浙江省燃煤機(jī)組深度調(diào)峰汽輪機(jī)設(shè)備影響分析

陳 宇 ，應(yīng)光耀，，包勁松，，馬思聰，顧正浩，鮑文龍，湯謙勇

（1.杭州意能電力技術(shù)有限公司，杭州 310012；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；3.浙江國華浙能發(fā)電有限公司，浙江 寧波 315612）

0 引言

浙江電網(wǎng)為特高壓受端電網(wǎng)，外購電的大量增加[1-4]，光伏、風(fēng)電等新能源快速增長，導(dǎo)致其峰谷差日益加大，電網(wǎng)調(diào)峰更加困難[5-6]。作為承擔(dān)調(diào)峰頂峰重任的燃煤機(jī)組，需要進(jìn)一步降低其最低技術(shù)出力，以滿足電力系統(tǒng)的安全需求。因此，浙江省發(fā)改委出臺政策，鼓勵統(tǒng)調(diào)燃煤機(jī)組擴(kuò)展調(diào)峰能力，調(diào)節(jié)能力由之前的50%～100%額定負(fù)荷達(dá)到40%～100%額定負(fù)荷，提高清潔能源和外購電的消納能力，助力浙江省清潔能源示范省建設(shè)。

2018 年，國網(wǎng)浙江電科院完成了全省58 臺燃煤機(jī)組深度調(diào)峰能力驗證試驗。在低負(fù)荷運(yùn)行期間，機(jī)組安全性和經(jīng)濟(jì)性都會受到很大的影響，為確保機(jī)組能夠長期、連續(xù)、穩(wěn)定、安全地運(yùn)行，有必要通過相關(guān)試驗對整套機(jī)組作出綜合評價，并可靠指導(dǎo)機(jī)組將來的運(yùn)行。

本文通過分析58 臺浙江省300 MW 及以上容量燃煤機(jī)組40%額定負(fù)荷深度調(diào)峰時汽輪機(jī)主、輔設(shè)備的運(yùn)行情況，總結(jié)了深度調(diào)峰對于汽輪機(jī)及其輔助設(shè)備的影響。

1 汽輪機(jī)上下缸溫差大問題

汽輪機(jī)上、下缸溫是汽輪機(jī)本體重要監(jiān)測數(shù)據(jù)，汽輪機(jī)上下缸溫差過大有可能造成徑向間隙消失，誘發(fā)動靜部分碰磨、機(jī)組振動變大、轉(zhuǎn)子彎曲等故障，直接影響機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

統(tǒng)計分析浙江省58 臺機(jī)組在深度調(diào)峰時汽輪機(jī)的上下缸溫差，有8 臺機(jī)組較正常運(yùn)行時的溫差明顯偏大，均為上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的300 MW等級亞臨界凝汽式汽輪機(jī)[7]，其它機(jī)組無異常情況。8 臺機(jī)組經(jīng)不同廠家改造增容至330 MW，中壓缸上下部溫差大均發(fā)生在抽汽端，為共性問題。

8 臺300 MW 等級機(jī)組在深度調(diào)峰至120 MW時，中壓缸的部分參數(shù)進(jìn)行總結(jié)歸類，如表1 所示。中壓缸抽汽端上下部溫差都普遍較大，最低為25.9 ℃，最高為38.5 ℃，已經(jīng)接近汽輪機(jī)制造廠家說明書中“上下缸溫差大于41.7 ℃時汽輪機(jī)手動停機(jī)”的要求。雖然未達(dá)到停機(jī)值，汽輪機(jī)本體振動、差脹也都在正常范圍內(nèi)，但較大的溫差對于汽輪機(jī)的運(yùn)行仍然是較大的安全隱患。

