引言

快速甩负荷功能FCB(fast cut back)功能是当发电机组快速甩负荷时，使机组不停运的一种控制措施。本文FCB功能指机组快速甩负荷至带厂用电运行方式，即“小岛”运行；机组在电网或输电线路出现故障时，瞬间失去全部对外供电负荷的情况下，自动快速减负荷至厂用电，并维持机组带厂用电运行的功能。

某电厂1号机组参数锅炉型号：SG-1178/18.64-M4504，为循环流化床，亚临界，一次中间再热汽包炉。每台机组汽包设3台25.7%锅炉最大连续蒸发量B-MCR（boiler-maximum continue rate）的机械式安全阀，整定压力21.0MPa；过热器设2台7.8%BMCR容量的电气压力控制阀PCV（pressurecontrolvalve），整定压力19.24MPa；过热器设3台13.5%B-MCR容量机械式安全阀，整定压力19.40MPa；再热器入口设3台23.4%B-MCR容量的机械式安全阀，整定压力为5.2MPa；再热器出口设2台13.5%B-MCR容量的机械式安全阀，整定压力4.82MPa。

汽轮机采用NZK300-17.75/540/540型，亚临界、一次中间再热、直接空冷单元机组。每台机组设高、低压两级串连旁路系统，设1个70%BMCR容量的高压旁路阀，设2个55%B-MCR容量的低压旁路阀。汽轮机为中压缸启动，高、中压缸切换点为10%汽机最大连续出力工况T-MCR（turbine maximum continue rate）流量；中压缸启动机组，有利于带低负荷长时间运行。机组启动或低负荷运行时，高压缸高排通风阀打开，可控制高压缸叶片鼓风加热温度，不存在超温现象。

给水和凝结水系统：每台汽轮发电机组设置2台50%B-MCR容量的汽动给水泵，1台30％B-MCR容量的电动调速给水泵；汽动给水泵汽源为内切换模式，可由辅助蒸汽、四段抽汽和冷再供汽提供。设2台100%B-MCR容量电动凝结水泵，可变频控制。

风机系统：每炉设置2台50%容量动叶可调轴流式引风机，1台100%容量动叶可调轴流式二次风机、1台100%容量变频离心式一次风机和3台50%容量流化风机。

单元机组设置分散控制系统DCS（distributed control system），主机控制系统为新华XDPS400+，设有炉膛安全监控系统FSSS（furnace safeguard supervisory system），锅炉具备主燃料跳闸MFT（master fuel trip）、锅炉跳闸BT（boiler tripped）等保护功能；汽机设有汽轮机数字电液控制系统DEH（digital electro－hydrauliccontrol），汽轮机危急遮断保护系统ETS（emergencytrip system），能够实现汽机103%和110%额定转速超速保护OPC（over-speed control）、具有功率不平衡PLU(power load unbalance)和甩负荷预测LDA（load anticipation）等功能；2台机组在调试期间均成功进行了50%和100%甩负荷试验。

2FCB功能试验综述

2.1试验方式

此次FCB试验，是建立在机组各系统原有功能之上，未对系统进行大规模改造，通过控制流化床锅炉燃烧工况，来实现FCB功能。循环流化床锅炉在正常运行中，床体积蓄大量燃料，热惯性大，试验中如仅采取锅炉MFT，床料仍将正常燃烧，在机组现有设备的配置下，旁路系统或难以满足需要，导致超温、超压，危及设备安全。因此，试验方式设定锅炉MFT，先切断燃料，随后锅炉BT，依次停运炉侧风机，使锅炉逐渐进入“压火”状态；机侧首先进行大功率甩负荷，OPC超速保护动作，机组快速减负荷至厂用电功率，并逐渐保持稳定。

2.2FCB触发条件布风板风帽钟罩设计

a）FCB试验设置的触发条件为机组PLU信号触发或转速超速OPC信号触发（FCB投入状态下，在内置数字信号处理器DSP（digitalsignalprocessor）卡内修改超速触发值为3040r/min）。两者任一条件成立，即可触发FCB动作。b）FCB试验前，应屏蔽机组LDA功能，防止降负荷至零功率；试验时，DCS发信号模拟断开或人工断开主变压器出线侧201开关，模拟电网故障，满足LDA功能触发条件，LDA功能触发速度快于FCB触发速度。为防止LDA提前动作，将LDA功能屏蔽。

