汽轮机高调门关闭试验

华能嘉祥电厂热机试验卡

危险点分析与预防控制措施

汽轮机调门重叠度的优化和调整

汽轮机调门重叠度的优化和调整 单子心 （华能南通电厂江苏南通 226003） 摘要：针对机组高压调门开度对汽机经济性的影响，通过对汽轮机调门升程流量特性变化的分析，对调门重叠度进行整定和调整，以提高机组在高负荷段的经济性。改进后，机组调门调节特性明显改善，机组经济性也得到提高，并为一次调频特性调整改进工作创造了条件，达到预期的目的。 关键词：重叠度；升程流量特性；调节系统 1 汽机调门重叠度简介 1.1 定义： 采用喷嘴调节时，多个调节汽门依次开启，在前一个调门尚未全开时，后一调门便提前打开。当前一个调门全部打时，下一调门提前开启的量称为阀门的重叠度。 1.2 目的： 设置重叠度的目的是为了使汽机控制指令与蒸汽流量成线性关系，保证机组良好的调节特性，有利于机组滑参数运行。 1.3 作用： a）影响调节特性：多个调门依次开启，若后阀在前阀全部开启后才开启，那么根据单个阀门的特性可以推断出多个阀门的升程与流量的关系呈波形曲线，显然这是不符合调节系统静态特性曲线的，为了使配汽机构特性曲线比较平滑，一定要设置重叠度。 b）影响机组的经济性：重叠度过大，即前一阀门开度较小时，后一阀门就已开启，会加大节流作用，此时节流损失变大，对机组的经济性影响也最大。重叠度较小或无重叠度时，节流损失最小，能提高机组经济性，但影响调节特性。 1.4 特性： 下面图1和图2分别为单阀和多阀联合的升程流量特性：

说明： a）图1为典型的单阀升程流量特性曲线，对于单一调门，这种特性曲线是一定的，可以通过试验方法得出。 b）从图1我们可以看出在阀门开度50％左右，出现拐点，特性逐步开始呈非线性。 c）从图1可以得出阀门的有效升程，数值在70％左右，此后阀门再开大，流量增加较少。

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施 一. 概述 某厂4号机组为300MW燃煤发电机组，DEH系统采用ABB公司的SYMPHONEY 系统。2013年1月22日机组正常运行过程中，DEH突然发出快关左侧中压主汽门（LSV）和3号高调门（CV3）的1s脉冲指令，导致这2个阀门突然全关，然后又自动恢复。 事件发生后，电厂组织相关技术人员进行分析，认为发生此现象是因为DEH 的信号在柜内通讯发生翻转所致，这也是该类DEH常见的异常故障。机组正常运行过程中突然关闭汽轮机调门，扰动和冲击都比较大，将严重威胁机组安全运行。 二. 原因分析 该事件的发生，DEH和DCS都没有任何记录，为原因分析增加了很大的难度。我们以机组的DEH逻辑为切入口，结合本次事件的现象和以往的一些经验，来逐步剖析事件的原因。 首先，在机组正常运行的情况下，只有通过阀门活动试验电磁阀，DEH才能让中压主汽门关闭。LSV的活动试验电磁阀为22YV，该电磁阀的驱动设计在DEH 系统的M2控制单元，但阀门活动试验的逻辑设计在M4控制单元。阀门活动试验时，动作指令信号在M4控制单元内产生，然后以通信方式送到M2控制单元，从而驱动电磁阀22YV带电。根据以往的经验，ABB这种DCS系统的柜内不同控制单元通讯，经常会发生通信信号翻转的现象。该DEH试验电磁阀的这种设计，极其容易由于通讯信号的翻转而导致电磁阀动作。 再来看CV3，除了正常的伺服阀控制外，还有活动电磁阀16YV控制。16YV 带电也会关闭CV3。与LSV的22YV电磁阀控制一样，16YV也设计在DEH的M2

控制单元，而CV3活动试验逻辑同样设计在M4控制单元。阀门活动试验时，电磁阀的驱动控制与LSV的完全一样，同样极有可能发生通信信号的翻转而导致电磁阀动作。 若CV3由伺服阀控制来关闭，则指令来源于同一个阀门流量指令，其他高压调门如CV1，CV2，CV4等也会动作，但本次只有CV3动作，因此可排除伺服阀指令动作的可能性。 综合上述分析，造成LSV，CV3同时关闭动作1s的原因，极有可能是M4到M2的通信信号发生翻转造成。 通信信号发生翻转是由于网络通信异常造成的，这是一种能够快速自行恢复的通信故障。通信时时刻刻都在进行，偶尔出现一次通信发送/接收异常，本来是属于正常现象，通信处理软件对接收到的数据做无效处理即可，但ABB这种DCS的通信处理存在一个BUG，在收到通信异常数据时，没能发现异常，就没有对数据进行丢弃的处理，而是直接接收该数据，则出现信号翻转就不为奇怪了。要消除该BUG，需要ABB公司对其通信程序进行测试，找出BUG的地方，对该通信程序进行升级。 三. 整改措施 通过分析，认为DEH阀门关闭是由于通信信号发生翻转造成的。为了减少这种信号翻转对DEH系统造成的影响，建议对此类重要通信信号做优化处理，如采取3取2处理、增加信号动作的闭锁条件等。例如，在进行阀门活动试验后，只有开始阀门活动试验时，才能在M2激活电磁阀带电，否则，就对电磁阀进行闭锁，这样，就能避免电磁阀的误动了。 电厂1～4号机组的DEH系统，之前也频频发生类似的信号翻转问题，该问题困扰该厂已久，后来在电科院热工所的建议下，对相关通信信号进行了优化处理，之后再未出现因信号翻转而造成DEH异常的现象。

