350MW小旁路燃煤机组FCB试验浅析

柳瑶斌

（上海电气电站工程公司，上海 201100）

FCB是机组在正常运行工况下，由于内部或外部原因造成机组与电网解列后，机组能够快速减负荷至带厂用电运行或停机不停炉的自动控制功能［1］。机组在小岛运行期间，要求保证机组的运行参数在安全范围内，不引起保护动作，不危及设备安全，在电网允许的情况下，机组可迅速重新并网。

本文结合上海电气350MW机组在印尼PALABUHANRATU电厂成功完成FCB试验的案例，阐述了小旁路情况下100%负荷FCB试验的难点、创新和经验。

1 机组系统配置

印尼PALABUHANRATU项目建设规模为3台350MW亚临界燃煤机组，上海电气作为总包方并作为主要设备供应商。

锅炉为上海锅炉厂制造的亚临界压力参数、自然循环、单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切向燃烧、固态排渣、全钢架悬吊结构，露天布置的汽包炉。锅炉在燃烧设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于40%BMCR，过热器出口配置10%BMCR容量动力泄放阀3台。制粉系统采用上海重型机器厂制造的中速碗式磨煤机，5用1备。

汽轮机为上海汽轮机厂制造的双缸双排汽、单轴反动式、一次中间再热、纯凝式汽轮机。汽机旁路配置高压和低压二级串联液动旁路，高压旁路的容量为锅炉BMCR工况出力的30%，低压旁路的容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和。给水系统配置2台50%BMCR容量汽动给水泵，1台25%BMCR容量电动给水泵。机组所配发电机为水氢氢汽轮发电机。

汽轮机调节采用数字电液调节DEH系统，采用与DCS系统一体化设计。如图1所示。

图1 系统配置图

2 FCB试验难点

机组在FCB动作时，机组主要参数将发生剧烈变化，相关系统和设备需能够快速响应。根据此前国内部分电厂FCB的成功经验来看，无不在机组配置上有得天独厚的优势。上海外高桥二期发电厂2×900MW于2004年成功实现满负荷FCB试验，其汽机岛、锅炉岛、仪控岛均为进口设备，分别为西门子、阿尔斯通、日本日立供货，而且采用的是100%BMCR高旁和50%BMCR低压旁路以及100%再热安全门。华能石洞口第二发电厂2×600MW于1996年和1999年两次成功实现FCB，其汽机和发电机为ABB公司生产，锅炉为CE公司和SULZER公司生产，DCS、DEH等全为进口的infi-90控制系统，高旁容量为100%BMCR，低旁容量为65%BMCR。广东粤电珠海电厂2×700MW的2台机组先后实现5次FCB试验，其锅炉和汽机为三菱重工设备，发电机为美国西屋设备，高旁和低旁容量均为40%BMCR，但其在过热器出口配置了7只PCV阀，总排量35.8%BMCR［1］。

综合上述部分国内电厂成功实现FCB的案例，其共同特点主要设备均为进口设备，大容量旁路或者大排放量的PCV阀。本项目机组主要设备完全国产化，另外就其配置而言，实现FCB试验难度很大。

2.1 低容量旁路配置

由于业主大合同要求和工程投资考虑，本项目采用低容量旁路设计，高旁容量只有30%BMCR，低旁容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和。鉴于此，本项目考虑在过热器出口增加PCV阀。按ASME标准，一般只配10%BMCR排量的PCV阀，本项目配置3只PCV阀，总排放量30%。按此设计，理论上机组60%以下负荷运行时，FCB较易实现。但当负荷超过60%时，多余蒸汽将需要通过安全门排放，即当100%负荷情况下，将有70%TMCR流量的蒸汽排向大气。在这种情况下，极易引起机组瞬间工质不平衡而导致机组跳闸［2］。所以低容量旁路配置将对机组FCB试验是一个重大考验。

2.2 机组全自动条件下实施FCB试验

在与印尼业主讨论FCB试验方案过程当中，业主提出在FCB试验之前机组必须全自动且投入协调CCS，而且在机组FCB投入并主变出口断路器断开之后，10s之内机组不能进行人工干预，必须完全靠机组自动控制系统对机组进行协调。不能进行人工干预增加了FCB试验的风险，任何一个细小的环节出问题都将导致FCB试验失败。

