1000MW 级汽轮机补汽阀调频问题及应对策略

1、1000MW 级汽轮机补汽阀调频问题及应对策略摘要：补气阀是汽轮机组的重要组成设备之一，关系到机组的正常、稳定运行。 本文对全周进汽加补汽阀技术机型汽轮机展开了介绍，指出了汽轮机补气阀的调 频问题，并提出相应的应对策略，以期能为有关需要提供参考。关键词：汽轮机；补气阀；调频问题；应对策略 随着我国电力行业的快速发展，汽轮机作为电力厂的重要设备，在电力生产 中发挥着至关重要的作用。而电网频率是保障电能质量的重要指标，汽轮机的调 频问题也越来越受重视。若汽轮机补气阀在调频时存在问题，将会影响到机组的 运行效益和安全。基于此，本文针对部分汽轮机中补气阀的调频问题，展开了相 关探讨。全周进汽加补汽阀机

2、型的一些设计理念全周进汽加补汽阀技术机型采用HMN”（高压单流H型积木块，中压双流M 型积木块，低压双流N型积木块）设计，摒弃了美、日等双流调节级的设计理念， 采用全周进汽和圆筒形单流高压缸设计，效率较高，热耗低至7245KJ/（KWh）, 供电煤耗设计值可低于279 g/ （KWh），能效指标先进。在汽轮机调节阀方面，最初的设计理念是：在30%100%负荷范围内，米 用滑压运行方式，调节阀全开，尽量减少节流损失，以带基本负荷为主；在机组 参与一次调频时使用补汽阀。该设计方案主要有两个目的：一是在额定流量下， 使滑压运行机组进汽压力达到额定值，弥补全周进汽滑压运行模式下没有用足蒸 汽压力的缺陷

3、；二是在机组运行时，不必通过主调阀的节流就具备调频功能，调 频速度快（3 s以内），具有足够的能量储备，在迅速增加负荷的同时，主蒸汽 压力变化小（不到1%），可减少锅炉的压力波动。部分机组补汽阀调频时的问题在实际运行中发现，对于部分早期投运的1000MW等级机组，汽轮机补汽阀 的开启会诱发轴系振动。以某火力发电厂7号机组1000MW等级机型的补汽阀开 启试验为例，其试验结果表明：机组在810MW和970MW负荷下，当补汽阀开 度小于20%时，高压转子的1号、 2号瓦振较稳定，开度大于20%时， 1号、 2 号瓦振出现振动爬升现象，补汽阀开度越大，振动爬升越快。经频谱分析，当瓦 振增大时，其低频

4、（20Hz ）分量增加较大，并随补汽阀开度的增大而快速攀升， 其中以1号轴承X向的轴振变化最为明显。结合补汽阀设计机型特点，振动故障 诊断为汽流激振。而汽流激振属于转子的自激振动，其振动由蒸汽力引起。因此，该发电厂7号机组将补汽阀阀限设置为20%，在保证一定的补汽调频 能力的同时将轴系振动控制在可接受范围内。同时该发电厂6号1000MW等级机 组性能试验显示，机组补汽阀的开启也会增加汽轮机热耗。补汽阀全开后经济性 差异约为40KJ （KWh）；在补汽阀开30%、主调阀开度不变（100% ）的情况下, 汽轮机热耗增加了 30KJ/（KWh）。考虑开启补汽阀对机组经济性的影响，在实 际运行时闭锁补

5、汽阀，折中采取汽轮机调阀节流的形式来实现机组的调节功能， 成为了一种策略。尽管将全周进汽改变为节流调节也会使经济性下降，但从机组 安全运行角度考虑，主汽调阀节流还是成为了机组参与一次调频的主要手段。根据相关通报，多地660MW机组补汽阀开启，参与负荷调节，提升了负荷 响应能力，减少了调门压损，机组振动也在可接受范围内。因此，补汽阀参与机 组调频产生的问题是：采用全周进汽加补汽阀机型的部分1000MW等级机组因补 汽阀开启可能诱发轴系振动，其补汽阀保持关闭甚至闭锁，影响了补汽阀参与调 频的功能的实现，也影响了机组经济性。机组实现调频功能的应对策略鉴于部分1000MW等级机组补汽阀投运可能诱发轴系

