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摘要：随着电力改革的不断深入，机组深度调峰是不得不面临的课题，深度调峰工况下如何保证机组安全运行已成为重中之重。对于锅炉的燃烧调整优化我们已经有较多的探讨与措施，而对于汽轮机的安全运行却较少涉及。本文对深度调峰工况下汽轮机安全性存在的几点隐患做了探讨，并提出了相关对策。
关键词：深度调峰;汽轮机安全性
引言
深度调峰工况下，汽轮机安全风险主要有以下方面：1、低负荷下，高、低压抽汽差压减小，正常疏水趋于不稳，加热器水位波动频繁;2、连续减至低负荷时，主汽压力下降缓慢，造成高调门开度过小、开度不匹配，TSI参数偏离正常范围;3、低负荷时，给水系统与凝结水系统存在安全隐患。下面我们将结合相关案例做出分析与对策。
1 某电厂机组协调控制原理
某电厂机组协调控制采用负荷指令信号间接平衡的以炉跟机为基础的协调控制方式，控制原理如图1所示：
图1 某电厂机组协调控制原理图
功率偏差和汽压偏差信号同时送到汽轮机调节器Wa1（s）和锅炉调节器Wa2（s），在稳定工况下，机组的实发功率NE 等于功率定值N0，机前压力PT 等于压力定值P0。当减负荷时，将出现一个负的功率偏差信号（N0- NE），该信号通过汽轮机调节器Wa1（s）去关小汽轮机调节阀门，降低机组的实发功率。同时，此信号也作用到锅炉调节器Wa2（s）入口，减少燃料量，以减少产生蒸汽。随着调节汽阀开度uT的关小，机前压力PT将立即随之升高，尽管此时锅炉已经开始降低燃烧率，但由于燃料量-机前压力通道存在较大惯性，所以负荷扰动出现初期仍会有负的压力偏差（P0- PT）出现，该信号以正向作用于锅炉调节器Wa2（s），继续减少锅炉的燃烧量，以尽快恢复机前压力。同时，此信号按反方向作用于汽轮机调节器Wa1（s）入口，调节器Wa1（s）在负向功率偏差和正方向压力偏差的共同作用下，会使调节阀降低到一定程度后停止动作，但此时汽轮机的实发功率尚未到达给定值，所以这种状态是暂时的。随着锅炉侧燃料量的减少，机前压力逐渐恢复，压力偏差逐渐减小，汽轮机调节阀在负的功率偏差信号的作用下会继续关小，以降低机组的实发功率，直至使实发功率与机前压力均与其该定值相等。当机组深度调峰时，汽轮机的进汽工况将产生较大变化，进而影响汽轮机的安全运行。
2 深度调峰工况下汽轮机安全风险
2.1低负荷下，高、低压抽汽差压减小，正常疏水趋于不稳，加热器水位波动频繁。随着机组负荷的连续降低，当负荷减至200MW左右時，#7低加水位已经无法维持，水位保护动作，#7低加危急疏水阀开启;当负荷减至180MW左右时#6低加水位已经无法维持，水位保护动作，#6低加危急疏水阀开启。此时#7、#8低加水位已经无法维持，危急疏水已经开启，同时，在连续减负荷过程中，#3高加水位存在较大波动。当机组低负荷运行时，由于各段抽汽压力较低且相邻段蒸气压差减小，使得相邻高低压加热器间疏水压差减小，正常疏水动力不足。于低加而言，水位将无法维持，造成低加水位保护动作;于高加而言，由于调节阀不断关小使得疏水压损增加，正常疏水动力不足，水位上升，此时正常疏水阀又开大适应这种变化，造成正常疏水阀有发散趋势，将造成高加水位不稳，甚至高水位保护动作。
2.2机组连续减至低负荷时，主汽压力下降缓慢，造成高调门开度过小，TSI参数偏离正常范围。某夜班，#4机AGC方式下负荷减至130MW，#4机#1、#2调门同步变化过程中，#1瓦振动值X＼Y方向均上升并波动（X方向38--49μm，Y方向60--90μm），有功波动10MW，立即撤出AGC，汇报值班调度。查阅同期#4机组负荷、机前压力、1/2/4号高压调门开度趋势图发现，机组负荷降至175MW时，机前压力仍维持在13.5Mpa，根据滑压曲线，此时机前压力是偏高的。其后机组继续减负荷，4号高调门关小至15%，机前压力13.3Mpa，由于压力偏离设定值，1/2号高调门开始关小，机前压力开始回升，发生#1瓦振动值X＼Y方向均上升并波动，有功波动情况。
