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-014-2015A 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
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编 写：校 核：批 准：陈余土 廖军林 赵景涛
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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
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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
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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： 350 MW 最大计算功率： 383 MW 主蒸汽压力： 24.2 MPa(a) 主蒸汽温度： 566 ℃ 高压缸排汽口压力（THA工况）： 4.197 MPa(a) 高压缸排汽口温度（THA工况）： 316.9 ℃ 再热蒸汽压力（THA工况）： 3.82 MPa(a) 再热蒸汽温度（THA工况）： 566 ℃ 主蒸汽进汽量（THA工况）： 1007.79 t/h 再热蒸汽进汽量（THA工况）： 840.16 t/h 给水温度（THA工况）： 282.7 ℃ 额定背压（THA工况）： 0.0051 MPa(a)
QFa-350-2 350 MW 411.8 MVA 0.85（滞后） 10806 A 22 kV 98.8 %
4.2 发电机 型 号：
额定功率： 额定容量： 功率因数（cosφ）： 额定电流： 额定电压： 效 率：
制 造 厂： 山东济南发电设备厂有限公司
额定频率： 50 Hz 额定转速： 3000 r/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
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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。
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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。 5.2.22 DEH、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
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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3300 r/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
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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、锅炉现场和汽机现场之间的临时通讯 设施进行试联络，验证呼叫联络系统已能进行试验进程的信号联络。 6.5.2.5 确认各专业试验仪器连接正确、处于工作状态。 6.5.2.6 确认机组在稳态运行的状态。
6.5.2.7 确认辅汽汽源、除氧器汽源、汽泵汽源已切换完成。 6.5.2.8 确认除氧器、凝汽器水位控制正常。 6.5.2.9 确认DEH无异常报警。 6.5.2.10 确认励磁系统运行正常。
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6.5.3 甩负荷前30分钟
6.5.3.1 将厂用电切换至启备变。
6.5.3.2 将旁路切为手动控制，低旁暖管后关闭并投入联锁。 6.5.3.3 主蒸汽、再热蒸汽减温水控制投自动。 6.5.4 甩负荷试验前10分钟。
6.5.4.1 发出“距甩负荷试验还有10分钟”的通告。
6.5.4.2 确认试验的监督、观察人员已在各自规定的位置上。 6.5.4.3 确认凝汽器、除氧器、高压和低压加热器的水位正常。 6.5.4.4 确认旁路系统处于手动，并在关闭状态。 6.5.4.5 确认旁路减温水阀处于自动，并在关闭状态。 6.5.4.6 确认电网周波在50±0.2Hz。 6.5.5 甩负荷试验前1分钟
6.5.5.1 发出“距甩负荷试验还有1分钟”的通告。 6.5.5.2 进行试验初试状态参数记录。 6.5.6 甩负荷试验开始
6.5.6.1 开始10秒钟倒计时，启动汽轮机试验装置、电气录波仪；
