一、引言
今年一月，我国南方遭遇了50年不遇的持续性雪灾，导致相当部分的电网严重损毁。许多地区出现了较长时间的大面积停电，给社会和人民群众的生活造成了很大的影响。无独有偶，2月26 日，美国佛罗里达州因一个变电站发生火情而造成电网内核电站和火电站相继跳闸，导致大面积停电达4小时， 300多万人口受影响。这些大面积停电的案例，不断地加深着人们对电网安全重要性的认识。
近年来，世界各国都加强了对电力系统可靠性的关注，加紧制定应对大停电的各种措施。除加强电网建设外，发电厂的 FCB 功能建设已引起各方越来越高的关注。事实上，电网内若有部分机组在电网故障时能快速减负荷并自动转为只带厂用电作“孤岛运行”,(FCB)，就能使其成为电网的“星星之火”而迅速“激活”网内其它机组并恢复对重要用户的供电，这对提高电网的安全性有着极大的作用。
外高桥三期工程，建设两台1000MW超超临界机组，在设计时便按能实现FCB考虑。根据二期工程900MW成功实现FCB功能（1）的经验以及系统配置存在的不足，对三期工程的相关系统和配置进行了全面优化，在第一台机组完成全部调试项目并将转入168h试运行前两天，先后进行了75％和100％的全真运行工况的FCB试验，均获得了圆满成功。 一、机组主要设备和系统配置锅炉为1000MW超超临界一次再热、燃煤、四角切圆燃烧、直流塔式、螺水冷壁变压运行锅炉。主要参数为：蒸发量2955 t/h；主蒸汽温度／压力：605℃／28MPa；再热蒸汽温度压力：603℃／6.4MPa。制粉系统配置6×20％中速碗型液压加载磨煤机，正常运行为1台备用。
汽轮机采用四缸四排汽、单轴反动凝汽式双背压汽轮机。额定功率1000MW，最大功率1060MW(2955t/h）。所配发电机为水氢氢冷、同轴励磁型，额定功率1000MW，功率因数0.9，配置出口断路器（GCB）。主变采用单相3×38OMVA变压器，27kV/ 525kV。
旁路系统配置了100% BMCR高压旁路，该旁路兼作锅炉高压安全门。低压旁路容量为65%BMCR，另配100% BMCR再热安全门。给水系统配置l×100% BMCR汽动给水泵，带独立凝汽器，不配电动给水泵。
二、FCB 相关系统的配置和设计优化
外高桥电厂三期工程 FCB 功能的成功实现，首先得益于外高桥电厂二期工程的经验。当时的第二台 900MW 超临界机组，在对控制系统（包括 DCS、DEH 及旁路控制系统）进行了相应改进后，己于 2004 年 9 月成功了进行了全真运行工况的 FCB试验。在成功之外，通过试验，也对系统的配置和设计中尚存在的不足有了更深入的了解和体会。在三期工程的设计阶段，我们针对这些不足进行了一系列的改进和优化。
2.1 机组大连锁原则
为提高机组运行的灵活性，与二期无GCB不同，三期的两台发电机均配置了GCB，但不设高压备用变压器。在发电机未投入时（GCB断开）, 10KV/3KV厂用电可直接通过主变／厂高变取自 500KV电网，见图1。因此，三期的运行和连锁方式与二期有所不同。当机组运行中断开Bl时，发电机通过T2带厂用电运行，即 FCB 。而当断开B2时，则由500KV线路侧通过Bl, T1向 T2供厂用电，因此，主变压器出口开关B1不参与机、电、炉连锁跳闸。总的机、电、炉连锁原则如下：
(1) 主变出口 B1 跳闸，汽轮发电机快速减负荷至带厂用电作孤岛运行（FCB)，锅炉通过旁路系统维持运行；
(2）发电机出口 B2 跳闸，汽轮发电机甩负荷并维持3000rpm运行，锅炉通过旁路系统维持运行；
(3)汽轮机跳闸，连跳B2，锅炉通过旁路系统维持运行；
