CFB机组小岛运行方案

李彩芬

（西安兴仪科技股份有限公司，陕西 西安 710003）

1 FCB工况概述

对于小岛运行的发电机组，RB（Run Back）和FCB（Fast Cut Back）尤为重要，特别是在发生机组事故或电网事故时，良好的RB和FCB控制功能可以大大减少发生主燃料跳闸（Main Fuel Trip，简称MFT）的次数。尤其是在电网严重故障时，FCB保证机组仍然维持运行，提供给电厂最重要的厂用电源，对消除故障，快速恢复并网供电具有重要的意义。

电网发生有限故障时，运行机组首先是一次调频和及时恰当的二次调频发挥作用，使电网参数恢复支持。当电网发生严重故障发电厂孤立运行时，成功实现机组迅速稳定到额定转速并带厂用电运行（即FCB状态）是电网恢复的最佳对策。

2 循环流化床（CFB）机组基础自动控制系统设计

机组DCS系统的协调控制系统一般设计有4 种运行模式，即基本运行模式（BM）、锅炉跟随运行模式（BF）、汽机跟随运行模式（TF）和机炉协调运行模式（CCS）。

机组的协调控制运行模式（CCS）从简化控制系统结构出发，一般设计为以锅炉跟随为主的协调控制方式，锅炉主制器自动控制主汽压力为主，协助调节机组负荷，汽机自动控制负荷，同时进行汽压修正。

3 循环流化床（CFB）机组FCB控制策略

3.1 FCB控制功能

3.1.1 机组FCB工况介绍

机组运行时，如果发生严重故障，例如机组突然与电网解列或汽轮机跳闸，快速切回FCB功能可以根据故障状况控制机组带厂用电或甩空负荷运行。

当锅炉运行正常，发生汽轮机跳闸故障时，从有利于汽轮机组故障的快速恢复考虑，FCB将系统置基本方式，停机不停炉，炉维持在稳燃点最低负荷运行。

3.1.2 机组FCB控制功能

机组发生FCB时，其控制功能大致有12个。1）相应FCB触发器记忆，系统发出FCB工况指令，并首出报警。2）根据不同FCB动作源CCS系统置与机组状态相适应的运行方式。3）炉机协调控制系统置机跟随运行方式，闭锁各控制系统不危及设备安全的越限报警和保护，维持运行系统在自动状态下运行。4）生成按设定变化率减小的快速切回负荷执行指令。5）连锁BMS迅即减给煤机燃料量，并联动投点火枪，以稳定锅炉燃烧。6）主汽压力设定回路切换为定-滑压运行方式。7）发生FCB时，由于蒸汽需求量急剧大幅度减小，系统快速启动旁路系统，为锅炉生产的过剩蒸汽提供流通通道，维持主汽压力在允许范围内。如果旁路系统不够大时，锅炉将会有安全门动作配合。8）如果系统为FCB小岛方式运行时，机主控按设定的定-滑压主汽压力稳定机前压力，迅速关小汽轮机调速汽门，稳定机前压力，使机组快速减小到厂用孤网负荷水平运行。9）如果系统FCB为发电机故障跳闸时，DEH与机主控脱机，维持汽轮机3 000 rpm定速运行。10）如果系统FCB为汽轮机故障跳闸，锅炉将在旁路系统配合下维持最低蒸汽流量运行。11）炉主控按照FCB负荷设定信号（load FCB reference），协调控制煤量、给水、配风、主汽温度以及再热器温度等各子系统完成机组快速减负荷过程。12）特别是对于甩负荷到“小岛运行”模式的工况，当甩负荷动作瞬态过程结束后，机组处于小岛运行方式。运行若干时间后，如果发电机组至电网故障排除，并重新开始向电网供电后，系统退出小岛运行方式，机组按照正常的升负荷模式，以极热态曲线恢复到带正常负荷的工况。

3.2 FCB工况时协调管理中心的逻辑运算

上述FCB工况分类和控制功能基本上都是由协调管理控制中心完成逻辑运算和判断，指令炉、机主控制器和其下位的子系统完成FCB快速返回减负荷控制。

协调管理控制中心FCB工况触发源逻辑运算判据和FCB目标负荷指令设定分为以下4种。

3.2.1 小岛方式FCB触发源判据

当主汽流量＞30%MCR，且下面5个条件均成立时，系统发出小岛方式FCB指令。1）汽轮机未跳闸。2）发电机出口开关合闸。3）厂用电开关合闸。4）电网主开关跳闸。5）旁路在自动状态。

