摘要：某厂二期机组自投产以来一直不能实现FCB功能，在事故处理及短时停机过程中造成了很大的资源浪费。通过小机进汽系统优化及FCB逻辑改造，顺利实现了机组FCB功能，可以做到停机不停炉，减少了停机损失，延长了机组使用寿命。
关键词：小机 进汽 优化 FCB 改造
1.前言
某厂3、4号机组给水系统采用两台50%容量、同轴布置的给水泵汽轮机，小机汽源为四段抽汽、辅汽和冷再热蒸汽。四抽为正常使用的汽源，辅汽为启动汽源，冷再作为备用汽源。四抽至小机A、B进汽管道分别配置一个电动闸阀和一个机械逆止阀；辅汽至小机A、B进汽管道分别配置一个手动阀和一个逆止阀，手动阀在正常运行中关闭，因此机组跳闸后小机汽源只能由冷再提供。
FCB逻辑设计：机组负荷＞250MW（延时60s）且锅炉主控煤量＞20t/h,发生机组跳闸或收到甩负荷信号时，触发FCB、RB功能。
在3、4号机组调试期间多次进行了小机汽源切换试验均不成功。2017年4月又进行一次FCB小机汽源切换试验，汽轮机打闸10秒后再热器干烧保护动作，锅炉MFT。从打闸到MFT动作，再热器压力只增加0.2MPa，一方面是锅炉负荷低，产汽量较少，直接影响了旁路开度；另一方面则是FCB动作后小机汽源切换至辅汽，辅汽至除氧器加热调门超驰开启20%以维持除氧器热源，同时轴封汽源也切换至辅汽，使得冷再蒸汽用量大幅度增加，进一步压缩了低旁开度。MFT动作时给水流量下降到539t/h，小机A低压调阀开度为58%，小机A进汽压力、辅汽联箱压力持续下降，冷再到辅汽主调阀虽然一直在开，仍不能满足辅汽联箱用汽量。而给水流量低于552t/h延时10秒会触发锅炉MFT条件，从各压力变化情况来看，即使再热器干烧保护没有动作，给水流量也极易触发MFT保护。从调试阶段及这两次试验来看，无法实现机组FCB。
2.原因分析
小机汽源切换试验不成功主要原因是四抽至小机的机械逆止阀不能回座，电动闸阀未关闭之前冷再供应到小机的蒸汽倒流入四抽管道，小机转速提升不起来，造成给水流量MFT。
同轴布置的前置泵也由小机带动，惯性较常规小机大，转速下降之后恢复慢，因此实现小机汽源切换比常规机组难，而冷再作为备用汽源进行切换有重叠度的存在，太低影响机组经济性和安全性，在运行中会参与调节，高了切换不及时，小机不同负荷低压调门开度不同，找准合适的重叠度需要不同负荷下进行多次甩负荷试验，对投运的机组来说难度太大；翻板式机械逆止门的结构存在较大的几率不回座，一旦发生会影响小机进汽量，极易造成汽源切换失败。这些情况是实现FCB最大的难点，必须对小机进汽系统及FCB逻辑进行优化。
3.系统优化
3.1进汽系统优化
冷再作为备用汽源在多次试验中均证明其及时性不足，所以决定使用辅汽作为FCB动作后小机的汽源，由于辅汽管径较小，为保证用汽量将手动阀改为电动闸阀，逆止门取消，改为气动快开阀，气动快开阀设置有一根DN25的暖管旁路，运行中保持常开用来保证辅汽至小机的蒸汽温度；鉴于机械逆止阀不能及时回座，将四抽至小机A、B的机械逆止阀改为气动逆止门，在FCB动作后联锁关闭，这样辅汽至小机的汽源不会倒流入四抽管道。改造前后的系统布置情况如图所示：
3.2进汽系统逻辑修改
FCB动作联锁关闭四段抽汽至小机A、B进汽电动门、气动逆止门；开启辅汽至小机进汽电动门、气动快开阀。
3.3 FCB逻辑优化
1)辅汽联箱运行时以四抽为主用汽源，冷再至辅汽作为补汽使用，冷再至辅汽调门压力设定值0.8MPa，保证辅汽联箱压力在0.8MPa以上。实际上四段抽汽要达到这个压力机组负荷需要460MW以上，350MW以下压力不到0.6MPa，低负荷跳闸时小机进汽快开阀超驰开启后容易因为压差引起小机转速飞升，因此将冷再至辅汽压力设定值调整0.55～1.15MPa。
2)机组FCB后辅汽至除氧器调阀超驰开，同时两台小机均由辅汽联箱供应，用汽压力较大，在机组跳闸初期会造成辅汽联箱压力下降过多，维持不住小机转速进而引起给水流量低MFT，需要控制住初期的用汽量，为此将辅汽至除氧器调阀超驰开度下调为20%，保证除氧器热源切换后不汽化，小机转速稳定后可以手动增加除氧器用汽量。
3)调整小机快速提升转速的时间。
4.优化及改造后的试验
在小机进汽系统改造完成后进行了相应的逻辑修改，在2017年9月再次进行了FCB试验，负荷304MW，主汽压力13.11MPa，再热汽压力2.43MPa，总燃料量126t/h，总给水流量937t/h，小机A、B运行， B小机汽源采用辅汽，A小机汽源为四抽，四抽压力0.56MPa；辅汽联箱压力0.58MPa，冷再至辅汽主调门开度28%，辅汽母管至辅汽联箱进汽电动门关闭，磨煤机A、B、C运行。汽轮机打闸后，机组FCB保护动作，小机A汽源切换为辅汽，转速较为稳定，锅炉未MFT，FCB试验成功。
5.机组主保护跳闸对优化后FCB功能的验证
2017年11月14日4号机组负荷614MW，给水流量1630t/h，总燃料量227t/h，主汽压力24MPa，再热汽压力4.57MPa，小机A、B运行，汽源为四抽；辅汽联箱压力1.01MPa，冷再至辅汽主调门未开，辅汽母管至4号机组辅汽联箱进汽电动门开启， B、C、D、E、F磨运行。9:25:42机组保护动作，汽轮机跳闸，首出为发电机跳闸，跳闸后FCB动作成功，锅炉未MFT，再一次验证了FCB功能。
6.结束语
FCB功能不能实现，机组跳闸锅炉必然MFT，启机一次所需时间为至少为6小时，停机一次的电量损失为：600 MW×6h=360万KW.h，按每度电上网价利润0.1元计算，仅电量的直接损失为：360×0.1=36（万元） 。启、停机期间使用购网电量费用：6h×35MW×0.8元=16.8万元；机组启停燃料及其他直接或间接损失按30万元计算（经验数据），通过改造，每避免一次停机的总收益：36+16.8+30=82万元。
MFT后以及重新点火过程中对设备尤其是锅炉管材带来的寿命损耗难以计算，属于不可量化的经济收益，有了FCB功能就可以避免相应的损耗。
参考文献:
[1]胡念苏．超超临界机组汽轮机设备及系统[M]．北京：化学工业出版社，2008.5
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[3]淮沪煤电田集发电厂660MW超超临界机组集控运行规程（主机篇）[M] ．2017．8
作者简介：张云振（1982～） 工程师 田集发电厂集控运行主值
联系地址：安徽省淮南市潘集区架河镇淮沪煤电有限公司田集发电厂
论文作者:张云振
论文发表刊物:《电力设备》2018年第19期
论文发表时间:2018/10/14
标签：机组论文; 压力论文; 负荷论文; 动作论文; 转速论文; 锅炉论文; 汽轮机论文; 《电力设备》2018年第19期论文;