019不投油最低负荷稳燃试验措施解析

1设备系统概述

1.1系统简介

唐山华润西郊热电厂三期扩建工程建设2×350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克?威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的 型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。

本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。

过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。同时为消除汽温偏差，屏式过

热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。再热器调温以烟气挡板调节为主，同时在低温再热器入口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。

每机组配置2×50%容量的汽动给水泵，机组旁路为35%容量的高低压串联二级旁路。锅炉配有8只全启式弹簧安全阀，其中分离器出口2只，过热器出口1只，再热器进口3只，再热器出口2只，过热器出口还装有1只电磁泄放阀（PCV）。

制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹系统，配置5台长春发电设备总厂制造的MPS180HP-II型磨煤机，每台磨煤机配置1台沈阳华电电站工程有限公司制造的HD-BSC26型电子称重式给煤机。燃烧设计煤种时，BMCR工况下4台运行，一台备用。锅炉燃烧系统由DRB-XCL型燃烧器、NOx喷口、隔仓式环形大风箱、炉前油系统等组成。燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，前墙3层、后墙2层燃烧器布置。每一层单墙布置4只燃烧器，共20只燃烧器。在前后墙燃烧器的上方，对冲布置一层NOx喷口，共8只NOx喷口。本工程保留常规油点火系统，并采用少油点火节油方式。故每只燃烧器均配备一套高能点火装置，可对各燃烧器实现自动点火。常规油点火系统采用简单机械雾化方式，20支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的25%设计。前墙最下层布置少油点火燃烧器。

每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的28.5VNT2600型三分仓回转容克式空气预热器，2台沈阳鼓风机集团股份有限公司生产的SFG20.5F-C5A变频调节双支撑离心式一次风机，2台沈阳鼓风机集团股份有限公司生产的ASN-2070/900型动叶可调轴流送风机，2台成都电力机械厂生产的HU25042-22型双级动叶可调轴流引风机。

锅炉排渣系统是由江苏海峰电力机械集团股份有限公司生产制造的干式除渣系统，除尘系统是由福建龙净环保股份有限公司设计制造的电袋式除尘器，锅炉除灰系统采用气力除灰，两台锅炉设两粗一细三座干灰库。烟气脱硝为选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，烟气脱硫为浙江菲达脱硫工程有限公司设计制造的石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），不设GGH，不设增压风机，不设烟气旁路。为回收烟气余热，提高机组经济性，在除尘器入口、脱硫出口分别布置烟气余热回收装置。本期工程采用“烟塔合一”的排烟方案，两台炉的脱硫后烟气通过一座冷却塔排烟。

锅炉配有炉膛安全监控系统(FSSS)、炉膛火焰电视监视装置、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏检测装置等安全保护装置。机组热控设备采用艾默生过程控制有限公司的分散控制系统（DCS）

锅炉主要设计参数见下表1，表2。

注：*1）g为表压。

**2）标准状态（温度273K，压力101325Pa）下干烟气数值，O2=6%。

1.2制粉燃烧系统简述

本工程设计煤种为蒙泰公司和伊泰公司的准格尔煤1:1混合煤，校核煤种为芦家窑和峙峰山1:1混合煤。煤质资料分析见下表：

表3 设计煤种和校核煤种的煤质分析和灰成份资料表

锅炉点火及助燃油采用0号或-10号轻柴油。冬季采用-10号轻柴油，其它季节采用0号轻柴油。柴油特性如下：

表4 燃油特性参数

采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配5台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，4台运行，1台备用，磨煤机采用长春发电设备总厂生产的MPS180HP-II型中速辊盘式磨煤机；每台磨煤机配1台给煤机，每台炉配置5台，给煤机采用沈阳华电电站工程有限公司生产的HD-BSC26电子称重式给煤机。

锅炉燃烧系统由DRB-XCL型燃烧器、NOx喷口、隔仓式环形大风箱（燃

烧器风箱和NOx风箱）、炉前油系统等组成。燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，前墙三层、后墙二层燃烧器布置。每一层单墙布置4只燃烧器，共20只燃烧器。在前后墙燃烧器的上方，对冲布置一层NOx喷口，共8只NOx喷口。

DRB-XCL型燃烧器上配有双层强化着火的调风机构，从风箱来的二次风分

两股进入到内层和外层调风器，少量的内层二次风作引燃煤粉用，而大量的外

层二次风用来补充已燃烧煤粉燃尽所需的空气，并使之完全燃烧。内、外层二

次风具有相同的旋转方向。二次风的旋流强度可以改变，其旋转气流能将炉膛

内的高温烟气卷吸到煤粉着火区，使煤粉得到点燃和稳定燃烧。采用这种分级

送风的方式，不仅有利于煤粉的着火和稳燃，同时也有利于控制火焰中NOx的

生成。燃烧器布置在炉膛的前后墙，整台锅炉共有20只燃烧器，其中10只燃

烧器的二次风顺时针方向旋转，另10只燃烧器逆时针方向旋转。

本燃烧系统设计了NOx喷口，利用空气分级燃烧的原理进一步控制烟气中NOx的生成量，其通过风箱引入的二次风及时地与炉膛内烟气混合，使进入炉

膛上部的煤粉完全燃烧。NOx喷口中心风为直流风以保持进风的刚度；外环装

有可调叶片，产生的旋转气流帮助二次风与烟气充分混合，为煤粉的后期燃烧

提供了必需的氧量，保证煤粉颗粒的充分燃尽，以控制飞灰中的含碳量。NOx

喷口可以通过调风套筒、调风盘来调节风量；同时，利用可调叶片来改变气流

的旋转强度。NOx喷口对冲布置在炉膛的前后墙上，每台锅炉共8只；其中4

只NOx喷口的二次风顺时针方向旋转，另外4只系逆时针方向旋转。

本工程保留常规油点火系统，并采用少油点火节油方式。故每只燃烧器均配备一套高能点火装置，可对各燃烧器实现自动点火。高能点火装置由点火激励器、点火杆、点火电缆、半导体火花塞、点火油枪及组合式推进装置等组成。推进装置有φ40及φ63的气缸各一个，分别带动点火杆和点火油枪实现进退动作，气缸工作压力为0.4~0.8MPa，行程为500mm。

