DEH

DEH（共9篇）

DEH 篇1

0 引言

蒸汽轮机的控制是燃气-蒸汽联合循环机组控制的重要组成部分, 其控制核心是汽轮机数字电液控制系统 (DEH) 。现代DEH系统由于采用计算机控制技术为核心的分散控制系统结构, 提高了控制精度, 并且能够方便地实现各种复杂的控制算法。其执行部分由于采用了液压控制系统, 具有响应快速、安全、驱动力强的特点。

京西电厂汽轮机采用的是上海汽轮机有限公司生产的三压、再热、双缸、向下排汽、可背压可纯凝运行机组, DEH采用和集散型控制系统 (DCS) 相同的SPPA-T3000控制系统。

1 DEH系统

DEH系统主要由计算机控制部分与液压控制部分 (EH) 组成。计算机控制部分主要包括操作员站、工程师站 (此部分和DCS共用) 和控制机柜。计算机控制部分完成各种控制回路、控制逻辑的运算, 通过操作员站等人机接口设备完成运行操作、监控及系统管理。控制机柜负责实现汽轮机运行参数的实时采集, 经过各种控制策略、控制回路的运算, 将最终的阀门控制指令输出到执行机构。控制机柜主要由分散控制单元CPU、快速处理器FM458、专用接口模块ADDFEM、故障安全型卡件和普通卡件组成, 均设置冗余。其中CPU负责全部控制回路、控制逻辑的运算;FM458用于闭环控制与运算处理、转速控制、危机遮断、与ADDFEM通信;ADDFEM负责转速、重要的温度和压力信号采集;故障安全型卡件负责重要的开关量信号的采集和发送, 并负责所发送信号的24VDC供电;普通卡ET200用于柜内CPU与普通I/O卡及故障安全型卡件通信。

EH系统是DEH的执行机构, 主要包括供油系统、执行机构 (油动机) 、危急遮断系统等。执行机构响应DEH的指令信号, 由液压执行部件驱动阀门控制油动机的位置, 以调节汽轮机各蒸汽进汽阀的开度, 完成对机组的转速、压力、负荷等被调节变量的控制, 从而实现汽轮机安全稳定经济运行。危急遮断系统响应控制系统或汽轮机保护系统发出的指令, 当DEH发出超速控制信号或汽轮机保护系统发出停机信号, 危急遮断系统紧急关闭全部汽轮机蒸汽进汽门, 使机组安全停机。

2 电源概况及存在的问题

DEH系统的电源系统是DEH安全可靠工作的前提和保障, 电源设计应能满足现场实际需要及电源负荷率要求。DEH最核心的控制是保障汽轮机的运行安全, 当遇到超速、保护动作等事故工况时确保汽轮机安全停机。汽轮机停机是通过汽轮机各个主汽门和主汽调门的关闭来实现的。在上海电气的设计中, 为了达到控制的可靠性, 汽机所有跳机电磁阀均由开关量输出的故障安全型卡件控制并提供24VDC电源。跳机电磁阀的工作方式为带电关闭保证液压油工作油压, 失电时打开将液压油泄压, 从而实现关闭主汽门和主汽调门。为了防止故障安全型卡件误动作, 在设计时采用了互为冗余的配置。

开关量输出的故障安全型卡件的工作特性:

(1) 通道分布:每块卡件有10个通道, 每个通道带一个外部负载, 即每个通道提供一个外部电磁阀的电源。

(2) 工作原理:双层卡同时独立工作, 互为备用。互为备用卡件的相同通道带同一电磁阀负载, 即互为备用的两卡件通道由柜内配线汇总为一路对就地一个电磁阀进行供电。当卡件的通道由于外部或内部原因引起电压小范围波动时, 该通道将发出故障报警, 但冗余卡件正常工作, 即外部负载可以正常工作;当互为备用的两个通道其中一个电压波动达到安全型卡件的安全值时, 为外部负载供电的互为备用的两个通道将同时出现故障且钝化, 即安全型卡件将主动切断通道电源以避免其它通道受到影响, 对于DEH来说, 此时对应阀门将失电关门。

故障安全型卡件的稳定工作电压为20.4~28VDC。当超出其稳定工作电压范围后, 卡件进入不稳定工作区间, 其安全稳定特性丧失, 易发生故障或钝化, 可能危及其所带负载安全。

原供电方案如图1所示。

在运行过程中发现随着跳机电磁阀的打开数量增加, DEH控制柜入口电压随之下降, 故障安全型卡件的监视电压下降更加明显。当所有跳机电磁阀全部带电时, DEH控制柜入口电压下降至22.34V, 故障安全型卡件的监视电压下降至19.89V。

原供电方式存在的主要问题:

(1) 电源模块负荷率高。

(2) 电源到DEH控制柜导线截面积小, 供电回路电压损失大。

(3) 控制柜内导线截面积小, 柜内电压损失大。

3 电源优化方案

根据现场实际情况, 制定电源系统的改造方案 (如图2所示) :

(1) 将DEH1号柜伺服阀专用电源由DEH24V母排供电改为DCS24V母排供电, 目的是降低DEH电源模块的负荷率。

(2) 将DEH1号柜电源供电电缆由2×10mm2更换为2×20mm2, 以降低供电回路电压损失。

(3) 将DEH电源模块出口电压25.9V提高至27.5V, 以提高DEH控制柜电源电压。

(4) 将DEH柜内由硬跳闸回路至故障安全型卡件的供电线0.5mm2更换为1.0mm2, 以降低柜内电压损失。

4 优化效果

4.1 电压测量

(1) 优化前电压测试。电源模块出口电压25.94V, DEH控制柜入口电压24.35V, 卡件监视电压21.96V, 跳机电磁阀带电后测试结果见表1。

(2) 优化后电压测试。电源模块出口电压27.47V, DEH控制柜入口电压26.81V, 卡件监视电压23.97V, 跳机电磁阀带电后测试结果见表2。

4.2 电磁阀故障试验

试验方案:

(1) 保持电源模块的出口电压, 观测FDO监视电压和通道出口电压。

(2) 将FDO部分电磁阀带电, 然后观测FDO监视电压和通道出口电压, 做电磁阀连接导线+、-两线间短路试验。

(3) 将FDO全部电磁阀带电, 然后观测FDO监视电压和通道出口电压, 做电磁阀连接导线+、-两线间短路试验。

优化前试验现象:

(1) CA014四个电磁阀带电时, 做短路试验, 仅动作所短路通道对应电磁阀, 其他电磁阀无异常, “RE-SET ALL PASS OUT”复位后电磁阀会带电。

(2) 全部电磁阀带电时, 做短路试验, 发报警的FDO通道增加包括CA013:8/9/10、CA014:7/8, DA014:7/8和DA015:1/2/3/4均亮红灯, CA014:6和DA014:6绿灯灭, 其他电磁阀无异常, 所亮红灯会自动消失。CA014:6和DA014:6绿灯灭后需复位, 但复位后电磁阀不会带电。

优化后试验现象:CA014四个电磁阀带电时和全部电磁阀带电时, 做短路试验, 仅动作所短路通道对应电磁阀, 其他电磁阀无异常, “RESET ALL PASS OUT”复位后电磁阀会带电。

