浅析火电厂汽轮机调门波动控制技术措施

浅析火电厂汽轮机调门波动控制技术措施
摘要：本文主要阐述了火力发电厂汽轮机调门波动的问题，分析了产生汽轮机
调门波动的原因，并结合广东宝丽华电力有限公司梅县荷树园电厂提出汽轮机调
门波动的控制技术措施。

关键词：汽轮机调门波动控制技术措施
引言：随着火力发电厂汽轮发电机组容量的不断增加，汽轮机调节系统及其
配汽机构由原来的液压调节方式被DEH电液调节方式所替代。

DEH电液调节方式
具有调节速度快、调节精度高、系统稳定等优点，但其原件和配套设备精细，对
油质要求严格，对维护要求更高。

机组运行中，若其运行不稳定会造成调节汽门
摆动，导致负荷大幅变化，如果采取的措施不及时和有效，将最终引发电网功率
振荡，给火力发电厂和电网安全运行带来极大危害。

所以电厂在机组正常运行、
检修、维护中必须高度重视，通过制定技术措施和合理检修维护工作，避免管理
不到位引起调门的波动，从而有效地提高汽轮机调门的稳定控制。

1火力发电厂汽轮机调门波动的原因
1.1EH油油品质不合格
汽机调门的控制，通过伺服阀控制EH油进油量，从而达到汽机调门开度的
控制，在机组设备调试、检修结束后，需要将EH油油箱油位补充或加满至允许
范围内，加油或检修过程中就会产生杂质掺入到EH油箱中，而在EH油滤过程中，由于化验人员或取样人员的意外疏忽，加上电厂需要紧急启动机组运行，在油品
泡沫特性、颗粒物招标的情况下，仍将EH油循环滤油过程匆忙结束投入运行，
所以机组在运行过程中出现伺服阀卡涩或进油控制不稳定等原因导致汽机调门波动。

1.2运行调整参数不稳定
机组运行中，运行人员需要通过机组协调控制系统，在升级负荷时，通过控
制调门开度，进而通过锅炉燃料，主汽压力等参数来满足调门控制开度，最终达
到升降负荷的控制要求，在机组升降负荷过程中，由于煤质变化或现场设备原因，燃烧工况发生异常变化，引起主汽温度、压力等工况大幅度变化，汽轮机在闭环
自动控制下，受主汽压力影响变化，导致调门发生大幅度波动。

1.3调门位移传感器松动
在DEH控制系统中，通过DEH控制系统伺服卡发出指令与调门实际动作后
位移信号发生比较来达到指令和反馈的平衡一致，机组在正常运行过程中，往往
会出现调门位移传感器松动现象，调门位置反馈信号与指令信号信号就出现不一致，DEH系统为了使调门开度指令满足实际运行负荷需要，就会通过伺服卡指令
与反馈比较后控制伺服阀来保持调门当前开度，这时，调门实际位置反馈往往与
指令相反，所以导致调门不断发出指令与位置反馈偏差比较，最后引起调门出现
反复波动。

1.4伺服阀或油动机故障
在DEH控制系统中，汽轮机调门控制通过控制伺服阀进油量后带动油动机控
制调门位置，由于机组长时间运行，伺服阀的稳定性能发生改变或油动机长时间
的动作，出现伺服阀漏油、伺服阀马达故障、油动机卡涩等现象，从而导致DEH
控制系统在闭环控制下产生调门的波动。

1.5汽轮机阀门流量特性参数或汽机主控PID参数不准确
在机组正常运行过程中，在机组负荷达到满足目标要求的情况下，需要将汽
轮机控制方式由本地手动控制切换远方协调控制，汽机调门的控制由单阀切换至
顺阀运行，从提交机组运行的经济性，新建机组或大修后机组，由于运行控制时
间要求或汽机调门位置发生变化，原来设置的阀门流量特性函数或汽机主控PID
参数不满足实际调门的控制，电厂往往会疏忽大意，未经过调门流量特性试验和
协调控制优化，直接将汽机调门按原设置的阀门流量特性函数和汽机主控PID参
数直接投入协调控制方式，并将汽轮机调门由单阀切换为顺阀控制，机组在运行
一定时间后，汽机工况发生变化，在DEH系统闭环控制下，阀门重叠度发生变化，由于阀门流量特性函数不准确或汽机主控PID参数过于灵敏，当调门控制位置到
达该死区时就会发生叠加的振荡，从而导致汽机调门出现波动。

1.6控制电缆受绝缘老化、破损和干扰影响
机组运行过程中，因汽机调门控制要求，需要敷设汽轮机调门伺服阀至DEH
系统伺服卡的控制、信号电缆，电缆经电缆桥架电缆竖井等通道中敷设后相互交叉、重叠在一起，现场高压设备启动或高压开关合分过程中，无线电通信干扰和
强电信号通过设备或电缆破损或老化的地方窜入到控制、信号电缆形成干扰，最
终导致汽机调门发生波动。

