表格 7
表格 8
同时通过表格6、表格7、表格8观察发现，在LV阀关小，EV阀关小的情况下，机组其它各参数变化不明显，满足长周期运行的需求。6号低加液位在试验过程中虽然存在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力0.11MPa,远大于最小排汽量限制0.02MPa。5段抽汽压力0.31~0.35MPa，处于中压末级叶片压差所要求安全范围内。中压缸排汽温度282℃，远小于在限定值350℃。
通过试验二，基本可以得出：实验目的基本完成，试验比较成功的结论。同时通过这三个阶段的数据对比，这里建议：当机组负荷175MW时，1号机组LV阀开度按21%调节，EV阀开度按13.7%调节，可以现实低负荷下最大限度的供热出力。
六、试验三
二号机组负荷稳定在175MW，供热流量9200T/H，通过调整LV阀和EV阀开度，观察二号机组两台热网加热器出口热水温度的变化以及机组其它参数的变化情况。如图：
图22 试验开始
图23 试验结束
图24 稳定一段时间后的变化
这里就图22到图24中所列参数进行简单说明。这三张图中红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表1号热网加热器出口水温，蓝色线代表2号热网加热器出口水温，墨绿色线代表机组负荷，橙色线代表供热流量，白色线代表供热抽汽量，粉色线代表环境温度。
图22是试验开始的时间，机组负荷已在175MW稳定一段时间，参数选择基本是稳定后的参数及近似平均值，图23是试验结束的时间，从图中可以看到试验过程中改变的只是LV阀和EV阀开度，试验结束时LV阀开度16%，EV阀开度16.1%。图24是试验结束后，稳定一段时间后的参数值。试验前后变化值见表格1，可以看出试验前后随着EV阀、LV阀开度的调节，1号热网加热器出口水温、2号热网加热器出口水温、供热抽汽量均有很大的上升。试验前后变化值见表格9。
图25 试验前其它参数一 表格 9
表格 10
表格 11
图26 试验后其它参数一
这里就图25图26中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表轴向位移，蓝色线代表机组胀差，墨绿色线代表机组振动，橙色线代表轴承回油温度，白色线代表低压缸排汽温度，粉色线代表低压缸进汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。从图中可以看到，各参数曲线变化都比较平稳，试验前后变化值见表格10，可以看出各参数试验前后变化很小。
图27 试验前其它参数二
图28 试验后其它参数二
这里就图23到图24中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表6段抽汽压力，蓝色线代表6号低加正常疏水调门开度，墨绿色线代表6号低加事故疏水调门开度，橙色线代表6号低加液位，白色线代表低压5段抽汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。试验前后变化值见表格9，可以看出试验前后除了5段抽汽压力变化较大外，其余参数变化都很小。
图29 试验前其它参数三
图30 试验后其它参数三
这里就图29图30中所列参数进行简单说明，红色线代表中压缸排汽温度。 试验前后变化值见表格12，可以看出试验前后参数变化都很小。 表格 12
在这次试验中，通过对表格9的观察发现，试验过程中环境温度、供热流量、机组负荷基本不变，在满足试验前提条件下，LV阀关小了1.1%，由17.1%关小到16%，EV阀开大0.9%的情况，由15.2%开大到16.1%，1号热网加热器出口水温上升2.65℃，由76.62℃上升到79.27℃，2号热网加热器出口水温上升2.98℃，由78.04℃上升到81.02℃，供热抽汽量增加28T/H，由131T/H增加到159 T/H，（没有超出厂家设计值250T/H），机组的供热能力出力得到提升，公司供热盈利增加。因为试验结束时，6段抽汽压力显示为零，如果继续关小LV阀可能会使6号低加疏水无法实现逐级自流，所以以此时LV阀、EV阀值作为以后的供热期内运行人员操作的参考值。
同时通过表格10、表格11、表格12观察发现，在LV阀关小，EV阀开大的情况下，机组其它各参数变化不明显，满足长周期运行的需求。6号低加液位在试验过程中虽然存在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力0.12MPa,远大于最小排汽量限制0.02MPa。5段抽汽压力0.24MPa，处于中压末级叶片压差所要求安全范围内。中压缸排汽温度274℃，远小于在限定值350℃。
通过试验三，基本可以得出：实验目的基本完成，试验比较成功的结论。同时通过数据对比，这里建议：当机组负荷175MW时，2号机组LV阀开度按16%调节，EV阀开度按16.1%调节，可以现实低负荷下最大限度的供热出力。 七、试验过程中发现的问题及解决方法
