更改至 操作员级别。
喷油试验
• 4、危急保安器动作后停留10秒钟，确认充 油压力已到零，危急保安器遮断器回位后， 用复位遮断手柄将危急保安器复位。 • 6、确认危急保安器已复位，薄膜阀油压正 常后，缓慢放开喷油试验手柄至正常位置， 并确认位置正确。
正常位置
挂 闸
打 闸
喷 油 试 验 位 置
开 启 注 油
AST电磁阀试验
启机• • • • 喷油试验 AST电磁阀试验 大机主汽门、调门严密性试验 103%超速试验 大机机械超速试验
喷油试验
• 试验方法： • 1、机组已定速3000r/min,发电机未并网，高压启动 油泵、交流润滑油泵、直流油泵联锁在投入位置。 • 2、就地将喷油试验手柄压在试验位置，并确认试 验手柄已在试验位（注意薄膜阀上部油压变化情 况）。 • 3、确认薄膜阀上部油压正常后，缓慢开启危急保 安器充油试验阀，向危急保安器充油，当危急保安 器动作后，立即关闭充油试验阀（期间喷油试验手 柄不得松开），记录危急保安器动作的充油压力及 薄膜阀上部油压。
大机主汽门、调门严密性试验
• 检查# 机定速3000r/min,发电机未并网，DEH在操作员自动方式，已 解除锅炉FSSS系统“汽机跳闸—MFT动作”保护； • 记录主蒸汽压力、再热蒸汽压力，已达到额定压力的50%。 • 启动高压启动油泵、交流润滑油泵运行。 • 在DEH“阀门试验”画面点击严密性试验“试验允许”按钮，点击 “MV/RSV严试”按钮, 检查高、中压主汽门全关，调门开启，机组转 速下降。 • 机组转速降至 r/min (机侧实际主汽压力/额定主汽压力)×1000 r/min,所用时间 分钟。 • 就地打闸，检查试验允许灯灭。 • 检查给定转速到0，重新挂闸冲转，定速3000r/min。在DEH“阀门试 验”画面点击严密性试验“试验允许”按钮。 • 点击“CV/IV严试”按钮，检查高、中压调门均关闭，机组转速下降。 机组转速降至 r/min(机侧实际主汽压力/额定主汽压力)×1000 r/min, 所用时间 分钟。试验结束就地打闸，点击严密性试验“试验允许” 按钮，检查“试验允许”指示灯灭。
垃圾焚烧发电机组调整试验、性能试验和主要技术指标检查验收表
（5）脱硝装置电耗测试值不大于合同保证值
（6）氨逃逸浓度测试值不大于合同保证值
项目文件
7技术标准清单
1）本专业执行技术标准清单齐全，调试单位编制、审核、批准手续齐全，并经监理和建设单位确认
主控
2）整理有序、动态管理
8质量验收项目划分
调试单位应按《电力建设施工质量验收规程第6部分：调整试验》DL/T 5210.6的规定编制质量验收范围划分表，符合工程实际，并经监理单位审核，建设单位批准
3）腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于8g/m2.h，腐蚀总量应小于80g/m2，残余垢量小于30g/m2
主控
4）清洗废液应由具备资质的单位处理，严禁排放未经处理的酸、碱液及其他有害废液
主控
2蒸汽吹管
1）检查吹管条件，经施工单位、调试单位、监理单位、建设单位、生产单位确认
2）吹管过程符合《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》DL/T 1269的规定，各段吹管系数均应大于1.0
主控
（14）完成满负荷试运启动次数不大于3次
（15）满负荷试运结束签证齐全
8）试运综合指标
（1）机组从开始点火吹管至完成（72h+24h）满负荷试运，试运总天数不大于90天
（2）酸洗至锅炉吹管间隔时间不大于20天，超过20天，应按《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》DL/T 956进行防锈蚀处理
（9）机组启动试运经过启动试运验收委员会批准，且文件齐全
（10）机组大联锁保护试验动作正确
主控
（11）整套启动试运时，环保工程应与机组同步投运
主控
（12）启动试运条件检查经签证、确认
（13）启动试运安健环技术交底经签证、确认
汽轮机性能试验前期准备工作
汽轮机性能试验前期准备工作1、试验目的为检验汽轮机性能提供必要的数据,为执行运行管理指导服务合同提供依据。
2、试验项目七台机组分别单元制运行测试性能3、试验要求机组设备(1)汽轮机及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏;(2)轴封系统运行良好;(3)真空系统严密性符合要求;(4)高压主汽调节阀能够调整到试验规定负荷的阀位上,油动机升程指示正常,符合设计曲线,负荷限制器能正常投入且保持阀位在试验时不变。
系统(1)热力系统能在试验规定的热力循环下运行并保持稳定(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额定工况主蒸汽流量的0.3%。
