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一、事故前工况
6月12日，9:00左右#6机组启动后负荷升至MW。机组CCS协调投入、炉侧双套辅机运行，锅炉断油，ABCD磨运行，总煤量97t/h，总风量t/h，空预器AB主马达运行，电流风别为13.7A、13.6A，主、辅电机联锁投入。空预器连续吹灰投入。
二、事故处理概况
10:57监盘人员发现A空预器主电机电流突然跃升至41A且大幅度波动，立即令人至就地查看空预器运行情况。就地检查听到空预器运行声音不正常，初步判断空预器电流波动为真实情况。11:03投入四支小油枪，切除D磨给煤，减总煤量至80吨，降低总风量至吨，降低燃烧率，同时令就地人员进一步检查确认现场情况。考虑到主电机运行异常，立即准备切换至辅电机运行。11:06现场检查汇报A空预器辅电机剧烈抖动，已不具备运行条件，减速箱在辅电机的影响下也振动较大。考虑到长时间运行，空预器减速箱可能损坏，立即着手准备停运单侧停运A空预器。11:12通知脱硫班长，#6炉A空预器异常降负荷处理，要求采取所有可用手段控制环保参数。停止锅炉本体、SCR声波吹灰，SCR输灰。但空预器吹灰保持。11:12机组负荷MW，总煤量80吨，燃烧侧进一步降低C磨煤量，降低总煤量，同时快速降低A侧送、引风机出力。同时手动降低总风量,负荷持续快速降低。11:17负荷MW相继将A引风机、A送风机出力倒至B侧风机运行，将A引、A送动叶降至0，出力减至最低。此时B送风机动叶开度及电流分别为30.8%/32A，B引风机动叶开度及电流分别为67.5%/A。11:18安排人至就地将A空预器入口烟气挡板切至就地手关。因空预器入口烟气挡板有三个执行器，手动关门时间较长。11:20汽机侧因负荷不断降低，小机进汽压力不断降低，面临跳闸风险。手动启动B给泵发现启动失败，A给泵面板上回路故障报警，立即手动开大汽机调门，增加进汽量，维持小机进汽压力，防止跳闸。令人至就地检查给水泵A、B给水泵开关。发现A给泵差动回路有故障信号、B给泵储能开关分闸，开关未储能。
11:22令现场检查人员将空预器切至就地控制，准备手停空预器。11:25重新储能后启动B给泵运行正常，立即将给水负荷导致给水泵接带，投入水位自动。11:26机组负荷MW，就地已人员手动按掉空预器，空预器运行信号消失，A空预器的出口二次风门、热一次风门相继在联锁作用下关闭。11:26因空预器运行信号消失，SCR两侧反应器喷氨快关阀关闭，联系热工解除联锁，重新开启快关阀，调整喷氨量，控制NOx。11:31将A空预器主辅电机停电后交由检修处理。11:43小机因进汽压力低跳闸，重新冲转至rpm保持旋转备用。11:52负荷MW稳定运行，此时B送风机动叶开度及电流分别为23%/29.7A，B引风机动叶开度机电流分别为68.6%/A。12:01将辅电机拆离后重新启动主电机运行，检查电流、声音、振动等正常。将空预器二次风门，热一次风门、出口烟气挡板相继就地开启后重新调整风机出力至正常，带负荷至MW运行，检修消缺。14:22消缺结束，辅电机准备回装。重新减负荷至MW，调整风机出力，就地关闭空预器相应风门后将空预器再次停运。待检修回装完成后启动辅电机运行正常。DCS中停运辅电机后主电机联启正常后重新恢复空预器运行，调整风机出力，重新带负荷至200MW。
三、处理过程分析1、风机出力、风量调整决定单侧停运空预器后，首先要做的就是调整风机的出力，必须将停运侧的送、引风机出力调整到最低，否则在空预器风门挡板不严时，将导致空预器出口烟温过高、空预器换热元件的过热或过冷却而变形卡涩。很多厂设置空预器停运联跳单侧风机的保护也是出于此目的。因磨煤机差压较高，担心一次风压维持不住，一次风机的出力没有大幅度调整，控制一次风压7.6kpa以上。选取两次停空预器后稳定工况下，送、引风机的动叶开度等相关参数如下表所示：参数名称故障前第一次停空预器第二次停空预器负荷(MW)总煤量(t/h)油枪(支)04(小)+2(大)0A引风机动叶(%)41.A引风机动叶(A)39.B引风机动叶(%)...2B引风机动叶(A)39.8245A送风机动叶(%)10.A送风机电流(A)27...7B送风机动叶(%)11...5B送风机电流(A)27...5二次风压(Kpa)0...18总风量(t/h)654氧量(%)3..35.7SCR两侧入口烟温(℃)//318/烟尘小时均值(mg/m3)2...84小机进汽压力(Mpa)0...44A一次风机导叶(%).5A一次风机电流(A)82..3B一次风机导叶(%).7B一次风机电流(A)81..2一次风压(Kpa)7...76事故情况下第一次停空预器的过程较快，因担心B侧风机出力提升后，B空预器负荷过重再出现问题，相应投油停磨，减总煤量较多，锅炉的热负荷也降的比较低，负荷一直维持MW左右运行，总风量维持在t/h左右。