600MW汽轮机汽门延迟关闭原因分析及对策

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亚临界600MW机组汽轮机主汽阀关闭异常原因分析和消除

号机组的
表
1
一
个主汽阀仍然发生了缓慢关
连接而支架短柄和导杆的另
，
～
端也通过销子分别
。
技术交流
闭故障
。
与弹簧室侧壁上的支架和阀杆的左端相连
完善后主汽阀关闭时间对比
、
5
一
转动作用的销子与杠杆导杆和支架短柄等
成杠杆机构
。
油动机通过安装底座用螺栓固定在弹
。
鬻瓣黛
起组
，
个起
簧室外侧的凸台上
摸拟试验
实际跳机
】 4 16
．
在主汽阀的开启关闭过程中
、
5 5
36
385
32 0 385
15
．
4
398 465
428
杠杆将以支架短柄
一
端为支点转动 ( 图
2 )
。
当高压
，
．
2 1 1．
一
弹簧室中有
，
3
组弹簧弹簧的左端座落在弹簧室的
，
。
完善工作
别台电
，
且验证试验结果相近但机组连续运行
，，
端盖上右端作用在阀杆的左端
、
杠杆分别通过销
、
段时间后跳机时主汽阀关闭时间存在着较大的差
2
子与支架短柄导杆和油动机活塞杆 ( 简称活塞杆 )

600MW汽轮机挂闸系统介绍及掉闸原因分析

１４０
应用科学
２Ｆ儿科Ｉ０第期１６巷
信号，逻辑检测到上述信号使复位试验阀组的喷油电磁阀２Ｖ电，Ｙ失复位电磁阔１Ｖ带电，使危急遮断装置的撑钩复位。在检测到机械遮断机Ｙ构上设置的限位开关ｚ１ｓ的常开触点闭合，ｚ２ｓ的常开触点断开后，隔离电磁阀４ＶＪＹ／能失电。这表示机械超速部分动作，喷油试验成功。－
１３高压遮断组件．
汽轮机的跳闸条件复位后，高压遮断组件中的跳闸电磁阀５ＶＹ、６、『、８带电，经跳闸电磁阀的安全油回油被切断，同时经机械ＹＶｖＹＶ部分的回油也被切断，高压遮断组件中的三取二压力开关（Ｓ、Ｐ２ＰＩＳ、Ｐ３检测到高压安全油已达到３删Ｓ）．９，高压安全油已建立。２３挂闸完成逻辑．高压安全油压力建立后，使复位电磁阀（ｗ）１失电，急遮断器危装置活塞回到下止点，ＤＨＥ逻辑检测到行程开关ｚｌｓ的常开触点由闭合一断开一闭合、Ｓ的常开触点由断开一Ｚ２闭合，汽轮机挂闸程序完成。
２挂闱过程及逻辑实现
当机组在３０ｒ作喷油试验，运行画面中操作喷油试验按钮，隔００ｐｍ离电磁阀４Ｖ电动作，隔离高压安全油的排油Ｖ，Ｙ带Ｉ使得安全油无法排泄，遮断隔离阀组上设置的限位开Ｙｚ４￣ｓ的常开触点闭合，Ｚ５Ｓ的常开触点断开，逻辑检测到该信号后，得复位试验阀组的喷油电磁阀２ｖ使Ｙ带电，润滑油被注入危机遮断器飞环腔室，飞环被压出，打击危机遮断装置的撑钩，使危急遮断装置撑钩脱扣。危机遮断电指示器发出飞环压出

影响汽轮机汽门关闭时间测量因素的分析

影响汽轮机汽门关闭时间测量因素的分析摘要：本文通过对火电机组汽轮机主汽阀、调节汽阀关闭时间测定试验过程中常见主要影响因素的逐一分析，通过经验及理解认识的分享和交流，提出优化试验条件，改进试验手段和方法，使试验数据更准确、可靠。

关键词：火电机组；主汽阀；调节汽阀；关闭时间；OPC；AST随着火电机组向超超临界高参数、大容量方向发展，机组对安全稳定运行的要求越来越高，作为保障机组启停安全、运行稳定的关键设备，主汽阀及调速汽阀，对其性能尤其是安全方面的性能的要求愈加提高，更加严格。