2.3 FCB试验时不投油枪、电泵不起

在此前国内大部分FCB成功案例来看，FCB试验开始之后为维持燃烧稳定，在快速降低锅炉热负荷的同时，会快速投入一层油枪，确保锅炉不会由于燃烧不稳定而导致MFT动作。但在本项目FCB逻辑当中并未考虑油枪投入，以便更真实模拟机组突发状况时的情景。此外，在部分FCB案例当中，电动给水泵处于备用状态，即电泵已启动，处于再循环状态，或者和汽泵已并列运行。电泵已经运行对于控制汽包水位以及规避汽泵汽源不稳风险有很大帮助，同时甩负荷后增加了厂用电负荷，能更快稳定汽机转速。应业主要求，FCB后不联起电泵，电泵只有在威胁到机组运行安全时才会投入运行，这也对汽泵以及汽泵汽源稳定提出了更高的要求。

2.4 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段抽汽，汽轮机甩负荷后抽汽压力迅速跌落。由于电泵不允许启动，要使汽动给水泵维持运行，必须迅速将其切至备用汽源。本项目在设计之初就考虑辅汽联箱来源不仅有四抽，还有冷再。在机组正常运行时，将四抽和冷再并汽运行，确保辅汽压力。在FCB之后，四抽压力迅速降低，而冷再则可以继续提供辅汽压力，但高排逆止门快速关闭，而高旁开启需要2s，并且高旁快开之后，压力也会波动较大。所以辅汽压力能否快速切换和保持稳定，将成为FCB能否成功的关键。在本项目的3号机FCB时，为确保辅汽压力，FCB试验开始10s过后，手动打闸一台小机，确保一台汽泵正常运行。

3 FCB试验准备

由于FCB试验是对机组所有工艺系统和控制系统性能的一次严峻考验，所以必须保证在FCB试验之前机组处于一个良好的状态，并且在此之前完成了大量的前期准备工作。主要包括：

（1）锅炉最低稳燃试验试验，试验结果表明可维持30%BMCR负荷；

（2）锅炉安全门试验合格，动力泄放阀试验合格，动作正常；

（3）锅炉紧急放水门动作正常；

（4）减温水门动作正常，自动正常；

（5）OPC保护动作正常，汽机超速试验合格；

（6）汽机阀门严密性试验合格，主汽门、调速汽门关闭时间静态试验合格；

（7）高低旁阀门动作正常，自动正常；

（8）高排逆止门和高排通风阀动作正常；

（9）抽汽逆止门动作正常；

（10）除氧器紧急放水门动作正常；

（11）柴油发电机工作正常；

（12）直流电源及所有直流油泵工作正常；

（13）励磁系统正常；

（14）机组完成负荷摆动试验，一次调频试验，AGC试验；

（15）机炉电大联锁试验完成；

（16）机组保护系统可靠，全部投入；

（17）FCB逻辑检查修改完成；

（18）FCB试验正式开始之前，进行油枪试投，电泵试转，辅汽、轴封、旁路等管道的暖管等。

4 FCB试验情况介绍

本项目3台机组先后总计进行过9次FCB试验，其中5次50%负荷，4次100%负荷，前2次50%负荷FCB试验失败，后7次全部成功。以下就FCB试验失败和成功的案例做一详细介绍。

4.1 FCB试验失败分析

2013年5月15日22：49：30，1号机首次进行50%负荷FCB试验，试验前机组负荷179 MW。此次试验最终失败，失败的主要原因是由于中调门没能及时打开参与转速控制。在FCB信号发出及断开主变出口断路器后，OPC动作，高调门和中调门迅速关闭，汽轮机转速瞬间转速上升至3 075rpm，没有超过3 090rpm，负荷降至厂用电运行，最初负荷17.2MW。7.5s后中调门自动打开1%，高调门处于关闭状态，随后转速开始下降，在转速下降过程中，中调门开度仍然没有超过1%，高调门也未打开参与调节，直至转速下降至2 700rpm，周波低到45Hz，发电机低频保护动作，发电机跳，锅炉MFT，汽机跳机。

针对此次试验失败，DEH厂家将中调门延时7.5s开启改成延时2s开启，预开度仍为1%，取消冷再压力大于0.828MPa高调门关闭的联锁。

2013年5月16日22：25：27，一号机组进行第二次50%负荷FCB试验。试验同样失败，失败的主要原因是高排通风阀没能及时打开。当FCB信号发出，主变出口断路器断开后，高调门和中调门迅速关闭，负荷降至18.7MW。1s后汽机转速上升至最高3 064rpm，随后开始下降，2 s后中调门自动开1%，参与调节控制转速。但此时高排通风阀仍无开启反应，转速继续降，6s后高调门GV2开始动作，随后GV1、GV3、GV4也开始动作，22：26：00高调门最大开度6.5%左右，由于高排通风阀没有开启，而高排逆止门也处于关闭状态，高压缸只有进汽，没有排汽，无法调节汽机转速。22：25：58.3转速下降至2 700rpm以下，周波低于45Hz，发电机低频保护动作，汽机和发电机跳闸，锅炉MFT。

