一起300MW亚临界机组发生MFT过程分析
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)。
300MW亚临界机组汽轮机轴系振动原因及处理措施
300MW亚临界机组汽轮机轴系振动原因及处理措施作者：沈丰田来源：《科技资讯》2013年第02期摘要：300 MW亚临界机组汽轮机轴系在运行过程中，或多或少都会存在振动现象，局部区域出现动、静间隙消失。
本文首先阐述了300 MW亚临界机组汽轮机结构，其次，分析了300 MW亚临界机组汽轮机轴系振动原因，同时，就如何有效处理300 MW亚临界机组汽轮机轴系振动问题进行了深入的探讨，提出了自己的建议和看法，具有一定的参考价值。
关键词：300 MW亚临界机组汽轮机轴系振动中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）01（b）-0131-01300 MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉，通风方式为平衡通风，主汽温调节方式为二级喷水减温，燃烧方式为正压直吹四角切圆，点火用油为轻柴油，点火方式为#1炉小油枪、#2炉等离子。
再热汽温调节方式：（1）摆动燃烧器摆角（2）喷水减温。
300 MW 亚临界机组汽轮机轴系在运行过程中，或多或少都会存在振动现象，局部区域出现动、静间隙消失。
本文就300 MW亚临界机组汽轮机轴系振动原因及处理措施进行探讨。
1 300 MW亚临界机组汽轮机结构300 MW亚临界机组汽轮机由发电机转子、低压转子、高中压合缸转子组成，用刚性联轴器将各转子连接起来，见图1。
发电机6号轴承和5号轴承为端盖式轴承，4号轴承、3号低压转子在排汽缸上安装，2号轴承和1号高中压转子及为落地式。
6号轴瓦、5号发电机转子、4号轴瓦、3号低压转子分别在6个轴承上进行支撑，都是椭圆瓦结构。
300 MW亚临界机组汽轮机在安装的过程中，发电机转子后端、高中压转子前端向上翘起，低压转子保持水平，同时，还应该考虑到低压外缸与凝汽器连接方式的影响，以及冷、热态的差别。
300 MW亚临界机组汽轮机具有较高的可用率；具有较高的热效率和较小的空气预热器漏风；具有较好的控制调节性能，调节灵活可靠，汽温偏差尽可能小；具有较好的煤种适应性，在燃料正常变化范围内燃烧全可靠；具有较好的低负荷稳燃性能和较好的启、停及调峰性能；尽量采用现有的成熟结构，增加部组件通用化程度。
300mw亚临界机组工业供热改造经济性分析
学术研究2019年12期︱477︱300MW 亚临界机组工业供热改造经济性分析黄旭初贵州乌江水电开发有限责任公司大龙分公司，贵州 铜仁 554001摘要：亚临界机组在工业中的应用较广，但能耗较大，需对其进行工业供热改造，本文对300MW 亚临界机组进行改造，采取了三种供热方式来对亚临界机组供热进行优化改造，并对这三种改造方式进行了经济性分析。
关键词：300MW 亚临界机组；工业供热；经济性根据不完全统计数据，我国还在使用状态的亚临界机组数量还比较多，仅仅是300MW 亚临界机组的就大约有880台，此外，我国目前的亚临界机组的能耗较大，要达到国家标准还有一段距离，节能减排的压力比较大。
亚临界机组需要利用技术提升或改造来实现集中供热，这样可以使能源使用率提高，从而能达到较少供电煤耗；但是近些年来我国的发电负荷在不断变低，纯凝机组如果有负荷波动，那么将会对抽汽压力、流量产生直接影响，比如会产生机组供热能力不足或者是蒸汽的品质达不到要求等问题。
纯凝机组有一个调停频率，如果过高，电厂的热源工业的蒸汽供应量会大幅度下降，供汽的压力也会突然降低，甚至会对蒸汽用户的日常生产活动产生影响，容易造成用户的经济性损失。
可见，亚临界机组在工业供热方面还有待改进，需要对其进行改造和优化，增强其可靠性和经济性。
1 多汽源协同工业供汽改造研究 1.1 提升再热抽汽供热量的改造 再热冷段有一个进行抽汽供热的阶段，在它之后会有蒸汽量进入再热器，但蒸汽量会大大减少，这容易使两级再热器超过标准温度。
提升再热冷段的抽汽量取决于锅炉再热器，但使再热冷段抽汽的改造在现在所具有的条件下开展，节省资金，锅炉的受热面就要尽量减少改造，这样进行改造的难度较大。
再热热段抽汽是在再热器后进行抽汽，对进入再热器里面的蒸汽量不会有影响，再热热段的抽汽量的多少也不会受到再热器的超温限制。
一旦再热热段的抽汽量非常大的时候就会使高压缸的排汽压比超过正常值过多，高压缸次末级的叶片在这种工况下容易发生断裂现象。
300MW机组锅炉MFT跳闸原因分析与对策
300MW机组锅炉MFT跳闸原因分析与对策发表时间：2018-06-11T11:49:44.873Z 来源：《电力设备》2018年第3期作者：屠永强[导读] 摘要：针对深圳妈湾发电厂发生的锅炉MFT跳闸事件，通过报警记录、SOE记录等信息利用对组态图以及MFT跳闸电气原理图的分析，推导出锅炉MFT跳闸的原因，并针对原因制定出相应的对策。
(深圳妈湾电力有限公司 518000)摘要：针对深圳妈湾发电厂发生的锅炉MFT跳闸事件，通过报警记录、SOE记录等信息利用对组态图以及MFT跳闸电气原理图的分析，推导出锅炉MFT跳闸的原因，并针对原因制定出相应的对策。