(4）锅炉跳闸，连跳汽轮发电机及B2。
2.2 旁路系统（2）
2.3 再热安全门
鉴于低压旁路在凝汽器压力高等特殊情况下会被闭锁，再热安全门容量必须按照100% 容量配置，以提供事故工况下的蒸汽通道。外高桥二期采用的是二位式再热安全阀，由于其动作后只能全开，必然导致大部分蒸汽被排至大气，加剧了工质的不平衡。三期则选用了调节式的安全阀，在高负荷情况下发生 FCB 时，按不超压的原则控制，当其开启时只排放多余的蒸汽，这对减少 FCB 工况下的工质损失极为有利，而实际应用的效果确实很好。
2.4 汽动给水泵
外高桥二期的给水泵汽轮机，其汽源采用外切换。在汽源的切换过程中必须先切断主汽轮机抽汽，再打开再热蒸汽阀以确保主机安全，切换时间较长。这必然导致小汽轮机短时间缺汽，相应使给水泵转速下降并造成锅炉短暂缺水，而此时又恰逢高压旁路打开，给水泵出口又增加了旁路喷水，更加剧了锅炉缺水，必然导致水冷壁出口温度迅速窜升的局面。当汽源切换成功，给水流量恢复后，水冷壁出口温度则会掉头向下。在此过程中，水冷壁出口段以及一级过热器等必然承受了一次剧烈的短时过热及回冷的冲击。这对超临界及超超临界机组，容易导致炉管的表面氧化皮脱落，增加了过热器堵管以及汽轮机固体颗粒冲蚀等的风险。
外高桥三期工程采用了具有特殊内切换功能的专用小汽轮机。再热蒸汽和汽轮机 5 级抽汽分别经不同的调门引至与之参数相适配的调节级喷嘴组，两者可分别单独运行至满负荷，也可同时运行，汽源切换迅速。当 FCB 或停机等工况出现，抽汽迅速减少或消失时，再热蒸汽调门会自动开大并维持给水泵运行，切换扰动量很小，极大的改善了机组在这种工况下的安全胜。在机组的调试期间，历次停机不停炉，甩负荷试验及 FCB 试验中，汽动给水泵的转速和压力控制都很平稳，完全感觉不到汽源的切换过程。
2.5 除氧器
二期的除氧器为常规的淋水盘有头式，在运行中经常发生淋水盘被冲坏的情况，三期则选用了引进技术生产的内置式一体化无头除氧器，至今运行良好。除氧器水箱是整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节，这对超（超）临界锅炉尤为重要。
二期的除氧水箱容量为5min的锅炉蒸发量。从调试阶段的停机不停炉和FCB试验的情况来看，其容量明显不足。三期工程经技术经济比较，将其容量调高至6mm的锅炉蒸发量。
三、控制系统及调试
3.1 FCB 时的特殊控制方式
旁路控制系统通常运行于跟踪溢流方式，但在 FCB 或甩负荷时接受了锅炉的绝大部分蒸汽，需立即转入按燃烧率计算的相应压力进行控制。
鉴于低压旁路通流量有限，在高负荷时发生 FCB 后，若不及时将锅炉蒸发量降至低压旁路通流量以下，必然导致大量蒸汽被再热安全门排向大气，从而使机组的运行无法持续。因此，当发生 FCB 时，机组的协调控制系统须按 RUNBACK 程序进行控制，目标负荷应为低旁容量以下。由此可知，在进行甩负荷及 FCB 试验前，应先完成 RUNBACK 试验。
在 FCB 发生后，所有的主汽轮机抽汽都基本消失，为减少锅炉进水温度的大幅波动，从而有利于 FCB 后锅炉的汽温及负荷的控制，改善 RUNFACK 后锅炉的水动力工况，同时也尽可能增加冷再热蒸汽的用户，回收热量及工质，故汽源为冷再热蒸汽的＃7高压加热器仍应维持运行。不过，由于＃ 6 高加已退出，逐级疏水不再可用，须迅速切换至越级疏水至除氧器。
