大机组实现FCB的现实性和技术分析.doc

大机组实现FCB的现实性和技术分析大机组实现FCB的现实性及技术分析冯伟忠（上海外高桥第三发电有限责任公司， 上海 邮编200137）【摘要】：从应对电网发生大面积停电出发，阐述了火电大机组实现FCB的现实意义。该功能可使机组在电网出现突发性故障时，能迅速转为带厂用电作孤岛运行，并可随时恢复向外送电，包括为其他火电机组提供厂用电进行再启动，大大缩短电网恢复时间。同时，还降低了机组的故障率，大大提高了超（超）临界机组的可靠性。通过对外高桥二期900MW超临界机组成功实现FCB的案例介绍，证明了火电大机组实现FCB可行性。另外，结合外高桥三期21000MW工程，就实现FCB的各项条件作了进一步的分析和讨论。如机组连锁保护的设计，旁路容量的配置，除氧水箱容量的选取，厂用电切换方式，汽动给水泵汽源切换，控制系统的协调配合，负荷调节方式等。【关键词】：FCB；大停电；超临界；旁路【中图分类号】：0、 引言近年来，一些发达国家和地区，包括美国和加拿大、俄罗斯的莫斯科、英国伦敦、欧洲西部的意大利，法国和德国等相继发生了电网故障并导致大面积停电的严重事故，社会生活和经济等各方面损失巨大。在我国，也发生了海南和西藏等的大面积停电事故。事实上，在现代社会里，电力已渗透到社会生产和生活的各个方面，一旦电力系统局部或大范围发生停电故障，其直接和间接造成的后果极其严重。因此，世界各国近来都在认真吸取大面积停电案例的事故教训，加强了对电力系统可靠性的关注，加紧制定万一发生大停电时的应对措施。1、大机组实现FCB的意义与现实性对于以煤电为主，没有水电支撑的区域或城市电网，万一发生系统崩溃，由于煤电机组的再启动需要相当的厂用电，且恢复时间长，故对社会的影响更为严重。这已为美加大停电等案例所证明。作为应对，国内的各大电网都把在发生大面积停电的情况下，如何迅速恢复作为重要的研究课题。因此，发电厂黑启动以及FCB等方案都成为各方关注的重点。对于火电厂大机组，所谓的黑启动，即在被迫全停且无外来电的情况下，依靠自身专门配置的小型快速发电装置提供厂用电进行再启动，最快也得数小时。这对于停电状况下度分如年的现代社会而言，显然是远水难救近渴。与此相比，具有FCB能力的机组，（FCB即Fast Cut Back 的缩写，也称为Run Back to House Load）能够在电网故障的情况下不停机，并立即转为只带厂用电的孤岛运行方式。特别是大型火电机组，若具备FCB能力，万一电网崩溃，能在电网故障消除后迅速恢复向外供电，除对社会重要用户供电外，还能向系统内其他火电机组提供启动用电，使得其“星星之火”能迅速燎原。上世纪80年代以后，我国引进的部分火电项目配置了FCB的设计。由于种种原因，这些机组很难在满负荷的情况下实现FCB。即使是个别文章所介绍的FCB试验，似乎能够成功，但从其字里行间就可以看出，这仅仅是个试验而已，离实用尚有很大的距离。因为许多类似的试验都事先采取了一系列的措施，试问，在电网突发事故时，是否能事先通知电厂，使其有充分的时间去做FCB的准备？在很长一段时期内，业界对真正实现FCB并不看好。如外高桥二期2900MW超临界机组工程，虽然热力系统已配置了100%高压旁路+50%的低压旁路，但在讨论仪控岛的设计原则时，鉴于之前类似配置的工程并没能实现高负荷的FCB，故对其DCS的FCB功能不做要求。不过在第二台机组的调试阶段，业主方在全面分析了系统特点后，克服了重重困难，根据第一台机组的调试经验，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)。2、900MW超临界机组的基本情况和FCB试验2.1 机组主要设备和系统配置锅炉(2)由德国ALSTOM能源公司供货，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2788 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。汽轮发电机组由德国SIEMENS供货，汽轮机(3)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（2788 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。DCS系统由日本日立公司供货，型号是HIACS-5000M。2.2 实际FCB试验(4)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。2004年9月11日凌晨4:19，做了第2次FCB试验。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3076 r/min，最低为2996 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。此次试验中所有运行参数的波动都被控制在允许范围内。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图1 900MW机组全负荷FCB试验汽轮机转速变化曲线Drawing 1: Turbine rotation speed curve of 900MW Unit in FCB test with full load (51.88 Hz)，最低2956 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仅7 min，而后机组迅速将电负荷恢复至50%。