汽轮机阀门全行程活动试验异常分析及优化
汽轮机运行中的异常分析
鼓风损失在部分进汽的级中，由于在级的隔板的整个圆周上只有部分弧段安装有喷嘴，这样，当叶轮旋转时，每个工作叶片汽道在某一瞬间进入汽流工作区域，而在另一时刻则离开了汽流工作区域，进入没有工作汽流的弧段。
对于没有工作汽流通过的那部分工作叶片，在旋转时将带动周围的蒸汽一起转动，当叶片的进出口角度不相等时，就会像鼓风机一样，将蒸汽从叶轮的一侧鼓到另一侧，这种鼓风作用必定将消耗一部分有功功率，形成鼓风损失。
鼓风损失的大部分并不一定是"鼓风"产生的，在非工作汽流区域内叶栅转动时形成的摩擦损失是这项损失的主要来源，习惯上仍称为"鼓风损失"。
鼓风摩擦的危害:安全上使后汽缸温度升高，经济方面因为存在着这种损失所以效率低1.1.2 汽机抽真空1.1.2.1锅炉点火前汽轮机应开始抽真空。
【释义】锅炉点火后产生的蒸汽通过主、再热管道疏水门进入凝汽器，如凝汽器未建立真空会使凝汽器变正压。
并且凝汽器建立真空后有利于疏水，能够使疏水顺利的排至凝汽器，使管道暖管充分、迅速。
1.1.2.2关闭真空破坏门（345104）（445104）。
检查真空泵汽水分离器水位正常,各冷却水投入。
启动两台真空泵运行，检查其运行正常，检查凝汽器真空应上升。
当凝汽器真空达到60K P a以上时，通知锅炉点火。
当凝汽器真空达到88K P a以上时，停止一台真空泵，投入联锁开关并注意凝汽器真空的变化。
【释义】我厂使用的是水环式真空泵，是通过轴与外壳偏心，密封水在泵内形成水环产生先逐渐增大后逐渐缩小的月牙形空间，产生真空区和压力区，从而完成吸入气体和压出气体的过程。
当凝汽器真空达到60K P a以上时，通知锅炉点火，是这时的真空已经足够高，能够防止锅炉点火产生的蒸汽、疏水进入凝汽器变正压。
1.2锅炉点火1.2.1 点火前检查项目：1.2.1.1机组处于“手动控制”方式。
1.2.1.2确认锅炉炉水品质合格。
1.2.1.3核对汽包两侧水位计指示，并与控制室水位指示核对。
汽轮机高压调阀异常关闭分析及处置
汽轮机高压调阀异常关闭分析及处置摘要：汽轮机在运行过程中一个或者多个汽门突然关闭或者部分关闭的运行方式，是一种非正常运行方式。
易造成汽轮机进汽不均，热应力发生变化，同时对负荷产生扰动。
轻者造成机组负荷及蒸汽参数幅波动，严重时造成机组停运事故。
本文通过对汽轮机运行中高压调阀异常关闭事故案例的分析，提出了针对性的处理要点策略，为同类型机组、类似异常处置提供参考和借鉴思路，以确保机组安全稳定运行。
关键词：高压调阀；综合阀位；阀序；超压；LVDT0前言随着我国新能源大规模发展，对火电机组灵活性的需求也将大幅增长，进而导致汽轮机调节汽阀频繁动作，汽轮机调节汽阀尤其高压调节汽阀出现异常越来越频繁，如何在运行中处置而不引起机组事故扩大化提出更高要求。
本文结合实际案例进行分析并对运行方面如何处置进一步探讨。
1设备简述某厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压合缸、凝汽式汽轮机，型号为CLN630-24.2/566/566。
汽轮机通流采用冲动式与反动式联合设计。
新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。
再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机中压进汽管位于上半两根、下半两根。
汽轮机采用喷嘴调节方式，共有四组高压缸进汽喷嘴，分归四个高压调阀控制，可以实现单阀或顺序阀控制（汽轮机开阀顺序为先同时开启1、2号高调，然后开启3号，最后开启4号）。
2汽轮机高调阀异常案例分析2.1异常经过及处理：异常（一）：（如图1所示）17:08 负荷530MW，“转子位移变化大”，“高调GV3阀位反馈1、2偏差大”报警，发现机组负荷下降至520MW，汽轮机高调阀GV3指令及反馈LVDT1逐渐增大，GV3反馈LVDT2逐渐关小；17:09高调阀GV3指令及反馈LVDT1快速增大至38%，GV3反馈LVDT2逐渐关小至5%后开始开大，高调阀GV4逐渐开始开启，然后GV3指令及反馈LVDT1在31%-66%区间摆动，机组负荷、振动、轴位移、GV4、GV3开度随之摆动，且呈发散趋势；期间负荷在520-570MW之间，1X、1Y轴振在62μm-77μm，56-68μm之间波动。
汽轮机四大阀门问题及检修方案总结
上汽、哈汽、东汽30万、60万机组高、中压主汽门、调速汽门出现问题及对应检修方案总结一、高压调速汽门1.1存在问题：高调阀座密封面氧化皮厚，着红丹粉检验出现断线；华能威海电厂#4机组（上汽30万） 阀座密封线右半部断线大唐国际盘山电厂 #2机组（哈汽60万） 阀座密封面氧化严重解决方案：现场阀座密封面精密研磨。
阀座精加工后，表面粗糙度Ra ≤0.8μm ，型面尺寸精度<0.03mm ；红丹粉着色检查，密封线完整、连续均匀、无断线，100％接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm 。
中电投元宝山电厂现场阀座密封面研磨修复中现场阀座密封面研磨修复后1.2存在问题：高调阀芯密封面氧化皮厚，着红丹粉检验出现断线；预启阀密封面有冲蚀；大唐国际张家口发电厂#5机组（东汽30万）阀芯密封面氧化严重解决方案：返厂数控精密加工阀碟、预启阀阀碟密封面球面；修复后，阀芯、阀杆同轴度、对称度、圆度≤0.03mm，表面粗糙度达到（Ra值）0.4μm数控精密加工阀碟密封面球面返厂阀碟密封面研磨修复后预启阀阀碟密封面研磨修复后预启阀阀座密封面研磨修复后阀杆密封研磨修复后1.3存在问题：高调阀座、阀芯密封面出现沟状冲刷或点状凹坑；国华太仓电厂#8机（上汽60万机组）阀座密封线上12点方向出现凹坑，深度约为1mm中电投白山热电厂#1机（上汽30万机组）阀碟密封面出现压痕（异物落入密封面处） 解决方案：微弧焊接阀座、阀碟密封面缺陷，焊材选用美国进口焊材：Inconel 617(ERNiCrCoMo-1)；精密研磨阀座、阀碟密封面；阀碟密封面微弧焊接阀碟密封面研磨修复后1.4存在问题：高调阀座密封面出现大面积冲刷或压痕；大唐国际张家口电厂 #4机（东汽30万机组） 阀座密封面下方出现大面积冲刷，深度达到3mm秦皇岛电厂#3机（上汽30万机组） 阀座密封面左上方1/4处有线，右侧有严重压痕，无密封线解决方案：现场氩弧焊接密封面，焊材选用美国进口焊材：Inconel 617(ERNiCrCoMo-1)； 现场镗削粗加工阀座密封面焊接位置；现场精密研磨阀座密封面；阀座密封面精加工后，表面粗糙度Ra0.8μm ，型面尺寸精度<0.03mm ；红丹粉着色检查，密封线应完整、连续均匀、无断线，100％连续接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm ；阀座密封面焊接加热中阀座密封面整体焊接阀座密封面研磨后二、高压主汽门2.1存在问题：阀芯密封面氧化皮厚、红丹粉检验出现断线；高主阀芯预启阀出现冲刷；高主阀芯卡涩；国电石横电厂#2机（上汽30万机组） 主汽门阀芯密封面氧化严重华电铁岭电厂#2机（哈汽30万机组）高主预启阀出现规则冲刷，判断冲刷原因是汽流从主汽阀芯外部6个均匀分布的小孔进入予启阀腔内造成解决方案：返厂解体高主阀芯，数控加工、精密研磨阀芯密封面、预启阀密封面，去除阀杆氧化皮； 修复后，阀芯、阀杆同轴度、对称度、圆度≤0.03mm ，表面粗糙度达到（Ra 值）0.4μm国电菏泽电厂高压主汽门阀芯研磨后国电菏泽电厂高压主汽门阀芯研磨后国电菏泽电厂高压主汽门预启阀阀芯、弹簧座、衬套修复后2.2存在问题：高主阀座密封面氧皮厚、红丹粉检验出现断线；国电石横电厂#2机（上汽30万机组）主汽门阀座密封线断线解决方案：现场阀座密封面精密研磨；返厂数控加工、精密研磨阀芯密封面若高主密封面出现纵向裂纹，可将裂纹部分打磨掉后，使用微弧焊接修补，然后精密研磨修复；阀座精加工后，表面粗糙度Ra≤0.8μm，型面尺寸精度<0.02mm；红丹粉着色检查，密封线应完整、连续均匀、无断线，100％连续接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm国电石横电厂（上汽30万机组）高压主汽门现场研磨中中电投元宝山电厂（哈汽60万机组）高压主汽门现场修复后三、中压调速汽门存在问题：中调阀座、阀芯密封面氧皮厚、红丹粉检验出现断线；华能嘉祥电厂#2机（上汽30万机组） 