四炉汽包水位显示失灵MFT动作机组跳闸
一起MFT保护动作机组跳闸分析及处理
工作研究—48—一起MFT 保护动作机组跳闸分析及处理罗文元(广东粤电大埔发电有限公司，广东 梅州 514000)概况某发电公司1号机组为660MW 超超临界燃煤汽轮发电机组,DCS 系统为西门子公司基于 PR0FIBUS 总线技术的的SPPA-T3000 控制系统，烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫，按一炉一塔设计。
1事故经过3月16日13:30时辅控运行执行定期工作，启动1号炉D 浆液循环泵运行，停止A 浆液循环泵运行，B、C、D 三台运行浆液循环泵。
14：30时，办理工作票后检修人员处理缺陷。
3月16日16:10时1号机组脱硫吸收塔浆液DCS 液位显示突降至1.4m（9秒后自动恢复正常），导致液位低保护动作跳B、C、D 三台运行浆液循环泵。
16:14时辅控运行人员刘××发现1号机组烟气SO2排放浓度超标并显示坏点（超量程），汇报值长后在1号吸收塔系统画面检查时才发现B、C、D 浆液循环泵已跳闸，查首出为“吸收塔液位低”，当时脱硫吸收塔实际液位为10.7米，此时四台浆液循环泵均由于“线圈温度高”保护闭锁无法启动。
16:20时因脱硫吸收塔出口烟温高至70℃、延时15秒后触发锅炉MFT 保护动作，汽机发电机组跳闸，负荷由600MW 降到0MW。
锅炉MFT 首出原因为“脱硫请求MFT”。
2原因分析2.1误发脱硫吸收塔浆液液位低信号，保护动作跳B、C、D 三台运行浆液循环泵。
且四台浆液循环泵电机线圈温度均超过60℃，保护闭锁，无法再次启动，导致脱硫吸收塔出口烟温高70℃、延时15秒后触发锅炉MFT 保护动作，是引起机组跳闸的直接原因。
2.2辅控运行人员监盘不认真，没有及时发现三台运行的浆液循环泵跳闸，处理过程中未采取任何降低脱硫吸收塔出口烟温的措施，没有及时开启第三层冲洗水门，启动除雾器冲洗水控制烟气温度，是引起机组跳闸的重要原因。
2.3设备安装质量不良。
事后现场检查发现,因脱硫吸收塔液位信号PA 盒安装在脱硫吸收塔排空浆液管下部，排空浆液顺着PA 总线保护套管流进PA 接线盒内部，PA 接线盒内部淤积了污泥和水,PA 接线盒短路，网段内的所有的PA 设备瞬间变坏点，造成误发脱硫吸收塔液位低信号,保护动作所有运行浆液循环泵。
大唐集团发电厂汽轮机事故案例分析题
目录一、【案例一】机组启动检查漏项 (2)二、【案例二】检修操作运行设备导致小机跳闸 (4)三、【案例三】辅机跳闸造成全厂停电后烧瓦 (5)四、【案例四】电泵油温高最终引起厂用电失去 (7)五、【案例五】野蛮操作造成汽轮机烧瓦 (9)六、【案例六】检修无票作业造成跑油烧瓦 (11)七、【案例七】小机油箱油位低造成小机跳闸 (14)八、【案例八】真空下降运行人员发现不及时 (15)九、【案例九】表计不准责任心不强造成汽缸进水 (17)十、【案例八】逻辑清楚盲目操作 (18)十一、【案例十一】操作票执行不严格操作随意性大 (19)十二、【案例十二】超负荷运行滑销系统卡振动大停机 (20)十三、【案例十三】事故处理经验不足造成事故扩大 (21)十四、【案例十四】思想麻痹，安全意识淡薄 (22)十五、【案例十五】违章操作造成大轴弯曲 (23)十六、【案例十六】操作不规范引起真空下降 (26)十七、【案例十七】高排压比低保护动作停机 (27)十八、【案例十八】机组由于功率回路故障处理不当停机 (28)十九、【案例十九】DCS失电 (29)二十、【案例二十】背压高保护停机 (31)汽轮机案例分析题一、【案例一】机组启动检查漏项1、事件经过1999 年4 月12 日，某电厂2 号机组在大修后的启动过程中4 月1日，#2 机组B 级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2 机于4 月12 日15 时55 分开始冲转，15 时57 分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。
16 时08 分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。
16 时15 分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。
