FCB实验措施方案.pdf

《FCB实验措施方案.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《FCB实验措施方案.pdf（32页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。

1、 -1 1 350MW 超临界机组 FCB 控制技术方案 前 言 近年来，一些发达国家和地区，包括美国、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，电力已经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面积发生停电故障，其直接和间接造成的后果极其严重。当电网出线故障时，电力系统客观上要求能在系统中保留若干必须的电源点，以利于整个电力系统的恢复过程。机组小岛运行方式（一般意义上的 FCB）就是专门为此目的而设计的运行方式。这种方式就是

2、当机组和电网断开后，由机组本身自带厂用电在低负荷下安全稳定地运行一段时间以等待电网故障的排除，当电网故障排除恢复正常后由该机组开始向电网供电，从而逐渐恢复其它电源点的正常运行。由此可见，小岛运行方式时针对电网故障而在电源点采取的积极措施。目前，国外电力市场已经成为国内电力设计业务的重要部分，而国外电厂设计大多存在具备 FCB 功能的要求。-2 2 第一部分、工程概况 XXXJerada 电厂 1350MW 超临界燃煤电站工程项目业主为 XXX 国家电力部 Office of National Electricity(ONEE)。电厂为扩建电厂，I 期已有 355MW 机组。本期工程与已有电厂系

3、统相对独立。本期为 1 台 350MW 超临界、空冷机组，包括 1 台燃煤锅炉、1 台汽轮发电机组和所有必须的辅机设备及电厂 BOP。项目 EPC 总承包商为：山东电建三公司。锅炉采用哈锅厂生产的超临界锅炉和东汽厂生产的超临界空冷汽轮机，系统配置 60%BMCR 容量的高低压串联旁路。根据合同要求，本工程在初步设计阶段考虑机组具备 FCB 功能，以提高电厂自身的安全性。一、锅炉（HG-1117/25.4/571/569）锅炉采用哈尔滨锅炉厂产品，其特点为：超临界参数、采用切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、带启动循环泵内置式启动系统、固态排渣、露天布置、全钢构架的型直流炉。锅炉燃油采用

4、两种油品：轻油和重油，锅炉启动时所用的燃料为轻柴油，锅炉轻油系统出力为 7.5%BMCR；低负荷运行时，助燃油为重油，锅炉重油系统出力为 35BMCR。锅炉不投油稳燃负荷不高于 30%BMCR（设计煤,最差煤）。锅炉 BMCR 最大出力为 1117t/h，锅炉负荷阶跃达到下述要求：1）在不小于 50%B-MCR时，10%B-MCR/min；2）在小于 50%B-MCR 时，5%B-MCR/min。BMCR 工况下，锅炉最大出力为 1117t/h，过热蒸汽压力 25.4MPa，温度 571，再热蒸汽出口压力 4.374MPa，温度569，给水温度 286.4。锅炉最低稳燃负荷 30%BMCR。二

5、、汽轮机（NZK350-24.2/566/566）汽轮机采用东方汽轮机有限公司产品。其特点为超临界、单轴、两缸两排汽、一次中间再热、空冷凝汽式汽轮机。TMCR 工况主蒸汽流量为 1063.2t/h，VWO 工况主蒸汽流量为 1117t/h。汽机额定功率350MW，最大功率 365MW。TMCR 工况下主蒸汽压力 24.2MPa，温度 566，再热蒸汽压力4.687MPa，温度 566，高排压力 5.15MPa，温度 338.4，额定背压 12kPa，回热级数三高四低一除氧。启动方式为：中压缸启动或高中压缸联合启动，推荐中压缸启动。配置高排通风阀，在中压缸启动时防止高压缸鼓风过热。三、发电机（Q

6、FSN-350-2）发电机采用哈尔滨电机厂有限公司产品。其冷却方式为水氢氢，采用静止励磁方式，发电机出线采用 3 相 YY 接法。额定容量：412MVA；额定功率：350MW；最大连续出力：380MW；额定功率因数：0.85；额定电压：20kV；额定电流：11887A；额定转速：3000rpm；额定工作氢气压力：0.35MPa；短路比：0.5；效率：98.89%；额定励磁电压：368V；额定励磁电流：2897A。四、旁路系统和 PCV 阀 锅炉过热器出口除安全阀外，配置 4 台 10%BMCR 容量的 PCV 阀，机组旁路系统为 -3 3 60%BMCR 高低压串联旁路。锅炉再热器出口除配置必

7、要的整定式安全阀外，无可调型安全阀。在甩负荷时，锅炉响应速度远低于汽轮发电机，汽轮发电机可以在小于 1 秒的时间内适应负荷的变化，锅炉由于较大的蓄热性和燃料系统的延迟性，降负荷需要若干分钟的时间。锅炉降负荷至 30%稳燃负荷后维持稳定运行。五、其他工艺设备 给水系统采用 350%容量电动调速给水泵。凝结水泵采用 350%容量电动定速凝结水泵，除氧器液位靠调节阀调节。除氧器为无头卧式除氧器。凝结水补充水系统设置一个 150m3 的水箱和 2100%的凝补水泵。六、控制系统（ABB SYMPHONY PLUS）本工程控制系统采用 ABB S+DIN 系统。控制范围涵盖锅炉、汽轮机、发电机、空冷岛、

