（一）事件经过
2018年10月18日15点40分，1号机组运行，负荷200MW。1号机组带全部供热，供热流量约50t/h。
10月18日下午1号机组进行热网水系统试运工作。15:45:30运行人员启动热网循环水泵B变频器（2018年8月30日新加组态之后，因条件不具备，一直未对该设备进行过操作）。15:45:331号机组副值班员发现1号炉一次风机A出口电动门开始关闭，汇报主值班员及机组长。15:46:02 全关信号到位，一次风机A电流由93.82A下降至46.26A，一次风机B电流由92.95A上升至101.74A，一次风母管压力由8.95kPa降至7kPa。15:46:031号机组主值班员手动打开一次风机A出口电动风门，15:46:32全开信号到位，经手动调平两侧风机出力后，一次风机A、B电流分别恢复至92.2A和92.3A，一次风压逐渐恢复正常至8.7kPa。
当班值长立即令巡检就地检查一次风机A出口电动门、入口调节挡板运行情况，查看是否有人员误动，同时通知热控人员查找该电动门突然关闭原因。
巡检检查后汇报：就地无人员操作，一次风机出口电动门、入口调节挡板检查正常。热控人员在热工工程师站检查后未发现有运行值班人员对一次风机A出口电动门发关指令。
16:07:17，运行人员停止热网循环水泵B变频器。
16:07:20，机组长监盘发现一次风机B入口调节挡板由67.22%开始突然关闭，同时一次风机A入口调节挡板由67.3%自动开大至95%。
16:07:40一次风机A入口调节挡板由95%开始快速关小。16:08:00一次风机A入口调节挡板关至32.37%时1号炉MFT，首出为“炉膛压力低低”,此时炉膛压力-1269Pa。（炉膛压力低低保护动作值是-2000Pa）
16:08:07 炉膛压力降至最低-2352Pa（触发锅炉MFT为炉膛压力开关量信号，模拟量显示稍有滞后）
当班值长立即令1号机组人员停止热网水系统所有试运工作，转入锅炉灭火处理，令脱硫运行班长进行启动炉升压，供1号机组辅汽，通知热控人员检查一次风机入口调节挡板突然自动关闭原因。
16:08:39汽包水位-230mm，1号机组主值班员手动打跳汽泵A，启动电泵调节汽包水位。
16:09:00汽包水位-314mm，1号机组主值班员手动打跳汽泵B。
16:09:41汽包水位-463mm ，炉膛吹扫条件不满足（汽包水位≥-330mm），主值班员增加电泵转速。
16:11:58汽包水位-220mm，炉膛吹扫条件满足，开始进行炉膛吹扫。吹扫过程中，主值班员发现汽包水位快速上升，16:13:01,汽包水位-57mm时主值班员将给水流量减至0t/h，水位仍持续上升。
16:15:00汽包水位+74mm，主值班员手动开启汽包事故放水一次门，事故放水一次门过力矩未打开，立即打开汽包下降管排污门，降低汽包水位。
16:15:47汽包水位上升至+240mm（水位最高至+264mm），触发汽包水位高高机组跳闸。
16:17 值长令1号机组破坏真空（因机组跳闸后轴封汽源中断，破坏真空是为防止汽轮机进冷气）。
16:23经来、回开关确认一次风机入口调节挡板可以正常开关后，启动一次风机，16:26 投入小油枪，16:29 启动磨煤机A运行。热控继续对可能造成一次风机入口调节挡板突关的因素进行排查，最后确认一次风机入口调节挡板是因DCS内调门超驰关信号误发导致自动关闭，检查其它均正常，现已将超驰关信号强制，误发原因待进一步分析。
16:45 汽机转速到零，投入盘车。
18:26 主汽压力14.3MPa，主汽温度479℃，再热汽温482℃，经热控人员在一次风机运行中反复试验，确认一次风机A、B入口调节挡板及出口门正常后，1号机组汽轮机挂闸冲转。
19:04 1号机组并网。
（二）原因分析
1.直接原因