5 结语

电源系统优化后, 不仅降低了DEH电源模块的负荷率, 而且提高了故障安全型卡件的工作可靠性。如果故障为短暂性故障, 可以通过操作员“RESET ALL PASS OUT”复位消除故障, 保证机组安全稳定运行;即使为永久性故障, 也不会将故障扩大, 为申请处理故障争取一定的时间。

摘要：介绍DEH的组成, 针对原DEH电源存在的问题, 提出优化方案。

关键词：DEH,电源,负荷率,电压损失

参考文献

[1]李国豪.DEH电源系统改造和优化[J].中国科技信息, 2014, (14) :057

[2]陈辉.马栋梁.庞明海.汽轮机数字电-液控制柜电源改造及优化[J].发电设备, 2011, (4)

DEH 篇2

关键词：自备电厂；汽轮机；DEH；应用

DEH（汽轮机数字电液控制系统），简称数字电调，也是DCS系统重要组成部分。数字电液控制系统随着计算机技术的快速发展，其在自动化领域中的应用日益广泛，自从上个世纪80年代，数字计算机在自动化领域逐渐推广，数字式电气液压控制系统慢慢出现。文章主要针对自备电厂汽轮机DEH系统应用情况进行研究，对DEH系统进行深入分析，为提升DEH系统认识提供参考。

1 汽轮机控制系统相关技术现状

1.1 各类控制系统技术

1.1.1 机械液压式调节系统。国内自从60年代初就开始使用前苏联大容量汽轮机和机械液压式调节系统。目前国内使用的液压式调节系统大约有200多台200MW汽轮机，因此液压式调节控制汽轮机已经相当普遍。机械液压调节系统的相应速度较慢，机械之间的间隙较大引起动作迟缓，静态特性固定无法根据具体需求做出灵活变动。

1.1.2 电液并存控制系统。电液并存控制系统其主要是近年来为了针对机械液压系统存在着的问题，而制定的相应解决方案。电调系统运行时，液压调节系统自动跟踪，液压调节系统运行电调行动实现自动跟踪，两者系统之间实现无干扰切换，所有系统可以独立完成汽轮机启动、升降、并网以及带负荷调节等控制。

1.1.3 模拟电液控制系统。模拟电液控制系统伴随着电子元件可靠性的增加，在20世纪60年代中期由模拟电路组成。模拟电调系统的调速器部分随着电子元件组成执行部件仍然液压器执行，电调电子部分非常容易对信号进行综合处理，对于系统的控制精度较高。

1.2 汽轮机控制系统发展

1.2.1 数字式电调系统被广泛应用。随着计算机技术水平不断发展，汽轮机控制系统也逐渐朝着数字化方向发展。目前数字式电调主要有专用型数字式电调和通用型数字式电调，而专用型数字式电调在维护过程中比较麻烦，要求维修人员的专业技术能力较高。因此目前的专用型电调系统的全部功能还未完全发挥。通用型数字式电调控制系统的软件比较直观、透明，硬件的通用性较强。具体工作中可以使工作人员深入了解系统，并且还可以熟练寻找出问题所在，并且提出相应的解决措施。

1.2.2 通用型DEH系统发展。通用型DEH系统采用分散型控制系统DCS组成，通信模式采用串行通信、以太网通信网络。这些通信均符合国际标准协议，通讯速率从Kbps上升到Mbps。硬件采用通用Intel和PTCPU，过程控制板的互换性和通用性非常高，通用型的DEH发展特点主要由软件和硬件标准化产品控制。

DEH 篇3

【关键词】DEH；故障诊断及处理；LVDT；伺服阀

一、前言

大唐黄岛发电有限责任公司三期机组采用上海汽轮机有限公司与西门子西屋（SWPC）联合设计制造的660MW超临界机组，这是我国生产的首台660MW机组。其汽轮机型号为N660-24/566/566、超临界参数、单轴、三缸、四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机。该机组DEH系统采用了数字式电调系统，液压部分采用高压抗燃油系统。控制系统采用了ABB公司生产的Symphony系统，其硬件为液压伺服子模件（IMHSS03）。

二、常见故障诊断及处理

机组投产以来，DEH系统曾数次发生故障，影响了机组的正常运行，我们通过对数次故障分析研究总结出一些处理此类故障的方法和经验。

（一）LVDT故障

1.故障现象。某一调节气门执行机构摆动大并且在升降负荷时响应缓慢，甚至出现该调门全关或全开，机组部分甩负荷。

2.原因分析：（1）对应调门的LVDT拉杆弯曲、变形、断裂。拉杆固定螺丝松动或者拉杆与调门连接处脱离；（2）LVDT线圈坏或接线松动。DEH系统在每个调门上安装两支LVDT，在逻辑内手动设置一主一备，只有在主LVDT信号完全失去时，才会实现自动切换，且切换速度缓慢。

3.故障诊断：（1）现场检查确认LVDT拉杆是否弯曲变形，拉杆固定螺丝是否紧固；（2）用万用表测量LVDT初级线圈及两路次级线圈的交流电压是否正常。

4.故障处理。如我们经过诊断后发现故障点，则应先将该调门切手动控制。注意：切手动前要把常数块的数值改为与系统指令一致后，方可通过ON/OFF功能码切手动，防止切手动后阀门剧烈波动，影响负荷，调门切手动后改变常数块的数值，缓慢关闭调门。机务人员关闭该调门进油门后，拔下该调门伺服卡（应先解除伺服卡故障DEH切手动保护）后进行处理。

1.如果LVDT拉杆弯曲变形或断裂应该在线更换LVDT，更换LVDT时应保证拉杆在线性范围内，并且全开和全关位应尽量对称，即阀门开度的50%与LVDT的电气零位点（两路次级线圈的压差为零）尽量重合。新LVDT安装完毕后，我们应在线校验，手动将该调门缓慢开满，记录满位电压，然后缓慢将该调门缓慢关闭，记录零位电压，然后打开逻辑找到该调门对应的HSS03号功能码，在线的状态下，将满位电压及零位电压手动赋到相应的参数上，离线状态保存。

2.就地测量LVDT线圈电阻，如电阻不正常则说明线圈损坏，应更换LVDT，并在线校验。如电阻正常则应检查电缆绝缘及接线是否牢固，接触是否良好。

（二）液压伺服子模件（IMHSS03）即伺服卡或伺服阀故障

1.故障现象。某一调节气门执行机构摆动大并且在升降负荷时响应缓慢，甚至出现该调门全关或全开，机组部分甩负荷。在DEH伺服卡状态检测画面显示对应卡件输出错误。

2.原因分析：（1）伺服卡故障，输出指令错误；（2）伺服阀线圈烧坏或节流孔堵塞。

3.故障诊断。我们应先从上位逻辑中找到该调门对应的HSS03号功能码，观察该调门的输出指令与反馈是否正常。然后用万用表测量该伺服卡输出电压，包括至伺服阀指令和LVDT的激励电压，判断是否正常。

4.故障处理

（1）如通过观察发现该调门的输出指令经过积分后为负方向或正方向（开门或关门方向）最大值，而就地调门仍上下波动，则说明油动机油压维持不住，应联系机务检查该调门的伺服阀和卸载阀的节流孔是否堵塞。