为同类型机组事故分析提供了一个新的思路。
关键词: MFT 原因分析0引言深圳妈湾发电厂共有6台300MW机组，其中#2号机组为亚临界压力一次中间再热强制循环汽包炉。
2017年1月22日，#2机组带183MW负荷正常运行。
17点14分16.561秒#2机组MFT（主燃料跳闸）动作，锅炉跳闸。
1事故原因分析事件发生后，MFT首出记忆为失去一次风机跳闸。
调用报警记录却发现不一样的结果：报警记录显示17.14.16.561 BOILER TRIPPED(锅炉跳闸)，直到17.14.16.914秒才显示 PA FAN ASTOPPED(一次风机A停止)。
从报警记录分析显然MFT首出记录是不对的。
SOE记录也佐证了以上观点。
同样是17.14.16.524先发MFT TRIP 报警， 17.14.16.632 才发PA FAN A STOPPED。
值得注意的是不管是报警记录还是SOE记录在BOILER TRIPPED(锅炉跳闸)报警之前，没有与任何与MFT有关的报警记录。
17时14分MFT前后报警记录SOE记录1．1 MFT跳闸继电器动作的途径：如MFT跳闸继电器电气原理图（下图）所示要使MFT继电器动作主要有两路：第一路2个MFT手动打闸按钮同时按下，BMS逻辑里做了手动打闸报警逻辑，如果是手动打闸将会有报警记录，因此操作盘上手动按下MFT跳闸按钮不可能是此次跳闸原因；第二路为BMS 公用系统2个冗余DO继电器（MFT TR1\MFT TR2）动作后的任意一个接点闭合。
300MW等级亚临界和超临界供热机组的可行性分析
300MW等级亚临界和超临界供热机组的可行性分析1 前言目前国内亚临界300MW等级机组已成为我国火力发电的主力机组,制造、安装、运行经验已很成熟。
随着技术的不断进步和节能减排产业政策的要求,300MW 等级机组参数已由亚临界参数(18.0MPa,540℃)发展到超临界参数(25.0MPa，540℃～566℃)。
根据电力市场发展形势需要,本文主要以大旺热电厂为例,根据该厂的供热要求和燃料特性,选择与之相匹配的机组型式,并从国产制造能力、运行可靠性及技术经济方面做论述,来综合论证亚临界和超临界机组的可行性。
2 工程概述2.1 煤源及煤质国电肇庆大旺工程煤源采用山西晋北平朔煤作为设计煤种,内蒙古伊泰煤为校核煤种。
燃煤为高挥发份烟煤,点火及助燃油为0号轻柴油。
2.2 煤质特性分析本工程燃煤属于低硫、中富灰份、中等发热量烟煤,设计煤种结渣特性低、校核煤种结渣特性高。
由于Vdaf 37%故燃煤较易着火,根据《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》其燃烧方式“宜采用切向燃烧或墙式燃烧方式,并配直吹式制粉系统”。
2.3 热负荷现状依据山东省城乡规划设计研究院编制的本项目热网部分可研报告,根据对电厂周边地区用汽企业的情况调查,热用户用汽压力参数基本上为0.4MPa~0.9MPa之间,用汽温度参数基本上在180℃以下。
考虑到管道输送沿程压力损失及温度降低后,热源送汽参数定为1.2MPa,250℃,可满足各用户要求。
实际用户可按实际生产工艺要求,通过设置配汽站减温减压调整以各自满足需要。
3 装机方案的拟定与方案比较根据热负荷数据,结合热负荷特性曲线,从保证供热可靠性和具备适应热负荷变化的能力出发,拟考虑以下二种装机方案。
下面对二种装机方案分别进行简述和比较:如果采用两台2×300MW等级亚临界抽凝式供热机组,设2级可调式抽汽。
这种机型技术成熟,在采暖供热业绩较多,但抽汽参数较低。
根据我院多方调研以及与多家汽轮机厂交流和咨询,对于300MW亚临界供热机组,1.6MPa,200t/h的抽汽参数实现起来难度很大,原因如下:1)1.6MPa,200t/h的抽汽参数,不仅压力高,而且抽汽流量大,如从中压缸中间抽出,对外供热抽汽需采用回转隔板调节,并且汽轮机本体抽汽开孔要加大,轴承间距也相应加大,结构上会影响到中压缸周围其他抽汽的孔开孔和布置,对现有机型的改动较大,目前国内300MW汽轮机没有相似参数的工程设计方案和运行业绩。
300MW_亚临界电站锅炉燃烧器优化分析
炉左中层
1.245
6
0.2075
大借鉴意义。
炉右上层
1.210
6
0.2012
炉右下层
1.190
6
0.1983
表4
高温腐蚀区2022-2023年壁厚减薄量
水·电·暖通技术与应用
安徽建筑
部位
壁厚减薄量（mm）
时长（月）
月均壁厚减薄量（mm）
炉左上层
0.204
5
0.0408
炉左中层
0.202
5
0.0404
300MW 亚临界电站锅炉燃烧器优化分析
李庆华 1，刘存忠 2，李江涌 2，陆军 3，张健 4
（1. 晋能控股山西电力股份有限公司，山西
030006；
临汾
043000；
3. 晋能控股山西电力股份有限公司同赢发电分公司，山西
大同
037000；
4. 西安格瑞电力科技有限公司，陕西
水·电·暖通技术与应用
安徽建筑
示。
燃烧器进行综合优化。实际运行结果表
[6]
杨福强,梁五洲,侯丽萍 . 燃烧器对冲布置
电站锅炉侧墙水冷壁结焦及高温腐蚀问
题 研 究 与 对 策 [J]. 山 西 电 力 , 2022(01):
57-60.
