机组性能试验

中华人民共和国电力工业部火电机组启动验收性能试验导则一九九八年三月火力发电厂机组启动蒸汽吹管系统的设计附录编写说明为贯彻落实《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》（以下简称《新启规》）关于机组性能试验的有关要求，规范火电机组在试生产期间的性能试验工作，提高机组性能试验的水平，保证机组安全、稳定、经济运行、在试生产期结束时按《火电机组移交生产达标考核评定办法（1998年版）》考核实现达标投产，根据国家标准和有关行业标准制定本导则。

本导则编审部门：电力工业部工程建设协调司主审：梁兵段喜民本导则主编部门：华北电力科学研究院执笔：梁燕钧编写人：黄安平余元张清峰游永坤李学尧黄乃民孙丽燕严冬华目录1 总则2 试验目的3 试验项目及要求4 试验准备5 性能试验内容及要求5.1 锅炉热效率试验5.2 锅炉最大出力试验5.3 锅炉额定出力试验5.4 锅炉断油（气）最低出力试验5.5 制粉系统出力试验5.6 磨煤单耗试验5.7 机组热耗试验5.8 机组轴系振动试验5.9 汽机最大出力试验（VWO工况）5.10 汽机额定出力试验5.11 机组RB功能试验5.12 机组供电煤耗测试5.13 污染物排放测试5.14 机组噪音（声）测试5.15 机组散热测试5.16 机组粉尘测试5.17 除尘器效率试验6 试验技术报告7 参考标准8 附录（略）1．总则1.0.1 本导则适用于按《新启规》的有关要求完成机组满负荷试运行并移交试生产的国产200MW及以上容量的火力发电机组。

200MW以下火力发电机组若安排试生产期可参照执行。

凡合同规定的机组性能考核试验项目，按合同的规定进行试验，其结果视同本导则规定的相应性能试验项目的结果；合同未规定的项目，可执行本导则的有关条款。

1.0.2 火电机组的性能试验应由建设单位（即项目法人，下同）组织，具体的试验工作由有关单位协商确定的试验单位负责，设备制造厂、电厂、设计、安装等单位配合。

大唐乌沙山电厂工程600MW机组（汽机专业）性能试验测点清单、性能试验测点图华北电力科学研究院有限责任公司2004年12月20日一、流量差压测点A：高压轴封漏汽至轴封压力调节联箱B：中压轴封漏汽至轴封压力调节联箱C：轴封压力调节联箱至低压缸轴封供汽D：低压缸轴封漏汽至轴封冷却器F：高排至轴封压力调节联箱G：4段抽汽至给水泵汽轮机I：高压轴封漏汽至中压缸排汽W：轴封压力调节联箱溢流至8号低加X：高压门杆漏汽至3号高加二、压力测点三、温度测点四、功率测点五、水位测点说明：共计138个测点，其中：1.流量差压测点12个：订购符合ASME PTC6标准的长颈喷嘴1套，根据需要订购安装孔板多套。

向电科院提供喷嘴和孔板的校验报告及相关管道的参数。

2.压力测点51个：订购网笼探头8个。

新增加压力测点的传压管及阀门（材料、规格）要求按工艺标准施工且集中布置，螺母为M20×1.5mm，按正式测点挂牌并维护，必须考虑到试验时的有关人员操作方便和安全（例如开关一、二次阀门），必要时搭设支架和平台，压力变送器由试验方提供。

对于利用热工原有压力测点的由电厂热工专业人员提供压力变送器的校验报告，并且在DCS中对各压力参数进行修正（水位高差，仪表误差等修正），无其它特殊要求。

3.温度测点71个：试验用温度套管要求采用标准件，内径≥Φ8mm，插入深度保证在1/4～3/4管径范围内，且不小于75mm。

对于Φ100mm以下管道采用斜插套管安装，以保证插入深度。

新增加的温度测点由设计院、施工单位及建设单位协商采购并安装温度套管及热偶或者热阻，进入DCS。

无法进入DCS的温度测点须将补偿导线接到就地端子箱。

对于利用热工原有温度测点的由电厂提供测温元件的校验报告，并且在DCS中对各温度参数进行修正（误差修正，冷端补偿），无其它特殊要求。

4.电功率测点1个。

5.水位测点3个。

6.根据“汽机技术协议”，试验采用ASME PTC6 标准，上述测点清单即根据该标准编制。

#5机组性能考核期机组运行状况总结（汽机）国电双鸭山发电有限公司#5机组至2007年12月24日168小时试运行结束以来。

由于#6机组试运及运行方式要求限制#5机组于2008年2月16日首次点火并网发电进行机组性能考核。

截止2008年5月7日#5组共计运行74天，并在此期间完成了机组各性能试验。

下面针对#5机组运行状况及性能考核进行总结分析。

一、#5机组运行中出现的缺陷及处理情况。

#5机组168结束后遗留缺陷在生产检修的努力下绝大多数得至处理及解决，但在运行中还存在着一些问题。

1、凝结水泵制造工艺缺陷。

在整个#5机组的试运行及性能考核中凝结水泵因制造工艺问题造成的平衡鼓磨损，凝结水泵不能正常工作，给机组的安全运行带来及大的隐患。

目前5B凝结水泵机械部分已无法修复试转中振动超标达0.15mm以上，为了保证机组安全运行只能做为事故紧急备用。

公司已经重新购买一台凝结水泵，需6月份才能到厂。

2、循环水水塔淋水设计不合理且存在配水管破损的现象。

在#5机组性能考核阶段#5机循环水冷却水塔出现多处配水管断裂的现象造成填料大面积损坏，水塔冷却效果不好，机组真空下降最低在额定负荷时已限制了机组出力，另处水塔的淋水设计不合理单泵运行无法达到全塔配水的目的，给春、秋季机组的经济运行带来不利的影响。

