300MW汽轮机高压调节阀门波动的原因分析作者：李 杰 发布日期：2009-7-6 12:06:31(阅555次)关键词: 波动 分析 高压调节阀门 【摘 要】 针对采用数字电液控制系统的汽轮发电机组在运行中出现的调节阀门波动的问题，分析了了造成阀门波动的可能原因，并详细介绍了因为阀门流量特性曲线不合理而造成的阀门波动现象，提出了解决方案。 【关键词】 高压调节阀门 波动 分析华能德州电厂#14机组系东方汽轮机厂生产的D42型300MW机组，汽轮机控制系统采用的是上海新华控制工程有限公司的DEH-型控制系统，机组于 1991年1993年相继投产。由于机组原DEH-型控制系统设计方面的不合理性及设备本身难以消除的缺陷，在1998年2001年期间的各机组大修期间先后将DEH-型控制系统改为新华公司的DEH-A型。即将原来的电-液并存型中压抗燃油控制系统改为纯电调高压抗燃油系统，该液压系统由以下四部分组成，即液压伺服系统、高压遮断系统、低压透平油遮断系统和高压抗燃油供油系统。高压抗燃油系统由新华公司成套供应，低压保安油系统、阀门操纵座由东汽供应。控制系统改造后,四台机组在运行期间曾多次出现变负荷过程中汽轮机调节阀门波动的现象,引起机组负荷、压力等参数的波动，严重影响着机组的安全稳定运行。1 DEH-A型系统工作原理该机组的10个阀门（2个高压主汽门、2个中压主汽门、4个高压调节阀门、2个中压调节阀门）除2个中压主汽门属于开关型外，其余均采用伺服阀控制闭环回路。DEH控制系统包括2个闭环回路：一是伺服阀控制回路，对阀门进行定位控制，采用PI调节规律；另一是转速、功率控制回路，对转速和功率进行闭环控制，也是采用PI 调节规律。 （如图1）图1 DEH-A型系统控制回路原理2 可能引起调节阀门波动的原因 能造成调节阀门波动的原因有许多种,伺服阀控制回路中任一环节的设备出现问题，都会引起调节阀门的波动，一般出现以下几方面的问题：（1）控制器本身出现故障引起计算机的指令不稳而使调节阀门波动，此问题可通过对主控制器进行检查，监视其输出点信号是否波动便能确定是否有问题。（2）阀门特性曲线不正确引起的调节阀门波动，这主要出现在顺序阀控制方式下后续调节阀门主阀即将开启时刻。（3）伺服阀卡涩或其滤网堵塞造成的调节阀门波动，此问题可通过检查伺服控制卡（VCC卡）的输出电压信号（范围是05V）即可判断。一般在阀门开度不变的情况下，为克服伺服阀机械零偏，此电压约为0.20.3V之间。如果该电压值在增大过程中，其阀门不随之开大或有明显的滞后现象，则很可能是伺服阀卡涩或其滤网堵塞。（4）油动机引起的调节阀门波动，油动机引起的调节阀门波动主要体现在两方面，一是油动机卡涩造成的调节阀门波动、另一是油压造成的调节阀门波动。（5）阀位反馈环节引起的调节阀门的波动，该故障大部分出现在位移传感器（LVDT）上。（6）阀门卡涩或其与油动机连接的连接块中有空行程造成的调节阀门波动。 3 阀门特性曲线（电气凸轮）改造前的电-液并存型中压抗燃油控制系统是将转速（功率）信号通过与汽轮机同轴的径向钻孔泵转变为脉动油压，脉动油压控制错油门、通过错油门来控制中压抗燃油油动机活塞下油压、使油动机开大、关小，油动机驱动机械凸轮的旋转，凸轮的旋转带动调节阀门开大、关小。而纯电调高压抗燃油系统是将转速（功率）信号变为电信号，然后送到主控制器上，主控制器根据阀门特性曲线（如图2示）经过计算，将各调节阀门开度指令信号输出到控制该阀门的VCC卡上，转换为阀位指令，然后经过功放输出去控制伺服阀油动机。图2 300MW汽轮机顺序阀控制时阀门特性曲线示意图4 阀门特性曲线不合适现象及处理阀门特性曲线不合适的现象可分为两类，分别是在顺序阀控制方式下阀门重叠度过大或过小现象。