16 时18 分，机长吴X 令副值班员庄XX 开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。
16 时22 分，高压缸差胀由16 时的2.32mm 上升2.6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。
锅炉MFT动作条件及处理方式
锅炉MFT动作条件及处理方式锅炉MFT的动作条件及处理方式运行机组满足下列条件之一者，MFT动作：1 集控室锅炉紧急跳闸按钮按下。
2 再热器保护动作。
3 送风机全停。
4 引风机全停。
5 凝汽器真空＞-74KPa且自动停油压低。
6 炉膛压力高高。
7 炉膛压力低低。
8 所有火焰失去。
9 所有燃料失去。
10 三台炉水泵差压低低）。
11 汽包压力高高。
12 燃料供应不稳定）。
13 MBC两个CPU均故障。
14 APC两个CPU均故障。
15 汽包水位高16 总风量低于19%。
现象：1：锅炉MFT动作，并发出声光报警信号2：火焰电视无火焰显示3：运行中各制粉系统全部跳闸，一次风机跳闸4：OFT动作，燃油速断阀关闭5：减温水电动总门关闭6：电除尘器跳闸，7：吹灰程序中断锅炉MFT后，系统自动执行如下操作：1：关闭进油总阀2：开回油总阀3：关闭所有油角阀4：停止所有给煤机5：停止所有磨煤机6：关闭磨煤机所有出口门7：停止一次风机8：关闭所有一次风门9：关闭所有过热器、再热器减温水电动截止门10：关闭过热器减温水总阀、闭锁阀，关再热器减温水闭锁阀11：发信号给等离了点火系统12：发信号给电除尘系统13：发信号给除尘系统14：至吹灰系统15：禁止所有点火器打火16：至ETS运行人员的处理方式：1：应立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机、给煤机2：确认燃油速断阀关闭，减温水总门关闭，否则应手动关闭3：确认进入锅炉的一切燃料供应已切断4：加强对汽包水位的监视，控制汽包水位在允许的范围内5：烟风系统无故障，应进行炉膛吹扫6：烟风系统故障跳炉，故障消除后应延长炉膛吹扫时间7：对跳闸的磨煤机进行惰性处理8：电除尘未自动停止通知手动停止运行9：确认吹灰程序停止，将未退出炉膛的吹灰器退出10：从MFT首出画面，查明MFT运行原因11：及时消除故障，做好恢复机组运行准备12：如故障在短时内难了消除，按常规停炉处理。
DCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施
编号：AQ-JS-00249( 安全技术)单位：_____________________审批：_____________________日期：_____________________WORD文档/ A4打印/ 可编辑DCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施Analysis and preventive measures of MFT accident caused by DCs power failureDCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。
中山电厂A厂2号机组曾发生一起锅炉MFT引发的机组跳闸事故。
事故的经过是，当天上午10:20左右，2号机组满负荷运行，锅炉操作员站CRT中部分电动门阀位指示均变为黄色(表示中间位置)。
几分钟后，锅炉2台引风机出口风门全关，调节挡板关至3%以下。
接着，锅炉MFT动作，汽轮机、发电机跳闸，FSSS操作面板显示MFT动作原因是失去全部引风机。
1事故原因分析(1)热工人员检查发现，DCS1号柜的24VDC电源有一个跳闸，该电源为SCS(顺序控制系统)站的开关量I/O模板SDM的各通道提供外部电源。
经分析，该电源跳闸是引发机组跳闸的直接原因。
导致电源跳闸的主要原因是过载。
事实上，只要有任何一个I/O通道出现接地，而对应的分保险不能及时烧断的话，就可能导致总电源过载跳闸。
(2)SDM的开关量输入通道要求高低电平信号，输入的无源接点需经过外部电源转换成高低电平。
如图1中所示的SDM输入通道接线原理，如果24VDC电源跳闸，各输入通道变为低电平，即"0"。