汽轮机改造方案分解

汽轮机改造方案 技 术 协 议 山东九鼎环保科技有限公司 2014.01

一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景2 1.2 改造方案2目录2 二、6MW抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2 2.1 机组概况2 2.2 改造后抽凝机组主要参数2 2.3 供货范围2 2.4 改造工作内容2 三、汽轮机拆机方案2 3.1 概述2 3.2 拆除方案2 四、汽轮机基础改造2 五、汽轮机安装与调试 5.1 汽轮机安装方案2 5.2 汽轮机调试方案2 六、施工、验收及质保 七、工期22 2

一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景 本项目所在区域为一开发区，发展迅速，有限公司电站目前为2 台40t/h 的锅炉+2 台纯凝汽式汽轮机（12MW 和6MW 各1 台），为响应泰安市政府拟对开发区进行冬季供热的号召，泰安中科环保电力有限公司对现6MW 的纯凝汽式汽轮机改造为抽汽供热汽轮机的方式，实现对开发区换热站供蒸汽，然后由开发区换热站转换成热水后向附近热用户供热。 1.2 改造方案 本项目将对泰安中科环保电力有限公司的原6MW 纯凝汽式汽轮机改造为6MW 抽汽供热凝汽式汽轮机，同时对汽轮机基础进行改造，以实现抽汽供热汽轮机的安装、汽轮机对外供热、满足周边用户的用热需求。 二、6MW 抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2.1 机组概况 C6-3.43/0.981 型汽轮机，系单缸，中温油压，冲动，冷凝，单抽汽式汽轮机，额定功率为6000kW。 2.2 改造后抽凝机组主要参数

2.3 供货范围 1）包括C6-3.43/0.981 2 2.4 改造工作内容

汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施(最新版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽轮机高压调门异常波动的安全 技术措施(最新版)

汽轮机高压调门异常波动的安全技术措施 (最新版) 导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 #3汽轮机多次发生高压调门异常波动的现象，甚至08月02日因高压调门波动导致主机EH油压低机组跳闸的事故发生。目前尚未找到导致高压调门波动的原因所在，专业督促技术支持部进一步查找造成#3机调门异常波动原因。同时对于3A主机EH油泵与3B主机EH油泵在备用状态下启动电流相差大的状况，专业也将督促技术支持部采取相应措施防止调门异常波动情况下备用EH油泵无法启动。结合近期#3机高压调门波动的现象，做出以下临时应对措施： 1、加强#3汽轮机高压调门开度、EH油压等DCS参数监视，一旦高压调门有异常波动的现象能及时发现； 2、高压调门波动时，观察高调开度DCS曲线波动是否有正弦波动特征、是否有波动发散的趋势； 3、若高压调门波动期间一次调频频繁动作时，在DEH画面新增有投退DEH一次调频回路操作按钮，退出DEH一次调频回路，并退出机

汽轮机高压调门关闭原因分析

汽轮机高压调门关闭原因分析 发表时间：2018-11-02T17:21:50.623Z 来源：《知识-力量》2018年12月上作者：付红宾[导读] 本文对汽轮机高调门因电缆过于靠近高温缸体超温造成绝缘老化通讯中断调门关闭，运行中突然关闭的原因进行分析，阐明了电缆处于高温环境发生故障的原因。对于汽轮机周边电缆涉及和改造具有广泛的借鉴意义。关键词（大唐许昌龙岗发电有限责任公司，河南省禹州市 461690） 摘要：本文对汽轮机高调门因电缆过于靠近高温缸体超温造成绝缘老化通讯中断调门关闭，运行中突然关闭的原因进行分析，阐明了电缆处于高温环境发生故障的原因。对于汽轮机周边电缆涉及和改造具有广泛的借鉴意义。关键词：控制电缆；调门；DEH 一、前言 大唐某公司一期两台机组为上海汽轮机厂制造的350MW亚临界机组。汽轮机控制系统采用OV ATIAN型数字式电液控制系统，其设计为分散布置、双路供电，系统DPU主模件采用冗余配置。液压系统采用上海汽轮机厂成套的高压抗燃油EH装置。汽轮机主蒸汽阀门TV和调门GV连接电缆布置在高中压缸体阀门两侧（详见图3），缸体保温与电缆线槽距离30至50cm。热工人员定期检查发现汽轮机高压调门控制电缆有老化现象，利用检修机会将单侧的调门电缆进行了更换。机组在控制电缆更换后启动一天突发汽轮机高压调门关闭故障，严重影响机组的安全生产运行。 二、故障及处理经过 某年某月某日，2号机组负荷指令250MW，启动B制粉系统（B、C、D、E磨运行）增加机组出力。在加负荷过程中突然机组出力快速下降，检查2号机高压GV3调门实际已经关闭，DEH画面显示指令和反馈均为100%。汽轮机组调门开启顺序见图1所示。 图1 汽轮机高压截止阀和调节阀位置顺序图 检查DEH机柜GV3伺服卡LVDT指示灯不亮，分析反馈LVDT控制回路存在问题，对GV3进行处理，缓慢将GV3指令逐渐强制为0，并对GV3进油隔离确保故障期间该调门不发生误动，对GV3控制回路进行排查发现GV3调门油动机端子箱至地面端子箱的LVDT反馈中间电缆线间阻值3Ω，由于GV3指令和反馈电缆通过同一段电缆桥架接入同一端子箱，为防止指令电缆存在同样问题，将GV3指令电缆和反馈电缆全部更换，更换后对GV3调门试验，动作正常。 三、阀门关闭原因分析 （一）阀门外观机械检查和分析 检修人员现场检查关闭调门门杆和反馈杆实际位置均在关闭状态，和DEH控制画面中阀门状态有相反的情况。初步分析应为阀门和远端状态不对应，怀疑通讯中断，需热工人员检查GV阀门控制回路。 （二）GV阀控制回路检查分析 GV阀控制回路由两部分组成，第一部分为正常投运回路，第二部分未试验回路。控制指令接受GV总给定。DEH自动方式下，GV总给定经单阀或顺序阀的阀门流量特性曲线函数转换为GV阀门指令开度。从实际阀门动作和就地现场阀门状态分析，应为远端和就地信号传输中断造成阀门指令与就地不对应现象。GV阀门动作逻辑见图2所示。

