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1、目 录摘要绪论1.1课题背景1.2国内发展概况第2章DEH系统组成及原理2.1系统概述2.2DEH控制系统2.3DEH-电调的主要特点2.4供200MW老机组汽轮机改造用的DEH系统2.4.1系统组成及原理2.4.2控制方式及主要功能第3章目前国内采用的改造方案简介3.1同步器控制改造方案3.2电液并存控制改造方案3.3透平油纯电调控制改造方案3.4抗燃油纯电调控制改造方案第4章目前200MW机组DEH系统改造方案分析4.1电液并存方案4.2高压纯电调方案4.3对两种方案的看法4.4改造后的DEH系统运行情况4.5改造后存在的问题及建议4.5.12号机组DEH电液并存存在的问题及建议4.5.2
2、1号机组DEH纯电调存在的问题及改进第5章几个相关问题的探讨5.1关于调节油油源的选择5.2关于阀门管理功能的探讨结论致谢参考文献摘 要本文分析汽轮机电液联调系统的设计原理、设计方法，并介绍本系统在电厂中应用，阐述系统的发展前景。针对机组原液压调节器易卡涩，迟缓率大，某些负荷点不稳定，调节品质差，监视保护不完善的缺陷，介绍了目前国内采用的各种改造方案并进行比较，指出各种改造方案的优缺点，对调节油油源、阀门管理功能及功能应用情况等几个问题进行探讨，通过试验，对有关设计参数进行修正、完善后，取得良好的效果，能满足机组各种运行工况的要求 关键词 汽轮机 DEH 系统 改造方案 第1章绪论1.1课题背
3、景随着我国国民经济的发展，电力系统既受系统安全的约束，又要满足电能质量的要求，还要尽可能提高系统运行的经济性，这就需要越来越多的机组参与调峰运行。电力自动化程度的提高和用电形势的变化，对电网调度和机组调峰的要求越来越高，随着科学技术的发展，对电厂供电品质及发电成本提出了更高的要求. 1.2 国内发展概况就目前我国电网情况200 MW机组装机数量较多，要求这类机组都要参与调峰运行。但是，该类机组控制系统大多仍为液压调节，即采用双磁场换向式单相串激交直流两用电动机、控制同步器。由于电动机本身的惰走和惯性等原因，控制精度不太理想，由液压调速系统和同步器组成的控制系统，在可控性和控制功能方面已不能满足
4、机组协调控制（CCS）和电网自动发电控制（AGC）等要求，且还存在着调节系统部套易卡涩、迟缓率大、调节品质差、不能实现阀门管理等等缺点,手动同步器增减负荷，难于实现CCS协调控制和远方调度。为了提高机组的自动化水平，满足电网负荷调度（AGC）要求，200 MW机组汽轮机液压控制系统亟待改造.第2章 DEH系统组成及原理2.1 系统概述DEH系统介绍：DEH-汽轮机数字式数字电液控制系统，由计算机控制部分和EH液压部分组成。EH液压系统包括抗燃油供油系统、执行机构和危急遮断系统。供油系统用来提供高压抗燃油，它主要由油箱、EH油泵、滤油泵、冷却油泵、电加热器、控制块、滤油器、溢油阀、蓄能器、冷油器
5、、油再生装置等部件组成。执行机构有12只，分别控制高中压主汽门和调速汽门，每一个高中压主汽门和调速汽门分别由一个独立的油动机驱动，油动机直接与汽门阀杆连接，在各调速汽门的油动机上，均安装一个电液伺服阀及两只线性位移传感器LVDT，调速汽门的开度经过模数转换，反馈至DEH与给定值相比较，精确地控制汽轮机的转速或功率。危急遮断系统主要用来在危急状态下迅速关闭主调门，实现停机，以保护汽轮机的安全。它主要由AST电磁阀（用来快速关闭主调门）、OPC电磁阀（用来迅速关闭高中压调速汽门，防止机组超速）、隔膜阀（当汽轮机危急遮断器击出、就地打闸或ETS动作后，危急遮断器滑阀落下时，使之联开通过EH油系统遮断
6、汽轮机）、单向阀等组成。计算机控制系统主要包括操作员站、工程师站、DPU、通讯接口站、各种I/O卡件及冗余电源等。DEH-主要功能有：汽轮机转速控制、自动同期控制、负荷控制、一次调频、协调控制、快速减负荷、主汽压控制、单多阀控制、阀门试验、OPC控制、汽轮机程序启动、甩负荷工况控制等。2.2 DEH控制系统先进的数字式电液调节系统（DEH）可灵活组态各种控制策略，可满足现代汽轮机控制系统的要求，在系统的安全性、可靠性方面也已经达到电厂的要求。如图1所示，DEH控制系统由管理控制器、系统控制器、主控制器、阀门控制器、系统总线和输入输出组件组成。系统控制器、主控制器、管理控制器、系统总线均采用双重
