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摘要：某2×1 000 MW超超临界燃煤发电机组在2019年夏季因大风导致杂物缠绕在主变出线处引起主变差动保护动作，在原因查明、故障消除后立刻进行机组极热态恢复，现对该机组极热态恢复策略进行研究和探讨。
关键词：百万机组;故障跳闸;热态冲转;极热态恢复
0 引言
某2×1 000 MW超超临界燃煤发电机组，每台机组设置2×50%容量汽动给水泵，未设置电动给水泵，因此在发生机组跳闸后的极热态恢复过程中，关键点在于尽快恢复辅汽压力，提供小汽轮机供汽，使得给水能尽快供应，否则容易导致机组系统内的工质压力卸掉，造成浪费，延迟极热态恢复的时间。本文主要研究机组极热态恢复的策略，在保证设备安全的前提下，能尽量缩短恢复时间。
1 机组简介
该2×1 000 MW超超临界燃煤发电机组，在BMCR工况下，主/再热蒸汽温度为605/623 ℃，主/再热蒸汽压力为29.30/6.16 MPa。两台机组的辅汽联箱通过两道电动门进行连接。
2 故障过程
2019年夏季，其中一台机组，在负荷500 MW正常运行期间，发生主变差动保护动作，动作后，通过调取摄像头，发现大风导致杂物缠绕在主变出线处，在查明原因、消除故障后，立即汇报调度，申请机组并网。在此期间，机组跳闸后的锅炉侧压力逐步下降，在没有电泵的情况下，必须立即保证给水供应，才能维持锅炉侧工质压力，尽快进行机组极热态恢复。
3 極热态恢复策略
3.1 跳闸后的机组检查
（1）主值立即汇报值长机组跳闸，并查找首出。联系各检修专业到场。值长汇报各级领导到场。检查机组保护动作情况，主值负责电气方面（励磁画面：发变组保护屏动作情况，MK开关联跳正常;10 kV画面：厂用电切换正常;保安PC画面：保安系统正常）。
（2）安排副值检查机组动作情况，汇报主值。检查汽机跳闸正常（DEH画面：转速下降，主再热汽门关闭，各抽汽门关闭）[1]，检查MFT联动正常。
（3）安排巡检至电子间检查发变组保护屏动作情况，第一时间查找保护屏首出，及时汇报值长。安排巡检至升压站继电保护间，检查升压站开关动作情况及首出，在故障录波器打印出动作信息，并检查各开关气室压力、油压等参数，均正常。
（4）安排副值检查各个画面辅机联动情况。启动备用工频凝结水泵，检查小机跳闸。
（5）检查轴封溢流调门动作慢，轴封暂时失去，立即将轴封调门切手动，调至正常压力后投自动。
（6）吹扫5 min后依次停运各送引风机，锅炉闷炉。
（7）汽机闷缸。关闭主再热蒸汽、汽机本体、抽汽系统的疏水气动门和电动门。
（8）检查干排渣系统带变频器的设备均跳闸，手动无法启动，联系检修处理。
（9）手动提升所有扇形板。
（10）小机投入电动盘车。
（11）将凝结水至低加系统切主路运行。
3.2 跳闸后的机组恢复
包括故障处理、热机主线、电气主线，三主线同步进行。
3.2.1 故障处理：主值负责
本次机组停运，厂用电快切虽成功，但带变频器的设备均跳闸，包括A凝结水泵、干排渣系统、低加疏水泵。HWL液动阀前电动门阀门故障，联系手摇打开，耽误了上水进度。A变频凝泵跳闸，变频器需复位，无法直接启动，启动B工频凝泵。减温水电动门均报阀门故障，联系检修恢复过程耽误一定时间[2]。干排渣系统变频器故障，恢复耽误一定时间。磨煤机启动前，热风关断门卡涩，联系蓝巢就地操作开启。
3.2.2 热机主线
（1）辅汽暖管，机侧副值负责。立即联系相邻机组进行辅汽联络暖管，压力控制大于0.7 MPa。
（2）冲小机，机侧副值负责。用辅汽对A小机进行疏水、暖管。500 r/min的升速率尽快冲至3 100 r/min后投入遥控控制。
（3）锅炉泄压，主值负责。在无高旁减温水前，通过HWL阀缓慢泄压。锅炉泄压目标至约14 MPa即可恢复上水。因启动系统压力过高，HWL阀电动门肯定打不开，联系蓝巢热控和机务，增加人力进行手摇至一定开度后，通过远方操作可打开。一旦小机投入遥控，逐步开启A小机给水电动门，满足高旁减温水后，则通过开启高旁控制泄压速度，关闭HWL阀。同时高旁减温水及时开启，幅度不要过大。因轴封、吹灰、小机等用汽要求，后期高旁阀后温度控制约320 ℃，保证冷再至高辅的温度满足要求。高旁开启的同时，低旁及减温水配合开启，保持再热器压力目标1.7 MPa左右，不超压超温[3]。主再热蒸汽和旁路系统如图1所示。
