多起汽机阀门试验引起的机组异常分析

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汽轮机高压调门摆动原因分析及处理措施

汽轮机高压调门摆动原因分析及处理措施摘要:汽轮机高压调门是汽轮机调速及安全运行的重要的设备，其调节品质的好坏直接影响到汽轮机转速及机组负荷控制的稳定性，同时对于机组的安全性也至关重要。

本文简单介绍了调门控制的基本原理，从机械故障、控制信号故障、伺服阀故障及抗燃油品质等方面并结合机组调试过程中遇到的实际问题较全面的阐述了调门摆动的原因并提出处理措施。

关键词: 原理摆动原因处理措施引言随着新疆经济的蓬勃发展，大量火电机组集中投运，工期紧机组遗留问题较多且投运后暴露出各种问题，其中机组运行中过程中调门摆动是较为常见的问题，目前火力发电厂的汽轮机现在都采用DEH控制系统，其控制精度高，反应速度快，动态响应好，调门控制系统在整个系统中发挥了重要作用。

然而调门控制系统就地设备所处的环境温度高，振动大，EH油的品质时刻影响着伺服阀的工作性能，这些因素都有可能造成整个系统工作的不稳定性。

1汽轮机调门控制的基本原理高压调节阀执行机构属连续控制型执行机构，可以将高压调节汽阀控制在任一位置上，成比例地调节进汽量以适应汽轮机运行的需要。

它一般是由伺服阀、伺服回路控制卡、位置反馈装置（LVDT）、液压系统组成。

经控制器运算处理后的开大或关小高调门的电气信号经过伺服放大器放大后，在电液伺服阀中将电气信号转换为液压信号，使电液伺服阀主阀芯移动，并将液压信号放大后控制高压抗燃油油的通道，使高压抗燃油油进入执行机构活塞杆下腔，使执行机构活塞向上移动，带动高压调节汽阀使之开启，或者是使压力油自活塞杆下腔泄出，借弹簧力使活塞下移，关闭高压调节汽阀。

当执行机构活塞移动时,同时带动二个线性位移传感器（LVDT），将执行机构活塞的位移转换成电气信号，作为负反馈信号与前面计算机处理后送来的信号相叠加，输入伺服放大器。

当伺服放大器输入信号为零时，伺服阀的主阀回到中间位置，不再有高压油通向执行机构活塞杆下腔，此时高压调节汽阀便停止移动，停留在一个新的工作位置。

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。

DEH阀门流量特性曲线对机组协调控制的影响

（如今DEH系统在汽轮机中应用比较普遍，主要是用来启停机组、控制汽轮机的转速与功率等，通过该系统实现了机炉之间的协调控制，大力实现了自动化生产。

但是从实况来看，DEH阀门所产生出来的流量曲线依然会对机组工作造成一定影响。

阀门特性曲线是汽轮机DEH 中一个重要的函数。

如果曲线与阀门实际特性不相符, 将直接影响机组的调节控制。

在机组实际运行过程中, 如出现曲线偏离实际情况, 可以根据机组运行情况进行适当的修改, 从而改善汽轮机DEH 的调节品质, 实现机组的稳定、安全运行。

案例一：江苏某电厂一期工程2 ×600 MW 机组采用N600-24.2/566/566 型超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机。

机炉协调控制策略是锅炉调节机前主蒸汽压力, 汽机调节发电功率。

在机组调整试运后期, 机组投入协调。

在负荷小于550 MW下, 机组能够稳定运行; 当负荷将近600MW时, 机组发电功率、机前压力等参数出现较大波动, 系统处于不稳定状态, 此时机前主蒸汽压力在额定压力24.2 MPa 左右波动, 波动的幅度约为0.8 MPa, 机组发电功率在590～610 MW 波动, 汽机高调门开度在36% ～40%波动, 中调门全开, 锅炉的燃烧系统、配风系统、给水系统等随着机前主蒸汽压力的波动而振荡。