8、脱硫等等。其概况如下表：序号 控制器 简要描述 控制对象说明 1 BA 锅炉 A 侧 风烟系统 A 侧、密封风机 A、空预器 A、汽水系统阀门、炉膛负压调节、一二次风、密封风调节 A 侧、锅炉循环泵冷却水系统 2 BB 锅炉 B 侧 风烟系统 B 侧、密封风机 B、空预器 B、除渣、一二次风、密封风调节 B 侧、除渣调节 3 BC 锅炉吹灰 吹灰系统、吹灰系统调节、炉管泄漏 4 MA 磨煤机 A 给煤机 A、磨煤机 A、AB 油层（轻油）、石子煤 A 组及石子煤公用、火检信号、火检风机 A 5 MB 磨煤机 B 给煤机 B、磨煤机 B、BC 油层(重油）、石子煤 B 组、二次风门调节、火检风机

9、 B 6 MC 磨煤机 C 给煤机 C、磨煤机 C、CD 油层(重油）、石子煤 C 组、锅炉温度远程 I/O 7 MD 磨煤机 D 给煤机 D、磨煤机 D、DE 油层(重油）、石子煤 D 组、燃油调节、燃油泵房远程 I/O、飞灰含碳 8 ME 磨煤机 E 给煤机 E、磨煤机 E、石子煤 E 组、除灰远程 I/O、空压机远程 I/O 9 FS FSS MFT 信号，油泄漏实验、吹扫、MFT 及 OFT 逻辑 10 CS MCS APS、AGC、FCB、燃烧主控、给水调节、汽温调节及减温水电动截止门 11 TA 汽机 A 侧 给水泵 A、凝结水泵 A、凝补水泵 A、闭冷水泵 A 及其相关阀门、加热

10、器系统、发电机氢水油系统 12 TB 汽机 B 侧 给水泵 B、凝结水泵 B、凝补水泵 B、闭冷水泵 B 及其相关阀门、疏水系统、闭式冷却水系统 13 TC 汽机 C 侧 给水泵 C、凝结水泵 C 及其相关阀门、凝结水精处理、化学取样、旁路系统 14 TD 汽机其它 1 汽机油系统、化学加药、DEH/TSI、辅助空冷（远程 IO 站）15 TE 汽机其它 2 轴封系统、辅助蒸汽系统、疏水扩容器 I、II、过热器减温水隔离阀等、发电机线圈温度等（远程 IO）16 TF 主空冷 主空冷系统、真空系统 17 EA 电气一 发变组、快切、励磁、同期、UPS、柴油机 18 EB 电气二 厂用电、ACC

11、19 FA 脱硫 烟气系统、再循环系统、反应塔系统、产品灰输送系统、工艺水系统、生石灰储存及消化系统、吸收剂传送系统、压缩空气系统、仓用流化风系统、电气系统 20 FB 除尘 除尘系统 21 DEH1 22 DEH2 FCB 主要控制逻辑在控制器 CS 中实现。-4 4 第二部分、FCB 概念设计 一、FCB 的概念和分类 FCB(Fast Cut Back)即机组快速甩负荷过程。此概念有广义 FCB 和狭义 FCB 之分。广义FCB 包括机组 RB(RunBack)、汽机甩负荷到带厂用电运行、汽机甩负荷到空载运行、汽机甩负荷到锅炉独立运行四种类型。而狭义的 FCB 专指锅炉、汽机和发电机三大

12、主机运行正常，但发电机所发的电量由于电网系统的某种原因送不出去（由于外部电网的某种原因造成机组与电网解列）而使得机组快速降负荷到机组仅仅带厂用电维持低负荷运行的过程和模式。机组 RB 专指在锅炉、汽机、发电机正常运行状态下，由于机组内部设备（如单侧引风机、送风机、一次风机、给水泵等）发生跳闸故障，机组快速安全地降低出力至剩余辅机所能承受的最大负荷这一个特殊的过程。汽机甩负荷指锅炉和汽机正常运行状态下，由于汽轮机或者发电机或者电网的原因使机组快速降低出力的特殊过程。如果发电机运行正常只是电网送不出电量，则机组甩负荷到带厂用电运行；如果发电机故障跳闸而汽轮机运行正常，则机组甩负荷到空转转速（我国机

13、组为3000rpm）；如果汽轮机跳闸但锅炉运行正常，则机组甩负荷到锅炉最低稳燃负荷，处于锅炉备用的模式。对上述概念的总结以下表表示：表 A:FCB 的概念总结 分类 RUNBACK 机组甩负荷 汽机空转 机组带厂用电运行 锅炉独立运行 FCB前 机组状态 锅炉、汽机、发电机、出线均运行正常 机组负荷大于辅机运行台数所对应的负荷 锅炉、汽机、发电机、出线均运行正常 机组负荷大于初负荷 锅炉、汽机、发电机、出线均运行正常 机组负荷大于厂用电负荷 厂用电已经切换到高厂变 锅炉、汽机、发电机、出线均运行正常 机组负荷大于锅炉最低稳燃负荷负荷 FCB 触发条件 机组主要辅机（送风机、引风机、给水泵、磨煤