现在配水管及淋水盘填料已经处理，其性能情况有待于再次启动中的检验。

而水塔配水情况还没有解决方案。

3、#5机组运行中中低压阀门内漏现象普遍发生。

在#5机组运行中多次出现阀门内漏情况。

造成不必要的工质损失，这些大多为中低压阀门多数是在运行中经过一次操作后就出现关闭不严的现象。

判断为此类阀门的制造工艺质量不过关，希望在今后应对中低压阀门进行全面检查及处理。

4、部分管道支吊不合理给机组安全运行带来隐患。

特别是冷再至辅汽联箱的管道支吊对流量测量装置处的支吊不合理，在运行中多次出现流量孔板在变工况过程中发生漏泄。

现在已经对此处的支吊进行处理其效果有待于在下次运行中加以检验。

2×50MW燃煤机组汽轮机性能试验大纲1.机组主要技术规范汽轮机型式为高压，单缸，冷凝式机组。

其主要参数为：主汽门前蒸汽压力8.83MPa (a)主汽门前蒸汽温度535 ℃额定主蒸汽流量208.6 t/h排气压力0.0049MPa额定功率57.5 MW额定转数3000r/min2. 机组保证值及保证值条件2.1保证值条件机组以抽汽工况为保证工况。

保证工况为：环境温度27℃，大气压力1.0kg/cm2，相对湿度82%。

2.2 保证值2.2.1 发电机净出力：不小于51.745MW2.2.2 汽轮机汽耗：纯冷凝额定工况不大于 4.031kg/kWh2.2.3 汽轮机热耗：纯冷凝额定工况不大于2210 kcal/kWh3.试验目的验证机组在保证工况条件下，汽轮机热耗、汽耗和发电机端子出力是否达到保证值。

4．试验标准及法规ASME PTC46-1996 Performance Test Code 46 on Steam Turbines5．试验方法5.1 试验条件5.1.1 试验系统的隔离试验系统为独立的热力循环系统，在从试验负荷稳定时开始，至试验全部结束这段时间，与试验无关的系统必须隔离，以保证试验系统的能量平衡。

5.1.2 运行条件稳定的要求5.1.2.1 试验时，各运行参数应尽量调整到额定值，并维持稳定，其中最大允许偏差和波动量应符合表1的规定，但应尽量保持偏差最小。

5.1.2.2 为了保证凝结水流量测量的相对稳定性，除氧器水位切换到手动控制。

表1 试验参数允许变化范围1) 如果无法达到额定设计排汽压力，经双方协商，可在另一排汽压力下进行试验。

5.2 试验项目及试验工况5.2.1 预备性试验在正式验收试验前，按正式验收试验要求做预备性试验，以达到检验测试仪表，确定汽轮机是否具备进行正式试验的条件，以及培训试验人员的目的。

预备性试验如果符合正式试验的全部技术要求，其结果经双方认可，可以作为正式试验的一部分。

中国华电集团内蒙古白音华金山发电有限责任公司发电机性能考核试验一发电机温升试验1 试验目的白音华金山发电有限责任公司1、2号机组所配发电机为哈尔滨电机厂生产的600MW汽轮发电机，为考核发电机的的温升，决定在投运后对发电机进行温升试验。

2 试验依据GB1029-93三相同步电机试验方法GB/T7064-1996透平型同步电机技术要求。

3 额定参数型号：QFSN-600-2YHG额定容量:705.88MVA额定功率:600MW 功率因数:0.85（进相0.95）额定电压:20KV4 试验内容在冷却介质温度不超过额定温度、氢气入口压力、氢气纯度均在额定条件下，在额定负荷的75%、90%和100%下，依次测量以下数据：①测发电机定子绕组的温升（检温计法，测温元件制造厂已埋设）②测发电机定子冷却水的温升（检温计法，测温元件制造厂已埋设）③测发电机定子铁心的温升（检温计法，测温元件制造厂已埋设）④测量发电机转子线圈的平均温升（直流压降法）⑤测量发电机氢冷器进出口风温（检温计法，测温元件制造厂已埋设）5 试验方法5.1试验方法采用直接负荷法，即在发电机直接带负荷的工况下，直接测量发电机的温升。