汽轮机调门重叠度的优化和调整

汽轮机调门重叠度的优化和调整 1 汽机调门重叠度简介 1.1 定义： 采用喷嘴调节时，多个调节汽门依次开启，在前一个调门尚未全开时，后一调门便提前打开。当前一个调门全部打时，下一调门提前开启的量称为阀门的重叠度。 1.2 目的： 设置重叠度的目的是为了使汽机控制指令与蒸汽流量成线性关系，保证机组良好的调节特性，有利于机组滑参数运行。 1.3 作用： a）影响调节特性：多个调门依次开启，若后阀在前阀全部开启后才开启，那么根据单个阀门的特性可以推断出多个阀门的升程与流量的关系呈波形曲线，显然这是不符合调节系统静态特性曲线的，为了使配汽机构特性曲线比较平滑，一定要设置重叠度。 b）影响机组的经济性：重叠度过大，即前一阀门开度较小时，后一阀门就已开启，会加大节流作用，此时节流损失变大，对机组的经济性影响也最大。重叠度较小或无重叠度时，节流损失最小，能提高机组经济性，但影响调节特性。 1.4 特性： 下面图1和图2分别为单阀和多阀联合的升程流量特性：

说明： a）图1为典型的单阀升程流量特性曲线，对于单一调门，这种特性曲线是一定的，可以通过试验方法得出。 b）从图1我们可以看出在阀门开度50％左右，出现拐点，特性逐步开始呈非线性。 c）从图1可以得出阀门的有效升程，数值在70％左右，此后阀门再开大，流量增加较少。

说明： a）多个阀门的联合特性就只取决于阀门开启的重叠度。 b）图2中的曲线Ⅰ选择的重叠度过小，即前一阀开度很大后才开后一阀，系统在调节时会生产较大的波动，在后一阀门将开启时，会发生调门大幅窜动的情况。 c）图2中的曲线Ⅱ选择了合理的重叠度，阀门联合升程流量特性波动小，系统调节性能基本呈线性，稳定性最好。 d）图2中的曲线Ⅲ选择的重叠度过大，除前面所讨论的会使经济性下降外，还会破坏升程流量特性的线性度，会使两个阀门重叠部分的流量增长过快，产生局部不等率变动，当汽机在该功率下运行时，有可能出现晃动。 2 重视调门升程流量特性的变化 阀门重叠度有两种表述：行程重叠度和压力重叠度。 行程重叠度：ξH ＝1－H1 / H max 式中H1为后阀开始开启时的前阀行程，H max为前阀全开行程。 压力重叠度：ξp ＝1－P1 / P max 式中P max和P1为后阀开始开启时，前阀的前、后压力。 行程重叠度只有几何意义，没有热力学意义，压力重叠度才是决定调门调节特性的关键参数，一般以前一阀门开至前、后压力比P1/P max=0.85～0.90时，后一阀开启较

汽轮机调门伺服阀在线更换

汽轮机调门伺服阀在线更换 摘要：阐述了德州电厂660MW汽轮机液压控制系统伺服阀在线隔离更换的方法、步骤和伺服阀更换后的恢复以及注意事项。对每个汽门未配置EH油管路隔离阀、配汽机构设计不允许单阀方式运行的汽轮机，伺服阀在线更换是可行的。 现代大机组汽轮机调节系统广泛采用了电液转换机构—伺服阀，随着机组长周期连续运行和调速液压油系统内、外部环境条件的变化，油中的颗粒杂质导致伺服阀滤网堵塞或部套卡涩，使得调速汽门动作迟缓，严重时致使阀门不能按要求开启或关闭，影响机组的出力能力，甚至导致因汽门拒关而造成汽机超速事故。因此，利用机组的计划检修机会，按时清洗、校验伺服阀，更换进油滤网，确保伺服阀的正常工作显得非常重要。即使定期对伺服阀进行清洗维护，在机组运行中，仍时常发生伺服阀滤网堵塞或脏污卡涩问题，进行故障伺服阀的在线更换，对保证汽轮机安全连续运行和确保发电，具有很强的实用意义。德州电厂660MW＃5机组在运行中相继出现＃2、4、1高调门开关动作迟缓、拒开等故障，在线进行了高压调速汽门油动机伺服阀的隔离更换。 1 汽轮机调门液压控制单元简介 德州电厂660MW汽轮机为美国GE公司生产的TC4F型四缸四排汽凝汽式汽轮机，左右两个主汽门分别对应＃1、2和＃3、4调速汽门，图－1为调门液压控制单元原理图，液压控制单元主要包括液压关断阀、快速动作电磁阀、伺服阀、液压油缸等，设计液压油供油二路，分别为压力油和安全油，回油一路。伺服阀为MOOG产743F003A型两级三线圈四通流量控制阀，流量25加仑/min。图－2 为液压关断阀原理图。GE公司设计供货的汽轮机无单阀运行方式，单个调门的液压油路未配置隔离阀门，因此，在正常运行工况，无法关闭单个调门或单独隔离其供油。 图－1 调门液压控制单元 2 伺服阀的隔离、更换 首先根据机组的运行情况和调速汽门存在的问题确定是否由伺服阀故障引起，如果调速汽门对开关指令响应迟缓、滞后甚至拒动，或伴有开度与其它调门偏差逐渐增大，严重时会导致调门开度摆动，即可断定该调门伺服阀故障。一旦发现伺服阀故障，应尽快采取措施进行隔离、更换。伺服阀隔离、更换步骤如下

