红海湾发电有限公司
摘要：随着电网容量的扩展，世界各国对电网运行的安全性越来越重视，其中设计机组具有FCB功能，是保障电网和机组安全稳定运行的一项重要措施。但我国主流机组在设计之初，并没有考虑要实现FCB功能，若要在现有的机组基础上实现FCB功能，技术难度比较大，特别是FCB中快速减水的控制技术难度很大。FCB中快速减水控制技术的困难主要是汽泵在高出口压力低流量工况下的流量转速特性不稳定问题。本文分别就这个问题产生的原因、应对策略及试验效果进行阐述。
关键词：锅炉给水量变化与汽泵转速变化的比率 四段抽汽 目标水量
（一）试验机组的概况
该机组为国产660MW超超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统。
（1）汽轮机型号：N660-25/600/600，型式：超超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。
（2）锅炉型号为DG2060/26.15-Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超超临界参数变压直流本生型锅炉。
（3）发电机是型号为QFSN-660-2-22A、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电机，其出口电压为22KV。发电机冷却方式为水-氢-氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢冷。
（4）电气主接线系统采用一个半断路器接线方式,四台发电机共两回出线接入500kV GIS。主变是保定天威特变电气股份公司提供的、型号为SFP-780000KVA/500kV的三相双绕组、铜导线无激磁调压型的屋外升压变压器；冷却方式为强迫油循环风冷(ODAF),分接开关为(525±2×2.5%/22)。
（5）DCS选用上海西屋控制系统有限公司的OVATION控制系统。
（二）该型号机组实现FCB功能面临的技术困难
FCB其本质是机炉的急剧减负荷情况下对机组的控制。若减负荷速度控制达不到要求，则有造成锅炉超压爆管或者汽轮机超速飞车等严重事故的风险。机组急剧减负荷控制具体来说就是快速减煤控制、快速减风控制，快速减水控制以及汽轮机快高中压调门的快关控制。其中，快速减煤控制、快速减风控制以及汽轮机快高中压调门的快关控制国内机组基本都具有这些功能，而且技术难度不是很大。从理论上以及试验的实际结果来看，实现FCB的难点在于快速减水控制。所幸的是该厂通过反复试验已经突破了这个技术难题，这对我国后续的FCB功能的实现应该有现实的借鉴意义。
（三）汽泵在高出口压力低流量工况下的流量转速特性不稳定问题
1、机组减水速率的要求
根据理论计算，FCB后给水流量控制在630t/h左右，才能满足FCB要求。
锅炉总给水要在60秒左右从1860t/h减到630t/h，才能满足控制锅炉主蒸汽温度下降速率十分钟不超过50℃的国家标准要求。其依据是2015年10月31日的一次试验：
当时，#3炉煤量由273t/h降低到80t/h时，锅炉主给水量在60秒内降低到目标水量（由1940t/h降低到1050t/h）；主蒸汽压力由25.4Mpa，降低到23.9Mpa；汽轮机主汽调门由92%关到78%。主汽温度由在3分钟内由595℃降低到555℃，之后主汽温度开始稳定并回升。
2、机组减水控制面临的问题
汽动给水泵在高压力（泵出口压力）低流量（泵给水流量）下给水控制难度加大。在汽动给水泵出口压力基本不变的情况下，汽动给水泵给水量随转速下降，成加速下降趋势。也就是说：锅炉总给水从988t/h减到638t/h的控制难度远大于，锅炉总给水量从1860t/h减到988t/h的控制难度。其依据是2015年的多次次试验：
在主蒸汽压力为24Mpa 时，试验指令触发后，循环开度目标指令为50%时：