由表 3、表 4 实际测量结果可知，燃
明，锅炉热效率明显提升，低负荷燃烧稳
烧器改造后最大月均厚度减薄量由
粗的颗粒表面无法与氧气充分接触，也
造后锅炉燃烧稳定性显著改善，燃煤适
火能力不强。煤粉细度变大，每台磨煤
不利于燃烧。
应性有效拓宽。
机出来的煤粉气流都是混煤气流，不同
后屏再热器局部测点温度接近报警
干扰原因引起机组MFT分析及对策
干扰原因引起机组MFT分析及对策1.MFT事件经过1)2006年12月16日9：50，MFT。
2006年12月16日9：50，#1机组负荷116.3MW，因汽包水位低低保护MFT 保护动作跳闸。
电厂检修人员初步检查，在机组跳闸前3秒钟内，机组运行参数大面积大范围剧烈跳变，最终引起汽包水位低低保护动作，机组跳闸。
2)2006年12月16日13：32，MFT。
机组跳闸后，经过电厂检修人员对DCS系统接地及供电源的全面检查，未发现异常。
13：32，机组准备重新冲转，但此时机组运行参数再次大面积大范围剧烈跳变，最终引起水位高高保护动作，锅炉MFT。
此次MFT，同时伴随着报警信息记录，在13：39左右有近70个信号出现丢失。
查看DCS系统的通讯事故记录，出现“通讯模件过负荷”报警。
某集团公司与电力试验研究院热工所相关人员于当日下午17：00赶赴现场，参与了事故分析。
2.事故检查经过1)查看DCS报警记录和历史曲线，确定发生异常波动的运行参数。
a)经梳理检查发现，9：50：36开始，炉侧信号主要是汽包水位及汽包压力信号有剧烈的跳变（见表1），如汽包压力PT1006在1秒内由15.49MPa突变到24.85MPa。
跳机后，9：59：50-10：02：31期间，汽包水位及汽包压力信号再次出现剧烈跳变，下午13：32，机组准备重新冲转，此时机组汽包水位及汽包压力信号再次出现剧烈跳变（跳变情况见图1、图2）。
b)DEH系统中A侧主蒸汽压力、中压缸排汽压力信号也出现了跳变现象，出现跳变的时间与汽包水位及汽包压力信号跳变时间和周期类同，但跳变幅度较小。
c)同时，发现炉侧就地变送器指针在正负满偏之间剧烈晃动。
表1 剧烈跳变的炉侧信号序号标签描述序号标签描述1 1A_PT1001 汽包压力 5 1A_LT0905 汽包水位2 1A_PT1004 汽包压力 6 1A_LT0906 汽包水位3 1A_PT1006 汽包压力7 1A_PT1017 过热器出口压力4 1A_LT0904 汽包水位图1 趋势1图2 趋势22)检查DCS内部电源系统和接地系统。
大型燃煤机组MFT事故分析与对策
大型燃煤机组MFT事故分析与对策摘要：介绍了三起热工系统导致的机组MFT事故，深入分析了三起事故的具体过程和原因。
在此基础上，结合我国大型燃煤电厂的实际情况，提出具体预防措施，为今后类似故障提供参考。
关键词：MFT；隐患排查；电力系统Abstract：MFTaccidentscausedbythreeunitthermalsystemareintroduced，andthespecificprocessesandcausesofthethreeaccidentsareanalyzedin depth.Onthisbasis，inviewoftheactualsituationoflargecoal-firedpowerplantsinChina，thespecificpreventivemeasuresareproposedtoprovidereferenceforsim ilarfailuresinthefuture.Keywords：MFT；hiddentroubleinvestigation；electricpowersystem1概述电力工业是我国国民经济的基础，充足稳定的电力供应是经济社会发展的重要保障。
电力安全是国家安全生产监督的重要方面，我国正努力大幅度提升电力生产与供应的安全性、经济性、便捷性，以达到最大限度的接纳新能源、提高设备利用率、改善用户供电质量的目的[1，2]。
燃煤电厂生产过程中的机组非计划停运事件，是电力企业较为严重的事故，造成较大安全隐患和严重的经济损失。
在诸多导致机组非停的原因中，热控系统原因所占比例较大，文章通过分析三起热控导致的机组非停事故，并提出相关措施，供同行参考。
2事故案例某电厂机组容量为600MW，锅炉设计燃用无烟煤，W型火焰燃烧方式，锅炉为亚临界压力中间一次再热的自然循环锅炉，双拱形单炉膛，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，固态排渣，全钢结构，全悬吊结构，平衡通风，半露天布置。
300MW锅炉MFT动作后机炉的处理
300MW锅炉MFT动作后机炉的处理蓝录勤锅炉MFT动作事故是锅炉运行中比较常见的事故，因此该事故的正确处理是各个组织必需要掌握好的。
处理的不好容易扩大事故。
所以本人对该类事故的处理作了如下总结。
一、处理要点：1．发现锅炉MFT后，要检查一切燃料应切断供应，检查过热器、再热器减温水电动门、手动门应关闭，且要关闭过热器减温水、再热器减温水电动总门。
保证汽温不至降得太快。
2．立即快速手动减负荷至5-15MW左右，减负荷时防止锅炉安全门动作和发电机逆功率保护动作。
3．汽包水位立即切至手动调整，立即启动电泵，电泵出口电动门全开后，停止汽泵运行，保持水位略低于正常水位（-50mm左右）。
