国产超超临界1000MW机组FCB控制功能的实现

摘要：对电厂来说，具备FCB功能的机组同时具备了停电不停机、停机不停炉的功能，这最大程度地降低了锅炉的停运概率，从而能减少锅炉跳闸造成的寿命消耗，节约锅炉重新启动的成本，减少机组的电量损失。而FCB成功的关键是能够在短时间内，维持机组的工质和能量的快速平衡。

关键词：FCB控制；大容量锅炉；旁路能量；工质风险

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0112-02

据报道，2011年9月8日由于电力系统工作人员操作失误，美国加利福尼亚州南部、亚利桑那州以及墨西哥部分地区发生大面积停电，约600万人受影响。2012年7月30日和31日印度北部和东部地区连续发生两次大面积停电事故。突如其来的断电导致交通陷入混乱，给工作、生活带来极大的不便。一直以来，国内外各电网公司都大力研究电网大面积停电后的“黑启动”的技术，但却极为困难，对火力发电机组更是难上加难。试想如果在电网事故大停电时能保留部分电源点，通过保存下来随时能向外供电的发电机组，逐步使电网恢复，这就是火电机组的FCB功能。

1 主要设备概况

锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，锅炉采用一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。

汽轮机采用上海汽轮机有限公司生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。汽轮机型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。汽轮机采用定-滑-定运行方式。

上海汽轮发电机有限公司制造的1000MW发电机，配有河北天威保变有限公司生产的3×380MVA单相主变压器，发电机型号THDF125/67，为水氢氢冷却方式，旋转无刷励磁。发电机额定容量为1112MW，额定功率1000MW。

旁路系统配置了100%BMCR容量高压旁路，该旁路替代过热器安全阀，又作为主汽压力调节阀。低压旁路容量为65%BMCR，另配100%再热器安全阀。

DCS集中控制采用国产杭州和利时公司的MACSV系统；DEH为西门子T3000系统。

2 FCB功能实现

2.1 FCB的定义

FCB（FAST CUT BACK），是指火电机组在电网或线路出现故障而机组本身运行正常的情况下，不触发机组跳闸。比如，机组主变出线开关跳闸，不联跳汽机和锅炉，发电机带机组的厂用电运行，汽机保持3000r/min，锅炉快速减少燃料量，实现机组带厂用电的“孤岛运行”。

2.2 FCB的动作模式

触发FCB有三种情况：一是电网高频自动切机，二是电网低频自动切机，三是电网调度根据情况远方操作切机。

电网侧故障时，带厂用电运行；发电机和出线电气故障时，汽机保持空载运行；汽机故障跳闸时，锅炉保持运行。以上三种方式，锅炉都快速减少燃烧率，高、低压旁路快速开启。本厂6号机实现“电网故障时，机组带厂用电孤岛运行”功能。不实现“停电不停机”功能，保留现有“停电停机”功能，保留“停机不停炉”功能。

2.3 FCB切机策略

当监测电网故障或电网远方切机时，安稳触发信号跳开断路器5041和5042，发电机带两台高厂变运行。

安稳作为判断电网故障手段，机组的安稳切机策略是不变的。电网调整电厂安稳切机顺序，最后切除FCB功能机组；将现有安稳动作跳发电机出口断路器逻辑，改跳5041和5042断路器，瞬间闭锁联跳发电机出口806开关。电气送热控FCB信号为安稳输出信号三取二，且5041、5042断路器在分闸位置，分别送入热工DCS和DEH系统。

2.4 热力系统工艺

辅汽及小机汽源切换方式：辅汽汽源自动切换至冷再供，小机汽源切换至辅汽供，小机高压汽源作为补充。除氧器汽源切至辅汽供。轴封汽源自动切辅汽供。冷再至辅汽联箱调门在FCB触发后开启调门30%投自动，压力设定值设定为1.1MPa。

凝结水运行方式：6号机正常运行时两台凝泵变频运行，压力设定为2.6MPa，一台凝泵工频备用。FCB时，联启备用泵和第二台凝泵（如果单台凝泵运行）并同时将变频泵压力设定值置3.6MPa（或将频率升到50Hz）；自动启动凝补泵并提前补水，并将凝汽器补水水位设定值适当提高，提前补水，开度为设定值提高100mm。

锅炉运行方式：FCB触发，25s内燃料主控输出闭锁增加；锅炉要求干态运行；若对应制粉系统运行，自动投入微油运行；2号高加和除氧器加热投入，提高给水温度，减小水冷壁热冲击。

旁路运行方式：高、低旁打开、进入压力控制模式，高旁控制主汽压力、低旁控制冷再压力。FCB触发后，旁路控制进入C（压力控制）模式；机组负荷大于600MW，联锁快开汽机高、低压旁路5s，5s后高、低压旁路进入压力、温度自动调节。

