趙晴川，董信光，張利孟，王守恩，趙中華

（1.山東電力研究院，山東 濟(jì)南 250003；2.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)南 250003）

0 引言

隨著新能源發(fā)展的提速、核電產(chǎn)業(yè)的加速轉(zhuǎn)型，加上外電入魯規(guī)模不斷擴(kuò)大和綠色配額制正式實(shí)施，山東電網(wǎng)調(diào)峰矛盾愈發(fā)突出。山東電網(wǎng)沒有燃機(jī)發(fā)電，水電僅有1 000 MW 抽水蓄能，調(diào)峰主要靠火電；而且火電機(jī)組中熱電機(jī)組占比超過76%，在保障民生的前提下，采暖季電網(wǎng)調(diào)峰能力受到嚴(yán)重制約［1］。由于缺少快速調(diào)節(jié)電源，山東電網(wǎng)調(diào)峰主要靠煤電機(jī)組深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰來實(shí)現(xiàn)。

頻繁啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰，必然會(huì)對(duì)機(jī)組設(shè)備安全性產(chǎn)生影響。因此對(duì)近兩年經(jīng)常參與啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰的14 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了深入的調(diào)研，以了解調(diào)峰對(duì)機(jī)組設(shè)備安全性的影響。14臺(tái)機(jī)組的容量、型式各異，如表1 所示，比較有代表性地反映了啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰對(duì)燃煤機(jī)組產(chǎn)生的安全性影響。

表1 參與啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰機(jī)組類型

1 啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰對(duì)鍋爐側(cè)設(shè)備的影響

1.1 鍋爐受熱面裂紋、拉裂和泄漏問題

啟停調(diào)峰的啟停過程鍋爐汽溫及受熱面壁溫經(jīng)歷大幅度變化。圖1為G機(jī)組（645 MW，超超臨界）一次典型的啟停調(diào)峰期間水冷壁溫度變化趨勢。

圖1 G機(jī)組啟停調(diào)峰水冷壁溫度變化

深度調(diào)峰期間負(fù)荷較低，鍋爐燃燒相對(duì)減弱，機(jī)組主再熱汽溫波動(dòng)幅度較大，鍋爐部分水冷壁及分隔屏壁溫偏高。因此頻繁啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰，鍋爐受熱面金屬熱應(yīng)力變化速度過快，容易造成金屬應(yīng)力疲勞，導(dǎo)致水冷壁拉裂和受熱面泄漏，一定程度上威脅機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行［2］。

A 機(jī)組（1 000 MW，超超臨界，二次再熱）2019年共參與啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰101次，期間發(fā)現(xiàn)了4次拉裂泄漏，其中一次典型泄漏形態(tài)如圖2 所示。經(jīng)分析認(rèn)為是長期低負(fù)荷運(yùn)行和頻繁啟停導(dǎo)致水冷壁整體膨脹量交替變化，在此區(qū)域產(chǎn)生較大的應(yīng)力變化，應(yīng)力集中位置出現(xiàn)低周期疲勞，產(chǎn)生裂紋并不斷延伸擴(kuò)展到水冷壁管上出現(xiàn)泄漏。

圖2 機(jī)組A鍋爐水冷壁拉裂情況

B 機(jī)組（635 MW，亞臨界）鍋爐自2018 年參與啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰后，發(fā)生分隔屏加持管連續(xù)3 次泄漏及1 次屏式過熱器泄漏。經(jīng)分析認(rèn)為與機(jī)組負(fù)荷頻繁波動(dòng)有關(guān)。D 機(jī)組（670 MW，超臨界）于2019年3 月24 日完成一次啟停調(diào)峰后，即出現(xiàn)噴燃器下方水冷壁因膨脹不均導(dǎo)致拉裂泄漏，并且6 號(hào)再熱蒸汽管道三通也出現(xiàn)裂紋。

1.2 鍋爐氧化皮脫落問題

機(jī)組頻繁啟停和負(fù)荷大幅度波動(dòng)，易導(dǎo)致氧化皮脫落堵塞鍋爐爐管而發(fā)生爐管過熱爆管事故。氧化皮隨汽輪機(jī)啟動(dòng)、沖轉(zhuǎn)過程進(jìn)入汽缸，易造成汽輪機(jī)通流部分動(dòng)、靜葉片沖蝕損壞，汽輪機(jī)效率大幅度下降［3］。

