漯河公司2号机组因汽包水位高MFT保护动作跳闸
一起汽包水位高MFT的事故分析
一起汽包水位高MFT的事故分析电厂一期2台300 M W汽轮发电机组配套的1，2号锅炉是采用美国CE公司技术制造的1 025 t/h亚临界、控制循环汽包炉，各配备5套中速磨煤机、正压直吹制粉系统。
在一次1号炉滑参数停炉的过程中，发生了一起汽包水位高MFT(主燃料跳闸)锅炉灭火事故。
这起MFT暴露出电厂实行机、炉、电全能值班中在运行管理、人员素质、危险点分析等方面的若干问题，值得深刻反思与改进。
1 事故前运行方式字串91号机组负荷150 MW，A，B汽动给水泵运行，电动给水泵备用。
B，C，D制粉系统运行，A，E制粉系统已停运，给煤仓已烧空。
2 MFT事故经过当天安排1号机组滑参数停机，停炉前烧空所有给煤仓。
晚班接班时，B，C，D 煤仓煤位均在6 m左右，运行人员对B，C，D磨的给煤率偏差进行控制，预计停磨顺序为D，C，B，在D煤仓烧空后开始投油枪助燃并滑参数降负荷。
字串5 18:54，D煤仓煤位到0，主值令副值投入BC层1，3油枪。
19:17，D煤仓走空，D给煤机给煤率开始下降，此时锅炉总煤量58.75 t，机组负荷155 MW，主汽压力9.7 MPa，A，B汽泵转速约3 700 r/min，B煤仓煤位约3.5 m，C煤仓煤位约1 m。
值长汇报中调1号机开始降负荷滑停，主值离开控制盘前布置停机前的检查工作，盘前只有副值一人操作。
约1 min后D给煤机皮带上燃煤完全走空，进入锅炉的总煤量下降至47.5 t，监盘副值增投BC层2，4油枪，维持锅炉总给煤量约47.5 t。
19:25，机组负荷下降至133 M W，主汽压力7.08 MPa，汽包水位+23 mm，A汽泵转速下降至3 104 r/min，B汽泵转速下降至3 108 r/min。
此时2台泵仍在自动状态，但均闭锁往下调。
19:27，BTG盘汽包水位高报警，盘前副值立即大声汇报，开启定排放水，同时立即打闸A汽泵，主值立即到控制盘前启动电泵(从实际情况和曲线分析，此时电泵已自启，并自动开启勺管，可能运行人员发出启动指令时间与自启时间基本一致)。
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。
防止锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失应急预案)
防止锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失应急预案批准：刘小进审核：梁波曹小行编写：兰小军大唐渭河热电厂二○○八年九月目录1、总则2、适应范围3、概况4、组织机构及其职责5、应急启动条件6、应急启动7、应急措施的实施8、应急响应的扩大9、应急结束10、应急预案的修改完善防止锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失应急预案1、总则为保证人员生命、国家财产的安全。
并能在事故发生后迅速、有效地控制蔓延，为及时、有效而迅速地处理锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失事故，避免或降低因锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失所造成的重大经济损失和政治影响，避免和减轻因锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失对本单位可能造成的设备损坏。
根据《中国大唐集团公司安全生产危急事件管理工作规定》和渭河热电厂《安全生产危急事件管理工作实施细则》的要求，结合本单位的实际情况，本着“预防为主、自救为主、统一指挥、分工负责”的原则，制定本预案。