4．在减负荷的过程中,机炉要加强联系，机组长要协调指挥机炉操作。
5．注意各回热加热器水位；必要时开启高、低加危机疏水门。
将辅助蒸汽倒至邻机供给，及时切换轴封汽源供给。
6．减负荷过程中，密切监视汽轮机胀差、轴向位移、轴承振动、汽缸温差不超限，当出现异常时，按汽轮机运行规程中的有关规定果断处理。
7．减负荷过程中，主汽温降至490℃时，开启主、再热蒸汽管道及阀座疏水，主汽温降至450度时应压负荷至0，主汽温度降至430度时应立即打闸停机。
如在处理过程中，主汽温度10分钟内下降太快超过50度应打闸停机。
8．密切监视汽机低压缸排汽温度，当排汽温度超标时（超过80度）应及时投入低压缸喷水。
9．锅炉发生MFT后，运行人员应尽快查明MFT的原因，并对锅炉进行调整，消除锅炉跳闸条件，尽快减二次风至最小值，一次风减至最小流化风量（17万左右），调整好炉膛压力、汽包水位。
根据床温判断是否启动燃油泵，燃油泵启动后，调整炉前燃油压力在正常范围内，调整锅炉各档板至通风量满足吹扫条件，及时进行吹扫、点火（如果床温允许可先投烟煤，如无法投烟煤应尽快启动燃油泵），同时打开机侧疏水,，尽快提高蒸汽参数，待主、再热汽温回升时，尽快将机组负荷加至正常。
二、锅炉MFT后，发生下列情况之一的应立即停机：1．汽轮机发生水冲击象征时；2．主汽温度或再热汽温度在10分钟内剧降50℃；3.锅炉MFT动作原因无法在短时间内消除；4．主、再热汽温度下降时，应保持主汽和再热汽温差在规定范围内；5．在汽温下降过程中，应设专人密切监视主、再热汽温度、机组振动、胀差、轴向位移、推力瓦块温度变化情况，达到汽轮机运行规程规定的打闸值时或汽轮机有进水的象征时；6．主汽温降至430℃。
300MW机组运行调整与典型事故处理
操作面板说明
1、设备状态说明 、 2、手动/自动切换 、手动 自动切换 3、调节面板操作 、 4、逻辑查看 、 5、挂禁操牌 、
画面介绍
一、锅炉系统 1、风烟系统 、 2、制粉系统1、2、3 、制粉系统 、 、 3、燃油系统 、 4、炉膛系统 、 5、主、再蒸汽系统 、 6、锅炉MFT 、锅炉
二、汽机系统 1、润滑油系统 2、密封油系统 3、高加系统 4、高低旁系统 5、真空系统1、2 6、辅汽系统 7、凝结水系统 8、给水系统 9、小机MEH系统
燃油系统投入
辅汽系统投入
冷态启动操作过程注意事项 1、凝汽器、除氧器水位关系。 、凝汽器、除氧器水位关系。 2、空预器油站启动。 、空预器油站启动。 3、风烟系统中，风道如何打通，送、引风机互跳联锁。 引风机互跳联锁。 、风烟系统中，风道如何打通， 4、火检风机启动。 、火检风机启动。 5、密封油由润滑油提供。 、密封油由润滑油提供。 5、并网前，高加汽侧禁止投运和磨煤机禁止启动。 、并网前，高加汽侧禁止投运和磨煤机禁止启动。 6、一次风机台数与磨煤机台数关系。 、一次风机台数与磨煤机台数关系。 7、磨煤机相邻层有火的含义，油枪启动和磨煤机启动方法。最低煤量 、磨煤机相邻层有火的含义，油枪启动和磨煤机启动方法。 要求。 要求。 8、高低旁开启的方法。高旁汽跟水，低旁水跟汽。高旁后温度控制。 、高低旁开启的方法。高旁汽跟水，低旁水跟汽。高旁后温度控制。 事故停机时，高旁后温度和压力的控制问题。 事故停机时，高旁后温度和压力的控制问题。 9、并网手动增磁。 、并网手动增磁。 10、汽泵转速控制方式。 、汽泵转速控制方式。 11、协调方式升负荷的方法。 、协调方式升负荷的方法。 12、MFT动作条件（汽机跳闸、一次风机全停 。 动作条件（ 、 动作条件 汽机跳闸、一次风机全停)。 13、燃料主控的调整。 、燃料主控的调整。
300MW亚临界机组汽轮机轴系振动原因及处理措施
机６ 号轴承和５ 号 轴 承 为 端 盖 式轴 承 ， ４ 号 轴 承、 ３ 号 低 压 转 子在 排 汽 缸 上 安 装 ， ２ 号 轴承 和ｌ 号 高 中压 转 子 及 为 落 地 式 。 ６ 号轴 瓦、 ５ 处轴振 变化均很 小 ； 瓦 振 变 化 比 轴 振 变 化 查 漏 洞 。 号 发 电机 转 子 、 ４ 号轴瓦 、 ３ 号 低压 转 子 分 别 大 第 三， 严格控制 循环水的品质 ， 同时 及
在６ 个轴承 上进行支撑 ， 都 是 椭 圆瓦 结 构 。 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 亚 临 界 机 组 汽 轮 机 在 安 装 的 过 程 ３ 如 何有效处理 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 亚 临界 机组汽 中， 发电机转子后端、 高 中压 转 子 前 端 向上 轮机轴 系振 动 问题 翘起 ， 低压 转子保持 水平 ， 同时 ， 还 应 该 考 （ １ ） 加 强 汽 轮 机 的 运行 管理 。 ３ ０ ０ ＭＷ 亚 临界 机 组汽 轮 机 在运 行过 程 虑 到 低 压 外 缸 与 凝 汽 器连 接 方 式 的 影 响 ， 中可 以 采 用 定 一滑 一 定 的运 行 方式 。 实 际 上 以及冷 ， 热态的差别 。 为 了保 持 机 组 的 高 ３ ０ ０ ＭＷ 亚临 界机 组 汽轮 机 具 有较 高 的 就 是 在 高 负 荷 区 域 下 ，
