低加疏水故障处理不当导致机组非停原因分析及整改
轴封管路疏水不畅造成的影响及改进方案
轴封管路疏水不畅造成的影响及改进方案程途; 俞立凡【期刊名称】《《华电技术》》【年(卷),期】2018(040)011【总页数】3页(P42-44,)【关键词】管道疏水; 轴封温度; 汽水分层; 坡度; 疏水罐【作者】程途; 俞立凡【作者单位】江苏华电戚墅堰发电有限公司江苏常州 213000; 杭州华电下沙热电有限公司杭州 310018【正文语种】中文【中图分类】TM311; TK2630 引言轴封系统是汽轮机系统中一个非常重要的辅助系统。
其作用是阻止外界空气漏入汽缸并回收汽缸高压端漏出的蒸汽，提高凝汽器真空度和机组经济性，减小蒸汽对油系统、其他设备和环境的污染。
轴封系统由管道、各种阀门、疏水器、汽水分离器等组成。
在投用及运行过程中如果出现异常情况，轴封系统会对汽轮机本体造成影响，从而影响机组的启动，严重时还会造成重大事故。
1 故障现象某单轴燃气-蒸汽联合循环机组自投产以来一直存在投轴封时轴封母管温度波动较大的问题。
图1为某次轴封投用时因轴封管路暖管不充分而导致母管温度严重下跌的情况。
波动严重时还造成一次汽轮机高、中压缸轴承振动过大而启动失败的情况:机组转速升至1 200 r/min后， #3瓦、 #4瓦振动迅速上升；转速升至1 590 r/min时， #4轴承处轴振达0.22 mm，运行人员立即手动紧急停机;经机组重新进行轴封疏水、暖管、投送轴封(记录投送时间为57 min)；再次启动，机组启动正常。
2 故障分析由图1可知，在暖管阶段轴封母管压力呈阶梯形升高，送轴封期间压力几乎无下降。
轴封管路在暖管期间(10：30：00—11：01：00)，母管温度逐步上升并达到需求值，轴封母管压力的上升也基本平稳，管内水击现象轻微；投送轴封后(11：01：00)，轴封母管温度开始急速下跌，最低时至100 ℃左右，对应轴封母管压力为40 kPa，轴封蒸汽已达到饱和(根据饱和蒸汽温度与压力对照，表压40 kPa时对应的饱和蒸汽温度为109 ℃)，有严重蒸汽带水情况；二次温度下跌时(11：02：00—11：11：00)，轴封蒸汽再次达到饱和，持续时间长达9 min，在温度急跌和快速升高的区段，管内压力明显波动、水击现象明显。
电厂疏水管路失效原因分析及改进
调研 基础 上 ，验证 原设 计 是 否 合理 ，尤其 是 汽 水
流速 ，进 行 重 新 设 计 ， 以改 变 冲蚀 作 用 对 管 线
影响 。
破坏 。疏水 管路 系统 设 计 有 电动调 节 阀旁 路 ，用
ｄ ａ ｎ ｇ ｔｒｐｉ ｌｎｅｗａ ｈｅ ｐ ｏ ｌ ｓｇ ｄ ｖ ｐ ｒａ ｄ ｗａｅ ｅｌｃｔ Ｔｈ ｅ ｄｅ ｉｎ ｃ ｎｃ ｐｔｗａ ｒ ｐ ｓ ｄ ｂ ｅ— ｒ ｉ ａ ｅ ｗａｅ ｐｅｉ ｓｔ ｏ ｒｙ ｄｅ ｉｎｅ ａ ｏ ｎ ｔ ｒｖ ｏ ｉ ｙ． ｅ ｎ ｗ ｓｇ ｏ ｅ ｓｐ ｏ ｏ ｅ ｙ ｒ ｔ ｒ ｆｔｉｇ ｔｅ ｓｅ ｍ ｒ ｐ ａ ｄ ｏｉ ｃ ｔ ｈｅ ｃ ｌｕ ａｉ ｎ ｏ ａｎ ｇ ｔ ｒｐｐｅ ｌ ｓ ｏｉｔｎ ｈ ｔａ ｔａ ｎ ｒｆ ｅｗｉｈ ｔ ａｃ ｌ ｔｏ ｆｄｒｉ ａ ｅ ｗａ ｅ ｉ ｉ ｉ ｎｅ ．Ｔｈｅ ｐ ｏ ｌ ｍ ｆｐｉｅ ｉ ｅ ｋ ｇ ｓ ｒ ｂ ｅ ｏ ｐ ｌｎｅｌ ａ ａ ｅ ｉ ｂ ｓｃ ｌｙ ｅｉ ｎ ｔｄ． ａ ｉａ ｌ ｌｍｉ ａｅ
管线 名 称