2、适应范围本预案适用于渭河热电厂发生锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失后，造成或可能造成人身重伤或轻伤，一般设备损坏、机组停运等。
本预案属于IV响应。
3、概况锅炉MFT跳闸继电器两路电源全失。
4、组织机构及其职责4.1 应急指挥领导小组组长：厂长副组长：生产副厂长经营副厂长纪检委书记兼工会主席成员：检修副总（负责应急期间检修措施的技术保障工作）运行副总（负责应急期间运行措施的技术保障工作）设备部主任（负责生产系统应急的检修措施的实施）发电部主任（负责机组安全运行及运行措施的实施）安监部主任（负责事故调查、安全技术保障工作）燃料物资部主任（负责应急物资储备、供应工作）经营计划部主任（负责经营系统的应急工作）厂长工作部主任（保证应急车辆良好备用）思想政治部主任（负责应急期间人员救护通讯畅通）财务部主任（负责应急期间资金筹备工作）综合服务公司经理（负责应急期间的后勤、保卫工作）4.2应急救援指挥部总指挥：当值值长（发布现场应急预案启动命令，现场应急指挥，必要时向领导小组汇报扩大应急响应级别）成员：集控室成员全体（在当值值长指挥下进行应急处理）4.3应急联络：集控室：电话×××单位火警电话 86678119 本地火警电话 119单位急救中心电话 33882050 本地急救中心电话120单控设对讲机4台以上。
二号机组主给水电动门自动关闭,锅炉MFT保护动作,机组跳闸调查报告.docx
事件经过：3月14日08：25，#2机组在加负荷到276MW时主给水电动执行器自动关闭动作，08：27运行见到汽包水位低到-570MM，开了旁路给水不见水位上升（同时投了油枪），08：28主给水电动关闭完毕，报警发出汽包水位低（-415MM），08：29报警发出汽包水位极低（-600MM，三点，只发了一点）。
08：31 主给水电动门02FSRUV019自动关闭后，炉水泵压差下降到0.1MPa负荷返航60%，锅炉A、I给粉机跳，锅炉燃烧失控炉膛灭火保护动作。
10：37机组重新并网。
原因分析：检查主给水电动执行器自动关闭动作情况，02FSRUV019电动执行器是真实动作，根据动作时上位机显示状态为不对应，反映出是电动执行器电气开关动作（控制系统没有发出指令）。
机组主给水02FSRUV019电动关闭过程中，锅炉给水量减少，监盘的运行人员（副值）有近两分钟的时间没有发现（特别是在关闭中的第一分钟后第一次水位低发了报警后仍没有发现），到主值班员因故返回盘上后才发现水位已低到-570MM，虽然开了旁路给水（开完的时间要两分钟），由于没有经验在投油后应强减负荷，反而还加负荷，加速了水位的降低；导致炉水泵压差下降低于0.1MPa，锅炉负荷返航到60%，锅炉A、I组给粉机跳闸，锅炉燃烧控制不住，炉膛灭火保护动作。
检查分析02FSRUV019电动执行器动作原因，电气控制开关动作可能有：1）控制启动继电器001XF动作；2）机械限位力矩保护中间继电器002XF动作；控制启动继电器001XF和机械限位力矩保护中间继电器002XF分别与控制指令和机械限位外线路有关；001XF、002XF 继电器采用的是公用48VDC负极，检查电缆发现电动执行器侧电缆进线有破损现象，由于电动执行器侧电缆进线有破损接地，48VDC电源负极对地电压到达驱动继电器的电压值，使机械限位力矩保护中间继电器002XF动作，导致主给水阀02FSRUV019关闭。
三号炉汽包水位高，MFT动作，机组跳闸
三号炉汽包水位高，MFT动作，机组跳闸事件经过：＃3机负荷300MW，主汽压力15.9MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力3.5 Mpa，再热蒸汽温度538℃，汽包水位0mm，炉膛负压－70Pa，总煤量158T/H，主汽流量949 T/H，给水流量861 T/H，给水压力17.42 Mpa，＃1、＃3给水泵运行，＃2给水泵备用，A、B、C、D、E磨煤机运行，双引、引送、双一次风机运行，机跟踪方式。