2.3FCB触发后的主要动作对象

a）发变组出口高压侧201开关跳闸。确保和外网隔断，发电机切换至带高厂变运行，形成内部“小岛”运行条件。

b）OPC电磁阀动作。如为电超速信号触发FCB功能，同时OPC电磁阀动作；如PLU信号触发FCB功能，FCB输出信号控制OPC电磁阀动作。关闭相关关断阀和调节阀。

c）锅炉MFT动作，延时2s后，锅炉BT动

作（自动或手动）。

d）联启电泵，电泵运行信号存在且延时2s，发指令跳闸12号汽泵。

e）发指令至锅炉PCV阀，其动作定值在原值基础上降低3MPa。

f）发指令高旁阀开度10%，随后转为自动调节，保证后续用汽。

g）汽泵汽源自动切换至冷再供汽。

h）辅汽供除氧器调门，在FCB动作后，自动开启至20%。

2.4锅炉控制

FCB功能触发后，锅炉首先MFT，切断主燃料，利用炉侧各类风机的较大负荷，拖住汽轮机转速的快速升高；由于循环流化床锅炉积蓄燃料多，仅MFT，不能满足快速降低锅炉负荷的要求；延迟几秒后，汽包低水位超限，锅炉BT，或视情况手动BT；随后，一次风机、二次风机、流化风机等间隔跳停，彻底切断燃烧条件，仅利用炉内积蓄的热量来控制蒸汽温度和压力。

2.5汽轮机控制

在FCB功能触发时或触发后，OPC电磁阀动作，迅速关断高、中调门和汽轮机各段抽汽逆止阀；汽轮机负荷瞬间降低，由功率调节进入转速调节状态，汽轮机切至中压缸运行模式。

2.6高、低压旁路控制

在FCB动作信号输出后，为保证辅汽、轴封、小汽轮机用汽和中压缸稳定进汽，高旁阀自动开启10%。随后，根据机组运行设置高、低旁转为压力自动控制。为避免高旁门因减温水压力低出现关闭，在FCB试验前关闭此保护功能。同理，低旁采用自动控制模式，低旁减温水压低保护解除。

2.7给水泵控制

在FCB功能动作后，输出信号联启电动给水泵，电泵启动信号存在2s后，跳闸1台汽泵。启动电泵，一是增加汽轮机的制动扭矩，二是保证给锅炉补水。为防止汽泵全停触发机组BT动作，汽泵的跳闸是在电泵启动信号存在2s后发出。由于抽汽压力的突降，汽泵可能在汽源切换时出现问题。汽泵汽源自动切换至辅助蒸汽或冷再供汽，汽源量存在减小波动，自动跳闸1台汽泵，利于汽源稳定，而后视汽包水位情况，手动关闭第2台汽泵。

3FCB试验过程

3.1试验前准备条件

为确保试验的安全性，需做大机交流润滑油泵联启试验、大机主汽门活动试验、小机调门活动试验、主汽门活动试验、电泵联启试验等，各种文章多有论述，不再赘述。

3.2FCB试验前参数表

FCB试验前各项参数如表1所示。

试验前主要参数，机组在顺阀控制，综合阀位92%。

3.3FCB试验过程及数据

某电厂300MW循环流化床直接空冷机组，在多次进行FCB有关试验的基础上，于2015年10月13日21时进行了机组高负荷FCB功能试验，并取得了成功，试验情况如下。

2015年10月13日21点21分36秒，1号机组功率约250MW，转速3001r/min。21分36秒约400ms，拉开主变压器201开关，模拟电网故障。21分36秒约600ms，机组甩负荷由249.47MW降至30.67MW，转速由3001.2r/min陡升至3087.3r/min，OPC超速触发FCB动作。如图1所示，OPC为电超速信号，当转速超过3040r/min，触发FCB功能。PLU信号值为分布式处理单元DPU（distributed processing unit）软件计算的机组电负荷与机械负荷的偏差，当其值大于等于30%，PLU输出信号，触发FCB动作，信号时长2s。根据数据显示，OPC硬件触发比PLU软件触发早约500ms，这对汽机转速控制至关重要，越早触发，转速升高峰值越低。

