350 MW超臨界CFB機組切缸改造靈活性運行探索

賈曉濤，朱莎弘，王 珂，王鵬程，張 縵，楊海瑞

(1.山西河坡發(fā)電有限責任公司，山西 陽泉 045000；2.清華大學 能源與動力工程系電力系統(tǒng)及發(fā)電設備控制和仿真國家重點實驗室，北京 100084)

0 引 言

近年來，我國風電、光伏、水電等新能源電力裝機容量持續(xù)快速增長,2018年累計裝機容量首次超過火電，同比增長22%，占全國發(fā)電總裝機的20%[1]。新能源在提供大量清潔電力的同時，也給電網(wǎng)的安全運行和電力供應保障帶來巨大挑戰(zhàn)。尤其是低谷負荷時，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力差是阻礙新能源消納的最大瓶頸，導致部分地區(qū)出現(xiàn)較嚴重的棄風、棄光和棄水問題。因此，火電機組保障供熱能力的同時，需要最大程度提高機組的寬幅調(diào)峰能力，挖掘火電機組調(diào)峰潛力，提升火電運行靈活性，提高新能源消納能力。常規(guī)火電機組受低負荷穩(wěn)定燃燒、干濕態(tài)轉(zhuǎn)換等問題和供熱機組“以熱定電”運行方式等因素影響，我國火電機組深度調(diào)峰能力不足，與國外機組存在較大差距[2-5]。熱電機組受汽輪機低壓缸最小冷卻蒸汽流量的限制，實現(xiàn)深度調(diào)峰難度較大。因此深入研究熱電機組深度調(diào)峰運行方式、解決熱電機組深度調(diào)峰面臨的技術難題迫在眉睫[6-8]。

蒸汽流程的靈活性改造是解決熱電解耦的重要方法之一?；谡羝鞒痰撵`活性改造路線主要有：光軸改造技術、主再熱輔助供熱系統(tǒng)、低壓缸切缸運行技術等[9]。低壓缸光軸改造技術汽輪機本體低壓缸轉(zhuǎn)子更換為光軸，同時對軸瓦進行更換。該改造方案抽汽供熱能力顯著提高，但深度調(diào)峰能力差、投資較高、檢修維護工作量大，機組采用以熱定電或以電定熱的運行方式，機組運行靈活性差。主、再熱輔助供熱系統(tǒng)是利用機組主、再熱蒸汽減溫減壓后供熱的一種技術，在滿足機組供熱能力的同時，減小機組出力，起到熱電解耦的作用。這種改造方式易造成再熱器超溫，影響主機安全穩(wěn)定運行，且實際運行經(jīng)濟性較差，僅宜作為補充供熱手段。切缸/低背壓運行改造技術適用于供熱需求較大的供暖機組，機組供熱狀態(tài)下，通過切除汽輪機的低壓缸絕大部分進汽，使低壓缸在高真空條件下運行，抽汽供熱量增加，提高了機組的深度調(diào)峰能力和供熱能力。

靈活性切缸的運行控制特點是根據(jù)機組冷端運行條件，控制低壓缸進汽量大于或等于低壓缸最小冷卻流量。機組運行過程中根據(jù)供熱量不同，采用切缸或正常抽汽運行方式。通過合理控制低壓缸的最小冷卻流量，在保證機組安全運行的前提下達到深度調(diào)峰的目的。與其他改造方式相比，切缸/低背壓運行改造技術，投資小，改造工期短，供熱經(jīng)濟性好，可同時提高機組深度調(diào)峰能力和供熱能力。陳建國[12]、廖高良[13]等分別對300、350 MW煤粉爐機組進行低壓缸零出力改造技術研究，切缸改造后最低運行負荷均為40%額定負荷。與傳統(tǒng)的煤粉爐機組相比，循環(huán)流化床鍋爐具有低負荷下穩(wěn)定燃燒特點，有較好的調(diào)峰潛力[10-11]，但目前缺乏針對循環(huán)流化床機組的靈活性切缸研究。國家能源局陸續(xù)出臺的關于火電靈活性改造方面的政策，預期將使熱電機組最小出力達40%～50%額定容量，循環(huán)流化床鍋爐機組的天然低負荷穩(wěn)燃優(yōu)勢，有望通過靈活性改造使熱電機組的最小出力低于40%額定容量。因此本文基于350 MW超臨界循環(huán)流化床熱電聯(lián)產(chǎn)機組，深入分析靈活性切缸改造技術的關鍵問題以及改造效果，進一步挖掘循環(huán)流化床機組的深度調(diào)峰能力。

