01 月 05 日 00 时 12 分， 某发电有限公司（ 以下简称“某发电厂” ） 发生 2 号机组发生除氧器水位高故障停机事件。某电力安全生产部组成事件调查组， 对事件现场进行了勘查， 对相关人员进行了详细调查询问， 并查阅了有关资料、 记录。经过认真讨论， 查清了事件的经过和原因， 认定了事件相关责任， 依照相关规定， 对有关责任人提出了处理意见，针对事件暴露出的问题， 提出了整改措施建议。
（一） 时间：01 月 05 日 00 时 12 分。
2、直接经济损失：无。
2 号机组负荷 630MW， 机组 AGC 投入， 双侧风烟系统运行， 汽泵运行， 21、 22、 23、 24、 25、 27 制粉系统运行， 26 制粉系统检修， 主汽压力 24.1MPa， 主汽温度 600.4℃， 再热压力 3.32MPa，再热温度 615.3℃， 22 凝结水泵变频运行， 21 凝结水泵工频备用，除氧器液位设定值 960mm， 实际值 954mm， 凝结水压力设定值1.9MPa， 实际值 2.13MPa， 除氧器上水调门开度 100%， 凝泵频率39.6Hz。
01 月 04 日 23:37:00， 机组由 630MW 开始向目标负荷 330MW下降。01 月 05 日 00:02:42， 机组负荷 420MW， 除氧器上水调门切除自动， 变为手动状态， 除氧器 948mm， 调门开度 71.8%， 凝结水压力 1.5MPa， 凝泵频率为 32.2Hz， 凝结水系统调节方式变为凝泵变频调凝结水母管压力， 持续向除氧器上水。
01 月 05 日 00:10:13， 主值监盘发现光字牌除氧器液位高一值报警发出， 切至凝结水系统画面发现凝泵变频频率 35Hz，除氧器上水流量 1100t/h， 除氧器液位 1231mm， 汇报机组长， 同时关小除氧器上水调门至 61% 。
01 月 05 日 00:10:29， 除氧器液位上升至 1341mm， 机组长手动关小除氧器上水调门至 30%。01 月 05 日 00:10:52， 除氧器液位 1356mm， 除氧器液位高二值开关量信号发出， 联开除氧器溢流放水电动门， 机组长向当班值长汇报， 值长下令全关除氧器上水调门。01 月 05 日 00:11:07， 除氧器液位上升至 1407mm， 除氧器高三值开关量信号发出， 联开除氧器紧急放水电动门正常。01 月 05 日 00:11:27， 除氧器液位升至 1498mm， 四段抽汽电动门、 逆止阀联锁关闭， 除氧器检修停机放水电动门联锁开启正常。
01 月 05 日 00:12:18， 机组负荷 385MW， 锅炉 MFT 动作,汽轮机、 发电机、 小汽轮机联锁跳闸， MFT 首出为“给水流量低低” 保护。
1、 01 月 05 日 00:15， 值长将 2 号机组跳闸情况向华北网调汇报。2、 01 月 05 日 01:08， 运行部总值长将 2号机组跳闸情况向某电力安全生产部汇报。
3、 01 月 05 日 01:15， 总工程师将 2 号机组跳闸情况向某电力安全生产部部长汇报。
01 月 05 日 00:02:42， 机组降负荷至 420MW， 除氧器上水调门由 100%减至 71.8%的过程中， 凝结水精处理出口压力降至 1.50MPa，除氧器上水调门切至手动状态， 同时凝泵变频由水位调节方式切至凝结水压力控制方式。
01 月 05 日 00:10:13， 除氧器液位高一值开关量信号发出；00:10:52， 液位高二值开关量信号发出， 除氧器溢流放水电动门联锁开启正常。01 月 05 日 00:11:07， 除氧器液位高三值开关量信号发出，联开除氧器紧急放水电动门正常。
