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摘 要：本文介绍了一起300MW机组“汽包水位低三值”MFT动作导致的逆功率动作停机事故，通过对机组相关参数、历史趋势、保护逻辑的综合分析，确定了本次机组跳闸的主要原因，并提出了相应的防范措施，对于同类型机组的安全稳定运行有借鉴意义。
关键词：水位低；MFT；故障；逆功率；停机
1 前言
马头热电分公司9号锅炉系东方锅炉厂生产的DG1025/17.4-Π12型锅炉，型式为热风送粉、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架、“Π”型布置的亚临界自然循环汽包锅炉。汽包中心线标高66m，外径2090，内径Dn=1800，总长22.25m，由两根Φ190的U形吊杆将其悬吊于标高73.6m的顶板梁上。汽包锅炉的汽包水位是重要的一个参数，汽包水位必须保持在规定的范围内，超出限值就必须灭火。
2 事件经过
05：04：34值班员切除A、B层给粉机自动，频繁手动调整A、B层给粉机转速。05：08：26汽包水位高一值报警，05：09：03汽包水位升至165mm，与设定值60mm偏差大于100mm，给水泵自动切除，汽动给水泵转速维持在4500r/分钟，但值班员未发现。
05：10：41汽包水位低一值报警，05：11：14汽包水位低二值报警，值班员均未发现汽包水位报警的异常情况，直至05：12：18发现水位低后才汇报单元长并手动将1号汽泵指令由50%增加至80%，给水流量由535t/小时增加至566t/小时。05：12：43汽包水位低三值，MFT、FCB动作。FCB 逻辑参数设置未经实际检验，FCB频繁动作后导致调门开度过小，05：15：23发电机逆功率保护动作停机。
MFT动作后，单元长立即组织值班员进行机组的安全停运与恢复工作，检查动作项目齐全，设置炉膛吹扫条件满足后对炉膛进行吹扫，吹扫完成后于5：26重新点火，5：45发电机重新并网，于5：50机组恢复正常运行。
3 原因分析
3.1 主压力自调和给水自调波动大的原因分析
目前的主压力自调参数和策略已不能较好的适应机组的当前工况和煤质，造成机组时常会出现主压力波动大的现象，而主压力自调的品质又会直接影响到给水自调和主汽温调节。
3.2 锅炉MFT动作原因分析
（1）查历史曲线，05：04汽包水位低5mm，汽泵转速上升，同时主汽压力下降、给水与汽包差压增大（由1.4MPa增加至2MPa），给水流量增加，汽包水位快速上升，05：07给水流量最高达1026t/小时后汽泵转速开始下降，但汽包水位仍在上升，05：08：26汽包水位高一值报警，05：09：03汽包水位升至165mm，与设定值60mm偏差大于100mm，给水泵自动切除，给水泵转速固定在4500r/分钟，给水流量随汽包压力的升高而减小，05：10：41汽包水位低一值报警，05：11：14汽包水位低二值报警，值班员均未发现报警信息，至05：12：18主汽压力由17.13 MPa升至17.58，给水流量由617t/小时下降至535t/小时，但在此期间值班员未及时发现异常情况并进行干预。
（2）查DCS内操作记录，5：07～5：12期间，值班员一直在忙于调整主汽压力与主汽温度。
（3）操作记录显示，给水泵自动切除3分钟后05：12：18值班员才发现水位低至125mm异常现象，手动增加1号汽泵转速并汇报单元长，单元长立即增加监盘人员进行补救。05：12：38给水流量上升至566t/小时，但为时已晚，05：12：43汽包水位低三值，MFT动作。
3.3 逆功率动作原因
为了适应燃用热值低煤来降炉膛温度以预防和控制炉膛结焦的现状，DCS采用放开9号机组给粉机转速上限，同时放开锅炉主控指令的上限的调整方式，但是调节品质不佳使得主汽压力波动大，影响汽包水位波动大，引发给水自调切除但运行人员未及时发现，当3分钟后发现并手动调整时由于汽包水位下降过快已不能挽回，造成汽包水位低三值。FCB逻辑参数设置不合适，FCB频繁动作后导致调门开度过小，不足以维持发电机功率在逆功率保护定值以上，最终导致逆功率保护动作停机。