表1 8 臺300 MW 等級機(jī)組在40%額定負(fù)荷時汽輪機(jī)中壓缸運(yùn)行數(shù)據(jù) ℃

查閱這8 臺機(jī)組安裝情況，中壓下缸保溫、缸溫測點位置均無異常，中壓進(jìn)汽、軸封溫度及抽氣等運(yùn)行參數(shù)穩(wěn)定。在50%負(fù)荷工況，中壓缸的上下部溫差不大，懷疑在深度調(diào)峰至40%負(fù)荷時，中壓缸內(nèi)存在異常泄漏。

該型機(jī)組采用高壓平衡活塞汽封的漏汽為內(nèi)、外缸夾層進(jìn)行冷卻。經(jīng)過夾層后，一部分匯合高壓缸排汽，另一部分通過外缸上部的連通彎管進(jìn)入中壓平衡活塞汽封中段，用以降低再熱蒸汽包圍的中壓缸進(jìn)汽口處葉片根部和轉(zhuǎn)子的溫度。在機(jī)組降負(fù)荷的過程中，由于中壓第3 段抽汽口對蒸汽的抽吸和中壓5 級后下排汽對上排汽的排擠共同作用，導(dǎo)致在超低負(fù)荷運(yùn)行時下缸的冷卻速度大大快于上缸，機(jī)組負(fù)荷越是降低，中壓缸抽汽口處的上下缸溫差就越大,所以該型機(jī)組在設(shè)計之初對于超低負(fù)荷運(yùn)行就有一定限制，要徹底解決該問題，需要對汽缸進(jìn)一步改造。

2 汽輪機(jī)振動情況

大部分機(jī)組負(fù)荷降低對振動并無顯著影響，小部分機(jī)組負(fù)荷降低能減少機(jī)組振動。在深度調(diào)峰時，由于進(jìn)汽量減少，進(jìn)入凝汽器的熱負(fù)荷也會減少，在凝汽器循環(huán)水量不變的情況下，凝汽器的真空會變得越來越好，而真空變化對于汽輪機(jī)的振動有一定影響。在深度調(diào)峰期間，小部分機(jī)組也曾發(fā)生因為凝汽器真空升高而導(dǎo)致汽輪機(jī)振動惡化的現(xiàn)象，通過運(yùn)行參數(shù)的調(diào)整，能有效抑制機(jī)組振動[8]。

2.1 振動爬升案例

某發(fā)電廠4 號機(jī)組采用由上海汽輪機(jī)廠制造的型號為N350-24.2/566/566 汽輪機(jī)（軸系布置見圖1），在深度調(diào)峰過程中，低壓缸的4 號軸振從30 μm 爬升至148 μm，5 號軸振從42 μm 爬升至98 μm，其他瓦軸振均出現(xiàn)不同程度的爬升，之后機(jī)組退出AGC（自動發(fā)電控制）運(yùn)行方式，深度調(diào)峰試驗暫時中止，維持負(fù)荷165 MW 運(yùn)行，振動呈緩慢下降趨勢。

圖1 軸系布置

試驗過程中機(jī)組振動數(shù)據(jù)，如表2 所示，具有以下特征：

（1）低壓缸兩側(cè)的3 號、4 號軸振變化最大，3X，4X 分別從30 μm，30 μm 爬升至108 μm，144 μm。

（2）1 號、5 號瓦軸振變化次之，其他瓦軸振均有不同程度的上升。

（3）3 號、4 號瓦軸振相位變化也較大，4X 相位從212°變化至358°。

（4）各軸瓦的振動變化量均以1X 倍頻分量為主。

（5）整個振動變化趨勢持續(xù)約1 h。

表2 機(jī)組振動變化趨勢數(shù)據(jù)統(tǒng)計 μm/（μm∠°）

上述振動特征說明振動的故障源在低壓缸，低壓缸的軸振對真空變化非常敏感。由表3 可知，機(jī)組負(fù)荷從325 MW 下降至140 MW 的過程中，振動開始出現(xiàn)爬升現(xiàn)象，機(jī)組真空從-96.71 kPa 上升到最高-98.32 kPa。

