660MW超超临界机组快速甩负荷控制策略及试验
2014-08-08郭萌何亚刚顾玉春俞基安苏乾
郭萌，何亚刚，顾玉春，俞基安，苏乾
(1.中国能建西北电力建设工程有限公司，西安市710032；2.国电建投内蒙古能源有限公司，内蒙古自治区鄂尔多斯市017209)
660MW超超临界机组快速甩负荷控制策略及试验
郭萌1，何亚刚1，顾玉春2，俞基安2，苏乾2
(1.中国能建西北电力建设工程有限公司，西安市710032；2.国电建投内蒙古能源有限公司，内蒙古自治区鄂尔多斯市017209)
快速甩负荷功能对于维持电网及大型火电厂稳定运行具有重要的意义,布连电厂660 MW超超临界机组快速甩负荷(fast cut back,FCB)试验时，通过合理调整磨煤机跳闸次序及时间间隔，以及合理控制一、二次风和引风，能够维持良好的炉膛负压及锅炉的正常燃烧。探讨了对高、低压旁路的控制方式，以及汽温、汽压、凝汽器及除氧器水位等重要参数的控制策略，结果显示，各主要参数波动幅度小并能够迅速稳定，验证了控制策略的合理性和逻辑功能设计的完善性，为超超临界机组快速甩负荷试验提供经验借鉴。
动力机械工程；超超临界机组；快速甩负荷(FCB)；控制策略
0 引 言
机组快速甩负荷(fast cut back，FCB)通常指机组正常运行时，因内部或外部电网故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，并维持自带厂用电或者停机不停炉的自动控制功能，俗称“小岛运行”。随着国民经济的快速发展，社会对电力的需求越来越大。电网容量日趋庞大，其安全性也受到严峻考验。近年来，世界各国都加强了对电力系统可靠性的关注，制定了各种应对大停电的措施。除加强电网建设外，发电厂机组快速甩负荷功能已引起越来越高的关注。目前，国内真正实现FCB功能的超(超)临界机组除外高桥二期、三期外，多数文献中的试验都事先采取了一系列的措施[1-6]，或者仅在中低负荷下实现FCB功能，方法值得商榷，距离实用尚有一定的距离。此外，FCB试验控制策略与机组类型及系统配置密切相关，探索不同类型机组的试验方法对于提高我国火电机组控制性能、电网系统稳定及国际竞争力，具有非常重要的意义。国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂采用1×100%容量汽动给水泵组，锅炉在国内首次采用空气预热器、送风机、一次风机、引风机、增压风机单列布置方式。高压旁路系统采用100%容量，并设置了65%容量低压旁路+100%容量可调式再热器安全阀的组合配置，来保证热力系统的工质平衡和空冷凝汽器水位稳定。结合本机组的系统配置特点，对FCB控制策略进行调整和优化，本文对FCB试验时锅炉的燃烧系统、烟风系统、汽水系统的主要参数的变化进行分析，重点探讨调整与控制的原则方法。
1 机组主要设备和系统配置
国电建投布连电厂锅炉选用北京巴布科克·威尔科克斯有限公司设计、制造的B&WB-2082/28-M型超超临界、螺旋上升、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的Ⅱ型锅炉，锅炉配有不带循环泵的内置式启动系统。锅炉设计煤种和校核煤种均为当地煤矿的烟煤。锅炉采用中速磨直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置B&W公司双调风旋流燃烧器及NOx喷口。锅炉尾部设置分烟道，采用烟气调温挡板调节再热器出口汽温。锅炉尾部采用单列布置，锅炉竖井下设置1台三分仓回转式空气预热器。
锅炉主要参数：过热蒸汽流量2 082 t/h；过热蒸汽出口压力28.0 MPa；过热蒸汽温度605 ℃，再热蒸汽流量1 755 t/h；再热蒸汽进/出口压力6.102/5.882 MPa；再热蒸汽进/出口温度370/603 ℃；给水温度297 ℃，保证热效率94%；锅炉排烟温度118.3 ℃。
汽轮机采用由上海电气集团股份有限公司汽轮机厂自主设计、制造，型式为一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式，设计背压为12 kPa，型号为ZKN660-27/600/600的汽轮机，调速系统采用数字式电液调节系统(digital electro-hydraulic control system，DEH)。所配发电机选用上海电机厂生产的QFSN-660-2型水-氢-氢冷却式发电机。
