汽轮机高压调门关闭原因分析
汽机调门突关-伺服阀部分原因分析
汽机调门突关 -伺服阀部分原因分析摘要：某厂亚临界机组主汽门、高中压调节门采用伺服阀控制。
阀门的驱动均使用EH油。
机组运行中，经常出现高调门突关现象，本文选取两次连续的调门突关事件，针对伺服阀原理，对阀门突关的原因进行探讨。
关键词：高压调节阀、EH油、伺服阀1.EH油系统的组成及工作原理某厂汽轮机由哈尔滨汽轮机厂制造，型号：N630-16.7/537/537，型式：为单轴、四缸、四排汽、一次中间再热、冷凝式汽轮机，包括1个反向单流的高压缸，1个分流的中压缸，2个分流的低压缸。
EH油用于汽轮机的电业控制系统，为汽轮机高中压主汽门、调门的调节提供驱动，同时也是汽轮机在危机遮断系统的安全油。
某厂汽轮机高调门易发生阀门突关现象，对机组的安全运行产生严重威胁。
1.事件过程2.1 #1高调门（GV1）关闭2021年9月14日18:40:00，机组负荷550MW，总燃料量266.43t/h，总风量1897.87t/h，主蒸汽压力16.88Mpa，A~F磨运行，AGC、CCS正常投入。
阀门控制状态为顺序阀，阀门开顺序为2314，GV1开度15.80%，液压油压力14.52Mpa。
18:40:24，机组EH油压力开始下降。
18:41:15，机组EH油压力下降至13.87Mpa，GV1突然关闭，之后EH油压力继续下降，最低下降至12.93Mpa。
隔离GV1进油阀，EH油压力由13Mpa恢复至14.55Mpa。
19:07强制GV1指令至0，机务专业对卸荷阀进行检查，检查后恢复措施，22:00恢复阀门指令，阀门正常动作。
2021年9月15日13:40:00，机组负荷540MW，GV1指令19%，EH油压14.54Mpa。
13:39:29，机组EH油压开始下降。
13:40:50，EH油压下降至13.73Mpa，GV1突然全关，EH油压下降至最低12.86MPA。
就地隔离GV1进油阀后EH油压由12.9MPA恢复至14.55MPA。
高中压调门瞬间关闭故障的分析与处理
高中压调门瞬间关闭故障的分析与处理0 引言某厂有2台660 MW 超超临界燃煤汽轮发电机组。
锅炉采用上海锅炉厂生产的超超临界参数直流炉，为单炉膛切圆燃烧、固态风冷干式排渣、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉。
烟气处理采用同步脱硝、脱硫，三分仓回转式空气预热器、SCR 脱硝装置。
锅炉点火采用等离子点火装置，取消常规油系统，每台炉设置2层8套。
汽轮机采用上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。
1 故障简介该厂2号机组自投产以来曾出现过几次高、中压调门瞬时关闭故障。
1.1 第1次故障2016-05-19该厂2号机组发生第1次故障，右侧高、中压调门关闭2次，每次约2 s。
故障前，机组负荷200 MW，主汽压力16 MPa，初压模式，高调门开度16.5 %，中调门开度21 %，阀限105 %未变化，EH 油压无明显波动，高排温度及机前压力稳定，机组工况已稳定(稳定工况约7 h )。
第1次调门瞬间关闭后切限压模式，开度曲线如图1所示。
1.2 第2次故障2016-05-26，该机组右侧高、中压调门同时关闭2次，每次约2 s。
故障前机组负荷200 MW，主汽压力14 MPa，限压模式，高调门开度18 %，中调门开度29.3 %，阀限105 %未变化，EH 油压无明显波动，高排温度及机前压力稳定，机组工况已稳定(稳定工况约1 h )，此时的调门开度曲线如图2所示。
图1 2016-05-19第1次调门瞬间关闭开度曲线图2 2016-05-26机组工况稳定后调门开度曲线2 故障原因分析根据所在电厂的实际情况及咨询生产厂家得到的答复，可得出以下结论。
(1) 因左、右侧调门指令为同一个指令，上述调门同时关闭时，左侧高、中压调门未受影响，〔摘 要〕 针对某发电厂2台660 MW 机组存在的高、中压调门瞬时关闭故障，指出其是由运行中阀门L VDT 抖动造成的；提出并实施一系列对高、中压调门伺服阀和L VDT 的改进措施，以提高机组运行安全性。
汽轮机高压调门关闭原因分析
