330MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项
发电厂深度调峰的安全技术措施
机组深度调峰的安全技术措施批准：吴书珍审核：陈俊王杰安振军王飞编写：运行部运行部二〇一〇年七月十七日机组深度调峰的安全技术措施根据电网安排，我厂7月17日～19日夜间进行深度调峰，初步安排用#3、#5机组进行调峰，具体措施如下：一、组织措施;组长：吴书珍副组长：李富斌、王杰成员：乔国强、安振军、温志军、陈俊、王钰、王利平、王飞、杜福、李雄、王顺奎二、安全技术措施：1.深度调峰期间各专业安排好人员值班。
2.低负荷期间锅炉采用集中燃烧的方法， #3—6炉尽量不运行#4磨。
3.#4、#6炉尽量控制负荷不低于100MW，保证#1磨运行，必要时投入微油点火装置稳燃。
4.热工专业提前维护好微油点火装置，对存在的问题及时处理，确保微油点火装置良好备用。
每天提前对微油进行试验，同时夜间安排人员值班。
5.汽机专业将#3、#5机所带公用系统到其他机接带，低负荷期间监视好高加水位。
6.输煤专业加强配煤管理，禁止劣质煤进入原煤斗，影响锅炉燃烧。
7.除灰专业在深度降负荷前，提前出焦，低负荷运行期间，禁止开启大灰门。
低负荷期间根据锅炉燃油情况申请退出脱硫运行（投微油点火不退脱硫）。
8.接到深度调峰命令后，各专业人员到场升级监护，首先将各机降负荷至110MW左右，第一轮#3机组投微油，滑温、滑压至汽温500℃，汽压力9.0Mpa左右，逐步关小一、二次汽减温水，投微油点火，逐渐降负荷至规定值，第二轮#5机组投微油，降负荷至规定值。
9.#4、#6机尽量带最低不投油负荷，负荷低于100MW，电气专业停运AVC装置。
10.如果#3或#5机组#1磨出现异常情况需要停磨，采取#6机组投微油进行深度调峰，最后进行#4机组深度调峰。
#4机组深度调峰时根据汽动泵运行状况，必要时倒电动泵运行。
11.深度调峰结束后，逐步升温升压，升负荷，严格按规程控制升温升压及降温降压速度。
12.锅炉运行经常到就地观察着火情况，燃烧不稳立即投油助燃，防止炉灭火。
机组深度调峰应对措施
机组深度调峰应对措施从11月6日开始，由于元董线作业负荷受限，我公司仅保留两台机组运行，目前计划保留#2、#4机组，尖峰时段两台机组平均负荷400MW，低谷期间两台机组平均负荷250MW，为保证深度调峰时机组的安全、稳定运行，特制订以下措施：一、应对调峰的措施与准备：1、深度调峰期间，#2机组代负荷300 MW，#4机组代负荷200 MW。
2、#2机组代负荷300 MW，保持5台磨运行，不投油；#4机组代负荷200MW，保持3台磨运行，A磨切为等离子方式，原则上不投油，实际操作过程中，根据燃烧状况决定是否投油。
3、#2机组负荷减至320 MW时，由热工人员解除“汽泵最小流量再循环门2RL13S001不开延时1.5秒跳汽泵”条件，并就地强制开启汽泵最小流量再循环门2RL13S001，锅炉给水主调节器切手动控制，防止给水扰动。
4、#2机组深度调峰结束，加负荷至380 MW，联系热工人员关闭汽泵最小流量再循环门2RL13S001，跳泵保护暂不恢复。
5、#4机组负荷低于350 MW，开启辅汽供小汽机电动门1/2以上。
6、#4机组280 MW时，卸载一台汽泵，解除汽包水位保护；负荷减至200MW时，尽量保证下层三台相邻磨运行。