14、机）跳闸 发电机跳闸（发电机出口断路器断开）发电机送往电网的电量减少到零（发电机出口断路器和高厂变断路器均合闸）汽轮机跳闸 FCB 动作过程 PCV 阀开启直接泄压 旁路快开建立旁路通流通道 锅炉侧按照合理的速率将燃料量、风量、给水量减少到运行辅机所对应的负荷 PCV 阀开启直接泄压 旁路快开建立旁路通流通道 DEH侧OPC动作防止超速 锅炉侧按照合理的速率将燃料量、风量、给水量减少到汽机空转所对应的负荷 PCV 阀开启直接泄压 旁路快开建立旁路通流通道 锅炉侧按照合理的速率将燃料量、风量、给水量减少到机组带厂用电所对应的负荷 PCV 阀开启直接泄压 旁路快开建立旁路通流通道 DEH 侧 OP

15、C 动作防止超速 锅炉侧按照合理的速率将燃料量、风量、给水量减少到锅炉最低稳燃负荷 FCB 动作 机组负荷对应于运行辅机的出力 机组负荷对应于汽机空转的工况 机组负荷对应于厂用电负荷 DEH 保证额定转速的调节 锅炉按照最低稳燃负荷的工况运行 -5 5 目标 汽压、汽温和运行曲线对应 DEH 保证空转转速的调节 汽压、汽温和运行曲线对应 汽压、汽温和运行曲线对应 汽压、汽温和运行曲线对应 FCB后 机组状态 锅炉、汽机、发电机、出线均运行正常 机组按照运行辅机所对应的出力能力运行 运行参数在运行允许范围中 锅炉、汽机均运行正常 机组负荷对应于汽机空转 运行参数和运行曲线对应 锅炉、汽机、发电机

16、、均运行正常 机组负荷对应于厂用电负荷 高厂变运行正常 运行参数和运行曲线对应 锅炉运行正常 机组负荷为锅炉最低稳燃负荷负荷 总之，机组甩负荷到汽机空载时，锅炉负荷约 30%，汽机负荷约 5%；机组 RUNBACK时，锅炉负荷约 61%，汽机带负荷约 50%；机组甩负荷到锅炉备用时，锅炉负荷约 30%，汽机零负荷；机组甩负荷到带厂用电时，锅炉负荷约 30%，汽机负荷约 11%。如果单从负荷角度去看，减负荷的激烈程度似乎为：机组甩负荷到锅炉备用 机组甩负荷到汽机空载 机组甩负荷到带厂用电 机组 RUNBACK。然而实际上最主要的问题在于小岛运行方式下，机组转速变化直接影响到辅机出力（辅机电机的供

17、电频率取决于此时机组转速），从而在辅机出力和机组转速存在不良的耦合作用，如果控制系统的正向控制作用不能抵消该耦合的反向消极因素，则小岛运行方式必然发散，这个概念非常重要！为了说明方便，在本文中 FCB 泛指机组甩负荷（机组快速减负荷的原意），其中包括机组甩负荷到带厂用电运行模式、机组甩负荷到汽机空载运行模式、机组甩负荷到锅炉备用运行模式三种情况；对于机组甩负荷到带厂用电运行模式，采用“孤岛运行”专门表示。RUNBACK 专门用“RUNBACK”表示。另外在甩负荷过程中区分了机组从当前负荷减负荷到低负荷的“动态过程”和机组在低负荷下运行的“稳态过程”这两个概念。二、孤岛运行的意义 1、利于电网事

18、故状态下的快速恢复 现代电网的特点是容量大且安全性高，但也不排除因某种原因造成的整个电网或者局部电网崩溃，各个电厂解列，在这种情况下如果各个电厂都不具备 FCB 功能的话，那么电网的恢复只能借助于诸如柴油发电机等外部电源系统并且恢复时间会相当长，而如果部分电厂具备 FCB 功能，那么电网就可以依靠这些机组快速的恢复，由于电力系统快速恢复正常而挽回的损失是不可估量的。2、利于机组自身的安全 对于机组本身而言，一旦出现因电网故障造成的机组和电网解列，那么机组将面临无备用电源的危险，FCB 功能就可以有效的提供自身需求的电源。另方面，FCB 本身的全自动过程控制，可以将处于安全底线的设备及系统维持在