中压调速汽门止动焊道整圈裂纹大唐徐塘电厂#7机（上汽30万机组）中调门阀座密封面氧化层较厚中电投河津电厂#2机（哈汽30万机组）中调门阀芯密封面氧化层较厚解决方案：现场阀座密封面精密研磨；返厂球面数控加工、精密研磨阀芯密封面阀座、阀芯精加工后，表面粗糙度Ra ≤0.8μm ；红丹粉着色检查，密封线应完整、连续均匀、无断线，100％连续接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm京能岱海电厂#2机（上汽60万机组）中压调速汽门现场研磨中京能岱海电厂#2机（上汽60万机组）中压调速汽门阀芯修复后四、阀杆4.1存在问题：阀杆弯曲度超标；大唐运城电厂#1机组主汽门阀杆弯曲度测量中解决方案：阀杆返厂，精密校直处理阀杆校直后，弯曲度≤0.06mm4.2存在问题：阀杆拉伤华电蒲城电厂#2机组旁路系统阀杆多处拉伤，深度达2mm解决方案：阀杆返厂，确认阀杆材质及硬度，选择相应焊接材料，无渗氮层可直接进行焊接，如阀杆表面有渗氮层，需先进行退氮处理后，进行补焊，补焊半精加工后再进行渗氮处理，精加工阀杆恢复阀杆原设计尺寸，弯曲度≯0.06mm，椭圆度≯0.03mm，表面粗糙度Ra≤0.8μm；补焊后无裂纹、砂眼、夹杂、气孔等焊接缺陷。
1000MW汽轮机汽门卡涩分析及优化处理
1000MW汽轮机汽门卡涩分析及优化处理摘要：汽轮机汽门卡涩严重影响机组安全稳定运行，本文以某厂1000MW超超临界汽轮机汽门卡涩问题为例，介绍了阀门卡涩的现象，分析了阀门卡涩的原因及优化处理方案，提高了机组的安全稳定水平。
关键词：汽轮机；汽门卡涩；分析与优化处理1.引言某厂两台机组汽轮机为引进技术生产的超超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，汽轮机型号为N1000-26.25/600/600。
两台机组在投产后高压调节阀均发生过卡涩现象，后利用机组等级检修进行返厂处理，增大阀杆与阀套、阀芯与阀套之间间隙，将阀套内表面喷焊司太立合金，阀门卡涩现象消除。
2018～2019年相继发生高压主汽阀、高压调节阀、中压调节阀卡涩问题，本文主要介绍阀门卡涩现象，就阀门的卡涩原因进行分析并提供相关的优化处理方案。
2.设备概况本机组工有8台蒸汽阀门，其中2台高压主汽阀，2台高压调节阀，2台中压主汽阀和2台中压调节阀，均采用单侧进油油动机控制。
该汽轮机设置两只高压主汽阀与调节阀组合件，安装在汽轮机高压缸机头前侧。
每个组合件由一个关断阀与一个调节阀组成，两个高压主汽阀阀体相同。
每个主汽阀与调节阀具有各自的执行机构，分别为高压主汽门执行机构和高压调节门执行机构。
图1高压主汽阀及高压调节阀布置示意图图2 中压主汽阀及中压调节阀布置图示意图3.阀门卡涩问题2018-06-27运行中发现2号机高调门CV2卡涩86%，经检查调整发现2号高调门在76%以上易出现卡涩。
2018年10月11日，1号机组停机备用，机组打闸后1号高压主汽门卡涩于95%位置，1号中压调阀卡涩于11%位置，中压调阀在停机后经开关活动后能关闭到位，高压调节阀、中压主汽阀正常关闭到位。
机组停机后进行温态和冷态下高压主汽阀阀门活动试验和关闭测试，高压主汽阀均未出现卡涩现象，开机并网后进行1号高压主汽阀活动试验，未出现卡涩现象。
12月17日电网调度要求1号机组停运备用，在停机前分别做1、2号主汽门活动试验，现场确认试验电磁阀动作正常，确认主汽阀发生卡涩。
汽轮机调门卡涩原因分析及防范改进措施
汽轮机调门卡涩原因分析及防范改进措施新疆华电五彩湾北一发电有限公司 田爱军摘要：技术人员在对汽轮机调门卡涩原因进行分析时，应首先了解故障所在位置，并对其他各组织部件的功能发挥效果与受到的影响进行基本情况摸排，而后保证得到的故障原因更加精确，有助于后期处理操作的开展。
与此同时，在配置解决措施的过程中，应依据实际情况对汽轮机进行全行程活动试验和验证，并在此过程中注意结合各操作要点，预防其他问题的出现。
尤其是对于全行程活动试验过程中的汽门关闭操作，应注意防止顺利关闭后无法开启。
关键词：汽轮机；调门卡涩；暴露问题中图分类号：TK26 文献标识码：A 文章编号：2096-4595（2020）31-0172-0002汽轮机汽门出现的卡塞故障属于火电厂大型设备运行过程中常见的故障，这种故障一旦出现，不仅危险系数较大，同时，还可能阻碍电厂的生产工作高效落实。
在对气门的转速和负荷进行调节时，技术人员主要通过改变气门开度进行精确控制，所以，当汽轮机出现故障的，应立即对调节气门和自动主汽门进行停机处理，并关闭各汽门。
如此，才能保证机组不受卡涩问题的影响而出现任何其他问题。
一、基本情况与故障（一）基本情况为了让汽轮机调门卡涩故障的原因得到有效分析，保证配合的措施更加精确有效，本文以我国某发电厂型号为上汽超超临界660MW机组，汽轮机调速系统为艾默生OVATION控制系统汽轮机为例进行解读。
此系统共由两个主要部分组成，即计算机控制部分和DEH液压执行机构，同时机组上被设置了18个油动机，承担着2个高压主汽门，2个高压调速器门4个中压主汽门以及4个中压调速器门的控制职责，这些汽门的开度需要通过电线转换器与DEH系统计算机进行控制。
DEH系统功能较为强大，能够对高压主汽门进行全行程和其他汽门部分形程进行在线试验。
（二）故障概述#6机减负荷过程中，#3高调门指令由100%减至57%，此时，调门开度在实际调减过程中出现了较为严重的卡塞，无法继续关闭。
汽轮机自动主汽门故障分析及处理措施
汽轮机自动主汽门故障分析及处理措施摘要：自动主阀是汽轮机保护系统的执行装置。
当机组发生故障并采取保护措施时，可立即切断汽轮机的进汽源，以防止机组超速。
自动主阀通过建立启动油压力开启，安全油泄漏时关闭，启动滑阀在压油作用下切断启动油，启动油在缸腔内自动关闭，使主阀迅速关闭。
因此，启动油和安全油的失效会影响主阀的关闭，危及机组的运行安全。
关键词：汽轮机；自动主汽门；故障分析；处理措施一、原因分析及处理过程1.启动高压油泵，挂闸电磁阀未得电，自动主汽门自动打开现象：启动高压油泵，复位油压0.2MPa，启动油压慢慢升到0.85MPa。
结构原理：主阀开启条件为自动百叶窗底部必须有启动油压，建立启动油压的条件为先建立安全油，在电磁阀通电后必须建立安全油。
主要原理是电立挂栅电磁阀复位油压，即压下挂栅滑阀的弹簧，切断安全泄油管道。
压力油启动滑阀上的节流孔(约2mm)，然后建立安全油。
此时，安全油作用于吊门滑阀的上部，可使吊门电磁阀失去动力，复位油消失，维持吊门滑阀的位置。
安全油建立后，作用于启动滑阀的上腔，将滑阀压下。
压力油通过启动滑阀的节流孔形成启动油，作用于主阀关断的下腔，带动主阀开启。
关闭时安全漏油，启动滑阀在压力油的作用下向上移动切断启动油，并排干自动关闭气缸腔内的油，使主阀快速关闭。
同时悬挂制动滑阀在弹簧的作用下，向上打开安全油出口，保证安全油能排到零。
问题分析及排除:实际现场调查发现，高压油泵启动时，现场表盘的复位油处于压力下，并没有归零，说明复位油压没有完全解除。
检查吊门电磁阀是否处于关机状态，无异常现象。
拆下挂门电磁阀线圈，启动高压油泵。
复位油不归零，故障也不排除。
这样就可以消除电磁阀线圈故障。
拆开电磁阀阀芯，发现阀杆与套筒连接处有微毛刺和锈迹。
毛刺和锈用金相砂纸磨去。
用清洗剂清洗完阀芯和套筒后，用压缩空气将阀芯和套筒吹干净，然后将清洗干净的汽轮油喷涂并装回。
再次启动高压油泵，复位油压降为零，启动油压降为零，主阀不自动开启，挂制动电磁阀通电后主阀开启，故障排除。
DEH逻辑缺陷导致的异常停机分析及逻辑优化
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ： ＤＥＨ ｌｏｇｉｃａｌ ｆｌａｗｓ； ａｂｎｏｒｍａｌ ｓｈｕｔｄｏｗｎ； ｌｏｇｉｃａｌ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ
验 （ 汽轮机主汽门、 调节门补汽阀等活动性试验） 过程中， 因 ＡＴＴ 试验逻辑存在缺陷， 导致所有调节门 １２％ 指令信
号发出， 机组异常停机； 机组投入 ＡＧＣ 模式， 跟踪 ＡＧＣ 指令时， 由于逻辑缺陷导致触发调节门快关条件 Ｃ２０ （ 阀门
反馈换算的流量指令与实际流量指令偏差大于 ４０％） ， 机组异常停机。 针对这 ２ 个问题进行 ＤＥＨ 逻辑优化， 提高了机
