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甩负荷试验措施资料

　　TPRI

合同编号：

TPRI/TR-CA-014-2015A

措施编号：

TPRI/TR-TS-QJ-004

沾化汇宏一电一期4号机组

汽轮机甩负荷试验措施

西安热工研究院有限公司

二○一六年五月

编写：

陈余土

校核：

廖军林

批准：

赵景涛

1.编制目的

2.编制依据

3.机组概况

4.设备规范

5.调试前必须具备的条件

6.调试项目及方法

7.控制验收的技术标准

8.安全注意事项

9.仪器、仪表

10.附录

1编制目的

1.1考核汽轮机DEH的控制功能，评定DEH及系统的动态品质；考核自动励磁调

节器的调压性能；

1.2对相关自动/联锁/保护的特性进一步进行检验；

1.3考核机、炉、电各主、辅机的动作灵活性及适应性。

2编制依据

2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009；

2.2《火电工程启动调试工作规定》电力工业部建质[1996]40号文；

2.3《电力建设施工质量验收及评价规程》DL/T5210.3-2009；

2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力工业部建质[1996]111号文；

2.5《电力建设安全工作规程》DL5009.1-2014；

2.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发（2002）598号；

2.7《汽轮机甩负荷试验导则》电力工业部建质[1996]40号文；

2.8《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T711-1999；

2.9《C350/280-24.2/566/566型汽轮机调节保安系统说明书》哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；

2.10《C350/280-24.2/566/566型汽轮机启动运行维护说明书》哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；

2.11沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机技术协议。

3机组概况

沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂设计、生产的超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。

