调峰及低负荷运行对汽机侧设备的影响分析

车永强，张彦飞，刘玉智，张 杰，公茂雷

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003；2.国能寿光发电有限责任公司，山东 寿光 262714；3.华能济宁运河发电有限公司，山东 济宁 272057）

0 引言

随着“碳达峰、碳中和”、“构建以新能源为主体的新型电力系统”等目标要求的相继提出，新能源将迎来快速发展，能源结构将进一步优化调整，煤电机组在能源结构中的定位由电量型电源向调节型电源转变，煤电机组调峰压力将进一步增大，机组安全经济运行和新能源高效消纳将面临严峻考验，同时也对火电机组灵活性运行提出了更高要求。山东省能源局也出台了鲁能源电力〔2021〕81 号文《关于做好全省直调公用煤电机组灵活性改造的通知》，要求存量煤电机组实施灵活性改造，纯凝、抽凝机组最小技术出力分别达到额定容量的30%、40%。为掌握机组在参与启停调峰、深度调峰及低负荷运行时存在的问题，切实做好机组灵活性改造技术支持，参与针对火电机组灵活性改造及低负荷安全运行专项调研，涵盖300 MW 亚临界、600 MW 亚临界、600 MW 超临界、1 000 MW 超超临界等各容量等级火电机组，调研了机组在参与调峰及低负荷运行时遇到的问题，以及各电厂采取的相应对策。调峰及低负荷运行对锅炉侧设备影响最大，出现的问题也最多，环保方面存在的问题也比较突出，这一类的文献已有很多［1-2］，而对汽机侧设备的影响分析较少，通过专项调研，归纳总结了调峰及低负荷运行对汽轮机及其辅助设备的影响。

1 调峰及低负荷运行对加热器的影响

不同容量等级机组配置的加热器数量有所差别，以火电机组中最常见的配置方式：三个高压加热器+四个低压加热器+一个除氧器，即“三高四低一除氧”加热器疏水采取疏水自流方式，逐级流入上一级加热器，最后回至凝汽器热井，图1 给出了该配置的疏水系统图，图中H1-H3 分别为1 号至3 号高压加热器，HD为除氧器，H5-H8分别为5号至8号低压加热器，疏水线路如图1 中虚线所示，其他配置方式中各加热器位置与此类似。调研得知，各电厂的机组在参与调峰及低负荷运行时，基本都存在加热器疏水不畅的问题，主要表现为3 号高压加热器疏水不畅和6号低压加热器水位波动。

图1 加热器疏水系统

1.1 高压加热器疏水

加热器正常疏水采用逐级自流，压力高一级的加热器疏水利用压差流至低一级加热器，当机组低负荷运行或者降负荷太快时，加热器间压差变小，可能会导致疏水不畅［3］。图2 给出了某1 000 MW 超临界机组不同负荷下高压加热器相邻两级抽汽间的压差，可以看出，抽汽间的压差受负荷影响很大，随着负荷的降低，抽汽间的压差也随之降低，尤其是三抽和四抽间的压差在30%负荷时降到了0.4 MPa左右，会对3 号高压加热器至除氧器的正常疏水造成一定影响。

图2 高压加热器抽汽间压差随负荷变化

电厂机组普遍存在3 号高压加热器疏水不畅的问题，除了受上述所说的压差变小的原因外，也由于除氧器是混合式加热器，降负荷太快时，除氧器汽压下降快，除氧器再沸腾，导致压差进一步减小，造成3号高压加热器疏水不畅。

建议机组运行中控制降负荷的速率，尽量保持3号高压加热器至除氧器汽侧压差相对稳定；高压加热器水位到报警值时，应确保危机疏水能及时投入，3号高压加热器危急疏水调门投自动，且危急疏水手动门保持全开，如高压加热器水位继续升高，应及时切除高压加热器；另外高压加热器水位过高时，存在汽轮机进水的风险，因此应制定完善的防汽轮机进水措施，应按规程要求定期开展抽汽逆止门活动试验。

1.2 6号低压加热器水位

部分电厂也存在6 号低压加热器水位波动的问题，从本质上看，这也是疏水不畅导致的，主要原因还是加热器间压差变小。图3 给出了某1 000 MW 超临界机组不同负荷下低压加热器相邻两级抽汽间的压差，可以看出，五抽至六抽间的压差、六抽至七抽间的压差在30%负荷时均降到了100 kPa左右，这也必然会对5 号低压加热器至6 号低压加热器正常疏水、6 号低压加热器至7 号低压加热器正常疏水造成一定影响。

