王 孟,盛錦鰲,錢海龍,賴艷云

(中國能建華東電力試驗研究院有限公司，浙江 杭州 311200)

660 MW超臨界機組100%負荷FCB功能的實現

王 孟,盛錦鰲,錢海龍,賴艷云

(中國能建華東電力試驗研究院有限公司，浙江 杭州 311200)

針對國外工程中臨界機組火力發(fā)電廠對FCB功能的需求，為更科學、安全地實現機組在滿負荷狀態(tài)下的FCB試驗，對印尼芝拉扎電站1×660 MW超臨界機組FCB工況的特點進行了分析。根據機組的特點，對主蒸汽壓力控制、高低壓旁路控制、給水系統(tǒng)控制、汽機轉速控制等關鍵策略進行了優(yōu)化，并進行了相關的預備性試驗，以驗證優(yōu)化效果。根據預備性試驗的效果，對FCB工況時高壓旁路調節(jié)閥及高壓旁路減溫水調節(jié)閥的響應開度進行了精準的計算定位，以最大程度地減小甩負荷工況對系統(tǒng)的沖擊，保持主、再熱蒸汽的穩(wěn)定，并最終成功完成了超臨界機組100%負荷狀態(tài)下的FCB試驗。通過對FCB試驗成功的經驗進行總結，歸納了一套針對未配置100%旁路的超臨界機組的FCB控制策略，并對有FCB功能需求的機組主輔機的硬件配置提出了建議，為其他同類型機組FCB功能設計與優(yōu)化提供參考。

電力； 超臨界機組； 汽輪機； 發(fā)電機組； 控制策略； FCB

0 引言

快速甩負荷(fast cut back， FCB)[1]又稱Houseload，是指機組在外網故障、發(fā)電功率不能輸送至電網時，機組快速降負荷帶廠用電并維持運行一段時間，待電網故障消除后，機組可在短時間內恢復并網。 本文所涉及FCB試驗的內容為：機組在100%負荷即660 MW負荷下，模擬外網故障(手動分并網開關)，機組在與外網斷開后自動帶廠用電負荷維持孤島運行[2]，在外網具備條件后重新并網升負荷。

由于印尼當地電網的穩(wěn)定性較差，易發(fā)生電網故障。因此，電網要求機組具有FCB功能，這也是當地機組能否進入商業(yè)運行的一個必要條件。

相較于輔機故障減負荷(run back，RB)與甩負荷工況，FCB工況更為惡劣，需要自動甩負荷至FCB目標值，風量、煤量、水量、主汽壓力均以一定的速率降至目標值，并維持主汽溫度穩(wěn)定，因此對控制系統(tǒng)調節(jié)品質、設備性能有著很高的要求。印尼芝拉扎二期660 MW超臨界機組的FCB試驗前期，在RB、甩負荷試驗的基礎上，深入研究了FCB試驗的關鍵點與難點，對鍋爐燃料、給水控制系統(tǒng)、旁路調節(jié)系統(tǒng)、DEH控制系統(tǒng)作了大量優(yōu)化工作，最終成功地完成了660 MW機組100%負荷的FCB試驗。

1 工程概況及主要設備情況

印度尼西亞芝拉扎二期1×660 MW超臨界燃煤電站位于印度尼西亞中爪洼省南部芝拉扎市，距離市區(qū)約10 km，是印尼國內裝機容量最大的機組之一。鍋爐采用超臨界參數變壓運行直流爐、單爐膛、前后墻對沖燃燒、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型布置。過熱器額定蒸汽流量2 077.9 t/h,主蒸汽壓力25.28 MPa，過熱器出口設 4只電磁泄壓閥，每只排放量為5%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(boiler maximum continuous rating，BMCR)。

工程采用超臨界、一次中間再熱、雙背壓、凝氣式、八級回熱抽汽、三缸四排汽凝汽式汽輪機。主蒸汽壓力24.2 MPa，主蒸汽溫度566 ℃，再熱蒸汽壓力4.127 MPa，溫度566 ℃;旁路為瑞士SULZER公司生產的兩級串聯(lián)液壓驅動的兩級串聯(lián)高、低壓旁路系統(tǒng)，高旁容量為60%BMCR流量、低旁容量為60%BMCR流量加高旁減溫水量。給水系統(tǒng)配置2臺50%容量的汽動給水泵和1臺啟動電動給水泵(給水揚程1 035 m)。后者僅啟動初期使用，不能作為正常運行的備用泵。