19、预定的安全和稳定工况下。3、利于事故状态下降低电厂的运行成本 首先，在电网恢复正常后，以小岛运行的机组省去了重新点火启动的步序，从燃料角度大大的降低了运行成本。再者，对于配备 FCB 的直流锅炉，以小岛运行的机组省去锅炉每次启动所需要的大量冲洗水，从工质角度降低了运行成本。-6 6 4、其他 实现 FCB 功能还可以减小机组的启停次数、延长设备的使用寿命。另外，FCB 的成功实现也提升了一个区域的电力自动化水平。三、FCB 的难点和要求 1、工况复杂，调整时间短 FCB 是在突发故障下的接近极端工况下的快速转换过程，无形中增加了控制系统快速调整的难度。由于事发突然性以及系统运行工况的瞬间转换，

20、客观上要求整个系统的调节时间尽可能的短，以降低运行设备的危险性。2、涉及系统众多，控制系统须多方兼顾 FCB 一旦发生，机组内的几乎所有系统都要做出相应的调整，这样对控制系统的要求极其苛刻，同时控制系统要兼顾每一个子系统和参数并做出相应的调整，故而 FCB 对控制系统的瞬态响应和稳态响应（控制系统的终极目标是保证稳定性的前提下提高系统的动态响应特性）有相当高的要求。3、系统及设备运行工况恶劣，控制精度要求高 机组大范围甩去负荷，各个系统和参数大范围波动，很多都处于保护值的边缘，这样就要求控制系统有很好的控制精度及控制参数，以保证控制各个运行参数在安全范围内。4、工况不可预知，全自动化程度高 在

21、实际运行中一旦紧急发生 FCB 工况，人为调整是不可能的，要求所有的调整是在自动控制下完成，且各种工况不一，要求控制系统自动化程度高且具备良好的兼容性。五、FCB 控制的设计及其重点 FCB 试验是在有充分准备的情况下完成的，但发电厂真正的 FCB 工况一旦发生，是没有任何预兆和准备时间的。此外，国内业界在 FCB 实现的作用方面认识是一致的，通常认为是一种提高电网安全的控制功能，但在实现 FCB 功能的方法上各存己见，国内真正设计FCB 功能的电厂不多，完成试验并投入使用的更是少之又少。因此，认清和掌握 FCB 工况的难点和重点就是实现 FCB 功能的核心。1、FCB 工况的判断（触发条件）

22、狭义的 FCB 专指“机组与电网解列，机组甩负荷到汽机维持 3000rpm，锅炉维持最低稳燃负荷，且机组带厂用电的运行模式”的过渡过程和稳态过程，所以大多数电厂进行 FCB试验时采用下列并存的四个触发条件：汽机在挂闸状态（表示汽轮机运行）无锅炉 MFT（表示锅炉运行）发电机出口断路器在合位（表示发电机运行）发电机上网断路器断开（表示发电机脱网）-7 7 但在实际运行过程中一旦发生 FCB，其原因及机组工况可能不尽相同，这就要求触发条件要具有全面性，所以必须考虑到如下几个方面的问题：（1）机组与电网解列。在进行 FCB 试验时我们可以通过断开并网开关的方式达到机组与电网解列的目的，但在实际运行中

23、如果是因为线路上的某段或某种原因发生断路或故障，那么怎么判断机组与电网解列呢？因一旦机组脱网，无论如何输出功率都是要瞬间下降至零，所以采用电气系统比较精准的功率下降判断或零功率判断信号，这样就可以比较全面的包含各种工况。（2）负荷大于某一值。绝大多数电厂在 FCB 触发条件中都有“负荷大于锅炉最低稳燃负荷值”的判据。其原因不外乎为如下几点：“锅炉最低稳燃负荷值”以上蒸汽温度等参数变化不是很大；对于直流炉来讲，“锅炉最低稳燃负荷值”以上足以保证汽水运行方式的不变，控制难度降低；锅炉负荷尽可能的降低可以使旁路系统有一定的调节裕量，利于 FCB 工况下的蒸汽参数调整。分析其原因，出发点都是 FCB

24、发生后锅炉应达到预设的相应出力，而不是 FCB 触发的一瞬间锅炉所处的状态，假如 FCB 发生时机组负荷小于“锅炉最低稳燃负荷值”怎么办？所以本文认为负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”的判据不应作为 FCB 的触发条件，而只需要作为 FCB 发生后锅炉选择调整目标的一个判据，当 FCB 发生时机组负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”，锅炉快速降负荷至“锅炉最低稳燃负荷值”，当 FCB 发生时机组负荷小于“锅炉最低稳燃负荷值”，则锅炉维持不变。2、锅炉燃料量控制 锅炉燃烧控制实质上就是锅炉主控，主要包括锅炉燃料量控制、锅炉送风量控制、锅炉引风量控制、锅炉给水量控制这四个主要的子系统。锅炉主控（BM=Boi