经过：1月28日10时02分运行人员发现＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门后焊口漏，15时40分因检修该焊口漏，联系热工人员将＃3－1高加水位保护高三值开关量信号强制，关闭＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门、水侧手动门。
16：53检修工作结束，在试投＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器时，＃3－1高加水位突然升至490mm（瞬间信号）然后迅速回落，＃3机高加保护动作，切水侧为旁路，高加安全门动作，汽侧正常投入，机组负荷由300MW升至320MW，汽包水位下降，16：53′21″汽包水位至－100mm时水位自动跳，运行人员手动调整燃料量、汽包水位，汽包水位最低至－167mm，16：55＃3机负荷、主汽压力开始下降，汽包水位开始上升，负荷降低至230MW，16：57因汽包水位快速上升至＋250mm，MFT动作，汽轮机、发变组联跳，厂用电切换正常。
17：15＃3炉点火，19：06＃3机组并网。
暴露问题：1、＃3－1高加水位高保护动作原因为＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器与另两个＃3－1高加水位变送器平衡容器汽侧、水侧均通过一根母管并连，在处理＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门后焊口漏后试投时，造成另两个＃3－1高加水位变送器平衡容器内差压波动，同时瞬间误发＃3－1高加水位高信号，因高加保护动作条件为高加水位保护高三值开关量、另两个高加水位变送器模拟信号三取二，因两个高加水位变送器同时发出水位高信号，造成高加水位高保护动作。
主保护说明
店塔电厂主保护逻辑说明1、主燃料跳闸保护MFT1.1 DCS中MFT动作条件：1.1.1 手动MFT1.1.2 锅炉下部床温高高（1050）1.1.3 锅炉下部平均床温低21.1.4炉膛压力高高1.1.5炉膛压力低低1.1.6汽包水位高高1.1.7汽包水位低低1.1.8总风量小于20%1.1.9引风机均停1.1.10高于风机均停止1.1.11一次风机均停止1.1.12二次风机均停止1.1.13汽机跳闸1.1.14硫化风量小于临界硫化风量1.1.15平均床温小于6501.1.16主汽再热器温度高1.2DCS中MFT动作条件简要描述：1.2.1手动MFT：操作台MFT手动按钮，当按下手动MFT按钮时触发“手动MFT”保护信号。
1.2.2锅炉下部床温高高：炉膛下部（1-12）点，（E7923、TE7924、TE7925）、（TE7926、TE7927、TE7928）、（TE7929、TE7930、TE7931）、（TE7932、TE7933、TE7934）其中任意一组中的三点同时高于1050度，延时20秒触发“炉下部床温高高”保护信号。
1.2.3锅炉下部平均床温低2：床温平均值小于760度，触发“锅炉下部平均床温低2”保护信号。
1.2.4炉膛压力高高炉膛出口压力高1、炉膛出口压力高2、炉膛出口压力高3分别为（PS7901、PS7902、PS7903）其中任意两压力开关动作，延时4秒触发“炉膛压力高高”保护信号。
1.2.5炉膛压力低低炉膛出口压力低1、炉膛出口压力低2、炉膛出口压力低3分别为（PS7904、PS7905、PS7906）其中任意两压力开关动作，延时4秒触发“炉膛压力低低”保护信号。
1.2.6汽包水位高高汽包水位1（补偿后）、汽包水位2（补偿后）、汽包水位3（补偿后）分别高于280mm经三取二后延时4秒触发“汽包水位高高”保护信号。