電氣一次系統(tǒng)采用發(fā)電機-變壓器單元接線，以500 kV電壓等級接入500 kV升壓站。500 kV六氟化硫氣體絕緣全封閉配電裝置采用3/2斷路器接線方式，通過同塔雙回線與500 kV電網連接，共設置2個完整串，其中主變與500 kV線路1組成第1串，500 kV線路2與500 kV啟動/備用變壓器組成第 2串。發(fā)電機采用自并勵靜止勵磁系統(tǒng)，發(fā)電機不設出口斷路器，通過離相封閉母線與主變連接，發(fā)電機的并網/解列操作通過主變高壓側開關實現。機組配置有1臺高壓廠用變和1臺脫硫及公用變，T接與發(fā)電機和主變間的離相封閉母線。機組共設4段廠用6 kV母線：廠用6 kV A/B段工作電源取自高壓廠變，備用電源取自啟動/備用變；脫硫及公用6 kV A段電源取自脫硫及公用變，脫硫及公用6 kV B段電源取自啟動/備用變，脫硫及公用6 kV A/B段之間通過聯(lián)絡開關進行連接。機組另配置1臺1 000 kW的柴油發(fā)電機，作為事故保安電源。

2 FCB觸發(fā)的條件及動作原理概述

2.1 FCB觸發(fā)條件

機組在協(xié)調模式或汽機跟隨模式(風、水、煤均在自動位)下運行，當機組處于負荷大于40%且FCB功能投入的情況時，用發(fā)電機解列信號觸發(fā)機組FCB動作。FCB觸發(fā)邏輯圖如圖1所示。

圖1 FCB觸發(fā)邏輯框圖

2.2 FCB動作邏輯

發(fā)電機解列觸發(fā)FCB動作后，協(xié)調系統(tǒng)切換至基本方式，鍋爐目標負荷40%BMCR，按照FCB跳磨順序保留3臺磨煤機，汽輪機數字電液控制系統(tǒng)(digital electro hydraulic control system,DEH)轉為本地轉速控制，定速目標為3 000 r/min，帶自身廠用電運行；旁路控制系統(tǒng)轉入壓力控制模式，按設定壓力曲線調整主、再熱蒸汽，打開高低壓旁路系統(tǒng)[3]。

機組FCB動作邏輯圖如圖2所示。

圖2 FCB動作邏輯框圖

3 FCB關鍵點控制及優(yōu)化措施

3.1 FCB關鍵控制點

FCB關鍵控制點特點如下。①快速降負荷，防止鍋爐壓力飛升；②快速減燃料，該過程需要維持燃燒、汽溫的穩(wěn)定；③汽輪機轉速飛升，有可能導致發(fā)電機超頻保護動作；④旁路控制系統(tǒng)控制主、再熱蒸汽壓力，同時防止高低壓旁路閥后溫度超限；⑤給水系統(tǒng)汽輪機供汽由四軸蒸汽切換至輔汽的過程中，需保持給水系統(tǒng)的穩(wěn)定性；⑥FCB發(fā)生后，凝結水作為減溫水，需求量大增；⑦高壓缸內部需維持真空狀態(tài)，以防止高壓缸排汽溫度超限。

3.2 相關優(yōu)化措施

3.2.1 鍋爐的控制

在FCB觸發(fā)后，鍋爐需保持一定的熱負荷，且保證旁路有一定的調節(jié)能力，鍋爐目標負荷自動變?yōu)?0%BMCR。參考一次風機RB及給水RB時的變負荷速率，FCB降負荷速率定為200%BMCR/min[4]。

當FCB發(fā)生時，按照上層、中層順序立即切除 1臺磨煤機，間隔7 s后切除第2臺磨煤機，保留3臺磨煤機運行。為維持汽溫及燃燒的穩(wěn)定，自動投入上層、微油層油槍運行。為維持供油壓力的穩(wěn)定，在各層油槍投入時設置一定延時，最多保持2支油槍共同投入[5]。

3.2.2 汽輪機的控制

FCB觸發(fā)瞬間，汽機超速保護控制器(overspead protect controuer,OPC)立即動作，高調門、中調門迅速關閉，控制機組轉速短暫飛升后下降，DEH由遙控模式自動變?yōu)閹月纺Ｊ?，轉為本地轉速控制[6]。

增加倒缸邏輯：FCB動作時間滿2 s后，如果轉速低于3 060 r/min(OPC復位轉速)，OPC指令復位，IV開啟至預設開度，GV保持關閉，IV控制轉速穩(wěn)定在3 000 r/min，并帶廠用電維持運行，待外網恢復正常后進行同期、并網。并網后由中壓缸帶初負荷，升負荷至11%～13%負荷，冷再熱壓力小于1 MPa后，DEH提示倒缸條件滿足，進行倒缸操作。在倒缸的過程中，高排壓比會低于保護值1.8。因此,汽機廠將高排壓比低保護變?yōu)榈垢姿查g延遲1 min生效，隨著高調門逐漸開啟，轉為高中壓缸聯(lián)合控制，可繼續(xù)正常升負荷。