每套高能点火装置上均装有一支点火油枪，可用来点火、暖炉、升压及引燃和稳燃所属的煤粉燃烧器。油喷嘴采用简单机械雾化方式，20支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的25%设计。

表5 燃烧器设计数据（按设计煤种BMCR（BRL）锅炉负荷）

2编制依据

1)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T 5437-2009）

2)《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T 5294-2013）

3)《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T 5295-2013）

4)《电力建设施工技术规范》第2部分：锅炉机组（DL 5190.2-2012）

5)《电站磨煤机及制粉系统性能试验》（DL/T 467-2004）

6)《电站锅炉性能试验规程》（GB 10184-88）

7)《唐山华润西郊热电厂三期扩建2×350MW热电联产机组启动调试大纲》

8)《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程主蒸汽、再热及旁路系统流程图》

9)《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程FSSS系统设计说明》

10)《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程锅炉说明书》

11)《唐山华润西郊热电厂三期扩建工程锅炉技术协议》

3组织与分工

3.1建设单位及生产单位

负责与电网调度联系，作好锅炉灭火、发电机解列的准备；将试验时的煤质及飞灰的化验分析结果提前通知调试、试验人员；运行人员负责试验过程中的操作、例行检查及运行参数的记录。

3.2施工单位

配合进行试验工作；负责试验现场的安全、消防、设备的消缺检修、治安保卫等工作。

3.3调试单位

负责编制试验措施；在试验过程中担任技术总负责，负责向所有参与试验工作人员进行技术交底，并作好事故预想，指导运行人员进行有关操作及调整；编写相应试验报告。

3.4监理单位

负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程中施工单位进行的各项工作（如安全措施审查和缺陷处理及验收等）；参与分部试运和整套启动试运工作；负责组织分部试运及整套试运的质量验收、检查评定和签证工作；负责完成监理总结。

4调试前应具备的条件

1)按照技术协议，试验时应燃用设计煤种；

2)按照技术协议，试验时应控制煤粉细度在设计规定的范围内；

3)按照技术协议，试验时应负荷逐渐下降；

4)按照技术协议，试验时应投运两台磨煤机；

5)试验前应已完成制粉系统调试及锅炉燃烧初调整试验，根据试验结果确定

最佳控制方式；

6)锅炉燃用设计煤种或事先商定的试验煤种，且试验过程中要求煤种稳定；

7)试验前锅炉运行持续时间应大于12小时，锅炉保持试验负荷稳定时间大

于2小时；

8)试验中应维持锅炉炉膛压力波动不大，燃烧稳定，火焰检测信号正常；

9)试验中高加应投入，保证机前压力稳定；

10)试验前应完成锅炉本体吹灰一次；

11)试验前油枪应能够随时投入；

5调试项目及程序

5.1试验目的

确定在不投油情况下，锅炉的最低稳燃负荷。为该机组今后的安全、经济运行和参与电网调峰找到技术依据。

检验试验结果是否与合同、设计相符，考核锅炉性能保证值。按照设计，本锅炉的最低不投油稳定燃烧负荷为30%BMCR，对应的主汽流量为342t/h。

5.2试验方法

根据试运计划的安排，本试验可在晚间机组随电网调峰运行时进行，试验计

划经上报申请批准后执行。

为了保证过热器金属壁温在正常范围内运行及合适的主、再热汽温，在条件允许情况下，要求试验过程中尽量保留对冲A/B两台磨煤机运行，以集中炉膛热负荷保证锅炉的稳定燃烧。

5.3试验步骤

1)机组降负荷，依次停E、D、C磨，待燃烧稳定后，机组电负荷逐步降低

至140 MW，继续减负荷，将总煤量逐步降低，两台磨煤量基本相当。减

煤过程应缓慢进行，同时减煤过程中应就地加强看火并及时向主控汇报着

火情况，若此时出现燃烧不好，且A、B层煤火检不稳定，应停止减煤，

待燃烧稳定后再恢复减煤。同时，注意监视炉膛出口烟温值，是否仍保持

较高水平；

2)锅炉逐步降负荷过程中，其目标值是主汽流量为342 t/h；

3)待A、B层煤火检模拟量信号强弱变化明显时即停止减负荷，从就地看火

孔观察，炉膛火焰应稳定明亮，煤火嘴着火点适宜，炉膛出口烟温不再降

低，基本趋于稳定，此时试验开始；

4)当锅炉负荷达到32%BMCR时，打开溢流阀对应的电动截止阀，为机组进

入湿态运行做准备；

5)当锅炉负荷达到30%BMCR，即主汽流量为342 t/h，稳定1小时进行工况

的确认；

6)工况确认后，维持该负荷稳定运行2小时，至试验结束。

5.4试验要求

1)试验过程中，锅炉各项保护应全部投入，为了稳定燃烧和便于控制，磨一

次风量自动和各层燃烧器二次风自动可切至手动方式运行，其余自动全部

投入；

2)试验期间，试验人员应加强就地看火，运行人员加强对火检信号及炉膛负

压、一次风量、二次风量、氧量、烟温以及受热面壁温等参数的监视。如

有较大波动应暂时停止减燃料，调整燃烧至稳定后，再继续进行试验；

3)试验中减煤减负荷的速率主要根据燃烧强度变化及燃烧稳定的情况而定，

并注意保持适当的一次风量、二次风量和氧量；减煤的同时，应适当调整

该磨的一次风量，以保证较合理的一次风速、煤粉浓度及较高的磨出口温

度；同时，适当减少二次风量，维持合理的氧量；

4)控制好煤水比和分离器出口过热度，维持机组干态运行，避免转为湿态运

行；

5)每隔15分钟记录：汽水系统、烟风系统、制粉系统的主要参数；

6调试质量的检验标准

唐山华润西郊热电厂三期扩建2×350MW热电联产机组锅炉不投油最低负荷稳燃试验调试质量按以下标准执行:

