循环流化床机组FCB试验

胡志华

（中国电建集团江西省电力建设有限公司调试事业部，江西 南昌 330001）

0 引 言

当电网故障引起大面积停电事故时，机组无法再次启动，只能等待网上倒送电，而电网也在等待电厂的供电，形成死循环。FCB功能可以很好地解决这一问题。当外网故障无法倒送电时，具有FCB功能的机组可切换到带厂用电的孤岛运行模式，随时恢复对外供电，迅速激活网内其他机组，并恢复对重要用户的供电。

巴林基安2×300 MW机组工程设计了FCB功能。#1机组调试阶段，在机组RB试验成功后，经过对机组协调控制系统（CCS）、汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路控制系统等逻辑多次讨论并修改后，取得了事先无人干预、全真实运行工况的50%和90%负荷FCB试验的成功。

1 机组主要设备和系统配置

本工程主要设备及主要系统配置如下。分散控制系统（DCS）采用爱默生过程控制有限公司的OVATION系统，汽轮机数字电液调节系统（DEH）随上海汽轮机厂成套提供，采用与DCS一致的硬件设备及控制系统。锅炉为上海锅炉厂生产的循环流化床锅炉，亚临界参数，一次中间再热，平衡通风，露天布置，自然循环汽包炉。汽轮机采用上海汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。所配发电机为水氢氢冷却、静态励磁汽轮发电机。机组采用60%BMCR两级串联的液控旁路系统，并配置了容量为35%的PCV阀。机组配置2台50%容量的汽动给水泵，一台50%容量的电动调速给水泵。

2 FCB控制逻辑

经过对FCB控制策略的多次讨论，形成以下控制逻辑。

2.1 DEH相关逻辑

对于并网信号，发电机出口开关（三选二）和主变高压侧出口开关（三选二）均在合闸位，机组处于并网状态，DEH控制发电机有功功率。

对于FCB信号，发电机出口开关（三选二）在合闸位，主变高压侧出口开关（三选二）在分闸位，形成FCB信号。DEH控制汽轮机转速在3 000 r/min，带厂用电运行，同时送FCB信号至DCS。FCB动作后，为了及时打开调节门，控制汽轮机在额定转速，增加1条OPC复位条件：FCB动作且汽轮机转速低于3 020 r/min。OPC复位后，IV预开到冲转时2 900 r/m的记忆开度。IV预开之后，若再热器冷段压力大于0.828 MPa，高压缸切除，GV保持全关，此时的转速控制由IV控制。若再热器冷段压力小于0.828 MPa，高压缸投入，GV开始开启，IV保持开度，此时的转速控制由GV与IV共同控制。

（3）当发电机出口开关（三选二）在分闸位且机组负荷大于100 MW时，无论主变高压侧出口开关（三选二）处于什么状态，OPC动作，汽轮机甩负荷至3 000 r/min空转，延时7.5 s且汽轮机转速低于3 040 r/min时复位OPC。如果机组负荷小于100 MW，当汽轮机转速大于3 090 r/min，触发OPC动作，否则不触发OPC。

2.2 DCS侧FCB动作触发条件（与）

DCS侧FCB动作触发条件（与）：（1）CCS投入；（2）操作员手动投入FCB按钮；（3）FCB信号发生[1]。

2.3 FCB复位条件（或）

FCB复位条件（或）：（1）操作员手动复位；（2）MFT动作；（3）发电机并网[1]。

2.4 FCB触发后的主要控制逻辑

2.4.1 执行RB逻辑

（1）锅炉主控切至手动，其输出减至RB目标负荷（150 MW）对应的给煤量，速率为50 t/min；

（2）一、二级过热器和再热器减温水调节阀超驰联关10 s；

（3）闭锁炉膛压力自动、二次风量自动、一次风量自动、给水自动和燃料自动等实际值与设定值偏差大，切手动；

（4）氧量控制切手动；

（5）炉膛压力高高/低低MFT延时20 s。

2.4.2 旁路系统控制逻辑

（1）高压旁路阀控制逻辑。当机组解列或触发FCB时，高压旁路阀门动作逻辑分以下3种情况[2]：①当机组负荷小于额定负荷的30%时，高压旁路自动开至10%开度后转压力自动控制，压力设定为FCB动作前主蒸汽压力；②当机组负荷在额定负荷的30%～60%时，高压旁路阀门自动开至60%开度后转压力自动控制，压力设定为FCB动作前主蒸汽压力；③当机组负荷在额定负荷的60%以上时，高旁快开100%后转为压力自动控制，压力设定为FCB动作前主蒸汽压力。

