《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》.docx

ICSXX.XXXFxx备案号：XXXXX-XXXXD1.中华人民共和国电力行业标准D1./TXXXx-xXXX火力发电建设工程机组甩负荷试验导则1.oadrejectiontestguideforturbineinfossilfiredpowerconstructionplant（征求意见稿）2022-xx-xx实施2022-xx-xx发布国家能源局发布火力发电建设工程机组甩负荷试验导则1范围本文件规定了火力发电建设工程机组甩负荷试验的目的、要求、方法和过程等技术管理内容。本文件适用于各类新建、扩建、改建的火力发电建设工程和已投产的火力发电机组（含燃煤汽轮发电机组、燃气轮机及燃气一蒸汽联合循环机组、生物质和垃圾焚烧汽轮发电机组）机械液压型、电液调节型调节系统验收试验和考核试验。光热发电机组可参照执行。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。电工名词术语汽轮机及附属装置固定式发电用汽轮机技术条件同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求电厂运行中矿物涡轮机油质量汽轮机转速控制系统验收试验火力发电厂汽轮机数字电液控制系统运行维护与试验技术规程电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则火力发电厂汽轮机控制及保护系统验收测试规程火力发电厂热工自动化术语汽轮机调节保安系统试验导则汽轮机电液调节系统性能验收导则同步发电机励磁系统技术条件电站汽轮机技术条件火力发电厂汽轮机控制系统技术条件火力发电厂分散控制系统技术条件火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程GB2900.46GB/T5578GB/T7409.3GB/T7596GB/T22198GB/T35729D1.5190.3D1.TT571DDT616DDT656D1./T701D1.TT711DDT824DDT843D1.ZT892D1.JT996DDT1083DDT1091D1./T5210.6电力建设施工质量验收规程第6部分：调整试验D1.JT5294火力发电建设工程机组调试技术规范DDT5437火力发电建设工程启动试运及验收规程JB/T10086汽轮机调节（控制）系统技术条件3术语和定义GB2900.46、D1."701和DUT711界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了D1./T711的某些术语和定义。3.1额定负荷ratedpower,Po制造商给定的汽轮机输出功率，机组在规定的终端参数，且不超过规定的寿命条件下经济运行。额定负荷也称额定出力、额定功率或满负荷。3.2额定转速ratedspeed,发电机组工作在电网标准频率下时，汽轮机、燃气轮机的转速。3.3瞬时最高转速maximumtransientspeed,“max发电机组甩负荷后，在调节系统控制下的瞬时最高转速。若在额定转速甩去额定负荷时，为额定瞬时最高转速；若在额定转速甩去最大负荷时，为最大瞬时最高转速。D1./T711,3.3表23.4危急遮断器设定转速OVer-SPeedtriPSetting,w为保证机组安全而调整或设定的危急遮断器动作的转速。3.5转速不等率steady-statespeedregulation,汽轮机（燃气轮机）调节系统静态特性曲线的斜率，通常以对应空负荷与额定负荷的转速差值与额定转速的百分比来表示。3.6同步器synchronizer全液压调节系统中用于一定范围内平移调节系统静态特性曲线以调整机组转速或改变负荷的装置。3.7汽轮机紧急跳闸系统emergencytripsystemyETS汽轮机运行过程中，出现可能危急设备安全的异常时，停止汽轮机运行的保护系统。3.8数字电液调节系统digitalelectro-hydrauliccontrolsystem*DEH按电气、液压原理设计，通过计算机实现控制逻辑的汽轮机调节、保安系统。