7、#4机组深度调峰结束，加负荷至330 MW，联系热工人员恢复汽包水位保护，锅炉保持5台磨运行。
8、深度调峰期间，轻油系统保持备用，将燃油压力、温度调整合格。
运行分厂11月5日、6日安排时间对#2、#4炉油枪进行试验。
9、鉴于目前#4炉#1给煤机、#2给煤机变频器频繁跳闸，热工、电气相关人员对#1给煤机、#2给煤机变频器进行全面检查，制粉相关人员对#1给煤机、#2给煤机本体进行全面检查，检查结果于11月3日上报生产技术部。
10、热工、电气相关人员对#4炉#1给煤机、#2给煤机电机及变频器裕度进行论证，根据检查结果决定是否提高变频器过流跳闸定值，论证结果于11月4日上报生产技术部。
二、调峰期间存在的问题：1、给煤机频繁断销子、变频器卡跳是在调峰期间威胁机组安全运行的最大隐患。
机组深度调峰运行处置预案
广西xxxxxxxx东电厂机组深度调峰运行处置预案编写日期：年月日审核日期：年月日批准日期：年月日编制日期：2015年02月27日机组深度调峰运行处置预案为确保机组深度调峰期间，锅炉低负荷工况下安全稳定运行，防止发生锅炉灭火事故，结合本厂实际，特制定本预案。
一、机组深度调峰运行注意事项1、接到机组深度调峰指示后，立即对锅炉油枪（微油枪、大油枪）进行试验，有缺陷立即联系维护处理。
维护处理后验收时，必须再次试验油枪着火正常。
2、机组深度调峰期间以稳定锅炉燃烧为第一要务，其它指标控制应在保证锅炉稳燃的基础上方可适当考虑。
3、机组负荷降至低负荷时（70MW），应投入微油点火系统，保证至少有三个角微油枪稳定运行，发现微油枪着火变差，应立即分析原因，联系维护清理油枪或调整助燃风等措施保证微油枪着火正常。
4、如微油枪不能保证三个角着火正常，则可根据锅炉燃烧情况投入相应大油枪稳燃。
5、为防止大量冷风进入炉内影响锅炉燃烧，低负荷运行时，将未投运的燃烧器助燃风风门关小到10%左右。
6、锅炉低负荷运行时，不允许吹灰，防止锅炉灭火。
二、机组低负荷运行控制措施（一）机组调峰降负荷接到机组深度调峰指示，值长应中调值班员加强沟通，尽可能争取得到机组总负荷在150MW以上运行。
1、总负荷≥150MW时，机组负荷分配---两台机组各带75MW以上。
（1）接到中调调度员令机组调峰、总负荷降至150MW时，即按规程规定进行操作，机组负荷90MW以下按1MW/min速率缓慢降负荷，直至目标值。
（2）降负荷停磨煤机时应优先保留下层磨运行以确保可以投入微油枪，应尽量避免燃烧器隔层投运；无特殊情况严禁A+D磨运行的方式。
（3）在机组降负荷过程中，应严密监视汽包水位、锅炉火检信号，确保锅炉稳定运行；控制好锅炉汽温、汽压下降速率，避免汽温、汽压大幅波动。
（4）机组负荷降到80MW以下，为稳定锅炉燃烧，投入所有可运行的微油枪（下层磨运行情况下），再进行降负荷，如果微油枪投运不能满足稳燃要求，则投入一支大油枪。
达拉特发电厂330MW汽轮机 安全技术措施
内蒙古蒙达发电有限责任公司 330MW机组集控运行规程333第八章安全技术措施1防止切换水泵时出口逆止门不严的防范措施 1.1将大容量电机的定期切换改为白班进行，并严格执行升级监护制度;1.2进行泵的切换时，巡检必须就地确认备用泵具备启动条件方可切换;1.3备用泵启动后，巡检就地确认出入口门的位置，出入口压力温度等参数汇报主控;1.4双泵并列运行期间，操作员要认真确记并列运行的两台泵的电流、出口压力正常后，方可下令停止原运行泵;1.5巡检必须就地检查停运泵无倒转现象，逆止门关闭，泵处于备用状态，运行泵各参数正常，将停运泵打“备用”位（三期在“联锁”位）。