疏 水 器编 号 疏 水器 型 号
疏 水 器 节流 孔 直 径／ ”
孔 板前 后介 质 的焓值 保 持 不 变 ，等 于疏 水 器 内 的 凝结 水焓 值 。 因此 ，在忽 略 阀 门和弯 头 等 的局 部
阻力 ，仅考 虑疏 水器 和下 游 孔 板 的流 动 阻 力 的情 况 下根 据疏 水器 上游 介 质 参数 和 要保 证 的排 放 背 根 据 Ａｍｓ ｏｇ １ ｒ ｔ ｎ ３４系列 和 ３ ６系列疏水 器 的特 ｒ １ 压 即 Ｆ Ａ ＨＢ Ｘ 的工 作 压 力 （ ． ２ ｂ ｒ ，根 据 ＬＳ Ｏ ０ ９ ａ ） 疏 水器 压差 流量 特性 和 孔 板 压差 流 量 特性 ，运用
热控故障导致机组非停原因分析与预防控制措施
热控故障导致机组非停原因分析与预防控制措施可靠的热控系统是机组稳定运行的基础，本文结合中国自动化学会主编的《电力行业火力发电机组2016年热控系统故障分析与处理》一书，经过统计分析，找出热控导致非停的规律性原因，包括控制系统硬软件故障、测量与执行机构故障、维护不当、线缆管路故障、电源系统故障等，然后分类做了陈述并列举了相关案例进行说明，最后从设备安装调试、日常维护、落实25项反措、逻辑优化、技术管理等方面提出了提高火电厂热控系统和设备的可靠性的具体对策，有利于火电企业完善、优化热控系统，提高机组的安全性能。
标签：热控故障；非停；预防控制措施0 概述随着分散控制系统逐渐在火电厂普及应用，热控自动化系统已覆盖发电厂的各个角落，由于热控设备的各种原因触发MFT或EST动作，引发机组跳闸解列，给企业造成了大量不可挽回的经济损失。
随着大容量机组的增多，机组的安全性与可靠性对电网系统的影响也越来越大，因此，对电厂热控调节系统，保护系统的要求也在日益提高。
作为电厂的核心技术，热工调节系统，保护系统对整个机组的安全稳定运行同样起着关键性的作用。
1 非停事故统计分析与案例如《电力行业火力发电机组2016年热控系统故障分析与处理》一书所述，2016年中国自动化学会在统计的热控原因引发机组非计划停运事故123起，其中控制系统软硬件故障37起，占30%；測量与执行机构故障26起，占21%；运行检修维护不当25起，占20%；线缆管路故障22起，占18%；电源系统故障13起，占11%。
如下表：2016年非计划停运事故原因分类数量百分比%控制系统软硬件故障3730%测量与执行机构故障2621%维护不当2520%线缆管路故障2218%电源系统故障1311%1.1 控制系统硬软件故障。
37例控制系统硬软件故障中，各类模块卡件故障14起，是影响控制系统安全运行的主要因素，其次是组态软件故障11起，和设计配置隐患7起。
主要的原因有重要控制器元件老化，环境温度超标，逻辑组态不合理，未进行必要的模拟性能测试等。
发电厂-#1机非计划停运总结报告(检修计划总结范文)
发电厂-#1机非计划停运总结报告(检修计划总结范文)发电厂-#1机非计划停运总结报告(检修计划总结范文)一、引言发电厂作为供应电力的重要基础设施，其正常运行对社会经济发展至关重要。
然而，由于各种原因，发电机组可能会出现非计划停运的情况，给电网运行和用电用户带来不便。
本文将就发电厂#1机非计划停运的原因进行分析，并总结出相应的检修计划。
二、非计划停运原因分析1. 设备故障设备故障是发电机组非计划停运的主要原因之一。
在本次#1机非计划停运中，我们发现主要原因是发电机组冷却系统故障导致机组过热，自动停机保护装置启动。