7、结构，这样一方面大大提高了系统的可靠性，同时也提高了系统自身的自诊断能力。两个系统控制器和两个管理控制器以一个运行一个备用的方式运行；而两个主控制器则同时运行；阀门控制器采用模拟电路通过小选来选择其中一个主控制器的输出作为输入信号，对阀门开度进行控制，使其完全对应于阀位指令信号。控制盘、备用盘设置在主控室的后备操作盘上，控制人员对汽机运行的监视、操作都通过轨迹球在CRT上完成。监视盘设在B机柜门上，对机组的运行状态和故障报警进行监视，能够显示导致汽机跳闸的重大故障，并能显示汽机跳闸首出原因，有利于分析机组跳闸的原因。 系统控制器采用采用可编程控制器TOSMAPGSC800。主控制器采用DDCP
8、03型控制器，主要完成转速控制、负荷控制、主汽压力控制（IPR）、阀门管理等功能。主控制器A和B功能相同，并列运行。由系统控制器对两个主控制器的运行状态和运算结果进行监视，剔除故障控制器的运算值或坏值。主控制器和系统控制器之间用总线连接，大部分参数通过IO组件送入总线，但一些维持汽机稳定运行的重要参数则直接送入主控制器，这样即使系统控制器和总线出现故障，主控制器仍可维持汽机稳定运行。管理控制器采用TOMSAPGSE400型专用控制器。 2.3 DEH-电调的主要特点：汽轮机数字电液调节系统，有着液压调节系统无可比拟的许多优点，其突出的优点表现在以下几个方面：1、电液调节系统具有快速、准确、灵敏
9、度高的特点，其迟缓率不大于0.06%，而模拟电液调节系统的迟缓率为0.1%，液压调节系统的迟缓率高达0.3%0.5%；故其调节精度高。在蒸汽参数稳定的情况下，可以保证功率偏差小于1MW，转速偏差小于1r/min。2、电液调节系统为多回路，多变量调节系统，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，可方便地实现机炉协调控制，有利于电网的稳定运行。3、能使汽轮机的转速或功率的实际值准确地等于给定值，静态特性良好。机组甩负荷时，由于功率回路的切除可以防止反调，使汽轮机的转速迅速稳定在3000r/min上。电液调节系统的动态飞升转速较液压调节系统减少一个速度变动率值，所以其动态振荡少，飞升
10、转速低，动态特性很好。4、可提供调频、带基本负荷、定汽压、定功率和机炉协调等多种运行方式。而液压调节系统在这方面却受到了很大的限制，这就使机组的工况适应性大大提高。5、利用计算机可方便地实现厂级集中控制和远方遥调控制，可在线修改各种调节参数，有利于自动化水平的提高。6、可以降低热耗，提高机组的经济性。新增阀门管理功能，在启动过程中及低负荷工况下，可以实现全周进汽，以便于机组暖体或减少金属热应力；在大负荷运行时，可以实现喷嘴调节方式，以减少不必要的节流损失；此外，DEH还具有电子凸轮效应，使阀门的开启更加线性化；能够合理地设置调速汽门的重叠度，提高了机组的热经济性。7、由于DEH-控制系统的硬件
11、采用积木式结构，系统扩展灵活，维护测试方便，也便于采用冗余控制手段与保护措施。2.4 供200MW老机组汽轮机改造用的DEH系统 针对我国90年代前投产的200MW等老机组汽轮机使用纯液压调节系统，即采用双磁场换向式单相串激交直流两用电动机、控制同步器。由于电动机本身的惰走和惯性等原因，控制精度不太理想，由液压调速系统和同步器组成的控制系统，在可控性和保护功能上不能完全满足机组协调控制(CCS)和自动发电控制(AGC)的要求，一种简易可行的DEH系统被开发并成功应用于电厂，以下进行介绍。2.4.1 系统组成及原理图1DEH控制系统方框图2.4.2DEH主要功能改造后的控制系统采用计算机控制，精
12、度高、可靠性好，汽轮机运行人员只需通过操作员站进行键盘操作，就可达到对机组的控制。DEH控制系统具有以下功能：(1)汽轮机转速控制。汽轮机挂闸后，可用手动或自动方式设定目标转速，由高、中压调节汽门联合控制汽轮机升速到3 000 r/min。在升速过程中，能自动快速通过预置的临界转速。(2)自动同期控制。汽轮机升速到3 000 r/min后，DEH发出同期请求，可接受同期装置的指令，将汽轮机控制到同步转速，实现并网带负荷。(3)机组负荷控制。机组并网后，DEH能自动给出初始负荷指令，使机组带上初始负荷。并网后，DEH由功率和调节级压力反馈，组成串级调节系统，实现功率-频率调节，对机组进行负荷控制