（2）如通过观察我们发现该调门的输出指令及反馈都不稳定，经过初步测量该伺服卡的输出电压，诊断后发现故障点则应该先手动缓慢将该调门关闭，机务人员关闭该调门进油门后，拔下该调门伺服卡（拔卡前应先解除伺服卡故障DEH切手动保护）后进行处理。

（3）甩开该伺服卡对应接线端子板上的接线后，重新插入该伺服卡。用万用表测量输出端子上的输出电压。如电压不正常应更换该伺服卡。新伺服卡插入前应注意核对卡上的跳线器是否设置正确，并应先将对应端子板上的接线恢复后方可插入新卡件。最后我们应该将原卡件参数对应的赋在新卡件上，离线保存后，方可投入油系统，然后缓慢开启该调门至正常值后投入自动，观察对应调门是否运行正常。

（4）如卡件输出正常，则应测量伺服阀电阻是否正常，正常电阻应保持在80Ω左右，如电阻为零或无穷大，说明伺服阀线圈烧坏，则应联系机务更换伺服阀。

（三）电缆屏蔽故障

1.故障现象

三期机组投运以来，发现两台机组各有几个调门在DEH伺服卡状态检测画面里频繁报伺服卡输出错误，该错误持续10S后则机组DEH切手动控制，影响了机组的稳定运行。

2.原因分析

经过我们对可能的原因排查后，判斷为电缆屏蔽未处理好，造成系统抗干扰能力下降，伺服卡输出错误误报。

3.故障诊断

机组停运后，我们将所有到就地调门的电缆两端电缆头全部打开，对屏蔽层进行全面检查，发现DCS柜内有部分屏蔽层引出线虚接，就地端子箱部分屏蔽未做处理，造成电缆屏蔽层不接地，或两端接地，影响了整个系统的抗干扰能力。

4.故障处理

针对以上故障，我们将柜内电缆屏蔽与引出线全部焊接，重新制作电缆头，并在柜内单独接地。就地端屏蔽全部重新处理，制作电缆头，确保就地屏蔽层不接地。机组重新运行后，观察发现该错误不再误报。

三、结论

经过努力，我们已经解决了三期DEH系统投运里来发生的大部分问题，并在处理问题的过程中，得到了宝贵的经验，保证了机组安全稳定运行。但是由于机组原设计或设备原因，仍存在部分问题需联系厂家，进行硬件部分的改造方可解决。例如高压抗燃油油质不合格。因为现在机组的容量不断增大，蒸汽温度不断升高。在这样的情况下，电厂为防止火灾而不能采用传统的透平油作为控制系统的介质，所以EH系统国产化设计的液压油为磷酸酯型抗燃油，这对滤油装置要求很高，现在的滤油装置已经不能满足要求，经常造成节流孔堵塞，需厂家改进。再就是两路LVDT互相干扰的问题，现在#6机组#1，#2高调门必须甩掉一路LVDT单支运行，如两路同时运行会引起油管路震荡，经过我们检查未发现电缆和软件方面有问题，也需要ABB公司对硬件卡件进行升级。

参考文献：

《控制设备及系统》 作者：盛赛斌，武汉大学出版社。

DEH协调控制回路的改进 篇4

近年来, 随着电网对机组A G C、一次调频等功能要求的不断提高, 对机组的协调控制质量也在不断提高。华电潍坊发电有限公司1号机组CCS采用了上海新华公司2001年生产的XDPS-400, DEH采用了上海新华公司2000年生产的DEH-IIIA, 在正常情况下, 两者相互配合, 能够满足机组经济运行和负荷调节需要。但在快速增减负荷、一次调频、R B动作等特殊情况下, 存在机组负荷调节速度慢、控制精度差等问题。

1 控制原理

机组在投入协调时, 其负荷增减控制原理如图1、2所示。

C C S部分将汽机阀门开度指令与D E H参考负荷 (通过f (x) 转换为百分数) 进行比较, 当其差值d大于死区设置时, 进行正负值判断, d大于零时, 输出“增负荷”脉冲, d小于零时, 输出“减负荷”脉冲, “增负荷”、“减负荷”脉冲采用DO输出硬接线的方式送出至D E H。

DEH部分在投入协调控制后, T3输出置B, 当DEH没有接收到CCS发出的增 (或减) 负荷脉冲时, T1 (或T2) 输出置A, 则负荷给定值维持原值不变;当DEH接收到增 (或减) 负荷脉冲时, T1 (或T2) 输出置B, 将每周期负荷增 (或减) 量叠加入负荷给定值, 产生新负荷给定值, 实现机组负荷的C C S与D E H协调控制。

2 机组负荷调节速度慢等问题的原因分析

从图1、2中可以知道, 在要求提高机组负荷调节速度时, 可以通过设置图1中较快的增 (减) 负荷脉冲频率, 或在图2中T1、T2的B路设置较大的常数来实现;当要求提高机组负荷调节精度时, 可适当减小图2中T1、T2的B路设置常数即可。

但在机组实际运行中, 提高增 (减) 负荷脉冲频率, 负荷调节速度不升反降, 为满足机组负荷高速调节的要求, 只能通过在图2中T1、T2的B路设置较大的常数来实现, 但这样的设置却造成负荷控制精度较差。通过对协调控制回路的检查与分析, 发现CCS至DEH的负荷增减以D O通道输出, 并通过硬接线接入到DEH的DI通道, 所以我们把机组负荷调节速度慢的检查重点放在输入/输出通道上。我们采用模拟多种周期脉冲信号在D O输出并在D I端录波的方式进行检查, 发现在脉冲周期降至为1.4秒时即出现了DEH的DI通道不能及时复位的现象, 如图3所示, 随着脉冲周期的缩短, 这一现象更加明显。

检查CCS控制逻辑内增/减负荷脉冲周期设置为1.2秒, 由试验结果说明, C C S、D E H这种通讯方式在快速增减负荷、一次调频或RB动作时, 脉冲量速度过快, 增/减负荷指令形成长信号, DEH接收到的负荷增减脉冲个数远小于CCS输出的个数, 导致负荷调节速度慢、控制精度差等问题。 (图3)

注:图中A为C C S端模拟脉冲信号波形, B为D E H中录波波形。

3 改进方法

3.1 CCS部分

为了避免增 (减) 负荷脉冲丢失的问题, 取消原CCS中偏差运算和判断输出逻辑, 拆除了增减负荷脉冲输出D O通道接线, 将汽机阀门开度指令直接送入D E H。

3.2 DEH部分

基于CCS的修改, DEH部分在原有控制逻辑的基础上修改为如图4所示,

删除了增减负荷脉冲DI输入条件, 用CCS送来的汽机阀门开度指令 (通过f (x) 转换为负荷指令) 减负荷给定值的差, 进行正负超差判断, 使T1 (或T2) 置B, 与负荷给定值相加 (或减) , 形成新的负荷给定值。

4 应用效果

新华公司的XDPS-400逻辑组态中每页的运算周期可选20ms～60000ms多个等有积极意义的。

级, 经过静态试验和热态调试, 最终设定改进后控制逻辑页的运算周期为200 ms, 与原控制方式相比, 在不丢失指令的前提下, 调节速度提高到了原来的6倍, 相应地T1和T2的B路设定值也减小到原来的1/3, 既提高了机组负荷调节速度, 又保证了负荷控制精度。见表1。

通过改进前后效果比较表1, 1号机组DEH协调控制回路的改进消除了丢失C C S增减负荷脉冲指令的问题, 达到了提高机组在协调控制方式下负荷调节速度和精度的目的, 将这一改进应用在2号机组后也取得很好的效果。由此可见, 早期的机组控制系统虽然按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》设计了C C S与DEH协调控制方式, 但在受到硬件限制的情况, 不能很好地发挥其作用, 无法适应目前电网越来越严格的要求, 在现有控制系统的基础上, 采取有针对性的改进是具

参考文献

[1]肖增弘, 徐丰.汽轮机数字式电液调节系统[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]朱北恒, 尹峰.DL/T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程.中国电力出版社, 2007年3月.

