唐 武,李 琨,耿万东,张 凯，董 晔

(1.河北兴泰发电有限责任公司，河北 邢台 054000;2.河北华电石家庄鹿华热电有限公司，石家庄 050200)

某电厂2台300 MW机组为C300/227.6-16.7/0.55/537/537型汽轮机组，配有2个高压主蒸汽门、4个高压调节阀，对应于4组喷嘴，2个中压联合汽阀。高中压缸合缸，高压缸与中压缸采用双层缸结构，由外缸、高压内缸、中压内缸组成。DEH控制系统采用随汽轮机配置的Ovation DEH控制系统，后因设备升级改造更换为OC4000e DEH控制系统，控制逻辑由OC4000e DEH控制系统厂家提供。

机组正常运行时投入AGC，机组的负荷调节范围为150～300 MW。为减少节流损失，采用顺序阀调节，动作顺序为，GV1、GV2高压调节阀开启到60%时开启GV3，当GV3开启至60%时，开启GV4。主蒸汽压力调节采用手动控制，按照汽轮机厂提供的滑压曲线进行调整。当主蒸汽压力下降或AGC指令增加时，汽轮机主控增大DEH的阀门开度维持负荷给定；反之，汽轮机主控减小DEH的阀门开度。

1 故障情况介绍

从2011年5月开始，2台机组陆续在升负荷期间出现机组负荷10 s内突然降低后又快速恢复的异常波动现象。波动幅度由最初的3～5 MW逐渐扩大到20～30 MW，并导致DEH侧遥调切除。以某次动作情况为例，在负荷突降异常发生前，机组投入AGC，负荷为252 MW，主蒸汽压力15.1 MPa，调节级压力为9.7 MPa，GV1和GV2开度均为100%，GV3开度为26.3%，GV4开度为1%。机组收到AGC升负荷指令后，按7 MW/min的速率升负荷，当负荷升至266 MW时，4 s内负荷突降至250 MW，随后4 s负荷恢复到268.8 MW。负荷突降时，轴向位移从0.1 8 mm降至-0.28 mm，高、中压缸胀差从2.63 mm升至3.19 mm。整个动作期间，DEH遥调指令和阀门开度均动作正常，随负荷变化先升后降。主蒸汽压力、再热蒸汽压力、调节级压力等均指示正常。

2 负荷突降特点及原因分析

2.1 负荷突降特点

通过对多次负荷突降异常历史数据进行统计分析发现以下特点：

a. 负荷突降的速度快，幅度大。负荷突降异常发生时，汽轮机所有的调门均未发生明显变化，可以排除阀门位置变化影响；而主蒸汽压力、空气再热器压力、及调节级压力也未出现大幅度的波动，可以排除主蒸汽压力变化造成的影响。

b. 异常发生时的阀门开度固定。通过对多次异常波动数据的统计，发现异常发生时DEH阀门开度是固定的，即GV4开度为12%～14%的位置，对应的协调阀位指令为294。高压调节阀GV4在12%～14%开度下，是阀门刚刚开启的位置，说明负荷突降与GV4阀门的开启有关。

c. 汽轮机功率发生了变化。机组电负荷的变化在一定程度内说明了汽轮机功率发生了变化。同时，汽轮机组的轴向位移和胀差也发生了明显的变化。以2011年8月21日故障为例，异常发生前，轴向位移为0.18 mm，异常发生时，轴向位移最低降至-0.28 mm。该现象充分说明了汽轮机轴向推力发生了明显的变化，汽轮机出力也发生了变化。这一现象充分说明，该异常现象对机组的安全稳定运行造成了极大的影响。

d. 高压缸功率的变化是主要因素。因汽轮机内部缺少相关测点，不能直接说明汽轮机组功率变化的主要因素。通过对历史数据的分析，汽轮机的各级抽汽的压力、温度等在异常发生时均未发生变化。结合主蒸汽压力、空气再热器压力也无变化的情况，可以判定为主蒸汽阀后至高压缸排汽区间内蒸汽的做功发生了改变。

2.2 负荷突降原因

结合负荷突降的特点，技术人员进一步对汽轮机高压缸各参数进行检查分析。发现高压缸本体温度中，高压内缸温度在异常发生时指示偏低。这一现象说明进入高压缸的蒸汽参数发生了一定的变化，而蒸汽参数发生变化的原因与其他品质较低的蒸汽或水混合有关。因此，基本上可以判定是GV4高压调节阀前有水或者品质较低的蒸汽积存。由于水分的存在，干蒸汽的工作将受到一定的影响，这种影响主要表现为一种能量损失(湿汽损失)，进而导致汽轮机功率发生明显变化。蒸汽中“水”的存在使蒸汽存在“湿汽损失”，导致蒸汽做功能力下降。因此，判定导致负荷突降的原因如下。

a. DEH改造后阀门开度的变化是导致阀门前积水的一个直接因素。DEH改造前机组并网后4个高压调节阀(GV)最低开度均为9.3 %，改造后，阀门的并网后的最低阀位为0 %。阀门预启行程的消失，导致了GV4阀门前容易形成“死汽”，从而形成积水。

b. 负荷变化率提高。随着国家电网公司“两个细则”的实施，机组的变负荷率发生了改变，由最初的3 MW/min升高到7 MW/min。阀门的开启速度明显变快，导致GV4缓慢开启的预暖过程消失，容易造成积水未与新蒸汽充分混合便进入高压缸做功。

c. 阀门及其管道的保温措施不到位。阀门的保温不好也会导致阀门的温度的降低，从而给阀门前积水创造了条件。

3 处理措施及效果

3.1 处理措施

a. 人工干预阀门开度。在有效措施制定前，由运行人员执行临时预防措施。具体方法是每天负荷处于240 MW以上，且AGC指令变化调整幅度不大的情况下，通过降低主蒸汽压力，使机组的GV4阀门缓慢开启至15 %左右，并保持3 min对GV4进行预暖，完成后恢复主蒸汽压力。

b. 对预启阀开启时间和开启行程进行调整。在机组检修时，由热控人员对GV4的预启行程进行修订。方法是将GV4的阀门开启时间从GV3开启60 %降至30 %，使GV4提前得到预暖，同时又避免了GV4过早开启导致的节流损失。

c. 对高压调节阀及其相连管道的保温情况进行检查和完善。

3.2 处理效果

在采取人工干预措施期间，该异常现象未再次出现。利用机组检修机会，由热控人员对GV4的预启行程参数进行了修订，并通过仿真试验验证了阀门动作正确。检修人员同时对阀门及管道的保温进行了检查和完善。机组启动至今未发生负荷突降异常，证明已经彻底消除了该异常。同时，运行人员手动干预措施停止执行。

4 结束语

对机组负荷突降现象进行分析，通过设置GV阀的预启行程彻底解决了该异常。该异常与DEH改造时未能保留原系统中预启行程有关，建议今后在DEH改造时充分比较新旧系统之间的差异，并对这些差异进行详细评审后再确定原系统预启行程是否需要保留。