汽轮机高压调门关闭原因分析摘要：本文对汽轮机高调门因电缆过于靠近高温缸体超温造成绝缘老化通讯中断调门关闭，运行中突然关闭的原因进行分析，阐明了电缆处于高温环境发生故障的原因。
对于汽轮机周边电缆涉及和改造具有广泛的借鉴意义。
关键词：控制电缆；调门；DEH一、前言大唐某公司一期两台机组为上海汽轮机厂制造的350MW亚临界机组。
汽轮机控制系统采用OVATIAN型数字式电液控制系统，其设计为分散布置、双路供电，系统DPU主模件采用冗余配置。
液压系统采用上海汽轮机厂成套的高压抗燃油EH装置。
汽轮机主蒸汽阀门TV和调门GV连接电缆布置在高中压缸体阀门两侧（详见图3），缸体保温与电缆线槽距离30至50cm。
热工人员定期检查发现汽轮机高压调门控制电缆有老化现象，利用检修机会将单侧的调门电缆进行了更换。
机组在控制电缆更换后启动一天突发汽轮机高压调门关闭故障，严重影响机组的安全生产运行。
二、故障及处理经过某年某月某日，2号机组负荷指令250MW，启动B制粉系统（B、C、D、E磨运行）增加机组出力。
在加负荷过程中突然机组出力快速下降，检查2号机高压GV3调门实际已经关闭，DEH画面显示指令和反馈均为100%。
汽轮机组调门开启顺序见图1所示。
图1 汽轮机高压截止阀和调节阀位置顺序图检查DEH机柜GV3伺服卡LVDT指示灯不亮，分析反馈LVDT控制回路存在问题，对GV3进行处理，缓慢将GV3指令逐渐强制为0，并对GV3进油隔离确保故障期间该调门不发生误动，对GV3控制回路进行排查发现GV3调门油动机端子箱至地面端子箱的LVDT反馈中间电缆线间阻值3Ω，由于GV3指令和反馈电缆通过同一段电缆桥架接入同一端子箱，为防止指令电缆存在同样问题，将GV3指令电缆和反馈电缆全部更换，更换后对GV3调门试验，动作正常。
三、阀门关闭原因分析（一）阀门外观机械检查和分析检修人员现场检查关闭调门门杆和反馈杆实际位置均在关闭状态，和DEH控制画面中阀门状态有相反的情况。
某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施
某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施一. 概述某厂4号机组为300MW燃煤发电机组，DEH系统采用ABB公司的SYMPHONEY 系统。
2013年1月22日机组正常运行过程中，DEH突然发出快关左侧中压主汽门（LSV）和3号高调门（CV3）的1s脉冲指令，导致这2个阀门突然全关，然后又自动恢复。
事件发生后，电厂组织相关技术人员进行分析，认为发生此现象是因为DEH 的信号在柜内通讯发生翻转所致，这也是该类DEH常见的异常故障。
机组正常运行过程中突然关闭汽轮机调门，扰动和冲击都比较大，将严重威胁机组安全运行。
二. 原因分析该事件的发生，DEH和DCS都没有任何记录，为原因分析增加了很大的难度。
我们以机组的DEH逻辑为切入口，结合本次事件的现象和以往的一些经验，来逐步剖析事件的原因。
首先，在机组正常运行的情况下，只有通过阀门活动试验电磁阀，DEH才能让中压主汽门关闭。
LSV的活动试验电磁阀为22YV，该电磁阀的驱动设计在DEH 系统的M2控制单元，但阀门活动试验的逻辑设计在M4控制单元。
阀门活动试验时，动作指令信号在M4控制单元内产生，然后以通信方式送到M2控制单元，从而驱动电磁阀22YV带电。
根据以往的经验，ABB这种DCS系统的柜内不同控制单元通讯，经常会发生通信信号翻转的现象。
该DEH试验电磁阀的这种设计，极其容易由于通讯信号的翻转而导致电磁阀动作。
再来看CV3，除了正常的伺服阀控制外，还有活动电磁阀16YV控制。
16YV 带电也会关闭CV3。
与LSV的22YV电磁阀控制一样，16YV也设计在DEH的M2控制单元，而CV3活动试验逻辑同样设计在M4控制单元。
阀门活动试验时，电磁阀的驱动控制与LSV的完全一样，同样极有可能发生通信信号的翻转而导致电磁阀动作。
若CV3由伺服阀控制来关闭，则指令来源于同一个阀门流量指令，其他高压调门如CV1，CV2，CV4等也会动作，但本次只有CV3动作，因此可排除伺服阀指令动作的可能性。
浅谈高压调门常用部件故障原因及维护
浅谈高压调门常用部件故障原因及维护摘要：汽轮机调节保安系统是控制汽轮机启动、停机、带负荷运行和防止严重事故的自动控制装置。
