汽轮机调节发展（共7篇）
汽轮机调节发展 篇1
中国汽轮机调节发展50年
1、五十年代初，我国汽轮机全部进口，由外国专家调试相应的调节系统，中国工程师、技术员无权改动外国专家整定的调节参数。
1956年，我国从捷克引进技术生产第一台6MW汽轮机，调节系统由外国专家指导及调试。
1958年大跃进年代，上海汽轮机厂按旧中国留下的美国西屋公司资料生产12MW汽轮机及25MW汽轮机。当时的液压调节系统完全按西屋图纸生产，由于资料不全及没有计算资料，机组投运后负荷大幅度摆动。与此同时，在原苏联援助下建立了哈尔滨汽轮机厂，按苏联图纸生产25MW、50MW及100MW汽轮机，当时该类机组调节系统是在苏联专家指导下生产及调试的。
60年代初，中国人开始自行研究汽机调节系统。为了解决上汽厂调节系统不稳定，1961年在原一机部汽轮机锅炉研究所建立了调节试验室，专门研究液压调节系统。在汽锅所及上汽厂技术人员合作下，到1992年底中国人民完全掌握了西屋型液压调节系统，解决了负荷摆动问题，使上汽厂当时生产的12MW及25MW机组得以稳定运行。2、1963年中国开始自行设计125MW及200MW、300MW汽轮机。当时先进国家已从液压调节系统发展到电液调节系统，为了赶上世界先进水平，当时一机部七、八局科技处组织了以汽锅所为中心的电液调节系统攻关小组，由汽锅所李培植工程师为组长。当时参加攻关小组的有哈尔滨汽轮机厂、上海汽轮机厂、天津电气传动设计研究所、上海电气综合研究所等有关专家及技术人员。当时研制了专用的晶体管PID调节器，低压电液转换器，霍耳功率变送器，测转速的磁阻变送器，并在功－频电液调节系统稳定性方面进行了大量研究。1966年初我国第一套功－频电液调节系统在长春第一汽车厂动力厂12MW汽机上投入运行，并进行了各种试验。由于众所周知的历史原因，1966年下半年所有研究工作全部停止。在动力厂关心下，这套功－频电调运行了三年半，此间，我国工程师积累了汽轮机调节系统设计的宝贵经验。这表明了六十年代我国已掌握了汽轮机电液调节系统的设计技术，这套系统的投运，也代表了六十年代汽轮机调节的技术水平已接近国际先进水平。1966年日本刚刚起步研究电液调节系统。
3、七十年代汽轮机调节系统－AEH－国内研制生产的第一套汽轮机采用高压抗燃油的纯电调系统。
七十年代初，我国准备自己设计生产60万千瓦汽轮发电机组，当时机械部电力部二部六十万领导小组专门成立了60万千瓦汽轮机电调攻关课题及长叶片攻关课题。60万千瓦汽轮机电调攻关课题由上海汽轮机研究所李培植工程师为组长，组织了上海汽轮机厂、北京石油化工研究院、上海仪表厂、上海橡胶制品研究所、上海蓄压器厂等有关专家攻关，解决了采用高压抗燃油电液调节系统中一系列技术难题，在全部自力更生，采用国产电子元器件的基础上研制成功了我国第一套采用高压抗燃油的电液调节系统（AEH）。1976年3月在上海闵行电厂6号机（12MW）投运成功并运行了五年半，完成了二部六十万办公室下达的研制60万千瓦汽轮机高压抗燃油电液调节系统的中间试验任务。
这套系统应用运算放大器作为电液调节系统电气部分的主要器件，采用当时组装组件式结构，液压部分采用国产磷酸酯抗燃油，工作油压14Mpa。第一次应用电液伺服阀作为电液转换的伺服执行机构驱动汽轮调节阀。
这是我国第一套高压抗燃油模拟式电液调节系统（AEH），这套系统的投运成功，不但积累了AEH及EH的设计经验和运行经验，解决了调节系统容差技术，大流量电液伺服阀、抗燃油，采用抗燃油高压液压件，高压密封技术等技术难关，为我国300MW、600MW大功率汽轮机采用数字式电液调节系统提供了设计依据和关键技术。该系统于1978年获全国科学大会和全国机械工业部科学大会奖励。这套系统也体现了我国七十年代汽轮机调节的技术水平。表明了我国已完全能自己设计生产大功率汽轮机的调节系统。
1981年9月，两部召开闵行电厂6号机我国第一套高压抗燃油电液调节系统连续运行五年总结大会，五年的运行实践证明：这套系统已经达到国外七十年代同类产品的水平。
从1966年低压透平油的电液调节系统（电液并存型）到1976年高压抗燃油的电液调节系统（纯电调系统）投入运行，中间经历了众所周知的十年，致使我国的汽轮机调节技术在七十年代比国际先进技术落后了。美国西屋公司的第一套AEH系统于1967年投入运行，并在1969年开始设计数字式电液控制系统DEH－I。
4、八十年代引进汽轮机调节系统DEH技术，并成功进行国产化优化设计，从此，性能优良的中国品牌DEH系统走向市场。
八十年代初，我国引进300MW、600MW汽轮机制造技术，于1980年9月，中国机械对外经济技术合作总公司（CMIC）、中国电工设备总公司（CNEC）与美国西屋公司签订了大型汽轮机发电机组制造技术转让合同。但合同中只转让了DEH系统设计技术，没有转让DEH制造技术。
在300MW、600MW火电机组引进合同生效后，为了尽快地消化吸收引进的300MW、600MW机组DEH设计技术，制造国产化的DEH控制系统，为引进技术生产的300MW、600MW汽轮机配套，原机械部对开发优化“300MW、600MW汽轮机发电机组DEH数字式电液控制的可行性报告”提出的“引进、消化、创新”的技术路线及有关的技术问题下达了明确的批示。
为了促进大型汽轮机调节系统国产化，根据西屋公司有关的DEH资料以及国内1963年开始研制电液并存的AEH电液调节系统及1973年开始研制的采用高压抗燃油的AEH系统投运鉴定的经验，1983年9月，我国将研制300MW、600MW汽轮机发电机组数字式电液控制系统课题列入国家科技攻关项目：30万－60万千瓦火电考核机组攻关项目分课题合同－300MW、600MW汽轮机电液调节系统的研制，分课题负责人李培植先生、朱庆明先生首次以合同形式承担科技攻关项目。并于1985年在原机械部电工总局、上海市机电一局的直接领导下，成立了由中国电工设备总公司、中国机械设备进出口总公司、哈尔滨电站设备成套集团公司、上海发电设备成套设计研究所、上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、杭州汽轮机厂、上海闵行工业公司组成的新华控制技术联合开发中心。
“中心”采用先进的微处理机技术，开发电站专用控制设备，研制生产电站汽轮机数字式电液控制系统DEH，电站给水泵汽轮机数字式控制系统MEH及其它电站自动控制设备。
分课题合同生效后，课题组全体成员在引进、消化、创新的技术路线指导下，攻克了一个一个技术难关，实现了可行性报告及分课题合同的攻关目标。第一套引进技术国产化的全功能DEH－III系统与上海汽轮机厂引进技术生产的300MW机组配套，于1990年1月在汉川电厂投入使用。
这套系统采用INTEL8086计算机冗余配置，比当时引进的石横、平圩考核机组使用的西屋公司W2500小型计算机单机配置的DEH－II前进了一大步，达到西屋公司DEH－III的水平。
这套系统运行实践表明300MW机组DEH－III国产化优化设计成功，完全可以代替进口，并于1990年12月原机械能源两部召开了技术评审会，专家们一致认为DEH－III系统是采用微处理机和高压抗燃油的纯电液调节系统，在我国属首次使用，研制是成功的，标志了我国汽轮机控制技术达到了新的水平。从此DEH进入了批量生产，满足了300MW机组的配套，并且和320MW机组配套出口巴基斯坦，以零故障的优良业绩展示了中国品牌的DEH系统。
原国务院重大技术装备领导小组、原机电能源两部对DEH国产化都非常重视，并给予高度评价和充分肯定，1991年3月DEH－III获得国家重大技术装备表彰项目壹等奖，颁发国家重大技术装备成果奖表彰证书，1990年10月，原机电能源两部颁发“DEH系统成套装置不再进口的通知”。1992年6月，DEH－III列入“国家计委第四批机电产品达到国外同类产品技术水平目录”。