事故发生时的情况是，SCS站的I/O模板中，1，2，4号SDM 的外部24VDC消失，而这3块模板均组态为SCS站开关量输入模块，其中包括A、B引风机运行的信号，所以这些输入通道均变为"0"，A，B引风机运行信号也为"0"。
锅炉控制系统电源故障,锅炉MFT动作,机组跳闸
锅炉控制系统电源故障，锅炉MFT动作，机组跳闸事件经过：6月1日21：00，#1机组带负荷514.5MW运行时，突然发生MFT。
经处理后，6月2日1:47#1机组并网。
经查，CRT显示的跳闸首出原因是：“工厂保护”动作，SOE记录首出原因显示为BCS POWER FAILURE（锅炉控制系统电源故障）。
经检查、分析，是为电源监视模件故障，导致BCS机柜误发电源故障信号导致MFT发生。
暴露问题：电源监视模件故障或者是信号线接线松动，导致BCS机柜误发电源故障信号导致MFT发生。
防止对策：1、更换了BCS侧输出继电器1-4-19、1-4-20和工厂保护柜侧输入继电器2R-1-7和2R-5-4。
2、更换、整理了BCS机柜电源故障信号接线。
3、更换了一块相关的电源监视模件。
4、考虑到目前继电器动作是二取一，误动的可能性较大，经讨论决定，改为二取二接线。
5、改变了故障判断的接线方式。
原来是接在电源盘上的故障输出端子，但可靠性不高，现将此保护信号改为监视BCS电源系统中的24VDC电源，如果真的电源系统完全故障，24V电源会消失引起跳机。
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单机运行时锅炉MFT或机组跳闸保辅汽措施
单机运行时锅炉MFT或机组跳闸保辅汽措施单机运行期间，出现锅炉MFT、机组跳闸或厂用电中断，辅汽第一备用汽源为冷再供汽，第二备用汽源为屏过供汽，第三备用汽源为启动锅炉供汽，从而确保机组轴封正常供汽。
1、单机运行期间保证启动锅炉处于良好备用1）单机运行期间将启动炉上水且水质合格，点火升温升压至额定参数后停炉封炉备用，辅助设备保持热备用。
2）启动炉过热器出口电动门保持关闭。
3）启动炉至运行机组辅汽联箱截门保持开启。
4）适当开启启动炉过热器出口电动门后疏水门，保持启动炉至运行机组辅汽联箱的管路在暖管状态。
5）启动炉保持每个班有一至两人值班。
6）有缺陷时及时填缺并通知检修处理，保持良好备用。
2、单机运行期间发生MFT后有关措施1）锅炉发生MFT后，查RB3动作，机组自动快减负荷至20~30MW（但实际每次都减到了0MW左右，负荷在8 MW以下时功率回路投不上），应立即用阀位控制将机组负荷加至20~30MW 后再投功率回路，维持机组负荷20~30MW。
同时手动开启高旁减温减压阀，维持冷再压力1.0MPa左右（此时高调门应已逐渐关闭直至全关，V.V阀开启，由中调门调节负荷），注意控制好高旁后蒸汽温度（参考热再温度不快速下降调整），调整冷再供轴封各阀门保证轴封压力。
2）待锅炉点火成功后由冷再向辅汽联箱供汽，此时再考虑用辅汽冲转一台小机和投除氧器辅汽加热，逐步恢复机组至正常方式。
3）空预器吹灰汽源正常保持由屏过出口供。
4）锅炉熄火短时不能恢复时，应按以下措施向机组辅汽联箱供汽，再逐步恢复。
3、单机运行期间厂用电中断（高旁打不开）保证辅助蒸汽的措施保持屏过出口吹灰蒸汽至辅汽联箱手动门开启。
检查辅汽联箱至锅炉侧用汽手动总门已开启（#1机组较#2机组炉侧电动门前多一个手动门，也应开启）；保持屏过至辅汽供汽电动门（空预器层）关闭。
保持辅汽至锅炉供汽母管疏水开启且疏水正常。
锅炉熄火后当高旁无法开启时，进行如下操作：集控人员在DCS辅汽系统画面上立即开启屏过至辅汽供汽电动门（控制面板上是“屏过吹灰电动门后关断门”）；及时联系吹灰人员就地开启V01屏过出口吹灰蒸汽总门；在吹灰控制室PLC上吹灰汽源减压阀窗口中将压力设定为1.1Mpa，也可根据辅汽压力情况调整压力设定值；在吹灰控制室PLC上关闭V03~~V07屏过吹灰系统中各疏水门；监视辅汽联箱压力和温度正常，如果温度偏低，开启联箱疏水旁路门。
电厂锅炉总风量低MFT保护动作机组跳闸事故
电厂锅炉总风量低M F T保护动作机组跳闸事故集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-电厂#4锅炉总风量低M F T保护动作机组跳闸事故事故前运行方式：＃4机组负荷230MW，主汽压力14.9MPa，主汽温度537℃，再热蒸汽压力2.7MPa，再热蒸汽温度536℃，真空-77.6KPa，总煤量93T/H,炉膛负压-100Pa。