汽轮机DEH改造

汽轮机DEH改造 汽轮机数字电液调节系统由电气和 EH液压系统两部分组成，电气部分采用 DEH数字控制器，EH液压系统部分包括供油系统、伺服系统和保安系统等。根据液压油系统结构的不同又分为高压抗燃油和低压透平油两种方式。高压纯电调系统控制精度高，利于提高机组的负荷适应性，但高压纯电调系统投资大，成本高，随着低压纯电调系统调节品质的不断提升，越来越多的 200 MW及以下机组更趋向于采用低压透平油方案。 在旧机组改造工程中，低压透平油方案更具有明显的优势。首先，电网对机组调节系统的控制精度的要求是有限的，并不是精度越高越好，过高的控制精度，要有相应的经济投入。其次，从技术上讲，老机组的油动机迟缓较大，但通过电液转换器实现单独控制以降低其迟缓后，完全能够满足 DEH控制精度和运行的安全可靠性，而且低压透平油方案投资小、改造工作量小、改造工期短、备品配件简单、维护要求低等都是非常有竞争力的优点。 汽轮机 DEH控制系统作为DCS控制系统的基本组成部分，同时也是汽轮机组的大脑和心脏，使用电驱动油动机来控制阀门开度，而且是专门用来调汽轮机的转速使之维持稳定。汽轮机 DCS 控制系统的工作原理是，由自动数字调节系统 (或操作人员)发出调节指令的电信号过电液转换器，使油动机的液压缸与高压油相互

连通，从而实现驱油动机的运作，以达到相关调节的目的，而当系统的调节达到相应的要求后，系统的反馈装置使调节过程自动停止。 DEH控制系统具有数字系统的灵活性、模拟系统的快速性 和液压系统的可靠性。它的运用不仅使得高、中压调门的控制精到相应的提高，而且还为CCS协调控制的实现及整个机组的控制水平的提高提供了基本保障，从而更有利于汽轮机的运行。 目前基于DCS的汽轮机DEH控制系统的优化内容有: 1、阀门管理的优化，阀门管理在汽轮机DEH控制系统中占据 着十分重要的地位。因为无论是汽轮机启动时的转速控制，还是汽轮机正常工作时负荷的调节和主蒸汽压力的控制，都需要通过控制汽轮机高、中压调节阀和高压主汽门的阀位来实现的。阀门管理的突出作用表现为：在操作人员的参与下，将从系统调节器输出的蒸汽流量控制信号转换为相关阀门开度的请求值，并依据汽轮机组的安全、变负荷的要求和运行的经济性来实现单阀、顺序阀相关控制方式间的相互切换。阀门管理功能作为汽轮机 DEH控制系统的重 要功能，精确确定阀门开度指令和负荷指令之间的关系是机组稳定运行的基础保证，而且对于系统的操作和维护具有重要意义。因此，阀门管理的优化可从以下两方面着手进行。 1.1根据汽轮机DEH控制系统运行的实际要求，对阀门管理设计单阀控制和多阀控制两种控制方式。其中，单阀控制方式为一般 冷态启动或带基本负荷运行，将高压阀门进行节流管理，要求全周

汽轮机高调门流量特性优化试验方案

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皖能马鞍山发电有限公司2号机组汽轮机高调门流量特性优化试验方案 2013年4月10日

皖能马鞍山发电有限公司2号机组 汽轮机高调门流量特性优化试验方案 负责单位：安徽科讯电力技术服务中心 协作单位：皖能马鞍山发电有限公司 起日期：2013年4月10日14:00——20：00 负责人：张兴 工作人员：张兴、施壮 编写 ____________ 审阅 ____________ 审核____________ 批准____________

皖能马鞍山发电有限公司2号机组 汽轮机高调门流量特性优化试验方案 1、试验目的 为提高皖能马鞍山发电有限公司2号机组运行的安全性和经济性，根据合同要求，我单位计划于2013年4月10日对2号机组汽轮机高调门进行流量特性测试及优化，并完成2号机组汽轮机进行单/顺阀切换试验。 2、试验条件 （1）、机组在设计的正常工况下稳定运行，负荷能从额定负荷（汽机高调门全开时）至60%左右的额定负荷范围之间变化。 （2）、试验过程中由运行人员手动控制燃料量维持主汽压力稳定。 （3）、信号测量设备应满足精度要求并有效期内的检定合格证书。数据记录通过分散控制系统进行。 （4）、历史数据站工作正常，能完成对主汽压力、调节级压力、给定值、流量指令、阀位指令/开度、功率等参数的采集，并能生成*.csv或*.xls格 式文件，且数据分辨率满足测试要求。 3、试验内容 通过汽轮机高调门流量特性测试及参数优化试验，根据机组实际特性及标准流量参考线对多阀、单阀流量特性进行统一整定。 4、试验方法及步骤 各高调门单个流量特性测试