1)《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T 5295-2013）

2)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T 5437-2009）

3)《火电机组启动验收性能试验导则》（电综[1998]179号）

4)《电站锅炉性能试验规程》（GB 10184-88）

5)《唐山华润西郊热电厂三期扩建2×350MW热电联产机组启动调试大

纲》

7安全注意事项

1)现场试验人员应注意安全，配备必要的防护设备，看火时佩戴防护镜；

2)试验过程中，当发生意外或危及设备及人身安全时，试验应立即停止，

并按运行规程进行事故处理；

3)试验过程中，控制好煤水比和分离器出口过热度，维持机组干态运行，

避免转为湿态运行；

4)试验过程中，如果燃烧不稳可能发生锅炉灭火时，立即投油助燃，待燃

烧稳定后，重新开始试验；

5)试验过程中，当发现个别煤火嘴燃烧不稳时，应停止减负荷，调整燃烧，

待稳定后，方可继续减负荷；

6)试验过程中，禁止进行锅炉本体吹灰及其他影响锅炉燃烧的工作；

7)试验过程中其它安全注意事项按《运行规程》处理。

8调试项目的记录内容

锅炉主要辅机投运情况及运行参数记录表

汽动给水泵A

汽动给水泵B

引风机A

引风机B

送风机A

送风机B

一次风机A

一次风机B

空预器A

空预器B

密封风机A

密封风机B

磨煤机A

磨煤机B

机组甩负荷试验方案

1 概况 公司1号汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的N135-13.24/535/535型超高压、双缸双排汽、单轴反动式纯凝汽汽轮机，其再热蒸汽采用高、低压两级串联旁路系统，配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS-135-2型双水内冷发电机。 该机调速保安系统采用低压透平油(DEH)数字电液控制系统、TSI 汽轮机监视系统、ETS紧急跳闸系统、以及防止汽轮机甩负荷超速的OPC保护系统。 按照启规的要求，1号汽轮机在启动调试期间，应进行甩负荷试验。为此,特制定本试验方案。 2 试验目的 对新投产机组应进行甩负荷试验，保证机组投入生产后能够安全稳定地运行。试验达到如下目的： 2.1 考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速，且能够维持空负荷运行。 2.2 测取机组甩负荷后的动态过渡过程特性曲线。 3 依据标准 3.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》［电力部电建(1996)159号］。 3.2 《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)［DL 5011-92］。 3.3 《汽轮机甩负荷试验导则》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。 3.4 汽轮机相关设备制造厂家图纸、说明书及设计院设计的有关图纸和资料。 4 组织与分工 甩负荷试验因参加试验的单位多,涉及面宽,要做好试验,组织协调工作十分重要。 4.1 成立试验指挥组 组长：由生产单位副总经理担任

副组长：由调试单位，吐电工程部、监理单位、安装单位的主要负责人及建设单位运行部主任担任。 成员：建设单位、调试单位、监理单位，吐电工程部和安装单位各专业负责人，生产单位当班值长 4.2 分工 4.2.1 生产单位 负责甩负荷试验中厂内部各部门之间的协调及安全工作；负责与省调度中心联系运行方式及相关工作；负责甩负荷试验过程中的运行操作和设备巡检工作。 4.2.2 调试单位 负责甩负荷试验过程的组织指挥及技术工作。 4.2.3 吐电工程部 负责甩负荷试验过程中各参建单位的协调工作。 4.2.4 监理单位 负责甩负荷试验过程中质量的监督管理工作。 4.2.5 安装单位 负责甩负荷试验过程中的现场消缺、警戒等工作。 4.3 各监控岗位 4.3.1 设立汽机监视岗位(共5人) 汽机转速监视1人、危急时打闸停机1人、高中压主汽门和调门关闭监视2人、高排逆止门就地监视,必要时实施强关1人。 4.3.2 设立电气监视岗位(共4人) 在工程师站电厂电气人员手动跳发变组出口开关1人、保安段运行人员就地监视2人、灭磁开关联跳监视必要时在监控盘手动跳灭磁开关1人。 4.3.3 热工岗位 汽机控制盘、工程师站、热控电子间设专人值班，配合调试人员。 5 试验前具备的条件 5.1 汽机专业 5.1.1 主汽门、调门在线活动试验合格。 5.1.2 高排逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门活动及联关动作正常，

备自投负荷均分

备自投负荷均分浅析 摘要：以110kv变电站三台变压器带四段母线的典型接线方式下备自投负荷均分功能为例，介绍传统负荷均分的动作原理，探讨采用其他技术手段优化备自投负荷均分功能投入的优点，及特殊供电方式下，10kv侧双备自投装置如何配合。 关键字：备自投;负荷均分;智能投入 abstract: this paper take typical wiring of three transformers of the 110kv substation with four bus bars prepared from the cast load sharing capabilities for example, introduced the operating principle of traditional load sharing, to explore using other technical means to optimize load sharing capabilities prepared from the cast put into the advantages and special power supply, 10kv side the dual device considering how to coordinate.key words: prepared from the cast; load sharing; smart investment 中图分类号: f426.61 文献标识码:a 文章编号: 引言：随着社会经济的不断发展，工业、农业、居民等各个领域的用电需求的不断增大，对10kv系统的安全可靠供电要求越来越高。由于10kv供电系统面对的是广大用户，而系统的网络结构是辐射型供电，10kv其中ⅰ段母线的停电，就可能造成一大片区域的供电中断，由此产生经济损失无法估量，甚至有可能威胁到民众的生命。10kv系统能否可靠持续供电运行关系到千万电力用户的利

汽轮机甩负荷试验导则

汽轮机甩负荷试验导则 编写说明 1. 本导则受电力部建设协调司的委托，于1995年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。1996年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2. 本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3. 试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以及适应大容量、高自动化机组的要求。 4. 在讨论和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1.适用范围 适用各种容量的机组，为机械型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则 的基本精神编写具体的试验措施。 2.目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3.要求 3.1 机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2 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。 4.试验条件 4.1 主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2 调节系统静态特性符合要求。 4.3 保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5 抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。 4.6 高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7 高压加热器保护试验合格。 4.8 利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9 汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10 锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11 热工、电气接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12 厂用电源可靠。 4.13 发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14 系统频率保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15 试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16 试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17 已取得电网调试的同意。 5.试验方法 5.1.突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2.凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50%、100%额定负荷两级进行。当甩50%额定负荷后，转速超调量大于或5等于%时，则应中断试验，不再进行甩100%