阀门重叠度增大的过程既是一个阀门控制方式由顺序阀控制逐渐向单阀控制的转变过程，随着重叠度的增大，阀门前后的压差也将增大，调节阀门的节流损失也将增大，重叠度大对机组控制的稳定性有益、但影响经济性。阀门重叠度过小则会造成阀位（VPOZ）与总流量曲线不平滑，在后续调节阀门主阀开启的瞬时出现负荷波动现象，从而引起调节阀门的波动。德州电厂#2机组在2007年2月份就出现过调节阀门波动现象，在相同负荷下,#1高压调门开度波动较大,具体见图3示。图3 #2机组阀门特性曲线修改前高压调门阀位情况其高压调门开度波动原因就是由于阀门特性曲线不合理、重叠度过小的原因造成。具体原因是由于该机组的四个高压调节阀门其通径DN及其对应的调节级的喷嘴数是不相等的，#1、#2、#3高压调节阀门的通径为170mm，#4高压调节阀门的通径为150mm；#1、#2高压调节阀门对应的喷嘴数均为32只，#3高压调节阀门对应的喷嘴数为30只，#4高压调节阀门对应的喷嘴数为27只。原DEH改造时在顺序阀控制时，其阀门流量特性曲线是按照先同时开启#1和#2高压调节阀门、在#1和2高压调节阀门开到24.4mm时开启#3调节阀门、在#1和2高压调节阀门开到39mm时开启#4调节阀门来做的。由于机组平均负荷相对较低，为了减少调节阀门的节流损失，在改造时将阀门开启顺序改为先同时开启#3、#4高压调节阀门，再依次顺序开启#1、#2高压调节阀门，在阀门开启顺序调整后，阀门流量特性曲线并未修改。由于#3、#4高压调节阀门的通流能力较小，造成其与#1调节阀门重叠度太小，在#1调节阀门主阀开启过程中由于阀门前后压差太大，而出现阀门开度变化不大而流量（负荷）变化较大的现象，即调节阀门波动。图4 #2机组阀门特性计算曲线（流量拟合曲线）为了保证该机组调节系统的稳定，2007年4月份,请GE能源集团新华控制公司现场实际测量阀门流量特性曲线，根据现在高压调节汽门顺序阀控制方式下的开启顺序拟合了阀门流量特性曲线（见图4 #2机组阀门特性计算曲线所示）、对电气凸轮进行重新修正。曲线修正后，在#1调节阀门主阀开启过程中高压调门开度波动现象消失，具体见图5示。图5 #2机组阀门特性曲线修改后高压调门阀位情况5 结 语高压调节阀门波动现象在现场常会遇到，其原因也有多种，即伺服阀控制回路中任一环节的设备出现问题，都会引起调节阀门的波动，具体的故障原因可通过对一些特征参数及阀门状况的分析而找到。数字电液控制系统的阀门流量特性曲线在电厂由于涉及到仪控及机务两个专业，重视程度相对偏低，需要引起高度重视，合适的特性曲线不仅可以减小高压调节阀门的节流损失、还可为数字电液控制系统稳定提供一定的保证。山西大唐国际临汾河西热电厂锅炉经济运行研究作者：李永华，潘朝红，吕玉坤 发布日期：2009-6-18 9:49:24(阅612次)关键词: 锅炉 锅炉运行 摘要：针对某电厂的实际情况，对影响电厂锅炉经济运行的因素进行分析。着重分析运行因素中蒸汽参数、各项热损失、辅机电耗、负荷分配和助燃油对经济性的影响，提出提高电厂运行经济性的措施，为发电企业的安全经济运行提供参考。随着电力体制改革的不断深入，“厂网分开、竞价上网”已成必然，发电企业将面临严峻的市场考验。发电企业只有不断降低成本，才能在市场中站稳脚跟。目前国家整顿煤炭市场，关停小煤窑，使煤炭价格上涨，而电价将会逐步降低，这些都使燃煤电厂面临更加严峻的考验。衡量燃煤发电厂经济性的主要指标是供电煤耗。供电煤耗的大小取决于发电煤耗和厂用电率，影响发电煤耗的主要因素是锅炉效率。因此，研究电厂锅炉的经济运行方式，对提高电厂的经济性具有重要意义。1设备概况某厂8号炉为DG-67013.7-8型自然循环煤粉炉，制粉系统为钢球磨中储式热风送粉系统。