1.．前言
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，老机组原纯液压调节系统在可控性和控制功能方面已不能满足机组协调控制（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。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。因此我省已有清镇电厂#7、#8机组、盘县电厂#2机组由纯液压调节系统改造为高压抗燃油数字式电液调节系统，并还有许多电厂将要进行改造。本文浅析目前国内采用的各种改造方案，指出各种改造方案的优缺点，对几个问题进行探讨，供各电厂在进行汽轮机调节系统改造时参考。
2．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：
2．1 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。
2．2 电液并存控制改造方案
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。
2．3 透平油纯电调控制改造方案
液压调节器取消，采用数字调节器，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。
2．4 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。
3．各种改造方案的比较
已改造机组
辽宁阜新电厂100MW 安徽芜湖电厂125MW 等 安徽铜陵电厂125MW 三水电厂50MW 等 吉林长山热电厂200MW 云南阳宗海电厂200MW 等 云南小龙潭电厂100MW 江苏常熟电厂300MW 等 暂无资料 贵州清镇电厂200MW 贵州盘县电厂200MW 等
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。
4．几个相关问题的探讨
4．1 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。
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，颗粒污染度的要求一般为14／11（根据ETSI资料）。采用透平油时，颗粒污染度的要求为16／13，极限值为17／14（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。
4．2 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（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West House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。
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（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。如我省安顺电厂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，以降低机组热耗率，提高机组热效率。
4．3 关于DEH功能应用的探讨
DEH由于其电气回路的灵活性可以很容易的适应汽轮机各种运行要求，特别是在应用了计算机技术后，采用灵活的组态软件使得电气回路的适应性更强。由此可见DEH系统可以实现的功能远比液压调节系统多。但是实际上这些功能在现场中应用的情况如何呢？
应用效果不好的功能中有两种情况：第一情况是该功能是能够完成的，但是实际使用得不多，对于这种情况，主要是人们的观念与功能之间的不适应所造成的。例如阀门试验功能。在机组运行过程中定期将阀门关闭后再重新开启以确定阀门的工作情况，对于保证汽机保护系统的正常工作是非常必要的。阀门关闭再重开会给汽机运行工况带来扰动，还会短时影响机组的负荷。汽轮机制造厂要求在70一80％额定负荷以下进行阀门试验，且保证试验时对负荷的影响不会超过5％。在上述条件下每周试验一次是不难实现的，但人们普遍担心阀门失灵，而不愿进行试验。电调系统设计阀门试验功能的目的就是要早期了解阀门的失灵情况，如在阀门试验过程中发现阀门失灵正好表明定期进行阀门试验的必要性，即使发现个别阀门失灵，机组也有足够的时间安全退出运行，何况有时阀门失灵的故障是可以在运行过程中处理的。总之阀门失灵并不是阀门试验功能造成的，而是通过这一功能发现的。类似的情况在负荷限制功能中也存在。
另一种情况则是DEH系统中原设计的功能与实际汽轮机本体的特性或运行要求不符造成的。例如汽轮机的自启动功能（ATC），在温热态启动时，常规启动方式是快速冲转、升速、并网，将负荷带至高压缸内壁温度对应的初始负荷后再按一定的升负荷率带负荷暖机，而DEH系统ATC程序则是通过应力计算要求机组必须按照一定的温升率升速暖机，造成机组启动时间过长、机组受交变应力过大等后果。其它功能如热应力限制功能、寿命管理功能等也因类似原因电厂不使用。从此看出：当DEH的功能与实际运行要求不完全符合时是无法获得真正应用的。控制功能仅仅能够实现是不够的，只有真正为汽轮机运行带来真实效益的功能才能得到真正的应用。
5．结论
综上所述，汽轮机调节系统改造方案有同步器控制、电液并存（包括联合控制、切换控制两种）、透平油纯电调控制（包括保留凸轮配汽机构、去掉凸轮配汽机构两种）、高压抗燃油纯电调控制等几种，调节油油源有高压抗燃油及透平油两种，各种改造方案各有利弊，机组改造时应根据机组的现状，考虑机组原来的控制方式、机组容量、现场的情况是否满足新增加设备的布置要求，根据机组的实际情况确定改造后DEH所具备的功能，同时也要考虑改造资金情况、投入产出比、改造工期等等问题，以确定用何种方案进行改造。
