内容提要：本文介绍了热电分公司1号汽轮机3号高压调速起门卡涩和处理过程，分析了进汽方式变化对机组安全、经济运行的影响。
1、引言 汽轮机高压调速汽门汽开关的灵活性和严密性对机组安全稳定运行是非常重要的，一旦动作不灵活或关闭不到位可能引发机组超速、机毁人亡的严重后果，运行中应密切监测机组运行参数，特别是运行方式发生变化或涨落负荷时应密切监视，定期进行
调节阀活动试验，发现问题及时分析处理并监视其运行，以保证机组运行的安全稳定。国华北京热电分公司1号汽轮机3号高压调速汽门卡涩发生、处理过程说明了密切监视运行参数和缺陷应及时彻底消除的必要性。
2、机组简介 国华热电分公司共有两台ABB（现为ALSOM）生产的双缸双排、凝汽式供热机组，1、2号机组分别在1999年11月和12月相继投产，投产以来运行基本正常。汽机采用为PROCONTROL-P控制系统，主要功能为转速控制、
阀门管理、负荷控制、自同期、自启动等功能，保护完善。高压缸共有4个进汽调速汽门，正常运行中高压缸进汽方式为1号门关闭、2号门全开、3号门和4号门调整。
故障经过：2004年7月21日8时15分，运行人员按调度给定负荷曲线升负荷，8时46分1号机负荷升至180MW时，汽机发出停机信号，自动主汽门关闭，负荷到零，发电机逆功率保护动作跳闸。经分析原因并处理后于17时18分机组重新并网。
3、事故分析
事故发生后，有关专业技术人员立即开始查找分析原因。从设备运行曲线看，跳闸发生在机组升负荷过程中，负荷升高过程中3、4号高压调速汽门应随之开大且开度基本相同，而此时三号高压调速汽门开至54%位置卡住未能开大，而4号门却开至78%，从事故追忆看是TT6保护动作，根据以前曾发生的故障确证引起TT6保护动作原因是3号高压调速汽门卡涩、长负荷开门命令与调门反馈出现20%以上偏差所致。
3号高压调速汽门开度指令与反馈偏差保护逻辑：
2003年9月1号机小修停机时已经发现了3号高压调速汽门有卡涩现象，当时停机打闸时发现#3调速汽门未关到0位，经拆检发现阀芯的密封胀圈磨损严重，阀套内径磨有两道明显的沟槽，由于没有备件，在外方专家的建议下只将阀芯和密封胀圈更换，处理后进行了阀门传动试验，实际开度、油动机油压、阀门反馈均正常。
当时3号调速汽门开度与油压、行程：
| 开度反馈% |
阀门行程 mm |
油动机油压 MPa |
| 10 |
0．68 |
1.35 |
| 20 |
5.58 |
1.66 |
| 30 |
10.48 |
1.85 |
| 40 |
15.35 |
1.95 |
| 50 |
20.23 |
2.05 |
| 60 |
25.15 |
2.2 |
| 70 |
30.07 |
2.35 |
| 80 |
31.41 |
2.5 |
| 90 |
40 |
2.65 |
| 100 |
44.68 |
2.8 |
从小修后机组启动、运行情况观察情况良好，到本次事故前经近10个月运行未再发生卡涩现象。
这次事故发生后对3号高压调速汽门传动、行程测量，确认3号高压调速汽门在54%位置油动机油压跳跃升高，不能继续开启，但关闭灵活，判定该门门芯与门套在阀门发生了卡涩，实际位置为阀套内面沟槽处，门开关反馈位置为54%。
事故发生后测量3号调速汽门开度与油压、行程：
| 调门开度反馈 % |
阀门行程 mm |
油动机油压 MPa |
| 10 |
0.7 |
0.6 |
| 20 |
5.2 |
1.75 |
| 30 |
9.66 |
1.85 |
| 40 |
14.55 |
2.0 |
| 50 |
19.45 |
2.15 |
| 60 |
23.62 |
3.7 |
| 70 |
23.62 |
3.7 |
| 80 |
23.62 |
3.7 |
| 90 |
23.62 |
3.7 |
| 100 |
23.62 |
3.7 |
4、故障处理
在查明故障原因后，热工人员联系ALSTOM技术人员到现场，根据3号高压调速汽门卡住部位在54%位置（行程25mm左右，全行程为44.74mm）的情况，为防止3号高压调速汽门再次在该位置发生卡涩，决定将3号高压调门的开度进行限制。在电调逻辑中，将参数P024调速汽至55％，P025调速汽至19.3％，P027调速汽至-62.305%。参数调整后，3号高压调速汽门在控制调节中的开度最高点限值在了原最大行程的42％处，将全行程实际开度限制在18.86mm，并将此点设定为反馈100%，也就是说阀门将在犯卡位置以下运行。修改完毕后进行了阀门传动试验，传动结果正常,机组重新并网。
