随着600MW超临界机组在国内大量投产，在半年试生产期结束后，按照技术要求，允许汽轮机由单阀运行模式进入顺序阀运行模式，但是目前汽轮机顺序阀切换时遇到了一些技术问题：大部分600MW等级机组在切换时出现了瓦温升高或汽流激振，影响机组安全运行，导致部分电厂无法正常投用顺序阀模式，影响了这些电厂机组运行的经济性，因此开展600MW超临界机组顺序阀切换策略的试验研究势在必行。
一、600MW机组顺序阀控制原理
1、单阀和顺序阀控制的基本概念
新建机组的汽轮机在运行初期，制造厂要求处于单阀控制运行方式，即汽轮机各高压调门同时参与，调节各调门开度相同，因此高压调门开度较小，节流损失较大，机组的经济效益差。从提高汽轮机运行的经济性考虑，将单阀运行方式切换至顺序阀运行，是一项非常有效的措施，即汽轮机的4个高压调整阀依据一定的次序先后开启，先打开的调节阀依据负荷要求连续打开，直至全部开启，随后再逐步开启其他阀门，这样可以显著降低节流损失，提高汽轮机效率。
顺序阀控制是气轮机数字电液调节（DEH）系统中机组功率控制的一种控制功能，按照汽轮机高压调门（GV）的开关顺序，对汽轮机流量指令进行分配，从而确定各高压调门的流量，最终确定各高压调门的开度。其控制策略一般包含在DEH的阀门管理控制功能中。在运行中要实现阀门转换，须保证汽机负荷及主汽压力不发生大的变化，这就必须保证在转换过程中流量不发生大的变化，而要实现这一点，必须使DEH有一个合理的算法，并采取相应的措施。
DEH的算法如式（1）：
式中：
Z 为调节阀的阀位给定，％；
a 为单阀系数，0～1之间的小数；
f（X1）为单阀配汽曲线，％；
b 为顺序阀系数，0～1之间的小数；
f（X2）为顺序阀配汽曲线，％。
a，b之间满足的关系为a＋b=1，由式中可看出，当a=1，b=0时，调节阀的阀位给定Z取决于f（X1），此时，汽轮机为单阀方式运行；当a=0，b=1时，调节阀的阀位给定Z取决于f（X2），此时，汽轮机为顺序阀方式运行。因此，当需要由单阀方式转换为顺序阀方式运行时，只需将单阀系数慢慢由1变到零，由于，a，b之间具有的关系，故顺序阀系数也以同样的速度由零变到1；同样，当需要由顺序阀方式转换为单阀方式运行时，只需将顺序阀系数a慢慢由1变到零，由于a，b之间具有的a＋b=1关系，故单阀系数a也以同样的速度由零变到1。在这个转换过程中，有的阀门开大，有的阀门关小。如果开大阀门所增加的流量刚好与关小阀门所减少的流量相等时，则转换过程中流量没有变化，汽机负荷与锅炉主汽压力均不会发生扰动。
2、顺序阀运行时配汽不平衡汽流力
蒸汽在调节级中流动时，对调节级动叶片产生汽流力的作用，这个汽流力可分解为沿圆周方向的切向力、沿半径方向的径向力和沿轴方向的轴向力。其中切向汽流力在叶轮上产生力偶而使转子旋转，同时产生一个通过转轴中心的力；轴向汽流力使转子产生轴向位移，并且对轴产生一个翻转力矩；径向汽流力一般很小，其影响可以忽略不计。
当调节级均匀进汽时，切向汽流力所产生的通过转轴中心的力和轴向汽流力对转轴的翻转力矩均匀的分布于整个圆周，能够自平衡，不对外表现力的作用。当调节级部分进汽时，它们不能自平衡，表现出调节级配汽不平衡汽流力的作用，在机组的各轴承处产生附加载荷。
作用在一个动叶片上的切向汽流力fui和轴向汽流力fzi分别为式（2）和式（3）：
式中：G，Ab，C1u，C2u，C1z，C2z分别为通过动叶片的蒸汽流量、动叶片的轴向面积、在动叶片进、出口蒸汽的绝对切向流速、在动叶片进、出口蒸汽的绝对轴向流速。
可以看出，要计算fui和fzi，必须进行调节级变工况计算，求得相关参数。调节级变工况计算有成熟的方法。计算得到fui和fzi后，切向汽流力fui所产生的通过转轴中心的力就是fui，轴向汽fzi对转轴的翻转Mzi力矩可由fzi和fzi到转轴中心线的距离乘积求得。