600MW机组DEH－III于1996年1月在哈尔滨第三发电厂通过168小时试运行，移交电厂，达到了国家重大技术装备“八五”科技攻关项目的攻关目标。
八十年代汽轮机调节系统DEH－III标志着引进技术生产的300MW、600MW汽轮机数字式电液控制系统DEH国产化工作胜利完成。
5、九十年代汽轮机的调节系统－－DEH－IIIA 第一套数字式电液控制系统DEH－III自汉川电厂投运成功后，DEH－III系统以卓越的性能价格比替代进口产品，大量用于电站建设。1995年中国电机工程学会过程自动化技术交流中心对国产化的DEH－III系统在电厂运行情况进行一次广泛的调查，调查表明国产化DEH－III与西屋公司用WDPF组成的电调系统相比，功能实现情况相当，硬件损坏率比西屋的低。可以满足300MW、600MW机组的运行要求，为推动300MW、600MW机组的国产化和节省外汇与投资起了重要的作用。调查证明我国已具备设计、生产、调试电调系统的能力，今后大机组配套的DEH系统完全可以立足国内外。
针对调查报告指出的DEH－III应用软件不透明等缺点，1996年完成了由DEH－III到DEH－IIIA的升级工作，升级后的DEH－IIIA采用INTEL80486及Pentium计算机，由冗余DPU、工程师站、操作员站、I/O卡件及EH液压系统组成的分散型控制系统，软件升级为组态方式，全部透明。克服了DEH－III存在的软件不透明，用户不能修改的缺点。
DEH－IIIA功能的扩展可以组成电站汽轮机岛控制系统，功能覆盖DEH、MEH、BPC、ETS、TSI、SCS（汽轮机部分）等系统，和锅炉岛控制系统组成电厂热工控制系统。第一套汽轮机岛控制系统将于1999年在山东莱城电厂投入运行。
在大型汽轮机普遍采用DEH的同时，将300MW机组DEH－IIIA控制系统成功的经验与技术应用到200MW、125MW、100MW中间再热机组或抽汽机组的汽轮机调节，不仅提高了这类机组的自动化水平，而且提高了这类机组的效率。扬州电厂200MWDEH－IIIA已通过国家机械工业局、国家电力公司组织的鉴定。200MW机
组DEH－IIIA系统被列为1999年国家重点新产品。
配置相应的应用软件及配置适用不同机组的EH系统，DEH－IIIA系统能适用于中间再热机组、抽汽机组，锅炉给水泵汽轮机控制及旁路阀门控制系统。
6、新华DEH系统作出适合国情的重大改进
新华公司从美国西屋公司引进DEH系统设计技术基础上经过开发优化后专业生产DEH－III及DEH－IIIA型300MW及600MW等级汽轮机控制系统。DEH－IIIA在可靠性、可维护性等方面优于进口DEH，在硬件方面采用标准工控机，便以采购及升级，软件方面采用组态方式，人机界面优于进口DEH。
7、新华公司－目前世界上最大的DEH生产厂 1988年中外合资新华电站控制工程有限公司成立，公司从事控制系统设计、应用软件开发、专用硬件制造及控制系统总成套，标志着电站自动化设备专业生产基地的建成。
1990年1月第一套国产化DEH－III投入运行至1999年的十年中，先后向市场推出了147套纯电调DEH产品，其中300MW机组DEH94套，600MW机组DEH8套，200MW机组DEH34套，100－125、135MW机组DEH11套，占领了全国电站市场80％的份额，至1999年10月，已有90套投入使用。目前新华的生产规模为DEH及EH年产30套，MEH年产50套。国外一家著名大跨国公司，汽轮机生产厂总裁参观新华公司后表示“你们是世界上最大的DEH及EH生产厂”。
我国的汽轮机调节系统与我们的祖国一起成长，从解放初依赖外国专家，到50年后的今天，已成为生产DEH的巨人，标志着我国汽轮机调节技术与世界先进技术同步。
汽轮机调节依赖洋人的时代一去不复返。我们呼吁，大力使用并推广中国品牌的优质可靠的DEH系统。
汽轮机调节发展 篇2
轮机 (turbin) 同时发展起来的, 早期的汽轮机调节系统是由离心飞锤、杠杆、凸轮等机械部件和错油门、油动机等液压部件构成, 称为机械液压式调节系统 (mechanical hydraulic-control MHC) , 简称液调。这种系统的控制器是由机械元件组成, 执行器是由液压元件组成的。通常只具有窄范围的闭环转速调节功能和超速跳闸功能, 并且系统的响应速度较低, 由于机械间隙引起的迟缓率较大, 静态特性是固定的, 不能根据要求任意改变, 但因为它能满足机组运行的基本要求, 所以至今仍在使用。在大型再热机组中, 为了克服功率滞后、提高机组对负荷的适应性, 在系统中, 加有含微分环节的动态校正器, 当系统受扰时, 可是高压调节阀动态过开 (关) , 并迅速适应负荷的变化, 但微分器本身也容易造成系统不稳定, 调整工作有一定困难。
2 随着机组单机容量的增加, 再热机组的
出现, 单元制运行方式和滑压运行方式的采用, 机组的启、停次数增加, 以及电网集中调度等问题的提出, 产生了电气液压式调节系统 (electric hydraulic control, EHC) , 简称电液调节。这种系统有两个控制器, 控制器重由电气元件组成, 控制器2由机械元件组成, 执行部分仍保留原采的液压部分。这种系统很容易实现信号的综合处理, 控制精度高, 很适应复杂的运行工况, 而且操作、调整、修改都比较方便。由于早期电器元件的可靠性还比较低, 组成电路的可靠性还不能满足汽轮机调节系统的要求, 因此保留控制器2作为后备, 当电调的电路因故障退出工作时, 还有机械液压系统接替工作。
3 随着电气元件可靠性的提高, 20世纪
50年代中期, 出现了不依靠机械液压式调节系统作后备的纯电调系统。开始采用的纯电调系统由模拟电路组成, 称为模拟式电气液压调节系统 (analogelectrichydrauliccon-trol, AEH) , 也称模拟电调。这种系统的控制器是由模拟电路组成的, 执行部分仍保留原有的液压部分, 两者之间通过电液转换器相连接。该系统以集成运算放大器为基本元件, 通过三种回路组成控制系统, 即转速调节回路;功率调节回路;功率一频率调节回路。
4 数字计算机技术的发展及其在过程自
动化领域中的应用, 将汽轮机控制技术向前推进了一大步, 20世纪80年代出现了以数字计算机为基础的数字式电气液压控制系统 (digita electric hydraulic control, DEH) , 做称数字电调, 其组成特点是控制器由数字计算机实现, 执行部分保留液压系统, 近年来, 在分散控制系统发展的影响下, 均采用了由分散控制系统组成的电调, 这是当今大型机组普遍采用的控制方法。
中间再热式汽轮机数字式电液调节系统方框, 它的调节对象考虑了调节级汽室压力特性、发电机功率特性、电网的频率, 系统由内回路和外回路组成, 在DEHIII型调节系统中设置了3个主回路, 在外环一次调频回路基础上增设了中环功率校正回路与内环调节级压力校正回路。
用调节级汽室压力的变化来加快反映由于调节汽阀开度的变化、蒸汽参数的变化, 它比电功率信号及转速波动信号快得多, 所以内环调节级压力校正回路是一快速内回路, 不但能消除蒸汽参数波动引起的内扰, 而且能快速粗调机组功率的作用。功率的细调是通过中环功率校正回路的进一步调整莱完成的。
5 各种调节系统的比较。从发展观点看,
再热机组调节系统从液压系统、功频模拟电调系统到数字电调系统, 是从低一级向高一级的调节系统发展, 一般而言, 后一种系统优于前一种系统。
功频模拟电调与液压调节系统比较, 突出的优点是:
5.1 模拟电调系统的电气部分, 具有快速、
准确和灵敏度高的特点, 系统的调节精确度高, 迟缓率为0.1%, 而一般的液压调节系统, 迟缓率则高达0.3%~0.5%。
