国产660MW超临界发电机组FCB试验研究

高先鹏 邹包产 刘新龙

（1.大唐彬长发电有限责任公司，陕西 咸阳 713602；2.华北电力科学研究院（西安）有限公司，西安 710065；3.西北电力设计院，西安 710065）

近年来，随着国家发展对于电网安全和发电品质需求的不断提高，电网也对于新投产入网的大型火电机组提出了更高的要求。鉴于当前我国的大型火电工艺系统日趋完善和发展成熟，发电设备可靠性显著提高，为增强火电机组的竞争力，厂级单位对于发电自动控制技术也提出了更高的要求，发电机组快切负荷FCB（FAST CUT BACK）功能日趋受到厂级单位的重视。本文依据宁夏京能宁东电厂两台660MW机组成功的FCB试验，分析总结实现FCB功能的一些合理化设计，并提供试验过程参数为同类型机组试验提供参考。

宁夏水洞沟发电厂2×660MW工程系新建电厂，本期工程建设2×660MW国产超临界表面式间接空冷燃煤发电机组。锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限公司生产的660MW锅炉，为超临界参数变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、室内布置燃煤锅炉，锅炉采用紧身封闭。汽机由哈尔滨汽轮机厂供货，为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、表凝式间接空冷汽轮机。发电机由哈尔滨汽轮发电机有限公司制造、提供，型号为QFSN-660-2，冷却方式为水、氢、氢冷却方式。

1 FCB试验控制难点

1.1 汽轮机转速控制

当厂级单位脱网甩负荷发生时，汽轮机功率与发电机负荷不平衡，极有导致汽轮机超速。为防止汽轮机超速，一旦FCB触发必须在第一时间全力保证转速飞升在安全范围内。这就要求电气FCB信号判断安全可靠，并且要以最快速度送至汽轮机数字电液控制系统DEH（Digital Electro-Hydraulic Control System）系统进行超速保护控制OPC（Over speed Protection Control）动作，转入汽机转速的闭环控制；电气侧FCB逻辑判断至DEH系统OPC回路，控制系统的运算周期需要＜100ms。

1.2 锅炉超压预想

FCB试验相当于仅保持汽机一定微通流的快速甩负荷试验。FCB动作后汽机调门在OPC作用下快关，而后待OPC复位后再保持一定开度。而锅炉具有较大的蓄热和惯性，锅炉甩负荷后产汽能力下降还需要一定过程时间，此时机炉负荷将严重的不平衡，因此锅炉必须具备100%的泄压能力，防止锅炉超压危险，对此旁路系统应有严密、谨慎的联锁逻辑。宁夏京能宁东电厂#1、2机组配备100%高旁、65%低旁，为FCB试验的成功实施提供硬件条件。若无100%旁路，则必须与安全门匹配具备100%的泄压能力。需要特别关注的是，具备快开功能的旁路系统，同时需要具备预暖功能，防止大量高参数蒸汽直排入冷态旁路，造成危害。

1.3 防止锅炉汽温突降

FCB动作后锅炉需要快速甩大量热负荷，易造成主汽温度和再热汽温的快速下降，特别是直流锅炉，金属的蓄热量较少，汽温下降更加明显。所以在FCB动作后，锅炉触发RB逻辑快减热负荷至40%～50%额定负荷（Pe）左右，维持干态运行，水煤保持基本配比，并加入一定惯性环节，保持动态过程中的热量交换平衡，旁路系统监控主汽压力平滑下滑至目标负荷对应压力定值，多种方式协同保持温度下降平滑，控制主汽温度和再热温度在10min内不突降50℃。

1.4 汽机侧系统超温危险

FCB工况由于要向旁路和凝汽器直接排出大量高焓值蒸汽，机侧系统如低旁阀后温度，低压缸排汽温度都会有一定飞升。此时需要确保减温水压力，保证足够的减温水量，防止超温。有凝泵变频设备的可加载变频至工频负载，必要时可增加联锁超弛开减温阀逻辑。

