MW超临界机组FCB试验.doc

900MW超临界机组FCB试验 中国电力2005.2900 MW超临界机组FCB试验冯伟忠（上海外高桥第二发电有限责任公司， 上海 邮编200137）摘要：阐述机组快速甩负荷（FCB）的现实意义，介绍外高桥2900 MW超临界机组的基本配置，分析机组采用全容量高压旁路系统，停机不停炉、停发电机不停汽轮机等单向连锁保护及特殊的厂用电切换方式，使机组具备了实现FCB功能的有利条件。同时还分析了低压旁路容量偏小、FCB过程中工质不平衡、汽动给水泵汽源快速切换、控制系统不完善等存在的问题及解决方案。介绍全真实运行工况的50%、70%及100%负荷的FCB试验情况，试验的成功，证实了火电大机组实现FCB功能的可行性。关键词：火电机组；超临界参数；FCB；孤岛运行中图分类号：TK227；TK267；TK323 文献标识码：B文章编号：1004-9649（2005）02-0000-000 引言2001年的美国加州大停电事故震动了全世界，为从事故中吸取经验教训，我国各大电网就相关的事故预想和对策进行了研究，尤其是对万一电网崩溃，各电厂如何在无电网倒送电的情况下进行黑启动做了探讨。事实上，一般火电机组在已被迫停机的情况下，若无厂用电倒送，要想启动是很困难的。但如电网内有若干机组在电网故障时能不停机，并迅速转为只带厂用电作“孤岛运行”（FCB*），就能使其成为电网的“星星之火”而迅速“激活”网内其它机组并恢复对重要用户的供电。不过，自80年代以来，国内许多火电大机组虽有FCB的设计，但鲜有100%负荷下FCB试验的成功者。外高桥发电厂二期2900 MW工程，在2号机组调试阶段，根据机组配置特点和1号机组的调试经验，在对分散控制系统（DCS）的协调控制、汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路控制系统作了改进和预试验后，成功进行了事先无人工干预、全真实运行工况的70%和100%负荷的FCB试验。1 机组主要设备和系统配置本工程采用分岛招标的方式，汽轮发电机岛、锅炉岛、仪控岛分别由德国SIEMENS、ALSTOM能源公司和日本日立公司中标。按照合同，外方负责岛内的全部设计和供货。其主设备及部分主要辅助设备配置如下：锅炉为超临界一次再热、燃煤、四角切圆燃烧、直流塔式、螺旋水冷壁变压运行锅炉。主要参数为：蒸发量2 788 t/h；主蒸汽温度/压力：538/24.955 MPa；再热蒸汽温度/压力：566/6Mpa。制粉系统配置620%中速碗型磨煤机，正常运行为1台备用。汽轮机采用四缸四排汽、单轴反动凝汽式汽轮机。额定功率900 MW，最大功率980 MW（2 788 t/h）。所配发电机为水氢氢冷、同轴励磁型，额定功率900 MW，功率因数0.9，无出口断路器。主变采用单相3340 MVA变压器，27kV/500 kV。旁路系统配置了100%BMCR高压旁路，该旁路兼作锅炉高压安全门。低压旁路容量为50%BMCR，另配100%再热安全门。给水系统配置250%BMCR汽动给水泵、140%BMCR液耦调速电动给水泵。2 机组实现FCB的有利条件2.1 机组连锁保护的设计特点国内引进Westinghouse/CE型300 MW和600MW亚临界火电机组，大都采用锅炉、汽轮机、发电机（变压器）相互连锁跳闸的横向大连锁保护方式，这种连锁的特点是“同归于尽”。机、电、炉中任何一个跳闸即导致机组连锁停机。而本工程基于配置了大旁路的有利条件 ，采用了典型的欧洲风格的单向连锁方式。当锅炉跳闸后，联跳汽轮机及发电机（主变）。但汽轮机跳闸时，向后联跳发电机（主变），但不向前联跳锅炉。而发电机故障则跳主变出线开关及灭磁，但不联跳汽轮机及锅炉。特别是若系统或主变出线故障，只跳主变出口开关，不联跳炉、机、电。2.2 大容量旁路系统对于大机组，要使机组单向连锁成为可行，或具备FCB功能，即在主开关突然跳闸的情况下能迅速转为维持带厂用电的孤岛运行方式，大容量旁路系统是重要前提。在甩负荷的情况下，锅炉的响应速度远低于汽轮发电机。借助调速系统和励磁调节系统的快速反应，汽轮发电机可在不到1 秒的时间内适应负荷的变化。但锅炉由于较大的热惯性和燃料系统的延时性，锅炉降负荷需要数分钟的时间，另外，锅炉有一个维持稳定运行的最低负荷，通常在30%BMCR以上。采用大容量旁路后，由于其开启速度极快，在机组甩负荷时，连锁快开旁路，锅炉蒸汽便可借道旁路而使其维持运行，采用100%的高压旁路后，锅炉还省却了过热器安全阀。需指出的是，引进Westinghouse/CE型机组的典型设计，其旁路系统不允许参与运行，在汽轮机启动前必须退出旁路系统。这样的设计难以实现FCB。2.3 厂用电切换方式按照SIEMENS的设计，在机组正常程序启停过程中，厂用电将自动进行切换，机组启动并网后，当负荷加至100 MW，厂用电从备用变压器自动切至机组厂用变压器，程序停机则反之。