1、某厂 2 号炉贮水箱水位高 MFT 事故分析【简述】大唐滨州发电有限公司 2 号炉 2016 年 1 月 14 日发生锅炉贮水箱水位高MFT 事故。经现场调查分析，确认导致本次机组跳闸事故的原因是：1 号主汽门异常关闭后，在锅炉减负荷过程中，误投入“等离子模式”导致 A、B磨相继跳闸，锅炉热负荷迅速降低。锅炉转入湿态运行后，未及时开启溢流电动门对水位进行调整，最终导致锅炉因贮水箱水位高 MFT。【事故经过】2016 年 1 月 14 日 15:19,2 号锅炉主汽压力 24.2MPa，功率 314MW，A、B、D、E 磨煤机运行。此时，1 号高压主汽门突然关闭，主汽压力突然增大，运行人员进行减
2、负荷操作。15:21，运行人员手动停止 E 磨，此时主汽压力 28.15MPa，负荷 283MW，锅炉 PCV 阀动作。在等离子未拉弧的前提下，运行人员投入 A 层等离子模式，A 磨煤机随后因缺少点火源跳闸。运行人员投入 B 层等离子模式，B磨煤机随后因缺少点火源跳闸。15:23， 运行人员重新启动A磨煤机， 此时主汽压力20.95MPa， 负荷230MW。此后机组负荷迅速降低， 15:25， A 磨煤机再次跳闸， 因此时负荷低于 50%，且 A 层等离子未投入，且 B 层制粉系统未投入。15:26，主汽压 14MPa，负荷 149MW，贮水箱水位由 0 变为 20m。此处逻辑为“锅炉主汽压力
3、高于 14MPa,贮水箱液位切为 0”，即当低于 14MPa 时，贮水箱才显示液位，此时贮水箱已经满水。15:28，主汽压 11.63MPa，负荷 115MW，锅炉因“分离器出口压力低于14MPa(负荷低于 30%),贮水箱水位高于 15.95m，且对应的过热度5，延时 3S”锅炉 MFT。过程曲线见图 1。图 1 锅炉 MFT 主要参数曲线【事故原因】1 号高压主汽门关闭原因分析通过图 2 可以看到，2016 年 01 月 14 日，从 15 时 19 分 08 秒到 30 秒共22 秒的过程中，1 号高压主汽门在伺服阀的指令为 100 的情况下，LVDT 行程反馈由 95.84%至零。检查
4、其他主汽门，并未发现异常，如图 3。就地检查 1 号主汽门伺服阀接线端子排接线盒，如图 4，发现端子排潮湿，有水滴形成，进一步分析潮湿原因，为主汽门门杆漏气管道法兰漏汽，造成端子排受潮。由此分析造成主汽门关闭原因为：1 号主汽门 DEH 至 1 号主汽门伺服阀指令信号，在就地接线端子排处由于受潮造成信号异常，最终导致 1 号主汽门关闭。图 2 2 号机组 1 号主汽门伺服阀的指令及 LVDT 反馈图 3 2 号机组各主汽门关闭时间图 4 1 号主汽门伺服阀接线端子排接线盒4.2 锅炉 MFT 跳闸原因分析1 号高压主汽门突然关闭后，运行人员进行减负荷操作，手动停止了最上层的 E 磨煤机，并准备
5、投运 A、B 层的等离子进行稳燃。在未对等离子进行拉弧的前提下，先后投入了 A、B 层的“等离子模式”，导致 A、B 磨煤机相继跳闸。此后在“正常模式”下重新启动了 A 磨煤机机，但随后由于“负荷低于 50%，且 A 层无点火源”，A 磨煤机再次跳闸。由于 A、B 磨相继跳闸，只有 D 磨投运， 锅炉热负荷及锅炉主汽压力迅速降低， 锅炉转入湿态运行。但运行人员未开启溢流电动门对贮水箱水位进行调整， 最终因“分离器出口压力低于 14MPa(负荷低于 30%),贮水箱水位高于 15.95m， 且对应的过热度5，延时 3s”锅炉 MFT。阀的指令为 100 的情况下，LVDT 行程反馈由 95.84
6、%至零。检查其他主汽门，并未发现异常，如图 3。就地检查 1 号主汽门伺服阀接线端子排接线盒，如图 4，发现端子排潮湿，有水滴形成，进一步分析潮湿原因，为主汽门门杆漏气管道法兰漏汽，造成端子排受潮。由此分析造成主汽门关闭原因为：1 号主汽门 DEH 至 1 号主汽门伺服阀指令信号，在就地接线端子排处由于受潮造成信号异常，最终导致 1 号主汽门关闭。图 2 2 号机组 1 号主汽门伺服阀的指令及 LVDT 反馈图 3 2 号机组各主汽门关闭时间图 4 1 号主汽门伺服阀接线端子排接线盒4.2 锅炉 MFT 跳闸原因分析1 号高压主汽门突然关闭后，运行人员进行减负荷操作，手动停止了最上层的 E 磨煤机，并准备投运 A、B 层的等离子进行稳燃。在未对等离子进行拉弧的前提下，先后投入了 A、B 层的“等离子模式”，导致 A、B 磨煤机相继跳闸。此后在“正常模式”下重新启动了 A 磨煤机机，但随后由于“负荷低于 50%，且 A 层无点火源”，A 磨煤机再次跳闸。由于 A、B 磨相继跳闸，只有 D 磨投运， 锅炉热负荷及锅炉主汽压力迅速降低， 锅炉转入湿态运行。但运行人员未开启溢流电动门对贮水箱水
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