1.5 保护优化

评估系统设备的保护定值是否能够经受FCB试验工况扰动，并有一定裕量，如低排温度保护、使用背压曲线的背压保护、旁路温度保护、凝汽器温度保护等。若FCB功能得以实现，可事实上实现直流炉停机不停炉功能，主开关分闸不参与机炉电大连锁保护。

2 控制系统设计和优化

FCB逻辑的总体框架如图1所示。电气保护装置判断FCB触发信号，产生FCB动作指令，由电气侧、炉侧、机侧各功能子组统一调用该动作信号，确保FCB动作时系统之间的协调性和可靠性。其功能子组逻辑接口包括快速降负荷（RB）、旁路控制系统（BPS）、DEH、汽机顺序控制系统TSCS、锅炉顺序控制系统BSCS、电气控制系统ECS等。FCB动作后发电机迅速甩负荷至厂用电；DEH系统OPC动作，快速的将转速稳定在3000r/min，从而保证“孤岛运行”工况的厂用电频率稳定；锅炉以RB方式快减50%Pe负荷，保证一定的稳燃负荷；旁路系统控制主汽压力，而后以一定速率下滑至锅炉热负荷对应下的压力参数，滑压速率和滑压定值要兼顾锅炉的蓄热要求，防止锅炉转湿态运行以及温度下降过快。其它各相关设备依据工况联锁动作，保证系统参数稳定。

2.1 FCB触发信号定义

图1 FCB逻辑的总体框架图

电气发电组零功率保护分屏开出FCB触发信号。即零功率动作（若发电机有功功率曾经高于300MW且突变低于50MW，随后有功功率值在极短时间内从一高值降至一低值。）且发电机出口断路器在合位，再与上主汽门未关，三条件与关系触发FCB动作信号[1]。

2.2 电气FCB逻辑动作

触发FCB动作后分主断路器开关，不触发发电机跳闸。发电机并网信号的处理：定义两路主开关断路器任意一路在合位，且发电机出口断路器在合位视为并网，FCB工况并网信号消失。

2.3 DEH系统逻辑动作

FCB动作信号进入DEH后由脉冲信号转为一个长信号，由主开关断路器的闭合信号或机组跳闸信号用作DEH侧FCB动作指令的复位信号。此FCB信号取非，与发电机出口断路器的闭合信号及主开关出口断路器的闭合信号，共同组成DEH调用的并网信号。FCB发生后DEH切除远方DCS遥控，并网信号消失，机组触发OPC动作，转入转速调节维持3000r/min运行，一旦机组重新并网750断路器合闸后，FCB信号复位，并网信号发出，转入负荷控制。如果机组不再准备孤岛运行，打闸后FCB信号也会复位。

2.4 炉侧控制系统逻辑动作

炉侧在FCB动作后，逻辑设计要体现快减热负荷、防止温度突降、防止直流炉转入湿态兼顾机组稳燃的要求。FCB动作切除DEH远方遥控，协调切除，若机组负荷高于一定的负荷条件，FCB触发炉侧50%Pe的RB逻辑，燃料控制将总燃料量减至目标负荷对应燃料量，总风量、一次风压、给水量等主要参数在RB动作后，通过子组自动控制稳定降至目标负荷对应值。若末级过热器出口压力低于18MPa或FCB动作已达10min，则FCB RB动作复位，炉侧保持复位后的热负荷。

2.5 旁路系统逻辑动作

旁路系统（BPS）在FCB动作后，需要起到安全泄压，快速降压减负荷的作用，调压过程中需要注意降压速率，配合给水调节以防止温度突降。

FCB动作后，若末级过热器出口压力高于18MPa，高旁快开（5S脉冲），若末级过热器出口压力低于18MPa，锅炉侧保持当前负荷，高旁依据流量开度曲线，超弛动作一定开度，而后自动投入自动。投入自动后的高旁处于FCB工况滑压状态，压力设定值将以0.36MPa/min的速率下调至目标值18MPa，FCB工况的高旁滑压状态复位结束，运行人员可手动修正压力定值。高旁压力调快开阀联动高旁温度调阀，并自动投入自动，温度定值随高旁门后压力滑动。