5.2 功频模拟电调为多回路多变量调节系
统, PID的综合运算能力强, 具有较强的适应外界负荷变化和抗内扰能力, 而液压系统仅为单变量的比例调节系统, 调节性能较差。
5.3 功频模拟电调的转速或功率实际值,
能准确地等于给定值, 静态特性良好;在动态特性方面更为突出, 机组甩负荷时, 由于功率给定切除可以防止反调, 转速稳定在3000r/min上, 系统的动态升速比液压调节系统减少一个速度变动率值, 动态特性很好。
5.4 功频模拟电调可提供调频、带基本负
荷和单向调频等不同的运行方式。在机组启动过程中, 有大小范围测速可供选择, 大范围测速从100~200r/min起就能精确地对转速实行闭环控制, 即使蒸汽参数波动, 亦能保持给定转速, 升速稳定, 精确度可达士2~3r/min;转速达到2850r/min左右, 改投小范围测速系统, 调节精确度更有所提高, 便于并网。而一般的液压调节系统, 转速达到2700r/min后才可投入闭环控制系统, 调节精确度仅为±7~15r/min, 差距较大。
5.5 功频模拟电调中的电气部分, 便于比
较、综合各种信号, 便于在线改变运行方式和调节参数, 便于参数调整和运行检修, 便于机炉协调控制, 有利于机组的自动化, 而未经改造液压调节系统, 这些方面几乎都受到局限, 在实现机炉协调控制方面的难度较大。
无论是模拟电调或数字电调系统, 目前都还没有电气元件取代推力大、动作迅速的液压执行机构, 都得继续保留使用, 因而都有把电信号转换成液压信号的电液转换装置, 所不同的是对液压机构进行了许多重大的改进, 例如采用高压抗燃油的液压伺服机构, 把油压从过去
的 (0.98~1.96) MPa提高到 (12.42~14.49) MPa, 提
高了十倍之多, 使结构紧凑, 推力大, 动作更加迅速。
数字电调和模拟电调比较, 可以说模拟电调与液压调节系统比较的那些优点, 数字电调系统都具备, 由于实施计算机控制, 还增加了许多新的特点:
5.5.1 用计算机取代模拟电调中的电子硬
件, 特别是采用微处理机和使功能分散到各处理单元后, 显著提高了可靠性。
5.5.2 计算机的运算、逻辑判断与处理功能
特别强, 除控制手段外, 在数据处理、系统监控、可靠性分析、性能诊断和运行管理 (参数与指标显示、制表打印、报警、事故追忆和人机对话) 等方面, 都可以得到充分的发挥。
5.5.3 调节品质高, 系统的静态和动态特性
良好。例如, 在蒸汽参数稳定的条件下, 300MW机组数字电调的调节精度:对功率调节在MW, 对转速调节在2r/min以内。此外, 由于硬件采用积木式结构, 系统扩展灵活, 维修测试方便;在冗余控制手段, 保护措施严密等方面, 均比模拟电调有明显的优势。
由于大型机组转子相对较轻, 超速的可能性大, 对调节品质和安全措施方面都要求很高, 液压或模拟电调系统都已很难适应, 因此, 随着计算机性能价格比的提高, 运行经验的积累, 特别是自控部分在大型电厂中应受重视已为人们所共识, 所以, 现在国内外300MW以上的大型机组, 及力求减少运行人员的发达地区小电厂, 都较普遍地采用数字电液调节系统。
责任编辑:袁依凡
摘要：汽轮机调节的任务是, 首先要保证汽轮机的安全运行, 其次要满足用户所需要的功率, 再次要保证电网周波不变也就是汽轮机转速不变。它的发展已经有了相当长的历史, 并随着科学技术的进步得到了大的发展。
汽轮机调节发展 篇3
【关键词】水轮机调节系统；计算机仿真
随着我国电子产业的迅速发展，人口的增加，我国对于电力资源要求也在加大。在我国电力需求的强力拉动下，我国水轮机制造行业发展迅速。但由于水轮机调速系统对于水电站的整体影响大，所以水轮机调速器在投入使用前都要进行调试。但是常规的调试由于费用过高，时间过长，对调试人员要求高，使得水轮机性能调整不能达到保证。但是随着电子计算机技术的成熟，通过计算机仿真技术设计一套可以对设备进行实时测试并实用可行的设备十分重要。
1.水轮机调节系统仿真模型建立
1.1引水系统
由于水轮机是一个动态元件，在工作时，其内部结构的变化和运动相对于稳定时要复杂很多，所以在进行水力瞬变的计算中，工作人员通常采用水轮机在稳定情况下工作时的综合特性曲线去确定水轮机流和水轮机力矩特性，但是在水轮机稳定状态下的综合特性曲线不包括尾水管和蜗壳不称定工况时水流惯性对水轮机特性曲线的影响。在计算水轮机综合特性曲线时如果引水管道很长，其影响对于整体的综合特性曲线影响不大，所以可以忽略。反之，则要进行一些运算确定其特性曲线而不可忽略。在计算机对水轮机调节系统进行仿真建模时，由于实际的水力发电站中线路复杂，所以在建立模型是必须要对整个水力发电系统中的所有管道通路进行编号，这样可以有效地避免重复而出现的误差，也可以提高整体的工作效率。在对于系统管道进行编号后，由于整体管道过多，同时建立其仿真模型非常麻烦，工作人员通常需要把管道分成若干个网格，网格的边界点作为计算节点，然后在网格内部进行仿真，然后進行最后统一的计算，建立合理的引水系统。
1.2电液随动系统
现代水轮机调速是由电子调节控制器和电液随动系统两部分构成。对于前一部分我国研究的比较深入，技术比较成熟。但对于电液随动系统基本保持原有体制并在此基础上进行一部分优化微调。微调主要分为模拟电调和微处理器电调两种方法。但是这两种方法都是采用电液随动系统。电液随动系统作为水轮机调速的执行部分，是其中不可缺少的重要组成部分。但是由于在水轮机调速系统中工作油液量大，流动路径较长，并且与大气和压缩空气直接接触，使得工作油液内的金属微粒、油泥、纤维等机械杂质较多，并且由于酸碱、水分所引起的油质劣化十分严重，又由于电液随动系统可靠性差，综合所有因素，电液随动系统油孔容易被堵塞，多次工作后断线，强度低等缺点。但是通过电子计算机仿真系统对此进行仿真，可以满足不同情况下的水轮机调节系统，使效果达到最优值。
2.水轮机调节系统仿真算法
2.1引水系统仿真算法
在仿真编程时，引水系统特征线方程与水轮机联立作为一个部分，引水系统采用特征线法求解；水轮机的流盆和力矩可由模型特性曲线上查得。调速器和发电机等部分的徽分方程作为另一部分，并分为存在大扰动和小扰动两种情况考虑。由于存在大扰动时，水轮机参数变化很大，超出其线性范围，因此小扰动模型不适用。为此调速器和发电机采用差分方程的方式建模，采用特征线原理求解。将上述两部分交替求解，即为水轮调节系统动态仿真结果。
2.2电液随动系统的传递函数
将电液随动系统中的步进电机，主接力器作为积分环节，液压缸、主配压阀作为一阶惯性环节。同时记录导叶控制信号的限幅，步进电机输出限幅，步进电机输入信号死区以及液压缸、主配压阀死区等5个主要非线性。并且利用连续系统离散化非线性系统数字仿真，即可得电液随动系统传递函数。
3.仿真系统具备功能
3.1水轮机特性的计算
在求解非线性方程组时，如果没有水轮机流量特性和力矩特性的全特性，就只能在模型综合特性与逸速特性的基础上延长使用，所以在求解非线性方程组时，必须知道水轮机流量特性和力矩特性的全特性。同时将水轮机的特性参数用数组的方式在计算机中储存，需要储存的参数有：导叶开度，机组单位转速，机组单位流量和机组力矩。但是由于实际值与计算机所储存的理想数值存在误差，所以在实际计算出的数值与计算机储存的数值不相等，可以通过拉格朗日公式或者四点插值方法计算求得与单位流量个单位力矩所对应的计算值。
3.2仿真系统步长计算
由于理想情况下和现实情况存在误差，从而导致计算结果不准确，为了减小误差，使计算结果与实际情况更加符合，仿真计算时的步长必须取得足够小，分割的足够精密。步长的确定原则是：仿真系统计算步长的时间必须小于计算机微调调速器的采样时间，这样才能最小的减小误差，同时步长的计算必须在上述条件下同时也满足水击计算的特征方程曲线。当步长计算不能满足水击计算特征方程曲线时，应该在仿真系统中适当的调整波速使得步长满足其条件。