1.6运行人员必须经常核实运行设备的出口或入口电动门的开度位置与集控盘信号显示一致, 2、真空泵在启停入口门故障的防范措施2.1真空泵入口为电动门，停运真空泵时应先关闭入口电动门;2.2如果关闭入口电动门，真空泵停运后入口气动门未关闭或出现真空下降情况，应立即将真空泵启动，如果启动条件不满足或启动不了，将真空泵至“联锁”位，利用“压力低”联锁自动启泵;2.3联系检修检查，查明原因后依照上述方法停运真空泵。
2.4真空泵在启动时，先看冷却水的投入情况，三个气动门的开度，水箱水位全部正确。
2.5通讯畅通，备用泵启动全面检查正常，才能停止原来的运行泵。
3、防止轴封供汽系统异常真空下降的防范措施 3.1发现真空下降，应按照规程真空低处理检查真空低的原因，尤其检查轴封供汽调门与轴封溢流门的位置是否符合当时负荷下的状态;3.2巡检就地检查轴封阀门位置状态，当发现阀门状态不正确时，不能采取将负荷，而应及时将负荷升到280MW以上，保证低压轴封自供汽源的满足;3.3机组在降负荷的时候，及时派巡检到就地检查辅汽联箱到轴封供汽门的开度，严防低负荷的情况下，轴封供汽气动门犯卡，中断轴封供汽。
3.4 一般情况下机组负荷在300MM，轴封溢流气动门的开度在10%左右，当轴封溢流门误全开时，将负荷稳定在300MV左右，联系检修检查处理，此时严密监视凝结器的真空值。
深度调峰安全技术措施
深度调峰安全技术措施
1、加强设备消缺，提高设备健康水平，保证制粉系统稳定运行和制粉出力。
2、保持粉仓粉位在2.0m以上，给粉机下粉正常。
3、尽量减少低负荷时启、停磨煤机次数，减少风量大幅度变化对炉膛的扰动影响。
4、低负荷时对备用给粉机的一、二次风门相应减少或关闭，提高炉膛温度，对备用的一次风管应定期缓慢吹扫。
5、一次风压不能保持过高，一期控制在2600Pa～2800Pa之间，二期控制在3000Pa～3500Pa之间。
6、磨煤机停止时保持排粉机入口风温在80～90℃之间。
7、低负荷时进行给粉机切换时，应以先启后停为原则，并调整相应的二次风量。
8、运行的给粉机转速不能保持过低，一般应保护在10%以上，保证喷燃器出口的煤粉浓度。
9、保持有四支油枪在程控位置，保证燃烧不稳时及时投入。
10、低负荷时保持中间风、周界风在关闭位置。
11、在蒸汽参数允许的情况下，尽量投入带有稳燃器的给粉机运行。
12、合理调整炉膛负压，禁止变化过大，保持在规定范围内。
13、根据负荷情况，请示值长同意，可停止一台排粉机运行。
必须关闭相应一次风门，降低总风压后，停止排粉机运行。
14、启停磨倒风尽量保持一次风压不变。
15、加强煤质监督，掌握煤质变化情况，保证合格的煤粉细度,燃烧不稳立即投油。
发现燃烧不稳时，立即投油助燃，防止灭火。
16、低负荷时，根据#4炉引风机入口温度任意一点不得低于60℃，否则应用旁路热风门调整，并通知本炉司炉。
17、做好深度调峰的事故预案。
深度调峰措施
机组深调峰运行措施最近机组出现连续长时间深调峰至240MW的情况，为了保证机组深调峰期间的安全稳定运行，制定安全措施如下：1、做好各煤仓配煤工作，确保A、B磨煤仓上4700大卡以上热值的煤种。
值长交接班前要询问辅控人员上煤和煤场存煤情况，确保正确合理上煤。
