印尼某电站330MW机组孤岛运行FCB试验过程分析

在FCB试验前，分别对汽轮机进行超速、阀门关闭时间测定及其严密性试验，对锅炉减负荷速率、煤量以及旁路控制逻辑进行确认。为了保障机组运行的安全性，防止出现FCB试验失败使厂用电全停，对电气快切装置进行了动态试验。

(1）阀门关闭时间测定  在机组整套起动前对汽轮机各个阀门关闭时间进行测量得到主汽阀关闭时间最长为260ms，调节阀关闭时间最长为280ms，均达到DL/T863一2004(汽轮机启动调试导则》的要求。

(2）阀门严密性试验  及超速试验国内对于阀门严密性试验条件只要求主蒸汽压力高于额定压力50％，因再热蒸汽热段压力低、比热容大，所以再热调节阀的严密性对调节阀的严密性具有较大的影响。在进行阀门严密性试验时，保证主、再热蒸汽压力均在对应压力额定值的50％以上，汽轮机转速最低降至500r/min以下，试验结果均合格。汽轮机超速试验中，撞击子飞出转速分别为3288、3296、3285r/min, 满足北京重型电机厂对于动作转速的要求。

(3）锅炉降负荷FCB试验失败多为热负荷变化过大，各参数波动达到危险值所致，因此应尽量偏小锅炉热负荷的变化区间。该机组的旁路系统容量较大，因此利用旁路系统的富裕通流量使锅炉燃烧变化尽可能平稳。70％蒸汽流量在额定煤量曲线上对应的燃料量为110t，机组额定负荷时5台磨煤机运行出力为35t/h左右，因此试验中切除2台磨煤机，剩余磨煤机出力（约100t/h ）不变。切除磨煤机时锅炉热负荷变化较大，为了稳定燃烧，磨煤机的切除顺序依次为F磨煤机、D磨煤机、C磨煤机，切除间隔时间为55，保留中层磨煤机和下层A磨煤机运行。

(4）旁路控制 FCB信号触发后，高压旁路阀瞬间打开。若在FCB信号触发前主蒸汽压力低于15MPa，则高压旁路阀快开后机组自动转入定压运行方式，压力控制值为试验前的主蒸汽压力值。若在FCB信号触发前主蒸汽压力大于15MPa，则高压旁路阀快开且机组自动转入定压运行方式，将压力保持在15MPa。在FCB信号触发后，机组自动转入定压运行方式，低压旁路将再热蒸汽压力维持在2.0MPa不变。为了防止在FCB信号触发后主蒸汽压力降低过多、汽包出现假水位和工质不平衡，高压旁路阀保持开状态的时间很短，初次设定值为25。

机组于2011年l月12日及2011年l月27日分别进行了2号机组的50％及100％额定负荷下FCB试验，试验过程中仅解除了汽包水位保护功能，其余保护功能均投入且在机组重新并网前不进行手动干预。
 

1.1 50％额定负荷

50％额定负荷下FCB试验前、后各主要参数变化见表1。

机组负荷为163MW，高、低压旁路阀均为自动控制方式且开度为零。辅助蒸汽及除氧器气源取自汽轮机五段抽汽，除汽包水位保护功能解除外，其余保护功能均投入。试验前4台磨煤机（2台中层磨煤机、1台上层磨煤机及1台下层磨煤机）运行且总煤量为97t/h。试验开始，延时5s跳闸1台上层磨煤机，其余磨煤机退出自动控制方式且维持当前给煤量，此时总煤量降为85t/h，炉膛负压最低至－415Pa，随后稳定在－100Pa左右；高压旁路阀延迟1s后开启，快开2s随后机组转入定压运行方式，压力设定值为试验开始前的主蒸汽压力（10.36MPa) ；主蒸汽压力升至最高值10.67MPa此时高压旁路阀停止快开且开度为45％，当高压旁路阀开至最大值81％时主蒸汽压力降至10.48MPa，随后稳定在10.35MPa；低压旁路阀开启，再热蒸汽压力升至最高值2.51MPa，此时低压旁路阀开度为38％，低压旁路阀开至最大值 56％，此时再热蒸汽压力为2.08MPa。试验过程中各主要参数变化曲线见图1。

试验中，汽轮机超速保护控制（OPC）电磁阀带电及所有调节阀迅速关闭，使汽轮机转速升至第1个峰值3037r/min后回降至2986r/min，此时OPC电磁阀复位，再热调节阀逐渐开启控制转速，使转速降至第1个谷值2903r/min，继续逐渐开启再热调节阀，将转速维持在3000r/min左右直至重新并网；在并网切缸（机组额定负荷为13％～15％时高压缸进气并控制负荷）结束后开启调节阀。汽轮机转速和所有调节阀变化曲线见图2。

 