13、。(4)参与机组协调控制。DEH可接受CCS的负荷指令，控制汽轮机负荷，与锅炉调节系统一起实现机炉协调控制。(5)主蒸汽压力控制(TPC)。DEH可控制调节汽门开度实现机调压，并实现低汽压保护功能，维持汽压稳定。(6)多阀控制功能。通过单阀/多阀切换，提供阀门管理功能，实现节流调节和喷嘴调节，满足机组不同运行方式和节能需要。(7)快速减负荷(RUNBACK)。针对机组不同辅机故障情况，提供3 档快速减负荷速率和限制值，使机组在部分辅机故障时快速减负荷。(8)阀门试验。为保证每个阀门活动灵活，可通过DEH对每个调节汽门进行在线活动试验，并在试验过程中通过其它阀门的调节作用，维持机组负荷稳定。(9
14、)OPC控制功能。为防止汽轮机超速，在油开关跳闸、汽轮机转速达到额定转速的103%时，DEH的OPC功能作用，关闭高、中压调节汽门，使转速下降到低于3 090 r/min后再开启，控制转速并维持3 000 r/min运行。(10)超速保护功能。接收到转速信号达110%额定转速(3 300 r/min)时，DEH发出指令关闭所有进汽门，实现停机保护。(11)参数监视功能。DEH可对各参数进行采集，运行人员可通过操作员站的CRT画面，对机组运行过程进行参数监视。第3章 目前国内采用的改造方案简介目前国内采用的改造方案有以下几种：a：同步器控制b：电液并存（包括联合控制、切换控制两种）c：透平油纯电
15、调控制（包括保留凸轮配汽机构、去掉凸轮配汽机构两种）d：抗燃油纯电调控制下面一一进行简介：31同步器控制改造方案原液压调节系统不变，只改造同步器、启动阀。DEH控制信号通过原同步器电动机与液压调节系统接口，实现对机组的闭环控制。原同步器由一般的电动机驱动，控制特性差，与CCS自动接口有困难，且此类电动机一般都有转速高、易惰走、不稳速、控制精度低、控制接点易拉弧、烧坏等缺陷。改造采用高性能的电动机或高级电动执行器，控制性能好，接口方便易实现CCS协调控制。同步器的控制可以由CCS系统直接控制或者做一套独立的PI调节器，与原液压系统构成串级调节系统，实现升降转速、负荷控制。32电液并存控制改造方案
16、 原液压系统全部保留，增加一套电调系统，二套系统并存、切换运行。此改造方案包括以下两种 a：联合控制改造方案 DEH控制信号通过电液转换器和同步器电动机与液压系统接口，实现对机组的闭环控制。其中，电液转换器与二次脉动油路构成电液放大器，取代液压放大器，接受DEH控制信号，完成对油动机的控制。在原液压系统的脉动油路上并联引出一个油路，连接到电液转换器，使DEH通过电液转换器控制脉动油的排油量（或进油量）来控制机组。电液转换器和同步器可采用转移的方式完成联合控制：电液转换器担任调节动态负荷的作用，同步器用于承担缓变负荷。稳态时电液转换器处于零位。在稳态时可无扰切除电液转换器，变为同步器控制方式。电
17、调、液调按小选（或大选）方式控制：若将同步器置于最高位（或低位）将液调排除，使液压放大器完全退出工作，由电液放大器完成全电调控制。若同步器减小（或增加）到一定的值后，仍可退为同步器控制。b：切换控制改造方案 DEH控制信号通过电液转换器和同步器电动机与液压系统接口，实现对机组的闭环控制。同步器通过模拟脉动油路实现电液跟踪，DEH可控制切换阀实现无扰切换。在电调位置时，由DEH控制的电液转换器的节流控制排油口，取代调速器滑阀控制的油口，从而实现机组的控制。为了使电调、液调之间能够相互跟踪，实现无扰切换，增设了模拟脉动油路和跟踪、切换阀控制回路。33透平油纯电调控制改造方案 液压调节器取消，采用数
