（二）事故前机组运行工况
1、负荷：15OMW。 2、吸风机：A、B运行。 3、送风机：A、B运行。
4、一次风机：A运行，B备用。
5、磨煤机：B、C运行，A、D、E备用，F磨检修。 6、给水泵：A、B汽泵运行，电泵备用。 7、高加：#1、2、3高加均投入运行。 8、主汽温度：534.7℃ 9、主汽流量：450.85t/h 10、给水流量：541.62t/h 11、汽包水位：5.81mm 12、给煤量：70t/h
二、事故处理经过
1997年12月16日上午，#4机组稳定运行，参数无异常，机组采用自动协调DEB（机基本）控制方式。
8时42分，CCS主控画面发“Rundown”信号，煤量由70t/h减至61t/h。引起汽压、水位波动，运行人员解除了自动控制；8时44分，副值将煤量手动加至73t/h，主值×××将水位自动调整切为手动调整，并根据汽压、水位波动情况，调整A、B汽泵的转速以控制水位。
8时47分，#2高加水位高报警光字牌亮，主值×××通知派人去开#2高加危急疏水。
9时04分，给水温度下降，发高加解列光字牌，高加跳闸。根据压力调整负荷、调整水位，并监视CRT锅炉总观画面，单元长协助控制汽温。此时，负荷160MW，主汽压力17.6MPa，汽温542℃，给水流量403t/h煤量74t/h主汽流量495t/h，CRT水位+3mm。
9时06分，负荷200MW，汽压17.9MPa，汽温548℃，给水流量547t/h主汽流量542t/h，CRT水位-175mm。主值×××发现B汽泵出口门关，于是开B汽泵出口门。画面显示高加给水旁路通。主值×××翻回CCS给水控制画面，不见水位上涨。即派入检查给水系统，9时08分，检查人员发现#2高加水侧安全门动作（高加水侧安全门定值27.5MPa，正常给水压力20.1MPa），主值×××令其检查高加系统。
9时08分，C炉水循环泵出入口差压报警，C炉水循环泵跳闸。同时，A炉水循环泵因差压小而报警。
9时09分B炉水循环泵出入口差压报警，B炉水循环泵跳闸。此时，水位为-250mm、给水流量为355t/h。主值×××仍继续调整水位，因为有水位显示和给水流量显示，汽包水位低Ⅱ值也未发报警光字牌信号，所以未立即停炉。当单元长发现汽温下降快接近470℃时，通知值班员注意汽温并及时开有关疏水门，随后又打电话通知燃油泵房启燃油泵准备投油，并通知值长。此时，检查人员就地检查发现高加入口门未关，出口门关闭，（经查给水流量曲线高加出口门在9：06分关闭），立即手关入口门十余次，但入口门未动，9时11分左右，向主值×××汇报，主值×××立即在CRT上开出口门，也未开动，即令人去手摇出口门。
9时12分，给水泵出口压力迅速上升，减温水压力随之上升，单元长对减温水调整不及时，造成主汽温度快速降至358℃，负荷降至100MW，缸体疏水门已开，汽温不再下降并有回升，此时查出中庄缸下缸温为340℃，胀差、振动未见异常，于是，启电泵停A汽泵，查看其它画面。
9时18分，停B汽泵。
9时19分，投AB1、AB2油枪。此时，发电部领导及专工来到主控室，同巡操员一起摇高加出口门。
9时23分，停C磨煤机。
9时25分，机组负荷为40MW。发现A炉水循环泵两个差压中一个为11kPa（跳闸值为60kPa），经单元长同意停A炉水循环泵，炉MFT动作，锅炉灭火。此时，CRT水位在-328mm范围内小幅度变化，给水流量为336t/h电接点水位为-300mm，停电泵。随后，单元长令启电泵，并用小旁路缓慢上水。
约9时26分，手动将高加出口门摇开，9时30分左右，高加出口门开度约50％左右，直至停机后全部摇开（由于在电动切向手动时挂不上挡，联系汽机队来人协助摇门，所以时间较长）。
9时35分，发电部代主任×××命令停机，停电泵。停机后汽包水位、给水流量仍有显示。
三、事故原因分析
1. 高加入口门三通阀电动头传动机构故障，造成锅炉断水事故。高加保护动作后，由于高加入口门三通阀电动头与阀芯传动机构固定键脱落，致使电机转而阀芯不动。当电机空转到限位后，高加出口门联锁关闭，而实际上旁路门并没打开，但CRT画面上却显示旁路通，造成汽包实际处于断水状态。这是事故发生的起因。
