一、跳闸前运行工况：2018年9月4日18时59分，运行三值中班协调方式，主汽温度再热汽温1号机负荷139MW执行深度调峰中，AGC投入，主汽压力15.52MPa,558.45°C ,再热汽压 1.44MPa , 556.75°C；机组背压 10.95kPa；锅炉 A、B 弓|、送风机运行，A、B 一次风机运行，A、B空预器运 行，B、C、D磨煤机运行，A、E、F磨煤机备用, 总煤量80t/h ,主给水流量439t/h ,过热度 20.3°C,水煤比5.48；汽机A EH油泵运行，B凝 结水泵变频运行，A真空泵运行，A、B汽动给水 泵、A、B前置泵运行，启动电动给水泵1号机侧 备用A小机高调阀指令输岀0%,反馈6.85%，低调 阀指令79.22%,反馈78.23%,转速目标输入 3949,实际3946r/min； B小机高调阀指令输出 10.82%,反馈10.95%，低调阀指令100%,反馈99.16% ,转速目标输入3954 ,实际3950r/min给水流量偏置20二、障碍经过：■li19时00分，1号机组集控副值虞某某监视锅炉 1号盘面（OPC54）,集控主值腾某某监视锅炉2 号盘面（OPC55）,集控巡检李某某监视汽机1号 盘面（OPC52），保运主值杨某监视汽机2号盘（OPC53） o19时00分，省调令电厂1号机组深度调峰结 束，按AGC负荷指令接待负荷，1号机负荷AGC负 荷指令由140MW升高至158MW,机组负荷逐渐增 加，锅炉主汽压力逐渐下降，主给水流量逐渐上 升，煤量逐渐上升。
19时02分，机组负荷升至157MW,主汽压力 14. 94MPa,主汽流量520t/h,集控副值虞某某将给水流量偏置由20增加至25,主给水流量496t/h, 总燃料量99t/h,机组负荷稳定，主汽流量稳定19时03分，主给水流量升至516t/h后开始下 降，主汽流量501t/h,集控副值虞某某将给水偏置 由25增至30o19时06分，主给水流量降至438. 83t/h,主汽II流量505. 85t/h,集控副值虞某某将给水偏置由30增至4519时08分，主给水流量升至584. 23t/h后开始 下降，主汽流量507. 58t/ho19时10分，主给水流量降至431.68t/h,主汽• ••流量504.47t/h,集控副值虞某某将给水偏置由45IS增至5519时13分，主给水流量升至646. 16t/h,主汽流量520.23t/h,集控副值虞某某将给水偏置由55 逐渐减至4019时16分，主给水流量429.69t/h,主汽流量 524.56t/ho19时16分30秒，主给水流量424.89t/h,给水 流量突降，A、B小机实际转速3883/3885rpm,给 定转速3452/3541rpm, 37秒后给水流量降至 268.23t/ho19时17分24秒，集控主值腾某某解给水手动，手动快速增加汽动给水泵转速，12秒后锅炉MFT保护动作跳闸，保护首出“主给水流量低”。
汽机ETS保护动作，保护首出“锅炉MFT” o三、障碍后检査情况：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，发现由负荷由深度调峰升负荷至 158MW时，给水自动出现紊乱，调节给水流量上下发散波动，下行至主给水流量低于296t/h,延时 30秒触发给水流量低保护后机组跳闸19： 47锅炉吹扫重新点火，20： 40机组重新并 网，机组恢复正常运行1!四、 经济损失：直接经济损失：158MW负荷时机组非停1.38小 时，1580000X 1. 38=218040kW. h,按每度电利润 0.04元计算，损失利润8721元燃油4.4吨，每 吨燃油6000元，燃油费用为24600元共计经济 损失为33321元五、 事件定性：一类障碍六、原因分析：1、因3日跳机时发现四抽供汽压力变化对小机 给水自动影响很大，启机后措施执行使用小机供汽 另外汽源辅汽联箱汽源作为小机供汽汽源，辅汽联 箱压力高于低负荷四抽供汽压力，小机处于低压调阀控制给水流量方式，机组由深度调峰负荷140MW 升至158MW后，造成小机汽源（辅汽联箱）压力升 高，小机岀力增加，给水流量增加，控制系统调节 过程中，低压调门进入，导致给水流量振荡，主给 水流量低于290t/h,延时30秒触发给水流量低保 护后机组跳闸。
2、小机给水流量调节性能在低压调门调节区间时，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，导致给水流量 大幅变化，自动振荡不可控；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3、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。