另外，# 1~#4 低压加热器退出了运行，使得进入除氧器的水温大幅下降，除氧器加热用汽量急剧增加，而其工作汽源（ 5 级抽汽）已消失，故需立即将汽源切换至直接取用冷再热蒸汽。此时的除氧器压力控制转为“压力下降速率限制”模式，防止＃ 7 高加进水温度剧变，危及其运行安全，同时也确保给水泵前置泵入口的汽蚀余量，防止发生汽蚀。
3.2 控制系统的调试
在 FCB 发生后，机组的锅炉、汽轮机、发电机及热力系统和各种辅机等的运行工况都将发生很大的变化，整个机组的过渡过程只能依托控制系统，自动按既定的程序逻辑和规则进行控制和调节，人工操作是不可想象的。从某种意义上来讲，全真工况的FCB试验，是对机组自动控制系统胜能的最严峻的综合检验。因此，在新机组的调试过程中，必须对每一个子系统都进行认真仔细地调试和试验，使系统的调节胜能完全满足技术要求，最终能让整台机组进入真正意义上的全自动方式运行，并能适应各种特殊工况的扰动。
另外，为确保机组在试验中万无一失，所有的保护必须经过校验并投入运行。另外， FCB 与甩负荷试验不同，后者仅仅用于考核汽轮机在发电机甩负荷的情况下能否控制得住转子转速。而 FCB 试验的目的是为考核在遇到电网突发事故的情况下，机组能否决速减负荷并安全的转入孤岛运行方式，而这种突发事故通常不会有任何先兆。因此，FCB 试验时机组应处于完全真实的运行工况，而试验前对机组的运行工况或对控制系统采取的任何临时性干预措施都应被视作试验无效。
四、FCB 试验
按三期的设计，在汽轮发电机甩负荷时，锅炉通过旁路系统维持运行。从热力系统角度，其工况的变化与FCB 时最为相似，甚至更极端。两者不同之处在于厂用电的供电方式，在甩负荷时，厂用电由电网倒送，相对较为安全。因此在进行FCB 试验前，应先完成全真运行工况的甩负荷试验，在按常规测取汽轮发电机转子飞升转速的同时，考核整个热力系统及相关控制系统在此工况下的应变能力。
08 年 3 月巧日和 16 日，外高桥三期工程第一台机组先后进行了 75 ％和 100 ％的甩负荷试验。试验采用全真运行工况，试验前不作任何预防性措施和操作，唯一做的就是拉开发电机出口开关。这两次试验都获得了成功。通过试验，也发现了控制系统内尚存的个别不足，经修改逻辑后于 3 月 17 日晚 21 : 40 进行了全真运行工况的 75 ％负荷的 FCB 试验。这次试验非常成功，所有运行参数都很平稳，汽轮发电机转子在主变压器出口开关拉闸的 2s 后转速达到 3118.4 rpm,17s 后降至 2952.6 rpm，约40s 后转速趋于稳定，见图2。由于再热安全门没有开启，工质平衡不存在问题。在这次试验中，按计划还要做50OKV线路开关和联络开关的假并列试验，故孤岛状态运行了近一个小时，于22:39:07再次并网。这次试验还说明，机组完全可以在孤岛状态下安全运行较长时间。
在成功进行了 75 ％负荷 FCB 试验的次日， 3 月 18 日晚 23:59:41 进行了全真运行工况的100％负荷FCB试验，这次试验再次取得了圆满成功。汽轮发电机转子最高转速3162.4rpm, 最低转速2950.8rpm, FCB发生后约45s转速趋于稳定。见图 3 ，仅过了不到7分钟，于0:06:20机组再次并网。这次试验，一方面展示了机组满负荷 FCB 的能力，另一方面反映了机组在 FCB 后恢复向外送电的快速性。
得益于三期工程在一开始就对系统设计和设备配置进行了一系列针对性的改进和优化，这次 100 ％负荷的 FCB 的过渡过程远比二期 900MW机组的 FCB 平稳。汽动给水泵汽源的迅速切换，使锅炉的水动力极其稳定，完全没有出现二期900MW机组在 FCB 后的给水泵汽源切换过程中出现的水冷壁出口温度快速窜升至接近保护动作值，而后再快速回落的局面。省煤器和水冷壁出口温度丝毫没有窜升的情况，彻底消除了汽动给水泵的汽源切换对锅炉受热面的热冲击，见图 4 ，机组的其他各种热力参数均控制在安全范畴内。
