重要提醒：汽机配汽函数设置后一定要做仿真验证！这不，又跳机了
来源：鹰眼研究（ID:dianliyanjiu)
一、事件简介
某350MW机组燃料RB动作后，因给水泵汽轮机高调门最大开度被限制在23.5%以下，造成汽包水位调节紊乱，最终导致汽包水位高MFT。
二、设备简况：
电厂总装机容量2060MW。I期1、2号两台2×350MW机组，锅炉系西班牙福斯特惠勒公司制造亚临界、中间再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉，喷燃器采用4×4前墙布置(由左至右编号为1-2-3-4，从上到下编号A-B-C-D)；汽机系西门子公司制造单轴、双缸、双排汽、一次中间再热、喷嘴调节、反动凝汽式汽轮机。每台机组配备有2×50%汽动锅炉给水泵；给水泵汽轮机型号GK32/56，系德国西门子公司凝汽式汽轮机，额定功率5700kW，最大功率6500kW，转速范围3520～5270r/min，采用三路汽源供汽：一路是正常运行中供汽，由中压缸A5抽汽供给；第二路是发生RB等工况，当A5抽汽压力不能满足汽源需求，低压调门全开时，由冷再通过高压调门供汽；第三路是在机组启动或停运时由辅汽供给。汽动给水泵前置泵驱动型式给水泵汽机驱动，汽动给水泵型式FK 6F 32－K。
2015年I期两台锅炉完成低氮燃烧器改造，拆除前墙喷燃器上方的吹灰器，改造成OFA风箱。一期锅炉从2018年8月4日开始掺烧褐煤，燃烧、结焦情况良好。
#2机组MEH系统于2016年9月由原西门子Simadyn-D系统升级至西门子T3000系统，经南京西门子电站自动化有限公司调试，并于2016年10月投入生产。
三、事前工况：
01月10日16:19:12，#2机组锅炉负荷297MW（电负荷263MW），协调方式，主、再热汽压分别为14.05MPa、3.03MPa，主、再热汽温分别为539℃、536℃，B、C、D磨煤机运行，总煤量128.9t/h，双侧送、引、一次风机运行，总风量318.8 kg/s，炉膛压力-91Pa。A、B汽动给水泵自动方式并泵运行，电动给水泵(50%)备用，汽包水位-23mm，给水流量245.96kg/s，主蒸汽流量246.08kg/s。
B、C、D磨燃用澳洲烟煤（船名：德恩，AFT≈1500℃）和印尼褐煤（船名：奋斗，AFT≈1240℃）的混煤，主要指标：Mt≈21%,Vdaf≈41%， Qnet,ar≈20MJ/kg，St,ad≈0.5%。该批次煤自2018年12月25日开始在一期入炉掺烧。
四、事件经过：
01月10日16:20，#2机组锅炉B3、B4、C3、C4 、D2、D3、D4火检在2.8s内相继失去，造成7只BSOD(磨煤机出口关断挡板)关闭、D磨煤机因失去3只火检跳闸，机组燃料RB保护动作（机组由协调方式自动切至机跟随方式）。立即手动投入B、C、D层共12根油枪，调整汽温等参数，手动打开B3、B4、C3、C4 BSOD，维持B/C磨煤机总煤量在71t/h。
16:22:48，机组负荷最低降至122MW，A5抽汽压力降至0.386MPa，A、B汽泵高调门分别开至24%、0%。汽包水位由-107mm开始上升，至16:26，汽包水位升至+77mm开始下降。
随降速逐渐加快，16:28:10，机组负荷260MW，手动启动电泵。16:28:22，（汽包水位：38mm；给水流量：46kg/s；主汽流量：226kg/s）解除A小机自动并提高转速；16:29，汽包水位最低降至-166mm后开始缓慢上升。16:30:26，（汽包水位：-162mm；给水流量：202kg/s；主汽流量：239kg/s）汽包水位趋于稳定后，投入A小机自动；
16:32，手动降低电泵转速至不出力。
16:35，汽包水位由-110mm快速上升。运行人员发现汽泵自动调节不正常，水位升至+51mm，16:38:29，（汽包水位：47mm；给水流量：243kg/s；主汽流量：198kg/s）将B汽泵切至手动并手动降低转速。
16:39:11，（汽包水位：136mm；给水流量：248kg/s；主汽流量：197kg/s）汽包水位升至+186mm，手动打闸B汽泵。
