1、事故经过：
2007年1月11日9时52分，#2机组负荷460MW，锅炉#1一次风机失速，电流由230A下降到166A，动叶由70%上升到95%，母管一次风压由11KPa下降到7.5KPa；#2一次风机电流由233A突增到385A，动叶由58%上升到85.9% ，#2一次风机过流跳闸，RB动作，#8、#7、#6磨煤机跳闸。运行人员立即解除#1一次风机自动，手动将#1一次风机动叶减小到50%，投入AB1、AB2、AB3、AB4油枪。9时55分启动#2一次风机正常，11时15分，负荷上升到310MW，撤全部油枪，关小#1一次风机动叶到33%，关小#1送风机动叶到34%，炉膛负压摆动减小，维持机组负荷360MW运行。
15：30，#2一次风机失速，关小动叶到48%，#2一次风机运行基本正常，#2送风机失速，关小动叶到50%，#2送风机运行基本正常，炉膛负压摆动减小，维持负荷360MW运行。
15：50，向华北网调申请#2炉停炉消缺，申请时间：“1月11日21：00—1月12日20：00”。20：50网调同意#2机组停运消缺。
21：25 ，#2汽轮机打闸、发变组解列、锅炉灭火。停炉后检查发现#1一次风机风道内结冰严重，两台回转式空预器蓄热装置堵灰严重。
1月14日8：35#2锅炉点火；14：42#2发-变组并网。
2、事故原因：
（1）空预器堵灰原因：
1）锅炉燃用的褐煤冬季水份含量为35～40％、灰份15～18％。空预器出口烟气中水蒸气含量高，致使其水露点较高为51℃左右。空预器出口烟气温度为110℃时，空预器冷端综合温度为50℃，此时该温度在烟气水露点以下，空预器冷端会凝结有水。由于本厂灰的粘性较大，在空预器冷端凝结有水时容易造成空预器堵灰。
2）2007年1月初输煤系统发生了几次不能正常上煤，机组降负荷至200MW，空预器出口烟气温度降至100℃左右。
3）2007年1月初暖风器频繁停运消缺，不能正常连续投运，致使空预器入口一次风温为－5℃，二次风温为－11℃。设计的空预器入口一二次风温为28℃，设计的空预器出口烟温450MW负荷时为131℃、600MW负荷时为153℃。450MW负荷时，在暖风器不投运时空预器出口烟温125℃以下；投运后空预器出口烟温只能维持130℃以上。
根据前苏联的露点计算公式计算的空预器出口烟气酸露点为129℃，根据日本的露点计算公式计算的空预器出口烟气酸露点为132 ℃。
在机组负荷较低和暖风器不能正常投运时，空预器出口烟气温度均低于烟气酸露点温度，致使烟气中的H2SO4蒸汽在空预器凝结，锅炉燃用煤种收到基含硫量0.8~1.8%，远高于设计煤种的含硫量。烟气中过高的SO2、SO3浓度在露点温度以下时，容易造成空预器低温腐蚀。
以上各种原因造成水份、灰分在回转式空预器蓄热装置凝结，逐渐将空预器蓄热装置堵死。导致一次风机、送风机频繁失速，炉膛负压维持不住，机组不能维持运行，被迫申请停机。
（2）#1、#2机组在试运过程中一直未试运空预器暖风器。移交生产后试投暖风器时发现大部分法兰垫未安装并且管道安装焊接不严密，到处泄漏，锅炉检修队组织大量人力检修暖风器，但效果不明显。致使空预器暖风器间断性退备检修，最终导致回转式空预器蓄热装置堵死。
（3）#2炉空预器暖风器泄漏，锅炉检修队消缺不彻底，不仅造成空回转式预器蓄热装置结露堵灰，而且造成#1一次风机风道结冰。
3、防范措施：
（1）燃料部尽快联系北方公司，调运部分热值高的燃煤进行参烧，解决我厂煤质差的问题。
（2）由于褐煤水分大，针对回转式空预器易堵灰这一现象，每次停炉都要对空预器蓄热装置进行检查，发现堵灰立即安排冲洗。
（3）锅炉检修对空预器暖风器进行彻底消缺，保证不泄漏，并能保证在环境温度低时能及时投入。
（4）运行部采取如下措施：
1）确保锅炉的暖风器正常投入，空预器入口一二次风温控制在25℃以上。
2）冬季机组负荷维持450MW以上，维持排烟温度130℃以上。
3）空预器吹灰压力控制为1.5MPa，温度为330℃以上，每8小时吹一遍。
4）冬季锅炉启动时先投运暖风器，然后再启动各风机。
5）锅炉检修队制定改造方案，利用机组小修机会进行改造，彻底解决冬季空预器进风温度低的问题。