尤其是过渡过程中的工质平衡良好，完全没有了二期900MW 机组在 FCB后由干再热蒸汽从安全门大量排空导致除氧器和凝汽器水位大幅下降的紧张局面。见图 5 :
根据记录，再热安全门在 FCB 发生后的 13s 快速开启，过了 28s 后开始逐步调节关小，再经过 48s 后完全关闭。从图中可以看出，由于其包括调节关闭过程在内的总开启时间短，工质损失少，因而对凝汽器水位造成的影响很小。从而验证了三期工程就改善 FCB 过程工质平衡的一系列措施非常有效。
五、结语
继 2004 年 9 月外高桥二期工程的第二台 900MW 超临界机组全真运行工况的满负荷 FCB 试验成功后，外高桥三期工程的第一台 1000MW超超临界机组又一次圆满地实现了满负荷的 FCB 。从而向业界充分证明，大型超（超）临界发电机组，包括国产和国内设计的机组，完全能够实现真正意义上的 FCB 功能，相关的技术己经成熟，并具有可复制性。
大型超超临界发电机组具备 FCB 功能，除能为电网提供发生大面积停电时快速恢复的支撑点外，对电厂自身的安全也极为有利。事实上在国内外，大部分超临界和超超临界机组都深受金属氧化皮脱落导致的锅炉爆管及汽轮机等遭受固体颗粒侵蚀（SPE）问题（3）的困扰，并且参数越高问题就越严重。而这类问题主要发生在锅炉的启动阶段，因此，尽可能的避免机组故障时的停炉是应对这一问题的有效方法。当机组具备 FCB 功能后，即同时也能具备停电不停机（甩负荷）及停机不停炉的功能，这就能最大限度的降低锅炉的停运概率，从而可有效地缓解 SPE 等问题。对于大型超（超）临界机组，只要锅炉不停，一般故障后的恢复时间是很短的。因此，大机组具备 FCB 功能，实际上能实现电网和电厂的双赢。
参考文献：
[1］冯伟忠.900MW超临界机组 FCB 试验［J］.中国电力，2005, 38(2): 74-77.
FENG test for 900MW suPercritical units[J] Electric Power, 2005, 38(2):74-77.
[2］冯伟忠.1000MW级火电机组旁路系统作用及配置［J］中国电力，2005 ,38(8): 53-56.
FENG Wei-zhong. Functions all configuration of the bypass system for 1000MW class coal-fired power generation units[J] Electric Power,2005,38(8):53-56.
[6] 冯伟忠.超超临界机组蒸汽氧化和固体颗粒的综合防治［J］.中国电力，2007,40(1): 69-73 FENG Wel-zhong ComPrehensive Prevention of steam oxidation and solid particle eroslon for the ultra Supercritical unit[J] Electric Power , 2007 , 40 ( l ) : 69-73
*在欧洲， Fast Cut Back 称之为 Run Back to House Load
作者简介：
冯伟忠，1954-，教授级高级工程师，副总经理，长期从事发电厂建设和生产技术管理，研究方向为超超临界发电技术
（转载）