表3 機(jī)組降負(fù)荷參數(shù)對比

2.2 振動爬升原因分析

由表2 振動特征與機(jī)組參數(shù)作如下分析：

（1）機(jī)組整個軸系振動均發(fā)生不同程度的變化，振動變化過程達(dá)1 h。

（2）振動變化均以1X 倍頻分量為主，符合轉(zhuǎn)子動靜碰磨的特征現(xiàn)象。

（3）4 號瓦軸振與相位變化最大，說明主要碰磨點發(fā)生在低壓缸靠4 號瓦處。

（4）振動的爬升跟真空密切相關(guān)，隨著機(jī)組低負(fù)荷降低，真空進(jìn)一步的提高，導(dǎo)致動靜間隙減少，發(fā)生碰磨，誘發(fā)機(jī)組振動出現(xiàn)快速爬升。

綜上所述，引起該機(jī)組在深度調(diào)峰時振動爬升的主要原因是：機(jī)組在降負(fù)荷過程中，真空逐漸增大，導(dǎo)致低壓缸轉(zhuǎn)子與軸封、汽封之間的間隙變小，從而發(fā)生動靜碰磨，形成轉(zhuǎn)子熱彎曲，造成振動的爬升。

2.3 振動在線抑制

針對4 號機(jī)組振動爬升現(xiàn)象，首次通過穩(wěn)定負(fù)荷，降低真空，待機(jī)組振動恢復(fù)后，再進(jìn)行試驗。再次進(jìn)行深度調(diào)峰降負(fù)荷試驗，先將機(jī)組真空下調(diào)1 kPa 左右，然后將機(jī)組負(fù)荷從165 MW上升至250 MW 維持10 min，按正常負(fù)荷速率，將機(jī)組負(fù)荷降至140 MW，同時監(jiān)測振動變化趨勢，試驗結(jié)果表明，在機(jī)組降負(fù)荷過程中和降負(fù)荷后，振動均無變化，未發(fā)生動靜碰磨現(xiàn)象，隨后機(jī)組投入AGC（自動發(fā)電控制）運(yùn)行方式。

對機(jī)組在深度調(diào)峰降負(fù)荷過程中出現(xiàn)的振動爬升現(xiàn)象，大部分原因是真空過高導(dǎo)致的動靜碰磨，可適當(dāng)降低真空，穩(wěn)負(fù)荷等措施來消除振動故障。

3 給水系統(tǒng)的影響

3.1 雙汽泵機(jī)組的運(yùn)行方式

對于使用雙汽泵機(jī)組的機(jī)型，在深度調(diào)峰時由于汽泵組效率隨著機(jī)組負(fù)荷的降低而降低，2臺汽泵都處在低效率運(yùn)行的轉(zhuǎn)速區(qū)間。理論上采用單汽泵運(yùn)行方式，既使汽泵在高效率區(qū)間工作，降低了小機(jī)在低轉(zhuǎn)速時的鼓風(fēng)效應(yīng)，又提高了設(shè)備的可靠性和經(jīng)濟(jì)性。但實際上對于發(fā)電廠運(yùn)行來說，水泵的解列以及并泵需要一定時間且具有一定的風(fēng)險。電網(wǎng)對深度調(diào)峰能力的要求是全程投入AGC，機(jī)組負(fù)荷跟隨電網(wǎng)的自動調(diào)度指令。因此，確定采用雙汽泵的大型燃煤機(jī)組在AGC 投入方式下，均使用雙泵運(yùn)行，減少運(yùn)行操作風(fēng)險。

3.2 小機(jī)CCS 控制異常撤出

某廠在深度調(diào)峰時，出現(xiàn)了汽泵CCS（協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)）遙控異常撤出的現(xiàn)象，發(fā)現(xiàn)MEH（電液控制系統(tǒng)）邏輯CCS 遙控轉(zhuǎn)速最低值設(shè)定較高，將原設(shè)定值3 000 r/min 降低至2 800 r/min 后小機(jī)CCS 控制正常。

