余热锅炉高压过热蒸汽温度波动大的原因分析

薛志敏，曾 睿

(中山嘉明电力有限公司，广东 中山 528437)

0 引言

所谓燃气-蒸汽联合循环，就是将燃气轮机循环和汽轮机循环组合成一个整体的热力循环，并利用梯级能量提高整个热力循环发电系统的循环效率。压气机是S109FA燃气轮机的关键组件，其作用是从周围环境连续不断地吸入空气，并将空气压缩增压后连续不断地供给燃气轮机燃烧室。由于国内同类型机组压气机发生了几起压气机叶片断裂事故，造成了极大的经济损失和负面影响，为此某电厂在大修期间增加了压气机改造项目。

S109FA机组压气机改造后，该电厂机组在稳定负荷260 MW加载至额定负荷390 MW的过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度波动偏大，出现温度下降接近40℃的异常现象。该机组高压过热蒸汽温度在改造前后的变化情况如表1所示。

表1 压气机改造前后高压过热蒸汽温度变化

该联合循环机组由稳定负荷增至额定负荷时，其加载速率为20 MW/m in，耗时小于10 m in。若长期出现高压过热蒸汽温度波动接近40 ℃的异常现象，将对汽轮机高压缸金属产生交变应力，影响设备寿命。按机务运行规程规定：余热锅炉高压过热蒸汽温度在10 m in内下降超过50 ℃时，需要对机组进行紧急停机处理。在增大负荷的过程中，虽按设定值调整余热锅炉再热蒸汽温度，但汽轮机高压主蒸汽、再热蒸汽温差大于15 ℃，从而触发Mark Ⅵ控制系统发出汽轮机高压主蒸汽、再热蒸汽温差大报警。

1 余热锅炉高压过热蒸汽温度控制原理

该电厂S109FA机组余热锅炉高压过热蒸汽温度控制系统设计为一级减温喷水调节，减温器布置在一级高压过热器与二级高压过热器之间，采用串级控制方法，以高压过热蒸汽温度作为被调量，以高压过热器减温器后的温度作为导前蒸汽温度。

余热锅炉高压过热蒸汽温度控制逻辑如图1所示。VALU=530是人为手动输入高压过热蒸汽温度控制值的最小值；余热锅炉高压过热蒸汽温度与SET=510及BIAS=10求和，说明高压过热蒸汽温度控制最小值为520 ℃；VALU=565经LOSELECT输出，说明高压过热蒸汽温度控制最大值为565 ℃。

图1 余热锅炉高压过热蒸汽温度控制逻辑

从机组启动到带额定负荷过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度达到额定温度值。在负荷增大的过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度的控制设定值是压气机进口导叶(IGV)角度函数。当压气机进口导叶角度小于65°时，DCS控制系统锁住高压过热蒸汽温度控制人为输入窗口，此时余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值只能接受自动控制输入值；当压气机进口导叶角度大于70°时(IGV RESET)，余热锅炉高压过热蒸汽温度的控制设定值已达到额定温度设定值，此时DCS控制系统将激活高压过热蒸汽温度控制人为输入窗口，由运行操作员给定余热锅炉高压过热蒸汽温度的控制设定值。OUT PUT为高压过热蒸汽温度控制值输出，可控制高压过热蒸汽减温水调节阀，以确保高压过热蒸汽温度达到高压过热蒸汽温度控制值。

当余热锅炉高压过热蒸汽温度随着压气机进口导叶角度增大而变大时，若压气机进口导叶角度瞬间变化过大，将扰动高压过热蒸汽温度的控制设定值。为防止发生此种情况，当压气机进口导叶角度瞬间变化过大时，余热锅炉高压过热蒸汽温度的控制设定值将按一定变化速率变大。根据S109FA机组燃气轮机排气温度的大小，余热锅炉高压过热蒸汽温度设定值应该大于510 ℃，且小于566 ℃。