汽轮机抽气改造后合理投入的分析

俄制机组供热改造后供热负荷合理优化分析 摘要：我厂的汽轮机供热改造后，供热时如何合理分配两台机组对外的供热量的分析 主题词：改造后汽轮机供热负荷合理分配 1.0简介： 盘山发电厂两台汽轮机都是是列宁格勒金属制造厂生产的K-500-240-4型汽轮机为超临界压力，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机。2013年我厂对1#、2#机组进行了供热改造，机组的热网加热蒸汽系统采用单元制，热网供汽汽源为汽轮机中低压联络管引出的供热抽汽，供热抽汽管道上装有安全阀，逆止阀，液压快关阀，电动调节阀，确保机组安全运行。抽汽参数为：流量300～400t/h，压力0.2501MPa（绝对压力），温度193.5℃。，接入热网首站后，每根热网抽汽母管分成2路进入2台热网加热器，加热热网循环水。为保证循环水系统安全以及居民不断暖，增设一路双机供热停运条件下热网事故供汽，事故供汽由二期供一期厂用汽ORQ1500门后接一路至#2机供热蒸汽管道，供汽参数：温度280-300℃，压力0.8-0.9MPa。 进汽量、供热抽汽流量和发电机端功率曲线： 但是两台机组即使是相同的机型，但是在抽气供热时，在两台机组的向外供热温度、机组负荷相同的情况下，2号机组的小指标系统的汽耗率有不合格的现象，说明机组改造后，向外供热对于热负荷的分配存在可优化的部分，下面就将这一现象进行分析、探讨。

2.0分析过程： 以下就是机组热网首站对外网温度对外供热温度变化，我厂两台机组的汽耗率统计。 通过比较发现在向外网供热温度60度的情况下，1#.2号机组平均分配对外的供热量的情况下，2#机组汽耗率不合格，如果1机组热网首站温度63度，2机组热网首站温度58度，就能保证两台机组的汽耗率都合格。 虽然热电联产能源转换效率具有明显优势，因此，供热抽汽机组得到了大力的发展，我厂由纯凝汽式的机组改为抽汽供热机组向用户提供电力和采暖用热，受控于热用户和电用户的需求，对于确定的热电负荷，电负荷是受中调的控制，但是供热的两台机组的分配就应该何根据机组的类型以及机组效率的差异，在各机组间进行热电负荷的分配使整个电厂的热耗率最低，使整个电厂的经济效益最好。这就需要对电厂供热抽汽机热负荷进行分配优化，确定每台机组的热负荷为最佳， 通过供热抽汽机组的变工况理论计算，得到不同电负荷和热负荷时的机组热耗值关系曲线的结构和形式, 设计合理的运行方式。 1 热负荷1情况下，功率——热耗曲线

汽轮机高调门流量特性优化试验方案

检索号： 皖能马鞍山发电有限公司2号机组 汽轮机高调门流量特性优化试验方案 2013年4月10日

皖能马鞍山发电有限公司2号机组 汽轮机高调门流量特性优化试验方案 负责单位：安徽科讯电力技术服务中心 协作单位：皖能马鞍山发电有限公司 起日期：2013年4月10日14:00——20：00 负责人：张兴 工作人员：张兴、施壮 编写____________ 审阅____________ 审核____________ 批准____________

皖能马鞍山发电有限公司2号机组 汽轮机高调门流量特性优化试验方案 1、试验目的 为提高皖能马鞍山发电有限公司2号机组运行的安全性和经济性，根据合同要求，我单位计划于2013年4月10日对2号机组汽轮机高调门进行流量特性测试及优化，并完成2号机组汽轮机进行单/顺阀切换试验。 2、试验条件 （1）、机组在设计的正常工况下稳定运行，负荷能从额定负荷（汽机高调门全开时）至60%左右的额定负荷范围之间变化。 （2）、试验过程中由运行人员手动控制燃料量维持主汽压力稳定。 （3）、信号测量设备应满足精度要求并有效期内的检定合格证书。数据记录通过分散控制系统进行。 （4）、历史数据站工作正常，能完成对主汽压力、调节级压力、给定值、流量指令、阀位指令/开度、功率等参数的采集，并能生成*.csv或*.xls格式 文件，且数据分辨率满足测试要求。 3、试验内容 通过汽轮机高调门流量特性测试及参数优化试验，根据机组实际特性及标准流量参考线对多阀、单阀流量特性进行统一整定。

4、试验方法及步骤 4.1各高调门单个流量特性测试 (1)、由运行人员将机组负荷升至90%额定负荷左右，并将所有汽机调门全开， 记录下当前机前压力值。 (2)、逐渐减小GV1阀门指令，直至该调门全关。在此过程中其它调门一直维 持全开状态。试验过程中由运行人员手动控制燃料维持主汽压力稳定。 (3)、GV1阀门全关且主汽压力稳定后，由热控人员逐渐将该调门调整至全开位。 (4)、按照(2)、(3)步骤顺序依次进行GV2、GV3、GV4高调门的阀门流量特 性测试试验。 4.2单阀方式下高调门整体流量特性测试 (1)、由运行人员将机组负荷升至90%额定负荷左右，并将所有汽机调门全开， 记录下当前机前压力值。 (2)、由运行人员在DEH画面上阶跃减小目标值（阶跃量2%），设定值变化速 率设定为0.5%，使汽机高调门逐渐关小，直至机组负荷降至60%额定负荷左右。每次目标值变化后需待主汽压力稳定时再进行下一负荷点的测试。 (3)、试验过程中由运行人员手动控制燃料维持主汽压力稳定。 (4)、记录上述过程中单阀运行方式下汽机高调门的整体流量特性。 4.3单阀/多阀控制方式切换预试验 首先在70%额定负荷左右，逐渐降低主汽压力，将主汽调阀调整至全开位置，在DEH控制回路中，按下“顺序阀控制”按钮，开始由单阀向顺序阀方式切换过程，试验过程中出现轴承振动、瓦温变化大现象，应立即终止试验。、 4.4多阀方式下高调门整体流量特性测试 (1)、由运行人员将机组负荷升至90%额定负荷左右，并将所有汽机调门全开， 记录下当前机前压力值。