D 機(jī)組（670 MW，超臨界）在2019 年3 月進(jìn)行了3 次啟停調(diào)峰，在6 月7 日鍋爐末級(jí)再熱器發(fā)生超溫爆管，分析報(bào)告結(jié)論為機(jī)組頻繁啟動(dòng)導(dǎo)致氧化皮脫落堵塞造成。

C 機(jī)組（1 000 MW，超超臨界）在頻繁啟停調(diào)峰和深度調(diào)峰后，檢查發(fā)現(xiàn)低溫再熱器四級(jí)管組（SA-213TP347H 材質(zhì)）氧化皮脫落并堆積在管組下部彎頭區(qū)域。

通常超臨界機(jī)組氧化皮問題較為突出，但是并非絕對(duì)。部分亞臨界機(jī)組，如H 機(jī)組（635 MW，亞臨界）也存在氧化皮問題，如圖3 所示，檢修割管檢查氧化皮大量脫落。而A機(jī)組（1 000 MW，超超臨界）、B機(jī)組（1 000 MW，超超臨界，二次再熱）材質(zhì)較好，氧化皮問題則并不明顯。

圖3 H機(jī)組受熱面氧化皮大量脫落

1.3 脫硝系統(tǒng)氨逃逸增大導(dǎo)致空預(yù)器堵塞

調(diào)峰運(yùn)行時(shí)隨著負(fù)荷降低，脫硝入口煙溫降低，噴氨量增大，氨逃逸同比增大，硫酸氫氨生成量增加，易引起空氣預(yù)熱器堵塞和引風(fēng)機(jī)故障［4］。

A 機(jī)組參與深度調(diào)峰后，空氣預(yù)熱器煙氣阻力較短時(shí)間內(nèi)由800 Pa 上升至1 300 Pa；B 機(jī)組空氣預(yù)熱器差壓升至2 000 Pa，打開空預(yù)器發(fā)現(xiàn)蓄熱元件積灰嚴(yán)重；C 機(jī)組參與深度調(diào)峰后鍋爐空預(yù)器差壓升至2 500 Pa；G 機(jī)組2019 年調(diào)峰197 次，其中啟停調(diào)峰13 次，日內(nèi)啟停調(diào)峰4 次，如圖4 所示，在3 個(gè)月的時(shí)間內(nèi)，空預(yù)器差壓從1 000 Pa 急劇上升至2 300 Pa。

圖4 G機(jī)組空預(yù)器差壓變化趨勢

1.4 鍋爐輔機(jī)故障率增加

輔助設(shè)備頻繁啟停，對(duì)設(shè)備的可靠性、穩(wěn)定性產(chǎn)生一定影響，尤其對(duì)風(fēng)機(jī)設(shè)備軸承、轉(zhuǎn)子部件產(chǎn)生沖擊，造成壽命縮減，并且調(diào)峰過程中發(fā)生輔機(jī)故障，易造成機(jī)組非停。鍋爐送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)和一次風(fēng)機(jī)在深度調(diào)峰低負(fù)荷下運(yùn)行，流量與系統(tǒng)阻力不匹配，導(dǎo)致風(fēng)機(jī)偏離設(shè)計(jì)工況進(jìn)入失速區(qū)，破壞葉輪內(nèi)部流場，產(chǎn)生額外氣動(dòng)負(fù)荷，嚴(yán)重時(shí)可能誘發(fā)葉片高應(yīng)力點(diǎn)處的疲勞、斷裂問題［5］。

自2018年深度調(diào)峰以來B機(jī)組引風(fēng)機(jī)和送風(fēng)機(jī)的液壓缸反饋桿軸承發(fā)生損壞；A 機(jī)組的送風(fēng)機(jī)軸承磨損嚴(yán)重，多次出現(xiàn)振動(dòng)超標(biāo)。

J 機(jī)組2019 年參與啟停調(diào)峰6 次，深度調(diào)峰160 h左右，如圖5所示，發(fā)生兩臺(tái)引風(fēng)機(jī)的動(dòng)葉調(diào)節(jié)機(jī)構(gòu)積灰卡澀嚴(yán)重。

圖5 G機(jī)組引風(fēng)機(jī)積灰調(diào)節(jié)卡澀情況

1.5 汽水品質(zhì)不合格

機(jī)組啟停調(diào)峰過程中，由于運(yùn)行工況的變化導(dǎo)致汽水品質(zhì)劣化，Cu 離子和Fe 離子嚴(yán)重超標(biāo)，造成熱力設(shè)備系統(tǒng)腐蝕結(jié)垢。例如，I 機(jī)組啟停期間Cu 離子和Fe 離子等水汽指標(biāo)變化較大，為確保汽水品質(zhì)合格，減少熱力系統(tǒng)腐蝕沉積，加大熱力系統(tǒng)排污，造成鍋爐排污量增大，熱損失增加，經(jīng)濟(jì)性降低。