若煤场高热值煤低于1万吨，及时按照生产指挥系统汇报，并在生产早会汇报，同时通知燃料部。
2、等离子拉弧试验，改为每周一白班进行A层拉弧试验，每周三白班进行B层拉弧试验运行人做好详细记录，等离子拉弧系统缺陷必须连续处理。
3、当脱硝催化剂入口烟温（六个测点）任一测点低于300℃时，机组监盘人员必须向机组长、值长汇报，值长按照程序申请解除脱硝系统温度低保护，当脱硝催化剂入口烟温（六个测点）全部高于305℃时，值长可以按照程序申请投入脱硝系统温度低保护。
如脱硝催化剂入口烟温（六个测点）任意两个测点低于295℃时，在脱硝入口温度保护解除前，暂停降负荷。
4、机组负荷300MW以下时，A、B、C、D磨有任何影响正常运行或备用的缺陷，必须通知相关专业连续处理。
5、当仅有三台磨运行时，为防止A、B、C、D磨由于点火能量不足禁止启动，值长应按照生产指挥系统请示公司领导，经同意后，通知热工人员取消点火能量不足禁止启动的条件。
如发生磨煤机跳闸，应立即投入A、B磨拉弧，稳定燃烧，保证运行磨火检正常，优先启动与运行磨相邻的备用磨煤机，待跳闸磨煤机处理正常后，值长向调度申请涨负荷至350MW，将磨煤机倒换为不隔层的正常方式运行，如调度不同意涨负荷，先维持燃烧稳定，待涨负荷后倒换磨煤机运行方式。
6、负荷300MW以下时，不允许隔两层磨启动备用的磨煤机。
7、在机组降负荷过程中，应操作平稳，负荷变化率5-6MW/min，控制主、再热汽温下降速度不能大于 1.5℃/min，汽压下降速度不大于0.1MPa/min，注意控制水位变化在正常范围内（不超报警值）；当汽温下降达到20℃时，应停止降负荷，保持稳定运行10分钟以后再继续降低负荷。
机组深度调峰应对措施
机组深度调峰应对措施从11月6日开始，由于元董线作业负荷受限，我公司仅保留两台机组运行，目前计划保留#2、#4机组，尖峰时段两台机组平均负荷400MW，低谷期间两台机组平均负荷250MW，为保证深度调峰时机组的安全、稳定运行，特制订以下措施：一、应对调峰的措施与准备：1、深度调峰期间，#2机组代负荷300 MW，#4机组代负荷200 MW。
2、#2机组代负荷300 MW，保持5台磨运行，不投油；#4机组代负荷200MW，保持3台磨运行，A磨切为等离子方式，原则上不投油，实际操作过程中，根据燃烧状况决定是否投油。
3、#2机组负荷减至320 MW时，由热工人员解除“汽泵最小流量再循环门2RL13S001不开延时1.5秒跳汽泵”条件，并就地强制开启汽泵最小流量再循环门2RL13S001，锅炉给水主调节器切手动控制，防止给水扰动。
4、#2机组深度调峰结束，加负荷至380 MW，联系热工人员关闭汽泵最小流量再循环门2RL13S001，跳泵保护暂不恢复。
5、#4机组负荷低于350 MW，开启辅汽供小汽机电动门1/2以上。
6、#4机组280 MW时，卸载一台汽泵，解除汽包水位保护；负荷减至200MW时，尽量保证下层三台相邻磨运行。
7、#4机组深度调峰结束，加负荷至330 MW，联系热工人员恢复汽包水位保护，锅炉保持5台磨运行。
8、深度调峰期间，轻油系统保持备用，将燃油压力、温度调整合格。
运行分厂11月5日、6日安排时间对#2、#4炉油枪进行试验。
9、鉴于目前#4炉#1给煤机、#2给煤机变频器频繁跳闸，热工、电气相关人员对#1给煤机、#2给煤机变频器进行全面检查，制粉相关人员对#1给煤机、#2给煤机本体进行全面检查，检查结果于11月3日上报生产技术部。
