300 MW汽輪機組負荷突降原因分析及處理措施

唐 武,李 琨,耿萬東,張 凱，董 曄

(1.河北興泰發電有限責任公司，河北 邢臺 054000;2.河北華電石家莊鹿華熱電有限公司，石家莊 050200)

某電廠2臺300 MW機組為C300/227.6-16.7/0.55/537/537型汽輪機組，配有2個高壓主蒸汽門、4個高壓調節閥，對應于4組噴嘴，2個中壓聯合汽閥。高中壓缸合缸，高壓缸與中壓缸采用雙層缸結構，由外缸、高壓內缸、中壓內缸組成。DEH控制系統采用隨汽輪機配置的Ovation DEH控制系統，后因設備升級改造更換為OC4000e DEH控制系統，控制邏輯由OC4000e DEH控制系統廠家提供。

機組正常運行時投入AGC，機組的負荷調節范圍為150～300 MW。為減少節流損失，采用順序閥調節，動作順序為，GV1、GV2高壓調節閥開啟到60%時開啟GV3，當GV3開啟至60%時，開啟GV4。主蒸汽壓力調節采用手動控制，按照汽輪機廠提供的滑壓曲線進行調整。當主蒸汽壓力下降或AGC指令增加時，汽輪機主控增大DEH的閥門開度維持負荷給定；反之，汽輪機主控減小DEH的閥門開度。

1 故障情況介紹

從2011年5月開始，2臺機組陸續在升負荷期間出現機組負荷10 s內突然降低后又快速恢復的異常波動現象。波動幅度由最初的3～5 MW逐漸擴大到20～30 MW，并導致DEH側遙調切除。以某次動作情況為例，在負荷突降異常發生前，機組投入AGC，負荷為252 MW，主蒸汽壓力15.1 MPa，調節級壓力為9.7 MPa，GV1和GV2開度均為100%，GV3開度為26.3%，GV4開度為1%。機組收到AGC升負荷指令后，按7 MW/min的速率升負荷，當負荷升至266 MW時，4 s內負荷突降至250 MW，隨后4 s負荷恢復到268.8 MW。負荷突降時，軸向位移從0.1 8 mm降至-0.28 mm，高、中壓缸脹差從2.63 mm升至3.19 mm。整個動作期間，DEH遙調指令和閥門開度均動作正常，隨負荷變化先升后降。主蒸汽壓力、再熱蒸汽壓力、調節級壓力等均指示正常。

2 負荷突降特點及原因分析

2.1 負荷突降特點

通過對多次負荷突降異常歷史數據進行統計分析發現以下特點：

a. 負荷突降的速度快，幅度大。負荷突降異常發生時，汽輪機所有的調門均未發生明顯變化，可以排除閥門位置變化影響；而主蒸汽壓力、空氣再熱器壓力、及調節級壓力也未出現大幅度的波動，可以排除主蒸汽壓力變化造成的影響。

b. 異常發生時的閥門開度固定。通過對多次異常波動數據的統計，發現異常發生時DEH閥門開度是固定的，即GV4開度為12%～14%的位置，對應的協調閥位指令為294。高壓調節閥GV4在12%～14%開度下，是閥門剛剛開啟的位置，說明負荷突降與GV4閥門的開啟有關。

c. 汽輪機功率發生了變化。機組電負荷的變化在一定程度內說明了汽輪機功率發生了變化。同時，汽輪機組的軸向位移和脹差也發生了明顯的變化。以2011年8月21日故障為例，異常發生前，軸向位移為0.18 mm，異常發生時，軸向位移最低降至-0.28 mm。該現象充分說明了汽輪機軸向推力發生了明顯的變化，汽輪機出力也發生了變化。這一現象充分說明，該異常現象對機組的安全穩定運行造成了極大的影響。

d. 高壓缸功率的變化是主要因素。因汽輪機內部缺少相關測點，不能直接說明汽輪機組功率變化的主要因素。通過對歷史數據的分析，汽輪機的各級抽汽的壓力、溫度等在異常發生時均未發生變化。結合主蒸汽壓力、空氣再熱器壓力也無變化的情況，可以判定為主蒸汽閥后至高壓缸排汽區間內蒸汽的做功發生了改變。

2.2 負荷突降原因

結合負荷突降的特點，技術人員進一步對汽輪機高壓缸各參數進行檢查分析。發現高壓缸本體溫度中，高壓內缸溫度在異常發生時指示偏低。這一現象說明進入高壓缸的蒸汽參數發生了一定的變化，而蒸汽參數發生變化的原因與其他品質較低的蒸汽或水混合有關。因此，基本上可以判定是GV4高壓調節閥前有水或者品質較低的蒸汽積存。由于水分的存在，干蒸汽的工作將受到一定的影響，這種影響主要表現為一種能量損失(濕汽損失)，進而導致汽輪機功率發生明顯變化。蒸汽中“水”的存在使蒸汽存在“濕汽損失”，導致蒸汽做功能力下降。因此，判定導致負荷突降的原因如下。

a. DEH改造后閥門開度的變化是導致閥門前積水的一個直接因素。DEH改造前機組并網后4個高壓調節閥(GV)最低開度均為9.3 %，改造后，閥門的并網后的最低閥位為0 %。閥門預啟行程的消失，導致了GV4閥門前容易形成“死汽”，從而形成積水。

b. 負荷變化率提高。隨著國家電網公司“兩個細則”的實施，機組的變負荷率發生了改變，由最初的3 MW/min升高到7 MW/min。閥門的開啟速度明顯變快，導致GV4緩慢開啟的預暖過程消失，容易造成積水未與新蒸汽充分混合便進入高壓缸做功。

c. 閥門及其管道的保溫措施不到位。閥門的保溫不好也會導致閥門的溫度的降低，從而給閥門前積水創造了條件。

3 處理措施及效果

3.1 處理措施

a. 人工干預閥門開度。在有效措施制定前，由運行人員執行臨時預防措施。具體方法是每天負荷處于240 MW以上，且AGC指令變化調整幅度不大的情況下，通過降低主蒸汽壓力，使機組的GV4閥門緩慢開啟至15 %左右，并保持3 min對GV4進行預暖，完成后恢復主蒸汽壓力。

b. 對預啟閥開啟時間和開啟行程進行調整。在機組檢修時，由熱控人員對GV4的預啟行程進行修訂。方法是將GV4的閥門開啟時間從GV3開啟60 %降至30 %，使GV4提前得到預暖，同時又避免了GV4過早開啟導致的節流損失。

c. 對高壓調節閥及其相連管道的保溫情況進行檢查和完善。

3.2 處理效果

在采取人工干預措施期間，該異?，F象未再次出現。利用機組檢修機會，由熱控人員對GV4的預啟行程參數進行了修訂，并通過仿真試驗驗證了閥門動作正確。檢修人員同時對閥門及管道的保溫進行了檢查和完善。機組啟動至今未發生負荷突降異常，證明已經徹底消除了該異常。同時，運行人員手動干預措施停止執行。

4 結束語

對機組負荷突降現象進行分析，通過設置GV閥的預啟行程徹底解決了該異常。該異常與DEH改造時未能保留原系統中預啟行程有關，建議今后在DEH改造時充分比較新舊系統之間的差異，并對這些差異進行詳細評審后再確定原系統預啟行程是否需要保留。