660MW超临界机组深度调峰安全性与经济性探索

文_吴寿山 李兵 何甫 耿军娜

1.中国电建甘肃能源投资有限公司 2.中电建甘肃能源崇信发电有限责任公司

在火电行业发展的严峻形势下，某电厂积极响应国家政策，积极适应电力市场改革，深入研究“两个细则”和《调峰辅助服务规则》等相关文件，以“新”思维带动“新”发展，从之前的“抢电量”转变为“抢补偿”，于2017 年3月主动沟通协调西北电网公司660MW 超临界直接空冷机组开始深度调峰，将负荷深调至300MW，成为西北电网第一家开展深度调峰的火电机组。该电厂通过宽负荷脱硝、炉水在线监测、AGC 优化等改造，逐步将机组深调负荷降至260MW、230MW、 198MW，2019 年成实现30%额定负荷深调能力。同年深调收益突破2 亿元大关，取得了良好的经济效益。但是，经过几年的深度调峰、启停调峰，该电厂出现了锅炉“四管”泄漏、给水泵电机损坏等情况，给机组的安全性与经济性也带来了一系列问题。

1 深度调峰对机组安全运行的影响

1.1 锅炉“四管”泄漏分析

为确保锅炉水循环回路的安全可靠，每根回路管都必须有一定的质量流速ρω，以使回路管得到充分冷却，每根受热面管的流速都必须大于最小质量流速。最小质量流速要以最大局部热负荷不发生DNB（偏离核态沸腾）为条件。当机组负荷降至30%，则给水流量已接近保护动作定值，势必会造成锅炉受热面屏间流量分配不均，个别受热面管流量下降，引起炉内水动力恶化，造成“四管”过热爆管可能性急剧增大。另外，机组在深调时，由于给水流量低，在发生燃烧扰动或水燃比不匹配时容易出现锅炉水冷壁、屏过壁温大面积超温现象，给运行调整带来一定困难。

为此，某电厂进行了炉水在线监测改造，增加水冷壁、屏过、高过、高再壁温测点1000 多个，运行中采取加强壁温监视、及时调整控制、防止超温爆管；严格控制机组变负荷速率、主汽压力、主、再汽温度变化速率；加强分离器过热度控制，注意给水泵与磨煤机之间需协调密切，确保煤水比合理；加强燃烧调整，防止锅炉热偏差大，造成水冷壁超温爆管等一系列措施，但是仍然出现了屏过长期超温爆管、水冷壁泄漏停机的情况。

分析屏过长期超温爆管主要原因是机组在深度调峰运行时由于屏间流量分配不均，造成该根管子蒸汽流量偏小，引起管道长期超温并产生氧化皮，在频繁启停调峰、深度调峰情况下，温度、压力频繁变化，使得内壁氧化皮大量脱落并在下部堆积，导致通流截面变小，蒸汽流量进一步减小，使出口处管壁温度大幅升高，在短期内超温幅度较大导致材料强度下降引发爆管。

水冷壁泄漏停机主要原因是由于水冷壁穿炉膛顶棚密封板、水冷壁出口联箱管座、鳍片焊接边缘等结构突变的应力集中部位，在机组深度调峰、特别是启停调峰情况下，温度、压力频繁变化，造成各结构性应力集中部位在交变应力作用下产生裂纹，裂纹由外壁向内壁疲劳扩展，最终导致裂纹贯穿管壁引起泄漏。某电厂多次在停炉检修和水压试验时发现水冷壁各联箱部分管座、管道弯头、焊缝等结构性应力集中部位有裂纹或泄漏情况。

1.2 给水泵运行安全性分析

大多数电厂为提高可靠性，给水泵按照两台50%额定流量配置，在深度调峰运行时，如果采用两台给水泵并列运行，机组负荷降低，给水流量也随之降低；当给水流量降低至接近给水泵再循环阀保护开启值时，需打开给水泵再循环阀，否则极易发生两台给水泵抢水现象；而再循环阀的开启会造成给水流量波动，对给水流量的控制带来较大影响，特别是给水流量接近锅炉给水流量保护动作值时，可能引起机组跳闸的事故。另外，给水泵再循环阀的频繁开关，还会造成再循环阀阀芯的冲刷，引起再循环阀内漏，严重影响机组安全性和经济性。如果是汽动给水泵，则还需考虑小汽轮机汽源频繁切换问题，运行操作稍有不当，就可能发生小汽轮机进汽管路暖管不充分，进汽温度突降问题，甚至小汽轮机进水等恶性事故。某电厂由于再循环阀的频繁开关，多次造成给水泵再循环阀盘根泄漏的事件发生。