10、热工、电气相关人员对#4炉#1给煤机、#2给煤机电机及变频器裕度进行论证，根据检查结果决定是否提高变频器过流跳闸定值，论证结果于11月4日上报生产技术部。
二、调峰期间存在的问题：1、给煤机频繁断销子、变频器卡跳是在调峰期间威胁机组安全运行的最大隐患。
330MW火电机组深度调峰的优化调整技术研究
330MW火电机组深度调峰的优化调整技术研究摘要：现阶段，随着社会的发展，我国的科学技术的发展也有了很大的提高。
提升现有火电机组的深度调峰能力和运行灵活性，大幅提升新能源入网比例，是国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016—2020）》中明确提出的要求。
论述了现阶段我国火电机组运行灵活性改造及深度调峰的现状，以及现阶段我国在火电机组主要应用的一些控制策略和优化控制技术，分析了现有控制策略的优缺点，提出了在不增加设备及系统的前提下，以协调优化和改进为基础，多控制策略组合优化的方法。
关键词：火电机组；深度调峰；优化调整；技术研究1.引言随着我国产业结构调整和能源结构改革的深入，电网调峰压力不断增大，火电机组提高运行灵活性，参与深度调峰运行，逐渐成为未来火电领域重要的发展方向。
本文全面分析了火电机组深度调峰面临的热工控制领域各方面的局限，从基础逻辑优化、低负荷稳燃控制、变负荷速率提升、脱硝排放的全过程控制及考虑设备寿命的优化控制等方面，给出了深度调峰控制系统改造的潜在技术方案。
1.1试验目的为实现公司机组深度调峰、灵活调度上，在南疆区域保持领先，同时结合《国网新疆电力公司调峰辅助市场服务细则》及“两个细则”的相关条款规定，为公司创造更大利润收入，机组停运前，开展机组深度调峰试验，计划试验周期8小时。
即机组在40%负荷（132MW）运行期间，通过对机组各系统运行参数变化调整、收集，积累运行调整经验，为机组进入深度调峰提前打好基础。
为保证此次试验期间机组安全稳定，防止发生运行工况恶化，威胁设备安全，特编制此方案。
1，2 试验准备及操作步骤1.2.1 机组40%负荷运行试验准备1、在机组40%负荷运行试验开始前，调整机组各原煤仓煤质，保证机组A、B磨为干燥，保持较高挥发分俄矿煤，D磨煤机为混煤和俄矿煤进行掺配，磨煤机运行方式为A、B、D磨煤机，总煤量65-75t/h。
2、深度调峰前进行一次油枪投油点火试验，保证油枪可靠备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。
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330MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项
作者：杨建涛
来源：《中国科技博览》2018年第05期
[摘要]面对电网峰谷差的逐年增大，尤其新能源装机所占比重逐年加大，火电厂必然要进行深度调峰（负荷≤30%额定负荷）。
马莲台发电厂330MW机组积极参与120MW的调峰，最低负荷甚至到100MW。
通过一段时间来的调峰运行得到了宝贵的运行经验。
[关键词]330MW火电厂；深度调峰；技术措施；注意事项
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）05-0268-01
