燃煤机组深度调峰对汽轮机的影响及应对措施.pdf

燃煤机组深度调峰对汽轮机的影响及应
对措施

摘要：新能源机组装机容量不断扩大，当前电力储能技术仍不完善，燃煤发
电机组深度调峰已经成为常态化的运行工况。然而大部分已经投产的机组都没有

设计深度调峰能力，只有在后期摸着石头过河。本文总结了实际运行中300MW亚
临界机组深度调峰工况对汽轮机的影响及采取的措施，为当下深度调峰机组提供

经验以供参考。

关键词：深度调峰汽轮机措施

引言

在“碳中和，碳达峰”的能源发展背景下，新能源发电机组装机容量持续不
断扩大，由于新能源的不稳定性特点，电网对新能源的消纳能力仍然压在了燃煤
机组身上，这就倒逼燃煤发电机组向调节性能源转型，甚至原来承担基础发电任

务的大型机组也向调节性能源转变。山西大唐国际临汾热电公司2*300MW机组汽
轮机为上海汽轮机厂生产的CZK300-16.7/0.4/538/538亚临界、单轴、中间再热、
双缸双排汽、空冷、抽汽凝汽式汽轮机，高中压部分采用合缸反流结构，低压部
分采用双流反向结构，高中压及低压部分均为内外双层缸结构。深度调峰能力能

够长期持续35%负荷运行，深度调峰工况下汽轮机主要存在以下几方面影响。

1、深度调峰工况对汽轮机缸温的影响。

我厂汽轮机采用高压平衡活塞汽封的漏汽为内、外缸夹层进行冷却，经过夹
层后，一部分汇合高压缸排汽，另一部分通过外缸上部的连通弯管进入中压平衡
活塞汽封中段，用以降低再热蒸汽包围的中压缸进汽口处叶片根部和转子的温度。
在深度调峰的过程中，由于中压第3段抽汽口对蒸汽的抽吸和中压5级后下排汽
对上排汽的排挤共同作用，导致在深度调峰工况运行时下汽缸的冷却速度快于上
汽缸，中压缸抽汽口处的上下缸温差增大。上下缸温差大过大会导致汽缸变形，
为了确保汽轮机安全运行，在深度调峰时要严密监视汽轮机上下缸温变化趋势，
当汽轮机上下缸温差趋势变大时要逐渐退出深度调峰工况，如果汽轮机内缸上下

温差大于35℃或者汽轮机外缸上下温差大于50℃时要立即打闸停机。

同时由于我厂锅炉出口主再热蒸汽参数温度长期不达标，机组35%额定负荷
与50%额定负荷时主再热蒸汽温度偏差约20℃，导致深度调峰工况下进入汽轮机
的高中压蒸汽温度偏低。长期频繁深度调峰会导致汽轮机缸温会有很大的变化幅
度，频繁的温度变化会产生交变应力，汽轮机的寿命损耗增加。在机组运行工况

将进入深度调峰模式时将机组的负荷变化率由10MW/min降为3MW/min，以缓解主
再热蒸汽温度下降速度，同时也会减少汽轮机缸温变化速率，减少汽轮机热应力

的产生，同样也应降低汽轮机升负荷速率，防止汽缸和转子的温度梯度快速变化。

2、深度调峰工况对汽轮机末级叶片安全运行的影响。

机组深度调峰时，随着再热蒸汽温度降低，汽轮机排汽湿度增大。当汽轮机
末级叶片长时间在湿度较大的蒸汽环境中运行时，蒸汽中的微小水滴直接撞击汽
轮机叶片，造成叶片水蚀。汽轮机末级叶片水蚀的部位一般位于叶顶进气端及叶
顶环。随着调峰深度增加，机组排汽容积流量随着负荷降低而降低，当蒸汽流量
低至某一临界流量时，蒸汽将无法充满末级叶片流道，此时乏汽会在末级叶片根
部出现回流，造成叶片根部排汽端水蚀。低于临界蒸汽流量运行时，回流乏汽量
随着蒸汽流量的降低而增加。在负荷较低或蒸汽流量过小时，为降低排汽温度会
投运低压缸喷水系统，该运行工况下，叶片根部水蚀更加严重。叶片水蚀轻则影
响低压缸效率，重则导致叶片断裂，威胁机组安全。运行中应密切监视汽轮机低
压缸排汽温度及低压缸转子轴振，及时调整再热蒸汽温度，关注再热蒸汽减温水
阀门状态，及时消除减温水内漏阀门，当低压缸转子振动增加时及时退出深度调

峰工况。

3、深度调峰工况对高压加热器水位调整的影响。

机组正常运行中，高低压加热器疏水通过各段抽汽压差逐级自流至下一级加
热器利用余热。当机组进入深度调峰模式时，汽轮机各段抽汽压差减小，各加热
器的汽侧压差也相应减小，导致加热器的疏水不畅。在降低负荷过程中3号高压
加热器的疏水波动大，当正常疏水调门全开时，3号加热器的水位仍不能调节至
正常值，负荷下降速率过快时水位调节问题凸显。为了保证高低压加热器水位在
正常范围内，应加强深度调峰工况下加热器水位的调整，同时也要监视给水、凝
结水流量，尽量维持给水、凝结水流量稳定，防止给水、凝结水流量波动导致加
热器虚假水位加剧，防止事故发生。降低负荷速率一定要缓慢，防止调节系统失

调。

4、深度调峰工况对给水流量的影响。

机组负荷降低，给水流量也随之降低，当汽动给水泵流量降低至接近再循环
调门保护开启值时，汽动给水泵再循环调门会自动开启，如果汽动给水泵流量波
动过大，轻则会导致再循环调门超驰全开，重则会导致汽动给水泵低于最低保护
值跳闸，会造成给水流量大幅波动，如果处置不当