【事故经过】
5月14日19:34#4炉炉膛掉焦，就地一声沉闷响声，火焰监视器变暗后亮，“炉膛压力高”信号报警，炉MFT动作，首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”（先负后正，-1919pa、＋3177 pa），联跳甲制粉系统，乙火检风机跳闸、甲火检风机联启， #4炉灭火。机、电跳闸，#4机组负荷由167MW下降到0。交流润滑油泵联动，主汽门关闭。6KV Ⅲ段工作电源跳闸，备用电源自投成功。查保护，炉首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”。
    19:34确认#4机交流润滑油泵联动启动成功，关闭#4机主蒸汽电动隔离门，全开凝汽器真空破坏门，开#4机主蒸汽及本体相关疏水阀门。关闭#4机二抽至炉侧抽汽母管阀门，开#4炉自用蒸汽至炉侧抽汽母管阀门，进行炉膛吹扫。
    19:35#4机轴封汽源由#4机除氧器倒为抽汽母管供给。
    19:36开启凝结器和除氧器补水门，维持凝结器、除氧器水位。
    19:37联系#1机增负荷，提高抽汽母管压力，同时调整轴封供汽压力。
    19:46发现高压缸前后、中压缸前汽封冒汽水，开大抽汽母管疏水门。
    19:51#4机转子静止，惰走时间17分钟（原27分钟），投连续盘车，CRT显示电流在11～18A之间摆动，就地电流在14～24 A之间摆动，测大轴挠度#1/2瓦为90/120μm。
    19:57中压下缸内壁温度急剧下降，由487℃降至70℃。20:17最低68℃。
    20:04#4机盘车掉闸，手动盘车不动。
    20:10高压内缸上缸内壁温度460℃，高压内缸下缸内壁温度440℃，中压上缸内壁温度480℃，中压下缸内壁温度70℃，根据现场状况，采取闷缸处理措施。降凝汽器真空到零，停#4机轴封供汽，关闭所有与汽缸连接阀门，解列#4机段抽汽母管（关闭#3、4机抽汽母管联络门）。
    16日6:30，高压外缸上下缸温差20℃（上321℃，下301℃），中压缸上下缸温差63℃（上228℃，下165℃），经分析研究决定投盘车。
    6:59试投盘车一次成功。电流有轻微摆动（范围9.8-10A，原始电流为9.5A），测大轴挠度：#1瓦50μm（原始值35μm），#2瓦150μm（原始值50μm）。连续盘车后，12:40大轴挠度恢复正常值（#1瓦40μm，#2瓦70μm），电流稳定，恢复正常。
    16日18:30报竣工，转入备用。根据电网调度要求，17日开机迎晚峰。
    17日10:30锅炉点火，16:06高压内缸内壁温度236/234℃，中压缸内壁温度152/144℃，16：05主蒸汽参数：压力2.31MPa、温度319℃，达到冲转条件冲转。16:11转速升至500r/min，全面检查无异常。振动情况：#1瓦瓦振7μm，轴振11μm；#2瓦瓦振15μm，轴振33/30μm；#3瓦瓦振9μm，轴振38μm。
    16:18升速，16:22转速升至1000r/min中速暖机。振动情况：#1瓦瓦振6.7μm，轴振12.7μm；#2瓦瓦振34.4μm，轴振52/38μm；#3瓦瓦振7μm，轴振29μm。
    17:09在进行全面检查正常后继续升速，机组顺利通过临界转速，17:18达额定转速。振动情况：#1瓦瓦振22.5μm，轴振34μm；#2瓦瓦振14.9μm，轴振126/78μm；#3瓦瓦振60.5μm，轴振109μm。全面检查正常机组准备并列，。
    17:30发电机并列，带负荷至30MW暖机，20:00开始滑参数带负荷。
    18日1:26，参数额定，带负荷至150MW，振动情况：#1瓦瓦振12.7μm，轴振14.8μm；#2瓦瓦振12.2μm，轴振63/38μm；#3瓦瓦振36μm，轴振81μm。机组正常运行。
【事故原因】
1.入厂煤煤质杂，厂家达60多家，由于燃料掺、配煤手段有限，造成入炉煤煤质不稳定，使锅炉燃烧调整不能及时适应。炉内空气动力场虽经C级检修进行了调整,但仍未达到理想状态，现仍存在强风环直径和贴壁风速较大现象，运行中易造成挂焦。各给粉机一次风压不均(C1、C3等一次风管动压变化幅值偏低约200Pa)，必须人为限制部分给粉机出力，造成各喷口风粉浓度不一，使炉膛热负荷分布不均，温度高的部位容易形成结焦。缺乏风粉在线监测装置，运行人员只能依靠经验来调整，造成燃烧调整不佳，使炉内燃烧区域及上部水冷壁产生挂焦现象，焦块逐渐增大直至发生掉焦，引起炉膛负压大幅波动，使炉内燃烧状况恶化，局部爆燃，加上大块焦渣掉入渣斗产生大量水蒸气，使炉膛压力迅速增大至锅炉保护动作值，引发MFT。
    2.在汽轮机跳闸后，轴封供汽由除氧器汽平衡切至抽汽母管汽源时，运行人员监视调整不当，冷汽水通过轴封进入汽缸，并导致上下缸温差大，汽缸变形，盘车不动。
    抽汽母管至机炉暖汽减温减压站（在炉零米）供汽管道属改建设计施工，φ108管，长约30米，抽汽母管至供汽站根部无一次门，无逆止门，供汽站阀门一次门前无疏水门，系统阀门均为改建留用的旧阀门，减温减压供汽站处于停运状态。一、二期抽汽母管并列运行，二期抽汽母管汽源为#4机二、四段抽汽；由于#1机为减亏降参数（3MPa,450℃）带20MW负荷运行，一期二三段压力不足0.3MPa，低于母管压力，不能投运，一期抽汽母管由#1炉自用蒸汽供汽，其管道较细供汽量少。稳定工况时抽汽母管压力（0.5-0.8MPa）高于减温水（给水泵密封水压力0.5-0.7MPa）压力，当#4机运行中发生跳机时，抽汽母管压力迅速下降（根据压力曲线最低0.13 MPa ），此时减温水通过内漏的减温水门经供汽管道进入抽汽母管，与管道内积水、#1炉自用蒸汽混和后作为轴封用汽进入轴封，并经过轴封进入汽缸。
此种情况只在二期单台机组运行，且厂房暖汽系统停运的特殊运行方式下才会发生。若两台机组同时运行，#3、4机抽汽母管并列，两台机均向抽汽母管供汽，即使是一台机组跳闸抽汽母管压力变化不大，故不会返水。若暖汽系统投运（冬季），也不会积存冷汽、水。