660 MW超超临界汽轮机深度调峰安全性浅析

陈红兵，郑坚刚，张敬坤，郑书明，周建华

(华能国际电力股份有限公司长兴电厂，浙江 长兴 313105)

随着电力行业的快速发展，电网供、受电端结构发生明显变化。600 MW等级火电机组低负荷运行已成为一种“新常态”，并且机组参与深度调峰也逐渐成为了一种趋势。研究600 MW等级火电机组低负荷下的运行安全性，对于提高调峰机组的安全性具有重要的意义[1-2]。

华能长兴电厂两台660 MW超超临界燃煤机组自2014年底投产以来，为应对电网低负荷运行情况，开展深度调峰(机组负荷低于210 MW)试验。在深度调峰试验过程中，汽轮机系统运行风险逐渐暴露：一是低负荷下高、低加抽汽差压减小，正常疏水趋于不稳，加热器水位波动频繁；二是高、低压旁路设备缺陷较多，无法有效利用高、低压旁路实现机侧负荷的有效降低；三是长期低负荷运行过程中，汽轮机TSI参数偏离于正常运行值，汽机安全运行风险增加；四是给泵小机、汽引小机供汽的汽源不足，锅炉给水调节和炉膛负压调节出力受限，调节速率明显迟滞。

为了有效解决这些问题，在深度调峰试验基础上提出一系列解决措施，提升低负荷汽轮机运行安全性，所取得的经验可为同类型超超临界机组深度调峰运行提供参考。

1 设备概述

华能长兴电厂2×660 MW燃煤机组“上大压小”工程是华能集团首个高效超超临界机组项目，由浙江省电力设计院设计。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式，由上海汽轮机有限公司设计制造，汽机型号为N660-28/600/620，额定功率660 MW。汽机旁路采用高、低压串联旁路系统，最大容量为40%BMCR，主再热蒸汽及旁路系统如图1所示。

机组共设有八段抽汽，依次供给3台高压加热器，1台除氧器和4台低压加热器。机组共设有1台100%容量汽动给水泵和1台30%容量电动启动给水泵，其中汽泵小机采用四抽和冷再供汽，采用外切换方式，此外另有一路辅汽作为启动汽源。风烟系统采用2台50%容量汽动引风机，汽引小机汽源采用四抽或辅汽。

图1 主再热蒸汽及旁路系统流程图

2 汽轮机安全运行风险

2.1 高、低加正常疏水趋于不稳

当机组低负荷运行时，由于各段抽汽压力较低且相邻段蒸汽压差减小，使得相邻高、低压加热器间疏水差压同步减小，正常疏水动力不足。当上级加热器水位偏低时，正常疏水调阀不断减小开度以满足水位设定值的要求。由于调阀开度不断减小使得疏水压损增加，正常疏水动力快速下降，造成加热器水位快速上升。此时正常疏水调阀也会相应地开大以适应这种变化，类似地，将造成加热器水位快速下降。由于调阀前后压损与正常疏水差压占比关系的变化，在低负荷时正常疏水调阀调节特性难以适应水位快速、准确调节要求，加热器正常疏水趋于不稳，加热器水位波动频繁。以深度调峰下3号高加和5号低加水位变化情况为例，进一步阐释加热器水位变化特性。

2.2 汽轮机TSI参数偏大

当机组低负荷运行时，由于机组主控调节特性难以适应低负荷运行调节的要求，切除手动控制后机组主要参数会发生一定的波动。特别指出的是，当锅炉燃烧强度下降及炉膛烟气充满度严重不足时，可能会造成主、再热汽温的频繁波动和A/B侧蒸汽温差加大。由于汽温特性的变化，使得汽轮机内外缸温差、转子内外温差反复波动，金属疲劳应力增加。此外，汽机胀差、轴向位移、机组振动也会相应增加。

由于汽轮机的最低负荷取决于末级长叶片空气动力学性能，在小容积流量时的脱流失速将引起叶片动应力急剧上升，流动场的紊乱和湍流使排汽温度升高并出现级间局部异常高温。负荷降低时低压缸长叶片根部将会产生较大的负反动度造成蒸汽回流和根部出汽边的冲刷，甚至形成不稳定的旋涡使叶片产生颤振。

