（中电投河南电力有限公司平顶山发电分公司 河南平顶山 467000）
摘要：结合1000MW机组的特点，对某电厂1000MW机组由于 #1炉水冷壁出口过热度高导致的MFT事件的原因进行了分析，对此提出相应的防范措施，为同类机组事故处理提供借鉴和参考。
关键词：水冷壁；过热度；MFT；综合阀位
一、引言
某电厂#1机组的汽轮机、锅炉和发电机分别由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、东方锅炉（集团）股份有限公司和哈尔滨电机厂有限责任公司提供，＃1机组于2010年11月23日投产。自投产以来，机组运行相对稳定，很少发生安全事件，并且机组年利用小时数在统调电厂排名前列。
但是2015年#1机组发生了由于 #1炉水冷壁出口过热度高导致的MFT事件，对于这次事件的原因及事故处理，说法不一，我仅从运行调整的角度进行分析，希望能为同类机组的事故处理提供借鉴和参考。
二、事件发生前的机组状态
MFT动作条件逻辑之一为：水冷壁出口过热度高≥100℃触发MFT。
2015年×月×日 #1机组负荷790MW，CCS方式（协调控制）运行，主汽压25.16MPa，主汽温596℃，煤量372t/h，给水量2296t/h，水冷壁出口过热度27℃，B、C、D、E、F磨运行，#2高加危急疏水电动一次门故障。A/B凝汽器真空-80.9/-90.9KPa。A/B小机调门开度为73%/49.9%，汽机四只主汽调阀开度分别为17%、100%、100%、0%。
三、事件简要过程
3.1 2015年6月19日15：04 #1机组负荷790MW，五台磨运行，燃料量372 t/h，水煤比6.1，主汽压25.16MPa，主给水流量2296t/h，#1高调门开度17%。＃2高加危急疏水一次电动门故障，检修公司人员要求对该门故障性质进行判断，要求开关动作一次。遂关闭危急疏水二次电动门。
3.2 15：05检查#2高加危急疏水二次电动门在关闭位，试开启一次电动门。
3.3 15：06 #2高加疏水危急疏水一次门开到位，联锁#2高加正常疏水调门超驰由80%关至56%，#2高加水位上升。
3.4 15：07 #2高加水位高二值（80mm），联开危急疏水一、二次电动门，A侧凝汽器真空开始下降，#1机主汽压力、机组负荷开始下降。
3.5 15：07：31 #2高加水位高一值报警消失，联关高加危急疏水电动一次、二次门（后经查实两道门均未关闭）。
3.6 15：09 A侧凝汽器真空降至-86.2 KPa，#1高调门开度开大至40%，A/B小机调门开度100/60%，A小机遥控方式切除，机组协调控制方式自动切为基本方式，滑压运行方式自动切换为定压运行方式。
3.7 15：10 #1高调门开度开大至49%，主汽压下降到22.49MPa，并持续下降，各抽汽压力持续下降。
3.8 15：10 操作员将基本方式切换为协调控制方式，15：12由定压运行方式切换为滑压运行方式。
3.9 15：13 协调控制方式自动切换为汽机跟随方式，#1高调门自动快速关闭至0%。
3.10 15：15主给水流量持续下降至1552 t/h，水冷壁出口过热度37℃，并快速上升。联系#2机组投入辅汽联箱联络门，提高辅汽联箱压力，开辅汽至小机汽源门，提高给水流量（因#1机冷再至辅汽联箱调整门无反馈，操作员靠开启时间进行调整）。
3.11 15：16 手动停运1D磨，15：17，手动停运1C磨，15：18，手动停运1E磨，投入相关油枪助燃，快速减燃料。
3.12 15：18 燃料减至243 t/h，主给水提高至1697 t/h（给水流量在此期间最低下降至900 t/h）。
3.13 15：19水冷壁出口过热度快速上升到100℃，MFT保护动作，首出“水冷壁出口过热度高”，汽轮机跳闸，发电机跳闸，厂用电切换正常。
3.14 16：10锅炉点火成功，升温升压。
3.15 17：39 #1机组定速3000转，17：59并网运行。
四、运行调整不足之处分析
1.事故处理时小机汽源切换切换太慢
从机组真空下降到主给水流量下降到1552 t/h持续时间6分钟，未进行小机汽源切换，错过了最佳的小机汽源切换时机，导致小机供汽不足，给水流量持续下降，而此时燃料量未及时减下来，导致了过热度升高过快，最终引起保护动作。
2.机跟随方式下注意综合阀位关的过小未引起重视
机组顺序阀方式下（211阀位方式下）负荷和综合阀位的对应关系：
