给水流量低低保护动作跳机事件原因分析
2机给水流量低跳闸不安全事件分析报告
#2机给水流量低跳闸不安全事件分析报告
事故中存在的问题：运行人员技能水平不高，事故处理经验不足。
燃料部对输煤运行管理不到位，不能保证上煤质量。
应采取的措施：磨煤机堵煤后，迅速加大其他磨煤机煤量，及时投入对应油枪助燃，立即将堵煤的给煤机给煤量指令减至0。
磨煤机堵煤后，减负荷一定要及时，保持压力稳定，保证主、再热汽温度不致下降过快。
当锅炉分离器出口过热度下降时，可以根据情况适当减水给水量，但在减少给水量时给水量应始终大于锅炉的最小给水量。
当锅炉燃烧稳定后，可以采取一定措施堵煤的磨煤机。
若短时不能疏通，则联系检修，并进行切磨。
预防措施：加强运行人员的技能学习，使运行人员掌握机组的各保护联锁定值。
加强燃料部的管理，保证上煤质量。
某600MW机组锅炉给水流量低保护动作原因分析和处理
某600MW机组锅炉给水流量低保护动作原因分析和处理某600MW机组锅炉给水流量低保护动作原因分析和处理1.事件过程7月29日17时许，1号机组处于CCS控制方式，汽轮机顺序阀运行，机组状态稳定。
主要参数为：机组负荷458MW，机前压力23.0MPa，给水流量1376t/h，总煤量191t/h，GV1和GV2保持全开，GV3部分开启。
17:12:21，1号机组在协调方式下降负荷，运行人员手动给定目标负荷为379MW。
在降负荷过程中，锅炉发生超压，机前压力达29.0MPa以上，给水流量随之降低。
锅炉于17:18:18发生“给水流量低”MFT，机组跳闸。
2. 过程分析2.1 运行操作情况运行人员在整个过程中的操作包括协调控制系统降负荷操作和机组协调控制系统解除后的手动操作两部分。
从“运行人员行为记录”的报告中，主要步序如下：（1）降负荷操作17:12:21 机组负荷指令从454.5MW设置为400MW；17:12:24 机组负荷指令变化率从 6.0MW/min设置为9.0MW/min；17:12:25 机组负荷指令变化率从9.0MW/min设置为12.0MW/min；17:13:02 机组负荷指令变化率从12.0MW/min设置为15.0MW/min；17:14:06 机组负荷指令从400.0MW设置为393MW；17:14:07 机组负荷指令从393.0MW设置为386MW；17:14:07 机组负荷指令从386.0MW设置为379MW。
（2）协调控制系统切手动后的操作协调控制系统于17:17:00切为BF控制后，运行人员在协调控制画面上主要进行了汽轮机调门开度的操作，当时DEH仍然处于“遥控”状态。
17:17:46 汽机遥控指令从34.68%增加到39.68%；17:17:49 汽机遥控指令从39.68%增加到44.68%；17:17:52 汽机遥控指令从44.68%增加到49.68%；17:18:11 汽机遥控指令从49.68%减小到44.68%。
发电厂1000MW机组“给水流量低”MFT保护动作原因分析
发电厂1000MW机组“给水流量低”MFT保护动作原因分析一. 事件经过2013年8月30日8:56 某厂1号1000MW机组由于汽轮机中压主汽门、高压主汽门关闭，导致汽轮机给水泵出力下降，锅炉MFT “给水流量低”保护动作。
该厂汽轮机控制系统为西门子T3000电液控制系统，每个主汽门的跳闸油路中均设置一个方向阀和两个快关阀。
方向阀和快关阀控制电压为24VDC，由DEH 控制柜供电。
其中方向阀得电动作，快关阀失电动作。
在此事件中，汽轮机中压主汽门1、高压主汽门2、中压主汽门2、高压主汽门1先后从100%开度缓慢下降至70%后快速关闭。
