甩负荷措试验措施Word文档下载推荐.docx
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再热汽压力：
3.218MPa
再热汽温度：
排汽压力：
5.9kPa
热耗：
7850kj/kW.h
主蒸汽流量：
1791.993t/h
再热蒸汽流量：
1491.165t/h
额定转速：
3000r/min
给水温度：
额定工况273.8℃
额定冷却水温：
24℃
1.1.2发电机
上海汽轮发电机有限公司
QFSN－600－2
额定电压：
20kV
工作转速：
励磁方式：
静态励磁
冷却方式：
水氢氢
额定氢压:
0.4MPa
2.编写依据
按部颁《火电发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》规定，机组在带负荷调试期间要对汽轮机进行甩负荷试验，本措施是依据部颁《汽轮机甩负荷导则（1996年版）》，结合本机组特点，参照制造厂说明书，设计院的系统、设计资料而编写本汽轮机甩负荷试验措施。
3.试验目的
考核汽轮机调节系统动态特性。
.
4.试验要求
4.1试验按甩50%、100%额定负荷二个阶段进行，调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。
（甩50%额定负荷后转速超调量不大于5%，否则，将不可进行100%甩负荷试验；
甩100%额定负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。
）
4.2甩负荷时，机组联锁保护全部投入（机组大联锁保护解除）；
回热系统全部投入；
锅炉不停炉，不超压；
汽机不停机，不超速；
发电机不过压。
4.3甩负荷后，机组维持空负荷运行，在主、辅机设备无异常情况条件下，应尽快并网加负荷。
4.4测取动态过程中各参数随时间变化的趋势，衡量调节系统动态特性的品质。
5.组织机构及分工
5.1已成立国华粤电台山发电有限公司#1机组甩负荷试验领导组织机构。
5.2成立由各单位有关技术人员参加的甩负荷试验指挥组，运行操作组、测试组和设备监视组。
5.3甩负荷试验要在甩负荷试验指挥组统一领导下进行前期试验方案讨论会审，条件确认，准备工作实施，试验日期安排和试验过程中指挥及试验后的工
作。
5.4调试单位负责甩负荷试验技术措施制定，指导运行操作和试验数据的测试及整理。
5.5运行单位负责甩负荷试验中运行设备的各项操作及事故处理，并协助调试单位作好试验过程中各运行参数的记录。
的全过程，并负责负荷试验的技术指导和监护。
5.6安装单位负责运行设备的监护，临时测试仪器设备的安装，并协助调试单位做好甩负荷试验的测试工作。
5.7承包公司负责试验的协调工作。
5.8组织机构示意图1，具体名单另报批。
总指挥
指挥
锅炉汽机电气
调试人员调试人员调试人员
值长
运行操作人员
6.试验条件及准备工作。
（见表一、表二、表三）
6.1DEH调节系统静态试验，功能试验，调门特性试验均已完成，达到设计要求。
6.2汽机防进水保护试验合格。
6.3高、低压加热器保护试验合格。
6.4汽机旁路调试完毕，功能试验达到设计要求。
6.5FSSS、DAS、SCS、CCS、TSI、ETS及各调节装置均已静态调试、功能试验及投用正常。
一些重要参数显示正确，如：
有功功率，调节级压力，高排压力，再热压力，主汽压力，主汽温度，汽包水位等。
6.6主要设备无重大缺陷，操作执行机构灵活可靠。
6.7机组主、辅设备的热工和电气联锁保护校验正常，安全可靠。
6.8电给泵及汽泵调试工作完成，保护完整。
6.9发变组保护校验准确。
