燃煤电站350 MW机组FCB演示试验实施策略

贤建伟

(上海电气风电集团股份有限公司，上海 200233)

0 引言

快速甩负荷(fast cut back，FCB)是指机组在高于某一负荷之上运行时，因内部或外部发生故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，仅维持锅炉、汽机、发电机的运行，实现“带厂用电孤岛运行”的自动控制功能[1]。FCB 运行对机组尤其是汽轮机的损伤极大，会缩短机组寿命。但是，在印度、印尼等电力发展不足的国家，电网非常薄弱，也很不稳定，整个电网和发电厂的管理还存在很多问题，发电机组误跳或外部原因造成机组跳闸的机率很高，出于及早恢复发电和减少电网倒送电的目的，普遍要求机组具备FCB 运行能力[2]。海外某燃煤电站350 MW 项目是上海电气集团股份有限公司首次实现FCB 演示试验的燃煤机组，其成功经验值得借鉴。

1 机组情况

机组为350 MW 国产亚临界燃煤机组，具体配置如下。

(1) 锅炉是上海锅炉厂有限公司生产的SG-1200/17.5-M741 型采用亚临界参数、自然循环、单炉膛、四角切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天、全钢悬吊结构Π 型汽包炉，制粉系统采用正压直吹式制粉系统，配置六台中速磨煤机，五用一备。

(2) 汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的N350-16.7/537/537 型亚临界、反动式、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、凝汽式机组。

(3) 发电机是上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-350-2 型，额定容量412 MVA，额定功率350 MW，冷却方式为定子绕组水冷，转子绕组及铁心氢冷。

(4) 旁路采用高、低压二级串联旁路系统，容量为锅炉最大连续蒸发量(boiler maximum continuous rating，BMCR)的30 %，用于改善机组启动条件、避免再热器干烧、回收工质，提高机组运行的经济性。

(5) 锅炉在燃用设计煤种时最低不投油稳燃负荷为40 % BMCR，设计配置两只主蒸汽压力泄放阀(pressure control valve，PCV)，泄放流量为20 % BMCR；配有汽包4 个安全门，过热器出口2个安全门，再热器入口2个安全门，出口3个安全门。

(6) 给水系统设置两台50 % BMCR 容量的汽动给水泵和一台25 % BMCR 容量的启动/备用电动调速给水泵。给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，当主汽轮机负荷降至正常汽源压力不能满足要求时切换到备用汽源。

2 机组配置FCB 功能实施要求

2.1 FCB 功能实现难点

在FCB 工况下，旁路打开，锅炉快速降负荷，汽轮机进入转速调节模式，各种主要辅机如引风机、送风机、给水泵、循环水泵等也要维持稳定运行。因此，为实现FCB 功能，电厂的系统配置会有所不同，协调控制的难度也大大增加。

2.1.1 锅炉侧

(1) 锅炉PCV 阀控制要单独设置FCB 定值区。FCB 信号一发出，PCV 阀必须立即触发开启泄压，以减小蒸汽压力波动幅度，这样对给水调节、高旁开启有利，也能最大程度避免超压。

(2) 给水控制回路的修正。发生FCB 时锅炉汽水系统变化剧烈，汽包虚假水位严重且不可避免，对给水系统的调节性能提出了很高的要求。控制回路增加FCB 造成的汽包压力波动前馈，还必须新建FCB 状态下主汽系统新的数学预估模型和参数来参与给水控制。

(3)汽包锅炉燃烧控制要增加FCB 造成汽包压力波动前馈和高/低加退出运行的回路参数修正。FCB 动作，燃烧系统甩至机组最大连续工况(maximum continuous rating，MCR) 的40 %，应先稳定机组工况，根据汽包压力变化前馈适当提前增加燃料，提高蒸汽温度，汽温回升后再逐步递减回40 % MCR 正常工况。

(4) FCB 触发后，主、再热蒸汽减温水立即快减到0 且闭锁投运减温水2 min，将烟道挡板再热器一侧全开，低压过热器一侧关闭，退出锅炉吹灰器运行。

2.1.2 汽轮机侧

汽轮机在旁路投运的低负荷工况下有以下运行和配置要求。

(1) 增加高排通风阀尺寸或容量。锅炉最低稳燃负荷和厂用电运行时汽轮机的负荷不匹配，多余的蒸汽排入旁路，导致低压旁路压力(即高排压力)升高，需打开高排通风阀以维持较低的高排压力。对于常规不带FCB 功能的机组，高排通风阀仅承担启动流量，如满足带厂用电运行，通风阀尺寸或容量需增加1 倍以上。

(2) 旁路容量及选型：在机组重新并网前，要求旁路绝对压力降低至0.828 MPa 以下，以保证并网后高排逆止门能打开，旁路容量选择时需要考虑该工况。

(3) 背压限制：为了防止低压缸排汽温度高，厂用电运行时需要保持较低的凝汽器背压值和再热温度。

(4) 高、低旁路必须是液压或气动控制，具备快开功能，自动调节性能良好。日常运行期间高、低旁路在热备用状态，FCB 一旦触发，高、低旁路立即开启泄压，和PCV 阀配合消除锅炉超压危险，直至锅炉主汽压降至40 % MCR 工况对应值后再维持该压力。

