调峰及低负荷运行对机组设备影响

调峰及低负荷运行对机组设备影响

施顺

河北大唐国际唐山热电有限责任公司，河北 唐山 063000

摘要：随着“碳峰、碳中和”、“建设以新能源为主体的新型电力系统”等目标要求的提出，新能源将迎来快速发展，能源结构将进一步优化，而煤机组类型在能源结构中所处的位置由电力供电向外部调节电力转移，煤机组负荷压力将进一步加大，火电机组的安全经济运行和新能源的高效消耗将面临严峻的考验，对火电机组的灵活运行提出了更高的要求。

关键词：调峰；低负荷运行；机组设备；影响分析

引言

由于发电厂百万机组深度调峰工作的需求，一些发电厂的锅炉设备在低负荷运行过程中会出现相关参数偏离设计参数的情况，进而导致百万机组在低负荷运行过程中出现了燃烧稳定性差、空预器低温腐蚀、气温偏低等情况，给发电厂的安全生产造成了不利影响。

1 调峰对机组设备寿命的影响

1.1 汽轮机本体寿命分配

汽轮机寿命一般是指从首次投运至转子出现第1条宏观裂纹期间的总工作时间。影响汽轮机寿命的因素主要可以分为2大类：一是转子材料受到高温和工作应力作用产生的蠕变损耗；二是转子材料受到交变应力引起的低周疲劳损耗，由启动、停机、变负荷等不稳定变工况引起。转子总的寿命损耗为这两类损耗之和。

汽轮机转子在启停及变负荷工况下运行，内部温度场处于非稳定状态，使转子内部承受热应力。负荷波动越频繁，这种热应力冲击次数就越多，对转子寿命损耗就越大，这就是低周疲劳损伤。低周疲劳损伤约占转子总寿命损伤的80%，是研究汽轮机转子寿命损伤的主要考虑对象。目前认为汽轮机服役年限是30年，为获得最大的经济和社会效益，必须合理分配并充分利用汽轮机寿命。

1.2 辅助设备寿命

机组调峰运行，给水泵内介质温度、压力也会随机组负荷的变化而变化，在机组升负荷的过程中，除氧器压力和温度提高，高温水流入低温泵体内，将产生一定的热冲击。降负荷时，泵体和介质的温度变化相反，也同样会产生热冲击。泵体需承受这样的交变应力，必然导致给水泵的寿命损耗，这就对泵的可靠性提出了较高的要求。

回热加热器温度、压力等参数均随机组负荷变化而变化，因而在机组负荷大幅度变动时，回热加热器都将承受相应的交变应力。这种交变应力会对金属部件产生不利影响，降低使用寿命。因此，在机组变负荷过程中，应严格控制负荷的变化率。回热加热器解列后重新投入时，应严格按照规定的温升速率控制进汽阀开启度。各个回热加热器的连续排汽需保持通畅，保证加热器内的不凝结气体及时排出，既提高了换热效率，也延缓了金属部件的腐蚀。

2 低负荷运行对机组设备影响

2.1 燃烧稳定性差

现在发电厂的燃料成本普遍超过发电成本70％，这造成火力发电企业运营在亏损边缘，经营压力越来越大。为了降低生产成本，有的发电厂加大了褐煤的掺烧量。因为劣质褐煤具有低热值、高水分及灰分相对较高，可磨性差，燃烧稳定性随灰分、水分增加而变差的特点，以及低负荷时锅炉水动力特性差，炉内空气动力场不均匀，且水冷壁前墙中部热负荷偏高，所以一些锅炉在低负荷（机组在500MW以下）燃烧劣质褐煤时，水冷壁温度难以控制、燃烧稳定性差的问题表现得更加明显。

2.2 汽温偏低

机组在低负荷运行过程中，其再热气温最低会降至580℃左右，与标准的603℃存在一定产局。当机组内的蒸汽温度过低时，会导致汽轮机叶片上附近的蒸汽湿度增加，有时还会出现水冲击，导致汽轮机叶片断裂、损坏。同时，蒸汽温度过低还可能导致汽轮机转子受到较大的轴线推力，进而导致设备跳机。此外，在蒸汽压力保持不变的情况下，蒸汽温度遍地就会导致蒸汽焓下降，进而使蒸汽做功能力减弱，影响设备的生产效率。因此，这种情况不仅会增加机组设备的故障几率，还会造成严重的资源浪费，不利于节能环保。

2.3 易发生低温腐蚀

在低负荷时，空预器出口温度易低于100℃，比烟气露点温度低，易发生低温腐蚀。从整个锅炉烟气流程来讲，空气预热器烟气通道截面较小，阻力较大，极易产生堵灰、结渣。腐蚀和堵灰往往从管子冷端逐渐向热端延伸，且多积聚在烟气流速较低的四周死角，当空预器积灰结渣又没有得到及时清除时，腐蚀和积灰的速度必然加快。腐蚀与堵灰往往是相互促进的，堵灰使传热减弱，受热面壁温降低，而且在350℃以下沉积的灰又能吸收S02，这将加速腐蚀过程。而一旦空预器受腐蚀泄漏后，便会发生漏风，漏风使烟温进一步降低，加速了腐蚀和堵灰过程，形成恶性循环。低温腐蚀和堵灰严重时，就会造成烟气通道堵塞，引风阻力增大，锅炉正压燃烧，降低锅炉出力，甚至造成被迫停炉的事故。

3 调峰及低负荷运行对机组设备影响

3.1 对机组启动的影响

3.1.1 无旁路机组启动

部分300MW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。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。

3.1.2 轴封供汽温度

传统的300MW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1000MW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。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。

3.2 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。

结束语

总之，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。

参考文献：

[1] 刘晨.调峰火电机组金属监督关键问题.2019.

[2] 张宏宇.浅谈调峰及低负荷运行对汽机侧设备的影响分析.2021.