江苏省电力试验研究所
1 基本情况
1．1 机组情况
截止1998年底，全省统调口径装机容量已达1 363万k W，加上1999年已投产的扬州第二发电厂2号机组（600 MW）、华能南通电厂3、4号机组（350 MW）、下关发电厂2号机组（125 MW），华能太仓电厂1号机组（300 MW），总计为1 536万k W，装机容量列全国第三。（广东省第一、山东省第二）。全省共有发电厂38座，其中百万容量以上的发电厂为5座，分别为：谏壁发电厂（162．5万k W）、华能南通电厂（140万k W）、利港发电厂（140万k W）、徐州发电厂（130万k W）、扬州第二发电厂（120万k W），以上5厂的总容量为692．5万k W，约占全省装机总容量的46％。125 MW及以上容量的机组共计54台，总容量为1 267．5万k W，约占全省装机总容量的83％，其中：125 MW和200 MW机组为超高压参数、300 MW及以上机组大多为亚临界参数、华能南京电厂2台300MW机组为超临界参数。
1．2 发电情况
1999年我省发电形势比较艰难，江苏电网电力需求不旺，全省统调最大用电负荷为11 057 MW，仅比1998年增长5．13％。但随着用电结构的改变，城乡生活用电比例增加，加上非统调小火电机组的冲击，造成电网高峰负荷上升速度加快，持续时间缩短，使用电峰谷差增加，最大日峰谷差达474．3万k W（1999年的8月9日最大日峰谷差达540万k W），平均负荷率仅为79．42％。
由于江苏省水力资源缺乏，电网调峰任务全部由火电机组承担，大、中型火力发电机组必须承担大范围的调峰任务，调停次数为2 269次。
1．3 问题的提出
综上所述，一方面高参数、大容量机组不断投产，所占发电容量的份额不断增加；另一方面发电形势又迫使机组参与电网调峰运行，大量机组长期处于部分负荷运行工况，这对机组的安全性、经济性乃至寿命都产生了许多影响，如何适应需求的变化，就要求我们面对这些问题进行研究，并提出对策。
2 大机组具有的技术特点
现代科学技术的发展，新材料的使用，新的加工工艺的开发，为提高火电机组的技术水平拓展了空间。大容量火电机组，特别是近期投产的300 MW（含350 MW）、600 MW机组普遍采用了许多现代化设计思想和新技术，使我们有可能优化机组的运行，以期在满足电网需求的前提下，尽可能保证机组有足够的运行安全性，较高的经济性及合理的寿命损耗。
2．1 锅炉
2．1．1 型式
我省大容量机组锅炉多为自然循环汽包炉。早期国产300 MW机组配用的为UP型直流锅炉。华能南京电厂为超临界直流锅炉。谏壁电厂7号炉已改成强制循环汽包炉。燃烧器布置方式多为四角切圆燃烧，少数为前后墙布置。
锅炉大多按变压运行要求设计。不仅能带基本负荷，也能满足快速变动负荷和低负荷运行要求，低负荷运行时有较高的热效率。自然循环汽包炉负荷变化适应范围大，能保持炉水循环的运行参数，防止出现各种损坏的危险，内壁为光管的水冷壁满负荷时，其循环倍率为4∶1，即流经水冷壁的流量为主蒸汽流量的4倍。但负荷响应速度慢，启动过程中汽包上下壁温差大限制了启动速度。
强制循环汽包炉特点与自然循环汽包炉基本相同，低负荷运行时的水动力特性更加稳定，设计时一般采用较低的水循环倍率。
直流锅炉较汽包锅炉能更好地响应负荷的变化，但受循环特点的影响其最低稳定运行负荷较高，故参加电网调峰运行时只能在较高的负荷区间带周期性负荷。国外，较多的是让它们以两班制运行方式参与电网调峰运行。
2．1．2 制粉系统
有钢球磨中间储仓式和中速磨直吹式。钢球磨中间储仓式制粉系统对机组负荷变化的响应速度比中速磨直吹式制粉系统要快。
2．1．3 燃烧器
