国能宁夏鸳鸯湖发电有限公司 吕国
1.1 机组概况
东方汽轮机厂生产的某1100MW 等级汽轮机为超超临界间接空冷凝汽式汽轮机，设有八级回热抽汽，配置单台的汽动给水泵，用于机组的正常运行及启动。旁路系统采用40%BMCR容量的高、低压旁路系统，两根主汽管道引出后汇合成一路进入高压旁路，经减温减压后接至再热冷段蒸汽管道，减温水取自高压加热器入口。低压旁路从热再热蒸汽两根管分别接出，经减温减压后接至凝汽器，低旁减温水取自凝结水系统。汽轮机DEH系统采用ABB Symphony Plus控制系统，控制系统具有可靠性高、兼容性强、冗余合理的汽轮机转速/负荷控制器的特点。
1.2 汽轮机甩负荷逻辑设置
甩负荷工况下，汽轮机调节阀关闭过程中，流入的新蒸汽和积聚在汽缸、管道等腔室内的蒸汽会继续膨胀做功进而引起转子转速飞升[1]。由于大容量高参数汽轮机的转子时间常数较小，而汽缸的容积时间常数较大[2]。在发生甩负荷时，汽轮机的转速飞升较快，若仅依靠转速反馈作用，最高转速极有可能超过额定转速110%，发生汽轮机折断。
具体甩负荷超速限制逻辑为：当负荷在额定负荷的15%～40%区间时，甩负荷保护动作，DEH 加速度继电器动作，立即关闭中压调节阀，同时将目标转速强置为3000r/min，转速下降后，中压调节阀恢复至伺服阀控制，最终使转速稳定在额定转速，以便事故消除后能够迅速并网。当负荷超过40%额定负荷时，甩负荷保护动作，DEH 功率-负荷不平衡继电器动作，迅速关闭高压调节阀和中压调节阀，同时将目标转速强置为3000r/min，一段时间后，高压调节阀和中压调节阀恢复至伺服阀控制，最终使汽轮机转速稳定在额定转速，以便事故消除后能迅速并网。
甩负荷试验可以在甩负荷过程中，测取动态过程中调速的过渡曲线，验证调节系统和超速保护控制系统OPC 的品质，计算特征值和转子转动惯量。试验期间可以同步测取发电机励磁调节系统的电压静差率和电压调差率等重要数据。
甩负荷试验方法包括常规法和测功法。在汽轮机调节系统考核试验、机组新投产或调节系统重大改造后的机组应该规定采用常规法进行甩负荷试验，已获得轴系转子转动惯量的机组可以采用测功法进行甩负荷试验。常规法甩负荷是指拉开发电机出口双开关后，机组与电网解列，甩去全部或部分负荷的情况下，记录曲线测测取汽轮机动态特征参数。测功法相比常规法相对简单，在机组不与电网解列，突然关闭汽轮机进汽阀的情况下，测取发电机有功功率变化的过渡过程，经计算获得转速飞升曲线。
对比两种方法，常规法试验更准确直观，但试验准备工作量大，对系统要求严格，机组预备性试验必须达到要求。而测功法试验无须与电网解列，试验简洁安全，并且试验可直接进行，它对预备性试验要求不是十分严格，本文以常规法甩负荷为例进行研究探讨。
常规法甩负荷试验分为甩50%负荷及甩100%负荷两部分。机组甩50%额定负荷后汽轮机最高飞升转速不超过105%额定转速，并能维持机组空负荷运行。机组甩100%额定负荷后汽轮机最大飞升转速应不使机械超速和电超速保护动作，并能维持机组空负荷运行。
3.1 甩负荷试验准备
两次试验前的准备工作要求及检查工作大致相同。甩负荷试验前，除需满足机组甩负荷试验导则试验条件中规定的38 条外，还需要注意以下几点。一是高排通风阀以及发电机AVR 控制保持“自动”方式。二是厂用电应切换备用变压器供电。三是发变组保护柜内联跳灭磁开关压板退出，发电机过电压保护时间应该取消延时。四是退出发电机联跳汽轮机保护及锅炉MFT联跳汽轮机保护。五是提前运行汽轮机油泵,两台EH油泵，轴封及小机汽源已切换。六是高低旁开启5%暖管随时投运。七是除氧器水位宜维持低位运行。八是高低旁暖管投入后，宜将高低旁减温水自动投入，以快速响应高低旁路减温效果，防止旁路后温度超温，造成快关现象。
3.2 甩负荷试验步骤
完成试验前准备工作后，按照下列步骤开始进行甩负荷试验。一是高低旁开启5%进行暖管。二是发出“距甩负荷还有10s”的通报时，启动高速记录仪记录数据。三是手动拉开发电机出口开关，发电机手动解列。四是检查汽轮机转速飞升不超过3300r/min,试验人员可以无须手动干预，检查高排逆止门联锁关闭，高排通风阀联锁开启。五是检查汽轮机各阀门动作正常，转速飞升不超过规定值，发电机电压不超过额定值130%，汽轮机转速能够迅速稳定在3000r/min。六是手动锅炉MFT。七是手动汽轮机打闸，并立即手动拉开灭磁开关。八是重新快速点火，恢复机组并网。
3.3 机组甩50%负荷
该厂甩50% 负荷时主蒸汽压力最高升至21.27MPa，再热蒸汽压力因低旁开启持续下降，低旁A侧最大开度为5.20%、B侧最大开度为3.89%。最高飞升转速为3107r/min，调门动作1 次，整个动态调节过程调节曲线平稳，经30.57s 后转速稳定在额定转速。并网信号消失后，高调门、中压调门延时0.119s 开始关闭，转速延时0.05s 开始飞升，经过1.952s 达到最高转速3107r/min；
