发布部门: 国家能源局 财政部
发布文号: 国能电力[2012]280号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、财政厅，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司：
按照国家发展改革委、国家能源局、财政部《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》（发改厅[2012]1662号）要求，为进一步规范机组性能测试，确保测试结果真实可信，特制定《燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则》、《燃煤电厂综合升级改造机组性能测试技术要求》、《燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）》和《燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）》，并公布20家燃煤电厂综合升级改造机组性能测试机构名单。
现印发你们，请遵照执行。
联系人：
国家能源局电力司 王志群 68555063/68555073（传真）zhsjgz@163.com
财政部经建司 谢秉鑫 68552977/68552870（传真）nengyuanchu@126.com
通讯地址：北京市西城区月坛南街三里河南4巷1号楼420房间 国家能源局电力司火电处 100045
附件： 1、燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则
2、燃煤电厂综合升级改造机组性能测试技术要求
3、燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）
4、燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）
5、燃煤电厂综合升级改造机组性能测试机构名单
国家能源局
财 政 部
2012年8月31日
附件1：
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则
为规范燃煤电厂开展综合升级改造的机组性能测试和效果审核管理工作，制定本细则。
一、确定机组测试机构。国家能源局、财政部按照机组测试机构回避该公司系统和所在省（区、市）的原则，从机组测试机构名单中委托有关机构对燃煤电厂综合升级改造项目进行性能测试。中央财政按照相关规定支付性能测试费用。
二、制定改前测试方案。省级能源主管部门负责本地区机组性能测试的全过程协调服务，组织省级电网公司、项目单位和测试机构等制定机组改造前性能测试方案，明确测试方法、测点、条件、时限和相关责任，并报送国家能源局电力司（方案扫描版发指定邮箱）。
三、开展改前现场测试。按照测试方案，项目单位应落实测试条件；电网调度机构做好机组性能测试配合工作，妥善安排电力系统运行；测试机构在省级电网公司、项目单位配合下，独立、公正开展改造前现场测试工作。
四、编制改前测试报告。测试完成后，测试机构应按照《燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）》要求，编制测试报告，在5个工作日内报送国家能源局电力司、财政部经建司，抄送省级能源主管部门、财政部门和项目单位（报告扫描版发指定邮箱）。项目单位确认相关单位收到测试报告后，5个工作日内未接到抽查通知的，即可实施停机改造。
五、制定改后测试方案。机组改造完成后，省级能源主管部门组织省级电网公司、项目单位和测试机构等制定机组改造后性能测试方案，并报送国家能源局电力司（方案扫描版发指定邮箱）。除供热项目外，改造后性能测试应在改造后2个月内完成。
六、开展改后现场测试。按照测试方案，项目单位应落实测试条件，使其与改造前测试基本一致；电网调度机构做好测试配合工作，妥善安排电力系统运行；测试机构原则上应安排改造前试验人员、使用相同仪器和设备，在省级电网公司、项目单位配合下，独立、公正开展改造后现场测试工作。
七、编制改后测试报告。测试完成后，测试机构应按照《燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）》要求，编制测试报告，比对改造前、后的测试结果，进行能量平衡和能效校核，对机组改造后的能效、实际年节能量等做出结论，并在5个工作日内将测试报告报送国家能源局电力司、财政部经建司，抄送省级能源主管部门、财政部门和项目单位（报告扫描版发指定邮箱）。
八、供热项目测试报告。纯凝机组改供热和热电机组扩大供热能力的改造项目，项目单位应做好关停替代分散小锅炉的调查、记录。供热满一年（工业负荷）或一个采暖季（居民采暖负荷）后，通知测试机构校核供热量。测试机构应在补充完成供热量校核后，5个工作日内提交机组改造后性能测试报告。
九、加强监督检查。测试机构、项目单位应按档案管理相关规定，留存机组性能测试、校核、改造实施的详细资料以备检查。国家能源局将视情况委托有关机构抽查审核项目改前、改后测试报告，必要时复测机组能效。
任何单位和个人不得妨碍测试机构独立、公正开展工作。对弄虚作假、骗取政策支持的项目单位，一经查实，将收回奖励资金，取消奖励规模，并建议有关部门依法追究相关人员的责任。
测试机构应保证机组能效测试、审核报告的真实性和准确性。对弄虚作假的测试机构，一经查实，将收回测试费用，取消燃煤电厂综合升级改造从业资格，建议主管部门撤销其电力行业相关资质，并依法追究相关人员的责任。
附件2：
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试技术要求
一、锅炉性能试验及修正
（一）锅炉性能试验应执行最新版《电站锅炉性能试验规程》（GB/T 10184）或《锅炉机组性能试验规程》（ASME PTC 4.1）、《磨煤机试验规程》（ASME PTC 4.2）、《空气预热器试验规程》（ASME PTC 4.3）等规程，原则上执行高标准规程。
