330MW机组实现FCB 功能的系统配置和动作要求

漆信东，万 军，蔡金励

(1.重庆旗能电铝有限公司，重庆401420;2.中广核陆丰核电有限公司，广东汕尾516600)

0 引言

2001年的美国加州大停电事故震动了全世界，为从事故中吸取经验教训，我国各大电网就相关的事故预想和对策进行了研究。如电网内有若干机组在电网故障时能实现不停机，并迅速转为只带厂用电作孤岛运行(FCB)，就能使电网迅速恢复供电。

重庆旗能电铝有限公司2×330MW燃煤发电机组位于重庆市綦江区。为了配合重庆铝产业工业园的建设，确保铝产业园的的电力供应，园区按照电铝产业链模式，采用电源直供，并与重庆电网相联。厂内装设两台东锅生产的亚临界参数、W型火焰燃烧方式、自然循环DG1114/18.5-II15型汽包炉和北重生产的亚临界、单轴、一次中间再热、三缸、双排汽抽凝汽式NC330-17.75/0.981/540/540汽轮机。

1 FCB概述

机组的快速切负荷FCB(Fast Cut Back)功能是指机组在高于某一负荷定值运行时，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(Main Fuel Trip)的情况下，用以维持发电机带厂用电或停机不停炉的自动控制功能。机组的FCB功能具有以下意义:

(1)有利于降低电网事故的损失。如果机组具备带厂用电功能，将有助于电网在最短时间内恢复正常，经济效益非常明显。

(2)有利于保护机组的安全。FCB能够在控制机组脱离濒临全停的过程中保证热力参数不超过安全定值，维持预定的系统运行，给电厂带来更多的安全。

(3)有利于降低运行成本。机组FCB是在热态下重新升负荷，可节省大量时间和能耗，对降低运行成本十分有益。

(4)有利于延长设备寿命。停机次数增加，有损设备性能，而成功的FCB使锅炉热力参数运行在设计允许范围内，降低了设备损耗，等同于延长了机组的使用寿命。

2 FCB的几种典型工况

机组发生快速切负荷，主要有以下几种典型工况。

(1)小岛运行工况。由于电网故障，引起主变压器出口断路器跳闸，机组迅速降低负荷并带厂用电运行，运行时间不少于规定时间(规定时间从20分钟到2小时不等，没有统一标准)。

(2)甩负荷工况。由于电厂内部故障，引起发电机出口断路器跳闸，机组迅速降低负荷至发电机、汽轮机空转状况，运行时间不少于规定时间(多数要求不少于20分钟)。

(3)停机不停炉工况(锅炉岛运行工况)。由于电厂内部故障，引起汽轮机主汽门关闭，汽轮机、发电机停机，而锅炉快速降负荷至某一工况，并独立运行一段时间(没有规定时间)。

3 实现FCB功能机组的系统要求

3.1 热机设备及系统配置

3.1.1 旁路系统

高压旁路选择为70%B-MCR，低压旁路为2×65%B-MCR，配液动执行机构，具有快速开启功能。由于锅炉有较大的热惯性，如果汽轮机旁路和PCV阀容量不足，即使在锅炉减负荷过程中汽轮机旁路和PCV阀快速全开，蒸汽压力仍会大幅度上升，所以锅炉电磁泄放阀(PCV阀)应按30%容量选择，以使其与旁路(70%容量)配合动作时，瞬间可释放大约100%B-MCR流量，以防止过热器和汽包安全阀的动作，保证锅炉的负荷变化率在允许的范围内，同时根据低压旁路容量来设置108%的再热器安全阀容量。

3.1.2 给水系统

本工程采用电动给水泵，机组FCB时不存在给水泵汽轮机切换汽源的问题。小岛运行时，电动给水泵运行，为提高给水温度及工质回收，主汽轮机甩负荷后，2#高加仍需投入运行，此时其疏水越级排至除氧器。

3.1.3 凝结水系统

凝结水泵总出力考虑了低旁入口蒸汽量、低旁减温水量、2#高加疏水量、补水量。选用了两台110%容量的凝结水泵，并具备同时投入运行的要求。

3.1.4 抽汽系统

小岛运行时，抽汽管道上的抽汽止回阀全部关闭，抽汽系统退出运行。抽汽止回阀配气动执行机构，可以满足快速关闭的要求。

3.1.5 辅助蒸汽系统

辅助蒸汽来自高压旁路出口的低温再热蒸汽管道。低温再热蒸汽至辅助蒸汽系统阀门为气动阀，具备快速开启功能。

3.1.6 除氧器紧急汽源

在锅炉满负荷时甩负荷(FCB)工况下，低压加热器全部切除运行，除氧器定压运行，其加热和除氧用蒸汽由低温再热蒸汽提供。

配合汽轮机高压缸排放装置设计相应系统，为防止高排逆止门关闭时，高压缸“闷缸”运行，高排逆止门和高压缸排放装置设计联锁功能。即高排逆止门关闭时，联锁打开高排装置，防止由于两阀均为压力设定而造成不同步。本工程采用北京北重汽轮电机有限责任公司的产品，该机组采用ALSTOM公司首创的汽机中压缸启动技术。高中低压分缸设计，高压缸抽真空隔离，因此，中、低压缸在低压蒸汽中和低背压下可以长时间带厂用电运行，机组具有较好的甩负荷性能。