3.3 深度調(diào)峰時的小機(jī)效率測試

正常運(yùn)行時小機(jī)采用四抽汽源，其壓力與主汽壓力成正比關(guān)系，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降低時，小機(jī)進(jìn)汽壓力也會降低。由于小機(jī)和給水泵的效率會隨著機(jī)組負(fù)荷的降低而降低，所以在深度調(diào)峰時進(jìn)行了鍋爐給水泵效率測試，通過文獻(xiàn)[9]所采用的DL/T 839—2017《大型鍋爐給水泵性能現(xiàn)場試驗方法》提出的熱力學(xué)方法測量給水泵效率[10]測試方法，對某600 MW 亞臨界機(jī)組配套型號為NK63/71/0 給水泵汽輪機(jī)和型號HPT300/330/5S+K 給水泵進(jìn)行了效率測試。

圖2、圖3 分別為某600 MW 機(jī)組小機(jī)和給水泵隨負(fù)荷變化的效率，可知當(dāng)深度調(diào)峰40%額定負(fù)荷運(yùn)行時相對于600 MW 額定負(fù)荷，小機(jī)的效率下降了15%，汽泵的效率下降了14%，運(yùn)行效率下降較多，需要驗證在低負(fù)荷時四抽至小機(jī)供汽量能否滿足汽泵的驅(qū)動。

圖2 某600 MW 機(jī)組小機(jī)效率

3.4 小機(jī)四抽汽源深度調(diào)峰

小機(jī)汽源一般有低壓汽源和高壓汽源，低壓汽源來自汽輪機(jī)四級抽汽和輔汽，高壓汽源來自冷再（冷段再熱蒸汽，簡稱“冷再”）。正常運(yùn)行時小機(jī)汽源由四抽提供，高壓汽源作為備用汽源，一般高調(diào)門開啟的重疊度在70%～80%，但是由于高壓汽源參數(shù)相對較高（如圖4 所示），高壓調(diào)門開啟后小機(jī)轉(zhuǎn)速的調(diào)節(jié)品質(zhì)也相對較差，間接也會對給水流量產(chǎn)生較大擾動，威脅機(jī)組安全。所以在40%額定負(fù)荷深度調(diào)峰時，小機(jī)采用四抽供汽的方式運(yùn)行是相對安全的。

圖3 某600 MW 機(jī)組給水泵效率

圖4 小機(jī)汽源參數(shù)

由表4 數(shù)據(jù)可知，統(tǒng)計全省58 臺機(jī)組40%額定負(fù)荷時的小機(jī)低壓調(diào)門的平均開度，可以看到小機(jī)全部使用四抽汽源時，低壓調(diào)門的開度基本保持在45%左右，冷再至小機(jī)高壓調(diào)門均未開啟。在40%深度調(diào)峰時，小機(jī)汽源仍然由四抽供應(yīng)能滿足要求。

表4 58 臺機(jī)組40%額定負(fù)荷小機(jī)調(diào)門平均開度

3.5 給水泵再循環(huán)控制方式

低負(fù)荷運(yùn)行時，給水流量接近再循環(huán)閥開啟的保護(hù)值，需密切監(jiān)測再循環(huán)的動作情況。深度調(diào)峰時，由于再循環(huán)動作而導(dǎo)致給水流量波動的情況較多，存在一定的風(fēng)險，目前的解決方法是將2臺給水泵再循環(huán)設(shè)置為手動，防止2 臺泵由于再循環(huán)閥頻繁開啟導(dǎo)致的給水流量波動。這種方式的投入有效地提高了深度調(diào)峰時給水的穩(wěn)定性，但是給水泵的能耗也會因為再循環(huán)的開啟而增加。

