T16-甩负荷试验措施

合同编号：TPRI/TR-CA-005-2011A 措施编号：TPRI/TR-T-016-2011

华能白山煤矸石电厂2×330MW机组 新建工程1号机组甩负荷试验措施

西安热工研究院有限公司

二 ○ 一 一 年 五 月

编 写：

校 核：

审 核：伍 辛 军吴 恒刚 放 运

目 录

1编制目的 2编制依据 3机组概况 4调试质量目标 5试验前应具备的条件 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组织分工 10试验仪器仪表 11安全防范措施 12附件

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； 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范》 DL/T 5437-2009 2.2 《火电工程启动调试工作规定》 1996年版 2.3 《电力建设施工及验收技术规范》 1992年版 2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.5 《电力建设安全工作规程》

2.6 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

2.7 《汽轮机甩负荷试验导则》 1996年版 2.8 《工程建设标准强制性条文电力工程部分》 2006年版 2.9 《汽轮机维护说明书》 哈尔滨汽轮机有限公司 2.10 热力系统图 华能白山电厂 2.11《汽轮机启动调试导则》 DL/T 863-2004 2.12《汽轮机调节控制系统试验导则》 DL/T 711—1999

3. 机组概况

华能白山煤矸石发电有限公司一期工程装机容量为2×330MW，汽轮机由哈尔滨汽轮机有限公司生产，其型号是NZK330－16.7/537/537，型式是亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、反动式、单抽供热、直接空冷凝汽式汽轮机。发电机型号为QFSN-330-2，采用机端变自并励静止可控硅励磁方式。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用双流环式密封瓦。锅炉型号HG-1180/17.5-L.MN1型，锅炉采用独立知识产权的循环流化床技术。采用单锅筒，自然循环，循环物料的分离采用高温绝热分离器。该机组由河北电力研究设计院设计，东北电建三公司负责机组的安装工作，长春国电建设监理有限公司负责监理工作，西安热工研究院调试技术部负责机组的分系统及整套启动调试工作。

3.1汽轮机主要技术规范（TRL工况）

型式： 亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机 型号： NZK330－16.7/537/537 主蒸汽压力： 16.7 MPa(a) 主蒸汽温度： 537 ℃ 主蒸汽流量： 1120t/h 再热蒸汽压力： 3.42 MPa

再热蒸汽温度： 537 ℃ 低压缸排汽压力： 30 kPa(a) 配汽方式： 复合调节 额定给水温度： 276.5 ℃ 额定转速： 3000 r/min 低压末级叶片长度：680 mm

回热系统： 三高、三低、一除氧共7级 启动及运行方式： 高中压缸联合启动 允许周波变化范围：48.5Hz-50.5 Hz 调节控制系统型式：全电调型DEH控制系统 通流级数： 1＋12+11＋2×5=34级 盘车转速： 3.35 r/min

转 向： 从汽轮机端向发电机端看为逆时针

3.2发电机主要技术规范

型 号： QFSN-330-2 额定容量： 330 MW 最大连续出力： 363 MW 额定功率因数： 0.85（滞后） 额定电压： 20 kV 额定转速： 3000 r/min 周波： 50 Hz 接法：

Y-Y

冷却方式： 水-氢-氢 励磁方式： 静止自并励 额定励磁电压： 356 V 额定励磁电流： 2756 A 额定氢压： 0.3 MPa (g)

4. 调试质量目标

符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

5. 试验前应具备的条件

5.1实施措施应具备的组织条件

5.1.1成立华能白山1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，进行试验方案讨论会审、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，指导运行操作和试验数据的测试及整理； 5.1.5生产单位负责甩负荷试验中运行设备的各项操作及事故处理，并协助调试单位做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技术措施的会审和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由1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。