甩负荷试验措施

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

目录 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/T 5437-2009； 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/T 5210.3-2009； 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MACS v6.5.2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

汽轮机甩负荷试验方案

XX 造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程汽轮机甩负荷试验方案 工作人员：XXX 编写人员：XXX 审核：XXX 批准：XXX XX 电力建设第二工程公司 二O—三年九月

摘要 本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1 X 50MW汽轮发电机组、350t/h 循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了汽轮甩负荷试验需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。 关键词：汽轮机；甩负荷试验；调试方案

目录 一、编制目的 (4) 二、编制依据 (4) 三、机组概况 (4) 四、设备规范 (4) 五、调试质量目标 (4) 六、调试前必须具备的条件 (5) 七、调试项目及方法 (7) 八、控制验收的技术标准 (11) 九、安全注意事项 (11) 十、组织分工 (12) 十一、仪器、仪表 (12) 十二、安全防范措施 (13) 附录1 (25) 附录2 (26) 附录3 (27)

一、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。 二、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》电建[2009] 2.2《火电工程启动调试工作规定》建质[1996]40号文 2.3《电力建设施工及验收技术规范》电技[1994]20号文 2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2006 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《DEH说明书》 2.9《EH系统说明书》 2.10有关图纸、文件、说明 三、机组概况 广州造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1X 50MW汽轮发电机组是为CC60- 8.83/1.27/0.49型双抽式汽轮机，采用数字式电液调节系统。 四、设备规范 汽轮机主要技术参数 型式冲动式、高温、高压、单缸、双抽凝汽式汽轮机 制造厂东方汽轮机有限公司 型号CC60- 8.83/1.27/0.49 型 汽轮机的额定蒸汽参数： (1) 主蒸汽压力8.83MPa 主蒸汽温度535 C

汽轮机甩负荷试验导则+

汽轮机甩负荷试验导则 电力工业部建设协调司建质【1996】40号 一九九六年五月 编写说明 1本导则受电力部建设协调司的委托。于95年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。96年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以适应大容量、高自动化机组的要求。 4在讨论稿和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1适用范围 适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 2目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3要求 3.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2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。 4试验条件 4.1主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2调节系统静态特性符合要求。 4.3保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。

4.6高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7高压加热器保护试验合格。 4.8利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11热工、电气保护接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12厂用电源可靠。 4.13发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14系统周波保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17已取得电网调度的同意。 5试验方法 5.1突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50％、100％额定负荷两级进行。当甩50％额定负荷后，转速超调量大于或等于5％时，则应中断试验，不再进行甩100％负荷试验。 5.3可调整抽汽式汽轮机，首先按凝汽工况进行甩负荷试验，合格后再投入可调整抽汽，按最大抽汽流量甩100％负荷。 5.4试验应在额定参数、回热系统全部投入等正常运行系统、运行方式、运行操作下进行。不能采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、停机等试验方法。5.5根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验之前。对设备的运行状态及运行参数的控制方法等，可以作适当的操作和调整。 5.6甩负荷试验准备工作就绪后，由试验负责人下达命令，由运行系统进行甩负荷的各项工作。 5.7在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未终止之前，不可操作同步器(具有同步器自动返回功能的电液调节系统除外)。

甩负荷试验方案

编号： 华润电力蒲圻电厂二期（2×1000MW级） 超超临界燃煤发电机组工程 四号机组汽轮机甩负荷试验方案 湖北中兴电力试验研究有限公司 二○一三年四月

合同编号 HT/JS-Z-2011-135 文件编号 HRPQ-4-2123 出版日期 2013-04-30 版 本 号 A/0 编写人：王广庭 审核人：张才稳 批准人：刘绍银

华润电力蒲圻电厂二期（2×1000MW级） 超超临界燃煤发电机组工程 四号机组汽轮机甩负荷试验方案 1 目的 本方案的目的是给出汽轮机甩负荷试验程序，确保甩负荷试验安全、顺利进行，以考核汽轮机调节系统动态特性和各主、辅机设备对甩负荷工况的适应性。 2 编制依据 2.1 《火力发电厂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》 建质[1996] 40号 2.3 《电力建设安全施工管理规定》 电建[1995]671号 2.4 《电力安全工作规程（发电厂和变电站）》DL408-91 2.5 《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）2010版》 2.6 《电力生产安全工作规定》国电办[2000]3号 2.7 《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》国电发[2000]589 号 2.8 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》建质[1996]111 号 2.9 《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 2.10 《汽机启动调试导则》 DL/T 852-2004。 2.11 《汽轮机甩负荷试验导则》建质（1996）40号 2.12 《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL- T 8242002。 2.13 《汽轮机转速控制系统验收试验标准》JB4273-1999。 2.14 《电力建设工程质量监督检查典型大纲(火电、送变电部分)2009版》 2.15 湖北中兴电力试验研究有限公司质量、职业健康安全及环境管理体系。 2.16 有关行业和厂家的技术标准。 2.17 设计院相关图纸及厂家说明书。 2.18 甲方相关管理规定。 3 设备及系统 华润电力蒲圻电厂二期（2×1000MW级）超超临界燃煤发电机组工程的汽轮机由上海汽轮机厂生产，超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机组。 汽机主机采用DEH调节控制系统，机组的启动、停止、正常运行和异常工况

汽轮机甩负荷方案

目录 1 调试依据 (1) 2调试目的 (1) 3调试对象及范围 (1) 4调试前应具备的条件 (1) 5调试方法及工艺流程 (2) 6调试步骤、作业程序 (3) 8调试验评标准 (5) 9环境、职业健康、安全、风险因素控制措施 (5) 10实验记录和监视 (6) 11组织分工 (6)

