（贵州金元茶园发电有限责任公司贵州金沙551800）
摘要：对低加疏水故障造成锅炉MFT发生而引发机组非停过程进行了介绍，分析了整个机组非停事故相关过程产生的原因，并针对锅炉MFT跳闸条件并结合机组非停事故产生的原因，采用在设置逻辑定值方面进行优化等措施，避免了机组相应非停事故的发生，确保了火力发电厂相关设备的运行可靠性，提高了供电品质以及电网系统的运行安全性。
关键词：低压加热器；疏水故障；非停事故；锅炉MFT；逻辑定值
一、前言
火力发电厂大型机组的安全运行，与国民经济和人民生活关系极为密切，对电网也有举足轻重的影响。减少机组事故的发生，将节约大量的能源，也为国家经济建设作出一定的贡献。
某火力发电厂600MW超临界机组，因低加正常疏水由自动模式跳为手动模式，再加上汽动给水泵进口压力低定值设置不完善，造成锅炉MFT动作。锅炉MFT全称是MainFuelTrip，即锅炉主燃料跳闸。换句话说，MFT就是一套逻辑功能，输入是各种跳闸条件，输出是许多继电器，直接去停止磨煤机、给煤机、油枪等设备的工作。由于锅炉MFT动作，导致机组非停（非计划停机）事故的发生。
当机组发生故障时需与电网解列，造成机组非停，将造成大量的经济损失。对电厂来说，机组非停将减少发电量，机组重新启动时又要增加燃油损失。每一次机组非停，仅燃油损耗就十几万元；对电网来说，特别是承担部分区域供电的电厂机组非停，将极大的影响区域供电的品质，如供电电压的稳定性等，严重会影响到电网的安全运行。
针对这种情况，进行逻辑或定值方面的优化，避免了机组非停事故的发生，确保了火力发电厂相关设备的运行可靠性，提高了供电品质以及电网系统的运行安全性。
二、运行概况及非停事故
该火力发电厂汽轮机[1]为哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式、反动式汽轮机，机组的型号为CLN600-24.2/566/566。本机共设有八级抽汽，一、二、三段抽汽分别对应1、2、3号高压加热器，四段抽汽对应除氧器、给水泵汽轮机及辅助厂用汽源用汽，五、六、七、八段抽汽分别对应5、6、7、8号低压加热器。加热器疏水逐级自流，1号高压加热器正常疏水流至2号高压加热器，2号高压加热器正常疏水流至3号高压加热器，3号高压加热器正常疏水流至除氧器，给水系统配置，2×50%B-MCR汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动定速给水泵，30%B-MCR容量的电动定速给水泵仅作为启动和MFT动作恢复使用，给水泵汽源由四段抽汽提供。当加热器切除或新蒸汽参数降低时，为了保证汽轮机叶片应力不超限，应减负荷以限制蒸汽流量，任何工况下调速级后压力和各级抽汽压力均不得超过最大工况下相应的压力。凝结水系统配置两台100％容量凝结水泵，可定速运行，也可变频运行。定速运行时，凝结水量由调节阀控制；变频运行时由变频器控制凝结水流量。循环水系统采用闭式循环。
机组运行负荷565MW，CCS运行方式，主蒸汽压力：22.6MPa，再热蒸汽压力：2.89MPa，主蒸汽温度：565/565℃，再热蒸汽温度：566/567℃，凝汽器真空：-82.8Kpa，AE磨煤机，F磨煤机备用，AB引、送、一次风机运行，A循环水泵，B凝结水泵变频运行，A汽泵进口压力1.85MPa，B汽泵进口压力1.42MPa，两台泵进口进口压力不一致，因新建机组，进口滤网是否脏污，表计是否准确有待分析。除氧器压力：0.88MPa，除氧器温度：178.9℃。
事故发生时，8A低加水位610mm，8A低加正常疏水调节阀已从自动跳为手动状态，阀位开度为0%，8A事故疏水已开至100%，7、8号低加已解列，此时凝结水流量1335t/h，凝结水压力1.87MPa，7、8号低加解列后除氧器压力0.868MPa，除氧器水温179.3℃，除氧器水位2130mm，A汽泵进口压力1.83Mpa，B汽泵进口压力1.40MPa。
因7号低加水位高解列，6号低加正常疏水自动关闭到0，6号低加水位仍迅速上升，事故疏水自动开出，随后6号低加水位涨至505mm，水位高保护动作低加解列，6号低加解列后除氧器压力0.855MPa，除氧器水温178.8℃，A汽泵进口压力1.81MPa，B汽泵进口压力1.38MPa。
由于6号低加水位高解列，5号低加正常疏水自动关闭到0，事故疏水正常开出，5号低加水位仍迅速上升。随后5号低加解列，解列后除氧器压力0.758MPa，除氧器水温177.6℃，A汽泵进口压力1.72MPa，B汽泵进口压力1.22MPa；紧接着，除氧器水位上涨快，大量未经加热的凝结水进入除氧器，导致除氧器水温下降，除氧器压力也随着下降，导致汽泵泵入口压力低报警，B汽泵跳闸，首出“汽泵进口压力低”。此时除氧器压力0.59MPa，除氧器水温167.0℃，A汽泵进口压力1.55MPa。