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实施试验应具备的技术条件

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，电超速试验合格，并正常投入，手动停机装置动作正常；

5.2.4汽机主汽门、调门、关闭时间及行程符合要求，门杆不卡涩； 5.2.5主汽门、调门活动试验及严密性试验合格；

5.2.6汽机防进水保护试验合格：抽汽逆止门联锁动作正常，关闭严密，关闭时间符合要求；

5.2.7汽机润滑油供油系统切换试验和发电机密封油泵联锁动作正常，油系统油质合格； 5.2.8高加水位调节门自动正常，抽汽回热系统联锁保护动作合格； 5.2.9高、低加疏水管道支吊架稳固可靠；

5.2.10低压侧疏水扩容器喷水减温自动可靠，支吊架应稳固； 5.2.11排汽缸喷水投入正常；

5.2.12汽机的振动、膨胀、胀差、汽缸温差等重要指标合格； 5.2.13小汽机给水泵出口逆止门动作正常，关闭严密；

5.2.14辅助蒸汽、除氧器及汽动给水泵汽源切换试验己完成，备用汽源应能自动投入；

5.2.15锅炉过热器、再热器安全阀应热态调试校验合格； 5.2.16锅炉燃烧系统初调试验已完成；

5.2.17锅炉过热器、再热器各级减温水阀严密性试验符合要求； 5.2.18锅炉汽水品质(PH，Fe，SiO2)达到设计要求； 5.2.19发变组保护调试工作结束，已按保护定值单进行整定； 5.2.20发电机主断路器和灭磁器开关跳、合正确； 5.2.21发电机自动励磁机调节器调试正常； 5.2.22厂用电源可靠；

5.2.23柴油发电机调试工作结束，并投于备用状态；

5.2.24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； 5.2.25 DEH、BMS、DAS、SCS、CCS、TSI、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；

5.2.26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； 5.2.27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；

5.2.28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； 5.2.29汽机转速测量系统应具有故障情况下的判断和限制功能； 5.2.30生产单位己制定出相应的操作措施和反事故措施； 5.2.31测试人员安排就绪并经过演习，各岗位人员布置己落实； 5.2.32试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员；

5.2.33甩负荷试验技术方案已经会审并经试运总指挥批准，甩负荷试验己取得电网调度的同意；

5.2.34试验条件检查项目及准备性试验己全部完成，重要操作岗位人员布置已落实(见附件1、2、3)。

6. 调试项目及方法

6.1试验项目

用常规法，突然断开发电机主断路器，使机组与电网解列，通过甩去50%及100%额定负荷的两个阶段试验，考核汽机调节系统动态特性。 6.2试验要求

6.2.1甩负荷时，机组联锁保护全部投入(机组大联锁保护除外)，回热系统全部投入。 6.2.2调节系统动态过程应迅速稳定，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应不大于5％，否则将不可进行甩100％额定负荷试验；甩100％额定负荷后，最高飞升转速不应超过危急保安器动作转速）。

6.2.3甩负荷后，机组应能维持空负荷稳定运行：汽机不停机，不超速；发电机不过压。 6.2.4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。

6.3试验方式

6.3.1旁路投入“自动”方式。

6.3.2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，测取汽机调节系统动态特性和机组有关运行参数。 6.3.3甩负荷后，注意监视过热汽及再热汽压力。 6.3.4甩负荷时发电机AVR投“自动”。

6.3.5甩负荷试验结束后汇报总指挥，然后打闸停机。 6.4操作要点

6.4.1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。

6.4.2转速超过3300 r/min动作值，立即打闸停机，如有异常应破坏真空停机。 6.4.3旁路开启后，检查旁路管道有无振动现象。

6.4.4开启本体及主蒸汽、再热蒸汽管道近汽机侧的疏水阀，当确认有水倒入汽缸内(汽缸温度快速下降)，应立即停机。 6.4.5注意调整给水量，严防汽温突降。

6.4.6注意过热器减温水的调节，防止甩负荷时汽温突降。 6.4.7试验前机组运行工况调整确认项目见附件4。 6.4.8试验时作好相关试验数据记录。 6.5试验步骤 6.5.1试验当天