3.9超速保护控制OVer-SPeedProteCtiOllCOlItI*ol,OPC一种抑制汽轮机超速的超驰控制功能。该功能触发后，立即抢断调节系统控制权，瞬时短暂关闭调节汽阀，复位后交回调节系统控制。触发OPC的条件有并网开关跳闸、转速超速至103%、转速变化率（加速度）超限、负荷/功率不平衡或者它们的综合作用。3.10快速返回功能fastcutback,FCB当发电机组甩负荷时，使本机组不停运的一种控制措施。根据甩负荷后机组的不同运行要求，可分为带本机厂用电运行、机组维持空负荷额定转速运行和停机不停炉三种。本标准提及的FCB是发电机组甩负荷后带本机厂用电运行。3.11阀门快控fastvalve,FV常称“快关”，是指当电网瞬间故障而使发电机大幅甩负荷时，快速关闭调节汽阀，减少机械和电气功率的明显不平衡。延时再次开启，以改善转子的飞升和系统的暂态稳定，不致造成系统振荡。3.12常规法甩负荷试验routineloadrejectiontesting常规法甩负荷试验是指发电机并网开关突然断开、主汽阀不关闭、机组与电网解列失去全部或部分负荷的情况下，测取转速变化的动态过渡过程，考核汽轮机调节系统转速控制特性的方法。3.13测功法甩负荷试验loadrejectiontestingbydynamometermethod测功法甩负荷试验是指在机组不与电网解列，通过瞬间关闭调节汽阀，测取发电机有功功率变化的动态过渡过程，计算后获得转速飞升曲线。3.14锅炉压力释放阀pressurecontrolvalvePCV锅炉压力释放阀一般安装在锅炉过热器联箱出口蒸汽管道上，整定压力比安全阀稍低一些，主要功能是为了减少安全阀的动作次数。3.15燃机控制系统turbinecontrolsystem,TCS在燃气轮机及联合循环机组中，燃机控制系统一般由燃气轮机供应商随主机一同提供，控制范围包括燃机主机及配套辅机、附属设备。3.16燃机基本负荷baseload在实际大气工况下，燃气轮机运行达到了设计排气温度，能够安全运行的最大连续输出功率。4试验的目的和要求4.1 目的4.1.1 甩负荷试验验证汽轮机（燃气轮机）调节系统的动态特性，测取动态过程有关参数的过渡过程曲线，计算特征值，考核调节系统品质。4.1.2 验证在甩负荷工况下，机组设备及系统适应性。4.2 要求4.2.1 机组甩负荷后，汽轮机（燃气轮机）转子最高动态飞升转速不触发超速保护，动态过程能迅速稳定。4.2.2 机组设备及系统应适应甩负荷工况。5试验通则5.1 新建机组或主机调节系统经重大改造，以及已投产但尚未进行甩负荷试验的机组，应进行甩负荷试验。5.2 试验可按附录A选用测功法或常规法进行。选用原则应符合下列规定：a）汽轮机调节系统的考核试验、首台新型汽轮机或调节系统改造后的机组，和燃气轮机及燃气一蒸汽联合循环机组，应采用常规法；b）已获得汽轮发电机组轴系转子转动惯量，可采用测功法进行。5.3 下列机组不宜进行甩负荷试验：a）未设置旁路系统；b）仅设置5%串级启动疏水系统；C）配置不具备热备用功能的启动旁路系统；若特殊情况需要进行试验，试验目的应以验证汽轮发电机组调节系统防超速能力，测取相关数据计算特征值为宜。5.4 下列两种情况应进行甩100%负荷试验：a）设计有FCB功能的机组；b）机组没有设计FCB功能，但电网或建设单位有相关要求。5.5 甩负荷试验应在移交商业运行前完成，也可安排在移交商业运行后立即进行。5.6 试验应取得电网调度的同意，并在调度安排下按相关要求进行。5.7 参加试验的各方，应对试验方法、标准等达成共识。5.8 试验应成立领导组织机构和试验组织机构，明确试验总指挥。5.9 试验主持方应结合机组的具体情况及制造商的要求，编写试验措施，并经过审批。处于建设期调试的机组，应经试运指挥部总指挥批准；已投入商业运行的机组，应经分管生产的企业负责人批准。5.10 试验前主持方应进行技术和安全交底，检查确认各项预备性试验及试验条件，对暴露的问题提出处理意见。试验结束后应及时提交试验报告，试验报告编写的基本要求可参见附录B。