王學(xué)華，史鵬飛，林 波，馮云鵬，姚 力

（1.國(guó)能神福（石獅）發(fā)電有限公司，福建 泉州，362700；2.國(guó)家能源集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究院有限公司，江蘇 南京 210023）

1 引言

在“雙碳”目標(biāo)下，以新能源為“主體能源”的新型電力系統(tǒng)建設(shè)加速推動(dòng)。新能源隨機(jī)性和間歇性的特點(diǎn)要求電力系統(tǒng)提升靈活性，以盡可可能消納日益增長(zhǎng)的可再生能源。我國(guó)以煤電為主體的能源結(jié)構(gòu)，決定了燃煤發(fā)電機(jī)組必須進(jìn)行深度調(diào)峰，以提高電力系統(tǒng)靈活性［1-3］。各地都出臺(tái)了相關(guān)的政策，要求提加大煤電機(jī)組參與深度調(diào)峰的力度，以山西為例，目前已有八成以上火力發(fā)電機(jī)組參與深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)。燃煤機(jī)組參與深度調(diào)峰已成為新常態(tài)［4］。燃煤機(jī)組由于自身的限制，低負(fù)荷工況時(shí)主輔機(jī)偏離設(shè)備經(jīng)濟(jì)運(yùn)行點(diǎn)，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)差［5-6］；同時(shí)主要設(shè)備在低負(fù)荷下的安全可靠性也面臨著諸多問(wèn)題［7-9］。在低負(fù)荷工況運(yùn)行時(shí)，鍋爐存在爐內(nèi)燃燒不穩(wěn)定、脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常投運(yùn)、受熱面超溫、水冷壁管熱疲勞開(kāi)裂、氧化皮脫落速度加快及堆積堵管、尾部煙道受熱面減薄、水動(dòng)力安全性較差、脫硝系統(tǒng)無(wú)法正常投運(yùn)等問(wèn)題［10-12］。汽輪機(jī)低壓缸在小容積流量工況下容易發(fā)生鼓風(fēng)、水蝕和顫振等問(wèn)題，對(duì)末級(jí)葉片造成損傷甚至斷裂，危及汽輪機(jī)的安全運(yùn)行［13-14］。

如何保障燃煤機(jī)組在深度調(diào)峰運(yùn)行下的安全性和經(jīng)濟(jì)性是當(dāng)前試驗(yàn)和研究的熱點(diǎn)。張世宏等［15］針對(duì)平頂山電廠超超臨界機(jī)組直流鍋爐水冷壁壁溫偏差過(guò)大的問(wèn)題，本文根據(jù)鍋爐結(jié)構(gòu)特點(diǎn)和對(duì)沖燃燒特性，建立了1 000 MW 機(jī)組對(duì)沖燃燒鍋爐水動(dòng)力計(jì)算模型，并通過(guò)對(duì)比計(jì)算結(jié)果和試驗(yàn)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，反推鍋爐熱負(fù)荷分布，分析了造成鍋爐水冷壁壁溫偏差過(guò)大的原因，提出了相關(guān)應(yīng)對(duì)措施。許大通［16］根據(jù)1 030 MW 超超臨界燃煤火電參與深度調(diào)峰實(shí)際運(yùn)行參數(shù)，構(gòu)建機(jī)組深度調(diào)峰的收益計(jì)算模型，并對(duì)深度調(diào)峰過(guò)程中鍋爐燃燒穩(wěn)定性、水冷壁溫度、脫硝催化劑效率、風(fēng)機(jī)運(yùn)行穩(wěn)定性、發(fā)電機(jī)組進(jìn)相能力等安全性和環(huán)保性問(wèn)題進(jìn)行了深入分析，并且針對(duì)上述問(wèn)題提出運(yùn)行控制方案及節(jié)能措施。石紅暉等［17］采用數(shù)值方法研究了小流量條件下6種工況下低壓缸末級(jí)氣動(dòng)參數(shù)和流場(chǎng)結(jié)構(gòu)的變化規(guī)律，得到低壓缸末五級(jí)的效率、焓降分配、子午面流線，以及末級(jí)流動(dòng)結(jié)構(gòu)、氣流角和溫度的分布規(guī)律。徐佳敏［18］建立了低壓缸7級(jí)葉片模型，分析了低壓缸進(jìn)汽流量、進(jìn)汽溫度對(duì)整個(gè)流場(chǎng)和末級(jí)葉片溫度的影響場(chǎng)的分布情況，并分析了低壓缸進(jìn)汽流量、進(jìn)汽溫度對(duì)整個(gè)流場(chǎng)和末級(jí)葉片溫度的影響。史鵬飛等［19-21］對(duì)機(jī)組在不同深度調(diào)峰負(fù)荷下的鍋爐、汽輪機(jī)性能、廠用電率、運(yùn)行煤耗情況變化進(jìn)行了試驗(yàn)研究，并分析了機(jī)組在不同負(fù)荷率和相同負(fù)荷率不同深調(diào)占比下機(jī)組全年平均供電煤耗的變化。