高中压、低压转子均是无中心孔合金钢整锻转子，型号：

C350/280-24.2/566/566。

汽轮机调节控制系统采用数字电液式调节系统（DEH，与DCS一体化），采用和利时MACSv6.5.2控制系统。

旁路系统采用35%B-MCR容量的高低压串联旁路系统。

锅炉给水系统配置两台50%容量汽动给水泵组和一台35%容量的电动调速给水泵组，机组正常运行为汽泵运行，电泵作为启动及备用泵。

4设备规范

4.1汽轮机

型号：

C350/300-24.2/566/566

制造厂：

哈尔滨汽轮机厂有限责任公司

额定出力：

350MW

最大计算功率：

383MW

主蒸汽压力：

24.2MPa（a）

主蒸汽温度：

566℃

高压缸排汽口压力（THA工况）：

4.197MPa（a）

高压缸排汽口温度（THA工况）：

316.9℃

再热蒸汽压力（THA工况）：

3.82MPa（a）

再热蒸汽温度（THA工况）：

566℃

主蒸汽进汽量（THA工况）：

1007.79t/h

再热蒸汽进汽量（THA工况）：

840.16t/h

给水温度（THA工况）：

282.7℃

额定背压（THA工况）：

0.0051MPa（a）

4.2发电机

型号：

QFa-350-2

制造厂：

山东济南发电设备厂有限公司

额定功率：

350MW

额定容量：

411.8MVA

功率因数（cosφ）：

0.85（滞后）

额定电流：

10806A

额定电压：

22kV

效率：

98.8%

额定频率：

50Hz

额定转速：

3000r/min

相数：

3

定子绕组连接方式：

YY

励磁方式：

静止励磁

冷却方式：

空冷

5调试前必须具备的条件

5.1实施措施应具备的组织条件

5.1.1成立沾化汇宏一电一期4号机组甩负荷试验领导组织机构。

5.1.2成立由各单位技术人员参加的甩负荷试验指挥组、运行操作组、测试组和设备监护组。

5.1.3甩负荷试验要在甩负荷试验指挥组统一领导下，进行试验措施讨论会审、条件确认、准备工作实施、试验日期安排、试验过程中指挥及试验后的工作。

5.1.4调试单位负责甩负荷试验技术措施制定、指导运行操作、试验数据的测试及整理。

5.1.5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。

5.1.6汽轮机制造厂现场专家应参与甩负荷试验的全过程，并负责甩负荷试验的技术指导和监护。

5.1.7施工单位负责运行设备的监护、消缺和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。

5.1.8监理单位负责甩负荷过程的监督。

5.1.9由4号机组甩负荷试验领导组织机构负责试验的领导组织及协调工作。

5.1.10组织机构

试验领导组及总指挥

现场指挥组

设备监护组运行操作组测试组

5.2实施措施应具备的技术条件

5.2.1主要设备无重大缺陷，操作执行机构灵活可靠，主要监视仪表准确。

5.2.2汽机调节系统静态试验达到设计要求，油系统油质合格。

5.2.3汽机保安系统试验动作可靠，电超速、机械超速试验合格，手动停机装置动作正常。

5.2.4汽机主汽门、调门关闭时间符合要求，阀门活动试验及严密性试验合格。

5.2.5汽机抽汽逆止门联锁动作正常，关闭严密，关闭时间符合要求。

5.2.6汽机润滑油供油系统切换试验，泵联锁动作正常，油系统油质合格。

5.2.7高、低压加热器水位自动调节正常，联锁保护动作正确。

5.2.8凝汽器疏水扩容器喷水减温自动可靠。

5.2.9低压汽缸喷水减温装置能正常投入。

5.2.10辅助蒸汽汽源、除氧器汽源及汽动给水泵汽源切换试验已完成，备用汽源应能自动投入。

5.2.11锅炉再热器安全阀、过热器安全阀应调试校验合格。

5.2.12锅炉炉膛、燃烧器和受热面没有结焦及堵灰现象。

5.2.13锅炉制粉系统、燃烧系统初调试验已完成。

5.2.14锅炉过热器、再热器各级减温水阀严密性试验符合要求。

5.2.15锅炉汽水品质（PH，Fe，SiO2）达到设计要求。

5.2.16发变组保护已按保护定值单要求全部投入，并工作正常。

5.2.17主变高压侧断路器和灭磁开关跳、合正确。

5.2.18发电机励磁系统工作正常。

5.2.19高压厂用电源已切换至备用电源，且厂用电系统运行正常。

5.2.20柴油发电机调试工作结束，并投于热备用状态。

5.2.21汽水管道的布置及支吊架的设置能经得起甩负荷时对管道系统产生的冲击。

5.2.22DEH、BMS、DAS、SCS、CCS、ETS及基地式调节装置静态调试及功能试验结束后能正常工作或投入自动，重要参数显示准确。

5.2.23机组主、辅设备的热工和电气联锁保护校验正常、动作可靠，并能满足试验要求。

5.2.24机组已经过冷、热态启动和变工况运行，运行情况正常。

负荷变动试验时，高、中压调门灵活，无卡涩、突跳现象。

5.2.25试验用的仪器、仪表校验合格，并已接入测量系统。

试验时计算机打印准备就绪。

5.2.26运行已制定出相应的操作措施和反事故措施。

5.2.27测试人员安排就绪并经过演习，各岗位人员布置已落实。

5.2.28试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。

5.2.29甩负荷试验措施已经会审批准，甩负荷试验已取得电网调度的同意。

5.2.30试验条件检查项目及准备性试验全部完成，重要操作岗位人员布置已落实。

6调试项目及方法

6.1试验项目

在ECS上手动跳开发电机出口断路器，使机组与电网解列，通过甩去50%及100%额定负荷两个阶段试验，考核汽机调节系统和自动励磁调节器的动态特性。

6.2试验要求

6.2.1甩负荷时，机组联锁保护除以下四项外，其余保护全部投入，抽汽回热系统联锁保护全部投入。

6.2.1.1甩负荷前机组撤出CCS控制方式，汽机采取DEH功率控制、锅炉采取“手动”控制；

6.2.1.2解除机、炉、电大联锁中锅炉MFT联跳汽轮机保护联锁；

6.2.1.3解除锅炉MFT联跳电动给水泵保护；

6.2.1.4高、低压旁路系统自动解除，检查高压旁路关闭严密。

6.2.2甩负荷前，辅助蒸汽切为辅汽联箱供汽。

6.2.3甩负荷前，除氧器汽源切为辅助蒸汽供汽。

6.2.4甩负荷前，汽动给水泵汽源切为辅汽供汽，启动电动给水泵，与汽泵并列运行。

6.2.5检查旁路减温系统投入自动方式。

6.2.6试启主机交、直流润滑油泵正常并且保持交流润滑油泵运行。

6.2.7调节系统动态过程应迅速稳定，并能有效地控制汽轮机在空负荷状态下稳定运行（甩50％额定负荷后转速超调量应不大于5％，否则将不能进行甩100％额定负荷试验；甩100％额定负荷后，最高飞升转速不应使超速保护动作）。

6.2.8甩负荷后，汽轮机应能维持空负荷稳定运行，不停机，不超速；锅炉安全门不动作；发电机不过压。

6.2.9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品质。

6.3操作要点

6.3.1甩负荷的运行方式应按本措施进行，甩负荷后的操作应依电厂运行规程及事故处理规程进行。

6.3.2转速超过3300r/min若保护不动作，立即打闸停机。

6.3.3甩负荷前，确保过电压保护在投入状态，过压保护出口关主汽门的压板退出，如有过电压则保护跳灭磁开关。

6.3.4低压缸排汽温度超过80℃减温水阀未开，立即手动开启，若减温水阀全开后低压缸排汽温度继续升高，则开启减温水阀旁路手动门。

若低压缸排汽温度继续升高至121℃，应手动打闸停机。

6.3.5锅炉给水调节

甩50％额定负荷前，汽泵与电泵并列运行。

甩负荷后，视情况，若辅助蒸汽量不足，汽泵手动停运，用电泵给锅炉上水。

锅炉给水量按水煤比控制，转为湿态后可根据要求改变给水量。

6.3.6锅炉燃料调节

6.3.6.1甩50％额定负荷时，提前投入等离子系统，三台磨煤机运行，在甩负荷

前5秒时停止C磨煤机，甩负荷前3秒时停止B磨煤机，只保留A磨运行，甩负荷后视情况及时恢复机组带负荷运行。

6.3.6.2甩100％额定负荷时，甩负荷前1秒手动锅炉MFT。

待试验结束，视情况恢复机组带负荷运行。

6.3.7甩负荷后的压力调节

6..3.7.1甩负荷前将高低压旁路切为手动模式，并确认高旁阀在关闭状态，低旁阀投入联锁，甩负荷后检查低压旁路阀联锁开启。

6..3.7.2甩100％额定负荷后立即手动开PCV阀，逐渐将主汽压力降低至12.0MPa以下，锅炉尽快恢复运行。

6.3.8试验前机组运行工况调整确认项目见附录5。

6.4数据测量

6.4.1甩负荷试验记录表见附录6。

6.4.2甩负荷试验录波记录项目见附录7。

6.4.3甩负荷试验计算机打印记录项目见附录8。

6.5试验步骤

6.5.1试验当天

6.5.1.1检查厂用电切换装置投运正常。

6.5.1.2柴油发电机机组试转正常后投入热备用状态。

6.5.2试验前二小时

6.5.2.1试验前，机组应在该试验负荷下稳定运行至少2小时。

6.5.2.2将发电机的功率调到预定值。

6.5.2.3确认试验期间必须检查的参数、项目和指定操作人员（参见附录3、4、5）。

6.5.2.4试验前对设置在控制室、继电器室、锅炉