5.11 甩负荷试验运行操作人员应按试验措施进行各项操作，如遇异常情况，按运行规程执行。5.12 主机和控制系统设备制造商应参加甩负荷试验，对试验提供技术指导服务。5.13 试验用仪器、仪表的精度、频响特性和采样频率应能满足被测对象的需求。5.14 甩负荷试验前，应核查确认OPC的设计功能及其与调节系统的逻辑关系，满足甩负荷试验的要求。典型机组OPC型式可参见附录C。对于无机械超速保护装置和OPC超速控制功能的纯电液控制机组试验前对甩负荷功能激活的控制逻辑及条件进行严格的检查及确认，试验前应进行逻辑回路的仿真性试验。5.15 甩负荷试验可根据机组的具体情况对设备的运行状态及参数的控制方法等作适当调整。5.16 甩负荷试验应在机组稳定运行、回热系统全部投入的状态下进行。5.17 试验可同时测取发电机励磁调节系统相关特性。测量方法和有关参数应满足GB/T7409.3和D1."843的规定，参见附录D。5.18 部分热控自动在工况大幅变化时调节品质欠佳，结合机组的实际情况，可改为手动进行调节。5.19 凝汽式、背压式汽轮机甩负荷试验，应按甩50%和100%额定负荷两级先后进行。当甩50%额定负荷后，若第一次飞升转速超过105%额定转速，则应中断试验，查明原因，具备条件后，重新进行50%甩负荷试验。5.20 可调整抽汽式汽轮机甩负荷试验，应先按凝汽工况进行，再进行带抽汽甩负荷试验。5.21 主机进口的机组、燃气轮机或燃气一蒸汽联合循环机组甩负荷试验应按相关标准、签订的合同或制造商提供的程序进行。5.22 主机采用分轴布置的机组，甩负荷试验应分别测取相关数据计算特征值。6试验记录与测量6.1 甩负荷试验采用机组控制系统、就地记录和自动采集仪器获取试验数据。6.2 根据不同机组类型和具体特点确定主、辅机及其附属设备重要监视项目和调整参数记录内容，应包括转速、主蒸汽压力和温度、再热（二次再热）蒸汽压力和温度、调节级压力、高压缸（超而压缸）排汽压力和温度、给水流量、汽包/汽水分离器水位、总风量、润滑油压力、燃料量等。6.3 甩负荷前初始值、甩负荷过程中极值和甩负荷过程结束稳定值记录可见表1。表1参数记录汇总表序号名称单位初始值过程极值稳定值备注12346.4 自动采集仪记录的项目应包括： 并网开关跳闸信号；一OPC动作信号（或甩负荷功能激活信号）； 汽轮机转速（燃气轮机转速）； 调节汽阀以及参与调节的主汽阀阀位（燃气轮机燃料阀阀位、进口动叶位置）。其余记录项目可根据机组的具体情况确定，采集机组有功功率、主蒸汽压力和温度、再热蒸汽压力和温度、调节级压力、抽汽止回阀阀位和控制油压力等信号。6.5 通过自动采集仪测取的转速信号，其测量精度应为±0.03%及以上。若测速卡件无法满足要求，应通过直接测量来自汽轮机轴测速齿轮盘的脉冲信号进行。6.6 自动采集仪应采用12位以上A/D转换器实现，采样频率应不小于500Hz。7试验条件7.1 汽机（燃气轮机）7.1.1 调节系统静态特性应符合D1.5190.3、D1.T711.GB/T22198和DUT996等标准的规定和制造商的要求。7.1.2 主机调节系统调节品质良好，应符合D1./T824、D1.T656.GB/T22198和D1.ZT996等标准的规定，应设有完善的甩负荷逻辑，电液伺服阀包括各类型电液转换器的性能符合要求。7.1.3 高压启动油泵、交流、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置、控制油泵、高压备用密封油泵及发电机密封油泵联锁试验应动作正常并处于备用状态，硬手操试验正常。7.1.4 主汽阀、调节汽阀、补汽阀总关闭时间、严密性试验应符合D1.ZT711、D1./T824的规定。7.1.5 保安系统动作应可靠，超速试验合格。主机保护系统动作应正常。7.1.6 汽门活动试验，包括全行程活动试验和部分行程松动试验应正常。7.1.7 液压执行机构蓄能器投用，压力应正常。7.1.8 主机润滑油和液压控制油油质合格，应符合GB/T7596、DUT571的规定。7.1.9 高、低压加热器保护试验应合格。7.1.10 抽汽止回阀、高排止回阀、高压缸通风阀、抽汽电动阀、本体疏水阀和排汽缸喷水阀等联锁动作应正确。