4 预防措施
（1）优化配煤掺烧工作细节，燃料部加强配煤管理，减小煤质掺配的不均匀性；发电部总结运行经验，提出既能防止结焦又能满足机组带负荷需求的合理煤质要求，给主汽压力自调稳定性创造良好的外部条件。配煤发生重大变化前设备部组织相关部门提前进行运行中注意问题的研究，制定临时措施。
（2）控制中心与设备部、发电部的锅炉专业讨论分析，研究出适合当前工况的给粉机上限值。对主汽压力、水位调节逻辑，进行优化完善，组织自调优化小组成员对9号机组的煤质情况进行统计和分析，继续对现场的主压力自调进行优化，并记录每次不同入炉煤热值下摸索出的相关自动参数和策略。邀请电研院自调优化方面的专家到厂指导，寻求更好的自调策略和方案，避免措施制定的随意性。
（3）发电部加强安全管理，做好有针性措施：一是加强对值班员技术培训工作，制定出现自调波动大的异常运行状况后，何时切除自动手动干预的具体措施；对影响机组安全运行的参数要提高监盘敏感性，如汽包水位、炉膛壓力、火检指示等参数要重点监视、第一时间调整；重要参数发生异常、波动大或主要设备自调切除，值班员立即汇报单元长；单元长接到值班员汇报后要立即增派人员调整，必要时汽包水位设专人调整。二是组织各班组，重新学习并严格执行《防止锅炉发生满缺水事故措施》；对目前主汽压力对汽包水位的影响，制定专项调整措施与要求。三是由值长牵头，单元长组织班组成员开展汽包水位调整模拟演练，切实提高值班员操作水平。
（4）控制中心优化FCB逻辑参数和阀门特性曲线，防止机组实际负荷低于允许值，保证FCB动作后能够维持目标负荷大于10MW。
5 结论
本文介绍了一起300MW机组“汽包水位低三值”MFT动作导致的发电机逆功率保护动作停机事故，通过综合分析确定了保护动作的主要原因，提出了相应的防范措施，对于同类型机组的安全稳定运行有借鉴意义。
参考文献
[1]陈红光.论300MW机组锅炉汽包水位调节[J].黑龙江科技信息，2011，（4）：28.
（作者单位：大唐河北发电有限公司马头热电分公司）
关键词：水位低；MFT；故障；逆功率；停机
1 前言
马头热电分公司9号锅炉系东方锅炉厂生产的DG1025/17.4-Π12型锅炉，型式为热风送粉、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架、“Π”型布置的亚临界自然循环汽包锅炉。汽包中心线标高66m，外径2090，内径Dn=1800，总长22.25m，由两根Φ190的U形吊杆将其悬吊于标高73.6m的顶板梁上。汽包锅炉的汽包水位是重要的一个参数，汽包水位必须保持在规定的范围内，超出限值就必须灭火。
2 事件经过
05：04：34值班员切除A、B层给粉机自动，频繁手动调整A、B层给粉机转速。05：08：26汽包水位高一值报警，05：09：03汽包水位升至165mm，与设定值60mm偏差大于100mm，给水泵自动切除，汽动给水泵转速维持在4500r/分钟，但值班员未发现。
05：10：41汽包水位低一值报警，05：11：14汽包水位低二值报警，值班员均未发现汽包水位报警的异常情况，直至05：12：18发现水位低后才汇报单元长并手动将1号汽泵指令由50%增加至80%，给水流量由535t/小时增加至566t/小时。05：12：43汽包水位低三值，MFT、FCB动作。FCB 逻辑参数设置未经实际检验，FCB频繁动作后导致调门开度过小，05：15：23发电机逆功率保护动作停机。
MFT动作后，单元长立即组织值班员进行机组的安全停运与恢复工作，检查动作项目齐全，设置炉膛吹扫条件满足后对炉膛进行吹扫，吹扫完成后于5：26重新点火，5：45发电机重新并网，于5：50机组恢复正常运行。
3 原因分析
3.1 主压力自调和给水自调波动大的原因分析