1.6 鍋爐爐膛燃燒惡化風(fēng)險(xiǎn)

燃煤機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，鍋爐總煤量逐步降低，爐膛溫度逐步下降，燃燒逐漸惡化。當(dāng)達(dá)到一定的穩(wěn)燃負(fù)荷臨界點(diǎn)時(shí)，鍋爐必須采取相應(yīng)的穩(wěn)燃措施［6］。深度調(diào)峰時(shí)爐膛內(nèi)部火焰充滿度不足，個(gè)別管道冷卻能力不足，容易發(fā)生火焰偏斜，造成受熱面壁溫超溫。

1.7 尾部煙道二次燃燒風(fēng)險(xiǎn)

機(jī)組啟、停過程中煤粉不完全燃燒的產(chǎn)物增加，存在尾部受熱面二次燃燒風(fēng)險(xiǎn)；在深度調(diào)峰期間，如果采用投油助燃也會(huì)造成尾部受熱面沾污未燃盡的油污，增大二次燃燒風(fēng)險(xiǎn)，且會(huì)造成脫硫漿液中毒，增大環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)。

1.8 燃燒器燒損風(fēng)險(xiǎn)

深度調(diào)峰期間，機(jī)組負(fù)荷較低，鍋爐燃煤量低，一次風(fēng)需用量少，導(dǎo)致一次風(fēng)速低，再投用等離子或微油點(diǎn)火助燃時(shí)，易燒損燃燒器。

1.9 機(jī)組啟停有誤操作風(fēng)險(xiǎn)

機(jī)組啟停機(jī)過程中大部分參數(shù)控制無法投自動(dòng)，需人工進(jìn)行調(diào)整，就地大量手動(dòng)閥門也需要人員親自操作，人員操作強(qiáng)度大增，容易發(fā)生人員誤操作，同時(shí)啟停過程容易發(fā)生各種異常情況，值班人員的判斷和處理將直接影響機(jī)組的安全。

2 啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰對(duì)汽機(jī)側(cè)設(shè)備的影響

2.1 對(duì)汽輪機(jī)本體壽命的影響

以GE 公司某機(jī)型為例，其壽命分配數(shù)據(jù)如表2所示。啟停調(diào)峰對(duì)機(jī)組壽命影響量相當(dāng)于一次極熱態(tài)啟動(dòng)或溫態(tài)啟動(dòng)。深度調(diào)峰時(shí)的大幅度變動(dòng)負(fù)荷，對(duì)機(jī)組壽命的影響量相當(dāng)于一次溫態(tài)啟動(dòng)。若機(jī)組長時(shí)間多次頻繁啟停調(diào)峰和深度調(diào)峰，會(huì)加速轉(zhuǎn)子壽命損耗，降低機(jī)組實(shí)際的可運(yùn)行年限［7］。

表2 GE公司某機(jī)型壽命分配數(shù)據(jù)

2.2 汽輪機(jī)振動(dòng)大及上下缸溫差大

啟停調(diào)峰過程中，汽機(jī)停機(jī)后金屬部件冷卻深度不同，存在一定溫差，導(dǎo)致動(dòng)靜間隙變化，造成機(jī)組振動(dòng)，這一問題較為普遍，本次調(diào)研中大部分電廠都存在這一問題。

汽輪機(jī)上、下缸溫是汽輪機(jī)本體重要監(jiān)測數(shù)據(jù)，汽輪機(jī)上下缸溫差過大有可能造成徑向間隙消失，誘發(fā)動(dòng)靜部分碰磨、機(jī)組振動(dòng)變大、轉(zhuǎn)子彎曲等故障，直接影響機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行［8］。例如L 機(jī)組啟停調(diào)峰5次，在2019年9月12日停機(jī)期間，上下汽缸溫差達(dá)到87 ℃。該機(jī)組調(diào)峰解列期間，受設(shè)備自身限制，鍋爐不能熄火，汽輪機(jī)不能打閘，這種情況下再次開機(jī)帶負(fù)荷，容易造成汽缸永久損傷和滑銷系統(tǒng)損傷卡澀，導(dǎo)致汽輪機(jī)振動(dòng)超標(biāo)。

2.3 螺栓斷裂和法蘭泄漏風(fēng)險(xiǎn)