调节级配汽不平衡力产生于调节级，对高压转子有明显的影响。假设fui和Mzi只在支撑高压转子的1、2号轴承上产生附加载荷，根据调节级到两轴承的距离，很容易便可求得fui和Mzi的综合作用对1、2号轴承产生的附加载荷。把这个载荷分解成沿水平和垂直方向，并把所有动叶片的作用累加起来，就可得到fui和Mzi对1、2号轴承产生的水平和垂直方向上的附加载荷。
随着机组单机容量不断增大，机组参数越来越高，向着超临界、超超临界的方向发展，主汽压力的急剧提高，调节级配汽不平衡汽流力将变得更大。在亚临界600MW机组上，配汽不平衡力在高压转子每个轴承水平方向上的分力已达到15t左右，约为200MW机组汽流力的3倍，而600MW高压转子自重的增长仅约为200MW高压转子的2倍。可看出，随着机组参数的升高，配汽不平衡汽流力的增长幅度大大超过了转子自重增长的幅度，虽然大容量机组的高压转子普遍采用变工况性能更好的可顷瓦轴承，但由于配汽不平衡汽流力的急剧增长，仍不可避免发生，且故障情况更加严重，发生故障的600MW机组无法在顺序阀调节下正常运行。
3、顺序阀运行时配汽不平衡汽流力对机组运行的影响
A、引发轴系故障
当轴颈在轴瓦中转动时，润滑油进入轴颈与轴瓦之间的间隙以形成油膜，油膜的流体动压力使轴颈有足够的承载能力，同时循环的润滑油带走轴承中摩擦产生的热量，保证轴承正常的工作温度。轴承对于转子的动力特性有很明显的影响，轴承往往是阻尼的主要来源，因而控制着转子的振动响应；同时轴承的刚度和阻尼又影响着转子的临界转速和稳定性。
水平不平衡汽流力作用下的轴心位置移动，使轴在轴承中的侧隙发生很大变化，使进油游楔面积大大减小，轴承供油不足。对于高速轴承，轴承产生的摩擦热量主要考润滑油带走，轴心偏移使轴瓦进口油楔减小，轴承供油减少甚至不足，轴承工作产生的热量不能及时被带走，必然致使瓦温升高。严重的轴心偏移也可能使转子和轴承发生碰摩，即使不发生碰摩，此时转子和轴承之间间隙也很小，油膜刚度很大，转子的不平衡交变激振力通过油膜作用于轴承巴氏合金上，很容易使其发生疲劳而破坏，引起轴承巴氏合金烧蚀。另外，轴颈在轴承中的位置变化，相应地轴承地进出口油楔大小发生变化，必然会引起轴承静、动特性发生明显变化，从而进一步引起振动、稳定性等一系列轴系故障发生。
B、诱发汽流激振
汽流激振力与蒸汽流量直接相关，即与机组有功负荷相关，在高参数、大容量机组上，对汽流激振地抑制是一个新的而且非常重要地问题。引起汽流激振地机理主要是由于密封间隙内压力径向分布不均匀和转子转矩径向不平衡，而转子在汽缸中地位置不对中是根本原因。调节级配汽不平衡力地存在导致明显地轴心偏移，并且有时会使转子抬升，降低轴承稳定性，减小系统阻尼，因此，调节级配汽不平衡汽流力地存在很可能进一步诱发高参数、大容量汽轮发电机组发生汽流激振，对机组造成更大的危害。
C、影响机组运行经济性
由于喷嘴配汽方式设计不合理，机组在变负荷过程中存在较大的配汽不平衡里，致使机组出现明显的轴心偏移、瓦温升高、振动异常等故障，发生故障的机组无法投入顺序阀调节，只能采用单阀调节，从而导致高压调门截流损失大，负荷越低调节级效率也越低，70％负荷时调节级效率仅为30％左右，严重影响机组变负荷的经济性。
二、国华太电2台600MW超临界机组顺序阀试验
1、机组概述
国华太仓发电有限公司2台600MW超临界机组由上海汽轮机有限公司（STC）与西门子西屋（SWPC）联合设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，整个轴系由9个轴承支撑，1～6号轴承为四瓦块可倾瓦，7～8号轴承为上瓦圆下瓦可倾瓦，9号轴承为四瓦块可倾瓦，自动主汽门（TV）和调节汽门（GV）的排列及每阀控制喷嘴数量如图1，原设计阀开顺序3、4→1→2。
图1TV和GV的排列及每阀控制喷嘴数量。
图1 TV和GV的排列及每阀控制喷嘴数量
2、试验过程及采取的策略和解决措施
7、8号机“顺序阀”试验，分别进行了3次。