能适应各种运行工况的要求，及时调节汽轮机功率，满足外部负荷变化的需求，维持电网频率在50Hz左右，并在机组异常或故障时自动改变运行工况直至停机，防止事故扩大。
关键词：调门；摆动；分析；排除；汽轮机高压调门是保证汽轮机调速及安全运行的重要设备，其调节品质的好坏直接影响汽轮机组转速和负荷的稳定控制，同时对机组的安全运行也起着至关重要的作用。
一、汽轮机调门摆动的分析与处理引起汽轮机组调门摆动的主要原因有：油质不良、油压波动、调速系统迟缓率太大等等，1.油质不良。
汽轮机长期运行过程中，机械部件会发生磨损，如果油中水分过大或者酸度过高，加之汽轮机运行环境温度高，会使机械部件腐蚀，并产生机械杂质，导致调速部件卡涩，尤其是油动机滑阀与套筒卡涩，会引起调门的较大摆动。
因此，在机组长期的运行过程中，应定期对油质进行检验，如果油质不合格，需加强滤油或者更换新油消除。
2.油压波动。
EH高压油泵出口油压波动，会直接影响到调门油动机波动，从而引起调节阀摆动，而油压波动的原因有可能是油泵本身故障的原因，也有可能是高压蓄能器皮囊破损造成的。
应先将蓄能器隔离，然后测量蓄能器皮囊压力，如果压力低于规定值，应进行补充氮气，若不能将压力充到规定值，则可能是皮囊损坏，需要解体蓄能器，检查皮囊，如果皮囊损坏，更换新皮囊。
如果蓄能器无故障，需要解体检查油泵，若油泵故障，进行处理。
3.调速系统迟缓率太大。
调速系统迟缓率大主要是由于调节部件中机械连接件的松旷和调节部件的卡涩或者是伺服阀过封度过大引起的。
迟缓率过大会使油动机反应迟缓，从而造成调门摆动，需要对各调节部件、伺服阀进行测量检修、返厂维修或更换新部件。
4.伺服阀故障。
当伺服阀接收指令信号后，因其内部故障产生振荡，使油动机摆动造成调门摆动，伺服阀故障分为热控故障和机械故障，热控故障可能是由于线路、端子或是程序故障引起的，此类故障会导致油动机误动或拒动，误动时，会使调门摆动，需联系热控相关人员处理；如果是机械故障，可能是由于滑阀磨损、过封度过大、滤网堵塞，需要返厂检修或者更换新件处理。
影响汽轮机汽门关闭时间测量因素的分析
影响汽轮机汽门关闭时间测量因素的分析摘要：本文通过对火电机组汽轮机主汽阀、调节汽阀关闭时间测定试验过程中常见主要影响因素的逐一分析，通过经验及理解认识的分享和交流，提出优化试验条件，改进试验手段和方法，使试验数据更准确、可靠。
关键词：火电机组；主汽阀；调节汽阀；关闭时间；OPC；AST随着火电机组向超超临界高参数、大容量方向发展，机组对安全稳定运行的要求越来越高，作为保障机组启停安全、运行稳定的关键设备，主汽阀及调速汽阀，对其性能尤其是安全方面的性能的要求愈加提高，更加严格。
《电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组》规定“各汽门的关闭时间应小于制造厂的要求，制造厂无明确要求时，关断汽门和调节汽门的关闭时间应小于0.3s，其中延迟时间小于0.1s”；《汽轮机调节控制系统试验导则》规定超超临界以上机组主汽门和调速汽门其总关闭时间建议值均应小于0.3s；《发电厂汽轮机水轮机技术监督导则》规定超超临界以上机组汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间合格值均应小于0.3s；《汽轮机电液调节系统性能验收导则》规定200MW以上大容量机组主汽门和调节汽门油动机动作过程时间建议值均应小于0.3s。
对新建机组、调节保安系统大修或技术改造前后的在役机组汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间进行测取，判断是否符合标准规范要求，这即是火电行业的普遍要求，也是各大发电集团系统技术监督的必备项目，更是机组进行甩负荷试验的先决条件。
由于汽门关闭时间的测定具有一定的精度和响应灵敏度的要求，在我们实地进行测试时，往往会遇到不少问题，影响试验准确性，甚至导致测试无效，正所谓“失之毫厘，差之千里”。
下面就汽门关闭时间测定试验中常见的主要影响因素进行分析，希望通过经验及理解认识的分享和交流，能对优化试验条件，改进试验手段和方法有所帮助。
油动机排油速度的影响。