１ ｍｉｎ后， 汽轮机所有调节门突然关至 １２％， 机组
节门阀位高限切换条件都引用 １ 个 ＡＴＴ 顺控 ５６ 步
态） ， 当该步序持续 ２ ｓ 不复位时， 会将所有调节
门置 １２％高限； 检查 ＡＴＴ 顺控 ５６ 步序持续 ２ ｓ 发
出的条件， ５６ 步序复位条件为每个调节门高限大
于 １０１ ５％， 正 常 设 置 为 １０５％。 在 本 次 试 验 前，
能及时触发。 因此及时更新 ＤＥＨ 软件系统补丁和定
新组态触发负荷跟踪信号的 “与” 逻辑块。
ｂ
补汽阀存在流量指令 ８０％ ～ １００％ 空行程，
因补汽阀现阶段没有投入使用， 未能参与调节。 因
此将补汽阀逻辑切除， 高压调节门流量重新分配，
解决了空行程问题。
ｃ
在限压切初压过程中， 负荷跟踪实际负荷
某电厂#3机组阀门全行程试验时负荷波动原因分析与对策
某电厂 #3机组阀门全行程试验时负荷波动原因分析与对策摘要:针对某电厂#3机组在做阀门全行程试验过程中，出现负荷波动现象进行研究分析，并逐步排查找到原因，并提出可控的防治措施。
关键词：阀门全行程试验；负荷波动大；防治措施一、事件经过：2020 年 06 月 16 日 02:17 #3机组退出AGC，有功功率：168MW；无功功率：8MVAR；定子电压：19.27KV；定子电流：5050A；转子电压：137V；转子电流：1353A；汽轮机转速：3000r/min，主蒸汽压力 15.5MPa，参数达到试验要求，做#3机主机阀门全行程试验，当时机组状态是：退出机组协调，DEH 功率控制回路投入、DEH 调节级压力控制回路投入。
首先，做 A 侧主汽门（TV1）全行程试验正常；3:03 接着进行 B 侧主汽门（TV2）全行程试验，B侧主汽门（TV2）关闭后恢复开启过程中卡在 43.2mm 位置（约 20% 开度），同时机组有功、无功等参数出现周期性波动，采取措施开启 B 侧主汽门无效，退出 AVC 增加无功调整后波动仍然存在，3:22 按调度令#3 机紧急打闸停机，发电机解列，炉MFT。
机组参数波动范围：有功功率：179MW—132MW 之间波动；无功功率：30MVAR— -68MVAR 之间波动；定子电压： 18.67KV— 19.45KV 之间波动；定子电流：3970A—5600A 之间波动；转子电压：0V—274V 之间波动；转子电流：1024A—1438A 之间波动。
二、控制系统检查和原因分析1：为了确认TV2 阀门是否卡涩，对 TV2 阀门两次开启试验，阀门仍然停留在同一位置，具体见下图。
试验结论是TV2阀门存在故障，需要解体检查处理。
图中曲线---红色：有功功率；黄色：TV2 阀位开度；蓝色 TV2 阀门指令2：#3机组TV1、TV2 全行程试验时的相关参数曲线，比对 TV1、TV2 试验时的波动情况，见图A。
350MW汽轮机高调阀异常开启原因分析及处理
350MW 汽轮机高调阀异常开启原因分析及处理黄文，李玉辉，李聪辉，张继文，和占林（华能洛阳热电有限责任公司，河南洛阳471000）作者简介：黄文（1990－），男，本科，助理工程师，主要从事电厂运行优化方面的研究。
摘要：某电厂350MW 超临界汽轮机高压调节阀在运行中，出现调节阀不跟踪阀位指令异常开启且无法正常关小的故障现象，使机组存在严重超速风险。
通过分析该类型高压调节阀的设计结构，对比排除高压调节阀一般常见故障原因，分析该电厂两台机组高压调阀现场运行状态及参数并进行相关试验，得出高压调节阀异常动作的原因为设计上存在不足。
针对某汽轮机厂生产的350MW 超临界汽轮机高压调节阀这种新的故障现象及异常动作机理，提出了清理氧化皮、增开平衡孔等优化和改造措施，来提高调节阀主阀芯阀套蒸汽通流量，以消除调节阀阀芯附加蒸汽浮力，从根本上解决了该型号高压调节阀异常动作故障。
由于该汽轮机厂生产的350MW 超临界汽轮机高压调节阀在全国范围内广泛应用，上述结论为避免同类型机组发生类似的故障提供了借鉴经验。
关键词：高压调节阀；阀位指令；氧化皮；通流量；平衡孔；蒸汽浮力中图分类号：TK267文献标识码：B文章编号：411441（2020）02－0092－04某电厂热电联产项目两台机组采用了某汽轮机厂引进日本日立公司技术生产的350MW 超临界汽轮机，型号：CC350/272.9－24.2/1.1/0.4/566/566［1］。
来自锅炉高温过热器的主蒸汽经布置在汽轮机机头两侧的两个主汽门后分别通过4个高压调节阀经高压主汽导汽管进入汽轮机高压缸膨胀做功。
机组控制系统具有的阀门管理功能，高调阀接受DEH 控制指令动作，可实现喷嘴配汽和节流配汽［2－3］，满足机组不同的启动和运行要求。
为了减小油动机开阀阻力，高压调节阀设有预启阀。
同时，该厂配置有伺服阀状态实时监视系统，可以时时监视各汽门伺服阀两侧线圈电流变化，根据电流情况可以判断伺服阀状态。
汽轮机阀门关闭超时原因分析与解决方案探讨
汽轮机阀门关闭超时原因分析与解决方案探讨摘要：阀门是汽轮机的关键部件之一，其关闭时间是否超出规程要求将直接影响到机组的安全。
针对许多电厂都存在主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀的关闭超时问题，本文从机械和热工两方面出发，对主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀的关闭超时问题进行了分析，并提出了合理的解决方案，对其它电厂解决相似问题具有一定借鉴意义。
关键词：汽轮机；阀门关闭超时；解决方案引言在电厂运行工作的过程中，汽轮机是必不可少也是尤为重要的器件设备。
汽轮机阀门总关闭时间是指由发出跳闸指令至油动机关闭的全过程时间，若阀门关闭超时，可能会导致汽轮机在停机或甩负荷时超速，给机组带来极大的超速风险，不利于机组安全稳定运行。
大多数电厂在做主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀的关闭时间测试试验的过程中，都发现了阀门关闭超时问题的存在，鉴于此，本文就阀门关闭超时原因进行分析，并提出了解决方案。
1.阀门总关闭时间的构成阀门总关闭时间主要由3部分构成：控制回路延时时间、机械延时时间及阀门纯关闭时间[1]。
Ttotal=Tctl+Tdelay+Tshut（1）式中，Ttotal为阀门总关闭时间，也就是从跳闸指令发出到阀门完全关闭的全过程时间，s；Tctl为控制回路延时时间，也就是从跳闸指令发出到继电器动作的时间，s；Tdelay为机械延时时间，也就是从继电器动作到阀门开始关闭的时间，s；Tshut为阀门纯关闭时间，也就是阀门从开始关闭到完全关闭的时间，s。
控制回路的延时时间主要是控制器的扫描周期，有些电厂的跳闸回路经过ETS控制器，所以一般是指ETS控制器的扫描周期。
如果跳闸信号为台盘手动打闸信号，那么跳闸回路走硬接线，不经过继电器，此时控制回路的延时时间为0。
机械延时时间主要与油路有关，电磁阀动作时泄油到阀门动作需要一个过程，因此从电磁阀动作到阀门开始关闭也有一段延时。
阀门纯关闭时间就是阀门本体的关闭时间，该时间真实地反映了阀门自身的工作特性。
汽轮机调节汽阀故障分析及其防范措施
$ !结! 语
以上所述的一些防范措施得以实施以后! 调门整 体性能得到较明显的改善"在进行电力体制改革的今 天! 如何保证机组以更好的发电质量来满足电网的调 度! 为发电厂创造更好的经济效益! 其关键在于发电设 备具有较高的可靠性和可控性"因而认真总结发电设 备的事故原因! 并制定出相应的防范措施以及整改方 案是一项十分重要的工作"
万方数据
热力发电! " # ! " " # $ "
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# !防范措施及建议
结合上述的故障分析和实际工作的处理经验! 就 此提出几点防范措施及建议’ 将油动机中的油排 $ %定期进行阀门活动试验! $ 出以防止其油质变坏! 有利于提高电液转换器下顶杆 和油动机滑阀的活动性和灵敏性! 这对长期处于全开 状态的主汽门和中压调门更有利" 如油质的温 $ %加强对油质的各项指标的监管! ! 度# 酸值# 粘度# 杂质以及动态油压等参数! 并给出定期 报告"对于不合要求的油质进行更换! 同时必须对滤 网定期进行清洗" $ %在大# 小修中增加对蓄能器# 油动机# 电液转 #
作者简介$ $ ! 男! 东北电力学院热工自动化专业毕业! 硕士! 工程师" $ 0 & G % !胡昌镁!