（二）锅炉性能试验应优先采用反平衡法，在额定工况下至少开展两次，在修正到相同条件后，两次试验结果（锅炉热效率）的偏差不大于0.35个百分点。
（三）改造前后锅炉性能试验煤种，原则上应采用设计煤种。采用其他煤种时，改造前后试验煤种收到基低位发热量（Qnet.ar）偏差不超过1200kJ/kg、收到基挥发分（Vdaf）偏差不大于3个百分点、收到基灰分（Aar）偏差不大于5个百分点。变更设计煤种的综合升级改造，改造前后锅炉性能试验煤种应分别采用对应的设计煤种。
（四）锅炉性能试验结果应按相应规程修正。若进行空气预热器、省煤器、低温省煤器等改造，应通过试验确定改造后锅炉排烟温度、空气预热器漏风率、锅炉热效率和供电煤耗变化量。若进行制粉系统、燃烧器等改造，应通过试验确定改造后磨煤机出力、制粉单耗、锅炉飞灰和底渣可燃物、锅炉排烟温度、锅炉热效率和供电煤耗变化量。
二、汽轮机性能试验及修正
（一）汽轮机性能试验执行最新版《汽轮机热力性能验收试验规程的第1部分：方法A—大型凝汽式汽轮机高准确度试验》（GB/T 8117.1）、第2部分：方法B—各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》（GB/T 8117.2）。原则上执行高标准规程。
（二）汽轮机性能试验应在额定工况下开展，不明泄漏量不大于新蒸汽流量的0.3%，试验结果不确定度不大于0.5%；汽轮机性能试验应开展两次，在修正到相同条件后，两次试验结果（汽轮机热耗率）的偏差不大于0.25%。
（三）汽轮机性能试验结果原则上应合理修正主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热器减温水流量（或过热减温水流量）和凝汽器压力（或凝汽器入口循环水温度）等参数。变更设计主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热器减温水量（或过热器减温水流量）的综合升级改造，可不修正相应参数。汽轮机冷端系统改造，可参考相应标准，通过试验确定凝汽器压力及循环水泵功耗变化后，再确定供电煤耗变化，并计算节能量。
三、厂用电率和辅机功耗试验及修正
（一）厂用电率和辅机功耗试验参照执行最新版《火力发电厂技术经济指标计算方法》（DL/T 904）。
（二）电动机变频改造或高低速改造的辅机功耗试验在75%负荷下进行，其它节省厂用电相关改造在100%负荷下进行；试验煤种要求同锅炉性能试验。
（三）厂用电率和辅机功耗试验应开展两次，在修正到相同条件后，两次试验结果（厂用电率）的偏差不大于0.1个百分点。
（四）多台机组公用系统的公用负荷原则上按原工程设计分摊，并考虑公用负荷所带系统或设备的投运情况。
（五）改造前、后厂用电率和辅机功耗试验的工况和辅机投运数量不同时，原则上应将改造前、后的试验结果均修正到机组设计运行工况，或使改造前、后实际运行工况相同。
若改造前、后的试验工况不同，应修正相关辅机功耗变化。例如，改造前、后试验中的汽轮机排汽压力不相同，导致主蒸汽流量存在差别，引起凝结水和给水流量变化，宜考虑修正相关辅机的功耗变化；改造前、后环境温度或主蒸汽流量不相同，导致锅炉给煤量和送风量存在差异，应修正磨煤机、一次风机、除尘器、送风机、引风机、脱硫系统等相关辅机的功耗变化。
若改造前、后试验的辅机投运数量不同，宜考虑修正其功耗变化对厂用电率的影响。例如，循环水泵（或空冷风机）运行数量不同，宜考虑修正该部门设备的功耗变化对厂用电率的影响。
四、供热机组试验及修正
对纯凝机组改供热或热电机组扩大供热能力的项目，机组性能试验只进行纯凝汽额定工况试验，不进行供热工况试验。其中，简单打孔抽汽供热改造项目若不涉及锅炉、汽机系统和重要辅机的升级改造，可不进行改造后性能测试。其他要求同前。
其他相关未尽技术要求适时另行明确。
附件3：
编号：
××××电厂综合升级改造实施前
×号机组性能测试报告
（提纲）
测试机构： （加盖公章）
负 责 人：
编 制 人：
编制日期： 年 月 日
一、项目简介
简要说明项目单位和机组的基本情况，包括机组容量、投产年份、机组参数、冷却方式、锅炉制造厂和汽轮机制造厂等，以及机组综合升级改造计划基本情况，包括拟采用的升级提效技术、投资等。
二、项目实施前机组性能测试及结果
（一）项目实施前能源生产利用情况
说明机组改造前能源生产、转换和利用情况以及机组能效问题；编制机组能量平衡表。
（二）项目实施前机组性能测试情况
简要说明锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率和主要辅机功耗等测试的人员、仪器设备、标准、方法、条件和数据处理等内容。
（三）测试结果
明确锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率及主要辅机功耗等测试的测试结果、修正原则和方法，核定机组额定工况下的能效指标，填写测试结果表（详见附件1、附件2、附件3）。
明确给出正平衡统计、反平衡校验计算结果，若误差较大，应说明原因。
三、项目实施前机组性能测试结论
根据改造机组性能测试结果，核定额定工况下机组锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率等主要技术指标（修正后），核算额定工况下供电煤耗；提供上述主要技术指标近2年平均值，说明与测试结果存在差异的主要原因，若差异较大，须详细分析；填写机组性能测试结果表（详见附件4）。
附件：
1、××电厂综合升级改造实施前××号机组锅炉性能测试结果表
2、××电厂综合升级改造实施前××号机组汽轮机性能测试结果表
3、××电厂综合升级改造实施前××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
4、××电厂综合升级改造实施前××号机组性能测试结果表
附件1：
××电厂综合升级改造实施前××号机组锅炉性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试日期/时间