余热锅炉高压过热蒸汽温度设定值y与压气机进口导叶角度x的函数曲线如图2所示。余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值与IGV角度折点的坐标数值，如表2所示。

图2 余热锅炉高压过热蒸汽温度设定值与IGV角度关系

改造前，该电厂S109FA机组压气机IGV最小运行角为49°。结合图2和表1，得知机组余热锅炉高压过热蒸汽温度设定值的最小值为520 ℃，最大值为560 ℃。

表2 余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值与IGV角度的折点坐标数值

2 高压过热蒸汽温度波动偏大原因分析

压气机改造后，机组负荷在260 MW加载至额定负荷过程中，燃气轮机排气温度受IGV温控基准控制。在此过程中，压气机进口导叶(IGV)角度逐渐开大至全开84°，余热锅炉高压过热蒸汽温度控制设定值也不断增加至最大设定值560 ℃。理论上，随着余热锅炉热量的不断增大和余热锅炉高压过热蒸汽减温水调节阀的不断关小，正常情况下应该不会出现余热锅炉高压过热蒸汽温度下降接近40 ℃的异常现象。

机组在稳定负荷时，燃气轮机排气温度为648.9 ℃。机组从稳定负荷加载至额定负荷时，燃气轮机排气温度受IGV温控基准控制，结合S109FA机组在不同工况下的IGV温控基准TTRXGV曲线得知：在相同压气机进气温度下，压气机等熵压缩效率越高，燃气轮机排气温度维持648.9 ℃的IGV角度区域越窄(部分负荷下)；改造后，压气机等熵压缩效率略有增加，燃气轮机排气温度维持648.9 ℃的IGV角度区域变窄(部分负荷下)。一般来说，在燃料(天然气)成分基本不变的情况下，余热锅炉进口烟气热量由燃气轮机排气温度来决定，即燃气轮机排气温度的高低决定余热锅炉高压过热蒸汽温度的高低。

改造后，在压气机进气工况相同下，机组负荷从稳定负荷加载至额定负荷过程中，燃气轮机排气温度低于648.9 ℃，说明某个IGV角度下的余热锅炉烟气热量减小(较改造前），在高压过热蒸汽减温水调节阀开度与高压过热蒸汽温度控制逻辑不变的情况下，造成机组在加载过程中出现余热锅炉高压过热蒸汽温度下降的现象。

结合改造前后折合流量与IGV角度的拟合关系曲线可以看出：在相同IGV角度下，压气机进气流量较压气机改造前是增加的。改造前，机组负荷稳定在260 MW时，余热锅炉高压过热蒸汽减温水流量一般约为27 t/h；改造后，机组负荷仍稳定在260 MW时，余热锅炉高压过热蒸汽减温水流量约为30 t/h。

从压气机进气空气流量和余热锅炉高压过热蒸汽减温水流量变化可知：在机组运行工况大致相同且负荷为260 MW的情况下，压气机改造后余热锅炉热量是增加的；压气机改造前后，机组负荷加减载速率不变，均为20 MW/m in，压气机进口导叶(IGV)角度加减速率一致。改造后，机组从稳定负荷260 MW加载至额定负荷过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度出现下降接近40 ℃的异常现象，与理论设计(即随着S109FA机组负荷增加，余热锅炉高压过热蒸汽温度应递增)相反。

综上所述，压气机改造后，燃气轮机排气温度维持648.9 ℃的IGV角度区域变窄(部分负荷下)，且机组在稳定负荷下锅炉高压过热蒸汽减温水量增加，增强了减温作用。机组从稳定负荷260 MW加载至额定负荷过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值只与压气机进口导叶IGV角度有关，余热锅炉高压过热蒸汽减温水调节阀调整速率跟不上过热蒸汽温度控制值的要求，因此造成余热锅炉高压过热蒸汽温度上升滞后严重，出现了较大的减温现象。

