一、事故经过

10月15日运行二值二班，2#炉、1#机运行正常，主汽压力8.31MPa、汽温530℃、真空-70KPa、负荷54MW。17时39分1#机突然甩负荷至“0”，主汽门关闭，1#机转速上升至3123r/m后开始下降，油开关掉闸，高压油泵启动，1#主变101开关掉闸，与系统解列，运行人员立即汇报值长；同时2#炉主汽压力急剧上升（汽机自动主汽门前压力最高值达12.081MPa），运行人员紧急打开对空排，调整给水（给水流量由213T/H上升至242T/H，后下降至72.9 T/H，后又上升至334 T/H；给水压力由13.6MPa上升至15.5 MPa），床温急剧下降至472.6℃，汽包水位从142.7mm上升至258.6mm后下降至87.9mm，运行人员采取减煤（总给煤量42T/H减至23.7T/H）、减风（一次风总量由14万M3/H减至7万M3/H）等措施，发现炉膛正压上升至500Pa，于17时45分实施紧急压火，就地检查发现炉内有漏点；值长通知热工人员在电子间检查发现“回油温度高、振动大、DEH故障、发电机掉闸”报警灯亮，就地进行复位操作；18时17分1#机投盘车；于20时30分启动1#炉，22时启火；10月16日4时21分1#机冲转，5时16分并网。

二、原因分析

1、根据热工报警信号调取数据：1#机一瓦回油温50℃、二瓦、三瓦回油温43.5℃、四瓦回油温44.3℃（报警75℃，动作值85℃）；一瓦水平振动19μm、垂直振动5.3μm；二瓦水平振动14.6μm、垂直振动7.8μm；三瓦水平振动16.6μm、垂直振动7.08μm；四瓦水平振动14.6μm、垂直振动9.7μm；（报警60μm，动作值100μm），均在正常范围值内。

2、初步判断电子间受大功率电子信号干扰导致热工保护误动作（回油温度高、振动大）是造成1#机掉闸的直接原因。

3、1#机负荷由54MW突降至“0”，2#炉主汽压力由8.31MPa突升至12.081MPa，过热器安全阀（左侧10.3MPa、右侧10.4MPa;排气量24T/H×2）动作、打开对空排（排气量80T/H）卸压，该炉受压部件腐蚀、氧化较大，导致该炉发生爆管。

4、在2#炉床温急剧下降、炉内正压急剧上升、汽包水位变化异常情况下，运行人员采取减煤、减风维持运行措施，未能正确判断异常原因及时实施紧急停炉，以致炉内正压过大造成炉顶浇注料发生爆裂，进一步扩大事故。

三、责任划分（略）

四、防范措施

1、针对热工保护误动作导致1#机掉闸故障点，建议联系汽轮机生产厂家、DEH系统及调试单位专家进行现场检查、确定要因，制定解决方案并落实。

2、检修部、发电部要强化对移动通讯设备使用范围的管理，严禁在电子间内或信号线缆集中区域使用电子通讯设备，防止因大功率信号干扰造成的热工保护误动作事故。

3、调度室牵头联系吉通公司，检修部、发电部配合尽快组织对新厂1#、2#发电机组完成满负荷运行调试工作。

4、生技科组织制定锅炉安全阀定期校验制度并严格考核制度落实执行情况，结合实际运行情况对运行规程进行补充与完善，用以指导运行人员标准、规范操作。

5、各生产部门要严格执行《热工联锁保护投退及定值修改管理制度》，严格按照相关程序规定落实审批手续，生技科要强化检查与考核工作力度，严禁未经审批自行投退和擅自更改各类保护定值及联锁行为。

6、发电部要结合“每周一例”学习，总结历次发电机组非计划停运的经验教训，编写安全生产现场应急处置方案与措施，切实强化对所属人员的技术培训，进一步提高运行水平和应急处置能力，杜绝安全生产事故扩大化。

7、安质科结合本次事故组织对新厂安全生产事故应急救援预案进行补充和完善，现场监督应急救援预案培训与演练工作，提升从业人员安全生产综合素质，防范各类安全生产事故发生。

8、检修部组织对2#炉进行全面检查，根据检查结果制定详细的检修项目和整改方案并抓紧落实，及时备用2#炉。

9、各级人员要进一步强化工作责任心，加强对专业技术知识的学习，努力提升业务素质和工作执行力，保证安全防范措施落实到位。

10、根据联系专家对热工保护误动作导致1#机掉闸故障点查找和2#炉检查情况适时再次组织对本次事故进行深度分析。