機(jī)組頻繁啟停，汽缸中分面螺栓、汽閥螺栓、導(dǎo)汽管螺栓等高溫高壓緊固件反復(fù)拉伸、收縮，承受交變應(yīng)力作用，易造成螺栓金屬疲勞、硬度下降、金相組織劣化加速，出現(xiàn)螺栓斷裂、法蘭泄漏等重大缺陷。

D 機(jī)組在進(jìn)行3 次啟停調(diào)峰后，于2019 年進(jìn)行的A 級(jí)檢修中檢測發(fā)現(xiàn)高壓外缸上缸導(dǎo)氣管焊縫開裂，分析報(bào)告初步分析認(rèn)為頻繁啟停導(dǎo)致焊縫處存在交變熱應(yīng)力，形成疲勞損傷，加劇了裂紋的形成。

J 機(jī)組A 級(jí)檢修中發(fā)現(xiàn)中壓主汽門螺栓斷裂，高壓內(nèi)上缸結(jié)合面調(diào)節(jié)級(jí)處出現(xiàn)裂紋，中壓調(diào)節(jié)門支架焊縫熔合線處開裂；2019 年8 月份機(jī)組A 級(jí)檢修中發(fā)現(xiàn)向空排汽門管座、導(dǎo)汽管管座、安全閥管座出現(xiàn)疲勞和裂紋；汽機(jī)主汽門出現(xiàn)裂紋，初步認(rèn)定與機(jī)組頻繁啟停有關(guān)。

2.4 調(diào)速汽門卡澀及調(diào)節(jié)失靈風(fēng)險(xiǎn)

機(jī)組運(yùn)行中調(diào)速汽門閥桿表面形成的致密氧化層與閥桿金屬的膨脹系數(shù)不同，在機(jī)組啟停過程中，調(diào)速汽門閥桿冷卻收縮、加熱膨脹時(shí)，氧化層會(huì)與閥桿分離、破裂、剝落，卡在閥桿與汽封套之間造成汽門卡澀、調(diào)節(jié)失靈等重大缺陷。

2.5 各汽缸取壓管焊縫開縫斷裂風(fēng)險(xiǎn)

機(jī)組頻繁啟停，汽輪機(jī)反復(fù)膨脹、收縮，受汽輪機(jī)內(nèi)、外缸膨脹不同步影響，固定在汽輪機(jī)高、中壓內(nèi)、外缸上的各壓力取樣插管，受到內(nèi)、外缸膨脹不同步產(chǎn)生附加應(yīng)力的作用，導(dǎo)致焊縫開裂、插管斷裂，造成汽缸內(nèi)壓力失去監(jiān)視等安全隱患。

3 啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰對(duì)環(huán)保設(shè)備的影響

3.1 脫硝系統(tǒng)不能正常投運(yùn)風(fēng)險(xiǎn)

在機(jī)組啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰運(yùn)行過程中，鍋爐負(fù)荷的變化會(huì)引煙氣溫度降低、煙氣流場惡化，從而造成脫硝系統(tǒng)運(yùn)行困難。調(diào)研機(jī)組中，除D 機(jī)組已改造為全負(fù)荷脫硝外，其余機(jī)組均存在深度調(diào)峰期間脫硝入口煙溫過低，無法正常投運(yùn)SCR 脫硝系統(tǒng)風(fēng)險(xiǎn)，以及氨逃逸過量造成空預(yù)器堵塞風(fēng)險(xiǎn)加劇。

3.2 脫硫漿液污染

B 機(jī)組在2019 年3 月至6 月期間進(jìn)行了6 次啟停調(diào)峰，每次啟停調(diào)峰均出現(xiàn)脫硫漿液因油煙進(jìn)入引發(fā)品質(zhì)下降的問題，需要置換部分漿液以維持漿液品質(zhì)。

3.3 電/袋除塵器設(shè)備故障

L機(jī)組2019年6月A級(jí)檢修時(shí)發(fā)現(xiàn)，一電場尾端至三電場陰極線、陽極板普遍存在表面粘結(jié)油灰現(xiàn)象，如圖6 所示。分析認(rèn)為是深度調(diào)峰期間氨逃逸嚴(yán)重，且點(diǎn)火投油期間電除塵器即投運(yùn)造成的，此類粘結(jié)油污極難清除。