经过分析，发现冷却水管道堵塞严重，冷却水流量不足，导致冷却效果降低。
此外，还存在部分冷却设备老化严重，需要及时更换的问题。
2. 人为操作失误人为操作失误也是导致非计划停运的重要原因。
在本次停运中，我们发现机组运行人员在停机检修前没有及时对冷却系统进行清洗和维护，导致了堵塞问题。
此外，机组运行人员对于自动停机保护装置的故障排除经验不足，也加大了非计划停运时间。
因此，我们需要加强人员培训和技能提升，提高操作人员的专业素养和技能水平，防止类似问题再次发生。
三、检修计划总结1. 修复设备故障针对本次停运中发现的冷却系统问题，我们制定了如下检修计划：首先，对冷却水管道进行全面清洗，确保管道畅通；其次，鉴于部分冷却设备老化严重，需要加强设备更换，确保冷却效果良好。
检修期间，我们还将提高冷却水的循环量和冷却风机的运行效率，防止机组过热。
2. 强化人员培训为了防止人为操作失误导致的非计划停运，我们将组织机组运行人员进行冷却系统的日常检查和维护培训，确保操作人员能够熟悉冷却系统的运行原理及操作流程，并且能够正确排除一些常见的故障。
此外，我们还将定期组织演练，提高操作人员在紧急情况下的反应能力和应变能力。
3. 健全维护机制为了保障发电机组的正常运行，我们将建立健全的维护机制。
定期检查冷却系统，并对相关设备进行巡视和保养，及时发现问题和隐患，进行修复和更换。
汽包虚假水位引起机组非停分析
汽包虚假水位引起机组非停分析汽包虚假水位是指在发电机组运行过程中，由于某种原因，导致汽包水位的自动控制系统出现偏差，使得显示的汽包水位与实际水位不一致的情况。
汽包虚假水位引起机组非停的分析是针对出现这种现象的原因进行调查和分析，以便解决该问题并保证机组的安全运行。
一、汽包虚假水位的原因1. 传感器故障：汽包水位的检测通常依赖于传感器，一旦传感器出现故障，就会造成汽包水位显示不准确。
传感器故障的原因可能是零件老化、损坏，或者受到污染等。
2. 控制系统故障：汽包水位的自动控制系统在工作时，如果出现故障，就会导致水位的控制不准确。
控制系统故障可能是由于控制器故障、控制算法失效等原因引起的。
3. 水位计算错误：汽包水位的计算通常依赖于传感器输入的信号，并通过计算得到准确的水位数值。
如果计算公式错误或者参数设置不正确，就会造成水位计算错误，导致虚假水位的显示。
4. 管路堵塞：在汽包水位测量系统中，如果管路出现堵塞，就会影响水位的准确度。
管路堵塞可能是由于污物聚集、腐蚀物沉积等原因引起的。
5. 风吹雨淋：在室外机组的运行环境中，如果受到风吹雨淋等天气因素的影响，就有可能导致水位传感器受到干扰，进而影响水位的测量准确度。
二、机组非停的影响1. 安全风险：汽包虚假水位可能导致机组在实际水位较低的情况下继续运行，从而增加了机组发生事故的风险。
如果汽包水位过低，就会导致汽包内蒸汽不足，进而引发机组蒸汽压力异常，造成机组性能下降或者甚至严重的故障。
2. 过热风险：汽包虚假水位可能导致机组的过热风险增加。
当汽包水位显示不准确时，可能会导致机组中的水位过低，而过低的水位会导致锅炉过热，进而引发机组爆炸的风险。
3. 运行效益下降：汽包虚假水位会使得机组的运行效益下降。
当汽包水位显示过高而实际水位较低时，机组会自动控制给水泵增加给水量，从而浪费了大量的能源和水资源。
4. 运行不稳定：汽包虚假水位可能导致机组的运行不稳定。