锅炉总风量674T/H，炉膛负压-70Pa。
协调投入。
＃4－1、＃4－2引风机、送风机、一次风机运行，A、B、D磨煤机运行、C 磨停运消漏、E磨正在暖磨准备投运。
锅炉正在吹灰，下层＃1、＃3两支油枪运行。
＃4－1引风机＃2润滑油泵运行，＃1油泵备用，供油压力、油温、油箱油位正常。
＃4－1引风机静叶开度49.35%，＃4－2引风机静叶开度49.50%，＃4－1送风机动叶开度33.19%，＃4－2送风机动叶开度34.56%，＃4－1一次风机入口档板开度43.94%，＃4－2一次风机入口档板开度42.67%。
事故经过：2005年3月9日8时25分＃4－1引风机掉闸，发“油压低”光字，＃4－1送风机、＃4－1一次风机联掉，投油助燃，RB动作，协调跳为机跟踪，＃4－2送风机档板开至60%，＃4－2一次风机档板全开，＃4－2引风机静叶开至57%，总风量降至470T/H，一次风压由12KPa降至8KPa，增投油枪，A磨热风门由38%开至43%，B磨热风门由40%开至45%，D磨热风门由41%开至46%，炉膛压力在＋600Pa间波动，后B、D磨掉闸，原因均为一次风量低，B、D磨掉闸后，运行人员将＃4－2一次风机档板由自动切为手动关至60%，炉总风量由470t/h降至380t/h，MFT动作（首出为总风量低于30%），汽机、发电机联掉，厂用电切换正常。
9时55分＃4炉点火，后热工更换＃4机电子间＃17控制器电源分配盘（消除2月12日＃4炉汽包水位失灵缺陷），13时23分＃3机组并网。
机组主汽温高高MFT跳闸电气巡检反思
机组主汽温高高MFT跳闸电气巡检反思X月X日#X机组跳闸事件给公司和相关部门造成了影响，我们深表抱歉。
事件发生后，检修队针对发生的问题进行了自查和反思通过这次事件，说明我们没有理解和避免“沉船故事”的再次发生。
由于大家有意或无意的疏忽或错误中，使各个环节串在了一-起，引发了多米诺骨牌样的反应，最终造成了没项之灾。
在看似一个个偶然发生的失误中，隐含了灾难发生的必然性。
所以在每个岗位的人员，必须各尽职责，保证每块多米诺骨牌屹立不倒，才能有效防范事故的发生。
虽然人人只错了一点点，但集合在一起就是灾难性，所以在日常的工作中必须恪尽职守，严格按规程办事，防止自己负责的工作出问题，就是对整个公司的最大贡献。
这次机组跳闸的直接原因是XXX.以上问题的发生，都暴露出本专业对重要的热控元件管理维护不到位，没有及早发现设备问题并更换，在发现单一信号可能造成误动的情况下，没有采取有效的措施进行预防，最终导致了非停的发生，也暴露出对设备维护不到位、检修工艺标准不高、人员技术水平素质不高、技术管理存在盲区等深层次的问题。
此事件发生前此问题的发生是完全可以避免的，如果检测元件能够维护到位，及时更换元件避免信号的误发，同时完善逻辑保护条件或增加振动测点，就能避免跳闸。
对于热控元件的维护更换没有建立完善的更换制度，--般采取了损坏更换的模式，不能解决元器件超长服役，随时出现问题的可能性，没有很好的进行寿命管理作为检修队负责人，此次事件的发生负有不可推卸的责任。
首先原分开是基础管理工作没有抓好，对设备管理检修没有规范要求，对老旧设备更新政造重视程度不够，没有及时提报计划，对超期服役存在故障可能的元器件进行更换。
其次对检修工艺标准要求不高，把关不严，没有全面做好防信号误发的措施。
某厂机组突然甩负荷,引起锅炉MFT、机组跳闸
某厂机组突然甩负荷，引起锅炉MFT、机组跳闸一、事故经过某厂2008年6月5日4点26分#1机组突然甩负荷，引起#1炉MFT、#1机组跳闸。
事情经过：6月5日4：26＃1机AGC投入，负荷230MW，阀门控制方式为单阀控制。
机组负荷突然由230MW快速下降至180MW，总煤量由126T快速上升至155T，主汽压力由16.6MPa快速上升至17.5MPa，立即解除机组协调，增加＃1机组负荷，减煤量至135T，同时＃1机高低旁动作。
给水在自动方式调整时水位变化大，速解除给水自动进行手动调整，调整过程中A、B汽泵最小流量阀随给水流量变化频繁参与调整。
水位降至-140mm时令速投入B层油枪，紧急停E磨，启动电泵。
4：29#1炉汽包水位低低MFT，＃1机组跳闸，发电机逆功率动作，启动润滑油泵，B、C 顶轴油泵，高压备用密封油泵。
