車永強，張彥飛，劉玉智，張 杰，公茂雷

（1.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟南 250003；2.國能壽光發(fā)電有限責(zé)任公司，山東 壽光 262714；3.華能濟寧運河發(fā)電有限公司，山東 濟寧 272057）

0 引言

隨著“碳達峰、碳中和”、“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”等目標(biāo)要求的相繼提出，新能源將迎來快速發(fā)展，能源結(jié)構(gòu)將進一步優(yōu)化調(diào)整，煤電機組在能源結(jié)構(gòu)中的定位由電量型電源向調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)變，煤電機組調(diào)峰壓力將進一步增大，機組安全經(jīng)濟運行和新能源高效消納將面臨嚴(yán)峻考驗，同時也對火電機組靈活性運行提出了更高要求。山東省能源局也出臺了魯能源電力〔2021〕81 號文《關(guān)于做好全省直調(diào)公用煤電機組靈活性改造的通知》，要求存量煤電機組實施靈活性改造，純凝、抽凝機組最小技術(shù)出力分別達到額定容量的30%、40%。為掌握機組在參與啟停調(diào)峰、深度調(diào)峰及低負荷運行時存在的問題，切實做好機組靈活性改造技術(shù)支持，參與針對火電機組靈活性改造及低負荷安全運行專項調(diào)研，涵蓋300 MW 亞臨界、600 MW 亞臨界、600 MW 超臨界、1 000 MW 超超臨界等各容量等級火電機組，調(diào)研了機組在參與調(diào)峰及低負荷運行時遇到的問題，以及各電廠采取的相應(yīng)對策。調(diào)峰及低負荷運行對鍋爐側(cè)設(shè)備影響最大，出現(xiàn)的問題也最多，環(huán)保方面存在的問題也比較突出，這一類的文獻已有很多［1-2］，而對汽機側(cè)設(shè)備的影響分析較少，通過專項調(diào)研，歸納總結(jié)了調(diào)峰及低負荷運行對汽輪機及其輔助設(shè)備的影響。

1 調(diào)峰及低負荷運行對加熱器的影響

不同容量等級機組配置的加熱器數(shù)量有所差別，以火電機組中最常見的配置方式：三個高壓加熱器+四個低壓加熱器+一個除氧器，即“三高四低一除氧”加熱器疏水采取疏水自流方式，逐級流入上一級加熱器，最后回至凝汽器熱井，圖1 給出了該配置的疏水系統(tǒng)圖，圖中H1-H3 分別為1 號至3 號高壓加熱器，HD為除氧器，H5-H8分別為5號至8號低壓加熱器，疏水線路如圖1 中虛線所示，其他配置方式中各加熱器位置與此類似。調(diào)研得知，各電廠的機組在參與調(diào)峰及低負荷運行時，基本都存在加熱器疏水不暢的問題，主要表現(xiàn)為3 號高壓加熱器疏水不暢和6號低壓加熱器水位波動。

圖1 加熱器疏水系統(tǒng)

1.1 高壓加熱器疏水

加熱器正常疏水采用逐級自流，壓力高一級的加熱器疏水利用壓差流至低一級加熱器，當(dāng)機組低負荷運行或者降負荷太快時，加熱器間壓差變小，可能會導(dǎo)致疏水不暢［3］。圖2 給出了某1 000 MW 超臨界機組不同負荷下高壓加熱器相鄰兩級抽汽間的壓差，可以看出，抽汽間的壓差受負荷影響很大，隨著負荷的降低，抽汽間的壓差也隨之降低，尤其是三抽和四抽間的壓差在30%負荷時降到了0.4 MPa左右，會對3 號高壓加熱器至除氧器的正常疏水造成一定影響。

圖2 高壓加熱器抽汽間壓差隨負荷變化

電廠機組普遍存在3 號高壓加熱器疏水不暢的問題，除了受上述所說的壓差變小的原因外，也由于除氧器是混合式加熱器，降負荷太快時，除氧器汽壓下降快，除氧器再沸騰，導(dǎo)致壓差進一步減小，造成3號高壓加熱器疏水不暢。