4.水轮调节系统仿真硬件设计
对于水轮机调节系统的仿真，应该从我们的真实情况出发，不能在理想情况下进行仿真实验，否则实验结果很难融入到真正的生产使用。在设计仿真系统的同时应该在实物中加入输入输出模块，以便系统中参数的输入。同时为了方便我们更容易的观察水轮机调节系统的实时性变化，仿真系统应该具备显示功能，并且为了方便我们对参数的调节，确定系统的优先级别，安装可控制的显示屏是最好的选择。
结束语
水轮机调节系统作为水电站中最为重要的环节，其控制性能和可靠性一直是人们十分关注并希望优化的问题。因此在计算机发展迅速的今天，很多学者利用计算机仿真技术研究。在当前看来，通过计算机仿真技术，分别建立模型，列写算法，并根据不同条件对模型算法进行微调，即可得到可靠，准确的结果，大大节省了人力物力，也使其可靠性增加。但随着科技的进步，越来越先进，精确的仿真也被提出来。由此可见，计算机仿真技术因为具有高效，优质，经济的特点，被越来越多的学者青睐，并且在水电能源理论研究和技术开发方面具有很好的前景。
参考文献
[1]刘宪林，高慧敏.水轮机传递系数计算方法的比较研究[J].郑州大学学报，2003（4）：1_5.
[2]沈祖诒.水轮机调节[M].北京：水利水电出版社，1998.
汽轮机调节发展 篇4
电力系统调节能力的指导意见
发改能源〔2018〕364号
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅）、国家能源局各派出监管机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电投、国能投集团公司，国投公司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院：
为贯彻落实党的十九大精神，按照2017年中央经济工作会议部署，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，扎实推动能源生产和消费革命，推进电力供给侧结构性改革，构建高效智能的电力系统，提高电力系统的调节能力及运行效率。现提出以下指导意见：
一、重要意义
党的十九大报告指出，要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。2017年中央经济工作会议提出，要增加清洁电力供应，促进节能环保、清洁生产、清洁能源等绿色产业发展。当前，我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标，保障电力安全供应和民生用热需求，需着力提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。
二、加快推进电源侧调节能力提升
（一）实施火电灵活性提升工程。
根据不同地区调节能力需求，科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。
加快已审批的选点规划推荐的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划，加快推进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间，开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年，抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦（其中“三北”地区1140万千瓦），有效提升电力系统调节能力。
在气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰，“十三五”期间，新增调峰气电规模500万千瓦，提升电力系统调节能力500万千瓦。
积极支持太阳能热发电，推动产业化发展和规模化应用，“十三五”期间，太阳能热发电装机力争达到500万千瓦，提升电力系统调节能力400万千瓦。
（三）推动新型储能技术发展及应用。
加快新型储能技术研发创新，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展创新和推广，提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区，结合电力系统辅助服务市场建设进度，建设一批装机容量1万千瓦以上的集中式新型储能电站，在“三北”地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站示范工程。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作。鼓励分布式储能应用。到2020年，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目。
三、科学优化电网建设
（四）加强电源与电网协调发展。
坚持市场需求为导向，在确定电源规划和实施方案过程中，组织相关方确定电力消纳市场、送电方向，同步制定接入电网方案，明确建设时序。根据不同发电类型和电网工程建设工期等，合理安排电源及配套电网项目的核准建设进度，确保同步规划同步实施同步投产，避免投资浪费。
（五）加强电网建设。
加强新能源开发重点地区电网建设，解决送出受限问题。落实《电力发展“十三五”规划》确定的重点输电通道，“十三五”期间，跨省跨区通道新增19条，新增输电能力1.3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦。进一步完善区域输电网主网架，促进各电压等级电网协调发展。
开展配电网建设改造，推动智能电网建设，满足分布式电源接入需要，全面构建现代配电系统。按照差异化需求，提高信息化、智能化水平，提高高压配电网“N-1”通过率，加强中压配电网线路联络率，提升配电自动化覆盖率。
（六）增强受端电网适应性。
开展专项技术攻关，发展微电网等可中断负荷，解决远距离、大容量跨区直流输电闭锁故障影响受端安全稳定运行问题，提升受端电网适应能力，满足受端电网供电可靠性。
四、提升电力用户侧灵活性
（七）发展各类灵活性用电负荷。
推进售电侧改革，通过价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。开展智能小区、智能园区等电力需求响应及用户互动工程示范。开展能效电厂试点。鼓励各类高耗能企业改善工艺和生产流程，为系统提供可中断负荷、可控负荷等辅助服务。全面推进电能替代，到2020年，电能替代电量达到4500亿千瓦时，电能占终端能源消费的比重上升至27%。在新能源富集地区，重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉等灵活用电负荷，鼓励可中断式电制氢、电转气等相关技术的推广和应用。
（八）提高电动汽车充电基础设施智能化水平。
探索利用电动汽车储能作用，提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力，加强充电基础设施与新能源、电网等技术融合，通过“互联网+充电基础设施”，同步构建充电智能服务平台，积极推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动，提升充电服务化水平。
五、加强电网调度的灵活性
（九）提高电网调度智能水平。