DCS画面＃3高调阀反馈100％，就地检查＃3高调阀在关位，＃3高调阀连杆焊口处有裂纹。
5：30焊补＃3高调阀连杆焊口处裂纹。
6：10＃1机挂闸。
6：42＃1机并网。
因甩负荷＃1炉水位低MFT。
二、事故原因及暴露问题1、事故原因6月5日上午公司开事故分析会，通过事故追忆曲线显示#1机组主汽门、调门阀位指令与反馈正常，公司相关人员及工程院热工组参加做＃1机组#1—4高调门全行程试验正常。
6月5日下午公司再次开事故分析会，公司相关人员及工程院等人参加，进行了分析。
并对＃1机组＃3高调门全行程试验：基本认为运行中的一个调门突然关闭，机组负荷突降57MW与总煤量突然上升29T是此次事故的诱因。
#1机组两台汽泵最小流量阀为两位式，单台汽泵最小流量阀全开及全关对给水流量有160T/H的影响，对运行人员汽包水位调节造成困难，尤其是机组负荷在110MW—200MW时，最小流量阀全开、全关对给水流量影响大。
运行监盘人员对机组负荷突降、煤量突升的事故预想不够，采取的措施不力。
在机组负荷突降与煤量突增的事故情况下，运行人员协调配合上存在一定的调整不当，机组总煤量未能降低至负荷对应下的煤量，使主汽压力上升幅度过大，致使高低旁动作全开后无法短时间回关并进行相应的配合。
锅炉MFT与汽机跳闸的关系与处理
一、锅炉MFT后的现象•火焰电视变黑。
•全部火检信号消失，MFT报警信号来。
•所有制粉系统跳闸，状态闪黄•所有一次风机跳闸，状态闪黄.•所有油角阀关闭。
•主再热器减温水门全部联锁关闭。
•炉膛负荷突变，先负后正。
•主再热蒸汽压力迅速下降。
•汽包水位先低后高二、锅炉MFT后汽机侧的现象•机组负荷快速下降。
•主汽压力快速下降。
•主再热汽温下降。
•主汽流量下降。
•若机炉大联锁投入，则汽机跳闸。
三、锅炉MFT后汽机未跳闸的处理若锅炉MFT，汽机未跳闸则：•迅速汇报值长，解除CCS方式，请求人员协助调整处理。
•装DEH切换为阀控方式，快速降低机组负荷，目标值30MW。
•根据主汽压力下降情况与锅炉配合确定减负荷速率。
•切换轴封供汽汽源至辅汽，保证轴封压力正常。
•打开VV阀，防止高排温度过高造成机组跳闸。
•检查疏水系统，关闭联锁打开的除主再热管道的所有疏水。
•监视好除氧器，排汽装置水位正常•立即停止一台真空泵，并迅速降低空冷岛频率至最低，必要时停运部分风机运行。
尤其是冬季，防止空冷岛上冻。
•降氧器汽加热汽源切至辅助蒸汽。
•停止所有加热器，最大限度保证锅炉蓄热。
•若锅炉侧长时间无法立即恢复，主汽参数或者其他条件达到紧急停机条件时，则打闸停机。
四、锅炉MFTR后汽机跳闸后的处理•检查汽机转速下降，所有抽汽止回关闭正常。
•检查交流润滑联启正常，润滑油压正常，否则手动启动交流润滑油泵。
•若厂用电消失则启动直流事故油泵，直流密封事故油泵。
•迅速将轴封汽源切换至辅汽接带，保证轴封压力。
•监视除氧器，排汽装置水位正常，加热器水位正常。
•转速到1200r/min时确认轴顶油泵联启正常，否则手动启动。
•根据情况决定是否需要破坏真空。
•转速到0后投入盘车装置运行。
•真空到0后退出轴封系统运行。
•若跳闸原因非因汽机本身问题引起，则根据命令重新挂闸维持转速3000r/min,等待并网恢复。
五，关于事故处理的一点想法。
•锅炉MFT后，若汽机没有跳闸，最主要的就是快速降低机组负荷，最大限度地保证锅炉蓄热量，保持机组带最低负荷运行，以便锅炉重新点火后快速负荷。
锅炉MFT、汽机ETS跳闸逻辑说明doc
抚顺热电300MW机组停机停炉逻辑脱硫FGD逻辑说明2012年4月28日锅炉部分锅炉安全监视系统（FSSS）炉膛主保护（MFT）逻辑主保护动作条件：1）引风机全部停止：(保护信号取自电气两台引风机全停的SOE接点或两台引风机运行信号全部消失，如果满足条件保护投入时，锅炉跳闸。
单台引风机停止发报警信号。
)2）送风机全部停止：(保护信号取自电气两台送风机全停的SOE接点或两台送风机运行信号全部消失，如果满足条件保护投入时，锅炉跳闸。
单台送风机停止发报警信号。
)3）汽包水位高3值：（保护信号取自炉顶三个水位变送器，当汽包水位高于120mm时（模拟量信号时三取二）报警,联锁开汽包放水电动门。
当汽包水位高于240mm且3个水位变送器的模拟量信号均为正常好值时，按逻辑三取二进行判断输出；1点或2点质量坏时，单点输出，如果满足上述条件保护投入时，延时10秒跳闸锅炉，同时报警）三点都为坏点时，不进行输出。