FCB动作后，低旁自动投入自动，低旁压力定值以0.5MPa/min速率滑至1.3MPa，低旁压力控制投入自动后，联动低旁温度控制也投入自动，保持当前温度定值。

2.6 其他控制系统逻辑动作

VV阀通过OPC动作信号联开；#1-#6段抽汽通过OPC动作信号联关；FCB RB联关减温水调门60s，60s后恢复自动控制状态；FCB动作切除氧量自动控制、切除二次风箱差压控制、切除锅炉主控、切除汽机主控。

3 FCB试验

FCB试验运行工况严酷，运行参数趋近红线，机组需要在悬于全停边缘的瞬间进行快速控制，留给控制系统反应的时间不超过5s。在保证机、炉、电相关设备有足够安全裕量下，所有自动控制系统要求控制及时，动作可靠，在极短时间内完成各系统方式切换、并且在过程调节中协同准确、参数定量更要精准。试验前要完成RB、甩负荷、厂用电快切等相关子回路试验项目。

宁夏京能宁东电厂#1、#2机组在成功进行50%PeFCB试验的基础上，分别于2011年3月14日18∶30和2011年6月12日11∶10进行了100%PeFCB试验项目，两次试验都一次取得圆满成功。以#2机组试验分析，试验均通过电气网络监测系统（NCS）拉掉750kV主开关断路器（通过此操作实现发电机出口有功功率突变而发电机出口断路器仍在合位），触发FCB动作信号开始，发电机有功功率瞬间降至厂用电耗32.9MW，而后90s内随辅机出力减小稳定在28.2MW；大机转速在1.5s后达到最高3151r/min，6s后转速惰走至3060r/min，OPC动作复位，大机恢复转速调节，8s后转速稳定在3000r/min（如图3所示）；大机综合阀位在恢复转速调节后，进行“孤岛运行”时稳定在7.5%。机前压力在FCB动作5s后达最高26.8MPa，而后开始平缓下滑；末过蒸汽温度平稳降至560°，降幅5°；再热气温平稳降至553°，降幅11°。机组“孤岛运行” 5min，而后再次并网，很快恢复至300MW，试验结果也证明具备FCB功能的火电机组恢复发电负荷的快速性。

图2 FCB试验时各主要参数变化趋势

图3 FCB试验时转速变化趋势

依据图3试验记录，高旁2s后快开到位，转入自动控制后，高旁压力定值开始以0.36MPa/min速率开始下滑，试验过程中末级过热器出口压力始终处于受控状态，5min后在末级过热器压力滑降到24.2MPa，高旁关至43%时运行人员手动复位，退出高旁自动，重新准备并网，高旁滑压状态结束；两侧的高旁温度调阀随高旁快开信号自动投入自动，开至100%；再热压力最高升至4.95MPa，低旁自动转入自动状态；低旁温度控制也自动转入自动，低旁温度最高升至158°。

炉侧在收到FCBRB信号触发RB逻辑，锅炉甩负荷至50%Pe对应燃料量；小机协同控制给水，通过水煤配比曲线平稳受控，下调至1529t/h；总风量平稳滑至1818t/h；由图4记录可知，机组背压最高36.2kPa；各段抽汽逆止门联锁关闭，高排通风阀联锁开启。动态过渡过程中机组其它参数（缸温、振动、胀差等）及各辅机的运行状况正常。试验表明该机组机、炉、电各主辅控制系统功能在短时间内适应机组剧烈变变工况运行的要求。

