FCB工况下旁路控制系统的改进与优化

王孟，赖艳云，王戟

(浙江火电建设有限公司，杭州 310016)

FCB工况下旁路控制系统的改进与优化

王孟，赖艳云，王戟

(浙江火电建设有限公司，杭州 310016)

介绍了印尼芝拉扎1×660 MW超临界机组主要设备及旁路控制系统配置的概况，针对机组快速甩负荷(FCB)工况对旁路控制系统的要求，以及FCB预备性试验时旁路控制系统的响应情况，对旁路系统控制策略进行了改进和优化，最终达到了预期的控制效果，顺利完成了100%负荷下的FCB试验，可供其他同类机组旁路控制系统设计与优化时参考。

超临界机组；FCB工况；旁路控制系统；控制策略；优化

0 引言

印尼芝拉扎二期1×660 MW超临界燃煤电站位于印尼中爪洼省南部芝拉扎市，距离市区约10 km，南临印度洋，是印尼国内装机容量最大的机组之一。由于印尼当地电网建设与发展的水平远远落后国内同期水平，电网的稳定性较差，易发生电网故障，因此，电网要求机组具有快速甩负荷FCB(fast cut back)[1]功能，同时也是当地机组能否进入商业运行的一个必要条件。FCB是指机组因外网故障而使发电功率不能输送至电网时，机组快速降负荷，稳定锅炉燃烧，维持汽轮机转速3 000 r/min，发电机带孤网和厂用电负荷运行,待电网故障消除后，机组可在短时间内恢复并网。

1 机组及旁路设备配置概述

印尼芝拉扎二期1×660 MW超临界机组汽轮机是由上海电气集团股份有限公司设计制造的超临界、一次中间再热、双背压、凝汽式、八级回热抽汽、三缸四排汽凝汽式汽轮机,型号为N660E-24.2/566/566，主蒸汽压力为24.20 MPa，主蒸汽温度为566.0 ℃，再热蒸汽压力为4.13 MPa，再热蒸汽温度为566.0 ℃。锅炉过热器额定蒸汽流量为2 077.9 t/h，配备4个电磁泄压阀，每个排放量5%BMCR(锅炉最大连续蒸发量)。旁路为瑞士SULZER公司生产的液压驱动的两级串联高、低压旁路系统，高压旁路容量为60%BMCR、低压旁路容量为60%BMCR+高压旁路减温水量。给水系统配置2台50%BMCR容量的汽动给水泵，1台启动电动给水泵(给水扬程10 352 m)仅启动初期使用，不能作为正常运行的备用泵。

2 FCB工况对汽轮机旁路的要求

2.1 FCB动作逻辑

机组FCB动作逻辑如图1所示，发电机解列触发FCB动作后，协调系统切换至基本方式，锅炉目标负荷40%BMCR，按照FCB跳磨顺序保留3台磨煤机，数字式电液控制系统(DEH)转为本地转速控制，定速目标3 000 r/min，带自身厂用电运行；旁路控制系统转入压力控制模式，按设定压力曲线调整主、再热蒸汽，打开高、低压旁路系统[2]。

图1 机组FCB动作逻辑

2.2 旁路系统控制要求

FCB试验能否成功，旁路系统的控制尤其关键，既要快速泄压、稳压，又要防止阀后温度超限导致快关动作，因此对旁路控制系统有以下要求。

2.2.1 快速泄压、克服锅炉压力飞升

FCB发生瞬间，超速保护(OPC)动作，汽轮机调门迅速关闭。锅炉同时快速减燃料至目标值。由于锅炉压力存在一定的惯性以及燃烧的延迟性，为了防止主蒸汽压力飞升，在打开PCV阀的同时高压旁路需快开至一定的阀位[3]。

2.2.2 自动调节主、再热蒸汽压力，维持汽轮机转速

FCB发生后，锅炉需保持一定的热负荷，以200%BMCR/min的速率降负荷至40%BMCR，高、低压旁路快开后需自动投入FCB下的压力控制模式，滑压至当前目标压力设定值，设定值根据锅炉燃料量决定。考虑到锅炉的惯性，以及维持汽轮机3 000 r/min转速，滑压速率应远小于降负荷速率。