6.10发电机主断路器和灭磁器开关跳、合正确。
6.11厂用直流电源可靠。
6.12柴油发电机调试完成。
6.13发电机自动励磁机调节器调试正常。
6.14锅炉汽包，除氧器放水阀操作正常。
6.15运行已制定出操作措施和反事故措施。
6.16汽机、电气专业已做好甩负荷试验的录波仪器接线。
6.17炉膛，燃烧器和各热面没有结焦，堵灰现象。
6.18锅炉过热汽、再热汽、汽包安全阀校验数值准确。
6.19测试人员安排就绪。
6.20热工专业已做好甩负荷试验的计算机打印准备。
6.21各岗位人员布置已落实。
6.22主汽门，调门关闭时间小于规定时间。
6.23高/中压调门行程活动试验动作正常。
6.24除氧器抽汽/辅汽切换试验，除氧器压力，温度正常。
6.25在空负荷试验期间必须确认的项目。
6.25.1汽机机械超速装置的超速试验已做好，并确认其脱扣的动作转速＜111%额定转速。
6.25.2在空负荷运转中阀切换（主汽门高压调门）试验已经完成，并确认其切换性能良好并在切换之后，高压调门的控制速度的性能良好。
6.25.3在空负荷状态下进行OPC试验中高压调门和中压调门的动作正常，并确认其在107%额定转速附近高压调门和中压调门自动关闭。
6.25.4记录空负荷运转时调门的升程（开度）。
6.25.5润滑油泵自启动试验已完成并确认其性能良好。
6.25.6保安装置的脱扣试验已全部完成，并确认其性能良好。
6.26负荷变动试验，高/中压调门灵活，无卡涩，突跳现象。
6.27厂用电切换试验，切换正常。
6.28轴封汽源切换试验，汽压，温度变化值正常。
6.29汽动给水泵汽源切换试验符合要求。
6.30制粉系统，燃烧系统初调试验已完成。
6.31汽水品质达标（PH，Fe，Sio2）。
6.32过，再各级减温水阀严密性试验符合要求。
6.33主汽门，调门严密性试验符合要求。
6.34事先必须对管道系统进行下列几个方面的检查：
6.34.1甩负荷时对管道系统可能产生的冲击。
6.34.2在甩负荷时引起的蒸汽流向的变化时汽机内的疏水路径和疏水系统是否正常。
6.34.3根据上述6.34.1和6.34.2的要求发出检查管道的布置，管道支吊架的设置。
6.34.4高、低压旁路疏水开启暖管并处于热备用状态。
6.35在转速检测信号发生器上装一只临时转速计，放置于机头上。
6.36机组已经过冷，热态启停和变工况运行，运行工况正常，机组在每一阶段运行已有一段时间，运行情况正常。
6.37吹灰应在试验前一小时投用结束，炉膛燃烧器和各级受热面没有结焦，堵灰现象。
6.38试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。
6.39甩负荷试验技术方案已经会审批准；
甩负荷试验已取得电网调度的同意。
7.试验方式
7.1突然断开发电机主断路器，机组与电网解列，甩去50%、100%额定负荷，测取汽轮机调节系统动态特性和机组有关运行参数。
7.2锅炉燃料从原燃料量减至六支大油枪运行。
7.3高排通风阀阀自动投入。
7.4高旁和低旁投入“手动”方式（解除强开信号）。
7.5甩负荷时发电机AVR投“自动”。
7.6甩负荷后，汽轮机空负荷运行稳定，其它主、辅机运行正常，立即并网加负荷。
8.操作要点
8.1甩负荷的运行方式应按本方案进行，甩负荷后的操作应依电厂运行规程及事故处理规程进行。
8.2转速超过危急保安器动作值，立即打闸停机，如有异常应立即破坏真空停机。
8.3飞升过程中如危急保安器动作而机组其它正常，则尽快恢复至3000r/min。
8.4旁路开启后，检查旁路管道有无振动现象。
8.5开启本体、过、再靠近汽机侧的疏水阀，当确认有水倒入缸内（汽缸温度快速下降），应立即停机。