1 低壓缸切缸技術難點及解決思路

某燃煤供熱電廠配置350 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐機組、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、間接空冷、一級調(diào)整抽汽、凝汽式汽輪機。循環(huán)流化床變壓運行直流爐，單爐膛、半露天M型布置。該機組采用常規(guī)抽汽供熱方式，常規(guī)背壓下存在最小冷卻流量及供熱蝶閥通流能力大、蝶閥本身抽汽量控制調(diào)節(jié)性能差、低壓缸進汽流量計算及監(jiān)測手段不足等問題，無法滿足機組深度調(diào)峰要求。

低壓缸切缸技術是在不改動低壓缸本體的前提下，增加低壓缸進汽旁路，實現(xiàn)低壓缸維持較低的進汽流量，維持較低背壓運行，最大程度利用抽汽進行供熱，具備較強的低負荷調(diào)峰能力同時提升部分供熱能力。但低壓缸切缸技術改造的同時易引發(fā)汽輪機鼓風水蝕、顫振，間冷系統(tǒng)防凍，空預器低溫腐蝕，燃料系統(tǒng)不穩(wěn)定運行以及低負荷NOx超標等問題。因此，在低壓缸切缸技術改造時需要重點考慮鍋爐、汽機以及輔機的安全運行，并對切缸過程中面臨的關鍵問題進行分析，提出相應的解決思路。

1.1 低壓缸安全性運行

1.1.1蒸汽小容積流量工況下低壓缸的鼓風問題

切除低壓缸運行時，進入鼓風工況，鼓風工況下級的有效焓降和相對內(nèi)效率均為0，低壓缸和葉片在鼓風狀態(tài)下溫度升高，金屬膨脹變形，易造成動靜間隙變化發(fā)生動靜碰摩。

為降低末級排汽溫度，通常設置排汽噴水裝置降溫，該電廠1號機組原有一組低壓缸噴水裝置，在改造中增加一路低流量高效噴霧降溫裝置，且在末級葉片、次末級葉片、次次末級葉片頂部增加了12個測溫點，在切缸運行過程中隨時監(jiān)視葉片和低壓缸溫度，杜絕超溫現(xiàn)象。

1.1.2低壓缸葉片水蝕問題

切除低壓缸運行，進入鼓風工況時，為降低排汽溫度和低壓缸溫度，通常使用噴水裝置。此時末葉根部以負反動度工作，用來降溫的噴水通過末葉根部倒吸入動葉，這種現(xiàn)象會對末級葉片造成侵蝕。

該電廠1號機組增加的噴水裝置，考慮到防止葉片水蝕，使用霧化效果較好的噴頭，一定程度上減少或避免噴水吸入葉片。

1.1.3低壓缸葉片顫振問題

切缸工況面臨最大的問題是葉片顫振，在低壓缸小容積流量情況下葉片常在負沖角下運行，沖角變化引起葉型內(nèi)弧及背弧壓力場分布趨向不均，內(nèi)弧產(chǎn)生擴壓段，引起脫流，蒸汽渦流引發(fā)不規(guī)律的氣流激振。這些因素均易誘發(fā)顫振，在某些特定工況下出現(xiàn)應力突增現(xiàn)象，極易造成低壓缸末級和次末級葉片動應力過大而損壞。

采用寬幅控制躲避顫振技術，這是該技術在國內(nèi)首次使用。在維持以往運行背壓條件下，若直接大幅降低低壓缸進汽流量，會進一步加劇末級、次末葉片的鼓風狀態(tài)，使兩級葉片出口溫度大幅增加，動應力增大，直接影響末級、次末級的安全運行。而采用對低壓缸噴水減溫措施，僅起到降低低壓外缸溫度作用，無法有效解決通流部分的安全性問題。該電廠1號機組改造設置通流量較大的旁路冷卻系統(tǒng)容量，配合機組背壓調(diào)整，合理控制蒸汽容積流量，實現(xiàn)低壓缸切缸后寬幅調(diào)整，以合理避開末葉顫振區(qū)。

不同背壓和冷卻流量下，蒸汽流速變化較大。低背壓運行時，相對容積流量提高，末級出口流速增大，工作區(qū)域在應力線駝峰右側(cè)，為較理想運行區(qū)域，投切缸時無需跨越應力高危區(qū)，如圖1所示。寬幅切缸控制更加靈活、平緩，消除了快速切缸技術的危害:實現(xiàn)100 t蒸汽降至20 t蒸汽過程的平穩(wěn)控制，加熱器無沖擊，負荷無突升突降，設備安全得到保障。