3、机组实现FCB的相关条件和讨论火电机组实现满负荷的FCB，汽轮发电机须即刻转为孤岛运行方式，负荷立即下降为只带厂用电并迅速恢复稳定运行，所有的一切都必须在极短的时间内完成。既不可能预先采取措施，也不可能采用人工操作。从外高桥二期工程FCB的成功实现来看，在火电机组的设计理念方面必需有较大的突破。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，特别是如何防止FCB过程中热力系统工质循环的失衡，是确保FCB成功的首要因素。3.1 机组连锁保护的设计国内上世纪80年代引进的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。这种保护配置方式与FCB是不能兼容的。外高桥二期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。只有当锅炉跳闸后，才联跳汽轮机及发电机（主变）。但汽轮机跳闸时，只向后联跳发电机（主变），但不向前联跳锅炉。而发电机故障则只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，则只跳主变出口开关，不联跳炉、机、电。因此，从保护连锁的角度而言，机组能实现：停线（路）不停电即FCB；停电（发电机）不停机（汽轮机）；停机不停炉。很显然，这种连锁方式有着明显的优点，对机组在发生故障后迅速恢复极其有利。目前，我们在讨论外高桥三期的保护连锁设置时，也传承了这一理念。3.2 高压旁路系统容量(5)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保障。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。在外高桥三期21000MW超超临界机组的设计阶段，我们对全容量高压旁路方案同40%高压旁路加过热器安全门方案进行了技术经济比较，发现在投资上两者基本相当，但从能实现的功能而言，两者根本不能同日而语。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。以往国内一些汽包炉，配置了小旁路系统，也设计了FCB功能。这种设计是基于这样的考虑，当发生FCB时，锅炉通过安全阀和PCV阀释放多余热负荷，同时立即投入油枪，切除燃煤系统。事实上，从实践请况来看，除非事先采取一系列的措施，否则很难成功。因为在此时锅炉的汽水系统和燃烧系统都将出现剧烈的变化，这对设备和控制系统都提出了过高要求。3.3低压旁路等系统配置与工质平衡3.3.1 低压旁路容量问题就蒸汽量而言，低压旁路与汽轮机不同，在机组正常运行中，由于各级抽汽的存在，最后到达凝汽器的蒸汽远低于再热蒸汽量，而低压旁路不但将再热蒸汽全部送入凝汽器，还要加入大量的减温喷水。因此，国内的火电工程出于降低投资的考虑，即使配置了100%的高压旁路，也很少采用100%的低压旁路，否则凝汽器以及凝结水泵等设备的投资都将大幅上升。外高桥二期工程只配置了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，理论上机组在50%及以下负荷运行时，FCB较容易实现。而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。对于直流炉，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，要实现FCB或停机不停炉，锅炉完成RUNBACK是重要前提。另外，控制系统还必须作相应改进，以防止水位自动控制系统在凝汽器水位快速下降时切断除氧器的进水。但即使这样，从实践情况来看，在FCB的后阶段，系统供水仍显紧张。为此，在外高桥三期的设计阶段，我们提高了低压旁路的容量，原则是以不增加凝汽器投资为前提，最终选择为65%容量。实际上，低压旁路容量提高后，还对改善机组的极热态启动条件有利。需要指出的是，在FCB工况下，进入冷再热管的蒸汽量包含高压旁路的减温喷水，其量约为主蒸汽的16。但此时汽动给水泵及除氧器都直接或间接的取用冷再热蒸汽，该量一般不少于高压旁路喷水量，故低压旁路容量的选取仍可按锅炉的BMCR为基数。3.3.2再热安全门型式再热安全门目前有两种型式，即二位式和调节式，但不管何种型式，也不论低压旁路如何选取，其容量必须按100%配置。要实现FCB，应优先选用调节式的安全阀。高负荷情况下发生FCB时，再热安全门必然打开。由于二位式安全门只能全开，必然导致大部分蒸汽被排至大气，极大的加剧了工质的不平衡。而若为调节式安全阀，按不超压的原则控制，当其开启时只排放多余的蒸汽，这对改善FCB工况下的工质平衡极为有利。3.3.3 除氧水箱容量问题直流锅炉没有汽包，除氧器水箱是整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节。SIEMENS在外高桥二期工程投标时，除氧水箱的容量为8min的锅炉BMCR蒸发量。由于在设计阶段考虑四大管道的布置等问题，将容量调减至5min的锅炉蒸发量。从调试阶段的停机不停炉和FCB试验的情况来看，其容量明显不足，留下了遗憾。现回头看，SIEMENS当初的投标方案确有其合理性。现外高桥三期工程经技术经济比较，已将除氧水箱容量调高至6min的锅炉蒸发量。3.4 厂用电切换方式国内一般大机组都没有发电机出口开关(GCB)，故在机组遇故障时需自动将厂用电切至备用变压器，但这种设计不适合FCB，因为若是电网故障，备用变压器通常也将失电。外高桥二期的设计，在发生故障时，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。这种设计是机组实现FCB的重要前提。