前言在宁夏地区，火电与风电、光伏等新能源装机比例约为3：2，由于风电、光伏等新能源调峰能力弱，火电仍然是调峰的主力。
火电在负荷高峰期就要全力发电，低谷时就要自己来调峰，有时机组是50%发电，更有停机调峰之情况。
由于电网容量的日渐增大，单靠中小型机组的调峰满足不了要求，特别是满足不了低谷负荷调节。
加之能源监管机构对“弃风率”、“弃光率”的限制，必须保证风电、光伏发电的利用小时数，火电厂的40%至30%的深度调峰势在必行。
以宁夏马莲台发电厂330MW机组为例（亚临界、一次中间再热、单轴，三缸双排气、凝汽式汽轮机，固态排渣前后墙对冲，亚临界自然循环汽包锅炉，蒸汽发电、水内冷发电机），对深度调峰存在的问题及相关控制措施进行阐述。
1 深度调峰对汽轮机的影响及控制措施
（1）在负荷很低的情况下，经过低压转子的蒸汽流量减小，不足以带走蒸汽做功时产生和积累的热量，末级动叶的根部就产生较大的负反动度，进而造成蒸汽回流，效率的降低和叶片根部出汽端水刷。
有时甚至可能出现不稳定的漩涡，使叶片因承受不稳定的激振力而颤振。
控制措施：解决方法是从结构上着手，如改进动叶冲角，增加末级叶片的宽度，采用拱形围带和Z形拉筋，改进低压缸通流部分的动静面积比。
（2）对于中间再热型机组，低负荷时主汽温与再热汽温的温差将增大，高、中压两个进汽相邻的温度梯度过大将产生较大的热应力，导致缸温差增大。
控制措施：负荷低于150MW后，应及时切除汽轮机至单阀状态，同时可以适当压关高加抽汽电动门.锅炉侧则合理调节锅炉燃烧，通过改变制粉系统运行方式及二次风门配比等措施，调平主汽温与再热气温偏差。
（3）低负荷时低压缸排气温度将上升。
如果需要采用喷水减温时，喷雾水有可能在非完全汽化或喷水位置不当等情况下造成低压缸叶片受侵蚀。
控制措施：可以通过其他方式，如增加凝汽器真空等降低低压缸排气温度，尽量不用喷水减温。
如需喷水，要确认装置能够正确运行。
（4）低负荷时给水加热器疏水压差很小，容易
发生疏水系统不畅和汽蚀。
因此要备有正确检测异常的手段和相应的保护措施。
控制措施：采用有凝结水加热器补充水的办法来防止疏水管道和设备的汽蚀。
（5）深度调峰还会使汽机喷嘴室和转子等设备部件低周疲劳。
控制措施：通过值长与中调之间协调，尽量降低负荷变化的幅度和速率。
2 深度调峰对锅炉的影响及控制措施
（1）锅炉燃烧不稳，容易灭火。
低负荷对应的蒸汽压力较低，锅炉热负荷相应减少，燃料少了足够的蓄热能力的支撑，燃烧不完全，会出现个别火检信号减弱，跳给粉机，燃烧不稳会导致灭火。
控制措施：负荷低于150MW，应停运一套制粉系统运行，根据燃烧状况适时关闭个别煤阀（需修改逻辑并验证可靠性），集中燃烧。
在煤质异常时做好事故预想，操作员应根据负荷、煤量、炉膛负压、火检、磨煤机等参数判断锅炉煤质变化和燃烧情况，燃烧调整时应缓慢小心，发现火检闪动及负压波动过大及时投入油枪助燃，尽量避免在低负荷启停磨煤机。
（2）过、再热蒸汽温度过低。
深度调峰时，锅炉内燃烧总量减少，烟气温度低，烟气流速及蒸汽流速也相应降低，管壁传热效果差，导致过、再热蒸汽温度过低。
控制措施：变压运行方式在一定负荷范围内能够维持气温，但是当负荷低到一定程度时，蒸汽温度还是要随负荷下降而降低，所以要加强监视过、再热汽进出口温度，及早调整减温水流量，温度过低时可切除减温水运行。