建議機組運行中控制降負荷的速率，盡量保持3號高壓加熱器至除氧器汽側(cè)壓差相對穩(wěn)定；高壓加熱器水位到報警值時，應(yīng)確保危機疏水能及時投入，3號高壓加熱器危急疏水調(diào)門投自動，且危急疏水手動門保持全開，如高壓加熱器水位繼續(xù)升高，應(yīng)及時切除高壓加熱器；另外高壓加熱器水位過高時，存在汽輪機進水的風(fēng)險，因此應(yīng)制定完善的防汽輪機進水措施，應(yīng)按規(guī)程要求定期開展抽汽逆止門活動試驗。

1.2 6號低壓加熱器水位

部分電廠也存在6 號低壓加熱器水位波動的問題，從本質(zhì)上看，這也是疏水不暢導(dǎo)致的，主要原因還是加熱器間壓差變小。圖3 給出了某1 000 MW 超臨界機組不同負荷下低壓加熱器相鄰兩級抽汽間的壓差，可以看出，五抽至六抽間的壓差、六抽至七抽間的壓差在30%負荷時均降到了100 kPa左右，這也必然會對5 號低壓加熱器至6 號低壓加熱器正常疏水、6 號低壓加熱器至7 號低壓加熱器正常疏水造成一定影響。

圖3 低壓加熱器抽汽間壓差隨負荷變化

另外現(xiàn)場實地調(diào)研發(fā)現(xiàn)，部分電廠也存在6 號低壓加熱器至7 號低壓加熱器疏水管路過長、彎頭尤其是直角彎太多，造成疏水管路沿程阻力大，導(dǎo)致疏水不暢［4］；6 號低壓加熱器處于負壓運行，如果低壓加熱器疏水管路上閥門存在漏點，低負荷時漏汽更大，空氣漏入管路形成氣塞或者漏入7 號低壓加熱器，引起7 號低壓加熱器殼側(cè)壓力升高［5］，也會導(dǎo)致疏水不暢等原因。

有的電廠采取了優(yōu)化疏水管路布置，增大疏水管路閥門通流面積，盡量減少疏水管道阻力損失；有的電廠排查了低壓加熱器系統(tǒng)漏點，重點是熱工儀表接頭、閥門嚴(yán)密性，防止漏氣影響低壓加熱器間壓差。

2 調(diào)峰及低負荷運行對給水系統(tǒng)的影響

調(diào)峰及低負荷運行，對給水系統(tǒng)的影響也比較大，主要表現(xiàn)在對給水泵、給水泵汽輪機、最小流量閥的影響上。

2.1 最小流量閥

給水泵最小流量閥分別連接除氧器和給水泵出口，是電廠所有管路設(shè)備中承受前后壓差最大的閥門［6］，額定工況下，對于亞臨界機組其前后壓差約為20 MPa，對于超臨界機組其前后壓差約為28 MPa，對于超超臨界機組其前后壓差約為33 MPa。機組參與深度調(diào)峰或啟停調(diào)峰時，為保證給水泵最小流量，防止給水泵發(fā)生汽蝕，需要頻繁開啟給水泵最小流量閥，導(dǎo)致閥芯組件受到嚴(yán)重沖刷，閥門關(guān)閉不嚴(yán)導(dǎo)致內(nèi)漏。

有的電廠采取了在最小流量閥前加裝關(guān)斷球閥，降低了最小流量閥承受的沖刷強度，取得了良好效果。

2.2 給水泵密封

采用水密封的給水泵，其密封水一般來自凝結(jié)水母管，低負荷時凝結(jié)水母管壓力低，不足以密封給水泵內(nèi)的高壓水，導(dǎo)致給水泵密封性能差，軸端存在漏水現(xiàn)象。

有的電廠適當(dāng)增加凝泵出力，提升了凝結(jié)水母管壓力，也有的電廠在不增加凝泵出力的前提下，增設(shè)凝升泵，提高凝結(jié)水至給水泵密封水這一段管路的壓力，都有效地改善了給水泵在低負荷下的密封性能。