4）汽包水位低3值：（保护信号取自炉顶三个水位变送器，当汽包水位低于0mm （模拟量信号时三取二）报警,联锁关汽包放水电动门。
当汽包水位低于-180mm（模拟量信号时三取二）报警。
当汽包水位低于-330mm且3个水位变送器的模拟量信号均为正常好值时，按逻辑三取二进行判断输出；1点或2点质量坏时，单点输出，如果满足上述条件保护投入时，延时10秒跳闸锅炉，同时报警.）三点都为坏点时，不进行输出。
5）炉膛压力高高：(此信号来自炉顶三个压力开关，当炉膛压力高于+980pa时报警。
当炉膛压力高于+3200pa时，逻辑进行3取2判断并延时2秒，如果满足条件保护投入时，锅炉跳闸。
当炉膛压力高于+4000pa时（模拟量3取2逻辑），先跳A侧送风机，延时5s后仍高于+4000Pa跳B侧送风机.)6）炉膛压力低低：(此信号来自炉顶三个压力开关，当炉膛压力低于-980pa时报警。
当炉膛压力低于-2400pa时，逻辑进行3取2判断并延时2秒，如果满足条件保护投入时，锅炉跳闸。
一号机中压调门电液转换器位置反馈变送器故障,汽机跳闸,机组MFT动作,机组跳闸
live well, love lots, and laugh often.悉心整理助您一臂之力（页眉可删）一号机中压调门电液转换器位置反馈变送器故障，汽机跳闸，机组MFT动作，机组跳闸事件经过：6月29日17:06， #1机组在负荷570MW运行时突发MFT，(工厂保护动作)，中压调门电液转换器故障引起汽机跳闸，低旁脱扣，导致MFT。
SOE事故记录，第一原因为“汽机控制或热应力故障”。
检查汽机DEH控制柜，发现柜内“汽机控制或热应力故障跳闸”灯报警，与SOE记录一致。
同时发现，柜内用于控制中压调门电液转换器的阀门定位模块LT5410面板上输出接通指示灯灭，处于故障状态。
从逻辑判断是“中压调门电液转换器位置控制故障”导致“汽机控制或热应力故障跳闸”动作。
汽机跳闸后FCB未来得及动作，是由于汽机跳闸时液压油压力波动导致两侧低旁主汽门关闭所导致MFT。
引起LT5410面板输出接通指示灯灭有三个触发条件（任一条件）：（1）电液转换行程变送器反馈电流降至最小值；（2）LT5410输出驱动电流超过最大值；（3）模块工作电源故障。
对LT5410模块进行复置后，模块工作电源无故障。
先检查就地设备接线未发现异常，后决定采用就地校验台进行试验。
经试验，无论是采用新、旧模块，中压电液转换器的输出油压均会在模块通电复置后的瞬间冲到最大值并维持不变，而此时试验装置的指令为0。
因此判断，中压调门电液转换器中的位置反馈变送器故障可能性大，动作机构（包括线圈）的可能性小（测量线圈电阻无异常）。
结果对动作线圈更换后进行试验，故障依旧。
在更换位置反馈变送器后，故障消除。
在对该电液转换器进行调试后，运行正常。
对拆下的位置反馈变送器进行校验，发现其对位置变化已无反应，热工确认已损坏。
30日0:30中压调门电液转换器故障热工处理结束，0:35点火，2:09 #1机组并网。
暴露问题：#1机中压调门电液转换器故障引起汽机跳闸，低旁脱扣，导致MFT。
机组锅炉MFT问题出现后的解决措施 刘意坚
机组锅炉MFT问题出现后的解决措施刘意坚摘要：MFT全称是Main Fuel Trip，即锅炉主燃料跳闸。
简单来说，MFT是一套逻辑功能，输入是各种跳闸条件，输出是许多继电器，直接去停磨煤机、给煤机、油枪等设备。
在保护信号动作时控制系统自动将锅炉燃料系统切断，并且联动相应的系统及设备，使整个热力系统安全的停运，以防止故障的进一步扩大。
锅炉作为发电厂重要的运行设备锅炉，其安全稳定的运行是确保电厂稳定生产的重要前提。
关键词：机组锅炉；MFT；解决措施；处理引言锅炉是利用资料或其他能源的热能把水加热成为热水或蒸汽的机械设备，主要用于生活，工业生产中也有少量应用。
MFT是锅炉运行中对设备的自动保护措施，一旦运转过程中发生异常或突发事件而进行报警或自动停止设备运行。
只保留送，引风机运行进行吹扫。
这是一种逻辑功能反应程序，当发生一些事故可能致使机械设备发生危险，会激发该功能发生动作，停止设备运行，保护生产安全进行。
所以，我们应该对MFT动作的原因和解决措施进行讨论分析，保障生产安全，并提高生产效率。
