y国产600MW超临界机组FCB功能实现难点分析及对策.docx

y国产600MW超临界机组FCB功能实现难点分析及对策.docx

《y国产600MW超临界机组FCB功能实现难点分析及对策.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《y国产600MW超临界机组FCB功能实现难点分析及对策.docx（6页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

y国产600MW超临界机组FCB功能实现难点分析及对策

国产600MW超临界机组FCB功能实现难点分析及对策

章通行舒　畅

（浙能兰溪发电有限责任公司　浙江兰溪　321100）

【摘　要】针对当前国产600MW超临界机组火力发电厂未实现机组快速切负荷（FastCutBack—FCB）控制功能的现状，本文依据浙能兰溪发电有限责任公司对热工和电气控制系统的改进从而实现机组的FCB功能的成功经验,总结并研究了国产600MW超临界机组实现FCB功能的难点，介绍了对难点问题的解决方案，对其它国产机组实现FCB功能有一定的借鉴作用。

【关键词】国产　600MW　超临界机组　FCB　难点　对策

0　前言

FCB（FASTCUTBACK）是指机组在高于某一负荷之上运行时，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，但未发生锅炉MFT的情况下，用以维持发电机解列带厂用电或停机不停炉的自动控制功能。

08年2月初，一场突如其来的雪灾，使金衢地区电力供应枢纽双龙变电所输电线路受损严重，与之相连的10条500kV输电线路有7条受损，其中与安徽、福建宁德、温州瓯海3地相连的6条输电线路全部中断，与双龙变联系的丹溪变电所输电线路也只剩一条，供电形势岌岌可危。

作为向双龙变电所供电的重要电源点——浙能兰溪发电有限责任公司，随之成为金衢两地最重要的电源供应点，电厂的安全稳定运行成为春节期间金衢地区居民用电的重要保障。

而机组与金华双龙变联接的双兰5427线、龙兰5428线采用的是一塔双回形式，严重的雪灾对这回线路及塔架的安全运行也造成了严重的影响，机组实现FCB功能的需要非常紧迫。

国产600MW超临界机组容量大、参数高，FCB实施的难度相对较大。

作为最恶劣的运行工况，FCB成功与否取决于设备健康水平、自动调节系统性能、运行人员素质等综合因素。

同时由于对FCB在电厂运行中所起作用的定位存在不同意见以及顾虑快速减负荷时机炉设备的安全，长期以来设计FCB功能的电厂不多，经历实际试验的很少，生产上成功应用的屈指可数。

浙能兰溪发电有限责任公司通过对FCB的研究，分析了实现FCB功能的难点，并对难点进行了解决。

成功的进行了FCB试验。

1　浙能兰溪发电有限责任公司机组简介

浙能兰溪发电有限责任公司总装机容量为4台600MW超临界机组。

锅炉采用北京巴威公司制造的超临界、中间再热螺旋炉膛直流锅炉，型号为B&WB-1903/25.40-M。

锅炉采用正压直吹MPS中速磨制粉系统，前后对冲燃烧方式。

锅炉出口设有两只电磁泄压阀，总排放量316.4t/h，三只分离器安全门，总排放量1499.4t/h，一只过热器安全门，排放量198.4t/h，再热器进口安全门总排放量775.5t/h，再热器出口安全门301.9t/h。

汽机采用东方汽轮机厂生产的中间再热凝汽式汽轮机，机组型号为N600-24.2/566/566。

汽机高低压旁路系统采用两级串联旁路，高旁容量为40%BMCR流量，低旁容量是40%BMCR流量加高旁额定减温水流量。

高压加热器采用大旁路系统。

给水系统采用2台容量为50%的汽动给水泵和1台30%的电动给水泵。

除氧器可滑压运行。

电气一次系统均采用发电机、变压器单元接线，以500kV电压等级通过两条同架双回线双兰5427线、龙兰5428线送至金华双龙变。

500kVGIS配电装置采用11/2断路器接线，设置3个断路器串加一个高压备变断路器，其中第1、2串各接有1回主变500kV进线和1回500kV出线，第3串为主变500kV进线串。

4台机公用的1台停机/备用电源取自500kV系统，使用1个500kV断路器，接于500kV＃2母线。

发电机出口设断路器，正常的并网、解列操作在发电机出口断路器上实现，发电机与主变压器用离相封闭母线相连接，发电机采用自并励静止励磁系统。

2　实现FCB功能的难点研究及改进

机组FCB动作时，机组主要参数将发生剧烈变化，相关系统和设备应该能够快速响应，以下是对机组实现FCB功能的几个难点研究及改进：

2.1　FCB动作后，炉压力飞升超压问题

FCB动作后，汽机调门快速关小，而锅炉具有较大的蓄热和惯性，产汽能力是缓慢下将的，这时机炉负荷将造成严重的不平衡，而旁路容量只有40%，可以肯定的是，锅炉压力将飞升而引起超压问题。