各种止回阀应能迅速关闭，严密。7.1.11 除氧器、汽动给水泵、主机及驱动给水泵汽轮机轴封汽源切换正常，备用汽源应能投入。7.1.12 汽轮机旁路系统应处于热备用状态，快开、快关、保护动作正常，调节品质良好。7.1.13 对于可调整抽汽式供热机组，供热管道抽汽止回阀、快速关断截止阀应关闭迅速、严密，联锁动作可靠。7.1.14 对于燃油燃气轮机，要求燃油截止阀严密性试验应合格，燃油三通阀和燃油泵旁通阀阀杆无卡涩。正常运行燃用原油/重油的燃气轮机，轻、重油的切换应正常、可靠。7.1.15 对于燃用天然气或液态天然气1.NG（1.iqUefiedNaturalGaS）的机组，确认调压站满足试验要求。7.1.16 试验应在燃用设计燃料，保护和自动控制全部投入正常运行工况下进行。试验前应完成燃烧调整，不得在两种燃料混合的方式下进行试验。7.1.17 燃油系统、调压站、前置模块、燃料阀等以燃料为介质的系统无泄漏，泄漏探测报警正常、可靠，消防系统正常、可靠。7.1.18 试验前，应对燃气轮机调节系统中加速控制环节、燃料及空气量控制系统的执行机构进行检查确认，并在静止状态进行模拟试验。7.1.19 带有旁通烟囱的机组，检验确认烟气切换挡板门应可靠、灵活，相关控制和保护完好。7.1.20 燃气一蒸汽联合循环机组相关联锁保护动作正常、可靠，主、辅设备运行正常、运行工况及相应的控制应与甩负荷工况适应。7.1.21 发电机以氢气作冷却介质的机组，氢气系统泄漏量应符合标准要求；氢冷器严密无泄漏，温度调节正常、可靠；氢气系统、密封油系统运行正常。7.1.22 发电机定子以水作冷却介质的机组，定冷水系统严密无泄漏，系统运行正常，水质符合标准要求，温度调节正常、可靠；7.2 锅炉7.2.1 锅炉炉膛安全监控系统FSSS(FumaceSafety-guardSupervisorySystem)应符合D1./T1091的规定。7.2.2 总燃料跳闸MFT(MaSterFUelTriP)试验的联锁、保护试验应合格，动作可靠。7.2.3 锅炉过热器和再热器安全阀、排大气压力释放阀PeV(PreSSUreContrOIVaIve)、紧急事故放水阀校验应合格。7.2.4 锅炉过热器、再热器各级减温水阀严密性应符合要求。7.2.5 燃油系统和点火稳燃系统，或者微油点火装置、等离子点火装置应正常。7.2.6 配备炉水循环泵的机组，炉水循环泵应正常。7.3 电气7.3.1 使用安稳装置触发发电机与电网解列进行试验的，安稳装置应调试完成，动作正常可靠。7.3.2 保安电源、柴油发电机自动投入功能及带负荷能力应正常，并置于备用位置。不间断电源UPS(UninterruptiblePowerSUPPly)可靠、正常。7.3.3 厂用电系统切换应正常、可靠。7.3.4 直流电源系统应正常、可靠，有足够的容量，各级熔断器配置合理。7.3.5 发电机过电压保护、发变组保护应校验准确，发电机并网开关、灭磁开关跳合良好，自动励磁调节器AVR(AutomaticVoltageRegUlator)经调整完毕，品质良好。7.3.6 电网频率应保持在50Hz±0.2Hz以内。7.4 热控7.4.1 主机、主要辅机重要监视仪表，尤其是转速表应投入正常，指示正确，报警及记忆打印功能符合要求。7.4.2 机组保护联锁、主、辅设备的热工和电气联锁保护应校验正常、动作可靠。7.4.3 机组控制系统性能良好，应符合D1."1083的规定，执行机构灵活，能满足甩负荷试验要求。7.4.4 数据采集系统DAS(DataAcquisitionSyStem)及事件顺序记录SOE(SequenceofEVent)应正常。7.4.5 汽轮机调节系统OPC回路(无OPC功能的纯电液控制的汽轮机组的甩负荷功能激活回路)应经检验正常，OPC触发、复位等设定的逻辑及参数，OPC复位后，调节系统的给定值、目标值及PlD控制参数应满足甩负荷试验的要求。7.5 综合7.5.1 试验用仪器、仪表应校验合格，并已接入系统，调试完毕。7.5.2 汽水管道的布置及支吊架的设置应符合D1./T616的规定，可承受甩负荷时对管道系统产生的冲击。