分析系统产生波动的原因, 发现机组发电功率波动幅度在20 MW 左右, 而且波动的速度很快。

初步分析, 问题应该不是由锅炉侧引起的。

为此, 在机组发电功率为600 MW 时, 解除机炉协调控制, 转成汽机跟随模式。

此时, 锅炉的给煤量不变, 如果煤质不发生变化, 则锅炉给水也不会发生变化, 这样可认为锅炉对整个系统的变化基本不会产生影响。

机组转为汽机跟随模式后, 机前主蒸汽压力仍然在24.2 MPa上下波动, 汽机高调门也在37%左右振荡。

由上面的现象可以推定, 机组的波动应该是由汽轮机DEH 引起的。

某核电厂汽轮机旁排阀原理及过开情况处理

某核电厂汽轮机旁排阀原理及过开情况处理摘要：旁排阀用于机组正常运行工况和非正常瞬态时提供主蒸汽旁路排放。

为了满足上述工况要求，旁排阀需要具备快开、快关、调节的能力。

某核电汽轮机旁排阀为反作用式执行机构，一号机组热试期间，在执行汽机旁排阀蒸汽吹扫试验时，有三台阀门在开启过程中出现了阀位异常窜升且开度超过100％现象，阀门过开导致部分零件受损。

通过对反作用式汽轮机旁排阀结构原理进行分析，总结其发生异常过开原因，避免再次发生。

关键词：汽轮机旁排阀；反作用式执行机构；过开一、设备概述某核电每台机组有6个旁排阀，每个凝汽器连接两台旁排阀，它们总的排放能力可以排放掉40%的额定蒸汽流量。

该汽轮机旁排阀厂家为日本CCI，阀门尺寸为12英寸，设计压力8.26MPa，设计温度316℃，阀门设计行程76mm。

阀门编码AB100-D28R（表示截止型、膜片有效面积280平方英寸、反作用型失气关闭）。

二、反作用式气动执行机构原理该阀门执行机构主要由支架、反馈单元、限位开关、薄膜机构、手轮机构组成。

如图1所示。

图1反作用式执行机构1、设计特点：（1）反作用式，失气关。

为了操作时避免阀门振动的影响，除了限位开关、定位器反馈单元外，其他定位器基本单元等控制都安装在分体式控制面板上。

（2）手轮机构：顶部安装的手轮机构设计目的为是在压缩空气失效时，可以使用手轮机构对阀门进行操作，打开阀门。

当需要使用手轮打开阀门时候，旋转手轮，将手轮机构的驱动杆向下移动。

平时，该驱动杆应该处于上限位。

2、工作原理：阀门在失气时候处于常关闭位置，膜片盘、间隔套、支架、阀体固定一体结构，为不动件。

当有压力气体进入膜片上腔室，膜片盖受力，带动膜片底座、轭架克服弹簧力上升，驱动力通过连接器传递给阀芯，开启阀门。

反作用型气动薄膜机构的优点就是在防止气体泄漏方面具有很高的可靠性，膜片的有效面积上没有螺纹孔，十分完整，并且膜片圆周边沿折叠起来，因此在动作过程中，能够保持有效面积恒定。