[3]张秋生.提高机炉协调控制系统AGC响应速率的方法[J].电网技术, 2005, 29 (18) :49-52.

[4]张秋生.大型火电机组一次调频参数的设置及其对协调控制系统稳定性的影响[J].河北电力技术, 2004, 23 (5) :9-11.

DEH系统阀门试验异常处理 篇5

某电厂机组装配有两只快关式高压自动主汽门和中压自动主汽门, 布置在汽轮机高中压缸的两侧进口位置, 其作用是当机组启动运行时, 打开高中压自动主汽门, 保证汽轮机蒸汽流通正常, 当汽轮机组出现故障需要紧急停机时, 由危急保护装置动作迅速关闭高中压自动主汽门, 切断进入汽轮机的蒸汽, 防止汽轮机超速, 确保汽轮机的安全。汽轮机组在长时间运行过程中, 高中压自动主汽门一直处于全开状态, 当蒸汽品质恶劣时, 长时间在高中压自动主汽门流通的不合格蒸汽在主汽门的阀芯、阀杆等活动的部位结垢, 使自动主汽门发生卡涩, 另外, 当汽轮机控制系统高压抗燃油品质不合格时, 会引起自动主汽门油动机活塞与活塞筒表面发生锈蚀, , 在汽轮机正常运行过程中, 必需定期进行高中压自动主汽门活动试验, 确保主汽门开关使用正常。

2 故障情况

DEH-ⅢA型控制系统运行稳定、操作灵活, 通过一个试验电磁阀控制高中压自动主汽门油动机的高压油压力, 就可以进行高中压自动主汽门的活动试验 (见图1) , 高中压自动主汽门的活动试验分为全行程关闭试验和阀门松动试验两种方式。前者在试验时, 阀门做全行程开关, 后者在全开位置关到80%开度后复位。某次高中压自动主汽门活动试验过程中, 2号中压自动主汽门活动试验结束后复位时, 只能开到116mm开度, 之后又缓慢关闭, 关到75.8mm位置时稳定, 不再往下关, 但是又不能复位。重新再做2号中压自动主汽门活动试验, 发现2号中压自动主汽门关闭后复位时间过长, 且复位至141mm时不能再继续开启, 之后又慢慢关闭至126mm。经过多次阀门活动试验, 2号中压自动主汽门都不能复位至全开。

3 原因分析

根据2号中压自动主汽门活动试验后不能复位的异常现象, 检查DEH系统的运行参数, 现场高压EH油泵运行正常, 高压油系统母管压力、危急遮断油压力、油箱油位等都正常, 汽轮机其它高中压自动主汽门活动试验后都能正常复位, 必需从进入2号中压自动主汽门的高压油系统 (见图1) 分析查找导致阀门试验后不能复位的原因。

1) 中压自动主汽门阀芯卡涩, 会导致阀门不能正常复位, 但经过多次进行阀门活动试验及现场检查, 中压自动主汽门每次活动试验复位的位置都不同, 而且阀芯活动灵活, 可以排除阀门卡涩的可能。

2) 中压自动主汽门试验电磁阀活动试验后不能及时关闭, 导致高压油经过试验电磁阀泄漏至回油管 (见图1) , 使高压油压力下降, 高压油压力达不到开启中压自动主汽门的压力, 致使2号中压自动主汽门活动试验后不能复位。

3) 中压自动主汽门的卸荷阀手动泄油门关不严 (见图2) , 导致2号中压自动主汽门的安全油经过卸荷阀泄漏至回油管, 使该阀门安全油压力下降, 安全油压力不能克服卸荷阀内弹簧的拉力, 不能完全关闭卸荷阀, 致使高压油在卸荷阀内泄漏至回油管, 不能维持高压油的压力, 导致2号中压自动主汽门活动试验后不能复位, 电厂技术人员尝试现场拧紧该卸荷阀手动泄油门, 但效果不明显。

4) 中压自动主汽门的高压油进油节流孔板堵塞, 导致高压油进入2号中压自动主汽门的进油量减少 (见图1) , 使高压油压力下降, 高压油压力达不到开启中压自动主汽门的压力, 致使2号中压自动主汽门活动试验后不能复位。

4 处理方法

4.1 更换试验电磁阀

关闭2号中压自动主汽门高压油系统进油截止阀后, 迅速更换试验电磁阀, 装复后重新做阀门活动试验, 但异常现象未能消除。

4.2 检查高压油进油节流孔板

拆开进油节流孔板后, 检查节流孔板内发现有黄色胶状异物, 体积大小约2mm×2mm, 而进油节流孔板的进油孔直径只有0.8 mm, 胶状异常堵住了节流孔板的进油孔, 把胶状异物清理干净, 装复高压油进油节流孔板, 重新做阀门活动试验, 2号中压自动主汽门能迅速复位到全开, 阀门开关时间不超过3秒, 符合阀门开关时间技术标准的要求。

5 结束语

1) 新机组投产或检修后投入运行, 对高压抗燃油系统管路进行全面的冲洗, 经取样化验油质合格后, 才能投入高压抗燃油系统运行。

2) 机组检修时, 必需对高压抗燃油油箱内壁及出口滤网进行检查, 检查是否有类似胶状的物质, 并根据情况进行油箱清理及更换滤网。

3) 高压抗燃油系统需要补充新油时, 新油的油质指标一定要符合高压抗燃油特性指标的标准要求。

4) 机组调峰停机时, 再生装置要全程投入运行, 以防止高压抗燃油酸值过高。机组运行过程中, 加强对高压抗燃油油质的监视, 定期抽样检测, 发现油质不合格必需及时采取措施处理。

摘要：分析了DEH系统各设备的结构原理, 找出中压自动主汽门活动试验复位异常的原因, 提出解决办法。

电厂汽机DEH系统的故障分析 篇6

DEH系统是数字电液控制系统的简称, 它是电厂汽轮机组的专用控制系统, 主要负责对汽轮机组的启停、转速以及功率等进行控制, 是确保机组安全、稳定、可靠运行的有效手段。该系统在电厂汽轮机组中的应用使机组运行的自动化水平获得了显著提升, 在给电厂带来巨大经济效益的同时, 还进一步减轻了运维人员的劳动强度。系统除了能够实现抽气压力控制、热电调节、优先级控制等功能之外, 还为电厂其他自动化系统预留了接口。由于系统采用了当前最为先进的微处理技术, 不但使整个系统的结构更加紧凑、可靠性更高, 而且还便于测试、易于维修。