但在机组故障时，厂用电切换与否则视情况而定，若主变出线跳闸而发电机运行，厂用电不切换，由发电机带厂用电进行孤岛运行。而若发电机跳闸，则自动切换厂用电。因此，从电气系统的设计角度看，机组已具备FCB的可能。3 实现FCB存在的问题3.1 低压旁路容量本工程出于降低投资的考虑，并没有采用欧洲大机组通常配置的大容量低压旁路。只设计了50%容量的低压旁路，另加100%的再热安全门。若锅炉带旁路运行，必须在50%热负荷下才能维持。按此设计，从理论上，机组在50%及以下负荷运行时，FCB较容易实现。但当负荷超过低压旁路容量时，多余蒸汽将通过再热安全门排向大气。这将导致机组工质循环的不平衡，在满负荷的情况下，只消数分钟便会造成工质链中断而导致机组跳闸。因此，在甩负荷（或FCB）的情况下，如何使锅炉负荷迅速降至50%以下并稳定运行是实现机组FCB的关键之一。3.2 汽动给水泵汽源快速切换正常运行时，汽动给水泵的汽源取自汽轮机五级抽汽，汽轮机甩负荷后，抽汽压力迅速跌落。此时若紧急启动电动给水泵予以替代，且不论其容量（40%）的不足，由于带液力耦合调速装置的电动给水泵启动时间长达20多秒，而此时直流锅炉煤水比平衡的迅速破坏将导致锅炉跳闸。要使汽动给水泵维持运行，必须迅速将其切至备用汽源。本机组由于高压旁路的快速开启，作为备用汽源的再热蒸汽依然存在。故解决汽源的快速切换，并确保在汽源切换期间满足2个要求：一是锅炉煤水比的不平衡仍在允许范围内，即汽温不超温；二是保持锅炉水动力的稳定，即水冷壁出口温度控制在允许值内。这是实现FCB的关键之二。3.3 机组的RUNBACK试验及工质平衡鉴于锅炉在旁路开启的情况下必须在50%及以下热负荷才能维持运行，故要使FCB成为可能，必须先完成满负荷下的50%RUNBACK试验，以确保在甩负荷或FCB发生后锅炉能在最短时间内将负荷降至50%。不过，即使在RUNBACK动作后，立即切除了2台磨煤机并迅速降低其余3台磨煤机的进煤量，由于锅炉的热惯性和燃料系统的延时性，锅炉热负荷降至50%仍需一定时间。另外，低旁的开启速度远比高旁慢，在此阶段，多余蒸汽只能通过再热安全门排向大气。客观上造成一定程度的工质循环不平衡。低压旁路打开后，所用减温水取自凝结水泵出口，其量很大，相当于低压蒸汽量的44%。因此，凝结水泵所供总水量只有70%实际到达除氧器。而除氧水箱的设计存水量只相当于5 min的锅炉额定蒸发量。因此，在甩负荷后的过渡过程中，若不采取应对措施，除氧器水箱会出现危险的低水位。 解决上述问题的途径有二：一是在甩负荷的过渡过程中，凝汽器热井的控制水位暂时调低，在甩负荷（或FCB）的降负荷过程中，利用其蓄水弥补部分缺额；二是在甩负荷发生后，连锁启动备用凝结水补水泵，以弥补工质损失。3.4 控制系统的协调配合FCB工况与通常情况完全不同，此时汽轮发电机必须立即转为转速控制方式，确保整个过渡过程的周波变化在允许范围，并在过渡过程结束后维持转速稳定，励磁调节系统要保证发电机不过电压。旁路系统除快速开启外，须由原先的滑压跟踪溢流模式转为跟随燃烧率的压力控制方式，维持FCB过渡过程的压力稳定，防止锅炉水动力失稳。锅炉则在RUNBACK后按热负荷控制方式运行。因此，有关的控制系统的程序和参数要作相应修改。4 实际FCB试验按照我国火电机组的启动验收规程，新机组在投产前必须完成甩负荷试验。而根据甩负荷试验导则，在甩满负荷前，必须先做50%的甩负荷试验，以评估汽轮机调速系统的完好性，并预估100%甩负荷的可能性。从汽轮机超速控制的角度，FCB与甩负荷之间仅相差厂用电负荷，其比例较小，为减少试验次数，决定将两者的半负荷试验合并。在50%FCB试验的同时，评估汽轮机的调速系统。按计划，FCB试验分为50%负荷和100%两次。与甩负荷试验不同，FCB试验的目的是为考核在遇到电网突发事故的情况下，机组能否安全转入孤岛运行方式。而这种突发事故通常不会有先兆。为确保试验的真实性和实用性，试验前整个机组必须处于完全真实的正常运行状态，不得采取任何临时措施及人工干预，唯一在试验时要做的就是将电气主开关拉闸。 在成功完成所有计划项目的RUNBACK试验后，2004年9月5日22:45，2号机组在530 MW工况下进行了FCB试验，结果没有成功，原因是汽轮机调门没能及时打开并将汽轮发电机控制在额定转速，结果导致发电机低频保护动作而跳闸。经分析发现是DEH控制器内的压力跟踪速率设定值太低所致，后作了调整。此外，这次试验还发现旁路控制系统的性能尚存在问题，后对相关参数作了修改。通过此次试验，机组的超速控制能力已得到考核，机组的最高转速仅为3 080 r/min。因此，进行100%FCB或100%甩负荷试验的安全障碍已经消除。2004年9月11日凌晨4:19，做了第2次FCB试验。但试验负荷增为640 MW。此次试验获得了成功。