啟停調峰及深度調峰對燃煤機組安全性影響分析

趙晴川，董信光，張利孟，王守恩，趙中華

（1.山東電力研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著新能源發展的提速、核電產業的加速轉型，加上外電入魯規模不斷擴大和綠色配額制正式實施，山東電網調峰矛盾愈發突出。山東電網沒有燃機發電，水電僅有1 000 MW 抽水蓄能，調峰主要靠火電；而且火電機組中熱電機組占比超過76%，在保障民生的前提下，采暖季電網調峰能力受到嚴重制約［1］。由于缺少快速調節電源，山東電網調峰主要靠煤電機組深度調峰和啟停調峰來實現。

頻繁啟停調峰及深度調峰，必然會對機組設備安全性產生影響。因此對近兩年經常參與啟停調峰及深度調峰的14 臺機組進行了深入的調研，以了解調峰對機組設備安全性的影響。14臺機組的容量、型式各異，如表1 所示，比較有代表性地反映了啟停調峰及深度調峰對燃煤機組產生的安全性影響。

表1 參與啟停調峰及深度調峰機組類型

1 啟停調峰及深度調峰對鍋爐側設備的影響

1.1 鍋爐受熱面裂紋、拉裂和泄漏問題

啟停調峰的啟停過程鍋爐汽溫及受熱面壁溫經歷大幅度變化。圖1為G機組（645 MW，超超臨界）一次典型的啟停調峰期間水冷壁溫度變化趨勢。

圖1 G機組啟停調峰水冷壁溫度變化

深度調峰期間負荷較低，鍋爐燃燒相對減弱，機組主再熱汽溫波動幅度較大，鍋爐部分水冷壁及分隔屏壁溫偏高。因此頻繁啟停調峰及深度調峰，鍋爐受熱面金屬熱應力變化速度過快，容易造成金屬應力疲勞，導致水冷壁拉裂和受熱面泄漏，一定程度上威脅機組的安全穩定運行［2］。

A 機組（1 000 MW，超超臨界，二次再熱）2019年共參與啟停調峰及深度調峰101次，期間發現了4次拉裂泄漏，其中一次典型泄漏形態如圖2 所示。經分析認為是長期低負荷運行和頻繁啟停導致水冷壁整體膨脹量交替變化，在此區域產生較大的應力變化，應力集中位置出現低周期疲勞，產生裂紋并不斷延伸擴展到水冷壁管上出現泄漏。

圖2 機組A鍋爐水冷壁拉裂情況

B 機組（635 MW，亞臨界）鍋爐自2018 年參與啟停調峰及深度調峰后，發生分隔屏加持管連續3 次泄漏及1 次屏式過熱器泄漏。經分析認為與機組負荷頻繁波動有關。D 機組（670 MW，超臨界）于2019年3 月24 日完成一次啟停調峰后，即出現噴燃器下方水冷壁因膨脹不均導致拉裂泄漏，并且6 號再熱蒸汽管道三通也出現裂紋。

1.2 鍋爐氧化皮脫落問題

機組頻繁啟停和負荷大幅度波動，易導致氧化皮脫落堵塞鍋爐爐管而發生爐管過熱爆管事故。氧化皮隨汽輪機啟動、沖轉過程進入汽缸，易造成汽輪機通流部分動、靜葉片沖蝕損壞，汽輪機效率大幅度下降［3］。

D 機組（670 MW，超臨界）在2019 年3 月進行了3 次啟停調峰，在6 月7 日鍋爐末級再熱器發生超溫爆管，分析報告結論為機組頻繁啟動導致氧化皮脫落堵塞造成。

C 機組（1 000 MW，超超臨界）在頻繁啟停調峰和深度調峰后，檢查發現低溫再熱器四級管組（SA-213TP347H 材質）氧化皮脫落并堆積在管組下部彎頭區域。

