弱电网大容量机组FCB实现策略研究

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[摘 要]FCB功能可以使火电机组快速从带高负荷的状态，切换到带厂用负荷的孤岛运行方式或空负荷等待并网的状态，尤其是大机组可为电网故障后快速恢复提供启动电源，对稳定性弱的电网十分的必要。本文基于印度KMPCL项目两台600MW机组成功实现FCB功能的基础上，对FCB功能实现的策略进行研究探讨。

[关键词]FCB 火电 弱电网 大机组 策略

中图分类号：TM621 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）16-0168-03

随着社会的发展，人类对电力的需求也在日益的增长，电力成为生活中不可缺少的一部分。自2000年以来全球各地发生了多次的大停电事故，其中2012年7月30日至31日印度大停电影响极大，造成全国6亿多人口、一半领土地区电力供应中断，即使首都新德里和加尔各答等一些大城市也未能幸免。直到8月1日电力系统才逐步的恢复正常。若电网中运行机组具备并成功实现FCB，将会大大缩短电网的恢复时间，减少影响及损失。

FCB功能的实现，对电网及电厂都有重要的意义，尤其是对弱电网及此类电网中的机组。对电网来说，在电网出现突发性故障时，具备FCB功能的机组可以快速减负荷并立刻转为带厂用电“孤岛运行”，待电网故障消除恢复时可立即并网送电，为其他不具备此功能的机组提供启动电源，大大缩短电网的恢复时间。对电厂具备FCB功能的机组，在脱离电网后可快速切换带厂用运行，即使电网短期不具备再次并网的条件，机组也可平稳的停机。避免了因厂用电失去导致锅炉干锅等问题及风险，对设备自身寿命还是电厂在再次快速启动运行都很重要。

机组的孤岛运行方式又分为“大孤岛”及“小孤岛”，大孤岛通畅指电网故障，整个电站解列，机组维持电站内的运行，“小孤岛”则是由于线路或设备故障，单台机组解列带厂变的运行方式。后者对机组的协调、控制等要求极高，机组可以从100%负荷快速实现带机组厂用（约3%）的调整，实现难度大，风险高。对此，提高FCB功能中自动化程度，即通过设定好的逻辑去实现尽量多的参数调整，减少运行人员手动调整的作业量，对功能的实现是十分重要的。

1 FCB功能实现的所必须的条件

火电机组在正常运行过程中，由突发事故甩负荷至带厂用电负荷，由于锅炉燃烧的蓄能效果及调节需要时间过程，锅炉的蒸汽、燃烧、风烟等一些列的系统都需要调整去适应低负荷的需求；而同时汽机由于突发的甩负荷，OPC动作各进汽调阀关闭，由于主、再热蒸汽流量的突然降低为零，会导致锅炉主、再热蒸汽压力飙升，必须要及时的释放这些蒸汽，对此旁路及相关的配套选择必须要满足这种特殊工况的需求。FCB后立即开启旁路，调节压力到可控范围内，此时减温水必须满足要求，否则旁路闭锁一样会导致锅炉超压等问题。对此小机的汽源切换必须要快速、及时，调节特性可靠，一方面满足锅炉上水的需求，同时还能保证减温水的供应。对于汽机侧OPC动作以后，由于发电机仍然带着厂用负荷，转速必然降低，当转速低于3000rpm时，调节阀再次开启维持机组转速3000rpm，对汽机DEH转速调节的参数设定要合适，调节速度太快转速会震荡不能维持稳定，调节太慢则会出发发电机低频保护动作跳闸。对于具备中压缸启动功能的机组，建议使用中压缸启动，毕竟FCB后高压缸进汽维持厂用负荷对汽机本体部件影响较大，而且主汽压高的情况下调阀控制的难度太大，会出现多次OPC动作状况，汽机转速波动大对设备影响太大。

鉴于此，要想成功实现FCB功能必须的条件有：

1、容量足够的压力释放选型设计；

2、小机汽源快速切换，调节可靠；

3、汽机转速控制特性好；

2 实现FCB功能的印度KMPCL项目主要设备选型

锅炉为上海电气集团股份有限公司制造的SG-2069/17.47--YM亚临界、一次中间再热、控制循环、悬吊结构、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置π型汽包炉；锅炉过热器配3*7.5%BMCR的PCV阀。