部分电厂采用停一台给水泵方式来保证给水流量的稳定，给水泵将频繁启停，给水泵停运后，在泵体内部产生一定的温差，使转子产生热弯曲，特别是近年来许多给水泵未设置倒暖管路，该问题尤为突出，此时启动给水泵，可能会造成给水泵振动大、机封漏水、动静碰磨等问题。某电厂因频繁启停给水泵，曾多次出现机封损坏漏水、振动超标等问题。因此，建议如给水泵未设置倒暖管路的机组，尽量两台给水泵并列运行，定期检查处理给水泵再循环阀；如采用停运给水泵的机组也应充分考虑深度调峰持续时间，短时间深度调峰的，可以采用给水泵旋转备用运行方式。

1.3 辅机频繁启停损坏问题

火力发电厂机组在设计时为提高运行的可靠性和灵活性，大多采用双辅机设计，在机组负荷低于50% 额定负荷深度调峰运行时，为保证辅机的安全性，提高经济性，通常采用停运一台辅机的运行方式。受所在省2018 年底清洁能源和新能源装机量影响，由于新能源负荷的特殊性和不确定性，造成某电厂机组频繁大幅度调整负荷，统计该电厂主要辅机如：给水泵、磨煤机每日次数达1.2 ～1.5 次/a，每月启停达40余次。而这些辅机都是大功率电机，如给水泵达10000kW,且这些辅机电机设计为连续工作制，频繁的工频启动使电动机承受大电流的冲击，多重应力叠加造成电机绝缘不断劣化,在运行中该电厂发生过辅机电机烧损问题，并且在检修中多次发现频繁启动电机线圈有放电现象。同时，发现电机启动达1000 ～1300 次及以上时绝缘损坏等问题频繁。因此，建议锅炉六大风机深度调峰期间并列运行不停运；给水泵尽量采用并列运行或旋转备用运行方式；磨煤机应尽量采用轮流停运方式，或充分考虑深度调峰持续时间，短时间深度调峰的，可以采用旋转备用运行方式，尽量减少辅机启动次数，防止重要风机电机烧损。

1.4 防止锅炉空预器堵塞措施

锅炉脱硝投运后，势必会有部分为未反应的氨气NH3逃逸，燃煤锅炉炉膛燃烧过程中的SO2约有0.5%～1.0%被氧化成SO3。加装SCR 系统后，催化剂在把NOx还原成N2的同时，将约1.0%的SO2氧化成SO3。SCR 反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨（NH3）、SO3及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：

由于硫酸氢铵的分散凝聚温度在140 ～290℃之间，因此脱硝后至空预器区域必然会有硫酸氢铵沉积。特别是在超低排放改造后，由于NOx 排放浓度要求更低，氨逃逸浓度会增加，这一现象会更加突出。

锅炉深度调峰运行时，炉膛的空气的过剩系数较大，易产生较多的SO3，加剧了硫酸氢铵的生成。同时，脱硝反应器SCR烟气温度降低，脱硝反应器效率下降，脱硝氨逃逸会增加，大量的逃逸氨（NH3）与SO3反应，加剧硫酸氢氨生成。另外，深调时锅炉排烟温度会大大低于硫酸氢铵的露点温度，会造成更多硫酸氢氨蒸汽在空预器冷端凝结，堵塞锅炉空预器。某电厂超低排放改造后，在入炉煤平均硫份0.5%，锅炉深度调峰运行仅一年半时间就造成空预器严重堵塞，高负荷时空预器压差达到2.6kPa 以上。

1.5 汽轮机末级叶片安全性

汽轮机低压缸末级叶片在极高的离心力和湿蒸汽腐蚀的环境中工作，承受了很大的蒸汽作用力。机组在深度调峰运行时，由于汽轮机蒸汽量减小，当其降低至某个数值，导致机组乏汽不能充满整个流动汽道时，湿蒸汽在动叶根部和静叶栅出口顶部出现汽流脱离，在叶片根部就会逆向流动，形成回流，对叶片的出汽侧形成水冲蚀。机组排汽容积流量越小，回流发生的范围越大，在叶片出汽侧的回流冲蚀就越严重，回流范围甚至会扩大到机组的次末级叶片。同时，还会引起动叶负的反动度，形成所谓的“卡门涡街”现象，造成末级叶片周期性颤振。回流水冲蚀会造成叶栅的气动性能恶化，水冲蚀叶片留下的凹凸不平的边缘易形成应力集中，缩短叶片的使用寿命，降低汽轮机末级叶片效率，降低机组的经济性；颤振会引起动叶片产生交变压力，长期运行可能造成叶片开焊、裂纹，严重时甚至造成叶片断裂、飞脱。

