循環流化床機組FCB試驗

胡志華

（中國電建集團江西省電力建設有限公司調試事業部，江西 南昌 330001）

0 引 言

當電網故障引起大面積停電事故時，機組無法再次啟動，只能等待網上倒送電，而電網也在等待電廠的供電，形成死循環。FCB功能可以很好地解決這一問題。當外網故障無法倒送電時，具有FCB功能的機組可切換到帶廠用電的孤島運行模式，隨時恢復對外供電，迅速激活網內其他機組，并恢復對重要用戶的供電。

巴林基安2×300 MW機組工程設計了FCB功能。#1機組調試階段，在機組RB試驗成功后，經過對機組協調控制系統（CCS）、汽輪機數字電液控制系統（DEH）及旁路控制系統等邏輯多次討論并修改后，取得了事先無人干預、全真實運行工況的50%和90%負荷FCB試驗的成功。

1 機組主要設備和系統配置

本工程主要設備及主要系統配置如下。分散控制系統（DCS）采用愛默生過程控制有限公司的OVATION系統，汽輪機數字電液調節系統（DEH）隨上海汽輪機廠成套提供，采用與DCS一致的硬件設備及控制系統。鍋爐為上海鍋爐廠生產的循環流化床鍋爐，亞臨界參數，一次中間再熱，平衡通風，露天布置，自然循環汽包爐。汽輪機采用上海汽輪機廠生產的亞臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、凝汽式汽輪機。所配發電機為水氫氫冷卻、靜態勵磁汽輪發電機。機組采用60%BMCR兩級串聯的液控旁路系統，并配置了容量為35%的PCV閥。機組配置2臺50%容量的汽動給水泵，一臺50%容量的電動調速給水泵。

2 FCB控制邏輯

經過對FCB控制策略的多次討論，形成以下控制邏輯。

2.1 DEH相關邏輯

對于并網信號，發電機出口開關（三選二）和主變高壓側出口開關（三選二）均在合閘位，機組處于并網狀態，DEH控制發電機有功功率。

對于FCB信號，發電機出口開關（三選二）在合閘位，主變高壓側出口開關（三選二）在分閘位，形成FCB信號。DEH控制汽輪機轉速在3 000 r/min，帶廠用電運行，同時送FCB信號至DCS。FCB動作后，為了及時打開調節門，控制汽輪機在額定轉速，增加1條OPC復位條件：FCB動作且汽輪機轉速低于3 020 r/min。OPC復位后，IV預開到沖轉時2 900 r/m的記憶開度。IV預開之后，若再熱器冷段壓力大于0.828 MPa，高壓缸切除，GV保持全關，此時的轉速控制由IV控制。若再熱器冷段壓力小于0.828 MPa，高壓缸投入，GV開始開啟，IV保持開度，此時的轉速控制由GV與IV共同控制。

（3）當發電機出口開關（三選二）在分閘位且機組負荷大于100 MW時，無論主變高壓側出口開關（三選二）處于什么狀態，OPC動作，汽輪機甩負荷至3 000 r/min空轉，延時7.5 s且汽輪機轉速低于3 040 r/min時復位OPC。如果機組負荷小于100 MW，當汽輪機轉速大于3 090 r/min，觸發OPC動作，否則不觸發OPC。

2.2 DCS側FCB動作觸發條件（與）

DCS側FCB動作觸發條件（與）：（1）CCS投入；（2）操作員手動投入FCB按鈕；（3）FCB信號發生[1]。

2.3 FCB復位條件（或）

FCB復位條件（或）：（1）操作員手動復位；（2）MFT動作；（3）發電機并網[1]。

2.4 FCB觸發后的主要控制邏輯

2.4.1 執行RB邏輯

（1）鍋爐主控切至手動，其輸出減至RB目標負荷（150 MW）對應的給煤量，速率為50 t/min；

（2）一、二級過熱器和再熱器減溫水調節閥超馳聯關10 s；

（3）閉鎖爐膛壓力自動、二次風量自動、一次風量自動、給水自動和燃料自動等實際值與設定值偏差大，切手動；

（4）氧量控制切手動；

（5）爐膛壓力高高/低低MFT延時20 s。

2.4.2 旁路系統控制邏輯

（1）高壓旁路閥控制邏輯。當機組解列或觸發FCB時，高壓旁路閥門動作邏輯分以下3種情況[2]：①當機組負荷小于額定負荷的30%時，高壓旁路自動開至10%開度后轉壓力自動控制，壓力設定為FCB動作前主蒸汽壓力；②當機組負荷在額定負荷的30%～60%時，高壓旁路閥門自動開至60%開度后轉壓力自動控制，壓力設定為FCB動作前主蒸汽壓力；③當機組負荷在額定負荷的60%以上時，高旁快開100%后轉為壓力自動控制，壓力設定為FCB動作前主蒸汽壓力。

