超超临界二次再热机组DEH调试案例分析

苏伟凯

（济南中能电力工程有限公司，山东 济南 250013）

0 引言

DEH 控制系统的主要任务是控制通过汽轮机调门的蒸汽流量。 汽轮机控制系统（DEH）将要求的阀位指令信号送至伺服油动机， 并通过伺服油动机控制阀门的开度来改变进汽量。 DEH 接受来自汽轮机组的反馈信号（转速、功率、主汽压力等）及运行人员的指令进行计算，发出输出信号至伺服油动机［1］。

汽轮机安全可靠的启动是机组稳定运行的基础。 和一次再热相比，机组的启动参数更高，系统更复杂，稳定转速的难度更大。 其启动的难点在于：启动阶段流量低， 需要控制排汽温度不因鼓风发热升高；阀门更多，转速控制困难。 目前国内生产的百万千瓦超超临界一次再热机组主要有高压缸启动方式、中压缸启动方式和高中压缸联合启动方式［2］。 二次再热机组有三缸联合启动、 双缸启动和单中压缸3 种启动方式。 当采用超高压缸、高压缸和中压缸三缸联合启动方式时，可以实现三缸同时进汽，保证机组各缸受热均匀。当采用双缸启动方式时，机组在启动时切除超高压缸，主蒸汽全部经高压旁路流通，只通过高压缸和中压缸同时进汽。

本文针对某超超临界二次再热机组DEH 调试问题进行分析。

1 阀门卡涩问题

某日 22∶23∶48，机组负荷 636.28 MW，机组投入CCS 协调方式运行，主汽温601.18 ℃，一次再热汽温596.37 ℃， 二次再热汽温 590.12 ℃， 给水流量1 605 t／h，EH 油压 16.09 MPa，超高调门 1、超高调门 2、高调门1、高调门2、中调门1、中调门2 开度分别为98.37% 、23.07% 、100.25% 、100.18% 、99.98% 、99.98%，1 s 后高调门1 和中调门1 发生快关（如图1所示），阀位反馈为0.37%、0.21%。 并且阀门反复快关，阀位显示从0～100%之间快速跳变。 机组转入汽机跟随（TF）控制方式，汽轮机调门阀位跳变造成机组负荷波动，事件最初发生时，机组负荷小幅波动至565.44 MW，最大波动至182.73 MW，随后运行人员出于安全考虑打闸停机。 期间汽机EH 油压也发生波动，最大波动至13.48 MPa。经查阅相关历史曲线，初步怀疑为阀门流量曲线不匹配或者阀门卡涩原因造成。

图1 高调门1 和中调门1 快关

通过查看DEH 控制器中逻辑，发现两个高调阀门流量曲线函数一致， 两个中调阀门流量曲线函数也一致。 如果发生阀门振荡，两侧阀门应动作一致，而不会出现单侧振荡现象。故排除阀门流量曲线函数设置的问题。 在 22∶07∶23（如图 1 所示），超高调门 1的阀位保持在54.93%持续了205 s，而高调门2 的阀位曲线是下降的， 由此判定超高调门1 有可能发生了卡涩。而造成阀门卡涩原因有多种，最直接的为伺服阀卡涩。 机组停运后立即对抗燃油进行了取样化验，经化验油质合格。故排除油质不合格导致伺服阀卡涩的因素。

为了进一步验证伺服阀是否存在堵塞等其他问题，对伺服阀进行了更换，更换后重新对超高调门1进行阀门校正及线性调整。 机组重新启动并网带负荷，调门开度升至50%以上后，在下降过程中调门再次发生卡涩现象。通过对以上原因的再排除，最终确认调门为机械卡涩。

检查高调门和中调门的快关逻辑 （如图2 所示），当发生以下条件（“与”运算逻辑）时，触发调门快关动作。

1）该调门未发生阀门故障，且未达到高限也未达到低限。

2） 该调门的指令减去OSB 折算的反馈偏差小于-25%。

3）该调门阀位反馈大于3%。

4）该调门对应侧的超高压调门发生快关动作。

图2 高调门和中调门修改前的快关逻辑SAMA 图

当超高压调门卡涩在100%， 其指令回落时，指令与反折算的OSB 反馈偏差小于-25%，造成同侧阀门快关。 为使机组安全运行，经和汽轮机厂商议，将偏差暂时修改为-50%（如图3 所示），并增加逻辑判断，当超高调门1 触发偏差动作条件，联关同侧高调门时，必须满足超高调门1 阀位反馈小于3%且无故障。另外将两个超高压调门的阀限设定到45%，避免开度过大发生卡涩。当机组停运调门检修完毕后，需要将偏差定值再恢复为-25%，否则当发生甩负荷时有可能造成阀门不关闭导致超速保护动作［3］。