第一次试验时间：2006年5月初。
试验条件：阀门流量特性曲线、阀开顺序3、4→1→2、所有调节控制逻辑，均为原设，未进行任何改动。试验时进行了小范围负荷升降。
试验结果：1、2号瓦Y向温度在“单阀”转“顺序阀”后温度变化约20℃，其中1号瓦温度“单阀”控制方式为70℃左右，切“顺序阀”后，最大变化至88℃，2号瓦温度“单阀”控制方式为84℃左右。切“顺序阀”后，最大变化温度至105℃，调门摆动较大。其余各瓦温度、轴振、轴向位移，缸体温差等参数均无明显变化。
结合首次试验结果采取策略：与上汽厂进行了沟通，并对髙资电厂进行了调研，并与专业人员进行了分析论证，最终采取的策略及解决措施为调整阀门特性曲线（改为上汽厂设计的阀门特性曲线）和阀开顺序（由3、4→1→2变更为3、4→2→1）并进行再试验；修后阀门特性曲线如图2所示。
图2 上汽厂传递图参数
第二次试验时间：2006年6月7日、8日，分别进行7、8号机“顺序阀”切换试验。
试验条件：修改阀门流量特性曲线（改为上汽厂设计的阀门特性曲线）和阀开顺序（由3、4→1→2变更为3、4→2→1）、其余调节控制逻辑，为原设，未进行任何改动。试验时进行了小范围负荷升降。
试验结果：1、2号瓦温度在“单阀”转“顺序阀”后温度变化约15℃，其中1号瓦温度“单阀”控制方式约为70℃，切“顺序阀”后，最大变化温度至83℃（阀门开启顺序修改前为88℃），2号瓦温度“单阀”控制方式为约84℃，切“顺序阀”后，最大变化温度至98℃（阀门开启顺序修改前为105℃），仍存在调门摆动问题，协调特性偏差。其余各瓦温度、轴振、轴向位移，缸体温差等参数均无明显变化。此次试验对于瓦温只起到缓解作用，其瓦温的安全控制指标并不十分理想，只是达到了在“顺序阀”控制方式下不至于威胁机组运行安全的目的，未从根本上解决问题。
3、7、8号机顺序阀试验反映出的问题
7、8号机顺序阀试验反映出相同的问题：髙调门及负荷摆动大；1、2号瓦温度大幅升高；负荷响应速度下降，汽压超调；中调门摆动，引起DEH油管振荡；协调品质恶化。原因分析及解决办法如下。
瓦温高：由于转子旋转方向面对机头为顺时针，进汽方式为3、4→2→1，而3、4阀处于缸体上部，而阀门开启控制逻辑为3、4号阀全开后2号阀开，2号阀全开后，1号阀开始开，这样必将导致转子中心下移，轴瓦承载增加，引起瓦温升高。基于上述原因，经与上汽厂沟通后，决定将阀开顺序更改为1、2→3→4，但如此改动，将导致转子中心上扬，将势必引起振动增加，为避免试验时引起机组工作异常，在进行顺序阀切换试验前，首先进行了阀门开启顺序的仿真试验，已保证试验过程中机组运行安全。
阀门摆动：原因为顺序阀控制方式，在不同的负荷段，必然导致调门处于“拐点”区工作，由此必然导致调门波动；为此调整了7号机阀门特性曲线（改为镇江电厂阀门特性曲线，见图3）；该曲线因无明显“拐点”理论上可以解决阀门摆动问题，但如此修改，必将导致负荷响应速度下降，为解决该问题，进行了阀门重叠度修改由原无阀门重叠度修改为1、2号阀流量指令达85％时，3号阀开始开。当3号阀流量指令达85％时，4号阀开始开。如此改动，不但可以防止负荷响应速率下降，同时，也可保证低负荷时进汽室的均匀受热，而且可以削减1、2号阀先开对机组产生的汽流激振影响。
中压调门摆动：因DEH设计逻辑当高调门流量指令达33％时，中压调门将参与调节，由此，引起中压调门处于“拐点”区工作，导致调门大幅度波动，进而引起DEH油管振荡，协调品质恶化，为解决此问题，将中压调门增设机组负荷＞30％额定负荷时，闭锁中压调门参与调节逻辑，已保证系统运行安全和协调调节特性。
图3 镇江电厂阀门特性曲线
负荷响应速度下降，汽压超调：由于顺序阀控制时，处于单阀调功，而单阀为四阀调功，所以，将DEH在遥控方式下原变负荷速率限制为M=0.5，修改为变参数限制，如图4所示。这样修改的目的是提高负荷响应速率，同时，避免锅炉主控调节滞后引起测量值与主汽压力指令偏差大时，导致锅炉超压，因为当锅炉主控调节压力出现大的偏差时，汽机主控会因为压力变化调节阀门开度加剧压力突变（如锅炉压力实际值超过设定值时，DEH会因为调节功率关小调门，造成压力越憋越高）。
