660MW超超临界汽轮机深度调峰安全性研究

王延州

摘要：当前阶段，电厂660MW超超临界机组深度调峰运行期间还存在着较多的问题，其中表现为汽轮机TSI参数升高以及给水波动频繁等诸多现象。基于此，本文通过开展深度调峰子试验提出了相关的解决对策，目的是提高机组运行的安全性和稳定性，为相同类型超超临界机组深度调峰运行提供一定的参考依据。

关键词：660MW超超临界;汽轮机深度调峰;安全性

在电力领域不断运行和发展的背景下，电网供、受电端结构有了明显的改变。对于660MW等级的火电机组低负荷运行工作来讲，逐渐成为了一项新的形式，而且机组参与深度调峰也是非常明显的一项趋势。基于此，加大对660MW等级火电机组低负荷运行现状的探究力度，有利于提升调峰机组的安全性。不过，660MW超超临界汽轮机在运行期间，还有着诸多的问题，这就需要结合问题提出完善对策，从而确保低负荷汽轮机处于安全运行的状态。

1、对设备的阐述

本文以华能长兴电厂2x660MW燃煤机组上大压小工程举例说明，该项工程属于华能集团首项高效率超超临界机组项目，是经由电力设计院进行专门设计的。其中，汽轮机包含了超超临界、单轴、双背压和八级回热抽汽以及反动凝汽式等，汽轮机信号是n660-28/660/620，额定功率是660MW。在汽机旁路中，一般是以高、低压串联旁路系统为主，容量是40%BMCR。

在该项机组内，包含了八段抽汽，依次供给三台高压加热器、一台除氧器和4台低压加热器，机组内一共设计了一台100%容量的汽动给水泵和一台容量为30%的电动启动给水泵，在这一阶段中，汽引小机是应用四抽和冷再供汽，采取外切换模式。剩下的辅汽则是当成启动汽源使用。风烟系统应用容量是50%的汽动引风机，小机汽源应用四抽。

2、对汽轮机安全运行现状的分析

在实施深度调峰试验工作的时候，汽轮机系统运行问题逐渐凸显了出来，具体表现为以下几方面：

2.1汽轮机TSI参数逐渐偏大

在机组处于低负荷运行状态的时候，因为机组主控调节性能较为单一，因此和低负荷运行调节要求不相符，将手动控制切除以后，机组中的参数就会呈现出波动状态。需要明确认识到的一方面是，在锅炉燃烧强度降低或者是炉膛烟气较少的情况下，就会产生主、再热汽温变动频繁的情况，蒸汽温差有着明显的差别。受汽温特性变化因素的干扰，致使汽轮机中内外缸温差以及转子内外温差呈现出循环波动状态，在此种现状中，金属疲劳应力随之上升，汽机胀差和轴向位移增大等现象形成。除此之外，末级长叶片空气动力学性能决定了汽轮机的最低负荷状态，当小容积流量脱流失速的时候，叶片动应力一直提升，流动场混乱和湍流导致排汽温度上涨，形成了局部高温现象。负荷降低的时候，低压缸长叶根片存在着极高的负反动度，导致蒸汽回流和根部出现汽边冲刷，最终形成了旋涡。

2.2高、低加正常疏水处于不稳定状态

在机组处于低负荷运行状态的过程中，因为各项抽汽压力处于较低现象，与之相邻的蒸汽压差变小，因此相邻高、低压加热器之间的疏水差压也会减少，致使疏水缺少充足的动力。其次，在上級加热器水位降低的情况下，正常疏水调阀开度减少，以此和水位设定值要求相符合，可是调阀开度减小的话，疏水压损就会增加，处于正常状态的疏水动力降低，加热器水位呈现出了上升现象。然后，调阀之前和之后的压损和正常疏水差压占比关系有所改变，所以低负荷运行期间疏水调阀调节特征是无法满足水位快速和精准调节要求的。