有四角切圆直流式和前后墙摆动式两种燃烧器布置方式。进口机组锅炉燃烧器均具有调节范围宽，低负荷稳燃能力强（达30％B－MCR），低NOx排放等特点。国产机组锅炉的燃烧器大都经过技术改造，基本具有低负荷稳燃能力（50％B－MCR）。
2．1．4 燃烧器管理系统（BMS）和炉膛安全监控系统（FSSS）
燃烧器管理系统主要作用是控制油点火器和煤粉燃烧器，实行炉膛安全保护。炉膛安全监控系统主要功能是炉膛火焰检测，防止炉膛爆炸，也包括燃烧器管理和炉水循环泵控制等。两种系统的功能有类似，大多具有MFT、RB功能。
2．2 汽轮机
2．2．1 阀门管理
随着用电结构的变化，越来越多的大型火电机组需要承担电网调峰任务，机组带部分负荷运行的时间份额增大了，为适应这种运行要求，机组设计有两种选择，一是采用节流调节运行方式，或是采用滑压运行方式。前种方式将产生节流损失，使机组带部分负荷运行时经济性变差；后种方式虽然解决了机组带部分负荷运行的经济性问题，但又带来了负荷响应性差问题。如何既能解决机组带部分负荷运行的经济性问题，又能提高机组的负荷响应性，“部分进汽”设计概念应运而生，该设计是将汽轮机的进汽室分成若干个独立弧段，每个调节汽阀控制1个进汽弧段，当需要机组带部分负荷时，则各调节阀按顺序开启，仅使与负荷点对应的调节阀保持调节状态，其余的调节阀或保持全开状态，或保持关闭状态，使阀门节流损失降到最小，一但需要增加负荷，则可将剩余的调节阀迅速打开，反之亦然。
机组滑压运行时，利用阀门管理功能使各控制阀统一开启／关小动作，就象一个阀门，即“单阀”运行方式（Single Valve Mode）。这种阀门运行方式的优点是对应相同的负荷变化量，汽轮机调节级后转子温度变化量较控制阀顺序开启运行方式（即“顺序阀”运行方式Sequential Valve Mode）时小，因此产生的热应力较小，循环寿命损耗亦小，运行中高压缸的应力不再成为提高机组负荷变动率的限制。如图1所示。
国产引进型300 MW机组，进口350MW、600 MW机组普遍设计具有阀门管理功能（或称进汽方式选择功能AMS）。可以根据运行工况的需要使汽轮机的控制阀按设计好的运行模式运行，即单阀运行方式，或顺序阀运行方式。运行中两种方式可相互无扰切换。该功能是大型汽轮机技术先进的标志之一，有利于提高汽轮机的调节性能和对各种运行方式的适应性，特别是对参加电网调峰运行的机组，可加强热应力控制，延长机组的使用寿命和运行可靠性。
2．2．2 转子
普遍采用整锻式转子，分有中心孔和无中心孔两种。无中心孔转子是近期在先进的铸造和锻造技术及检验技术的基础上发展起来的。取消中心孔后可使转子的切向应力减少两倍（与带中心孔的转子相比）。采用无中心孔的整锻式转子的汽轮机启动灵活性好，特别在冷态启动时尤为突出，因为冷态启动时限制汽轮机启动速度的是转子中心孔处因温差造成的热应力。
2．2．3 汽轮机轴系布置和转子支撑
目前，我省大容量汽轮机的轴系多为每跨转子采用两只径向轴承支撑。多数采用了具有良好运行稳定性的可倾瓦块轴承，或承载能力强的椭圆轴承。由于机组设计中充分考虑了转子临界转速、不平衡响应、及轴承失稳转速的影响，单跨转子出厂前均经过精密高速动平衡，使机组轴系在启动和带负荷运行过程中能保持稳定，振动保持在良好水平范围内，通过临界转速时振动无明显增大。
2．2．4 叶片
近期投产的机组，汽轮机通流部分叶片多采用先进的三维流动设计理论进行设计，使动／静叶具有完善的空气动力特性，在具有足够强度的前提下保持很高的流动效率。
本省大容量汽轮机，无论是冲动式汽轮机或是反动式汽轮机，均采用冲动式调节级，这是因为在强度设计方面冲动式设计具有优势，特别适合于具有“部分进汽”方式运行的机组。