（3）汽水循环可能出现动力不足，当所用煤种的挥发分较高.经常会有粉管及燃烧器烧损现象。
在此情况下，水冷壁会因为受热不均而导致汽包自然汽水循环不畅。
控制措施：应注意锅炉水循环情况，经常检查水冷壁各温度测点及锅炉水循环安全在线监测系统，发现异常及时分析原因处理。
燃烧高挥煤时要多注意加强监视，做好烧高挥煤的控制措施，发现异常及时处理。
（4）热汽温偏差大，管壁超温现象明显增多。
深度调峰时由于经过过热器的蒸汽流量下降，分配差，个别的管壁会因为冷却不足而超温。
低负荷锅炉给粉机下粉量不均，导致燃烧不稳，加上蒸汽流动量在各管内分配不均，造成过、再热汽温偏差。
控制措施：合理选择制粉系统，掌握烟温偏差的规律，通过二次风门配比来调节过、再热汽气温偏差，使火焰集中稳定燃烧。
（5）空预器积灰，腐蚀及烟道腐蚀。
由于低负荷情况下排烟温度降低，有时甚至低于烟气酸露点，从而使烟气中的水汽凝结，造成空预器及尾部烟道低温腐蚀。
另外，由于深度调峰使燃烧过剩空气系数增大，烟气中过剩氧气量大，产生更多的二氧化碳，结果是露点更高。
如果燃料中含硫量高，生成的三氧化硫也越多，研究表明，当金属壁温进一步降低，腐蚀速度加快。
控制措施：首先，合理调节引、送风机，使风量始终能够在正常范围之内。
其次，值长、机组长掌握锅炉原煤斗内存煤量及煤质情况，加强与燃运部门联系，尽量掺烧低硫煤种。
3 深度调峰对发电机的影响及控制措施
（1）定子铜导线和铁心中间将产生不均匀膨胀，绝缘与铜线容易分层脱离，造成绝缘内部及线棒与铁芯之间局部游离放电，往往由于局部过热传递减小，导致热应力增大和铜线发生机械振动，严重时会使铜线之间绝缘粘着力完全破坏，线棒铜导线自由振动，发生铜线磨细断
裂。
控制措施：应用线棒与铁芯间边界层相对位移或线棒与绝缘结构内的材料逆变形来消除导线与铁芯治安的不均匀膨胀另外，发电机槽内线棒藉助槽楔尽量采用长度较短的双斜楔。
（2）深度调峰运行时，定子铁芯周期性热机械力和交变的100hz电动力相叠加，有时热机械力造成固有频率向双倍系统频率靠近，导致共振范围内发生不允许的振动值，控制措施：不论是正常运行还是深度调峰方式，定子铁芯硅刚片应保证不松动，防止主绝缘磨损或者铁芯短路损坏设备。
（3）低负荷时，当转子铜线之间的摩擦力大于受热膨胀的热机械力是，铜线受热后将无法自由伸长，如果热机械力大于铜线的弹性屈服极限，可能发生塑性变形。
控制措施：铜线是否出现永久变形，除铜铁温差值因素外，还受机械特性影响。
所以，转子铜线应有较高的屈服极和疲劳极限。
通常采用含银的合金铜线。
有研究表明，当银含量为0.2%时，在290℃高温下的强度为245.1-264.77Mpa，而当含铜量为，99.9%时，在200℃高温下的强度为196.13-264.37MPa。
4.结语
综上所述，当330MW机组深度调峰时，就不可避免的会遇到上述问题。
行之有效的控制措施会使机组设备能够最大限度的保持良好的状态。
如果控制措施不得力，机组长期低负荷运行就会使设备受损，并且会恶性循环导致事故发生，甚至会缩短机组寿命。
所以运行值班员在深度调峰时一定要从机组的实际情况出发，将各参数调整到位，尽量使机组在良好的状态下运行。
参考文献
[1] 李芳亮.300MW火电机组深度调峰运行方式探讨[J].工业，2017（2）：00223-00224.
[2] 张美伦.某电厂300MW机组深度调峰安全性分析[J].黑龙江科技信息，2016（3）：14-16.。