解决的办法是尽可能快地打开旁路，尽可能快地降低热负荷，并利用电磁泄压阀和安全门进行短时泄压，然后利用旁路系统控制压力缓慢下降至目标值。

兰溪发电厂机组电磁泄压阀总排放量316.4t/h,分离器安全门总排放量1499.4t/h,过热器安全门排放量198.4t/h,总计为104%BMCR；再热器进口安全门总排放量775.5t/h,再热器出口安全门301.9t/，总计为107%BMCR，完全满足FCB工况下的泄压要求。

但是由于我公司机组三个分离器安全门和过热器安全门动作定值相同，当压力快速上升后，将会一起动作和回复，1499.4t/h的蒸发量变化将对锅炉造成巨大扰动，因此进行修改过热器安全门和分离器安全门定值，适当错开动作值，将三个分离器出口安全定值修改为31.26MPa、30.76MPa、30.26MPa,避免一起动作和回复。

当机组FCB动作时，为了控制压力上升速度，应立即快速打开锅炉过热器PCV阀快速排汽泄压。

具体的做法是利用FCB信号（图6-1）直接触发开启过热器PCV阀并保持30s；考虑到当锅炉泄压当高旁能够承受时，在高旁自动的情况下高旁应当适当调节关闭，因此采用高旁全开信号消失作为过热器PCV阀泄压结束信号，当高旁全开信号消失后延时5秒且回座压力满足时，自动关闭电磁泄压阀。

为了使锅炉压力得到较好的控制，旁路需要完成两个功能，一是，在FCB发生后立即自动全开，二是及时切至压力控制方式，当锅炉热负荷下降时逐渐关小，并使锅炉压力滑向预置的设定值，压力设定值根据燃料量决定,35%额定负荷对应为15Mpa，由DCS计算后送至旁路系统。

电气FCB发生时，BPS高旁投入FCB方式下压力控制，控制压力为锅炉负荷对应的压力设定值（锅炉指令对应F（X）35：

15，100：

24.2.并设有5S惯性环节），为了保证冷再的流量不至于太小甚至断流，设置了最小阀位10%。

当FCB复位后切回正常的压力控制，操作员可通过LCD画面修改高旁压力设定值。

2.2　FCB动作后，锅炉快速减热负荷问题

兰溪发电厂所有机组都通过机组RB试验并取得成功，RB过程中各主参数控制品质优良。

然而，机组FCB过程中，由于兰溪发电厂旁路配置为40%旁路，需要锅炉快速减热负荷在40%以下，为了保证旁路具有一定的调节能力，将目标负荷确定为35%BMCR。

根据机组RB试验的经验，在一次风机RB和给水泵RB工况下，均采用锅炉降负荷率自动改变为200%/min，主参数在可控范围内。

根据机组最低稳燃试验情况，保持2台磨煤机运行，锅炉燃烧稳定性能够得到保证，为了防止在FCB过程中，燃料量剧降，导致锅炉熄火，因此，FCB动作后将保持2台磨煤机运行，投一层油枪。

考虑到锅炉负荷指令突降，炉膛压力波动较大，炉内燃烧工况极不稳定的原因，在机组满负荷FCB过程中，立即从上至下顺序自动延时切除锅炉燃烧器。

根据2008年3月14日，我公司#2机组磨煤机D、磨煤机F同时跳闸，动作过程中，炉膛负压最低-0.78Kpa，最高0.87Kpa，主汽温度最低到546.38℃的情况，确定FCB工况下同时跳两台磨煤机，间隔5S跳另一台磨，保留两台磨煤机运行，投一层油助燃，同时，为了减少炉膛压力扰动和保护脱硫系统的安全，快开脱硫旁路挡板，增压风机动叶开度到原开度70%。

锅炉在FCB工况下的以上动作信号采用下图中锅炉FCB动作。

2.3　DEH转速控制问题

1）功率－负荷不平衡（PLU）

当甩负荷情况发生时，这个回路用来避免汽轮机超速。

当汽轮机功率（用再热汽压力表征）与汽轮机负荷（用发电机电流表征）不平衡时，会导致汽轮机超速。

PLU回路检测到这一情况时，迅速关闭高、中压调节阀（CV与ICV），抑制汽轮机的超速。

当汽轮机功率（用再热汽压力表征）大于汽轮机负荷（用发电机电流表征）额定负荷的40%，超过该设定值并且发电机电流的减少超过40%/10ms时，功率－负荷不平衡继电器动作，快速关闭高压和中压调节阀。