构建多层次智能电力系统调度体系。优化开机方式，确定合理备用率。开展风电和太阳能超短期高精度功率预测、高渗透率新能源接入电网运行控制等专题研究，提高新能源发电参与日内电力平衡比例。实施风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组纳入电力辅助服务管理，承担相应辅助服务费用，实现省级及以上的电力调度机构调度的发电机组全覆盖。国家能源局批复的电力辅助服务市场改革试点地区，按照批复方案推进执行。完善日内发电计划滚动调整机制，调度机构根据风光短期和超短期功率预测信息，动态调整各类调节电源的发电计划以及跨省跨区联络线输送功率。
探索电力热力联合智能调度机制，在调度机构建立热电厂电力热力负荷实时监测系统，并根据实际热力负荷需求确定机组发电曲线。研究制定储热装置、电热锅炉等灵活热源接入后的智能调度机制。
（十）发挥区域电网调节作用。
建立常规电源发电计划灵活调整机制，各区域电网内共享调峰和备用资源。研究在区域电网优化开机方式，提升新能源发电空间。在新能源送出受限地区，开展动态输电容量应用专题研究。
（十一）提高跨区通道输送新能源比重。
优化在运跨省跨区输电通道运行方式。调整和放缓配套火电建设的跨区输电通道，富余容量优先安排新能源外送，力争“十三五”期间，“三北地区”可再生能源跨区消纳4000万千瓦以上。水电和风电输电通道同时送入的受端省份，应研究水电和风电通道送电曲线协调配合方式，充分发挥风电和水电的互补效益，增加风电通道中风电占比。
六、提升电力系统调节能力关键技术水平
（十二）提高高效智能装备水平。
依托基础研究和工程建设，组织推动提升电力系统调节能力关键装备的技术攻关、试验示范和推广应用。突破一批制约性或瓶颈性技术装备和零部件的技术攻关，推动一批已完成技术攻关的关键技术装备开展试验示范，进一步验证技术路线和经济性，推广一批完成试验示范的技术装备实现批量化生产和产业化应用。
（十三）升级能源装备产业体系。
在电力装备领域，形成一批具有自主知识产权和较强竞争力的装备制造企业集团，形成具有比较优势的较完善产业体系和产学研用有机结合的自主创新体系，总体具有较强国际竞争力，实现引领能源装备制造业转型升级。
（十四）加强创新推动新技术应用。
建立企业、研究机构、高校多方参与的提升电力系统调节能力技术创新应用体系。加强火电灵活性改造技术的研发和应用，推进能源互联网、智能微电网、电动汽车、储能等技术的应用。着力通过技术进步和规模化应用促进电力系统与信息技术的融合和电储能技术成本的降低。
七、建立健全支撑体系
（十五）完善电力辅助服务补偿（市场）机制。
按照“谁受益、谁承担”的原则，探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制。进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制，实现电力辅助服务补偿力度科学化，合理确定火电机组有偿调峰的调峰深度，并根据系统调节能力的变化进行动态调整，合理补偿火电机组、抽水蓄能电站和新型储能电站灵活运行的直接成本和机会成本。鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
（十六）鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程。
支持社会资本参与火电灵活性改造，以及各类调峰电源和大型储能电站建设。支持地方开展抽蓄电站投资主体多元化和运行模式探索。鼓励以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营电厂储热、储能设施。火电厂在计量出口内建设的电供热储能设施，按照系统调峰设施进行管理并对其深度调峰贡献给予合理经济补偿，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。
（十七）加快推进电力市场建设。
加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。逐步建立中长期市场和现货市场相结合的电力市场，通过弹性电价机制释放系统灵活性。研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策，充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场建立之前，通过峰谷电价、分时电价等价格机制，支持电力系统调节平衡。大力推进售电侧改革，鼓励售电公司制定灵活的售电电价，促进电力消费者与生产者互动。以北方地区冬季清洁取暖为重点，鼓励风电企业、供暖企业参与电力市场交易，探索网、源、荷三方受益的可持续发展机制。
（十八）建立电力系统调节能力提升标准体系。
开展有关电力系统调节能力提升的标准制订和修编工作。对现有火电厂技术标准进行修编，“三北”地区新建煤电达到相应灵活运行标准，新建热电机组实现“热电解耦”技术要求。研究编制新型储能技术以及需求侧智能化管理的相关标准。借鉴国际电力系统灵活运行先进经验，促进电力系统调节能力提升技术标准的国际交流与合作。
八、按职责分工抓紧组织实施
（十九）加强组织领导。
国家发展改革委、国家能源局牵头开展电力系统调节能力提升工程及监管相关工作，统筹协调解决重大问题。各省级人民政府相关主管部门因地制宜研究制定本省（区、市）电力系统调节能力提升工程实施方案，将电力系统调节能力提升效果纳入节能减排考核体系。电力现货市场建设试点地区可结合市场设计方案，自行设计提高电力系统调节能力及运行效率的调度机制。各电网企业和发电企业是提升电力系统调节能力的实施主体，要积极制定实施计划，落实项目资金，推动项目建设。国家能源局各派出能源监管机构会同各地方能源主管部门负责电力系统调节能力提升工程的具体监管工作，国家能源局各派出能源监管机构负责组织推进当地电力辅助服务补偿（市场）工作及日常事务的协调处理。各单位要根据指导意见相关要求，统筹谋划，协作配合，科学组织实施，务实有序推进相关工作。
（二十）强化监督管理。
国家能源局各派出能源监管机构会同各地方能源主管部门对电力系统调节能力提升工程开展专项监管。对于实施方案整体落实不到位的省份，将削减其新能源等电源建设指标。对已享受相关优惠政策但实际运行效果未达到的项目，将向社会公布，视情节取消相关优惠政策。对已纳入灵活性改造范围的火电机组，未按时完成改造或未达到规定调节效果的，将暂时削减其计划发电量。国家能源局将按对全国电力系统调节能力提升工程的进展情况进行评价考核。
汽轮机调节油系统的运行 篇5
汽轮机调节油系统 (GFR) 向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构和汽轮机超速保护控制器 (OPC) 及自动停机脱扣装置 (AST) 提供高压动力油。本系统能满足汽轮机在各种运行工况下对高压动力油的需求, 包括油量、油压和油温的需求。汽轮机调节油系统是一个单元系统, 也是一个闭环流动的油系统, 阀门执行机构、超速保护控制器和自动停机脱扣装置的排油回流到储油箱中。
1 汽轮机调节油系统介绍
汽轮机调节油系统设计成能向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构、汽轮机超速控制器和自动停机脱扣装置提供油温、油压稳定和油质合格的高压动力油。本系统的油量可随需求而变, 有两台相同输油能力的供油泵, 每台泵的容量为100%, 系统所使用的动力油为三芳基磷酸脂型抗燃油。本系统设置的油冷却器其油侧压力高于水侧压力, 这可避免发生冷却水泄漏到动力油中, 免除污染油质。