由上可以看出#1机在顺序阀状态下无论协调方式还是汽机跟随方式综合阀位开度最低不应低于58%，MFT之前运行调整对综合阀位开度不够重视，综合阀位关的过小从而导致负荷低、给水流量低，而燃料量减的不及时导致的过热度高现象。因此，事故处理时特别是机跟随方式应特别注意综合阀位指令的变化，当综合阀位指令过低时，应立即将汽机主控自动解除，切为基本方式，将综合阀位开度开到58%以上，即开到500MW负荷对应的阀位，然后给水流量和燃料量都可据此进行调整。
3.事故处理时水煤比控制不当
从机组负荷和真空开始下降到停运磨煤机间隔8分钟，错过了最佳的事故处理时机。并且在给水流量快速下降时，水煤比由最初的6.2一直减小，最低降到3.5，持续时间3分钟左右，未进行减燃料量的操作，在15：16才进行停运磨煤机操作已经晚了，最终导致过热度快速升高。
五 防范措施
1.事故处理时小机汽源切换应该快速
在真空开始下降时，应迅速判断A、B小机的机械密封水没有破坏，此时如果不好查找真空下降的原因，应先暂时不查找，此时做好事故处理的准备，将小机的汽源快速切换一台，由四段抽汽切换为辅汽供给，切换时要注意尽量要快速，将冷再至辅汽联箱调整门快速开启，可手动输入开启指令50%-80%，同时开启辅汽至一台小机的进汽电动阀门，给水流量和辅汽联箱压力无大幅变化时，可尽量不中停此电动阀门直至全开。如果小机汽源切换缓慢或者没有切换，会引起四段抽汽至小机供汽不足，小机调门全开，但是实际出力小，给水流量大幅下降的现象。
2.机组机跟随方式下应注意主汽压设定值和实际值偏差不能过大，综合阀位不能过小
示例一：07月04日
08：51：55 负荷582.6MW，#1机温差控制指令由-74提高到209后，煤量由316降到255t。
08：52：04退出CCS，08：52：36投入CCS。
08：56：10 负荷537MW，机组协调退出，机跟随方式，此时实际主汽压18.063MPa，而主汽压设定值19.294MPa（注意主汽压力偏差1.2MPa），机跟随方式下为了使实际汽压与主汽压力保持一致，自动迅速将汽机主控指令由58.6%降到52.8%，#2、#3调门开度由68%降到56.99%，机组负荷由537MW降到487MW。
08：56：52 退出机跟随，切为基本方式，综合阀位指令由52.8%逐渐增加，负荷由487MW逐渐增加。
示例二：同样这次×月×日跳机前
负荷723MW，协调方式，由定压切为滑压，主汽压设定22.85MPa，实际主汽压22.43MPa。
15：13：30负荷713MW，退出协调方式切为机跟随，主汽压设定22.97MPa，实际主汽压22.2MPa（偏差0.8MPa左右），汽机主控指令78%，至机组跳闸一直是机跟随方式，此后机跟随方式下为了使实际汽压与主汽压力保持一致，综合阀位指令快速下降，#2、#3调门开度快速关小。
因此，1）.机组切为机跟随方式后，注意实际主汽压与主汽压力设定值偏差是否大（最好不超过0.3MPa），如果偏差大时及时将设定值变为与当前压力一致，否则机跟随方式下会出现综合阀位指令快速减小导致的汽机调门快关现象。
2）.机跟随方式下主汽压力设定值与实际压力偏差大时，自动降低汽机主控指令（综合阀位指令）的幅度过大，看程度是否合适，建议更改相应程度。（协调方式及基本方式程度相对较小，基本不会出现此类情况）。
3.事故处理时时刻关注水煤比的变化，防止失调
当机组真空和负荷开始下降时，应进行事故处理，及时将燃料量减下来，当水煤比变化幅度超过1时，值班员应及时进行减小燃料量的操作，将水煤比时刻维持在事故处理前的数值附近变化。而很多值班员在事故处理时忽视了水煤比的变化，错过了最佳的事故处理时机，等发现大幅失调时再进行操作为时已晚，所以要重视水煤比的变化，及时进行调整，避免出现水煤比失调引起的过热度高、汽温下降快等事件的发生。
六、小结
2015年×月×日 某电厂#1机组发生的过热度高引起的MFT事件，如果运行值班员事故处理反应迅速，处理得当是可以避免的。遇到同类事故时，值班员应沉着冷静、果断进行处理，事故处理时应时刻注意小机汽源、机组综合阀位、水煤比的变化，只要反应迅速，兼顾以上因素，此类事故完全可以迎刃而解的。
论文作者:董建设,沈翔宇
论文发表刊物:《电力设备》2015年5期供稿
论文发表时间:2015/12/21
标签：机组论文; 方式论文; 疏水论文; 调门论文; 事故处理论文; 负荷论文; 汽机论文; 《电力设备》2015年5期供稿论文;