为保证事故发生时能够正确处理，现在分别从锅炉、汽机、电气专业对MFT动作后应该采取的措施进行介绍：一、锅炉专业的处理1、当锅炉MFT动作炉膛灭火（汽包水位高Ⅲ值动作除外），跳闸原因很清楚，可以立即恢复锅炉运行时，检查锅炉跳闸设备联动正常后，迅速将各自动切换至手操，监视气温、气压、水位，维持炉膛负压正常。
视气压上升情况可用erv阀或汽机旁路进行泄压，待负荷自动减至70mw时，视气温、气压、水位联系汽机手动减负荷至气温、气压允许值；2、检查电泵联启运行正常，若未联启，要求汽机抢合电泵，迅速用勺管提高给水压力向锅炉汽包补水，控制水位在偏低位置（-100mm左右），尤其要防止汽包水位高Ⅲ值动作而联跳气轮机发电机；3、立即调整风量满足吹扫条件进行炉膛吹扫，若系风机均停引起灭火，查清原因确认可以启动，立即启动风机调整风量满足吹扫条件进行吹扫；4、灭火时炉巡操立即关闭连排及各疏水电动门，关闭过热器一、二级减温水和再热器事故喷水隔绝门；5、锅炉吹扫完成，立即燃油旁路跳过验漏，关闭炉前燃油回油调节门，打开进回油电磁阀，将油压设定为2.8MPa左右；（若几台炉同时用油，先将炉前燃油进口手动门关闭，作好联系工作，再打开进回油电磁阀，关闭炉前燃油回油调节门，然后微开进油手动门进行充油，油压正常后，全开进油手动门）。
风机跳闸,锅炉MFT动作,机组跳闸
风机跳闸，锅炉MFT动作，机组跳闸
事件经过：10:13 #4机组负荷195MW，“直流Ⅰ段接地”、“ #4炉A一次风机跳闸”先后发信，MFT动作跳机。
经检查#4炉A一次风机就地事故按钮盒内有水，系下雨漏水所致。
做好清洁及外部防水措施后，10:59 #4机组并网。
暴露问题：① 雨水淋湿并漏进入就地事故按钮盒，导致接点短接；② 设备设计、安装时，对就地事故按钮盒的防护没有考虑（应是下进线，实际是上进线）；③ B风门未及时参与调节。
防止对策：对#3、#4机组所有就地事故按钮盒进行一次检查，并采取防雨水措施；对A 一次风机风门及执行器调节性能进行检查。
四号机组汽包水位低保护动作,机组跳闸
四号机组汽包水位低保护动作，机组跳闸
事件经过：10月28日19：55，＃4机组在升负荷过程中，因＃1高加水位大幅波动，高加解列。
＃3高加入口三通阀未动作，导致锅炉断水，汽包水位由0降至-366mm，汽包水位低保护动作，炉MFT 动作，机组跳闸。
19：57 运行人员手动开启＃1高加出口电动门，恢复锅炉供水，开始恢复机组。
20：58 炉点火，21：30 汽轮机冲转，22：28 并网成功。
原因分析：由于高加解列要将给水切换至高加水侧旁路运行，即关＃3高加入口三通阀及＃1高加出口电动门。
＃1高加出口电动门关闭正常，＃3高加入口三通阀因门卡涩导致电动头过力矩未动作，导致给水中断，汽包水位低至-360mm，炉MFT动作，机组跳闸。
暴露问题：1、高加水位调节及保护逻辑不合理。
2、三通阀装配质量不良。
防止对策：1、组织热工院专家及本厂技术人员对高加水位调整和保护逻辑进行讨论并修改。
2、定期对各机组＃3高加入口三通阀进行手动活动试验，以消除卡涩现象。
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MFT动作及处理
精心整理MFT动作及处理MFT俗称主燃料跳闸，是FSSS的重要功能，在锅炉运行的各个阶段，FSSS实时连续的对机组的主要参数和运行状态进行监视，只要这些参数和状态有一个越出了安全运行范围，系统就会发出MFT指令。
MFT动作将快速切断所有进入炉膛的燃料，MFT的对待拒动，而宁可误动。
锅炉本体重大事故的发生总是由以下三种原因之一造成的：一是锅内过程和炉内过程不匹配，或者称为煤/水比失调；二是锅内过程内部不平衡，造成其水流动不正常；三是炉内过程内部不平衡，造成风、煤、烟比例不正常。
这三种工况超过一定限度时，会使锅炉受热面损坏或炉膛爆燃，严重时可能会使锅炉报废，在上述三种状态刚发生时，避免对锅炉本体设备造成重大损坏的最有效的手段，就是快速切断进入炉膛的全部燃料。
阚山锅炉MFT跳闸条件分述如下：1．运行人员跳闸（MFT按钮）；2．失去两台送风机；345678910111213当所有油角阀关或供油快关阀关闭时，认为失去油燃料；当煤燃料与油燃料都失去时，认为失去全部燃料；（即在停炉时认为失去全部燃料。
）14．失去全部火焰（即在停炉时不认为失去全部火焰。