4 FCB试验分析

图4 FCB试验时旁路系统各控制参数趋势

1）#1机组两次发生FCB试验时汽机转速飞升相对甩负荷试验有些偏高，#2机组进行了针对性的静态测试。由于系统运算周期的影响，使电气来进炉侧控制器再转发至DEH系统的FCB触发信号延迟了900ms。因此#2机组进行了相应改造，将FCB动作信号硬接线直接进DEH系统，要求不高的炉侧动作信号则从DEH侧调用，同时将FCB指令信号定义高速扫描点，OPC动作页面定义为高速运算页面。因此#2机组的50%FCB试验大机转速最高3072r/min，较#1机组 3148r/min少了 76r/min；100%FCB试验大机转速最高3151r/min，较#1机组3283r/min少了132r/min，效果明显，有力的保障的FCB动作时的大机安全。

2）两次FCB试验都是由750kV主开关断路器分闸引起的FCB触发。但分析数据发现主开关断路器分闸到FCB触发本身还需一定时间，因此FCB工况触发纯延迟时间需要函盖在安全裕量中。

3）50%PeFCB工况时，由于四段抽切，冷再蒸汽参数较低，小机出力可能受限，FCB动作后，需要关注小机出力，必要时投入辅助蒸汽汽源；FCB动作存在大机调门和高旁快开的切换过程，若高旁不能快速开启，可能造成暂态憋泵。两次FCB试验高旁均在2s内快开，主汽压力和给水流量过渡平缓，实际的FCB动作没有造成锅炉给水流量测量值的突变；四次FCB试验过程中，高旁门后温度最高达到364°，低于保护定值427°，高旁温度始终处于受控状态；再热压力最高达4.95MPa，低旁基本处于全开位，再热安全门未动作；低旁门后温度最高达到158°，低于保护定值200°，低旁减温也基本处于全开位；机组背压最高机组背压最高36.2kPa，完全满足安全指标。

4）为保障低旁减温水压和轴封减温水压力安全，增加高旁快开超弛加载凝泵变频器至工频位的逻辑，同时除氧器上水调门依据主汽流量超弛减至一定开度，而后自动调节除氧器水位。试验结果表明该设计稳定可靠，有利于大工况变动的减温水压控制和除氧器水位安全。

5 结论

FCB动作后，炉侧控制系统快速甩热负荷；DEH系统第一时间控制住汽机转速在合格范围内；旁路系统很快泄压而后转入压控状态；大量的自动控制保证了机组平稳的转入“孤岛”运行，主要参数如主汽压力、锅炉热负荷、给水量、主汽温度、总风量始终处于受控状态，控制指标良好，两台机组50%负荷和100%负荷FCB试验的成功，反证了本机组所设计FCB控制系统的可靠性和可控性。

对于厂级单位而言，大型火电机组FCB功能的实现有助于发电机组的安全停运，又很容易实现机组停机不停炉功能，可有效减少锅炉MFT的次数，有利于机组在热态下重新起动、升负荷，同时避免机组紧急停炉、强迫快速冷却，防止壁温的大幅快速下降，可有效减少锅炉受热面内氧化皮的发生，这些对于提高机组运行安全和经济性能都有很重要的现实意义。FCB功能的实现，使机组具备了在极短的时间内转入仅带厂用电“孤岛运行”的能力，由于锅炉尚处于较大容量，只要电网故障恢复，可迅速并网输出＞40%Pe负荷，相对于国内常规承担黑起动任务的水电机组更具有较大的恢复负荷能力，这对于电网安全性的提高有着重要作用，实际上实现了厂网的双赢。

[1]刘麒，刘麟.FCB功能相关的发变组保护逻辑改造[J].电力系统保护与控制,2011,39(4):146-154.

[2]阚伟民，蔡笋，谢诞梅,等.超超临界1000MW机组甩负荷试验研究[J].热力发电,2011,40(5):73-80.

[3]罗志浩，尹峰，陈小强,等.国产600MW超临界直流机组实现FCB功能的可行性研究[J].浙江电力,2009(1):16-44.

[4]陈小强，罗志浩.超超临界1000MW机组RB控制策略分析及优化[J].热力发电,2011,39(7):72-74.

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