对于发电机出口配有GCB的机组，如外高桥三期工程， FCB时没有切换厂用电的问题。运行也更为灵活。3.5 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抽汽，但汽轮机甩负荷后，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，由于带液力耦合调速装置的电动给水泵启动时间近30秒，对于直流锅炉，其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。鉴于FCB时高压旁路已快速开启，再热蒸汽依然存在。故快速将汽源切换至再热蒸汽，并确保在此过程中锅炉煤水比的不平衡仍在允许范围内，即汽温不超温；同时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。这也是实现FCB的关键之一。外高桥二期的给水泵汽轮机（俗称小汽轮机），是通用型的工业汽轮机，其汽源采用外切换。为防止高压再热蒸汽窜入主汽轮机抽汽口，在汽源的切换过程中必须先切断主汽轮机抽汽，再打开再热蒸汽阀。这必然导致小汽轮机短时间缺汽，相应使给水泵转速下降并造成锅炉短暂缺水，继而出现水冷壁出口温度迅速上升的局面。切换过程稍慢片刻，就会导致水冷壁出口温度超限而发生MFT保护动作而锅炉跳闸。当汽源切换成功，给水流量恢复后，水冷壁出口温度则会掉头向下。在此过程中，水冷壁出口段以及一级过热器等必然承受了一次剧烈的短时过热及回冷的冲击。这对超临界及超超临界机组，容易导致炉管的表面氧化皮脱落，增加过热器堵管以及汽轮机固体颗粒冲蚀等的风险。因此，尽可能缩短这一切换过程是保证机组安全的重要课题。外高桥三期工程采用了具有特殊内切换功能的专用小汽轮机。再热蒸汽和汽轮机5级抽汽分别经不同的调门引至与之参数相适配的调节级喷嘴组，两者可分别单独运行至满负荷，也可同时运行，不存在切换问题。当FCB或停机等工况出现，抽汽迅速减少或消失时，再热蒸汽调门将自动开大并维持给水泵运行，期间不会有明显的扰动。这对于设计有停机不停炉及FCB等工况的机组，特别是超临界和超超临界机组，这种专用小汽轮机可发挥独特的作用，极大的改善机组在这种工况下的安全性。3.6 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内，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。若低压旁路容量偏小，在FCB过程中须充分利用凝汽器热井的水量。因此，有关的控制系统的程序和参数要作相应修改。3.7 负荷调节方式在FCB发生后，汽轮机的功率在不到0.5s内从高负荷迅速降为极小量的厂用电负荷，汽轮机内将只剩百分之几的进汽量，对于无调节级的机组，调门在等焓节流后的汽温下降近百度，汽缸和转子等要受到一定的热应力冲击。由于纯压力级的汽缸内温度分布均匀，这一冲击产生的负面影响有限，外高桥二期、三期SIEMENS的机组允许这种方式。但若为带调节级的机组，且运行于顺序阀调节方式，在此情况下，由于调节级将承担大部分焓降，调节级后的温度将比进汽降低200以上，这使得转子将受到局部高热应力冲击。当转子表面骤冷时，其内部尚处于热态，故其表面会承受危险的拉应力，极易产生表面裂纹。为确保安全，这类汽轮机的DEH在FCB时应立即转为全周进汽的单阀控制方式。4、结语4.1鉴于超临界大机组的控制难度远比常规火电机组高，外高桥二期900MW超临界机组的FCB成功案例，已从技术角度证明，大型火力发电机组在一定的配置条件下，完全能够实现FCB功能。当然，要真正实现FCB，在机组的设计理念上要有较大的突破。如，采用机组单向大连锁及相应的厂用电切换方式，配置全容量高压旁路及大容量低压旁路，选取合理的除氧水箱容量，解决汽动给水泵汽源的快速切换，与之相适应的控制方式等。4.2 火电厂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。否则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。因此，与其投资做“黑启动”，不如对机组的设备和控制系统略加改造，实现FCB。这对电厂和电网是一个双赢结果。4.3 目前，600MW1000MW超临界及超超临界机组已成为火电新建机组的主流。但伴随着大量新机组的建成，新的技术问题和挑战也不期而至。其中的“高温蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀(6)”已成为超（超）临界锅炉及汽轮机安全和经济运行的严重威胁，而这一问题主要发生在机组，特别是锅炉的启停阶段，故防治这一问题最有效的措施就是尽可能的减少机组，特别是锅炉的启停。因此，让机组具有停机不停炉及FCB功能就能最大限度的达到这一目的。鉴于FCB对电网和电厂安全的特殊作用，应考虑将超（超）临界机组具备FCB功能列入设计标准。5、参考文献：1 冯伟忠外高桥二期2900MW工程调试特点J中国电力，2005，38（S0）：55-59 FENG Wei-zhong. The commissioning features of 2900MW power generation units for Waigaoqiao Phase ProjectJElectric Power，2005，38（S0）：55-592 冯伟忠900MW超临界塔式锅炉技术特点及分析J动力工程，2006，26（1）：15-21 FENG Wei-zhong. A 900MW supercritical tower boilers techn