3 处理措施

基于上述对S109FA机组压气机改造后余热锅炉高压过热蒸汽温度波动偏大的原因分析，现提出以下改进措施。

(1) 由于余热锅炉高压过热蒸汽减温水调节阀的动作速率固定不变，需根据改造后的压气机流量、效率等性能参数重新设计选择调节阀，以满足余热锅炉高压过热蒸汽温度调整速率。这就需要停机检修更换该调节阀，将增加机组的运行成本及时间成本。较现实的解决方法是：从分析余热锅炉高压过热蒸汽温度控制逻辑出发，结合改造前后的折合流量与IGV角度关系，修改余热锅炉高压过热蒸汽温度控制逻辑参数，以适应压气机改造后余热锅炉高压过热蒸汽温度的调整要求。

(2) 从修改余热锅炉高压过热蒸汽温度控制逻辑参数考虑，只要能确保改造后机组在稳定负荷260 MW时，在相同运行工况下高压过热蒸汽的减温水流量为27 t/h(与改造前一致)，即可解决余热锅炉高压过热蒸汽温度下降波动偏大问题。因此，需要修改改造后的余热锅炉高压过热蒸汽温度控制参数，提高改造后的余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值(在相同IGV角度下)。

根据余热锅炉高压过热器的换热原理，结合减温水的能量平衡，确定修改余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值。从机务运行规程得知：S109FA机组正常运行时，余热锅炉高热过热蒸汽温度应保证在(565.5±8.3)℃范围内。因此，修改后的余热锅炉高压过热蒸汽温度最高设定值不允许超过573.8 ℃，且不允许低于557.2 ℃。修改后余热锅炉高压过热蒸汽温度设定值y与压气机进口导叶(IGV)角度x的函数曲线如图3所示；修改后余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值与IGV角度的折点坐标数值如表3所示。

图3 修改后余热锅炉高压过热蒸汽温度设定值与IGV角度关系

表3 修改后余热锅炉高压过热蒸汽温度控制值与IGV角度的折点坐标数值

对比表2与表3可知，改造后余热锅炉高压过热蒸汽温度控制参数在修改前后，其IGV开度从45°到64°区间的2段折线斜率分别为：修改前，第 1 段为 2.7 ℃/(°)，第 2 段为 1.67 ℃/(°)，高压过热蒸汽温度最大设定值为560 ℃；修改后，第1 段为 3.5 ℃/(°)，第 2 段为 1.33 ℃/(°)，高压过热蒸汽温度最大设定值为562 ℃。

余热锅炉高压过热蒸汽温度控制参数修改后，高压过热蒸汽温度的变化情况如表4所示。

机组从稳定负荷260 MW加载到额定负荷过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度谷值为548.2 ℃，在允许的波动范围内变化，保证了机组的安全经济运行。

表4 高压过热蒸汽温度控制参数修改前后高压过热蒸汽温度变化

4 结束语

针对该电厂压气机改造后，S109FA机组从稳定负荷加载到额定负荷过程中，余热锅炉高压过热蒸汽温度出现下降接近40 ℃的异常现象，根据余热锅炉高压过热蒸汽温度控制原理，结合IGV温度控制基准曲线与压气机改造后压气机的性能参数变化，分析了高压过热蒸汽温度下降波动偏大的原因，进而提出了修改高压过热蒸汽温度控制逻辑参数的解决方法，使高压过热蒸汽温度变化在允许范围内，保证了机组的安全经济运行。

1 中国华电集团公司．大型燃气-蒸汽联合循环发电技术丛书．控制系统分册[M]．北京：中国电力出版社，2009：162-163．

2 薛志敏．S109FA机组IGV温控基准优化的探讨[J]．燃气轮机发电技术，2013，15(3)：2-6.

3 薛志敏．S109FA燃气轮机压气机改造后压气机性能分析[J]．燃气轮机发电技术，2014，16(1)：14-18.

4 马红伟，巩向伟，柴 林．锅炉过热蒸汽三级减温器喷管断裂原因分析及改进[J]．电力安全技术，2011，13(1)：43-44.