本文以某1 050 MW超超臨界燃煤機(jī)組為例，對(duì)機(jī)組深度調(diào)峰至30%和20%額定負(fù)荷下深度調(diào)峰運(yùn)行的主要設(shè)備性能、運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了試驗(yàn)研究［22-24］，并以20%額定負(fù)荷為基準(zhǔn)，利用Ebsilon 仿真軟件進(jìn)行變工況模擬計(jì)算，對(duì)機(jī)組在20%額定負(fù)荷不同循環(huán)水溫度下低壓缸末級(jí)葉片鼓風(fēng)情況進(jìn)行了仿真研究，研究結(jié)果可為超超臨界燃煤濕冷機(jī)組靈活性改造和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供一定的借鑒。

2 研究方法

2.1 機(jī)組概況

某1050MW燃煤汽輪發(fā)電機(jī)組的鍋爐主設(shè)備由東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司、BHK、BHDB 制造，型號(hào)為DG3130/27.46-Π2，為高效超超臨界參數(shù)變壓直流爐、采用沖燃燒方式。汽輪機(jī)為超超臨界、一次中間再熱、單軸四缸四排汽、沖動(dòng)凝汽式汽輪機(jī)。型號(hào)為N1050-26.25/600/600。凝汽器設(shè)計(jì)為雙背壓、單流程、雙殼體、表面型、殼體和水室為全焊接結(jié)構(gòu)單背壓凝汽式。

2.2 深度調(diào)峰試驗(yàn)

為了掌握該1 050 MW 機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行至30%和20%額定負(fù)荷的主要設(shè)備性能、運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的變化情況。試驗(yàn)在500 MW 負(fù)荷工況的基礎(chǔ)上，逐步降低機(jī)組負(fù)荷至300 MW 和200 MW 負(fù)荷，每個(gè)試驗(yàn)工況穩(wěn)定2小時(shí)。

機(jī)組在500 MW負(fù)荷工況穩(wěn)定運(yùn)行2小時(shí)后，逐步降低機(jī)組負(fù)荷至300 MW 和200 MW；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低于250 MW 時(shí)。啟動(dòng)爐水循環(huán)泵系統(tǒng)，鍋爐由干態(tài)運(yùn)行轉(zhuǎn)為濕態(tài)運(yùn)行。300 MW 負(fù)荷采用三臺(tái)磨運(yùn)行，負(fù)荷低于300 MW，停運(yùn)E磨（熱備用），保持兩臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行。全過(guò)程不投運(yùn)等離子系統(tǒng)。

300 MW 以下負(fù)荷采用單汽泵調(diào)節(jié)，另一臺(tái)循環(huán)備用，不停泵運(yùn)行，給水泵再循環(huán)門(mén)打開(kāi)。試驗(yàn)采用ASME 流量噴嘴測(cè)量5 號(hào)低加至除氧器凝結(jié)水流量，試驗(yàn)穩(wěn)定工況時(shí)對(duì)機(jī)組熱力系統(tǒng)進(jìn)行隔離，停止對(duì)外供熱和供汽，停止凝汽器補(bǔ)水。試驗(yàn)過(guò)程中密切監(jiān)視機(jī)組蒸汽參數(shù)波動(dòng)、鍋爐受熱面溫度、過(guò)熱度、脫硝煙氣溫度、汽輪機(jī)末級(jí)葉片溫度和各軸振和瓦振情況，發(fā)現(xiàn)異常情況，及時(shí)進(jìn)行調(diào)整，待參數(shù)恢復(fù)正常后再繼續(xù)降低機(jī)組負(fù)荷或者進(jìn)行穩(wěn)定工況試驗(yàn)［25］。