《电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组》规定“各汽门的关闭时间应小于制造厂的要求，制造厂无明确要求时，关断汽门和调节汽门的关闭时间应小于0.3s，其中延迟时间小于0.1s”；《汽轮机调节控制系统试验导则》规定超超临界以上机组主汽门和调速汽门其总关闭时间建议值均应小于0.3s；《发电厂汽轮机水轮机技术监督导则》规定超超临界以上机组汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间合格值均应小于0.3s；《汽轮机电液调节系统性能验收导则》规定200MW以上大容量机组主汽门和调节汽门油动机动作过程时间建议值均应小于0.3s。

对新建机组、调节保安系统大修或技术改造前后的在役机组汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间进行测取，判断是否符合标准规范要求，这即是火电行业的普遍要求，也是各大发电集团系统技术监督的必备项目，更是机组进行甩负荷试验的先决条件。

由于汽门关闭时间的测定具有一定的精度和响应灵敏度的要求，在我们实地进行测试时，往往会遇到不少问题，影响试验准确性，甚至导致测试无效，正所谓“失之毫厘，差之千里”。

下面就汽门关闭时间测定试验中常见的主要影响因素进行分析，希望通过经验及理解认识的分享和交流，能对优化试验条件，改进试验手段和方法有所帮助。

油动机排油速度的影响。

大容量汽轮机主汽门、调节汽门油动机一般采用单侧进油，关闭力主要由操纵座中的弹簧提供，机组静态试验情况下主汽门、调节汽门快速关闭时的阻力主要来自油动机活塞下腔室需推挤出去的回油，显而易见回油排出的速度就决定了阀杆下行的速度；为了适应快速排油的需求，汽轮机主汽门、调节汽门油动机均配有卸荷阀，此卸荷阀为杯状滑阀结构，其开启关闭受OPC或AST油路控制，当OPC或AST油路油压泄去时，卸荷阀迅速打开，油动机活塞下腔室与有压回油及上腔室的排油路径迅速导通，从而迅速排油；一般来说，卸荷阀为模块化产品，其选型确定，开启动作排油速度就基本确定了，OPC或AST油压均起源于压力油经过主汽门、调节汽门油动机或高压遮断控制块内部装设的节流孔节流后形成。

主汽门关闭的原因及处理

汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。

汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。

2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。

2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。

2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。

汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。

汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。

在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。

因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。

亚临界600MW汽轮机高压调节汽门突关异常的分析及处理

亚临界600MW汽轮机高压调节汽门突关异常的分析及处理【摘要】针对亚临界600MW汽轮机高压调门突关故障,通过分析高压调门突关故障时的现象及高压调门设备结构,从设备自身缺陷、外界影响因素等2方面入手,分析造成高压调门突关故障的根本原因,针对原因特点提出临时解决措施和彻底治理措施,消除高压调门突关故障。

【关键词】亚临界高压调门Dump阀关闭时间滑压曲线广东国华粤电台山发电有限公司(以下简称国华台电)A厂1-5号机组汽轮机为上汽设计并生产的亚临界600MW汽轮机,每台汽轮机共有4个高压调节汽门,调节汽门的功能是控制蒸汽流量,精确地调节汽轮机的转速和负荷。

调节汽门为立式布置,油动机与阀杆通过连接杆直接连接,调节汽门靠液压开启,靠弹簧关闭。

高压调门油动机主要包括伺服阀、Dump阀(快速卸载阀)、油缸、活塞杆等部件,正常运行时,伺服阀控制油动机进出EH油,从而控制高压调门正常的开启与关闭,机组打闸时,Dump阀控制油动机紧急排油,失去液压力的高压调门靠弹簧快速关闭。