旁路系统配置高、低压二级串联旁路系统，高压旁路容量为2×50% 锅炉最大蒸发量(boiler maximum continue rate，BMCR)，低压旁路为2×32.5% BMCR。取消过热器安全门，设置了4×25% BMCR容量的可调式再热器安全门。
给水系统设置1×100% BMCR容量的汽动给水泵，2台机组共用1×30% BMCR容量的电动定速给水泵，用于机组启动。凝结水系统设置2台全容量凝结水泵，1运1备。每台机组设置1套1拖2的变频调速装置。机组发生FCB时备用凝结水泵启动，以维持机组的工质平衡。
电气一次系统采用发电机、变压器单元接线，接入厂内500 kV配电装置，电厂一期出2回线，均接至500 kV布日都变电站。电气主接线采用3/2断路器接线，2个完整串，1个半串，其中第1、2串各接有1回主变压器500 kV进线和1回500 kV出线，不完整串为降压变压器500 kV进线串。启动/备用电源由500 kV配电装置引接1回500 kV电源，经1台500/110 kV和1台110/10.5 kV的变压器降压后作为2台机组的备用电源。发电机出口不设断路器，正常的并网、解列操作在主变压器高压侧断路器上实现，发电机与主变压器采用离相封闭母线相连接，发电机采用自并励静止励磁系统。每台机组设置1台高压厂用变压器，高压厂用变压器高压侧与发电机封闭母线连接，每台高压厂用变压器的低压侧带2段10 kV厂用母线，每段母线配置1套10 kV母线快切装置，实现10 kV厂用母线电源的正常并联切换和事故状态下的串联切换。每台机组配置1台1 300 kW的柴油发电机，作为事故保安电源。
2 FCB控制策略及逻辑
FCB包括3种类型：(1)因内部或外部电网故障，如低频、失步等，引发线路开关跳闸，机组与系统解列，汽轮发电机带厂用电运行，即狭义FCB功能；(2)发电机发生某些故障，如定冷水温高、氢温高、发电机过电压等，联锁发电机跳闸，但汽轮机维持转速3 000 r/min；(3)汽轮机本身故障跳闸或发电机-变压器组故障联锁汽轮机跳闸，汽轮发电机停止运行，锅炉维持最小负荷旁路运行，即停机不停炉FCB。因狭义FCB试验实现难度最大，而广义的FCB功能全面，有效缓解超超临界启动时引起的固体颗粒侵蚀问题，因此本电厂采用广义的FCB功能。
对于FCB试验而言，目前尚无明确的国际标准和国内标准可以遵循和借鉴，所以试验方案和结果评估存在一定分歧。甩负荷试验和FCB试验从汽轮机超速控制的角度看仅相差厂用电负荷，其比例较小，锅炉调整、汽水平衡等控制策略基本一致，但是，FCB作为实施难度极高而且风险极大的一项试验，涉及机、炉、电、热等专业，对于机组是最严峻的综合考验。而从试验目的来看，甩负荷实验仅仅用于考核汽轮机在发电机甩负荷下汽轮机数字电液调节系统和转速控制系统的动态特性；FCB试验的目的是考核在电网突发事故的情况下，机组能否快速甩负荷并转入孤岛运行。由于这种突发事故通常不会有任何先兆，因此，FCB试验时机组应处于全真运行工况，试验前不应对机组运行工况或控制系统采取任何临时性干预措施，在试验时唯一的操作就是将电气主开关拉闸。但对试验过程中是否允许人为干预，业界内有较大争议。笔者认为由于快速甩负荷试验过程中工况突变量较大，扰动值远远超过15%额定负荷(economical continuous rating，ECR)，类似于“阶跃干扰”，诸如主汽压力、给水流量、凝汽器水位、除氧器水位，炉膛负压等重要参数变化剧烈，有可能切至手动并报警，如果不及时人为采取措施，可能发生保护动作导致机组停运，以致试验中断。因此，必要的手动干预可视为允许的操作程序。
2.1 FCB控制策略
快速甩负荷试验采用电气人员手动断开发电机并网开关，跳灭磁开关，使机组与电网解列，甩去全部负荷。参考甩负荷试验大纲的要求，试验按50%及100%额定负荷2级依次进行。试验前进行有关试验准备工作，主要有以下项目：甩50%负荷时，试验前10 s开始倒计时，不进行任何操作，倒计时至“0”时由电气人员断开发电机并网开关，解列后视压力自动调整高、低旁开度。甩100%负荷时，试验前10 s开始倒计时，不进行任何操作，倒计时至“0”时由电气人员断开发电机并网开关，自动停运上层D(或B)磨煤机，调整各磨煤机给煤量至42～43 t/h，10 s后停E磨煤机，锅炉保留3台磨煤机运行，总煤量130 t/h。根据水煤比，自动调整给水流量，水煤比宜控制在6.5～7.5之间，根据中间点温度调整给水流量偏置；自动方式下根据压力调整高、低旁开度(不做手动干预)，同时根据给煤量自动调节风量。