因运行中两台一次风机入口调节挡板先后在20秒内关闭，瞬间造成进入炉膛的一次风及煤粉大幅减少，炉膛压力低低，触发MFT动作。
一次风机A出口门及两台一次风机入口调节挡板在运行中突然自动关闭，是因为热控人员在修改逻辑组态时点目录未及时更新，点目录命名重复冲突，运行人员操作设备时信号误发所致。
2.间接原因
主值班员事故情况下汽包水位调整经验欠缺、心理素质差，操作慌乱，为尽快满足炉膛吹扫条件，汽包水位调整幅度过大，仅根据汽包水位信号进行水位调整，对锅炉真实补水情况未参考给水流量与蒸发量的匹配关系，最终导致给水超调，水位高高机组跳闸。
（三）暴露问题
1.设备管理
（1）热控DCS系统日常管理不到位。未对DCS逻辑修改的内容及标准进行规范，执行人在修改热网首站扩容改造逻辑组态后未及时将点目录进行全网更新；未认真履行监护制度和校核制度，监护流于形式，监护人也未及时发现点目录更新不全面的问题，为后续工作埋下隐患。班组未根据人员技术水平安排合适的逻辑修改人员。
（2）DCS培训不到位。班组日常对DCS培训不够重视，监护人员对逻辑组态具体工作步骤及标准不清楚，无能力担任监护人，未能尽到监护人的职责。
（3）设备隐患排查不到位。日常的隐患排查走过场，未能排查出DCS点目录存在问题。
（4）设备可靠性较差。汽包事故放水门一因力矩动作无法正常打开，不能保证设备的可靠投运。
2.运行管理
（1）机组异常处理混乱无序，班组日常技术管理不到位。
从事故处理过程来看，锅炉灭火后，机组人员协调分工不明确、汽包水位调整水平和心理素质差，机组长未发挥本机组安全第一责任人的作用，未对本机组事故处理统一协调指挥，对关键参数和关键操作监视、把关不到位，机组异常处理慌乱。暴露出班组日常虽然按照要求多次进行停炉不停机仿真机演练、进行锅炉汽包水位调整技术讲课和锅炉灭火处理要点考试，但是班组技术管理和培训不够扎实，培训效果不明显，经不起真正事故的考验。
（2）值长指挥协调作用缺失。事故发生后，以值长为首的生产现场指挥协调体系未充分发挥作用。事故发生后，值长未有效把控事故处理关键点，对关键参数和关键操作监视、安排和把关不到位，导致事故扩大。
（3）日常应急演练工作管理不到位。班组日常应急演练未达到演练效果。演练时人员参与度低，未真正做到模拟事故处理时的严肃、紧张氛围，对事故情况下的现场组织、协调、分工演练不到位，演练效果差，日常演练工作管理不到位。
3.安全管理
对同类非停事故未吸取教训，防范措施不到位。3月8日兄弟单位发生一次风机电动门故障汽包水位高高导致机组非停后，大唐西安热电厂虽然组织各运行班组进行了事故通报的学习，吸取经验教训，班组进行了锅炉灭火仿真机演练。但是从本次事故来看，暴露出同类非停事故的教训吸取不深刻，防范措施执行不到位。
（四）防范措施
1.加强DCS的日常管理，对逻辑修改制度进行完善，制定严格的逻辑修改流程，编制逻辑修改操作卡，对修改步骤及完成标准进行规范。
2.立即对DCS控制系统逻辑组态进行隐患排查，发现问题制定方案经讨论审批后及时处理。
3.对汽包事故放水门及其它重要执行机构的力矩参数进行排查核对，确认参数是否合适并进行调整，更换力矩不满足要求的执行机构。
4.加强DCS系统的人员培训，使维护人员熟练掌握DCS系统的维护、操作规程。
5.每月对集控各值进行停炉不停机的应急演练，让各级人员熟练掌握在锅炉灭火事故时本岗位处理过程和关键点。
6.制定锅炉灭火后的事故处理操作卡，运行各班组学习并考试，人人掌握锅炉灭火后的处理全过程。
7.对集控运行人员进行汽包水位调整的技术讲课，提高运行人员在事故发生时对汽包水位影响因素、影响结果的判断能力和汽包水位调整水平。
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