3.2.3 電氣系統(tǒng)控制

FCB發(fā)生時，機組在主變出口側與電網解列，發(fā)電機迅速降負荷至39 MW左右，維持帶廠用電運行。在FCB觸發(fā)動作初期，汽輪機會存在一個瞬間轉速飛升過程，由于機組仍維持自帶廠用電的方式，汽輪機轉速的飛升幅度也相對100%甩負荷要小一些[7]，故仍然有動作的可能性。參考相關文獻及國外100%負荷下FCB成功的經驗，與廠家及各方確認后，將超頻保護的時間延長至30 s。

3.2.4 旁路系統(tǒng)的控制

FCB試驗能否成功，旁路系統(tǒng)的控制尤其關鍵，即既要快速泄壓、穩(wěn)壓，又要防止閥后溫度超限導致快關動作。在FCB發(fā)生時，高旁、低旁快開，自動投入FCB下的壓力控制模式，滑壓至當前壓力設定值，設定值根據鍋爐燃料量決定[8]。

高旁減溫水隨高旁壓力調節(jié)閥開啟至預設開度，隨后投入自動控制，調節(jié)高旁閥后溫度，防止超溫。低旁減溫水隨低旁快開而開啟至全開，隨后投入自動控制；應確保進入凝汽器的蒸汽溫度在允許范圍內[9]，以保證凝汽器安全運行。

3.2.5 給水系統(tǒng)的控制

FCB發(fā)生時，四抽蒸汽壓力驟降，給水泵汽輪機供汽汽源需平穩(wěn)切換至輔助蒸汽，通過優(yōu)化邏輯，將冷再汽源切換閥的開啟指令從原有的低調閥開度100%改為70%，保證給水泵汽輪機轉速的穩(wěn)定，同時將冷再至輔聯(lián)壓力調節(jié)閥的設定值跟蹤一定值，以保證輔汽聯(lián)箱壓力正常[10]，避免給水流量出現大幅波動。

3.2.6 順控系統(tǒng)的優(yōu)化

FCB發(fā)生瞬間，快開4個電磁泄壓閥，延時20 s；或壓力低于設定值時，自動關閉電磁泄壓閥[11]。

FCB發(fā)生時，聯(lián)啟第二臺凝結水泵，保證凝結水壓力及低壓系統(tǒng)減溫水量的供應；自動開啟高排通風閥，關閉高排逆止閥，防止高壓缸排汽溫度超限。

4 FCB預備性試驗

通過對FCB試驗關鍵點的分析，以及采取對應的優(yōu)化措施，100%負荷下的FCB試驗幾乎涉及全廠所有工藝、電氣和控制系統(tǒng)[11]。因此，在試驗前，優(yōu)化各系統(tǒng)的調節(jié)品質，完成協(xié)調控制系統(tǒng)的調整試驗、1.5%ECR的負荷變動試驗、機組RB試驗，并在此基礎上進行以下預備性試驗。

4.1 50%甩負荷FCB試驗

2016年5月1日14時33分，機組協(xié)調控制方式運行，負荷330 MW，進行50%甩負荷FCB試驗。手動分500 kV 并網開關，觸發(fā)FCB動作，CCS切換至汽機跟隨模式，鍋爐目標負荷40%，FCB各回路均動作正常。汽機最高轉速為3 102 r/min，最低轉速為2 972 r/min。發(fā)電機負荷在1 s內由330 MW 減至39 MW，600 s后FCB復位，機組重新并網帶負荷。

通過50%甩負荷FCB試驗，驗證了改造后的FCB邏輯響應和FCB工況下的機組自動控制能力。

4.2 100%甩負荷試驗

2016年5月2日22時35分，機組負荷660 MW，機組基本模式運行，采用傳統(tǒng)方法甩100%負荷，甩負荷前20 s、10 s分別手動停1臺磨煤機；22時47分57秒，手動分并網開關，3 s后汽機至最高轉速為3 198 r/min；22時48分04秒，汽泵B跳閘；22時48分14秒，鍋爐給水流量低至251 t/h 鍋爐MFT動作。