汽 轮 机 附近 的外 伸端 出现 变 化 。 这样一来 ， 成凝汽 器的真空下 降 ， 这 是 因 为 空 间 过 小 ６ 号轴 振 动和 ５ 号 轴 振 动 之 间的 变 化 差 异 达 就 会 导 致 冷 却面 积 严 重 不 足 。 到１ ０ ０ 。 。 第二， 保 证 汽轮 机 机 组 的 密 封 性 良好 。 （ ２ ） 转 子振 动 。 为 了避 免 凝 汽 器 出 现 泄 漏 的 现 象 ， 应 该 定 低 压 转 子 不稳 定 振 动 和 振 动 幅 值 增 大 期 或 者 不 定 期 地 详 细 检 查 机 组 的 密 封 性 ， 主 要 表 现 在４ 号轴承上 ， ３ － ｇ ＂ 轴承和４ 号 轴 承 尽 可 能 地 利 用 设 备 大 修 的时 候 来 处 理 、 检
300MW循环流化床锅炉MFT主保护分析与优化
工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald115DOI：10.16660/ki.1674-098X.2019.15.115300MW循环流化床锅炉MFT主保护分析与优化江朝金(神华福能(福建雁石)发电有限责任公司 福建龙岩 364000)摘 要：主燃料跳闸(MFT)是燃煤机组锅炉的重要主保护，其可靠性对机组的安全稳定运行具有非常重要的意义。
本文针对神华福能(福建雁石)发电有限责任公司2×300MW循环流化床机组的MFT主保护配置进行了可靠性分析，发现了其中不合理的设计隐患，并提出了优化的思路，通过对部分保护逻辑进行优化，机组的可靠性得到了较大的提升，对同类型CFB机组的MFT主保护优化具有一定的借鉴作用。
关键词：循环流化床 MFT主保护 优化 可靠性提高中图分类号：TK223.1 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2019)05(c)-0115-02循环流化床（简称CFB ）是一种新型的燃烧技术，其在燃烧低热值煤过程中也能有效控制NO X 和SO 2的生成和排放，是一种相对清洁的新型燃烧方式。
一般大型流化床机组的锅炉均会设计炉膛安全监视系统(FSSS)，该系统可以实时不间断地监视锅炉的燃烧工况，当出现可能威胁机组安全运行的紧急工况时，将会触发锅炉主保护，即主燃料跳闸(MFT)，快速切断进入炉膛的所有燃料，防止锅炉发生爆燃或燃炸等不安全事故。
1 机组概述神华福能(福建雁石)发电有限责任公司5、6号机组为300MW循环流化床机组，锅炉采用东方锅炉厂2×1025t/h，锅炉型号：DG1025/17.45-II16，为亚临界参数自然循环单汽包循环流化床锅炉、单炉膛、一次中间再热、汽冷式旋风分离器、露天布置，固态排渣、受热面采用全悬吊方式，炉架为双排柱钢结构，锅炉前墙布置8台无烟煤给煤机和2台烟煤给煤机，不带外置床的循环流化床锅炉。
某亚临界300MW汽轮机组性能及分析
某亚临界300MW汽轮机组性能及分析摘要：本文以某厂300MW汽轮机为研究对象，针对该型汽轮机的结构和回热系统特点,按照ASME PTC6-2004汽轮机性能试验规程规定的试验方法,对汽轮机本体和回热系统进行了全面的测试,得到了该型汽轮机在五阀全开（5VWO）工况、阀全开（VWO）工况、100%、75%及50%额定负荷工况的试验结果。
根据性能试验结果，通过定量分析，指出影响机组经济性的主要因素，为机组检修工作和汽轮机通流部分进行技术改造的的可行性提供可靠的技术数据。
关键词：汽轮机；性能试验；热耗率；通流能力1、概述神华神东电力郭家湾电厂2×300MW汽轮机系上海汽轮机有限公司生产的NZK300-16.67/538/538型亚临界、中间再热、直接空冷凝汽式机组。
1号机组于2010年6月28日投入商业运营。
该机组在运行过程中，一直存在煤耗偏高的现象，为了诊断该汽轮机的热力性能，并为汽轮机通流部分进行技术改造的的可行性提供可靠的技术数据，对该机组进行热力性能测试。
2、试验结果及分析按照ASME PTC6-2004汽轮机性能试验规程规定的试验方法对以上试验工况的原始数据进行计算和分析，高、中压合缸处轴封漏汽量试验结果见表1，五阀全开（5VWO）、阀全开（VWO）工况主要计算结果见表2， 100%、75%和50%额定工况主要计算结果见表3。
2.1 高、中压合缸处轴封漏汽量试验结果高、中压合缸处轴封漏汽量试验采用保持主蒸汽温度额定、降低再热蒸汽温度和保持再热蒸汽温度额定、降低主蒸汽温度的方法在五阀全开（5VWO）工况下进行，以确定高、中压合缸处轴封漏汽量。
3、结论及建议3.1 THA（热耗率验收工况）下，经过一类、二类修正后的热耗率为8458.2kJ/(kW.h)，较THA工况下热耗率保证值8126.5kJ/(kW.h)高331.7kJ/(kW.h)，较2010年考核试验值8325.8kJ/(kW.h)升高132.4kJ/(kW.h)。
黔北电厂300MW#1炉MFT动作及事故处理过程的分析_1
黔北电厂300MW#1炉MFT动作及事故处理过程的分析【事故经过】1.2004年2月9日12:40分，300MW#1机组开机并网，但是并网不成功，此时值班人员检查DCS发现；一直有灭磁开关联开信号发出，值班人员随即通知热工人员检查。