7.5.3 试验现场应备有足够的消防器材，消防系统应处于可用状态。道路畅通，安全通道设有明显标识，照明及事故照明良好。7.5.4 现场安全保卫措施应落实，试验无关人员撤离现场。7.5.5 通讯设施齐全，应经调校确认可靠。7.5.6 燃煤、燃气、燃油、压缩空气气源、辅汽汽源等公用系统应正常、可靠。7.5.7 机组接入的电网、供热网应具备甩负荷条件。7.5.8 机组已经过满负荷工况运行，应符合GBT5578>D1.5190.3、D1.T892.D1./T5294和D1./T5210.6等标准的规定。机组重要监视参数应在要求范围内，设备及各系统调节性能良好。8汽轮发电机组常规法甩负荷试验方法8.1 试验组织及人员安排8.1.1 试验应在试验总指挥的统一指挥下，按照试验措施及实施细则进行。8.1.2 试验组织机构应设立试验指挥部，下设技术组、操作组、测试组和维护组，各组职责分工明确。8.1.2.1 试验指挥部负责试验的组织、协调和指挥。8.1.2.2 技术组负责试验措施及实施细则编制、试验计划制定、条件确认、技术交底、过程指挥和异常情况的应急处理。8.1.2.3 操作组负责运行操作和事故处理，试验后的状态恢复，并协助作好试验过程参数记录。8.1.2.4 测试组负责试验用仪器、仪表的接入、操作、自动采集仪预先设置相关参数和控制系统记录数据的获取。8.1.2.5 维护组负责安全隔离、运行设备的现场监护等，并协助作好相关测试工作。8.1.3 试验人员均应熟知试验措施和实施细则，并按要求作好准备工作。8.1.4 应设专人监视主机转速的变化，并负责远方、就地打闸的应急处理。8.2 试验前机组的运行状态8.2.1 汽机8.2.1.1 调整辅助蒸汽系统、轴封、除氧器和汽动给水泵汽源运行方式，满足试验要求。8.2.1.2 各段抽汽逆止阀在试验前宜进行活动试验并检查其动作功能可靠，高、低压加热器应维持正常运行。8.2.1.3 调整旁路控制方式，确认旁路喷水隔离阀已经开启，试验前，稍开旁路对其管道进行暖管，满足试验要求。8.2.1.4 疏水扩容器减温水、低压缸喷水控制方式置“自动”状态。8.2.1.5 调整高、低压加热器、凝汽器、除氧器水位，控制方式置“自动”状态，满足试验要求。8.2.1.6 调整给水泵组、凝结水泵组和精处理系统运行方式，满足试验要求。8.2.1.7 应全面检查并记录汽机重要参数，确认处于正常的范围内。8.2.1.8 核查汽机相关联锁保护状态应满足试验要求。8.2.2 锅炉8.2.2.1 调整锅炉主、再热蒸汽温度、压力、汽包或分离器水位、水煤比等参数，满足试验要求，确保锅炉运行正常。8.2.2.2 核查锅炉相关联锁保护状态，满足试验要求。8.2.2.3 采取锅炉稳燃措施，满足试验要求。8.2.2.4 检查锅炉PCV阀及各安全阀，确认处于正常备用状态。8.2.3 电气8.2.3.1 调整厂用电系统运行方式，满足试验要求。8.2.3.2 确认发电机过电压保护正常投入，AVR处于“自动”，可根据电网要求调整发电机无功功率。8.2.3.3 做好发电机有关参数的快速记录和人员准备。8.2.3.4 核查电气相关联锁保护状态，满足试验要求。8.2.3.5 提前准备重新并网的操作票。8.2.4 热控确认相关组态逻辑、联锁保护状态，满足试验要求。8.3 试验程序8.3.1 调整机组负荷至试验目标值，维持机组稳定运行。8.3.2 试验总指挥核对现场通讯设备，保证联络畅通。8.3.3 试验各组全面检查机组运行状态，确认满足试验条件，及时向试验总指挥报告。8.3.4 试验总指挥下令值长向电网调度申请甩负荷。8.3.5 电网调度批准后,试验总指挥应以10秒倒计时的方式发令,试验人员按发令次序进行相应操作，断开发电机并网开关，机组与电网解列。8.3.6 机组解列后，参加试验人员应按措施进行相应的操作和记录。8.3.7 测试完毕，机组参数稳定，应由总指挥宣布试验结束，恢复机组正常状态。8.3.8 试验过程中如出现紧急情况，试验人员应发出中止请求，试验总指挥可决定中止试验。8.3.9 具备FCB功能的机组，FCB试验可与甩负荷试验同时进行，见附录E。