18、字调节器，执行机构、保护系统基本保留。 此改造方案包括以下两种：a：保留凸轮配汽机构控制改造方案 DEH控制信号通过电液转换器与油动机构成的电液油动机接口，实现对机组的闭环控制。电液转换器与油动机滑阀及油动机活塞紧密结合在一起，油动机脉动油直接由电液转换器控制，构成了电液伺服油动机。DEH伺服单元与电液伺服油动机、油动机行程传感器LVDT组成位置随动系统。将原液压调节系统中的转速测量、同步器给定、调速器滑阀、中间滑阀、油动机反馈滑阀等全部排除在系统之外。本方案保留了凸轮配汽机构，实现固定模式阀门管理，管理模式为混合调节模式。b：去掉凸轮配汽机构控制改造方案 将凸轮、凸轮轴、原油动机和所有液压调
19、节部件去掉，仅保留保安系统部套，油动机滑阀与电液转换器组装在一起，油缸（活塞）固定在凸轮轴座上，油缸为顶推式，代替凸轮推动杠杆来开启调节阀门，油缸上只有一根脉动油管，一根排油管，很好密封，可以严防漏油，能避免因而可能引起的火灾，高压调节阀为一阀一缸方式，中压调节阀仍为一缸拖四阀方式，可实现可变阀门管理功能，本方案的控制功能与高压抗燃油纯电调的完全一样。但却免去了另设一套油源的投资、维护和运行费用。34抗燃油纯电调控制改造方案 除了阀门以外，调节系统基本上全部进行改造。 本方案既可采用高压抗燃油作为工作介质，也可采用中压抗燃油作为工作介质。目前国内采用较多的是高压抗燃油方案。本方案要求另外设置一
20、套抗燃油的独立油源，将原液压调节系统中的所有调节部套去掉，更换调节阀操纵座，在调节阀的操纵座上放置抗燃油油动机，直接拖动调节阀阀杆。 上述各种形式的DEH装置，其控制功能的绝大部分是任何一种形式的DEH都能实现的，特别是DEH改造最主要达到的功能：自动大范围升速闭环控制、功率闭环控制、CCS控制及AGC控制。如上所述，同步器控制改造方案的优点主要体现在其改造工作量小，改造费用低，也可实现CCS控制及AGC控制，但因其液压调节系统均未改造，液压调节系统的缺点无法消除，适用于原液压调节系统工作状况良好的中小机组。 电液并存控制改造方案的优点主要体现在系统用油统一，便于管理；具有液调跟踪后备，可以适
21、当降低电子设备的冗余要求，甚至可以单CPU、单I/O配置，从而减少系统投资，对于那些配备液调并且已经投入运行的机组，尤其是带基本负荷的机组，是一个较为理想的控制方案。在获得相应优点的同时，不可避免地在另外方面带来局限，液调后备的存在使得机械液压环节相应增多，系统迟缓率等性能受到一定影响；统一用油存在一定的油质干扰风险。系统调整也比较麻烦。在系统跟踪上，液调对电调的跟踪是通过同步器进行的，因此，跟踪死区设置过小、同步器电动机频繁启动会导致电动机很快损坏，跟踪死区设置过大又会导致切换时误差大，输出波动大。此方案适用于原系统放大部分工作良好的中小机组。 透平油纯电调控制改造方案由于工作压力较低，提升
22、力受到限制，对大容量的机组会使得油动机及管路过大，据计算，同样推力的油动机，工作油压由12.8MPa降到4MPa时，其油动机直径需增到原直径的1.79倍。取消了液压调节器而采用数字调节器，去掉凸轮配汽机构的改造方案可以实现可变阀门管理功能，在控制功能可以与高压抗燃油系统相同。调节用油可以采用独立油源而避免统一用油存在一定的油质干扰风险。随着国家环保意识的增强和环保政策的完善，抗燃油的微毒特性来的环保问题越来越突出，透平油纯电调控制改造方案就越来越受到人们的重视。此方案性能价格比较优，适用于大中型机组。 抗燃油纯电调系统由于其工作压力大大提高，提升力得到有效保证，对目前各种容量机组可以实现可变阀
23、门管理，这一方面可以最大限度减少液压环节，提高动态调节品质。另一方面可以在机组启动运行的不同阶段进行全周进汽和部分进汽选择，使机组以更为经济的方式运行（母管制机组除外）。此外，控制用油的独立型和抗燃油的使用最大限度消除了油质影响和火灾隐患。但抗燃油供油及再生装置的使用使系统更加复杂，系统价格、调试维作量、备品备件量以及相应费用都显著提高，中小容量机组难以承受，且抗燃油的微毒特性来的环保问题越来越受到人们的重视。此方案适用于资金充足的大型机组。第4章.目前200 MW机组DEH系统改造方案分析 200 MW机组DEH系统改造方案归纳起来有两种：41 电液并存方案将原液压系统中执行机构（油动机、配