汽泵B跳闸后锅炉立即投油稳燃，并同时手动打闸C磨煤机，机组快速降负荷，目标值300MW，将CCS方式切为TF方式。然后，A一次风机跳闸，首出“一次风机喘振”，增投油枪，过程中，A汽泵进口压力有持续下降至1.313MPa，除氧器压力0.62MPa，除氧器水温164.288℃，除氧器水位调节阀自动关小至36%，除氧器水位2415mm，凝结水压力由1.80MPa上升至2.50MPa，手动调小B凝结水泵变频95%减至63%，凝结水流量由1600t/h开始降低，降至最低175t/h时，除氧器水位最高涨到2479mm后开始下降。接着，凝结水泵变频调整至75%，除氧器水位稳在2300mm左右，负荷降至307MW，燃烧稳定，A汽泵跳闸，首出“汽泵进口压力低”，锅炉MFT动作，从而导致机组全停事故。
随后启动电泵向锅炉上水，吹扫结束后重新点火成功，发电机并网运行，负荷289MW，直到撤除所有稳燃油枪，共耗油25t。该非停事故可用表1数据进行描述。
表1机组低加解列时后相关数据
三、事故原因分析
主燃料跳闸（MFT）是锅炉安全保护的核心内容。是FSSS系统中最重要的安全功能。在出现任何危及锅炉安全运行的危险工况时，MFT动作将快速切断所有进入炉膛的燃料，即切断所有油和煤的输入，以保证锅炉安全，避免事故发生或限制事故进一步扩大。当MFT跳闸后，有首出跳闸原因显示；当MFT复位后，首出跳闸记忆清除。
MFT跳闸条件主要有[2]：炉膛压力过高或过低；两台送风机跳闸；两台引风机跳闸；总风量小于25%B-MCR风量；两台空预器跳闸；火检冷却风丧失；有燃料投运记忆且给水泵全停；有燃料投入且给水流量低或给水流量低；炉膛火焰丧失；失去全部燃料；延时点火，即MFT复位后，30分钟之内炉膛没有建立第一个火焰等。
在这次非停事故的中，可用表1数据对整个事故过程进行描述。
从表1中数据可以看出，由于低加解列后，给水泵进口压力持续下降，根本原因是由于未加热的凝结水大量进入除氧器引起除氧器压力持续下降，导致给水泵进口压力低跳泵，给水泵全停造成锅炉MFT，从而造成机组全停事故。
从事故发生和处理过程中，发现以下问题：
1、该厂作为新投产电厂，从事故发生来看反映了操作人员对事故的处理过程不熟悉，全面掌控仍不到位，需要进一步加强训练，处理过程中造成事故的扩大，引发汽动给水泵全停锅炉MFT，机组解列。
2、该厂机组RB功能未能正常投入，未应严格按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求投入》进行整改，RB的正常投入可以减少锅炉MFT，减少机组非停，很大程度上减少运行人员的操作压力，对机组运行的安全性也大大提高。
3、机组在逻辑定值上仍需要进一步完善，如汽动给水泵入口压力低定值设置更高一些，提前报警告知运行操作人员，或者设置压力低报警延时跳汽动给水泵等措施，加热器疏水门调整应自动调整，如8号低加水位高，正常事故疏水不管是在自动或者手动，均应超驰开，其次加热器疏水门非线性是否合理值得思考。
4、新建机组，发现异常应及时检查处理，针对实际运行中8A低加水位较8B低加水位高，应分析原因，找出对策，切实解决。如是否因新机组，由于疏水调节阀是否有堵塞造成疏水不畅，是否隔离检查过。
5、两台汽动给水泵进口压力不一致的原因，应该检查给泵进口滤网是否脏污，远传DCS表计是否准确，两台汽泵前置泵出力是否一致可作相关分析查找。
6、凝结水变频的逻辑控制是否合理，该厂为凝泵变频控制凝结水压力，除氧器水位主调控制除氧器水位，一方面增加了运行人员的操作复杂程度，另一方面也不经济，未能体现节能增效的效果。可以将其改成由凝泵变频直接控制除氧器水位，将除氧器水位主调、旁路调节阀开足，设定一个以满足凝结水用户如低旁要求值（一般1MPa可以满足要求）凝结水压力低值可设定至1.2MPa报警提示。当压力低至报警值时，可以关小除氧器进水旁路调节阀和主调节阀配合进行调节，这样设置既满足除氧器上水要求，也极大提高了凝泵变频节能的效果，减少运行人员操作不当引发的其他事故。
四、整改措施
根据以上对事故原因的分析，提出的整改措施主要如下：
1.汽动给水泵入口压力低保护是作为防止汽泵汽蚀的保护，保护定值设定为<=1.25MPa，延时30s跳汽动给水泵。事故发生后，已将此保护压力设高设定为<=1.4MPa报警，提前告知操作人员，做好相关事故预想。
2、将辅汽至除氧器加热电动门开启，调门投自动，当除氧器压力下降时可自动投入，防止除氧器内压力突然降低。
3、对于两台汽进口压力不一致问题，一方面对压力测点进行全面检查，另待机组检修时将新机组投产前的精滤网换成粗滤网以保证汽动给水泵滤网压差不大，或者对两台汽泵前置泵出力进行检查，确保两台汽动给水泵进口压力一致。
4、加强运行人员的培训，对事故预想加强学习，对突发事故的处理进行事故预演。
5、对调试期间存的逻辑问题进一步梳理，对影响机组安全运行，不完善的逻辑进行优化，确保机组长周期安全运行。
五、结束语
锅炉MFT发生会使过、再热汽温汽压大幅变化，从而引起各受热面温度剧变，受热面管道内氧化皮脱落，引起锅炉爆管，降低锅炉寿命，影响机组安全。通过逻辑定值的合理设置，可以避免相应的锅炉MFT发生，从而也就避免了机组相应的非停事故发生。
参考文献：
[1]哈尔滨汽轮机有限公司《CLN600-24.2/566/566型600MW中间再热凝汽式汽轮机》说明书。
[2]贵州金元茶园发电有限责任公司《660MW机组集控运行规程》