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
机组功率 MW
过热蒸汽流量 t/h
过热蒸汽压力 MPa
过热蒸汽温度 ℃
再热蒸汽压力 Mpa
再热蒸汽温度 ℃
过热器减温水量 t/h
再热器减温水量 t/h
给水流量 t/h
给水温度 ℃
煤质
资料 全水分 %
空气干燥基水分 %
收到基灰分 %
干燥无灰基挥发分 %
低位发热量 MJ/kg
煤粉细度R90 %
大气条件 干球温度 ℃
湿球温度 ℃
大气压力 kPa
飞灰可燃物含量 %
底渣可燃物含量 %
空气
预热
器进
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
烟气温度 ℃
空气
预热
器出
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
排烟温度 ℃
空气预热器漏风率 %
修正后的排烟温度 ℃
试验锅炉效率 %
修正后锅炉效率 %
附件2：
××电厂综合升级改造实施前××号机组汽轮机性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试日期/时间
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
阀门开度 %
机组功率 MW
主蒸汽压力 Mpa
主蒸汽温度 ℃
主蒸汽流量 t/h
高压缸排汽压力 Mpa
高压缸排汽温度 ℃
再热蒸汽压力 Mpa
再热蒸汽温度 ℃
中压缸排汽压力 Mpa
中压缸排汽温度 ℃
低压缸排汽压力 kPa
给水温度 ℃
给水流量 t/h
不明泄漏量（率） %
过热器减温水量 t/h
再热器减温水量 t/h
高压缸效率 %
中压缸效率 %
低压缸效率 %
试验热耗率 kJ/kWh
试验热耗率平均值 kJ/kWh
修正后热耗率 kJ/kWh
修正后热耗率平均值 kJ/kWh
不确定度 %
附件3：
××电厂综合升级改造实施前××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试日期/时间
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
机组功率 MW
主蒸汽流量 t/h
凝汽器入口循环水温度 ℃
凝汽器压力 kPa
高厂变功率 MW
静态励磁功率（若采用） MW
公用分摊负荷 MW
厂用电率 %
厂用电率平均值 %
厂用电率修正量 %
修正后厂用电率 %
修正后厂用电率平均值 %
循环水泵运行台数 台
循环水泵（或空冷风机）功率 kW
凝结水泵运行台数 台
凝结水泵功率 kW
给水泵前置泵运行台数 台
给水泵前置泵功率 kW
电除尘器运行电场数
电除尘器功率 kW
磨煤机运行台数 台
磨煤机功率 kW
送风机运行台数 台
送风机功率 kW
引风机运行台数 台
引风机功率 kW
一次风机运行台数（若配置） 台
一次风机功率（若配置） kW
脱硫系统浆液循环泵运行台数 台
氧化风机运行台数 台
增压风机运行台数 台
脱硫系统功率 kW
主要辅机功率合计 kW
主要辅机耗电率合计 %
注：原则上试验时应记录主要辅机运行台数并测量其功率，可根据机组辅机配置情况调整本表记录和测量项目。
附件4：
××电厂××号机组综合升级改造实施前性能测试结果表
测试机组
编号 机组容量
投产日期 主机参数
冷却方式 锅炉制造厂
汽轮机制造厂
测试小组
组成 负责人 所在单位
主要成员 所在单位
测试日期 20 年 月 日 至 20 年 月 日
技术
指标 名 称 测试值
（修正后） 近2年
平均值
额定工况锅炉效率（%）
额定工况汽轮机热耗率（千焦/千瓦时）
额定工况发电厂用电率（%）
额定工况管道效率（%）
额定、纯凝工况供电煤耗(克/千瓦时)
技术指标
差异说明 请说明技术指标测试值与近2年平均值存在差异的主要原因，如差异较大，请详细分析。
注：装订时将该表装订在报告扉页。
附件4：
编号：
××××电厂综合升级改造实施后
×号机组性能测试暨实施效果报告
（提纲）
测试机构： （加盖公章）
负 责 人：
编 制 人：
编制日期： 年 月 日
一、项目简介
简要说明项目单位和机组的基本情况，包括机组容量、投产年份、机组参数、冷却方式、锅炉制造厂和汽轮机制造厂等，以及机组综合升级改造基本情况，包括已采用的升级提效技术、投资等。
二、项目评估情况
针对综合升级改造项目评估意见，简述可计列年节能量的单项改造内容，逐一说明单项改造的预期年节能量、单台机组预期年节能量、投资等内容。
三、项目实施前机组性能测试及结果
根据综合升级改造实施前机组性能的审核报告，说明机组改造前性能测试结果。
四、项目实施后机组性能测试及结果
（一）项目实施后的能源生产利用情况
说明机组改造后能源生产、转换和利用情况以及机组能效情况；编制机组能量平衡表。
（二）项目实施后机组性能测试情况
简要说明锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率和主要辅机功耗等测试的人员、仪器设备、标准、方法、条件和数据处理等内容。
（三）测试结果
明确锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率及主要辅机功耗等测试的测试结果、修正原则和方法，核定机组额定工况下的能效指标，填写测试结果表（详见附件1、附件2、附件3）。
明确给出正平衡统计、反平衡校验计算结果，若误差较大，应说明原因。
五、综合升级改造机组节能量审核
（一）年节能量的测算依据和基础数据
根据燃煤电厂综合升级改造有关规定和机组性能测试结果，列出机组测算依据和基础数据；涉及供热的改造项目，还应说明实际替代或新增替代的热负荷及供热量（统一折算到电厂供应侧），并附相关淘汰的小锅炉清单。
（二）项目年节能量审核结果
严格按规定计算方法测算年节能量，详细说明计算方法过程；可计算年节能量的改造单项，须逐项列明计算过程和计算方法；详细说明公用系统节能或联合节能效果的分摊原则及方式。