由于电厂的汽轮机组需要长时间不间断运转, 所以DEH系统作为汽轮机组的主控系统也必须保持长时间的运行。虽然DEH系统的整体性能较为稳定, 但在较长时间的运行过程中, 不可避免地会出现一些故障问题。一旦DEH系统发生故障, 便会对汽轮机组的正常运行造成影响, 所以必须及时查明故障原因, 并采取合理、可行的措施和方法予以消除, 使系统在最短的时间内恢复运行。

2 电厂汽机DEH系统故障分析与解决途径

通过对一些应用DEH系统的电厂进行调查发现, 系统在运行过程中经常会出现各种故障问题, 这对机组的正常运行造成了影响。为此, 必须针对故障问题采取有效解决措施, 争取在最短的时间内消除故障。

2.1 电液系统故障及解决方法

在电液系统中, 电液转换器是较为重要的组成部分之一, 它的故障频率相对较高。较为常见的故障问题有电液转换器的振颤幅值比减小。造成这一问题的主要原因是卡涩死区增大, 即转换器的滑阀出现了较大程度的卡涩;转换器进出口压力差升高, 多表现为进口压力不变、出口压力减小, 通过对其内部机械结构进行分析发现, 导致该问题的具体原因是漏流量增大、滑阀严重磨损。

对上述故障问题进行处理时, 可先将电液转换器解体, 并对各个部件进行检查, 若是滑阀的阀杆磨损严重, 应及时更换, 并对堵塞的滤网进行清洗;如果滤网破损, 应进行更换;此外, 还应看弹簧的弹性是否有所减弱, 若是弹力减小, 则应进行更换。

2.2 油系统故障及处理方法

由于DEH系统的油管路有很大一部分都安装在汽机上, 在机组运行的过程中会产生高温和高压蒸汽, 这样一来, 便会使部分元件或是油管路处于高温高压的环境当中, 随着温度的不断升高, 会导致油的氧化速度加快, 氧化会使EH油的酸值增大, 颜色变深, 当酸值指标超过0.1mgKOH/g时, 会导致油产生空气间隔等问题。此外, 当EH油含水乳化之后, 极有可能造成DEH系统无法正常运行, 严重时会导致汽轮机组危急遮断系统故障。如危急遮断系统复位之后, 若是遇到危机情况, AST会自行动作, 而在EH油乳化的前提下, 泄漏孔会被堵塞, 这样一来, 便无法将油成功泄出, 从而导致主汽门与调门无法关闭, 由此会引起汽机转速飞升, 严重时会造成机组损坏。导致EH油含水过高的主要原因如下:机组在运行过程中使用的冷却水为工业水, 水侧的压力往往要比油侧的压力大, 加之工业水的水质相对较差, 其对铜管具有一定的腐蚀作用, 当机组长时间运行后, 可能会造成冷却水渗漏至油侧;EH油当中的水分绝大部分是水汽结露的产物, 水在油中水解之后, 会使EH油中产生磷酸, 而磷酸本身的催化作用会加速水解反应。

针对上述问题可采取如下方法进行处理:

(1) 要尽可能使DEH系统中的各个元件尤其是管路远离高温区, 注意设计元件的安装位置以防止此类问题, 若是设计中无法避免, 则应采取高温隔热措施。同时可适当增加通风, 借此来降低机组运行环境的温度, 若有必要, 也可通过引入压缩空气对机组进行冷却。

(2) 适当增强抗燃油的流动性, 以此来防止死油区出现, 并在机组停止运行后, 尽可能保持DEH系统的油循环, 这样能够使高温区的油温获得有效降低。

(3) 对于使用工业水的冷油器, 应当采用不锈钢管进行焊接, 或将工业水改换为除盐冷却水。此外可通过体外循环的方式将油中的水分去除掉, 但在滤油时必须注意油箱的油位, 以免油位过低影响机组运行。

(4) 避免油酸值升高最为有效的方法是投用再生装置, 这是因为再生装置中的硅藻土滤芯可使油的酸度有效降低。再生装置的投入时机非常重要, 通常油酸值接近0.1mgKOH/g时为最佳投入时机, 若是油的酸度超过0.5mgKOH/g, 则必须更换新油。

2.3 保护系统故障及处理措施

在电厂汽轮机组DEH系统中保护系统的作用非常重要, 若是保护系统出现故障, 轻则会影响DEH系统的正常使用, 严重时可能会造成DEH系统损坏。这里所指的保护系统具体是指OPC卡件箱当中的设备, 如OPC板和MCP测速板。

(1) OPC板的故障问题。在保护系统中, OPC板的主要作用是对OPC电磁阀进行直接控制, 一旦其出现故障, 必须及时进行更换。在更换OPC板的过程中, 出于安全方面的考虑, 可先将板与阀之间的联系暂时切断, 同时要对更换的OPC板进行认真核对, 若是条件允许, 则应对新更换的OPC进行测试。更换完毕并确认OPC板能够正常工作后, 便可重新恢复板、阀之间的连接。

(2) MCP的故障问题。当汽轮机组处于正常运行状态时, 若是MCP上的指示灯点亮, 则说明机组的转速超过1 000r/min;如果指示灯不亮, 则表明MCP测速板出现故障, 此时只需将故障的MCP进行更换便可消除问题。需要特别注意的是, 不得同时对两块以上MCP板进行更换, 而必须依次进行更换。

2.4 伺服系统故障及解决途径

在电厂汽机DEH系统中, 伺服系统是最为重要的组成部分, 这是因为它对机组阀门的运行状态有着直接影响, 一旦伺服系统出现故障, 后果极其严重。伺服系统比较常见的故障有VCC卡故障。

当确定VCC卡出现故障后, 应当先考虑以在线调整的方法进行解决, 如果无法通过在线方式进行调整, 则应及时对故障的VCC卡进行更换处理。在更换VCC卡的过程中, 要确保机组运行安全, 避免阀门突然全关或是全开的情况发生。

3 结语

总而言之, 在电厂生产中, 汽轮机组是不可或缺的重要设备之一, 它的运行稳定与否直接关系到电厂的生产能效。DEH是汽轮机组的主控系统, 一旦出现故障, 则有可能导致汽轮机组处于失控状态, 严重时会引发安全事故。为此, 必须对DEH系统的各种故障问题予以足够的重视, 并采取有效途径和方法在最短的时间内消除, 保证系统稳定运行, 从而对汽轮机组进行有效控制。

参考文献

[1]李立军, 陈向东, 樊印龙.汽轮机数字电液调节系统在液调机组改造中的应用研究[J].浙江电力, 2011 (4) .

[2]林葳.汽轮机DEH系统高调门控制故障及其分析[J].科技与企业, 2013 (3) .

[3]刘晓甫, 王鹏, 发电厂DEH控制系统频繁故障的原因分析及改进措施[J].科技向导, 2012 (8) .

[4]于达仁, 秦骁程.基于非线性辨识的汽轮机调节系统卡涩故障诊断[J].汽轮机技术, 2013 (7) .