2）加速度限制（ACC）

当汽轮机转速大于3060rpm、加速度大于49rpm/s时，加速度限制回路（ACC）动作，快速关闭中压调节阀，抑制汽轮机的转速飞升。

3）汽机转速控制

①在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环调节系统。

转速控制器计算产生阀门的流量指令，该指令通过阀门流量曲线分配以产生每一CV及ICV的开度指令。

比例加积分控制器用以实现转速加速度控制，通过比较设定升速率与实际升速率来完成，当实际转速接近目标转速时，目标转速与实际转速之间的偏差变小，这个小偏差信号被小选器选中，实际上相当于目标升速率逐渐变小，结果使实际转速控制在目标转速上。

当汽机的转速在未并网前且汽机转速小于2950rpm时，调门的控制回路一直由转速加速度控制回路和速度控制回路来控制；但在转速至2995rpm转后，调门控制回路将不再接受转速回路和加速度回路的控制，即使转速低于2995rpm。

此时的汽机转速由一次调频控制（无限制回路），不等率4.5%。

②汽轮发电机组并网后，汽机控制采用发电机出口开关闭合信号作为转速控制回路切换信号，切换到一次调频回路（有11rpm限制）。

当实际转速和额定转速有差时，一次调频动作，频率调整给定按不等率5%随转速变化而变化。

③机组甩负荷试验过程中，发电机出口开关被拉开，发电机出口开关闭合信号信号消失，转速控制回路切换信号，切换到一次调频回路（无限制回路），而逻辑中，为了保证在甩负荷过程中，汽机转速调节品质符合要求。

机组甩负荷发生后，将流量指令初始值设置成5%（汽轮机厂家根据汽轮空负荷试验获得）。

为了保证甩负荷后期转速控制的稳定性，逻辑设计了变不等率回路，PLU或ACC动作后8S后将不等率从4.5%变参数为16%。

以上为我公司转速控制状况，当机组实现FCB动作后，机组带厂用电运行，油开关需要保持在合闸状况。

按照设计的转速控制回路，只能通过一次调频回路（有11rpm限制）控制转速，这显然不能满足FCB转速控制要求。

需要改进控制策略，增加FCB工况下，将控制汽轮机转速在3000r/min逻辑。

由于在机组甩负荷时，油开关被拉开，油开关闭合信号信号消失，油开关闭合信号作为转速控制回路切换信号，切换到一次调频回路（无限制回路）。

而FCB动作后油开关需要保持在合闸状况，因此需要增加电气FCB动作信号作为转速控制回路切换信号，切换到一次调频回路（无限制回路）。

而其他动作过程和机组甩负荷试验工况一致，因此，其他控制回路不需要进行改进，只需对参数根据FCB工况和甩负荷工况的不同特性进行微调。

①而发电机汽轮机空转时采用流量指令5%，考虑到带25MW负荷，因此，将汽机FCB动作后快速在DEH转速回路中的流量指令初始值从5%改为7%。

②考虑FCB动作后，汽轮机带一定负荷，需要加强转速控制回路的控制作用，因此将原低不等率选择时间从PLU或ACC动作后8S改为12S。

将原不等率从4.5%切换16%改为从4.5%切换7%。

4）FCB动作后，工质的补充问题

机组FCB动作后，即使立即切除磨煤机到2台运行，由于锅炉的热惯性和燃料系统的延时性，锅炉热负荷降到40%仍需要一定时间。

在此阶段，多余蒸汽只能通过过热汽安全门以及电磁泄放阀排向大气。

客观上造成一定程度的工质循环不平衡。

按两只电磁泄放阀泄压过程为10min计算，机组大约损失工质约52.7t/h；或按锅炉蓄热时间常数为5min、60%额定负荷偏差估算，机组大约损失工质约86t/h。

除氧器的设计存水量235t，凝结水泵最大出力为1936.8t/h,考虑到低压旁路打开后，所用减温水约228t/h取自凝结水泵出口，实际到达除氧器的流量仍可达1708.8t/h，因此除氧器水箱是能够及时补水的。