当汽包水位的控制不准确时，就会造成机组的蒸汽压力、冷却水量等参数的波动，进而导致机组运行不稳定，影响机组的正常工作。
火电厂控制非停的措施方案
火电机组非停分析与减少非停的措施截止2015年8月底，某公司所属及控股火电单位累计发生非计划停运统计为30次，较去年同期减少3次。
虽有好转，但不容乐观。
只有在认真分析历次非停发生原因的基础上，从管理、人员、设备和技术等方面制定相应措施，才能消除设备隐患，进一步提高安全生产管理水平，持续提高设备健康水平，提高人员的业务能力和水平，夯实安全生产基础，有效控制机组非计划停运次数，实现长周期安全生产。
一、问题汇总、归类在今年已发生的30次非停中，按专业分：锅炉专业16次、汽机专业5次、电气专业5次、热工专业3次、其它1次；锅炉专业出现的问题占总数一半以上。
按故障类型分：因人为责任造成的非停3次、设备原因5次、技术问题引起的非停为8次、管理不到位造成非停5次、材质原因5次、煤质原因3次；可见，由于技术问题未得到及时解决而引发机组非停次数较多；另一方面，如果按照“质量保证体系”中“问题出现的原因均可归结于管理”的理念，将“人为原因、设备原因、管理不到位、材质原因、煤质原因”归结为“管理缺失”，则由于管理缺失而导致的机组非计划停运要占到相当大的比例。
由此，可将问题产生的原因归于两大类：1.技术难题未得到及时解决；2.生产管理缺失。
二、问题分析及对策一）技术难题1.技术难题情况最为突出的是：所属某公司#7炉顶棚过入口联箱管道布置不合理，汽流分配不均，局部超温爆管，发生4次（有2次未统计，实际为6次）。
此外，技术难题还有：#10炉炉管内氧化皮堆积，引发爆管；#7、#8机汽流激振引发汽机轴振大停机；#8机EH油压大幅波动，致油管短时剧烈振动开裂，大量漏油打闸停机；另一公司#7机ATS电磁阀故障无状态检测信号，在做ATT试验时，机组跳闸。
某暂未得到解决的技术难题较多（4个）。
这也是今年该公司非停次数多的主要原因之一。
（此类非停共6次）对于上述存在的技术难题应逐一制定解决方案，尽快结合机组检修机会加以解决。
2.对策和措施分项制定措施，加以解决。
低加液位开关故障分析与处理
低加液位开关故障分析与处理
故障现象：开关经常性误动作
故障原因：
1)设计问题：低加液位开关设计的安装位置离设备太远，需经较长的连通管
路。
首先，响应时间有滞后。
其次，低加的温度较高，较长的连通管路对保温要求较高。
设计时没有考虑管路内气体排放的问题，管路有几处上下弯管。
2)施工问题：施工时未严格按要求施工，管路布置为水平状。
3)气体影响：由于上述两种原因，造成取样桶内及取样管内气体无法排放而
堆积，取样桶及取样管内温度较高，从而造成液位波动，而使开关误动作。
处理方法：设备自运行以来，低加液位开关经常出现问题，
未实施改造前，只有强制联锁，避免造成由于开关的误动作而造
成更严重的后果。
后于临修期间，先后对三号、四号机组的低加
取样进行了改造。
将原取样管的多处折弯处全部改为直管段，并
严格按照标准施工，避免管内积留气体。
处理效果：改造后，经一周时间的观察，运行效果良好，解除联锁强制，正常投用。
投用后至今，运行良好。
汽包虚假水位引起机组非停分析
汽包虚假水位引起机组非停分析一、问题描述汽包是汽轮机组中的一个重要部件，它的作用是在汽轮机工作时，捕集和分离蒸汽中的水滴，防止水滴进入汽轮机内部，影响汽轮机正常运行。
汽包的水位对汽轮机组的安全和稳定运行至关重要。