8.4 试验合格标准汽轮机（燃机）调节系统动态特性良好，超速保护应不动作，动态过程应能迅速稳定。9燃气轮机及燃气一蒸汽联合循环机组甩负荷试验方法9.1 测功法甩负荷试验不适用于燃气轮机，应采用常规法进行试验。9.2 对于一拖一分轴布置、二拖一等多轴布置联合循环机组，汽轮机与燃气轮机的甩负荷试验应分别进行。汽轮机可按本文件相关条款执行。燃气轮机进行试验时，汽轮机应关闭汽门停止进汽。9.3 对于一拖一单轴布置联合循环机组，进行试验时，确认机组与电网解列，汽轮机应立刻关闭汽门停止进汽。9.4 甩负荷后要求燃气轮机有关参数不超限制值使燃气轮机跳闸，维持额定转速空载稳定运行。9.5 甩负荷后，燃气轮机燃烧室燃烧应稳定，进入燃烧室的燃料量能迅速稳定在对应额定转速空载值，同时关小压气机入口可转导叶IGV（InletGuideVane）开度，维持进入压气机空气量与之适应。9.6 联合循环机组试验过程中，自动采集仪器记录的项目还应包括燃气轮机燃料流量及相关控制阀、汽轮机高、（中）、低压汽阀阀位等。9.7 燃气轮机及燃气一蒸汽联合循环机组甩负荷试验中，重要监视项目和调整参数记录，内容应包括转速、压气机排气压力、燃气轮机排气温度及其离散度、燃烧室旁通阀、余热锅炉汽包压力等。9.8 燃气轮机转子转动惯量的计算应考虑压气机耗功、燃气轮机做功因素的影响，单轴布置的联合循环机组，还需考虑汽轮机的耗功，具体按制造商提供相关的数据及公式进行。10数据整理及计算10.1自动记录数据应根据自动采集仪记录的曲线见图1，测取有关数据，包括初始转速0、第一次飞升转速ma瞬时最高转速“max、稳定转速?、调节汽阀关闭后的转子继续飞升转速4%、转速波动值转速滞后时间G、达到最高转速的时间fmax、转速变化全过程时间九、调节汽阀延迟时间小调节汽阀自身关闭时间介等。图1同步器自动复位的全液压型调节系统/电液型调节系统DEH带二次飞升的常规法甩负荷试验记录曲线示意图可将自动记录曲线测取的有关动态参数列于表2。表2甩负荷试验自动记录动态参数汇总表序号名称单位甩50%负荷甩100%负荷备注I23410.2特征值计算10.2.1同步器不自动复位的全液压调节系统同步器不自动复位的全液压调节系统甩负荷试验自动记录曲线示意见图2。图2同步器不自动复位的全液压型调节系统甩负荷试验自动记录曲线示意图相关特征值可计算如下：a)转速动态超调量贝)计算见公式(1)：=z7max-w°×oo%(1)b)转子初始(最大)加速度nr(mins),计算方法参见附录G,计算见公式(2)：wan=4(2)c)转子时间常数A(三)计算见公式(3)：T=区“(3)d)转子转动惯量/(单位为kg11?计算见公式(4)：J=100oiA州F(4)式中："为发电机效率，%;PO为机组功率，单位为kW；为为初始转速角速度，单位为rad/s。e)蒸汽容积时间常数TUS)计算见公式(5)：T=也(5)D转速不等率3(%)计算见公式(6)：=%一为×100%(6)%g)动静差比以无量纲)计算见公式(7)：h)稳定时间Ms),甩负荷后，当转速趋于稳定值6且其波动/力应达到公式(8)的时间:10.2.2同步器自动复位的全液压调节系统或电液型调节系统DEH同步器自动复位的全液压调节系统或电液型调节系统DEH甩负荷试验自动记录曲线示意可见图3o图3同步器自动复位的全液压型调节系统/电液型调节系统DEH甩负荷试验自动记录曲线示意图相关特征值可计算如下：a)转速动态超调量9(%)计算见公式(9)：=z7tnax-w°×oo%(9)b)转子初始(最大)加速度"nr(mins),计算方法参见附录G,计算见公式(10)：a=一"加(10)c)转子时间常数八(三)计算见公式(11)：T=区“(11)d)转子转动惯量J(单位为kgm2)计算见公式(12)：J=100oiAMF(12)式中：为发电机效率，%;Po为机组功率，单位为kW；0为初始转速角速度，单位为rad/s。e）蒸汽容积时间常数K（三）计算见公式（13）：T_.