万方数据
热力发电! " # ! " " # $ "
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技术交流
沙角 . 电厂所采用的动铁式电液转换器! 内部动 力反馈由其顶部的弹簧提供! 滑阀控制油动机的进出 油! 其性能的好坏主要取决于油的质量" 油质与其温 度# 清洁度# 粘性# 中和指数等有关" 高压磷酸酯抗燃 油在使用过程中极易劣化! 按照 *B B R ! 级抗燃油的 酸值 / 该电厂使用的 " BM 小于 " 4 ! m 要求! 4 " 1 m指 标偏高"同时! 由于维护方面的原因! 更使这几项指标 达不到要求! 表现为’ 酸值偏高! 粘度偏大! 硅胶化! 沉 淀物及其它杂质# 水分大等" 特别是当中压主蒸汽压 力超过 时! 所有的中压调门一直保持全开! 油 $ 4 1* , : 动机内的油质在长时间的高温高压工作环境下更易变 坏! 引起油动机滑阀# 电液转换器的上下顶杆动作不灵 或卡涩! 轻微的会使调门动作不畅或在短时间内不能 动作而导致调门控制回路故障! 严重的只能通过敲打 电液转换器和油动机本体来使活动部分移动" 在油路的供给管道配置上! 所有高# 中压缸的共 G 套主汽门和调门工作油均来自同一母管& 其排油进入 公共回油母管! 然后返回油箱& 在工作油进入每个主汽 门和调门前均安装了一个球胆式蓄能器! 以减小动态 过程中调门动力油的波动"而这种配置和设备存在以 % 下缺点’ $ 油质容易引起共同污染! 污染危害也容易 $ 在所有调门中扩散! 尤其是一直处于全开状态的中压 调门和主汽门"$ 在供油母管制的状态下! 当在动态 % ! 过程中如发生加减负荷# 事故调节# 蓄能器故障等时! 所有调门的工作油压不一定能得到较好的满足" 如果 调门额定工作油 参考引进西屋技术的 # " " *E 机组’ ! ! 压为$ 最低工作油压 G 理想工作 # 4 ’ !* , : 4 G !* , : 油压允许范围为 ’ 最低值 ! " " < &$ " " < ’ " < 对沙角 最低工作油压为 G 而且缺乏对油 ! 4 ! #* , : . 厂机组! % 压的在线监测"$ 在过去的几次故障调查中发现蓄 # 能器存在充气囊破裂# 充气压力不足或不稳定等现象! 从而导致调门动作性能不理想" 在Q 调阀位置指令要经 + M 控制系统下位机中! 过阀门流量特性曲线校正后送伺服放大器中" 在运行 中阀门管理方式又分为单阀控制和多阀控制 ! 种! 其 流量特性也在控制系统中作了考虑"根据设计所给出 的流量特性曲线表明’ 单阀控制总流量特性的线性区 间为1 多阀控制的流量特性线性区间为 ! <& ’ " <& < % " <"由于各种因素引起的阀门流量特性曲线发生 & 变化! 如整体曲线偏移# 变形! 线性区间的长度# 斜率等 主要参数发生变化! 以及控制处于非线性区等"Q + M 系统本身不具备根据机组运行工况 $ 如压力# 温度# 机 组负荷# 调门运行方式以及调门的灵敏度等发生变化% !! . C " 4 # !伺服原因 高压调门和中压调门的控制! 在设计结构上均采 用了单阀门对应其独立的伺服系统"但是在多次的调 门故障中! 伺服系统的原因占的比例较多" 故障原因 伺服放大器中的电子元 主要表现在以下几个方面’ $ % $ 器件由于机柜温度高# 长时间运行后老化带来的不稳 定性! 或者本身逻辑设计不合理 $ 如动态偏差限制# 死 区范围等% 等因素引起卡件负载能力不足! 使调门在运 行中由于瞬间负载过载或保护逻辑动作而突然关闭" 在这种情况下调门本身的活动性较好! 只要将控制回 路重新投入使用便恢复! 当这种恢复稳定时间保持不 长时! 只能更换新的卡件"其中! 较为严重和经常的现 象是! 当电液转换器的下顶杆由于油质问题而引起调 门动作不灵敏或卡涩而工作不稳定时! 会导致伺服放 大器的输出在" 到满负荷 $ 之间波动! 长期的 1 " " 8 (% 不平衡和变动会引起卡件故障和电液转换器力矩马达 线圈烧 坏" $ 伺服系统中的位置反馈一次元件 !% 带电桥电路 % 的安装同调门活塞杆的上部! 且 S W Q -$ 位置转换器也安装在汽轮机本体附近! 因而长期的高 温和较恶劣的工作环境导致电子元件工作不稳定# 电 路产生温漂# 工作点偏移以及遭受其它干扰等! 从而影 响整个控制回路的稳定性位置转换器"在近期的大小 修调整过程中! 均发现其位置转换器的电桥校正回路 出现严重的偏差! 超过厂家的要求" " 4 " !控制原因 在Q + M 控制系统硬件结构的设计方面采用了上 位机# 下位机两层布置! 下位机三重容错的方式! 阀位 请求指令从上位机或下位机计算出后! 经中选器输出 到伺服放大器"但控制系统的稳定性不尽如意" 经常 发现单个下位机离线或工作不稳定! 中选卡选举动作 频繁! 伺 服 卡 件 故 障! 系 统 通 讯 不 良 等" 同 时 由 于 Q + M 控制系统资料不全以及软件的不透明性使维护 和故障追忆# 分析极不方便" 进行在线辨识和调整的能力! 故会导致系统控制品质 不理想! 经常在高负荷时发生所有高压调门大幅度波 动现象" ’月份! !号机发生了类似的波动现象" 当时 机组 负 荷 和 主 汽 压 力 分 别 设 定 在 & % " *E 和 $ ’ 4 ! 而所有的高压调门 在 开 度 之 间 波 ! * , : 1 " < &G " < 动! 严重地影响机组的安全运行"在降低机组负荷! 并 进行完调门的活动性试验后! 再重新返回原来的设定 负荷甚至将负荷设定到更高值! 调门动作处于正常"
600MW汽轮机阀门活动试验的异常分析与处理
电力电．
组负荷波动不 大 。当试验 ＧＶ关 闭到 ５％开度时 ， 试 验 电磁 阀动作 致试 验 ＧＶ全关 ，Ｔｖ才 开始 以 ２％／ｓ速度关闭 。ＴＶ全关 ５秒后或者 ＴＶ关闭的过 程 中人为 中止试 验时 ，ＴＶ重新 以 ２％／ｓ的速率 开 启 ；当ＴＶ全开后 ，该侧两个 ＧＶ再 以０．５％／ｓ的速 率恢 复打开 ，对侧两个 ＧＶ同步关小 。当四个 ＧＶ 再次开启并恢复到试验前的阀位时，试验结束 。 ２．２ ＲＳｖ／ＩＶ阀门活 动试 验
ａｄｊｕｓｔ ｔｈｅ ｓｅｔｔｉｎｇ ｏｆ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ， ｉｍｐｒｏｖｅｄ ｔｈｅ ｓａｆｅｔｙ ａｎｄ ｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｔｈｅ ｔｕｒｂｉｎｅ ｖａｌｖｅ ａｃｔｉｖｉｔｙ ｔｅｓｔ．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｔｕｒｂｉｎｅ； ｔｈｅ ｖａｌｖｅ ｔｅｓｔ； ｐｏｗｅｒ ｏｓｃｉｌｌａｔｉｏｎ
ＧＡＯ Ｑｉｕ—ｈａｉ．ＳＨＥＮ Ｊｉａｎ
（Ｓｈｅｎｚｈｅｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｈｏｐｅｗｅｌｌ Ｐｏｗｅｒ（Ｈｅｙｕａｎ）Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｈｅｙｕａｎ５１７０２５，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ： Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｔｈｅ ６００ＭＷ ｕｌｔｒａ ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ ｐｏｗｅｒ ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ ｕｎｉｔｓ ｔｕｒｂｉｎｅ ｖａｌｖｅ ａｃｔｉｖｉｔｙ ｔｅｓｔ ａｐｐｅａｒｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｐｏｗｅｒ ｏｓｃｉｌｌａｔｉｏｎ， ｂｉｇ ｌｏａｄ ｆｌｕｃｔｕａｔｉｏｎ ａｎｄ ＥＨ ｏｉｌ ｐｉｐｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｒｏｐｓ ｗａｉｔ ｆｏｒ ａ ｒｅａｓｏｎ， ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｖａｌｖｅ ａｃｔｉｖｉｔｙ述 某 电厂 ２ｘ６００ＭＷ 超超 临界 机 组 系哈 汽生产 的