通常超臨界機組氧化皮問題較為突出，但是并非絕對。部分亞臨界機組，如H 機組（635 MW，亞臨界）也存在氧化皮問題，如圖3 所示，檢修割管檢查氧化皮大量脫落。而A機組（1 000 MW，超超臨界）、B機組（1 000 MW，超超臨界，二次再熱）材質較好，氧化皮問題則并不明顯。

圖3 H機組受熱面氧化皮大量脫落

1.3 脫硝系統氨逃逸增大導致空預器堵塞

調峰運行時隨著負荷降低，脫硝入口煙溫降低，噴氨量增大，氨逃逸同比增大，硫酸氫氨生成量增加，易引起空氣預熱器堵塞和引風機故障［4］。

A 機組參與深度調峰后，空氣預熱器煙氣阻力較短時間內由800 Pa 上升至1 300 Pa；B 機組空氣預熱器差壓升至2 000 Pa，打開空預器發現蓄熱元件積灰嚴重；C 機組參與深度調峰后鍋爐空預器差壓升至2 500 Pa；G 機組2019 年調峰197 次，其中啟停調峰13 次，日內啟停調峰4 次，如圖4 所示，在3 個月的時間內，空預器差壓從1 000 Pa 急劇上升至2 300 Pa。

圖4 G機組空預器差壓變化趨勢

1.4 鍋爐輔機故障率增加

輔助設備頻繁啟停，對設備的可靠性、穩定性產生一定影響，尤其對風機設備軸承、轉子部件產生沖擊，造成壽命縮減，并且調峰過程中發生輔機故障，易造成機組非停。鍋爐送風機、引風機和一次風機在深度調峰低負荷下運行，流量與系統阻力不匹配，導致風機偏離設計工況進入失速區，破壞葉輪內部流場，產生額外氣動負荷，嚴重時可能誘發葉片高應力點處的疲勞、斷裂問題［5］。

自2018年深度調峰以來B機組引風機和送風機的液壓缸反饋桿軸承發生損壞；A 機組的送風機軸承磨損嚴重，多次出現振動超標。

J 機組2019 年參與啟停調峰6 次，深度調峰160 h左右，如圖5所示，發生兩臺引風機的動葉調節機構積灰卡澀嚴重。

圖5 G機組引風機積灰調節卡澀情況

1.5 汽水品質不合格

機組啟停調峰過程中，由于運行工況的變化導致汽水品質劣化，Cu 離子和Fe 離子嚴重超標，造成熱力設備系統腐蝕結垢。例如，I 機組啟停期間Cu 離子和Fe 離子等水汽指標變化較大，為確保汽水品質合格，減少熱力系統腐蝕沉積，加大熱力系統排污，造成鍋爐排污量增大，熱損失增加，經濟性降低。

1.6 鍋爐爐膛燃燒惡化風險

燃煤機組深度調峰運行時，鍋爐總煤量逐步降低，爐膛溫度逐步下降，燃燒逐漸惡化。當達到一定的穩燃負荷臨界點時，鍋爐必須采取相應的穩燃措施［6］。深度調峰時爐膛內部火焰充滿度不足，個別管道冷卻能力不足，容易發生火焰偏斜，造成受熱面壁溫超溫。

1.7 尾部煙道二次燃燒風險

機組啟、停過程中煤粉不完全燃燒的產物增加，存在尾部受熱面二次燃燒風險；在深度調峰期間，如果采用投油助燃也會造成尾部受熱面沾污未燃盡的油污，增大二次燃燒風險，且會造成脫硫漿液中毒，增大環保風險。

1.8 燃燒器燒損風險

深度調峰期間，機組負荷較低，鍋爐燃煤量低，一次風需用量少，導致一次風速低，再投用等離子或微油點火助燃時，易燒損燃燒器。

1.9 機組啟停有誤操作風險

機組啟停機過程中大部分參數控制無法投自動，需人工進行調整，就地大量手動閥門也需要人員親自操作，人員操作強度大增，容易發生人員誤操作，同時啟停過程容易發生各種異常情況，值班人員的判斷和處理將直接影響機組的安全。

