一、事故前运行工况
#1机组负荷438MW ，AGC投入，稳定运行，1A/1B送风机、1A/1B引风机、1A/1B一次风机、1A/1B/1C/1D/1E/制粉系统运行，1F磨备用；1A/1B汽动给水泵和1B凝结水泵、#2循环水泵、1B开式水泵、#2仪用空压机、1A定冷水泵运行，厂用电系统正常运行方式，输煤系统设备运行正常，机组所有保护投入正常，RB投入。
二、事故现象
DCS上发变组保护A/B柜#1高厂变B分支零序保护动作、6kVIA段快切装置保护闭锁、#1斗轮机开关综保上发零序保护动作、6kV IA段各辅机跳闸报警，6kVIA段所带各PC段失压报警，增压风机联跳等。
三、事故处理经过
10：55 DCS上发变组保护A/B柜#1高厂变B分支零序保护动作、发变组A/B柜闭锁快切、#1斗轮机开关综保上发零序保护动作等报警信号，当班监盘人员立即检查6kVIA段母线，发现其工作电源开关6101跳闸，备用电源开关6103未合闸（快切闭锁），引起6kVIA段母线失电，炉膛负压最大至-1000Pa，增压风机因入口负压大于-1000Pa自动跳闸。
10：56 值班人员检查重要辅机联动及机机组RB动作情况，机组RB动作正常，油枪正在自动投入，检查确认1A引（送）风机跳闸、1A/1B空预器主电机跳闸、1A/1C/1E磨煤机跳闸、1A汽动给水泵跳闸、1A一次风机未跳闸（因未设低电压保护），1B定冷水泵、1A1小机主油泵、1B交流密封油泵、1B密封油空气抽出槽排烟风机联启，各变压器高压侧开关在合闸状态，柴油发电机联启正常向汽机保安1AMCC段及锅炉保安1AMCC段供电。
10：58 因机组RB动作正常投入油枪速度较慢，值长汪xx令xx迅速手动增投油枪稳燃（共计投燃油枪15支），手动抢启1A/1B空预器辅电机运行，因1A一次风机未跳闸出口挡板未联关（导致A、B一次风机出口风压低至2.3、2.63kPa），值长令xx手动停运1A一次风机，关闭其出口挡板及动叶，并增加1B一次风机出力，逐渐将一次压力调整至正常值，稳定锅炉燃烧；用1B汽泵进行手动调整汽包水位正常，经调整各参数稳定后，将机组负荷稳定在230MW（机组负荷最低降至176.5MW）；值长同时令除灰值班员退出电除尘运行。
11：02 检查发现空压机全部跳闸（空压机MCC段电源切换短时失电造成），就地启动#3、#4仪用空压机运行，以维持仪用压缩空气压力；解除#1电动给水泵备用联锁。
11：03 安排王xx、汪xx等人员就地检查，同时联系生技部电气xx二人配合检查处理，就地检查#1机组发变组保护A/B柜上发#1高厂变B分支零序保护动作、 快切装置发快切闭锁报警、6kV I B段上#1斗轮机开关综保上发零序保护动作报警；将#1斗轮机6kV开关停电至检修位置。
11:10 经检查6kV IA段工作电源开关、备用电源开关无任何保护报警，6kV I A段母线及所有负荷无明显异常现象，拉开6kV I A段上所有变压器开关，并将6kV I A段工作电源开关、备用电源开关、所有变压器开关、母线TV拉至检修位置，测绝缘6kV I A段母线绝缘合格。
11:26用6kV I A段备用电源开关6103对6kV I A段母线充电正常，并逐一恢复各厂用电源系统正常运行方式，切换6kV IA段至工作电源6101供电，分别测量1A一次风机、送风机、引风机，1A/1C/1E磨煤机电机绝缘合格后送电，启动跳闸辅机运行，逐步恢复机组负荷，恢复和辅机系统正常运行方式。
12:30 #1机组负荷至300MW，退出油枪，投入电除尘，
13:14脱硫旁路挡板全关，逐渐恢复机组负荷至计划负荷430MW，对#1机组及电气系统进行全面检查正常。
后经查实并分析为#1斗轮机电缆接头处（原已两次损伤、处理过）击穿放电，导致接地，引发相关保护动作，最终导致6kV IA段失电。
四、事故暴露问题
1、 #1斗轮机电缆从2009年、2011年两次发生电缆砸伤事件后，一直未对电缆进行更换，电缆接头处也未安装防爆盒（因无法安装防爆盒），且未定期对电缆中间接头进行耐压试验，从外部检查无法发现电缆绝缘下降情况。
2、 #1斗轮机电缆接地，保护应先动作切除#1斗轮机变高压侧开关，但却导致发变组保护先动作切除6kV 分支开关，保护定值配置不合理，造成越级跳闸。
