抽汽背压式给水泵汽轮机系统电功率超限原因分析与对策

王 林，杨 博，高景辉，付志龙，单 威，王包昊，牛 佩，刘 辉，普建国，王红雨，何 胜

（1.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054 2.华能秦煤瑞金发电有限责任公司，江西 赣州 341108）

为提高朗肯循环的热效率，现代火电机组汽轮机设计了复杂的抽汽回热系统[1-5]。从汽缸中抽取部分做过功的蒸汽，送入给水加热器中，用来提高锅炉给水温度，降低受热面的传热温差，从而减少给水加热过程中的不可逆损失[6-9]。随着火力发电技术向着更高蒸汽参数方向发展[10-12]，机组汽轮机（简称大机）抽汽的过热度越来越高，进入高压加热器中的抽汽与给水的传热温差也越来越大，这导致换热过程中的不可逆损失增加，抵消了提高蒸汽参数对机组效率的部分贡献。

针对上述情况，某电厂提出并应用了一种抽汽背压式给水泵汽轮机（back pressure extraction steam turbine，BEST）发电系统[13-15]，机组汽轮机的抽汽在进入高压加热器之前，需要先进入BEST给水泵汽轮机（小机）中做功，待温度和压力降低后，再以小机抽汽的形式输入高压加热器（高加），这样便可以降低高加蒸汽侧与给水侧的传热温差，有效减少换热过程中的不可逆损失。同时，为降低BEST小机进汽调节阀的节流损失，进一步提高小机效率，引入变流器控制的小发电机对小机驱动给水泵后剩余的轴功率进行消纳转换，产生的电能供应厂内设备，降低厂用电率。变流器控制模式下，小机调节阀在运行过程中保持全开状态，将节流损失降到最低，提高了机组整体的经济性[16-19]。

实际运行中发现，BEST小机剩余功率偏大，导致小发电机的电负荷超限，引起给水流量大幅波动，致使锅炉主燃料跳闸（main fuel trip，MFT）保护动作引发跳机。经优化回热抽汽系统投运方案，建立合理的小机背压后，变流器负荷超限问题获得妥善解决，有力保证了机组后续启动试运工作。相关调试调整经验可供后续同类型设备参考。

1 机组概况

某地区计划建设2台超超临界1 000 MW等级二次再热机组，工程选用型式为超超临界、单轴、二次中间再热、五缸四排汽、凝汽式汽轮机。机组汽轮机整体布局如图1所示。机组汽轮机具体性能参数见表1。

图1 机组汽轮机整体构造Fig.1 Overall structure drawing of the unit steam turbine

表1 汽轮机主要设计参数（额定工况）Tab.1 Main design parameters of the steam turbine

2 BEST发电系统简介

BEST系统主要由抽汽背压式汽轮机、给水泵组、小发电机、变流器等4部分组成。其整体布置如图2所示。机组给水泵为100%容量，单台布置，其前置泵与主泵同轴，由BEST小机驱动。

图2 BEST发电系统整体布置Fig.2 Overall layout of the BEST power generation system

本文BEST小机为单缸、反动式、单流、抽汽背压式结构；转子由优质铬钼钒钢锻造而成，转子上共有22级叶片，无调节级。小机采用变参数、变功率、变转速运行方式，整体构造如图3所示。

图3 BEST小机结构Fig.3 Structure drawing of the BEST small turbine

BEST小机有2个主蒸汽阀和2个调节汽阀，分2组布置在汽缸的两侧。1个主蒸汽阀和1个调节汽阀为1组，共用1个阀壳。每一组阀门都由独立的弹簧支架支撑在基础上；而调节阀出口处在与外缸法兰连接的同时，通过插管结构与内缸相连。从大机超高压缸排出的蒸汽分2路分别进入小机两边的主蒸汽阀，再进入调节汽阀。从调节汽阀出口直接进入内缸中做功。BEST小机转子由前、后2只径向轴承支撑，前、后径向轴承均采用可倾瓦结构，可有效地保持轴承油膜的稳定性及转子的中心位置。推力轴承能承受汽轮机转子的全部推力，它与前径向轴承组成联合轴承，布置在前轴承座内。考虑到BEST小机结构的紧凑、转子的刚度以及疏水的便利性等因素，将2号、4号和6号抽汽口向上布置，3号、5号抽汽口和排汽口（去7号低压加热器（低加））向下布置。

BEST小机系统调速采用变流器与进汽调节阀联合调节方式，由变流器调节系统转速。在负荷大范围波动时，BEST小机的进汽调节阀具备自动参与调节的功能。小机设计参数见表2。

表2 BEST小机设计参数Tab.2 Main design parameters of the BEST small turbine

配套的小发电机为变频高转速类型，存在最大出力限制，因此在异常工况下，小发电机出力超出限制时，通过调整小机调节阀开度降低BEST小机剩余功率。

3 机组跳闸过程与原因分析

3.1 跳机过程

机组正常并网后，逐步升负荷至400 MW，燃料量177 t/h，给水流量1 159 t/h，汽水分离器出口蒸汽过热度76 ℃，机组以“机跟炉”方式稳定运行，锅炉“给水流量低”等主保护全部投入。