浅谈某320MW机组汽轮机主机阀门全行程活动试验
浅谈某320MW机组汽轮机主机阀门全行程活动试验摘要：本文结合东方汽轮机厂的 N320型汽轮机实际情况，全面讲述了如何开展汽轮机主汽阀全行程活动试验．根据主汽阀门的实际配置情况，分别地详细讲述了开关型和调节型主汽阀门、高压和中压主汽阀门的全行程活动试验的动作原理、试验条件和试验过程，着重论述了如何对试验程序进行优化，通过对试验程序的合理优化，提高试验的可靠性从而达到运行人员能顺利地开展全行程活动试验，提高汽轮机运行安全性的目的。
关键词：汽轮机；主机阀门；全行程试验。
1概述该厂主机为东方汽轮机厂生产的 N320—16.7／537／537 型(合缸)，亚临界、中间一次再热、双缸双排汽、高中压合缸凝汽式汽轮机。
DCS 、DEH系统采用和利时分散控制系统 MAC6.5.3。
近年来，汽轮机超速事故仍有发生，而完善汽轮机防止超速的各项措施，才能进一步降低事故的发生。
汽轮机高中压主汽门及调门定期活动试验是最为常规但尤为重要的一项措施。
一般情况下，机组带负荷运行时，主汽门和中调门保持全开，不参与调节。
通过逐个改变高压调门的开度，达到调节机组负荷的目的。
这些长期不活动的阀门容易出现阀门卡涩的情形，极易造成汽轮机失去控制甚至引发重大超速事故，对电力系统的安全稳定运行带来极其不利的影响。
为避免运行中以及停机期间阀门卡涩造成汽轮机超速事故等异常，根据《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》GB/T 35729-2017相关要求需在运行中定期进行相关试验，以验证主汽门、调门无卡涩现象，目前该厂320MW机组未设计全行程试验功能，部分行程活动试验活动开度在15%，不能验证阀门是否全行程灵活无卡涩，为保障阀门可靠动作，不发生卡涩导致的超速异常事件，需增加阀门全行程活动试验功能。
以便运行中进行定期试验，保证阀门无卡涩，保障DEH系统安全稳定，提升机组安全性、可靠性。
2 全行程活动试验的研究2.1研究思路1、在原有部分行程试验的基础上，自主新增一套全行程试验功能组态，与原有逻辑相互独立，互不影响。
汽轮机四大阀门问题及检修方案总结
上汽、哈汽、东汽30万、60万机组高、中压主汽门、调速汽门出现问题及对应检修方案总结一、高压调速汽门1.1存在问题：高调阀座密封面氧化皮厚，着红丹粉检验出现断线；华能威海电厂#4机组（上汽30万） 阀座密封线右半部断线大唐国际盘山电厂 #2机组（哈汽60万） 阀座密封面氧化严重解决方案：现场阀座密封面精密研磨。
阀座精加工后，表面粗糙度Ra ≤0.8μm ，型面尺寸精度<0.03mm ；红丹粉着色检查，密封线完整、连续均匀、无断线，100％接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm 。
中电投元宝山电厂现场阀座密封面研磨修复中现场阀座密封面研磨修复后1.2存在问题：高调阀芯密封面氧化皮厚，着红丹粉检验出现断线；预启阀密封面有冲蚀；大唐国际张家口发电厂#5机组（东汽30万）阀芯密封面氧化严重解决方案：返厂数控精密加工阀碟、预启阀阀碟密封面球面；修复后，阀芯、阀杆同轴度、对称度、圆度≤0.03mm，表面粗糙度达到（Ra值）0.4μm数控精密加工阀碟密封面球面返厂阀碟密封面研磨修复后预启阀阀碟密封面研磨修复后预启阀阀座密封面研磨修复后阀杆密封研磨修复后1.3存在问题：高调阀座、阀芯密封面出现沟状冲刷或点状凹坑；国华太仓电厂#8机（上汽60万机组）阀座密封线上12点方向出现凹坑，深度约为1mm中电投白山热电厂#1机（上汽30万机组）阀碟密封面出现压痕（异物落入密封面处） 解决方案：微弧焊接阀座、阀碟密封面缺陷，焊材选用美国进口焊材：Inconel 617(ERNiCrCoMo-1)；精密研磨阀座、阀碟密封面；阀碟密封面微弧焊接阀碟密封面研磨修复后1.4存在问题：高调阀座密封面出现大面积冲刷或压痕；大唐国际张家口电厂 #4机（东汽30万机组） 阀座密封面下方出现大面积冲刷，深度达到3mm秦皇岛电厂#3机（上汽30万机组） 阀座密封面左上方1/4处有线，右侧有严重压痕，无密封线解决方案：现场氩弧焊接密封面，焊材选用美国进口焊材：Inconel 617(ERNiCrCoMo-1)； 现场镗削粗加工阀座密封面焊接位置；现场精密研磨阀座密封面；阀座密封面精加工后，表面粗糙度Ra0.8μm ，型面尺寸精度<0.03mm ；红丹粉着色检查，密封线应完整、连续均匀、无断线，100％连续接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm ；阀座密封面焊接加热中阀座密封面整体焊接阀座密封面研磨后二、高压主汽门2.1存在问题：阀芯密封面氧化皮厚、红丹粉检验出现断线；高主阀芯预启阀出现冲刷；高主阀芯卡涩；国电石横电厂#2机（上汽30万机组） 主汽门阀芯密封面氧化严重华电铁岭电厂#2机（哈汽30万机组）高主预启阀出现规则冲刷，判断冲刷原因是汽流从主汽阀芯外部6个均匀分布的小孔进入予启阀腔内造成解决方案：返厂解体高主阀芯，数控加工、精密研磨阀芯密封面、预启阀密封面，去除阀杆氧化皮； 修复后，阀芯、阀杆同轴度、对称度、圆度≤0.03mm ，表面粗糙度达到（Ra 值）0.4μm国电菏泽电厂高压主汽门阀芯研磨后国电菏泽电厂高压主汽门阀芯研磨后国电菏泽电厂高压主汽门预启阀阀芯、弹簧座、衬套修复后2.2存在问题：高主阀座密封面氧皮厚、红丹粉检验出现断线；国电石横电厂#2机（上汽30万机组）主汽门阀座密封线断线解决方案：现场阀座密封面精密研磨；返厂数控加工、精密研磨阀芯密封面若高主密封面出现纵向裂纹，可将裂纹部分打磨掉后，使用微弧焊接修补，然后精密研磨修复；阀座精加工后，表面粗糙度Ra≤0.8μm，型面尺寸精度<0.02mm；红丹粉着色检查，密封线应完整、连续均匀、无断线，100％连续接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm国电石横电厂（上汽30万机组）高压主汽门现场研磨中中电投元宝山电厂（哈汽60万机组）高压主汽门现场修复后三、中压调速汽门存在问题：中调阀座、阀芯密封面氧皮厚、红丹粉检验出现断线；华能嘉祥电厂#2机（上汽30万机组） 中压调速汽门止动焊道整圈裂纹大唐徐塘电厂#7机（上汽30万机组）中调门阀座密封面氧化层较厚中电投河津电厂#2机（哈汽30万机组）中调门阀芯密封面氧化层较厚解决方案：现场阀座密封面精密研磨；返厂球面数控加工、精密研磨阀芯密封面阀座、阀芯精加工后，表面粗糙度Ra ≤0.8μm ；红丹粉着色检查，密封线应完整、连续均匀、无断线，100％连续接触，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤，压线宽度≯3mm京能岱海电厂#2机（上汽60万机组）中压调速汽门现场研磨中京能岱海电厂#2机（上汽60万机组）中压调速汽门阀芯修复后四、阀杆4.1存在问题：阀杆弯曲度超标；大唐运城电厂#1机组主汽门阀杆弯曲度测量中解决方案：阀杆返厂，精密校直处理阀杆校直后，弯曲度≤0.06mm4.2存在问题：阀杆拉伤华电蒲城电厂#2机组旁路系统阀杆多处拉伤，深度达2mm解决方案：阀杆返厂，确认阀杆材质及硬度，选择相应焊接材料，无渗氮层可直接进行焊接，如阀杆表面有渗氮层，需先进行退氮处理后，进行补焊，补焊半精加工后再进行渗氮处理，精加工阀杆恢复阀杆原设计尺寸，弯曲度≯0.06mm，椭圆度≯0.03mm，表面粗糙度Ra≤0.8μm；补焊后无裂纹、砂眼、夹杂、气孔等焊接缺陷。