2汽轮机调门波动的控制技术措施
2.1严把抗燃品质管理
加强对抗燃油系再生系统、冷却系统检查和维护，密切监视抗燃油系统滤网
滤芯前后差压，定期更换滤芯和密封件，并根据抗燃油系统再生效果定期更换再
生滤芯，同时做好清洁方面的工作，确保系统正常投入运行，同时，应严格按照
规程要求，加强抗燃油油质的管理，制定抗燃油的化验制度，定期对抗燃油油品
分析取样，对不合格油质及时进行滤油、再生，保证油质指标的合格率，避免油
品问题导致汽机调门波动的发生。

2.2加强运行参数调整和控制
机组运行时，运行人员应加强监督和规范的参数调整工作，确保主汽温度、
压力等参数运行稳定，机组投入CCS、AGC运行时，密切监视煤质和相关工况的
异常变化，避免由于煤质变化、锅炉燃烧改变，而导致汽轮机主汽压力大幅变化
引发机组调门大幅波动，若由于主汽压力变化导致调门波动时的，且幅度较大短
时内又无法消除，可申请退出CCS或AGC进行调整，稳定后再将其投入运行，避
免因控制不当引发调门大幅度波动。

2.3强化汽机调门位移传感器的检查
在DEH控制系统画面专门设置伺服控制卡的运行状态监视和阀门指令、开度
的偏差报警，使运行人员能够更加直观地对伺服卡及阀门运行状况的监视，增加
汽机调门位移传感器连接部位的视觉标识，确保位移传感器的松动、移位后能够
及时可靠识别，每天对调门及其附件运行情况进行巡视检查，每月对位移传感器
及其连接部件进行全面检查，防止连接部件松脱、断裂等故障引发位移传感器的
松动，尽可能减少或避免引发调门波动。

2.4汽轮机调门定期检修、维护、试验
在A级检修中，将抗燃油系统设备及其附件、伺服阀、卸载阀、试验电磁阀
应进行清洗、检测、试验，对试验不合格的设备按规定要求进行更换。

对于备用
的伺服阀应按照制造厂的要求进行保管。

严格按检修规程和检查制度的规定，机
组运行中或停机时对汽机高压主汽门、高压调门、中压调门及中压主汽门进行开
关活动试验，认真检查位移传感器各部件和固定情况、伺服阀动作、端子接线、线圈电阻及接地的情况，同时对各连接部件和端子固定螺丝进行紧固，最后进行静态试验，确保各设备、连接部件无松动、卡涩、故障等现象，避免调门波动的发生。

2.5严格按要求进行阀门流量特性试验或协调控制优化
机组大修或调门拆检后，由于调门内部实际位移发生变化，除了阀门的定位试验外，还应进行阀门流量特性试验或汽机主控PID参数协调优化，使阀门流量特性函数或汽机主控PID参数满足检修后调门实际控制，适合调门重叠度和死区控制要求，避免因参数设置不正确导致的调门波动。

2.6严把电缆材质，定期绝缘检查测试，有效减少干扰发生。

严格把控DEH控制、信号电缆的采购材质，信号电缆芯的截面应大于等于lmm2。

电缆屏蔽层应采用总屏蔽和分屏蔽线结合。

屏蔽层接地的应DEH端子柜一端接地。

电缆敷设应采用分层布置，避免控制、信号电缆与动力电缆的交叉布置，定期对DEH控制、信号电缆进行绝缘测试，避免因机组长期运行过程中导致信号及控制电缆屏蔽层出现多点接地或电缆的老化破损，合理使用无线电通信设备，有效减少因管理因素导致的干扰产生引起阀门的波动。

3结束语
火电厂汽轮机调门波动容易受到各种因素原因而引发波动，设备故障方面、管理方面、设备检修维护方面、运行控制方面等均会造成汽机调门的波动，因此在汽轮机调门波动控制技术措施中应尽可能地考虑到各种影响因素，制定有效的控制技术措施，并严格按照规程及标准规定，尽可能避免或减少各种存在的可能引发汽轮机调门波动的隐患，提高DEH控制系统的可靠性和调门控制的稳定性，保证机组的安全稳定运行。

参考文献：
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[2] 《汽轮机系统说明书》。

[3] 尹鲁,李明涛.浅谈汽轮机的常见故障及检修方法[J].中国新技术新产
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[5] 王爽心，葛晓霞．汽轮机数字电液控制系统［Ｍ］．北２００４．京：中国电力出版社。