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摘要：本文结合某公司300MW机组并网后，由于机组高压调门的开度与通过阀门的蒸汽流量不对应而出現的负荷异常波动问题进行了总结概括，并对其进行原因分析，通过在线对机组高压调门开度进行修正，使机组负荷最终恢复正常。同时本文也提出了相应的处理及防范措施以供参考，避免类似事故再次发生。
关键词：300MW机组;负荷波动;高压调门开度修正;防范
引 言
某公司300MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N300-16.7/538/538。该型汽轮机共配有2只高压主气门、6只高压调门、2只中压主气门、2只中压调门，汽门通过油动机操作控制，汽门油动机每两年返厂维修一次，油动机维修完成后，所有汽门行程，均需重新定位。
1、事件经过
7月9日，该机组在机组检修任务完成后启机。20：20H，机组并网后负荷至160MW时，高压调门开度31%，主汽压力14.35MPa，在投入机组协调、AGC后，机组负荷、高压调门开度、主汽压力等参数出现波动现象，且随时间推移，参数波动逐渐加剧。
20：33H，运行人员退出AGC，解除机组协调，手动控制机组负荷，机组负荷趋于稳定。此时机组负荷值165MW，高压调门开度30.87%，主汽压力14.7MPa。
在机组参数波动期间，机组负荷最高达到186MW，最低至156MW;高压调门开度最高开至37.86%，最低至29.08%，主汽压力在14.08-14.5MPa之间来回振荡、波动，一个波动周期约10S。
图1负荷等参数波动曲线
在机组投入协调、AGC后，负荷等开始波动，机务人员随即对机组汽门进行了现场确认，确认所有汽门外观运行正常;其后又对高压旁路电动门进行了刹紧操作，确认高压旁路电动门关闭严密。
调阅机组1月15日启机后运行参数发现，机组此次运行参数较1月参数偏高（详见下表），初步怀疑存在机组高压调门汽门开度不足、蒸汽流量与阀门开度不对应[1]。
表1 运行参数对比
7月10日00：30H，机务人员会同运行人员一道对该机组高压主汽门、高压调门油动机行程进行了现场测量，相关数据图片如下：
附图：
图2 油动机行程测量示意图
TV1、TV2油动机行程距离均为240mm，汽门在全开位置。
GV1：50%指令油动机行程距离75mm，100%指令油动机行程距离150mm，推算油动机总行程（150-75）*2=150mm;
GV2：50%指令油动机行程距离110mm，100%指令油动机行程距离192mm，推算油动机总行程（192-110）*2=164mm;
GV3：50%指令油动机行程距离85mm，100%指令油动机行程距离150mm，推算油动机总行程（150-85）*2=130mm;
GV4：50%指令油动机行程距离84mm，100%指令油动机行程距离142mm，推算油动机总行程（142-84）*2=116mm;
GV5：50%指令油动机行程距离70mm，100%指令油动机行程距离120mm，推算油动机总行程（120-70）*2=100mm;
GV6：50%指令油动机行程距离95mm，100%指令油动机行程距离210mm，推算油动机总行程（210-95）*2=230mm。（行程可能存在轻微偏差）
经过对6个高压调门的油动机行程距离进行测量，发现各个高压调门油动机行程均不一致，高压调门存在开度不足现象。热工人员根据各个调门的实际开度情况，对每个调门的运行参数进行相应修正[2]，即修正后开度=就地阀门开度行程/阀门总行程，修正后1-6号高压调门开度分别为：37.05%、33.88%、32.69%、47.81%、55.57%、24.16%。
7月10日03：00H，机组重新投入协调、AGC。