（4）联系热工强制保护：MFT（给水流量LL，储水箱水位HH，MFT 120 min无点火记忆，首次点火失败）;MFT跳A/B小机;汽机跳闸高低加解列;汽机跳闸联关各抽汽门。
（5）锅炉上水，机侧副值负责。锅炉上水后，注意控制储水箱水位正常，尽量减少HWL的排放。要控制储水箱水位有难度，及时调整汽泵出力，防止储水箱长时间处于高水位。高加恢复主路。注意控制除氧器、凝汽器水位稳定，通过凝结水上水流量判断锅炉上水流量约150 t/h，除氧器加热逐步开大，维持给水温度。
（6）风烟制粉恢复，炉侧副值负责。操作控制在30 min以内。点动1次炉水泵15 min后，启动炉水泵。调整至正常给水流量。依次启动两侧引、送风机，检查两侧送引风机运行正常，迅速调整炉膛负压至正常，调整至吹扫风量。满足各吹扫条件，完成吹扫后，MFT复位，OFT复位，燃油泄漏试验旁路。尽早投入空预器主汽源吹灰和投入干排渣系统。A、B、E、F磨煤机通风，启动密封风机、一次风机，投入微油枪，迅速启动A磨煤机。微油模式启动A磨煤机后逐步增加煤量至70 t/h，注意控制速度，防止主汽温上升过快。启动B磨煤机，逐步稳定总煤量至120 t/h。 （7）稳定主参数至热态冲转前参数，主值负责。高旁最终开度约到45%，高旁减温水约16%。当蒸汽建立流通，汽温会下降，但通过煤量的增加，汽温会稳定。及时通过三减调整汽温。汽温存在偏差，调整BAGP风进行消偏。目标主汽压约14 MPa，主汽温580 ℃，再热汽压1.7 MPa，再热汽温560 ℃。
（8）#2高加逐步投入，提高给水温度，机侧副值负责。
3.2.3 电气主线
主值负责，联系值长，进行主变转检修的操作。机组高压侧出线如图2所示。
（1）值长汇报调度后，调度下综合令，操作完毕后，回令。操作包括：5041开关、5052开关联跳后，5041、5052开关转冷备用（拉开5041-1、5041-2刀闸，5052-1、5052-2刀闸），拉开5052-6刀闸。拉开2704-2刀闸。10 kV A/B段工作电源进线开关转冷备，合上5052-617接地刀闸、2704-27接地刀闸，停运主变风扇及电源。
（2）NCS的操作，开关或刀闸分闸时，只需选遥控;合闸时，刀闸选择一般遥控。开关包括两种情况，主变冲击带电的首个开关（5041开关合闸）操作选择不检，合环的第二个开关（5052开关合闸）选择检同期。
（3）执行主变转检修的保护投退卡（退出E屏热工保护压板、断水保护压板、500 kV断路器联跳跳闸压板，励磁系统故障启动跳闸压板、灭磁按钮跳闸压板）。
（4）当主变故障确认并消除后，联系检查检修人员撤离，具备送电条件。值长汇报调度，调度下令后，操作完毕，回令。操作包括主变恢复运行，厂用电切换为高厂变接带。拉开5052-617接地刀闸、2704-27接地刀闸，合上5052-6刀闸，5041、5052开关转热备，合上5041开关，检查主变、高厂变带电正常，合环5052开关。10 kV A/B段工作電源进线开关转热备，厂用电装置复归后快切，检查正常。
4 结语
经过以上操作，机组稳定在热态冲转参数，具备走步条件。待调度令后可进行走步冲转。热机的操作类似于甩负荷试验，但因有电气故障，因此涉及电气事故确认和消除，包含大量电气操作，升压站、主变、电子间均需人员到位。此次操作为后续机组故障再次开展极热态恢复提供了宝贵经验。
[参考文献]
[1] 朱建峰，瞿丽莉.某火电机组DEH电源失电原因分析及防范措施[J].内蒙古煤炭经济，2019（20）：152.
[2] 纪晓明.除氧器进汽母管逆止门故障造成机组跳闸的原因分析与控制措施[J].机电信息，2020（35）：70-71.
[3] 闫凤山.一起燃煤气锅炉炉膛爆炸事故[J].中国锅炉压力容器安全，1994，10（1）：49.