运行条件仪表条件4、试验系统隔离(1)#1机组单元制运行(#1机对应#2炉#2高压除氧器#2给水泵)需隔离的阀门有:主蒸汽系统:关闭#2炉#3门及其两只旁路阀高压除氧系统:关闭凝结水至#1高压除氧器门、凝结水至#1高压除氧器门前放水门、凝结水至#1高压除氧器门后放水门、凝结水至#3高压除氧器门、凝结水至#3高压除氧器门前放水门、凝结水至#3高压除氧器门后放水门、凝结水至#4高压除氧器门、凝结水至#4高压除氧器门前放水门、凝结水至#4高压除氧器门后放水门;高加疏水联络门需关(#2、3机高加则需停运)、高加疏水至#1高压除氧器甲门、高加疏水至#1高压除氧器乙门、高加疏水至#3高压除氧器甲门、高加疏水至#3高压除氧器乙门、高加疏水至#4高压除氧器甲门、高加疏水至#4高压除氧器乙门;高压除氧器水平衡母管之间无隔离阀只有关闭#2高压除氧器水平衡门#1、2、3机漏汽均接至汽门漏汽母管(汽门漏汽母管之间无隔离阀);汽平衡母管之间无隔离阀(#1机轴封需用汽平衡母管蒸汽)无法隔离;高压除氧器加热母管之间无隔离阀且来汽自供热母管来无流量计;#1、2高压除氧器下水母管之间无隔离阀;中继水泵母管之间无隔离阀且无流量计低压除氧器加热蒸汽母管之间无隔离阀且汽来自自用蒸汽母管来无流量计;#2给水泵出口不去母管只能去#1炉造成交叉无法保证#1机对应#2炉#2高压除氧器#2给水泵运行方式,若去母管则#1炉没法进水终上所述:目前生产现场不具备单元制运行方式,若硬要单元制运行则需停运隔离设备太多,分一期或二期单独做可能还行,则无法保证铝厂用汽、用电。
新能源场站涉网性能验证试验仿真分析
新能源场站涉网性能验证试验仿真分析李旭涛;黄永宁;李宏强;田蓓;张爽;高峰【摘要】According to the evaluation requirement of the performance verification tests of new energy power stations involved in powergrid,establishes a simulation model for the new energy power stations of Xiangshan area in Ningxia,puts forward the test schemes. By the simulation calculation,analyzes the evaluation effect of short-circuit tests at different locations on every new energy power station. The result shows that the short-circuit test on the exit of No.1 transmission line from Xiangshan to Xiangsha by the side of 110 kV bus in Xiangshan 330 kV substation can effectively assess the performances of the substation to marshal all new energy power stations involved in power grid,achieves the expectant verification purpose.%按照新能源场站涉网性能验证试验的考核要求，建立了宁夏香山地区新能源场站的模型，提出了具体的试验方案。
汽轮机从首次启动到带满负荷的20项试验
汽轮机从首次启动到带满负荷的20项试验汽轮机作为火力发电厂的三大主机设备之一，它的作用是将蒸汽的热能转化为动能，带动发电机将动能转化为电能。
汽轮机从首次启动到带满负荷要进行哪些试验呢？下面我们就来梳理一下：1、阀门传动试验阀门传动试验是通过在DCS上操作与人员就地核对的方式来检验系统中阀门接线是否正确、就地开关状态与DCS是否一致及开关是否灵活，有无卡涩现象，排查出问题及时处理。
阀门传动试验对于不带调节功能的电动、气动和液动阀门只进行开关状态试验，判断其开关位置与DCS一致，开关灵活、无卡涩；对于带调节功能的阀门还需进行相应刻度的校核试验，一般是从0%到100%开度内进行开关试验，首先从0%开始，以5%开度为一个阶段进行依次开操作，直到100%，再以5%为一个阶段依次关到0%，进行校核。
所有阀门以一个系统为单位按照清单逐一进行传动，将问题如实记录，并联系相关人员进行处理。
2、辅机设备联锁保护试验。
主要针对汽机侧辅机设备进行联锁保护动作试验。
联锁保护试验在单体试运完成后系统具备试验条件后进行。
针对低压辅机设备则进行动态联锁保护试验，通过强制保护跳闸或者短接测点及手动停止，检验备用设备是否联启。
高压辅机设备则将开关打至试验位，用同样的方法进行试验，从而检查联锁逻辑的正确性。
汽机侧高压设备有：电动给水泵电机，凝结水泵电机，开式循环水泵电机和闭式循环水泵电机及循环水泵电机。
低压设备有：真空泵，定冷水泵，密封油主油泵，密封油循环油泵，给水泵供油泵，辅助油泵，轴加风机，EH循环油泵，EH主油泵，润滑油输油泵，润滑油回油泵及密封油排油烟风机，交流润滑油泵，直流润滑油泵及密封油直流润滑油泵等。