25、ler Master）从本质上就是协调控制四个主要子系统，如下几个基本概念勾勒出了锅炉主控的精髓：“燃料量”是锅炉能量转换的基础，锅炉主要控制进入炉膛的燃料量，与此对应的是燃料主控（FM=Fuel Master）“风煤比”就是按照煤量确定燃烧所需要的风量，此为粗调，利用尾部烟道的氧量信号（表示实际燃烧的情况）作为风量的串级外回路。当然“升负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风”、“风煤交叉限制”等功能都是从锅炉安全保护角度增加的控制功能 “水煤比”就是按照煤量确定锅炉所需要的给水量，这个概念专用于直流锅炉。“炉膛负压”主要由引风机调节（当然引入送风机的前馈信号必不可少）。炉膛负压的高低直接和

26、锅炉“外爆”、“内爆”安全息息相关！正如 FCB 触发条件中所提到的锅炉负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”，如果 FCB 发生时机组负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”,那么 FCB 发生后锅炉的目标负荷就是“锅炉最低稳燃负荷值”，所以锅炉侧要快速减少燃料量且保证锅炉燃烧稳定，其重点在以下几点：FCB 工况下，锅炉负荷的目标值就是“锅炉最低稳燃负荷”，从高负荷向该负荷值变动的负荷变化率通过调试确定最大的负荷变化率。FCB 工况下锅炉燃料量控制的本质和手段就是快速切除燃料（停止磨煤机）。为了加速锅炉的相应时间，采取间隔跳磨的方式，自上而下、最低保留预设的台数。-8 8 适当增加两台磨跳闸的间隔时间，给调节

27、器提供一定的调整时间 随着磨煤机停止，一次风母管压力需要自动调整以适应煤量的变化 3、锅炉送风量的控制 锅炉送风量的控制和常规控制没有本质上的区别。针对 FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化锅炉送风调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！4、锅炉引风量的控制 锅炉引风量的控制和常规控制没有本质上的区别。针对 FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化炉膛负压调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！5、锅炉给水控制 锅炉给水量的控制和常规控制没有本质上的区别。针对 FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化锅炉给水调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可

28、能的快速性！尤其注意在控制过程中汽水循环处于本生点以上。对于本工程配置的三台电动给水泵，由于不存在汽动给水泵的汽源切换问题相对简单些。6、主汽及再热蒸汽压力控制 压力信号是锅炉产生的蒸汽量和汽机消耗的蒸汽量是否平衡的标志性参数。在 FCB 工况下锅炉产生的蒸汽量由于煤量、风量、给水量调整的迟滞性不能在极短的时间内下降到汽机所需要的最小值，所以必须采用 一般而言，当机组出现突然甩负荷的工况时，锅炉通过快速切除燃料，减少进入锅炉的能量，在给水量、送风量和引风量的协调配合下最终达到锅炉输出能量（蒸汽流量和蒸汽参数的函数）的降低。但此过程从开始到结束需要几分钟的时间，在此过程中汽机侧的用汽和锅炉的产汽

29、是严重不平衡的，为了解决这个矛盾，在此过程中需要“打开 PCV 阀”和“快开旁路”来排放多余的蒸汽。压力信号是锅炉产生的蒸汽量和汽机消耗的蒸汽量是否平衡的标志性参数。在机组甩负荷过程中的“打开 PCV 阀”和“快开旁路”这两种特殊手段就是为了稳定主蒸汽压力和再热器压力所必需采取的措施。对于本工程，系统配置了 4*10%BMCR 的 PCV 阀和 60%的旁路系统，所以从理论上说如果在机组 100%负荷运行工况下如果发生了机组甩负荷的情况，即便是锅炉侧维持 100%负荷不变，通过 PCV 排放 40%的蒸汽量，旁路通过 60%的蒸汽量，机组也是质量和能量平衡的。实际上这种工况是不可能发生的！（1

30、）打开 PCV 阀排汽 与汽机旁路相比，打开 PCV 阀泄压性能突出，主要有三点：动作快速，从接到指令至全开仅需零点几秒，能有效的抑制锅炉压力的飞升；作用直接，安装在锅炉过热器联箱出口蒸汽管道上，开阀即泄压；方式简单，过热蒸汽直排大气，无需减温。所以本文认为在机组甩负荷工况下打开 PCV 排汽才是控制压力飞升的主要途径。（2）快开旁路 快开旁路是泄去锅炉过量负荷的有效途径之一，同时也利于工质的回收。如果一台机组 -9 9 在甩负荷工况下打开旁路，这种情况下需要考虑诸多涉及到工艺设备和系统安全的因素：旁路管道的预暖 高旁减温水系统正常运行以保证再热器不超温 低旁减温水系统正常运行以保证凝汽器不超

31、温 再热器超压问题 由于高旁用给水减温，低旁用凝结水减温，在旁路系统大量喷水减温过程中，应当保证给水和凝结水系统的平衡，或者说在这种情况下需要充分考虑到凝汽器和除氧器水位控制问题。因此本文认为在旁路系统控制应首先考虑工艺系统上的安全性保证旁路保护不会动作，其次才是控制锅炉压力。如下几点作为对机组压力控制的总结：机组触发 FCB 后，锅炉按一定的速率降负荷并快速切除燃料至“锅炉最低稳燃负荷”（目标负荷）对应的煤量，这是最终控制机组压力的基础 快速开启 PCV 阀泄压，按照甩负荷前的锅炉负荷由程序判断需要开启的 PCV 阀数量以及打开后持续的时间，这是专门针对机组甩负荷工况增加的控制功能。原程序中