在关闭过程中，汽轮机调门虽在负荷自动控制下自动开启，但由于汽轮机进气量减小，小汽机给水泵出力下降，导致过流给水流量快速下降，最终导致“锅炉给水流量低”保护动作，机组跳闸。
二. 原因分析在主汽门关闭过程中，EH油压、EH油泵电流正常，且高、中压主汽门油系统没见异常，基本排除油系统异常导致主汽门异常关闭的因素。
由于高、中压主汽门先后关闭，也排除方向阀、快关阀电磁阀存在泄露的可能。
方向阀和快关阀控制电源为冗余24VDC，也排除控制电源丢失导致快关阀动作等异常。
在此过程中，DEH系统中未发生系统、模件、电源等异常报警。
因此，主汽门关闭的原因应为方向阀、快关阀控制回路的异常所致。
三. 暴露问题及防范措施（1）DEH系统中方向阀控制信号分布集中，未冗余分散布置。
四只方向阀控制节点信号集中设置于一块D/O模件中，若控制模件输出异常，将导致高、中压主汽门全部关闭。
现已增加一块MU322 D/O模件，将高、中压主汽门方向阀输出控制信号分散布置于两块D/O模件中，降低控制模件异常导致高、中亚主汽门同时关闭的风险。
（2）应进一步检查方向阀、快关阀控制电缆的屏蔽、绝缘等技术环节，消除控制电缆中的干扰电压、绝缘性能不佳导致控制模件工作异常，误发主汽门关闭指令。
一号机组A、B汽泵相继跳闸,机组因“给水流量低”MFT动作,机组跳闸
Some things, gently let go, you may not be easy.悉心整理助您一臂之力（页眉可删）一号机组A、B汽泵相继跳闸，机组因“给水流量低”MFT动作，机组跳闸事件经过：6月 27日11：15，#1机组负荷600MW，主汽压力23.6MPa,主汽温度566℃,1A、1B、1C、1D、1E、1F制粉系统运行，机组控制方式为协调控制。
10：58，监盘人员发现1A汽动给水泵后轴承测点1振动加大，到现场检查并测后轴瓦振动为0.01mm左右,同时通知热工检修人员到现场检查。
11:081A汽动给水泵跳闸，首出为1A小汽机后轴承振动高保护动作跳闸。
值班员立即停1C、1E制粉系统，解FM自动，手动减燃料量,同时检查1B汽泵DCS控制站指令自动加100％，将1B汽泵控制解手动，给水流量1150T/H,机组负荷降至350MW.值班员调整燃料量同时着手启动电动给水泵，此时炉中间点温度由上升变为下降并趋于稳定，主、再热蒸汽温度正常，机组趋于稳定。
11:16分1B 汽动给水泵突然跳闸，DCS首出为1B汽动给水泵最小流量保护动作跳闸、MEH首出为1B汽动给水泵超速保护动作跳闸，锅炉MFT,首出给水流量低保护动作MFT。
值班员做停机处理和机组启动工作，12:05锅炉点火，13:07汽机冲转，13:56发电机并网带负荷。
经分析：1、1A汽泵跳闸的原因是由于小汽机后轴承振动高保护动作。
此保护取同一轴承X向、Y向两个测量值，一向振动达保护值0.08mm与另一向振动达报警值0.0508mm相与，保护动作，但从当时SIS系统记录的数据分析，X向振动瞬时值已达到保护值，但Y向振动值并未达到报警值，从热工对振动监测系统检查的情况看，振动就地检测元件接线未见异常，振动监测装置未见异常，保护控制逻辑设计无误，汽泵再次冲转振动未见异常。
检查近日振动曲线发现，６月２３日－２４日后轴１测点也曾出现过两次振动异常，短时振动最高达到0.04mm,6月27日汽泵跳闸前，前轴振动1测点振动最高达0.055mm, 前轴振动2测点振动最高达0.045mm,从保护动作前的瞬间SIS系统记录的数据及运行人员现场监测等情况分析，初步确定可能原因有两种情况：（一）热力系统即小汽轮机因本身原因导致振动突发瞬间异常造成，但因SIS系统本身采集时间原因未能记录下相关数据；（二）振动监测装置或检测元件因受外界原因干扰，造成保护不应有的动作。
XX电厂2号机组给水流量低原因分析与防范措施