7月22日前夜过负荷高峰后机组降负荷，在降负荷过程中3号高压调速汽门再次发生卡涩现象，阀门开反馈61%位置，比21日阀门卡涩行程位置小，判断阀芯密封胀圈破损或出槽。与ALSTOM公司商议后，决定利用23日晚降负荷机会将3号高压调速汽门完全关闭，同时机组的进汽方式由部分进汽改为全周进汽，由1号、2号、4号高压调速汽门进行调节，经几次变化关阀命令，终于将3号调门完全关闭。随后将参数P05C由20％升高至120％。目前，采用的关闭3号高压高压调速汽门的方法为：在P13中将信号B811和B819模拟为1。
5、进汽方式变化对机组运行的影响： 进汽方式发生变化后，为考验机组运行安全稳定性和经济性，8月4-5日#1机进行了升、降负荷试验，将试验数据与以前运行数据进行对比分析，评估进汽方式改变后对机组的影响。
5.1 事故前后大负荷工况参数对比
| 时间项目 |
2004.7.19 |
2004.7.22 |
2004.8.5 |
| 电负荷 |
MW |
198 |
198 |
198 |
| 主汽流量 |
t/h |
818 |
817 |
821 |
| #1门开度 |
% |
2 |
28 |
62 |
| #2门开度 |
% |
102 |
101 |
71 |
| #3门开度 |
% |
84 |
100 |
1 |
| #4门开度 |
% |
83 |
100 |
68 |
| 一瓦轴振 |
μ m |
44 |
40 |
75 |
| 二瓦轴振 |
Μ m |
34 |
34 |
34 |
| 三瓦轴振 |
Μ m |
28 |
29 |
27 |
| 四瓦轴振 |
μ m |
59 |
62 |
58 |
| 一瓦温度 |
℃ |
94 |
81 |
76 |
| 二瓦温度 |
℃ |
76 |
77 |
81 |
| 三瓦温度 |
℃ |
66 |
66 |
65 |
| 四瓦温度 |
℃ |
75 |
73 |
74 |
5.2 两次改变3号高压调速汽门对机组影响
21日-23日1号机3号高压调速汽门开行程被限制后，在175MW、进汽流量720t/h左右时，2号、3号、4号高压调速汽门开反馈为100%（3号实际为原位置42%），而1号未开。当进汽流量超过720t/h时，1号调门逐渐开启，进汽量达最大820t/h时，1号调门开启至28%，从运行情况看，升降负荷对机组运行未产生不良影响，相反一瓦第三点（原高点）温度下降，基本上维持在81-83℃，远低于94℃。
24日3号高压调整门被关闭后，一瓦温度随负荷略有变化，最高未超过80℃，而一瓦轴振却随负荷升高增长，负荷最高时比原运行值50μm左右增大较多，最高达80μm，轴向位移随涨落负荷数值变化较小，但从其他数值看，此方式对机组安全未造成不良影响，轴向位移问题有待观察分析。从3号高压调速汽门关闭后升降负荷参数变化分析，电负荷由140MW升至200MW，又从200MW降回到140MW，除一瓦温度外低于事故前数值外，也未见其它参数发生明显变化。3号高压调速汽门关闭后运行状态稳定。当然在低负荷时由于1号、2号、4号高压调速汽门增加了节流损失，降低了运行经济性，但在大负荷运行时对经济运行没有影响。
进汽方式改变后机组启动、停机波得图基本一致的情况，说明机组在3号高压调速汽门全关后未对对机组启动过程造成影响。
6、３号高压调速汽门关闭运行方式下应注意的问题： 6.1 运行人员随时监视轴振情况，如果轴振在某一负荷点振动偏大应避免在此负荷点下运行。
6.2 随着负荷的增长轴振的通频值也随之涨到80μm，这说明转子在这个工况下运行出现了失稳状态，也由于低频的增大导致通频值的增大，振动通频值的增大是目前运行方式造成，且不宜长时间在此工况下运行。目前轴振通频值虽偏大，但对机组够不成威胁，小修后应尽快恢复原运行工况。小修后如果条件允许应做调门最佳运行方式的试验，已避免机组出现低频振动情况。
6.3 运行应经常对运行参数进行分析，发生异常现象立即汇报并恢复正常运行参数。特别对轴振、瓦温、轴向位移进行监视。
参考文献： 1、中电国华北京热电分公司 进汽方式改变后对机组影响评估报告。
2、作者陆颂元汽轮发电机组振动中国电力出版社出版。