a. 柴油发电机启动，正常后置于备用位置。

a. 试验前，机组应在该试验负荷下稳定运行至少2小时。 b. 将发电机的功率调到预定值。 c. 保持汽机进口蒸汽状态恒定。

d. 调整给煤量，保证机组负荷达到要求值。

e. 确认试验期间必须检查的参数、项目和指定操作人员(参见附件1、3)。 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试验 g . 设置录波仪来测量下列参数： [汽机侧] 汽机转速 高压调门阀位 中压调门阀位 [发电机侧] 发电机功率

6.5.2试验前的2小时

前的联络，验证呼叫联络系统已能进行试验进程的信号联络。

发电机电压 发电机电流 AVR输出电压 AVR输出电流

h. 开启汽缸疏水及抽汽逆止门前、后疏水2分钟。 i. 调整机组负荷及炉膛负压。

a. 发出“距甩负荷试验还有30分钟”的通告。 b. 确认除氧器、排气装置水位控制正常。 c. 确认DEH的功能无异常的记录。 d. 验证AVR在“自动”状态。

e. 确认旁路的控制方式在“自动”方式。 f. 确认旁路的喷水控制处于“自动”状态。 g. 主蒸汽、再热蒸汽减温水控制投“自动”。 a. 发出“距甩负荷试验还有10分钟”的通告。 b. 确认试验的监督、观察人员已在各自规定的位置上。 C. 确认甩负荷试验条件符合要求。

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及汽缸疏水阀开启向外排放1分钟。 c. 确认凝汽器、除氧器、高压和低压加热器的水位自动控制正常。 e. 确认电网周波在50±0.2Hz。

a. 发出“距甩负荷试验还有1分钟”的通告。 b. 进行试验初试状态参数记录。

a. 开始10秒钟倒计时，启动8430数据记录仪。 b. 调整锅炉减温水量。

c. 断开断路器，机组甩负荷。注意汽机转速飞升情况。

d. 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“最大值和 e. 根据锅炉上水情况，停运一台汽泵。 f. 检查旁路开启情况。

g. 视汽压上升情况可手动开启炉侧对空排汽。

h.检查汽机侧各段抽汽逆止门、电动门、高排逆止门应关闭，汽机本体疏水阀开

6.5.3甩负荷试验前的30分钟

6.5.4甩负荷试验前10分钟

6.5.5甩负荷试验前5分钟

6.5.6甩负荷试验前1分钟

6.5.7甩负荷试验开始

最小值”。

启。

6.5.8试验结束，如果下列各点均满足，则可以认为试验已经结束而汽机可在稳定转速下运转：

a. 汽机的转速稳定在3000r/min左右。 b. 旁路工作正常，蒸汽参数稳定。 c. 在现场未发现异常情况。

d. 待汽机转速稳定后，记录相关数据。 e. 试验结束后，根据情况重新并网或者停机。 f. 试验步骤见附件5。

a. 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 b. 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 c. 编写试验报告。

符合“火电工程调整试运质量检验及评定标准”试6-3-2

6.5.9试验数据整理 幅值。

子加速度、转子转动惯量、稳定时间。

7. 控制验收的技术标准 8. 安全注意事项

以下措施只涉及到试验中必须注意的安全措施，常规的电厂机组运行安全措施必须认真执行。

8.1 甩负荷处理力求迅速准确，甩负荷至空载，待转速稳定后停机。

8.2 试验期间，现场人员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。 8.2.1 汽机转速达到3300 r/min动作转速。 8.2.2 调速系统摆动无法维持机组空转。 8.2.3 汽轮发电机组振动超过规定值。 8.2.4 汽轮发电机组轴瓦温度超限。

