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在水电站中甩负荷是一种常见的现象。
水轮发电机组发生甩负荷后，巨大的剩余能量使机组转速上升很快，调速器迅速关闭导叶并经过一段时间的调整，重新稳定在空载工况下运行。
在甩负荷过程中，除了调节保证计算所关心的最大转速上升值和最大水击压力上升值外，还要对甩负荷动态过程品质指标的优劣进行考核。
我国国家标准GB/T 9652.1—1997“水轮机调速器与油压装置技术条件”［2］和国际电工委员会IEC61362(1998)“水轮机控制系统技术规程”［1］中对水轮发电机组甩100%额定负荷后动态品质均有规定，其中IEC规定如下：①调节时间tE—从甩负荷开始到进入空载转速的相对偏差小于±1%为止的时间；②最高转速nmax—甩负荷后的最大转速(在tm时刻)；③最底转速nmin—甩负荷后的最小转速；④推荐值—tE/tM=2.5～4.0(对于转速自由缓慢下降的水斗式机组和高水头混流式水轮机，其数值可达15)，nmin/nr ＝0.85～0.95(仅适用于与电网解列后提供厂用电的机组)，如图1所示。
图1 甩负荷过程曲线为了讨论问题方便起见，本文将调节时间tE分解为转速上升时间tM、转速下降时间tD、转速调整时间tR三部分之和，即tE=tM+tD+tR。
1 甩负荷动态过程的品质指标分析1.1 转速上升时间(tM) 机组甩100%额定负荷后，由于剩余能量巨大，转速上升很快。
正常情况下，调速器以最大速度关闭导叶到零开度，转速上升时间tM=tc+tn，其中：tc为调速器迟滞时间，取决于调速器的死区大小、机组转速的上升速率以及运行工况等，调速器在非限制条件下，tc一般大约在0.2s～0.3s。
tn为调保计算中的升速时间，被定义为自导叶开始动作到最大转速所经历的时间。
升速时间tn与取决于水轮机主动力矩和机组惯性力矩之比，即与机组特性有关。
采用比转速(ns)统计法有：tn=τn·T′s，τn为相对升速时间，τn=0.9-0.00063·ns［5］。
主要现象：
1.机组有功负荷表指示突然减小，全甩负荷时，负荷可能至零。
2.蒸汽流量急剧减小，全甩负荷时，流量及调节级压力接近零。
3.蒸汽压力急剧上升，旁路或安全阀可能动作，调节级压力及排汽压力可能急
剧降低。
4.主、再热汽温升高。
5.液压系统控制油压、调节汽门开度可能大幅变化。
6.主变压器、220kV及厂用电系统可能出现故障。
7.汽轮机电调控制系统可能出现故障。
处理方法：
1．根据机组负荷情况，迅速减少燃机负荷和给水量，及时调整，以保持各参数恢复正常。
2．如果蒸汽压力过高，应该打开向空排汽阀或投入旁路系统。
3．注意监视主、再热蒸汽参数。
4．当发电机跳闸时，检查汽轮机转速是否飞升（如果超过110%，则手动跳闸），确认润滑油系统供油正常，全面检查机组各轴承温度、轴向位移、胀差、振动等是否正常，倾听汽轮机内是否有异声。
5．当故障处理完毕时，迅速将汽轮机并网。
专版研究园地１０００ＭＷ发电机组配置抽汽背压式给水泵汽轮机甩负荷过程分析及优化建议文／伍家炜 姜殿冬０ 引言甩负荷试验是检验火力发电机组调节系统动态特性的重要试验，也是防止发生超速事故的措施。
试验不仅考核汽轮机调节系统的动态特性，还可以检验各配套辅机及相关系统设计对甩负荷工况的适应性。
１ 机组设备概况某新建1000MW燃煤发电机组，配置型号为SG-3093/29.3-M7009锅炉，参数为超超临界、变压直流炉、切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、全封闭布置、全钢构架、全悬吊п型结构，采用等离子点火装置进行点火及低负荷稳燃。
其过热蒸汽采用二级喷水减温及煤水比控制方式调温，再热汽温主要通过尾部烟气挡板、燃烧器摆动、过量空气系数控制等调节方式来实现，并配置中速辊式磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。
每台锅炉配置6台ZGM123G-II磨煤机，正常工况下5台运行1台备用，由下而上分别为A、B、C、D、E、F层燃烧器。
其汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、双背压、凝汽式，型号为N1000-28/600/620，采用先进的双机回热系统。
每台机组配置1台100%容量的汽动给水泵组（小机为抽汽背压式给水泵汽轮机，英文全称为back pressure extraction steam turbine，简称BEST汽轮机）。
热力循环采用十级回热抽汽系统，设有4台四级高压加热器、1台除氧器、5台低压加热器。
其中，汽轮机高压缸抽汽供1号高压加热器；汽轮机高压缸排汽供2号高压加热器；BEST汽轮机抽汽供给3号、4号高压加热器和除氧器，排汽至6号低压加热器（三抽一排），汽量多余溢流至7号低压加热器，如果排汽量不足则从中压缸抽汽作为补汽；B低压缸抽汽供7号低压加热器；A低压缸抽汽供8号低压加热器；B低压缸排汽供9号低压加热器；A低压缸排汽供10号低压加热器。