16:39:24，汽包水位高至+203mm触发锅炉MFT，汽机跳闸，发电机联跳。
五、原因分析：
2016年9月份，西门子对#2机组MEH进行升级改造。1月10日#2机组发生非停，经过汽泵高调门开关试验和逻辑分析发现改造时高压调门流量特性函数参数设置错误，使其输出最大限制在23.5%，导致高压调门最大只能开至23.5%。汽包水位快速下降过程中，A汽泵自动提高转速指令，但因汽泵高调门开度受限，实际转速不再上升，但其指令值仍一直增加，造成转速指令值远高于实际转速反馈值，当汽包水位快速上升时，虽然A汽泵自动转速指令一直下调，但仍一直高于实际转速值，因此实际给水量并未降低，导致汽包水位自动调节失灵，水位持续快速上升至跳闸值是本次非停的主要原因。
水位快速上升过程中，运行人员未能及时发现水位自动调节不正常问题，干预不够及时，导致汽包水位高保护动作，锅炉MFT。
六、暴露问题：
1、设备管理不到位。控制系统改造后专业人员验收把关不严，未能及时发现汽泵高压调门流量特性曲线参数设定不正确。设备的连锁保护试验方案和方法存在漏洞，设备隐患排查不到位。
2、防非停措施落实不到位。制定的防非停措施未真正落实到工作中。
3、运行管理不到位，培训不到位，运行人员操作技能不高，未能及时发现水位自动失常问题，不能满足事故处理的要求，在汽包水位快速上升的情况下，干预不及时。
4、低氮燃烧器改造后，对燃烧器整体性能掌握不全面，对燃烧器区域结焦、偶然掉焦造成安全影响的认识不足。
七、防范措施：
1、严格把关改造工程的质量验收。对汽泵高压调门进行流量特性函数参数修改。逐一检查其它同类汽泵高低压调门，确保动作正常。（已完成）
2、对一期#1、#2机组DEH、MEH改造后的逻辑、保护定值、调节参数对照原系统图纸进行逐一梳理、核对。制定详细的计划，对全厂热工控制系统逻辑图、接线图、I/O清单和保护定值进行统计和修编。
3、对设备连锁保护试验卡进行修订，梳理试验方法和步骤存在的缺陷，完善和改进试验方案。在有逻辑修改、设备异动过的系统中，必须增加全回路连锁试验，以验证逻辑和系统响应的准确性。
4、按照《***公司关于燃煤电厂热工逻辑梳理及隐患排查指导意见（试行）》（2017年1月）第4.2条“重要辅机设备保护连锁隐患排查要点”第7款要求，对一期给水调节增加“给水泵指令反馈偏差大报警”，为运行人员操作提供判断依据。
5、严格执行防非停措施，编制下发《一期锅炉汽包水位调整指导意见》，组织运行人员进行学习消化，切实提高事故处理能力。
6、强化运行管理。采取仿真机等专项培训方法，提高运行人员业务技能。
7、机组检修前，调整燃烧器内外调风器开度，减小扩散角，降低燃烧器旋流强度，减缓燃烧器周围结焦。机组检修期间对燃烧器卫燃带进行优化以减缓卫燃带区域结焦。研究一期锅炉进一步燃烧优化调整的可行性。
附图1 机组参数曲线
(自上而下：机组负荷、汽包水位、主汽压力、给水流量、总燃料量、炉膛压力、锅炉负荷、主汽流量、A汽泵转速)
附图2火检曲线
(自上而下：B3、B4、D4、C3、C4、D2、D3火检、炉膛压力)
附图3 汽泵阀位指令分配逻辑
小机MEH系统接受DCS调节指令，控制高、低压调阀动作调节转速。指令分配逻辑如下图，其中，黄色框内为低压调阀控制逻辑，红色框内为高压调阀控制逻辑。逻辑意为：DCS给出指令YS（0-100%）经过运算，在YS为0-35的范围内控制低压调阀0-100%范围内动作，当YS大于35后，高压调阀开始开启，直至YS为100时，高压调阀开至流量特性曲线设置输出的最大值。通过试验，并检查高压调阀流量特性曲线函数发现函数区间设定中输出最大限制在23.5。
附图4 高压调阀流量特性曲线函数
红色标记标出参数为流量特性曲线函数输入，南京西门子电站自动化有限公司调试人员错误的将参数输入为23.5（正确值应该为100），故高压调阀指令输出最大值被限定在23.5%。
附图5 2A汽泵高调门曲线
(自上而下：A汽泵转速、A汽泵转速设定、B汽泵转速、B汽泵转速设定、汽包水位、A汽泵转速高调门开度、B汽泵转速高调门开度、A汽泵转速低调门开度、B汽泵转速低调门开度、主汽压力)
附图6 SOE事故追忆
来源：汽机监督（ID：qijijiandu）