2.2 FCB控制逻辑
首先FCB触发条件，FCB信号可用母线开关的状态，汽轮机甩负荷(QB11断路器和QB13断路器均断开)，汽轮机跳闸；或出现电网故障而母线开关未断开的情况，机组负荷突降发出甩负荷信号。
其次根据本机组100% BMCR的高压旁路和65% BMCR低压旁路的配置，对于锅炉而言，当FCB动作时，利用RB功能回路减少燃料量、总风量、给水流量，跳磨并保留3台磨煤机运行，以100% BMCR/min的速率快速将锅炉出力降至目标负荷45% BMCR。FCB时目标负荷按45%的额定负荷调整，即维持锅炉在最小稳态直流模式运行又考虑一定裕度，减少锅炉扰动，避免由干态转湿态运行，又考虑低旁容量，减少对排汽装置的热冲击。FCB脉冲信号触发180 s后自动复位，锅炉主控切换为手动，输出置45% BMCR，燃料主控为自动[7-11]。在控制逻辑上还进行如下设计：
(1)机、炉、电大联锁，当FCB功能切除时，锅炉、汽轮机、发电机(主变)采取相互联锁跳闸的横向大联锁保护方式。当FCB功能投入时，机、炉、电采取单向联锁方式，锅炉跳闸后，联跳汽轮机及发电机(主变)。当汽轮机跳闸时，向后跳发电机(主变)，但不向前联跳锅炉。而当发电机故障时则联跳主变出线开关并灭磁开关，但不联跳汽轮机及锅炉。特别是当系统或主变出线故障时，只跳主变出口开关，不联跳炉、机、电。
(2)小汽轮机及辅汽汽源切换：1)冷再至辅汽调阀投自动，保持定值控制；2)辅汽至除氧器进汽气动蝶阀，保护开；3)辅汽到小机调试用汽电动门，保护开；4)小汽机高压进汽电动门，保护开；5)冷再至辅汽调阀和辅汽至除氧器进汽调节阀的关断门，保护开；6)除氧器进汽调节阀投自动，保持定值控制。
(3)FCB动作后，为了防止锅炉主汽压超压，高、低旁路要迅速自动快开。快开约10 s后，高旁阀切到压力控制方式，控制主汽压力至20 MPa，低旁控制再热蒸汽压力至1.7 MPa(热态冲机压力并保证小机供汽稳定)。
(4)DEH收到FCB信号后，立刻切至转速控制模式，维持汽轮机3 000 r/min。
(5)2号高加继续投入运行，提高给水温度及工质回收，其它加热器关闭抽汽。高加仍在投入，系统设计2号高加到除氧器的疏水管道。超驰开启2号高加至除氧器的疏水阀，关闭1号高加来疏水和去3号高加的疏水调阀，并控制好2号高加水位，以免水位过高切除2号高加(将2号高加疏水至除氧器调阀、2号高加紧急疏水调阀投自动，2号高加紧急疏水调阀水位设定值为2号高加疏水至除氧器调阀设定值加20 mm)。
(6)凝结水泵在FCB后将变频运行的出力调至最大，根据当时的需要凝结水泵工频备用联锁启动。
3 FCB时主要参数的调整及变化
快速甩负荷过程中机组的运行工况调整幅度极大，机组的主要参数会产生极大波动，如控制不当，可能导致锅炉压力过高安全门动作，过热器、再热器温度突变，锅炉燃烧不稳或者炉膛负压波动过大而锅炉保护动作停炉等。
3.1 燃烧的控制
燃烧控制包括燃料、二次风量、一次风量及炉膛负压等重要参数的调整，对于超超临界机组的甩负荷试验至关重要，决定着试验时锅炉侧控制的成功与否。燃烧控制主要考虑燃烧稳定及防止炉膛负压过大波动2个因素。
燃烧控制包括燃油(或等离子)以及燃煤的控制，对于快速甩负荷试验，因其目标负荷大于锅炉的最低稳燃负荷，合理的方法是不投燃油或者等离子，仅靠燃煤量的调整保证炉内燃烧。这样既能避免投油(或等离子)等复杂操作，也可以避免因投油造成的炉膛负压波动等隐患，保证试验的安全及经济性。对于燃煤量的控制，配置低容量旁路系统的超临界机组通常采用的做法是在甩负荷时锅炉侧手动MFT(main fuel trip)，利用锅炉余热及蓄能保证汽轮机供汽，试验完成后机组恢复周期长，操作复杂，费用较高。而对配置高容量旁路系统的超临界机组应结合锅炉低负荷稳燃工况、最低直流负荷工况以及变负荷时对机组运行稳定的扰动确定。
50%快速甩负荷试验。机组运行工况:总煤量126.5 t/h，二次风量959.6 kNm3/h(本文风量均为0 ℃、1标准大气压下的风量)，一次风量452.9 kNm3/h，省煤器出口烟气氧量8.85%。试验前10 s开始倒计时，整个试验过程中，不进行任何操作，维持锅炉燃烧、风量等运行状态，从记录的一次风量、二次风量、炉膛负压以及氧量等重要参数的数据源及曲线来看，各参数基本维持原状态，锅炉燃烧状态未发生显著变化。