XX电厂2号机组给水流量低MFT动作分析及防范措施一. 事件经过2013年7月23日，某厂2号机组负荷936MW，CCS方式运行。
A/B/C/D/E/F 制粉系统运行，两侧送风机、引风机、一次风机和增压风机在自动控制方式，主汽温599℃，给水流量2734t/h，总煤量336t/h，中间点过热度24℃。
14：45，因2A引风机电机A油泵异音检查，接收热机工作票“2号炉2A引风机电机油站A油泵检查、消缺”，准备做2号炉2A引风机电机油站A油泵停运、拉开其电源开关的措施。
15：37，2A引风机电机的B润滑油泵运行正常。
15:38:14，停A油泵，拉开油泵电源开关，2A引风机电机B油泵跳闸，延时5s，2A引风机跳闸，机组RB 动作。
机组控制方式由自动切至BI方式，目标负荷500MW。
由于机组取消脱硫烟气旁路挡板后，烟道未作相应的改造，烟道压力保护定值设置偏低（±2000Pa），为了保证RB过程中增压风机入口压力波动受控，运行人员手动调整风煤量。
15:41:06，机组负荷680MW，给水流量1700t/h、煤量179t/h，水煤比失调，出现煤水交叉限制现象，值班员将给水切至手动调整。
手动调节给水过程中，汽泵再循环门自动开启，开启时给水流量为1122 t/h、给水压力24.6MPa、主汽压力23.2MPa。
15:43:47，给水流量低于517t/h，延时30s后锅炉MFT动作，机组跳闸。
17:37，2号炉点火。
21：17，2号汽机冲转至3000rpm。
21：28，2号机组并网。
二. 原因分析（1）MFT动作原因分析脱硫烟气旁路挡板拆除后，机组未进行送风机、引风机、增压风机跳闸RB 试验，无法确保RB成功，因此运行人员进行手动干预。
由于机组RB后运行人员手动调整煤水比过程中，给水流量低于517t/h锅炉MFT，机组跳闸。
（2）引风机跳闸原因分析1）油站控制回路接线情况2A引风机A油泵主电源取自厂用电源MCCA段，B油泵主电源取自2号机组保安段，控制电源为双电源交流经隔离变压器供电，分别取自厂用电源MCCA段和2号机组保安段，当任何一路控制电源失电后，控制回路将会及时切换至另外一路控制电源供电，从而保证控制电源的可靠供给。
一起超临界机组给水流量低引起跳闸的事故分析
压 力异 常升 高而导致给 水流量低 保护 动作 的操 作要 点 。 ［ 关键词 ］超 临界 机 组 ；给 水流量低 保护 ；主 蒸汽压 力 ；负荷 调 节 ；燃 烧调 整 １ 机组概况
汽压 力 同时升高 ，给水 流量 下 降使 ｌ Ｂ汽泵 再循环 门 开启 ，总给水 流量低 于 ４ ０ｔ ｈ，锅 炉 ＭＦ ８ ／ Ｔ动作 ， 机 组跳 闸。汽轮机 、发 电机联跳 正常 ，６ Ｖ厂用 电 ｋ
切 换正 常 。
２ 事故 经过 事故 前工况 ：负荷 ４ ０ＭＷ 、主 汽压力 ｌ ．７ ０ ５ ５
了哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超临界参数本
生直 流炉 ＨＧ２ ０ ／ ５ ４ ＨＭ ｌ 炉膛 、 １０ ２ ．一 （ 单 一次 中间再
热 、变压运 行 、平 衡通 风、 紧身封 闭布 置 、固态风 冷干 除渣 、全钢构 架 、全悬 吊结 构塔型锅 炉） 以及哈 尔 滨汽轮机厂制造 的国产超 临界 汽轮机组 （ 一次 中间 再 热、单轴 、三缸 、四排 汽凝 汽式汽 轮机 ） 台机 。每
一 一
面的缺失。应将此次事故作为契机，细化各级人员
的监督 责任 ，同时制定切 实可行 的考核机 制 ， ；修 回日期 ：２ １ － ２ １ ０９ ｌ ５ ０ ０ ０ —１）
第 ｌ 卷 （００ ２ ２ １ 年第 ８ 期）
