1 000 MW机组FCB功能系统配置及控制策略

吴公宝

（珠海市钰海电力有限公司，广东 珠海 519055）

0 引言

FCB（快速切负荷）是当汽轮机或发电机甩负荷时使锅炉不停运的一种控制措施。根据FCB后机组的不同运行要求，可分为机组带厂用电单独运行和停机不停炉2种运行方式，在电网恢复正常、具备送电条件时迅速恢复向电网送电，为其他机组提供启动电源，促进电网尽快恢复正常供电。由于国内电网的容量巨大，水电、火电等相互并存，因此没有特别强调火电机组的FCB功能。2008年3月，国内首次百万千瓦超超临界机组FCB试验在上海外高桥第三发电厂7号机组取得成功，为其他大型火电机组实现FCB功能提供了经验。

为避免由于热力、电气系统配置不当，导致机组FCB发生后存在汽机低负荷连续运行、给水温度骤降、厂用电失去等风险，机组FCB功能对蒸汽系统、旁路系统、凝结水系统、给水系统等配置有较高要求，特别是新建大型火电机组，通过选用100%容量旁路、触发机组RB（快速减负荷）、2号高压加热器（以下简称“高加”）不退出运行等热力及电气系统、控制策略、运行方式的改进，可确保机组较好地实现FCB功能。

1 主要设备概况

汽轮机为哈尔滨汽轮机厂设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽N1000-28/600/620型汽轮机，锅炉为东方锅炉厂设计制造的∏型直流炉，前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热，最大连续蒸发量2 880 t/h，主蒸汽压力29.4 MPa，主蒸汽温度605℃，再热蒸汽出口压力5.87 MPa，再热蒸汽出口温度623℃。发电机为哈尔滨电机厂设计制造的水氢氢、静态励磁汽轮发电机，额定功率1 008 MW，额定容量1 120 MVA，额定电压27 kV。汽轮机DEH（数字电液控制系统）采用美国艾默生Ovation系统，汽轮机ETS（跳闸保护系统）采用ABB Symphony plus系统。

2 热力系统配置

2.1 旁路装置及再热器

采用“三用阀”旁路系统，由100%容量的高压旁路（以下简称“高旁”）、70%容量的低压旁路（以下简称“低旁”）组成。高旁布置于锅炉房内主蒸汽联箱出口，经减温减压后接至再热冷段蒸汽管道，减温水取自高加出口，代替锅炉过热器安全阀。高旁出口压力5.895 MPa，温度400℃，流量3 334 t/h，高旁阀出口蒸汽管道采用A69121/4CrCl22材料。每台机组设2套低旁，从汽轮机中压缸入口前由再热蒸汽2根支管分别接出，经减温减压后接至凝汽器。低旁减温水由凝结水系统引来，低旁出口至凝汽器最大容量按2 735 t/h选型。锅炉不设置过热器安全阀，再热器系统配置4只100%容量的可调式安全阀，全部布置于再热器出口处。旁路不设置单独的控制系统，除了就地配置的安全门控制回路外，其它所有的调节和控制纳入DCS（分散控制系统）。

2.2 给水泵汽轮机

采用1台100%容量中高速给水泵汽轮机，最大出力为3 024 t/h，转速范围为2 542～4 711 r/min，功率53 MW。汽轮机与给水泵直接相连，采用四段抽汽或冷再汽源供给。正常运行时，汽动给水泵汽源取自四段抽汽，FCB时四段抽汽快速关断，给水泵汽轮机汽源采用外切换方式自动切换为辅汽或冷再，为防止高压再热蒸汽窜入主汽轮机抽汽口，在汽源的切换过程中先切断四段抽汽，再打开再热蒸汽阀。给水泵汽轮机汽源切换如图1所示。该方式容易导致给水泵汽轮机短时间缺汽，使给水泵转速相应下降并造成锅炉短暂缺水，继而出现水冷壁出口温度迅速上升的情况，通过采用冷再到给水泵汽轮机高压主汽门前电动截止门正常运行保持全开、优化给水泵汽轮机阀位曲线等方式可以防范此情况的发生。

