一、事件前工况
2018年11月20日18:00，1号机组BLR方式运行，电负荷在175MW-185MW之间波动，电热折算总负荷227MW， 主汽流量664t/h，给水流量652t/h，A磨煤机备用，B、C、D、E磨煤机运行，A、B一次风机变频方式运行，A、B汽动给水泵运行、电泵备用，锅炉总煤量132t/h，机组运行稳定。
二、事件经过
11月20日18:00:23，1号机组A一次风机跳闸，触发一次风机RB保护动作，18:00:24 E磨煤机联锁跳闸、18:00:34 D磨煤机联锁跳闸，机组以50MW/min速率降至150MW，18:00:46汽包水位低一值报警（-100mm），18:00:55 A、B汽动给水泵异常报警，18:01:00汽包水位低二值报警（-200mm）；18:01:04 主值投入BC层1号角油枪稳燃，18:01:16汽包水位升至-100mm，18:01:25机组长开启A磨入口快关门，18:02:03启动A磨煤机；18:02:23汽包水位高一值报警（+100mm），汽包紧急放水第一道门联开（黄色故障），第二道门未开；18:02:29汽包水位高二值报警（+125mm），18:02:54汽包水位高三值（+250mm），18:02:57锅炉MFT，18:02:58汽包水位高四值（+280mm）联跳汽轮机。运行人员检查发电机已跳闸、灭磁开关已断开、厂用电已切至启备变带；高中压主汽门、调速汽门关闭，汽轮机转速下降，交流润滑油泵联启正常；检查锅炉MFT动作联锁情况正常。打开1、2号机组B列辅汽串联门，调整轴封压力至正常；复位B一次风机变频器，待锅炉吹扫完成后启动B一次风机，投入小油枪，锅炉点火，启动制粉系统，21:21，汽轮机冲转，22:12机组并网，22:38机组负荷升至150MW，供热投入。
三、原因分析
直接原因：
一号机组A一次风机故障跳闸后，触发一次风机RB保护动作，联跳E、D磨煤机，汽包水位快速下降，给水流量上升至857t/h，当汽包水位降至-186m时，与汽包水位设定值-26mm偏差大于150mm，A、B汽动给水泵异常报警，给水自动切除，此时主汽流量525t/h，给水流量高于主汽流量331t/h，汽包水位快速升高至汽包水位高三值+250mm，锅炉汽包水位高保护动作，触发MFT保护，汽包水位继续升高至高四值保护动作值+280mm，炉跳机保护动作，汽机跳闸。运行人员在处理A一次风机RB中，未能及时发现给水自动切除，给水流量大于主汽流量约331t/h持续90s左右，汽包水位持续上升，是导致此次锅炉灭火、汽机跳闸事件的直接原因。
间接原因：
1. A一次风机变频器模块故障、风机跳闸，机组RB保护动作，是诱发此次事件的间接原因。
2. 汽包水位+150mm，汽包紧急放水第一道电动门联开，卡涩至37%（电动门报过力矩故障），第二道电动门未开，在汽包水位快速上升期间不能有效调整汽包水位，是此次事件另一个间接原因。
A一次风机故障原因分析：
现场检查变频器故障记录：1.变频器A2功率单元报“驱动故障”故障；2.变频器A2功率单元报“过压故障”。
20:58分更换故障A2功率单元(型号为HPU 690/192DIP），更换后对变频器进行调试状态下检测控制系统正常，A一次风机送电后重新启动；对A2功率单元元件外观检查没有发现过热、损坏、短路、松动现象，具体功率单元故障原因，已联系合康厂家技术人员鉴定。
四、暴露的问题
1. 对迎峰度冬期间防非停、保供热工作认识不足，思想麻痹，未能对重要辅机故障制定针对性的保障措施，防非停、保供热工作浮于表面。
2. 设备异动管理缺失。汽包水位设定值与实际值偏差150mm切除给水自动逻辑无设备异动通知单，运行人员不掌握，机组RB保护动作时，没有给水偏差大造成给水自动切除的意识。
3. 事故预想不充分，运行人员技术水平低。处理机组RB过程中主次不分，分工混乱，无人监视调整汽包水位，未及时发现给水自动切除，造成短时间内汽包水位迅速上升，机组跳闸。
4. 运行人员惯性思维严重，监盘质量低。历次机组RB动作过程中，均未发生过汽包实际水位与设定水位偏差大造成给水自动切除的情况，在本次RB保护动作后运行人员忙于点油枪、启动备用磨，未能及时发现光字牌及“软光字”发出的给水、汽包水位报警，造成异常处理过程出现重大疏漏。
5. 运行培训工作不到位。进入冬季供热期，未充分考虑供热投入对给水调节的影响，也未开展供热期主要辅机故障、机组RB保护动作等异常处理的专项培训，异常发生时处理要点不掌握。