2.3低负荷时，给水系统与凝结水系统存在安全隐患。随着负荷的降低，小机的调节性能将持续下降。如果汽包压力居高不下，而此时负荷较低，四抽压力也比较低，会导致小机低调门全开，水位有失控风险。其次，给水流量低至再循环动作值，如未及时开启再循环，会导致汽泵再循环自动状态下频繁动作，干扰水位调节。
3 深度调峰工况下汽轮机安全运行相关对策
3.1于运行而言，在深度调峰过程中，关注高、低加运行状况，如水位无法维持，及时人为干预，开启危急疏水阀进行调整。于设备管理而言，需要针对深度调峰工况做出设备相关改在，加大低加疏水管径，对高加正常疏水阀调节性能进行改进，提升高加正常疏水调节阀本身调节性能或PID调节的能力。
3.2在深度调峰过程中，除了锅炉侧调整尤其需要注意汽机侧的机前压力调整，作为操作员需要熟知本机组的阀门调节特性，需要严格的按照滑压曲线来维持机前压力，保证汽轮机的调节性能在最佳状态，同时减负荷过程严密监视汽轮机本体振动、轴向位移、差胀等各参数正常。
3.3机组减负荷过程严密监视给水泵运行情况，视实际情况将汽泵再循环调节阀置合适开度。监视低调前压力、低调开度、汽泵转速、流量等参数正常。机组减负荷过程视凝结水流量，及时开启凝结水再循环调节阀，置合适开度。
4 结语
机组深度调峰工况下，应充分考虑锅炉、汽轮机的安全运行，加强机组的协调控制，避免机、炉主控大幅超调。本文对机组深度调峰工况下的汽轮机运行安全风险做了浅析，并提出了相应的对策，希望大家能在机组深度调峰期间加强对汽轮机安全运行的关注。
参考文献
[1]吴瑞康，华敏，秦攀，等.燃煤机组深度调峰对汽轮机设备的影响[J].热力发电，2018，47（5）：89-94.
[2]张广才，周科，鲁芬，等.燃煤机组深度调峰技术探讨[J].热力发电，2017，46（9）：17-23.
关键词：深度调峰;汽轮机安全性
引言
深度调峰工况下，汽轮机安全风险主要有以下方面：1、低负荷下，高、低压抽汽差压减小，正常疏水趋于不稳，加热器水位波动频繁;2、连续减至低负荷时，主汽压力下降缓慢，造成高调门开度过小、开度不匹配，TSI参数偏离正常范围;3、低负荷时，给水系统与凝结水系统存在安全隐患。下面我们将结合相关案例做出分析与对策。
1 某电厂机组协调控制原理
某电厂机组协调控制采用负荷指令信号间接平衡的以炉跟机为基础的协调控制方式，控制原理如图1所示：
图1 某电厂机组协调控制原理图
功率偏差和汽压偏差信号同时送到汽轮机调节器Wa1（s）和锅炉调节器Wa2（s），在稳定工况下，机组的实发功率NE 等于功率定值N0，机前压力PT 等于压力定值P0。当减负荷时，将出现一个负的功率偏差信号（N0- NE），该信号通过汽轮机调节器Wa1（s）去关小汽轮机调节阀门，降低机组的实发功率。同时，此信号也作用到锅炉调节器Wa2（s）入口，减少燃料量，以减少产生蒸汽。随着调节汽阀开度uT的关小，机前压力PT将立即随之升高，尽管此时锅炉已经开始降低燃烧率，但由于燃料量-机前压力通道存在较大惯性，所以负荷扰动出现初期仍会有负的压力偏差（P0- PT）出现，该信号以正向作用于锅炉调节器Wa2（s），继续减少锅炉的燃烧量，以尽快恢复机前压力。同时，此信号按反方向作用于汽轮机调节器Wa1（s）入口，调节器Wa1（s）在负向功率偏差和正方向压力偏差的共同作用下，会使调节阀降低到一定程度后停止动作，但此时汽轮机的实发功率尚未到达给定值，所以这种状态是暂时的。随着锅炉侧燃料量的减少，机前压力逐渐恢复，压力偏差逐渐减小，汽轮机调节阀在负的功率偏差信号的作用下会继续关小，以降低机组的实发功率，直至使实发功率与机前压力均与其该定值相等。当机组深度调峰时，汽轮机的进汽工况将产生较大变化，进而影响汽轮机的安全运行。
