FCB工況下旁路控制系統的改進與優化

王孟，賴艷云，王戟

(浙江火電建設有限公司，杭州 310016)

FCB工況下旁路控制系統的改進與優化

王孟，賴艷云，王戟

(浙江火電建設有限公司，杭州 310016)

介紹了印尼芝拉扎1×660 MW超臨界機組主要設備及旁路控制系統配置的概況，針對機組快速甩負荷(FCB)工況對旁路控制系統的要求，以及FCB預備性試驗時旁路控制系統的響應情況，對旁路系統控制策略進行了改進和優化，最終達到了預期的控制效果，順利完成了100%負荷下的FCB試驗，可供其他同類機組旁路控制系統設計與優化時參考。

超臨界機組；FCB工況；旁路控制系統；控制策略；優化

0 引言

印尼芝拉扎二期1×660 MW超臨界燃煤電站位于印尼中爪洼省南部芝拉扎市，距離市區約10 km，南臨印度洋，是印尼國內裝機容量最大的機組之一。由于印尼當地電網建設與發展的水平遠遠落后國內同期水平，電網的穩定性較差，易發生電網故障，因此，電網要求機組具有快速甩負荷FCB(fast cut back)[1]功能，同時也是當地機組能否進入商業運行的一個必要條件。FCB是指機組因外網故障而使發電功率不能輸送至電網時，機組快速降負荷，穩定鍋爐燃燒，維持汽輪機轉速3 000 r/min，發電機帶孤網和廠用電負荷運行,待電網故障消除后，機組可在短時間內恢復并網。

1 機組及旁路設備配置概述

印尼芝拉扎二期1×660 MW超臨界機組汽輪機是由上海電氣集團股份有限公司設計制造的超臨界、一次中間再熱、雙背壓、凝汽式、八級回熱抽汽、三缸四排汽凝汽式汽輪機,型號為N660E-24.2/566/566，主蒸汽壓力為24.20 MPa，主蒸汽溫度為566.0 ℃，再熱蒸汽壓力為4.13 MPa，再熱蒸汽溫度為566.0 ℃。鍋爐過熱器額定蒸汽流量為2 077.9 t/h，配備4個電磁泄壓閥，每個排放量5%BMCR(鍋爐最大連續蒸發量)。旁路為瑞士SULZER公司生產的液壓驅動的兩級串聯高、低壓旁路系統，高壓旁路容量為60%BMCR、低壓旁路容量為60%BMCR+高壓旁路減溫水量。給水系統配置2臺50%BMCR容量的汽動給水泵，1臺啟動電動給水泵(給水揚程10 352 m)僅啟動初期使用，不能作為正常運行的備用泵。

2 FCB工況對汽輪機旁路的要求

2.1 FCB動作邏輯

機組FCB動作邏輯如圖1所示，發電機解列觸發FCB動作后，協調系統切換至基本方式，鍋爐目標負荷40%BMCR，按照FCB跳磨順序保留3臺磨煤機，數字式電液控制系統(DEH)轉為本地轉速控制，定速目標3 000 r/min，帶自身廠用電運行；旁路控制系統轉入壓力控制模式，按設定壓力曲線調整主、再熱蒸汽，打開高、低壓旁路系統[2]。

圖1 機組FCB動作邏輯

2.2 旁路系統控制要求

FCB試驗能否成功，旁路系統的控制尤其關鍵，既要快速泄壓、穩壓，又要防止閥后溫度超限導致快關動作，因此對旁路控制系統有以下要求。

2.2.1 快速泄壓、克服鍋爐壓力飛升

FCB發生瞬間，超速保護(OPC)動作，汽輪機調門迅速關閉。鍋爐同時快速減燃料至目標值。由于鍋爐壓力存在一定的慣性以及燃燒的延遲性，為了防止主蒸汽壓力飛升，在打開PCV閥的同時高壓旁路需快開至一定的閥位[3]。

2.2.2 自動調節主、再熱蒸汽壓力，維持汽輪機轉速

FCB發生后，鍋爐需保持一定的熱負荷，以200%BMCR/min的速率降負荷至40%BMCR，高、低壓旁路快開后需自動投入FCB下的壓力控制模式，滑壓至當前目標壓力設定值，設定值根據鍋爐燃料量決定?？紤]到鍋爐的慣性，以及維持汽輪機3 000 r/min轉速，滑壓速率應遠小于降負荷速率。