当两台汽动给水泵转速由5746r/min降低到5102r/min时，锅炉给水流量由1863t/h,降低到988t/h（正常RB减水目标值），用时47秒（从10月31日17：27：09到10月31日17：27：56）。在这个过程中伴随着，两台汽动给水泵再循环调整门各开50%，流量减少380t/h的流量（此时，汽泵转速约降低了80r/min）。扣除再循环的影响，我们得到在该工况下，汽泵转速变化与锅炉给水量变化的比率是：0.878t/r;
当两台汽动给水泵转速由5102r/min降低到4808r/min时，锅炉给水流量由988t/h,将到633t/h（FCB控制的目标水量），用时18秒（从10月31日17：27：56到10月31日17：28：14）.我们得到在该工况下，汽泵转速变化与锅炉给水量变化的比率是：1.207t/r;
当两台汽动给水泵转速由4808r/min降低到4640r/min时，锅炉给水流量由633t/h,将到260t/h（延时3秒触发锅炉MFT），用时11秒（从10月31日17：28：14到10月31日17：28：25）。我们得到在该工况下，汽泵转速变化与锅炉给水量变化的比率是：2.220t/r;
以下表格为汽泵转速变化与锅炉给水量变化的关系表。根据表格中的数据，我们可以看出：高压力低流量工况下，给水流量与汽泵转速很敏感，不易控制锅炉给水量。
3、机组减水控制策略
为满足机组FCB实验要求，锅炉总给水目标值及减水速率是不能改变的。能改变的是避免汽动给水泵进入高压力低流量区域工作。我们有两种思路：
（1）让汽泵在低压力低流量区域工作。这也就是我们平时低负荷时的汽泵工作状态。但是这需要降低主蒸汽压力，开大汽轮机主汽门。这对FCB时主蒸汽温度的控制极为不利，不可采取。
（2）让汽泵在高压力高流量区域工作。这也就是我们平时高负荷时的汽泵工作状态，我们仅仅降低锅炉给水。
具体也有两种思路方法：一个是退出一台汽泵运行，在单台汽泵运行状态下调整锅炉总给水量；另一个是全开汽动给水泵再循环调整门。这样汽泵仍然在高转速、高压力、高流量状态下运行，只是降低了锅炉总给水量。两种方法各有利弊，下面具体分析：
（1）退出一台汽泵运行，保持单汽泵出力的方式
退出一台汽泵运行的好处是能快速降低给水量，且汽泵处于易控制的工作区域；不好的是单汽泵运行降低了机组的可靠性，增加机组风险，尤其是在FCB过程中，汽动给水泵高低压汽源切换时更是增加了机组风险。
（2）双汽泵运行，但全开全开汽动给水泵再循环调整门的方式
双汽泵运行全开全开汽动给水泵再循环调整门，这样做的好处是，两台汽动给水泵，增加了设备的可靠性。不利的是：（1）满负荷是直接全开汽泵再循环有可能导致汽泵过负荷，而损坏汽动给水泵；（2）减水速度不如退出一台汽泵运行快，所以这种方法，不利于锅炉主给水温度的控制。
4、减水策略的试验效果
图一是采用双汽泵开再循环门的方式时的锅炉给水量变化曲线。由图可见波动非常大。四次试验，一次引起锅炉MFT，三次为运行人员手动使用电动给水泵干预。四次试验均失败。
图二是采用开汽泵开再循环门，同时退出一台汽泵运行的方式时的锅炉给水量变化曲线。锅炉给水量调整非常迅速，而且锅炉给水量几乎没有波动，完全能满足试验需要。
（四）结论
FCB在高压旁路容量为40%锅炉最大容量的超超临界单元机组上，从未实现过FCB功能先例。该厂FCB试验前通过反复试验，基本上掌握了在该类型机组上实现FCB的控制策略及方法，特别是对FCB过程中机组给水不稳定的问题有了一个有效的控制策略。其策略基本能满足机组FCB情况下的调节需求。2016年7月26日该厂FCB试验一次获得成功，这为占我国煤电机组主流机型的同类型机组，实现FCB功能提供了一个很好的借鉴
图一（双汽泵开再循环门的方式时的锅炉给水量变化曲线）黄线为水量曲线，红线为电动给水泵勺管开度。红线上升处为电泵干预给水量的时间。
图二（采用开汽泵开再循环门，同时退出一台汽泵运行的方式时的锅炉给水量变化曲线）黄线为水量曲线，红线为电动给水泵勺管开度。电泵全程未干预给水量。
论文作者:杜黎宾,王炼岗
论文发表刊物:《防护工程》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/20
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