2 深度调峰工况下汽轮机安全风险
2.1低负荷下，高、低压抽汽差压减小，正常疏水趋于不稳，加热器水位波动频繁。随着机组负荷的连续降低，当负荷减至200MW左右時，#7低加水位已经无法维持，水位保护动作，#7低加危急疏水阀开启;当负荷减至180MW左右时#6低加水位已经无法维持，水位保护动作，#6低加危急疏水阀开启。此时#7、#8低加水位已经无法维持，危急疏水已经开启，同时，在连续减负荷过程中，#3高加水位存在较大波动。当机组低负荷运行时，由于各段抽汽压力较低且相邻段蒸气压差减小，使得相邻高低压加热器间疏水压差减小，正常疏水动力不足。于低加而言，水位将无法维持，造成低加水位保护动作;于高加而言，由于调节阀不断关小使得疏水压损增加，正常疏水动力不足，水位上升，此时正常疏水阀又开大适应这种变化，造成正常疏水阀有发散趋势，将造成高加水位不稳，甚至高水位保护动作。
2.2机组连续减至低负荷时，主汽压力下降缓慢，造成高调门开度过小，TSI参数偏离正常范围。某夜班，#4机AGC方式下负荷减至130MW，#4机#1、#2调门同步变化过程中，#1瓦振动值X＼Y方向均上升并波动（X方向38--49μm，Y方向60--90μm），有功波动10MW，立即撤出AGC，汇报值班调度。查阅同期#4机组负荷、机前压力、1/2/4号高压调门开度趋势图发现，机组负荷降至175MW时，机前压力仍维持在13.5Mpa，根据滑压曲线，此时机前压力是偏高的。其后机组继续减负荷，4号高调门关小至15%，机前压力13.3Mpa，由于压力偏离设定值，1/2号高调门开始关小，机前压力开始回升，发生#1瓦振动值X＼Y方向均上升并波动，有功波动情况。
2.3低负荷时，给水系统与凝结水系统存在安全隐患。随着负荷的降低，小机的调节性能将持续下降。如果汽包压力居高不下，而此时负荷较低，四抽压力也比较低，会导致小机低调门全开，水位有失控风险。其次，给水流量低至再循环动作值，如未及时开启再循环，会导致汽泵再循环自动状态下频繁动作，干扰水位调节。
3 深度调峰工况下汽轮机安全运行相关对策
3.1于运行而言，在深度调峰过程中，关注高、低加运行状况，如水位无法维持，及时人为干预，开启危急疏水阀进行调整。于设备管理而言，需要针对深度调峰工况做出设备相关改在，加大低加疏水管径，对高加正常疏水阀调节性能进行改进，提升高加正常疏水调节阀本身调节性能或PID调节的能力。
3.2在深度调峰过程中，除了锅炉侧调整尤其需要注意汽机侧的机前压力调整，作为操作员需要熟知本机组的阀门调节特性，需要严格的按照滑压曲线来维持机前压力，保证汽轮机的调节性能在最佳状态，同时减负荷过程严密监视汽轮机本体振动、轴向位移、差胀等各参数正常。
3.3机组减负荷过程严密监视给水泵运行情况，视实际情况将汽泵再循环调节阀置合适开度。监视低调前压力、低调开度、汽泵转速、流量等参数正常。机组减负荷过程视凝结水流量，及时开启凝结水再循环调节阀，置合适开度。
4 结语
机组深度调峰工况下，应充分考虑锅炉、汽轮机的安全运行，加强机组的协调控制，避免机、炉主控大幅超调。本文对机组深度调峰工况下的汽轮机运行安全风险做了浅析，并提出了相应的对策，希望大家能在机组深度调峰期间加强对汽轮机安全运行的关注。
参考文献
[1]吴瑞康，华敏，秦攀，等.燃煤机组深度调峰对汽轮机设备的影响[J].热力发电，2018，47（5）：89-94.
[2]张广才，周科，鲁芬，等.燃煤机组深度调峰技术探讨[J].热力发电，2017，46（9）：17-23.