汽轮机中间级多采用自带围带整体式叶片设计，由于缩短了叶片的长度，使叶顶速度降低及叶片重量较轻。静叶片多为扭叶片设计，与老设计相比这种设计具有实质性的效率提高，因为翼型延整个叶片高度保持一致，而不是仅在平均直径处；级反动度从根部到顶部更加均匀；根部反动度增大，而叶顶部反动度的减小，使与动叶片有关的二次流损失和与静叶片有关的泄漏损失减少了。
末级叶片经常在很大的容积流量变化范围中运行，在高背压或低负荷运行工况下，容积流量大大减少，在这种条件下叶片的顶部可能运行在“脱流状态”或“接近脱流状态”，这时叶片会产生自振振动。近几年，叶片设计技术有了很大的进步，无论是增强改进型叶片，还是新型叶片，在所有的容积流量情况下均为“无脱流”状态（flutterfree），即叶片设计成在很小的容积流量下所产生的应力水平可以忽略不计。近期投产机组汽轮机的末级叶片长度有加长的趋势，从851 mm（华能南通电厂1、2号机组），到905 mm（彭城电厂1、2号机组），到980 mm（扬州第二发电厂1、2号机组），最长的是1 067 mm（华能南通电厂3、4号机组）。
2．2．5 调节系统
国产引进型300 MW机组，进口350MW、600 MW机组汽轮机的调节系统均为电液控制系统（DEH），采用独立的高压抗燃油系统作为调节系统的动力油源。DEH系统具有控制精度高、响应速度快、实现功能丰富的优点，可实现转速控制、负荷控制、保护控制、热应力控制、协调控制及自动汽轮机控制（ATC）。由于采用了DEH控制系统，使许多汽轮机方面的现代化控制管理理念得以实现，如：阀门管理、热应力控制、协调控制、ATC功能等。125 MW、200 MW和早期的国产300 MW汽轮机均采用液压调节系统。目前多数200 MW、300 MW机组已经或正在进行改为DEH系统。
2．2．6 旁路系统
多数机组配有不同容量的串联布置的高、低压旁路系统。旁路系统大多供机组启动用，特别是要满足机组极热态启动需要。
2．2．7 运行方式
多数大容量机组是按带基本负荷设计的，近期投产的机组均有调峰运行能力，部分进口机组还可按两班制方式运行。
启动运行多为定压—滑压—定压的复合方式。
2．3 热工自动化
近期投产的大容量汽轮发电机组都配有分散式控制系统（DCS）、数据采集系统（DAS）、机组协调控制系统（CCS），使机组的自动化控制水平大大提高，运行人员在操作台上可以实现单元机组的启动、停机、正常运行及事故处理的全部监视和操作。在机组启停过程中，自动控制可以简化操作步骤，保证操作的正确性，控制压力和温度的变化速率使热应力保持在允许范围内，延长机组使用寿命。在机组正常运行中，自动控制系统能保持运行参数在额定值，以得到较高的效率、较低的煤耗和厂用电率。在电网负荷变化时自动控制系统使机组能较快响应调频调功要求。在机组出现异常情况或故障时，自动控制系统使机组能按预定顺序处理，保证安全运行和设备安全，防止事故扩大。
早期投产的国产大容量机组也都相应进行了热控系统的技术改造，改造后的机组自动化水平基本能满足目前对机组自动化的要求。
3 电网需求对机组运行方式的影响
目前电网需求的特点要求机组经常处于带部分负荷运行状态，较频繁的变动负荷，甚至调停，都对机组运行的安全性、经济性产生不利影响。
3．1 机组运行的安全性
3．1．1 机组启／停过程、较大幅度的负荷变化过程，对机组运行安全性存有潜在危险
机组参加电网调停时，经常遇到的是热态或极热态启停，若操作控制不当容易发生进冷汽、冷水，使汽缸变形及动静部件磨碰，造成大轴弯曲等恶性事故。因此，必须严格执行ASMETDP－1《防止水对发电用汽轮机造成损坏的导则》规定，加强疏水阀的分级、分组控制（近期投产机组的疏水阀多为分组自动控制），充分疏水，注意机炉参数之间的协调，加强燃烧控制，在汽轮机冲转和带低负荷（≤15％额定负荷）运行阶段严禁投用锅炉过热器、再热器减温水（正常设计有闭锁逻辑）。