1 调试依据 1.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 1.2 《火电工程启动调试工作规定》 1.3 《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》 1.4 《电力建设施工质量及评价规范》汽轮机机组篇（2009年版） 1.5 《火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（2009年版）及相关规程》1.6 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（2009年版）》； 1.7 《汽轮机甩负荷试验导则》 2调试目的 2.1测取汽轮发电机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调门开度等主要参数随时间的变化规律，以便于分析考核调节系统的动态品质。 2.2 了解机、炉、电部分设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力。 3调试对象及范围 3.1汽轮发电机组及主要配套辅助设备，以及相关的自动控制系统。 4调试前应具备的条件 4.1汽机专业应具备的条件 4.1.1汽机各主辅设备无重要缺陷，操作机构灵活，运行正常。 4.1.2调节系统静态特性符合设计要求，各阀门校验试验合格。 4.1.3各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求。 4.1.4超速保护动作可靠，提升转速试验合格。 4.1.5远方与就地手动停机试验合格，动作可靠。 4.1.6主汽门严密性试验合格。 4.1.7汽机所有停机保护联锁及顺控经过确认，动作可靠。 4.1.8所有抽汽逆止门、排汽逆止门联动正常，关闭迅速无卡涩现象。 4.1.9经空负荷及带负荷试验，汽机主辅设备运转正常，各主要监视仪表指示正确。 4.1.10调节保安系统用油的油质完全符合要求。 4.1.11交、直流润滑油泵启停和联锁正常。 4.1.12隔离三段抽汽至除氧加热供汽。 4.1.13减温减压器暖管充分，可根据需要随时投入。

继电保护二次核相、带负荷试验方法

核相、带负荷实验报告 一、实验介绍 核相：新发电站并网，新变电站投产前，经常要做核相试验，现场所说的核相，包括核对相序和核对相位。核对相序，主要是为了发电机、电动机的正常工作。在电力生产实践中，发电机并网前必须核对相序的试验，相序不对，发电机是无法并网的，强行并网会造成设备损坏。在电网的改造中，也应该注意保持电网原有的相序，以免给用户带来麻烦。（变电站常见的二次核相主要是指在一次同源电压下，核准不同电压互感器感应出的二次电压幅值、相序符合要求，验证电压二次回路接线正确性。） 带负荷：带电负荷校验是建设电力系统时必须开展的一项工作，只有进行负荷校验才能够有效判断竣工后的输电工程、投入使用的新型电力设备是否处于正常工作状态。在进行负荷校验的过程中，控制好继电装置，使其处于可靠运行以及安全运行状态，是保障电力工程当中的一次设备能够投入使用的前提条件，同时也是校验二次设备运行质量的重要途径。此外，在建设电力基础设施的过程中，也必须开展负荷校验工作，只有校验带电负荷，才能够对电力系统当中的接线方式以及保护装置设计方案进行有效检查，便于及时找出错误的接线方式，并完善保护装置设计方案。带负荷试验也是验证电流二次回路接线正确性的重要手段，电流回路有改动的工作在投运前均需进行带负荷试验。 二、实验目的 1. 110kV莫宁变110KV I母PT核相试验； 2. 110kV莫宁变新莫1375线带负荷试验； 3. 220kV乐新变110KV I母线PT进行核相试验，并分析故障的类型。 三、实验器材 万用表、核相矢量分析仪、钳形表、一字螺丝刀 四、实验方法 1.110kV莫宁变110KV I母PT核相试验。对110kV莫宁变110kV母设/PT 并列屏进行操作，先了解并列屏电压、电流回路接线，通过母线压变，使用万用表取莫宁变两条母线三相及三相之间的二次电压，得到数据进行分析。 2. 110kV莫宁变新莫1375线带负荷试验。先记录新莫线1375的功率流动情况，以从母线流到线路为正方向，P=-3 3.44MW，Q=8.56Mvar，线路电流为I=252.57A。对110kV莫宁变#1主变保护屏进行操作。使用核相分析仪分别测量高压侧ABC三相新莫线1375电流以及莫宁变低压侧三相电压以及同相电流与电压的角度差。测试原理图如图1所示。

甩负荷试验措施

甩负荷试验措施 TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施 TPRI 合同编号：TPRI/TR-CA-014-20XXA 措施编号：TPRI/TR-TS-QJ-004 沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机 西安热工研究院有限公司 二○一六年五月 TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施 编写：校核：批准：陈余土廖军林赵景涛 TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施 目录 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 编制目的编制依据机组概况设备规范 调试前必须具备的条件调试项目及方法控制验收的技术标准安全注意事项仪器、仪表 10. 附录 TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施 1 编制目的 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； 对相关自动/联锁/保护的特性进一步进行检验；考核机、炉、电各主、辅机的动作灵活性及适应性。 2 编制依据 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》 DL/T 5437-20XX； 《火电工程启动调试工作规定》电力工业部建质[1996]40号文；《电力建设施工质量验收及评价规程》DL/T ； 《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；《电力建设安全工作规程》； 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发598号；《汽轮机甩负荷试验导则》电力工业部建质[1996]40号文；《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T711-1999；《C350//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； 《C350//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； 沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机技术协议。 3 机组概况

汽轮机甩负荷方案43989

目录 1 编制依据 (2) 2 试验目的 (2) 3 试验范围 (2) 4 试验要求 (2) 5 试验前应具备的条件 (2) 6 试验方案 (3) 7 甩负荷前的准备工作 (3) 8 试验前的组织分工 (4) 9 试验记录与监测 (5) 10 试验步骤及操作注意项……………………………………………………………… 5 11 安全注意事项 (7) 一、编制依据 1.1《火电工程启动调试工作规定》 1.2《汽轮机甩负荷试验导则》 1.3 制造厂技术资料

二、试验目的 2.1测取汽轮发电机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调门开度等主要参 数随时间的变化规律，以便于分析考核调节系统的动态品质。 2.2 了解机、炉、电部分设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力。 三、试验范围 #1汽轮发电机组及主要配套辅助设备，以及相关的自动控制系统。 四、试验要求 4.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使超速保护动作。 4.2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。 五、试验前应具备的条件 5.1汽机专业应具备的条件 5.1.1汽机各主辅设备无重要缺陷，操作机构灵活，运行正常。 5.1.2调节系统静态特性符合设计要求，各阀门校验试验合格。 5.1.3各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求。 5.1.4超速保护动作可靠，提升转速试验合格。 5.1.5远方与就地手动停机试验合格，动作可靠。 5.1.6主汽门严密性试验合格。 5.1.7汽机所有停机保护联锁及顺控经过确认，动作可靠。 5.1.8经空负荷及带负荷试验，汽机主辅设备运转正常，各主要监视仪表指示正确。 5.1.9调节保安系统用油的油质完全符合要求。 5.1.10交、直流润滑油泵启停和联锁正常。 5.1.11旁路暖管充分，可根据需要随时投入。 5.2锅炉专业应具备的条件 5.2.1锅炉主辅设备无重大缺陷，运行正常。 5.2.2过热器及再热器安全门整定合格，向空排汽阀、事故疏水阀及各减温水阀开关灵