热工人员检查同期并网逻辑发现“合灭磁开关”操作按钮输出一直为“1”，导致灭磁开关一直有联开信号，将其“OPOFF”置“1”后输出为“0”，灭磁开关联开信号消失。
将“AVR开机”，“ASS并网”等操作按钮的“OPOFF”置“1”后通知运行人员并网，最终并网成功。
2.下午17:26:32，运行人员停运300MW#1炉A磨煤机，17:27:30锅炉MFT动作，首出条件为：风量低于25%且负荷大于25%。
【原因分析】1.并网不成功分析：“合灭磁开关”等操作按钮是由分子“MANSWITCH”构成，“MANSWITCH”是一个单按钮，当其接受操作命令后，会在其“OPON”写入“1”，其输出“Out”将会发出一个短脉冲或长信号（依输出类型“out”而定，为“1”时输出短脉冲，为零时输出长信号）去驱动设备。
“合灭磁开关”等操作按钮的输出类型正好取的是长信号，所以在这些按钮接受命令后会一直执行操作，直至“OPOFF”被写入“1”时结束操作，然而这些开关的“OPOFF”没有填入任何输入，导致这些按钮被操作后一直不能复位，按并网操作面板上的复位按钮也不能复位，最终导致并网不成功。
防范措施：①将“合灭磁开关”等操作按钮的输出改为短脉冲，脉冲长短由电试班试验后决定。
②将同期并网操作面板上的复位按钮的指令写入“合灭磁开关”等操作按钮的“OPOFF”项中，只要点击复位按钮就可以复位。
2.锅炉灭火分析：锅炉灭火后，热工人员调出趋势图发现送风机动叶在17:26:38开始下滑，18秒后关到零（此时负荷为170MW），17:27:30MFT动作，在此过程中运行人员没有操作送风机动叶。
检查逻辑，发现送风机动叶只有在RUNBACK发生时会被置位（当其“GOPRESET”为“1”时，将“GPVALUE”的值作为指令送给执行器）。
浅谈主燃料跳闸(MFT)的功能
浅谈主燃料跳闸（MFT）的功能天津华能杨柳青热电有限责任公司李小龙摘要本文主要介绍了杨柳青电厂#7、8机组主燃料跳闸(MFT）系统，对MFT的跳闸条件、实现原理、发生后果进行了分析。
关键词主燃料跳闸联锁跳闸一、概述杨柳青热电厂四期工程＃7/8为亚临界燃煤机组，装机容量为300MW，锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1025/17.5-M897亚临界自然循环汽包炉，单炉膛，四角切圆燃烧，一次再热、固态排渣、配正压直吹制粉。
DCS系统采用北京国电智深控制技术有限公司的EDPF-NT分散控制系统。
整个DCS系统由单元机组控制和＃7/8机组公用系统控制两部分组成.杨柳青电厂的2×300MW机组FSSS系统按照DCS内部规范统一设计。
总体分为三大部分:保护及公用逻辑、油燃烧器控制逻辑、等离子点火控制逻辑和磨煤机控制逻辑。
采用4对DPU控制器完成整体功能，其中：DPU1负责保护及公用逻辑部分，DPU2负责等离子点火系统以及磨组A燃烧器和相应的油燃烧器，DPU3负责磨组B、D燃烧器和相应的油燃烧器，DPU4负责磨组C、E燃烧器和相应的油燃烧器。
其中,FSSS包括以下主要功能：（1）炉膛吹扫；（2）燃油泄漏试验；（3）炉前油系统启停控制;（4）制粉系统启停控制；（5）等离子点火控制；（6）主燃料跳闸（MFT）；（7）油燃料跳闸（OFT）。
二、主燃料跳闸MFT功能简介2.1 主燃料跳闸条件主燃料跳闸（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。
在出现任何危机锅炉安全运行的危险工况时，MFT动作将快速切断进入炉膛的所有燃料,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。
FSSS逻辑需要监视以下不同的MFT条件。
如果任何一个条件成立，FSSS 逻辑就会跳闸MFT继电器.在该MFT条件消失且锅炉吹扫结束后MFT跳闸才允许结束。
循环流化床锅炉单机MFT灭火不跳机成功处理的探讨
循环流化床锅炉单机 MFT灭火不跳机成功处理的探讨摘要：随着广东电力改革的不断深化，电价呈逐年走低之势；如此压力下，燃煤发电机组面临前所未有的生存挑战。
为降低经营成本，不断深入开展节能降耗工作和燃烧经济性较高低热值煤；由此伴随而来的机组运行中故障率居高不下，非停次数增多。
为降低机组非停，本文探索CFB机组单机发生MFT时，进行灭火不跳机处理经验的探讨，为其成功处理提供指导方向。
关键词：循环流化床、单机、MFT、不跳机保护1.某电厂机组简介广东某电厂#5、6机组为2×300MW循环流化床亚临界汽包锅炉；该锅炉适用煤种较广，主要燃烧以经济性见长的印尼煤为主，热值大约3800大卡，挥发份约40%。
锅炉配备了2×50%汽动给水泵和1×50%电动给水泵，正常运行两台汽动给水泵并列运行，电动给水泵备用。
由于循环流化床锅炉采用流态化、循环燃烧技术，炉膛内部具有大量高温的循环床料（大约900℃）。
因此当锅炉发生MFT之后，大量高温床料可以有效防止汽温、汽压快速下降，具备进行锅炉MFT灭火不跳机的处理操作条件。
1.设置锅炉MFT不跳机保护逻辑为及时、有效、迅速地处理锅炉MFT不跳机的事件，避免和减少因锅炉MFT造成跳机，设置了锅炉MFT不跳机保护逻辑，主要如下：1)汽包水位保护为：汽包水位高（+300mm）延时10秒、低保护(-250mm)延时5秒锅炉MFT动作；水位低(-250mm)联跳风组，高（+300mm）延时25秒联跳汽机。