填写××电厂综合升级改造××号机组实施效果审核表（详见附件4）。
附件：
1、××电厂综合升级改造实施后××号机组锅炉性能测试结果表
2、××电厂综合升级改造实施后××号机组汽轮机性能测试结果表
3、××电厂综合升级改造实施后××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
4、××电厂综合升级改造××号机组实施效果审核表
附件1：
××电厂综合升级改造实施后××号机组锅炉性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
测试日期/时间
机组功率 MW
过热蒸汽流量 t/h
过热蒸汽压力 MPa
过热蒸汽温度 ℃
再热蒸汽压力 MPa
再热蒸汽温度 ℃
过热器减温水总量 t/h
再热器减温水总量 t/h
给水流量 t/h
给水温度 ℃
煤质
资料 全水分 %
空气干燥基水分 %
收到基灰分 %
干燥无灰基挥发分 %
低位发热量 MJ/kg
煤粉细度R90 %
大气条件 干球温度 ℃
湿球温度 ℃
大气压力 kPa
飞灰可燃物含量 %
底渣可燃物含量 %
空气
预热
器进
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
烟气温度 ℃
空气
预热
器出
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
排烟温度 ℃
空气预热器漏风率 %
修正后的排烟温度 ℃
试验锅炉效率 %
修正后锅炉效率 %
附件2：
××电厂综合升级改造实施后××号机组汽轮机性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
测试日期/时间
阀门开度 %
功率 MW
主蒸汽压力 MPa
主蒸汽温度 ℃
主蒸汽流量 t/h
高压缸排汽压力 MPa
高压缸排汽温度 ℃
再热蒸汽压力 MPa
再热蒸汽温度 ℃
中压缸排汽压力 MPa
中压缸排汽温度 ℃
低压缸排汽压力 kPa
给水温度 ℃
给水流量 t/h
不明泄漏量（率） %
过热器减温水量 t/h
再热器减温水量 t/h
高压缸效率 %
中压缸效率 %
低压缸效率 %
试验热耗率 kJ/kWh
试验热耗率平均值 kJ/kWh
修正后热耗率 kJ/kWh
修正后热耗率平均值 kJ/kWh
不确定度 %
附件3：
××电厂综合升级改造实施后××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
测试日期/时间
功率 MW
主蒸汽流量 t/h
凝汽器入口循环水温度 ℃
凝汽器压力 kPa
高厂变功率 MW
静态励磁功率（若采用） MW
公用分摊负荷 MW
厂用电率 %
厂用电率平均值 %
厂用电率修正量 %
修正后厂用电率 %
修正后厂用电率平均值 %
循环水泵运行台数 台
循环水泵（或空冷风机）功率 kW
凝结水泵运行台数 台
凝结水泵功率 kW
给水泵前置泵运行台数 台
给水泵前置泵功率 kW
电除尘器运行电场数
电除尘器功率 kW
磨煤机运行台数 台
磨煤机功率 kW
送风机运行台数 台
送风机功率 kW
引风机运行台数 台
引风机功率 kW
一次风机运行台数（若配置） 台
一次风机功率（若配置） kW
脱硫系统浆液循环泵运行台数 台
氧化风机运行台数 台
增压风机运行台数 台
脱硫系统功率 kW
主要辅机功率合计 kW
主要辅机耗电率合计 %
注：原则上试验时应记录主要辅机运行台数并测量其功率，可根据机组辅机配置情况调整本表记录和测量项目。
附件4：
××电厂综合升级改造××号机组实施效果审核表
测试机组
编号 机组容量
投产日期 主机参数
冷却方式 锅炉制造厂
汽轮机制造厂
改造前测试小组组成 负责人 所在单位
主要成员 所在单位
改造后测试小组组成 负责人 所在单位
主要成员 所在单位
改造前测试日期 20 年 月 日 至 20 年 月 日
改造后测试日期 20 年 月 日 至 20 年 月 日
技术
指标 名 称 改造前
（修正后） 改造后
（修正后） 改造后-改造前
额定工况锅炉效率（%）
额定工况汽轮机热耗率（kJ/kWh）
额定工况发电厂用电率（%）
额定工况管道效率（%）
额定、纯凝工况供电煤耗(g/kWh)
年节能量计算 年发电量（万kWh）
年供热量（GJ）
年综合能耗（t标准煤）
年节能量（t标准煤）
综合升级改造实施效果审核结论
根据XX电厂综合升级改造项目评估意见，XX号机组预期年节能量为 吨标准煤。经测试、审核，综合升级改造实施后，XX机组额定、纯凝工况供电煤耗可降低 克/千瓦时，改造实施后第1年实际替代分散小锅炉供热 万吉焦，实际年节能量为 吨标准煤。
综上，XX电厂综合升级改造项目XX号机组已（或未）达到预期效果。
（如果未达到预期效果）未达到预期效果的原因是：
审核组长: （签名）
审 核 员: （签名）
项目单位主要意见：
项目单位主要领导： （签名）
（项目单位公章）
注：若项目单位不认可综合升级改造实施效果审核结论，应明确注明不同或保留意见。装订时将该表装订在报告扉页。
附件5：
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试机构名单
序号 单位名称
1 西安热工研究院有限公司
2 安徽省电力科学研究院
3 浙江省电力公司电力科学研究院
4 华北电力科学研究院有限责任公司
5 江苏方天电力技术有限公司
6 广东电网公司电力科学研究院
7 山西省电力公司电力科学研究院
8 山东电力研究院
9 国电科学技术研究院
10 内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司
11 云南省电力试验研究院（集团）有限公司电力研究院
12 东北电力科学研究院有限公司
13 湖北省电力公司电力试验研究院
14 河南电力试验研究院
15 江西省电力科学研究院
16 吉林省电力科学研究院有限公司