1.2 100％额定负荷

100％额定负荷下FCB试验前、后各主要参数变化见表2。

机组负荷为330MW，仅解除汽包水位保护功能，高、低压旁路阀均为自动控制方式且开度为零，辅助蒸汽与除氧器汽源不切换，煤量未提前调整，在FCB信号触发5min内不进行手动干预。试验前，5台磨煤机（2台中层磨煤机，2台上层磨煤机及1台下层磨煤机）运行且总煤量为175t/h。试验开始后延时5s跳闸1台上层磨煤机，8s后跳闸1台上层磨煤机，其余磨煤机退出自动控制方式且维持当前给煤量，此时总煤量为105t/h，炉膛负压最低至－590Pa，随后稳定在－50Pa；高压旁路阀延迟1s后开启，快开2s随后机组转入定压运行方式，压力设定值为15MPa；主蒸汽压力升至最高值18.90MPa，此时高压旁路阀开度为46％，停止快开，随后开至最大值100％，此时压力回落至18.42MPa，最后达到15MPa；低压旁路阀控制跟踪试验前的低压旁路压力，低压旁路阀开启时，再热蒸汽压力已升至4.17MPa，最高值为4.25MPa, 此时低压旁路阀开度为66％，随后再热蒸汽压力开始回落，低压旁路阀开至最大值100％，此时再热蒸汽压力降至3.76MPa，低压旁路压力回落至2.01MPa，关闭低压旁路阀，将再热蒸汽压力稳定在2MPa。试验过程中的各主要参数变化曲线见图3。

试验中OPC电磁阀带电及所有调节阀延迟15后迅速关闭，使汽轮机转速升至第1个波峰值3092r/min，此时高压旁路阀开度为55％，主蒸汽压力为18.73MPa，随后汽轮机转速回降至2997r/min, OPC电磁阀复位，再热调节阀逐渐开启控制转速，汽轮机转速降至第1个谷值2873r/min。继续增加再热调节阀开度并稳定在5.4％，汽轮机转速维持在3000r/min左右直至重新并网。试验中所有调节阀开度和汽轮机转速变化曲线见图4。

 

2.1 旁路阀后温度高关闭旁路阀

在1号机组FCB试验中，因高压旁路阀快开（2s开度至100% ）后减温水隔离阀需要5s才能开启且减温水调节阀前馈作用偏弱使得跟踪温度变化较慢，高压旁路阀后温度高使高压旁路阀快关，导致主蒸汽超压。因此，将旁路阀后温度高关闭高、低压旁路阀控制指令加入6s延时，同时将前馈系数从0.4提高至0.7，以加强减温水调节阀的前馈作用，在6s内将高压旁路阀后温度降至正常值。

2.2 主蒸汽温度下降过多

通常，在进行FCB试验前、后主蒸汽温度存在不同程度的下降。在2号机组50％负荷FCB试验过程中，主、再热蒸汽温度最多分别下降了7.39℃，下降幅度不明显。但是，主、再热蒸汽在 100％负荷FCB试验中降低较多，最低分别降低了43、47℃。1、2号机组FCB试验跳闸磨煤机时主要考虑燃烧的稳定性，因此保留下层磨煤机和中层磨煤机运行。由上述试验结果可知，依靠高、低压旁路的蒸汽通流量可以保证燃烧的稳定性，但主蒸汽温度下降过多将影响机组运行的安全性。对此，可保留2台中层磨煤机以及1台上层磨煤机运行，以改善主蒸汽温度的突降。此外，FCB工况下使再热蒸汽冷段始终具有压力，保持7号高压加热器的运行，不仅可以防止再热蒸汽超压，而且可以提高给水温度，避免主蒸汽温度下降过多。

2.3 高压旁路控制压力偏低

在50％负荷FCB试验中，主蒸汽压力最高升至10.81MPa，在开启高压旁路阀时汽包水位最低降至－56mm，最高升至32mm，最终在并网前后水位稳定在15mm。

在100％负荷FCB试验中，主蒸汽压力最高升至18.90MPa，随后压力稳定在15MPa，在此过程中由于高压旁路蒸汽通流量较大，汽包水位最低降至－227mm, 15s内跳闸2台磨煤机，在短时间内使主蒸汽温度迅速降低。对此，快开高压旁路阀机组转为定压运行方式，以提高主蒸汽压力至设定值（15MPa) ，从而减小汽包水位的波动，改善主蒸汽温度的突降。同时，可以将100％负荷FCB试验的高压旁路控制压力提高至17MPa。

2.4 试验触发信号的选择

通常，FCB试验触发条件取发电机出口断路器状态，本次FCB试验触发条件则取主变高压侧开关跳闸信号作为触发条件。但是在试运阶段发生了数次电网崩溃而断路器仍在合闸状态，且未触发孤网运行的工况。在实际运行中，出现断路器误跳闸的概率极小。对此，将OPC动作条件（当前主蒸汽压力与其额定压力比值减去当前发电机电流与其额定电流比值大于40％）作为FCB试验触发条件，且对机组主蒸汽压力及发电机电流均设置3个以上测点。

(1）可以充分利用旁路系统的容量，保留3台磨煤机运行的额定出力，从而尽量减少锅炉热负荷变化，避免参数大幅波动。给煤量减至105t/h以满足锅炉稳燃的要求，且保证旁路蒸汽不超压。

(2）旁路减温水隔离阀开启速度低于旁路阀，在旁路阀快开瞬间会出现旁路阀后蒸汽超温，对旁路阀后温度高关闭指令加入6s延时，以避免减温水正常工况下因旁路蒸汽瞬间超温引起旁路阀关闭。

(3）可采用提高高压旁路压力并转入定压运行方式、切除磨煤机时保留2台中层磨煤机和1台上层磨煤机运行、保留7号高压加热器运行等方法，防止100％负荷FCB试验中主蒸汽温度降低过多。

(4）触发FCB工况的信号应采用OPC触发条件，该信号既包括断路器异常分闸状态也包括电网崩溃状态。