图3 低压加热器抽汽间压差随负荷变化

另外现场实地调研发现，部分电厂也存在6 号低压加热器至7 号低压加热器疏水管路过长、弯头尤其是直角弯太多，造成疏水管路沿程阻力大，导致疏水不畅［4］；6 号低压加热器处于负压运行，如果低压加热器疏水管路上阀门存在漏点，低负荷时漏汽更大，空气漏入管路形成气塞或者漏入7 号低压加热器，引起7 号低压加热器壳侧压力升高［5］，也会导致疏水不畅等原因。

有的电厂采取了优化疏水管路布置，增大疏水管路阀门通流面积，尽量减少疏水管道阻力损失；有的电厂排查了低压加热器系统漏点，重点是热工仪表接头、阀门严密性，防止漏气影响低压加热器间压差。

2 调峰及低负荷运行对给水系统的影响

调峰及低负荷运行，对给水系统的影响也比较大，主要表现在对给水泵、给水泵汽轮机、最小流量阀的影响上。

2.1 最小流量阀

给水泵最小流量阀分别连接除氧器和给水泵出口，是电厂所有管路设备中承受前后压差最大的阀门［6］，额定工况下，对于亚临界机组其前后压差约为20 MPa，对于超临界机组其前后压差约为28 MPa，对于超超临界机组其前后压差约为33 MPa。机组参与深度调峰或启停调峰时，为保证给水泵最小流量，防止给水泵发生汽蚀，需要频繁开启给水泵最小流量阀，导致阀芯组件受到严重冲刷，阀门关闭不严导致内漏。

有的电厂采取了在最小流量阀前加装关断球阀，降低了最小流量阀承受的冲刷强度，取得了良好效果。

2.2 给水泵密封

采用水密封的给水泵，其密封水一般来自凝结水母管，低负荷时凝结水母管压力低，不足以密封给水泵内的高压水，导致给水泵密封性能差，轴端存在漏水现象。

有的电厂适当增加凝泵出力，提升了凝结水母管压力，也有的电厂在不增加凝泵出力的前提下，增设凝升泵，提高凝结水至给水泵密封水这一段管路的压力，都有效地改善了给水泵在低负荷下的密封性能。

2.3 小机排汽温度

采用小汽轮机驱动给水泵的机组，低负荷时存在小机排汽温度偏高的问题。某机组曾进行过一次汽动给水泵再循环试验，在保持负荷、给水流量不变的条件下，逐步减小最小流量阀的开度，使得给水泵入口流量逐渐减小，小机所需的进汽量也随之逐渐减小，小机排汽温度和小机进汽量的数据曲线如图4所示，可以看出小机的排汽温度随小机进汽量的减少而逐渐升高。

图4 排汽温度随进汽量的变化曲线

某1 000 MW 二次再热机组运行规程规定小机排汽温度报警值为80 ℃，深度调峰时小机排汽温度接近75 ℃。主要原因为低负荷时小机进汽量减少，末级动叶在小容积流量下运行，达到鼓风工况，造成排汽温度升高。电厂在小机排汽温度高时，采取了及时投入排汽口喷水减温的措施，也可以通过提高最小流量阀开度，增加小汽轮机进汽量，避免小汽轮机鼓风运行导致排汽温度偏高的问题。

3 调峰及低负荷运行对机组启动的影响

3.1 无旁路机组启动

部分300 MW 亚临界机组无汽轮机旁路，仅在锅炉侧配置5%BMCR 的过热器小旁路，启动时汽温、汽压控制难度大，再热器需承受干烧，且因蒸汽流量小，过热器系统中积存的水汽无法及时排出，高负荷时容易造成水塞，影响传热造成爆管，这类机组启动时对燃烧率有严格限制，启动时间长，且不能采用停机不停炉的运行方式［7］。

为更好地适应火电机组频繁启停的大趋势，有的电厂在参与启停调峰时采取了发电机解列、汽轮机空转的运行方式；有的电厂已制定了汽机侧增设两级旁路的改造方案，但改造费用高昂。

3.2 轴封供汽温度

表1 统计了山东省内常见机型的轴封供汽温度，从表中可以看出，传统的300 MW 亚临界机组轴封供汽温度较低，而随着机组容量的增加，要求的轴封供汽温度也在增大，因此轴封供汽温度不达标对大容量机组影响也就越大。对于大容量机组而言，机组在极热态或热态启动时，例如启停调峰时机组启动一般是热态启动，汽机转子金属温度较高，轴封供汽温度与汽缸壁温相差较大，轴封供汽相当于冷汽窜入，导致汽轮机轴封局部受冷变形，进而发生动静碰磨，造成轴振异常升高，尤其是1 000 MW 机组为提高经济性，汽封间隙设计一般较小，对轴封供汽温度要求更高。