24、汽、阀门）保持不变，而液压调节器和数字调节器并存，切换跟踪运行。数字调节器与执行机构之间通过电液转换器接口，DEH的控制信号通过电液转换器变成液压控制信号，取代液调系统中的脉冲油压信号（对于有中间滑阀的机组，为一次脉冲油压信号）去控制油动机，原液压控制系统可以备用。为实现电调与液调相互无扰切换，DEH中要增加跟踪控制回路，使两套系统相互跟踪，此方案要求原液调系统要解决跟踪信号问题，还要增加切换控制滑阀，对油动机反馈滑阀和中间滑阀（对200 MW机组）进行更换。原液压系统一般用低压透平油，大油箱，开式循环，油的清洁度难于保证，电液转换器易卡涩，系统可靠性差，跟踪误差大，切换有扰动。而且液压执行器
25、缺点无法消除，调节品质差，但造价低，并且在电调有故障时，液调能保证机组运行。42 高压纯电调方案调节部分采用高压抗燃油系统代替原来的低压透平油调节。一般来说，原低压安全油调节系统仍保留，增加103 OPC、 110 AS功能。此方案要求1个调节阀配置1个油动机，取消机械凸轮配汽机构而采用电凸轮配汽机构。主要特点有：高压抗燃油，防火，油质清洁度能保证；纯电调，无切换跟踪问题；阀门管理有两种配汽方式，适于调峰运行；高压单侧油动机，关闭快速安全，能有效防止超速；转速、功率、调速级压力、主汽压等被调量一般为三选二或二选一结构，可靠性高；工程师站、操作员站方式的人机接口，监控、协调方便，自动化水平高；多
26、回路、多参数的数字调节器，能满足各种工况运行，对要求较高的大机组的改造采用此方案是合理的。 如：丰镇发电厂1、2号机组汽轮机均为哈尔滨汽轮机有限责任公司的N200130535535I型超高压、中间再热、三缸三排汽冷凝式汽轮机，分别于1989年、1990年投入运行。该系统原采用机械液压调节系统，工作介质为低压透平油，采用凸轮配汽机构，喷嘴调节方式对汽轮机进行转速控制和负荷调节。随着200 MW机组已逐步由主力机组转变为调峰机组，为从根本上解决汽轮机调速系统问题，决定采用DEH汽轮机调节控制系统代替原来的机械液压式控制系统。 在1998年2号机组大修期间，采用了哈尔滨汽轮机自动控制公司与中国电力科
27、学研究院联合开发的DEH电液并存控制，对2号机组进行了控制系统改造。采用此方案主要是考虑到大修期间必须成功投入，不允许有任何意外出现，而且对于该厂来说是初次改造，电液并存方案较稳妥一些；在1999年1号机组大修期间，采用了由上述两个单位研制开发的DEH高压抗燃油纯电调汽轮机控制系统，对1号机组（200 MW）进行了控制系统改造，之所以选择纯电调方案，是因为2号机组DEH系统并存方案的成功改造，该系统长期工作在电调方式很少切至液调运行，并且纯电调技术已经成熟，还可克服液调技术的缺陷。 丰镇发电厂2号机组采用的电液并存DEH方案此方案保留原来的液压调节部分，增加数字调节器。数字调节器与调速汽门执行
28、器之间通过电液转换器接口，数字电液控制系统与常规液压调节系统互为备用，两者之间可实现自动跟踪，无扰切换，有效地提高了系统的可靠性。数字电液控制器有测量、校正、功率放大等功能，机组的调节信号经DEH微机处理、校正、放大为所需电信号，通过电液转换器将电信号转换为中间滑阀下的二次脉冲油压信号，中间滑阀再将脉冲油压变化信号加以放大后控制高、中压缸油动机运动，实现机组的自动控制。1998年7月利用两个月的时间对2号汽轮机DEH系统进行了电液并存方案的改造。改造后的DEH系统原理图见图1。改造后的电液并存方案可实现转速调节功能、负荷调节功能、协调控制功能、主汽压力高低保护控制、机组甩负荷控制、自动同期控制
29、。丰镇发电厂1号机组的DEH改造 从1999年9月开始利用两个月的时间对1号机组机械液压控制系统改用纯电调DEH方案进行了改造。此方案取消了原来的液压调节部分，保留同步器的挂闸功能、附加保安油口和全部的保安系统。改用高压抗燃油作为控制油源，以电子凸轮取代机械凸轮配汽机构，使高压油动机直接与调节阀杆同轴相连。计算机输出的阀位指令经伺服卡使电液伺服阀直接控制油动机调节阀门开度。该方案具有以下特点：各阀门由计算机指令直接控制，风险分散，大大提高了系统可靠性和安全性；取消原来的液压调节部分和凸轮配汽机构，消除了原来的诸多弊端，阀位闭环控制精度高，从而使调节品质大为提高；汽轮机进汽方式更为合理，减少了进