图2 高压旁路压力设定值形成回路逻辑

2.2.3 自动调节高、低压旁路阀后温度，防止温度超限

高压旁路减温水调节阀自动调节高压旁路阀后蒸汽温度，防止高压旁路阀后蒸汽温度超限。低压旁路减温水自动调节低压旁路阀后蒸汽温度，确保进入凝汽器的蒸汽温度在允许范围内[4]，保证凝汽器安全运行。

3 旁路控制策略分析

3.1 高压旁路控制策略

高压旁路控制回路包含两部分：(1)压力设定值形成回路；(2)高压旁路压力自动调节回路[5]。

在原有启动模式、爬坡模式、定压模式、跟随模式的基础上，增加了优先级仅次于跟随模式的FCB模式。在原先的控制策略中，高压旁路压力设定值取自机组负荷目标压力曲线，协调状态下机炉负荷是动态匹配的，FCB工况下机组状态切换为基本模式，负荷主要取决于锅炉燃料量。因此，修正后的压力设定值跟随锅炉主控指令，并以一定的滑压速率输出至控制回路。压力设定值回路如图2所示，高压旁路压力调节器为常规PI调节器，随着FCB信号触发，快开至70%开度，随后自动调节压力至设定值。

3.2 高压旁路减温水控制策略

(1)随高压旁路快开信号快开至100%，随后投入温度自动控制；(2)由于不同热负荷下高压旁路蒸汽焓存在很大差异，因此PI调节器采用锅炉主控输出函数变参数调节，分段整定参数；(3)考虑高压旁路阀开度及主蒸汽压力对阀后温度影响，高压旁路阀开度与主蒸汽压力折线函数作为高压旁路减温水前馈信号。

3.3 低压旁路及减温水控制策略

低压旁路压力设定值由机组实际负荷函数与机组目标负荷函数取大值后，经过大小值限幅后输出。由于FCB工况下机组负荷主要由锅炉负荷对低压旁路压力设定值回路进行修正，在FCB工况下切换为锅炉主控函数经一阶惯性及滑压速率输出，形成最终的低压旁路压力设定值。

在FCB触发后，低压旁路快开至100%开度，随后自动调节压力至设定值。考虑到FCB工况下大量蒸汽进入凝汽器，低压旁路减温水保持100%开度15 s后进行温度自动调节。

图3 FCB试验过程高压旁路响应曲线

4 预备性试验出现的问题及解决办法

通过对FCB工况下旁路系统控制任务的分析，对控制策略进行优化，完成控制参数的整定。100%负荷FCB试验前，需对旁路系统的控制功能进行验证，在完成50%负荷FCB试验的基础上，进行了100%负荷FCB试验。

4.1 100%负荷FCB试验引起MFT

2016-05-02 T 22:35:00，机组负荷660 MW，机组基本模式运行，采用传统方法甩100%负荷，甩负荷前20 s，10 s分别各手动停1台磨煤机；22:47:57，手动分并网开关，3 s后汽轮机至最高转速3 198 r/min；22:48:04，汽动给水泵B跳闸；22:48:14，锅炉给水流量低至251 t/h，锅炉总燃料跳闸(MFT)动作。

4.2 给水流量低原因分析

由图3可以看出，甩负荷后，四段抽汽失去，辅助气源不能满足2台给水泵汽轮机同时高转速运行，导致给水泵B由于实际转速与指令偏差大而跳闸。单台汽动给水泵出力应在1 000 t/h以上，但给水流量却降低至251 t/h，另一部分分流作为高压旁路减温水。通过分析高压旁路系统的响应曲线发现：解列瞬间，高压旁路减温水开度至全开，流量约为600 t/h，高压旁路阀后温度10 min内从340.0 ℃降低至230.0 ℃，高压旁路减温水用量过大，导致高压旁路阀后温度骤降，锅炉给水流量突降，最终导致锅炉MFT动作。

综上分析，导致甩100%负荷期间给水流量低的原因有：(1)辅助气源无法满足2台给水泵汽轮机同时高速运行；(2)高压旁路减温水调节阀预启开度过大，超限分流锅炉上水流量。