圖1 動應力駝峰曲線Fig.1 Humped dynamic stress curve

本改造在汽輪機低壓缸安裝了上海電氣自主研發(fā)的在線顫振健康監(jiān)測系統(tǒng)(為國內(nèi)同類型機組首次安裝)，如圖2所示。在切缸過程中，實時顯示葉片顫振、位移等指標，實現(xiàn)了切缸全過程核心參數(shù)的有效監(jiān)控，使整個切缸過程的安全可控。

圖2 在線顫振健康監(jiān)測系統(tǒng)顯示Fig.2 Online flutter health monitoring system diagram

1.2 汽輪機本體安全性運行

切缸改造運行后，必須考慮汽輪機運行工況改變后的安全性問題[14]，主要體現(xiàn)在：

1)切除低壓缸運行時，低壓缸200 t以上的進汽量進入供熱抽汽管道，機組做功工況發(fā)生改變，汽輪機本體振動、脹差、軸向位移需要重點監(jiān)控，同時要考慮熱網(wǎng)加熱器溫升率不超限。

2)中壓缸至低壓缸排汽蝶閥處在小流量節(jié)流狀態(tài)，管道及閥門振動需要重點監(jiān)控。

3)區(qū)別于正常供熱抽汽工況，在低壓缸進汽流量大幅變化時，如何合理控制中排壓力，保證汽輪機在安全運行的范圍內(nèi)，是運行調(diào)整需解決的問題。該電廠在切缸運行過程中，根據(jù)調(diào)速級壓力對應的中排壓力控制范圍，對中壓缸排汽蝶閥(CV閥)、旁路蝶閥(BPV閥)、供熱抽汽蝶閥(LEV閥)實現(xiàn)自動聯(lián)合控制，即保證中排壓力在安全區(qū)域運行，又保證電熱負荷切換平順、調(diào)整靈活。

4)切缸運行時，6、7號低壓加熱器進汽流量大幅下降，造成低加疏水系統(tǒng)無法正常運行，需通過低加危急疏水管路回收至凝汽器熱水井。此運行方式下，6號低加疏水熱量不能被7號低加利用，同時5號低加抽汽量顯著增加，造成熱源損失的同時5號低加熱負荷增加，為減少切缸對低加系統(tǒng)的影響，采用在5號低加進汽管路增設補汽管路至6號低加進汽管路的解決方案，減少熱源損失，提高運行安全性。

1.3 空冷系統(tǒng)防凍運行

該電廠配置間接空冷系統(tǒng)，在切缸工況下，低壓缸進汽流量減少，低壓缸熱量包括進汽量、小機排汽量(小汽輪機共用一個凝汽器的機組)、低壓加熱器疏水熱量、供熱疏水熱量，凝汽器熱量的減少影響間接空冷系統(tǒng)防凍安全運行。本改造通過增加監(jiān)視手段、減少通流換熱面積、改變運行方式解決防凍問題。

1)增加間冷塔在線監(jiān)測系統(tǒng)。為方便運行人員準確、直觀監(jiān)測間冷塔出風側(cè)壁溫的運行情況，及時發(fā)現(xiàn)并制定間冷塔防凍措施，在扇區(qū)散熱器表面增加測溫電纜，測溫點電纜分3層布置，對5個扇區(qū)中的3個扇區(qū)進行改造，共計1 944個監(jiān)測點，使其能夠覆蓋到所有危險區(qū)域，達到監(jiān)測的最大效果。

2)加裝防凍簾。對其中3組扇區(qū)加裝防凍簾，減小扇區(qū)的通風面積，以減少散熱量達到防凍的目的。當?shù)蜏叵逻M行切缸運行時，防凍簾可減少間冷扇區(qū)冷風流通量，提高循環(huán)水溫度，滿足防凍運行要求。實際運行中，4扇區(qū)設置防凍簾，冷卻柱溫度(扇區(qū)冷水溫度最低點)比未設置的3扇區(qū)至少提高5 ℃。

3)改進間冷運行方式。① 改變運行方式，減少換熱面積。在供熱初末期氣溫相對較高時，投入4組扇區(qū)，退出1組扇區(qū)運行；在供熱中期及極寒期，投入3組扇區(qū)，退出2組扇區(qū)運行。② 適當提高間冷循環(huán)泵變頻功率，提高冷卻水流量和流速，達到防凍目的。切缸工況下，由于凝汽器換熱量減少，間冷循環(huán)水冷熱水溫差在3 ℃以內(nèi)，提高間冷循環(huán)水流速后，間冷熱水在間冷扇區(qū)來不及換熱后又進入凝汽器，因此冷熱水均有溫升，保障防凍運行。