国华台山电厂1-5号机组高压调门在机组正常运行时经常会出现高压调门突关、伺服阀故障等缺陷,使机组不能正常按照电网的要求进行调节,严重影响机组安全、可靠的运行。

1 高压调门突关的现象1.1 高压调门关闭时间快在高压调门发生突关时,高压调门迅速关闭,关闭时间在1s内,关闭速度与机组停机打闸时高压调门关闭的速度相同。

由于高压调门是靠液压开启,弹簧关闭,当高压调门油动机上下腔室导通时,高压调门由于失去了油压的作用,在弹簧力的驱使下迅速关闭,发生高压调门突然关闭的直接原因就是高压调门Dump阀打开,油缸上下腔室迅速导通,导致高压调门迅速关闭。

1.2 高压调门关闭后,EH油系统流量增加高压调门发生突关后,该高压调门的安全油管路温度较高,且管路内有液体流动的声音, EH油主管路上的流量由20L/min增加至40-45L/min。

高压调门发生突关现象时,单台EH油泵不能维持系统的压力,需两台EH油泵同时运行。

600MW亚临界汽轮机组汽阀关闭异常检修

600MW亚临界汽轮机组汽阀关闭异常的检修摘要:亚临界600mw机组汽轮机超时,对机组的安全运行带来了严重的隐患。

本文介绍了本公司对600mw机组汽轮机延时故障的维修过程,发现延时的主要原因是正确反作用力和机械阻力过大,提出并分析了解决问题的几种可行方案。

关键词:亚临界汽轮机组汽阀异常检修中图分类号:tm7 文献标识码:a 文章编号:1674-098x(2011)06(b)-0087-01本发电公司配置的汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排气、单轴、凝汽式n600-16.7/537/537型汽轮机。

投入使用后一直运行良好,但2010年3月到2010年9月之间出现了3次缓慢关闭或超时关闭的现象,对机组的安全运行构成了严重的威胁。

于2010年9月15至9月25对此发电机组进行了为期10天的检修。

1 故障描述2010年3月24日,在对5号机进行关闭时,控制系统显示存在严重的关闭超时现象,从15%开度关闭到零位用时120秒(标准用时为小于0.3秒);2010年7月25日,5号机在紧急停机过程中,再度出现严重延时现象:在阀门关闭到38%的开度后,出现移位缓慢的现象,从38%关闭到零位用时竟达24分钟;2010年9月7日,5号机在进行关闭时,同样出现延时现象,本次延时现象出现在阀门关闭至7%的时刻,延时70秒。

2 阀门结构描述汽轮机的气阀结构包括阀体、阀杆、大阀碟和预启阀几个部分组成。

阀杆的右端为预启阀,外套大阀碟,左端为外伸端,伸出阀体与导杆等相连,阀杆与阀体之间是衬套。

操纵机构有弹簧室、杠杆机构和高压抗燃油油动机组成。

在汽阀的开启、关闭过程中,杠杆以支架一段为圆点转动,当高压油进入油动机活塞下油室时,油动机的提升力克服弹簧力和阻力开启汽阀;当关闭时,弹簧力克服阻力推动阀杆关闭汽阀,同时拉动杠杆推动活塞杆向零位移动。

3 故障原因分析在三次延时过程中,以7月25日地延时最为严重,延时达24分钟。

主汽门关闭的原因及处理

汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。

2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O 型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。

在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。

#2机组汽轮机高压主汽门(TV2)关闭超时

#2机组汽轮机高压主汽门（TV2）关闭超时1.设备简介汽轮机型式：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机汽轮机型号：N600-16.7/537/537制造厂家：上海汽轮机有限公司铭牌出力：600MW额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转）额定参数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa ，温度537℃。

两只主汽门分别布置在汽轮机两侧，主汽门为卧式布置如图2.事件经过台山电厂#2机组于2005年3月21日07：50发电机CT保护动作，紧急停机中，高压自动主汽门（TV2）关闭到7％开度时，出现了关闭缓慢的现象.时间达1分钟（从记录曲线上查到）.过了1小时50分钟,汽机再次打闸没有出现关闭超时的现象.发电机CT保护动作跳闸时，机组负荷600MW突降到0，汽轮发电机组转速最高达3151rpm。

3.原因分析#2机组2号主汽门在小修期间对其油动机进行了返厂检修,对油动机阀杆进行更换,油动机进行了清洗,油系统进行了油循环,油质合格.油动机出厂时性能试验合格,排除油动机的原因.在3月15日对#2主汽门进行解体检查,测量阀杆与衬套、阀芯与衬套间隙间，隙分别为合格。