2.3 小機排汽溫度

采用小汽輪機驅(qū)動給水泵的機組，低負荷時存在小機排汽溫度偏高的問題。某機組曾進行過一次汽動給水泵再循環(huán)試驗，在保持負荷、給水流量不變的條件下，逐步減小最小流量閥的開度，使得給水泵入口流量逐漸減小，小機所需的進汽量也隨之逐漸減小，小機排汽溫度和小機進汽量的數(shù)據(jù)曲線如圖4所示，可以看出小機的排汽溫度隨小機進汽量的減少而逐漸升高。

圖4 排汽溫度隨進汽量的變化曲線

某1 000 MW 二次再熱機組運行規(guī)程規(guī)定小機排汽溫度報警值為80 ℃，深度調(diào)峰時小機排汽溫度接近75 ℃。主要原因為低負荷時小機進汽量減少，末級動葉在小容積流量下運行，達到鼓風(fēng)工況，造成排汽溫度升高。電廠在小機排汽溫度高時，采取了及時投入排汽口噴水減溫的措施，也可以通過提高最小流量閥開度，增加小汽輪機進汽量，避免小汽輪機鼓風(fēng)運行導(dǎo)致排汽溫度偏高的問題。

3 調(diào)峰及低負荷運行對機組啟動的影響

3.1 無旁路機組啟動

部分300 MW 亞臨界機組無汽輪機旁路，僅在鍋爐側(cè)配置5%BMCR 的過熱器小旁路，啟動時汽溫、汽壓控制難度大，再熱器需承受干燒，且因蒸汽流量小，過熱器系統(tǒng)中積存的水汽無法及時排出，高負荷時容易造成水塞，影響傳熱造成爆管，這類機組啟動時對燃燒率有嚴(yán)格限制，啟動時間長，且不能采用停機不停爐的運行方式［7］。

為更好地適應(yīng)火電機組頻繁啟停的大趨勢，有的電廠在參與啟停調(diào)峰時采取了發(fā)電機解列、汽輪機空轉(zhuǎn)的運行方式；有的電廠已制定了汽機側(cè)增設(shè)兩級旁路的改造方案，但改造費用高昂。

3.2 軸封供汽溫度

表1 統(tǒng)計了山東省內(nèi)常見機型的軸封供汽溫度，從表中可以看出，傳統(tǒng)的300 MW 亞臨界機組軸封供汽溫度較低，而隨著機組容量的增加，要求的軸封供汽溫度也在增大，因此軸封供汽溫度不達標(biāo)對大容量機組影響也就越大。對于大容量機組而言，機組在極熱態(tài)或熱態(tài)啟動時，例如啟停調(diào)峰時機組啟動一般是熱態(tài)啟動，汽機轉(zhuǎn)子金屬溫度較高，軸封供汽溫度與汽缸壁溫相差較大，軸封供汽相當(dāng)于冷汽竄入，導(dǎo)致汽輪機軸封局部受冷變形，進而發(fā)生動靜碰磨，造成軸振異常升高，尤其是1 000 MW 機組為提高經(jīng)濟性，汽封間隙設(shè)計一般較小，對軸封供汽溫度要求更高。

表1 不同機型軸封供汽溫度 單位：℃

某1 000 MW 一次再熱機組在通流改造后首次參與啟停調(diào)峰熱態(tài)啟動時，由于相鄰的高容量等級機組均處于停機狀態(tài)，只能由300 MW機組通過輔汽向本機軸封供汽，結(jié)果由于輔汽參數(shù)過低，導(dǎo)致本機軸振達到跳機值。

有的電廠設(shè)計時配置有主蒸汽至軸封母管供汽管路，在該管路上加裝減溫減壓裝置及溫度測點，在極熱態(tài)或熱態(tài)啟動時，實現(xiàn)由主蒸汽向軸封供汽；有的電廠在輔汽至軸封母管供汽管路上加裝軸封電加熱器，也能有效解決軸封供汽溫度低的問題，也有的電廠在基建期就配置了軸封電加熱器。