汽轮机阀门活动试验方案

#1汽轮机阀门活动试验方案据调研了解，兄弟电厂同类型300MW、600MW机组，均多次发生过因主、调汽门门杆高温氧化，氧化皮造成汽门卡涩，影响机组下次正常启动。

机组停运后热态情况下，对主、调汽门进行活动，可有效避免因氧化皮造成汽门卡涩。

根据我厂机组运行的实际情况和运行经验，经汽机专业研究决定，在汽机停运后，进行主、调汽门活动，编制以下活动试验措施，各有关人员阅知并严格执行。

一试验时间：1.机组停机84h内，每天上午11:00，下午22:00分别进行高、中压主汽门、调门全行程活动试验。

二组织措施：1.高、中压主汽门、调门全行程活动试验时由运行人员确认条件和监视检查，热控人员负责强制条件，开关试验。

运行巡检员和汽机巡检在就地进行阀门开关状态的确认。

三试验条件：1.同侧高压主汽门试验与高压调门试验不得同时进行，必须在一个关闭情况下进行另一个试验。

2.同侧中压主汽门试验与中压调门试验不得同时进行，必须在一个关闭情况下进行另一个试验。

3.主汽压力降至5MPa以下。

4.EH系统油质合格。

5.润滑油系统运行。

6.EH油系统、主机汽门无检修工作。

7.高压启动油泵运行。

四试验步骤：1.检查机组具备试验条件。

2.集控运行人员负责汽机就地挂闸，建立安全油压。

3.联系热控人员将汽轮机挂闸条件强制为允许，将挂闸后开中压主汽门的条件强制为不允许。

4.运行人员在DCS画面上复位AST电磁阀，汽机挂闸。

5.阀门试验顺序如下：1)#1高压调汽门运行人员在DEH画面和就地检查#1高压主汽门关闭，联系热控工程师站缓慢开启#1高压调汽门，检查正常后，关闭。

2)#3高压调汽门运行人员在DEH画面和就地检查#1高压主汽门关闭，联系热控工程师站缓慢开启#3高压调汽门，检查正常后，关闭。

3)#5高压调汽门运行人员在DEH画面和就地检查#1高压主汽门关闭，联系热控工程师站缓慢开启#5高压调汽门，检查正常后，关闭。

4)#1高压主汽门运行人员在DEH画面和就地检查#1、#3、#5高压调门关闭，联系热控工程师站缓慢开启#1高压主汽门，检查正常后，关闭5)用同样方法进行右侧#2、#4、#6高压调门和#2高压主汽门手动开关活动试验。

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。

某600MW机组汽轮机高压调节阀频繁发生卡涩原因分析及解决措施

某600MW机组汽轮机高压调节阀频繁发生卡涩原因分析及解决措施摘要:汽轮机高压调节阀的好坏直接影响汽轮机的安全运行，还影响到汽轮机转速及机组负荷控制的稳定性，对于汽轮机的安全、稳定运行至关重要。

本文简介绍了某厂高压调节阀频繁发生卡涩的原因分析及解决措施的全过程，由于该问题较为罕见，给分析带来较大的困难，值得学习和借鉴。

关键词:高压调节阀 600MW 卡涩原因分析解决措施1、前言某厂汽轮机容量为600MW，汽轮机型号为N600-16.67/538/538-1，汽轮机型式为亚临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。

采用复合调节（喷嘴调节+节流调节），高压部分共有四个调速汽门对应于四组喷嘴，喷嘴组与调速汽门的序号相对应，高压调速汽门运行方式分为部分进汽和全周进汽，全周进汽状态时四个高压调速汽门同时开关，开度相同；部分进汽状态时四个高压调速汽门按设定的顺序依次开启。

中压部分为全周进汽，中压缸启动时切缸前由中压调速汽门进行转速及负荷控制，切缸后中压调速汽门全开，由高压调速汽阀进行负荷控制。

4号汽轮机2号高压调节阀在2021年9月19日出现频繁卡涩现象，给机组安全运行改成一定的安全隐患。

2、过程描述2.12021年9月19日4号汽轮机2号高压调节阀出现频繁卡涩现象，卡涩均发生在25%～65%之间的某一个点，并且发生卡涩后，阀门指令大于卡涩点的反馈时，阀门动作正常，阀门指令小于卡涩点的反馈时，阀门出现卡涩现象（远程反馈卡涩际阀门行程和就地实际阀门行程一致均），如下图所示。

2.2先后进行伺服阀、伺服卡更换，更换后手动给指令，阀门动作正常，投入自动后一段时间又会出现同样的卡涩问题。

2.3为了确保机组运行安全，将卡涩高压调节阀采取强制手动关闭措施，机组采用三阀运行。

同时关闭卡涩高压调节阀进油滤网前后手动门及旁路手动门，防止阀门发生误动问题。

3、原因分析3.1由阀门结构分析，阀门卡涩的极大可能原因为十字套与锥套连接的六角螺栓松动或脱落，并且从卡涩现象来看，连接螺栓的螺纹应该受到一定程度的损伤。

危险因素分析及控制措施

汽机部分危险因素分析及控制措施定期试验与轮换一、低油压跳闸保护试验1.危险点：1.1.热态时进行实际联动试验1.2试验结果不合格2.危害后果：2.1造成汽缸进水、冷气，导致汽缸变形、转子弯曲。