排除汽门本体卡涩.分析认为汽门操作做弹簧托盘与弹簧套筒之间磨擦,造成汽门关闭缓慢.四、措施与教训措施：解体＃2主汽门弹簧操作座在解体#2主汽门弹簧操作座时,测量弹簧托盘直径为466MM,弹簧套筒内壁直径为484MM,直径的差值为18MM,就是弹簧移动托盘与弹簧套筒之间的间隙为9MM.解体时发现弹簧移动托盘与弹簧套筒在关闭位置处靠上壁之间有磨擦的痕迹.弹簧托盘没有在中间位置,而是靠近了上部,与弹簧套筒壁在关闭位置处产生磨擦,导致汽门在开度7%时关闭超时.解体＃1主汽门操纵座，测量弹簧长度，外弹簧：1055mm，中弹簧：1008mm，内弹簧：932mm。

弹簧长度合格，外表无缺陷，无磨损痕迹，探伤无裂纹。

复装时，对弹簧移动托盘与弹簧套筒毛刺打磨光滑处理,对整个弹簧组及弹簧套筒抹二硫化钼进行润滑。

600MW汽轮机中主门活动试验分析

600MW汽轮机中主门活动试验分析发布时间：2021-09-23T07:51:25.691Z 来源：《当代电力文化》2021年第14期作者：赵艳斌[导读] 本文分析了600MW汽轮机中压主汽门活动动作过程及中压主汽门活动时难开启的原因。

赵艳斌华能沁北发电有限责任公司 459012摘要：本文分析了600MW汽轮机中压主汽门活动动作过程及中压主汽门活动时难开启的原因。

关键词：600MW汽轮机；中压主汽门；汽门活动某厂600MW汽轮机配置有两个高压主汽门、四个高压调速汽门、两个中压主汽门、四个中压调门。

机组正常运行中，高压主汽门、中压主汽门、中压调门全开，由高压调速汽门调整汽轮机进汽量。

为保证汽轮机主汽门、调门能灵活可靠，机组运行中定期执行阀门活动试验。

中压汽门活动试验由中压主汽门和对应的中压调速汽门配合进行。

机组进行中压汽门活动试验时，中压调速汽门先按照一定的速率关闭，关闭到位后，中压主汽门关闭。

中压主汽门关闭到位后自动开启，然后中调门按照一定的速率开启。

中压调速汽门全开后，试验结束。

试验中，中主门、中调门各开关一次，均为全行程活动。

在实际进行中压汽门活动试验时，某些机组均不同程度的出现过再热主汽门关闭后无法开启的问题。

1、中压汽门配置600MW汽轮机共设置有两个再热主汽调节联合阀（如图1再热阀门配置示意图），每个再热主汽调节联合阀由一个扑板式再热主汽阀（中主门）和两个中压调节阀组成。

再热主汽阀只能全开或全关，没有中间位置，汽轮机挂闸成功、AST油压建立后，再热主汽阀即全开，汽轮机跳闸，AST油压失去，再热主汽阀即关闭。

中压调节阀可以全行程调节，在机组启动时调节进入中低压缸的蒸汽流量，机组正常运行中，中压调节阀全开。

2、中压汽门活动过程图 2 中压汽门活动试验逻辑如图2（中压汽门活动试验逻辑），执行阀门活动试验时，值班员在操作员站点击开始，RCM输出“1”，试验开始。

试验开始指令以恒定速率将#1/#3中调门开度指令减小到零。

汽轮机主汽门故障原因及处理办法

汽轮机主汽门故障原因及处理办法（长庆甲醇厂靖边—86505901）联合压缩机是我厂重点设备，主要负责将来自转化工序的2.88MPa 转化气压缩至4.6MPa，送至合成工序完成甲醇合成。

联合压缩机动力来自于汽轮机，一旦汽轮机出现故障，将导致停厂。

在2008年10月29日由于电网故障导致我厂装置停车、压缩跳车，油泵不能及时启动，压缩跳车后汽轮机主汽门未能及时关闭，转速下降与以往相比较慢，停车时间过长(这次停车时间为3分钟，在2008年大检修结束后停车时间为40秒)。