100%快速甩负荷试验。机组运行工况:总煤量231.5 t/h，二次风量1 631.8 kNm3/h，一次风量529.3 kNm3/h，省煤器出口烟气氧量4.42%。试验前10 s开始倒计时，不进行任何操作，倒计时至“0”时，自动停D(或B)磨煤机，并调整运行各磨煤机给煤量至42～43 t/h，10 s后，自动停E磨煤机，锅炉保留3台磨煤机运行，总煤量130 t/h，总煤量调整变化曲线如图1所示。随燃煤量的变化，一次风机动叶开度由89.9%调整至71.6%，一次风量随之由529.3 kNm3/h调整至365.8 kNm3/h；二次风机动叶调整相对缓慢，开度由64.0%调整至37.1%，二次风量由1 608.5 kNm3/h调整至1 180.1 kNm3/h，调整变化过程如图2、3所示。随燃煤总量和风量的大幅调整，炉膛负压亦出现显著波动，最低降至-499.0 Pa，然后升高，最大仅为493.9 Pa，然后恢复至正常负压，波动范围控制在±500 Pa范围内，如图4所示，远低于同类型试验相关指标，而且在试验过程中观察，炉内燃烧稳定，未发生异常。证明试验中燃烧、风量以及负压等参数的控制策略科学合理。
图1 100%负荷FCB试验总给煤量的调整曲线
图2 100%负荷FCB试验风机动叶的调整曲线
图3 100%负荷FCB试验一二次风量的调整曲线
图4 100%负荷FCB试验炉膛负压的变化曲线
3.2 主汽、再热蒸汽参数的控制
超(超)临界锅炉热惯性远小于汽包锅炉的，鉴于超(超)临界锅炉快速甩负荷后目标负荷较高的特点，为确保整个试验过程锅炉不超压，尽量保证相关安全阀不启座排汽，减少工质损失，并根据系统设计的泄压手段合理控制锅炉压力。由于本机组仅配置高、低压二级串联旁路系统，高压旁路容量为2×50% BMCR，低压旁路为2×32.5% BMCR，取消过热器安全门，设置了4×25% BMCR容量的可调式再热器安全门。为防止全容量高压旁路保护快开对汽压的剧烈扰动，根据机组甩负荷前的运行负荷，进行分段控制。当0
机组甩负荷后，尽管给水流量和燃料量存在大幅度的调整，但锅炉仍保持相当大的燃料量，不宜采取常规煤粉炉甩负荷试验时全关减温水调门和电动门的方法，否则可能造成汽温的大幅波动，尤其是正常运行减温水量较大时。图7为100%负荷FCB试验主汽及再热蒸汽温度变化情况，由图7可知，甩100%负荷时，主汽温度、再热汽温波动幅度均较小，主汽温度与再热汽温变化趋势基本一致，小幅下降后有所回升。主汽温度由576.2 ℃逐渐下降至540.4 ℃，再次并网后上升到591.9 ℃，再热汽温同步由562.4 ℃逐渐下降至520.6 ℃，再次并网后上升到560.3℃。产生这种变化，主要是由于过热、再热汽温具有对流特性，甩负荷后，随着燃料量的降低，过热、再热汽温随之有所降低。考虑到试验过程中，给水以及凝结水系统的波动较大，对于减温水量扰动较大的的情况，可进行一定量的预控调节，整个试验中保证汽温变化平稳即可。
快速甩负荷后，注意监视汽机转速及各参数，尤其是注意高排温度及低排温度的变化，保证机组可以在孤岛状态下安全运行较长时间。待汽机转速及各参数稳定，并网接带负荷后，控制在5～10 min内将机组负荷带至50% ECR(额定负荷)左右，然后逐步调整各参数至正常范围。
图5 100%负荷FCB试验高旁及低旁开度调整曲线
图6 100%负荷FCB试验主汽及再热蒸汽压力变化曲线
图7 100%负荷FCB试验主汽及再热蒸汽温度变化曲线
3.3 水系统的平衡控制
正常运行时，汽动给水泵的汽源取自汽轮机四段抽汽。机组快速甩负荷时，主汽轮机各段抽汽压力迅速回落，汽泵汽源迅速切换至高压汽源，同时高低压旁路保护快开后，投用大量的减温喷水，凝结水流量、给水流量随燃料量调整均有大幅的调整，这些因素严重影响水系统的平衡。低压旁路系统需要耗用大量凝结水的减温水，甚至达到800～900 t/h，从而导致凝结水压降低，除氧器入口流量大幅下降。对于空冷机组，因空冷系统容量较大，凝结水回收需要一定时间，排汽装置的水位快速上升800 mm左右，这和水冷机组的区别较大。在锅炉给水流量较高的情况下，除氧器补水不及，造成除氧器水位由2 120 mm降低至1 248 mm，幅度较大，如图8所示。因此，除氧器水箱作为整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节，设计时适当考虑增大其容量有利于FCB试验。
图8 100%负荷FCB试验凝汽器及除氧器水位变化曲线