汽轮机采用东方电气集团股份有限公司生产的600MW亚临界、一次再热、三缸四排汽凝汽式N600-16.7/538/538型汽轮机；

发电机采用东方电气集团股份有限公司生产的OFSN-600-2-22G水-氢-氢冷却方式的发电机组。

旁路系统采用的是CCI供货的60%BMCR HP-LP旁路设备；

每台机组的给水系统采用2×50%BMCR的汽动给水泵和1×50%BMCR的电动给水泵，汽动给水泵配套小机为杭汽NK63/71/0型汽轮机。

3 fcb需要的主要控制及动作情况

3.1 FCB触发的条件（与）

a.发电机解列：信号取自DEH（并网开关信号）三取二；

b.机组在CCS模式；

c.FCB功能投入；

3.2 主、再热器压力控制

机组FCB触发后，汽机进气阀的关系，主、再热蒸汽压力会快速升高，对此需要快速开启旁路泄压，尤其是对汽包炉的机组，若压力不能及时的排放导致汽包安全阀动作，FCB必然失败。对此要快速的通过旁路、PCV阀进行压力的释放。

为保证机组在锅炉燃料调整的过程中主汽压可控，根据机组负荷制定高旁、低旁对应的开度曲线，旁路在快开10秒以后投入自动，设定自动跟踪压力。由于机组设计旁路为60%BMCR，PCV阀只在机组高负荷阶段开启，低负荷区间汽压的控制通过高低旁路控制，已达到节约工质的目的。

3.3 给水的控制

给水系统在自动状态，当FCB触发后汽机OPC动作，工作汽源四段抽汽消失，小机快速切换到冷再蒸汽。小机的汽源切换是制约到试验能否成功的重要条件之一，按照原有MEH逻辑的设计，低压进汽调阀在开度到70%以后才开始开启高压进汽调阀。由于FCB触发后初期上水量要比FCB前还要大（高旁减温水开启），按照正常小机汽源切换将需要12S的时间，这完全不能满足机组运行的需求。在试验前调试及机组运行过程中，通过对小机的调整及试验，选择一个响应快而且控制相对准确的PID参数设定。同时逻辑中对FCB触发后直接将低压进汽调阀置全开，高压进汽调阀根据机组的负荷置位开度，这样可在1-2秒内实现汽源的切换，同时屏蔽切换过程中小机转速指令与偏差大跳开自动的设定，在保证汽源快速切换的同时又让小机不会因汽源切换的扰动跳开给水自动。

不同汽泵的调节特性不一样，所以需要在对小机的调节特性探索后找到一个合适的PID设置及切换方式。汽泵汽源的快速、平稳切换，既能保证锅炉上水的需要，又能保证高旁必须的减温水，防止高旁闭锁（图1）。

对于特性不好的汽泵或者未找到合适参数设置的汽动给水泵，可以配合电泵进行水位的控制。正常FCB时联启电泵作为备用，若小机上水不能满足要求时可切手动，手动调节电泵上水。

3.4 汽机的转速控制

机组触发FCB后机组的转速控制由跟随网频切到转速控制。鉴于#3机组试验汽机最高、最低转速满足机组运行的需要，而且最后能维持3000rpm，故不需要对东汽DEH转速控制回路参数进行调整。

东汽DEH转速控制回路中，根据实际转速与目标转速的偏差，给出了两套PID调节参数，当转速偏差超过20rpm时使用调节速度快的调节参数，转速差在20rpm以内使用偏差调节慢的参数，使机组转速保持稳定。

#3机组在FCB触发后1.2秒转速飞升最高3175rpm，18.3秒转速最低2861rpm，在此过程中从ICV开启到转速开始回升用时9.3秒；#4机组转速最高3178rpm，最低2858rpm（图2）。

常规一般发电机的低频保护设定为47.5HZ延时10秒、47HZ延时5秒跳机，或者比这还要宽松一些，从试验数据看机组的转速没有到发电机低频保护的动作值，DEH转速控制调节设定的参数满足机组在FCB工况下的要求。