收稿日期：2021-06-25
作者简介：杨光（1985—），男，天津人，工程师，研究方向：热能与动力。
关键词：百万机组;故障跳闸;热态冲转;极热态恢复
0 引言
某2×1 000 MW超超临界燃煤发电机组，每台机组设置2×50%容量汽动给水泵，未设置电动给水泵，因此在发生机组跳闸后的极热态恢复过程中，关键点在于尽快恢复辅汽压力，提供小汽轮机供汽，使得给水能尽快供应，否则容易导致机组系统内的工质压力卸掉，造成浪费，延迟极热态恢复的时间。本文主要研究机组极热态恢复的策略，在保证设备安全的前提下，能尽量缩短恢复时间。
1 机组简介
该2×1 000 MW超超临界燃煤发电机组，在BMCR工况下，主/再热蒸汽温度为605/623 ℃，主/再热蒸汽压力为29.30/6.16 MPa。两台机组的辅汽联箱通过两道电动门进行连接。
2 故障过程
2019年夏季，其中一台机组，在负荷500 MW正常运行期间，发生主变差动保护动作，动作后，通过调取摄像头，发现大风导致杂物缠绕在主变出线处，在查明原因、消除故障后，立即汇报调度，申请机组并网。在此期间，机组跳闸后的锅炉侧压力逐步下降，在没有电泵的情况下，必须立即保证给水供应，才能维持锅炉侧工质压力，尽快进行机组极热态恢复。
3 極热态恢复策略
3.1 跳闸后的机组检查
（1）主值立即汇报值长机组跳闸，并查找首出。联系各检修专业到场。值长汇报各级领导到场。检查机组保护动作情况，主值负责电气方面（励磁画面：发变组保护屏动作情况，MK开关联跳正常;10 kV画面：厂用电切换正常;保安PC画面：保安系统正常）。
（2）安排副值检查机组动作情况，汇报主值。检查汽机跳闸正常（DEH画面：转速下降，主再热汽门关闭，各抽汽门关闭）[1]，检查MFT联动正常。
（3）安排巡检至电子间检查发变组保护屏动作情况，第一时间查找保护屏首出，及时汇报值长。安排巡检至升压站继电保护间，检查升压站开关动作情况及首出，在故障录波器打印出动作信息，并检查各开关气室压力、油压等参数，均正常。
（4）安排副值检查各个画面辅机联动情况。启动备用工频凝结水泵，检查小机跳闸。
（5）检查轴封溢流调门动作慢，轴封暂时失去，立即将轴封调门切手动，调至正常压力后投自动。
（6）吹扫5 min后依次停运各送引风机，锅炉闷炉。
（7）汽机闷缸。关闭主再热蒸汽、汽机本体、抽汽系统的疏水气动门和电动门。
（8）检查干排渣系统带变频器的设备均跳闸，手动无法启动，联系检修处理。
（9）手动提升所有扇形板。
（10）小机投入电动盘车。
（11）将凝结水至低加系统切主路运行。
3.2 跳闸后的机组恢复
包括故障处理、热机主线、电气主线，三主线同步进行。
3.2.1 故障处理：主值负责
本次机组停运，厂用电快切虽成功，但带变频器的设备均跳闸，包括A凝结水泵、干排渣系统、低加疏水泵。HWL液动阀前电动门阀门故障，联系手摇打开，耽误了上水进度。A变频凝泵跳闸，变频器需复位，无法直接启动，启动B工频凝泵。减温水电动门均报阀门故障，联系检修恢复过程耽误一定时间[2]。干排渣系统变频器故障，恢复耽误一定时间。磨煤机启动前，热风关断门卡涩，联系蓝巢就地操作开启。
3.2.2 热机主线
（1）辅汽暖管，机侧副值负责。立即联系相邻机组进行辅汽联络暖管，压力控制大于0.7 MPa。
（2）冲小机，机侧副值负责。用辅汽对A小机进行疏水、暖管。500 r/min的升速率尽快冲至3 100 r/min后投入遥控控制。
（3）锅炉泄压，主值负责。在无高旁减温水前，通过HWL阀缓慢泄压。锅炉泄压目标至约14 MPa即可恢复上水。因启动系统压力过高，HWL阀电动门肯定打不开，联系蓝巢热控和机务，增加人力进行手摇至一定开度后，通过远方操作可打开。一旦小机投入遥控，逐步开启A小机给水电动门，满足高旁减温水后，则通过开启高旁控制泄压速度，关闭HWL阀。同时高旁减温水及时开启，幅度不要过大。因轴封、吹灰、小机等用汽要求，后期高旁阀后温度控制约320 ℃，保证冷再至高辅的温度满足要求。高旁开启的同时，低旁及减温水配合开启，保持再热器压力目标1.7 MPa左右，不超压超温[3]。主再热蒸汽和旁路系统如图1所示。
