【案例五】某厂＃1炉灭火事件分析事件经过：1、事故前运行方式：#1机负荷156MW，DEH顺序阀控制，#2、#4高调门在开位，#1、#3高调门关闭，一次调频投入。总煤量95t/h，主汽压力11.19MPa,主汽温538℃,再热汽温538℃,主、再减温水自动控制。总风量549Km3/h，其中左侧二次风量178Km3/h，右侧二次风量178Km3/h。B、C、D磨运行。A、B送、引风机运行，手动控制。A、B汽泵运行，电泵备用。2、事故过程及处理：1、06：01，#2、4高调门出现波动，波动范围：#2高调门行程：32－39.3mm，#4高调门行程：32.26－40.37mm。2、06：02，＃4高调门开度由36mm突关至0，负荷由158MW降至105MW，因小机四抽汽源压力较低，启电泵，维持汽包水位正常。3、06：06:14，左再汽温升至551℃,右再汽温升至555℃，期间再热器减温水自动调节阀门时开时关，再热汽温度上升趋势没有被抑制现象，切手动全开减温水，将总煤量由95t/h降至77t/h。4、06：09：15，＃4高调门仍打不开，主汽压力升至15.09MPa，主汽温升至548℃,左再汽温升至556℃,右再汽温升至560℃,投入中下层油枪共六支油枪，停D磨。5、06：09：51，C磨跳闸，跳磨原因“3/4无火”。6、06：11：05，炉膛压力快速上升至762Pa,左侧二次风量由207.84Km3/h降至83.23Km3/h,右侧二次风量由239.81Km3/h降至13.53Km3/h,总风量由507.65Km3/h降至156.76Km3/h,“风量＜30（230Km3/h）”保护动作，锅炉MFT。立即将负荷降至12MW，执行停炉不停机措施。7、06：18，复归MFT，锅炉点火。【案例六】某电厂#3机组非停事件事件经过16时56分#3机组并网。A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机正常投自动，A汽泵、电泵正常投运（A汽泵自动、电泵手动），先后启动E、A、B磨煤机。19时00分，#3机组负荷升至294MW，总煤量143t／h。过热器一、二级减温水手动调整，过热器A侧一级减温水调门开度35.55%,减温水量11t／h；过热器B侧一级减温水调门开度40.77%,减温水量17t／h；过热器A侧二级减温水调门开度11.36%,减温水量3t／h；过热器B侧二级减温水调门开度6.5%,减温水量2t／h。19时08分54秒，启D磨煤机，煤量22t／h，总煤量148t／h，负荷294MW。19时17分37秒，D磨煤量增加至44t／h，总煤量174t／h，负荷309MW。19时25分55秒，“垂直管圈水冷壁温度高430℃”报警，分离器出口过热度由8.41℃升至20.17℃，减小给水自动的焓值控制，加大给水。19时26分41秒，E磨断煤，总煤量减少20t／h左右。19时27分02秒，主汽温从555.18℃开始下降。19时28分07秒,垂直管圈水冷壁温度升至447℃,切除给水自动，手动将给水流量从1035.41t／h增至1425.75t／h,主汽温降至554.25℃。19时30分43秒,关闭过热器一、二级减温水,主汽温降至540.15℃。19时31分28秒，垂直管圈水冷壁温度由447℃降至383.82℃,分离器出口过热度由20.17℃降至2.36℃,将给水流量降至1096.35t／h,主汽温降至534.41℃。19时32分09秒,投入C、F上层油枪，主汽温降至528.09℃。19时33分50秒,投入E层油枪，主汽温降至516.04℃。19时35分13秒，主汽温降至505.15℃，“汽温突降”保护动作，＃3汽机跳闸，联跳＃3发电机；锅炉MFT动作。查明原因后机组重新启动，当晚22时49分#3机并网。【案例七】某电厂＃1机组非停事件事件经过：1.事件发生前的机组运行方式：锅炉灭火前机组负荷296MW，机组协调运行，B、C、D制粉系统运行。主汽压力16.31MPa，主汽温540度，A、B、C、D四层给粉机运行，给粉机转速581-620转。2.事件过程及处理：2.1锅炉侧动作情况20：56四层给粉机的转速为420rpm，21：03升至650rpm，21：10降至520rpm，21：15降至650rpm，21：20降至510rpm，21：43由550rpm，逐步上升，21：45升至650rpm。灭火前炉膛压力波动幅度较大，从21：44开始炉膛压力持续在-200到190Pa波动，炉膛压力由21:45:42的-200Pa快速降到21:45:45的-2420Pa，21:45:48又上升到0Pa左右。汽包压力微分从21:43:30的1.21持续下降到21:45:46的-4.23。送、引风机动叶开度