2.3汽泵小机、汽引小机出力受限

在运行期间，汽泵小机将四抽当成低压汽源，而冷再作为高压汽源。当处于低负荷运行状态的时候，四抽的压力非常低，因此无法满足给水调节要求，汽轮机转速设定值和实际值之间有着非常明显的误差，导致给水调节速率降低。比如，汽引以四抽和辅汽进行供汽，在四抽压力比较低的情况下，汽源自动切换成辅汽，而辅汽经由本机提供的时候，汽引是无法满足炉膛负压调节要求的。

3、深度提调峰对策

其一，在负荷下滑到计划性低负荷的时候，比如330MW～260MW区间，机组处于正常运行状态，就需要加大对各汽轮机绝对振动、相对振动、轴封供汽温度、各冷却器温度、低加疏水泵运行以及高低加水位调节情况等环节的监督控制力度，明确存在着各项异常现象以及误差所在，制定出完善对策，以此促使机组处于稳定运行状态。与此同时，机组辅汽系统也是必须应当全面监督和管理的，不管是各小机调节开度、转速还是出力运行状态等，都必须及时控制，发现问题以后有效调整。

在负荷下滑到较低负荷以后，比如260MW～210MW区间的时候，机组切换到TF运行方式，通过对汽泵进行调整以后，控制好汽泵的速度，转速不可以低出3000r/min，高压调门开度不大于10%，全面监督小机调门开度、转速以及出力等运行状态，大力提升低加疏水泵水位变频调节的灵活性。其次，转换辅汽汽源，在双机运行期间，切换本机辅汽汽源，将其切换成临机的形式，控制好锅炉的氧量，具体为8%之内，控制汽动引风机转速不可以低出3000r/min，当负荷不继续处于下滑状态的时候，就需要保持主参数的额定，当难以维持的时候，对温降率进行全面控制，确保汽温处于稳定状态。

其二，现阶段，在负荷达到了深度调峰210MW以下的时候，就应当对温降率进行全面控制，以免出现汽温和缸温不相符的现象。在汽轮机低压缸排汽温度远远高于60℃以后，打开低压缸喷水，假设低加疏水差压小于0.3MPa以后，开启低加危急疏水，将正常疏水关上。其次，对高加水位进行全面监督和控制，在水位调节的稳定性降低以后，可以把疏水手动阀关小一些，将正常疏水调阀的灵敏性体现出来。单机运行期间，开启电动引风机，对风量加以调整，和汽动引风机同时运行，而双机运行期间，需要退出一台汽动引风机，将其当成低速旋转备用。开启机组高、低压旁路系统运行期间，应当减少机侧负荷，而且为了确保炉内负荷不处于下滑状态，确保SCR入口烟温和标准要求相符合，就需要适当的降低水流量，切换给水旁路，遵循规定要求撤除给水流量保护，在撤除过程中，动态性的监督锅炉给水流量和锅炉中的热面壁温现象。切换期间，需要借助主给水电动门具备的功能开展操作工作，控制好具体的速度。最后，做好辅汽汽泵供汽管道的疏水工作，在汽泵低压调节阀开度超出了70%以后，将辅汽切换朝着小机供汽。

4、获取的具体效果

在落实了上述对策以后，汽轮机的安全性和质量均有所提高。其一，疏水情况和疏水阀开度处于正常状态，而且加热器水位也正常。其二，汽轮机胀差以及轴向位移和轴承振动大等现象得到了解决，汽轮小机和汽源处于充足的状态，转速差比较小，和正常调整要求相一致。

结语：

从以上论述来看，在深度调峰期间，汽轮机运行期间面临着极高的风险性，其中表现为高、低加水位处于频繁的波动状态，汽轮机TSI参数和正常运行以及汽泵小机等相分离，而自从落实和应用了深度调峰对策以后，处于低负荷运行状态中的汽轮机运行安全性上升，高低加水位处于正常状态，并且汽泵小机和汽源等也均正常。

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