智慧电厂干货｜火电燃煤机组问答FCB（2）-北极星火力发电网

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火电燃煤机组的FCB（Fast Cut Backe）功能何时出现我国的？据有关资料显示，1985年，有欧洲300MW机组和日本350MW机组落户中国，FCB功能配置在热工控制系统中，至今已有三十多年。1992年，从欧洲进口的600MW超临界机组设计有FCB功能并通过了调试试验。1998年前后，从日本进口的350MW、600MW和700MW容量的燃煤机组无一例外地带有FCB，先后在国内进入商业运行。这批机组的FCB功能已经炉火纯青，历经实战，成绩斐然。2004年以后，多个电厂的国产机组宣布实现了FCB功能，装机容量从300MW、600MW到10000MW等级的都有。但与国内300MW及以上在运机组的数量相比，FCB功能的应用还是曲高和寡。

7 、 FCB为何在国内没有推而广之？

既然FCB“功在电网、利在电厂”，有那么多的好处，进入我国也有三十多年的历史，为什么没有得到广泛的应用？客观的讲，上个世纪八十年代中期，我国的电站装备水平尤其是机炉的可控性以及热工装置水平推广FCB的确有一定难度，没有计算机或计算机分散控制系统（Distributed Control System-DCS）的支持，FCB只能是水中月、镜中花。当时行业主管部委对电厂应用DCS还没有提到议事日程。不过，那时在国内试点机组上的确模仿设计过FCB，只可惜未见成功案例。而2000年之后，国产电站设备制造水平已经大幅度提高，但很少有人再提FCB，所谓“一朝被蛇咬，十年怕井绳”，早期FCB的失败阴影形成了拒绝FCB的主观意见。

可惜可叹的是，这些主观意见萦绕在电力行业内长达几十年，严重地阻碍了FCB的应用。我们还在纸上谈兵，高谈阔论FCB该不该用，外面世界的同行却埋头实践、一步一个脚印，以时间长度换来了FCB控制水平的高度，踏实地把FCB作为标准功能配置在所有大型机组并出口到世界各地，以至于FCB功能成了国际市场上火电厂燃煤机组招标的一种规范，这个差距确实有点儿大。

当年的主观意见有一种担心，汽轮机低负荷或空转时“鼓风”效应可能损坏汽轮机转子叶片。甚至尖锐的发出警告“发电机解列后带厂用电或维持汽轮机空转的作法是极端错误的”。当年的主观意见还有一种定义，只有回收全部工质（过热和再热蒸汽）的锅炉快速减出力才是“真正的FCB ”。当年的主观意见还有一种说法， FCB主要对电网有利，对电厂没有太多好处，一个电网中不必每台机组都设计FCB。

然而事实胜于雄辩。

现代汽轮机的制造技术无论在金属材料、制造工艺还是安全设备配置方面都提高了汽轮机应付“鼓风”效应的能力，汽轮机“孤岛运行带厂用电”运行的安全性已经获得验证。前一篇文章（参阅火电燃煤机组问答FCB（1））中提到的机组“2001年5月11日因雷击输电线路，甩650MW负荷，FCB成功实现发电机解列带厂用电，自带负荷19MW，孤岛运行时间长达195分钟。”的案例已经是不争的事实，近二十年过去，这些运行机组性能依然杠杠滴。“鼓风论”就FCB应用而言可以歇歇了。至于“发电机解列后维持汽轮机空转”，并无实用价值，当弃之不用。

所谓“真正的FCB”这种提法本身就是个伪命题。国、内外已经成功实现FCB的案例都证明，世界上还没有哪一台机组能够在FCB过程中回收全部工质。FCB过程中为应付锅炉压力飞升，75%ECR以上负荷段适量泄放蒸汽是有效的控制手段。如果按所谓的“全部回收工质”的设想，为了把过热蒸汽的热力参数，通过高旁和低旁降到凝汽器可以接受的数值，中间要两次喷水减温，工艺系统就要根据汽水质量流量逐级扩容，再热器容量要增加大约17％，随之锅炉的燃烧容积也要相应增大，附属设备和辅机跟着变大，凝汽器要扩容至锅炉蒸发量的1.5倍。到目前为止，在世界范围内还没有发现有按这种思路制造的机组。仅为了在小概率事件中回收那么点儿蒸汽（根据实际验证，蒸发量2000t/h的锅炉在100％甩负荷的FCB极端工况下也不过损失蒸汽9吨左右，相当于额定容量的0.45％）而去需耗费大量的投资极不合理，在昂贵的设备造价面前绝无实现的可能。