B修后DEH阀门流量特性试验 篇7

目前火电机组汽轮机大部分采用数字电液控制系统 (DEH) 。DEH是一个相对独立的系统, 主要的功能有转速控制、负荷控制、阀门控制、阀门管理、负荷限制等。DEH中, 阀门流量特性曲线是一个重要的函数, 是流经阀门的蒸汽流量与阀门开度的对应关系, 其与阀门实际特性是否吻合将直接影响调节系统的品质和机组运行的经济性。如果流量特性曲线与实际阀门流量特性存在差异, 则在阀门切换过程中负荷扰动就比较大, 运行中负荷控制精度降低。通过对某600MW超临界机组进行B修后阀门特性试验, 确认实际阀门流量特性曲线与厂家提供的设计曲线是否一致, 并适当进行修正。

1 B修后DEH阀门特性试验

2012年5月, 对某600MW机组进行B修后的汽轮机阀门特性试验。该机组为日本日立公司生产制造的600MW超临界压力汽轮机, DEH控制系统为日立H5000M系统。通过对修后汽轮机阀门特性试验, 确认实际阀门特性曲线是否偏离厂家提供的设计曲线, 如有偏离将对阀门特性曲线进行修正, 改善汽轮机DEH的调节品质, 满足机组稳定运行的要求。

1.1 试验条件

(1) 汽机有关油系统检修工作全部完毕, 经检查符合质量要求, 并具备试验条件;

(2) EH液压系统已投入正常运行, EH油质化验合格;

(3) 汽轮机调速油系统具备运行条件;

(4) 就地LVDT、伺服阀安装接线完毕, 具备调试、试验条件;

(5) 热工信号、测量和控制系统全面检查正确无误后, 已恢复正常运行, 画面显示无异常;

(6) 试验热工信号系统、显示画面、信号光字牌、音响报警、打印记录正常;

(7) 相关连锁试验结束, 并符合规定要求;

1.2 试验步骤

首先对阀门位置指示校准:

(1) 汽轮机处于停机状态, 检查油动机LVDT, 使油动机LVDT工作在其线性区内;

(2) 启动大机EH油泵和调速油泵, 检查油压、油温正常, 必要时投入油温冷却;

(3) 脱扣状态下, 检查测量油动机位置, 并做好标记;

(4) 检查影响大机挂闸的条件, 通过解除保护或强制信号, 使大机具备挂闸条件, 联系运行人员挂闸;检查就地油动机位置, 并与挂闸前位置比较, 调整伺服卡和LVDT信号, 使调门在全关状态下, 开度指示为零, 并使每个调门的两个LVDT信号基本一致;

(5) 通过操作员逐步增大调门指令, 就地检查调门实际位置变化, 当指令为100%, 测量伺服卡输出, 就地测量每个调门油动机的实际行程, 并与设计要求比较, 确认阀门全开时, 阀门开度指示为100%;

(6) 通过调门全开、全关调整后, 每个调门实际行程和位置应与设计要求基本一致;

(7) 如果伺服卡为双冗余配置, 调整伺服卡时, 应保证每个调门对应双输出信号基本一致, 保证正常运行无扰切换;逐一检查调门调节死区, 死区<1.0%。

其次调门零点、满度整定完毕, 通过操作员给定调门指令, 检查调门实际开度和DCS显示开度, 实际开度与设计基本误差应满足制造厂的规定值, 测量就地阀门实际行程及阀门位置指示装置 (LVDT) 反馈信号, 将数据记录在表1内 (限于本文需要, 阀门实际行程数据未列于表1内) 。

1.3 绘制阀门试验流量特性曲线

根据试验数据绘制阀门试验流量特性曲线, 见图1。

根据机组日立公司DEH系统中阀门特性曲线, 调出流量指令与DEH调门指令的相关数据表, 见表2。

根据DEH厂家流量指令与DEH调门指令的相关数据表绘制给定曲线, 并将试验获取的阀门流量特性曲线绘制在同一图表中, 分别得出CV1、CV2、CV3、CV4阀门试验曲线与厂家给定特性曲线的对比图, 见图2:

2 试验结果分析

通过对某600MW超临界机组B修后DEH控制系统阀门特性试验, 对比各个阀门的试验特性曲线与厂家给定特性曲线, 其DEH在不同流量指令下, 阀门实际开度与汽轮机厂家设计要求基本一致, 调门流量特性曲线不需要修改。DEH阀门控制精度较高, 可以满足机组启停及正常运行的要求。

3 结语

阀门特性曲线是汽轮机DEH中一个重要的参数, 如果曲线与阀门实际特性不符, 将影响机组的调节控制。在机组大修及阀门改造后, 需按规程要求进行阀门特性试验。如出现曲线偏离的情况, 可以根据机组运行情况进行适当修改, 改善汽轮机DEH调节品质, 确保机组安全稳定运行。

参考文献

[1]王文宽, 孟祥荣, 汽轮机顺序阀控制参数的整定[J], 山东电力高等专科学校学报, 2004, (3) :53-56

DEH 篇8

通常汽轮机进汽阀门的行程-流量曲线存在很大的非线性。为了改善DEH控制系统的调节性能,需要在DEH中设置阀门流量修正曲线,使总阀位给定值与进汽流量间基本呈线性关系。根据汽轮机厂家提供的原始数据,阀门行程-流量曲线及流量系数曲线,即可分别计算出单阀方式修正曲线和顺序阀方式修正曲线。如图1~3所示。

在顺序阀方式下通常采用对称分布的两个同时开启,再依次开启其余阀门,以降低对进汽部分的冲击。

如果原始数据与机组实际曲线不一致,修正曲线设置不当,会造成总流量曲线出现一定的非线性。从而影响功率反馈、一次调频的调节品质。严重时在曲线拐点处可能引起系统震荡。

我们可以通过对问题机组进行流量特性试验,得到实际的阀门行程-流量曲线及流量系数曲线,计算出单顺阀修正曲线,最终改善机组的调节性能。

2 蒸汽流量试验原理

可将蒸汽通路简化为如图4所示。

在一定的蒸汽参数下,蒸汽膨胀产生的机械功率与蒸汽的质量流量近似成正比关系。流过第i个调节阀的蒸汽流量Di与第i个调节阀等效节流面积Ai、主汽压力P0、调节级压力P1有关。总的蒸汽流量D等于各调节阀流量之和,用式(1)表示。总蒸汽质量流量D与调节级后压力P1近似成比例关系,用式(2)表示。

各调节阀喷嘴组的质量流量D i与该调节阀等效面积Ai、主汽压力P0及流量函数φ成比例关系,用式(3)表示。

由式(1)~(3)知,各调节阀等效面积Ai之和的总有效面积A满足式(4)

蒸汽在喷嘴中膨胀加速,在调节级压力很小时,流速达音速,此时流量与阀后压力无关。随着流量增加阀后压力增大,流速小于音速时,流量会随阀后压力增大而降低。这种效应可用流量函数φ式(5)表示[1]。

其中:蒸汽绝热指数γ等于1.2 3,在临界压比0558 7以下,ϕ≡0.2

由式(1)~(4)可知,试验时分别使单个调节阀全开全关一次,试验过程中保持其余调节阀开度不变,即可通过P1、P0的值计算出此阀门的有效面积Ai的百分比即得到单个阀门的行程-流量函数fi,如式(7)。