4 结 语
国电建投布连电厂一期工程660 MW超超临界机组采用单系列风烟系统及100%给水泵配置，经过精心设计控制策略，在无人工干预的全真状况下，成功实施FCB功能试验，各项参数均在合理范围内，各主辅设备运行安全平稳。设计FCB功能的机组从系统配置上需考虑大容量旁路系统、除氧器容量、小机汽源切换方式等，同时跳磨逻辑、风量控制、旁路快开及水系统等控制逻辑对于试验过程的影响至关重要。该试验为超(超)临界空冷机组快速甩负荷相关试验提供了经验借鉴。
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(编辑：张小飞)
ControlStrategyandExperimentalStudyofFCBin660MWUltra-SupercriticalUnits
GUO Meng1, HE Yagang1, GU Yuchun2, YU Ji’an2, SU Qian2
(1. Northwest Power Construction Corporation, China Energy Engineering Group, Xi’an 710032, China;2. Guodian & Jiantou Inner Mongolia Energy Investment Co., Ltd., Erdos 017209, Inner Mongolia Autonomous Region, China)
The function of fast-cut back (FCB) is very important to maintain the stable of power grid and large thermal power plant. In the FCB test of 660 MW ultra-supercritical units in BuLian Power Plant, the normal combustion of boiler and the good furnace pressure could been maintained very well through the reasonable adjustment of coal mill trip order and intervals, as well as the coordination control of primary air, secondary air and induced air. The control method of HP and LP bypass, steam temperature and pressure, water level of condenser and deaerator were also discussed. The results show that the main parameters are fluctuated slightly and can be quickly stabilized. The rationality of control strategy and the integrity of logic function design are verified, which can provide references for the FCB test of ultra-supercritical units.
power and mechanical engineering; ultra supercritical; fastcut back (FCB); control strategy
TM 311
： A
： 1000-7229(2014)09-0097-06
10.3969/j.issn.1000-7229.2014.09.018
2014-03-06
：2014-04-27
郭萌(1974)，男，硕士，高级工程师，主要从事火电机组调整与试验研究工作，E-mail：guomeng1974@sohu.com;
何亚刚(1978)，男，学士，工程师，主要从事火电机组调整与试验研究工作;
顾玉春(1963)，男，学士，高级工程师(教授级)，主要从事能源方面管理工作;
俞基安(1964)，男，学士，高级工程师，主要从事火电机组管理工作;
苏乾(1978)，男，学士，高级工程师，主要从事火电机组基建管理工作。