30、汽节流，提高了机组的热效率；单个阀门可以进行在线维护，在线测试，有利于机组的安全性。改造后的原理见图2。43 对两种方案的看法 （1） 两种方案各有其特点，但从发展趋势看电液并存向纯电调发展，低压透平油向高压抗燃油发展。一些电厂最初做电液并存方案就是考虑到是初次改造，并且机组检修时间短和费用紧，而且改造务求必成，所以就采用了电液并存方案，仍保留原来的液调部分。目前大多采用高压抗燃油纯电调方案，甚至已改造过电液并存方案的机组又再改造成纯电调方案。随着引进的300 MW机组高压纯电调系统的大量投入运行，对高压数字调节的快速性、可靠性得到了证实，将引进技术移植到高压纯电调系统中取得了丰富的经验。同时
31、，随着电力工业发展，要求大机组参与调峰、快速启动、高经济性、高可靠性，这只有采用高压纯电调系统才能做到。 （2） 哈尔滨汽轮机有限责任公司与东方汽轮机厂生产的200 MW机组，液压系统基本相同都有同样的缺陷，采用高压抗燃油系统，取消凸轮配器才能从根本上解决调节系统问题。因而200 MW机组DEH系统的改造选用高压纯电调系统是合理的。4.4 改造后的DEH系统运行情况a、2号机组DEH电液并存运行情况 丰镇发电厂2号机组DEH系统自1998年9月底投运以来一直比较稳定可靠，从未出现过影响机组运行的故障，实践证明2号机组进行DEH改造以后达到了预期的目的。改造后的DEH系统的电调系统简单，维护方便
32、，控制精度高，性能稳定，液调跟踪良好，充分显示了电液并存方案的优越性；实现了转速控制功能及负荷控制功能，控制精度分别为1 rmin和15 MW；实现了机、炉协调控制AGC功能，提高了DEH控制系统的安全性、可靠性。b、1号机组纯电调DEH运行情况丰镇发电厂1号机组纯电调DEH系统自1999年11月投运以来DEH各项功能在机组运行中经受住了考验，高压抗燃油系统运行稳定，系统控制精度高，变负荷速度快，实现了预期的目标。改造后的DEH系统的汽轮机进汽方式合理、效率高；电调自动投入率高，双机容错可靠性高；克服了原系统灵敏度低、响应慢、适应能力差、调节部套易卡涩、启动并网调节困难、控制精度低等缺点，实际
33、运行结果显示转速和负荷的控制精度分别为1 rmin和1 MW；实现了机组协调控制功能，协调控制系统的投入增强了机组的运行稳定性，提高了调峰调频能力以及克服扰动的能力，使机组处于最佳运行工况。协调控制系统投入后实际运行性能全面超过了设计指标，见表1。OPC控制、超速保护等保护功能更加完善，机组运行的可靠性高，可更有效地避免事故发生；由于DEH油系统单独存在与其它系统不混用，保证了油质清洁，系统长期不发生卡涩现象，有利于机组长期稳定运行，减轻了维护工作量。4.5 改造后存在问题及建议4.5.12号机组DEH电液并存存在的问题及改进 鉴于DEH电液并存方案在我区首次使用，因此，对调试和运行中发现的问
34、题和不足进行归纳总结，并结合现场情况作了以下改进： （1） 在DEH系统运行过程中，出现电调跟踪单元多次故障，导致当DEH系统在电调位运行时液调不跟踪现象，反之亦然。后将跟踪单元用2个固态继电器代替，彻底解决了跟踪单元故障问题。 （2） 在机组正常运行过程中出现就地DEH控制柜内电、液位状态指示1个行程开关失灵，从而导致运行人员误判断，错认为机组在液调位运行，鉴于此现象的出现，建议厂家更换质量好的行程开关。 （3） 在机组运行过程中出现了OPC电磁阀动作后接点未断开现象。经查OPC电磁阀所用的固态继电器击穿，后来采用1个机械继电器代替固态继电器，杜绝了此类现象发生。4.5.21号机组DEH纯电
35、调存在的问题及改进 （1） 4号中压调门阀位指示故障一次，没有输出信号，经查为阀位变送器故障，线圈损坏无法修复，只能进行更换。 （2） OPC电磁阀烧坏1只，分析原因为电磁阀选型问题。原设计为在机组正常运行时OPC电磁阀长时间带电，电压为AC 110 。后来建议厂家更换成了机组正常运行时电磁阀不带电，当OPC动作时电磁阀带电，电压为DC 110 ，彻底解决OPC电磁阀烧坏的问题。 （3） 出现一次DEH主、副站同时自动重新启动，造成汽机高、中压调速汽门全关，机组负荷降至10MW以下，运行人员切至后备手操盘后无法从后备手操盘开大高、中压调速汽门，后来DEH系统自动恢复正常，此问题有待于进一步研究
