一、事件发生前的运行情况
2018年3月13日11:55#1机组负荷300MW,协调投入，给煤量142t/h，给水量857t/h，总风量1255t/h，炉堂负压-57pa。
1A、1B送风机运行，动叶开度22%左右。
1A、1B一次风机运行，动叶开度17%左右。
1A、1B汽动引风机运行，转速3875rpm。
1A、1B汽动给水泵运行，转速3443rpm。
1A、1D、1E磨运行，频繁断煤。
二、事件发生及处理经过
8：00 接班时上班交待四台给煤机均反复出现断煤，1A、1B、1E磨相对严重。清堵机只有1D磨可以运行。接班后值长通知生技部王某主任现场情况，要求组织苏华、华兴人员联合查因处理，通知燃料值班李磊立即调整煤质。
08:50#1机组负荷降至300MW，因B磨断煤最严重，清堵机故障不能使用，停运B磨。
09:25A、E磨频繁断煤（煤仓煤位一直在16-19m之间），华兴人员到集控室交待属机务问题，要求苏华人员配合处理。值长再次通知王某处理派人处理，并将情况汇报现场方总。
11:00生技部霍某某到集控室通知A磨清堵机无法处理，现场留有苏华人员配合处理断煤。
12：02 D磨断煤后不再下煤（煤仓煤位18.26m），立即投油稳燃(投油枪为A1/A3/A6/D2/D5/E3/E5)，启B磨时冷风关断门故障无法打开，无法启动，汇报值长联系热控人员苏某某到集控室。值长迅速将情况汇报方总、闫总、伍主任。通知安健环王主任、何某某及生产各单位值班到现场协助异常处理。
12：06 D磨下煤，12：10分再次断煤后又来煤，水煤比4.6-8波动。集控人员赶到现场后就地检查并未发现有检修人员。
12：08 退出A、E层油枪，保留D层油枪，准备投入B磨运行，开启冷热风关断门，冷风关断门故障，热风关断门打开后关闭，无法正常启动。
12：13 A磨断煤不再下煤，立即派李某某、张某某去启动锅炉房检查启动启动锅炉。#2启动锅炉点火失败，程控器报警，通知生技部段某处理正常后点火成功。#1启动锅炉点火后供汽门打不开停运，通知华兴值班处理。
12：14 D磨再次断煤后不再下煤，协调退出，机组负荷开始下降，水煤比至11.3，燃料量从146t/h降至65t/h，风量1214t/h负压波动至-142pa。加大投油量助燃（投入油枪为A1、A3、A4、A5、E2、E3、B1、B2、B3、B4、B5、B6），调节给水量，关闭所有减温水。
12:12-12:30A1、A4、A5、E2、E3陆续跳闸后再次投入，A1、A2、A3、A5、A6投入后陆续跳闸后再次投入，C1、C2、C3、C4、C5、C6投入后陆续跳闸后再次投入，F1、F2、F3、F4、F5、F6投入后陆续跳闸后再次投入，均重复多次。至跳闸前B1、B2、B3、B4、B5、B6、D2、D6、A5，九台油枪在投入位。
12：16 E磨断煤不再下煤（17.86m），水煤比至57，燃料量降至15t/h,风量946t/h,负压波动至-672pa并缓慢上升，停机时最高至671pa,准备启动C磨运行时C层油枪投入后跳闸，点火条件不满足。
12：27 反复多次投C层油后，C磨启动成功，机组负荷降至100MW左右。
12：28 炉侧高过出口汽温降至490℃，主汽门前主汽温度577℃。
12：29 A汽动引风机转速2850rpm发跳闸信号，联跳A送风机，25秒后B汽动引风机2850rpm发跳闸。
12：29 汽动引风机全跳闸后，锅炉MFT（首出引风机全停），汽机跳闸（首出锅炉主燃料遮断停机），发电机解列（首出逆功率保护动作），立即汇报公司领导、省调值班。
12：30 检查汽轮机及汽泵小机转速下降，各油泵联启正常。引风机小机手动打闸,转速下降。锅炉所有燃料切除，送风机及一次风机跳闸。主开关跳闸，灭磁开关跳闸，厂用电切换正常。
12：31机组辅汽联箱压力、温度过低，应值长令，破坏真空紧急停机。
12：40启动电动引风机、送风机对锅炉进行吹扫10min。
12：54轮机转隋走25min后，转速至0，投入盘车，电流15.4A，偏心46.6um。
三、事件造成的损失及恢复情况
1、本次事件造成的损失
#1机组负荷300MW，12:29跳闸，23:53并网成功，电量损失约342万KWH。
2、恢复过程
