摘要：电厂机组参与深度调峰过程中，对汽轮机及其主要辅助设备是一个较大的考验。本文主要针对机组在深度调峰时存在的问题及其原因进行分析说明，并采取了相应的运行调整措施，保证汽轮机安全运行，达到深度调峰的目的。对参与深度调峰的同类型机组具有重要参考意义。
关键词：汽轮机 深度调峰 安全 措施
0 引言
近年来，随着陕西省内新能源装机容量的持续增长，电网消纳新能源电能的空间明显不足，省内电网运行中负荷峰谷差日益增大，为缓解省内电网出现的调差矛盾，电力平衡困难，根据国家电网西北调控分中心关于开展西北电网火电机组深度调峰文件精神，我公司积极推进并实施机组深度调峰工作。在深度调峰期间，机组运行工况恶化，为保证机组安全稳定运行，提高安全风险管控能力，现对深度调峰期间汽轮机及主要辅机运行存在的问题进行分析并采取相对应的调整措施，保证机组安全运行，最大程度的满足西北电网调峰要求，实现机组调峰能力的最大化。
1 概况
我公司三期为2×300MW亚临界CFB直接空冷汽轮发电机组，#1、#2机组分别于2015年7月和8月投产，锅炉由东方锅炉股份有限公司设计制造，其型号是DG1058/17.5-II1，型式是亚临界、一次中间再热、单炉膛、自然循环、平衡通风，循环流化床燃烧方式锅炉。汽轮机由上海汽轮机有限公司设计制造,其型号是NZK300－16.7/537/537，型式是亚临界、一次中间再热、单轴、反动式、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。发电机由上海电气有限公司设计制造,型号为QFSN-300－2，额定有功功率为300MW,定子额定电压为20KV,定子额定电流为10189A,冷却方式为水氢氢。机组DCS系统采用杭州和利时自动化有限公司的MACS6.5.2B系统，DEH为ovation1（艾默生）系统，整个机组构成一体化的控制。
2 深度调峰试验
根据现场实际，制定了深度调峰试验方案，机组降负荷至150MW后稳定运行30分钟，暖轴封、倒厂用，记录相关参数，在协调方式下缓慢降低机组负荷，120MW、110MW、100MW各负荷阶段观察各参数环保指标变化情况，无异常后，在各负荷阶段进行模拟AGC指令变化试验，观察记录各参数。
2.1 试验过程
当机组降负荷至150MW后稳定运行30分钟，试转交、直流油泵、高备泵、盘车电机均正常,暖轴封（冷再、辅汽）、倒厂用，记录相关参数，确保各参数稳定，当值值长与省调进行联系，试验正式开始。
2.1.1 AGC投入下降机组负荷至130MW，降负荷速率≥3MW/min。负荷稳定至130MW后记录各主要运行参数和环保参数，汇报当值值长。
2.1.2 值长联系省调继续降机组负荷至115MW，降负荷速率≥3MW/min。负荷稳定后记录各主要运行参数和环保参数，负荷稳定10min,汇报当值值长。
2.1.3 联系省调升负荷至130MW，升负荷速率≥3MW/min。负荷稳定后记录各主要运行参数和环保参数，汇报当值值长。
2.1.4 值长联系省调继续降机组负荷至115MW，降负荷速率≥3MW/min。负荷稳定后记录各主要运行参数和环保参数，负荷稳定60min,汇报当值值长。
2.1.5 联系省调升负荷至130MW，升负荷速率≥3MW/min。负荷稳定后记录各主要运行参数和环保参数，汇报当值值长。
2.1.6 继续升负荷至150MW，升负荷速率≥3MW/min。负荷稳定后记录各主要运行参数和环保参数，汇报当值值长。
试验结束。
3 深调期间存在问题及采取的措施
3.1 轴封供汽汽源的选择
机组正常运行带150MW以上负荷时，采用自密封，主蒸汽、再热冷段蒸汽、辅汽三路汽源作为备用汽源。为保证机组轴封稳定供汽，机组深调时采用再热冷段蒸汽作为供汽汽源，调整量小且较稳定。建议调整方法为当机组深度调峰负荷指令下达后，应及时将再热冷段至轴封供汽调节门手动小手介入，严密监视汽封蒸汽母管温度变化趋势，同时监视好机组振动、轴移等各项参数。调整汽封压力时，将轴封溢流调节门自动值设置为35KPa，辅汽至轴封供汽调门自动值设置为18KPa，深度调峰彻底结束后，将自动值恢复到原设置值。
3.2 汽轮机末级叶片水蚀问题