#2_汽轮机主汽门、调门异常摆动分析及处置
文章编号：2095-6835（2023）17-0082-04#2汽轮机主汽门、调门异常摆动分析及处置王胜辉，高振渊（中天合创能源有限责任公司化工分公司，内蒙古鄂尔多斯017000）摘要：汽轮机主汽门、调门是机组调节系统的主要安全机构、执行机构，发生故障时不仅会影响机组的带负荷能力，甚至会影响机组安全稳定运行。
对#2汽轮机正常运行工况下出现的主汽门、调门异常摆动故障进行分析，查找出导致主汽门、调门异常摆动故障的直接原因和根本原因，并提出相应的在线处理的方法，为解决类似问题提供技术参考与借鉴。
关键词：主汽门、调门；异常摆动；伺服阀；故障处置中图分类号：TM621文献标志码：A DOI：10.15913/ki.kjycx.2023.17.023中天合创能源有限责任公司是国内目前在运最大规模的煤制烯烃项目，项目于2016年10月试运行，热力发电系统设计有6台高压煤粉锅炉，配有总量为300MW的发电机组（#1汽轮发电机组为30MW背压机组、#2、#3汽轮发电机组为135MW抽凝机组）；公司装置区正常工况运行时用电总负荷在330MW左右，其中#2、#3汽轮发电机组共计发电量270MW·h，#1汽轮发电机组由于蒸汽不平衡暂无法运行，缺额电量从外电网吸取。
中天合创能源有限责任公司厂区所在乌审断面处于电网供电的末端，受制于外电网供电能力不足的影响，电力公司对公司下网用电频繁限制，不能完全满足公司安全生产用电需求。
在这种情况下，若#2、#3汽轮发电机组发电机因故障或检修停运时，电网没有足够的电力负荷供应，需要生产系统大量装置迅速停车、压减负荷来保证供电稳定。
#2、#3汽轮机均采用DEH（Digital Electric Hydraulic，汽轮机数字电液）控制系统，其控制精度高、反应速度快、动态响应好，DEH控制系统在整个系统中发挥了重要作用。
然而主汽门、调门控制系统就地设备所处的环境温度高，振动大，EH油（抗燃油）的品质时刻影响着伺服阀的工作性能，特别是EH油油质劣化变质后形成的油泥、凝胶等物质将造成整个EH油系统工作不稳定，甚至造成机组非计划停机事故发生[1]。
如何解决哈汽机组阀门活动性试验负荷扰动
如何解决哈汽机组阀门活动性试验负荷扰动发表时间：2016-04-19T17:05:34.967Z 来源：《电力设备》2015年第9期供稿作者：郭光强[导读] 福建大唐国际宁德发电有限责任公司本文所针对的是哈尔滨汽轮机厂制造的600MW超临界、一次中间再热、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。
（福建大唐国际宁德发电有限责任公司福建宁德 355006）摘要：本文主要分析哈汽机组在进行高压阀门活动试验出现负荷波动甚至导致机组跳闸的原因，从而解决OVATION系统阀门活动试验逻辑中平衡块和功率回路在试验中的交叉作用引起的负荷波动问题，以及试验阀门开关速率对负荷波动大小的影响，并提出合适的优化方案。
关键词：活动性试验；平衡块；负荷波动；解决方案引言本文所针对的是哈尔滨汽轮机厂制造的600MW超临界、一次中间再热、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。
控制系统为西屋公司的汽轮机数字电液控制系统。
液压系统采用了哈尔滨汽轮机成套的高压抗燃油EH装置。
每台机组配置有2个高压主汽门（TV）、4个高压调门（GV）、2个中压主汽门（RSV）、4个中压调门（IV）。
DEH阀门活动性试验是火力发电机组的常规试验项目，主要是为了检查阀门是否出现卡涩现象、控制回路是否符合要求，在阀门活动性试验过程中存在的各种危险因素。
1 阀门活动性试验设计当机组具备TV/GV阀门组（TV1与GV1、GV4一组， TV2与GV2、GV3一组）活动试验必须的条件时。
以TV1/GV1GV4阀门组活动试验为例，当所有允许条件具备时，操作员通过DEH画面点击“TV1 CLOSE”，TV1TEST、GV1TEST和GV4TEST触发，通过切换块切换至试验路，GV1和GV4按照切换速率开始往下关，另外两个阀门GV2、GV3在平衡块的作用下往上开。
当GV1和GV4的指令关到0.1时，与上TV1TEST信号，触发TV1CLOSE，通过切换块将TV1由全开指令切至“0”，TV1以10/s速率往下关闭，指令低于0.1时，TV1CLOSE复位，TV1重新打开。
汽轮机主蒸汽阀门常见问题及原因分析
汽轮机主蒸汽阀门常见问题及原因分析刘彦文（山西京能吕临发电有限公司，山西吕梁033200）摘要：在汽轮机调速系统中，主蒸汽阀门是整个汽轮发电机系统的重要组成部分，在系统中起到“关断”的作用，是机组的关键部件，保障机组的安全启停和运行。
在分析汽轮机主蒸汽阀门2种经典缺陷处理方式的基础上，对主蒸汽阀门的检修工艺进行了探讨，提出了汽轮机主蒸汽阀门的检修建议及检验措施。
关键词：主蒸汽阀门；密封方式；卡涩中图分类号：TK263文献标志码：B文章编号：1671-0320（2022）04-0044-030引言汽轮机主蒸汽阀门（以下简称主汽门）是整个汽机系统的重要保护部套，是防止汽轮机超速的重要设备[1]。
所有的保护均是通过关闭主汽门和调节汽门来实现的，一般情况下调节汽门会因各种原因导致阀门关闭不严，所以最终必须依靠关闭系统的高压主汽门来快速切断汽轮机动力源，以防止汽轮机的超速，保证整个机组的安全。
因此，检修人员在检修过程中，必须执行良好的检修工艺，保证汽轮机的安全、稳定运行。
1主汽门的结构及作用主汽门的形式较多，本文讨论的主汽门为国内引进美国西屋公司技术生产的主汽门，在国内三大汽轮机厂生产的350MW 汽轮机组中运用广泛。
该主汽门阀门采用卧式布置于汽缸的两侧，结构紧凑，壳体与高压调节汽阀的壳体浇铸成一个整体，使主汽门和高压调阀之间不再有管道连接，从而减少了主汽阀阀后至汽缸之间的有害容积。
阀门采用“双碟”式，由主阀和预起阀组成，主阀内有一启动预起阀，在机组启动过程时开启，由左右主汽门来控制转速，以便机组的喷嘴全周进汽。
主汽阀的主阀碟采用非平衡方式，从机组启动至定速过程中，需关小调节汽阀至一定程度才能打开主汽门主阀碟。
主汽门开关方式为弹簧力关闭油动机开启，其目的是当机组发生事故时，主汽门能够快速关闭阻断进汽。
主汽门具有自密封装置，在全开和全关位置时，阀杆轴向密封面具有密封作用，以减少阀杆漏汽。
主汽阀阀盖上焊有一永久性滤网，试运行时，在永久性滤网上要加上细目临时滤网，并在运行一定时间后拆除。
小汽轮机速关阀运行异常的解决方法
小汽轮机速关阀运行异常的解决方法摘要：我们针对各种情况来分析速关阀异常故障的原因，并提供解决方法，以确保机组安全、稳定、经济运行。
关键词：给水泵汽轮机；速关阀；挂闸；速关油压；启动油压；电磁阀1速关阀的结构与原理1.1速关阀的作用：速关阀是蒸汽管路和小机之间的主要关闭机构，当紧急状态时能立即隔断小机的进汽，使机组快速停机。
速关阀的试验装置能在不影响小汽轮机正常运行的情况下，检验阀杆动作是否灵活。
1.2速关阀的结构、原理：速关阀是水平安装在汽轮机汽缸的进汽室上，它主要由阀体、滤网和油缸三部分组成。