图1 给水泵汽轮机汽源切换示意

2.3 除氧器

除氧器是整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节。FCB工况下，高旁需要大量的减温水进行冷却，因此除氧器水箱的贮水量要加大。锅炉最大连续蒸发量为2 880 t/h，除氧器容量需要满足6 min的BMCR（锅炉蒸发量），因此除氧器水箱的贮水量为 2 880×6/60=288 m3。

考虑到辅助蒸汽联箱的容量以及供汽速度要求，供汽方式采用再热冷段蒸汽经调节阀直接进除氧器。锅炉满负荷时甩负荷，低压加热器（以下简称“低加”）切除，根据凝结水流量、焓值以及冷再焓值，并维持VWO（阀门全开）工况除氧器出口温度计算，除氧器紧急汽源量为 457.66 t/h，而安全阀的最大释放量不小于除氧器的最大进汽量，因此，在除氧器设置2只8″的弹簧全启式安全阀，并预留2个10″的弹簧全启式安全阀接口，除氧器允许的冷再接口的最大进汽量为650 t/h。8″安全阀排放量各项参数如表1所示。

2.4 凝结水系统

为保护凝汽器不超温，FCB时热再蒸汽通过低旁时需要大量的减温水，凝结水泵容量的选择要考虑100%THA（热耗率验收）工况FCB时低旁的减温水量，每台机组设置2×100%电动凝结水泵，FCB时连锁启动第2台备用凝结水泵，从而满足在此工况下低旁减温水量的要求。主厂房内不设凝结水补水箱和补水泵，机组启动上水和正常补水直接由化学水处理车间的补水泵提供。化学水处理车间设有3 000 m3的除盐水箱共3个，正常运行除盐水补水泵2台（100 m3/h，带变频）、启动除盐水补水泵2台（450 m3/h），以满足2台机组正常运行和启动补水的需要。100%负荷FCB工况下，快速启动1台除盐水补水泵向凝汽器、除氧器补水，同时快速启动备用凝结水泵和凝汽器热井补水系统，避免除氧器及凝汽器热井水位保护动作引起汽轮机跳闸。

表1 8"安全阀排放量参考数据

3 电气系统的工艺及控制要求

发电机出口不设置GCB（出口断路器），且起动/备用电源通过500 kV系统直接引接。在FCB工况下，主变压器（以下简称“主变”）高压侧500 kV断路器跳开，机组与系统解列。同时，发电机负荷迅速下降至与厂用电负载平衡并达到稳定，实现停网不停电功能。

为实现FCB条件下发电机带厂用电系统运行功能，电气系统工艺及控制需满足以下要求：

（1）安稳装置切机指令指向主变高压侧500 kV断路器，不指向发变组保护外部跳闸，以保证机组与电网解列时正确触发FCB逻辑。

（2）发变组设置零功率保护，以反映正向功率突降情况，同时发出机组FCB信号，各系统按照FCB逻辑进行快速调节，保证汽轮机和锅炉在较低负荷水平下运行。

（3）发变组保护设置FCB信号出口，FCB信号由发电机零功率保护信号及主汽门位置构成，即在发电机零功率保护动作且汽轮机主汽门仍然在开位时，认为机组进入FCB状态。

（4）发变组保护能正确区分外部电网故障和发电机异常运行。当发电机内部故障时，保护正确动作；当外部电网故障时，发变组保护跳开主变高压侧500 kV断路器，发出FCB信号。

（5）发电机带厂用电运行时，励磁系统灭磁开关不跳闸，因此发电机励磁调节系统需快速减至初始值，以维持发电机机端电压稳定。同时，发电机过电压保护适当放大，防止发电机在快速甩负荷时过电压保护动作，而造成FCB失败。