柴油发电机运行规程

柴油发电机系统柴油发电机组（GEP700—1）技术规范： 发电机规范：

柴油机规范：

电气性能： 发电机短时过载能力为150％额定容量，时间30s。 12小时内允许超载10％运行1小时。 蓄电池、充电器为浮充，电压低于25V时大电流恒充，高于25伏时改为小电流涓充，充电装置输入为220V交流电。 并网控制屏上设有四个切换开关： （1）、机组控制模式选择开关SW1有“AUTO（自动）”、“MAN（手动）”、“OFF（停止）”位，用于选择柴油发电机出口开关的控制方式。 （2）、系统控制模式选择开关SW2有“AUTO（自动）”、“MAN（手动）”、“OFF（停止）”位，用于选择启动柴油发电机的方式；“AUTO”为“远控”方式，“MAN”为“就地”方式。 （3）、并网系统模式选择开关SW3有“测试1”、“测试2”“自动”“试运行”、“OFF”位，用于有载试验、柴油发电机组备用、空载试转。

（4）、市电恢复选择开关SW4有“工作A”、“工作B”、“停止”位，用于选择保安A（B）段与工作PC A（B）段自动同期并列。 柴油发电机的运行方式： #1、#2机组各配置一台柴油发电机组，柴油发电机正常备用时，柴油发电机在“自动”位；并网控制屏上“并网系统模式选择开关SW3”在“自动”位，“机组控制模式选择开关SW1”在“AUTO（自动）”位，“系统控制模式选择开关SW2”在“AUTO （自动）”位。 每台机组有保安PCA段和PCB段两段母线，工作电源分别由380V工作PCA段和380V 工作PCB段供电，柴油发电机同时做为保安PCA段和PCB段的应急备用电源。 当任一保安PC段失电后，若另一保安PC段有电压，则发出信号并自动合上保安PC段联络开关；若无电压，则同时合保安PC段备用电源开关及柴油发电机配电盘进线开关，由保安变供电；若保安备用段无电压，则起动本机组的柴油发电机组，待转速和电压达到额定值后，合上柴油发电机出口开关及失电保安PC段备用电源开关，向失电的保安段供电。柴油发电机具有三次自启动功能，连续三次启动失败则发出失败信号，并闭锁自启动回路。 当保安段工作电源恢复后，若保安段由保安变带时，则采取先断后合的方法进行电源切换，具体为：先将保安段上所有负荷停运，退出此保安段失电联合此保安段联络开关、备用电源开关的联锁及压板，断开此保安段备用电源开关，再合上此保安段工作电源开关，再投入所退联锁及压板；若保安段由柴油发电机带时，则采取同期并列方式进行电源切换，详见柴油发电机组停运步骤。

甩负荷试验措施模板

#1机组甩负荷试验三项措施 批准: 审核: 编写: 李卷成 甘肃电投张掖发电有限责任公司 11月16日

1 试验目的 汽轮发电机组的甩负荷试验是火力发电厂基建达标投产的一项重要内容, 经过甩负荷试验能够检验机组各个环节对甩负荷工况的适应能力, 对提高机组的动态品质, 保障投产后机组的安全运行均具有重要的现实意义; 其目的主要是: 1.1 测定控制系统在机组突然甩负荷时的动态特性, 它包括: 1.1.1测量汽轮发电机组甩负荷时的最高飞升转速; 该值应小于超速保护装置动作值; 1.1.2甩负荷后的转速过渡过程, 该过程先飞升后衰减。转速振荡数次后趋于稳定, 并在3000r/min左右空转运行, 具备并网条件; 1.1.3测定控制系统中主要环节在甩负荷时的动态过程; 1.2 检查主机和各配套设备对甩负荷的适应能力及相互动作的时间关系。为改进机组动态品质, 分析设备性能提供数据。 1.3进行汽轮机调节系统的验收试验。 2 编制依据 2.1《汽轮机调节控制系统试验导则》 中华人民共和国国家经济贸易委员会(DL/T 711—1999 ) 07月01日 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 原电力工业部建设协调司发布( 1996年版) 2.3《火电工程启动调试工作规定》原电力工业部建设协调司发布( 1996年版)

3 调试对象及简要特征介绍 3.1汽轮机技术规范 3.1.1制造厂: 东方汽轮机厂 3.1.2型号: N300—16.7/537/537-8型, 亚临界、一次中间再热、单 轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机; 3.1.3额定功率: 300 MW 3.1.4最大功率: 333 MW 3.1.5额定工况参数: 主汽阀前压力16.67 MPa 主汽阀前温度537 ℃ 主蒸汽流量899.6 t/h 再热汽压力 3.181 MPa 再热汽温度537 ℃ 凝汽器排汽压力0.0053 MPa 3.1.6最大允许系统周波摆动48.5～51.5 Hz 3.1.7空负荷时转速波动±1 r/min 3.1.8高中压转子临界转速 一阶1750 r/min 二阶＞4000 r/min 3.1.9低压转子临界转速 一阶1688 r/min 二阶3654 r/min

甩负荷方案

南京南钢产业发展有限公司综合利用放散高炉/转炉煤气发电 工程 50MW机组甩负荷试验方案 1 试验目的 1.1 考核汽轮机调节系统动态特性。 1.2 考核各主、辅机设备对甩负荷工况的适应性。 2 编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 2.2《汽轮机甩负荷试验导则》 2.3制造厂家说明书 2.4电厂运行规程 2.5 设计院设计资料 3 试验应具备的条件 3.1 主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 3.2 油质化验合格，DEH调速系统调试完毕，静态特性符合要求。 3.3 ETS危急遮断系统和危急保安系统动作可靠，远方和就地手动停机动作可靠。超速试验（103%、110%、电超速、机械超速）合格，各动作转速均符合要求。喷油试验合格。OPC超速保护功能动作可靠。 3.4 主汽阀、调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 3.5 抽汽逆止阀、高排逆止阀联锁动作正常，关闭迅速严密。 3.6 高压启动油泵、交、直流润滑油泵联锁动作正常，投入联锁备用。 3.7 高、低压加热器保护试验合格。 3.8 辅助蒸汽联箱由邻机供（或由主蒸气供），除氧器、汽封系统的备用汽源应能自动投入。 3.9 锅炉汽包、过热器安全阀调试、校验合格，电磁泄压阀开、关灵活无卡涩。 3.10 辅助联箱安全门、除氧器安全门调校合格。