目前的主压力自调参数和策略已不能较好的适应机组的当前工况和煤质，造成机组时常会出现主压力波动大的现象，而主压力自调的品质又会直接影响到给水自调和主汽温调节。
3.2 锅炉MFT动作原因分析
（1）查历史曲线，05：04汽包水位低5mm，汽泵转速上升，同时主汽压力下降、给水与汽包差压增大（由1.4MPa增加至2MPa），给水流量增加，汽包水位快速上升，05：07给水流量最高达1026t/小时后汽泵转速开始下降，但汽包水位仍在上升，05：08：26汽包水位高一值报警，05：09：03汽包水位升至165mm，与设定值60mm偏差大于100mm，给水泵自动切除，给水泵转速固定在4500r/分钟，给水流量随汽包压力的升高而减小，05：10：41汽包水位低一值报警，05：11：14汽包水位低二值报警，值班员均未发现报警信息，至05：12：18主汽压力由17.13 MPa升至17.58，给水流量由617t/小时下降至535t/小时，但在此期间值班员未及时发现异常情况并进行干预。
（2）查DCS内操作记录，5：07～5：12期间，值班员一直在忙于调整主汽压力与主汽温度。
（3）操作记录显示，给水泵自动切除3分钟后05：12：18值班员才发现水位低至125mm异常现象，手动增加1号汽泵转速并汇报单元长，单元长立即增加监盘人员进行补救。05：12：38给水流量上升至566t/小时，但为时已晚，05：12：43汽包水位低三值，MFT动作。
3.3 逆功率动作原因
为了适应燃用热值低煤来降炉膛温度以预防和控制炉膛结焦的现状，DCS采用放开9号机组给粉机转速上限，同时放开锅炉主控指令的上限的调整方式，但是调节品质不佳使得主汽压力波动大，影响汽包水位波动大，引发给水自调切除但运行人员未及时发现，当3分钟后发现并手动调整时由于汽包水位下降过快已不能挽回，造成汽包水位低三值。FCB逻辑参数设置不合适，FCB频繁动作后导致调门开度过小，不足以维持发电机功率在逆功率保护定值以上，最终导致逆功率保护动作停机。
4 预防措施
（1）优化配煤掺烧工作细节，燃料部加强配煤管理，减小煤质掺配的不均匀性；发电部总结运行经验，提出既能防止结焦又能满足机组带负荷需求的合理煤质要求，给主汽压力自调稳定性创造良好的外部条件。配煤发生重大变化前设备部组织相关部门提前进行运行中注意问题的研究，制定临时措施。
（2）控制中心与设备部、发电部的锅炉专业讨论分析，研究出适合当前工况的给粉机上限值。对主汽压力、水位调节逻辑，进行优化完善，组织自调优化小组成员对9号机组的煤质情况进行统计和分析，继续对现场的主压力自调进行优化，并记录每次不同入炉煤热值下摸索出的相关自动参数和策略。邀请电研院自调优化方面的专家到厂指导，寻求更好的自调策略和方案，避免措施制定的随意性。
（3）发电部加强安全管理，做好有针性措施：一是加强对值班员技术培训工作，制定出现自调波动大的异常运行状况后，何时切除自动手动干预的具体措施；对影响机组安全运行的参数要提高监盘敏感性，如汽包水位、炉膛壓力、火检指示等参数要重点监视、第一时间调整；重要参数发生异常、波动大或主要设备自调切除，值班员立即汇报单元长；单元长接到值班员汇报后要立即增派人员调整，必要时汽包水位设专人调整。二是组织各班组，重新学习并严格执行《防止锅炉发生满缺水事故措施》；对目前主汽压力对汽包水位的影响，制定专项调整措施与要求。三是由值长牵头，单元长组织班组成员开展汽包水位调整模拟演练，切实提高值班员操作水平。
（4）控制中心优化FCB逻辑参数和阀门特性曲线，防止机组实际负荷低于允许值，保证FCB动作后能够维持目标负荷大于10MW。
5 结论
本文介绍了一起300MW机组“汽包水位低三值”MFT动作导致的发电机逆功率保护动作停机事故，通过综合分析确定了保护动作的主要原因，提出了相应的防范措施，对于同类型机组的安全稳定运行有借鉴意义。
参考文献
[1]陈红光.论300MW机组锅炉汽包水位调节[J].黑龙江科技信息，2011，（4）：28.
（作者单位：大唐河北发电有限公司马头热电分公司）