2.2可能导致轴瓦烧毁3.控制措施：3.1实际联动试验应在汽轮机冷态时进行。

检查并确认主蒸汽、再热蒸汽系统已无积压、积水。

3.2确保试验方法正确。

试验结果不合格，必须立即查找原因并进行相应处理。

二、注油试验1.危险点：1.1操作不当1.2误动（碰）脱扣手柄2.危害后果：2.1试验结果不准确，动作压力与上次试验结果相差太大。

汽轮机误跳闸。

2.2汽轮机误跳闸3.控制措施：3.1开启注油试验阀时应缓慢操作。

试验过程中，注油试验手柄应一直置于“试验”位置并保持，手动脱扣手柄复位后方可缓慢松开。

3.2机头脱扣手柄和注油试验手柄应一座必须标识正确、清晰，以免误动。

衣服袖口扣好，防止操作时因重心失稳或地板打滑而误碰脱扣手柄。

三、超速试验1.危险点：1.1暖机不足1.2准备工作不充分1.3升速过快1.4手动打闸时，注油试验手柄未及时放开1.6蒸汽过热度不够1.7振动异常1.8旁路系统未切除或真空偏低2.危害后果2.1造成转子脆性破坏2.2汽轮机严重（事故）超速，损坏主设备2.3转子骤冷2.4汽轮机发生水冲击，损坏主设备2.5主设备损坏2.6排汽温度升高，导致：汽缸中心变化。

凝汽器铜管松弛。

真空泵工作效率下降。

末级叶片过热。

3.控制措施：3.1机组带负荷50MW暖机4h后方可进行3.2超速试验前应进行高、中压主蒸汽门、调门严密性合格，注油试验动作压力正常。

试验前手动脱扣一次且动作正常，检查各汽门关闭严密。

就地及集控转速表校验准确，指示一致。

在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。

3.3机组不宜在高转速停留时间过长，并应注意升速平稳，防止转速突然升高。

3.4机组在任何情况下转速大于3330r/min，超速保护未动，必须立即打闸停机。

660MW机组高压主汽阀动作异常原因分析

660MW机组高压主汽阀动作异常原因分析发布时间：2021-11-09T08:18:03.821Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第14期作者：黄坚[导读] 本文以某660MW发电公司高压主汽阀动作异常事件为例，分析导致主汽阀动作异常的原因，对于同类型缺陷处理具有一定的参考价值。

华电新乡发电有限公司河南新乡 453000摘要：汽轮机主汽阀及调节阀是汽机调节保安系统的最后执行部件，主汽阀在启动时控制在发电机并网前的蒸汽流量，以及在紧急脱扣情况下提供快关控制，主汽阀出现突关等动作异常时直接危及机组安全稳定运行。

本文以某660MW发电公司高压主汽阀动作异常事件为例，分析导致主汽阀动作异常的原因，对于同类型缺陷处理具有一定的参考价值。

关键词：主汽阀；LVDT；卸荷阀；伺服阀；原因分析Abstract：The main steam valve and regulating valve of the steam turbine are the last executive parts of the steam turbine regulation and security system，The main steam valve controls the steam flow before the generator is connected to the grid during startup，and provides quick closing control in case of emergency trip，When the main steam valve has sudden closing and other abnormal actions，it directly endangers the safe and stable operation of the unit。

Taking the abnormal action of high-pressure main steam valve of a 660MW power generation company as an example，this paper analyzes the causes of abnormal action of main steam valve，which has a certain reference value for the treatment of similar defects。