汽轮机单侧调门瞬间误关故障分析及处理

//汽轮机单侧调门瞬间误关故障分析及处理 林涛张永军李海永大唐运城发电有限责任公司山西省运城市044602 更新时间：2012-3-22 1．引言 火力发电机组容量的增大、蒸汽参数的提高，对机组的安全性、经济性及其自动控制水平的要求也愈来愈高。作为600MW的大型机组，汽轮机数字电液控制系统（DEH）已被广泛采用。汽轮机调节汽门作为DEH系统的主要执行机构，主要用来控制机组的转速和功率，其故障将会导致机组转速或者功率波动，直接影响到机组的安全经济运行。 某发电公司#1机组为600MW亚临界直接空冷燃煤发电机组，于2007年9月投产。汽轮机为哈汽NZK600-16.7／538／538亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，DCS系统采用了艾默生过程控制公司（原西屋公司）最新一代DCS控制系统OVATION－XP版。汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（DEH系统），电子设备采用了上海艾默生公司同版本的OVATION系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油E H装置。每台机组配有两个高压主汽门（TV）、四个高压调门（GV）、两个中压主汽门（RSV）和两个中压调门（IV）（其中左侧高压主汽门由电磁阀控制开关）。 2．故障现象 #1机组2011年7月28日启动，从7月30日开始五次出现部分主汽门及调门突关现象，具体现象描述如下，图1-图3为故障截图。 20011-7-30 3:28 #1机组负荷302.18MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。GV4、IV2出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位，AGC工况未解除，负荷波动32MW。 20011-8-6 5:37 #1机组负荷303.29MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。RSV2出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率开启至原位，AGC工况未解除，负荷波动27MW。 20011-8-10 14:14 #1机组负荷485.58MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。RSV2、IV2出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位。AGC工况未解除，负荷波动10MW。 20011-8-11 19:04 #1机组负荷472.15MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。GV4出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位。AGC工况未解除，负荷波动40MW。 20011-8-12 5:56 #1机组负荷367.17MW, 顺阀控制，CCS方式，AGC投入41号控制器BRA NCH2上RSV2，GV4 出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位。AGC工况未解除，负荷波动45MW。