4.3 解决措施

高压旁路及旁路减温水的预启开度必须通过计算重新定位。根据旁路厂家提供的高压旁路蒸汽流量计算书，高压旁路蒸汽流量与主蒸汽压力和高压旁路调节阀开度成正比，与主蒸汽焓成反比，且由以上3个参数可以准确计算出高压旁路蒸汽流量。因此，在任意负荷下由主蒸汽流量、主蒸汽压力、温度即可拟合出高压旁路快开的预设开度[6]。

高压旁路减温水开度的拟合:当主蒸汽流量为qm1(kg/s)，主蒸汽焓为h1(kJ/kg)，减温水流量为qm2(kg/s)，减温水焓为h2(kJ/kg)，减温减压后蒸汽流量为qm3(kg/s)，减温减压后蒸汽焓为h3(kJ/kg)时，根据能量与质量守恒定律，有以下关系：

(1)

(2)

则所需高压旁路减温水流量

(3)

而高压旁路减温水流量与高压旁路减温水调节阀开度基本呈线性关系，因此，在实际运行过程中用当前工况下蒸汽流量的函数作为旁路快开时高压旁路减温水瞬启开度值。

5 100%负荷FCB运行情况

2016-06-04 T 10：06：45，手动分并网开关，触发FCB动作，机组与电网解列，机组负荷迅速由660 MW降至带厂用电运行的39 MW。

(1)FCB发生瞬间，锅炉侧快速减负荷，切煤投油自动运行，PCV阀自动打开；DEH转为本地转速控制，汽轮机转速开始飞升，最高至3 178 r/min，OPC动作后开始迅速下降，最低至2 968 r/min，经过25 s后，转速稳定在3 000 r/min附近。

(2)高压旁路快开至预设开度，主蒸汽压力最高至25.80 MPa，随后在高压旁路阀自动调节下滑压(滑压速率0.70 MPa/min)至40%负荷对应压力14.00 MPa，高压旁路减温水快开至预设开度，高压旁路阀后温度最低至275.6 ℃，后由高压旁路减温水自动调节并维持温度稳定在300.0 ℃。

(3)低压旁路阀及低压旁路减温水快开，随后低压旁路阀自动调节再热器压力从4.12 MPa滑压(滑压速率0.15 MPa/min)至目标值1.82 MPa。

(4)主蒸汽温度随着FCB的发生逐渐下降，从568.6 ℃最低降至553.0 ℃，FCB试验完成重新并网时升至564.0 ℃，再热器温度从试验前的569.2 ℃降低到544.0 ℃，高压缸排汽温度从327.0 ℃升高至362.1 ℃。

2016-06-04 T 10:26:45，机组各项参数稳定，再次并网，FCB试验结束,旁路控制策略的改进与优化成功。FCB工况旁路系统响应曲线如图3所示。

6 结束语

FCB工况下对旁路控制系统的改造和优化，在机组运行过程中成功实施，并在100%负荷FCB试验中发挥了较大的作用，保证了机组在FCB工况下安全、稳定运行。

[1]张乐天,周斌,曹超.基于FCB试验的转子转动惯量计算[J].中国电力，2013,46(8)：95-97.

[2]田丰.700 MW机组FCB试验分析[J].动力工程,2002,22(4):1872-1874,1907.

[3]王卫涛.FCB工况下汽机旁路控制方案探讨[J].华中电力,2011,24(1):39-42.

[4]冯伟忠.1 000 MW级火电机组旁路系统作用及配置[J].中国电力,2005,38(8):53-56.

[5]章振云,黄卫剑.基于FCB工况中容量旁路控制系统[J].信息系统工程,2012,38(7):42-43,67.

[6]CCI AG Switzerland. CILACAP II 1×660 MW HP/LP bypass station function diagrams[Z].Zurich:Control Components Inc，2012.

(本文责编：白银雷)

2016-11-09；

2016-12-30

TK 323

B

1674-1951(2017)01-0027-04

王孟(1985—)，男，浙江文成人，工程师，从事火力发电厂系统调试工作(E-mail:bancroftwangmeng@163.com)。