表1 不同机型轴封供汽温度 单位：℃

某1 000 MW 一次再热机组在通流改造后首次参与启停调峰热态启动时，由于相邻的高容量等级机组均处于停机状态，只能由300 MW机组通过辅汽向本机轴封供汽，结果由于辅汽参数过低，导致本机轴振达到跳机值。

有的电厂设计时配置有主蒸汽至轴封母管供汽管路，在该管路上加装减温减压装置及温度测点，在极热态或热态启动时，实现由主蒸汽向轴封供汽；有的电厂在辅汽至轴封母管供汽管路上加装轴封电加热器，也能有效解决轴封供汽温度低的问题，也有的电厂在基建期就配置了轴封电加热器。

4 调峰及低负荷运行对转子寿命影响

机组在参与深度调峰、启停调峰时，启停频繁和负荷大幅度变动，使汽机侧设备受到剧烈的热冲击，产生交变的热应力，必然会缩短机组的寿命，而汽机转子表面积与热容量之比最大，最容易受到热力工况变化的影响，因此就寿命损伤而言，转子是最薄弱的环节，制造厂在设备出厂时也给出了寿命分配，包括冷态启动、温态启动、热态启动、极热态启动、负荷阶跃等各种工况下允许的次数及寿命损耗，文献［8］对调峰机组通过数值模拟，给出了剩余寿命合理化分配方案。机组在日内参与启停机调峰，会加速汽轮机转子寿命损耗，而且这种损耗是隐形的，转子在启停机循环中的温差应力和交变离心力会导致转子的一些危险部位产生疲劳损伤。另外，启停机调峰时机组从解列到并列的时间一般在在3～4 h，汽轮机转子满足不了连续盘车4 h再并列的要求。

受机组调峰运行影响，机组长期低负荷运行，蒸汽参数较低，通过末级叶片的蒸汽湿度较大，末几级长叶片受到汽流交变冲击，在负荷大范围变化和长期低负荷下运行，末级叶片受湿蒸汽冲蚀较大，末级叶片进汽侧存在水蚀，会缩短叶片的使用寿命，同时低压缸末级叶片叶根将产生较大负反动度，成汽轮机末级叶片颤振，容易引起汽轮机末级叶片疲劳损耗。

5 调峰及低负荷运行中的供热限制

部分机组承担采暖供热和工业供汽，采暖供热一般是中低压连通管抽汽供热，工业供汽有冷再供汽、热再供汽、旋转隔板抽汽等多种方式，这类机组在参与调峰及低负荷运行时，最低负荷受采暖供热和工业供汽参数的影响，尤其是采暖供热是民生工程，必须满足供热要求。

有的电厂为满足采暖抽汽量和中排温度不超标，采取了降低再热汽温、减小低压缸进汽调门开度等运行措施，保证民生供热；也有电厂进行了低压缸零出力改造，一是降低了机组供热季的煤耗，提高了机组的综合效益，二是降低了机组供热季的出力，缓解了电网供热季热电矛盾，符合煤电机组从容量型电源向调节型电源转换的大趋势，三是大机组集中供热替代小锅炉区域性供热，也可降低地区煤耗指标，取得良好的社会效益。对于工业供汽，有的电厂配置了多路抽汽管路，并设置联络门，低负荷时由高压抽汽向低压抽汽供汽，在一定程度上也满足了工业抽汽参数需求。

6 结语

汽机侧设备在参与调峰及低负荷运行时所遇到的各类问题，根源在于主机及辅机在设计时只保证额定工况下的经济性，而忽视了参与调峰能力和低负荷运行特性，建议新上机组或者通流改造机组在设计时也应考虑调峰及低负荷运行性能。

为适应常态化调峰及快速升降负荷的大趋势，存量的煤电机组更应积极探索实施灵活性改造，提高机组的深度调峰性能和电负荷调节性能，具备快速启停能力，具体改造方法如全负荷脱硝、低负荷稳燃、电锅炉、蓄电池、低压缸零出力、高背压供热等。

对现场调研发现的问题进行了归纳总结，未开展现场的机组调峰及低负荷性能试验，下一步可以选取某一台机组进行详细的性能试验，从热力系统入手，对汽机侧存在的问题再进行深入分析。