电网恢复正常后启动联合压缩机，发现由于停车时间过长、轴承润滑不足导致轴承振动值变大、轴承温度升高（汽轮机排气端径向轴承（VT302X、VT302Y）振动由0.015mm升至0.03mm, 压缩进气端止推轴承（TE-704A）、压缩进气端径向轴承（TE-702A）、汽轮机进气端径向轴承（TE-301A）温度由74℃升至85℃）。

我们QC小组围绕汽轮机主汽门故障原因进行逐一分析解决，收到了显著效果。

一、小组概况：（一）小组简介：（二）成员组成：二、选题理由：（1）保障我厂生产的平稳运行联合压缩机是我厂重点设备，主要负责将来自转化工序的2.88MPa 转化气压缩至4.6MPa，送至合成工序完成甲醇合成。

联合压缩机动力来自于汽轮机，一旦汽轮机出现故障，将导致停厂。

（2）保障设备的安全平稳运行一旦闪停电等突发事件发生后，负责给联合压缩机轴承供油的油泵不能及时启动。

如果汽轮机主汽门不能及时关闭，管网中蒸汽将继续驱动联合压缩机运转。

使轴承在无油状态下运行，导致轴承和轴的重磨损甚至发生重大设备事故。

（3）减少设备维护费用联合压缩机轴承一套价值人民币25多万，联合压缩机共有径向轴承4套、止推轴承两套，价值150多万元。

一旦轴承磨损重，只有更换新轴承。

为了避免上述情况的发生，我们QC小组将围绕从如让主汽门及时关闭这个问题寻找突破口。

三、现状调查装置闪停电后，技术人员从办公楼到现场用时5分钟左右，发现联合压缩机仍然在旋转。

600MW亚临界汽轮机停机惰走超时分析_李岸然

2011年2月Vol 34No.1广西电力GUANGXI ELECTRIC POWER600MW 亚临界汽轮机停机惰走超时分析Analysis of Exceeded Idling Time of 600MW Sub-critical Steam Turbine李岸然LI An-ran（广东国华粤电台山发电有限公司，广东台山529228）摘要：汽轮机的惰走时间是机组停运过程的重要监视参数，是判断蒸汽系统严密性重要依据。

台山电厂1号机组在一次停机过程中汽轮机转子惰走时间超正常值40min ，通过对汽轮机金属温度、转子受力变化等情况进行分析，确定了主汽门1及其对应调口关闭不严是异常发生的主要原因，对同类故障有一定的借鉴作用。

关键词：火电厂；汽轮机；转子；惰走中图分类号：TM 311文献标志码：B文章编号：1671-8380（2011）01-0059-03收稿日期：2010-07-21；修回日期：2010-09-15每台机组都有严格的转子惰走时间曲线，这是判断蒸汽系统严密性的一个重要依据，同时也是检验机组动静部分是否存在摩擦的重要依据。

台山电厂1号机组为亚临界600M W 国产机组，2009年4月26号机组调停过程中汽轮机转子惰走时间为98min ，比规程规定值延长40min [1]。

惰走时间不正常地延长(通过与标准惰走曲线比较),说明汽轮机主、再热蒸汽阀门关闭不严密或抽汽管道阀门关闭不严密，导致压力蒸汽进入或返回汽缸内部，致使有压力的蒸汽少量地从相应汽管倒入汽轮机。

为保证机组的安全运行，需对转子惰走时间延长的根本原因进行排查，并彻底消除缺陷，以保证机组事故时不发生超速飞车事故。

1汽轮机转子惰走的一般规律从发电机解列到汽轮机主汽门和调速汽门关闭再到转子完全静止的一段时间，称为汽轮机转子的惰走时间，转子惰走可以分为3个阶段[2]：1）第一阶段，由3000r/min 下降至1500r/min 左右，下降速度较快。