7月10日03：40H，机组由“单阀”开始向“顺序阀”切换运行。期间，机组高压调门出现波动，机组负荷出现小幅波动，负荷最低至195MW，最高达234MW，主要原因为此次阀切换过程中，高压调门不正常动作，全部调门全开所致。约3分钟后，机组恢复正常运行。
2、原因分析：
综合机组运行参数及现场情况分析，造成此次机组负荷波动的原因为：
（1）该机组在今年2月份对所有汽门油动机进行了返厂检修。在油动机返厂检修后，进行汽门行程定位时，虽然汽门的全开、全关位置已经定位，但在调试时，机务与热控在现场未能仔细确认阀门全开是否到位，是导致此次机组高压调门开度不足，乃至后期负荷波动的主要原因。
（2）机组部分油动机伺服阀使用年限较长，其机械性能及调节性能可能有所下降，系统保持压力的能力降低，可能出现油缸提升力不足的情况。
3、防范措施：
（1）机务与热控人员须共同到场确认汽门行程。在机组汽门油动机返厂检修后，重新进行汽门行程定位时，机务与热工人员必须对汽门现场行程进行确认，保证汽门的全开、全关位正确，保证汽门的调节线性情况良好。
（2）适时联系设备维修方对油动机伺服阀等元件进行检验与分析，保证伺服阀等元件的工作正常;对油缸的密封件进行检查，保证油缸具有足够的提升力[3]。
（3）在机组启、停机过程中，关注EH油系统压力、EH油泵电流的变化情况，保证系统压力维持在14-15MPa之间。
（4）做好油动机伺服阀等备品备件，当伺服阀工作不正常时，及时进行更换。
（5）汽门及油动机检修完成后，对阀门的机械全开、全关位进行确认，对于有偏差的及时进行调整。同时及时进行调门流量特性试验，以确保调门的动作曲线满足机组运行要求。
结束语
负荷波动应属汽轮机组常见问题之一，造成负荷波动的原因也较多，但机组一旦出现负荷波动情况，易影响机组的安全运行。通过此次对某公司300MW机组出现的负荷波动进行原因分析及处理、防范的提出，对于避免类似事故的再次发生及兄弟电厂处理类似事故有一定的借鉴意义。
参考文献：
[1]李克雷、李元元等.330MW机组负荷波动原因分析及优化策略[J].山东电力技术，2016（03）：52-56.
[2]王玉辉.汽轮机高压调门流量特性测试分析[J].广西水利，2012（02）.
[3]何永斌.200MW机组负荷波动原因分析及处理[J].机电信息，2011（09）：7-8.
关键词：300MW机组;负荷波动;高压调门开度修正;防范
引 言
某公司300MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N300-16.7/538/538。该型汽轮机共配有2只高压主气门、6只高压调门、2只中压主气门、2只中压调门，汽门通过油动机操作控制，汽门油动机每两年返厂维修一次，油动机维修完成后，所有汽门行程，均需重新定位。
1、事件经过
7月9日，该机组在机组检修任务完成后启机。20：20H，机组并网后负荷至160MW时，高压调门开度31%，主汽压力14.35MPa，在投入机组协调、AGC后，机组负荷、高压调门开度、主汽压力等参数出现波动现象，且随时间推移，参数波动逐渐加剧。
20：33H，运行人员退出AGC，解除机组协调，手动控制机组负荷，机组负荷趋于稳定。此时机组负荷值165MW，高压调门开度30.87%，主汽压力14.7MPa。
在机组参数波动期间，机组负荷最高达到186MW，最低至156MW;高压调门开度最高开至37.86%，最低至29.08%，主汽压力在14.08-14.5MPa之间来回振荡、波动，一个波动周期约10S。
图1负荷等参数波动曲线
在机组投入协调、AGC后，负荷等开始波动，机务人员随即对机组汽门进行了现场确认，确认所有汽门外观运行正常;其后又对高压旁路电动门进行了刹紧操作，确认高压旁路电动门关闭严密。
调阅机组1月15日启机后运行参数发现，机组此次运行参数较1月参数偏高（详见下表），初步怀疑存在机组高压调门汽门开度不足、蒸汽流量与阀门开度不对应[1]。
表1 运行参数对比
7月10日00：30H，机务人员会同运行人员一道对该机组高压主汽门、高压调门油动机行程进行了现场测量，相关数据图片如下：