3.2 电气设备及系统配置

电厂采用手动“串切”方式进行同期。在机组10kV工作段工作电源进线断路器上，设置手动同期合闸装置，主要实现对起备变10kV侧PT(电网的频率及相角)和高厂变10kV侧PT(发电机频率及相角)的监视以及手动“串切”合闸功能。即当两侧电源的频率及相角差满足同期合闸要求时，先跳开10kV工作段备用电源进线断路器，再快速合上6kV工作段工作电源进线断路器;在完成厂用电源切换后，再合上机组主变高压侧断路器(检无压合闸)，将电能通过220kV母线及出线送往铝工业园园区。

3.3 热控设备及系统功能

取消锅炉、汽轮机、发电机(变压器)相互联锁跳闸的横向大联锁保护方式，采用单向联锁方式，即只有当锅炉跳闸后，才会使汽轮机及发电机(主变压器)产生联锁跳闸。即当汽轮机跳闸时，只向后联跳发电机(主变压器)，不向前联跳锅炉;当发电机故障时，只跳主变压器出线开关及灭磁，不联跳汽轮机及锅炉;系统或主变压器出现故障，只跳主变压器出口开关，不联跳炉、机、电。因此，从保护联锁的角度而言，机组能实现停线(路)不停电即FCB;停电(发电机)不停机(汽轮机);停机不停炉。这种联锁方式对机组在发生故障后迅速恢复极其有利。

4 机组FCB时各系统的动作过程及要求

4.1 触发信号

以主变压器出口断路器断开信号为“岛运行”触发信号，原则上应以“硬接线”的方式送锅炉BMS系统、汽轮机DEH系统、发电机励磁系统、DCS系统及旁路系统和PCV阀。

4.2 发电机

快速降励磁并跟踪厂用电运行工况。

4.3 汽轮机

(1)在103%转速保护/控制系统作用下，高、中压汽轮机调节阀“瞬间”、“暂短”、“多次”关闭后，再开启在一个较小的开度内，维持额定转速下带厂用电负荷。103%(OPC)功能调试，是保证转速稳定和防止超速停机的重要保证。

(2)高压缸排汽逆止门关闭，高压缸排放装置开启，将做功后的高压排汽至冷凝器。

(3)由于各段抽汽压力降低，抽汽逆止门关闭，1# ～3#高加和 5#、6#、7#、8#低加自动解列(2#高加在高旁开启后，再次投入)。

(4)凝汽器水位、除氧器水位处于自动控制状态运行，由于给水量的降低，最小流量装置可能自动投入运行。给水系统应处于调节状态。

(5)除氧器汽源的切换。

原则上4段抽汽逆止门关闭，应联锁启动辅汽联箱向除氧器供汽的备用汽源。也可考虑低温再热蒸汽作为备用汽源。但在快速降负荷过程中，由于高压旁路的开启速度过快，会造成辅汽联箱的压力波动，为保证除氧器的安全运行，在辅汽联箱压力平稳后，手动开启备用汽源向除氧器送汽。除氧器短时间没有汽源，不应有较大影响。“闪蒸”现象，有可能造成水位波动。

4.4 锅炉

(1)在70%旁路选型下，锅炉应快速降负荷至最低稳燃(滑参数)工况。

(2)一般采取“快速”、“启动次序”的方式，以切除燃烧器的方式减负荷，0秒切除第一台磨，间隔数十秒(试验确定)后，依次切磨，最终保留一台磨的燃烧器并投入油枪稳燃。

(3)PCV阀快速开启，在主汽压力降低后自动(或手动)关闭(手动关闭应提前设定)。

(4)炉膛负压等处于自动控制状态，保护定值可修改为“最大可用数值”，并应作为重点监控对象。

(5)送风、引风、氧量等处于自动控制状态，氧量自动有可能跳为手动状态，可在稳定燃烧后手动调整重新投入。

4.5 旁路

旁路应处于热备用状态，阀后管道应处于加热和疏水状态，以防止水击和振动。旁路应处于额定压力保护功能(调节功能)状态。FCB开始时，高、低压旁路迅速全开，此时应以硬接线信号作为触发信号;当锅炉负荷(流量和压力)逐渐降低后，旁路逐渐关小;当锅炉降至最低稳燃负荷并稳定运行时，旁路将处于一个稳定的开度状态。

4.6 PCV阀

FCB开始时迅速全开，释放25% ～30%流量。全开后，可以设定为手动关闭或具有自动关闭功能。

4.7 厂用电运行方式

“小岛运行”时(包括甩负荷、停机不停炉、RB工况)，主变压器低压侧及公用变低压侧一直处于带电状态，不影响运行中的备用设置，因此不发生备用电源的快速切换。重新并网，采取手动调整方式。

5 结论

大型机组为实现FCB功能，需要在机组设计、设备选型、控制策略、安装调试等方面提供以下基本条件:锅炉具有较好的燃烧特性;汽轮机具有低负荷运行性能;电气系统切换厂用电快速可靠;容量合适的锅炉压力飞升控制设备(汽轮机旁路系统、锅炉PCV阀);较高水平的自动化热工控制系统的投入。

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