CV1 电磁阀延时0.046s 动作，带电时间为15.98s；
转速最低降至2999r/min，高压调门关闭后转速升高70r/min，定速后中压调门稳定在18.31%。发电机机端电压由28.31kV 上升至29.6kV，机端出现的最大电压未超过甩负荷前机端电压的1.15倍振荡次数0.5次。
甩50%负荷试验过程中，也可以不进行锅炉MFT 操作。印尼国华爪哇项目通过#1、#2 机组甩负荷对比分析，制定了严谨的准备工序，合理操作流程，完善逻辑控制，实现了#2机组甩负荷期间锅炉不灭火，机组能够迅速并网带负荷的目标[3-4]，为百万机组甩负荷试验提供巨大参考意义。试验前，将主再热蒸汽温度控制在较低水平，以便于后续汽轮机打闸后，汽温调节。将辅汽供汽、轴封供汽小机供汽及#2高加加热提前切换至临机供汽，高低旁后减温水调门自动，发电机解列后，立即手动控制各磨运行，快速开启高低旁，满足系统再次并网需要。快速开启高低旁后，可能导致凝汽器压力升高，从而损坏内部铜管。高低加解列后给水温度将骤降，应合理采取提前退出高低加控制给水温度的措施。为保证气温，锅炉宜在干态下运行，此时的水冷壁安全将受到一定威胁，因此必须根据机组特性综合评估是否长期保持锅炉运行。
3.4 机组甩100%负荷
该厂甩100% 负荷后主蒸汽压力最高升至30.98MPa，再热蒸汽压力最高升至5.69MPa，低旁最大开度为5.0%。最高飞升转速为3213r/min，调门动作1 次，整个动态调节过程调节曲线平稳，经48.11s后转速稳定在额定转速。
并网信号消失后，高调门、中调门延时0.122s开始关闭，转速延时0.057s 开始飞升，经过2.190s达到最高转速3213r/min；
CV1 电磁阀延时0.047s动作， 带电时间为33.67s；
转速最低降至2995r/min，高压调门关闭后转速升高117r/min，定速后中压调门稳定在7.57%。
发电机机端电压由27.24kV 上升至27.49kV，机端出现的最大电压未超过甩负荷前机端电压的1.15倍，振荡次数0.5次。
4.1 动态超调量Φ
动态超调量Φ计算如下式（1）：
则Φ为7.10%。
4.2 转子初始加速度an
在数据采集曲线上查得在初始阶段0.149s 内转速上升了52r/min，则转子初始加速度如式（2）：
则加速度an为348.99r/(min·s)。
4.3 转子时间常数Ta
转子时间常数Ta如式（3）：
则转子时间常数Ta为8.5962s。
4.4 转子转动惯量J
转子转动惯量J如式（4）：
式（4）中：P0为发电机功率；
ω0为初始转速角速度；
η为发电机效率。
则转子转动惯量J为87350kg·m2。
4.5 蒸汽容积时间常数Tv
高压调门关闭后，机组转速继续飞升117r/min，则蒸汽容积时间常数如式（5）：
则蒸汽容积时间常数Tv为0.3353s。
4.6 电压静差率ε
电压静差率ε计算如式（6）：
式（6）中：U0为甩负荷后机端电压；
U1为甩负荷前机端电压；
Un为额定机端电压。
则ε为0.926%。
4.7 电压调差率D
电压调差率D计算如式（7）：
式（7）中：U0为甩负荷后机端电压；
U1为甩负荷前机端电压；
Un为额定机端电压；
In为额定定子电流值；
IQ为甩负荷前无功电流。
则电压调差率D为4.238%。
4.8 甩负荷最大飞升转速Δnmax
甩负荷最大飞升转速Δnmax计算如式（8），
式（8）中：n0为额定工作转速；
αH、αI为高、中低压缸功率比率系数；
tH1、tI为高中压缸调节阀延迟时间；
TH1、TI为高中低压缸调节阀的当量关闭时间。通过甩50%试验的数据可以计算出甩满负荷时最大飞升转速Δnmax为195r/min,小于实际进行甩100%试验的数据。
本文将东方汽轮机厂的1100MW超超临界机组与常规机组对比，介绍该机组甩负荷控制逻辑设置情况以及实际试验情况。
本文详细介绍某厂甩负荷试验的前期准备工作、试验注意事项及可能出现的问题分析，可供今后同类型机组的甩负荷试验时参考作比较，同时证明该机组主辅机动态特性良好，调节系统品质优良，能够精确控制机组空负荷运行。对比甩负荷试验过程中参数变化情况，通过计算得到了相关特征参数，可以利用甩50%负荷得到特征参数，推算出机组甩100%负荷飞升转速。在理论与试验相结合的方法下，对国内五台不同类型机组甩负荷转速飞升进行计算，计算值与实测值偏差均正偏差，因此在进行甩50%负荷试验后，可以推算得出甩100%负荷试验的飞升转速满足110%额定转速以下，出于保护设备的目的，可以不进行甩100%负荷试验。
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