2.3 汽泵小机、汽引小机出力受限

正常运行时汽泵小机采用四抽作为低压汽源、冷再作为高压汽源。当低负荷运行时，四抽压力较低，难以适应给水调节需要，汽轮机转速设定值与实际值偏差大的情况频繁出现，给水调节速率显著下降，如图2所示。汽引采用四抽或辅汽供汽，四抽压力低时汽源自动切换为辅汽，当辅汽由本机供时，类似地，汽引也将难以适应炉膛负压调节需要。

图2 深度调峰下汽泵小机转速跟踪情况

3 深度调峰策略

当负荷开始下滑至计划性低负荷(330 MMW～260 MW区间)时，机组保持正常运行方式，注意加强监视各汽轮机各瓦绝对振动和相对振动、轴向位移、轴承金属温度、推力瓦温、汽缸膨胀、轴封供汽温度、轴封母管压力、各冷却器温度、高低加水位调节情况、低加疏水泵运行情况，发现异常或偏离正常值要分析原因，采取措施恢复，确保机组安全运行。同时，应当监视好机组辅汽系统，各小机调门开度、转速、出力的运行状况，发现问题及时调整。

当负荷下滑至极低负荷(260 MMW～210 MW区间)时，机组切至TF运行方式。通过调整汽泵再循环，控制汽泵转速不低于3 000 r/min、高压调门开度不大于10%，监视好小机调门开度、转速、出力的运行状况。关小低加疏水泵出口调阀开度，提高低加疏水泵水位变频调节灵敏度。此外，进行辅汽汽源切换，双机运行时将本机辅汽汽源切至临机，通过提高锅炉氧量(控制在8%以内)，控制汽动引风机转速不低于3 000 r/min。如预测负荷不继续下滑，应尽可能维持主参数额定，如无法维持，应严格控制温降率，维持主、再热汽温稳定。

当负荷达到深度调峰(210 MMW以下)时，根据停机曲线，控制温降率，下滑缸温，防止汽温、缸温不匹配，负荷闭锁(高压缸温下滑极限为450℃)。当汽轮机低压缸排汽温度大于60℃后开启低压缸喷水。若低加疏水差压小于0.3 MPa，打开低加危急疏水，关闭正常疏水；严密监视好高加水位，若水位调节稳定性破坏，适当关小正常疏水手动阀，提高正常疏水调阀灵敏度。单机运行时，启动电动引风机，调整风量，并入电动引风机运行，退出汽动引风机作低速(2 000 r/min)旋转备用；双机运行时，退出一台汽动引风机作低速(2 000 r/min)旋转备用。开启机组高、低压旁路系统运行，继续降低机侧负荷(为保证SCR连续投入不退出，炉侧负荷不继续下滑，以维持SCR入口烟温达标)。给水流量减至750 t/h时，进行给水旁路切换，按规定流程撤出“给水流量低低保护”。保护撤出期间，严密监视锅炉给水流量、锅炉各受热面壁温等情况。切换时利用主给水电动门中停功能进行缓慢操作，注意控制省煤器给水流量任何时候不低于650 t/h。同时对辅汽至汽泵供汽管道进行充分疏水，当汽泵低压调阀开度超过70%，切换辅汽向小机供汽。

4 实施效果

采取深度调峰策略后，汽轮机运行安全性得到了有效提升。图3显示了高加正常疏水情况，疏水阀开度正常，加热器水位正常。图4显示了低加正常疏水情况，疏水阀开度正常，加热器水位正常。图5显示了深度调峰下汽轮机主要TSI的参数情况，汽轮机胀差、轴向位移、轴承振动等均正常。此外，汽泵小机、汽引小机汽源充足，转速差较小，满足正常调节需求，小机出力正常。

图3 深度调峰下高加正常疏水情况

图5 深度调峰下汽轮机主要TSI参数情况

5 结语

(1)深度调峰中，汽轮机运行风险较高，主要体现在高、低加水位波动频繁，汽轮机TSI参数偏离于正常运行值和汽泵小机、汽引小机汽源不足、出力受限。

(2)采取深度调峰策略后，低负荷下汽轮机运行安全性明显提高：高低加水位调节正常，汽轮机主要TSI参数均正常，汽泵小机、汽引小机汽源充足、出力正常。