检查各主辅机设备运行正常，燃料量及给水量为手动控制，机组当前负荷平稳，满足切换至协调控制方式（coordinated control system，CCS）的条件。首先将给水泵自动投入，1 min后锅炉给水流量低保护动作，机组解列。

通过查阅运行参数曲线发现，在机组跳闸之前，锅炉已完成干湿态转换及给水切主路操作，该阶段机组给水流量完全由给水泵转速控制。给水流量出现了3次波动，情况如图4所示。

图4 给水流量变化趋势Fig.4 Variation trend of feedwater flow

07:46:15，机组负荷401 MW，锅炉给水流量1 180 t/h，给水泵转速3 004 r/min，BEST小机为变流器控制方式，给水泵转速此时为手动状态，此时转速的指令和反馈值均未变化，但锅炉给水流量突然降低，最低值1 055 t/h；至07:46:35，给水流量恢复至1 200 t/h左右。

07:47:00—07:47:22，在给水泵转速3 004 r/min无变化的情况下，锅炉给水流量再次发生波动，波动范围1 009～1 358 t/h 。

07:47:41—07:47:57，给水泵转速手动控制，转速3 004 r/min不变的情况下，锅炉给水流量第3次波动，波动幅度为961～1 342 t/h。

07:47:58，值班人员投入给水泵转速自动控制，自动设定值1 210 t/h。

07:48:05，给水流量迅速下降；07:48:12—07:48:15，给水流量显示最大723 t/h，最小669 t/h，均低于锅炉MFT保护定值811 t/h且持续3 s，触发锅炉MFT“给水流量低”保护动作，机组跳闸。

3.2 原因分析

经检查，BEST小机转速控制逻辑中有“过载限制”保护：即在变流器主控模式下，当“变流器功率上限”与“小发电机的实际负荷”的差值小于4.8 MW时，就认为小发电机可能会负荷超限，“过载限制”保护触发，BEST小机电液控制（micro electrohydraulic，MEH）系统的转速PID上限将会自动降低，实际表现为小机进汽调节阀关小，这引起了给水流量的波动。小发电机的实际负荷越接近变流器的功率上限，则小机进汽调节阀关小的程度也越大，给水流量的波动也会更剧烈。变流器的负荷上限即是“小发电机的最大功率”。在小机背压达到额定值0.8 MPa的情况下，小发电机最大功率与BEST小机转速的变化趋势如图5所示。从图5可知，正常情况下，BEST小机的剩余功率（即小发电机的实发功率）不会超过该转速下发电机能够发出的最大功率。

图5 BEST小机功率与转速特性曲线Fig.5 Power and speed characteristic curve of the BEST

变流器的超限保护是由小发电机自身特性决定的。在某一确定转速下，小发电机能够发出的最大功率为一定值；超过该定值，小发电机将会过载，设备运行安全失去保障。

机组跳闸前，小机转速3 004 r/min。由图5可知，该转速下小发电机允许最大功率为12.0 MW，小发电机实际发电功率最大为13.4 MW，触发了负荷超限保护，导致了小机进汽调节阀大幅关小，进而引发给水流量瞬时降低，锅炉MFT保护动作。

对于BEST小机而言，若其进口蒸汽的初参数不变，那么排汽参数越低，蒸汽的焓降就越大，蒸汽做功的能力也就越强，最终BEST小机的剩余功率也越多。小机剩余功率由小发电机全部消纳，小发电机的实发功率也会变大。

实际运行过程中，BEST双机回热抽汽系统相关参数与设计值偏差较大，小机背压仅有0.1 MPa（额定工况下为0.8 MPa），异常偏低，这导致了BEST小机剩余功率过多，小发电机实发负荷超限。因此，建立BEST小机的合理背压，是解决变流器负荷超限问题的关键。

4 解决方案

4.1 BEST双机回热系统构成

本文采用带BEST小机的双机回热抽汽系统，回热抽汽系统采取12级设计，包括5级单列的高加、1台除氧器、6台低加。BEST的汽源为超高压缸的排汽（即一次低温再热蒸汽），其抽汽设计为5抽1排方案。BEST小机的5级抽汽定义为机组的第2—6级抽汽，分别供给2、3、4、5号高压加热器和除氧器。BEST小机的排汽定义为机组的第7级抽汽，排至7号低压加热器。中压缸的抽汽供应8号低加，低压缸的抽汽供应9号—12号低加。回热抽汽系统的具体布置如图6所示。

图6 BEST双机回热抽汽系统整体布置Fig.6 Overall arrangement of the BEST double-turbine regenerative steam extraction system

BEST小机正常运行时的汽源来自一次再热低温蒸汽。另外，BEST小机设置了2路启动汽源，分别为临机供热母管蒸汽（参数约为2.0 MPa，320 ℃）和辅助蒸汽（参数约为0.8～1.0 MPa，320～350 ℃）。

小机排汽可去往7号低加、8号低加及凝汽器。当系统采用电动机-给水泵模式启动时，小机进汽调节阀关闭，打开小机排汽至凝汽器旁路阀，以保持BEST小机内部真空，避免鼓风发热。

