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一、事故前工况：
#1炉负荷550MW，A、B、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，A、B汽动引风机运行，锅炉总燃料量258.8T/h，汽机主控跟踪方式，锅炉主汽压力27.84MPa，给水量1839T/h，锅炉热负荷656MW，1B汽泵#2润滑油泵运行，润滑油压0.141MPa。B、C热网循环泵运行。
二、事故过程：
15:00设备部汽机专业李某到集控室告知：1B汽泵润滑油含水量大，前期已将1B汽泵冷油器切至#1冷油器运行，需运行人员就地配合确认是否是#1冷油器运行，随即安排运行人员薛某配合李某共同到就地确认1B汽泵冷油器运行状态。
15:12: 05 DCS监盘人员发现1B汽泵润滑油压低信号发出，检查1B汽泵#1润滑油泵联启，直流润滑油泵联启，复位1B汽泵#1润滑油泵状态，检查#1润滑油泵电流正常，判断#1润滑油泵出力，出口压力0.001MPa。
15:12:06 1B汽泵停机信号发出，首出润滑油压低低。
15:12:45紧急停运F磨煤机。
15:12:57停运E磨煤机，降低锅炉总燃料量至120T/h，投入A层微油稳燃。
紧急增加1A汽泵出力至最大，A汽泵供汽调门全开，转速 5428 rpm，供水流量1136T/h。
快速降低锅炉总风量至1376T/h，调整锅炉炉膛负压稳定。
15:14:01 降低锅炉总燃料量至80T/h。
15:14:30 将主汽压力滑压偏置由1.08MPa降至0.5MPa。
15:15:20检查主汽压力25.627MPa，将主汽压力变化速率由0.12MPa/min，调整至0.5MPa/min。
15:15:51观察#1炉过热度继续上涨，解除汽机主控，手动快速增加汽机调阀开度，汽机调阀开度由57.43%开至65.3%。
15:16:23 #1炉过热度高至100℃，#1炉跳闸，机炉电大联锁动作正常。厂用电切换正常，汽机转速下降。
投入发变组启停机、误上电、断路器闪络保护，复位发变组系统所有报警。
辅汽由冷再供给，关闭辅汽至暖风器调门，关闭辅汽至生水加热器供汽调门。检查辅汽压力正常，辅汽至#1机轴封供汽正常。
15:16:25检查B、C热网循环泵正常跳闸，启动热网电动循环泵。
15:20开启电泵入口滤网放水手动门，对电泵入口管道进行暖管，开启电泵至#1机出口电动门平衡管手动门。
15:26 启动电泵。
15:26:02开启锅炉PCV阀泄压至9MPa。开启高、低旁路，控制再热器压力正常。
15:29:59启动#1电动引风机、启动1A、1B送风机，将风量加至792T/h，对炉膛进行吹扫。
15:41:50吹扫完毕，对锅炉进行上水，上水流量552T/h。除氧器水位三个测点均跳变，派专人就地查看除氧器水位。
15:43:58 启动A、B一次风机，恢复炉前燃油系统，投入热一次风至脱硝系统暖管。
15:49:03投入锅炉微油点火，投入E3油枪。
A磨煤机分离器运行条件不正常，联系热工处理，15:52:01处理完毕，启动A磨煤机。
15:53:03高旁阀突然由37%跳变至61%，后跳变至14.3%，DCS无法操作，紧急调整低旁阀，保证再热器母管压力正常，联系检修处理。
16:14:03高旁阀处理完毕，恢复E磨煤机，准备启动E磨煤机。
16:19:04高旁阀开启30.9%后，高旁阀再次无法操作，联系检修处理。
16:24:13高旁阀处理完毕。
16:28:01启动E磨煤机，
16:32:07 E给煤机断煤，启动空气炮振打无效，联系检修处理。
16:44:03 E给煤机断煤处理完毕，投入E制粉系统运行。高旁阀投入自动，手动调节低旁阀维持再热器压力。
17:07主汽压力11.03MPa，主汽温度560℃，再热器压力2.05MPa，再热器温度531℃。
17:35:04 主汽压力9.2MPa，主汽温度580℃，再热器压力1.7MPa，再热器温度560℃，#1汽轮机冲转。
17:52:10汽机冲转至3000r/min。
18:07:02 #1机并网。
18:13:14 负荷50.5MW，切缸。
18:32:05 负荷149.5MW，厂用电切换。
18:45:17 负荷214.8MW，开启供热调阀，供热首站供汽管道暖管。
18:53:17 负荷222.3MW，给水切主路。
18:54:36 负荷231.7MW，干湿态转换。
19:01:00 负荷247MW，冲B热网循环泵。
19:08:01 负荷268MW，冲C热网循环泵。
19:32:07 负荷300MW，停电动热网循环泵。
19:57:10 负荷286MW，将A、B汽引并入运行。
20:06:06 负荷281MW，停#1电引。
停机期间供热首站保持电动热网循环泵运行，最低供热温度48.9℃，20:04供热温度调整至90℃。
三、事故原因分析：
1、运行人员薛某与设备部李某在就地共同确认1B汽泵润滑油冷油器运行状态时，检修部人员在未经运行人员许可且运行人员未看到的情况下，私自快速切换1B汽泵润滑油冷油器，导致1B汽泵因润滑油压低跳闸。
2、锅炉给水流量1839T/h，计算锅炉热负荷656MW，运行人员在1B汽泵跳闸后，将1A汽泵出力加至最大，快速将燃料量由258.8T/h降至80T/h，电负荷由551MW降至338MW过程中#1炉过热度高保护动作。
四、暴露的问题及经验教训：
1、运行人员在配合设备部进行设备异常原因分析时，检修人员在未与运行人员沟通的情况下私自改变设备运行方式。
2、主汽调阀跟踪灵敏性较差，在快速减负荷过程中，主汽压力设定值由27.164MPa调整至17.744MPa，机组压力实际跟踪由27.25MPa跟踪至25.627MPa，汽机主调门开度由79.27%关至57.43%，未及时跟踪滑压曲线，造成机组在迫降负荷过程中，主汽压力维持较高值，从而引起给水调节困难，运行人员发现此情况后立即解除汽机主控，将主汽调阀由57.43%调整至65.3%。
3、机组高负荷RB情况下，是否可以开启PCV阀需专业制定操作指导。
4、本次事故处理过程中，运行人员打跳磨煤机偏慢，反映出事故预想开展不够深入到位，事故处理水平仍需提高。发现主汽压力未跟踪滑压曲线时，调整主汽调阀开度不够果断。
5、本次极热态启动吸取了上次极热态启动的经验教训，启动时间较短,从跳闸到并网共用去171min，其中两次高旁卡涩处理共用时26min，同期装置故障用时15min，断煤处理用时12min。
6、本次启动共用油3.049T。
五、防范措施：
1、加强仿真机事故练习，将高负荷重要辅机跳闸和机组停运后的极热态恢复作为重点练习科目。
2、加强现场人员的管控和管理，未经运行人员同意任何人不得改变运行设备的运行方式。
3、加强DCS机组参数监视、判断，认真分析、对比数据变化趋势，发现异常及时分析联系处理。
4、加强机组各油质化验频次，并形成电子报表汇总，发送至各部门，以便进行数据监视和分析。
5、加强检修后设备和系统的验收，工作进一步认真细致。
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