通過100%甩負荷試驗，驗證了各系統(tǒng)控制的情況，并專門針對鍋爐給水流量低的問題進行了分析，采取了相應的改進措施。

4.2.1 給水流量低原因分析

甩負荷前，汽泵B由四抽蒸汽供汽，汽泵A由輔助蒸汽供汽。甩負荷后，四抽蒸汽供汽切斷，汽泵動力蒸汽切換至輔汽及冷再供汽。由于輔汽供汽管徑設計為供調試用汽，且冷再供汽管路直接接入低壓調閥前管路，管徑也較細，在兩路汽源全部投用的情況下不能滿足2臺給水泵汽輪機同時高轉速運行，會導致給水泵B由于實際轉速與指令偏差大而跳閘。汽泵B由于指令轉速偏差大而跳閘，輔汽管道供汽無法滿足2臺汽泵同時高轉速運行。

單臺給水泵汽輪機的給水出力應大于1 000 t/h，但是有一部分作為高壓旁路減溫水。通過分析高旁系統(tǒng)的響應曲線發(fā)現：在解列瞬間，高旁減溫水開度至全開，高旁閥后溫度在10 min內從340 ℃降低至230 ℃；高旁減溫水用量過大，導致高旁閥后溫度驟降；再熱器溫度亦驟降，引起鍋爐給水流量突降，最終導致鍋爐MFT動作。

4.2.2 優(yōu)化措施

對高壓旁路及高壓旁路減溫水開度通過計算進行擬合。旁路廠家提供的高旁蒸汽流量的計算公式為：

(1)

式中：f為高旁蒸汽流量；kv為旁路開度；kvs為高旁閥全開時兩側差壓，是一常數；p為主蒸汽壓力；E為蒸汽焓值。

在任意負荷下，由蒸汽流量、主蒸汽壓力、溫度即可擬合出高旁快開的預設開度，其計算公式為：

(2)

高旁減溫水開度的擬合：當主蒸汽流量為f1、主蒸汽焓值為E1、減溫水流量為f2、為減溫水焓值為E2、減溫減壓后蒸汽流量為f、減溫減壓后蒸汽焓值為E，根據質量與能量守恒定律，有以下關系。

f1×E1+f2×E2=f×E

(3)

則所需高旁減溫水流量為：

(4)

而高旁減溫水流量與高旁減溫水調節(jié)閥基本成線性關系，因此在實際過程中，以當前工況下的蒸汽流量函數作為旁路快開時高旁減溫水瞬啟開度值。

5 100%負荷FCB試驗

5.1 試驗前機組狀態(tài)

2016年6月4日10時00分，機組在協(xié)調方式下運行，負荷660 MW，主汽壓力24.2 MPa，給水流量1 948.7 t/h，主汽溫度568.6 ℃，再熱器溫度569.2 ℃，再熱器壓力4.12 MPa，爐膛負壓-75 Pa，凝汽器真空-93.3 kPa，總風量2 500 t/h，機組給煤量404 t/h(經BTU修正后)，主輔機設備均運行正常。

5.2 試驗過程概述

2016年6月4日10點06分45秒，手動分并網開關，觸發(fā)FCB動作，機組與電網解列，機組負荷迅速由660 MW降至帶廠用電運行的39 MW，運行20 min后重新并網帶升負荷。FCB動作時機組主要參數如下。

①FCB發(fā)生瞬間，DEH轉為本地轉速控制，汽機轉速開始飛升，最高至3 178 r/min，OPC動作后開始迅速下降，最低至2 968 r/min。經過25 s后，轉速穩(wěn)定在3 000 r/min附近，期間主機各軸承振動正常，軸承金屬溫度、推力瓦溫度無明顯變化。

②FCB發(fā)生瞬間跳閘C磨，7 s后跳閘F磨，鍋爐主控目標值指令100%降至40%；C層、微油層油槍自動投運，爐膛負壓波動最低至-1 175 Pa、最高至526.7 Pa， 70 s后穩(wěn)定在-50 Pa附近。

③高旁快開至預設開度，主汽壓力最高至25.8 MPa，隨后在高旁閥自動調節(jié)下滑壓(滑壓速率0.7 MPa/min)至40%負荷的對應壓力14 MPa，高旁減溫水快開至預設開度，高旁閥后溫度最低至275.57 ℃，后由高旁減溫水自動調節(jié)并確保溫度穩(wěn)定在300 ℃。

④低旁閥及低旁減溫水快開，隨后低旁閥自動調節(jié)再熱器壓力從4.12 MPa滑壓(滑壓速率0.15 MPa/min)至目標值1.82 MPa。

⑤主蒸汽溫度隨著FCB的發(fā)生而逐漸下降，從568.6 ℃降至553 ℃，FCB試驗完成重新并網時升至564 ℃；再熱器溫度從試驗前的569.2 ℃降低到544 ℃；高壓缸排汽溫度從327 ℃升至362.1 ℃。凝汽器真空從-93.3 kPa升至-88.7 kPa，重新并網后恢復至-91.88 kPa。

