【简述】
10月26日，某厂1号机组正常方式运行，汽泵运行、小机汽源为本机四段抽汽，电动给水泵备用。再热冷段至小机的高压汽源电动门关闭（小机高压主汽门存在缺陷）、调试小机用汽电动门关闭。
1号机组按照整体调试、试验计划，申请调度做AGC试验。AGC方式采用滑压运行，负荷由354MW降至173MW，入炉煤量65t/h，给水流量495t/h，A、B、C三套制粉系统运行。
【事故经过】
10:57给水流量由499t/h开始下降、且大幅波动，运行值班人员发现给水流量下降后立即手动启动电泵，但启动后立即跳闸。10:58给水流量下降至310t/h以下，锅炉MFT动作，联跳汽轮机、发电机解列，汽泵跳闸。
锅炉MFT报警首出为“给水流量低低”，汽泵跳闸报警首出为“锅炉MFT停给水泵”。
汽轮机跳闸后，因轴封压力逐渐降低，立即联系启动炉点火。12:05启动锅炉点火，14:34机组启动、并网。
【事故原因】1．锅炉给水流量大幅波动、且快速下降至310t/h，锅炉“给水流量低低”保护动作（保护定值为310t/h、延时3秒），锅炉MFT、联跳汽轮机。
经查阅历史曲线，10:57:43秒给水流量499t/h开始下降、10:57:47秒下降至299t/h，10:57:50秒上升至466t/h、10:57:54秒又下降至252t/h，10:57:57秒给水流量上涨至342t/h，10:58：00秒给水流量下降至310t/h以下，锅炉“给水流量低低”保护动作，锅炉MFT、联跳汽轮机。
2．给水流量下降、波动是机组跳闸的主要原因，经对小机进汽的运行参数分析，认为低负荷时小机调试进汽电动门不严窜入低温蒸汽，造成小机做功能力降低、汽泵出力下降，导致锅炉给水流量下降。同时，小机低压调门开度由25%开至50%，高压调门为0%。
查阅小机进汽参数历史曲线，10:53:19秒小机进口蒸汽参数为0.50MPa、379℃，辅汽联箱蒸汽参数为0.83MPa、289℃。10:56:39秒，小机进口蒸汽参数为0.49MPa、367℃；10:57:36秒小机进汽压力为0.499MPa,除氧器压力为0.514 MPa，这是除氧器比四抽压力最大，偏差为0.015 MPa。10:58：39秒，小机跳闸，小机进口蒸汽参数为0.46MPa、225℃，辅汽联箱压力为0.83MPa、288℃。小机调试用汽来自辅汽联箱。通过以上参数变化分析认为，一是除氧器与四抽压力偏差几乎很小，另外还有四抽至除氧器逆止门和除氧器平衡管两路保护，可以排除除氧器返汽至四抽后进入小机。二是，辅汽是由再热冷段供汽，压力保持较高，辅汽联箱的低温蒸汽窜入小机进汽，造成小机进汽温度大幅降低；三是，辅汽至小机供汽管道较长、且为U型管道（即：从锅炉房给煤机平台的辅汽联箱进入汽机房下行至6.2米层后再上升至12.6米的小机进汽管道，形成U型管道），运行中小机调试用汽电动门处于关闭状态，造成管道内蒸汽温度降低或者积存疏水。当机组负荷降低，小机进汽压力降低后，压力较高的辅汽至小机供汽管道内的低温蒸汽进入小机。
图为小机供汽系统

3．运行值班人员手动启动电动给水泵的时间和锅炉MFT动作时间相近，致使锅炉MFT动作联后保护联眺电动给水泵和小机。
【防范措施】
1．加强设备巡检、分析，小机调试用汽电动门关闭严密，悬挂“禁止操作”标示牌，并及时消除阀门内漏缺陷。
2．对小机调试用汽管道系统及疏水系统进行优化改进，小机调试用汽电动门前加装手动门及逆止门前加装疏水管，保证疏水畅通，管道暖管充分，防止管道冷蒸汽进入小机。
3．低负荷（180MW及以下）情况下，密切注意四抽与辅汽联箱差压以及小机进汽温度变化，严防调试用汽进入小机。
4．联系厂家会同调试人员，完成小机高压备用汽源的调试和缺陷消除工作。
5．机组运行时，正常投入高压备用汽源，检查高压主汽门前、后及电动门前疏水畅通，保证小机高压汽源充分疏水、暖管。