注：三个水位测点中有一个为坏点时则保护逻辑自动变为三取一，有两个测点变坏时保护逻辑自动变为一取一。
MFT保护动作及处理
MFT保护动作及处理
连锁保护：
1.所有磨煤机跳闸，磨煤机出口气动阀全部关闭，磨煤机进口冷、热一次风隔绝门关闭
2.所有给煤机跳闸，联关给煤机密封风门（延时5S），关给煤机入口电动门
3.两台一次风机跳闸，联关一次风机出口挡板和冷一次风挡板
4.关闭进油/回油母管燃油快关阀，所有油燃烧器跳闸
5.关闭所有过热器/再热器喷水电动阀和调节阀
6.汽轮机跳闸
7.电除尘跳闸
8.停吹灰系统
手动操作：
原则：锅炉安全第一，稳妥进行事故处理
1.查看MFT首出，确认联锁保护动作正常，无燃料继续进入炉膛，过热器/再热器减温水已关
2.检查确认空预器和火检冷却风机运行正常
3.调整汽包水位-50~-75mm
4.联系汽机开启汽机旁路系统，防止再热器管壁超温
5.维持跳闸前风量，吹扫炉膛
6.手动复位各跳闸转机开关
7.故障处理
重新启炉：
1.降低锅炉总风量，程控进行炉膛吹扫
2.复归MFT和OFT
2.投入空预器连续吹灰
3.开启过热器系统疏水阀和再热器进出口疏水阀，并按照规定关闭上述疏水阀
4.设定再热蒸汽温度，自动控制烟气调节挡板开度
5.投油点火,视当时主蒸汽温度、压力情况，选择相应的启炉方式。
MFT动作及处理
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，即切断所有的燃油和煤粉输入炉膛，实行紧急停炉，防止炉膛爆燃，并指示引起MFT的第一原因.MFT造成的损失较大，无论从发电还是从设备寿命上看，都应极其慎重的对待MFT。
FSSS设计时应遵循最大限度地消除可能出现的误动作及完全消除可能出现的拒动作的设计原则。
可触发MFT的信号都应该用于冗余配置，或采用三取二逻辑，而凡是冗余信号都有拒动和误动的问题。
对于两个输入信号，从防拒动的角度考虑应将其“或”起来使用，而从防误动的角度考虑应该将其“与”起来使用。
跳闸信号有分单一条件和复合条件,如两台送风机跳闸等是单一条件，而失燃料和失火焰是复合条件。
可靠的保护系统必须以可靠的信号为基础,保护系统中所用信号必须由专用检测元件及变送器送来,独立于其它保护系统。
为了取得较高的可靠性，保护系统必须尽量选用转换环节少、结构简单而工作可靠的变送器。
而一般不采用中间继电器。
对重要信号，要采用多个检测信号优选后再输入保护系统.任何控制系统都可能发生故障，FSSS一旦发生拒动或者误动都会带来重大的损失。
在尽量避免误动和拒动的同时，考虑到拒动比误动所造成的损失更加严重，因此为了不发生拒动，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；3．失去两台引风机；4．主汽压力高5．炉膛压力高高,硬接线输入，三取二产生。
某厂2号炉贮水箱水位高MFT事故分析
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。
检查其他主汽门，并未发现异常，如图3。
二号机组“给水流量低”保护动作,锅炉MFT动作,机组跳闸-事故案例-案例分析-锅炉事故
二号机组“给水流量低”保护动作，锅炉MFT动作，机组跳闸
事故案例-案例分析-锅炉事故
二号机组“给水流量低”保护动作，锅炉MFT动作，
机组跳闸
事件经过：8月7日2号机组负荷200MW，给粉机B、C、D、E、G层运行，重油枪F1、3投用助燃，BM为手动，其余控制为自动方式，11:25—11:28时给粉机B、D层分别曾跳脱过，运行人员及时增投
A1—4重油枪，且CM由自动自行切至手动，因进入炉内燃料量的扰动使分离器入口温度有异常上升趋势，为配合调正分离器入口温度曾手动调节BM、给泵A/B调节由转速控制改给水控制过，当运行参数趋于稳定后不久，11:35机组负荷190MW时发现给泵A/B转速均由4500转/分下降至4100转/分，突降400转/分左右，炉给水流量突降至炉“给水流量低”保护动作，炉MFT，机组停用。