有些厂在机组低负荷调峰运行时，因操作不当锅炉发生MFT后，为能不造成统计事故停机而将炉MFT后联跳汽轮机的联锁取消，想利用锅炉蓄热使汽轮发电机组不解列，然后锅炉恢复点火。这是非常错误和危险的，若锅炉恢复点火时间较长，会使主／再热蒸汽温度大幅下降，可能因进冷汽导致重大设备事故，这方面的教训是很多的。
在热态、极热态启动过程中，常会因蒸汽参数匹配问题或某些系统上的问题延长启动时间，使机组差胀过大，此时严禁采用掺冷汽等非常规手段调整差胀，以免造成因汽缸变形致使汽轮机动静磨擦，大轴弯曲等重大设备事故的发生。利用不同的调节阀运行方式（单阀／顺序阀）对应的调节级后的温度不同的特点，根据具体情况选择适当调节阀运行方式，将有利于对高压差胀的调节控制。
3．1．2 调节级叶片／再热汽轮机第一级叶片的固体颗粒冲蚀
机组的频繁启停及大幅度负荷变动，使锅炉蒸汽管道因受交变温度变化影响，造成内壁氧化皮等固体颗粒脱落，被蒸汽带进汽轮机，对叶片产生冲蚀。因此，启动时应充分利用旁路系统，在机组冲转前使这些固体颗粒被冲至凝汽器，以减少或避免它们对叶片的冲蚀。
3．1．3 润滑油温管理
随着机组的大型化，轴颈尺寸增大，转子重量增加，轴承的工作条件不断恶化，除在轴承设计方面尽量使其失稳转速远离机组的工作转速（多≥4 000 r／min），运行中对轴承润滑油温进行分段管理是很科学和重要的，它符合轴承各运行阶段工作状态的客观规律，对保证轴承乃至机组的安全运行作用很大。具体作法是：盘车运行时采用较低的润滑油温（一般26～32℃），有利于油膜的形成，防止轴瓦出现干磨擦；冲转时将油温调至32℃以上；升速到额定转速前调至38℃以上，有利于油膜的稳定，可减少发生油膜振荡的外部扰动因素，避免突发振动造成设备损坏；定速、带负荷后调至42～50℃。停机过程亦应相应逐级降低。
3．2 机组运行经济性
3．2．1 复合滑压运行模式
目前，机组参加电网调峰运行多是以带周期性负荷方式运行，机组通常是连续运行的，可是经常带部分负荷，表现为：减负荷，长时间的部分负荷和迅速加负荷。
变压运行可使这部分机组带部分负荷时的热效率提高，高压汽轮机部分的热应力减小（使汽缸金属温度变化小）。
复合滑压运行模式，即所谓的定—滑—定运行模式。机组启动时为低参数定压运行，30％～70％（或50％～90％，取决于机组设计）额定负荷时为滑压运行，70％～100％（或90％～100％）额定负荷时为定压运行。我省大容量机组多采用这种运行模式。根据美国EPRI文献报导某台600 MW汽轮机的一组数据，见表1。
从表1中可以看出带部分负荷时滑压运行方式的经济性明显高于定压运行方式。
3．2．2 阀门管理
要实现复合滑压运行模式，机组必须具有阀门管理功能。机组带满负荷运行时，可切换成“顺序阀”运行，仅让＃4控制阀调节机组负荷，参与电网一次调频，其余控制阀保持全开；滑压运行时可改为“单阀”方式；负荷变动时，先切换成“单阀”方式，减少高压汽轮机的热应力，到达目标负荷后，改为“顺序阀”方式，使对应该负荷点的那只控制阀进行控制（即部分节流），而其余控制阀或保持全开，或维持全关状态，既能使变负荷过渡过程中的热应力减少，又能保证带部分负荷时机组具有较高的经济性。
3．3 机组的寿命管理理念
3．3．1 汽轮机转子受力分析
汽轮机转子在机组启／停、及负荷变动过程中，由于其内部存在温度梯度而产生热应力，启动过程中这种温度梯度的存在使转子表面产生压应力，停机过程中产生拉应力，在这种交变应力的作用下，经过一定的循环周次，转子表面就会出现疲劳裂纹，并逐渐扩展，直至断裂。