当合格的一次再热冷段蒸汽切换为小机汽源后，开启BEST小机进汽调节阀，排汽仍然去往凝汽器，电动机-给水泵模式下进行暖机。暖机完成后，增大进汽量，BEST小机逐步增大出力，变流器控制电机从电动机状态自动切换至发电机状态，MEH系统将BEST小机转速控制切换至变流器主控模式。BEST小机排汽由凝汽器逐步切换至7号低加，7号低加投入运行。按由低到高的顺序依次投入BEST小机的各级抽汽，即依次为除氧器、5号高加、4号高加、3号高加、2号高加。

当主汽轮机完成启动并达到一定负荷时，逐渐开大BEST小机主汽调节阀，将BEST小机主调节阀以一定升速率（暂定200 r/min）开至最大状态，BEST小机滑压运行，整个BEST系统切换到正常运行状态。

4.2 BEST双机回热系统投运方案优化改进

启动调试初期，为实现机组“全负荷脱硝”目标，需要尽早提高锅炉给水温度，因此制定了高加优先投运方案。认为BEST小机背压是系统自然平衡的结果，不需要主动干预。结果导致BEST小机抽汽量大，背压无法建立，剩余功率超出设计值。后期针对回热系统投运方案进行了改进优化，以建立小机合理背压。

为了避免BEST小机剩余功率异常过大，应尽量提高BEST小机背压，降低蒸汽焓降，使BEST双机回热抽汽系统参数尽量达到设计值。经讨论优化后，重新制定了高加低加的投运方案。机组重新启动后，对新方案的实际效果进行了检验。

优化后的回热抽汽系统投运方案为：

1）BEST小机定速2 440 r/min，锅炉上水时，投入辅汽至除氧器加热。锅炉点火升温升压后，随机投入1号高加汽侧，控制1号高加温升不超限。

2）机组定速3 000 r/min时，随机投入10号、9号、8号低加汽侧。关闭10号低加危急疏水阀，待10号低加水位正常后，及时启动低加疏水泵，将其疏水至凝结水。

3）机组并网前，BEST小机在变流器主控模式下，将小机汽源倒至一次再热低温蒸汽，小机进汽调节阀逐渐全开，电机-变流器由电机模式转为发电模式。BEST小机汽源切换后，微开2号—5号高加抽汽电动阀门对抽汽管道暖管疏水。

4）机组并网带初负荷时，将BEST小机排汽由凝汽器一路倒换至7号低加，关闭小机排汽旁路阀。并且尽早关闭7号低加危急疏水阀，否则7号低加汽侧无法建立压力，影响BEST小机背压和7号低加至8号低加的正常疏水。

5）机组并网后，及时将轴封溢流倒换至11号低加。轴封溢流蒸汽在机组带初负荷阶段可以提高凝结水温约18 ℃。

6）机组负荷150 MW左右，逐渐开大6级抽汽电动阀门，注意控制BEST小机排汽压力稳定，缓慢将除氧器汽源由辅汽倒换成6级抽汽供汽。

7）机组负荷200 MW左右，将8号低加疏水倒至9号低加。缓慢开启5号高加抽汽电动阀门，注意控制BEST小机排汽压力稳定。

8）机组负荷250 MW左右，将9号低加疏水倒至10号低加。将5号高加疏水倒至除氧器。

9）机组负荷300 MW左右，依次投入4号、3号、2号高加运行，同时将其疏水倒至正常疏水。最后根据1号高加的温升情况，投入1号高加抽汽电动阀门自动控制。

各加热器投运时的机组参数见表3。

表3 各加热器投运时投运参数Tab.3 Operating parameters of various heaters when put into operation

优化改进后机组再次启动，回热抽汽系统投运次序合理，BEST小机背压稳步上升，小发电机再未出现负荷超限情况。机组负荷升至500 MW时，BEST小机抽汽系统参数如图7所示。在机组后续升负荷及满负荷试运行期间，BEST小机背压均在设计值附近，给水泵汽轮机发电系统运行稳定，性能可靠。

图7 BEST双机回热系统稳定运行参数Fig.7 Stable operation parameters of the BEST double-turbine regenerative system

结合机组低负荷段水温偏低，投入高加后汽侧凝结速率快、易导致小机抽汽量大的客观情况，建议与厂家沟通后，适当减小变流器功率超限保护动作的定值，并增加“小发电机实发功率高”重报警光字牌。原逻辑“当变流器功率上限与小发电机的实际负荷的差值小于4.8 MW动作小机调节阀”，经试验后可进一步改小定值，以减少小机调节阀的参与概率，避免给水流量在该转速段的波动。

5 结 语

本文以国内首台带变流器-小发电机的BEST小机为研究对象，分析了给水流量剧烈波动导致机组跳闸的原因，通过优化抽汽回热系统投运方案，逐步建立起小机合理背压，保证了BEST小机剩余功率始终在设计值范围内，彻底解决了小发电机电负荷超限问题，保障了机组的安全稳定运行。相关调试调整经验可供后续同类型设备参考。