而运 行人 员认 为负荷 突 降是 当时煤 质差 引起 的 ，立 即调 整燃烧 ，没有 考虑 到 ＣＣ 退 出转 至汽机 跟 随方 Ｓ 式 ，没有 及 时果 断找 到 负荷 下降 的真 正原 因。 ４ 防 范措施
电力 安 全 技 术
给水流量低引起机组跳闸案例分析
3、3B循泵电机接线盒密封不严，因绝缘受潮导致高低速切换接线柱烧损跳闸，引起6KV工作2段电压低（最低时7.9%Ue，持续时间68.33ms）和BEF给煤机同时跳闸，是本次3号机组跳闸的又一次要原因。
6、增加除氧器压力高于四抽至除氧器压力时关闭四抽至除氧器电动门的联锁逻辑，避免除氧器蒸汽返至小汽机，造成小机进汽温度降低，小机出力不足。
附图一：3号机A、B小机汽源系统图
参考文献
[1]许昌禹龙电厂二期运行规程
给水流量低引起机组跳闸案例分析
摘要：2015年1月10日10时54分，3号机组发生一起因给水流量低保护动作而跳闸的事件。深入分析了一起660MW超临界机组因给水泵汽源能力下降，造成给水流量低MFT动作跳机的事故经过，提出了四抽至除氧器逆止门不严、小汽机汽源切换、给煤机变频器易受电压波动跳闸等问题，并有针对性的制订了防范措施，在同类型机组的控制改进上具有较好的借鉴意义。
1、事件发生前运行方式：
3号机组负荷580MW，A、B、C、D、E、F制粉系统运行，总煤量226吨/小时，A、B汽泵组运行，给水控制在自动调节方式，汽机控制方式为汽机跟随，3A循泵运行，3B循泵备用，2号机辅汽至3号机辅汽联络。3号机A、B小机由四抽供汽，辅汽至小机供汽电动门开启，做热备用（见图一）。
6KV1段带380V工作1段，380V工作1段带1号给煤机MCC，1号给煤机MCC带A、C、D给煤机控制柜开关；6KV2段带380V工作2段，380V工作2段带2号给煤机MCC，2号给煤机MCC带B、E、F给煤机控制柜开关；给煤机控制开关对给煤机提供动力电源，同时经过变压器对给煤机提供控制电源。（见图二）
天益公司600MW机组给水流量低MFT跳机原因分析及处理
４ ４
李 萌等： 天益公司 ６咖 ０
锅 炉绐 水流 搿１ ＝
机 组给水流量低 ＭＦ ｒ跳机原 因分析及处理
２１ ０ １年第 ２期
铷； 精 灯
锅 炉绘
＝ ＦＩ Ｍ ‘
动 作 ＭＦ Ｔ
图 １ 给水 流量低低 ＭＦ Ｔ动 作逻辑
组 运 行 正 常 ， 机 本 体 监 测参 数 正 常 ， 汽 问题 可 能 出
２ １ 年 第 ２期 ０１
河 南 电 力
４ ５
机跳闸信号的条件。辫 机组汽轮机由东汽供货 ， 主 汽门的关闭信号 由就地行程开关发出 。 每个 主汽 门
有 两个 关 闭行 程 开关 ， 每个 行 程 开关 有 一 副 常开 和
合 各 阀 ｆ Ｃ －Ｄ Ｓ控 制逻辑 分 析 ， ｊ 只有 “ 汽机 已跳 闸” 条
现在信 号误 发上 。
３ 暴 露 问题
（） １ 目前判 断 汽 机 已跳 闸 用 四个 主 汽 门关 闭 信
号 组合 判 断 ， Ｅ Ｓ来 汽机 跳 闸指 令 ， 为 触 发 汽 或 Ｔ 作
件 出现 可 以导致 所 有 这些 阀门 同时 动作 ， 但此 时 机
高压调节 阀时 ， 可能会在低 、 高压调节 阀的重叠 区
出现转速 大幅 波动 ， 自动调 节不 能满足 给水 需 求 ， 若 运行 人 员 注意 及 时切 至手 动 ， 干预 调 节 。热 工 人 员
应根 据投入情 况 。 调节重 叠 区阀位一 流量 特性 曲线 。
Ｅ … 一 … 一 一… 一 习 … … … － －
界机 组 ． 锅炉 为东 方锅 炉厂 生产 的 ＤＧ ９ ０２ ． Ｉ／ １０／５４ Ｉ 一Ｉ 超 临 界 直 流 本 生 型 锅 炉 ，给水 系统 配 置 一 台流 量