汽轮机调节油系统, 又称EH高压油系统, 是一套集装成一个单元的供油系统。该系统由储油箱、供油泵、蓄压器、油冷却器、油质调理器、过滤器、各种阀门、表计和其他配件及管线构成。EH系统是DEH中的一个重要部分, 它以高压抗燃油为介质, 主要由供油系统、执行机构和危急遮断系统三大部分组成, 完成DEH指令信号到汽轮机阀门的转换。
2 汽轮机调节油系统运行方式及其设计参数
2.1 正常运行
在汽轮发电机起动和正常运行期间, 调节油系统向汽轮机进汽阀的执行机构、调节油试验模块、超速保护控制器 (OPC) 和自动脱扣装置 (AST) 提供压力油, 允许汽机进汽阀门正常动作。
系统设有二台各为100%容量的供油泵, 在正常运行时只需一台泵运行供油。当系统油压下降到设定值时, 处于备用状态的供油泵自动启动投运。
供油泵投运后, 从储油箱吸油, 并通过其出口压力油管线将动力油供给用户。每台供油泵吸油管线中设有一只滤径为140μm的过滤器。供油泵出口压力油管线中设有二只带差压开关且滤芯为3μm的过滤器。正常运行时一台运行一台备用, 当过滤器的差压升高到690k Pa时, 差压开关动作触发报警, 警示运行人员:过滤器已变脏, 必须调换。
系统运行时, 供油压力是通过供油泵的调压装置调整的。油泵出口母管压力设定值约为13.8MPa。
供油泵出口侧母管上所设置的一只泄压阀用于保护系统, 避免超压。当系统压力继续升高到15.8~16.2MPa时, 泄压阀动作, 将多余的油排到储油箱。
回油在进入储油箱之前流经管壳式油冷却器。二台油冷却器可一台运行, 也可二台同时运行。在正常运行工况, 一台运行, 一台备用。回油在油冷却器内被常规岛闭式冷却水系统提供的冷却水冷却, 油温维持在43~54℃。
运行中要关注油质变化, 监视油质调理器的工作情况, 确保油质在规定的许可范围内。
正常运行参数:供油压力14.8MPa (2000psig) ;供油温度43~54℃
2.2 特殊稳态运行
当汽轮机脱扣时, 系统仍保持运行。
2.3 特殊瞬态运行
当供油压力下降到设定值时, 备用供油泵投运。在备用供油泵顶替运行供油泵过程中, 系统油压由高压蓄压器补偿调整。
当汽轮机超速和脱扣时, 超速保护控制器 (OPC) 和自动脱扣装置 (AST) 油压失去, 使所有的汽机进汽阀门关闭。
2.4 启动和正常停运
在机组起动前, 至少应提前二小时启动供油泵, 如果调节油温度低于21℃, 则要投运油箱中的电加热器, 将调节油加热到35℃, 以降低油的粘度, 改善油的流动性能。
正常停运 (短期) 时, 要手动停运处于运行中的供油泵。投运油箱内的电加热器, 以维持油箱内的温度在48℃。
如果为了维修而需要较长时间停运供油系统, 则必须手动停运运行泵和油箱内的电加热器 (如果电加热器处于运行中) 。
长时间停运后, 系统再次投运前, 必须进行油质分析, 确认油质合格。
3 汽轮机调节油系统运行异常原因分析
3.1 调节油油温升高
调节油系统的正常工作油温为43~54℃, 当油温升高至57~60℃时, 温度开关将发出报警。
油温过高排除环境因素之外, 主要是由于系统内泄造成的。此时, 油泵的电流会增大。造成系统内泄过大的原因主要有以下几种:
1) 安全阀泄 漏。安全 阀的溢流 压力应高 于泵出口 压力2.5 ~3.0MPa, 如果两者的差值过小 , 会造成安全阀溢流。此时安全阀的回油管会发热。
2) 溢油阀卡涩或安全油压过低。当油动机上溢油阀动作后发生卡涩会造成泄漏, 当泄漏大时油动机无法开启, 当泄漏小时造成内泄。此时, 该油动机的回油管温度升高。当安全系统发生故障出现泄漏时, 安全油压降低, 会使一个或数个溢油阀关不严造成油动机内泄。
3.2 抗燃油酸值升高
抗燃油酸值升高会导致抗燃油产生沉淀、气泡和空气间隔等问题。影响抗燃油酸值的因素有很多, 其中主要因素为局部过热和含水量过高。
因为调节油系统工作在汽轮机上, 伴随着高温高压蒸汽, 难免有部分元件或管道处于高温环境中, 温度增加使抗燃油氧化过快, 氧化会使抗燃油酸度增加, 颜色变深。所以我们应注意:调节油系统元件特别是管道应远离高温区域;增加通风, 降低环境温度;增加抗燃油的流动, 尽量避免死油腔。
由于冷油器的设计为油侧压力高于水侧压力, 这可避免冷却水泄漏至调节油中, 因此抗燃油中的水分多数是由于油箱结露产生的。水在抗燃油中会发生水解, 水解会产生磷酸, 磷酸又是水解的催化剂。所以, 大量的水分会使抗燃油酸值升高。
3.3 调节油油压波动
调节油油压波动是指在机组正常工作的情况下 (非阀门大幅度调整) , 调节油压上下波动范围大于1.0MPa。
出现调剂油压波动现象主要是由于泵的调节装置动作不灵活造成的。调节装置分为两部分:调节阀和推动机构。调节阀装在泵的上部, 感受泵出口压力变化并转化成推动机构的推力, 其上的调整螺钉用于设定系统压力。
3.4 油管振动
调节油油管路特别是靠近油动机部分发生高频振荡 , 振幅达0.5mm以上 , 称之为调节油油管振动。油管振动会引起接头或管夹松动, 造成泄漏, 严重时会发生管路断裂。
引起油管振动的原因主要有以下几个方面:第一, 机组振动。油动机与阀门本体相连, 当机组振动较大时, 势必造成油动机振动大, 与之相连的油管振动也必然大;第二, 管夹固定不好。如果管夹固定不好, 会使油管发生振动;第三, 伺服阀故障, 产生振荡信号, 引起油管振动。
4 调节油系统运行原则
4.1 启动操作
汽机调节油系统有二路供油回路, 每一路有一台供油泵。机组正常运行时投一路供油回路, 另一供油回路就作为备用。每台供油泵在主控室设有TL操作开关, 只要储油箱油位高于351mm, 就可通过手动操作主控室TL开关来启动供油泵。
运行中 , 如果调节 油油压低 于10.8MPa, 而储油箱 油位高于351mm, 主控室TL开关在“备用”位置 , 则备用的供油泵将自动启动 , 同时在主控室中发出EH油压低报警。
4.2 停运操作
当选定的一路供油回路在运行中, 备用供油泵自投, 这时只要调节油油压不低于10.8MPa, 允许通过手动操作主控室TL开关来停止原来运行的供油泵。
如果储油箱油位降到低于305mm, 则闭锁油泵启动。
4.3 故障或事故情况下的操作
4.3.1 在 主油箱温度/液位不正常的情况下 , 在主控室的报警窗 上发出成组报警
在供油滤网差压高的情况下, 在主控室的报警窗上发出成组报警。
在供油泵故障情况下, 在主控室的报警窗上发出成组报警。
4.3.2 调节油母管压力低
如果汽机调节油系统不能正常运行, 当油压低于10.8MPa时, 在主控室中发报警信号, 并自动投备用油泵。如果备用油泵不能启动或油压不能保持, 当油压低于9.31MPa时, 汽机保护系统 (GSE) 动作使汽机脱扣。
4.3.3 动力源故障
失去控制气源时, EH油冷却器的冷却水出口气动调节阀将全开, 保证油冷却器的冷却水供给。
110V交流电源来自二路不同的电源系统 , 供油泵A/B的控制分别接在这二路电源上, 运行泵所在电源段故障, 将导致运行泵跳闸, 备用泵所在电源段故障, 将导致备用泵不能自动切换。
失去48V DC电源, 主控室报警窗上的信号不能显示, 同时, 报警窗显示48V DC丧失报警信号。
供油泵380V的交流电源来自LGA和LGB系统。LGA电源失去, 10秒后A泵跳闸;LGB电源失去, 10秒后B泵跳闸。
5 结束语
汽轮机调节油系统是汽轮机重要的辅助系统, 本系统向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构和汽轮机超速保护控制器 (OPC) 及自动停机脱扣装置 (AST) 提供高压动力油, 本系统的安全稳定运行是汽轮机机组安全稳定运行的关键。
参考文献
[1]汽轮机调节油系统手册[Z].