圖2 高壓旁路壓力設定值形成回路邏輯

2.2.3 自動調節高、低壓旁路閥后溫度，防止溫度超限

高壓旁路減溫水調節閥自動調節高壓旁路閥后蒸汽溫度，防止高壓旁路閥后蒸汽溫度超限。低壓旁路減溫水自動調節低壓旁路閥后蒸汽溫度，確保進入凝汽器的蒸汽溫度在允許范圍內[4]，保證凝汽器安全運行。

3 旁路控制策略分析

3.1 高壓旁路控制策略

高壓旁路控制回路包含兩部分：(1)壓力設定值形成回路；(2)高壓旁路壓力自動調節回路[5]。

在原有啟動模式、爬坡模式、定壓模式、跟隨模式的基礎上，增加了優先級僅次于跟隨模式的FCB模式。在原先的控制策略中，高壓旁路壓力設定值取自機組負荷目標壓力曲線，協調狀態下機爐負荷是動態匹配的，FCB工況下機組狀態切換為基本模式，負荷主要取決于鍋爐燃料量。因此，修正后的壓力設定值跟隨鍋爐主控指令，并以一定的滑壓速率輸出至控制回路。壓力設定值回路如圖2所示，高壓旁路壓力調節器為常規PI調節器，隨著FCB信號觸發，快開至70%開度，隨后自動調節壓力至設定值。

3.2 高壓旁路減溫水控制策略

(1)隨高壓旁路快開信號快開至100%，隨后投入溫度自動控制；(2)由于不同熱負荷下高壓旁路蒸汽焓存在很大差異，因此PI調節器采用鍋爐主控輸出函數變參數調節，分段整定參數；(3)考慮高壓旁路閥開度及主蒸汽壓力對閥后溫度影響，高壓旁路閥開度與主蒸汽壓力折線函數作為高壓旁路減溫水前饋信號。

3.3 低壓旁路及減溫水控制策略

低壓旁路壓力設定值由機組實際負荷函數與機組目標負荷函數取大值后，經過大小值限幅后輸出。由于FCB工況下機組負荷主要由鍋爐負荷對低壓旁路壓力設定值回路進行修正，在FCB工況下切換為鍋爐主控函數經一階慣性及滑壓速率輸出，形成最終的低壓旁路壓力設定值。

在FCB觸發后，低壓旁路快開至100%開度，隨后自動調節壓力至設定值?？紤]到FCB工況下大量蒸汽進入凝汽器，低壓旁路減溫水保持100%開度15 s后進行溫度自動調節。

圖3 FCB試驗過程高壓旁路響應曲線

4 預備性試驗出現的問題及解決辦法

通過對FCB工況下旁路系統控制任務的分析，對控制策略進行優化，完成控制參數的整定。100%負荷FCB試驗前，需對旁路系統的控制功能進行驗證，在完成50%負荷FCB試驗的基礎上，進行了100%負荷FCB試驗。

4.1 100%負荷FCB試驗引起MFT

2016-05-02 T 22:35:00，機組負荷660 MW，機組基本模式運行，采用傳統方法甩100%負荷，甩負荷前20 s，10 s分別各手動停1臺磨煤機；22:47:57，手動分并網開關，3 s后汽輪機至最高轉速3 198 r/min；22:48:04，汽動給水泵B跳閘；22:48:14，鍋爐給水流量低至251 t/h，鍋爐總燃料跳閘(MFT)動作。

4.2 給水流量低原因分析

由圖3可以看出，甩負荷后，四段抽汽失去，輔助氣源不能滿足2臺給水泵汽輪機同時高轉速運行，導致給水泵B由于實際轉速與指令偏差大而跳閘。單臺汽動給水泵出力應在1 000 t/h以上，但給水流量卻降低至251 t/h，另一部分分流作為高壓旁路減溫水。通過分析高壓旁路系統的響應曲線發現：解列瞬間，高壓旁路減溫水開度至全開，流量約為600 t/h，高壓旁路閥后溫度10 min內從340.0 ℃降低至230.0 ℃，高壓旁路減溫水用量過大，導致高壓旁路閥后溫度驟降，鍋爐給水流量突降，最終導致鍋爐MFT動作。