36、。第5章几个相关问题的探讨51关于调节油油源的选择 在DEH控制系统的调节油油源有两种选择：一种是抗燃油；一种是透平油。采用高压抗燃油的由来是：随着汽轮机组容量的增大，蒸汽参数的提高汽轮机转子时间常数变小，为了使甩负荷的转速超调量控制在不超标的范围内，要求减小油动机关闭时间；另一方面，机组容量大，参数高，作用在调节阀上的力就大，要求增加油动机的提升力。要满足提升力及关闭时间的要求，油动机的尺寸又不至过大，就要求提高动力油压力。油压力提高，易引起泄漏，喷到高温部件上可能引起火灾，因而采用高压抗燃油。 抗燃油是一种化学合成的三芳基磷酸脂液体。具有轻微毒性，不会自行分解，对环境有危害，废液不能简单掩
37、埋，必需送交生产厂集中处理。在使用过程中高温环境会加速它的劣化，造成酸值升高和固体颗粒物的增多。酸值升高会对液压部件产生腐蚀，颗粒污染会使液压部件卡涩和磨损，这些问题是液压系统运行中的主要故障；因油动机体积小，部套体积和动静间隙较小，对抗燃油油质要求高；由于油压高，易造成压力油管路焊接处、管壁、蓄能器内胆破裂。 由于抗燃油的以上缺点，特别是对环境造成的污染，所以国外汽轮机厂也提供采用透平油作为介质的纯电调系统，如日本日立600MW以下机组均采用透平油纯电调控制方案。从目前国内机组改造的情况看，采用透平油为调节油油源的机组，已经能使机组甩负荷的转速超调量控制在合格范围内。此外现代汽轮机的结构设计
38、和套装油管等技术己大大缓解了油系统的火灾危险。近年进口的大容量汽轮机所配纯电调系统中有30左右就是使用透平油作为液压系统工作介质的。如ABB公司，但附有明确具体的配套设计要求。最近在已运行的机组进行调节系统改造时，也有部分电调系统采用透平油作为液压介质。下表列出了各种采用透平油作为液压介质的进口和改造的电调系统情况：电厂机组容量（MW）油压（MPa）电调制造厂备注石洞口二厂6004ABB原配沙角B3501.5东芝原配大连3502.5三菱原配 采用透平油作液压介质时，由于工作压力低，部件的尺寸较大，间隙也较大，因此对于油的固体颗粒污染度的控制要求也可以适当降低。采用高压抗燃油时，颗粒污染度的要求
39、一般为1411（根据ETSI资料）。采用透平油时，颗粒污染度的要求为1613，极限值为1714（根据ABB资料）。但是由于透平油在运行过程中会混人水分，因此在采用透平油作液压介质时，必需加强油的除水并对汽轮机的汽封系统进行必要的改进并加强维护管理以减少进入油中的水量。 综上所述，采用抗燃油及透平油作为调节油油源均各有利弊，但从长远、环保的目光看，中小容量机组采用透平油是比较合适的。不管是采用何种油源，都要保证油质的清洁，因为由于油质的问题引起电液伺服阀或电液转换器的卡涩，都会直接影响机组的正常运行。52关于阀门管理功能的探讨 阀门管理功能包括可变阀门管理及固定阀门管理两种。一般所说的阀门管理指
40、可变阀门管理。汽轮机的进汽量，随着电负荷的变化而需要调节。有两种调节方式：节流调节（全周进汽）和喷嘴调节（部分进汽）。前者，调节阀同时一起升降，可以均匀加热汽轮机，使机组启动升温时沿圆周温度较均匀，热应力较小，但节流损失较大，不经济；后者，可分多个调节阀，部分进汽，这些阀顺序开启，前一个阀开足后，再开下一个阀，用这种方式控制机组启动升温加热不均匀，容易形成较大热应力，但在部分负荷运行时节流损失少经济性较好。所以一般理想的控制方式为用节流调节方式控制启机，机组升温完成后，用喷嘴调节方式控制负荷变化。如安顺电厂300MW机组，机组启动时采用单阀控制（节流调节），负荷升至30%ECR时切换为顺阀控制
41、（喷嘴调节）。 一般国产大中型机组有4个高压调节阀，#1、#2阀分别控制高压缸对称位置的进汽，进汽量大约占70，同时升、降为节流调节。#1、#2阀开足后#3阀开启，它控制30左右的流量。#4阀为超载阀，因机组运行参数达不到设计值而要带额定负荷或超过额定负荷时由#4阀控制。这种开启程序由机械的凸轮配汽机构固定下来，它不是完全的节流调节，也不是完全的喷嘴调节，而是一种兼顾了两方面的混合方式，可称作“固定阀门管理”。 “可变阀门管理”是美国WestHouse公司推出的一种控制功能，通常是指高压进汽节流调节和喷嘴调节两种方式的无扰切换，可实现调门的顺序阀控制及单阀控制。 现将“可变阀门管理”和“固定阀