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。

汽轮机远方打闸主汽门关闭缓慢原因及处理

孔
门、各调门及旋转隔板快速关闭。四个ＡＳＴ电磁阀布置成串并联方式，目的是为了保证汽轮
机运行的安全性，ＡＳＴ１和ＡＳＴ３、ＡＳＴ２和ＡＳＴ４每组并联连接，
然后两组串联连接，这样在汽轮机危急遮断时每组中只要有一个电磁阀动作，就可以将ＡＳＴ母管中的压力油泄去，从而保证汽轮机的安全。在复位时，两组电磁阀只要有一组关闭，就可以
使各主汽门和调节汽门执行机构活塞的下腔建立起油压，当机
组发生危急情况时，ＡＳＴ信号输出，这四个电磁阀就带电打开，使ＡＳＴ母管油液经无压回油管路排至ＥＨ油箱。这样主汽门执
行机构和各调节阀门执行机构上的泄荷阀就快速打开，使主汽
无压回油
动主阀芯向下移动，关闭电磁阀。（１）通过ＧＳ０６０６００Ｖ先导式电磁阀说明书给定的参数及
实测尺寸，计算主阀芯全部开启理论最小压差（不考虑摩擦阻
图１电磁阀组
力、卡涩等情况）。主阀芯全部开启理论最小压差为０．０４５ＭＰａ，对比电磁阀说明书，最小启座压差０．３ＭＰａ，０．５ＭＰａ压差下额定
去所致。
算，则相关进油、排油面积见表１。表１进油、排油面积核算
部位
电磁阀阀笼进油孔
面积／ｍｍ
２ｌ６－３
倍率
４３．Ｏ９

汽轮机调速系统汽门故障分析及对策

汽轮机调速系统汽门故障分析及对策发表时间：2019-06-26T11:06:27.847Z 来源：《电力设备》2019年第4期作者：刘新云[导读] 摘要：汽门是机组调速系统的最终执行机构，起到隔断和调整汽轮机进汽量作用。

（贵州金元茶园发电有限责任公司贵州金沙 551800）摘要：汽门是机组调速系统的最终执行机构，起到隔断和调整汽轮机进汽量作用。

汽门的故障将会直接机组的转速飞升、功率振荡等恶性事故的发生。

结合调门故障的可靠处理，理论上分析了调门动作的流程，总结了调门故障易发原因，并且有针对性的提出了相应的预防性措施及其处理事故原则和措施，减少了机组故障发生次数，同时在事故处理过程中避免了事故扩大化，对于机组的安全稳定运行有非常高的借鉴价值。

关键词：汽门；调速系统；故障；伺服阀 1概述汽门作为机组调节系统的控制对象，其故障会对整个机组的转速、负荷调整产生严重影响，对机组本身及电网的安全都会产生严重威胁[1]。

汽轮机汽门特性及其特性控制参数设置不合理导致电网和和机组事故的案例也是层出不穷；虽然很多事故都找到相应的原因，并最终得到解决，但是从系统的控制其汽门特性的方案措施并不为多见[2]。

本文结合某超临界机组汽门的实际运行案例，对相应的易发故障和反措进行进一步和系统性的分解，并通过实际试验验证的方法和措施的可靠性和有效性。

该机组为超临界N660-24.2/566/566型，一次中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮发电机组，机组配置12个汽门，其中2个高压主汽门，2个中压主汽门，4个高压调节门，4个中压调节门。

主汽门、调门均为调节型阀门，采用伺服阀控制，LVDT采用单只设计，汽轮机数字电液控制（DEH）系统采用艾默生公司的OV ATION控制系统。

当外界或给定负荷变化时，计算机运算处理并发出开大或关小汽门的电气信号，该信号由伺服放大器放大，送入电液转换器，将电气信号转换成液压信号，使伺服阀阀芯（错油门）移动，对进入油动机活塞下腔的高压油进行控制。