图3 高调门和中调门修改后的快关逻辑SAMA 图

2 超高压缸或高压缸切缸问题

某超超临界二次再热机组提供3 种启动方式供选择启动，有三缸联合启动、双缸启动和单中压缸启动。如果机组采取三缸联合启动，当超高压或高压缸排汽温度达到预设值495 ℃时 （超高压或高压转子温度函数），将切除超高压缸和高压缸，关闭超高压缸和高压缸的主汽门和进汽调门， 打开超高排通风阀和高排通风阀，切换为单中压缸运行模式。由于超高压缸高压轴封溢流至高压缸平衡鼓后作为冷却汽源，该管路无逆止门，在发生超高压缸、高压缸任一切缸时，必须将两个缸一起切除。 通过打开通风阀，凝汽器真空抽走汽缸内的鼓风热量， 能有效防止超高压缸或者高压缸排汽温度过高。

某日 22∶59∶10， 机组负荷 8.33 MW， 主汽压力11.27 MPa，一次再热压力4.61 MPa，二次再热压力1.06 MPa，超高压排汽温度495.20 ℃，高压排汽温度465.80 ℃，超高压缸和高压缸反复切缸两次（如图4所示），然后手动打闸停机。 原因初步判断为当超高压缸恢复并缸时，高压缸为延时2 min 恢复并缸，并未及时打开调门， 造成已经下降的高压排汽温度再次上升。经和汽轮机厂家研讨决定，最终将恢复并缸延时时间修改为8 s，逻辑修改后没有再次出现反复切缸现象。

图4 超高压缸和高压缸切缸情形一

某日 2∶13∶55，机组转速 3 012 r／min，没有并网，主汽压力11.61 MPa，一次再热压力1.97 MPa，二次再热压力0.77 MPa，超高压排汽温度404.00 ℃，高压排汽温度497.70 ℃， 再次发生超高压缸切缸和高压缸切缸（如图5 所示），当超高压恢复并缸时，高压缸没有恢复，经检查逻辑发现，在引用判断条件中，有两条为超高压调门1 和2 均全开， 根据实际运行工况应为超高压主汽门1 和2 全开。 先将逻辑进行强制，恢复高压缸并缸后，再修改逻辑为超高压主汽门1和2 全开。逻辑修改后超高压缸切缸和高压缸切缸，以及并缸均正常。

图5 超高压缸和高压缸切缸情形二

由于机组已做完汽轮机各项试验， 处于热启动状态，主汽温低于超高压转子温度，锅炉通流量小，无法再提高蒸汽温度。 按照常规思路选择三缸联合启动。 但由于冲转参数过高，调整不及时，并网没有快速升负荷，导致调门开度过小。由于维持初负荷并不需要太大的进汽量， 叶片鼓风摩擦产生的热量无法通过足够的蒸汽量被带走，导致了排汽温度升高，造成超高压缸和高压缸切缸。另外，高压缸恢复并缸的逻辑存在错误，高压缸切缸后并未及时恢复，造成了超高压缸反复切缸并缸。通过以上现象，反映出运行人员对待应急问题的应对不足， 热控人员也缺乏对此部分的控制认识。当机组处于热态或极热态，可以采取高压缸中压缸双缸启动， 避免超高压缸的切缸问题。 但是双缸启动有可能会造成机组振动参数过大，增加不稳定因素，加大运行人员的操作难度。故并网后应尽量快速带负荷 （尤其是机组冲转参数过高时），保持调门较高开度，保持汽轮机较大的通流量，减少叶片鼓风摩擦产生的热量，避免排汽温度的升高。 如果超高压缸或高压缸切缸后没有恢复并缸，可以手动投入顺控回路开启。 机组在切缸过程中， 由于进汽调门迅速关闭使汽缸内瞬间失汽，导致超高压缸和高压缸轴封漏汽至低压轴封供汽中断，轴封压力迅速降低，如果轴封调节不好，机组会真空恶化，可手动调整轴封，保证机组正常的轴封供汽［4］。

3 结束语

超超临界二次再热机组增加了汽缸个数， 提升了主蒸汽压力，进一步降低了汽轮机热耗，与此同时也增加了启动控制操作难度。 二次再热机组有其本身独特的运行操作方式和联锁保护逻辑， 应对其熟练掌握，并开展模拟演练，增强事故处理的快速性、准确性，最终保证机组的可靠性运行。