(13)D稳定时间似S）,甩负荷后，当转速趋于稳定值小且其波动值，加应达到公式（14）的时间:(14)11安全措施及注意事项11.1 机组甩负荷后，应进行下列检查：a）汽轮机旁路系统应无水冲击，支吊架、管道无异常；b）OPC动作应正常（触发机组甩负荷功能激活正常动作）；c）主、辅机重要监视参数，如主、再热（二次再热）蒸汽压力和温度、高压缸（超高压缸）排汽温度、轴封压力及温度、真空、汽包/汽水分离器水位、除氧器、凝汽器水位、压力等应在允许范围内，汽轮机轴瓦温度、振动、轴向位移、高、中、低压缸排汽温度等重要参数的监视，汽轮机润滑油、密封油、氢气等系统参数运行是否正常；d）抽汽止回阀应关闭；e）汽轮机本体及抽汽系统疏水阀动作应正常；D中压缸启动方式的机组，应确认高压缸通风阀处于“开启”；g）给水泵组、凝结水泵进/出口压力、进口滤网压差应在允许范围内；h）甩负荷安全措施中需要检查的其他项目。11.2 若汽机（燃气轮机）转速飞升使危急遮断器或超速保护动作，应及时进行下列操作和检查：a）全液压调节系统，应将同步器摇至零位；b）主汽阀和调节汽阀（燃气轮机各燃料阀）、抽汽止回阀、供热抽汽止回阀、高排止回阀应处于关闭状态；c）待机组转速降至复位转速时应及时复位；d）机组转速下降至2900rmin时，启动有关油泵。11.3 若出现下列情况，应立即打闸停机：a）汽机（燃气轮机）各项参数达到主保护动作值而保护未动；b）汽机（燃气轮机）转速达33OOrmin而超速保护未动作。打闸后若转速仍继续上升，则应采取一切切断汽源（燃料）的措施（如停控制油泵、关燃气进口阀），破坏真空紧急停机；c）调节系统发生长时间大幅摆动，不能有效控制转速；d）主、再热蒸汽温度在IOmin内突然下降50C,或降低至规程要求下限值；e）轴承盖振动突然增加0.05mm：f）高压外缸上、下缸温差超过50C,高压内缸上、下缸温差超过35；g）燃油系统、调压站、前置模块、燃料阀、燃机本体等以燃料为介质的部位出现燃料泄漏情况；h）运行规程规定的其他打闸情况。11.4 全液压型调节系统，机组甩负荷后调节系统动态过渡过程尚未结束时，不得操作同步器，转速将稳定在同步器对应负荷位置转速。11.5 全液压式可调整抽汽供热机组，动态过渡过程尚未结束时，不得操作调压器。11.6 数字电液调节系统机组，甩负荷动态过渡过程中，不得更改调节系统的控制参数和设定目标转速。11.7 试验过程中及时调整汽轮机轴封压力、温度，尽可能保持温度压力稳定。11.8 严密监视发电机端电压，发生过压应立即手动灭磁。11.9 应视给水流量按试验方案维持合理给水泵组运行，观察给水控制情况，确保泵组安全。对直流锅炉，应维持省煤器入口给水流量满足需要。直流锅炉应维持合适煤水比，控制汽水分离器出口蒸汽过热度，维持控制过热器出口蒸汽温度稳定。11.10 循环流化床锅炉CFB(CirculatingFluidizedbedBoiler)、生物质和垃圾焚烧发电机组燃料量的控制应考虑锅炉的热惯性，应按设备的具体特点，控制流化风量，调整床压，结合燃料量的调整维持床温，防止锅炉超压、超温。11.11 甩100%负荷后，配备启动旁路的机组应迅速打开PCV阀，观察主蒸汽压力无上升趋势后关闭。11.12 配套设计烟气脱硫/脱硝的机组，应结合具体的工艺系统和控制进行调整。附录A（规范性附录）汽轮发电机组测功法甩负荷试验A.1目的和范围A.1.1在机组不与电网解列，突然关闭进汽阀的情况下，测取发电机有功功率变化的过渡过程，经计算获得转速的飞升曲线。A.1.2可用于新投产机组的验收试验，机组A、B级检修前后的校核试验。A.2试验条件A.2.1应已取得该型机组转子实测转动惯量，或制造商提供了该试验机组设计转动惯量值。A.2.2调节系统静态特性应符合要求。A.2.3保安系统应动作可靠，危急遮断器/电气超速保护设定转速值合格，各项主机保护试验合格，动作可靠。就地及远方停机装置应动作正常。A.2.4汽轮机、主要辅机监视仪表系统应正常，指示正确，报警及记忆打印功能符合要求。A.2.5高压启动油泵、交、直流润滑油泵联锁动作应正常。A.2.6数据采集系统及事件顺序记录应正常。A.2.7机组保护联锁、主、辅设备的热工和电气联锁保护应校验正常、动作可靠。A.2.8汽轮机调节系统OPC回路应正常。A.2.9调节系统液压执行机构蓄能器应投用，压力正常。A.2.10调节汽阀关闭时间应符合要求。