8.6当锅炉泄压装置失灵，导致锅炉超压，应立即停炉，汽机打闸，开旁路。
8.7注意调整给水量，维持汽包水位，锅炉汽压上升水位则下降，但此时不要大幅度补水，随着压力降低水位上升，要严防满水或汽温突降。
8.8注意过热器减温水的调节，防止甩负荷时汽温突降，如调门漏流量大时应采取措施（就地手动阀关闭）。
8.9事先做好甩负荷后准备再并网的措施。
8.10试验前机组运行工况调整确认项目见（表四）。
8.11试验步骤见（表五）。
9.测量记录项目
9.1甩负荷试验记录表（集控）、甩负荷试验记录表（就地）（表六）。
9.2高压调门控制特性概要（表七）。
9.3录波记录项目（表八）。
9.4计算机打印记录项目（表九）。
10.安全措施
说明：
以下只涉及至试验中必须注意到的安全措施，常规的电厂机组运行安全措施必须认真执行
10.1甩负荷处理力求迅速准确，甩负荷至空载检查正常后，立即并网并加之相对应的负荷。
10.2试验期间，机头各有一人监视机组转速，随时听取各方面有关机组运行的安全情况。
当机组发生下列异常时，应立即在机头或主控打闸停机∶
10.2.1汽轮机转速达到危急保安器动作转速（指达到校验动作值）。
10.2.2调速系统摆动无法维持机组空转。
10.2.3汽轮发电机组振动超过规定值。
10.2.4汽轮发电机组轴瓦温度超限。
10.2.5主汽温度及再热汽温度下降超过规定值。
10.2.6发电机失去密封油。
10.2.7汽轮机差胀、轴位、上下缸温差、真空、高压缸排汽及排汽温度超限。
10.2.8高缸排汽温度达426℃（逆止门前）。
10.2.9调节级温度比甩负荷前突降100℃。
10.3发生下列情况，在遮断汽轮机时还应降低真空确保机组安全∶
10.3.1机组发生强烈振动或摩擦。
10.3.2机组超速跳闸后转速仍不下降。
10.3.3因轴瓦断油或瓦温过高而停机。
10.4低旁开启后运行人员应注意再热汽压力的变化，并同时注意高缸排汽温度变化。
10.5若发电机灭磁开关提前于主开关动作，应拉开发电机主开关使机组解列。
10.6发电机主开关跳闸后，应监视发电机过电压情况，发电机过电压保护拒动时，应立即手动灭磁。
10.7甩负荷前，润滑油温控制在40～45摄氏度。
10.8对监护人员进行明确具体分工，分别监视高中压主汽门、调速汽门的动作情况、机组振动、差胀、转子轴向位移、轴承温度及回油温度、凝汽器真空、润滑油压及其油温、主再热参数变化等。
真空破坏门、主汽门、调速汽门、抽汽电动门等关键部位应有人监视，以便事故处理分析。
10.9若锅炉泄压手段失灵，锅炉超压时应立即紧急停炉，并立即打闸停汽机，强开高/低旁路，以加快泄压。
10.10停机后，机组转速如不能正常下降，立即采取一切措施切断汽源。
10.11涉及安全方面的自动系统要布置专人负责，当自动失灵时，立即干预。
10.12汽机打闸后，立即开启高，低压旁路，减少燃料量。
10.13在甩负荷后，若出现汽轮机转速停留在3300r/min以上，立即打闸停机。
10.14若甩负荷试验在汽轮机机械超速试验后一个月后进行，则须重新复校汽轮机机械超速试验。
11.试验步骤
11.1试验当天
a.厂用电切换备变运行
b.除氧器抽汽切换到辅汽运行
11.2试验前的二小时
a.在做试验之前机组至少应在试验负荷下稳定运行2小时。
b.将发电机的MVAR调到预定值。
c.保持汽机进口蒸汽状态恒定。
d.投入六支大油枪，调整给煤量，保证机组负荷达到要求值。
e.选择试验期间必须检查的参数/项目和指定操作人员（参阅表-1）
f.对设置在控制室、继电器室、锅炉现场和汽机现场之间的临时通讯设置进行校验和校正。