在提高間冷循環(huán)水流量和流速的同時，還需考慮間冷扇區(qū)解列后，循環(huán)水流通面積減少造成的水壓升高，因此需通過運行試驗或阻力變化后的壓頭計算，限制間冷循環(huán)泵變頻功率提高的幅度，以保證循環(huán)水局部不超壓?；陂g冷廠家說明書和運行試驗，該電廠1號機組在4個間冷扇區(qū)運行時，間冷循環(huán)泵變頻不高于40 Hz，在3個間冷扇區(qū)運行時，間冷循環(huán)泵變頻不高于35 Hz。

1.4 切缸運行工況聯(lián)鎖保護適配性問題

切缸運行工況下，原有控制邏輯保護已不適應或與實際情況沖突，因此需要進行聯(lián)鎖保護修訂。

1)取消原有的低負荷限制供熱保護，在正常抽汽供熱工況下，為了保護中壓缸，抽汽量受負荷限制，中排壓力不回過低。在切缸改造后，低負荷供熱能力提升，原有限制需在切缸工況下取消。

2)增加中壓缸排汽蝶閥旁路閥BPV閥的控制邏輯，此閥主要控制低壓缸進汽流量。300 MW級別供熱機組，未設置低壓缸進汽壓力和流量，因此增加進汽壓力測點，通過費留格爾公式換算為進汽流量。在配置切缸自動時，BPV閥跟蹤進汽流量、CV閥跟蹤中排壓力，LEV閥控制抽汽壓力。

3)設置“切缸工況強制退出”保護。在切缸工況下，供熱抽汽蝶閥LEV和旁路蝶閥BPV若發(fā)生故障關閉，或因供熱抽汽量突然減少等情況造成中排壓力異常升高，以及低壓缸排汽溫度、末級葉片溫度異常升高，對機組帶來安全性隱患，因此設置中排壓力、LEV閥狀態(tài)的相關保護，在危險工況下退出切缸，快速開啟CV至安全開度(保護中排壓力)，保護汽輪機的安全運行。在非緊急狀態(tài)下解列供熱抽汽時，建議手動操作，關閉LEV與開啟CV同步交替進行，將切閥操作對機組的影響降至最低。

4)增加五段抽汽至6號低加補汽管道后，相應6號低加的保護邏輯也應增加，在補汽狀態(tài)下運行時，6號低加水位高三值聯(lián)鎖關閉五段抽汽電動門及逆止門。

1.5 鍋爐配套系統(tǒng)問題

原暖風器無法滿足切缸運行工況進入空氣預熱器的風溫，為防止空氣預熱器低溫腐蝕與堵灰，需在原來風道上增加一套暖風器(圖3)，并與原暖風器串聯(lián)，保證溫升。從原暖風器蒸汽母管取蒸汽后，分別進入新增加的暖風器本體。本改造增加一套暖風器設備，冷端溫度升高20 ℃，空預器抗腐蝕能力加強。區(qū)別于煤粉鍋爐，循環(huán)流化床鍋爐內(nèi)常采用爐內(nèi)脫硫技術，因此冷端溫度的升高為減少爐內(nèi)石灰石用量奠定了基礎。

圖3 暖風機連接示意Fig.3 Connection diagram of fan heater

實際運行過程中，原煤倉及落煤管積煤現(xiàn)象較嚴重，影響機組的安全穩(wěn)定運行?？紤]到循環(huán)流化床鍋爐具有燃料適應性廣的特點，原煤倉及落煤管積煤的情況在后期可能會限制燃料種類，無法實現(xiàn)摻燒等，因此采取布置空氣炮的形式消除積煤情況，配合了循環(huán)流化床鍋爐燃料適應性強的特點，系統(tǒng)適應不同煤種的能力提高，可燃用高水分煤泥，并為下一步摻燒生活污泥奠定了基礎。

1.6 低壓缸真空度保證

由于切除低壓缸工況關鍵前提是低背壓運行，因此，根據(jù)切缸運行經(jīng)驗，切缸機組真空嚴密性要小于200 Pa/min，最理想狀態(tài)應能達到小于50 Pa/min。在真空嚴密性不達標情況下，則需要切缸前提前啟動備用真空泵，以保證切缸工況避開低壓葉片高應力區(qū)。可考慮增加高效羅茨真空泵，提高抽吸效率的同時，減少廠用電消耗。

1.7 NOx超低排放

隨著鍋爐負荷降低，鍋爐燃燒弱化，溫度場偏低，SNCR脫硫效率下降。為了確保環(huán)保指標合格，采取了分級控制技術，對鍋爐氧量、二次風優(yōu)化控制，抑制NOx原始生成量，確保30%負荷運行期間仍然實現(xiàn)超低排放。

