220MW汽轮机解列调峰运行技术探讨

华电龙口发电有限公司运行调度部 张永清

1 引言

随着大规模风力、光伏等绿色能源并网发电，新能源机组出力受季节和天气影响，负荷不稳定持续的特点也越发明显。煤电作为最经济可靠和最具开发潜力的灵活性电源，显得不可或缺——煤电作为电网容量的压舱石，在未来几年持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态，本地煤电企业被推上了承担调峰角色的历史舞台。“两个细则”的实施在一定程度上调动了煤电企业的积极性，燃煤电厂纷纷通过调峰等辅助服务市场获得收益，以进一步提升企业竞争力。

机组深度调峰运行期间，机组运行状态和参数较正常工况发生了较大的变化，也相应带来了问题，这需要运行技术人员根据不同机组的性能，充分挖掘机组本身的调峰潜力，在运行调整方面深入研究，以保证深度调峰的安全性和一定的经济性[1]。解列调峰是深度调峰的一种特殊工况，解列调峰时，汽轮机全速空负荷运行，运行时间较长（多在3～4h）。本文针对220MW 机组的解列调峰现场操作过程中出现的问题，进行总结交流，探讨解列调峰时汽轮机及辅助设备的运行调整手段，预期深度调峰目标见表1。

表1 未来预期深度调峰目标表

2 机组概况信息

该公司现有四台220MW机组，汽轮机皆为北京重型电机厂生产，分别为#3、#4、#5、#6机组。汽轮机技术规范包括：汽轮机型号为N220-12.75/535/535；汽轮机型式为超高压、中间再热、三缸三排汽、凝汽式；额定功率为220MW。

3 解列调峰采用的调节方式问题

影响机组深度调峰的主要问题是汽轮机汽缸及转子金属应力变化对机组寿命和安全的影响。经电科院测算以现行运行规程规定的滑停曲线降温、降压、降负荷进行解列调峰是较安全的，采用定滑定复合调节方式对金属部件的影响较小[2]。汽轮机滑参数停机曲线如图1所示。

图1 汽轮机滑参数停机曲线

接到解列调峰命令首先联系锅炉按滑参数停机曲线降温、降压、减负荷，同时逐渐开启调速汽门，调速汽门控制由“多阀”切换为“单阀”。当主蒸汽参数降到9.0MPa、520 ℃，负荷减至150MW，稳定运行15min。

4 解列调峰时的参数控制问题

减负荷前，按“开、停机金属温度记录簿“记录各项数值一次，自减负荷开始每隔 30min 记录一次，认真分析调整，控制各指标在正常范围内。滑参数时要注意联系锅炉稳定汽温、汽压，保持好过热度，尤其注意锅炉停磨时汽温可能波动[3]。具体蒸汽参数控制要求如下。

一是主蒸汽压力下降速度为 0.02～0.03MPa/min（220～150MW负荷范围内的压降除外）。二是主、再热蒸汽温度下降速度为1～2℃/min。调节级后蒸汽与高压内缸上半内壁之温差小于30℃。三是蒸汽过热度要求：主蒸汽参数在 7.0MPa，420℃以上时，过热度不得小于 120℃，主蒸汽参数在 4.0MPa，320℃以上时，过热度不得小于 70℃；主蒸汽压力在 4.0MPa 以下时，过热度不得小于 60℃。四是注意再热汽温与主汽温同步下降，10min 内，主再热蒸汽温度上升或下降 50℃时应立即打闸停机。

5 汽轮机上下缸温差大及差胀的控制问题

汽轮机上下缸温差及差胀都是汽轮机本体很重要的运行参数。上下缸温差及差胀大，会使动静间隙消失，动静部分碰磨诱发机组振动变大、转子弯曲等一系列故障，影响机组的安全稳定性，进而影响后续的解列空负荷运行[4]。因此减负荷过程中根据差胀和各部金属温差变化提早投入法兰螺栓加热系统，当高、中压差胀开始缩小、主蒸汽温度接近高压内缸下半内壁温度、负荷约120MW 时投法兰螺栓加热装置。机组一般投夹层倒流和高压法兰螺栓加热，以利于汽缸的缩缸能跟上转子的收缩；为了更好地控制差胀和缸温差，缸温按定滑曲线滑到350℃以下再解列，发电机解列前尽量控制中压负差胀应留有余地，不超过“0mm”，注意联系锅炉稳定汽温、汽压，保持足够的过热度。为控制上下缸温差，主汽温度下降到350℃应全开本体各部疏水，防止水冲击事故。

在低负荷及空负荷时，由于汽轮机进汽量较少，会产生很大的鼓风摩擦热，应特别注意高压缸排汽温度不得超过360℃，低压缸排汽温度不超过80℃。因此注意监视低压缸排汽温度，投入低负荷喷水后除了要监视 DCS 里低压缸排汽温度，还要注意检查就地温度表指示。减负荷过程中根据锅炉要求投入高低压旁路系统，旁路投入前要进行充分暖管疏水，防止旁路系统发生汽水冲击，振坏管道。投旁路时要注意低旁减温水调节门 10%闭锁低旁减压调节阀。旁路系统运行中，注意监视调整高旁减压阀，保持调节级压力与高旁后蒸汽压力之比大于等于2.0。高低旁联合运行控制复杂，需要不断摸索试验，且长时间运行易对阀芯造成冲刷，使得正常运行中旁路不严内漏。