6.5.6.2 甩负荷时从10秒开始倒计时，倒计时至“0”时手动跳开发电机出口开关，
开始甩负荷；
6.5.6.3 所有观察者均应记录指定其负责记录的各参数的“最大值”、“最小值”。 6.5.7 如果下列各点均满足，则认为甩负荷试验结束，汽机视情况恢复带负荷： 6.5.7.1 汽机转速恢复正常； 6.5.7.2 在现场未发现异常情况；
6.5.7.3 待汽机转速稳定后，在附录6、7中记录相关数据； 6.6 试验数据整理
6.6.1 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。
6.6.2 根据测取到的数据，计算如下参数：动态超调量，转速不等率、转子加速度、 转子转动惯量、稳定时间。 6.7 编写试验报告。
7 控制验收的技术标准
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符合“火电工程调整试运质量检验及评定标准”试6-3-2。
8 安全注意事项
8.1 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。
8.2 甩负荷过程中的各项操作力求准确到位。
8.3 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，应立打闸停机。集控室打闸按钮、就地打闸按钮前有专人负责。 8.3.1 汽机转速达到3300 r/min保护不动作。 8.3.2 调速系统摆动无法维持汽机空转。
8.3.3 汽轮发电机组振动超过规定值保护不动作。轴承振动125μm报警，254μm跳
闸。
8.3.4 汽轮发电机组轴瓦温度超限保护不动作。支持轴承瓦温跳闸值113℃，推力轴
承瓦温跳闸值107℃。
8.3.5 主汽温度及再热汽温度下降超过规定值。
8.3.6 汽机差胀、轴向位移、上下缸温差、真空、高压缸排汽及低压缸排汽温度超限。 8.3.7 汽机第一级金属温度比甩负荷前突降100℃。
8.4 发生下列情况，在遮断汽机时还应降低真空确保机组安全。 8.4.1 机组发生强烈振动或摩擦。 8.4.2 机组超速跳闸后转速仍不下降。 8.4.3 因轴瓦断油或瓦温过高而停机。
8.5 发电机组断路器跳闸后，应监视发电机过电压情况，发电机过电压保护拒动时，
按发电机急停铵钮。
8.6 甩负荷前，润滑油温控制在40℃。
8.7 甩负荷后若主机轴封供汽调阀未自动开启，立即手动开启，维持轴封母管压力。 8.8 对监护人员应明确具体分工，分别监视高、中压主汽门及调门的动作情况： 8.9 机组振动、轴向位移、轴承温度及回油温度、凝汽器真空、润滑油压及油温、
主、再热参数变化等。真空破坏门、主汽门、调门及抽汽逆止门等关键部位应有人监视，以便事故处理分析。
8.10 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。 8.11 涉及安全方面的自动系统要布置专人负责，当自动失灵时，立即手动干预。
9 仪器、仪表
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汽轮机试验装置。 电气录波仪。
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10 附录
附录1 甩负荷试验措施交底会记录
交底时间： 地 点： 参加人员签名： 调试负责人： 交 底 人： 技术交底内容： 备注：
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附录2 试验条件检查项目表
序号 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 检查项目 汽机EH油、润滑油油质 DEH功能试验，调门特性 控制油系统及蓄能器调试 汽机ETS保护试验 汽机润滑油系统油泵切换试验 汽机旁路调试 高、低压加热器保护试验 BMS联锁保护及锅炉辅机联锁保护 锅炉过热器、再热器安全门校验 除氧器放水阀操作 完成日期 结论 存在问题 签名 炉膛、燃烧器及各受热面没有结焦和堵灰 发变组保护 发电机主断路器、灭磁器开关跳、合正确 发电机自动励磁机调节器调试 柴油发电机调试 厂用直流电源可靠 事故照明可靠 机组电跳机保护的解除 运行已制定好操作措施和反事故措施 汽机、电气专业人员已做好甩负荷试验的 录波仪接线工作 22 热控专业人员已做好甩负荷试验的计算机打印准备 23 24 测试人员安排并经过演习 各岗位人员布置已落实
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附录3 准备性试验项目
序号 1 试验项目 汽机调门特性试验 主汽门、调门关闭时间 测定 汽机脱扣试验 机械超速、电超速试验 要 求 记录对应关系，绘制特性曲线 符和制造规定 动作可靠 动作准确、可靠，机组振动不超标 联动汽机调门、抽汽电动门及其逆止门、本体5 甩负荷预测模拟试验 疏水阀、管道疏水阀，确认阀位动作正确可靠。 6 除氧器汽源切换试验 信号模拟，记录切换前后除氧器压力温度变化 检查汽机调门灵活性，应无卡涩、突跳现象。 结论及完成日期 签名 2 3 4 7 8 9 10 11 12 变负荷试验 汽动给水泵汽源切换试验 记录参数变化值 制粉系统、燃烧系统初调试验 汽、水品质监督 过热汽、再热汽减温水阀严密性试验 汽机汽门严密性试验 数据记录，燃烧稳定 符合品质要求 不泄漏 符合制造厂要求