在机组负荷稳定情况下，逐渐关小LV阀，将会引起低压缸进汽量的减少，机组做功能力就会持续减弱。当LV阀存在操作幅度偏大时，低压缸做功能力就会突然受限，导致机组负荷突然下降，随后在机组协调作用下，汽轮机调节汽门开大恢复机组负荷。操作比较缓慢时，一般不会出现类似现象。
在这三次试验过程中，发现均存在一个问题，那就是：在调节LV阀过程中，机组负荷出现突然的波动现象。如图2、图12、图23中用白色线条选中部位所示。尤其是试验二中的一次比较突出，当LV阀由21.2%关至21%时，机组负荷由175MW降至153MW，且持续一段时间，后续通过人为调节才恢复机组负荷。 这表明机组存在以下问题：1、机组在LV阀调节过程中，机组负荷总出现先突降，后突涨现象，说明LV阀调节特性较差，存在一定的调节死区；2、汽轮机调节汽门调节性能曲线存在死区，当机组负荷突降较多时，汽轮机调节汽门将不进行调节；3、操作人员操作过程中操作幅度偏大，且操作后没有留出足够的缓冲时间。
通过讨论，热控方面采用如下方法对汽轮机调节汽门综合阀位进行变更。 在协调控制系统优化逻辑中有一个机主控指令与汽轮机调节汽门开度测算值的比较回路，目的是防止新逻辑投入后新机主控指令出现问题时保证调门不会大幅度摆动，这样能确保不影响机组的安全运行。
汽轮机调节汽门开度测算值是经过机组负荷指令与机前压力设定值（根据滑压曲线得出）折算后的参考值。机主控指令与汽轮机调节汽门开度测算值加上25%取小值（或者与汽机调门开度测算值减去25%取大值）作为实际汽轮机调节汽门阀位指令。最初设计逻辑时是按机组在未供热时采取现场数据进行MATLAB仿真后确定了25%的保护限值，供热后机组工况发生变化，机主控指令与汽轮机调节汽门阀位开度测算值超过了25%。在低负荷175MW时，最大影响24MW机组负荷，高负荷时没有影响。根据供热数据分析，将保护限值上限幅值由25%调整为50%，这样就能保证供热量时机组负荷不受限制。
限幅值为25%是，对机组负荷的影响，见表格13及图31。 表格13 综合阀位限幅量影响负荷量对应折线表
图31 综合阀位限幅量影响负荷量对应折线图
从图32可以看出，机组负荷175MW时，如果抽汽量增大，汽轮机调节汽门综合阀位指令开大30%左右，就不会不影响机组负荷。因此把保护限值上限幅值由25%修改为50%即可满足冬季供热时的机组负荷调节要求。
图 32 不同负荷下，抽汽量改变所对应的综合阀位叠加的指令
从图33可以看出，机组负荷310MW时，如果抽汽量在最大值时，热网退出后综合阀位指令最大将关闭23.5%。因此保护限值下限幅值25%满足负荷调节，不需要对其进行修改。
图 33 机组负荷310MW下，抽汽量改变所对应的综合阀位叠加的指令
通过讨论，操作方面采取如下措施避免LV阀调节过程中机组负荷波动。1、调整时将LV、EV阀时切至阀控方式手动调整。2、LV、EV阀变化速率设定至0.5%/min。3、LV阀每次操作时间间隔大于5min。4、LV阀开度不得低于15%开度。
人为手动操作时，操作失误以及判断不准确的现象不可根除，这里建议将LV
变化率设定成自动调节模式，当LV开度小于25%，变化率0.02%/min；LV开度小于35%，变化率0.5%/min；LV开度小于45%，变化率1%/min；LV开度大于45%，变化率3%/min，以减少人为操作的失误。 八、结论
综上，经过以上三次试验，基本可以断定，在机组低负荷时通过调节LV阀和EV阀的开度可以实现供热抽汽量的增加，6号低加液位在调整过程中虽然存在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力远大于最小排汽量限制0.02MPa，5段抽汽压力处于中压末级叶片压差所要求安全范围内，中压缸排汽温度远小于在限定值350℃，同时机组其它各参数变化较小，均能够满足机组长周期运行需求。供热抽汽量的增加，可以最大限度满足供热公司的需求，同时使公司的供热盈利能力得到提升。
通过试验观察，这里给出机组低负荷时合适的LV阀、EV阀开度值，建议以此开度值作为以后的供热期内运行人员操作的参考值，使各个值的操作水平得到提升，操作更加规范化。
当机组负荷变化时，可以根据供热公司的具体要求值进行适当调整。
通过试验发现了在调节LV阀过程中，机组负荷出现突然的波动现象。这主要是因为汽轮机调节汽门综合阀位限定值的设定没有考虑供热期与非供热期的不同导致，除此之外就是人为操作过程中经验不足造成。热控人员已经对汽轮机调节汽门综合阀位限定值进行了修改，需要进一步观察。就为了避免人为手动操作时的失误以及判断不准确的现象这里建议将LV变化率设定成自动调节模式，当LV开度小于25%，变化率0.02%/min；LV开度小于35%，变化率0.5%/min；LV开度小于45%，变化率1%/min；LV开度大于45%，变化率3%/min。
低负荷最大供热出力可行性分析——供热盈利能力提升的分析建议