6. 设备部电气专业对变频器易损部件了解不深，对变频器可能发生的故障没有防范措施。
7. 隐患排查不彻底，设备可靠性差。汽包紧急放水电动门在汽包水位高+150mm时联锁开启，是防止汽包水位高的一项重要联锁保护措施，在汽包水位+150mm时未能联锁打开，为异常扩大埋下隐患。
8. 汽包水位设定值与实际水位偏差150mm切除给水自动逻辑，设置的合理性有待进一步研究。在多台给煤机频繁断煤、炉膛掉焦、RB保护动作、供热切除等异常情况下，汽包实际水位与设定值极易产生大于150mm的偏差，而汽包水位是“三冲量”调节，自动调节的可靠性明显优于人工手动调节。
五、防范措施
1. 深刻吸取教训，提高迎峰度冬防非停、保供热工作重要性的思想认识，明确责任分工，完善各项保障措施，责任落实到人。
2. 规范设备异动管理，开展设备异动管理专项整顿，检查设备异动通知单使用、学习、掌握情况，查找设备异动管理存在的死角，堵塞漏洞。
3. 深入剖析此次异常处理中暴漏的运行问题，明确异常处理的分工及处理关键点，责任落实到人，逐级负责，杜绝盲目操作。
4. 提高监盘质量、加强异常报警监视、确认。机组正常运行期间，“软光字”以及光字牌发出的每一项报警，必须通过DCS系统参数分析、就地检查、联系设备人员鉴定等方式确定报警原因并及时消除；异常处理期间，运行人员对各类报警重点监视，分析报警原因，避免遗漏重要报警信息。
5. 加强运行人员仿真机培训。利用学习班时间加大仿真机培训力度，重点加强异常处理关键环节培训，切实提高运行人员监盘操作水平、配合处置异常能力以及应对突发异常的心里素质水平。
6. 加强变频器的维护监测。定期对变频器滤网进行清扫，利用机组检修机会对变频器进行接线紧固、元器件进行清扫检查，同时对变频器进行检测并更换老化部件。
7. 开展隐患排查，提高检修质量。重点加强联锁保护电动门检查，定期进行传动试验，出现异常及时分析原因并采取有效措施。机组检修时提高重点阀门的检修质量和验收标准，一门一卡，责任落实到人。
8. 继续深入开展热工管理专项提升活动。召开专题会讨论汽包水位设定值与实际水位偏差大切除给水自动逻辑设置的合理性，确保异常情况下汽包水位可靠调节。同时对“偏差大解自动”逻辑进行全面排查，举一反三，避免热工自动逻辑不完善增加异常处理难度。
六、责任考核
根据本次事件暴露问题，我们将按照“四不放过”的原则，依据公司安全生产奖惩细则，对包括分管安全生产副总经理及总工程师在内的相关人员进行追责考核，处理决定如下：
1. 热电公司发电部丙值1号机机组长谢某，一次风机RB动作处理过程中，协调指挥不力，对给水自动切除以及汽包水位快速升高等异常情况未能及时发现，导致汽包水位高保护动作，锅炉灭火、机组跳闸，对本次事件负主要责任，处以2000元经济处罚。
2. 热电公司发电部戊值1号机主值李某某，故障处理过程中对重要参数和报警信息监视不到位，未能及时发现给水自动切除、汽泵异常、汽包水位高报警信号，对本次事件负次要责任，处以1000元经济处罚。
3. 热电公司发电部丙值值长宋某某，是本值第一责任人，未能对运行操作异常处理进行有效的管理，对本次事件负现场管理责任，处以1000元经济处罚。
4. 热电公司发电部锅炉专工安某某，技术管理、技术培训工作不到位，没有针对供热期重要辅机跳闸制定有针性的术防范措施，对运行异常处理培训不力，对本次事件负技术责任，处以500元经济处罚。
5. 热电公司发电部主管集控副部长李某某，技术管理、现场管理不到位，对本次事件负监督责任，处以500元经济处罚。
6. 热电公司发电部部长魏某某，是发电部第一责任人，对部门安全管理不到位，对本次事件负监督责任，处以500元经济处罚。
7. 设备部电气专业对1号炉A一次风机变频器跳闸，对本次事件负技术管理责任，处以500元经济处罚。
8. 设备部锅炉专业对1号炉汽包紧急放水门卡涩故障，对本次事件负技术管理责任，处以500元经济处罚。
9. 热电公司设备部部长王某某，是设备部第一责任人，对部门安全管理不到位，对本次事件负监督责任，处以500元经济处罚。
10. 热电公司总工程师，作为分管技术的领导，负技术管理不到位的责任，处以1000元经济处罚。
11. 热电公司生产副总经理，作为安全生产分管领导，安全生产管理不到位，负直接领导责任，处以1000元经济处罚。