17 湖南省电力公司科学研究院
18 河北省电力科学研究院
19 新疆电力科学研究院
20 上海明华电力技术工程有限公司
发布文号: 国能电力[2012]280号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、财政厅，国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司：
按照国家发展改革委、国家能源局、财政部《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》（发改厅[2012]1662号）要求，为进一步规范机组性能测试，确保测试结果真实可信，特制定《燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则》、《燃煤电厂综合升级改造机组性能测试技术要求》、《燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）》和《燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）》，并公布20家燃煤电厂综合升级改造机组性能测试机构名单。
现印发你们，请遵照执行。
联系人：
国家能源局电力司 王志群 68555063/68555073（传真）zhsjgz@163.com
财政部经建司 谢秉鑫 68552977/68552870（传真）nengyuanchu@126.com
通讯地址：北京市西城区月坛南街三里河南4巷1号楼420房间 国家能源局电力司火电处 100045
附件： 1、燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则
2、燃煤电厂综合升级改造机组性能测试技术要求
3、燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）
4、燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）
5、燃煤电厂综合升级改造机组性能测试机构名单
国家能源局
财 政 部
2012年8月31日
附件1：
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试管理细则
为规范燃煤电厂开展综合升级改造的机组性能测试和效果审核管理工作，制定本细则。
一、确定机组测试机构。国家能源局、财政部按照机组测试机构回避该公司系统和所在省（区、市）的原则，从机组测试机构名单中委托有关机构对燃煤电厂综合升级改造项目进行性能测试。中央财政按照相关规定支付性能测试费用。
二、制定改前测试方案。省级能源主管部门负责本地区机组性能测试的全过程协调服务，组织省级电网公司、项目单位和测试机构等制定机组改造前性能测试方案，明确测试方法、测点、条件、时限和相关责任，并报送国家能源局电力司（方案扫描版发指定邮箱）。
三、开展改前现场测试。按照测试方案，项目单位应落实测试条件；电网调度机构做好机组性能测试配合工作，妥善安排电力系统运行；测试机构在省级电网公司、项目单位配合下，独立、公正开展改造前现场测试工作。
四、编制改前测试报告。测试完成后，测试机构应按照《燃煤电厂综合升级改造实施前机组性能测试报告（提纲）》要求，编制测试报告，在5个工作日内报送国家能源局电力司、财政部经建司，抄送省级能源主管部门、财政部门和项目单位（报告扫描版发指定邮箱）。项目单位确认相关单位收到测试报告后，5个工作日内未接到抽查通知的，即可实施停机改造。
五、制定改后测试方案。机组改造完成后，省级能源主管部门组织省级电网公司、项目单位和测试机构等制定机组改造后性能测试方案，并报送国家能源局电力司（方案扫描版发指定邮箱）。除供热项目外，改造后性能测试应在改造后2个月内完成。
六、开展改后现场测试。按照测试方案，项目单位应落实测试条件，使其与改造前测试基本一致；电网调度机构做好测试配合工作，妥善安排电力系统运行；测试机构原则上应安排改造前试验人员、使用相同仪器和设备，在省级电网公司、项目单位配合下，独立、公正开展改造后现场测试工作。
七、编制改后测试报告。测试完成后，测试机构应按照《燃煤电厂综合升级改造实施后机组性能测试暨实施效果报告（提纲）》要求，编制测试报告，比对改造前、后的测试结果，进行能量平衡和能效校核，对机组改造后的能效、实际年节能量等做出结论，并在5个工作日内将测试报告报送国家能源局电力司、财政部经建司，抄送省级能源主管部门、财政部门和项目单位（报告扫描版发指定邮箱）。
八、供热项目测试报告。纯凝机组改供热和热电机组扩大供热能力的改造项目，项目单位应做好关停替代分散小锅炉的调查、记录。供热满一年（工业负荷）或一个采暖季（居民采暖负荷）后，通知测试机构校核供热量。测试机构应在补充完成供热量校核后，5个工作日内提交机组改造后性能测试报告。
九、加强监督检查。测试机构、项目单位应按档案管理相关规定，留存机组性能测试、校核、改造实施的详细资料以备检查。国家能源局将视情况委托有关机构抽查审核项目改前、改后测试报告，必要时复测机组能效。
任何单位和个人不得妨碍测试机构独立、公正开展工作。对弄虚作假、骗取政策支持的项目单位，一经查实，将收回奖励资金，取消奖励规模，并建议有关部门依法追究相关人员的责任。
测试机构应保证机组能效测试、审核报告的真实性和准确性。对弄虚作假的测试机构，一经查实，将收回测试费用，取消燃煤电厂综合升级改造从业资格，建议主管部门撤销其电力行业相关资质，并依法追究相关人员的责任。
附件2：
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试技术要求
一、锅炉性能试验及修正
（一）锅炉性能试验应执行最新版《电站锅炉性能试验规程》（GB/T 10184）或《锅炉机组性能试验规程》（ASME PTC 4.1）、《磨煤机试验规程》（ASME PTC 4.2）、《空气预热器试验规程》（ASME PTC 4.3）等规程，原则上执行高标准规程。