3.11 汽包及除氧器事故放水门动作正常无卡涩。 3.12 热工、电气各项联锁保护接线正确，经试验检查动作可靠，并能满足试验的特殊要求。 3.13 厂用电带负荷切换正常，UPS电源切换正常，直流电源电压正常。 3.14 发电机主开关和灭磁开关跳、合正常。 3.15 自动励磁调节系统试验合格。 3.16 DCS具备事故追忆和成组数据打印功能，DEH具备CRT运行参数曲线和数据打印功能。 3.17 运行单位制定出详细的操作措施，并经过必要的演习。 3.18 系统周波保持在49.8～50.2HZ以内，系统留有备用容量。 3.19 机头安装一台数字转速表，试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 3.20 成立试验领导机构，明确了组织职责分工。 3.21 已取得电网调度的同意。 4 组织分工 4.1 在启委会授权下成立甩负荷试验领导小组，负责甩负荷试验方案的审批和各参加试验单位间的组织协调及与电网调度间的协调工作。 4.2 调试单位负责甩负荷试验方案的编制、技术交底、操作指导；负责甩负荷过程中临时外接参数的记录；负责整个试验过程的指挥工作。4.3 安装单位负责对主要设备进行监护、维护工作；负责试验表计、装置的接线工作。 4.4 电厂根据甩负荷试验方案制定详细的操作措施和反事故措施，负责试验操作和事故处理。 5 试验步骤 5.1试验按甩50%、100%额定负荷两级进行。（当甩50%额定负荷后，转速超调量大于5%时，则应中断试验，不再进行甩100%额定负荷试验，并对超调原因进行分析） 5.2有关试验人员和电厂运行人员对主机、辅机及系统进行全面检查，确认满足甩负荷条件后，向总指挥汇报，总指挥接到调通局甩负荷试验许可令后，即可下令试验指挥进行甩负荷试验。 5.3所有试验、运行、监护人员到位。

带负荷测试的判别

带负荷测试的判别 一、判别线路电压（TYD）和母线电压（PT）核相 1、线路电压Ux取57.7V： （1）方法：在带电后测线路电压Ux和母线电压Ua的压差和相角差。（2）合格标准：如Ux取a相,则测得压差约为零,相角差约为零，如Ux不取a相，则要选择相应的母线相电压作为对比。 2、线路电压Ux取100V： （1）方法：在带电后测线路电压Ux和母线电压Ua的压差和相角差。（2）合格标准：测得压差约为57V，相角差约为30度，如Ux不取a相，则要选择相应的母线相电压作为对比。 二、判别不同母线电压核相 1、同电压等级两PT核相： （1）方法：在带电后测Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差和相角差。 （2）合格标准：Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差和相角差约为零。 2、不同电压等级两PT核相： （1）方法：在带电后测Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差和相角差。 （2）合格标准：如变压器接线组别为Yd11，则Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差约30V，相角差约为30度。 三、以负荷特性为基准判别 1、带容性负荷时极性判别： （1）方法：新投运变电站仅投电容器组后带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后判别。 （2）标准：送电侧开关潮流P约为零，Q为负值则极性正确(即以母线为极性端)，受电侧反之。 2、带感性负荷时极性判别：

（1）方法：新投运变电站投一般用户负荷(无小水电或无功补偿等负荷)后带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后判别。 （2）合格标准：送电侧开关潮流P为正，Q为正值则极性正确(即以母线为极性端)，受电侧反之。 四、以上级已运行设备潮流为基准判别 1、以对侧线路开关潮流为基准： （1）方法：新投运线路开关带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后与对侧潮流数据综合判别。 （2）合格标准：两侧开关潮流P和Q值相位相反，大小相同则极性正确(即以母线为极性端)。 2、以同母线的其它开关潮流为基准： （1）方法：新投运线路或变压器开关带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后与同母线其它潮流数据综合判别。 （2）合格标准：同母线其它开关潮流之和与本开关潮流P和Q值相位相反，大小相同则极性正确(即以母线为极性端)。 五、变压器差动保护差流测试 1、方法：变压器新投运或大修技改后投运，记录差动保护的差流值； 2、合格标准：差流约等于零正确，正常负荷时一般有0.02In以下的差流（In为CT二次额定值）。 六、母差动保护差流测试 1、方法：母差动保护或接入母差动的新设备启动，记录母差动保护的差流值； 2、合格标准：正常负荷时差流小于2%CT额定值，即0.02In以下（In为CT二次额定值）。 七、线路光差保护差流测试 1、方法：新线路（包括线路开关，保护）投产或技改启动，记录线路光差保护的差流值；