3.2.2 发电机跳闸汽轮机定速FCB触发源判据

当主汽流量＞30%MCR，且下面3个条件均成立时，系统发出发电机跳闸汽轮机定速FCB指令。1）汽轮机未跳闸。2）发电机出口开关合闸。3）旁路在自动状态。

3.2.3 汽轮机跳闸炉最小流量FCB触发源判据

当主汽流量＞30%MCR，且下面2个条件均成立时，系统发出汽轮机跳闸炉最小流量FCB指令。1）汽轮机跳闸。2）旁路在自动状态。

3.2.4 FCB目标负荷指令设定

当机组FCB工况发生时， 协调管理控制中心将选定FCB目标负荷值及负荷快速切回变化率，运算并发出FCB快速返回减目标负荷指令。

考虑到FCB工况时锅炉燃料的稳燃对炉膛热容量的需求以及旁路容量和稳定运行的可能，通常FCB目标负荷值选30% MCR～35% MCR，减负荷速率选100%MCR/Min。

3.3 FCB时DEH的控制

3.3.1 CCS与DEH的通信

机组发生FCB时，CCS向DEH发出FCB工况状态、FCB负荷目标值、FCB负荷变化率和FCB快速返回减负荷指令（SP）。

3.3.2 FCB时DEH的控制

在FCB小岛运行方式时，如果DEH处于CCS控制状态，CCS机主控控制DEH快速完成机组负荷切回控制过程，并协调DEH控制汽轮发电机组带厂用电负荷孤网运行。如果DEH处于本机控制状态，DEH应按CCS通知的FCB工况状态和负荷目标，快速完成负荷切回过程控机。

对于汽轮机定速暖机FCB，发电机已跳闸，DEH与CCS脱机，处于本机控制状态。DEH控制汽轮机稳定在3 000 rpm暖机运行。

对于停机不停炉FCB、汽轮机跳闸，DEH与CCS脱机。

3.4 FCB工况时的锅炉系统控制

3.4.1 FCB工况时锅炉子系统的控制要点

循环流化床锅炉燃烧的是煤粒，炉内燃料及可燃烟气呈流化状态，整个燃烧过程较长，热容量也比煤粉炉大很多，通常主汽压力的变化需要10 min以上的时间。特别是其纯迟延时间在整个燃烧过程中占的比例较大。随着锅炉容量的增大、床料增多，热惯性会更大。因此在FCB工况时，其锅炉子系统控制方案要注意较大迟延和热惯性特性的影响。

除以上锅炉子系统的控制策略外，在FCB 工况时，还要关注CFB锅炉子系统以下5个控制要点。1）FCB工况发生时，炉机协调控制应置机跟随（TF）运行方式，炉各子系统不危及设备安全的越限报警和保护应予以闭锁，维持各主要控制系统仍处于自动状态下运行。2）由于循环流化床机组存在很大的热惯性，在FCB发生后，应该将所有运行给煤机投入自动，不用快速切除给煤线。燃料量通过调节控制快速下降，应该是来得及适应FCB快速减负荷工况的需要。机组稳定运行后，给煤线的停运由运行人员判断。3）考虑到FCB工况发生煤量下降以后，锅炉的蒸发量仍然较大，FCB快速减负荷过程中，煤主控制器燃料量目标值应引进FCB偏置，将其设置得更低一些。应停止煤质的远方数据终端（RTU）校正运算，机组稳定运行后，延迟300 s后再重新将RTU校正投入[1]。4）FCB发生时外置床灰量的变化是一个滞后的过程，应当密切关注床温的变化，主汽温度、再热器汽温会有15 ℃～25 ℃的快速上升，因此主汽温、再热器汽温控制应设置及时处理的逻辑手段。5）循环流化床机组存在最低流化风量的限制，FCB快速减负荷过程中，一次风母管压力控制和流化风机控制均应引进调节挡板的下限制逻辑。6）FCB工况时SO2含量控制切除。

3.4.2 小岛运行时锅炉主控系统一次调频响应原则

考虑到350 MW级循环流化床机组锅炉燃烧系统有较大的迟延和热惯性，因此在进入FCB带厂负荷孤网运行后，锅炉主控系统一次调频响应要注意充分利用锅炉蓄热的原则。

循环流化床机组协调系统炉主控的一次调频影响量控制逻辑设计为：经f（t）300 s惯性缓冲后，与负荷给定综合，作为锅炉主控指令输出。对于宽度小于1 min～2 min的一次调频影响量窄脉冲，循环流化床锅炉的蓄热量足以满足一次调频的需求，设置的f（t）惯性将滤除宽度小于1 min～2 min的一次调频窄脉冲，使炉燃烧不至于频繁跟随一次调频扰动进行调整，有利于稳定锅炉运行。当一次调频影响量宽度较大时，经f（t）惯性缓冲后仍会影响锅炉主控指令的输出，对锅炉一次调频引起的较大炉蓄热量变化将予以响应补偿。

3.4.3 甩负荷过程中相关控制系统的特殊处理

由于甩负荷过程是机组快速减负荷的剧烈过程，不仅其过渡过程短暂而且幅度较大，操作员手动控制根本不可能实现，所以客观上要求控制系统能对应该种特殊的工况，为此，对控制系统需要从2个方面考虑。1）相对于正常调节参数，需要增加调节作用以满足调节需要。2）在甩负荷过程中放大正常调节偏差切手动的限制。