B送动叶开度20%以上，二次风压维持0.2Kpa以上，保证锅炉的燃烧没有问题。有了第一次的经验，第二次停空预器相对平稳。负荷就控制在MW左右。仍然保持B侧送、引风机出力，A侧保持空负荷运转。一次风机出力适当偏向B侧以控制B空预器出口烟温。给水负荷就由汽泵带，不用切换给水。一次风机保持两台出力运行能够带来一次风压的稳定，不用担心磨煤机出粉问题。但是这也会带来一个问题，A侧空预器停运后，A一次风机保持出力运行会导致一次风温下降，影响磨煤机的出力与燃烧。短时间的停运对风温影响还不算大，但随着时间的推移，一次风温是逐渐下降的趋势，磨入口温度普遍下降，这对燃烧不利。如果长时间空预器停运检修，建议还是将一次风机出力降下来。从此次的操作来看，在调整风机出力的过程中没有出现风机抢风的情况，调节过程相对平稳，负压波动在-pa~+pa，总风量也保持稳定。必要时也可以解除总风量保护后进行风机处理调整，避免工况扰动引起风量变化。需注意的是在调节风机出力时应引、送风机出力同时进行调整，尽量控制同时减到空负荷，一方面防止风机出现过负荷的情况，另一方面避免烟气量与二次风量的不平衡，导致空预器的过热或过冷却引起卡涩。送、引风机出力调整后再先关烟气挡板、然后关一二次风挡板，此时关门过程对锅炉的风量、一二次风压影响已相对较小。
2、空预器出口烟温监视调整空预器停运后一方面对锅炉的燃烧不利，另外很重要的一点是监视停运侧以及运行侧空预的进出口烟温变化。按照规程规定停运空预器入口烟温达度需停炉处理。空预器单侧停运后AB两侧的出口烟温均会不同程度出现上升。两次停运空预器后两台空预器出口烟温峰值如下表：负荷(MW)A空预器出口烟温(℃)B空预器出口烟温(℃)B空预器电流(A)13.213.2第一次停空预器，A空预器出口烟温达℃最高值后回落。第二次最高上升到℃。原因为第一次烟气挡板在手动关闭过程中，一、二次风侧挡板因空预器停转已联关，导致烟温偏高。第二次是先待烟气侧挡板关完再关一、二次风侧，因而出口烟温上升的少。B侧空预器在第一次停运出口烟温最高至℃，随后后回落。分析一个是油枪的影响，另一方面由于一次风机出力没有适当调整，B侧空预器一次风量偏少，烟气量的增多导致B侧空预器出口烟温上升，在第二次停运时，油枪撤出，同时适当增加了B一次风机的出力，这在一定程度上也控制了烟温的上涨。使得B空预器的出口烟温℃能够维持很好。如空预器出口烟温仍上涨，必须继续降低燃烧率，减少烟气量，防止运行侧空预器再出现异常。总结来说为控制空预器进出口烟温，油枪在燃烧稳定情况下少投，在负荷MW左右火检稳定可以撤油。减风机出力时应引、送风机出力交替调整；关风门也是先烟气侧，后一、二次风侧。烟温上涨进一步减少燃烧率。保持空预器连续吹灰。
3、环保参数调整。(1)NOx调整空预器跳闸将触发脱硝系统联跳，联关AB侧喷氨快关阀。此次的处理过程中喷氨快关阀也关闭，导致B侧反应器出口NOx快速上升到mg/m3。A侧因为风门挡板关闭，基本没有烟气，出口NOx一直维持在10-20之间。准备现场手动打开喷氨快关阀，后计算机班已到场，封闭了联锁关喷氨快关阀逻辑，重新开启喷氨后正常。如果热工人员不能及时到场，只能就地手动开启喷氨快关阀。第一次事故处理时由于负荷降的低，烟温持续下降，已经接近了℃的下限，调整了磨煤机的运行方式，增加C磨的煤量，降低A磨煤量，提高火焰中心，尽量维持反应器入口温度。后来第二次调整负荷维持MW左右，保持C磨高煤量运行，总风量保持t/h以上，烟温可以维持℃以上，脱硝投入没有问题。必要时可让热工短时解除烟温联锁，以避免超排。
(2)烟尘调整A空预器停运、烟气挡板关闭后，所有的烟气从半侧电除尘走，这半侧电除尘烟气量还比平时还要高，负载重，收尘能力必然下降，导致烟尘必然上升，容易超排。控制烟尘主要采取下列手段：及时通知脱硫投入所有可用设备；燃烧侧控制烟气量不要太高，t/h左右风量已够；适当提高C磨煤量，尽量提高磨煤机出口温度；开大底层二次风门，关小上层二次风门。WGGH侧开大C/D烟冷器进水门，关小A、B侧进水门，增加运行侧烟冷却的冷却水量，尽量降低烟冷器出口烟温。
4、炉膛负压、汽包水位调整负压的调整主要是在调节引风机出力上，将AB引风机切手动调整，逐步减小A引出力，增加B引出力，过程相对平稳。汽包水位调整主要是需要倒换给水泵时，自动调节正常。需要注意的是负荷降低以后