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。

汽轮机调节阀门波动的原因分析

汽轮机调节阀门波动的原因分析汽轮机是一种常见的能源转换装置，广泛应用于电力、制造业等领域。

在汽轮机运行过程中，调节阀门波动是一个常见的问题。

本文将分析汽轮机调节阀门波动的原因，并提供相应的解决方案。

一、压力波动汽轮机工作过程中，燃烧产生的高温高压气体经过部分膨胀，驱动汽轮机旋转，进而产生功。

调节阀门用于调节进气量，以保持汽轮机的运行稳定。

然而，压力波动会导致阀门的开度不断变化，从而引发阀门波动。

导致压力波动的原因主要有以下几点：1.燃烧不稳定：如果燃烧室内的混合气比例不均匀，会导致燃烧不稳定，进而引起高温高压气体的波动。

解决方案：优化燃烧室设计，确保混合气的均匀分布，提高燃烧效率，减少压力波动。

2.进气系统失效：进气系统中的设备故障或负荷突然变化，会导致进气量的波动，从而引发阀门波动。

解决方案：加强进气系统的维护和管理，确保设备正常运行，减少进气量波动。

3.管道堵塞：管道堵塞会导致进气阻力的变化，进而引起压力波动。

解决方案：定期检查清理管道，确保畅通无阻，减少压力波动。

二、温度波动汽轮机工作过程中，温度波动也是引发调节阀门波动的原因之一。

主要原因如下：1.外界环境温度变化：外界环境的温度变化会直接影响汽轮机进气温度，从而引起温度波动。

解决方案：根据外界温度变化情况，及时调整进气温度控制策略，使进气温度保持稳定。

2.燃料热值波动：燃料的热值不稳定会导致燃烧温度的波动，进而引发调节阀门的波动。

解决方案：优化燃料选择和储存，确保燃料质量稳定，减少热值波动。

三、机械振动汽轮机工作时，由于旋转部件和运动部件的存在，机械振动也是导致调节阀门波动的原因之一。

1.旋转部件不平衡：汽轮机旋转部件的不平衡会引起振动，从而影响阀门的稳定性。

解决方案：定期进行动平衡校正，保证旋转部件平衡。

2.机械磨损：长时间运行会导致汽轮机部件磨损，增加了机械振动的可能性。

解决方案：定期检修和更换磨损严重的部件，减少机械振动。

3.安装和固定不牢固：汽轮机阀门系统的安装和固定不牢固会导致振动过大，影响阀门的工作稳定性。

300MW机组阀门特性试验方案

300MW机组阀门特性试验方案一、试验目的：测取阀门升程流量特性，优化阀门管理。

1.测取单阀方式下，高调门升程h与流量（调节级压力）特性。

2.数据处理：根据试验数据计算并优化阀门管理曲线。

3.优化特性校核试验。

二、试验条件1.机组必须维持额定主汽压力。

2.机组负荷能在额定参数阀门全开负荷到45％左右负荷范围之间变化。

3.主要测点变送器、测量通道校验合格。

4.试验程序、调试安装符合试验要求（能去除阀门重叠度）。

三、试验方法1.蒸汽工况调整由锅炉控制系统完成。

2.阀门运行工况由DEH试验程序完成。

DEH在阀位控制方式下（MW、IMP回路切除），改变给定值（即阀位指令）达到各试验工况的变化。

3.压力、温度、给定值、流量、阀位、功率等参数采集，由DEH完成。

DEH没有的点，如高压调门后压力、高排温度，由DCS采集记录。

流量用调节级压力代替并加以修正。

测点见附1。

4.试验用的多阀管理曲线采用无重叠度（关闭组态中第52页25模块：输出置为T。

原曲线自动变为无重叠度）。

5.DEH逐点给定阀位，炉控调整汽压稳定后，DEH采集数据。

试验记录见附3。

6.对通流部分改造过的机组为了防止阀门全开下超过机组允许负荷，主汽压可适当降低，但整个过程应保持不变。

300MW机组一般取主汽压为16MPa左右。

四、试验步骤1.试验准备：检查试验条件是否满足。

2.试验顺序：单阀试验（机组在单阀情况下，切除所有回路，阀门给定值从135MW负荷段以5MW的幅度递增，并在每个负荷段要求汽机侧主汽压力维持一个定值，并记录附1测点数据，直至阀门给定值递增到300MW的给定值，单阀试验完成。

）→阀切换（在阀门给定值300MW的情况下进行单到多阀切换。

）→多阀试验（机组在多阀情况下，采用无重叠度控制，阀门给定值从300MW负荷段以5MW的幅度递减，并在每个负荷段要求汽机侧主汽压力维持一个定值，并记录附1测点数据，直至阀门给定值递减到135MW的给定值，多阀试验完成。