汽轮发电机最高转速为3 076 r/min，最低为2 996 r/min。主变开关拉闸18 s后机组转速便达到稳定。30 min后，机组再次并网。由于1台汽动给水泵在汽源切换过程中因进口滤网差压瞬时大造成跳闸，连锁启动了容量达14.4 MW的电动给水泵，厂用电在FCB过渡过程中经受住了电动给水泵启动大电流的冲击。此次试验中所有运行参数的波动都被控制在允许范围内。试验后，汽动给水泵的保护参数作了调整。2004年9月14日22:30，进行了全负荷的FCB试验，试验负荷为910 MW，此次试验图1 2号机组全负荷FCB试验汽轮机转速变化曲线Drawing 1: Turbine rotation speed curve of Unit 20 in FCB test with full load再次获得成功。试验前机组转速为3 003 r/min。开关拉闸后机组最高转速为3 113 r/min (51.88 Hz)，最低2 956 r/min (49.27 Hz)。主变开关拉闸约34 s后机组稳定在49.88 49.92 Hz(见图1)，机组的电负荷从FCB前的910 MW降至25 MW。从主变开关拉闸到再次并网的时间为7 min，而后机组迅速将电负荷恢复至50%。在此次试验中，2台汽动给水泵的汽源切换均获成功。所有运行参数都被控制在允许范围内。唯一不足的是在这次试验中发现除氧水箱水位下降较快，虽然水位从2 300 mm降至1 200 mm后得到稳定，距离保护动作水位700 mm尚有余地，但毕竟增加了风险。试验后分析发现问题主要是在FCB发生后的过渡过程中，由于一部分蒸汽排向大气，凝汽器水位逐步降低，因此凝结水泵出口流量被控制系统自动减少，这就加剧了除氧水箱进出流量的不平衡。后针对这一问题对控制系统作了进一步改进。好在对于FCB及甩负荷试验，两者的工质平衡问题是相同的。故在而后的100%甩负荷试验中，这一问题的解决方案得到了验证。5 结语（1）多年来，对于大机组，由于较多的不成功的试验案例，对于是否能实现真正意义上的FCB功能，大多数人持否定态度。即使是外高桥二期工程，原先的控制系统亦未完整设计FCB功能。但通过本项目的调试实践，在并不增加投资的前提下，充分发挥机组的有利条件，通过对控制系统的改进和完善，使机组成功实现了FCB功能。鉴于超临界机组的控制难度远比常规火电机组高，说明从技术角度而言，火力发电机组在一定的配置条件下，完全能够实现FCB功能。（2） FCB的成功，除对电网的运行增加了安全因素外，还大大提高了电厂自身的安全性。在没有FCB的情况下，一旦遇到电厂出线故障或电网崩溃，电厂全停，必须等到电网恢复倒送电，机组才能逐步启动，费时费钱。并且大机组一旦突然跳闸，往往会引发许多设备缺陷，这会进一步延误机组的恢复。而若具有FCB能力，在上述故障时，机组能自动维持运行，一旦电网故障点切除，可立即恢复对外供电。大大减轻了运行人员的负担，消除了误操作的潜在风险，防止了事故的扩大，减轻了机组设备所受到的冲击。（3）从本工程FCB试验的成功经验来看，在火电机组的设计理念方面应有所突破。如系统的设计和运行方式、旁路容量的配置及与机组运行的协调配合、机组连锁保护和控制模式的确定等。参考文献：1冯伟忠.外高桥电厂二期 900 MW汽轮机的技术特点J.热力发电，2003,32(6):2-5,10.FCB Test for 900 MW Supercritical UnitsFeng Weizhong(Shanghai WGQ No.2 Power Generation Co. Ltd. Shanghai, post code 200137)Abstract: This article gives a profound description on the significance of the unit fast cut back; introduces the basic equipment configuration of WGQ 2900 MW supercritical units; analyzes the advantage condition to realize FCB function by using the full capacity HP bypass system, one-way interlock protection such as stopping the turbine without shutdown of the boiler, stopping the generator without shutdown of the turbine and the special service power switch mode. It also analyzes the existing problems of LP by