汽轮机中压调门故障分析与处理

汽轮机中压调门故障分析与处理 发表时间：2017-06-13T16:37:40.720Z 来源：《电力设备》2017年第6期作者：周乐[导读] 摘要：描述和分析开机过程中的汽轮机ASP油压降低，中压调门无法开启的故障现象与原因，总结分析处理方法，为此类故障的处理提供借鉴。 （华电国际莱城发电厂山东莱芜 271100）摘要：描述和分析开机过程中的汽轮机ASP油压降低，中压调门无法开启的故障现象与原因，总结分析处理方法，为此类故障的处理提供借鉴。 关键词：汽轮机；再热调节门；ASP油压；单向阀 0 序言 XX厂#2机组汽轮机是由上海汽轮机厂与美国西屋公司合作，并按照美国西屋公司技术制造的300MW亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。控制系统采用上海新华公司制造的DEH-ⅢA型控制系统。该汽轮机配有两个高压主汽阀门（TV），六个高压调节阀门（GV），两个中压主汽阀门（RV）和两个中压调节阀门（IV）。在机组正常运行时，四只AST电磁阀通电关 闭，封闭自动停机危急遮断（AST）母管上的抗燃油泄油通道，使所有蒸汽阀执行机构活塞下腔的油压能够建立起来。当电磁阀失电打开，母管泄油，所有汽阀关闭而使汽轮机停机。ASP油压用于在线试验AST电磁阀。ASP油压由AST油压通过节流孔产生，再通过节流孔到有压回油。运行中ASP油压在8.0MPa左右。 1、故障现象 2016年1月4日XX厂#2机组启动，汽轮机冲转前，进行汽轮机危急遮断系统ETS通道试验时，四个AST电磁阀动作正常。06：14，汽轮机升速至2900rpm进行阀切换，即汽轮机进汽量由高压主汽阀门控制切换为高压调节阀门控制。切换过程中，中压缸两个调门自关（指令未动），运行人员将汽轮机打闸（见附图1）。汽轮机重新挂闸，中压缸主汽门打开，中压缸两个调门均无法打开，ASP油压由8.7Mpa 降至5.5MPa。 2、处理思路 因XX厂汽轮机AST、OPC油母管压力无就地及远方的监视手段，仅能从ASP压力值间接判断AST、OPC母管油压。经现场检查、验证，EH油系统存在以下两个问题：1、AST母管油压低；2、OPC母管油压低。 1、针对AST母管油压低，对设备、系统的检查情况： （1）更换危机遮断模块AST的#1、2、3、4电磁阀，清理ASP油管前后节流孔，未发现问题。 （2）检查、清理两个中压缸主汽门的进油节流孔，未发现问题。 （3）检查两个高压缸主汽门的进油节流孔、油缸出口至AST母管的单向阀，未发现问题。 （4）检查危急遮断模块内部OPC母管至AST母管的两个单向阀，未发现问题。 （5）分析判断高压缸主汽门、中压缸主汽门卸荷阀存在泄漏、油缸至AST母管单向阀卡涩导致AST母管油压降低。根据用测温枪测定卸荷阀的温度显示，#2中压缸主汽门卸荷阀温度比#1高5℃左右，更换#2中压缸主门卸荷阀，清理#2中压缸主汽门油缸至AST母管单向阀后，ASP油压由5.1MPa升至6.8MPa。 2、针对OPC母管油压低，对设备、系统的检查情况： （1）检查两个中压缸调门的进油节流孔、进油滤网、油缸出口至OPC母管的单向阀，未发现问题。 （2）分析判断中压缸调门卸荷阀存在泄漏、中压缸调门油缸至OPC母管单向阀卡涩引起OPC母管油压降低，更换两个中压缸调门卸荷阀，检查两个中压缸调门油缸至OPC母管单向阀后，未发现问题。 （3）分析判断高压缸调门卸荷阀存在泄漏、油缸至OPC母管单向阀卡涩导致OPC母管油压降低。根据红外线测温仪测定的卸荷阀阀体温度显示，#2、4高压缸调门卸荷阀阀体温度较高，更换#2、4高压缸调门卸荷阀，检查清理#2、4高压缸调门油缸出口至OPC母管油压单向阀后，ASP油压由6.8MPa升至7.8MPa。 3、根据AST、OPC工作原理，危机遮断保护动作时，AST母管油压卸去，联动OPC母管油压全部卸去；汽轮机超速保护OPC动作时，OPC母管油压卸去，由于单向阀的作用（见附图2），AST母管油压不变。为验证危机遮断模块内部连通AST和OPC母管的单向阀工作是否正常（即验证OPC母管压力降低对AST母管压力降低是否存在影响），强制将OPC电磁阀带电动作，使OPC母管油卸去，期间ASP 压力无变化，确定危机遮断模块内部的连通AST和OPC母管的单向阀工作正常，无卡涩。 3、原因分析 1、AST、OPC母管油压降低是汽轮机阀切换时中压缸调门关闭和汽轮机再挂闸后中压缸调门不能开启导致机组无法启动的主要原因。 2、#2中压缸主汽门油缸出口至AST母管单向阀卡涩和卸荷阀泄漏是造成AST母管油压降低的主要原因。#2、4高压缸调门油缸出口至OPC母管单向阀卡涩和卸荷阀泄漏是造成OPC母管油压降低的主要原因。 3、EH油中颗粒物在单向阀接触面处集聚是造成单向阀卡涩的主要原因。 4、防范措施 1、机组检修时，将EH油系统的单向阀、节流孔等作为必修项目进行检查、检修。 2、加强EH油质管控，将EH油滤油作为定期工作进行。除机组检修后和油质化验不合格时进行滤油外，每两个月每台机组的EH油至少进行一次滤油，确保EH油各项指标全部合格。 3、加强EH油质取样化验。除按照规定进行定期的EH油取样化验和检修后油质化验外，机组每次启动前进行一次EH油质的全面取样化验。 4、加强EH油系统设备外委检修后到货验收，严格审核修后试验报告，必要时派驻人员到外委单位进行现场监督、验收，确保外委设备质量合格。

电厂汽轮机改造调研报告

协鑫太仓电厂汽轮机改造调研报告 一、设备概况 汽轮机为上海汽轮机厂生产的引进型、亚临界一次中间再热、反动凝汽式汽轮机，产品型号：N300-16.7/538/538型；该型汽轮机与我公司的汽轮机的主要不同之处是我公司采用了冲动式汽轮机，高中压转子没有设置平衡盘，所有推力依靠结构型式及推力瓦进行平衡。 二、改造内容 1. 喷嘴组的更换 1.1. 对新喷嘴的通流面积进行适当调整，以提高机组的整体性能。 1.2. 此项工作由北京龙威发电技术有限公司负责实施，西安热工院负责负责对设计图纸进行审查、确认；并对现场实测数据方式及结果进行确认并进行安装技术指导； 2. 高压缸汽封改造 2.1. 高压进汽平衡活塞5圈、高压排汽平衡活塞3圈、中压进汽平衡活塞2圈共10圈，每圈汽封中一道高齿改为刷式汽封。 2.2. 此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。 3. 低压缸汽封改造 3.1. 低压端部轴封：低压端部轴封左右对称,共8（2*4）道全部改成蜂窝汽封。 3.2. 低压隔板：第2、3、4、5、6、7六级每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，两侧共12圈。 3.3. 低压叶顶汽封：第1、2、3、4、5级叶顶汽封每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，共10圈。 3.4. 此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。 4. 中压缸、小机轴端汽封采用蜂窝汽封技术进行改造： 4.1. 中压2至9级隔板汽封8环； 4.2. 中压1至9级叶顶汽封9环； 4.3. 高中压缸轴端汽封电端、调端内侧汽封各4环，共8环； 4.4. 每台小机（共两台）前后轴封最外端各3环，每台6环，共计 12环。 4.5. 上述共计37环更换为蜂窝汽封。

苏制320MW汽轮机 单侧高调门晃动的分析及处理实用版

YF-ED-J7230 可按资料类型定义编号 苏制320MW汽轮机单侧高调门晃动的分析及处 理实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日