6 调峰操作中各加热器、汽包水位的控制问题

低负荷时高、低加水位较低，容易造成管道振动、疏水不畅、管束冲刷泄漏。容易造成低加疏水泵汽蚀等问题。解列调峰中高加不解列，随机运行，以利于汽缸本体的疏水和给水温度的提升，对上下缸温差和锅炉侧氮氧化物的控制都有好处。机组低负荷运行时若高加水位无法维持，立即解列#3高加汽侧运行，机组解列后保持#1、2高加运行，必要时开启危急泄水保持高加水位正常，避免高加水位保护动作关闭高加联成阀，高加联成阀运行中一旦关闭再次打开就有些困难，需要开启反顶水门，顶开联成阀[5]。

发电机解列前，可保持除氧器高水位，防止锅炉向空排汽动作后，汽包水位下降幅度过大。随着机组负荷的降低，给水压力和流量也相应降低，当给水流量减少到一定程度时，需要注意给水泵最小流量阀的动作情况，防止最小流量阀在保护开启值附近来回开关造成给水流量的波动，使得锅炉侧汽包水位维持不住引起MFT。

7 轴封汽源的切换及轴封漏汽量的调整问题

随着负荷的降低，除氧器压力也要下降，容易引起轴封压力不足，真空下降。需要及时切换汽封减温器供轴封，但此时缸温是热态，注意轴封温度的控制，要对汽封减温器充分疏水后，才能投入。

国产220MW机组轴封漏汽量大是普遍存在的问题。漏汽量大不光污染车间环境，还带来润滑油中进水、氢气湿度大等问题。调峰过程中要尽量降低轴封漏汽对油中进水、氢气湿度的影响。向下滑参数时就要联系检修给主油箱接滤油机滤油；调峰中按要求定时进行主油箱、氢气干燥器放水，注意放水量的变化；滑参数过程中，在保证真空不降低的前提下，调整汽轮机高、低压轴封压力尽量低，减少轴封冒汽；当#1、2轴加汽侧压力反正时，应保持两台轴加风机运行，保证轴加汽侧压力为微负压状态，注意轴加风机出力情况；调峰过程中保持轴封一、二档漏汽运行，无特殊情况不得停用轴封一、二漏；调峰结束机组并列后，开启二漏至#8低加进汽门，并根据负荷和漏汽量及时调整门的开度，保持#1、2轴加汽侧微负压运行；整个过程中保持密封油箱油位稳定，严密监视密封油箱补排油电磁阀动作情况，每班动作超过3次立即检查调整。

8 解列调峰中防止汽轮机超速等安全问题

发电机解列前通知锅炉、电气运行值班人员做好发电机解列、汽轮机维持 3000r/min 运行的准备。发电机解列前联系热工按保护投停规定解除“发电机主保护”、“发电机跳闸+失磁保护”。解列调峰不同于正常的停机先打闸后解列，为防止解列操作不当引起汽轮机超速事故，应严格执行《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定，负荷减至“0”后，联系电气先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，解列后DEH 系统不能维持空转或DEH 不能控制转速在3240r/min 以下，应立即打闸停机。

发电机解列后应注意维持汽轮机全速运行，若转速下降应及时启动高压启动油泵，防止汽轮机大轴化瓦或发电机密封油压下降，引起漏氢。因空负荷运行时间较长，要注意监视凝汽器真空、低压缸排汽温度、轴封供汽压力、调节级后汽温等各项参数正常。解列后真空不用过高维持在-80～-70kPa 即可。

9 解列调峰中凝结水压力偏低的问题

该发电厂凝结水泵采用变频泵，机组负荷100MW以下时凝结水压力一般达到低水压报警值0.6MPa，会联动备用工频凝结水泵，低负荷时需要注意将变频泵调节为全速运行，用凝结水再循环调节门调节凝汽器、除氧器水位正常稳定，保证凝结水流量能跟上除氧器的需求。

凝结水压力偏低会使得凝结水泵自密封水压不足，引起凝结水、除氧水溶氧不合格和凝泵汽蚀等问题。此时需要及时将凝结水泵密封水切换为稳压水箱供水，同时也要注意稳压水箱水位、凝汽器水位的变化。凝结水压不足或不稳定对汽封减温器的温度调节也带来一定的困难，运行中需要盯紧轴封温度等参数防止大幅波动，引起轴封水击和差胀变化。

10 结语

充分利用公司的人才优势，依托技术创新，突破关键制约瓶颈，成功实现深度调峰。几次深度调峰下机组还存在的非根本瓶颈问题如下。

一是低负荷下，不能满足一次调频、AGC 响应需求，AGC响应慢。二是协调系统在低负荷下的运行控制达不到要求，现逻辑负荷低于90MW，协调自动解除。三是主要泵类设备的安全性问题，低负荷时给水流量过低造成给水泵汽蚀问题。四是采暖工况下，汽机负荷和最大采暖抽汽量不匹配，不能同时满足供热和调峰需求。五是深度调峰情况下，部分调节系统参数不满足低负荷工况，无法投入自动，需要根据低负荷运行情况，对参数进行优化。

根据各机组的运行特性，在不进行设备改造和增加外部系统的情况下进行深度调峰，不存在根本的制约因素，多数情况下可以实现机组低负荷的稳定运行，但深度调峰时机组运行工况是非正常工况，需要密切监视机组各状态参数，尽一切可能控制各参数不触发下限边界条件，以将调峰造成的风险降到最低。通过一系列摸索，调峰技术日趋成熟，为消纳绿色能源发电承担了应有的社会责任。