6、振动而闭锁，补汽阀不 能正常投运，在一定程度上影响了机组调频，因此，机组实现调频功能需要有辅 助手段。基于同类型电厂的实践和设置0号高压加热器(简称高加)的机组中 “可调整”抽汽的设计，本文提出了相应解决策略。3.1 凝结水一次调频技术凝结水流量最大可降低1000t/h, 般情况下转速每降低15 r /min,凝结水 流量会降低200t/h，主汽压力会降低0.2MPa。经测算，汽轮机主调阀节流损失将 减小3%,热耗将下降8KJ/ (KWh)，将影响煤耗0.3g/ (KWh)。1号机组负 荷710MW时主调阀开度为45%，负荷770MW时开度为50%； 2号机组负荷 800MW时，主调阀开度为6

7、2%，主汽压力为20.9MPa。某电厂通过凝结水蓄能的方式调节凝结水流量，改变中低压抽汽量(48/9 段抽汽)，在燃料响应落后的情况下，瞬时提高机组出力，快速响应电网一次调 频和自动发电控制(AGC)。整个一次调频的过程分为三个阶段：快速过程。为了兼顾节能的目的，在机组负荷处于60%额定负荷以上区 间段时，汽轮机主调阀的调整规律大致按原设计滑压曲线进行，但保留少量节流 以满足小范围、短时间的快速一次调频。凝结水蓄能系统参与一次调频。在快速响应调频指令(15 s)后，如 果频差还在动作范围之内，根据频差大小，通过减少凝结水流量来减少汽轮机系 统回热抽汽量，达到快速增加汽轮机实际负荷的目的。完成一

8、次调频。锅炉实际压力上升，蒸汽流量增加，机组电负荷持续平 稳增加，完成了一次调频。然后，逐步“恢复”被减少的凝结水流量，逐步恢复系 统平衡。某电厂采用凝结水蓄能一次调频技术，满足了电网一次调频和AGC的响应要 求，高调门开度由原来的 28%38%提升到了 40%45%，降低了阀门节流损 失，经测算，年平均降低供电煤耗为0.6g/(KWh)。但采用凝泵变频的凝结水节流的方式进行机组一次调频，会受限于低压加热 器金属材料、抽汽品质、除氧器蓄热能力及除氧器水位波动等因素。3.2 高加给水旁路调频技术 高加给水旁路参与机组一次调频的过程，需要结合主汽调节阀来进行。大致 有以下三种方式：主汽调节阀全开，

9、通过给水旁路进行负荷调节。这种方式下主汽调节阀 的节流较小，节能效果明显。但其负荷响应速率和响应幅度指标较差，甚至达不 到 AGC 考核细则要求。主汽调节阀处于经济开度，以给水旁路为主要调节手段，辅助进行机组 一次调频。相比于第一种方式，这种方式在控制效率上有明显提升，负荷响应速 率和响应幅度指标较好。但对于小频差调节的情况，给水旁路的频繁动作又会导 致给水温度频繁变化，带来高压加热器管束交变热应力的增加和省煤器金属疲劳 对系统产生较大扰动。以主汽调节阀为主要调节方式，采用给水旁路进行辅助调频。一般是将 一定负荷下的主汽调节阀滑压设定值进行一定的提升，将主汽调节阀开度增大， 来提升主汽阀的调频

