一、障碍前工况：
2018年9月3日，运行四值中班，18:00接班运行方式：1号机AGC方式运行，执行深度调峰，负荷指令140MW，A、B小机运行，给水流量452.48t/h，总煤量78.8t/h，机组背压9.6kPa，为保证工抽压力在0.8—0.9MPa将中低压联通阀关至16.8%，工抽压力0.85MPa，工抽流量9.28t/h。18:09:15，流量7.2t/h且开始缓慢下降，工抽压力从0.86MPa缓慢上升，为保证供热参数，保运汽机主值严某某将中低压联通阀缓慢开至31.7%，18:09:57，总给水流量441t/h，机组负荷146MW，总煤量82t/h。
#1机组监盘人员：集控备员王某某、集控巡检王某、严某某
二、障碍经过：
18:09:09 #1机组AGC负荷指令139.9MW，实际机组负荷139.72MW，中低压联通管开度16.81%，工抽压力0.86MPa，工抽流量7.17t/h，为调节工抽压力开启中低压联通管开度（从16.81%-31%用时40秒）。给水流量453t/h，A小机入口流量358t/h，B小机入口流量369t/h，A、B小机再循环开度19.5/19.6。
18:09:54 #1机组AGC负荷指令139.9MW，实际机组负荷146.42MW，中低压联通管开度31.78%，工抽压力0.86MPa，工抽流量小于6t/h（热工逻辑小信号切除，显示为0），为调节工抽流量中低压联通管开度（从31%-24%用时45秒），给水流量445t/h。
18:10:20给水流量488t/h，A小机MEH转速指令4309rpm，实际转速反馈4083rpm，A小机低压调阀指令78.4%，低压调阀反馈77.5%，高压调阀指令0%，反馈开度6.31%，小机入口流量382t/h，再循环开度19.5%。
18:12:00 集控副值王某某发现给水流量波动，汇报集控主值薛某某，集控主值薛某某下令王某某加强给水及汽泵自动监视。
18:13:30 #1机组AGC负荷指令139.9MW，实际机组负荷137.6MW，中低压联通管开度24.16%，工抽压力0.81MPa，工抽流量由0t/h缓慢上升。给水流量452t/h，此：给水流量波动605t/h-313t/h。
18:18:54 给水流量312t/h，A小机MEH转速指令3794rpm，实际转速反馈3913rpm，A小机低压调阀指令51%，低压调阀反馈50%，高压调阀指令0%，反馈开度6.2%，小机入口流量291t/h，再循环开度19.5%。B小机MEH转速指令3799rpm，实际转速反馈3902rpm，A小机低压调阀指令48.79%，低压调阀反馈47.79%，高压调阀指令0%，反馈开度2.02%，小机入口流量281t/h，再循环开度19.6%。
18:21:00 给水流量波动加大，汇报值长。
18:21:09 给水流量600t/h，A小机MEH转速指令4424rpm，实际转速反馈4161rpm，A小机低压调阀指令89.94%，低压调阀反馈89.32%，高压调阀指令4.97%，反馈开度6.36%，小机入口流量427t/h，再循环开度19.5%。B小机MEH转速指令4425rpm，实际转速反馈4175rpm，A小机低压调阀指令92%，低压调阀反馈87.63%，高压调阀指令6.07%，反馈开度7.71%，小机入口流量435t/h，再循环开度19.6%。
18:21:29 #1机组AGC负荷指令139.9MW，实际机组负荷140MW，中低压联通管开度24.16%，工抽压力维持0.8MPa，工抽流量11.54t/h，给水流量604t/h。
18:22:27 给水流量540t/h，集控副值王某某手动干预自动，增加给水流量偏置，从30t/h加至40t/h。
18:23:39给水流量317t/h,运行人员手动切除A/B小机转速自动，手动增加A小机转速指令由24%至73%，手动增加B小机转速指令由26%至69%。
18:24:13给水流量低至240t/h延时15S触发给水流量低保护，锅炉MFT,汽轮机跳闸，发电机解列。
三、障碍后检查情况：
机组非停后，通过热控保护逻辑动作条件及给水自动波动情况，发现由于小机进汽压力扰动，给水自动出现紊乱，调节给水流量上下发散波动，给水流量最大波动至603t/h后开始下行，下行至主给水流量低于240t/h，延时15秒触发给水流量低保护后机组跳闸。
19：08锅炉吹扫重新点火，21：34机组重新并网，机组恢复正常运行。
四、经济损失：
直接经济损失：140MW负荷时机组非停3.16小时，损失电量140×3.16=442400kW.h，按每度电利润0.04元计算，损失利润17696元。燃油11.7吨，每吨燃油6000元，燃油费用为70200元。共计经济损失为87896元。
五、事件定性：
一类障碍
六、原因分析：
1、由于1号机组执行低负荷关小中低压缸联通阀提高工业抽汽压力（三抽压力）的措施，使小机供汽压力（四抽供汽压力）升高，小机给水流量调节性能进入低压调门调节非线性区间（通过调阅DCS历史曲线发现，小机低调阀0~50%相对在调节灵敏区，低压调门50-80%在调节相对不灵敏区域，低调门80-100%和高调门重叠，高调门参与调节，又进入调节灵敏区域，当调节阀门开度变化小于50%，峰值大于80%时，产生“推、拉”振荡），给水自动导致给水流量大幅变化，自动振荡不可控，主给水流量低于240t/h，延时15秒触发给水流量低保护后机组跳闸；低压调门和高压调门协同动作调整时，存在流量特性非线性。
2、1号机组给水流量自动调节特性差，不能满足深度调峰调节要求。
七、防范措施：
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序号 |
整改、预防措施及建议 |
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1 |
A、B小机低调门开度低于一定开度报警 |
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2 |
给水自动投入时，给水流量低到一定值（暂定350t/h）报警 |
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3 |
增加给水流量指令与反馈偏差大，小机转速指令与反馈偏差大，信号品质坏，给水流量控制切手动 |
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4 |
根据流量小机低压调门和高压调门流量特性（根据历史参数进行计算），对给水自动进行流量系数修正，避免自动调节系统紊乱 |
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5 |
为提高给水流量手动可操作性，增加小机手操界面中总操功能 |
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6 |
外请知名电科院热控专家到厂对我厂热控控制逻辑漏洞进行梳理改进。 |