大容量汽轮机主汽门、调节汽门油动机一般采用单侧进油，关闭力主要由操纵座中的弹簧提供，机组静态试验情况下主汽门、调节汽门快速关闭时的阻力主要来自油动机活塞下腔室需推挤出去的回油，显而易见回油排出的速度就决定了阀杆下行的速度；为了适应快速排油的需求，汽轮机主汽门、调节汽门油动机均配有卸荷阀，此卸荷阀为杯状滑阀结构，其开启关闭受OPC或AST油路控制，当OPC或AST油路油压泄去时，卸荷阀迅速打开，油动机活塞下腔室与有压回油及上腔室的排油路径迅速导通，从而迅速排油；一般来说，卸荷阀为模块化产品，其选型确定，开启动作排油速度就基本确定了，OPC或AST油压均起源于压力油经过主汽门、调节汽门油动机或高压遮断控制块内部装设的节流孔节流后形成。
主汽门关闭的原因及处理
汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。
汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。
2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。
2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。
2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。
汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。
汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。
在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。
因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。
320MW汽轮机高调门常见故障分析
320MW汽轮机高调门常见故障分析作者：周保杰来源：《海峡科技与产业》2016年第04期摘要：本文介绍了徐州华润彭城电厂使用的上海新华DEH系统在高中压调门运行控制方面出现的故障情况，结合DEH控制原理及现场设备结构特点对故障原因分析研究，总结出相应的解决方法。
通过日常维护、改造等提高汽轮机调门控制的可靠性，为同类故障提供借鉴。
关键词：汽轮机；DEH系统；高调门；伺服阀；LVDT1 引言汽轮机数字电液控制系统（DEH系统）是电站汽轮发电机组不可或缺的重要组成部分，是汽轮机启动、正常运行、事故和停止工况下的调节控制器。
通过控制汽轮机主汽门和调节门的开度，实现对汽轮发电机组的转速、负荷等的控制。
徐州华润（彭城电厂）一期1#、2#机组（2×320MW）使用上海新华DEH—ⅢA型电液调节系统。
汽轮机本体布置有2个主汽门、6个高压调门、2个中压主汽门和2个中压调门，其中2个中压主汽门为开关型阀门，其余10个均为调节型阀门。
所采用的新华DEH系统产品质量成熟、控制性能良好、控制精度高，长期以来运行稳定，但不可避免也出现一些问题和故障。
高调门控制是DEH系统中重要的控制部分，其控制稳定性、可靠性及精度直接影响汽轮机转速、负荷控制，甚至影响汽轮机运行安全。
从新华DEH系统在彭城电厂多年运行情况统计，高调门控制是出现问题和故障比较集中的部位。
本文粗浅分析高调门控制出现的故障和原因以及采取的措施，供大家参考。
2 高调门控制故障现象、分析及解决办法电液伺服阀将计算机运算处理来的指令信号转换成油压信号传送给油动机执行机构，油动机活塞在上、下油压差作用下带动弹簧加载后的阀门上下运动。
同时带动线性位移传感器（LVDT），将油动机的机械位移转换成电信号作为负反馈与指令信号相加形成闭环回路。
当相加后信号为零时，伺服阀的阀芯回到中间位置，不再有高压油向油动机下腔进出，此时阀门停止运动，停留在新的的工作位置。
高调门发生故障主要表现为：调门不动作、调门全关或全开、调门大幅波动、指令与反馈偏差大。
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汽轮机高压调门关闭原因分析
发表时间：2018-11-02T17:21:50.623Z 来源：《知识-力量》2018年12月上作者：付红宾[导读] 本文对汽轮机高调门因电缆过于靠近高温缸体超温造成绝缘老化通讯中断调门关闭，运行中突然关闭的原因进行分析，阐明了电缆处于高温环境发生故障的原因。