3、DEH静态试验DEH静态试验是汽轮发电机在初次起动前和大修后必须进行的试验之一，其主要目的是检验汽轮机数字电液调节系的可靠性。
DEH静态试验主要试验内容为汽轮机主保护在达到动作条件时能否进行正确动作，试验由运行和热控人员配合完成，具体要求根据试验清单和操作票执行。
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）。
汽轮机性能考核试验措施大纲
试验措施XXXXXX联产工程一号机组汽轮机性能试验措施措施编号：措施编写：措施审核：措施批准：山东电力建设调整试验所 2018－03－21 公司信息。
调试（试验）方案报审表目录1、试验目的及试验内容 (4)2、试验标准及依据 (5)3、试验热力系统及测点布置 (5)4、试验用仪器仪表及测量方法 (5)5、试验仪表的校验 (6)6、试验方法 (7)7、试验条件及要求 (9)8、试验程序 (10)9、试验结果的计算和修正 (11)10、试验安全措施 (12)11、试验的组织机构及分工 (13)12、试验的时间安排 (15)13、试验竣工及验收 (16)附件I、性能试验测点布置图附件II、性能试验测点清单附件III、热力系统隔离清单附件IV、危险点分析与预防措施XXXXXX有限责任公司2×350MW超临界汽轮机为东方电气集团东方汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽汽供热、湿冷凝汽式汽轮机。
工业抽汽为非调整抽汽、采暖抽汽为可调整抽汽，机组按照“以热定电”的原则设计。
表1为机组主要设计参数及保证值。
1、试验目的及试验内容为了验证1号机组是否达到合同中规定的性能要求，特进行本次试验。
试验主要包括以下的内容：1.1 根据流量平衡试验确定热力系统的严密性，计算机组在隔离状况下的不明泄漏率是否满足标准要求；1.2 预备性试验，全面测定汽轮机及其热力系统参数，以检验设备性能、系统参数、试验仪器是否符合正式试验要求，并培训试验人员；流量平衡试验可以与预备性试验合并进行。
1.3 汽轮机热耗率试验，包含以下工况：（1）THA （3VWO）工况，机组负荷350MW，背压4.9kPa；（2）75% （2VWO）THA工况，机组负荷262.5MW，背压4.9kPa；（3）50% （2VWO）THA工况，机组负荷175MW，背压4.9kPa；1.4 汽轮机出力验收试验，包括以下试验工况：（1）TRL能力工况下保证出力，负荷350MW，背压11.8kPa；（2）TMCR工况下机组出力，负荷370.8MW，背压4.9kPa；（3）VWO工况下汽轮机最大进汽量（1166t/h），背压4.9kPa，阀门全开。
汽轮机试验项目及方法
汽轮机试验项目及方法如下（一）一般试验及安全装置的性能测定1、临界转速的测定：在起动升速时用振动表测下大约在3400-3900转/分时，振幅不得大于0.15MM.。
2、振动的测定：在起动升速到5550转/分后用振动表在轴承附近从垂直、轴向、横向测定振幅不得超过0.03MM.。
3、危急遮断器跳闸转速的测定及跳闸后最高转速的测定：此项试验可在空车达到5550转/分后用调速器升速作试验，应试验三次以上，记录跳出时的转速其差别应在55转/分以内。
4、超速试验：作超速15%试验历时5分钟。
5、测定主汽门的关闭时间：危急遮断器跳开后，用秒表测量主汽门动作及完全关闭所需的时间。
6、降低油压记录主汽门自动关闭时的调节油压（此试验可在主机起动前或停车后开辅助油泵进行）。
7、起动后每隔10分钟作各种运行记录，注意各轴承温度（不得超过65℃）出油温度（不得超过60℃）。
在后汽缸导板处测量汽缸之轴向膨胀。
在汽缸与齿轮箱连接猫爪处测横向膨胀。
8、停车后每隔30秒钟记录转速惰走曲线。
9、注意记录汽轮油泵自动起动时主机转速及油压。
10、作冷凝器铜管处的漏水试验。
11、作72小时全负荷连续运行试验。
（二）调速系统1、汽轮机在稳定负荷及连续运转的情况下，记录转速的变化。
2、增减汽轮机负荷为额定负荷的25%，记录运转的变化。
3、增减汽轮机负荷为额定负荷的100%，记录其转速的变化。
4、空车时手动调速器记录其转速的变化。
5、在汽轮机运转时做试验，测量调速系统的静态曲线即调速副油压与转速的关系，油动机活塞升程与负荷的关系，副油压与油动机升程的关系，转速与负荷的关系。
6、将汽轮机由各负荷突然降至空负荷测定瞬时最高转速及稳定后的转速变化与时间（此条件看电厂方面可能，可在挂满500KW，1000KW，1500KW负荷时突然拉开电闸作试验，最好用示波器及摄影来测定，以求得准确的结果）。
（三）热效率性能及保证试验1、无抽汽时40%额定负荷及空车汽耗试验。
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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%。