市调安排（双休日和台风期电负荷轻）机组于8月8日22:15发电机并网。
经分析试验：锅炉给水控制方式，由给水调门控流量转给泵控流量的方式切换过程中，给水调门因此变化（开大）造成瞬间流量偏差达60t/h（自动跟踪均正常）置于流量自动控制回路，使给泵A/B转速分别突降400转/分。
暴露问题：1、自动调节控制方式切换时，系统工况因此而变化的扰动影响调节特性不掌握。
2、机组自动控制调节在低负荷段未能调试完善。
防止对策：1、加强对自动调节、控制过程中的系统特性的掌握了解。
2、尽快安排机组改造后的自动调节控制的调试。
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。
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）。
二号机组“汽包水位高”保护动作,机组跳闸
When you feel tired, you are going uphill.模板参考（页眉可删）二号机组“汽包水位高”保护动作，机组跳闸事件经过：5月24日，＃2机组负荷349MW，A、B、C、D磨煤机运行，总煤量151.4t/h ，C磨煤量37.3 t/h，机组协调控制方式。
19：5934，C给煤机煤量大幅波动，总煤量也随之大幅波动。
19：5950将C给煤机煤量切手动，减少C给煤机煤量，派人就地检查发现C给煤机内煤带水。
20：0116机组负荷降至311 MW并继续快速下降；依次将B、D、A给煤机切手动，投小油枪及大油枪稳燃，并手动增加其余磨煤机煤量；20：0212汽包水位降至最低-105.7mm后迅速反弹；20：03负荷降至214.9MW 后快速上升，20：0408将A汽泵切手动并迅速降低A汽泵转速；20：0417负荷升至285MW，汽包水位升至+203mm时，汽包水位高锅炉MFT。
事件原因：1、燃烧的煤种为山西晋中混煤，粘性煤质、透水性较差，5月23日后夜班因煤粘造成#10落煤管堵煤，值班人员用水冲法清理落煤管堵煤，部分煤水混合物进入原煤仓造成煤湿，煤湿造成给煤机转速波动，转速波动造成2C磨煤量和锅炉总煤量大幅波动；2、2C麽煤机因煤粘、煤湿出力大幅下降后，压力偏差大，协调方式自动解除，转为汽机控制方式，锅炉燃烧率降低造成机组负荷大幅度下降，汽包水位随之下降，蒸汽流量减少，因汽包水位在偏低位，给水自动调节流量基本未变，之后在投油枪及增加B、D磨煤量时燃料量增加较多造成负荷快速上升，蒸汽流量上升导致汽包虚假水位高，水位调节不及时导致锅炉MFT。
暴露问题：1、燃料运行人员对用水冲法处理落煤管积煤堵塞危害性认识不足，认为少量水进入煤仓中会向周围稀释缓解，而事实上这种特殊煤种煤粘包水形成局部煤泥。
2、运行人员事故处理应急能力有待于加强。
2C制粉系统出现异常，运行人员虽然及时发现了2C给煤机煤量波动及皮带上煤湿问题，但没有判断出2C磨煤湿基本不出粉，水位过高时，过分依赖水位自动调节，手动调整给水流量采取的措施过晚。
机组因燃烧不稳灭火,MFT动作,机组跳闸
Management is about doing countless small details.勤学乐施天天向上（页眉可删）
机组因燃烧不稳灭火,MFT动作，机组
跳闸
事件经过：8月18日10：04，机组负荷214MW、总煤量87T、总风量为653 T/H；炉膛负压及汽包水位均无明显异常，A、B、D磨煤机运行，C磨煤机检修，E磨煤机备用。
10：09A磨煤机跳闸，首出原因“火检丧失”，立即投A层#1、#3、#2角油枪助燃，10：11′03秒 B磨煤机跳闸、10：11′07″磨煤机跳闸，同时MFT动作，首出原因“炉膛火焰丧失”，汽机跳闸、发电机解列、厂用电自投正常，退#3炉电除尘，进行锅炉吹扫，10：25点火，10：42启B磨，10：50启A磨。