2.3 小容積流量汽輪機(jī)末級(jí)鼓風(fēng)情況模擬

為研究該1 050 MW 汽輪機(jī)組低壓缸末級(jí)機(jī)組在20%額定負(fù)荷在各種環(huán)境工況下的鼓風(fēng)情況，在機(jī)組20%額定負(fù)荷試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，以20%額定負(fù)荷為基準(zhǔn)，通過(guò)改變循環(huán)水進(jìn)水溫度，利用Ebsilon 軟件進(jìn)行變工況模擬計(jì)算，得出不同循環(huán)水溫度下20%負(fù)荷下汽輪機(jī)末級(jí)的各項(xiàng)參數(shù)。

3 結(jié)果與討論

3.1 機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)結(jié)果

隨著機(jī)組深調(diào)幅度的增加，機(jī)組鍋爐效率、汽輪機(jī)三缸效率、廠用電率、運(yùn)行發(fā)、供電煤耗呈現(xiàn)加速惡化趨勢(shì)。本試驗(yàn)1 050 MW 超超臨界燃煤機(jī)組從50%額定負(fù)荷深度調(diào)峰至30%和20%額定負(fù)荷主要運(yùn)行參數(shù)和設(shè)備性能變化情況見(jiàn)表1；鍋爐各項(xiàng)熱損失見(jiàn)圖1；汽輪機(jī)熱耗率變化情況見(jiàn)表2。

圖1 某1 050 MW機(jī)組Ebsilon仿真模型Fig.1 Ebsilon simulation model of a 1 050 MW unit

表1 某1 050 MW機(jī)組深度調(diào)峰試驗(yàn)主要參數(shù)變化Tab.1 Changes of main parameters in depth peak regulation test of a 1 050 MW unit

表2 不同循環(huán)水進(jìn)水溫度下汽輪機(jī)末級(jí)的各項(xiàng)參數(shù)Tab.2 Parameters of turbine final stage under different inlet temperature of circulating water

從表1 中可知，機(jī)組負(fù)荷從50%額定負(fù)荷深度調(diào)峰至30%和20%額定負(fù)荷時(shí)，鍋爐效率從93.11%分別降低至92.50%和92.07%，相對(duì)降低0.66%和1.12%。從圖1 中可知，在鍋爐各項(xiàng)熱損失中，排煙熱損失占比最大，為影響鍋爐熱效率的最主要因素。鍋爐排煙熱損失從5.75%分別升高至6.36%和6.80%，相對(duì)升高11.19%和18.88%。排煙熱損失增加的主要原因是在低負(fù)荷工況下，由于系統(tǒng)阻力的降低，送風(fēng)機(jī)工況點(diǎn)嚴(yán)重偏離了設(shè)計(jì)工況點(diǎn)，風(fēng)機(jī)效率降低，運(yùn)行調(diào)整裕度減小，送風(fēng)量的調(diào)整幅度遠(yuǎn)小于機(jī)組負(fù)荷下降的幅度，導(dǎo)致一次風(fēng)總量相對(duì)偏大，運(yùn)行氧量偏高。