其中:gmax、gmin分别为在试验调节阀全开、全关时g的值。

该阀门流量占总流量的百分比αi由式(8)确定。

以VWO工况的总流量为标幺值,可得到总流量修正函数,如式(9)

其中:P0e为额定主汽压力、P1v为额定VWO工况下调节级压力。

阀门修正原理如图5所示。

3 数据收集计算

通过查阅汽轮机热力系统计算书,即可得到额定主汽压力P0e、额定VWO工况下调节级压力P1v。

按照上述要求分别对每个调节阀进行阀门流量特性试验。试验过程中必须保持其余调节阀开度不变,机组功率、压力缓慢平稳变化。每个调节阀全行程时间设置为10分钟。从DCS中导出各调节阀全行程变化时间段自动记录的数据:主汽压力P0、调节级压力P1、油动机行程行程。

用EXCEL表中对各调节阀分别计算各点压比P1/P 0、φ及g。用油动机全开、全关段g的平均值计算gmax、gmin。对g值归一化,计算式(7)(g-gmin)/(gmaxgmin)*100。用归一化CV行程、g作曲线,根据曲线适当选择11个点拟合得单个阀门的流量特性曲线f1。同样计算得f3~f4。

分别计算各阀门流量比例系数,并将计算结果归一化,使Σαi=1。

令P1从0到P1v变化,按式(9)计算fφ-1函数。用P1/P1v*100、fφ-1作曲线。根据曲线适当选择11个点拟合总流量修正曲线fφ-1。

4 单顺阀分配

在单阀方式下,各调节阀开度相同。各油动机阀位给定一致,输出等于输入。即y1=y2=y3=y4=x。

在顺序阀方式下,CV1、CV2给定一致全开后再开CV3,CV3全开后再开CV4。开启的斜率与各调节阀流量百分比αi有关。为了避免阀门结合部流量失控,需设置重叠区。设流量重叠量为b。在重叠区内流量曲线斜率应保持不变。因此重叠区内各阀门的开启斜率需适当降低。

对应各调节阀的形状大小、行程及喷嘴数一致的机组,由于单个阀门的流量特性曲线及流量百分比相同,可简化单顺阀分配算法,如图6所示。

根据单顺阀分配分别计算出CV1~4顺序阀方式下的阀位给定fs。计算单顺阀转换系数d、s,令s=1-d。d=1时为单阀。d=0时为顺序阀。单顺阀转换过程中,d由0到1或由1到0缓慢变化。转换过程通常设置为1 0分钟,以降低调节级蒸汽温度变化的影响。单阀分配曲线输出乘以d加上顺序阀分配曲线输出乘以s。如图7所示。

5 结束语

按照上述原理在某电厂进行了阀门流量特性试验,将试验数据计算整理得到单个阀门的曲线f1~f4,如图8所示;总流量修正曲线fφ-1,如图9所示。

按照图5、图7设计DEH阀门修正逻辑,按图6、图8、图9所示曲线修改阀门修正逻辑中的相应函数。

修改后机组启动、带负荷明显改善,彻底解决了该机组的负荷波动问题。

对于因阀门流量特性曲线修正不当,引起在某些点附近易出现负荷波动,甚至发生系统振荡的问题。采用本文介绍的阀门流量特性试验及计算方法,此问题可得到彻底解决。

参考文献

DEH 篇9

靖海发电厂1、2号机组为600MW超临界机组, 三大主机均由东方三大动力厂提供, 采用DG1900/25.4-Ⅱ2型超临界、中间再热、自然循环的燃煤锅炉, 为钢球磨中储式制粉系统, 对冲式燃烧, 平衡通风。过热汽温采用二级喷水减温调节, 再热汽温采用烟气挡板与事故喷水相结合的调节方式。采用旋转式空气预热器, 动叶可调轴流送、引风机。3台调速给水泵, 其中1台是电动泵, 两台是汽动泵, 单泵容量为50%ECR, 正常时两台运行, 1台备用。汽轮机为单轴三缸四排汽再热凝汽式汽轮机, 采用基于数字控制器和高压抗燃油以及伺服阀控制的数字电液控制系统 (DEH系统) 。机组正常运行过程中, DEH系统发生异常和故障, 将严重影响机组安全和稳定运行。下面介绍DEH系统常见故障处理方法, 供在建电厂和运行中的机组借鉴。

二、常见故障处理

故障1 2008年5月25日, 运行人员做2号机组左侧中压联合汽阀活动试验时, 当中压调节阀 (ICVL) 阀门关到7%时, 右侧ICVL关闭, 1s后又重新开启, 阀门活动试验失败。

故障分析阀门活动试验过程: (1) 左侧试验时, ICVL以10%/s的速度从全开位到全关位, 当关到10%时, 快关阀带电, 全关到零位。 (2) 中压主汽阀 (RSVL) 试验电磁阀带电, 该阀从全开位动作至全关位, 当RSVL关到10%时, RSVL快关阀带电, 全关到零位。 (3) RSVL试验电磁阀及快关阀失电, RSVL从全关位到全开位。 (4) ICVL快关阀失电, ICVL以10%/s的速度从全关位到全开位。右侧活动试验同左侧。

做左侧阀门活动时, ICVL以10%/s的速度从全开位关到10%左右, 此时快关电磁阀带电, 右侧调节阀关闭。结合2008年1月23号和2月9号做右侧阀门活动试验时, ICVR以10%/s的速度从全开位关到10%左右, 此时快关电磁阀带电, 左侧调节阀关闭。由此判断故障原因是左右侧调节阀的快关电磁阀的接线接反。

防范措施 (1) 检查左右侧快关电磁阀的接线是否正确。 (2) 检查阀门活动试验逻辑是否完整。 (3) 在阀门活动试验时, 减小指令的变化速率, 使得阀位反馈可采集到在10%的信号。

故障22009年2月16日13:27:16, 2号机组负荷为299MW, 主汽压为14.66MPa, 锅炉给水流量为807t/h, 给煤量为116t/h, 主汽温度为567℃, A、B小机运行, A、C、D、F磨煤机运行, 其他辅机运行正常。13:22～13:26, 主机做左、右侧中压联合阀门活动试验且动作正常, 13:27:16, 开始做右侧高压主汽门阀门活动试验, 当右侧高压主汽门关到位时, 发电机跳闸, 导致汽轮机跳闸, 同时锅炉MFT动作, 其他辅机跳闸正常。