某电厂在深度调峰运行2 年多停机检查发现：汽轮机末级叶片在出汽侧出现了大范围的水冲蚀损伤，这通常是受到回流的湿蒸汽中水滴的冲刷及化学物质的腐蚀共同作用所致；个别叶片根部出现了少部分开焊现象，未发现叶片裂纹，说明末级叶片颤振不严重。水冲蚀损伤一般不会危及叶片本身安全，会适当降低机组经济性。因此，说明该厂汽轮机末级叶片自身强度满足30%额定负荷深度调峰的要求。但还是建议机组在深度调峰运行期间，应该适当提高机组背压，减少排汽湿度，减小回流范围，尽量缩短机组低、空负荷的运行时间，减轻叶片颤振。

1.6 对汽轮机组寿命的影响

汽轮机寿命一般是指从首次投运指转子出现第一条宏观裂纹期间的总工作时间。影响汽轮机寿命的因素主要可分为两大类：一是转子材料收到高温和工作应力产生的蠕变损耗；二是转子材料受到交变应力引起的低周疲劳损耗，有启动、停机、变负荷等不稳定变工况引起。转子总的寿命损耗为这两类损耗之和。汽轮机转子在启停机变负荷工况下运行，内部温度场处于非稳定状态，是转子内部承受热应力、负荷波动越频繁，这种热应力冲击次数就越多，对转子寿命损耗就越大，这就是低周疲劳损伤。低周疲劳损伤约占转子总寿命损伤的80%，是研究汽轮机转子寿命损伤的主要考虑对象。某电厂汽轮机厂家提供的寿命管理方案中，在各种启动方式和负荷变化下，机组的循环寿命消耗值见表1。

表1 各种启动方式下机组的循环寿命消耗值

该机组在30 年的寿命期内的总循环寿命消耗为：

200×0.035+700×0.008+3000×0.004+300×0.002+12000×0.001×100%=37.2%(小于75%)。

按照每天机组负荷大幅波动2 次，每年运行300 天计算30年寿命损坏为：

2×300×30×0.001×100%=18%。

由此可见，深度调峰运行时负荷频繁波动造成的汽轮机寿命损耗远小于汽轮机转子保证寿命，说明深度调峰对汽轮机寿命影响有限，无需采取特别控制措施，可以保证机组在设计使用寿命期内安全可靠运行。

2 深度调峰对机组经济性影响

机组深度调峰时，机组和各个辅机的运行工况均大幅度偏离设计值，供电煤耗率、厂用电率、汽轮机热耗率、锅炉效率等经济性指标将会大幅度降低。某电厂由于给水泵和引风机为变频调节，变频器在低负荷工况下节能效果明显，造成机组厂用电率随负荷降低而降低，可以弥补部分机组负荷降低而引起的效率下降问题，该厂有全天24h 深度调峰运行时段，但实际计算机组供电煤耗还是随着负荷降低而大幅增加。600MW 机组当负荷在额定负荷的100%至50%之间变化时，机组经济性缓慢变差，供电煤耗由306g/kWh上升到325 g/kWh，上升幅度为19g/kWh，厂用电率由8.9%下降到7.9%；但当负荷从50%降低至30%时，各项经济性指标变化速率突增，供电煤耗由325g/kW 迅速上升到373g/kWh，上升幅度为48g/kWh，厂用电率由7.9%上升到8.4%，机组经济性明显降低。

3 结论

大型火力发电机组参与电网深度调峰已成为常态，综合考虑火电机组设备在深度调峰时的运行特点，在大多数情况下，机组及辅助系统不存在限制机组降负荷的制约因素，短期内也给火电厂带来了巨大的经济效益，但长期深度调峰、启停调峰给机组带来的四管泄漏、辅机损坏、空预器堵塞等安全性问题不容忽视。各电厂在灵活性改造路线上应充分论证，采取相对稳妥的技术路线；运行中尽量减少机组启停调峰次数，严格控制机组主汽压力、温度升降速率，尽量避免主要辅机频繁启停；加强检修管理，做到逢停必检、逢停必修，保障机组的长周期安全稳定运行。

机组深度调峰运行期间，机组实际运行工况严重偏离设计工况，供电煤耗率、汽轮机热耗率、锅炉效率等经济性指标将会大幅度降低。火电厂应充分考虑灵活性改造费用、对机组安全性影响、检修材料费用增加以及供电煤耗大幅上升等因素，并以此为依据积极争取电网调峰电价补偿，避免恶性竞争。