（二）锅炉性能试验应优先采用反平衡法，在额定工况下至少开展两次，在修正到相同条件后，两次试验结果（锅炉热效率）的偏差不大于0.35个百分点。
（三）改造前后锅炉性能试验煤种，原则上应采用设计煤种。采用其他煤种时，改造前后试验煤种收到基低位发热量（Qnet.ar）偏差不超过1200kJ/kg、收到基挥发分（Vdaf）偏差不大于3个百分点、收到基灰分（Aar）偏差不大于5个百分点。变更设计煤种的综合升级改造，改造前后锅炉性能试验煤种应分别采用对应的设计煤种。
（四）锅炉性能试验结果应按相应规程修正。若进行空气预热器、省煤器、低温省煤器等改造，应通过试验确定改造后锅炉排烟温度、空气预热器漏风率、锅炉热效率和供电煤耗变化量。若进行制粉系统、燃烧器等改造，应通过试验确定改造后磨煤机出力、制粉单耗、锅炉飞灰和底渣可燃物、锅炉排烟温度、锅炉热效率和供电煤耗变化量。
二、汽轮机性能试验及修正
（一）汽轮机性能试验执行最新版《汽轮机热力性能验收试验规程的第1部分：方法A—大型凝汽式汽轮机高准确度试验》（GB/T 8117.1）、第2部分：方法B—各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》（GB/T 8117.2）。原则上执行高标准规程。
（二）汽轮机性能试验应在额定工况下开展，不明泄漏量不大于新蒸汽流量的0.3%，试验结果不确定度不大于0.5%；汽轮机性能试验应开展两次，在修正到相同条件后，两次试验结果（汽轮机热耗率）的偏差不大于0.25%。
（三）汽轮机性能试验结果原则上应合理修正主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热器减温水流量（或过热减温水流量）和凝汽器压力（或凝汽器入口循环水温度）等参数。变更设计主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热器减温水量（或过热器减温水流量）的综合升级改造，可不修正相应参数。汽轮机冷端系统改造，可参考相应标准，通过试验确定凝汽器压力及循环水泵功耗变化后，再确定供电煤耗变化，并计算节能量。
三、厂用电率和辅机功耗试验及修正
（一）厂用电率和辅机功耗试验参照执行最新版《火力发电厂技术经济指标计算方法》（DL/T 904）。
（二）电动机变频改造或高低速改造的辅机功耗试验在75%负荷下进行，其它节省厂用电相关改造在100%负荷下进行；试验煤种要求同锅炉性能试验。
（三）厂用电率和辅机功耗试验应开展两次，在修正到相同条件后，两次试验结果（厂用电率）的偏差不大于0.1个百分点。
（四）多台机组公用系统的公用负荷原则上按原工程设计分摊，并考虑公用负荷所带系统或设备的投运情况。
（五）改造前、后厂用电率和辅机功耗试验的工况和辅机投运数量不同时，原则上应将改造前、后的试验结果均修正到机组设计运行工况，或使改造前、后实际运行工况相同。
若改造前、后的试验工况不同，应修正相关辅机功耗变化。例如，改造前、后试验中的汽轮机排汽压力不相同，导致主蒸汽流量存在差别，引起凝结水和给水流量变化，宜考虑修正相关辅机的功耗变化；改造前、后环境温度或主蒸汽流量不相同，导致锅炉给煤量和送风量存在差异，应修正磨煤机、一次风机、除尘器、送风机、引风机、脱硫系统等相关辅机的功耗变化。
若改造前、后试验的辅机投运数量不同，宜考虑修正其功耗变化对厂用电率的影响。例如，循环水泵（或空冷风机）运行数量不同，宜考虑修正该部门设备的功耗变化对厂用电率的影响。
四、供热机组试验及修正
对纯凝机组改供热或热电机组扩大供热能力的项目，机组性能试验只进行纯凝汽额定工况试验，不进行供热工况试验。其中，简单打孔抽汽供热改造项目若不涉及锅炉、汽机系统和重要辅机的升级改造，可不进行改造后性能测试。其他要求同前。
其他相关未尽技术要求适时另行明确。
附件3：
编号：
××××电厂综合升级改造实施前
×号机组性能测试报告
（提纲）
测试机构： （加盖公章）
负 责 人：
编 制 人：
编制日期： 年 月 日
一、项目简介
简要说明项目单位和机组的基本情况，包括机组容量、投产年份、机组参数、冷却方式、锅炉制造厂和汽轮机制造厂等，以及机组综合升级改造计划基本情况，包括拟采用的升级提效技术、投资等。
二、项目实施前机组性能测试及结果
（一）项目实施前能源生产利用情况
说明机组改造前能源生产、转换和利用情况以及机组能效问题；编制机组能量平衡表。
（二）项目实施前机组性能测试情况
简要说明锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率和主要辅机功耗等测试的人员、仪器设备、标准、方法、条件和数据处理等内容。
（三）测试结果
明确锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率及主要辅机功耗等测试的测试结果、修正原则和方法，核定机组额定工况下的能效指标，填写测试结果表（详见附件1、附件2、附件3）。
明确给出正平衡统计、反平衡校验计算结果，若误差较大，应说明原因。
三、项目实施前机组性能测试结论
根据改造机组性能测试结果，核定额定工况下机组锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率等主要技术指标（修正后），核算额定工况下供电煤耗；提供上述主要技术指标近2年平均值，说明与测试结果存在差异的主要原因，若差异较大，须详细分析；填写机组性能测试结果表（详见附件4）。
附件：
1、××电厂综合升级改造实施前××号机组锅炉性能测试结果表
2、××电厂综合升级改造实施前××号机组汽轮机性能测试结果表
3、××电厂综合升级改造实施前××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
4、××电厂综合升级改造实施前××号机组性能测试结果表
附件1：
××电厂综合升级改造实施前××号机组锅炉性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试日期/时间