文獻(xiàn)[11]提出了給水泵再循環(huán)閥控制系統(tǒng)的優(yōu)化方案，即采用PID 閉環(huán)調(diào)節(jié)的方法，提高了再循環(huán)控制的調(diào)節(jié)質(zhì)量。優(yōu)化后，給水泵再循環(huán)閥在深度調(diào)峰升降負(fù)荷時可以實現(xiàn)全程自動控制，無需人為干預(yù)，有效避免了閥門開啟后的節(jié)流損失以及閥芯密封面長期被沖刷的風(fēng)險，提高了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性和安全性。

3.6 給水泵小汽輪機(jī)排汽溫度的升高

深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷，大部分機(jī)組出現(xiàn)了給水泵小汽輪機(jī)（以下簡稱“小機(jī)”）排汽溫度升高的現(xiàn)象。以某發(fā)電廠4 臺1 000 MW 機(jī)組配備的小機(jī)為例，500 MW 工況與深度調(diào)峰400 MW工況，小機(jī)排汽溫度如表5 所示，可以看出8 臺小機(jī)排汽溫度最高上升了17.0 ℃，最低上升了10.5 ℃，平均上升溫度為13.5 ℃。

表5 不同負(fù)荷下的小機(jī)排汽溫度對比

機(jī)組在深度調(diào)峰時汽動給水泵的出力有所降低，相應(yīng)驅(qū)動小機(jī)的蒸汽流量明顯減少，小機(jī)出現(xiàn)低流量下的鼓風(fēng)加熱現(xiàn)象。發(fā)生鼓風(fēng)摩擦?xí)r蒸汽不但不能做功，而且葉輪會帶動蒸汽一起轉(zhuǎn)動像鼓風(fēng)機(jī)一樣將蒸汽排出，還會將機(jī)械做功轉(zhuǎn)變?yōu)闊崮?，從而加熱蒸汽，再由蒸氣加熱汽輪機(jī)轉(zhuǎn)子和靜子。由于小機(jī)在低負(fù)荷運(yùn)行時的末級通流面積較大，很容易達(dá)到鼓風(fēng)工況，由此引起小機(jī)排汽溫度上升，所以小機(jī)排汽溫度在低負(fù)荷時的上升屬于自身的固有特性，對其狀態(tài)的檢測應(yīng)該重視。

3.7 小機(jī)轉(zhuǎn)速控制動態(tài)響應(yīng)能力優(yōu)化

在深度調(diào)峰時，部分機(jī)組出現(xiàn)了小機(jī)轉(zhuǎn)速控制不穩(wěn)定的現(xiàn)象，導(dǎo)致給水流量波動，影響了機(jī)組的安全。以某廠630 MW 超臨界機(jī)組為例，在深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷時，隨著負(fù)荷的降低小機(jī)目標(biāo)轉(zhuǎn)速與實際轉(zhuǎn)速偏差量也隨之增大（如圖5 所示），其中小機(jī)A 的最大動態(tài)偏差量為117.1 r/min，B 為125.2 r/min。主要是由于負(fù)荷降低后小機(jī)供汽參數(shù)下降，再加上低負(fù)荷時小機(jī)和給水泵的效率下降較多，產(chǎn)生小機(jī)的轉(zhuǎn)速控制響應(yīng)能力變差，即小機(jī)轉(zhuǎn)速跟隨性較差。

圖5 240～450 MW 小機(jī)目標(biāo)與實際轉(zhuǎn)速偏差

對小機(jī)MEH 系統(tǒng)轉(zhuǎn)速控制回路進(jìn)行了優(yōu)化，決定采用變比例調(diào)節(jié)的方式，在負(fù)荷在低于50%以下轉(zhuǎn)速控制回路PID 切換至另一套適合于低負(fù)荷的轉(zhuǎn)速控制PID，經(jīng)過優(yōu)化后的小機(jī)目標(biāo)轉(zhuǎn)速與實際轉(zhuǎn)速偏差量得到了明顯改善（如圖6所示），機(jī)組負(fù)荷在240 MW 時小機(jī)A 的最大動態(tài)偏差量為36.7 r/min，B 為35.2 r/min。