事实证明，高参数的大容量机组从FCB中可以获得安全和经济两方面的收益，FCB已经成为国际上机组热工自动化水平高低的标志性指标。在一些先进工业国家，FCB是电厂的标配，我国出口的火电机组几乎也都被要求投入FCB。事实上，FCB的“停机不停炉”功能应对的就是电厂内部引发汽轮机、发电机跳闸但未至 MFT动作的故障，无论人为误操作还是设备异常，FCB都是有效的安全屏障，否则，这些人为的误操作或设备异常都会统统造成停机停炉，都要统计为非计划停运。

8 、 FCB方案有区别吗？

国内主要有两种流派，欧洲版和日本版，都是从国外进口机组上带来的，主要的区别在汽机旁路的配置上。见表1。

表1 FCB欧洲版和日本版设备配置比较表

FCB工况锅炉蒸汽疏导方式：

欧洲版，汽机旁路疏导，冷再和热再超压安全门动作泄放；

日本版，汽机旁路疏导，锅炉正常运行压力PCV阀即时主动打开泄放。

9 、 FCB是否非100％旁路莫属呢？

送给100%容量的汽机高旁两个字，“浪费”。有电厂公开资料为证：1993年8月3日14点46分，2号机组曾成功地实现了一次FCB。FCB发生前机组负荷560MW，(此处省略56个字），高压旁路自动打开，1、2号高压旁路（100％容量＝25％×4）阀先开启到43％，再回落到20％；3、4号高压旁路阀一直保持在20％开度上，低压旁路（65％容量）受喷水流量限制只开30％左右，再热器压力从4.0MPa上升到5.8MPa，再热器安全门起座（保护动作值超限）。按等效开度计算，高压旁路只用了总容量的31.5％，低压旁路只用到30％，设备容量浪费差不多70％。100％高旁＋65％低旁（国内还有65％×2的配置）给基建投资、维护费用造成巨大浪费。以1000MW超超临界机组为例，实现同样FCB功能，相比配置40％容量的旁路至少要多花几千万乃至上亿人民币。虽然国内许多电厂这样设计了，但贵的不等于对的。

有选择100％高旁者辨称，第一、有助于全部回收工质；第二、可以替代锅炉安全门；第三、锅炉安全门排汽噪声符合欧洲环保标准。真实的情况是：首先，安全门没有被替代，只不过换了个地方，从锅炉过热器联箱挪到了再热器管道上。要论动作速度，大概还是过热器安全门开得快，不必费事通过高旁，更直接、更安全。其次，高于75％BMCR发生FCB时再热器安全门必动无疑，对空排出蒸汽是肯定的了，何来“全部回收工质”？再热器安全门泄放锅炉蒸汽能连个动静都没有？还是因为欧洲人设计的再热器安全门就可以无声无息的排出高压蒸汽？过于牵强的理由藏有诡辩之嫌。

图1 100％旁路实际容量流程图

锅炉超出正常工作压力的简单标志就是锅炉安全门动作。在机组正常运行中，因负荷瞬时降低一定幅度的过渡过程中，汽机旁路能够参与过热蒸汽压力调节，稳定汽轮机机前压力，这种功能在生产中已经广泛应用，不存在问题。对FCB工况而言，汽机旁路主要起控制锅炉压力飞升的作用，图1是根据100％高旁、65％低旁配置和设备特性绘制的蒸汽容量流程图，即便按静态流量平衡的角度评价，配置100％旁路也不合理。以700MW亚临界机组为例，当机组100％甩负荷时，过热蒸汽经过高旁阀流入再热器时流量大约增加了17％（100％过热蒸汽＋17％减温水）左右，而比再热器的容量大了37％（再热器的容量相当于过热器的80％，因锅炉设计不同，具体数据略有差别），比低旁阀大了52％，这种进入量大排出量小的现象如同“肠梗阻”，所以国内配置100％高旁阀的机组一旦在机组高负荷（＞75%ECR）发生FCB没有一台机组的再热器安全门不是被动打开的，蒸汽照样对空排放，“全部回收工质”成为奢谈。安全门一旦动作即表示锅炉压力失控，而FCB成功的标准中有“锅炉、汽机不超温，不超压”的要求，如此说来，配置了100%汽机旁路反而是没有实现“真正的FCB ”。需要特别说明，这和FCB时打开锅炉PCV阀不一样，PCV阀是由FCB触发主动打开，对应于FCB动作负荷下的正常工作压力，用于消去压力飞升峰值，能有效防止锅炉主安全门超压动作。同理，65％的旁路阀配置也不合理，汽轮机凝汽器的容量不过是70％，而低旁阀出口的最大容量能达到85.1%，如果真的有这么多蒸汽蜂拥而至，至少有15％左右的旁路容量无法被凝汽器接纳。