2. 汽包水位计测量误差致使汽包低水位保护拒动，造成事故扩大。该炉有3个水位计。就地水位计（水位TV）可视范围±200mm、电接点水位计±300mm、CRT带保护的差压式水位计量程为±400mm，保护定值为：+300mm、-384mm。所以当水位变化到-300mm以外时，就地水位计和电接点水位计就失去了监视作用，而CRT中差压式水位计虽可全量程显示，但由于厂家温度补偿设定值等原因造成偏差过大。后经分析、试验，该差压式水位计温度补偿，厂家给定值是50℃，由于加上保温投上伴热后，可使温度升至130℃（由1月13日#3炉汽包水位试验数据证明），受此温差影响，可使水位虚高108mm，而热工人员没有按规程规定，以就地水位计零水位进行校正。所以，在锅炉实际断水时，还显示-328mm（距保护定值尚差56mm），造成保护拒动。当锅炉水循环破坏后，B、C炉水循环泵相继因压差低跳泵，而A循环泵因测量系统故障后，没有采取有效的替代措施而失去了保护功能，只发压差低报警，未跳泵，导致了“MFT”未动作，使得事故闯过了后备保护的最后一道关口。为此，汽包低水位保护拒动、A炉水循环泵未跳导致“MTF”未动作，是造成事故扩大的一个重要原因。
3. 运行人员判断失误，使事故没能有效制止，最终酿成大错。锅炉断水后，给水流量计始终有350t/h的流量显示，电接点水位计始终有-300的水位显示，差压水位计始终显示-328mm，并且保护未动，这些都给运行人员一个误导。但有些信息已经正确地显示出锅炉断水。如3台炉水循环泵，B、C泵由于差压低跳泵，A泵差压低过限并报警，已提示锅炉水循环破坏。同时，值班员也发现高加出口门关闭，入口门开，旁路没打开，也可以证明锅炉断水。然而值班员没判断出锅炉已经断水应该停炉，而是立即派人去手摇高压出口门，加大给水，企图恢复水位。运行规程规定，当汽温两分钟下降超过50℃时，应立即打闸停
机，从9时08分至12分，4分钟之间，该炉汽温从538℃下降至358℃，平均每两分钟下降90℃。运行人员发现后违反规程没有采取紧急停机措施，所以运行人员错误判断、违反运行规程规定是这次事故扩大的主要原因。
8月15日＃2机组不能维持3000转/分原因分析
一、运行方式：
事故发生前运行方式：＃1、＃3、＃4、＃5机运行，＃1～＃4除氧器运行，＃1机和3＃机带＃5机运行。 二、事故经过：
5点40分，值长令＃2机组开始启动，在4点时，主汽管放水，无水，6点15分，＃2机组上缸外壁温度185度，下缸外壁温度165度，检查原因时，没有发现异常情况，下缸温度继续下降，到6点45分，最低降到45度，温度开始回升，回升缓慢。8点，汽机一班接班后，2＃机上缸外壁温度178度，下缸外壁温度55度，按照规定继续暖管，到9点15分，下缸外壁温度不在回升，申主任下令停止启动，查找原因。停止启动后，运行人员将机组的疏水门全部开启，2＃机下缸外壁温度继续上升。到11点20分，上缸外壁156度，下缸外壁温度94度，值长令2＃机启动，用三段抽汽送汽封汽源，在送汽封过程中，由于2＃机主控的汽封压力表损坏，不指示，八米司机在送汽封后太大，将2＃机汽轮机后汽缸排大气门打开。12点2＃机组启动抽真空，＃2炉点火，12点50分，上缸外壁温度151度，下缸外壁温度112度，具备冲车条件，冲车，当转速在2800转/分时，调速系统开始动作，油动机行程逐渐减小，转速逐渐升高，手摇开电动主汽门少部分，13点04分转速达到3000转/分时，油动机行程到“0”转速继续上升，退主同步器无效，打闸，发现转速仍然上升。自动主汽门卡涩在15mm位置，迅速关闭电动主汽门的旁路门和电动主汽门，开防腐门、开真空破坏门，将调速油泵倒为润滑油泵运行，锅炉灭火，开启对空排汽消压，13点25分，转速到零，启动盘车运行，盘车电流24A与启动前一致。 三、事故原因分析：
1、 上下缸温差大的原因：
（1）我们一直沿用以前的操作习惯来操作，机组在启动时，抽真空前将机组本体、调速汽门室、导汽管三个疏水门关闭，到冲车前再将以上三个疏水门开启，使在这段时间里，管道的疏水不能充分疏导到疏水扩容器中，这是造成上下缸温差大的主要原因。
（2）对照《中国国电集团公司重大事故预防措施》，我们发现我厂的疏水联箱不符合第12.1.6条：
“疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45度角。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于疏水管内的最低压力。”这是造成上下缸温差大的设备原因。
2、调速系统动作，油动机行程到“0mm”，调速汽门卡涩，不能维持机组空负荷3000转/分，是造成事故的主要原因。
3、转速超过3000转/分，主同步器到“0mm”位置，无效。
4、机组打闸后，自动主汽门卡涩，行程在15mm，小瓦兰卡死，严重漏气，引起转速上升 5、规定自动主汽门关闭时间小于1秒，手动关闭电动主汽门旁路门及手摇电动主汽门需要时间，引起转速上升。
6、开启防腐门引起锅炉流量表突然上升20T/H。
锅炉启动过程中缺水烧干锅事故
（一）事故经过：