⑥由于輔汽供給水泵汽輪機管道容量的限制，無法滿足2臺給水泵汽輪機的高轉速供汽，因此四抽蒸汽切除，轉為輔汽供汽。7 s后汽泵A轉速由5 055 r/min下降至4 900 r/min，汽泵B轉速由5 045 r/min降至4 500 r/min，手動停汽泵B，汽泵A自動調節(jié)給水流量。18 s后給水流量最低降至581 t/h，1 min后穩(wěn)定在40%負荷時的對應給水流量880 t/h。

⑦FCB觸發(fā)，備用凝結水泵聯(lián)啟，2臺凝結水泵并列運行，凝結水泵最大壓力為3.783 MPa。隨著低旁減溫水、水幕噴水、后缸噴水等的大量用水，最低降至2.856 MPa，最后穩(wěn)定在2.896 MPa，保證了大量減溫水的供給[12]。

⑧發(fā)電機無功功率從140.24 MVar降至19.11 MVar；發(fā)電機機端電壓在30 ms內從初始的22.51 kV降至21.88 kV，最終電壓穩(wěn)定在21.7 kV。

2016年6月4日10點26分45秒，機組各項參數穩(wěn)定，按照試驗程序恢復并網， FCB試驗結束。

6 結束語

本次100%負荷下的FCB試驗，是在原有部分設計未考慮FCB功能的基礎上，對控制系統(tǒng)進行改造、優(yōu)化而完成的。其中仍然存在一些有待改進的問題并給出配置建議如下。

①給水泵汽輪機氣源的切換。本次試驗過程中，考慮到輔汽系統(tǒng)受到管道容量的限制以及氣源切換對給水的擾動，而電泵又不能作為備用泵，試驗前給水泵汽輪機供汽分別用四抽蒸汽及輔汽供汽。為避免搶汽，FCB發(fā)生后手動停1臺汽泵。建議輔汽聯(lián)箱及管道容量應能滿足2臺給水泵汽輪機同時用輔汽帶到滿負荷或者配置全壓35%容量的電泵。

②汽輪機轉速的控制。汽輪機轉速最高至3 177 r/min，最低至2 960 r/min。FCB觸發(fā)OPC動作 2 s復位后，高調門仍處于關閉狀態(tài)，中調門開至預設開度(3 000 r/min記憶開度)來控制轉速。建議重新完善計算DEH控制參數，提高控制品質。

通過對控制系統(tǒng)的改造和優(yōu)化，本次660 MW機組100%負荷下的FCB試驗取得了成功。該機組FCB功能實現過程中對試驗數據、控制策略、遺留問題的建議，

為其他同類型機組實現FCB功能提供了借鑒。

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Implementation of 100% Load FCB Function of 660 MW Supercritical Unit

WANG Meng，SHENG Jin’ao，QIAN Hailong，LAI Yanyun

(China Energy Group East China Electric Power Test Research Institute Co.,Ltd.,Hangzhou 311200,China)

In overseas supercritical power generation projects,higher requirements are requested for FCB function;in order to realize FCB test at full load more scientifically and safely,the features of the operating conditions of FCB in 1×660 MW supercritical unit of Cilacap power station in Indonesia are analyzed.In accordance with the features of the unit,the critical strategies for the main steam pressure control,high-and low-pressure bypass control,feed water system control and turbine speed control,etc.,are optimized,and the optimization effects are verified by conducting the preparatory test.On the basis of results of preparatory test,the response openings of the HP bypass valve and the de-superheated water valve are precisely calculated,thus the impact on system under FCB condition is minimized;the stability of the main steam and reheated steam can be ensured;and the FCB test at 100% load is completed finally for supercritical power unit.Through summarizing the successful experience of the FCB test,the FCB control strategy for supercritical power unit that without equipped with 100% bypass is completed,and some suggestions for hardware configurations of main and auxiliary equipment of the unit which needs FCB function are given.These can be the reference for designing and optimizing the FCB function of similar power units.

Electric power; Supercritical unit; Turbine; Power generation unit; Control strategy; FCB

王孟(1985—)，男，學士，工程師，主要從事火力發(fā)電廠系統(tǒng)調試工作。E-mail：bancroftwangmeng@163.com。

TH-39;TP13

A

10.16086/j.cnki.issn1000-0380.201704024

修改稿收到日期：2016-11-25