g.验证呼叫联络系统已能进行试验进程的信号联络。
h.设置录波仪来测量下列参数：
[汽机侧]
1）汽轮机转速
2）高压调门阀位
3）中压调门阀位
4）OPC信号
[发电机侧]
1）发电机电压
2）发电机电流
3）励磁机场电压
4）励磁机场电流
11.3试验前的一小时
a）通过呼叫系统发出“距甩负荷试验还有一小时”的通告。
b）确认机组运行状态稳定。
c）一台汽泵及一台电泵运行方式
11.4甩负荷试验前的30分钟
a）发出“距甩负荷试验还有30分钟”的通告。
b）确认除氧器水位控制正常，且水位在额定水位值。
c）确认DEH的功能无异常的记录。
d）验证AVR在“自动”状态。
e）确认高压和低压旁路的控制方式在“手动”方式。
f）确认高压旁路的喷水控制和低压旁路的喷水控制处于“自动”状态。
h）主蒸汽、再热蒸汽减温水控制投“自动”。
11.5甩负荷试验前10分钟。
a）发出“距甩负荷试验还有10分钟”的通告。
b）将机组的厂用变切向启用变。
c）查明DEH负荷限止器处于“自动”状态。
d）确认试验的监督，观察人员已在各自规定的位置上。
e）投入六支大油枪。
f）由负荷调度员确认顺序。
11.6甩负荷试验前5分钟
a）发出“距甩负荷试验还有5分钟”的通告。
b）将主蒸汽、再热蒸汽进口管的疏水阀开启向外排放一分钟。
c）将汽缸疏水阀开启向外排放一分钟。
d）确认凝汽器、除氧器、高压和低压加热器的水位正常。
11.7甩负荷试验前1分钟
a）发出“距甩负荷试验还有1分钟”的通告。
b）在试验记录表上的标有“负荷”行中记入记录数据。
c）将给煤机煤量减小至最小并协调控制炉膛负压、风量。
11.8甩负荷试验开始
a）开始10秒钟倒记时，同时合上临时高速记录仪。
b）依次从上层至下层给煤机、磨煤机停，同时控制汽包水位＋100mm
c）迅速关闭减温水电动隔绝阀及相应调门。
d）断开发电机主断路器，开始甩负荷。
e）所有观察者均应记录指定他们负责记录的暂态状态下的各参数的“最大值或最小值”。
11.9甩负荷开始后
a）注意控制汽包水位，维持在-100mm。
b）手动降低油压力至0.8MPa，视汽压上升情况是否停用1到2根油枪。
c）确认高排通风阀打开。
先开低旁，后视再热器压力调整高旁开度。
11.10试验结束，如果下点均满足，则可以认为试验已经结束而汽机可在稳定转速下运转：
a）锅炉未发生MFT。
b）汽机的转速峰值限在超速脱扣值（111%额定转速）之内。
c）再热蒸汽压力控制功能正常，再热蒸汽压力稳定。
d）确认高压调门的阀位在空负荷状态。
e）能将汽机转速稳定在一个恒定值。
f）在现场未发现异常情况。
g）待汽机转速恒定后，在表-1的稳定转速栏记下转速数据。
11.11重新并网和带负荷。
11.12当状态达到稳定后，即按上述对机组重新并网（10%额定负荷）。
11.13在加负荷期间，应确认给泵和凝泵的进口/出口压力和进口滤网的压差。
11.14将主蒸汽和再热蒸汽参数尽可能地保持在规定限值的高值，在机组带上负荷时要密切地监视汽机仪表。
11.15将机组的辅助负荷从厂变切换到机组变压器。
11.16如有可能则应尽快地在机组运行的规定限度之内将机组恢复到试验前的运行状态。
12.试验数据整理
12.1根据记录整理出最高转速，以及转速，调门行程和保护动作的全过程时间及变化幅值。
12.2根据测取到的数据，计算如下参数：
动态超调量，转速不等率，动静差比，转子加速度，转子转动惯量，稳定时间。
12.3编写试验报告。
13.试验仪器
13.1微机记录仪HIOKI8825型一台
13.2数字式转速表一只
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