圖6 變比例控制PID 后小機(jī)目標(biāo)與實際轉(zhuǎn)速偏差

4 其他安全性問題

在整個深度調(diào)峰驗證試驗過程也遇到與其他汽機(jī)相關(guān)的一些問題[12-16]，通過現(xiàn)場的調(diào)整最終得以解決。

（1）凝結(jié)水壓力的偏低問題。凝結(jié)水泵（以下簡稱“凝泵”）變頻的機(jī)組，低負(fù)荷階段控制方式由除氧器水位控制轉(zhuǎn)換成凝結(jié)水母壓力控制，一般可以降低到1.1 MPa，能夠保證除氧器水位的正常供給且降低了凝泵的能耗。但是部分凝結(jié)水用戶由于凝結(jié)水壓力的偏低出現(xiàn)了一些問題，如：給水泵密封冷卻水閥門開度全開，導(dǎo)致密封冷卻水回水溫度異常升高；凝泵母管壓力低導(dǎo)致凝泵自密封不嚴(yán)密引起的凝泵氣蝕問題等，所以需綜合考慮將凝結(jié)水壓力提高后得以解決。

（2）輔汽系統(tǒng)管路水擊情況。輔汽系統(tǒng)與臨機(jī)并聯(lián)運(yùn)行的機(jī)組，并聯(lián)的2 臺機(jī)組同時在深度調(diào)峰，由于低負(fù)荷時4 號抽壓力較低，必須投入冷段至輔汽供汽以保證輔汽壓力，如某機(jī)組出現(xiàn)了冷再投入后的管路水擊現(xiàn)象，所以當(dāng)多臺機(jī)組同時深度調(diào)峰時，冷段至輔汽提前做好疏水暖管準(zhǔn)備。

（3）某些機(jī)組出現(xiàn)了一次調(diào)頻響應(yīng)能力不達(dá)標(biāo)的情況。在開展40%額定工況點低頻增負(fù)荷頻差的擾動試驗，出現(xiàn)了汽輪機(jī)升負(fù)荷不及時，出現(xiàn)該問題的原因是由于主汽壓力偏低，導(dǎo)致該機(jī)組汽輪機(jī)高壓進(jìn)汽調(diào)門在順序閥控制方式下接近全開，通過提高在低負(fù)荷下的滑壓壓力，該問題得到解決。

5 結(jié)論

（1）通過對浙江省58 臺300 MW 及以上容量燃煤機(jī)組深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷驗證試驗，分析了深度調(diào)峰對汽機(jī)側(cè)設(shè)備的安全性影響。結(jié)果表明，經(jīng)過運(yùn)行調(diào)整和試驗，58 臺機(jī)組均能深度調(diào)峰至40%額定負(fù)荷，汽輪機(jī)本體及其輔助系統(tǒng)運(yùn)行總體安全、可控，不存在明顯限制機(jī)組調(diào)峰能力的制約性因素。

（2）深度調(diào)峰時，部分300 MW 等級亞臨界汽機(jī)存在中壓缸上下缸溫差偏大問題，雖未達(dá)到停機(jī)值，但較大的溫差對于汽輪機(jī)的運(yùn)行仍然是較大的安全隱患，需改造汽缸解決。

（3）深度調(diào)峰時，少量機(jī)組因真空的原因，出現(xiàn)了振動爬升現(xiàn)象，可采取適當(dāng)降低真空、穩(wěn)負(fù)荷等措施來消除振動故障。

（4）分析了深度調(diào)峰時對小機(jī)的影響。采用雙泵并列運(yùn)行、四級抽汽作為汽源，適當(dāng)開啟再循環(huán)閥，優(yōu)化小機(jī)動態(tài)響應(yīng)能力，采取以上措施能夠滿足低負(fù)荷要求。