01 月 05 日 00:11:27， 除氧器液位升至 1498mm， 四段抽汽电动门、 逆止阀联锁关闭， 除氧器检修停机放水电动门联锁开启正常。
01 月 05 日 00:12:18， 机组负荷 385MW， 给水流量降至 422t/h，触发“给水流量低低” 保护， 锅炉MFT动作， 机组解列。
1、 除氧器上水调门自动切除后， 除氧器水位上涨， 因报警提示功能中未配置除氧器上水调门“自动切除” 声光报警， 液位达到高Ⅰ 值后运行人员才发现参数异常。由于运行人员经验不足，操作不够果断， 造成液位继续升至 1498mm， 四段抽汽门联锁关闭，造成小汽轮机供汽中断， 触发“给水流量低低” 保护， 是造成本次机组非停的直接原因。
2、 在机组调试期间， 为保证低压旁路在全开工况下的减温水压力高于低旁运行压力， 电科院根据经验设置了自动切除对比值2.5MPa， 当凝结水精处理出口压力与对比值偏差大于 1MPa， 除氧器上水调门自动切除（ 此逻辑与机组目前运行情况不符）。降负荷过程中凝结水压力波动至 1.50MPa， 是造成除氧器上水调门自动切除的直接原因。
1、 在大幅度降负荷过程中， 除氧器上水调门自动调整性能差。2、 机组调试完毕后， 未组织对闭环逻辑进行审查、 优化。
3、 除氧器液位高Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ值依据厂家说明书设置， 未根据机组实际工况进行优化。
通过对事件原因的分析， 此次事件认定为一类障碍事件。
依据某电力《机组非计划停运预防及考核管理规定》 ， 事件责任认定及处理如下:1、 某发电厂公司发电运行部当值机长， 发现异常后处理不果断， 对此次事件负主要责任， 考核 4000 元。2、 某发电厂公司发电运行部当值值长， 发现异常后指挥处理不果断， 对此次事件负次要责任， 考核 3000 元。3、 某发电厂公司发电运行部部长， 部门管理不到位，对此次事件负管理责任， 考核 3000 元。4、 某发电厂公司总工程师， 作为分管安全生产工作的公司领导， 对此次事件负领导责任， 考核 2000 元。5、 同意某发电厂公司对事件其他责任人的责任认定和考核意见。
6、 同意某发电厂公司根据某发电有限公司相关规定对责任人进行的其他考核意见。
1、 立即将除氧器上水调门“自动切除” 加入DCS声光报警， 同时梳理将1、 2号机组所有调门的“自动切除” 加入声光报警。2、 立即对除氧器上水调门偏差大切除自动的逻辑及调节性能进行优化， 并将修改后的逻辑下发各运行值学习。3、 组织论证除氧器报警液位设置的合理性， 依据论证结果修改除氧器正常运行、 报警液位， 要为运行人员留出足够的处理时间。同时， 对1、 2号机组所有的软光字报警进行梳理，保证定值设置的准确性。4、 要结合其他电厂经验制定应急演练清单， 依托仿真机开展事故演练培训， 提高运行技能和事故处理能力， 保证今后出现紧急情况能够及时、 果断的处理。5、 安排将所有的闭环逻辑按照时间节点制定排查清单， 热控和运行人员共同参与对闭环逻辑的内容正确性、 合理性进行全面梳理并整改发现的问题。6、 通过咨询厂家和其他电厂， 研究本厂给水泵密封水的运行压力、 密封方式等特性， 考虑新增管道泵等技术手段，将凝结水运行压力降低， 达到安全、 节能的效果。7、 要充分利用厂内的早期预警系统， 将重要系统的液位变化加入系统， 辅助运行人员监盘， 及早发现异常。8、 进一步对热工报警信息进行梳理、 讨论及定值优化， 确保机组正常运行中， 没有长期误发的报警信息或频繁触发的报警信息， 以保证参数异常时， 运行人员能第一时间发现。