600MW机组汽轮机轴封系统运行和调节中常见故障分析

由于轴封系统上的三个阀门均采用基地式调节装置，具有投资少，结构简单的优点，但是它的缺点非常突出，即调节不稳定。减温水调门全开，造成轴封蒸汽温度过低。泄压阀全开，造成轴封汽母管压力，影响汽机真空。轴封汽进汽压力调整门开度较小时，调节性能较差。在轴封汽源进行切换时，进汽压力调整门与泄压阀之间配合不默契，造成轴
科专
６００Ｍｗ机组汽轮机轴封系统运行和调节中常见故障分析
梁政吴静云南威信云投粤电扎西７９０３
【摘要ｌ针对６００ＭＷ机组汽轮机轴封系统，从结构和运行方式结合５．２Ｎ中压缸轴端部漏气量大，轴封温度高。高中压缸的轴承间隙汽轮机轴封系统的设备和主要特点，逐渐深入分析在运行中经常会存在的过大或者轴封与转子之间的间隙较小造成在运行过程中发生摩擦，当５％额定负荷以上的时候，高中压缸的轴封腔室内为正压，不问题，针对这些问题和故障展开讨论，并指出进一步的改进意见。当设备反负荷带到２复发生故障时，我们有必要引起足够的重视。在处理轴封系统故障时，不会影响凝汽器的真空，而低压缸气封腔室随着负荷的升高而需要增大才能维持腔内的正压，来满足机组运行真空的要求。但要从现象出发，更应该从轴封系统故障所引起的机组的不安全运行方式密封蒸汽量，来正确判断，这样才能正确和迅速的处理事故，保证机组的长期稳定持续５．３轴封汽压力过低造成的影响。轴封汽压力低对低压缸影响比较大，将会造成外界空气漏入低压缸，不但会使汽轮机真空下降，同时还安全运【关键词ｌ６００ＭＷ机组汽轮机；轴封汽系统；故障分析会因冷空气冷却轴颈使转子收缩造成负差胀。真空变化对汽轮机的安全与经济性都有较大的影响。而且当汽机的排汽压力升高的时候，汽轮机的可用热降减少，汽轮机效率将降低，严重时将影响到机组负荷。１．机组概况该汽轮机型式为单轴、四缸四排汽、一次再热、反动凝汽式超临界当排汽的容积流量减少时，蒸汽在末级就要产生脱流及旋涡，同时还会在叶片的某一部分产生较大的激振力，它的频率与叶片的固有频机组。率不成正数倍，即不是与叶片发生共振，而是属于自激振动，即叶片的２轴封系统结构和运行方式颤振。这种颤振的频率低、振幅大，极易损坏叶片，造成事故。２．１轴封系统结构轴端汽封：轴封供汽母管，压力调整机构，轴封加热器，减温器以及有关管道组成的闭式轴封系统。多齿汽封：叶顶汽封采用两个高齿和两个低齿，形成迷宫效果以减小叶顶漏汽。椭圆汽封：汽缸热变形主要在垂直方向上，椭圆汽封间隙在上下方向的间隙较大，而两侧间隙相对较小。轴端汽封：高中低压汽封为迷宫式汽封，当负荷增至６０％负荷以上时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所需的供汽量，系统达到完全自密封。多余的蒸汽，通过溢流阀流往＃８Ａ低加，若＃８低加事故或停运，多余的蒸汽排至凝汽器。２．２自密封系统运行方式本机组汽轮机轴封蒸汽系统采用自密封系统。在机组正常运行时，不需要从系统外供应蒸汽，而是由高、中压缸两端轴封的漏汽减温后送入低压缸汽封，多余漏汽溢流至＃８低加或凝汽器。

汽机主汽门关闭缓慢（不严）问题分析

汽机主汽门关闭缓慢（不严）问题分析一、主汽门结构及工作原理1、主汽门的结构图1为主汽门的结构图，主要组成部分有导向杆、阀杆、阀壳、阀座、小阀（预启阀）、大阀等。

当阀门处于关闭状态时，大阀顶住阀座，小阀（预启阀）顶住大阀，使得蒸汽无法进入汽机。

图1 主汽阀的结构2、主汽门的工作原理当要打开阀门时，EH油进入油动机克服弹簧的压缩力，将主汽门打开；关闭主汽门时，油动机中的油进入无压回油管路，具体的开度大小通过LVDT及伺服阀来控制。