电气系统：电气发出FCB请求（3s脉冲）时，DEH侧触发FCB动作信号；汽机跳闸或5041闭合或5042闭合中的任一个出现时，FCB状态复位。

DEH及DCS控制系统：在DCS当前逻辑画面中增加“FCB投入按钮”，当电气发出FCB请求（3s脉冲）或汽轮机跳闸时，DCS侧触发FCB动作信号；FCB动作420s（7min）后或锅炉MFT，FCB自动复位。

2.5 FCB动作后恢复

利用5042一次参数满足并网要求，加装同期装置，采用5042作为FCB后并网恢复点。

电网故障时，安稳动作跳开6号机主变出口的5041和5042断路器、保持806处于合闸状态，6号机快速减负荷带自身厂用电孤岛运行。

若电网故障消除，需要6号机作为黑启动源点时，合闸5041或5042对电网供电。

若电网恢复送电，6号机要并网运行时，通过设备改造，使得5042具备并网功能，利用5042进行并网。

发电机故障时，跳开806出口断路器，汽机跳闸、锅炉运行（即不要求实现停电不停机功能）。

汽轮机故障跳闸时，发电机跳闸（断开出口短路器806）、锅炉运行。

3 问题和风险

FCB实施是一个系统工程，需要机组工艺系统、设备、控制等统筹配置和协调控制，能够实现FCB触发后短时间内，维持机组的工质和能量的快速平衡，需要重点研究应对以下问题和风险。

3.1 风险一：汽机低负荷连续运行风险

机组发生FCB后，汽机将带超低负荷（3%左右）运行。汽机满足FCB工况运行时间大于15min，无上限时间，但谷峰损失依然存在不确定风险。要控制高排和低压缸排汽温度，尽量缩短FCB下运行时间，以高排温度530℃和低压缸排110℃（正常90℃以下）为控制点。FCB后再热器压力设定为2MPa。

3.2 风险二：FCB时汽机超速风险

机组发生FCB时，汽机转入负荷下的转速控制模式。汽机转速控制可能失调、保护拒动，造成汽机超速风险。故保留“电跳机”逻辑、保证转速自动和保护回路正常，不实现FCB的“停电不停机功能”；FCB试验前进行汽机主汽门、调门、抽汽逆止门、旁路和电超速传动试验；FCB试验时保证超速保护等正常投入。

3.3 风险三：汽机大轴抱死风险

汽轮机跳闸后，异常工况可能导致凝汽器温度高、轴封温度异常。汽轮机惰走阶段大轴可能抱死。要确保凝汽器温度高时旁路能够关闭，循环水正常和轴封正常。利用低旁联关逻辑并已将旁执行器改造成为本质安全特性（加装弹簧、失压关闭）。确保轴封电加热器及时投入，维持轴封供汽温度大于280℃；做好循环水失去应对措施，如发生循环水泵跳闸则尽快恢复。维持辅汽联箱压力大于除氧器压力，防止除氧器汽水返至辅汽系统甚至轴封系统。

3.4 风险四：锅炉T23因温度骤变产生裂纹风险

机组发生FCB后，给水温度由于高加切除且除氧器汽源不能及时投入而骤降。可能发生锅炉水冷壁T23材质因给水温度骤降而大幅下降，造成应力过大而损坏。要保证2号高加和除氧器加热投入，控制给水温度大于195℃，防止水冷壁温突降。机组发生FCB工况时，及时投入除氧器备用汽源；根据验证性试验优化机组FCB工况目标负荷，以提高机组给水温度。

3.5 风险五：厂用电失去风险

FCB后机组带厂用电孤岛运行，发电机频率及相位与外部电网存在偏差、失去同步。如FCB后恢复并网时采用806方案，需要人工厂用电切换；机组FCB孤网运行中跳闸时也需要厂用电切换，可能切换不成功造成厂用电失去风险。故选择5042作为FCB并网恢复点，不采用806并网，避免厂用电切换风险。定期试验启动柴发良好备用，保证保安段不失电。做好厂用电失去事故预想和应急演习。

参考文献

[1] 外高桥电厂1000MW机组FCB功能及系统配置.

[2] 台山电厂6号机组FCB试验方案.

[3] 姚峻.1000MW机组FCB控制功能的实现.

[4] 冯伟忠.1000MW超超临界机组FCB试验.

[5] 沈丛奇.百万等级超（超）临界机组运行及控制技术研讨会-超超临界机组FCB功能和作用.

[6] 火力发电厂厂用电设计技术规定（DL-T5153-2002）[S].

作者简介：刘锐（1980—），男，内蒙古巴彦淖尔人，广东国华粤电台山发电有限公司助理工程师，研究方向：火力发电厂运行。