從表1 中可知，機(jī)組深調(diào)至30%和20%額定負(fù)荷時(shí)，汽輪機(jī)采用定壓運(yùn)行方式，主汽壓力基本維持在11～12 MPa，主蒸汽溫度和再熱溫度基本能維持額定值600 ℃，25%負(fù)荷以下負(fù)荷時(shí)為保證脫硝系統(tǒng)正常投運(yùn)，爐水循環(huán)泵投入運(yùn)行，最終給水溫度達(dá)到254 ℃左右。汽輪機(jī)高壓缸效率和低壓缸效率隨深幅度的增加下降尤為明顯。高壓缸效率從82.85%分別下降至75.50%和66.96%，相對(duì)下降8.87%和19.18%。低壓缸效率從87.27%分別下降至81.86%和75.02%，相對(duì)下降6.20%和14.03%，汽輪機(jī)本體性能顯著惡化。從圖2 中可以看出，汽輪機(jī)組熱耗率從8 056.22 kJ/（kW·h）增加至8 648.02 kJ/（kW·h）和9 341.73 kJ/（kW·h），分別增加591.80 kJ/（kW·h）和1 285.51 kJ/（kW·h），相對(duì)增加7.35%和15.96%，汽輪機(jī)組熱力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性顯著下降。同時(shí)在機(jī)組深度調(diào)峰過(guò)程中，磨煤機(jī)、循環(huán)水泵、送風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī)等主要輔機(jī)設(shè)備設(shè)計(jì)運(yùn)行點(diǎn)大幅度偏離其經(jīng)濟(jì)運(yùn)行工況點(diǎn)，運(yùn)行效率大幅下降，耗電率明顯增加。機(jī)組從50%額定負(fù)荷深調(diào)至30%和20% 額定負(fù)荷時(shí)，廠用電率從4.506% 增加至7.081% 和9.968%，分別相對(duì)增加57.16% 和121.23%，主要輔機(jī)耗電率呈總體上加速惡化趨勢(shì)。由此可見(jiàn)，機(jī)組從50%深度調(diào)峰至30%和20%過(guò)程中，隨著深度調(diào)峰幅度的增加，鍋爐性能、汽輪機(jī)性能、主要設(shè)備性能呈加速惡化趨勢(shì)。

圖2 深度調(diào)峰鍋爐各項(xiàng)熱損失變化Fig.2 Changes of boiler heat loss during depth peak regulation

從圖3可知，在機(jī)組深度調(diào)峰過(guò)程中，隨著深調(diào)幅度的增加，運(yùn)行發(fā)電煤耗和供電煤耗顯著增加，運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性顯著下降，而且呈現(xiàn)加速惡化趨勢(shì)。機(jī)組從50%額定負(fù)荷深度調(diào)峰至30%和20%額定負(fù)荷時(shí)，機(jī)組運(yùn)行發(fā)電煤耗從298.20 g/（kW·h）增加至322.22 g/（kW·h）和349.69g/（kW·h），發(fā)電煤耗分別增加24.02 g/（kW·h）和51.49 g/（kW·h），相對(duì)增加8.05%和17.27%。機(jī)組運(yùn)行供電煤耗從312.27g/（kW·h）增加至346.78g/（kW·h）和388.41g/（kW·h），供電煤耗分別增加34.51g/（kW·h）和76.14 g/（kW·h），相對(duì)增加11.05%和24.38%?？梢?jiàn)，機(jī)組從50%額定負(fù)荷深度調(diào)峰至30%和20%額定負(fù)荷時(shí)，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性顯著下降。

圖3 深度調(diào)峰汽輪機(jī)熱耗率變化Fig.3 Changes of steam turbine heat rate during depth peak regulation

圖4 深度調(diào)峰機(jī)組煤耗變化Fig.4 Changes of the unit coal consumption during depth peak regulation

3.3 小容積流量下汽輪機(jī)末級(jí)鼓風(fēng)情況分析

在機(jī)組深度調(diào)峰過(guò)試驗(yàn)程中，凝汽器進(jìn)水溫度維持在28℃左右，隨著機(jī)組負(fù)荷的降低，高、低壓凝汽器壓力隨之降低，排汽溫度也隨之升高。當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降低至265 MW 負(fù)荷時(shí)，高壓側(cè)末級(jí)開(kāi)始出現(xiàn)鼓風(fēng)現(xiàn)象，排汽開(kāi)始過(guò)熱，最高過(guò)熱度在210～220 MW 負(fù)荷之間，過(guò)熱度為15.31℃。機(jī)組負(fù)荷降低至240 MW 負(fù)荷時(shí)，低壓側(cè)末級(jí)開(kāi)始出現(xiàn)鼓風(fēng)現(xiàn)象，排汽開(kāi)始過(guò)熱，最高過(guò)熱度在210～220 MW 負(fù)荷之間，過(guò)熱度為9.55℃。高壓凝汽器和低壓凝汽器溫度均在55℃以?xún)?nèi)，汽輪機(jī)可在低壓缸不噴水狀態(tài)下長(zhǎng)期運(yùn)行。