42、门管理”两种配汽方式从机组的几个运行工况比较如下： a：启动阶段： 升速时：“可变阀门管理”4阀全周进汽，“固定阀门管理”2阀对称进汽。全周进汽的均热效果略优于对称进汽，而对称进汽节流损失低于全周进汽。升负荷时：多采用滑压升负荷，“可变阀门管理”方式是4阀全开，“固定阀门管理”方式也是4阀全开，对转子加热的温度均匀性完全相同。 b：全负荷工况：“可变阀门管理”方式开#1、#2、#3阀，“固定阀门管理”方式也开#1、#2、#3阀，完全相同。 c：变负荷工况：由于要保证锅炉的稳定燃烧，大多数情况下，机组负荷不能小于70，因此变负荷控制只有#3阀参与调节，“可变阀门管理”与“固定阀门管理”方式一样。
43、 事实上，DEH系统阀门管理程序中的顺序阀曲线，就是按“固定阀门管理”方式的凸轮配汽机构程序翻译成计算机软件的。 从上面几种运行工况的比较可以看出，“可变阀门管理”除在机组启动初期优于“固定阀门管理”外，其他运行工况是差不多的。 目前国内许多人有一种认识：“可变阀门管理”可以将各阀门的重叠度调至0，能提高机组的效率。这种认识存在一定的误区，原因如下： a：配汽机构（或阀门管理规律）的首要任务，是通过合理安排各调节阀升程以得到合理的流量特性，该特性应保证蒸汽流量随总阀位信号成比例变化，变化过程应是连续稳定的。适当的重叠度是获得上述特性所必须。 b：由于阀门流量特性的非线性，其重叠度应是根据流量特
44、性确定的压力重叠度，而不是行程重叠度。 c：在重叠度范围内节流损失为两阀节流损失的叠加。但在重叠度范围内，接近关闭的调节阀节流损失很小，而刚开的调节阀流量很小，其节流损失也很小。两者叠加结果，其损失仅是比无限多阀理想喷咀调节增大，但仍比每阀的最大节流损失为小。每阀最大节流损失发生在该阀中间流量处。所以，0重叠只能节省重叠度范围内的节流损失，且此节流损失很小，对提高机组效率作用不大。 d：在每阀的中间流量位置，节流损失应是与0重叠度的情况相同。 因此可以认为，汽轮机制造厂原设计的凸轮配汽机构基本合理，不需作大的改动。至于具体机组，若重叠度没有调好，可细调滚轮间隙加以改善。 综上所述，固定阀门管理
45、（凸轮配汽机构）是一种很好的管理方式，能适应中小机组的启动运行要求，至于现用凸轮配汽机构存在的一些缺陷，例如调门刚开时的开启速度过大，某些局部有自锁现象等等，可以通过局部修改凸轮型线的办法来解决。 当然，可变阀门管理也有着它的优越性。如安顺电厂300MW机组，因投入顺序阀控制时#1轴振较大，通过调整DEH系统组态软件改为单阀控制节流调节后振动有所好转，后来将#3、#4阀开启顺序改变后振动明显下降。如是固定阀门管理就必须停机更改凸轮型线方能实现，在时间、资金上均花费较大。可变阀门管理还可以实现3阀全开滑压运行方式，使机组在较低负荷运行时蒸汽参数不至于降得太低、比4阀全开滑压运行方式高，以降低机组
46、热耗率，提高机组热效率。6. 结论DEH系统在丰镇发电厂1号、2号机组的实际运行效果达到或超过了各项设计指标，说明该系统设计方案合理，技术上具有先进性，为国产200 MW机组该系统的改进积累了经验。从实际运行来看应用DEH系统有以下好处：使机组运行参数更稳定，整个机组热效率提高；保证了协调控制系统的投入，标志着整个机组自动化水平全面提高；实现AGC，提高了负荷的控制精度，满足电网负荷调度要求，减少考核损失；提高机组安全性，减少停机次数，节省维护费用。减轻了运行人员的劳动强度，提高了工作效率，减少检修维护和运行人员。致谢在校这三年来，得到了许多老师的帮助和指导，他们不仅带给我丰富的知识，精辟的理论，独到的见解；更让我感动的是老师的那种严谨的工作作风和一丝不苟的敬业精神，无论酷暑或严寒，他们都认认真真地教好每一门课程。使我学到了许多理论知识，并根据工作实践加以理解，使两者互相促进，在实践中丰富理论，用理论指导实践，在实际工作中取得了较好的效果。 参考文献：.冯永禄，贾利生 200 MW汽轮机DEH系统的改造 中国电力出版社.徐勇 樊印龙 DEH调试中的问题分析及处理 华中理工大学出版社. 张业才 汽轮机电液联调DEH系统设计与应用 中国电机工程学报. 汽轮机调节系