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。２．２ＲＳｖ／ＩＶ阀门活动试验
ａｄｊｕｓｔｔｈｅｓｅｔｔｉｎｇｏｆｐａｒａｍｅｔｅｒｓ，ｉｍｐｒｏｖｅｄｔｈｅｓａｆｅｔｙａｎｄｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅｖａｌｖｅａｃｔｉｖｉｔｙｔｅｓｔ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｔｕｒｂｉｎｅ；ｔｈｅｖａｌｖｅｔｅｓｔ；ｐｏｗｅｒｏｓｃｉｌｌａｔｉｏｎ
ＧＡＯＱｉｕ—ｈａｉ．ＳＨＥＮＪｉａｎ
（ＳｈｅｎｚｈｅｎＥｎｅｒｇｙＨｏｐｅｗｅｌｌＰｏｗｅｒ（Ｈｅｙｕａｎ）Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｈｅｙｕａｎ５１７０２５，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅ６００ＭＷｕｌｔｒａｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｕｎｉｔｓｔｕｒｂｉｎｅｖａｌｖｅａｃｔｉｖｉｔｙｔｅｓｔａｐｐｅａｒｅｄｉｎｔｈｅｐｒｏｃｅｓｓｏｆｐｏｗｅｒｏｓｃｉｌｌａｔｉｏｎ，ｂｉｇｌｏａｄｆｌｕｃｔｕａｔｉｏｎａｎｄＥＨｏｉｌｐｉｐｅｐｒｅｓｓｕｒｅｄｒｏｐｓｗａｉｔｆｏｒａｒｅａｓｏｎ，ｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｖａｌｖｅａｃｔｉｖｉｔｙ述某电厂２ｘ６００ＭＷ超超临界机组系哈汽生产的

一起由于汽轮机汽门活动性试验引起的燃机机组跳闸的事件分析与处理

一起由于汽轮机汽门活动性试验引起的燃机机组跳闸的事件分析与处理摘要：针对某电厂#1/2机组在一次汽轮机汽门活动性试验中突发机组跳闸的事故，通过介绍事故的发生过程，分析事故发生原因，给出了有针对性的防范措施，避免此类事故再次发生。

关键词：汽轮机；试验；跳闸1事件描述在本次事故发生之前，#1/2机组挂1M，通过线路对外输出。

#1/2机组总负荷270MW，燃机负荷170MW，汽机负荷100MW，主/再热汽温度566/566℃、主/再热汽压7.9/2.6MPa，高中低压汽包水位投自动状态，各辅机运行正常。

由于要进行运行机务专业汽轮机汽门活动性试验，在试验的人员配置和风险分析都准备完毕之后，相关人员均已在各自岗位上就位。

在做完#2机高压主汽门和调门活动性试验后，#2机DCS画面点击IPSV试验“开始”按钮，现场看到中压主汽门开始缓慢关闭。

之后发现DCS画面中“IPSV全开”显示由红色变为蓝绿色。

经检查，再热蒸汽出口压力超压。

随后调整再热器压力，稳定中压汽包水位。

快速检查中压主汽门逻辑，是否能够重新打开。

11:22 燃机负荷降至136MW，汽机负荷12.8MW，中压主汽门现场无异常，估计压差高导致不能重新开启。

由于再热蒸汽温度有不断升高趋势，遂采取#2机紧急停机。

同时注意调整汽包水位，调整高压旁路逻辑以及中压旁路逻辑，再热蒸汽系统压力发生大幅变化，中压汽包水位快速上升，运行人员立即开启中压汽包事故放水电动门及定排电动门，并关小中压给水调整门。

11:23 中压汽包水位高三值（400mm）保护动作联跳#1燃机，执行后续其余停机操作，保证机组安全停运。

2事件分析2.1直接原因造成本次事件的直接原因是由于行程触点松脱，在阀门试验过程中，85%位置反馈信号未能正常动作，从而导致试验过程无法正常结束，阀门一直关闭至全关位置。