圖6 L機(jī)組電除塵器陰極線、陽極板表面粘結(jié)油灰情況

機(jī)組處于啟停或深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，除塵器入口煙氣溫度降低至露點(diǎn)溫度附近，并且投油穩(wěn)燃時(shí)未燃盡的油污會(huì)有一定量最終附著在布袋上，造成布袋微孔堵塞，長期運(yùn)行除塵器壓差增大，除塵器效率大幅降低［9］。例如K機(jī)組的電袋除塵器已發(fā)現(xiàn)的濾袋透氣率下降，濾袋壽命衰減過快。

4 啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰對(duì)電氣設(shè)備的影響

發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子線圈和鐵芯松動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。發(fā)電機(jī)并網(wǎng)瞬間存在一定電壓差、相角差和頻率差，會(huì)在發(fā)電機(jī)上產(chǎn)生沖擊電流、沖擊力矩、脈動(dòng)電壓、脈動(dòng)電流，在轉(zhuǎn)子上產(chǎn)生較大的扭矩，造成線圈、鐵芯松動(dòng)。

絕緣材料脫落風(fēng)險(xiǎn)。啟停機(jī)過程中，由于發(fā)電機(jī)發(fā)熱量不同，發(fā)電機(jī)金屬溫度發(fā)生變化，出現(xiàn)熱脹和收縮，特別是轉(zhuǎn)子端部受到的應(yīng)力較大，由于絕緣材料和金屬特性的不同，會(huì)造成絕緣材料的剝離脫落，影響發(fā)電機(jī)絕緣。

斷路器故障風(fēng)險(xiǎn)。發(fā)電機(jī)頻繁解列、并列會(huì)降低斷路器操作的可靠性和壽命，如果并網(wǎng)過程中發(fā)生斷路器故障，容易造成非同期合閘和斷路器故障等事故，還容易引發(fā)系統(tǒng)振蕩，造成發(fā)電機(jī)的損壞和系統(tǒng)穩(wěn)定破壞。

5 啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰安全風(fēng)險(xiǎn)

為了便于安全問題的管理，將14 臺(tái)機(jī)組已發(fā)生的安全問題即顯性安全問題匯總?cè)绫?，未發(fā)生屬于潛在的風(fēng)險(xiǎn)和發(fā)電企業(yè)關(guān)注的問題匯總?cè)绫?。由表3 及表4 可以看出，鍋爐受熱面拉裂和泄漏、鍋爐高溫氧化皮問題、尾部煙道硫酸氫氨堵塞問題、汽輪機(jī)振動(dòng)大和上下缸溫差大問題等已經(jīng)在頻繁參與啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰的機(jī)組上有所顯現(xiàn)。更多的設(shè)備壽命損耗、運(yùn)行操作風(fēng)險(xiǎn)、燃燒惡化等潛在的風(fēng)險(xiǎn)隨著調(diào)峰的增加將會(huì)進(jìn)一步顯現(xiàn)出來［10］。

表3 顯性安全風(fēng)險(xiǎn)匯總

表4 潛在安全風(fēng)險(xiǎn)及其他問題匯總

6 結(jié)語

山東省內(nèi)電網(wǎng)調(diào)峰缺口大，而火電裝機(jī)供熱機(jī)組比例占比高，大多數(shù)小火電機(jī)組擔(dān)負(fù)了民生供熱任務(wù)，因此超臨界1 000 MW、600 MW 等級(jí)的大機(jī)組不得不承擔(dān)大量的啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰任務(wù)。超臨界大機(jī)組熱力系統(tǒng)復(fù)雜，設(shè)備龐大，在啟停調(diào)峰及深度調(diào)峰過程中安全性問題更加突出，已經(jīng)引發(fā)了鍋爐、汽機(jī)、環(huán)保等設(shè)備的安全事故。并且隨著時(shí)間的推移，更多嚴(yán)重的安全隱患可能顯現(xiàn)。山東省火電機(jī)組制約機(jī)組調(diào)峰能力的主要因素是供熱抽汽、SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫和鍋爐穩(wěn)燃能力等，因此目前迫切需要所有燃煤機(jī)組根據(jù)自身設(shè)備情況采用熱電解耦、寬負(fù)荷脫硝、提高鍋爐穩(wěn)燃能力等技術(shù)進(jìn)一步提升機(jī)組的靈活性，爭取達(dá)到30%以下深度調(diào)峰能力，通過多臺(tái)機(jī)組的深度調(diào)峰達(dá)到電網(wǎng)調(diào)峰目的，盡量保障大機(jī)組帶基礎(chǔ)負(fù)荷，避免啟停調(diào)峰，從而達(dá)到保證機(jī)組的調(diào)峰安全性的目的。