以上2次50%负荷FCB试验失败，主要原因是DEH逻辑控制器内的压力跟踪速率设定值太低，中调门无法跟踪控制汽机转速，其次设备机械故障也是导致试验失败的另外一个原因，随后对高排通风阀都进行了解体检查，确保冷态时阀门完全开启时间在10s左右。DEH厂家也对逻辑进行了修改，FCB及主变断路器断开后延时2s中调门开启，开度预设值6%，高调门在冷再压力低于0.828MPa后投入参与调节。

4.2 FCB试验成功介绍

以下选取3号机组50%负荷FCB试验和100%负荷FCB试验进行介绍。

4.2.1 50%负荷FCB试验

2013年12月31日03：28：05，3号机开始50%负荷FCB试验。试验前参数为：负荷175.87MW，汽机转速2 988rpm，主蒸汽压力15.55 MPa，主蒸汽温度531℃，再热蒸汽压力1.86 MPa，再热蒸汽温度514℃，发电机电压19.98 kV，发电机电流5 498A。ABCD四台磨运行，总给煤量105.8t／h，AB两台汽泵运行，给水量528.9t／h。高调门开度分别为15.8%，15.2%，15.0%，15.9%，中调门开度99.4%，98.9%。

试验过程：

（1）03：28：05.7主变出口断路器断开，OPC动作，高调门和中调门迅速关闭，高低旁迅速开启，高排通风阀逐渐开启，PCV阀迅速打开。

（2）03：28：08中调门开始打开，开度0.6%，转速上升至3 042rpm后开始回落。

（3）03：28：11A 磨煤机自动停磨，总给煤量下降至78.8t／h。主蒸汽压力上升至最高15.84 MPa后开始回落。

（4）10s过后，03：28：15可以开始人工干预机组控制，高低旁切为手动操作。高低旁开度分别为95.5%和97.3%。

（5）03：30：05由于高旁后温度超温，高旁自动闭锁，冷再压力开始下降，主汽压力上升。

（6）03：30：22转速下降至2 919rpm，中调门开度分别为7.2%和7.3%，冷再压力下降至0.8 MPa，高调门开始动作。由于高调门开启速度较慢，转速继续下降。调试人员强制高旁后温度，解除高旁闭锁。

（7）03：30：43转速下降至2 778rpm，冷再压力低至0.4MPa，高旁开始手动开启，开度30%。中调门开度分别为7.2%和7.3%，高调门开度分别为4.7%，4.3%，3.9%，4.9%，转速开始回升。

（8）约3min后，03：33：29转速稳定2 999 rpm，03：33：36机组成功重新并网，并网时机组主要参数：汽机转速2 997rpm，主蒸汽压力14.5 MPa，主蒸汽温度508℃，再热蒸汽压力1.19 MPa，再热蒸汽温度533℃，炉膛负压-115.8 Pa，汽包水位17.5mm，总给煤量83.9t／h，发电机电压19.81kV，发电机电流554A。

表1 50%负荷FCB试验记录

在整个FCB过程中，汽机各轴承温度均在合格范围内，无剧烈波动，除6瓦和7瓦短时间有较大波动外，最大波动到114μm，其余各瓦振动均无明显波动。50%负荷FCB曲线如图2所示。

4.2.2 100%负荷FCB试验

在完成50%负荷FCB试验后，机组立即加负荷至350MW，准备开始进行100%负荷FCB试验。2013年12月31日06：01：55，3号机开始100%负荷FCB试验。试验前参数为：负荷349.4MW，汽机转速3 007rpm，主蒸汽压力16.57MPa，主蒸汽温度524℃，再热蒸汽压力3.51MPa，再热蒸汽温度523℃，发电机电压20.2kV，发电机电流10 359A。ABCDF五台磨运行，总给煤量195.8t／h，AB两台汽泵运行，给 水 量1 102.3t／h。高 调 门 开 度 分 别 为41.8%，40.9%，40.9%，41.6%，中调门开度99.6%，98.9%。