4 机组其他需要主要的事项

4.1 锅炉燃料系统

机组触发FCB后锅炉需要尽快的减负荷同时还要保证锅炉不灭火。为此对于采用油点火的煤电机组，在FCB触发后要立即投入油枪，燃料快速逐步的切除至最小稳燃的状态，燃料控制切为手动控制。烟风系统自动跟踪设定值调节。FCB情况下屏蔽送、引风系统偏差大跳自动，让烟风系统自动跟踪燃料的情况调整，达到最低稳燃情况，保证机组带厂用的运行。过程中要注意风机是否存在两侧偏差大抢风、喘振等情况，发现问题及时的手动调整（图3）。

4.2 主、再热汽温的控制

FCB触发后后主汽温由于燃料在炉膛内燃烧传热的滞后特性及主汽流量降低等多重因素，主汽温必然是一个先升高的过程，而后由于燃料的减少汽温将下降。过程中要注意减温水的控制，由于减温效果的滞后及燃料的减少，要对减温水量有个调整的预判。KMPCL#3机组FCB时主汽温最高升至553℃，由于印度的运行人员看到主汽温及再热器温升高的趋势，使用减温水控调节汽温，虽然我方人员发现后立即制止关闭过热器减温水调阀，但是由于调节滞后的特性，右侧主汽温最低降至467℃，左侧最低降至481℃。结合#3机组的问题，#4机组逻辑进行了优化，#4机组采取了减温水调阀置零的调节方式，汽温变化就平稳了很多，无需操作人员手动干预（图4、5）。

4.3 轴封系统

对于采用自密封蒸汽系统的机组由于机组负荷突然的甩掉仅仅带厂用电运行，轴封的漏气不能满足机组自密封要求，必须切换至辅助汽源。同时辅汽供汽母管在FCB初期也是无法迅速切换的，压力不稳定。对此考虑冷再与主汽汽源的备用，优先采用冷再汽源，FCB后直接给轴封供汽站压力调阀一定的指令开度并投如自动。在一定时间内若轴封压力低，主汽共轴封调阀将投入自动开启（图6）。

4.4 汽机本体相关系统

机组在触发FCB后，避免高压缸鼓风效应等，VV阀及BDV阀门连开。低压缸喷水减温水投入并指令全开后投自动。#3机组FCB试验时逻辑设定给出指令为50%投自动，而后调阀自动调节最后全开（图7）。

4.5 给水温度的控制

FCB触发后低压加热器、除氧器及高压加热器的加热汽源消失，给水温度下降很快。建议机组设计时考虑此种工况的备用汽源，即冷再直供除氧器，或者通过辅汽联箱由自身冷再供给或者相近机组供给，以保证除氧器内凝结水充分的加热。印度KMPCL项目虽然设计有冷再至除氧器在FCB工况下的供汽管道，但是由于阀门问题在FCB发生时无法打开，除氧器加热只能依靠辅汽汽源，但是辅汽流量设计有限无法满足除氧器加热的需求，导致省煤器入口温度从FCB出发前到机组再次并网前降低了150℃（图8）。

4.6 其他系统

PCV阀开启时，蒸汽对外排放，机组补水需求增加，注意关注热井补水。另外机组刚甩负荷后凝结水减温水用量激增，凝结水母管压力会快速降低，运行人员要兼顾除氧器水位及凝结水压力，可手动启动备用凝泵。同样真空泵也可根据情况启动，或者直接连锁启动。

5.结论

在合适的设备选型基础上，通过提高机组的控制方式，实现机组突发甩负荷后的各参数的协调控制，减少运行人员手动调节工作，快速实现减负荷至带厂用的切换，保证机组及设备的安全，在电网不够强壮、稳定的国家，是一项值得推广的技术。

参考文献

[1] 安欣，刘国弼等.印尼INDRAMAYU电站330MW机组FCB试验.中国电力，2011年第九期40-45.

[2] 高先鹏、邹包产、刘新龙.国产660MW超临界发电机组FCB试验研究 电气技术2014年第9期48-52.