2 啟停調峰及深度調峰對汽機側設備的影響

2.1 對汽輪機本體壽命的影響

以GE 公司某機型為例，其壽命分配數據如表2所示。啟停調峰對機組壽命影響量相當于一次極熱態啟動或溫態啟動。深度調峰時的大幅度變動負荷，對機組壽命的影響量相當于一次溫態啟動。若機組長時間多次頻繁啟停調峰和深度調峰，會加速轉子壽命損耗，降低機組實際的可運行年限［7］。

表2 GE公司某機型壽命分配數據

2.2 汽輪機振動大及上下缸溫差大

啟停調峰過程中，汽機停機后金屬部件冷卻深度不同，存在一定溫差，導致動靜間隙變化，造成機組振動，這一問題較為普遍，本次調研中大部分電廠都存在這一問題。

汽輪機上、下缸溫是汽輪機本體重要監測數據，汽輪機上下缸溫差過大有可能造成徑向間隙消失，誘發動靜部分碰磨、機組振動變大、轉子彎曲等故障，直接影響機組的安全穩定運行［8］。例如L 機組啟停調峰5次，在2019年9月12日停機期間，上下汽缸溫差達到87 ℃。該機組調峰解列期間，受設備自身限制，鍋爐不能熄火，汽輪機不能打閘，這種情況下再次開機帶負荷，容易造成汽缸永久損傷和滑銷系統損傷卡澀，導致汽輪機振動超標。

2.3 螺栓斷裂和法蘭泄漏風險

機組頻繁啟停，汽缸中分面螺栓、汽閥螺栓、導汽管螺栓等高溫高壓緊固件反復拉伸、收縮，承受交變應力作用，易造成螺栓金屬疲勞、硬度下降、金相組織劣化加速，出現螺栓斷裂、法蘭泄漏等重大缺陷。

D 機組在進行3 次啟停調峰后，于2019 年進行的A 級檢修中檢測發現高壓外缸上缸導氣管焊縫開裂，分析報告初步分析認為頻繁啟停導致焊縫處存在交變熱應力，形成疲勞損傷，加劇了裂紋的形成。

J 機組A 級檢修中發現中壓主汽門螺栓斷裂，高壓內上缸結合面調節級處出現裂紋，中壓調節門支架焊縫熔合線處開裂；2019 年8 月份機組A 級檢修中發現向空排汽門管座、導汽管管座、安全閥管座出現疲勞和裂紋；汽機主汽門出現裂紋，初步認定與機組頻繁啟停有關。

2.4 調速汽門卡澀及調節失靈風險

機組運行中調速汽門閥桿表面形成的致密氧化層與閥桿金屬的膨脹系數不同，在機組啟停過程中，調速汽門閥桿冷卻收縮、加熱膨脹時，氧化層會與閥桿分離、破裂、剝落，卡在閥桿與汽封套之間造成汽門卡澀、調節失靈等重大缺陷。

2.5 各汽缸取壓管焊縫開縫斷裂風險

機組頻繁啟停，汽輪機反復膨脹、收縮，受汽輪機內、外缸膨脹不同步影響，固定在汽輪機高、中壓內、外缸上的各壓力取樣插管，受到內、外缸膨脹不同步產生附加應力的作用，導致焊縫開裂、插管斷裂，造成汽缸內壓力失去監視等安全隱患。

3 啟停調峰及深度調峰對環保設備的影響

3.1 脫硝系統不能正常投運風險

在機組啟停調峰及深度調峰運行過程中，鍋爐負荷的變化會引煙氣溫度降低、煙氣流場惡化，從而造成脫硝系統運行困難。調研機組中，除D 機組已改造為全負荷脫硝外，其余機組均存在深度調峰期間脫硝入口煙溫過低，無法正常投運SCR 脫硝系統風險，以及氨逃逸過量造成空預器堵塞風險加劇。