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附录4 各岗位人员布置
序 专 号 业 1 2 3 4 5 6 7 锅 炉 专 业 调整风量、控制炉膛压力 记录参数 紧急情况下手动MFT 现场观察汽机主汽门、调门动作情况 汽机打闸 参数监视：振动、轴移、瓦温、胀差、高、低8 汽 排温度、EH油压、轴封压力、润滑油压力、机各抽汽逆止门动作情况 9 10 11 12 13 电 14 气15 16 17 专业 专 甩负荷时检查高压缸通风阀及汽机本体、抽汽业 管道疏水阀自动开启 检查调整凝汽器及除氧器水位 记录参数 录波 发电机组开关跳闸 监视发电机电压和灭磁开关动作情况、随时准备拉灭磁开关 监视发电机各项参数 录波 计算机打印 1 1 1 1 1 1 1 1 若干 若干 3 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 1 √ 1 1 2 1 √ √ √ 位置及作业内容 调整锅炉给水 减燃料量、停磨煤机 人 数 检修 运行 调试 1 1 √ √ √ 责任单位 18 其 机组保护、自动及仪表维护人员 19 他 设备监护 20 锅炉、汽机及电气操作指导
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附录5 试验前运行工况确认项目
序号 1 运行工况确认项目 甩50％负荷时：锅炉3台磨煤机； 甩100％负荷时：锅炉5台磨煤机。 2 甩50％负荷时：汽泵、电泵并列运行。 甩100％负荷时：汽泵、电泵并列运行。 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 润滑油温40℃ 凝汽器水位正常 凝汽器真空正 除氧器水位正常 电网周波50±0.2Hz 机组有功350MW(或175MW) 轴封蒸汽温度、压力控制在允许温度范围内 除氧器、汽泵汽源已切换 辅汽汽源已切换 厂用电已切换 检查确认
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附录6 汽机专业记录表
序号 项目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 主汽压力 主汽温度 再热汽压力 再热汽温度 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度 低压缸排汽温度 调节级压力 调节级温度 1号 2号 10 轴承金属温度 3号 4号 5号 6号 11 12 13 14 15 16 轴向位移 推力瓦金属温度 润滑油压力 胀差 汽机转速 机组功率 1号 2号 轴承振动 17 （x/y） 3号 4号 5号 6号 μm mm ℃ MPa mm r/min MW ℃ 单位 MPa ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ MPa ℃ 初始值 最大值 最小值 稳定值 15
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附录7 录波记录项目
序号 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 发电机组断路器跳闸信号 汽机转速 1号～4号高压调门动作时间 1号～2号中压调门动作时间 发电机电压 发电机转子电压 发电机转子电流 发电机有功功率（在甩前记录） A MW V 单位 r/min s 备注1 备注2 发电机无功功率（在甩前记录） MVar
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附录8 计算机打印项目
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 项目 功率 主汽压力 主汽温度 再热器压力 再热汽温度 炉前燃油油压 总风量 热段再热器壁温 凝汽器真空 凝汽器水位 凝结水压力 除氧器压力 除氧器温度 除氧器水位 汽缸绝对膨胀 轴向位移 高压缸内缸前部上壁温度 高压缸内缸前部下壁温度 高压缸内缸后部上壁温度 高压缸内缸后部下壁温度 中压缸内缸上壁温度 中压缸内缸下壁温度 润滑油油温 润滑油压力 调节级压力 调节级温度 轴封汽压力 单位 数值 MW MPa ℃ MPa ℃ MPa t/h ℃ kPa mm MPa MPa ℃ mm mm mm ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ MPa MPa ℃ MPa 备注 17
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轴封汽温度 高压缸排汽温度 低压缸排汽温度 给水流量 炉膛压力 ℃ ℃ ℃ t／h Pa 18