图4 原变负荷速率限制为M=0.5时的流量曲线
协调品质恶化：修改了协调控压曲线如表1和表2所示。
表1 修改前协调控压曲线
表2 修改后协调控压曲线
由于机组处于滑压运行方式，此种修改，使得机组顺序阀控制方式下，1、2号阀始终处于全开状态，负荷变化由3、4号阀进行调节，同时使得3、4号阀在同等工况下，较曲线修改前阀门开度增加，不但削减了流激振的影响，同时降低了节流损失，提高了机组运行经济性，改善了协调品质。另外为改善协调品质，优化了协调调节参数，修改了煤-水比及中间点温度修正曲线。
4、试验结果
7号机组7月19日进行试验，从单阀切切换到顺序阀后，压力下降0.3MPa，负荷约上升10MW，符合要求。负荷变化范围300～600MW，1X方向振动反应较明显，“单阀”控制方式，1X/1Y方向振动分别为55.8/57.2μm；瓦温1X/1Y分别为68.3/73.9℃；2X/2Y方向振动分别为34.9/35.8μm；瓦温2X/2Y分别为79.6/86.5℃；转“顺序阀”控制方式后，1X/1Y方向振动分别为82.7/59.7μm；瓦温1X/1Y分别为
71/58.5℃；2X/2Y方向振动分别为44/39.4μm；瓦温2X/2Y分别为82.7/74.8℃；1X方向振动，受汽流激振的影响，振动最大变化幅度为8μm，振动变化最大峰值为97μm，正常稳定值约76μm，1Y振动变化最大峰值为70μm1X/2X瓦温升高约3℃，1Y/2Y瓦温降低约15℃，其余各瓦振动、温度均无明显变化，阀切换前后“顺序阀”较“单阀”控制方式，缸温、上下缸温差、差胀、轴移等参数均无明显变化较稳定；协调调节品质基本满足运行要求；
8号机组8月3日利用停运时机，从单阀切换到顺序阀后，压力、负荷基本稳定。负荷变化范围100～600MW，1X方向振动反应较明显，“单阀”控制方式，1X/1Y方向振动分别为42.3/24.7μm；瓦温1X/1Y分别为72.1/63.2℃；2X/2Y方向振动分别为21.6/26.5μm；瓦温2X/2Y分别为82.3/78.4℃；转“顺序阀”控制方式后，1X/1Y方向振动分别为56.2/38.6μm；瓦温1X/1Y分别为69.2/59.9℃；2X/2Y方向振动分别为23.2/29.6μm；瓦温2X/2Y分别为80.9/75.7℃；1X方向振动，受汽流激振的影响，振动最大变化幅度13μm，振动变化最大峰值为73μm，正常稳定值约60μm，1Y振动变化最大峰值为40.5μm1X/2X瓦温降低约3℃，1Y/2Y瓦温降低约4℃，上述参数变化主要集中在450～550MW之间，其余各瓦振动、温度均无明显变化，在负荷变化过程中，1X/2X瓦温最大上升至78/86.3℃，同时，1Y/2Y瓦温较单阀降低约6℃（57.3/71.5℃），阀切换前后“顺序阀”较“单阀”控制方式，缸温、上下缸温差、差胀、轴移等参数均无明显变化较稳定，CCS调节特性基本满足要求；8月10日利用8号机启动时机，300～450MW“单阀”控制方式，压力调节偏差最大1.2MPa，但由于负荷较低，虽有负荷超调现象，但不会威胁到机组运行安全。
三、结论
单阀切顺序阀控制方案优化调整后，解决了调门摆动、瓦温高问题。但是受汽流激振影响，1、2号轴承轴振稳定性有所下降，在450～550MW变负荷过程中，7号机1X方向振动波摆峰值最大达97μm，正常振动值约83μm，其余的负荷段，振动稳定值在65～75μm稳定，波摆值也较小；8号机1X方向振动波摆峰值最大达73μm，正常振动值约60μm，其余的负荷段，振动稳定值在30～40μm稳定，波摆值也较小。变负荷过程中，协调特性相对较稳定，无超压等异常现象，基本能满足机组运行要求。
