一、事故经过：
2013 年5 月5 日15 时33 分，空分分厂运行人员发现一系列机组主蒸汽压力迅速下降，向调度中心汇报该情况，调度员接到汇报后，发现高压蒸汽压力已降至7.6MPa 左右，于是联系动力分厂协调提高高压蒸汽压力。动力值长接到调度中心电话指令后，匆匆汇报4#锅炉已灭火，灭火原因正在调查。调度员遂将4#锅炉灭火的情况报告值班调度长，并密切观察主蒸汽压力变化情况，此时压力基本在6.9MPa 至7.0MPa 之间波动，温度506℃，动力4#锅炉15 时28 分44 秒，汽包3#水位测点从-30.28mm 瞬间降至-301mm，15时29 分14 秒，汽包1#水位测点从50.83mm 瞬间降至-264mm，汽包双色水位计水位正常无波动,15 时29分24 秒MFT 动作锅炉灭火，MFT 联动4 台磨煤机跳闸、4 台给煤机跳闸、1#、2#一次风机跳闸及关闭减温水，手动关闭4#锅炉主汽管一道门等。之后将1#汽机负荷降至30 MW。15:36，空分运行人员向调度中心
汇报空分一系列机组跳车，导致空分装置联锁停车，因空分停车联锁触发氮压机停止运行，4.1MPa 中压氮气外送阀关，0.4MPa 低压氮气外送阀关，空分装置停供仪表空气与装置空气，液氧泵联锁停车（此前氧气因无用户全量放空，流量48000Nm/h），调度员迅速联系各相关用气界区停止相关气体的使用，关闭相关
门，同时协调空分启动仪表空压机，化工区至此停止界区置换、保护等工作，装置保压。
经动力运行检查确认是汽包水位低低保护动作正常，是人为引起误动，同时对主汽系统及设备进行检查后未发现异常，于15 时35 分4#锅炉重新吹扫点火，18 时10 分#4 锅炉并汽，19 时40 投4#锅炉电除尘及脱硫系统。
此次4#锅炉停车造成的后果如下：空分一系列机组跳车，空分一系列再次开车过程中增压机三段温度高联锁跳车。
二、事故原因分析：
（一）动力4#炉灭火原因分析
1.通过组织人员对MFT 保护出现时间逐一进行排查，最终发现汽包水位低低1 于15 时28 分44 秒出现，瞬时值-301.3mm；汽包水位低低2 于15 时29 分18 秒出现，瞬时值-264.22mm（汽包水位低低保护定值±250mm），保护逻辑3 取2 动作，先于其他所有MFT 保护条件，确定为汽包水位低低为本次MFT 首出记录，汽包水位突变是导致此次事故直接原因。
2.通过对锅炉水位、压力、流量缺陷进行了分析，并针对曲线提出疑问，通过与天津蓝巢热控管理人员沟通，逐一询问蓝巢热工工作人员查明了锅炉灭火的主要原因。
3.锅炉灭火的主要原因是蓝巢热工人员技术水平有限，对逻辑和水位保护的性能不够了解，处理#4 锅炉水位偏差大的过程中对锅炉水位三个测点进行了强制，水位分别为50.83mm、-30.28mm、52.27mm 保持不变，用手操器对水位变送器进行了逐一测量检查，发现无问题时进行了汽包水位的正常投运， 15 时28分44 秒释放水位1 测点，水位瞬时到达-301.3mm； 15 时29 分18 秒释放水位2 测点瞬时值-264.22mm，因投运间隔短，水位真实信号还未正常，这样两个水位低低同时出现，保护逻辑3 取2 动作导致锅炉MFT。
通过查阅4#炉汽包实测水位变送值及主给水调门开度曲线发现，#4 炉3 个液位测点于15 时29 分10秒先后发生阶跃性增大，每两个点阶跃变化分别间隔4 至5 秒，按照该液位增长情况，主给水调门开度应相应调小，但主给水调门开度却因受MFT 液位低保护控制而增大，因此考虑3 个汽包水位变送高信号为假值，或MFT 接收汽包水位低信号为假值导致误动作。
（二）空分一系列机组跳车原因分析
通过调查曼透平TCC 系统，显示空分一系列机组跳车首出为：主蒸汽温度低。而可触发这一联锁的条安全第一，预防为主，综合治理
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件有两个，即：主汽温度低于460℃，或主汽温度下降速率大于10℃/分钟。
经查趋势得知，主蒸汽温度从15 时34 分开始由520℃开始下降， 15 时36 分时温度下降到488℃，3分钟内汽轮机主蒸汽温度下降了32℃，其降温速率大于10℃/分钟，触发“主蒸汽温度低”保护联锁，导致空分一系列机组跳车。