××年×月×日，#12炉大修结束后，中继水上水，司炉开始进行上水前的检查，检查证实主汽门关，点火排汽门关，各压力表一次门开，各水位计均已投入，开启过热器反冲门，开启炉侧中继水上水门，令副司炉到零米检查定排系统，开启定排一、二次门，关闭定排总门，关闭定排取样门，开启过热器疏水手动门，开启汽包空气门，操作完后汇报司炉。18时30分，司炉联系汽机开启汽机侧中继水上水门开始上水。20时30分，锅炉水已满，解列中继水系统。20时35分，投入给水管路保持水位，开定排总门5秒进行换水，由于给水旁路调整门漏泄量大，门全关后漏泄量140T/H。司炉用截门控制流量，22时30分，化学通知水质合格，炉班长令准备点炉定安全门。司炉进行全面检查，并对照各水位计，云母水位计A侧+30mm，B侧+60mm，电接点+50mm，双色水位计坏，CRT画面三块（属电子水位计）A点-354 mm，B点+354 mm，C点强制在0位。联系转机值班员检查准备启动吸、送风机。次日0时50分，分别依次启动A、B吸风机、送风机，进行炉膛吹扫工作，此时发现FCV0702C、F风门操作不动，联系热工值班员处理，1时20分，热工人员处理好以上两风门。司炉令投入A2油枪点火，点火后令副司炉开启汽包加药入口门，开启过热器疏水门，1时50分，投入A4油枪升压，压力至0.4mpa时联系汽机开启主汽门，准备交后夜班。
2时0分，后夜班司炉接班检查情况，电接点水位计显示在+150至200 mm，CRT画面水位计表A点-354 mm，C点强制在0位，云母水位计A侧+150 mm，B侧看不清水位，双色水位计坏，给水调整门关（漏泄量大）事故放水门开，火监电视监视坏，A2、A4油枪投入，火焰大小无法判定。接班后司炉调整给水门掌握给水调整特性，电接点水位计下降至+150 mm。2时50分，司炉发现电接点水位计显示+200 mm，怀疑水位有虚假，立即汇报副班长要求停炉。副班长询问司炉接班对照水位情况，司炉回答，接班时对照水位编号，副班长再没有进一步证实水位的情况下，令司炉投入A3油枪升压，此时压力0.5MPa。司炉说暂不要投油，副班长说投上后再说，司炉令副司炉投入A3油枪。司炉协助副司炉去检查定排CRT1418
炉放水门，证实电接点水位表下不下降。3时10分，A3油枪投入，电接点水位依然不下降，司炉令协助副司炉去对照云母水位计，协助副司炉用对讲机告知司炉看不清水位。3时16分，司炉打电话向班长汇报，此时班长刚好进入控制室，司炉马上向其反映了水位的情况，班长立即到就地对照云母水位计，经校水确认汽包无水位，立即下令停炉。3时20分，司炉手动MFT停炉，此时汽包压力0.8MPa，主汽温度230℃（立盘）CRT主汽温度表是坏的，电接点水位表仍在+200 mm，汽包上壁温度为A230℃，B227℃，C216℃；下温度A点坏，B187℃，C181℃，停炉后立即停止吸、送风机，关闭档板、人孔，检查孔，解列后给水管路，关闭定排，密封炉膛。
（二）设备损坏情况
#12炉断水干烧后，从外观检查，发现锅炉后墙从标高12米至标高15米，A4与A3喷燃器之间7.4米范围内的水冷壁管排表面过热氧化并明显变色，尤其以A3、A4喷燃器分别向炉中心约3米的管排过热器氧化程度最严重；炉前墙A2喷燃器向炉中心约3米、标高13米至15米范围内的管排过热器氧化。上述部位的管排表面的氧化皮已经大块脱落，经测量该范围内管子向火侧的氧化层中，明显可剥离部分的厚度约为0.8mm，氧化层剥落后，管子表面可见明显的蚀坑，分布较密，深度0.2--0.5 mm，背火侧可剥离的氧化层厚度约为0.5 mm，没有明显可见的蚀坑。两侧墙水冷壁未见明显的变形。两则墙水冷壁管排整体沿上下方向呈S型变形，从标高到12.05米的钢性梁下，管排向炉内侧鼓出。A侧墙中片管排与前后片管排的组合焊缝处第一根管子，靠组合焊缝侧的鳍片根部的管壁被拉裂。 （三）事故原因
1、电子水位表指示不准确，双色水位表有缺陷没有处理好，在电接点水位表反映变化缓慢时，没有其他水位表供参考。
2、给水调整门漏泄大，使水位难以控制。
3、工业火监电视有缺陷没投，难以调整炉内的燃烧情况。
4、没有严格执行《运行规程》中关于锅炉点炉启动应具备的条件的规定。
5、锅炉启动中，在水位表不完善的情况下，没有指派专人对水。 6、当怀疑水位有误时，没有采取果断措施熄火停炉。 7、当水位未确认时，不应投入第三支油枪。 （四）责任分析
1、#12炉司炉在点炉进程中怀疑汽包的水位有误时，没有及时指派专人进行水位对照，也没有及时果断采取停炉，违犯了锅炉运行规程中“当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉”的规定。副班长当接到司炉汇报#12炉有异常时，也没有及时采取措施，反而令投入A3油枪一支，是本次事故发生的主要原因，应负事故的主要责任。