1.2.1阀体部分：蒸汽经过蒸汽滤网流向阀碟，在这个主阀碟中装有一只卸荷阀碟，由于它的面积相对主阀碟要小的多，所以在速关阀开启时能减少提升力。
在卸载阀开启后，主阀碟前、后的压差减小，主阀就容易被开启。
阀盖中的衬套有一个轴向密封面。
当速关阀全开后，阀杆和衬套之间就不会有漏汽；而阀门关闭时，阀杆和衬套之间的漏汽经接管排出。
作用在阀盖上的蒸汽力大部分直接传递到包围阀体的汽缸上。
1.2.2油缸部分：速关阀是由油压控制的，开启过程是通过速关组件来操作的。
启动油经过接口F通到活塞右面，使活塞克服弹簧力并将其压向活塞盘，而由速关组件来的速关油通过接口进入活塞盘的左面，速关油压力将活塞盘和活塞一起推到试验活塞的终点位置，阀门也由阀杆提升而开启。
当手动紧急停机或紧急停机电磁阀动作时，速关阀油路中压力迅速下降。
弹簧力大于活塞盘后油压力，于是活塞盘和阀杆、阀碟被迅速推向关闭位置。
活塞盘后残留的部分速关油流入活塞和弹簧空间并经过油口T排出。
1.2.3试验装置：为了检验速关阀功能的可靠性，液压组合件来的试验油经油口H流向试验活塞，将试验活塞压向活塞底部，并通过活塞及活塞盘使杠杆向关闭方向产生相应的位移。
试验可以在汽轮机运行期间，包括额定负荷在内的任意负荷下进行。
1.3速关组件原理：1.3.1速关组件主要由速关油电磁阀1842，启动油电磁阀1843，停机电磁阀2222、2223，手动停机阀2250和速关阀试验用电磁阀2309组成。
汽轮机阀门全行程活动试验异常分析及优化
汽轮机阀门全行程活动试验异常分析及优化文章以河源电厂600MW汽轮机为例，详细介绍了汽轮机主汽阀门全行程活动试验的试验条件和基本原理，并针对阀门试验过程中出现的EH油压大幅下跌的异常现象进行了详细地分析，提出合理的解决方法。
标签：全行程活动试验；优化；安全引言广东河源电厂汽轮机为哈汽生产的CLN600-25/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机，每台机组配置有两高压主汽门（TV）、4个高压调门（GV）、2个中压主汽门（RSV）、4个中压调门（IV）。
汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），控制设备采用ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统。
1 试验条件阀门全行程活动试验共分为四个组依次进行，TV和同侧的2个GV一个组（如TV2和GV2、GV3），RSV和同侧的IV一个组（RSV1和IV1、IV2，RSV2和IV3、IV4），每次只能对一个阀门组进行试验。
TV/GV阀门组活动试验须具备以下允许条件：（1）机组处于正常运行状况，带50%额定负荷。
（2）CCS模式退出，DEH投入功率控制回路。
（3）高调门处于单阀模式。
（4）高压主汽门和中压主汽门全开。
（5）阀门活动试验已完成，没有其它阀门试验进行。
（6）DEH投入功率控制回路。
（7）没有阀门校验进行。
为保证一侧GV全关后负荷仍能够稳定控制在300MW，要求在TV/GV阀门组活动试验过程中主汽压力稳定在18Mpa，此时锅炉处于BI或者BH运行模式均可。
RSV/IV阀门组活动试验可以在任何负荷下进行，除上述第一条外，其它要求与TV/GV阀门组完全相同。
2 试验原理2.1 TV/GV活动试验以TV2/GV2GV3阀门组活动试验为例，其主要控制逻辑见图1。
当所有允许条件具备时，操作员通过DEH画面选择TV2/GV2&GV3阀门组开始试验。
首先“TV2试验开始”为1，RS触发器（14）置位，使切换器T（12）保持试验前的“GV2单阀指令1”，同时RS触发器（6）置位，把试验前的“GV2单阀指令1” 乘以负1后通过速率限制器（11）与之前保持的数值相加，其结果通过切换器T（15）形成最终的GV2单阀指令（GV2 SINGLE）信号。
给水汽动泵阀门动作异常问题分析和处理
给水汽动泵阀门动作异常问题分析和处理摘要：反应性控制、堆芯冷却和放射性包容被称为核安全三要素,要素之一的冷源的可靠性密切相关。
辅助给水系统作为核电厂的重要冷源之一,在事故工况下起着至关重要的作用,在设计上属于非常重要类的专设安全设施。
辅助给水汽动泵供汽阀门动作异常问题都可能在事故工况下影响核安全,因此该问题必须得到核电厂运营者的足够重视。
关键词：给水汽动泵；阀门；动作异常；处理措施在工业企业中，阀门是必不可少的生产设备，为了确保阀门的使用效率和使用寿命，做好阀门管理和检修工作是必不可少的。
阀门管理包括阀门安装、运输、存储等多个方面，通过有效的管理工作，确保阀门质量，减少阀门损坏。
定期进行阀门检修和保养，进而减少故障维修成本，延长阀门使用寿命。
1阀门作用与分类1.1阀门作用在流体系统中，阀门可以对流体的流量、方向、压力加以控制，控制配管和设备中液体、气体等介质的流动或停止。
具体可以分为导流、節流、截止、分流等作用功能。
阀门的种类和规格十分繁多，最简单的阀门就是截止阀，有些自控系统中的阀门十分复杂，其功能性也相对较强。
有些阀门可以控制整齐、油品、泥浆、腐蚀性介质等流体的流动和停止，其工作压力在00013MPa-1000MPa之间，工作温度在c-270℃-1430℃之间。
阀门的控制方式有很多中，如电动、气动、手动、电磁动、气液动等等。
其可以通过温度、压力等信号的命令进行动作，或者通过简单的开关完成工作。
阀门的运作主要依靠启闭开关，阀门运作后可以改变流道面积，进而实现其对介质的控制。
1.2阀门分类常见的阀门种类主要有以下几种，分别是：关断阀、止回阀、调节阀。
关断阀主要起到开闭作用，通常在冷热源的进出入口、管路分支线等位置安装，也可以用于放水放气。
常见的关断阀有截止阀、蝶阀等等;止回阀主要用于防止介质倒流，流体流动所产生的动能即可实现阀门的开启和关闭。
此类阀门普遍应用于水泵、疏水器等设备出口。
其可以分为三种形式，分别是：旋启式、升降式、对夹式;调节阀可以根据信号的大小以及信号的方向改变阀门阻力值，进而实现流量调节的目的。
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汽轮机阀门全行程活动试验异常分析及优化
文章以河源电厂600MW汽轮机为例，详细介绍了汽轮机主汽阀门全行程活动试验的试验条件和基本原理，并针对阀门试验过程中出现的EH油压大幅下跌的异常现象进行了详细地分析，提出合理的解决方法。
标签：全行程活动试验；优化；安全
引言
广东河源电厂汽轮机为哈汽生产的CLN600-25/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机，每台机组配置有两高压主汽门（TV）、4个高压调门（GV）、2个中压主汽门（RSV）、4个中压调门（IV）。
汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），控制设备采用ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统。
1 试验条件
阀门全行程活动试验共分为四个组依次进行，TV和同侧的2个GV一个组（如TV2和GV2、GV3），RSV和同侧的IV一个组（RSV1和IV1、IV2，RSV2和IV3、IV4），每次只能对一个阀门组进行试验。
TV/GV阀门组活动试验须具备以下允许条件：（1）机组处于正常运行状况，带50%额定负荷。
（2）CCS模式退出，DEH投入功率控制回路。
（3）高调门处于单阀模式。
（4）高压主汽门和中压主汽门全开。
（5）阀门活动试验已完成，没有其它阀门试验进行。
（6）DEH投入功率控制回路。
（7）没有阀门校验进行。
为保证一侧GV全关后负荷仍能够稳定控制在300MW，要求在TV/GV阀门组活动试验过程中主汽压力稳定在18Mpa，此时锅炉处于BI或者BH运行模式均可。