由于汽包水位探测系统的故障或者其他原因，有时候会出现汽包水位显示不准确的情况，甚至出现虚假水位的情况。
这种情况一旦发生，就可能导致汽包的水位控制失效，进而影响汽轮机组的正常运行。
二、影响1. 水位过低导致蒸汽中的水滴未能有效被捕集和分离，使得水滴直接进入汽轮机内部，对汽轮机内部零部件造成冲击和磨损，严重时甚至会导致零部件损坏。
2. 水位过高会导致汽包内部的水量过多，进而导致汽包内部的流态特性发生改变，影响汽包的正常工作，甚至使汽包失效，影响汽轮机组的运行稳定性。
3. 当虚假水位持续存在时，操作人员容易产生误判，错误地认为汽包水位正常，而延误了对汽包水位异常的处理，给汽轮机组的运行安全带来了极大的隐患。
三、分析原因汽包虚假水位的产生可能有以下几种原因：1. 水位探测系统故障，例如水位探测传感器损坏或失灵，导致无法正确反映汽包内部的实际水位情况。
2. 汽包水位控制系统调节阀故障，造成调节阀无法根据实际水位情况进行准确控制。
3. 水位控制系统的操作失误，例如误操作或者调节参数设置不当，导致水位控制系统无法正确反映汽包实际水位。
四、应对措施1. 定期检查水位探测系统，确保水位探测传感器等部件的正常工作。
2. 增加水位虚假检测功能，当系统检测到虚假水位时，立即发出警报并自动切换到备用水位控制系统，确保汽包水位的稳定控制。
3. 对水位控制系统的操作人员加强培训，提高其对水位控制系统的理解和操作技能，减少误操作的发生。
4. 优化水位控制系统的自动调节参数，使其能够更加准确地控制汽包水位，避免虚假水位的发生。
五、结论汽包虚假水位是影响汽轮机组安全和稳定运行的一个重要问题，对于其的有效控制至关重要。
只有加强对汽包水位控制系统的检查、监控和培训，才能有效避免虚假水位对汽轮机组运行的不良影响，确保汽轮机组的安全和稳定运行。
火电厂控制非停的措施
火电机组非停分析与减少非停的措施截止2015年8月底，某公司所属及控股火电单位累计发生非计划停运统计为30次，较去年同期减少3次。
虽有好转，但不容乐观。
只有在认真分析历次非停发生原因的基础上，从管理、人员、设备和技术等方面制定相应措施，才能消除设备隐患，进一步提高安全生产管理水平，持续提高设备健康水平，提高人员的业务能力和水平，夯实安全生产基础，有效控制机组非计划停运次数，实现长周期安全生产。
一、问题汇总、归类在今年已发生的30次非停中，按专业分：锅炉专业16次、汽机专业5次、电气专业5次、热工专业3次、其它1次；锅炉专业出现的问题占总数一半以上。
按故障类型分：因人为责任造成的非停3次、设备原因5次、技术问题引起的非停为8次、管理不到位造成非停5次、材质原因5次、煤质原因3次；可见，由于技术问题未得到及时解决而引发机组非停次数较多；另一方面，如果按照“质量保证体系”中“问题出现的原因均可归结于管理”的理念，将“人为原因、设备原因、管理不到位、材质原因、煤质原因”归结为“管理缺失”，则由于管理缺失而导致的机组非计划停运要占到相当大的比例。
由此，可将问题产生的原因归于两大类：1.技术难题未得到及时解决；2.生产管理缺失。
二、问题分析及对策一〕技术难题1.技术难题情况最为突出的是：所属某公司#7炉顶棚过入口联箱管道布置不合理，汽流分配不均，局部超温爆管，发生4次〔有2次未统计，实际为6次〕。
此外，技术难题还有：#10炉炉管内氧化皮堆积，引发爆管；#7、#8机汽流激振引发汽机轴振大停机；#8机EH油压大幅波动，致油管短时剧烈振动开裂，大量漏油打闸停机；另一公司#7机ATS电磁阀故障无状态检测信号，在做ATT试验时，机组跳闸。