苏制320MW汽轮机单侧高调门晃动的分析及处理实用版 提示：该操作规程文档适合使用于工作中为保证本部门的工作或生产能够有效、安全、稳定地运转而制定的，相关人员在办理业务或操作设备时必须遵循的程序或步骤。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 华能南京电厂1号机组是我国由前苏联全 套引进的首台320 MW超临界燃煤发电机组，汽 机型号为K-320-235-4，于1994年3月投产发 电。汽轮机数字电液调节系统DEH是随主设备 由原苏联全套引进，为电液并存式，二者之间 可进行无扰切换。20xx年1月，DEH电子部分 与DCS一起改为HIACS-5000M分散控制系统， 软件组态由国家电力公司热工研究院完成。因 DEH与现场的原苏联电液转换器信号不匹配而无 法直接连接，特由国内技术单位根据电厂和热

工院的要求，开发制造成功连接二者的功放驱动板件。 机组DEH改造前，曾于1996年、1998年数次发生单侧调门关闭现象，因当时的DEH无数据记录功能，所以普遍认为是DEH误发指令。机组改造以后，DEH系统运行正常，控制精度优于原系统。但是从20xx年7月份开始，甲侧高调门发生了一些不正常情况，极大地威胁着机组的安全稳定运行。 1 故障情况 (1) 2002-07-20T10:07，1号机组负荷283 MW，AGC工况运行，甲侧高调门快速关闭， 1 s后，甲侧高调门快速开启，紧接着，甲乙高调门快速关闭，又自行开启并逐步自动恢复稳定。

汽轮机组通流部件改造情况

汽轮机组通流部件改造情况 一、汽机通流部件改造情况 汽轮机通流部分改造主要是指采用先进成熟的气动热力设计技术、结构强度设计技术及先进制造技术，对早期采用相对落后技术设计制造的或长期运行已老化，经济性、可靠性较低的在役汽轮机的通流部分进行改造，以提高汽轮机运行的经济性、可靠性和灵活性，并延长其服役寿命。自上世纪90年代中期始，国内在役的汽轮机开始进行改造， 目前国内200MW及以下功率等级的汽轮机已有数百台实施改造，改造后汽轮机的经济性和安全性均有得到提高，取得了良好改造效果。近两年内，早期投运或采用上世纪70年代～80年代技术设计制造的300MW功率等级的汽轮机也已有几十台进行了通流部分改造，为后续的汽轮机通流部分改造积累了诸多经验。任何机组都会因具体工作环境的影响而受到不同程度的损伤。最常见的损伤原因包括固体颗粒的冲蚀、积垢、间隙增大、锤痕、异物损伤等。其次，还有结合面或密封环的泄露和点蚀。静、动部件的摩擦将会增大泄露及其相关损失。引起摩擦的原因包括大的转子振动、静止部件的热变形、轴承故障、进水、固体颗粒冲蚀等。除了因表面粗糙度增大，反动度改变，正常级内压力分布混乱造成的损失以外，结垢亦可引起较大的出力下降。因为结垢后使喷嘴面积减小，限制了通流能力。锤痕和异物损伤也会同样引起损失。其它诸如进口密封环、内缸结合面及隔板间的泄漏可引起较大的损失，因为这些泄露流量中有的蒸汽旁通了若干级或整个通流部分。上述原因导致汽轮机各级损失较大，级效率及通流效率低下，多数机组缸效率及热耗率达不到设计值。 300MW等级汽轮机特别是上世纪90年代中期前汽轮机多数不同程度的存在喷嘴室变形、高压调节级及中压第一级固体颗粒冲蚀损坏、内缸体变形严重、低压末级、次末级断裂、损伤故障、水蚀严重及其它影响机组可靠性的安全隐患。汽轮机在投运若干年后，随着老化其性能逐渐下降变差而无法避免，在机组正常估算寿命期内，其故障率的大小往往呈现“浴盆曲线”式的变化，设备经多年运行后，在部件磨损阶段故障率会趋于增长。目前国内300MW功率等级机组仍占总装机容量30.13%，多数运行经济性较差，安全性方面也存在诸多隐患，且部分机组已接近其设计寿命，采用当代先进汽轮机设计技术，对其实施改造，恢复或提高其效率，对节能增效及减

苏制320MW汽轮机 单侧高调门晃动的分析及处理正式版

Guide operators to deal with the process of things, and require them to be familiar with the details of safety technology and be able to complete things after special training.苏制320MW汽轮机单侧高调门晃动的分析及处理 正式版

苏制320MW汽轮机单侧高调门晃动的 分析及处理正式版 下载提示：此操作规程资料适用于指导操作人员处理某件事情的流程和主要的行动方向，并要求参加 施工的人员，熟知本工种的安全技术细节和经过专门训练，合格的情况下完成列表中的每个操作事 项。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 华能南京电厂1号机组是我国由前苏联全套引进的首台320 MW超临界燃煤发电机组，汽机型号为K-320-235-4，于1994年3月投产发电。汽轮机数字电液调节系统DEH是随主设备由原苏联全套引进，为电液并存式，二者之间可进行无扰切换。20xx年1月，DEH电子部分与DCS一起改为HIACS-5000M分散控制系统，软件组态由国家电力公司热工研究院完成。因DEH 与现场的原苏联电液转换器信号不匹配而无法直接连接，特由国内技术单位根据电厂和热工院的要求，开发制造成功连接二

者的功放驱动板件。 机组DEH改造前，曾于1996年、1998年数次发生单侧调门关闭现象，因当时的DEH无数据记录功能，所以普遍认为是DEH 误发指令。机组改造以后，DEH系统运行正常，控制精度优于原系统。但是从20xx年7月份开始，甲侧高调门发生了一些不正常情况，极大地威胁着机组的安全稳定运行。 1 故障情况 (1) 2002-07-20T10:07，1号机组负荷283 MW，AGC工况运行，甲侧高调门快速关闭， 1 s后，甲侧高调门快速开启，紧接着，甲乙高调门快速关闭，又自行开启并