附图：
图2 油动机行程测量示意图
TV1、TV2油动机行程距离均为240mm，汽门在全开位置。
GV1：50%指令油动机行程距离75mm，100%指令油动机行程距离150mm，推算油动机总行程（150-75）*2=150mm;
GV2：50%指令油动机行程距离110mm，100%指令油动机行程距离192mm，推算油动机总行程（192-110）*2=164mm;
GV3：50%指令油动机行程距离85mm，100%指令油动机行程距离150mm，推算油动机总行程（150-85）*2=130mm;
GV4：50%指令油动机行程距离84mm，100%指令油动机行程距离142mm，推算油动机总行程（142-84）*2=116mm;
GV5：50%指令油动机行程距离70mm，100%指令油动机行程距离120mm，推算油动机总行程（120-70）*2=100mm;
GV6：50%指令油动机行程距离95mm，100%指令油动机行程距离210mm，推算油动机总行程（210-95）*2=230mm。（行程可能存在轻微偏差）
经过对6个高压调门的油动机行程距离进行测量，发现各个高压调门油动机行程均不一致，高压调门存在开度不足现象。热工人员根据各个调门的实际开度情况，对每个调门的运行参数进行相应修正[2]，即修正后开度=就地阀门开度行程/阀门总行程，修正后1-6号高压调门开度分别为：37.05%、33.88%、32.69%、47.81%、55.57%、24.16%。
7月10日03：00H，机组重新投入协调、AGC。
7月10日03：40H，机组由“单阀”开始向“顺序阀”切换运行。期间，机组高压调门出现波动，机组负荷出现小幅波动，负荷最低至195MW，最高达234MW，主要原因为此次阀切换过程中，高压调门不正常动作，全部调门全开所致。约3分钟后，机组恢复正常运行。
2、原因分析：
综合机组运行参数及现场情况分析，造成此次机组负荷波动的原因为：
（1）该机组在今年2月份对所有汽门油动机进行了返厂检修。在油动机返厂检修后，进行汽门行程定位时，虽然汽门的全开、全关位置已经定位，但在调试时，机务与热控在现场未能仔细确认阀门全开是否到位，是导致此次机组高压调门开度不足，乃至后期负荷波动的主要原因。
（2）机组部分油动机伺服阀使用年限较长，其机械性能及调节性能可能有所下降，系统保持压力的能力降低，可能出现油缸提升力不足的情况。
3、防范措施：
（1）机务与热控人员须共同到场确认汽门行程。在机组汽门油动机返厂检修后，重新进行汽门行程定位时，机务与热工人员必须对汽门现场行程进行确认，保证汽门的全开、全关位正确，保证汽门的调节线性情况良好。
（2）适时联系设备维修方对油动机伺服阀等元件进行检验与分析，保证伺服阀等元件的工作正常;对油缸的密封件进行检查，保证油缸具有足够的提升力[3]。
（3）在机组启、停机过程中，关注EH油系统压力、EH油泵电流的变化情况，保证系统压力维持在14-15MPa之间。
（4）做好油动机伺服阀等备品备件，当伺服阀工作不正常时，及时进行更换。
（5）汽门及油动机检修完成后，对阀门的机械全开、全关位进行确认，对于有偏差的及时进行调整。同时及时进行调门流量特性试验，以确保调门的动作曲线满足机组运行要求。
结束语
负荷波动应属汽轮机组常见问题之一，造成负荷波动的原因也较多，但机组一旦出现负荷波动情况，易影响机组的安全运行。通过此次对某公司300MW机组出现的负荷波动进行原因分析及处理、防范的提出，对于避免类似事故的再次发生及兄弟电厂处理类似事故有一定的借鉴意义。
参考文献：
[1]李克雷、李元元等.330MW机组负荷波动原因分析及优化策略[J].山东电力技术，2016（03）：52-56.
[2]王玉辉.汽轮机高压调门流量特性测试分析[J].广西水利，2012（02）.
[3]何永斌.200MW机组负荷波动原因分析及处理[J].机电信息，2011（09）：7-8.