（6）机组FCB时，闭锁厂用电切换，避免因500 kV系统失压造成厂用电切换失败，同时保持厂用电系统由发电机出口高压厂用变压器供电，以提供发电机功率输出点。

（7）机组FCB信号可靠返回，以保证在FCB过程中出现发电机内部故障时能可靠停机。

4 100%负荷FCB工质平衡计算分析

旁路运行时，大部分蒸汽通过低旁在凝汽器内冷却后形成工质循环链，此外还有给水泵汽轮机、除氧器、2号高加使用冷段蒸汽并回收。

4.1 高旁阀减压及高旁喷水量计算

高旁BMCR工况下动作压力为29.4×1.05=30.87 MPa，旁路入口温度偏差5℃，温度为610℃，焓值为3 470.42 kJ/kg，高旁入口流量为2 880 t/h。当减温水未正常投入时，高旁减压至6.78 MPa（高排压力的1.15倍），阀后温度降为524℃（是焓为3 470.42 kJ/kg，压力为6.78 MPa时对应的温度）。

高旁工质平衡满足：高旁入口的蒸汽流量×调节阀后出口的焓+高旁的喷水量×高旁喷水的焓=（高旁的喷水量+调节阀后出口的流量）×喷水后的焓。

根据高旁入口的蒸汽流量2 880 t/h，蒸汽焓值3 470.42 kJ/kg；高旁喷水温度300℃；高旁喷水压力32 MPa；高旁喷水焓值1 327.86 kJ/kg；高旁喷水后的温度为370℃和400℃；高旁喷水后的压力为6.78 MPa和6.78 MPa；高旁喷水后的焓值为3 081.33 kJ/kg和3 163.36 kJ/kg，计算得到：喷水后温度在370℃时所需要的喷水量为639.1 t/h；喷水后温度在400℃时所需要的喷水量为481.8 t/h。

4.2 低旁喷水量计算

根据低旁入口参数为5.483 MPa，620℃，3 709.69 kJ/kg；低旁出口参数为0.8 MPa，180℃，2 792.44 kJ/kg，2 735 t/h；喷水参数为3.0 MPa，34℃，145.16 kJ/kg，可反推出低旁入口蒸汽流量2 031.2 t/h，喷水量为703.8 t/h。

4.3 工质平衡分析

表2所示为机组100%负荷FCB工况下的工质平衡计算结果。

表2 100%负荷FCB工况下工质平衡t/h

从表2可以看出，满负荷工况下FCB时，将有431 t/h蒸汽通过再热系统安全门排放到大气，需要向系统补水方能维持工质循环链。

5 控制策略设计

5.1 FCB工况控制策略

主变电网侧故障或异常时，电气系统通过逻辑判断触发FCB动作信号，DCS系统接收FCB触发信号，协调系统切换至基本控制方式；RB回路动作，锅炉目标负荷50%，联起汽轮机入口的启动小旁路；DEH将汽轮机转入带负荷的转速控制方式、定速目标3 000 r/min，带厂用电运行；旁路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/低旁系统。FCB工况启动曲线如图2所示。

图2 FCB工况启动曲线

5.2 控制逻辑优化

FCB试验前必须完成逻辑修改及仿真试验、热工控制参数优化调整试验、旁路功能验证试验、变负荷试验、机组75%和100%负荷的甩负荷试验等，对机组热力系统及自动控制能力进行验证。具备FCB功能的机组，需要对协调、旁路、给水、凝结水、RB和DEH等系统的控制策略进行设计及优化。

（1）FCB动作后，锅炉主控切手动，目标值降低到50%，触发机组RB。

（2）FCB时，将压力控制模式下主汽压力设定值提高，有利于控制中间点温度下降幅度，也有利于控制高旁减温后的温度、再热器压力。

（3）DCS判断机组FCB触发后，联锁发出给水泵汽轮机汽源切换指令，自动打开冷再至给水泵汽轮机汽源。

（4）FCB动作后，联锁启动第2台凝结水泵，如果采用变频泵，将自动提升运行变频泵频率至50 Hz。

（5）FCB动作后，联锁启动第3台真空泵。

（6）FCB动作后，除氧器水位调节阀关小一定开度，保证低旁减温水压力。

（7）FCB动作后，联锁自动打开凝汽器水幕喷水气动阀，降低高压缸排汽温度。

（8）FCB动作后，闭锁高加进出口三通阀跳闸，至FCB复位后恢复，高加保护定值维持原值不变。

（9）FCB发生后，2号高加投入运行，有效利用冷再汽源，防止给水温度大幅度下降。

（10）DCS判断机组FCB动作后，自动完成除氧器汽源切换，此工况下如果除氧器设计采用冷再汽源加热，冷再到除氧器的调压阀要求有快开功能，且在结构上具有安全功能，除氧器压力升高，阀门即能可靠自动闭锁。