详见图1所示。
机组设置一套100%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）高压旁路系统和65%BMCR低压旁路系统。
水轮发电机甩负荷试验技术措施
水轮发电机甩负荷试验是对水轮发电机负荷能力和稳定性进行验证的重要环节。
为了确保试验顺利进行，并保证设备和人员的安全，需要采取一系列技术措施。
1. 设备准备：在甩负荷试验前，需要对水轮发电机进行全面检查和维护，确保设备正常运行。
同时，对液压、电气系统等进行检测，以确保其稳定性和可靠性。
2. 调整参数：在试验前需要根据设备的额定负荷和额定转速，调整水轮发电机的参数，如转速控制、流量控制等，以满足试验的要求。
3. 准备备用能源：由于甩负荷试验会将大量的负荷突然断开，为了保证电网的稳定运行，需要准备备用能源，如备用发电机或电池组等，以供电网供应稳定的电力。
4. 安全措施：在进行甩负荷试验时，需要严格执行安全操作规程，确保试验过程中不会对设备和人员造成危险。
比如要求操作人员佩戴防护装备，并将试验场所进行隔离和标识。
5. 监测和记录：在试验过程中，需要密切监测水轮发电机的运行状态，如转速、温度等参数，并及时记录。
这些数据有助于评估设备的性能和变化趋势。
6. 试验报告：试验结束后，需要将试验结果进行整理和分析，并撰写试验报告。
这些报告可以为日后的设备维护和改进提供
参考。
通过以上技术措施的采取，可以有效保证水轮发电机甩负荷试验的准确性和安全性，为进一步提升设备的性能和稳定性提供有效的参考。
水轮机调节保证计算
水轮机调节保证计算是指计算水轮机调节系统的设计参数，以帮助保证水轮机在各种工况下的稳定运行和优化调节。
具体的计算方法一般包括以下几个方面：
1. 调节阀的开度计算：根据水轮机的特性曲线和指定的工况要求，计算出调节阀的开度，以实现流量控制和功率调节。
2. 涡轮调速器参数计算：涡轮调速器是水轮机的主要调节元件，通过调节转速来控制机组的输出功率。
根据转速调节范围和速度曲线等参数要求，计算出涡轮调速器的比例阀和过速阀等参数。
3. 调节速度的响应时间计算：根据调节系统的响应要求，计算出调节速度的响应时间，包括从故障状态恢复到稳定工况的时间和从负荷变化到稳定工况的时间等。
4. 功率调节性能计算：根据水轮机的负荷特性和调节系统的参数，计算出调节系统在负荷变化时的功率调节性能，包括调整功率的波动范围和调节速度等。
5. 稳定性分析和仿真：通过稳定性分析和仿真模拟，评估调节系统在各种工况下的稳定性和可靠性，以及对稳定性的改善措施。
这些计算可以通过数学模型、仿真软件和实际测试等手段进行，
以得到一个合理的水轮机调节系统设计，并保证其性能和运行稳定性。
抽水蓄能机组甩负荷试验研究摘要：本文以白莲河抽水蓄能电站为例，从技术标准、试验测点布置、试验条件、试验工况选择及试验程序控制等方面论述了进行抽水蓄能机组双机甩负荷试验的方法、安全控制及有关试验技术问题，对其他电厂进行类似试验具有一定参考价值。
关键词：抽水蓄能机组；甩负荷试验；转速上升1概述白莲河抽水蓄能电站安装有４台单机３００ＭＷ混流可逆式水泵／水轮机－发电／电动机组，发电机电压１５．７５ｋＶ；４台机组水泵方式启动共用１套ＳＦＣ装置；发电／电动机与主变之间采用ＩＰＢ连接，中间设换相开关与发电机断路器；发电电动机和主变压器采用单元接线；每２台主变高压侧接入１套地下５００ｋＶＧＩＳ联合单元，经５００ｋＶ干式高压电缆接入地面５００ｋＶＧＩＳ。
地面ＧＩＳ共Ⅱ回进线、Ⅰ回出线，采用内桥接线，出线Ⅰ回，接入大吉５００ｋＶ电网。
白莲河抽水蓄能电站输水系统由引水系统和尾水系统组成，采用的布置方式：引水系统采用一洞两机的布置方式，尾水系统采用两机一洞方式布置。
进行双机甩负荷试验的目的主要是检测双机甩负荷时压力钢管和每台机组蜗壳最大压力上升值、每台机组尾水管真空、每台机组最高转速上升值及接力器关闭规律，评价机组能否满足调保计算及设备生产厂家关于压力上升率、转速上升率的设计要求，保证机组的运行安全。
２条件确认与甩负荷检查２．１试验条件的确认。
（１）１号、２号机组完成所有单机发电及抽水方向试验，具备带３００ＭＷ负荷运行条件；（２）已完成上库１号事故闸门中控室起闭闸门操作试验，１号事故门锁定已退出，控制权限置为“远方”，具备远方落门条件；（３）已完成１号、２号尾水事故闸门远方起闭闸门操作试验，１号、２号尾水事故闸门控制权限置为“远方”，具备远方落门条件；（４）确认上库１号检修与事故闸门、下库１号检修闸门和１号、２号尾水事故闸门均全开，检修闸门均投入锁定；（５）确认１号、２号发电机风洞、水车室均无人工作，风洞门已上锁；（６）确认１号、２号发电机保护、变压器保护工作正常均已正常投入；（７）确认１号、２号机组开关分闸信号可确保１号、２号机组立即进入电气停机；（８）已与调度部门进行联系，确认５００ｋＶ系统具备甩６００ＭＷ负荷条件。