图2 50%负荷FCB曲线

试验过程：

（1）06：01：55.3主变出口断路器断开，OPC动作，高调门和中调门迅速关闭，高低旁迅速开启，高排通风阀逐渐开启，PCV阀迅速打开。

（2）06：01：57转速飞升至最高转速3 141rpm，高调门和中调门均处于关闭状态。高旁开度52.09%，高旁减温水阀门开度99.9%，低旁开度28.29%，低旁减温水阀门开度99.2%，主汽压力上升至16.99MPa，并且继续上升，A磨自动跳磨。

（3）06：01：59转速下降至3 101r／min，高调门和中调门仍处于关闭状态。高旁开度96.05%，高旁减温水阀门开度99.9%，低旁开度97.9%，冷再压力3.718 1MPa，低旁减温水阀门开度99.2%，主汽压力上升至17.4MPa，并且继续上升，F磨自动跳磨，总给煤量116.3t／h。

（4）06：02：01转速下降至3 066r／min，低于3 090rpm，中调门开始参与调节转速，中调门开度分别为2.8%和2.6%，此后汽机转速均未超过3 090r／min。

（5）06：02：05可以开始人工干预，考虑辅汽压力可能不足，决定逐步解列B小机。此时辅汽压力0.79MPa，A小机转速5 003r／min，B小机转速5 122r／min，给水流量980t／h，汽包水位-56.77mm。中调门开度均为4.3%，汽机转速3 024r／min。

（6）06：03：11由于高旁投自动波动较大，改为手动，设定95%开度。

（7）06：03：20低旁改为手动，设定97.9%开度，再热蒸汽压力下降。

（8）06：06：01转速2 988r／min，中调门开度开到最大值11.4%和11.6%，再热蒸汽压力0.912 5MPa，转速继续下降，高调门开始动作，中调门开始逐渐关小。

（9）06：06：57转速下降至最低2 919r／min，中调门开度分别为9.6%和9.8%，高调门开度分别为3.2%，2.7%，2.2%，3.3%。

（10）06：09：30 转速稳定在 2 990r／min，06：09：35机组成功重新并网。并网时机组主要参数：汽机转速2 994r／min，主蒸汽压力17.1 MPa，主蒸汽温度506℃，再热蒸汽压力1.39 MPa，再热蒸汽温度548℃，炉膛负压-165.5 Pa，汽包水位-207.2mm，总给煤量94.8t／h，发电机电压19.9kV，发电机电流2 945A。

在整个FCB过程中，汽机各轴承温度和振动均在合格范围内，均无明显剧烈波动。如图3所示。

表2 100%负荷FCB试验记录

图3 100%负荷FCB曲线

4.3 FCB试验分析

（1）50%负荷FCB时转速更容易稳定。50%负荷时从试验开始到汽机转速稳定并网时长5分31秒，100%负荷则用时7分40秒。

（2）高旁减温水应进行设计优化。在50%负荷试验时，由于高旁后温度超温，高旁自动闭锁，即使减温水门一直保持100%开度，高旁关小，但高旁温度依然上涨，主要是由于50%负荷时给水流量有限，温度无法控制。在100%负荷时，给水流量大，高旁没有超温。

（3）低旁减温水应进行设计优化。在两次试验过程当中，低旁温度均超温，在今后机组设计是否可考虑增大凝泵出力。

（4）中调门和高调门自动控制跟踪速率应加以完善。在50%负荷试验时，高旁闭锁，冷再压力下降，再热蒸汽流量减少，中调门即使开大，转速也下降过快，在高调门开始打开之后，中调门关闭速率过快，而高调门开启速度较慢，导致转速快速跌至2 778r／min，接近低频保护动作值。

（5）需改善炉膛负压控制逻辑。100%负荷FCB时，炉膛负压在2台磨煤机跳闸后，炉膛负压迅速降低至-1 035.53Pa。

5 结语

小岛运行作为一种事故工况下的运行方式，对机组的安全经济运行和电网的安全稳定运行具有重要的意义。本文介绍了印尼PALABUHANRATU电厂的FCB试验情况，表明国产350MW机组在小旁路的情况下完全可以成功实现小岛运行，将给国产同类型机组从设计到设备选型及调试运行提供一定的参考。

［1］ 腾卫明.国产600MW超临界机组FCB功能实现［D］.杭州：浙江大学，2008.

［2］ 冯伟忠.900MW超临界机组FCB试验［J］.中国电力，2005（2）：74-77.FENG Wei-zhong.FCB test for 900MW supercritical units［J］.Electric Power，2005，38（2）：74-77.