32、“压力大于？MPa 打开 PCV 阀”和“压力小于？MPa 关闭 PCV 阀”的逻辑维持不变作为常规逻辑。快开高低压旁路，快开后的持续时间取决于甩负荷前的锅炉负荷，其原则就是负荷越大时间越长，负荷越小时间越短。同时考虑再热器压力以及凝汽器的承受能力力，高旁的开度容量不能大于低旁的开度容量。高低旁打开后其相应减温水应快速打开并自动投自动，防止阀后的温度快速上升超限而引起阀门保护关闭。关于本工程中的旁路暖管功能，由于快开旁路没法到预设的小开度，所以旁路管线能否承受直接热冲击需要进一步研究。旁路快开的执行机构是旁路液压系统中的快开电磁阀。旁路快开动作过程中闭锁旁路压力的调节作用，一旦快开动作结束则自

33、动投入旁路压力调节系统。压力设定点按照机组运行曲线设定。同时高旁压力控制回路中应引入再热器压力前馈，作用是当再热器压力升高时关小高旁阀，反之可适当开大，这样可以更好的维持再热器压力，利于汽机的安全、稳定运行。旁路压力调节的执行机构是旁路液压系统中的伺服阀。（关于旁路系统中的快开电磁阀、快关电磁阀、伺服阀的协调动作需要研究旁路系统液压系统）。7、蒸汽温度控制 机组主蒸汽和再热蒸汽温度的控制和常规控制没有本质上的区别。针对 FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化蒸汽温度调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！温度设定值按照机组运行曲线确定。8、DEH 控制（需要和东汽 DEH

34、控制工程师详细交流）DEH 是一个相对独立的控制系统，一般情况下具备如下功能：实现机组从盘车转速到额定转速的启动控制 并网带初始负荷 负荷控制下的一次调频和二次调频功能 -10 10 阀门管理功能 各种试验功能 OPC 和负荷不平衡保护功能 低负荷暖机结束后将阀门的控制权交给 CCS 正常运行工况下，DEH 作为 CCS 中汽机主控 TM（TM=Turbine Master）的执行机构，在 CCS 的协调控制系维持机组安全稳定运行，如果发生 RUNBACK（DEH 是否需要从远方控制切回到本地控制模式需要讨论和确定，参见下文）或者机组甩负荷的特殊工况，则 DEH切回到本地控制方式，下边对各种特

35、殊工况下 DEH 的控制作用简单分析：对于 RUNBACK 工况，有两种做法：其一是 DEH 在本地控制模式下，直接控制阀门按照固定的速率降低到一个预设开度。其二是 DEH 仍然处于远方控制模式下，由 CCS（在 RUNBACK 的特殊工况下切换到 TF（TF=Turbine Follow）方式）继续控制汽机的调门。（这两种方式中，个人偏向第二种）对于“甩负荷到带厂用电运行（即狭义的 FCB）”的特殊运行工况，OPC 和负荷不平衡保护可能动作，其是否动作取决于甩负荷前的机组负荷水平。DEH 在本地控制方式下以负荷控制加一次调频的控制功能控制汽轮机。这种工况下，发电机主断路器仍然处于合闸位置。这

36、种方式下的一次调频功能需要做些特殊处理。对于“甩负荷到带汽机空载”的特殊运行工况，OPC 和负荷不平衡保护可能动作，其是否动作取决于甩负荷前的机组负荷水平。DEH 在本地控制方式下以转速控制的控制功能控制汽轮机。这种工况下，发电机主断路器处于分闸位置。对于“甩负荷到带锅炉备用模式”的特殊运行工况，由于这对应于汽轮机跳闸，DEH 不用控制处于休息模式。9、其它调节系统需要关注的问题 FCB 的发生是突然的，人为的调整和干预是根本实现不了的，所以在 FCB 模式下，一个重要的原则就是让各个模拟量控制系统投入自动运行，除了上边关注的几个至关重要的控制系统外，还需要对其它的调节系统关注如下几点：为防止

37、在 FCB 发生时部分子系统不在自动方式，需在 FCB 触发后置相应子系统自动投入自动方式 FCB 是极其剧烈的负荷变动工况，在此过程中大部分参数有可能达到极限附近，为防止因设定值与实际值偏差大切除手动，所以应考虑 FCB 工况下放大或解除偏差大切手动的条件；FCB 工况下的参数变化异常且剧烈，对于某些 FCB 工况下紧急投入的系统在自动投自动时，调节系统设定值的大小要重点考虑 根据 FCB 的恶劣工况优化模拟量控制系统调节参数。10、FCB 与其他控制系统的协调 FCB 是机组在异常工况下的负荷控制，集模拟量控制和开关量控制于一体，是一种复杂的复合控制系统。FCB 工况下需要 FSSS、MC