（11）FCB动作后，将凝汽器补水水位设定值适当提高，提前补水。

（12）DEH侧并网逻辑增加主变出口开关状态情况判断。

（13）电气系统发出FCB请求时，DEH侧触发FCB动作信号。

（14）FCB动作后，各高、低加危急疏水调节阀联锁打开一定开度并投入自动。

（15）FCB 动作后， 短时间（1 min）屏蔽 1 号、3号高加水位高连锁，切除2号高加的保护。

（16）高加危急疏水阀在FCB时，自动开至某一位置。

（17）FCB时，辅助蒸汽供轴封调门延时约10 s，自动开启约30%并投自动。

（18）电气侧送来的FCB触发信号设置，如果有3个信号则进行三取二运算。

（19）当电气系统发出FCB请求或汽轮机跳闸时，DCS侧触发FCB动作信号；FCB动作一段时间后或锅炉MFT（主燃料跳闸），FCB自动复位。

（20）FCB动作后，旁路快开后直接投入压力控制模式，并将压力控制模式下的主汽压力设定值提高1.5 MPa，有利于控制中间点温度下降幅度，也有利于控制高旁减温后的蒸汽温度及再热器压力。

6 结语

机组FCB工况下发生MFT后，机组过热蒸汽、再热蒸汽压力和温度发生剧变，容易造成锅炉省煤器、水冷壁、过热器、再热器、主蒸汽和再热汽管道氧化皮脱落引起锅炉爆管，影响机组安全，降低机组使用寿命。

（1）具备FCB功能的机组可减少锅炉MFT的发生次数，实现停机后快速重启机组及并网，缩短机组启动时间，增加机组可利用率，降低机组启动成本，减少停机电量损失，对发电厂和电网均有利。

（2）FCB时需要确保旁路减温水阀门、危急疏水阀门、辅助蒸汽阀门等关键设备的工作可靠和布置合理。比如：旁路喷水减温系统阀门可采用安全门（流开型），以避免阀门打不开造成旁路阀后超温超压；高旁减温水取主给水电动门后逆止门后管道，即使发生给水泵汽轮机跳闸导致锅炉MFT，仍然能够利用省煤器到给水泵出口这段管路之间的给水冷却降温。

（3）再热（冷段）蒸汽管道采用ASTMA672B70 CL32电熔焊钢管，ASME规范规定的温度上限值是427℃，不能满足减温水故障情况下的高旁出口蒸汽温度的要求。根据外高桥第三发电厂的经验，高旁出口管道连接采用合并后接入冷再热蒸汽管道的方式，合并后出口的蒸汽温度可以控制在生产厂家规定的480℃以下（高旁出口蒸汽设计温度为380℃），并且高旁喷水减温阀采用安全型阀门（流开型），确保高旁减温水不断水。

1 000 MW燃煤火电机组实现FCB功能，虽然需要适当提高主/辅机设备的容量、参数和材质，但是FCB动作后成功避免机组一次冷启动，节约的燃料费、人工费、材料费等可达200万元。

我国电网容量大，发生大面积崩溃的可能性很小，发电厂全寿命期内发生单元机组与电网解列机组带厂用电孤岛运行的可能性较小，但大容量旁路的设置可以实现发电机、汽轮机故障跳闸时停机不停炉，锅炉稳定在一定负荷运行，待故障排除后汽轮机可在最短时间内再启动，显著提升机组的运行安全性和电力输送的保障能力。