110kV变电站备自投装置误动的事故分析

110kV变电站备自投装置误动的事故分析 摘要：随着电网变电站中备自投装置应用范围不断扩大，出现各种各样的问题 是必然的。然而在出现问题后，我们需要不断在备自投装置上进行分析、研究和 改进，确保电网能够安全稳定的运行。备自投装置能够有效提高供电可靠性，在 电力系统得到广泛运用，但早期备自投装置闭锁量不完善、逻辑繁琐以及依赖外 部接线情况较为突出，备自投装置在电网的实际应用中经常会出现问题。本文通 过对 110 kV 变电站备自投装置误动的事故原因进行了分析，并提出了改进措施， 期望在遇到和处理此类情况时能够起到积极的启发作用。 关键词：110 kV 变电站；备自投装置；误动 随着我国电网建设步伐的加快，我国电力行业也取得了极大的进步,对电力系 统自动化的实现也提出较高要求。变电站作为供电系统中的重要组成部分，在 110 kV 变电站中，常常采用双电源供电。当主供电线路故障跳闸时，备自投装置 动作将备用线路自动投入，从而保障供电系统供电的稳定性。然而从现行电力系 统运行现状看,仍存在较多故障问题,以其中110kv线路备自投故障最为明显,故障 出现后对整个系统的可靠运行都会带来不利影响。这就要求做好故障分析工作,并 采取相应的完善策略。 1 变配电站备自投的供电方式 目前，电网应用的变配电站备用电源自动投入装置（备自投）一般有 2 种基 本的供电方式。第一种如图 1 所示，母联分段供电方式，母联开关断开，2 个工 作电源分别供电，2 个电源互为备用。此方式称为母联备自投方式。第二种如图 2 所示，双进线向单母线供电方式，即由一个工作电源供电，另一个电源为备用。此方式称为线路备自投方式。 2 母联备自投工作原理 如图 3 所示，正常运行时，2 段母线电压正常，2 主供电断路器闭合，母联断路器断开。 备自投动作条件如下：①只有工作电源确实被断开后，备自投才能启动；②主变后备保 护动作时，均应闭锁相应电压等级的备自投装置；③人工手动断开工作电源开关时，备自投 不应工作；④备自投整定延时应大于最大外部故障切除时间和重合闸时间。 如图 3 所示，TV 装在母线侧时（TV1 和 TV2），装置正向运行，一段母线失压，另一段 母线电压正常，无外部闭锁开关量输入。当满足条件后，先跳开失压线路开关 QF1（或 QF2），经延时后合上分段开关 QF3。 3 某变电站备自投误动作 变电站一次系统如图 4 所示。 事件经过如下：2016-05-13T17：12 左右，监控系统报警，显示某 110 kV 变电站的 10 kV 侧 500 分段备自投装置动作。经运行人员检查发现，10 kVI 段母线已失压，Ⅱ段母线电压正常，500，502 开关均在合位，501 已跳开，无保护动作报文，但发现 TV1 空气开关已跳开。 因此，初步判断为 500 分段备自投装置可能因失压引起误动。 随后，工作人员对备自投装置进行检查。调阅 500 分段备自投定值发现，110 kV 变电站 的 10 kV 侧开关 CT 变比为 8 000/1，备自投电流闭锁值为 0.2 A；调阅该开关日负荷电流曲线 得知，该开关CT 在备自投动作时段最大一次负荷电流为346A，转换为二次电流值为0.043A。 4 备自投误动作原因分析 依据备自投的工作原理逻辑图分析，得出备自投装置误动的几点原因：①当电压回路断 线时，因负荷电流太小，电流闭锁回路不能将备自投装置闭锁。例如在深夜雷雨天气时，受 雷击影响，电压互感器一次保险烧断，使二次回路失压（图 5 中1＃进线无压条件满足），

甩负荷调试方案(中文).

目录 1、编制目的 2、编制依据 3、调试质量目标 4、系统及主要设备技术规范 5、调试应具备的条件 6、调试方法与步骤 7、调试记录项目 8、职责分工 9、安全注意事项 10、附录 1 编制目的 1.1为了指导及规范系统及设备的调试工作,保证系统及设备能够安全正常投入运行,制定本措施。 1.2测取和掌握机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调节汽门开度等主要参数随时间的变化规律,以便分析考核调节系统的动态调节品质; 1.3考核机、炉、电设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力 1.4检查设备的运行情况,检验系统的性能,发现并消除可能存在的缺陷。 2 编制依据

2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版》 2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇(1992年版 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(1996年版 2.4《火电工程启动调试工作规定》(1996年版 2.5《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分 2.6《电力建设安全施工管理规定》 3 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 3.1 机组甩负荷后,最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2 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。 专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制,发现问题应及时向上级领导汇报,以便协调解决,保证调试工作顺利进行。 4 系统及主要技术规范 4.1主要设备情况 汽轮机: 制造厂:南京汽轮机电机(集团有限责任公司 型号:N50-8.83/535 型式:高温高压、单缸、单轴、凝汽式汽轮机

汽轮机甩负荷方案样本

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。 目录 1 编制依 据………………………………………………………………………… (2) 2 试验目 的………………………………………………………………………… (2) 3 试验范 围………………………………………………………………………… (2) 4 试验要 求………………………………………………………………………… (2) 5 试验前应具备的条 件 (2) 6 试验方 案………………………………………………………………………… (3) 7 甩负荷前的准备工 作 (3) 8 试验前的组织分

工 (4) 9 试验记录与监 测 (5) 10 试验步骤及操作注意 项 (5) 11 安全注意事项 (7) 一、编制依据 1.1《火电工程启动调试工作规定》 1.2《汽轮机甩负荷试验导则》 1.3 制造厂技术资料 二、试验目的 2.1测取汽轮发电机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调门开度等主要参数随时间的变化规律, 以便于分析考核调节系统的动态品质。 2.2 了解机、炉、电部分设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力。 三、试验范围 #1汽轮发电机组及主要配套辅助设备, 以及相关的自动控制系统。四、试验要求

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。 4.1机组甩负荷后, 最高飞升转速不应使超速保护动作。 4.2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。 五、试验前应具备的条件 5.1汽机专业应具备的条件 5.1.1汽机各主辅设备无重要缺陷, 操作机构灵活, 运行正常。 5.1.2调节系统静态特性符合设计要求, 各阀门校验试验合格。 5.1.3各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求。 5.1.4超速保护动作可靠, 提升转速试验合格。 5.1.5远方与就地手动停机试验合格, 动作可靠。 5.1.6主汽门严密性试验合格。 5.1.7汽机所有停机保护联锁及顺控经过确认, 动作可靠。 5.1.8经空负荷及带负荷试验, 汽机主辅设备运转正常, 各主要监视 仪表指示正确。 5.1.9调节保安系统用油的油质完全符合要求。 5.1.10交、直流润滑油泵启停和联锁正常。 5.1.11旁路暖管充分, 可根据需要随时投入。 5.2锅炉专业应具备的条件 5.2.1 锅炉主辅设备无重大缺陷, 运行正常。 5.2.2 过热器及再热器安全门整定合格, 向空排汽阀、事故疏水阀及各减温水阀开关灵活。 5.2.3 高低压汽包、除氧器水位调节, 压力控制灵活可靠。