）15．汽机跳闸且锅炉负荷>30％；16．延时点火MFT复位，供油快关阀开30分钟内无燃烧器投运记忆；17．DPU故障（协调控制DROP5）18．火检冷却风机出口母管与炉膛压差低低19．仪用压缩空气母管压力低低（热控允许否）2011.分离器水位高三取二10秒12.分离器出口温度高三取二10秒13.过热汽温高三取二10秒14.再热汽温高三取二10秒15.螺旋管水冷壁出口温度高三取二10秒16.锅炉总风量＜25%三取二5秒17.汽轮机跳闸(负荷>30%)18。
汽轮机跳闸(负荷<30%,且旁路未开)19．手动MFT4.2.54.2.71)2)3)4)5)6)7)8)9)10)11)电除尘器跳闸。
4.3.1锅炉MFT1)事事故声、光报警，FSSS显示MFT首出原因。
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四炉汽包水位显示失灵M F T动作机组跳闸
集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-
四号炉汽包水位显示失灵，M F T动作，机组跳闸事件经过：＃4机组负荷240MW，协调投入，主汽压力15.5MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力2.7MPa，再热汽温538℃，机组真空75.5KPa，汽包水位＋7.8mm，＃4炉底层＃1、＃3油枪运行，A、B、C、D四台磨煤机运行，＃4－1、＃4－2引风机、送风机、一次风机运行。
2005年2月12日下午热工人员对＃3、＃4机主控室后电子间各控制柜柜门风扇进行了吹扫（＃3机组停运），17：08＃4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点，17：11自动恢复正常；17：12上述各点再次变为坏点，17：13自动恢复正常，热工人员检查未发现明显异常。
18：08＃4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点，汽包水位变为坏点且显示在－324mm（MFT动作停机后上述各点自动恢复正常），炉MFT动作，汽轮机、发电机联掉，厂用电切换正常。
18：20＃3炉点火，19：05＃4机组并网。
20：13＃4机负荷82MW，汽包水位＋11.2mm，汽包水位CRT画面所有水位点全部不变化，汽包水位无法监视，立即联系热工处理，随后汽包水位突显示为＋400mm，炉MFT动作，汽机、发电机联掉。
20：40＃4炉点火，21：12＃4机组并网。
2月13日＃4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量5次突变为坏点，均在10秒钟内恢复正常。
暴露问题：（1）12月12日17：08、17：12及18：08汽包水位显示失灵MFT动作与2月13日发生的多次汽包水位显示失灵原因经上海西屋控制系统有限公司专业人员与电厂有关专业技术人员对4#机组Ovation控制系统进行系统检查、分析，同时根据3#机组停机状态的情况进行试验，最终确定为由于电子设备间控制机柜内煤粉过多（当日热工人员吹扫控制器柜门加剧了控制柜内积灰）导致系统电源分配盘中的辅助电源（专供系统供电的变送器）供电回路的电子元件的性能受到影响，＃4机组的17号控制器中Branch1、Branch5两条支线带系统供电变送器的信号全部变为坏质量，导致汽包水位保护动作。
（2）20：13水位高MFT动作原因为在第一次掉机恢复过程中，因汽包右侧水位显示偏差大，造成水位自动频繁跳，热工人员在强制汽包右侧水位点时，误将左、右侧汽包水位点同时强制，造成汽包水位显示变为直线无法监视，因此时给水为自动，给水流量偏大，在运行人员通知热工人员汽包水位无法监视时，热工人员又同时将汽包水位左右侧4个点同时释放，此时汽包实际水位高，MFT动作。
防止对策：（1）在＃4机停机时更换17号控制器电源分配盘。
（2）2月13日已在水位保护回路中加质检模块，以防止再次失电时造成水位保护动作。
（3）在机组停机期间用专用设备对控制系统设备进行全面吹扫，同时要保证电子设备间、工程师站的干净、整洁。
在机组运行过程中禁止吹扫电子设备间Ovation系统设备。
（4）在2月13日事故分析会上，生产部明确规定：热工人员要加强与运行人员联系，不得擅自强
制、释放信号点，在强制、释放信号点时必须征得值长、单元长同意，并规定运行人员只有值长、单元长有权与热工人员联系强制、释放信号点，以防止联系混乱造成意外事件发生。