以20%額定負(fù)荷作為基準(zhǔn)工況（循環(huán)水流量72 000 t/h，進(jìn)水溫度27.8℃）下，通過(guò)改變循環(huán)水進(jìn)水溫度，利用Ebsilon 軟件進(jìn)行變工況模擬計(jì)算，得出不同循環(huán)水溫度下20%負(fù)荷下汽輪機(jī)末級(jí)的各項(xiàng)參數(shù)，見(jiàn)表2。

從表2 中可以看出，循環(huán)水進(jìn)水溫度在28℃以下時(shí)，高、低壓側(cè)低壓缸的排汽速度均可保持在60 m/s 以上，排汽溫度在50℃左右，汽輪機(jī)可在低壓缸不噴水狀態(tài)下長(zhǎng)期運(yùn)行。但在夏季工況下，循環(huán)水溫度在30℃和32℃時(shí)，高低壓側(cè)低壓缸的排汽速度均降低至60 m/s以下，末級(jí)鼓風(fēng)加重，隨之高壓末級(jí)排汽溫度分別升至68℃、84℃。由此可見(jiàn)，當(dāng)循環(huán)水流量72 000 t/h，環(huán)境溫度在28℃以下時(shí)，機(jī)組在20%負(fù)荷時(shí)高低壓側(cè)低壓缸的排汽速度均可保持在60 m/s 以上，排汽溫度在50℃左右，汽輪機(jī)可在低壓缸不噴水狀態(tài)下長(zhǎng)期運(yùn)行；環(huán)境溫度高于28℃時(shí)，高低壓側(cè)低壓缸的排汽速度均降低至60 m/s 以下，末級(jí)鼓風(fēng)加重，此時(shí)需投入低壓缸減溫水，并引起葉片水蝕風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)機(jī)組末級(jí)葉片產(chǎn)生不利影響。

4 結(jié)論

通過(guò)對(duì)某超超臨界1 050 MW 燃煤機(jī)組在深度調(diào)峰負(fù)荷下的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性與末級(jí)葉片安全性的研究，可以得出：

（1）機(jī)組在深度調(diào)峰負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，鍋爐性能、汽輪機(jī)性能、主要輔機(jī)性能及廠用電率等主要設(shè)備性能指標(biāo)明顯惡化，而且隨著深度調(diào)峰幅度的增加，呈現(xiàn)加速惡化的趨勢(shì)。

（2）機(jī)組從50%額定負(fù)荷分別深調(diào)至30%和20%額定負(fù)荷時(shí)，汽輪機(jī)采用定壓運(yùn)行方式，主汽壓力基本維持在11～12 MPa，主蒸汽溫度和再熱溫度基本能維持額定值600℃。隨著機(jī)組運(yùn)行負(fù)荷的變化，汽輪機(jī)高壓缸效率和低壓缸效率隨深幅度的增加下降尤為明顯，為提高機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)進(jìn)一步摸索機(jī)組在50%額定負(fù)荷下的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式。

（3）機(jī)組從50%額定負(fù)荷分別深調(diào)至30%和20%額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)運(yùn)行供電煤分別增加34.50 g/（kW·h）和76.14 g/（kW·h），機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性顯著下降。

（4）當(dāng)循環(huán)水流量72 000 t/h，環(huán)境溫度在28℃以下時(shí)，機(jī)組在20%負(fù)荷時(shí)高低壓側(cè)低壓缸的排汽速度均可保持在60 m/s 以上，排汽溫度在50℃左右，汽輪機(jī)可在低壓缸不噴水狀態(tài)下長(zhǎng)期運(yùn)行；環(huán)境溫度高于28℃時(shí)，高低壓側(cè)低壓缸的排汽速度均降低至60 m/s以下，末級(jí)鼓風(fēng)加重，此時(shí)需投入低壓缸減溫水，并引起葉片水蝕風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)機(jī)組末級(jí)葉片產(chǎn)生不利影響。