10、效果，不足部分由给水旁路调节完成。某电机组试验显示， 主汽调节阀滑压设定值提升0.5MPa，调节阀开度在设计值基础上增开2.9%，可 以完成额定负荷的 4.5的调频，而考核要求为额定负荷的 6，已完成 75的 任务，同时主汽调节阀开度处在经济开度附近，兼顾了节能效果。所以，在这种 调频方式下，小频差调节由主汽调节阀进行；当频差较大时，通过调节阀与给水 旁路协作的方式完成。第三种方式在主汽调节阀完成小频差调节任务的同时，兼顾了正常运行时的 压损；进行频差较大的调节时，给水旁路仅起辅助作用，这就避免了给水温度频 繁变化带来的高压加热器管束交变热应力增加、省煤器金属疲劳和对系统产生较 大扰动等问题，

11、是一种有效的节能型机组一次调频技术。3.3“可调整”0 段抽汽一次调频技术 对于设置“可调整”抽汽0 号高加的项目，可增加1 种辅助解决策略，即通过 调节 0 段抽汽量来影响高压缸做功能力，以此参与对机组的一次调频。沿锅炉给水流向，在原热力系统 1 号高加之后增设 1 台高加，该高加称为 0 号高加。0号高加可在部分负荷下，通过采用参数更高的0级抽汽（1000MW等 级机组一般采用汽轮机高压缸5级后抽汽，600MW等级机组一般采用汽轮机高 压缸 6 级或7 级后抽汽）来加热给水，这样可进一步提高给水温度，抬高锅炉排 烟温度，拓宽脱硝的投运区间，提升汽轮机热效率。对深度调峰机组， 0 号高加与其

12、他高加的不同之处主要在于：从生产工艺上 说， 0 号高压加热器需频繁切除与投运；从设备安全性评价上说， 0 号高加容易 出现温度变化率较高且高加各部件温差较大等恶劣工况；从结构形式上来说，管 束布置也有U形管布置和蛇形管布置的区别。U形管式高压加热器需要设计厚 重的管板和球形封头，蛇形管式高压加热器独特的连接方式则避免了热应力过于 集中的问题，母管壁厚只相当于相同条件下管板厚度的 15，因此，蛇形管布置 比U形管布置更适合大容量机组的单列式高压加热器，但其造价比U形管式加 热器昂贵。二者的结构形式分别如图1和图2所示。图1U形管式布置的0号高加结构图 2 蛇形管式布置的 0 号高加结构某600

13、MW等级电厂0号高加系统设计如图3所示。汽轮机为西门子机型， 高压缸为筒形缸，带有补汽阀。在部分负荷下，补汽阀闭锁，通过0号高加与补 汽阀进汽共用的三通接口，将汽轮机高压缸7级后抽汽引入0号高加。 0号高加 抽汽管道上设置有快关调节阀，可通过快关调节阀以最终给水温度为目标量来调 节该级抽汽量。图3某600MW等级电厂0号高加系统图3中，管径219.1mm、壁厚27.4mm 路为0级抽汽管路，设置有逆止阀、 调阀和闸阀，可通过调阀调节0段抽汽；管径42.4mm、壁厚7.5mm 一路为0号 高加预暖管路，同样设置有逆止阀、调阀和闸阀，可通过调阀使一部分0级抽汽 进入0号高加，保持0号高加常态“预热

14、”，缩短投运时间。逆止阀可强制关闭， 能有效防止汽轮机进水事故。各分支管路和抽汽总管路的电动闸阀的设置能使 0 号高加抽汽管路系统与汽轮机补汽阀管路有效隔离，提高系统的安全性。疏水阀 的设置可使0号高加均匀加热，防止蒸汽管道中发生汽阻和水锤。汽轮机机组部分负荷下热耗与给水温度的关系如表1所示。表1调峰运行模式部分负荷下的热耗与给水温度从表1可看出，在100%THA负荷工况下给水温度为295.7C，如果抽高品 质蒸汽进入0号高加来加热给水，会降低机组经济性，所以0号高加在100%T HA负荷时不投入运行。在不加入0号高加的常规方案中，在75%THA负荷 工况下锅炉给水温度为276.5C，如果在负