汽轮机在冲转时，从0-2900r/min 升速期间，是通过小阀（预启阀）来控制蒸汽量，进而控制升速率，这期间小阀（预启阀）的行程是11.4mm，小阀（预启阀）全开后，带动大阀进行开启，大阀的行程为105mm，转速达到2900r/min以后大阀全开，并进行TV与GV的切换。

小阀（预启阀）的进汽是通过阀体套筒上的平衡进汽孔进入，如图4所示。

由于大阀在很小的开度下，就会有很多蒸汽进去汽机，即大阀在很小的行程时，将引起很大的蒸汽量变化。

由于小阀（预启阀）的直径较小，用小阀（预启阀）来控制蒸汽量量，控制效果灵敏，且蒸汽量变化稳定。

此外，小阀（预启阀）开启后可以降低大阀前后的压差，有利于大阀的顺利开启。

二、阀门卡涩常见原因分析1、阀杆产生氧化铁皮导致机械卡涩阀杆在高温高压的运行环境下会产生氧化铁皮（Fe3O4），致使阀杆与阀杆套筒之间的间隙变小，二者摩擦变大，导致机械卡涩。

为了查找是否是阀杆与阀杆套筒之间的机械卡涩造成的阀门关不严，于是将阀体从本体上卸下。

图2为主汽阀实物图，从外观上看并没有任何异常。

由于无法进一步看到内部结构，决定将阀杆拆下。

图3为拆下大、小阀（预启阀）及阀杆后的图片，图4为阀杆及大、小阀（预启阀）的照片，通过观察并未发现阀杆上有明显的的摩擦痕迹。

图2 主汽阀实物图图3 拆掉导向杆、大、小阀（预启阀）后图4 阀杆及大、小阀（预启阀）2、主汽门本身存在缺陷主汽门在出厂时可能存在制造误差，于是运用千分尺测量内径d1（如图3中所示）及外径d2（如图4所示），以确定是否和设计的尺寸一样。

某600MW汽轮发电机组停机时逆功率保护拒动原因分析及防范措施

某600MW 发电机组停机时逆功率保护拒动原因分析及防范措施一、事件过程某发电厂1台600MW 发电机组多次出现停机过程中汽轮机主汽门关闭后逆功率未能正确动作跳开发电机出口断路器，某次该机组在汽轮机主汽门关闭后长达2min 多的时间内未能联跳，这已经接近600MW 发电机组所允许的最长逆功率时间。

二、原因分析该发电厂发变组保护采用G60系列保护装置。

由事后的事件记录可以看出，G60-I ，G60-II 均收到了关闭主汽门信号，但此后长达2min 多的时间里，逆功率元件反复启动、返回，始终没能达到控制逻辑所设置的关闭主汽门信号与逆功率同时存在1000ms 的要求，所以发电机逆功率保护没有出口跳闸。

最后，运行人员通过手动紧急停机方式断开了发电机出口断路器。

通过调出同一时刻PMU 数据，发现主汽门关闭后，发电机功率一直持续为-7.0～-8.0MW （保护定值为-6.6MW ）。

鉴于PMU 采样精度为0.2级，而保护用电压互感器为3P 级，电流互感器为5P 级，在最不理想的情况下，可能保护装置上采到的功率为-6.6MW 以下，处于临界状态，所以保护的逆功率元件出现了频繁的启动、返回现象。

三、导则回顾根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684-2012）,300MW 及以上发电机逆功率运行时，在P-Q 平面上，如图6.1所示，设反向有功功率的最小值为P min =OA 。

逆功率保护的动作特性用一条平行于Q 轴的直线1表示，其动作判据为：op P P ≤-式中：P —发电机有功功率，输出有功功率为正，输入有功功率为负；P op —逆功率继电器的动作功率。

a ）动作功率。

动作功率P op 的计算公式为：12()op rel P K P P =+式中：K rel —可靠系数，取0.5～0.8；P 1—汽轮机在逆功率运行时的最小损耗，一般取额定功率的1%～4%； P 2—发电机在逆功率运行时的最小损耗，一般取P 2=（1-η）P gn ，η为发电机效率，一般取98.6%～98.7%（分别对应300MW 及600MW ），P gn 为发电机额定功率。