A.2.11主机润滑油和液压控制油油质应合格。A.2.12高、低压加热器保护试验应合格。抽汽止回阀、高排止回阀、抽汽电动阀、本体疏水阀和排汽缸喷水阀等联锁动作正确。A.2.13汽轮机旁路系统应处于热备用状态，手动快开、关闭正常。A.2.14锅炉过热器和再热器安全阀、PCV阀应校验合格。A215MFT试验，各联锁、保护试验应合格，动作可靠。A216保安电源、柴油发电机自动投入功能及带负荷能力应正常，并置于备用位置。UPS可靠、正常。A.2.17其他辅助设备应运行正常，不存在影响试验进行的隐患。A.2.18电网频率保持在50Hz±0.2Hz以内。应取得电网调度的同意，并在调度安排下进行。A.2.19试验现场备有足够的消防器材，消防系统应处于可用状态。道路畅通，安全通道设有明显标识，照明包括事故照明良好。A.2.20现场安全保卫措施应已落实，试验无关人员撤离现场。A.2.21通讯设施齐全，应经调校确认可靠。A.2.22燃煤、油、压缩空气气源、辅汽汽源等公用系统应正常、可靠。A.2.23机组接入的电网、供热网应具备进行甩负荷条件。A.3自动采集仪测量要求A.3.1自动采集仪记录的项目至少应包括：a）试验起始信号；b）调节汽阀、主汽阀阀位：c）发电机有功功率。其余记录项目可根据机组的具体情况确定。A.3.2自动采集仪应采用12位以上A/D转换器实现，采样频率不小于500Hz。A.3.3发电机有功功率的测量精度应达±0.2%,时间常数应小于50mso当采用功率变送器时，应选用不自带有源滤波的功率变送器。也可通过发电机的电流互感器CT(CurrentTransformer)电压互感器PT(PhaSeVOltageTranSformerS)测量其电流/、电压U以及相角差角a,通过向量计算的方法求出有功功率。A.4试验程序A.4.1机组启动前，应将试验用仪器、仪表校验接入系统，调试完毕，确保可靠。A.4.2应记录主、辅机及附属设备重要监视项目和调整参数之甩负荷前初始值、甩负荷过程中极值和甩负荷过程结束稳定值。A.4.3机组在带负荷不与电网解列的条件下，应采取措施确保调节汽阀和抽汽止回阀可以关闭。A.4.4可视情况对OPC动作后的延时时间进行更改，保证调节汽阀持续关闭时间足以使发电机负荷到零并出现逆功率。A.4.5试验可不分级，直接进行甩100%额定负荷试验。A.4.6试验应在机组额定参数、回热系统全部投入的正常方式下进行。可调整抽汽式汽轮机，应投入正常抽汽量。A.4.7应模拟信号触发OPC动作，发出试验起始指令，迅速关闭调节汽阀，抽汽止回阀。A.4.8锅炉应迅速降低负荷与该工况适应。A.4.9应确认发电机负荷到零并出现逆功率时，待逆功率保护动作关闭主汽阀，联跳发电机并网开关，或4s6s后手动打闸，严禁带负荷解列。A.4.10测试完毕，应由试验总指挥宣布试验结束，恢复机组正常状态。A.4.11试验中的其他操作和安全事项，可按常规法和有关运行规程执行。A.5数据整理及计算A.5.1根据试验获取的发电机有功功率过渡曲线，可按下式A.1对有功功率进行数值积分计算，间接得出在时间，转子转速和绘制转速飞升曲线，见图A.1。nl=n+nl=n+(30.42/J)P(t)dt(A.1)nP九式中：S试验初始时间，并网开关掉闸瞬间时间，s；一转速飞升过程时间，s；注：当发电机有功功率降到零时，=u对应转子最高飞升转速。J转子转动惯量，kgm2:尸一试验起始功率，kW；Po额定功率，kW；n试验起始转速，r/min；no额定转速，r/min；n在时间t的计算转速转速，r/mino图A.1测功法甩负荷试验发电机有功功率实测曲线与飞升转速计算曲线示意图A.5.2测功法甩负荷试验转子计算转速飞升值如一般高于常规法转子实际飞升值2,可按D1./T7U进行修正。附录B（资料性附录）甩负荷试验报告编写基本要求11.13 原则试验报告应由试验主持方负责编写，应符合有关文件管理、计量要求和质量保证体系。11.14 报告内容11.14.1应简要说明试验的背景，可介绍试验机组、委托方、承担方等的概况；试验性质是考核试验还是验收试验；试验方法采用的是常规法还是测功法；试验过程和结论，问题与处理等。