某暂未得到解决的技术难题较多〔4个〕。
这也是今年该公司非停次数多的主要原因之一。
〔此类非停共6次〕对于上述存在的技术难题应逐一制定解决方案，尽快结合机组检修时机加以解决。
2.对策和措施分项制定措施，加以解决。
1号机组热网系统疏水不畅运行调整措施(执行)
1号机组热网系统疏水不畅运行调整措施1号机组热网系统投运后，供热负荷较大时疏水不畅，热网加热器水位异常升高，经过排查初步怀疑疏水至凝汽器压差与疏水系统管阻不匹配导致，需进一步排查确定原因后进行处理。
在此期间为防止运行中热网加热器水位高保护动作，机组甩热负荷影响供热及主机安全运行，特制定如下技术措施：1、运行中加强对热网系统相关参数的监视，尤其机组变负荷及热网参数调整时，发现热网加热器水位呈上涨趋势，立即派巡检就地核对水位与远方一致，全开热网加热器疏水调门及旁路电动门，尽最大能力保持加热器低水位运行。
2、如热网加热器水位继续上涨可点动适当开启加热器事故疏水电动门（事故疏水电动门已加中停功能），根据加热器水位变化情况调整事故疏水调门开度，控制水位不低于低一报警值，控制疏水温度；此操作由于大量疏水外排需注意凝汽器水位下降情况，通过手动开大凝汽器补水调门、提高除盐水压力、开启启动补水等手段调节。
同时注意机组真空和事故疏水管道振动情况，3、供热系统参数调整时控制热网循环水流量不超4500t/h,尽量通过提高出口水温调整供热量（已和热调沟通），这种调整方式会提高热网加热器内部压力，提高疏水压差，有利于疏水。
4、机组加负荷时根据加热器水位变化趋势控制供热量，暂时不超过260MW,开启BV阀或关小供热液压调整阀减小供热量时注意不应过快，防止加热器内压力降低过快虚假水位造成加热器水位突升。
5、调整BV阀或抽汽液压调整阀时需注意供热参数、热网加热器水位、中排温度、压力、四五抽差压、主机轴向位移及机组振动的变化。
6、如热网加热器水位快速升高至1500mm时事故疏水门自动打开。
如果事故疏水开启后水位下降，当水位至正常值时，适当关小事故疏水门控制水位，保证热网加热器水位正常的情况下尽量减少疏水外排，降低凝汽器补水压力，加强对凝汽器水位的监视，保证凝汽器水位正常，防止凝汽器水位过低导致凝泵不出力跳闸。
7、每班化验一次热网疏水水质，同时监视热网疏水流量变化情况，如发现热负荷不变情况下，热网疏水流量异常增大，需立即联系热工确认测点准确性，如热工测点正常同时热网疏水水质急剧恶化可判断为热网加热器泄露，应立即退出热网加热器运行，防止影响主机水质使事故扩大。
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低加疏水故障处理不当导致机组非停原因分析及整改摘要：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Main Fuel Trip，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0.868 MPa，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1.81 MPa，B汽泵进口压力1.38 MPa。
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》。