故障分析热控人员迅速查看报警信息、趋势图和相关逻辑, 查看汽轮机已跳闸信号的逻辑:汽轮机已跳闸[就地EH油压力低压力开关 (<3.9MPa) 送至DCS, 经逻辑三取二作为跳闸信号];任一中压主汽门关同时任一高压主汽门关。当上述任一信号触发时, 作为汽轮机已跳闸信号, 连跳发电机。汽轮机挂闸后, 发现A侧中压主汽门的关限位开关信号始终存在, 同时联系到在13:27:16, 做右侧高压主汽门阀门活动试验时关到位信号触发, 满足“任一中压主汽门关同时任一高压主汽门关”的触发逻辑, 触发汽轮机已跳闸信号, 导致发电机跳闸, 同时连跳汽轮机, 锅炉MFT动作。检查A侧中压主汽门的关限位开关, 发现其内部有水滴, 测量常开触点的电阻为240Ω, 触点闭合, 更换新限位开关后工作正常。分析开关内部有水滴的原因是该阀门旁边有BDV阀, 机组在运行时此阀门漏汽, 长时间积累, 水蒸汽凝结, 导致开关触点误闭合。进一步分析, 中压主汽门和高压主汽门的就地开、关的限位开关为两路, 分别到DCS和DEH系统, DEH系统的开、关反馈在画面上只作为显示用, DCS的关反馈经过逻辑运算后作为汽轮机已跳闸信号, 同时也作为再热器保护中“主汽门关信号”, 但DCS画面没有显示, 不利于运行人员监视。

防范措施 (1) 在DCS逻辑中增加各调节阀和主汽阀的开、关上网点, 同时在DCS画面增加监视点, 便于运行人员监视。 (2) 高压主汽门和高压调节阀做阀门活动试验时, 需满足: (1) 所有HSS03卡件正常。 (2) 负荷在250～350MW。 (3) 机组不在锅炉主控方式。 (4) 发电机出口断路器闭合。 (5) 所有高压和中压主汽门均全开。 (6) DEH在自动方式。其中 (5) 引用的是现场到DEH系统的测点, 因此将现场到DCS的测点也添加到此条件中, 可避免信号误动作, 引起机组跳闸。 (3) 全面检查主机的主汽门和调节门的限位开关, 更换问题开关并检查其密封性。

故障3 2009年3月2日14:10, 2号机组负荷为299MW, 汽轮机在本地功率回路自动方式, 主汽压为14MPa, 锅炉给水流量为807t/h, 给煤量为116t/h, 主汽温度为566℃, A、B小机运行, 其他辅机运行正常。14:10～14:58, 主机做阀门活动试验, 在做高压调节阀阀门活动试验过程中, 活动过程结束时, 该阀门阀位发生跳变, 后恢复正常, CV2、CV3及CV4均存在同样问题, 2月23日做阀门活动试验时也存在同样情况。

故障分析在操作员站, 运行人员操作“试验按钮”和“CV活动试验按钮”后, CV阀门活动试验过程开始: (1) CV阀指令锁定当前值, 阀门以0.333%/s的速度关闭, 当阀位关到10%左右时, 该阀的快关电磁阀得电, 全关到零位, 阀门活动试验过程结束。 (2) 该阀的快关阀失电, CV阀以0.333%/s的速度从全关位开到该阀锁定时的指令, 同时切换到正常调节回路, 接受“手动参考指令”。

运行人员在做阀门活动试验过程中, 投入功率回路, 维持机组负荷稳定。当锅炉燃烧不稳或汽轮机调节阀在做阀门活动试验时, 对负荷均有扰动。在投入功率回路情况下, “手动参考指令”不能维持稳定, 当阀门活动试验结束, 该阀切换到正常调节回路时, 指令存在跳变情况, 导致阀门波动。

防范措施为维持机组负荷稳定, 同时避免阀门指令跳变, 在阀门活动试验结束, 该阀切换到正常调节回路时, 增加阀门指令的速度限制 (改为0.333%/s) , 这样在“手动参考指令”发生变化时, 阀门指令不会跳变, 而是缓慢变化, 也不影响机组正常负荷调节。

故障4 2010年3月12日11:22:38, 1号机组DEH所有调门、主汽门突然关闭, 约2s后自动恢复正常, 对机组负荷未造成影响。

故障分析检修人员检查各项记录和报警信息, 发现DEH的左侧主汽门指令由原来的98.15%关到-1.5%、REFERENCE、LOAD REFERENCE由原来的86%关到0%、手动参考值指令MANUALREF由原来的86%关到0%、EH油压有微小波动 (11.29～10.92MPa) , 其他相关重要变量未查到任何记录。由于可查记录量过少, 无法直接找到原因, 只能采取排除法, 发现汽轮机RUN信号可能发生通信翻转才造成调门、主汽门突然关闭。RUN信号由4号控制器通信到2号控制器, 在2号控制器内用了两个上网点采集同一个RUN信号, 这种设计可能会引起意外情况。逻辑编译后会有“Input Reference has already been accessed”报警, 当RUN AUTO信号发生短暂翻转时, 就会出现此次故障。

防范措施更正DEH不同控制器间不恰当的通信方式。当同一个控制器通过多个DI/B (或DI/L、AI/B等) 采样同一信号时, 往往会造成排在后面块号的那个DI/B取不到数据而使通信不稳定。删除多余的DI/B或AI/B块, 保留块号较小的功能块, 确保DEH逻辑运算的顺序不会改变 (DEH对功能块的执行顺序有严格要求) 。

故障5 2011年5月22日, 1号机组DEH系统GV3 (3号调门) 发出SEC1、SEC2故障报警 (现场反馈的LVDT次级线圈信号在HSS03卡内部判断异常) , 现场GV3调门全开。检修人员更换GV3控制卡 (HSS03卡) 后正常。2011年6月7日, 1号机组DEH系统GV3发出A/D、D/A状态故障, 现象是经常闪一下报警, 然后又能自动恢复正常, 而现场调门没有太大变化。检修人员更换HSS03卡、LVDT传感器、伺服阀, 并对GV3的控制接线、LVDT接线等进行绝缘检查, 未发现异常情况, 排除接线问题。在DEH机柜测量两路伺服阀控制线圈电阻, 电阻值正常且阻值稳定, 排除接线不稳定因素。2011年6月8日, GV3又偶尔发出输出1状态、输出2状态同时故障, 有时还伴有微处理器故障 (为HSS03卡离线后的卡件硬手动控制方式) , 现象是故障报警闪一下, 持续时间不超过2s, 又自动恢复正常。

故障分析根据3次故障现象及处理情况, 除卡件背板、接线端子板、电缆未更换, 其他能检查更换的全部检查, 但故障仍时常发生。3次故障类型均不相同, 没有共同点。因此, 综合判断, 很有可能是卡件质量或卡件背板不稳定, 造成GV3频频故障, 而端子板故障可能性不大, 否则不会出现卡件离线故障。ABB生产的这种HSS03卡电路设计过于复杂, 电源设计与现场未能很好匹配, 除受现场因素影响外, 自身功耗也较高, 因此故障率较高。

防范措施 (1) 采用北京ABB公司全新的HSS03卡件 (原装性较好, 检测过程较严格, 质量有保证) , 不使用返修卡件, 也不采用其他经销商的卡件。 (2) 该机组在2010年底小修过程中, 检修人员调整了HSS03卡件, 设置两路LVDT自动切换功能, 调高了LVDT的激励电压。由于国产LVDT的内阻较大, 会大幅增加HSS03卡的功耗, 增加HSS03卡故障机率。因此, 运行过程中注意观察, 若HSS03卡故障率较高, 则建议还是调低LVDT激励电压, 同时也可降低控制输出电流的幅度 (如原来设计为±40mA输出, 可改为±32mA或更低) , 降低HSS03卡件功耗。

参考文献

[1]盛赛斌.控制设备及系统[M].武汉大学出版社, 2005.07