[2]EH液压控制系统专用资料[Z].
[3]逻辑图册[Z].
汽轮机调节发展 篇6
摘要：通过数值模拟600MW汽轮机主汽调节阀在全开状态下的流动特征，对阀门内部流量分布状况以及阀门压损状况进行分析，以期能够为阀门结构改进工作做出一点贡献。
关键词：汽轮机；主调节阀；流动特性；数值模拟
大型汽轮机组的调节阀一旦受损，就会给机组经济性带来较大的影响，关于超过亚临界参数的机组，调节阀每增加1%的压损，高压缸的效率大约就会降低0.4%。所以，利用阀门管理或者结构改进等措施对调节阀的压损率进行降低，对汽轮机组运行效率的提高具有重要作用。
汽轮机主汽调节阀型腔的结构比较复杂，长时间以来都把实验研究当作主要的探究方式。利用实验研究虽然可以掌握阀门的整体性能，比如阀门损失、提升力曲线等，但是却不能获悉阀门内部的整体流程。由于改进阀门结构是结合设计人员对流动的设想与实际经验来展开的，具有不确定性，因此难以得到更厚的结果。利用CFD方法对其进行研究，能够全面了解阀门内部流动信息，进而了解更多科学的阀门结构。
文章建立在CFD方法基础之上，分别用数值模拟了600MW汽轮机主汽门与主调门的内部流场，并且对联合气门研流程的压损分布进行全面分析，提出指导性的阀门管理建议。
一、物理模型的创建
组成600MW汽轮机组的主调阀门系统包括：主汽阀两个、调节阀四个。主蒸汽首先经过两根主蒸汽管后再进入两个主汽阀，然后被送进调节汽室，最后被四个调节阀送入汽轮机的喷嘴中，并对四组喷嘴进行膨胀做功。其中调节阀的配汽方式为2+3-4-4，具体可参见图1。主蒸汽进汽的时候，2号和3号调节阀就会同时开启，逐渐增加负荷到达一定程度后，4号和1号调节阀依次开启。
图1 600MW汽轮机调节阀展示图
观察其几何结构，可以发现一个主汽阀与两个调节阀共同构成一组，而且两组是互相对称的。其中阀组系统的内部流道结构可以参见图2，在一个阀组中，距离主汽阀较近的被称为A阀，较远的被称为B阀。
图2 主汽调节阀组几何结构示意图
明确计算域后，就可以采用Gambit来划分非结构化网格。在该算例中，应用了四面体网格对流道网络进行划分，网格的数量为200万，具体可以参见图3。其中边界计算条件是压力进口与速度进口。具体采用的是标准k-E模型与全三维N-S方程。在计算过程中，利用有限元法对边界条件与被控制方程进行离散，压力-速度耦合的求解则应用的是Simplec算法，其中、能量、栋梁、湍流耗散率和湍动能都应用的是二阶迎风差分格式。应用IAPWS-IF97水蒸气性质计算模型对蒸汽工质的热力性参数进行分析。在该模型下，主蒸汽的温度是540℃，压力是16.59MPa，流量是1985t/h。
图3 计算网格分析图
二、计算结果与具体分析
为了能够更加便捷的说明问题，在流量不变的前提下，更改调节阀的开启顺序，具体为2+3-1-4，具体来说就是在主蒸汽进汽过程中，同时开启2号与3号调节阀，逐渐增加负荷，达到一定程度后再将1号与4号调节阀依次开启。当对机组达到600MW时，就可用数值来模拟进气阀的内部流场，并将两种配汽方式所得结果进行对比。
其中阀门内部流线图可以参见图4，Z=O截面上阀组流体速度等值可以参见图5，图6-9则是各阀门典型界面与喉部速度等值线图。在阀门内部，气流流动的特点具体如下：第一，在调节阀与主汽阀的喉部位置都存在节流，并且气流速度较大，主汽阀喉部气流的最高速度为120m/s，调节阀A喉部气流速度最高可达130m/s，调节阀B喉部最高气流速度为170m/s。第二，蒸汽在进入主汽阀的咽喉位置后，气流就会达到腔室上半部分，从而让调节阀A和主汽阀间的腔室中形成大漩涡，局部形成了速度约为20m/s的低速区。第三，经过A/B阀的流量比例为47.3：52.7，经过A阀的蒸汽量比B阀约少5%。
图4 阀门内部的流线图
图5 Z=O蒸汽速度等值线图
图6 调节阀A的喉部速度等值线图 图7 调节阀B的喉部速度等值线图
图8 主汽阀的喉部速度等值线图 图9 H-H截面速度等值线
在阀组流道系统中，蒸汽流动的总压损是2.66%，主汽阀共损失了0.57%，占总损失的21%；调节阀共损失了2.09%，占总损失的79%。若是调节阀的流道具有高速蒸汽流动，那么就会产生压损，而且通常都出现在调节阀的喉口位置。因为蒸汽在经过阀腔室流入阀喉位置的时候，通流的面积会急剧降低，导致蒸汽的流速迅速上升，尤其是垂直主流方向，速度呈梯度变化，进而使阀喉位置出现大面积的压损。调节汽门与主汽门喉口后管道具有较好的扩压效果，能够大幅度降低总压损率，至少可以减小2%。
通过对阀门内部的气流流动进行观察，可以发现蒸汽在进入主汽阀的喉部位置后会呈流线不断上扬，蒸汽不能够顺利转折，进入A阀的气流较少，在主汽阀与A阀间就形成了漩涡及流动死区，不能够均匀流动。而主汽阀周围大部分的低能流体就逐渐流进A阀喉部，而其余流体大都绕过A阀阀杆后向B阀流进，由于A阀喉部具有一定的吸引力，流线开始向下稍微偏转，一些流体就流进A阀喉部。当流体进入B阀的时候，已经得到充分转折，就会迅速流入B阀喉部。所以，A阀的流程虽然比B阀短，但是损失却比B阀要大，具体可以参见图10。
图10 压损流程图
三、总结
第一，根据计算结果，可以知道A调节阀的流量是47.3%，B调节阀的流量是52.7%，计算结果表明，A调节阀流量为47.6%，两阀的流量大约相差5%。第二，蒸汽流动的总压损是2.66%，主汽阀共损失了0.57%，占总损失的21%；调节阀共损失了2.09%，占总损失的79%。压损大都是在高速蒸汽流动的调节阀流道中出现的。第三，通常在主汽阀与调节阀的喉口位置出现压力损失。在调节阀的阀碟与阀座间会出现显著的节流现象，蒸汽在B调节阀喉口位置的速度最高可以达到170m/s。第四，蒸汽在进入主汽阀的咽喉位置后，气流就会达到腔室上半部分，从而让调节阀A和主汽阀间的腔室中形成大漩涡，局部形成了速度约为20m/s的低速区。第五，调节汽门与主汽门喉口后管道具有较好的扩压效果，能够大幅度降低总压损率，至少可以减小2%。
参考文献：
[1]段伦，余伟权，陈嘉.某700MW汽轮机高压调节阀改造[J].广东电力，2014，07：30-33.