2)炉膛压力保护为：低二值（-2800Pa）或高二值（2500Pa），延时3秒，MFT动作；高三值（3000Pa）跳二次风机，低三值（-3300Pa）跳引风机。
3)过热度保护为：主蒸汽过热度≤120℃，且MFT动作信号存在时，延时1秒联跳汽机。
4)温降保护为：主蒸汽机侧温降速率大于30℃/10min或炉侧温降速率大于70℃/10min，再热蒸炉侧温降速率大于50℃/10min，延时1秒联跳汽机。
93年宁波北仑港电厂事故
93年宁波北仑港电厂事故宁波北仑港电厂“1993.3.10” 电站锅炉爆炸事故1993年3月10日，浙江宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故，造成死亡23人，重伤 8人，伤16人，直接经济损失778万元。
该机组停运132天，少发电近14亿度。
一、事故经过北仑港电厂1号锅炉是美国ABB,CE公司生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力17.3兆帕，主蒸汽温度540度，再热蒸汽温度540度，主蒸汽流量2008吨,时。
3月10日 14时，机组负荷400兆瓦，主蒸汽压力15.22兆帕，主蒸汽温度513度，再热蒸汽温度512度，主蒸汽流量1154.6吨,时，炉膛压力维持负10毫米水柱，排烟温度A侧110度，B侧158度。
磨煤机A、C、D、E运行，各台磨煤机出力分别为78.5,、73,、59,、38,，B磨处于检修状态，F磨备用。
主要CCS调节项目除风量在“手动”调节状态外，其余均投“自动”，吹灰器需进行消缺，故13时后已将吹灰器汽源隔离。
事故发生时，集中控制室值班人员听到一声闷响，集中控制室备用控制盘上发出声光报警:“炉膛压力…高高”?、“MFT”、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。
FSS盘显示MFT的原因是“炉膛压力…高高”?引起，逆功率保护使发电机出口开关跳开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。
由于汽包水位急剧下降，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C(此时A泵已自动跳闸)。
就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾，人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵。
由于锅炉部分PLC柜通讯中断，引起CRT画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去，无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机。
经戴防毒面具人员进入现场附近，发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口。
二、事故造成的损坏事故后对现场设备损坏情况检查后发现: 21米层以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧例呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31 根。
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动． 其指令变化不再反向叠加到 ＃ Ａ汽泵 ５ ３１３ ２ ：４ ４操作员发现给水 流量与 主汽流量偏 差大 ． Ｄ Ｓ侧撤 ．Ｉ ００ ： ４ 在 Ｃ 出 ＃ Ｂ汽泵水位 自动 ． ５ 转为在 Ｄ Ｓ手动控制 ．００ ： Ｃ ２： ４ ４ ７在 ＤＣ Ｓ侧撤 出 ＃ Ａ汽泵水位 自动 ． 为在 Ｄ Ｓ手动控 制 ， ５ 转 Ｃ 并操作 ＃ Ａ汽泵转速 ． ５ 先 下后上 ， ２ ：５４ ．５ 至 ００ ：１＃ Ａ汽泵指令为 ３ ．％。 ８５ ３１ ２ ： ：０＃ Ｂ汽泵 再次因“ ．． ００ ４ ５ ４ ５ 转速 偏差大”自动 由 Ｄ Ｓ手动控 制 Ｃ 撤到 Ｍ Ｈ软手操 ． Ｅ 其指令跟踪实际转速由 ４ ４ ｒ ６ ０ ｍ降至 ３ ０ ｒ ２ ： ｐ ４０ｐ ０ ｍ． ０ ： 滑至 ３ ７ ｒｍ 导致 ＃ Ｂ汽泵 出口压力低 于汽 包压力 ．５ 汽 泵 ５３ ４ ０ ５ｐ ． ５ ＃Ｂ 无出水． 此时 ＃ Ａ汽泵处于 Ｄ Ｓ ５ Ｃ 手动控制 ． 指令为 ３．％．５ ７４ ＃ Ａ汽泵转 速 ４９ ｐ ３ ８ｒｍ并继续下滑（ 最低滑至 ３０ ｒｍ） 给水 流量 下降至 ３０／ ７０ｐ ． ６ｔ ｈ 并继续下滑（ 最低降至 ０ ， ）汽包水位 出现下滑 （ 下滑前一 ０ ｍ左右） １ｍ ． ３１ 操作 员继续增加 ＃ Ａ汽泵指令 ，００ ：０加至 ５ ． 同时 ＃ Ｂ ．． ５ ５ ２ ：６３ ２８ ％． ５ 汽泵切为软手操后 ． Ｈ门指令保持不变 ． 