试验时，应保持发电机的转速在额定转速，端电压尽可能保持稳定，为此试验中应将电压调节器AVR改投手动调节位置。

发电机各参量尽可能保持稳定，定子冷却水水流量保持额定并稳定、所有氢气冷却器的水量应调节好，各氢气冷却器的出风温度应尽可能调节到额定值、氢气压力、氢气纯度保持额定，并保持均衡稳定。

试验需按多个有功工况进行（具体工况选择按现场实际情况确定）。

调整好负荷，在发电机稳定运行1小时后，开始测量发电机定子电流、电压，发电机有功、功率因数，转子碳刷压降，并测量发电机定、转子线圈温度、铁芯及发电机进出、风温度。

做好记录。

测量间隔为每15～20分钟一次，直到发电机各部分温度稳定为止（以每小时温度变化不大于1℃）。

发电机转子线圈温度采用直流压降法，即根据测量到的发电机转子电流（在转子分流器上接直流毫伏表）、转子压降（扣除碳刷压降后），计算出转子线圈的平均温度，见下式，式中： t－－转子线圈平均温度；R0－－转子线圈在温度为t0时的直流电阻值；Uf 、If－－测量时转子的电压、电流值。

机组脱硫性能试验报告一、试验目的：本试验旨在评估机组脱硫系统的性能，验证其脱硫效率和处理能力是否符合设计要求，为后续运行提供依据。

二、试验设备和方法：本试验采用机组脱硫系统，包括烟气脱硫塔、石膏输送系统等设备。

试验方法为连续运行试验，持续12小时，期间记录系统运行状态，并进行取样分析。

三、试验结果：1.脱硫效率：本试验中，机组脱硫系统的脱硫效率为90%。

通过对进出口烟气中二氧化硫浓度的测量，确认了系统的脱硫效果。

2.工艺指标：试验结果表明，机组脱硫系统的排放浓度符合国家相关标准。

进口烟气中二氧化硫浓度为1000mg/Nm3，出口烟气中二氧化硫浓度为100mg/Nm3，符合国家要求。

3.处理能力：试验期间，机组脱硫系统处理能力稳定。

系统每小时处理烟气量为10,000m3，满足设计要求。

进口烟气中二氧化硫浓度的变化对系统运行没有明显影响。

4.设备运行稳定性：试验显示，机组脱硫系统在试验期间运行稳定，无设备故障和异常现象。

各设备运行指标正常，电流、温度、压力等参数在正常范围内波动。

五、总结与建议：根据本次试验结果，机组脱硫系统的脱硫效率、处理能力和设备稳定性均符合设计要求。

系统运行正常，无异常现象。

建议在后续运行中加强设备的检修和维护，确保系统运行的稳定性和可靠性。

[1]《烟气脱硫技术及设备应用》，出版社，2024年。

[2]《大型火力发电厂脱硫技术研究与应用》，那期刊，2024年。

[3]《火力发电厂烟气脱硫工艺及设备分析》，研究报告，2024年。

抽水蓄能电站机组性能考核试验的研究及应用实践的开题报告一、选题的背景和意义随着我国经济的高速发展和人民生活水平的提高，对能源的需求也越来越大。

而水力发电对于我国能源结构的调整和优化具有重要的战略意义。

抽水蓄能电站作为一种高效的水力能源储存系统，具有高效、经济、可靠等特点，被广泛应用于我国的电力系统中。

抽水蓄能电站的机组性能考核试验是保证抽水蓄能电站正常运行的关键之一，对于提高电站的运行效率和可靠性具有重要作用。

然而，目前我国在抽水蓄能电站机组性能考核方面的研究还比较不足。

因此，开展抽水蓄能电站机组性能考核试验的研究具有重要的现实意义和应用价值。

二、选题的现状和问题目前国内外对于抽水蓄能电站机组性能考核试验的研究还较为单一和局限。

国内对于机组性能指标的评价标准和方法还不够规范和完善。

而且在试验过程中，常常存在试验内容不全面、测试数据不准确、试验方案不科学等问题。

此外，由于抽水蓄能电站机组的特殊性，对于试验方案的制定和试验过程的控制需要更高的技术要求和操作水平。

这些问题都会影响试验结果的准确性和可靠性，从而影响抽水蓄能电站的运行效率和可靠性。

三、研究目的和内容本研究旨在通过对抽水蓄能电站机组性能考核试验的研究，建立完善的机组性能评价指标和方法体系，深入探讨试验方案的设计和试验过程的管理控制，提高机组性能考核试验的准确性和可靠性，为抽水蓄能电站的运行效率和可靠性提供保障。

具体的研究内容包括：（1）机组性能评价指标和方法的建立：对于机组各项性能指标进行分析和研究，建立机组性能评价指标和方法体系，制定相应的试验方案；（2）试验方案设计：依据机组性能评价指标和方法体系，制定科学合理的试验方案，保证试验内容的全面、准确和可靠；（3）试验过程管理控制：加强试验过程的管理和控制，确保试验数据的准确性和可靠性，提高试验结果的可信度和科学性；（4）应用实践：通过对现有的抽水蓄能电站进行机组性能考核试验的应用实践，进一步验证研究成果，提高试验方法的可行性和实用性。