12：40 电泵由#2机组备用恢复至#1机组，启动电泵运行。
13：11 投入主机轴封系统，启动真空泵开始抽真空。轴封投入时压力40pa、温度290℃，电加热器出力不够，轴封供汽温度一直下降至220℃，将供汽压力降至17pa温度至273℃，并配合降低轴加风机出力（关入口手动门），最终轴封压力至38pa、温度370℃。
13：09 启动电引、送风机，对炉膛吹扫后准备点火。
13：30 锅炉点火，D磨冷热风关断门均无法打开微油无法投入，A、B、E层油枪投入后跳闸，中间油枪运行不稳，多次跳后又投入。
14：12 D磨冷热风关断门处理正常，启动D磨运行。14：36启动B磨运行。运行期间两台磨仍多次断煤且B磨运行期间因油枪火检不稳多次跳闸。
15：40蒸汽达到冲转条件：主蒸汽9.8Mpa/541℃,再热蒸汽1.1Mpa/556℃，高压缸缸温547℃，中压缸缸温503℃，值长汇报省调后汽机冲转。
15：47 转速1472rpm，#1振动185um、#2振动212um，立即打闸闷缸，停机停炉。
16：42 汽机隋走到0，投入盘车，电流15.3A，偏心55um。
19：40锅炉再次点火启动。
21：30机组具备冲转条件，冲转时发DEH故障跳闸。22:20经检查确认为中调门CV2伺服阀故障，将EH油泵停运，检修进行处理。
23:15 CV2伺服阀更换结束，启动EH油泵试验正常，开始冲转。
23:30 3000转/分满速。23:40发现CV2阀下部漏油，通知检修处理，将该调阀关闭。
23:53发电机并入系统。
四、原因分析
1、原煤水分高、1A、1B、1E给煤机旋转清堵机均不能正常工作，三台给煤机频繁断煤直至发展到全部断煤后，检修人员到场不及时，机组长时间无燃料运行，造成机组汽压、汽温下降太快。近期以来运行断煤事件频繁，未引起足够重视，MFT事件发生后14日机组再次启动后基本无断煤现象，说明事故前配煤极不合理。
2、#1炉煤燃料丧失后风量1100t/h，炉膛压力-180pa，炉内油枪着火极不稳定，炉膛温度呈快速下滑趋势，此时如启动电引风机并进行引风机并列操作，直接加剧炉膛负压大幅扰动，会快速造成炉膛灭火。所以不应启动电引代替汽引，而最后会因汽引转速低报跳闸，引风机全停引起锅炉MFT。
3、汽机轴封电加热器出力低。机组故障后迅速运行启动锅炉，投轴封电加热，提高轴封供汽温度。但汽机轴封电加热器出力仍较低（轴封温度367℃），与高压缸温（555℃）仍不匹配，温差较大，造成再次冲转时，振动超限。而由于轴封电加热器出力不够，轴封供汽管此时温度高，如开启高压缸供汽疏水会使轴封供汽流量增加，轴封供汽温度会降更低，所以极热态恢复不建议开启轴封供汽管疏水。
五、暴露问题
1、原煤水分高，配煤、配仓方式不合理。近期负荷低且经常断煤，有关人员未足够重视。
2、油枪改造后出力低，运行工况不稳定，关键时刻起不到快速稳燃作用。
3、清堵机故障问题反复出现多次记缺，不够重视，不及时处理且外委单位机务、电气专业相互推诿、扯皮。
4、机组转入商业运行后，值班管理不够规范，屡屡出现通讯不畅人员迟迟不到位，以及处理时人员专业不搭配情况。
5、异常工况发生后，现场运行人员处理时经验不足，细节处理不到位，考虑问题不够周全。如事故处理期间集控室人员少，管道疏水开启不及时，现场操作有漏项情况。
6、正常运行时，事故预想不够，事故时操作思路不是非常清淅，出现手忙脚乱、配合不够默契的现象。
六、应采取的措施
1、正常运行时，至少保证锅炉下层一台高挥发份磨。
2、煤仓上煤时，不能全上高水分煤，避免造成同时堵断煤发生。
3、制定合理的值班制度，生技部各专业点检及外委检修人员在集控楼内值班，运行人员发现问题时直接联系专业点检，而不是确认这个缺陷属于哪个外委单位，再去通知。
4、加强运行人员技术培训，学习机组相关事故案例，增强事故防范技能，提高事故处理能力，发生事故时努力做到准确、周全、完善。
5、制定有关标准操作卡，事故处理时按项进行，防止出现误漏操作。
6、正常运行时，个人或几个人可以一起讨论一起事故情况下的操作配合及操作思路。(来源:电力安全生产)
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