汽轮机调节发展 篇7
【关键词】水轮机；CAD技术；应用与发展
水轮机的四个主要过流部件几何由于应用水头和装机容量的变化而变化，再加上现如今计算机的高度发展和计算机技术的广泛应用，在设计水轮机过流部件的问题上，反问题计算和优化的这种设计逐步走入了人们的视野。再来说说CAD，它其实是Computer Aided Design的缩写，而CAD技术设计就是计算机辅助设计。其中心部分就是计算机辅助绘图，这种绘图软件的替换了原来的手工绘图，不仅节省了大量的时间，还实现了绘图工具的一大飞跃。现如今的CAD技术主要应用于工程和产品设计等方面。计算机辅助绘图只是迈出设计的一小步，应该要在此前提下将专业计算与绘图结合起来，才能更好的实现设计的完整性。由此可见，这种现代化高速发展的新兴领域其前景是非常可观的。而且我们国家对于水轮机CAD系统的应用发展，也给予了一定的重视，其中包括水轮机的初步设计、结构优化以及有限元分析。
1.水轮机CAD系统的介绍
1.1水轮机系统的结构
自80年代后期，对于水轮机CAD技术，我们国家首先针对水轮机的初步设计、结构优化以及有限元分析等部分做了探讨。华中理工大学曾开展过“水轮机CAD图形处理系统”课题，浙江大学在后一年也与杭州发电设备厂共同完成了“混流式卧轴式水轮机CAD系统”项目，哈尔滨电机厂等地方也举行了水轮机CAD的展开计划，都获得了一定的成功。但水轮机设计存在许多复杂的地方，怎么便捷、高效率地合成繁琐的装配图，以及快速得到零部件尺寸参数，一直是大家在开发这个系统中十分注意的地方。水轮机存在多种形式，在此篇文章中将以混流式水轮机CAD来举例分析，便于探讨。混流式水轮机包括：导水机构、转动部分、蜗壳、尾水管装配、调速机构、轴承座等部分，每一部分又包括很多个零件。水轮机的全套设计图样分总装图、部装图、分部装图以及零件图。水轮机系统的总体结构包括尺寸参数，它是指决定零件形状大小的变量，它是图形生成、处理的先决条件。本系统不仅能够由已有设计结果，直接输入尺寸参数数据，还可以根据数学函数式和模型快速得到尺寸参数数据。由尺寸参数，再调节基础图形软件，就能够得到想要的图形。再结合各割面区域定义点的坐标，识别割面轮廓，从而得到割面轮廓信息和割面线，并经零件间遮挡裁剪处理、图线与字符干涉处理、零件尺寸标注后完成所需要的装配图、零件图。
1.2关于装配图和零件参数处理
装配图在处理时必须要注意是否与图表数据结构保持一致、零件间的遮挡、数据覆盖以及微机内存限制等等。CAD系统在1M内存微机上也能很好的实现水轮机总装图的处理与输出。而在零件尺寸参数处理这个方面上，由于每种零件都有其对应的尺寸参数，零件的每种系列规格也有其对应的尺寸数据。不同零件的尺寸参数数据生成及处理过程是大体一样的，但产生的数学模型是不相同的。如導水机构装配及其零部件的设计， 水轮机转轮叶片、上冠、下环通流形状总是由它的转速变化所控制的，这也同时决定了导叶、项盖、底环、控制环的布置。混流式水轮机导水机构布置的设计原则就是对已有水轮机型谱规定的型号，根据规格的变化，对导水机构的形式分别归档。而零件结构尺寸则是由功能、作用、强度、刚度等因素决定。CAD系统使用了标准系列的典型参数化表格图，创建起十分充足的数据和图形库，这样做的目的是想使其运行更加容易，系统更加合理，方便以后设计出新型号规格水轮机。例如，我们在模型实验时设计导叶时，主要依据水轮机型号，对于同一型式导叶，根据叶型相似原则，可根据数学模型来决定所设计导叶断面尺寸，而关于导叶其它相关的尺寸，可以使用数学关系式、表格数据方法，让计算机自动生成。
2.CAD水轮机系统的应用实例
将CAD技术与水轮机过流部件的优化设计相融合，将优化计算的结果用*.scR文件保存，再运行CAD，就能够便捷地将计算结果绘成设计制造的各种图形。而关于我国的水轮机CAD系统，不仅在给工程师和设计师在水轮机的设计方面提供了很多的灵感和方便，还大程度的节省了物质和人力资源，而且在全亚洲，甚至欧洲等地方也拥有一定的地位，已经很好的与CAE、CAM融合并为我们国家的二滩电站、三峡机组水轮机而服务。再来具体到以蜗壳为研究对象，首先将水流引入到蜗壳的引水室中，之后将其导入导水机构中，使之流入转轮区中，最后再从尾水管中流出，这种内部水流运动，在设计转轮的时候，最好沿着轴向均匀的流转，其流量应在转轮的切线方向平衡分布，最好沿着轴向均匀的流转。而蜗壳式水轮机被称为蜗牛的原因是它形似蜗牛壳。环量的出现必须由蜗壳那不断沿面变小的断面于导水机构前方回转，使导水组织结构水流平衡，这是它一个很具特色的地方。蜗壳并不只有一种，根据适应水头有40m以下机组的混凝土蜗壳和40m以上机组的高水头金属蜗壳。后一种金属蜗壳所能承受的压力显然大于前一种，由名字我们就能得出，这也为我们在选择蜗壳时提供了一个很好的参考依据。再来说说蜗壳是怎样来运行CAD系统，说到电脑程序，无非是创建数据、输入数据、绘图然后得到结果，当然CAD系统也不例外，但是在输入数据文件时应具体，例如水轮机的流量、转轮的直径以及导叶的长度等等，想要强调的是在使用绘图软件时，应要创建*.SCR文件类型，再用AutoCAD程序绘图，这样就能快速的得到想要的结果，大大的减少了时间。
结语
CAD水轮机系统已经得到了实际应用，由以往的传统设计图样转变成系统化产品，不同的产品参数都有不同规格的图样。采用数据搜盖、轮廓自动识别、自动裁剪，以往想要得到复杂的零件图、装配图，其过程是较为繁琐的，但此系统使用数据搜盖、轮廓自动识别、自动裁剪这种程序，能够让过程变得十分的简单，并且将计算机辅助绘图与水轮机设计相结合，创新的归纳出了水力计算、三维实。这种独特的系统不仅大幅度的提升水轮机CAD设计的质量，还完美的表现出了水轮机的水力设计、生成零件三维实体模型和实现虚拟设计，恰好迎合了软件工程的新思想，增加了它的可维护性和可扩展性，减少了开发新软件系统的所需时间。
参考文献
[1]夏泽政编著.微型机自动绘图系统.中国铁道出版社，2008.2.
[2]许耀昌，王昌禄编著.微型计算机辅助机械设计与绘图·电子工业出版社，2005.5.