1991年1月投产，配200MW汽轮发电机组。设计带基本负荷，低于180MW时需投油助燃。1997年进行了分散控制系统(DCS)改造，2001年汽轮机通过通流部分改造扩充为220MW。自1992年下半年后，煤炭市场发生了变化，锅炉燃煤质量严重恶化，煤种杂乱无序，运行煤种偏离设计煤种，挥发分低、灰分高，造成煤粉气流着火延迟。火焰中心上移，燃烧不完全损失增加，炉膛出口烟温升高，排烟损失增大。机组扩容后，燃料量增加，炉内温度提高，造成炉膛出口区域、屏区及燃烧器区域存在不同程度的结渣，影响了锅炉的安全经济运行。2锅炉经济运行研究2.1蒸汽参数蒸汽参数的高低直接决定电厂热力循环的效率。运行中能否维持蒸汽参数的稳定主要取决于运行人员的责任心及热工自动装置的投入率。本机组经数字电液控制系统(DEH)和DCS改造后，设备自动化水平有了大幅度提高，能针对煤质、负荷、运行方式的变化及时调整，正常工况下能维持蒸汽参数在规定范围内。经试验表明，主蒸汽温度可平均提高1014，平均可使全厂煤耗下降1.44g(kWh)，再热汽温平均提高12，煤耗下降0.81g(kWh)。2.2锅炉的各项损失锅炉的各项热损失中排烟损失q2最大，约占5-12；其次是固体未完全燃烧损失q4，约占15。其它损失则很小。提高机组的经济性，主要应从减小q2和q4着手。2.2.1排烟损失影响排烟损失q2的主要因素是排烟温度和排烟容积。排烟温度越高，则排烟热损失越大，一般每增加1015，会使损失增加1。排烟温度偏高的原因有：受热面设计过小；实际煤种偏离设计煤种；运行不当，火焰中心偏高；受热面污染；制粉系统漏风，为保证合适的过量空气系数而减少空气预热器的送风量，其吸热减少及空气预热器漏风、堵灰严重。排烟容积过大的主要原因为：炉膛及烟道漏风；煤粉过湿，燃烧后产生大量水蒸汽及运行中送风量过大等。实际运行中，造成排烟温度高及排烟容积大的主要原因是漏风、过量空气系数及配风方式和燃料特性。本机组采取以下减少q2的措施：设备方面：2001年大修中将低温段空气预热器改为热管式空气预热器，可有效减少空气预热器漏风，保证其吸热量，大幅度降低了排烟温度，并加强了各处的漏风堵漏。运行调整方面：(1)时刻注意氧量表的变化，控制合理的过量空气系数。正确监视和分析炉膛小口氧量表和排烟氧量表及风量表的变化，在满足燃烧条件下尽量减少送风量。(2)合理投入煤粉燃烧器。正常运行时，一般应投下层燃烧器，以控制火焰中心位置，维持炉膛出口正常的烟温。(3)根据煤种变化合理调整风、粉配合，及时调整风速和风量配比，避免煤粉气流冲墙，防止局部高温区域的出现，减少结渣的发生，定期吹灰，以保持受热面清洁。(4)及时关闭各检查门、观察孔，以减少漏风。制粉系统在条件允许的情况下应维持较小的负压，少开冷风门。(5)合理调整制粉系统，根据煤种采用不同的煤粉细度，提高各分离器的效率，尽量减少三次风的含粉量和三次风量。三次风布置在最上层，风、粉量大会延长整个燃烧过程，使火焰中心位置上移，炉膛出门烟温偏高。(6)针对不同煤种选择适当的一次风温，在不烧坏喷口的前提下尽量提高一次风温，对降低排烟温度和稳定燃烧均有好处。2.2.2固体未完全燃烧损失固体未完全燃烧损失q4是指部分固体燃料颗粒在炉内未能燃尽就被排出炉外而造成的热损失。这些末燃尽的颗粒可能随灰渣从炉膛中被排掉，或以飞灰形式随烟气逸出。固体未完全燃烧损失是燃煤锅炉的主要热损失之一，仅次于徘烟热损失。煤粉炉中，由灰渣中可燃物造成的固体未完全燃烧损失通常仅占该损失的5-10，绝大部分固体未完全燃烧热损失是由飞灰中可燃物造成的，影响这项损失的主要因素有燃烧方式、燃料性质、过量空气系数、炉膛结构及运行工况等。q4的大