低负荷运行时汽轮机本体存在的安全风险主要是末级叶片水蚀问题。
根据汽轮机专业知识理论分析，对于空冷机组汽轮机的末级动叶的动应力随排汽容积流量的变化情况，需要做进一步的研究汽轮机叶片水蚀率和负荷率的关系为：随着负荷率的降低(100%->75%)，汽轮机叶片相对水蚀率基本成线性增加(1.0->1.5)。当相对容积流量>0.2时，汽轮机的末级动叶的动应力随排汽容积流量的变化较为平缓，基本可以认为长期低负荷工况运行因为动应力增大造成末级叶片损伤的风险较小。
3.3 机组调节系统稳定性问题
机组负荷较低时，高压调节汽门开度过小，汽轮机进汽不均衡，会引起汽流激振，直接影响机组振动，尤其是#1、#2轴承振动波动较为明显，给机组安全带来隐患。建议调整措施为在机组深调期间，确保汽轮机高压调门始终保持两个半（1、2、4号高调门）运行，与锅炉监盘人员联系机前主汽压力尽量保持在9--11MPa之间，同时监视好机组各轴承振动变化情况，特别监视好机组#2轴承温度偏高变化情况。
3.4 汽轮机中压缸上下缸温差大问题
因我公司汽轮机存在夹层漏汽现象，正常运行中，机组负荷保持在150MW运行时，中压缸上下缸温差在35℃左右。根据深调情况来看，长时间低于150MW负荷运行时，汽轮机中压缸上下缸温差有持续增大现象，最大达41℃。目前采取的调整措施为深调期间严密监视汽机中压缸上下缸温差，注意温差变化趋势，当温差增大时（超过38℃），应及时汇报并采取中压外缸疏水措施。若温差接近报警值42℃时，应严密监视汽轮机各瓦振动，若温差超过42℃时，立即暂停当前深调工作，根据温差变化趋势稳定负荷或继续升负荷。深调期间，尽量保持主蒸汽压力控制在9-11MPa左右。
3.5 给水泵运行方式调整问题
考虑到运行人员并泵及退泵操作频繁且不利于机组安全稳定运行，经专业技术人员召开专题会讨论研究，同时通过深度调峰试验及现场监视，在机组负荷降至115MW时，给水泵再循环开启一定开度参与运行，泵组电流、出水压力、流量等各项参数正常，就地观察窜轴正常，所以在深度调峰期间，仍保持两台变频给水泵并列运行方式不变，建议其调整方式为将给水泵再循环调门自动值均设置为200t/h，待深调彻底结束后，根据负荷情况将自动值恢复为原设置值220t/h或240t/h。
3.6 外界因素影响背压波动大的问题
深调期间，严密监视DEH画面低压缸排汽温度1、2测点（电机端和调阀端）变化情况，最高不超过75℃。如果调整背压，应根据低压缸排汽温度进行调整。若遇到大风等极端天气时，因排汽流量小，空冷风机入口风量受风速影响较大，背压波动较大，直接影响到锅炉侧运行，给锅炉调整造成困难，此时应解除背压自动，改为手动控制（一般不高于15KPa），待外界风速稳定时，背压稳定后，再投入背压自动。
3.7 凝结水上水调整问题
机组参与深调时，除氧器水位较难控制，调整不当时，会造成除氧器水温高，存在安全隐患，因此应严密监视除氧器水位不高于2000mm，与锅炉监盘人员联系，根据锅炉冷渣器流量，适当关小冷渣器回水调门，同时将凝结水母管压力适当降低至1.90MPa左右，保证主调门自动有适当开度（不允许关完），保证#7低加正常凝结水通流量。
3.8 对外供热问题
因我公司2×300MW机组将要承担周边煤矿区域供热任务，所需抽汽压力为0.3MPa，温度为200℃，抽汽量50t/h。冬季，机组参与深度调峰时，在120MW工况下，最大供热蒸汽量能满足要求；当机组深度调峰负荷至120MW以下时，供热将受到影响，因此需要通过供热系统技术改造来满足供热需求。
4 结论
结合现有设备系统运行实际，经过一系列摸索实践，我公司深度调峰技术日渐成熟，且取得了显著的经济效益和社会效益。但是由于深度调峰时间短，且调峰频繁，在本文中所采取的调整措施可能会短暂牺牲机组的经济性，因此汽轮机组及主要辅机安全运行为保证，深度调峰的原则是设备安全第一，值得同类型机组参考借鉴。
参考文献：
[1] 孙为民，杨巧云 . 电厂汽轮机（第二版）.北京 : 中国电力出版社 ,2010.1.1.
[2]汽轮机说明书.上海汽轮机有限公司.2004.8.11.
[3]黄陵矿业煤矸石发电有限公司汽轮机运行规程.2015.2.