表2中每列以100ms为计时单位。

OPC超速信号发出，触发FCB的同时，OPC电磁阀动作，快速关闭高压调门、中压调门和汽机本体抽汽逆止阀。

FCB触发后，随即动作2.3项所列功能。高旁阀自动开启至10%开度，锅炉MFT动作，电泵启动，锅炉BT等如图1所示。电泵联启，电泵启动信号存在2s后，12汽泵联跳；期间，汽包水位大幅降低，汽包液位到－213.65mm；22分17秒，手动锅炉BT，锅炉各风机陆续跳闸，充分利用锅炉热惯性维持机组运转；其后试验过程中汽包液位变化范围为：－201～－375mm。

图1中时间轴顺序依次为：36:400ms、36:500ms、37:000ms、37:800ms、39:000ms、40:500ms。

机组FCB过程中负荷波动情况。在有效的时间测量周期内的机组负荷由21分36秒的249.5MW快速降至30.67MW，经17.55MW、16.17MW，降至11.32MW；在21分39秒，电泵启动后，负荷又升至23.31MW；其后，随着锅炉BT，炉侧二次风机、一次风机、引风机的停运，负荷经17.39MW、10.56MW，最终厂用电负荷稳定在8.06MW附近。

FCB触发后，机组负荷降至30MW以下，汽机切至中压缸运行模式，自动进入转速调节。整个过程中转速波动范围为3121.5~2920.7r/min，并在21分51秒左右转速稳定在3000r/min附近。FCB过程中，辅机的启停过程，对汽轮机转速的影响并不十分明显，例如电泵启动、风机跳闸等，转速波动曲线显示波动范围在±25r/min之间。

FCB动作后，高旁联开10%，PCV阀动作值降低3MPa。主汽压力最高升至16.8MPa，比试验前升高2.13MPa，安全阀未动作，蒸汽未外排，利于机组工质平衡。汽包炉蓄热量大，容积大，比直流锅炉机组主汽压力攀升小得多。

再热器压力在合理范围内，未打开低旁，机组背压下降，未联启备用真空泵；低旁未开启，未使用低旁减温水及三级减温水，凝结水用量未增加，单台凝泵运行即可满足用水需求。

小机供汽由辅汽联箱提供，辅汽联箱供汽由冷再提供，辅汽联箱压力由0.72MPa降至0.32MPa，辅汽联箱温度341℃降至282℃，冷再供辅汽调门迅速开启，辅汽压力基本在0.5MPa左右。小机转速调节满足协调控制系统CCS（coordination control system）给水自动要求；11汽泵维持汽包较低液位运行，根据运行经验，给水泵只需保证200t/h的上水量即可。

FCB动作后，给水温度虽大幅降低，但锅炉热惯性大，仍可保持过热蒸汽、再热蒸汽温度在合理范围内；再热蒸汽热段温度最低时501.45℃，中压缸内缸上壁温为489℃，满足进汽运行要求；21时41分45秒给煤机重新投入运行，此时距离FCB动作20min；之后，再热热段蒸汽温度维持在516℃，21时49分27秒机组再次并网。机组孤岛运行28min，各项参数稳定，完成试验。

FCB试验过程中，发电机出口电压波动范围为22.74～23.21kV，满足锅炉、汽机各辅机用电要求。

4结论

某电厂300MW机组快速甩负荷带下用电运行试验的成功，证实了该机组已具备高负荷条件下FCB功能。机组FCB的控制功能相较于100%甩负荷试验要求更为苛刻，使机组的控制功能得到了进一步提高。现阶段受电网负荷限制，山西、内蒙古部分电厂单机长期运行，FCB功能的实现，使机组在因电网故障或自身问题出现甩负荷的情况下，避免全厂失电事故，待问题消除后，快速恢复负荷，具有较强优势。

机组未能实现满负荷情况下的FCB试验及获得相关试验数据。循环流化床机组高负荷下FCB试验的完成，可向同类型机组试验提供经验及借鉴作用。

文献信息

刘永刚,田正彬,梁殿程.快速甩负荷功能在循环流化床机组的试验[J].山西电力,2019(03):40-45.