RSV/IV阀门组活动试验可以在任何负荷下进行，除上述第一条外，其它要求与TV/GV阀门组完全相同。
2 试验原理
2.1 TV/GV活动试验
以TV2/GV2GV3阀门组活动试验为例，其主要控制逻辑见图1。
当所有允许条件具备时，操作员通过DEH画面选择TV2/GV2&GV3阀门组开始试验。
首先“TV2试验开始”为1，RS触发器（14）置位，使切换器T（12）保持试验前的“GV2单阀指令1”，同时RS触发器（6）置位，把试验前的“GV2单阀指
令1” 乘以负1后通过速率限制器（11）与之前保持的数值相加，其结果通过切换器T（15）形成最终的GV2单阀指令（GV2 SINGLE）信号。
由于速率限制器（11）的作用，GV2单阀指令由当前值以0.4%/s的速度递减到零，GV2就从当前开度逐渐关闭。
GV3的控制过程与GV2完全相同，当GV2和GV3开度均小于6%时，快关电磁阀动作，快速关闭GV2和GV3。
当GV2（GV3）开度小于2%或者全关机械行程开关动作后，“GV2 试验关”为1，并复位RS触发器（6）。
“GV2 试验关”和“GV3 试验关”信号均变为1后，开始进行TV2的活动试验，使“TV2试验进行中”，使TV2的阀位指令由2%/s的速率从100降到0，TV2逐渐关闭。
TV2 全关后，将复位“TV2试验开始”信号，该信号使TV2的阀位指令由2%/s的速率从0升至100，并复位“TV2试验进行中”信号。
当TV2完全打开后，“TV2 试验停止&打开”信号变1（见图1），RS触发器（7）置位，使GV2的关偏置以0.4%/s的速率由-100%变为0，使开度指令逐渐恢复到试验之前的开度指令。
当GV2的的开度指令完全恢复后，RS触发器（7）和RS触发器（14）复位，在模拟量切换器T（12）、T（15）共同作用下，“GV2单阀指令”切换回“GV2单阀指令1”，同时“GV2试验进行中”置0，表示TV2/GV2&GV3阀门组全行程活动试验完成。
2.2 RSV/IV活动试验
以RSV1/IV1&IV2为例，当所有允许条件具备时，操作员通过DEH画面选择RSV1/IV1&IV2阀门组开始试验，RSV1 TEST START =1，活动试验开始。
IV1（IV2）TEST IN PROG=1，通过切换器和RS触发器，使IV1（IV2）的阀门指令叠加-100%的关偏置信号，使IV1（IV2）以0.5%的速率逐渐关闭。
当IV1和IV2均全关后，发出RSV1 TEST CLOSE指令，使RSV1试验电磁阀带电，通过液压回路使RSV1关闭。
RSV1全关后，使RSV1/IV1&IV2活动试验指令复位，即RSV1 TEST START=0，该信号复位RSV1 TEST CLOSE信号，使中压主汽阀RSV1开启。
RSV1全开后，中压调节阀IV1和IV2的关偏置信号以0.5%的速率由-100%变为0，使IV1和IV2逐渐开启，当开度指令恢复到试验前的值时，复位IV1（IV2）TEST IN PROG信号，发出阀门活动试验完成信号。
3 异常分析及优化
3.1 TV/GV阀门活动试过程中EH油压大幅下跌
2011年3月22日#1机组进行TV2/GV2&GV3阀门组全行程活动试验，当GV2和GV3接近全关时，EH油压大幅下跌，由14.8MPa降到10.75MPa，EH 油母管压力低报警，同时备用EH油泵联锁启动，EH油压缓慢恢复正常。
机组运行过程中EH油压大幅下跌，严重影响机组安全。
经详细分析GV的调节系统结构和DEH的阀门试验逻辑后，发现试验逻辑中存在一定安全隐患。
在2.1中提到，TV2/GV2&GV3进行活动试验时，当GV2和GV3开度均小
于6%时，“GV2快关”信号=1（见图2），GV2和GV3快关电磁阀动作，通过液压回路快速关闭GV2和GV3。
GV2和GV3的快关电磁阀将一直带电，直到“TV2 全关”由0变1，RS触发器复位后使快关电磁阀失电。
在GV2和GV3的快关过程中，若系统一切正常，“GV2 试验关”和“GV3 试验关”信号将顺利由0变为1；但是在3月22日的试验中，由于某种原因致使GV2阀位反馈只能关到2.7%，同时机械行程开关也未动作，所以“GV2 试验关”的状态无法正确翻转，结果导致速率限制器（11）依旧处于激活状态，因此最终的“GV2单阀指令”未立即降到0，而是仍然以0.4%/S的速率从6%缓慢下降。
另外从GV调节系统的原理进行分析，当快关电磁阀动作后，GV的插装阀的OPC 油通过快关电磁阀回到有压回油DP1管路中（见图3），插装阀打开，GV2（GV3）油动机的油缸下部EH 油通过插装阀排往有压回油DP1管路。
由于此时GV2阀位反馈仍然等于2.7%，而“GV2单阀指令”受速率限制器的影响大于2.7%，阀门伺服卡送出指令控制伺服阀进行开阀门调节过程，EH油进口与油缸下部接通，由于此时插装阀仍然处于打开状态，这样EH油就通过GV2的伺服阀和插装阀直接排到有压回油管路中，结果导致EH母管油压大幅下降。
此次阀门活动试验中出现的故障现象，对机组安全造成极大影响。
若备用EH油泵联锁启动故障或备用泵处于检修状态，极有可能因EH油压过低造成机组停机事故。
为避免类似故障继续发生，需要对阀门活动试验逻辑进行修改，以保障机组安全。
逻辑优化方案如图4所示，对“GV2 试验关”信号的产生条件进行修改。
除了修改原有的GV2 阀位判断条件外，增加快关电磁阀的动作指令，两条件相“或”后形成最终的“GV2 试验关”信号。
这样修改能确保快关电磁阀动作后，及时复位RS触发器（6）并使速率限制器（11）失效，把GV2最终单阀指令迅速降为0。
这样即使活动试验中出现GV2阀门关不到3%的位置，伺服阀也能立即处于关阀门控制过程，伺服阀的进油口关闭，回油口打开，彻底避免TV/GV阀门活动试验过程中，EH油通过伺服阀直接排到有压回油管路的危险状况。
其它所有GV的相关逻辑也进行了同样的修改。
此次逻辑修改完成后，TV/GV阀门活动试验中快关电磁阀动作时，EH油压波动较小，不会影响机组安全运行。
3.2 阀门活动试验完成时机组负荷跳变
由GV试验逻辑分析得知，GV活动试验开始后，切换器T（12）保持试验前的“GV2单阀指令1”，试验结束后，切换器T（12）和T（15）切换为当前的“GV2单阀指令1”值，在TV/GV活动试验期间，由于汽轮机在单阀方式下全开全关单侧高调门，对锅炉侧造成一定的扰动，导致主汽压力变化。
在DEH投入功率回路的情况下，试验中的阀位参考值REFERENCE可能有较大差别，从而每个高调门的单阀指令和试验前的值相比有较大变化，变化量有时可能超过3%，造成机组负荷跳变，严重时负荷跳变可达15MW以上。
针对以上现象，可以对GV活动试验逻辑进行简单优化即可实现试验前后的“GV2单阀指令”平稳切换，增加的逻辑见图1，当“GV2单阀指令”完全恢复到T （12）保持的试验前“GV2单阀指令1”后，通过脉冲块（19）产生10S的脉冲，
速率限制块（20）在10S内限制“GV2单阀指令”的变化速率为0.2%/s，脉冲宽度和变化速率可调。
这样通过两个功能块，就能在阀门活动试验结束时使“GV2单阀指令”基本实现无扰切换，减少试验对机组负荷的扰动。
4 结束语
通过对汽轮机主汽阀门全行程活动试验逻辑的优化改进，彻底解决了阀门试验过程中EH油压大幅下跌的安全隐患，保证了阀门活动试验过程中机组的安全稳定运行，也可为同型机组解决类似故障时提供一定的参考。
此外，机组在TV/GV活动试验过程中，功控回路响应速率和GV关闭速率不匹配，造成机组负荷有较大波动，因此还需对试验逻辑进一步优化，以保证阀门活动试验安全稳定进行。
参考文献
[1]降爱琴，郝秀芳.数字电液调节与旁路控制系统[M].
作者简介：黄华煜（1972-），男，湖北，本科，工程师，广东河源电厂热控工程师。