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
机组功率 MW
过热蒸汽流量 t/h
过热蒸汽压力 MPa
过热蒸汽温度 ℃
再热蒸汽压力 Mpa
再热蒸汽温度 ℃
过热器减温水量 t/h
再热器减温水量 t/h
给水流量 t/h
给水温度 ℃
煤质
资料 全水分 %
空气干燥基水分 %
收到基灰分 %
干燥无灰基挥发分 %
低位发热量 MJ/kg
煤粉细度R90 %
大气条件 干球温度 ℃
湿球温度 ℃
大气压力 kPa
飞灰可燃物含量 %
底渣可燃物含量 %
空气
预热
器进
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
烟气温度 ℃
空气
预热
器出
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
排烟温度 ℃
空气预热器漏风率 %
修正后的排烟温度 ℃
试验锅炉效率 %
修正后锅炉效率 %
附件2：
××电厂综合升级改造实施前××号机组汽轮机性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试日期/时间
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
阀门开度 %
机组功率 MW
主蒸汽压力 Mpa
主蒸汽温度 ℃
主蒸汽流量 t/h
高压缸排汽压力 Mpa
高压缸排汽温度 ℃
再热蒸汽压力 Mpa
再热蒸汽温度 ℃
中压缸排汽压力 Mpa
中压缸排汽温度 ℃
低压缸排汽压力 kPa
给水温度 ℃
给水流量 t/h
不明泄漏量（率） %
过热器减温水量 t/h
再热器减温水量 t/h
高压缸效率 %
中压缸效率 %
低压缸效率 %
试验热耗率 kJ/kWh
试验热耗率平均值 kJ/kWh
修正后热耗率 kJ/kWh
修正后热耗率平均值 kJ/kWh
不确定度 %
附件3：
××电厂综合升级改造实施前××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试日期/时间
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
机组功率 MW
主蒸汽流量 t/h
凝汽器入口循环水温度 ℃
凝汽器压力 kPa
高厂变功率 MW
静态励磁功率（若采用） MW
公用分摊负荷 MW
厂用电率 %
厂用电率平均值 %
厂用电率修正量 %
修正后厂用电率 %
修正后厂用电率平均值 %
循环水泵运行台数 台
循环水泵（或空冷风机）功率 kW
凝结水泵运行台数 台
凝结水泵功率 kW
给水泵前置泵运行台数 台
给水泵前置泵功率 kW
电除尘器运行电场数
电除尘器功率 kW
磨煤机运行台数 台
磨煤机功率 kW
送风机运行台数 台
送风机功率 kW
引风机运行台数 台
引风机功率 kW
一次风机运行台数（若配置） 台
一次风机功率（若配置） kW
脱硫系统浆液循环泵运行台数 台
氧化风机运行台数 台
增压风机运行台数 台
脱硫系统功率 kW
主要辅机功率合计 kW
主要辅机耗电率合计 %
注：原则上试验时应记录主要辅机运行台数并测量其功率，可根据机组辅机配置情况调整本表记录和测量项目。
附件4：
××电厂××号机组综合升级改造实施前性能测试结果表
测试机组
编号 机组容量
投产日期 主机参数
冷却方式 锅炉制造厂
汽轮机制造厂
测试小组
组成 负责人 所在单位
主要成员 所在单位
测试日期 20 年 月 日 至 20 年 月 日
技术
指标 名 称 测试值
（修正后） 近2年
平均值
额定工况锅炉效率（%）
额定工况汽轮机热耗率（千焦/千瓦时）
额定工况发电厂用电率（%）
额定工况管道效率（%）
额定、纯凝工况供电煤耗(克/千瓦时)
技术指标
差异说明 请说明技术指标测试值与近2年平均值存在差异的主要原因，如差异较大，请详细分析。
注：装订时将该表装订在报告扉页。
附件4：
编号：
××××电厂综合升级改造实施后
×号机组性能测试暨实施效果报告
（提纲）
测试机构： （加盖公章）
负 责 人：
编 制 人：
编制日期： 年 月 日
一、项目简介
简要说明项目单位和机组的基本情况，包括机组容量、投产年份、机组参数、冷却方式、锅炉制造厂和汽轮机制造厂等，以及机组综合升级改造基本情况，包括已采用的升级提效技术、投资等。
二、项目评估情况
针对综合升级改造项目评估意见，简述可计列年节能量的单项改造内容，逐一说明单项改造的预期年节能量、单台机组预期年节能量、投资等内容。
三、项目实施前机组性能测试及结果
根据综合升级改造实施前机组性能的审核报告，说明机组改造前性能测试结果。
四、项目实施后机组性能测试及结果
（一）项目实施后的能源生产利用情况
说明机组改造后能源生产、转换和利用情况以及机组能效情况；编制机组能量平衡表。
（二）项目实施后机组性能测试情况
简要说明锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率和主要辅机功耗等测试的人员、仪器设备、标准、方法、条件和数据处理等内容。
（三）测试结果
明确锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率及主要辅机功耗等测试的测试结果、修正原则和方法，核定机组额定工况下的能效指标，填写测试结果表（详见附件1、附件2、附件3）。
明确给出正平衡统计、反平衡校验计算结果，若误差较大，应说明原因。
五、综合升级改造机组节能量审核
（一）年节能量的测算依据和基础数据
根据燃煤电厂综合升级改造有关规定和机组性能测试结果，列出机组测算依据和基础数据；涉及供热的改造项目，还应说明实际替代或新增替代的热负荷及供热量（统一折算到电厂供应侧），并附相关淘汰的小锅炉清单。
（二）项目年节能量审核结果
严格按规定计算方法测算年节能量，详细说明计算方法过程；可计算年节能量的改造单项，须逐项列明计算过程和计算方法；详细说明公用系统节能或联合节能效果的分摊原则及方式。