（2）高压旁路减温水阀控制逻辑。机组解列或FCB动作后，高压旁路自动开或快开，高压旁路减温水阀门动作逻辑分以下几种情况[2]：①当机组负荷小于额定负荷的30%时，高压旁路减温水阀为自动控制，温度自动控制设定值为360 ℃；②当机组负荷在额定负荷的30%～60%时，高压旁路减温水阀超驰开至40%开度后转温度自动控制，温度自动控制设定值为360 ℃；③当机组负荷在额定负荷的60%以上时，高压旁路减温水阀快开至100%开度后转温度自动控制，温度自动控制设定值为360 ℃。

（3）低压旁路阀及低压旁路减温水阀。机组解列或FCB动作后，低压旁路阀快开100%后转压力自动控制，压力自动控制设定值为0.6 MPa，低压旁路减温水阀快开至100%开度后转自动控制。

2.4.3 其他逻辑

（1）切除汽包水位保护，FCB复位后由热工人员手动投入；

（2）当机组负荷大于240 MW时，联开PCV阀；（3）联开低旁三级减温水；

（4）联开凝汽器水幕保护电磁阀；

（5）考虑到FCB动作后，汽机系统各减温水量突然增加，致使凝结水系统压力降低，为保证汽机各减温水量及除氧器水位，当机组负荷大于240 MW时，直接联启凝结水泵备用泵；

（6）联启电动给水泵，液力耦合器单冲量控制汽包水位；

（7）联开辅汽联箱至除氧器电动门，调节门切至自动；

（8）联开再热器冷段至辅汽联箱电动门，调节门切至自动。

3 #1机组FCB试验过程

2019年3月22日，在#1机组取得50%负荷FCB试验成功后，进行了90%负荷FCB试验，如图1所示。试验前，机组负荷270 MW，CCS运行模式，运行人员投入FCB按钮。2019年3月22日15:05:00，运行人员在DCS画面上手动断开主变高压侧出口断路器，触发FCB动作。机组与电网解列，电动给水泵和凝结水泵联启，DEH发出OPC信号，高压调门、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，高排通风阀迅速开启，DEH转转速控制模式，汽轮机转速最高飞升至3 095 r/min，最低降至2 968 r/min，随后转速稳定在3 000 r/min。机组带厂用电运行，负荷为22 MW。15:22:18机组再次并网成功，FCB复位，快速带负荷至100 MW。

图1 #1机组FCB试验（90%负荷）

4 FCB动作前后的注意事项

（1）FCB试验前，引风自动、风量自动、给水自动等主要自动投入，协调控制系统投入，且调节品质经过定值扰动、负荷变动及RB试验的考验。

（2）FCB动作后，低旁喷水快开，导致凝汽器热井水位快速下降，同时引起除氧器补水跟不上，需密切关注凝汽器热井水位和除氧器水位。

（3）FCB动作后，联启电泵，液力耦合器开至跟踪位投自动，单冲量控制汽包水位，但由于PCV阀联开，如果造成汽包假水位，应切至手动控制。

（4）FCB动作后，汽轮机转速控制在3 000 r/min带厂用电运行，这时主蒸汽温度下降较快，应尽快联系并网。

5 结 论

FCB试验的成功，除了增加了电网的运行安全外，还大大提高了电厂自身的安全性。具有FCB功能的机组，在出现电厂出线故障或电网崩溃时可转入带厂用电运行，一旦故障排除，可立即恢复对外供电，减轻了运行人员的负担，可有效防止事故扩大，减轻机组设备受到的冲击。