38、S、DEH、旁路控制系统以及发电机励磁调节系统等协调工作。（1）发电机电压调节和保护系统 孤岛运行时，机组带厂用负荷，电气灭磁开关不跳闸；发电机励磁调节系统(AVR)将快 -11 11 速减磁，维持机端电压稳定，等待机组重新并网；FCB 后，电气过频保护、低频保护以及发电机失步保护等只跳发变组出口开关不跳发电机。（关于电气部分需要电气工程师核实）（2）FCB 发生后各段抽汽全切，解列高、低加（3）机组大联锁 一般情况下的锅炉、汽轮机、发电机大联锁保护逻辑与 FCB 是不能兼容的。对带有 FCB功能的机组应当采取单向连锁方式：当锅炉跳闸，联跳汽轮机及发电机（主变）汽轮机跳闸，联跳发电机（主变），

39、不联跳锅炉 发电机故障则跳主变出线开关及灭磁，不联跳汽轮机及锅炉 系统或主变出线故障，则只跳主变出口开关，不联跳炉、机、电（4）除氧器和凝汽器水位调节 当 FCB 发生后，除氧器、凝汽器的水位有可能出现大幅度波动，这就需要在 FCB 过程中快速的实现工质及能量的平衡，主要应采取以下几点措施：在优化高低旁控制的基础上加速除氧器的补水调节系统 FCB 发生后，及时并平滑的切换除氧器汽源（由抽汽至冷再），冷再至除氧器压力调节阀的及时打开既对工质平衡十分有利，同时对稳定除氧器及给水泵的安全运行也很重要 由于 FCB 后除氧器的大量补水、低旁快开大量减温水的投入，凝结水需求量会急剧上升，同时低旁的打开导

40、致大量汽水进入凝汽器造成其水容器液位急剧上升，所以可以在 FCB 发生后联启一台备用凝结水泵，满足水系统相互间的暂态平衡 因低旁打开，大量的排汽至凝汽器，导致凝汽器压力急剧上升，可以采取在 FCB发生后联启一台备用真空泵的方法抑制凝汽器压力的上升 -12 12 第三部分、FCB 详细设计 一、FCB 设计基本参数 1、FCB 结束进入小岛运行方式时：锅炉负荷为 30%BMCR 汽机负荷为 6%（350MW*6%=21MW）2、主要设备的容量：旁路容量：60%BMCR PCV 阀容量：4*10%BMCR 给水泵：3*50%MDBFWP 调速泵 凝结水泵：3*50%定速泵 凝结水补水泵：2*100

41、%定速泵 3、锅炉（HG-1117/25.4/571/569）相关参数 LFO/HFO:LFO 对应 7.5%BMCR 负荷；HFO 对应 35%BMCR 负荷 稳燃负荷：30%BMCR BMCR=1117t/h 负荷变化率率限制：小于 50%时为 5%BMCR/min;大于 50%时为 10%BMCR/min 主蒸汽参数：1117t/h；25.4MPa；571 再热蒸汽参数：4.374MPa；569 给水：286.4 4、汽机（NZK350-24.2/566/566）相关参数 主蒸汽流量：TMCR=1063.2t/h；VWO=1117t/h 功率：额定值=350MW；最大值=365MW 主蒸

42、汽参数：24.2MPa；566 再热蒸汽参数：4.687MPa；566 高排蒸汽参数：5.15MPa；338.4 背压：12kPa 启动方式：中压缸启动方式；高中缸联合启动方式 回热系统：三高四低一除氧 5、除氧器和凝汽器有效容积 除氧器满足 6 分钟 BMCR 流量要求 凝汽器满足 3 分钟 BMCR 流量要求 二、FCB 设计要点 1、FCB 动作触发器记忆，控制系统发出 FCB 动作（FCB active）信号，并首出报警。2、保证和 FCB 相关控制系统在自动状态下运行，需要提高各个控制系统受控变量控制偏差大切除自动的限制值。3、FCB 动作指令（FCB active）设定 FCB 减

43、负荷目标值（load FCB target）和负荷变化率（load FCB rate），生成 FCB 负荷设定信号（load FCB reference）4、炉主控按照 FCB 负荷设定信号（load FCB reference），协调控制煤量、给水、配风、主 -13 13 汽温度、再热器温度、炉膛负压等各子系统完成机组快速减负荷过程。5、FCB 动作指令（FCB active）联锁 BMS 跳磨，迅即减燃料量（跳磨煤机的顺序为从上层磨开始向下跳，这是和锅炉燃烧温度场对应的概念）。6、FCB 动作（FCB active）时，按照当前负荷状态直接开启 PCV 阀直接泄放锅炉所产生的多余蒸汽。7、