3.4.4 小岛运行方式下相关控制系统的特殊处理

当机组进入小岛运行方式后，由于机组辅机供电频率和机组转速有电气耦合作用，客观上要求控制系统能对应该特殊工况。为此，对控制系统从2个方面做考虑。1）相对于正常调节参数，须增加调节作用以满足调节需要。2）在甩负荷过程中放大正常调节偏差切手动的限制。

3.5 FCB工况时的汽机控制

机组发生FCB工况时，机、炉协调控制应立即切除一次调频功能，且将系统置机跟随控制方式（TF）。

主汽压力设定回路切换为定-滑压运行方式。机主控按设定的定-滑压主汽压力，迅速关小汽轮机调速汽门，稳定机前压力，从而快速减小机组负荷到带厂用电孤网运行状态。FCB工况发生时，如果主汽压力高于设定值，TF方式下汽轮机调门将先开启，这有悖于减负荷的初衷。此外，快速减负荷过程中，调节系统有可能出现过调振荡，也会引起调门的反向开启。为了尽快平稳地完成减负荷过渡，FCB工况发生时，控制逻辑要以当前汽门开度作为汽轮机指令的上限。CCS机主控和DEH本机控制逻辑中，均应设置FCB减负荷期间汽轮机调速汽门反调振荡的闭锁。

在FCB快速减负荷过程结束后的带厂用电负荷孤网运行中，机、炉协调控制的一次调频功能应自动投入。以汽轮发电机组具有的一次调频特性，平衡厂用电负荷变化的需求。为减小FCB带厂负荷孤网运行中汽轮发电机组转速可能发生的波动，可以考虑切换汽轮机组不等率至较大值。

3.6 FCB工况时的旁路控制

汽轮机旁路系统控制功能和性能是FCB快速返回减负荷和带厂用电孤网运行成功的关键。机组发生FCB时，由于蒸汽需求量急剧大幅度减小，汽轮机旁路系统应快速按设定脉冲宽度设置“快开”运行方式，提供负荷快速返回过程中锅炉产生的过量蒸汽通道，以维持主蒸汽压力在允许范围内。

汽轮机旁路“快开”设定脉冲复位，且控制主汽压力已进入允许范围内后，旁路“快开”指令复位，汽轮机高旁和低旁进入正常旁路汽压调节状态。

对旁路容量配置不足的机组，FCB动作前期还有可能要通过危急泄放阀释放掉部分工质。

3.7 小岛运行时的负荷调整

3.7.1 FCB工况时机组的一次调频控制

并网机组的一次调频能力反映了机组响应电网负荷变化的能力。

对于燃煤热力发电机组，一次调频通常转速不等率设置为5%，并设置有死区±0.033 Hz （2r/min）和最大功率量限制（8%额定负荷）FCB带厂用电负荷孤网运行时，汽轮发电机组具有的一次调频特性，是快速平衡厂用电负荷变化的基本手段。为了减小FCB带厂用电负荷孤网运行中汽轮发电机组转速可能发生的波动，在FCB带厂用电孤网运行时，设置的转速不等率可由5%切换至较大值（7%～8%），实现以较小的机组转速变化，平衡较大的厂用电变化的需求。

3.7.2 FCB工况时机组的二次调频控制

一般说来机组一次调频的控制范围不会很宽，不可能完全消除频率的偏差，使系统稳定。因此，对FCB带厂用电孤网运行的机组，往往设计有自动二次调频功能。通过调整负荷给定值，使机组负荷逐渐与当前小岛负荷接近，从而达到稳定孤网周波的目的。

FCB带厂用电孤网运行系统的一次调频与二次调频原理方框图如图1所示。

由图1可知，二次调频与一次调频共用同一个频差运算，其设定点为额定转速3 000 rpm，反馈变量为汽轮发电机组的转速n。图中显示，小岛运行机组的调频量是一次调频量与二次调频量之和。一次调频是一个带有死区和上、下限幅（/L、H/ （斜体） ）的非线性环节。二次调频采用PI比例积分控制器，电网频率波动超过额定转速±12 rpm时，自动投入二次调频功能。当电网频率偏差回到额定转速±8 rpm后，延时10 s，自动切除二次调频功能[2]。

考虑到厂用电小岛负荷的变化靠机组的一次调频特性进行快速平衡，为了使系统主动变量（小岛负荷）尽快与从动调节量（机组的调频量）间接近和平衡，图1中小岛运行机组调频量运算逻辑，在CCS机主控侧和DEH控制系统中均应进行设计。DEH配置的调频控制回路处于系统的内环，比例控制特性，直接驱动汽轮机调速汽门，可以快速（2 s～3 s）响应小岛负荷的变化。CCS机主控侧配置的调频控制回路处于系统的外环，PI比例积分控制特性，调节速度略慢（＜15 s）， 可补偿校正DEH快速一次调频响应的不准确性。

图1 小岛工况一/二次调频量原理方框图