4 調(diào)峰及低負荷運行對轉(zhuǎn)子壽命影響

機組在參與深度調(diào)峰、啟停調(diào)峰時，啟停頻繁和負荷大幅度變動，使汽機側(cè)設(shè)備受到劇烈的熱沖擊，產(chǎn)生交變的熱應(yīng)力，必然會縮短機組的壽命，而汽機轉(zhuǎn)子表面積與熱容量之比最大，最容易受到熱力工況變化的影響，因此就壽命損傷而言，轉(zhuǎn)子是最薄弱的環(huán)節(jié)，制造廠在設(shè)備出廠時也給出了壽命分配，包括冷態(tài)啟動、溫態(tài)啟動、熱態(tài)啟動、極熱態(tài)啟動、負荷階躍等各種工況下允許的次數(shù)及壽命損耗，文獻［8］對調(diào)峰機組通過數(shù)值模擬，給出了剩余壽命合理化分配方案。機組在日內(nèi)參與啟停機調(diào)峰，會加速汽輪機轉(zhuǎn)子壽命損耗，而且這種損耗是隱形的，轉(zhuǎn)子在啟停機循環(huán)中的溫差應(yīng)力和交變離心力會導(dǎo)致轉(zhuǎn)子的一些危險部位產(chǎn)生疲勞損傷。另外，啟停機調(diào)峰時機組從解列到并列的時間一般在在3～4 h，汽輪機轉(zhuǎn)子滿足不了連續(xù)盤車4 h再并列的要求。

受機組調(diào)峰運行影響，機組長期低負荷運行，蒸汽參數(shù)較低，通過末級葉片的蒸汽濕度較大，末幾級長葉片受到汽流交變沖擊，在負荷大范圍變化和長期低負荷下運行，末級葉片受濕蒸汽沖蝕較大，末級葉片進汽側(cè)存在水蝕，會縮短葉片的使用壽命，同時低壓缸末級葉片葉根將產(chǎn)生較大負反動度，成汽輪機末級葉片顫振，容易引起汽輪機末級葉片疲勞損耗。

5 調(diào)峰及低負荷運行中的供熱限制

部分機組承擔(dān)采暖供熱和工業(yè)供汽，采暖供熱一般是中低壓連通管抽汽供熱，工業(yè)供汽有冷再供汽、熱再供汽、旋轉(zhuǎn)隔板抽汽等多種方式，這類機組在參與調(diào)峰及低負荷運行時，最低負荷受采暖供熱和工業(yè)供汽參數(shù)的影響，尤其是采暖供熱是民生工程，必須滿足供熱要求。

有的電廠為滿足采暖抽汽量和中排溫度不超標(biāo)，采取了降低再熱汽溫、減小低壓缸進汽調(diào)門開度等運行措施，保證民生供熱；也有電廠進行了低壓缸零出力改造，一是降低了機組供熱季的煤耗，提高了機組的綜合效益，二是降低了機組供熱季的出力，緩解了電網(wǎng)供熱季熱電矛盾，符合煤電機組從容量型電源向調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)換的大趨勢，三是大機組集中供熱替代小鍋爐區(qū)域性供熱，也可降低地區(qū)煤耗指標(biāo)，取得良好的社會效益。對于工業(yè)供汽，有的電廠配置了多路抽汽管路，并設(shè)置聯(lián)絡(luò)門，低負荷時由高壓抽汽向低壓抽汽供汽，在一定程度上也滿足了工業(yè)抽汽參數(shù)需求。

6 結(jié)語

汽機側(cè)設(shè)備在參與調(diào)峰及低負荷運行時所遇到的各類問題，根源在于主機及輔機在設(shè)計時只保證額定工況下的經(jīng)濟性，而忽視了參與調(diào)峰能力和低負荷運行特性，建議新上機組或者通流改造機組在設(shè)計時也應(yīng)考慮調(diào)峰及低負荷運行性能。

為適應(yīng)常態(tài)化調(diào)峰及快速升降負荷的大趨勢，存量的煤電機組更應(yīng)積極探索實施靈活性改造，提高機組的深度調(diào)峰性能和電負荷調(diào)節(jié)性能，具備快速啟停能力，具體改造方法如全負荷脫硝、低負荷穩(wěn)燃、電鍋爐、蓄電池、低壓缸零出力、高背壓供熱等。

對現(xiàn)場調(diào)研發(fā)現(xiàn)的問題進行了歸納總結(jié)，未開展現(xiàn)場的機組調(diào)峰及低負荷性能試驗，下一步可以選取某一臺機組進行詳細的性能試驗，從熱力系統(tǒng)入手，對汽機側(cè)存在的問題再進行深入分析。