填写××电厂综合升级改造××号机组实施效果审核表（详见附件4）。
附件：
1、××电厂综合升级改造实施后××号机组锅炉性能测试结果表
2、××电厂综合升级改造实施后××号机组汽轮机性能测试结果表
3、××电厂综合升级改造实施后××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
4、××电厂综合升级改造××号机组实施效果审核表
附件1：
××电厂综合升级改造实施后××号机组锅炉性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
测试日期/时间
机组功率 MW
过热蒸汽流量 t/h
过热蒸汽压力 MPa
过热蒸汽温度 ℃
再热蒸汽压力 MPa
再热蒸汽温度 ℃
过热器减温水总量 t/h
再热器减温水总量 t/h
给水流量 t/h
给水温度 ℃
煤质
资料 全水分 %
空气干燥基水分 %
收到基灰分 %
干燥无灰基挥发分 %
低位发热量 MJ/kg
煤粉细度R90 %
大气条件 干球温度 ℃
湿球温度 ℃
大气压力 kPa
飞灰可燃物含量 %
底渣可燃物含量 %
空气
预热
器进
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
烟气温度 ℃
空气
预热
器出
口 氧量 %
二氧化碳 %
一氧化碳 %
排烟温度 ℃
空气预热器漏风率 %
修正后的排烟温度 ℃
试验锅炉效率 %
修正后锅炉效率 %
附件2：
××电厂综合升级改造实施后××号机组汽轮机性能测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
测试日期/时间
阀门开度 %
功率 MW
主蒸汽压力 MPa
主蒸汽温度 ℃
主蒸汽流量 t/h
高压缸排汽压力 MPa
高压缸排汽温度 ℃
再热蒸汽压力 MPa
再热蒸汽温度 ℃
中压缸排汽压力 MPa
中压缸排汽温度 ℃
低压缸排汽压力 kPa
给水温度 ℃
给水流量 t/h
不明泄漏量（率） %
过热器减温水量 t/h
再热器减温水量 t/h
高压缸效率 %
中压缸效率 %
低压缸效率 %
试验热耗率 kJ/kWh
试验热耗率平均值 kJ/kWh
修正后热耗率 kJ/kWh
修正后热耗率平均值 kJ/kWh
不确定度 %
附件3：
××电厂综合升级改造实施后××号机组厂用电率及主要辅机功耗测试结果表
测试单位名称
测试负责人签名
测试组成员签名
测试结果 单位 额定工况 工况2 工况3
测试日期/时间
功率 MW
主蒸汽流量 t/h
凝汽器入口循环水温度 ℃
凝汽器压力 kPa
高厂变功率 MW
静态励磁功率（若采用） MW
公用分摊负荷 MW
厂用电率 %
厂用电率平均值 %
厂用电率修正量 %
修正后厂用电率 %
修正后厂用电率平均值 %
循环水泵运行台数 台
循环水泵（或空冷风机）功率 kW
凝结水泵运行台数 台
凝结水泵功率 kW
给水泵前置泵运行台数 台
给水泵前置泵功率 kW
电除尘器运行电场数
电除尘器功率 kW
磨煤机运行台数 台
磨煤机功率 kW
送风机运行台数 台
送风机功率 kW
引风机运行台数 台
引风机功率 kW
一次风机运行台数（若配置） 台
一次风机功率（若配置） kW
脱硫系统浆液循环泵运行台数 台
氧化风机运行台数 台
增压风机运行台数 台
脱硫系统功率 kW
主要辅机功率合计 kW
主要辅机耗电率合计 %
注：原则上试验时应记录主要辅机运行台数并测量其功率，可根据机组辅机配置情况调整本表记录和测量项目。
附件4：
××电厂综合升级改造××号机组实施效果审核表
测试机组
编号 机组容量
投产日期 主机参数
冷却方式 锅炉制造厂
汽轮机制造厂
改造前测试小组组成 负责人 所在单位
主要成员 所在单位
改造后测试小组组成 负责人 所在单位
主要成员 所在单位
改造前测试日期 20 年 月 日 至 20 年 月 日
改造后测试日期 20 年 月 日 至 20 年 月 日
技术
指标 名 称 改造前
（修正后） 改造后
（修正后） 改造后-改造前
额定工况锅炉效率（%）
额定工况汽轮机热耗率（kJ/kWh）
额定工况发电厂用电率（%）
额定工况管道效率（%）
额定、纯凝工况供电煤耗(g/kWh)
年节能量计算 年发电量（万kWh）
年供热量（GJ）
年综合能耗（t标准煤）
年节能量（t标准煤）
综合升级改造实施效果审核结论
根据XX电厂综合升级改造项目评估意见，XX号机组预期年节能量为 吨标准煤。经测试、审核，综合升级改造实施后，XX机组额定、纯凝工况供电煤耗可降低 克/千瓦时，改造实施后第1年实际替代分散小锅炉供热 万吉焦，实际年节能量为 吨标准煤。
综上，XX电厂综合升级改造项目XX号机组已（或未）达到预期效果。
（如果未达到预期效果）未达到预期效果的原因是：
审核组长: （签名）
审 核 员: （签名）
项目单位主要意见：
项目单位主要领导： （签名）
（项目单位公章）
注：若项目单位不认可综合升级改造实施效果审核结论，应明确注明不同或保留意见。装订时将该表装订在报告扉页。
附件5：
燃煤电厂综合升级改造机组性能测试机构名单
序号 单位名称
1 西安热工研究院有限公司
2 安徽省电力科学研究院
3 浙江省电力公司电力科学研究院
4 华北电力科学研究院有限责任公司
5 江苏方天电力技术有限公司
6 广东电网公司电力科学研究院
7 山西省电力公司电力科学研究院
8 山东电力研究院
9 国电科学技术研究院
10 内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司
11 云南省电力试验研究院（集团）有限公司电力研究院
12 东北电力科学研究院有限公司
13 湖北省电力公司电力试验研究院
14 河南电力试验研究院
15 江西省电力科学研究院
16 吉林省电力科学研究院有限公司
17 湖南省电力公司科学研究院
18 河北省电力科学研究院
19 新疆电力科学研究院
20 上海明华电力技术工程有限公司
