某机组汽轮机为上汽超超临界N660－28/600/620机组，锅炉采用巴威锅炉厂生产的超超临界、一次中间再热、变压运行直流炉、单炉膛、采用低NOX双调风旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧、平衡通风、Π型锅炉，单汽泵给水方式，DCS采用ovation控制系统。

  5月8日，12时40分该机组应要求负荷减至最低技术出力，撤出AGC降负荷，机组在CCS控制方式，机组负荷指令280MW，实际负荷300MW ，12时41分E、F磨煤机相继跳闸，随后启动油枪及F磨煤机，汽机主调门从29%关到7.4%，负荷从222MW降到16MW，主汽压上升，给水流量急剧下降到386t/h以下，最后导致锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。

  机组运作时的状态：磨煤机A、E和F制粉运行， A/E/F给煤机煤量分别为35/35/38t/h，总煤量107t/h，给水流量756t/h，总风量1153t/h，小机转速3296r/min。检查历史记录，分析事件的具体过程如下：

  12:41:23，E、F磨煤机相继跳闸，首出均为火检失去，RB动作，机组切到TF方式，负荷快速减到253MW。操作员急投A、B、E、F四层大油枪，同时暖F制粉。

  12:44:10，启动F磨煤机，主机高调门自25%开到100%，而在此负荷基本保持在254MW，主汽压从11.6MPa降到10MPa。

  12:50:09撤出给泵自动，手动提高给泵转速；给泵转速从3078r/min上升到3511r/min，给水流量从694t/h，急剧下降到386t/h以下，锅炉MFT，汽机跳闸。

  发生燃料RB后，机组处于汽机跟随方式，汽机调门控制门前主汽压力，压力设定值由滑压曲线即根据负荷指令而变化，RB后负荷指令根据锅炉最大带载能力计算。RB信号将在负荷指令动作到位后延时10分钟自动复归，复归后主汽压力设定值将结合实际负荷计算。

  RB后运行人员相继投入四层油，因实际主汽压力高于主汽压力设定值，根据压力偏差逐步开启至100%。12:44:23，RB信号未复归时（RB信号有大屏报警），运行人员启动#F制粉系统，导致主汽压力的设定值随机组负荷的设定值上升，并进一步导致主机调门逐步关小。因实际压力一直低于设定值，导致调门持续关闭直至7.7%并保持。而锅炉的给水流量设定值由锅炉指令(根据实际燃料量计算)经焓值等参数运算后生成，RB后给水流量设定值均小于最低流量570t/h。

  由于汽机调门持续关小给水被压制，12:49:09，给水流量低于570t/h，汽泵开始上调转速，12:50:04转速指令2888升至3087rpm，流量在502 t/h到535 t/h之间波动，此时运行撤给泵控制为手动后上调转速指令至3489 rpm，流量在575 t/h和810t/h之间波动。

  12:52:20运行人员因储水箱分离器水位低至1561mm，手动将储水箱溢流阀从50%关至30%。此前汽机调门已关至7.7%，给水压力在调门关小过程中开始持续变小，给水与主汽压力的差压逐步降低，12:49:09 给水压力16.79MPa主汽压力15.87MPa，加上储水箱溢流阀关小，给水流量快速下滑，12:52:59 给水压力17.32MPa主汽压力16.66MPa，给水流量低于386 t/h 触发MFT保护。

  1磨煤机E、F各六支火检均同时失去，两台磨的火检信号失去相差一秒，与跳磨时间吻合。经查火检失去前火焰强度模拟量信号均为100，且无任何减弱趋势，4分钟后恢复#F制粉系统，火检系统工作正常，停机后检查各火检探头，均无异常。

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