8.2.5 主汽温度及再热汽温度下降超过规定值。 8.2.6 发电机失去密封油。

8.2.7 汽机差胀、轴位、上下缸温差、真空、高压缸排汽及低压缸排汽温度超限。 8.2.8 汽机第一级金属温度比甩负荷前突降100℃。

8.2.9发生下列情况，在遮断汽机时还应降低真空确保机组安全。

a. 机组发生强烈振动或摩擦。 b. 机组超速跳闸后转速仍不下降。 c. 因轴瓦断油或瓦温过高而停机。

8.3 旁路开启后运行人员应注意再热汽压力的变化，并同时注意排汽缸温度变化。 8.4 发电机主开关跳闸后，应监视发电机过电压情况，视情况及时灭磁。 8.5 甩负荷前，润滑油温控制在40~45℃。

8.6 对监护人员进行明确具体分工，分别监视高、中压主汽门及调门的动作情况。 8.7 机组振动、差胀、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、调门及抽汽电动门等关键部位应有人监视，以便事故处理分析。

8.8 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。 8.9 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。

9. 组织分工

按照国家能源局发布的启规（DL/T 5437-2009）分工如下： 9.1 施工单位：

9.1.1负责分系统试运的组织工作， 9.1.2负责系统的隔离工作。

9.1.3负责试运设备的检修、维护及消缺工作。 9.1.4准备必要的检修工具及材料。

9.1.5配合调试单位进行分系统的调试工作。 9.1.6负责该系统分部试运后的签证工作。 9.2 生产单位：

9.2.1负责系统试运中的启停，运行调整及事故处理。 9.2.2负责有关系统及设备的挂牌工作。 9.2.3准备运行的规程、工具、和记录报表等。 9.2.4负责试运中的巡检及正常维护工作。 9.3 调试单位：

9.3.1负责试运措施（方案）的编制工作，并进行技术交底。 9.3.2准备有关测试用仪器、仪表及工具。 9.3.3负责分系统调试的指挥工作。 9.3.4负责试验数据的记录及整理工作。 9.3.5填写试运质量验评表。 9.3.6参加分部试运后的验收签证。 9.3.7编写调试报告。 9.4 监理单位

9.4.1负责对试运措施（方案）的审核； 9.4.2负责组织试运后的质量验收签证； 9.4.3组织或参加重大技术问题解决方案的讨论；

9.4.4负责试运过程中的缺陷管理，确定消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理。

10. 试验仪器仪表

8430数据记录仪 DCS、DEH系统

11. 安全防范措施

11.1 鉴于本机组尚在试验期间，试验过程中难免出现一些问题，为了确保机组安全，应做好各种事故预想及防范措施。

11.2 对调节汽门、各抽汽逆止门卡涩异常情形的处理： 按照事故处理规程手动紧急停机； 停止抗燃油泵运行；

检查各抽汽逆止门、高中压主汽门及调节汽门关闭严密； 高中压主汽门及调节汽门严密性试验合格。

11.3 对甩负荷后高、低压缸排汽缸温度超温情形的处理：

甩负荷后当排汽缸温度高于制造厂允许温度时应及时打闸停机； 尽可能将甩负荷后空负荷运行时间控制在10min以内。

11.4 本措施未涉及的内容，可按照《防止汽轮机重大恶性事故发生的技术措施》，《锅炉防止重大恶性事故的措施》及电厂运行规程执行。

12. 附件

附件1 试验条件检查项目表

附件2准备性试验项目

附件3 各岗位人员布置

附件4 试验前运行工况确认项目

附件5 试验步骤

TPRI序号 润滑油压及油温

西安热工研究院有限公司调试技术措施 试验步骤 时间

机组振动、轴瓦温度、回油温度及差胀 各抽汽逆止门、高排逆止门及汽机本体疏水门联动正确 发电机电压 24. 录波测试动态过程工作结束后

,立即汇报总指挥 25. 确认机组运行正常，汽机转速稳定后甩负荷试验结束

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