考虑到凝输泵联启时的最大补水流量可达350t/h，因此热井水位也应该是安全的。

5）FCB动作后，汽动给水泵的汽源切换问题

正常运行时，汽动给水泵的汽源取自汽轮机四级抽汽，汽轮机甩负荷后，抽汽压力迅速跌落。

要使汽动给水泵维持运行，必须迅速将其切到备用汽源。

并确保在汽源切换期间满足2个要求：

一是锅炉煤水比的不平衡仍在允许范围内，即汽温不超温；二是保持锅炉水动力的稳定，即水冷壁出口过热度控制在允许值内。

备用汽源的切换可以有两种方法，一是低压汽源由四抽自动切换至辅汽供，二是由低压汽源切至高压汽源运行。

由于高压旁路快速开启，机组冷再蒸汽依然存在。

然而，由于冷再到辅汽通流能力偏小、在大扰动下的调节品质不明，需要进一步的改进和试验。

当汽动给水泵的汽源切换无法满足锅炉补水要求，可采用FCB动作后自动启动启动电动给水泵予以替代，根据试验情况，电泵在启动8S后出水，15S后能够达到1300t/h出力，能够维持直流锅炉煤水比平衡。

避免因水冷壁流量低导致锅炉MFT。

同时优化给水泵再循环控制逻辑，防止在给水流量快速下降过程中，再循环门自动开启。

3　FCB试验结果分析

2008年3月，在我公司#3机组大修中，我们将以上FCB实现的逻辑修改进行了实施，在4月30日大修后的启动过程中，进行了FCB试验。

试验前参数：

ABDF四台磨媒机运行，负荷435MW；总煤量191t/h；发电机机端电压21.4kV；主汽压18.80MPa；主汽温543℃；再热汽温560℃；#3B汽泵及电泵运行，电泵勺管开度58%，电泵流量650t/h。

试验过程：

15:

54:

04拉开5031开关，FCB试验开始，高压调门迅速关闭，中调门迅速关闭后开至18%左右；汽机转速先上升最高至3104r/min后下降至最2980r/min，最后稳定在3000r/min；#3F、#3D磨跳闸，A、B层油枪自投正常，#3A#3B磨运行正常；炉膛负压先降至最低-1.60kPa后上升至最高+0.38kPa然后恢复正常；高低压旁路快开；电磁泄压阀A、B快开，主汽压最高至19.71kPa；主汽温最低至507.8℃，再热汽温最低至516.8℃；发电机机端电压维持在21.4kV基本没有变化,主给水流量维持在720t/h左右。

15:

58:

11主汽压16.49MPa，高旁全开。

汽机方面:

发电机出口开关动作后67毫秒机组转速开始飞升，转速在1.875秒内从3000r/min迅速上升至3104r/min，随后转速即开始下降，经过20秒后，转速稳定在3000r/min（见图三）.各轴承振动最大波动为17.72μm（#5轴承X方向），.高压缸排汽温度：

左侧由317.9/318.5℃升至322.3/323.0℃，右侧由322.5/323.1℃升至324.9/325.6℃。

轴承金属温度、推力瓦温度无明显变化，高旁阀后温度47秒后到最高397℃。

锅炉方面:

炉膛负压先降至最低-1.02kPa后上升至最高+0.38kPa然后恢复正常,主汽压最高至19.42kPa；主汽温变化过程中，直接下降最低至507.8℃，再热汽温最低至516.8℃;主蒸汽温度7分钟下降了40℃。

给水流量从1407t/h到730.7t/h.

电气方面:

发电机电压在有功突降到带厂用电23.9MW稳定后，从初始的21.4kV在15ms后达到最大值22.269kV，受汽机转速的影响，发电机电压的第一波扰动的结束时间为7秒，第二波扰动结束为12秒，第三波扰动结束时间为17秒，最终电压稳定在21.35kV。

表1：

FCB试验过程前后发电机参数对比

试验状态

P（MW）

Q（MVar）

Ut（kV）

试验前

431.4

44.6

21.4

试验后

23.9

23.0

21.35

从励磁调节器内部记录发现，PSS输出已到限幅值，在PSS不退出的情况下，发电机电压可能会更高。

本次FCB试验结果来说,机组各项参数都在可控范围内，因此本次试验是成功的。

4　结论

从我公司FCB试验的结果来看，在研究阶段对实现FCB难点的分析以及提出的对策是正确的。

在对各难点问题进行解决的基础上进行的FCB试验取得了成功，对其它国产机组实现FCB功能有一定的借鉴作用。

参考文献：

[1]王立地姚金环：

FCB功能的成功应用与一种新的实现方案。

[2]冯伟忠：

上海外高桥900MW超临界机组FCB试验。

[3]戴光周强民：

山西河津电厂机组FCB试验分析。

[4]滕卫明、舒畅、李中玉：

国产600MW超临界机组FCB功能研究技术报告。

作者简介：

章通行（1970-）,男，浙江台州人,工程师，从事发电厂生产管理工作。