因阀位动作滞后于 门指 ＭＥ 但 令 ， 门继续开启转速上 升（ ５ 调 ＃ Ｂ汽泵 Ｄ Ｓ指令跟踪 上升 ）至 ２ ： ： Ｃ ， Ｏ０ ６ ４ ｏ给水流量升 至 ３ ２／ 汽包水位 已降至一 ９ ｒｍ． ２ｔ ｈ． １２ ａ 此时操作员冷态方 式启动电泵 。当时 ＃ Ａ汽泵转速 ４ １ ｒｍ．５ ５ ００ｐ ＃ Ｂ汽泵转速 ４ ４ ｒｍ， ８ ９ｐ 给 水流量始终偏低 ．０ ８ ０ ２ ： ： 汽包水位低于一 ０ ｍ 当时给水流量 ４ ０ ０４ ３ ０ ｍ． ６ｔ ／ ｈ 主汽流量 ６０ ｈ 负荷 ２ ０ Ｗ ， ： ： 汽包水位低低 Ｍ 。 。 ０ｄ ． １Ｍ ２ ０ ４ ０８３ Ｈ＇ ３１ 操作员操作分析 ：０ ４ ４开始运行人员分别将 ＃ Ｂ汽泵 、５ ．６ ． ２： ： ０４ ５ ＃Ａ 汽泵 的 自动调节切到 ＤＣ Ｓ手动 ．避免 了 ２ ：５ ０＃ Ｂ汽泵撤到 ＭＥ ０ ： ５ ０４ Ｈ 软 手操 时对 ＃ Ａ汽泵 指令 的大 扰动 ： ５ 但随后运行人员调节 ＃ Ａ汽泵 ５ 出力时不够快速 ．转速虽有上升 ．５ ＃ Ａ汽泵出 口压力一 直低 于汽包压 力 ，５ ＃ Ａ汽泵没有 出水 ． ２ ： ： 到 Ｏ ６４ ０ ０左右 ． 给水流量因 ＃ Ｂ汽泵转速的 ５ 上升而 回升 ． 此时操作员未能继续加大 ＃ Ａ汽泵转速指令 ． ５ 而是 准备
２ 事件 经 过
ｌ 月 ６日２ ２ ０时左右 ， 机组 Ａ Ｃ ＃ ５ Ｇ 方式 ， 负荷 ２ ０ Ｗ， ２ Ｍ 汽包水位 正常 ， 流量 ６ ７ ｈ 给水 ２ｔ ， ／ 主蒸汽流量 ６ ３ ／ ，５ ＃ Ｂ ＃ Ｃ ＃ Ｄ制粉系 ３ ｈ＃ Ａ、５ 、 、５ ｔ ５ 统运行。 ２ ： ： ．５ Ｏ ３ ０ ＃ 机给水流量波动 ． ５ ０４ ＃ Ｂ汽泵 自动跳 至 Ｍ Ｈ软手操 。 Ｅ ２： ： ． ０ ４ ５ 操作员将 ＃ Ｂ汽泵重新投入给水 自动控制 ． 时给水流 ｏ３ ５ 此 量 ７ ０ｔ ． ４ ｈ 主蒸汽流量 ６ ０ｔ ／ １ ｈ左右 。 ／ ２ ： ： ． 作员将 ＃ Ｂ汽泵切到 Ｃ Ｓ ０ ４ ４操 ｏ４ ５ Ｃ 手动位置。 ２ ： ：７ 操作员将 ＃ Ａ汽泵 切到 Ｃ Ｓ手动位置 ００ ４ ． ４ ５ Ｃ 通过 ＃ Ａ汽 泵 ５ 转速调节水位 ． 此时给水 流量持续下降。 ２ ： ： ，５ ０ ５ ８ ＃ Ｂ汽泵 自 由 Ｃ Ｓ Ｏ３ 动 Ｃ 手动跳至 Ｍ Ｈ软手操 。 Ｅ ２： ： ． Ｏ ６１ 操作员急停 ＃ Ｄ制粉 ． Ｏ ５ ５ 紧急启动 ＃ Ｃ电泵增加给水。 ５ ２ ： ： 汽包水位低低锅炉 Ｍ ｒ ０８３ ０４ Ｆ 动作。 事件发生后 ． 热工人员检查 Ｄ Ｈ曲线 ． Ｅ 确认 ＃ Ｂ汽泵 自动两次切 ５ 换 至 ＭＥＨ软 手 操 原 因 为 ＭＥ 转 速 指 令 和 实 际 转 速 偏 差 超 过 Ｈ １０ ｒｍ 检查 ＃ Ｂ小机调门曲线 ． 阀位滞后于阀门指令并呈发散 ０ ０ｐ ｏ ５ 发现 趋势 ． 判断 为 ＃ Ｂ小机调 门存 在问题 ； ５ 查看 Ｍ Ｔ 出、 Ｃ Ｐ 首 Ｄ Ｓ事件记录 和相关曲线 ． 为汽包水位低低（ ３ ０ ｍ） ｌ 认定 一 ０ ｍ Ｍ ￣。 经技术人员检查分析 ， 确认 为 ＃ Ｂ小机 调门伺 服阀故障 ． ５ 更换该
２１ 年 ０２
第 ２ 期 １
Ｓ ＩＮ Ｅ Ｅ Ｈ Ｏ Ｏ ＹＩＦ Ｒ ＴＯ ＣＥ Ｃ ＆Ｔ Ｃ Ｎ Ｌ Ｇ Ｏ ＭＡ Ｉ Ｎ Ｎ
Ｏ电力 与能源０
科技信息
一
起 ３０ 亚临界机组发生 ＭＦ ０ＭＷ Ｔ过程分析
金 坚
（ 江浙 能温州发 电有限公 司 浙
浙江
温州
３５０ ） ２ ０ ０
【 要 】 文分析 了 ２Ｈ 年 １ ６日 摘 本 ０ ２月 温州发电有限公 司 ≠ 机组 由于 ＃Ｂ汽泵调 门伺服 阀故 障造成锅 炉汽 包水位 自 ≠ ５ ５ 动调节 失灵 ， 导致 锅 炉汽包水位低低保护触发锅炉 ＭＦ 、 Ｔ 机组停机的一起 事故 ， 出设备及 设备 管理存在的 问 ， 出相应的对策。 指 题 并提 【 关键词 】５ ＃ Ｂ汽 泵调 门伺服阀 ； 汽包水位 ； 锅炉 ＭＦ Ｔ
１ 设 备概 况
Ｎ ０ —１． ５ ８５ ８型 汽轮机组 为上 海汽轮机 厂生 产 的 ３ ０ ３ ０ ６７ ３／３ ／ ０ ＭＷ 亚临界 、 中间再热 、 单轴 、 双缸双排汽 、 汽式汽轮机 。 凝 本机组属反动式 汽轮机 ， 热级有 ２ 级（ ８ 结构级 ３ 级） Ｇ １２／８ 一 ４ ５ ； 一 ０ ５１． Ｍ８３型锅炉 系引 Ｓ ３ 进美 国 Ａ Ｂ Ｃ Ｂ — Ｅ公司技术 ． 由上海锅炉厂制造 的亚临界 中间一次再热 控制循 环汽包 炉 ， 配用 中速磨 直吹式制粉系统 。 固态排渣 ， 订型布 置、 单炉膛 、 平衡通风 、 四角正反切圆燃烧。喷嘴摆 动可调 ， 中等 炉膛 燃用 结渣性烟煤 ： Ｆ Ｎ — ３ ｏ Ｑ Ｓ ２ ０一２型三相 同步交 流发电机 ． 上海 电机 厂生 产 的采用无刷励 磁 ， 发电机定子线圈及其 连接线 、 出线瓷套管采 用水 内冷 ． 转子绕组 、 定子铁芯及端部均采用氢冷 ， 密封油系统采用双流双 环式油密封 。 锅炉 给水系统采用 ２台 ５ ％容量的汽泵 和 ５ ％容量 的备用 电泵 ０ ０ 小汽机 的工作汽源为四段抽 汽 ． 高压汽源为再热冷段 低压汽源和高 压 汽源 由 ＭＥ Ｈ控制切换