3、 发变组保护动作不正常，#1斗轮机电缆接地导致发变组保护动作应切除6kV IB段，但却动作切除6kV IA段，属保护误动。
4、 1A、1B空预器主电机跳闸130S后空预器入口烟气挡板及出口一二次风挡板自动关闭，该逻辑应为空预器跳闸150S后关闭入口烟气挡板及出口一二次风挡板，逻辑存在错误。
5、 6kV IA段失电后，导致网控MCC、锅炉保安A段、仪用空压机MCC段等短时失电，导致500kV电抗器冷却器跳闸（500kV电抗器冷却器需到就地才能启动（其双电源切换成功也会跳闸））、空预器跳闸、仪用空压机跳闸（仪用空压机MCC段短时失电后空压机就地PLC控制电源失电，空压机跳闸并自动切至就地控制方式，需到就地才能启动恢复运行），存在严重安全隐患，易扩大事故。
6、 在1A汽机变、1A锅炉变失电后，汽机PC、锅炉PC母联开关联动合闸成功，但锅炉保安1AMCC、汽机保安1AMCC工作电源开关却未躲过短时失电时间而跳闸，导致锅炉保安1AMCC、汽机保安1AMCC失电，柴油发电机联启带保安MCC，存在保护配合问题，未能实现PC段母联联动正常保持各MCC正常供电，存在严重安全隐患，易扩大事故。
7、 一次风机无低电压保护， 1A一次风机失电后开关不跳闸，仍为运行状态，其出口挡板及动叶保持原开启状态，一次风倒流，导致1A、1B一次风机出口风压分别降低至2.3kPa、2.63kPa，导致磨煤机出口一次风粉速度降低至14-17m/s左右，锅炉燃烧急剧恶化。
8、 机组RB动作后逻辑强制开启过热器一、二级减温水及再热器减温水调门至30%，存在汽轮机水冲击等严重安全隐患。
9、 1A、1B空预器主电机跳闸至空预器辅电机启动正常时间为134S、132S。现空预器主、辅电机互联所需时间已由原来小于90S变为大于130S，互联成功所需时间越来越长，异常情况下易造成事故扩大。
10、 事故处理过程中投入投枪约20支，但却只有15支油枪投入正常。
11、 冷再至辅汽联箱压力调节门故障无法使用，只能采用冷再至辅汽联箱旁路电动门进行调整时，每次点操量较大，导致辅汽联系压力波动较大，小机转速波动大，汽包水位、锅炉汽温控制难度增大。
12、 A、B空预器主电机电源均取自锅炉保安A段，辅电机电源取自锅炉保安B段，若两台空预器均运行主电机或均运行辅电机，则锅炉保安A段或B段失电时，将导致空预器跳闸。
五、整改措施
1、 对#1斗轮机电缆进行更换，并进行耐压试验等合格后投入运行。
2、 对#1斗轮机保护进行检查、试验，重新核算其保护定值与发变组A高厂变分支零序过流保护定值配合问题，并清查所有#1、#2机组及脱硫6kV开关、江边泵房各10kV负荷开关零序保护与上级开关保护配合问题，防止因定值配合不合理导致发生保护误动、拒动。
3、 待具备条件后，对 #1发变组保护接线进行清查，整改错误接线，并进行保护传动试验，确认其出口信号、动作结果正常，并规定今后涉及发变组及其它电气设备保护回路检修工作结束时，必须进行全面的保护传动试验，确认试验结果合格，避免出现保护传动漏项。
4、 修改1A、1B空预器跳闸后关闭入口烟气挡板及出口一二次风挡板延时至150S。 5、 检查各PC段母联开关联动合闸所需时间，调整PC段所带各MCC段电源开关失压跳闸时间，以躲过PC段短时失电时间而避免MCC段失电（优先保证保安MCC段）。
6、 检查、分析空预器主、辅电机互联成功所需时间越来越长的原因，防止互联时间不断增长，并讨论、优化空预器停转、空预器停运联跳风机、关风烟挡板、空预器全停MFT等控制逻辑。
7、 检查油枪及火检存在问题情况，并进行彻底处理，确保事故情况下油枪能可靠投入。
8、 冷再至辅汽联箱压力调节门故障无法使用，在具备条件时安排检修，恢复正常；并将冷再至辅汽联箱旁路电动门的每次点操量所发开/关脉冲时间缩短，减少每次点操的阀门开度变化量，以减少辅汽压力波动，便于稳定小机转速、汽包水位、减温水量等。
9、 A、B空预器主电机电源均取自锅炉保安A段，辅电机电源取自锅炉保安B段，若两台空预器均运行主电机或均运行辅电机，则锅炉保安A段或B段失电时，将导致空预器跳闸。规定A、B空预器主辅电机运行方式，正常情况下A空预器运行主电机、辅助电机备用，B空预器运行辅电机、主电机备用。