（2）高壓旁路減溫水閥控制邏輯。機組解列或FCB動作后，高壓旁路自動開或快開，高壓旁路減溫水閥門動作邏輯分以下幾種情況[2]：①當機組負荷小于額定負荷的30%時，高壓旁路減溫水閥為自動控制，溫度自動控制設定值為360 ℃；②當機組負荷在額定負荷的30%～60%時，高壓旁路減溫水閥超馳開至40%開度后轉溫度自動控制，溫度自動控制設定值為360 ℃；③當機組負荷在額定負荷的60%以上時，高壓旁路減溫水閥快開至100%開度后轉溫度自動控制，溫度自動控制設定值為360 ℃。

（3）低壓旁路閥及低壓旁路減溫水閥。機組解列或FCB動作后，低壓旁路閥快開100%后轉壓力自動控制，壓力自動控制設定值為0.6 MPa，低壓旁路減溫水閥快開至100%開度后轉自動控制。

2.4.3 其他邏輯

（1）切除汽包水位保護，FCB復位后由熱工人員手動投入；

（2）當機組負荷大于240 MW時，聯開PCV閥；（3）聯開低旁三級減溫水；

（4）聯開凝汽器水幕保護電磁閥；

（5）考慮到FCB動作后，汽機系統各減溫水量突然增加，致使凝結水系統壓力降低，為保證汽機各減溫水量及除氧器水位，當機組負荷大于240 MW時，直接聯啟凝結水泵備用泵；

（6）聯啟電動給水泵，液力耦合器單沖量控制汽包水位；

（7）聯開輔汽聯箱至除氧器電動門，調節門切至自動；

（8）聯開再熱器冷段至輔汽聯箱電動門，調節門切至自動。

3 #1機組FCB試驗過程

2019年3月22日，在#1機組取得50%負荷FCB試驗成功后，進行了90%負荷FCB試驗，如圖1所示。試驗前，機組負荷270 MW，CCS運行模式，運行人員投入FCB按鈕。2019年3月22日15:05:00，運行人員在DCS畫面上手動斷開主變高壓側出口斷路器，觸發FCB動作。機組與電網解列，電動給水泵和凝結水泵聯啟，DEH發出OPC信號，高壓調門、中壓調門、各抽汽逆止門、高排逆止門迅速關閉，高排通風閥迅速開啟，DEH轉轉速控制模式，汽輪機轉速最高飛升至3 095 r/min，最低降至2 968 r/min，隨后轉速穩定在3 000 r/min。機組帶廠用電運行，負荷為22 MW。15:22:18機組再次并網成功，FCB復位，快速帶負荷至100 MW。

圖1 #1機組FCB試驗（90%負荷）

4 FCB動作前后的注意事項

（1）FCB試驗前，引風自動、風量自動、給水自動等主要自動投入，協調控制系統投入，且調節品質經過定值擾動、負荷變動及RB試驗的考驗。

（2）FCB動作后，低旁噴水快開，導致凝汽器熱井水位快速下降，同時引起除氧器補水跟不上，需密切關注凝汽器熱井水位和除氧器水位。

（3）FCB動作后，聯啟電泵，液力耦合器開至跟蹤位投自動，單沖量控制汽包水位，但由于PCV閥聯開，如果造成汽包假水位，應切至手動控制。

（4）FCB動作后，汽輪機轉速控制在3 000 r/min帶廠用電運行，這時主蒸汽溫度下降較快，應盡快聯系并網。

5 結 論

FCB試驗的成功，除了增加了電網的運行安全外，還大大提高了電廠自身的安全性。具有FCB功能的機組，在出現電廠出線故障或電網崩潰時可轉入帶廠用電運行，一旦故障排除，可立即恢復對外供電，減輕了運行人員的負擔，可有效防止事故擴大，減輕機組設備受到的沖擊。