此外，由于中压主汽阀为翻板阀这一结构问题，导致中压主汽门前后差压达到4MPa以上，差压过大使阀门无法重新打开。

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。

200MW机组汽机管道阀门故障及处理方法分析

２０Ｖ，土ｃ两端可加的ＩＵ压最高可达２．０Ｖ，如果电压超过其中１００毫升油中相关的粒予数如表１所示。了伺服阀能够调节的范围，则即使是可以进行正常控制的仍需对其进行更换。如果阀门是不能够进行正常控制的，则大
体分析如下。
２．１伺服阀故障
进行检修必须在ＥＨ油泵停止进行３油质分析和主汽门关闭后的处理方法
造成伺服阀出现了故障的原具有很多种，主要有油质３．１油质分析
差、伺服阀机械位置偏移和滤网更换的次数不够等。在『Ｆ常
部分是由伺服阀出现故障所引起的，首先应通过摸听的方法
对其进行判断，利用相关控制命完成试验功能，若所听到的油
粒子个数
８００ｏ
１４２５
２５３
４４５
●
８
流声是清晰的，则此时就算是油管的温度较高，相关的伺服阀
ｌ引言
是采用哪一种方式实现了对汽轮机阀门的关闭都必须保证高
某电厂具有两台２０万ｋＷ汽轮机机组，其采用新型的雕油的一次阀门是处于常开状态的，否则足无法实现对阀门ＤＥＨ．３型号的控制系统，利用高压抗燃油作为控制油，该机组的操作功能的。若是由于优质变脏导致伺服阀出现故障则应经过多年的可靠运行，为１乜厂带来了巨大的经济效益。由于首先对滤网进行更换。投运时问较长，近年来该机组的管道阀门出现了许多典型的２．２卸荷阀故障，且在正常运行时由于该机组要参与ＡＧＣ控制，对汽轮若ＤＵＭＰ阀发生了故障，则此时供油装置的卸乘时间将机的各阀门的要求都较高，所能容忍的消缺时间较短，因此需比较短，当｝ “ 现泄漏流量较大时，所承载的时间将会变长，油要在运行中对管道阀门异动现象的原因进行明确的分析和有温也会有所升高。通过该检测方法可以在油缸的下部安装一效的控制。本文对该机组汽轮机管道阀门故障及处理方法个压力测试表，当伺服回路输入了４０ｍＡ的电流时，电表的

300MW汽轮机高压调节阀门波动的原因分析

【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#1～4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-Ⅲ型控制系统，机组于1991年—1993年相继投产。

由于机组原DEH-Ⅲ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-Ⅲ型控制系统改为新华公司的DEH-ⅢA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-ⅢA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-ⅢA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。

汽轮机油动机常见及偶发故障分析处理

汽轮机油动机常见及偶发故障分析处理摘要：油动机是汽轮机重要的核心部件，它接收汽轮机控制系统及保护系统的信号，驱动汽轮机进汽阀门，调整进汽量，精确控制汽轮机转速和负荷，并在紧急情况时做出快速关闭动作，保证汽轮机安全运行。

所以其正常运行关系到机组的控制效果、运行经济性及安全可靠性。

本文对油动机的结构及原理进行了充分说明，并对常见和偶发故障进行了细致的分析，旨在快速判定、解除油动机故障，为保障机组安全运行提供参考。

关键词：超超临界机组；油动机；故障分析；处理方法引言汽轮机调速系统是汽轮机的核心部件，其作用是通过调整蒸汽流量以满足压缩机负荷的需要。

由于运行维护、检修、安装质量不到位，造成汽轮机组的调速系统在运行的过程中经常出现一些故障，影响汽轮机组的正常运行。

因此，必须及时对汽轮机调速系统的故障进行分析处理，只有调试系统故障消除后，才能避免事故扩大，最大限度的发挥汽轮机的作用。

文中针对汽轮机开机过程中常见的转速波动等故障进行了总结分析。

1油动机常见故障与偶发异常1.1汽轮机润滑油中水分超标的原因分析及处理油的润滑性能需要汽轮机在正常运转中油质不被乳化，油膜得到保护。

否则会损坏汽轮机组的轴承。

在汽轮机金属表面需要避免油中水分在长期中与金属部件接触，否则也容易锈蚀金属表面，锈蚀金属表面的产物会影响汽轮机调速系统的堵塞，严重的会造成汽轮机停机。

因此，汽轮机润滑油在使用过程中一定要确保油中水分合理控制，尽量调节在最低水平。

汽轮机组在正常运转中不需要进水，但由于在操作机组轴时，容易疏忽，促使封口不够严密或调节不当的气压，这时汽轮机中就会进水，导致汽水漏油。

1.2油动缸内部故障拆检油动缸，对油动缸活塞杆表面进行检查，未发现活塞杆表面有划痕、蚀坑情况，活塞密封环也无磨损现象。

对活塞密封环与缸体内壁贴合度进行漏光度检验，发现贴合度较差，且漏光度检测的最大间隙超出要求０．１ｍｍ（要求为不大于０．０３ｍｍ）；将活塞密封环自由平放在平板上检查，发现其与平板接触情况较差，有多处漏光点，说明其端面水平度也较差。

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。