（4）联系热工强制保护：MFT（给水流量LL，储水箱水位HH，MFT 120 min无点火记忆，首次点火失败）;MFT跳A/B小机;汽机跳闸高低加解列;汽机跳闸联关各抽汽门。
（5）锅炉上水，机侧副值负责。锅炉上水后，注意控制储水箱水位正常，尽量减少HWL的排放。要控制储水箱水位有难度，及时调整汽泵出力，防止储水箱长时间处于高水位。高加恢复主路。注意控制除氧器、凝汽器水位稳定，通过凝结水上水流量判断锅炉上水流量约150 t/h，除氧器加热逐步开大，维持给水温度。
（6）风烟制粉恢复，炉侧副值负责。操作控制在30 min以内。点动1次炉水泵15 min后，启动炉水泵。调整至正常给水流量。依次启动两侧引、送风机，检查两侧送引风机运行正常，迅速调整炉膛负压至正常，调整至吹扫风量。满足各吹扫条件，完成吹扫后，MFT复位，OFT复位，燃油泄漏试验旁路。尽早投入空预器主汽源吹灰和投入干排渣系统。A、B、E、F磨煤机通风，启动密封风机、一次风机，投入微油枪，迅速启动A磨煤机。微油模式启动A磨煤机后逐步增加煤量至70 t/h，注意控制速度，防止主汽温上升过快。启动B磨煤机，逐步稳定总煤量至120 t/h。 （7）稳定主参数至热态冲转前参数，主值负责。高旁最终开度约到45%，高旁减温水约16%。当蒸汽建立流通，汽温会下降，但通过煤量的增加，汽温会稳定。及时通过三减调整汽温。汽温存在偏差，调整BAGP风进行消偏。目标主汽压约14 MPa，主汽温580 ℃，再热汽压1.7 MPa，再热汽温560 ℃。
（8）#2高加逐步投入，提高给水温度，机侧副值负责。
3.2.3 电气主线
主值负责，联系值长，进行主变转检修的操作。机组高压侧出线如图2所示。
（1）值长汇报调度后，调度下综合令，操作完毕后，回令。操作包括：5041开关、5052开关联跳后，5041、5052开关转冷备用（拉开5041-1、5041-2刀闸，5052-1、5052-2刀闸），拉开5052-6刀闸。拉开2704-2刀闸。10 kV A/B段工作电源进线开关转冷备，合上5052-617接地刀闸、2704-27接地刀闸，停运主变风扇及电源。
（2）NCS的操作，开关或刀闸分闸时，只需选遥控;合闸时，刀闸选择一般遥控。开关包括两种情况，主变冲击带电的首个开关（5041开关合闸）操作选择不检，合环的第二个开关（5052开关合闸）选择检同期。
（3）执行主变转检修的保护投退卡（退出E屏热工保护压板、断水保护压板、500 kV断路器联跳跳闸压板，励磁系统故障启动跳闸压板、灭磁按钮跳闸压板）。
（4）当主变故障确认并消除后，联系检查检修人员撤离，具备送电条件。值长汇报调度，调度下令后，操作完毕，回令。操作包括主变恢复运行，厂用电切换为高厂变接带。拉开5052-617接地刀闸、2704-27接地刀闸，合上5052-6刀闸，5041、5052开关转热备，合上5041开关，检查主变、高厂变带电正常，合环5052开关。10 kV A/B段工作電源进线开关转热备，厂用电装置复归后快切，检查正常。
4 结语
经过以上操作，机组稳定在热态冲转参数，具备走步条件。待调度令后可进行走步冲转。热机的操作类似于甩负荷试验，但因有电气故障，因此涉及电气事故确认和消除，包含大量电气操作，升压站、主变、电子间均需人员到位。此次操作为后续机组故障再次开展极热态恢复提供了宝贵经验。
[参考文献]
[1] 朱建峰，瞿丽莉.某火电机组DEH电源失电原因分析及防范措施[J].内蒙古煤炭经济，2019（20）：152.
[2] 纪晓明.除氧器进汽母管逆止门故障造成机组跳闸的原因分析与控制措施[J].机电信息，2020（35）：70-71.
[3] 闫凤山.一起燃煤气锅炉炉膛爆炸事故[J].中国锅炉压力容器安全，1994，10（1）：49.
收稿日期：2021-06-25
作者简介：杨光（1985—），男，天津人，工程师，研究方向：热能与动力。