2.1.3 电气及控制

电气要修正灭磁逻辑。一般情况下，发电机解列后厂用电会切换至备用变压器，并由励磁柜进行灭磁，发电机出口电压降至0。但FCB 不同，励磁系统要能快速减磁而非灭磁，必须实现维持发电机出口电压正常及带厂用电的功能[2]，以维持机组孤岛运行。

2.1.4 DCS 控制逻辑

DCS 控制要包含FCB 工况判断及相关控制策略，包括汽轮机数字电液控制系统(digital electric hydraulic control system，DEH)的控制策略。

2.2 机组优化措施

机组初始设计并未考虑FCB 功能，为了实现FCB 演示试验，在设计上作了一些变更，对DCS逻辑（包括DEH 系统控制逻辑）进行了适应性优化。

2.2.1 设计方面

(1) 考虑FCB 工况汽轮机高压排汽参数和下游蒸汽流量需求，再热器冷段(冷再)至辅汽联箱管道由φ219×9 mm 优化至φ273×11 mm。

(2) 高排通风阀原口径为5.24 cm，用于汽轮机启动冲转，但不足以承担并网带负荷后的高压缸通流量(高排逆止门未开启)，经计算高排通风阀口径改为20.23 cm。

(3) 锅炉原设计配置两只PCV 阀，需增加一只PCV 阀，排放总流量达到30 % BMCR。

2.2.2 控制逻辑方面

(1) 增加FCB 判断条件。

(2) 增加FCB 过程的DEH 控制策略。

(3) 增加FCB 过程的旁路控制策略。

(4) 增加FCB 工况锅炉主蒸汽压力控制策略。

(5) 增加FCB 工况燃料控制策略。

3 演示试验过程及结果

孤岛试验前，进行PCV 阀的开关试验、油枪试投；汽机的交直流油泵、电动给水泵、真空泵和凝结水泵试运；联锁投入；辅汽供汽由四抽和冷再同时供应，除氧器加热改为辅汽加热；柴油发电机试投；厂用电快切检查试投合格；试验前方案讨论交底，试验过程注意事项交接、人员预演等。

机组负荷352 MW，仅解除汽包水位保护功能(退出10 min)，高、低压旁路阀均为自动控制方式且开度为零，辅汽供汽由四抽和冷再同时供应，除氧器加热改为辅汽加热，汽包水位调节在孤岛运行信号发出后由三冲量自动变为单冲量调节，在协调控制模式下，三台磨煤机负荷设定为每台30 t/h，且孤岛运行信号发出后自动退出协调控制，锅炉保持90 t/h 的输煤量。在FCB 信号触发10 s 内不进行手动干预。

从10:14 开始试验，到再次并网9 min，阀位变化平稳，且汽机转速和主蒸汽、再热器温度未有大的变化，主汽压力最高达18.1 MPa，汽轮机转速最低至2 805 r/min，汽包水位在孤岛期间最低-150 mm，最高110 mm。

试验取得了成功，但对在过程中暴露的一些问题还需引起重视。

(1) 汽动给水泵转速降低幅度较大，维持汽包水位比较困难，应关注FCB 工况下给水泵汽源稳定供应问题。

(2) PCV 阀开启后，凝汽器热井水位偏低，应关注可靠的除盐水补水措施。

根据本次试验，对类似机组FCB 试验的建议如下。

(1) 国内电网日趋完善，对机组FCB 功能不做强制性要求，而国外很多国家有明确要求，因此出口机组应当从实际需求出发，在设计阶段就考虑配置相关功能，否则后期进行再改造的投入较高。

(2) FCB 试验前，机组需具备一定的条件，锅炉、汽机、电气、主要辅机等相关准备试验成功后，才能进行FCB 试验，且必须提前做好试验预案，人员分工明确、各司其职，操作人员熟悉试验方案、操作要点及参数控制范围，避免误操作对汽轮机造成影响。

(3) 提高机组自动化运行水平，FCB 过程中尽量减少人工操作，实现全过程自动控制。

4 结论

火电机组FCB 试验已成为海外项目的基本配置。为实现该功能，满足海外市场开拓的需要，在出口机组的设计阶段，就必须将FCB 功能纳入初始设计，增加相应的配置和控制逻辑；在调试阶段，综合考虑FCB 动态过程，对机组参数进行针对性的调整、设定，为FCB 功能实现做好准备。

FCB 是一个极端的破坏性工况，在机组全寿命周期内，只有通过提高总体设计水平，做好与电网的各方面的配合，加强全厂安全质量管理和提升机组运行、维护水平手段，才能降低发生FCB 的概率，确保机组安全、稳定运营。