44、FCB 动作（FCB active）时，按照当前负荷状态直接快速开启旁路系统，为锅炉生产的过剩蒸汽提供流通通道。当瞬态泄压过程结束后，旁路系统以定压维持机前压力在允许范围内。8、机组控制系从 CCS 模式降低到锅炉主控自动方式，由锅炉主控协调锅炉侧的燃烧、配风和给水系统自动控制功能。9、若 RUNBACK，DEH 按照预先设定的负荷变化率和目标负荷控制机组进入到和锅炉相适应的低负荷运行工况（例如单侧风机时目标负荷为 50%BMCR）。10、若电网系统导致机组送不出电，DEH 按照预先设定的负荷变化率和目标负荷控制机组进入到和“小岛运行”相适应的维持机组带厂用电运行的工况。同时 DEH 的重点是

45、在这种工况下如何能将机组转速快速稳定的控制在额定转速附近。11、若发电机故障跳闸，DEH 维持汽轮机 3000rpm 定速运行。12、若汽轮机故障跳闸，锅炉将在旁路系统配合下维持最低蒸汽流量运行。13、特别地，对于甩负荷到“小岛运行”模式的工况，当甩负荷动作瞬态过程结束后，机组处于小岛运行方式。运行若干时间后如果发电机组至电网故障排除并重新开始向电网供电后，系统退出小岛运行方式，机组按照正常的升负荷模式，以极热态曲线恢复到带正常负荷的工况。针对东汽汽轮机设计有中压缸启动和高中缸联合启动两种模式的事实，我们的方案采用在 RUNBACK、甩负荷到小岛运行工况、甩负荷到汽机空载、甩负荷到锅炉独立运行

46、这些特殊工况下，锅炉侧维持锅炉主控自动，DEH 独立控制汽轮机，两者通过旁路协调的总体思路。三、FCB 设计细节 1、甩负荷过程信号逻辑回路 -14 14 甩负荷过程就是当甩负荷条件触发后，机组从当前负荷快速降负荷到适当值的过程。对该逻辑的几点说明：当汽轮机刚跳闸时如果锅炉负荷在 30%以上，则触发“甩负荷到锅炉备用（load rejection to boiler standby）”模式 当发电机刚跳闸并且汽轮机未跳闸并且锅炉负荷在 35%以上，则触发“甩负荷到汽机空载（load rejection to 3000rpm）”模式 当刚出现发电机零功率信号（表征发电机电量上网故障的综合信号）并

47、且发电机未跳闸并且锅炉负荷在 41%以上，则触发“甩负荷到厂用电（load rejection to house load）”模式 上述三个模式触发条件中的锅炉负荷值按照“锅炉最低稳燃负荷为 30%；汽机空载负荷为 5%；厂用电负荷为 6%”的数据为前提考虑，具体数据需要调试时核实确认 关于锅炉负荷，本文认为以“燃料量”表示最为直接，如果采用蒸汽流量，从能量的角度还需要考虑蒸汽参数，蒸汽能量信号不直接并且在本工程中没有直接蒸汽流量的测点进入系统 将“甩负荷到锅炉备用（load rejection to boiler standby）”、“甩负荷到汽机空载（load rejection to 3

48、000rpm）”、“甩负荷到厂用电（load rejection to house load）”三个信号综合为“甩负荷过程（load rejection in process）”信号作为给运行人员“FCB in progress”的提示，其触发的脉冲信号（just load rejection）将应用于控制逻辑中 2、“小岛运行”信号逻辑回路 -15 15 小岛运行方式就是从甩负荷过程结束一直到机组重新向电网输入功率这样一个持续的时间段内的运行模式。对该逻辑的几点说明：当“甩负荷到厂用电（load rejection to house load）”信号刚消失时触发“小岛运行（house loa

49、d operation mode）”模式 发电机零功率信号（表征发电机电量上网故障的综合信号）消失一段时间后，复位“小岛运行（house load operation mode）”模式 3、甩负荷过程中相关控制系统的特殊处理 由于甩负荷过程是机组快速减负荷的剧烈过程，不仅起过渡过程短暂而且幅度较大，操作员手动控制根本不可能实现。所以客观上要求控制系统能对应这种特殊的工况。为此，对控制系统从两个方面做考虑：相对于正常调节参数，需要增加调节作用以满足调节需要 在甩负荷过程中放大正常调节偏差切手动的限制 下表表示了和甩负荷相关的控制系统的概况：表 B:甩负荷过程中需要特殊处理的控制系统 分类 控制系

50、统 SP PV CO 调节参数 偏差 备注 正常 FCB 正常 FCB 协调 BM 自动 30%负荷 实际燃料量 给煤机指令 锅炉 给水调节 根据炉主控指令计算出 给水流量 给水泵勺管指令 风量调节 根据炉主控指令计算出 实际的总风量 送风机动叶指令 炉膛负压调节 正常的负压设定 实际的炉膛负压 引风机动叶指令 汽机 高旁压力控制系统 SP:（积分处理后的不同模式下的主汽压力）PV:三冗余逻辑选择后的主汽压力 高压旁路阀调节指令 提高受控变量控制偏差大切除自动的条件 -16 16 高旁减 温控制系统 SP:由高旁减温水控制站 SP 口设定 PV:选择后的高旁调阀后蒸汽温度.高压旁路减温水调阀指