【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。就地检查1号主汽门伺服阀接线端子排接线盒，如图4，发现端子排潮湿，有水滴形成，进一步分析潮湿原因，为主汽门门杆漏气管道法兰漏汽，造成端子排受潮。由此分析造成主汽门关闭原因为：1号主汽门DEH至1号主汽门伺服阀指令信号，在就地接线端子排处由于受潮造成信号异常，最终导致1号主汽门关闭。

图2 2号机组1号主汽门伺服阀的指令及LVDT反馈

图3 2号机组各主汽门关闭时间

图4 1号主汽门伺服阀接线端子排接线盒
4.2  锅炉MFT跳闸原因分析
1号高压主汽门突然关闭后，运行人员进行减负荷操作，手动停止了最上层的E磨煤机，并准备投运A、B层的等离子进行稳燃。在未对等离子进行拉弧的前提下，先后投入了A、B层的“等离子模式”，导致A、B磨煤机相继跳闸。此后在“正常模式”下重新启动了A磨煤机机，但随后由于“负荷低于50%，且A层无点火源”，A磨煤机再次跳闸。由于A、B磨相继跳闸，只有D磨投运，锅炉热负荷及锅炉主汽压力迅速降低，锅炉转入湿态运行。但运行人员未开启溢流电动门对贮水箱水位进行调整，最终因“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。
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。就地检查1号主汽门伺服阀接线端子排接线盒，如图4，发现端子排潮湿，有水滴形成，进一步分析潮湿原因，为主汽门门杆漏气管道法兰漏汽，造成端子排受潮。由此分析造成主汽门关闭原因为：1号主汽门DEH至1号主汽门伺服阀指令信号，在就地接线端子排处由于受潮造成信号异常，最终导致1号主汽门关闭。

图2 2号机组1号主汽门伺服阀的指令及LVDT反馈

图3 2号机组各主汽门关闭时间

图4 1号主汽门伺服阀接线端子排接线盒
4.2  锅炉MFT跳闸原因分析
1号高压主汽门突然关闭后，运行人员进行减负荷操作，手动停止了最上层的E磨煤机，并准备投运A、B层的等离子进行稳燃。在未对等离子进行拉弧的前提下，先后投入了A、B层的“等离子模式”，导致A、B磨煤机相继跳闸。此后在“正常模式”下重新启动了A磨煤机机，但随后由于“负荷低于50%，且A层无点火源”，A磨煤机再次跳闸。由于A、B磨相继跳闸，只有D磨投运，锅炉热负荷及锅炉主汽压力迅速降低，锅炉转入湿态运行。但运行人员未开启溢流电动门对贮水箱水位进行调整，最终因“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。
【防范措施】
5.1  加强缺陷处理的事故预想以及专业间的配合工作。本次事故中，汽机检修人员在处理主汽门门杆漏汽管道法兰漏泄时，应采取遮挡措施避免蒸汽漏入1号高压主汽门伺服阀端子箱，同时告知热工人员所辖设备作业环境的变化；热工人员应采取通风措施，避免伺服阀接线端子受潮，确保工作环境满足要求。
5.2  加强运行人员对锅炉逻辑的熟悉及理解，本次事故中，在等离子未拉弧时就投入“等离子模式”，导致了A、B磨的相应跳闸，为防止此类事故的发生，可增加“3个及以上等离子拉弧后允许投入等离子模式” 的条件，减少误操作的可能。
5.3  删除“锅炉主汽压力高于14MPa,贮水箱液位切为0”逻辑，使锅炉贮水箱液位始终处于可监视状态。
5.4  在事故状态或快减负荷过程中，要认识到水位控制的重要性。如果锅炉炉膛热负荷下降过快，而给水流量调整跟不上，就会出现锅炉在高负荷转为湿态的情况。所以在减煤粉的同时，要对给水流量进行相应的调整。此外，可考虑增加溢流电动门自动联开逻辑，即“锅炉压力低于14MPa,贮水箱水位高，溢流电动门联开”，溢流调整门时刻处于自动状态，可在锅炉转入湿态时及时对贮水箱液位进行调节。
5.5  东北所应加强技术监督与服务，帮助电厂梳理逻辑及定值，对不合适的进行修改。加强培训工作，提高事故预想及处理能力。