10：56机冲转，11：06#3发电机并网，渐带负荷，11：33厂用电倒至#3高厂变带，投#3炉电除尘。
暴露问题：分析本次灭火的原因为：机组负荷相对较低，由于C磨检修，被迫选择对锅炉燃烧来说相对比较薄弱A、B、D三台磨煤机运行；A磨断煤造成火检无火引起A磨煤机跳闸，导致炉膛燃烧工况迅速恶化， B、D磨也相继失去火检跳闸，引起FSSS 发“炉膛火焰丧失”，MFT动作，机组跳闸。
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
4、要明确事故处理原则。针对汽包水位异常，处理时锅炉负荷 的调整应以满足给水系统的出力为依据，避免盲目大幅操作燃料
2、原因分析
1、锅炉MFT的原因：汽包水位高高。 2、汽包水位高高原因：1）给水流量测点故障，造成给水自动调
节动作异常。根据检查情况分析，给水流量变送器1正压侧仪表 管由于安装与振动影响，变送器活结松动，导致正压侧漏水，造 成给水流量测量值虚低；汽包水位控制为串级三冲量自动调节， 因给水流量为负反馈，流量降低导致副调节器输出指令增大，给 水泵转速上升，汽包水位升高。 2）异常处理方向不正确。表现在以下几个方面：a、给水流量测 点出现异常，造成给水泵转速不正常升高，运行人员未能及时发 现该异常。b、汽包水位升高后，运行人员反应不够果断，未能 及时将给水泵转速降至有效范围内，延误了事故处理时间。c、运 行处理方向不正确，而后运行想通过启动前墙下水包疏水电动门 降水位，该操作不应该，会扩大事故范围。
4、我们应吸取教训
1、加强业务培训、提高锅炉事故能力。对锅炉各类典型事故要 认真分析总结、不断积累事故处理经验。要养成良好的工作作风， 及时发现异常，将事故处理在萌芽状态，降低事故处理难度。
2、运行中要加强对锅炉重要设备（包括送风、引风、一次风机、 增压风机、一期给粉机、二期容量风、锅炉给水泵、减温水等） 的自动调节性能的监视，发现异常及时联系处理，必要时手动调 整；运行中要降低对自动的依赖程度，在自动调整幅度不正常增 大或参数不稳定时应及时切手动干预。
量而引起汽包虚假水位程度的加剧，给锅炉事故处理增加难度。
事故处理中应尽可能保持参数平稳变化，机炉应配合调整，以满 足参数调整 的要求。
Hale Waihona Puke 3、暴露问题1、反应了运行人员操作水平不足，操作人员对不同负荷情况下 参数范围缺乏认识。
2、运行人员监盘精力不集中，给水流量及给水泵转速明显异常 时未能第一时间发现，延误事故处理时间，同时运行人员事故处 理能力有待提高。
3、给水流量变送器检修复装质量不高，致使仪表管路接头泄漏。 汽包水位调节回路中，给水流量测点实际为单点测量，可靠性不 高。
漯河公司2号机组因汽包水位高MFT保 护动作跳闸
整理人：焦本刚
1、事件经过
2015年2月16日11:12，漯河公司2号机组负荷190MW，B、C、D 磨运行，主蒸汽流量583 t/h，给水流量563 t/h，汽包水位-11 mm， 主汽压力13.0 MPa，A、B汽泵处于自动状态，A汽泵转速 3786r/min，B汽泵转速3757r/min。11:13:35，A、B汽泵转速自 动升高，汽包水位快速上升，11:13:45，运行人员手动解除A、B 汽泵自动，减小A、B汽泵转速，水位继续上升，11:13:50，汽包 水位100mm，DCS显示给水流量493 t/h，蒸汽流量581 t/h，开 启前墙下水包疏水电动门，此时，A汽泵转速4399r/min，B汽泵 转速4315r/min，主蒸汽流量578 t/h。11：14：13，汽包水位达 250mm高三值，2号锅炉MFT，机组解列（见附图1）。经检查处 理后，11:57锅炉点火，12:23机组并网。