分析原因主要是动力4#锅炉停车后导致高压蒸汽系统压力大幅度下降，全厂高压蒸汽管网中其它用户未投用，此时没有用户的高压蒸汽管网温度较低，在母管失压条件下温度较低的蒸汽通过各个管网分支流向空分I 系列主蒸汽母管，造成空分一系列主蒸汽母管温度下降过快。
三、防范措施：
（一）一般防防措施
1.检修人员进行缺陷处理时必须有专业技术人员进行指导和监护，运行人员在工作票中要完善补充措施,加强运行两票管理，严格执行“两票三制”,做好事故预想，确保机组设备的安全稳定运行；加强热工人员技术培训，天津蓝巢项目部制定热工人员培训计划，提高热工人员技术水平。
2.各界区在发现生产情况异常时，应严格执行生产运行管理制度，必须在第一时间向调度中心汇报事故相关情况（尚不明了原因的，可暂缓汇报事故原因分析），以供调度中心留有尽量多调整整体运行负荷的时间，然后再组织本界区开展事故处置工作，保证分厂事故汇报的及时性和准确性，保证调度生产调控的全面调控性，保证生产系统的总体稳定性。
3.锅炉运行期间设专人监视调整运行锅炉的汽包水位，必要时手动调整，防止运行锅炉发生汽包水位联锁事故。
4.运行监盘人员发现水位大幅变动应立即核对就地水位计、电接点水位计和差压水位计的准确性，并针对出现的异常工况及时处理。
5.由于某种原因汽包水位无法控制，造成水位升高或下降达到保护动作值锅炉水位保护应正常联锁，若水位保护未动作监盘人员立即手动灭火；在机组停运时，对重要保护测点进行详细检查，根据相关管理制度进行投、退。
6.要求动力分厂对机炉重要工艺参数声光报警系统进行全面检查，并对缺少的报警点进行完善，同时对生产调度电话直通系统尽快调试并投用，保证生产指挥信息的高效畅通。
7.如出现运行锅炉单台跳车运行监盘人员立即检查该炉蒸汽出口电动门是否联关，如未及时关闭运行人员应立即将该炉蒸汽出口电动门手动关闭及时将该炉与蒸汽母管解列，防止母管汽压急剧下降。
8.锅炉灭火后由于给水量减少，给水母管压力会略有升高，运行炉减温水调门同样开度下，减温水量会增加，造成汽温下降。运行人员应适当关小运行炉一级减温水调门开度，避免汽温急剧下降，如下降幅度较大，立即关闭减温水。当主汽温度降至500℃时，就地将集汽联箱疏水门打开。待蒸汽温度恢复正常后及时打开减温水，防止超温，并关闭集汽联箱疏水。
9.对灭火锅炉立即进行吹扫，进行全面检查，确认灭火原因不影响锅炉启动后，汇报公司主管领导后立即点火，如暂时无法启动应对备用锅炉进行检查并及时投用，以便尽快恢复蒸汽母管参数，保障后续系统尽快恢复正常运行。
（二）母管保压措施
在动力分厂母管制运行时，针对运行锅炉突然灭火后，造成锅炉负荷不能满足外界负荷需求，汽温、汽压大幅波动的情况下，为减小动力锅炉灭火后对化工区的影响特制订以下应急保障措施：
1.目前全厂高压蒸汽仅有空分一个用户，净化压缩制冷、首站高压蒸汽管网和空分II、III 期高压蒸汽管网目前均处在盲端并与系统压力保持一致，当蒸汽管网压力瞬时大幅度波动时会对空分汽轮机入口温度产生一定影响，从蒸汽管网运行稳定性上考虑要求没有投用设备的几个界区分别适当加大高压蒸汽末端导淋的排放开度，尽可能降低当高压蒸汽总管压力下降情况下对空分压缩机组入口高压蒸汽温度的影响。
2.在动力出现紧急停炉且已采取相关调整措施后高压蒸汽管网压力仍不能维持时，空分分厂操作应以保证机组不跳车为调整原则，视蒸汽压力和温度及时对运行机组减负荷，必要时可采取甩负荷操作，要求在执行甩负荷重大操作时必须请示汇报生产调度中心，以统筹安排后续生产。
3.如出现运行锅炉单台跳车应迅速降低汽机电负荷，暂时用发电负荷控制主汽压力，防止汽压大幅下降，确保母管蒸汽压力稳定，以满足化工区足够的用汽量。（降负荷过程中，注意汽轮机轴封压力变化并及时调
，注意三段抽汽压力是否满足要求，如不能满足可倒为0.8MPa 减温减压站供汽）。
4.运行人员按照减少一台锅炉蒸发量调整汽轮机负荷，按照4 吨/MW 蒸汽估算，汽轮发电机最低负荷可降至8MW，满足化工区蒸汽需要；迅速增加运行锅炉的燃料量，必要时启动备用磨煤机和投油枪，并及时增加一、二次风量，加强燃烧，尽量维持主蒸汽压力稳定（如需投用油枪要及时与脱硫系统联系确保不出现安全环保事故）。