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给水流量低低保护动作跳机事件原因分析
2008年9月27日9：25，某厂1号机组带满出力运行，因检修处理8B低加正常疏水调节阀卡涩故障，运行人员在隔离过程中引起7B、8B低加水位高Ⅲ值保护动作，水侧切旁路。
之后5、6号低加相继水位异常升高并引起水位高保护动作撤出，造成除氧器压力、水温下降，四级抽汽量增大，负荷波动，除氧器水位缓慢上升，9:40:30 除氧器水位高Ⅲ值（2410 mm）保护动作，关闭四抽电动总阀及四抽至除氧器电动阀，小机出力快速下降；9:42:21 给水流量低低炉MFT，主机及小机A/B均跳闸，发电机逆功率保护动作正确，厂用电切换正常。
经处理后机组于12:34重新并网。
1. 原因分析
（1）运行人员经验不足，在8B低加正常疏水调节阀隔离过程中，对差压式水位测量容器极易产生虚假水位估计不足，没有控制好8B低加水位，导致8B低加水位高Ⅲ值保护动作，随后，5、6号低加在工况快速变化时也产生严重的虚假水位，并引起水位高Ⅲ值保护动作相继退出运行。
（2）除氧器水位设计为3路差压式水位计，低加相继切除后除氧器工况发生剧烈变化并引起差压式水位测量波动产生偏差，其中第3点除氧器水位测量装置与另外2点水位测量值在低加切除后出现较大测量偏差。
（3）OVATION系统三取中模块设计有坏值剔除功能，当有1点输入值偏差与其他点测量值偏差超过预设报警值后，模块输出另2点的平均值；当3点输入值间偏差都大于预设报警值时，模块输出为3点中的最大值，该功能易造成剔除掉的坏值重新进入运算的缺陷。
本次事件中，5、6号低加切除后，除氧器第3点水位与第1、2点水位偏差开始增大，直至超过预设报警值（150mm），除氧器第3点水位被自动剔除。
9:40左右除氧器第1、2点水位因测量值瞬间波动，偏差也超过150mm，三取中模块选择最大值，即第3点输出。
此时除氧器第3点测量值为2427mm，除氧器水位高Ⅲ值保护动作，引起四抽电动总阀及四抽至除氧器电动阀关闭，小机失去汽源；
（4）小机正常供汽由四抽供，冷再供汽电动阀全开备用，当低调门开度超过85％时，高调门开启，冷再开始供汽。
本次事件中，除氧器水位高Ⅲ值保护动作切除四抽后，四抽电动总阀与四抽至除氧器电动阀同时关闭，但四抽至除氧器电动阀先于四抽电动总阀全关，造成小机供汽压短时上升，自动控制系统为维持给水流量，将低调门开度由56.8％关至45.8％。
随后四抽电动总阀关闭，低调门快速开启，进而高调门开启，但此前小机供汽已经严重不足，给水流量低低保护动作MFT。
2. 防范措施
（1）OVATION系统三取中模块在输入值偏差大时选择最高值作为模块输出，这种设计方式过于强调保护设备，增加了保护误动的可能性。
经了解其他单位DCS系统的三取中模块都没有这种异常时取最大值的功能，只有偏差大报警功能，目前暂通过增大预设报警值至一个极大值，屏蔽了三取中模块坏值剔除功能，即无论任何情况，模块输出值始终为中间值。
（2）为解决汽泵供汽切换不及时的问题，考虑修改汽泵供汽切换模式：汽泵低调门控制转速及给水流量，高调门控制汽泵进汽压力，进汽压力设定值为机组出力的函数，当汽泵进汽压力发生变化时，高调门能够及时开启，保证汽泵供汽稳定。
该方案还需与有关专家进一步讨论完善后再实施。
（3）调整四抽电动总阀与四抽至除氧器电动阀的开关时间基本一致。
（4）针对低加水位测量装置在工况快速变化时的虚假水位问题，计划对水位测量装置改型或试验摸索采取有效措施克服虚假水位问题。
（5）加强运行人员的业务技术培训，提高运行操作经验与技能；加强对西屋公司OVATION DCS系统的学习，特别是深入理解OVATION系统特有的设计特点，防止类似原因导致DCS保护误动、拒动。