3．3．2 寿命管理理念
根据转子受力分析所知，每经过一次热应力交变过程，转子就消耗了一定百分数的使用寿命。如何在汽轮机运行过程中合理控制每一次负荷变化，或启／停过程中寿命损耗值，使之在机组整个使用寿命期间合理消耗。而不致于造成过量消耗，使机组的使用寿命提前结束。这就是机组寿命管理理念。
3．3．3 寿命管理示例
现代大容量汽轮机DEH系统均具有应力控制功能，它能根据汽轮机代表点处的金属温度和相应点的蒸汽温度之间的差值，按已有的数学模型进行热应力计算，然后提出运行指导建议供操作员参考。
目前，国际上较为流行的汽轮机循环寿命损耗曲线如图2所示。纵坐标为温度变化率，横坐标为温度变化量，图中的曲线为每循环一次的寿命损耗率。从图中可知，某一过程确定后，其总的温度变化量也基本确定，当运行人员确定了此次过程的循环寿命损耗率后，就可以从图中查出允许的温度变化率，剩下的就是组织机组按允许的温度变化率（即负荷变化率）完成此次过程。
我们知道任何一次启／停，或负荷变化过程，都会因机组金属部件存在温度梯度产生交变热应力，对机组的使用寿命产生影响，其影响程度取决于此次热应力交变过程的温度梯度大小和温度变化率，如表2所示。
循环寿命损耗管理策略，就是在每次启／停或负荷变化前，根据汽轮机部件的实际温度水平，结合过程总的温度变化量，完成过程所允许的时间，以及机组对过渡过程的响应能力等因素，确定一个循环寿命损耗预期值，按这一预期值所允许的温度变化率，控制机组完成整个过程。
按照汽轮机调节级后汽缸金属温度，把机组启动过程分为4种状态：
（1）冷态启动：调节级后汽缸金属温度＜150℃；
（2）温态启动：调节级后汽缸金属温度在150～370℃；
（3）热态启动：调节级后汽缸金属温度＞370℃；
（4）极热态启动：调节级后汽缸金属温度＞470℃。
一般确定原则：冷态启动选择“高”的循环寿命损耗率；温态启动选择“中”的循环寿命损耗率；热态启动和极热态启动选择“低”的循环寿命损耗率；对于较大幅度的负荷变化过程，可参照上述确定原则，根据负荷变化需求的情况灵活掌握。目前本省电网调度采用提前一天下达机组负荷曲线，执行过程按96点／天进行考核。发电厂可事先根据省调下达的负荷曲线，确定机组循环寿命损耗预期值，组织机组按计划完成规定过程，以最合理的循环寿命损耗完成调度需要的过程。
在实际操作中，应重视蒸汽温度同汽轮机相应金属部件温度之间的匹配，尽量减少因温度不匹配产生的热应力，每次启／停或负荷变化前，充分利用旁路的系统、燃烧调整、阀门管理、协调控制等现代化技术手段，优化运行方式。能否有计划、有目的地开展机组循环寿命损耗管理，将是发电厂运行管理迈入现代化科学管理的重要标志。
3．4 关于AGC问题和电网一次调频
3．4．1 关于AGC问题
目前，电网调度部门普遍反映大机组存在负荷变化响应慢，变化速率低，这是由机组的动态调节特性和运行方式决定的。机组的动态调节特性是固有的，应加以认识和研究，不断优化电网调度方式，提高机组自动投入率，改善自动调节品质，实现AGC，满足电网需求。对机组参加电网AGC运行的方式则可通过试验研究加以确定，有一点是可以明确的，若机组在运行时能利用阀门管理功能，使机组在稳定工况时均按“顺序阀”方式运行，则有利于提高机组负荷变化响应速度。
3．4．2 关于电网一次调频
目前，电网调度部门加强了电网频率50±0．1 Hz合格率的考核，但大多数机组更愿意采用“单阀”方式运行，控制阀全开，锅炉滑压运行，基本不参加电网一次调频，若机组在稳定工况时均按“顺序阀”方式运行，根据各自的速度变动率自动参加电网一次调频运行，其效果十分可观。若按1 000万k W