3.2 脫硫漿液污染

B 機組在2019 年3 月至6 月期間進行了6 次啟停調峰，每次啟停調峰均出現脫硫漿液因油煙進入引發品質下降的問題，需要置換部分漿液以維持漿液品質。

3.3 電/袋除塵器設備故障

L機組2019年6月A級檢修時發現，一電場尾端至三電場陰極線、陽極板普遍存在表面粘結油灰現象，如圖6 所示。分析認為是深度調峰期間氨逃逸嚴重，且點火投油期間電除塵器即投運造成的，此類粘結油污極難清除。

圖6 L機組電除塵器陰極線、陽極板表面粘結油灰情況

機組處于啟停或深度調峰運行時，除塵器入口煙氣溫度降低至露點溫度附近，并且投油穩燃時未燃盡的油污會有一定量最終附著在布袋上，造成布袋微孔堵塞，長期運行除塵器壓差增大，除塵器效率大幅降低［9］。例如K機組的電袋除塵器已發現的濾袋透氣率下降，濾袋壽命衰減過快。

4 啟停調峰及深度調峰對電氣設備的影響

發電機轉子線圈和鐵芯松動風險。發電機并網瞬間存在一定電壓差、相角差和頻率差，會在發電機上產生沖擊電流、沖擊力矩、脈動電壓、脈動電流，在轉子上產生較大的扭矩，造成線圈、鐵芯松動。

絕緣材料脫落風險。啟停機過程中，由于發電機發熱量不同，發電機金屬溫度發生變化，出現熱脹和收縮，特別是轉子端部受到的應力較大，由于絕緣材料和金屬特性的不同，會造成絕緣材料的剝離脫落，影響發電機絕緣。

斷路器故障風險。發電機頻繁解列、并列會降低斷路器操作的可靠性和壽命，如果并網過程中發生斷路器故障，容易造成非同期合閘和斷路器故障等事故，還容易引發系統振蕩，造成發電機的損壞和系統穩定破壞。

5 啟停調峰及深度調峰安全風險

為了便于安全問題的管理，將14 臺機組已發生的安全問題即顯性安全問題匯總如表3，未發生屬于潛在的風險和發電企業關注的問題匯總如表4。由表3 及表4 可以看出，鍋爐受熱面拉裂和泄漏、鍋爐高溫氧化皮問題、尾部煙道硫酸氫氨堵塞問題、汽輪機振動大和上下缸溫差大問題等已經在頻繁參與啟停調峰及深度調峰的機組上有所顯現。更多的設備壽命損耗、運行操作風險、燃燒惡化等潛在的風險隨著調峰的增加將會進一步顯現出來［10］。

表3 顯性安全風險匯總

表4 潛在安全風險及其他問題匯總

6 結語

山東省內電網調峰缺口大，而火電裝機供熱機組比例占比高，大多數小火電機組擔負了民生供熱任務，因此超臨界1 000 MW、600 MW 等級的大機組不得不承擔大量的啟停調峰及深度調峰任務。超臨界大機組熱力系統復雜，設備龐大，在啟停調峰及深度調峰過程中安全性問題更加突出，已經引發了鍋爐、汽機、環保等設備的安全事故。并且隨著時間的推移，更多嚴重的安全隱患可能顯現。山東省火電機組制約機組調峰能力的主要因素是供熱抽汽、SCR脫硝系統入口煙溫和鍋爐穩燃能力等，因此目前迫切需要所有燃煤機組根據自身設備情況采用熱電解耦、寬負荷脫硝、提高鍋爐穩燃能力等技術進一步提升機組的靈活性，爭取達到30%以下深度調峰能力，通過多臺機組的深度調峰達到電網調峰目的，盡量保障大機組帶基礎負荷，避免啟停調峰，從而達到保證機組的調峰安全性的目的。