綜上分析，導致甩100%負荷期間給水流量低的原因有：(1)輔助氣源無法滿足2臺給水泵汽輪機同時高速運行；(2)高壓旁路減溫水調節閥預啟開度過大，超限分流鍋爐上水流量。

4.3 解決措施

高壓旁路及旁路減溫水的預啟開度必須通過計算重新定位。根據旁路廠家提供的高壓旁路蒸汽流量計算書，高壓旁路蒸汽流量與主蒸汽壓力和高壓旁路調節閥開度成正比，與主蒸汽焓成反比，且由以上3個參數可以準確計算出高壓旁路蒸汽流量。因此，在任意負荷下由主蒸汽流量、主蒸汽壓力、溫度即可擬合出高壓旁路快開的預設開度[6]。

高壓旁路減溫水開度的擬合:當主蒸汽流量為qm1(kg/s)，主蒸汽焓為h1(kJ/kg)，減溫水流量為qm2(kg/s)，減溫水焓為h2(kJ/kg)，減溫減壓后蒸汽流量為qm3(kg/s)，減溫減壓后蒸汽焓為h3(kJ/kg)時，根據能量與質量守恒定律，有以下關系：

(1)

(2)

則所需高壓旁路減溫水流量

(3)

而高壓旁路減溫水流量與高壓旁路減溫水調節閥開度基本呈線性關系，因此，在實際運行過程中用當前工況下蒸汽流量的函數作為旁路快開時高壓旁路減溫水瞬啟開度值。

5 100%負荷FCB運行情況

2016-06-04 T 10：06：45，手動分并網開關，觸發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。

(1)FCB發生瞬間，鍋爐側快速減負荷，切煤投油自動運行，PCV閥自動打開；DEH轉為本地轉速控制，汽輪機轉速開始飛升，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，轉速穩定在3 000 r/min附近。

(2)高壓旁路快開至預設開度，主蒸汽壓力最高至25.80 MPa，隨后在高壓旁路閥自動調節下滑壓(滑壓速率0.70 MPa/min)至40%負荷對應壓力14.00 MPa，高壓旁路減溫水快開至預設開度，高壓旁路閥后溫度最低至275.6 ℃，后由高壓旁路減溫水自動調節并維持溫度穩定在300.0 ℃。

(3)低壓旁路閥及低壓旁路減溫水快開，隨后低壓旁路閥自動調節再熱器壓力從4.12 MPa滑壓(滑壓速率0.15 MPa/min)至目標值1.82 MPa。

(4)主蒸汽溫度隨著FCB的發生逐漸下降，從568.6 ℃最低降至553.0 ℃，FCB試驗完成重新并網時升至564.0 ℃，再熱器溫度從試驗前的569.2 ℃降低到544.0 ℃，高壓缸排汽溫度從327.0 ℃升高至362.1 ℃。

2016-06-04 T 10:26:45，機組各項參數穩定，再次并網，FCB試驗結束,旁路控制策略的改進與優化成功。FCB工況旁路系統響應曲線如圖3所示。

6 結束語

FCB工況下對旁路控制系統的改造和優化，在機組運行過程中成功實施，并在100%負荷FCB試驗中發揮了較大的作用，保證了機組在FCB工況下安全、穩定運行。

[1]張樂天,周斌,曹超.基于FCB試驗的轉子轉動慣量計算[J].中國電力，2013,46(8)：95-97.

[2]田豐.700 MW機組FCB試驗分析[J].動力工程,2002,22(4):1872-1874,1907.

[3]王衛濤.FCB工況下汽機旁路控制方案探討[J].華中電力,2011,24(1):39-42.

[4]馮偉忠.1 000 MW級火電機組旁路系統作用及配置[J].中國電力,2005,38(8):53-56.

[5]章振云,黃衛劍.基于FCB工況中容量旁路控制系統[J].信息系統工程,2012,38(7):42-43,67.

[6]CCI AG Switzerland. CILACAP II 1×660 MW HP/LP bypass station function diagrams[Z].Zurich:Control Components Inc，2012.

(本文責編：白銀雷)

2016-11-09；

2016-12-30

TK 323

B

1674-1951(2017)01-0027-04

王孟(1985—)，男，浙江文成人，工程師，從事火力發電廠系統調試工作(E-mail:bancroftwangmeng@163.com)。