想不透当年欧洲人为什么选择100%汽机旁路。技术问题不能讲迷信，100%汽机旁路存在那么多明显无法解释的Bug，如果不加任何思考就跟着照葫芦画瓢，那就是对人民币的不负责任。

10 、 40%的汽机高旁容量够用吗？

旁路容量的选择就离不开锅炉和汽轮机工质流量的平衡特性。为了提高机组的整体热效率，汽轮机设计有回热系统，从汽轮机各级汽缸抽取蒸汽，综合起来大约用去35％BMCR的蒸汽量。设备制造厂从造价经济合理原则出发，依据机组汽水平衡情况，锅炉再热器蒸发量基本上都是按80％BMCR设计，因为过热蒸汽通过汽轮机高压缸作功后部分进入了机组的回热系统或被相关辅机利用，无法全部回到锅炉再热器。那么，单从流量平衡方面考虑，高压旁路的上限值为80％BMCR是否合适？回答是否定的。汽轮机旁路阀不是普通的阀门，它具有减温减压的作用，由于减温喷水流量的加入，旁路阀的流量出口大于入口。例如，单机容量为700MW的亚临界机组，17.5MPa／541℃的高温高压过热蒸汽通过高压旁路阀并经喷水减温后，压力和温度被降低至4.7MPa／295℃，而920 t/h的入口流量，到了出口则增多到1074 t/h，减温喷水增量约17％。所以选择高压旁路容量时要考虑旁路和旁路阀的流量配合比例，对于低压旁路也要作同样考虑，尤其为了配适汽轮机凝汽器的参数，低压旁路的喷水量更大，增量甚至达到31％（入口流量827.75 t/h，出口流量1083.25 t/h）。

图2 以凝汽器容量为基准的汽轮机旁路系统合理配置示意图

回热系统所用掉的蒸汽在热交换中已经转换为疏水，不需要汽轮机凝汽器进行冷凝，同样基于设备造价经济合理原则，汽轮机凝汽器的设计能力（含小汽轮机的排汽）仅有70％BMCR，不同厂家回热抽汽、热工参数会有差异，对这一比例可能有所影响，但同为一级再热锅炉，配有汽动给水泵的机组，凝汽器容量的偏差不会超过±5％BMCR。根据木桶短板原理，串联系统中最低的通流能力就是系统的最大流量。从图2中可以清晰的看到，管道中的蒸汽量逐级加大，热力参数逐步降低，入口流量小出口流量大，一路顺畅地进入凝汽器，绝无“肠梗阻”之虞。对比蒸汽系统设备容量，凝汽器的容量最小，可以作为选择旁路容量的计算基准。从凝汽器冷凝容量中减去小汽轮机3.2％BMCR左右的排汽，通过逆向运算，低压旁路阀的最大容量不应超过53.1％BMCR，高压旁路阀的最大容量不应超过45.8％BMCR。这是理论上按热力系统工质流量平衡要求选择旁路阀的最高限值，实际上从提高设备投资性价比方面考虑，在满足机组各种控制和安全功能的前提下选择旁路阀的容量越小就越趋近于合理值，对机组经济运行越有利。

根据理论分析和长期运行经验，汽机高旁容量可综合考虑汽机凝汽器设计容量和不投油最低稳燃负荷等因素，在35％BMCR～45％BMCR之间取舍，低旁阀容量以大于高旁阀5％BMCR为宜，理论分析和实践都证明，40％BMCR高旁和45％BMCR低旁有比较好的经济性，既好用又省钱。直流炉可参考锅炉最低循环流量加上5％BMCR就是高旁阀容量的合理选择。兼顾到旁路快开功能，用于FCB的汽机旁路阀应优先选择液压执行机构。

按机组正常运行工况选择40%汽机高旁，FCB工况下为应对75%ECR以上甩负荷引发锅炉压力飞升，锅炉过热蒸汽管道上适量加大PCV阀蒸汽泄放量，可由设计规程规定的10%提高到32%左右。综合评审这种组合方案既节省了汽机旁路和锅炉相关设备的一次性投资，又能成功实现FCB功能。

选用容量40%高旁+45%低旁+32%锅炉过热器PCV阀的700MW机组的FCB控制，是个什么效果呢？且看下文分解。

（未完待续）

《火电燃煤机组程序自动启停系统（APS）与智能控制》作者：王立地

可供大型火力发电厂、电力研究院、电力设计院、DCS生产厂家、火电安装调试等单位从事热工自动化、节能优化运行、智能电厂规划等专业的技术人员在生产培训、工程设计、系统调试、软件组态时借鉴应用，也可作为大专院校相关专业的辅助教材。