15、荷低于75%THA时投入0号高加运 行，锅炉给水温度可以升高到约295.5C，机组锅炉给水温度增加1942.1C， 这样可以起到在部分负荷工况下将最终锅炉给水温度提高至额定给水温度的目的。 因此，在50%75%THA部分负荷工况下，增加0号高加运行后，给水温度 的升高抬升了炉侧排烟温度，即拓宽了锅炉脱硝区间。同时，在50%75%TH A 部分负荷工况下，增加 0号高加运行后，汽轮机热耗率减少了 1645KJ/ (KWh)，汽轮机热效率得到了提高。这种设计方式增设了 0段抽汽调节阀来调节高压缸的 0段抽汽量，使得0段 抽汽具有了“可调整”性。减小调节阀开度即暂时减小了高压缸的 0段抽汽量，暂 时

16、增加了高压缸的做功能力，实现了负荷暂时“增加”；增大调节阀开度即暂时增 加了高压缸的 0段抽汽量，暂时减小了高压缸的做功能力，实现了负荷暂时“减 小”：通过暂时的增减负荷来完成机组的一次调频。0 段抽汽参数较高，负荷响应较好。某些 1000MW 等级机组的实测数据显示 在负荷75%工况下，抽汽调节阀由全开改为全关后，机组负荷可增加约 30 40MW。部分600MW等级机组在负荷75%工况下，抽汽调节阀由全开改为全关 后，机组负荷可增加约17MW。鉴于调阀开启和关闭时间一般小于5 s,此调节 速度基本满足电网对正压直吹式燃煤机组每分钟调整额定负荷的 1%的要求。但 这种阶跃式的调频会导致给水温度

17、变化较大，必须利用锅炉省煤器巨大的蓄热平 衡能力来减小锅炉给水温度的波动，用以降低对锅炉省煤器出口水温的影响。在实际的快速增负荷调频过程中，通过快速关小 0段调节抽汽阀开度以减少 汽轮机抽汽量，可以增加高压缸做功能力，实现负荷暂态快速提升，此时省煤器 进口给水温度下降，省煤器释放其巨大蓄热，管子平均温度下降。与此同时，炉 侧增加锅炉燃烧率，待热负荷跟上并稍大于需求热负荷后，再开大0段调节阀， 增加抽汽量来提高给水温度，补偿省煤器之前释放的热量，使管子平均温度上升。 最终结果是省煤器出口水温在整个调频过程中基本稳定。同时，平均给水温度基 本保持不变。采用0号高加增加了汽轮机热平衡的回热级数，使机

18、组经济性得到了提升， 而在采用可调 0 段抽汽来进行机组一次调频过程中，调频的增、减负荷所具有的 对称性，使得因调频而产生的抽汽量变化对0号高加效率增减的影响相互抵消， 即高加效率的平均值不变，所以调频本身并不影响机组的经济性。更为重要的是， 在整个滑压运行区域中，机组主汽调门可保持机型设计开度，使调频过程中的节 流损失降到了最低，调频经济性得到了显著提升。首先，相比于炉跟机协调模式中主汽调节对炉侧水冷壁、集箱以及过热器等 高合金钢材料的温度交变影响，通过0号高加抽汽调节，利用省煤器蓄热来保持 省煤器出口水温波动的方式，能够最大限度避免后续炉侧受热面的热冲击。同时， 因为省煤器及其入口联箱等部件的材料均为碳钢和低合金钢，对温度变化带来的 热应力变化适应能力相对较强，机组运行将更为安全。其次，受热面温度波动的 减弱，在某种程度上降低了因氧化皮脱落堵管造成炉侧爆管的可能性。因此，从 安全性来说，可调 0 段抽汽调频技术优于主汽调节阀预节流的传统方法。结语综上所述， 1000MW 级汽轮机补气阀的调频问题会影响到机组的运行质量和 效益，对其展开分析，探讨合理的应对策略，对保障机组