2 靈活性切缸改造機組實效分析

改造前1號機組負荷調(diào)節(jié)范圍為60%～94%，改造后負荷調(diào)節(jié)范圍為30%～94%，供熱能力增加了50%。通過最小出力試驗、AGC系統(tǒng)試驗、一次調(diào)頻試驗，表明該機組在供熱期間滿足供熱能力的基礎上具備30%額定負荷(105 MW)的深度調(diào)峰能力。

深度調(diào)峰期間，機組環(huán)保設施正常運行，機組排放達標，同時滿足供熱、一次調(diào)頻、AGC性能要求。經(jīng)一個供熱期的運行，該機組切缸運行工況穩(wěn)定，電負荷和熱負荷調(diào)節(jié)范圍大、調(diào)節(jié)靈活，實現(xiàn)了深度熱電解耦。負荷105 MW(額定30%)，供熱量800 GJ，主汽流量460 t/h，凝汽器背壓2.9 kPa，試驗工況運行穩(wěn)定，各項參數(shù)指標正常。在切缸過程中以及30%額定負荷長時間運行中，經(jīng)現(xiàn)場持續(xù)監(jiān)測，未出現(xiàn)葉片共振、顫振現(xiàn)象。切缸工況低壓缸不噴減溫水、排汽溫度不超限，低壓缸葉片溫度升高但在安全范圍內(nèi)(表1)，保證了低壓缸和葉片運行安全性。

表1 低壓缸切缸過程中參數(shù)變化

該機組具備深度調(diào)峰能力，符合可再生能源調(diào)峰機組相關要求，可作為可再生能源調(diào)峰機組，供熱機組按4 341 h安排優(yōu)先發(fā)電量，相比30萬kWh及以上非可再生燃煤機組的1 300 h增加3 041 h。

由于減少了冷源損失，改造后達到供熱期提升供熱能力和供熱期節(jié)能降耗的目的[15]。圖4為在不同工況下改造前后熱經(jīng)濟性參數(shù)對比(MS(main steam) 指鍋爐主蒸汽流量)，可知，改造后供熱量大幅提高，低負荷情況下該趨勢更明顯。圖5為改造前后熱電比變化，熱電比的增長在低負荷下尤為明顯。表2為改造前后發(fā)電煤耗變化情況。40%負荷工況下，熱電比由0.97提高至2.11,發(fā)電煤耗降低了70.49 g/kWh。靈活性改造后，熱電比大幅提高，提高了資源利用率和機組經(jīng)濟性。

圖4 不同負荷下改造前后供熱量和發(fā)電功率變化Fig.4 Change of heat supply and power generation before and after reconstruction at different working loads

圖5 改造前后熱電比變化Fig.5 Change of ratio of district heating and electricity generation before and after reconstruction

表2 改造前后發(fā)電煤耗變化

3 結(jié) 論

1)基于循環(huán)流化床鍋爐機組實例，分析低壓切缸技術后中面臨的主要技術難點及解決措施。在低背壓靈活性切缸技術、寬幅控制躲避顫振技術、汽輪機低壓缸及本體安全運行、間接空冷防凍技術、切缸聯(lián)鎖邏輯保護、鍋爐配套系統(tǒng)穩(wěn)定運行低壓缸真空度保證等方面積累了經(jīng)驗，為同類型機組切缸改造運行提供借鑒。考慮到區(qū)別于煤粉爐機組，對循環(huán)流化床鍋爐配套系統(tǒng)進行改造完善，保證了其燃料適應性廣和低污染排放的特點。

2)改造后，基于循環(huán)流化床低負荷穩(wěn)燃的特點，可在額定負荷30%下安全穩(wěn)定運行，遠低于煤粉爐機組低負荷運行下限，機組供熱能力提高了50%。實現(xiàn)了熱電解耦，并保證NOx超低排放。改造后，在不同負荷下，供熱量和熱電比均大幅提高，在低負荷情況下尤為顯著。在40%負荷工況下，熱電比由0.97提高至2.11，提高了資源利用率和機組經(jīng)濟性。

3)靈活性切缸技術是對汽輪機原設計的創(chuàng)新型突破，對于不同類型的機組，受機組型式、設計和結(jié)構特點、運行條件等方面的限制，低壓缸零出力的運行特性也不同。因此，低壓缸零出力改造不宜簡單復制。建議各電廠在開展低壓缸零出力改造時，要吸取經(jīng)驗的同時充分論證，做好低壓缸零出力改造的方案優(yōu)化、主輔系統(tǒng)優(yōu)化及運行方式優(yōu)化等工作。