对于汽轮机周边电缆涉及和改造具有广泛的借鉴意义。
关键词（大唐许昌龙岗发电有限责任公司，河南省禹州市 461690）
摘要：本文对汽轮机高调门因电缆过于靠近高温缸体超温造成绝缘老化通讯中断调门关闭，运行中突然关闭的原因进行分析，阐明了电缆处于高温环境发生故障的原因。
对于汽轮机周边电缆涉及和改造具有广泛的借鉴意义。
关键词：控制电缆；调门；DEH
一、前言
大唐某公司一期两台机组为上海汽轮机厂制造的350MW亚临界机组。
汽轮机控制系统采用OV ATIAN型数字式电液控制系统，其设计为分散布置、双路供电，系统DPU主模件采用冗余配置。
液压系统采用上海汽轮机厂成套的高压抗燃油EH装置。
汽轮机主蒸汽阀门TV和调门GV连接电缆布置在高中压缸体阀门两侧（详见图3），缸体保温与电缆线槽距离30至50cm。
热工人员定期检查发现汽轮机高压调门控制电缆有老化现象，利用检修机会将单侧的调门电缆进行了更换。
机组在控制电缆更换后启动一天突发汽轮机高压调门关闭故障，严重影响机组的安全生产运行。
二、故障及处理经过
某年某月某日，2号机组负荷指令250MW，启动B制粉系统（B、C、D、E磨运行）增加机组出力。
在加负荷过程中突然机组出力快速下降，检查2号机高压GV3调门实际已经关闭，DEH画面显示指令和反馈均为100%。
汽轮机组调门开启顺序见图1所示。
图1 汽轮机高压截止阀和调节阀位置顺序图
检查DEH机柜GV3伺服卡LVDT指示灯不亮，分析反馈LVDT控制回路存在问题，对GV3进行处理，缓慢将GV3指令逐渐强制为0，并对GV3进油隔离确保故障期间该调门不发生误动，对GV3控制回路进行排查发现GV3调门油动机端子箱至地面端子箱的LVDT反馈中间电缆线间阻值3Ω，由于GV3指令和反馈电缆通过同一段电缆桥架接入同一端子箱，为防止指令电缆存在同样问题，将GV3指令电缆和反馈电缆全部更换，更换后对GV3调门试验，动作正常。
三、阀门关闭原因分析
（一）阀门外观机械检查和分析
检修人员现场检查关闭调门门杆和反馈杆实际位置均在关闭状态，和DEH控制画面中阀门状态有相反的情况。
初步分析应为阀门和远端状态不对应，怀疑通讯中断，需热工人员检查GV阀门控制回路。
（二）GV阀控制回路检查分析
GV阀控制回路由两部分组成，第一部分为正常投运回路，第二部分未试验回路。
控制指令接受GV总给定。
DEH自动方式下，GV总给定经单阀或顺序阀的阀门流量特性曲线函数转换为GV阀门指令开度。
从实际阀门动作和就地现场阀门状态分析，应为远端和就地信号传输中断造成阀门指令与就地不对应现象。
GV阀门动作逻辑见图2所示。
图2 GV阀指令回路逻辑原理图
（三）连接电缆检查分析
对汽轮机高压调门GV3电缆走向排查发现，竖直电缆桥架紧贴的保温处温度较高，最高至196℃，存在高温电缆受损情况。
高压阀门控制电缆见图3，红外测温见图4。
图3 阀门控制电缆（水平和垂直线槽）
图4 控制电缆红外测温
由于机组运行期间竖向电缆桥架区域最高温度196℃，电缆老化绝缘降低导致GV阀异常动作。
对电缆（型号：ZR-DJYPVP，阻燃屏蔽，国标耐温：100℃）高温老化试验，将电缆逐步加热至150℃时，电缆外观绝缘正常，进一步加热至180℃，电缆绝缘开始降低。
四、防范措施
（1）对故障中GV阀门所加的临时电缆区域用硬质格栅进行物理隔离，悬挂警示标牌，防止人员进入该区域误碰电缆导致调门再次误动作。
（2）由于该电缆桥架区域温度较高，电缆老化较快，为防止该电缆桥架内其他调门电缆老化导致调门误动作，采取安全措施将中压调门关闭后对中压调门控制电缆进行了更换和隔离。
（3）利用停机机会对横跨汽缸上部的该电缆桥架进行改造，将电缆桥架移至外侧，避开汽缸保温的高温区，防止电缆高温老化。
（4）利用停机机会临机电缆桥架内的电缆进行检查，如发现电缆老化绝缘降低，及时进行改造。
五、结束语
目前大型汽轮发电机组优化设计机房间隔愈来愈小，特别是高温设备控制电缆又离高温部件距离较近，良好的设计、安装工艺和材料质量是保证设备安全可靠的本质安全；日常的检修和维护是否到位，技改是否合理可靠，隐患排查是否到位等日常技术管理工作是保证机组安全稳定运行的基础。
只有设计合理、安装可靠、技改合理、管理到位，才能真正保证机组的安全稳定运行。