1、事故经过：
    某发电厂×年5月16日事故前，1号炉C、D、E制粉系统运行，机组负荷275MW。2号炉C、D制粉系统和AB层油枪1、2、3角运行，机组负荷240MW，启备变12A因内部故障于5月8日解除备用，启备变12B备用，仅供1、2号机6kVlBl、1B2、2B1、2B2段。6kV公用段为固定联接方式运行。1A23到C1供1CA段、2B23到C2供1CB段，1CA、1CB母线联络开关C3在断开备用位置。1、2号机循环水泵轴瓦密封水由自身润滑水和工业水供。筒仓PC分段运行，综合水泵房MCC由筒仓PC的A段供电。
    9：40计算机班办理“1号炉主蒸汽压力排污门漏，更换阀门”工作票开工手续，机组长接工作票后进行了询问答复，随令锅炉巡检员做该工作安全措施“关闭一次门”。9：55主值班员发现炉盘数字显示窗上显示的主汽压力由16．5MPa降至15．7MPa，立即汇报机组长并呼叫其他人员，机组长只根据该窗显示的主汽压力值将机组负荷减至240MW，此时1号炉过热器安全阀和汽包安全阀均动作。主值班员排除了磨煤机进水判断，根据水位下降、波动幅度大判断为锅炉大量泄漏，数字显示主汽压力10.2MPa，机组长关小1号机调门，快速降负荷至110MW。主汽温超温，值长令投BC层油枪后停E制粉系统，开启电动给水泵维持汽包水位，切厂用电1B1、1B2段由启备变12B供电，9：58机侧记录压力表指示主汽压达20．5MPa，炉侧主汽温达577℃，汽包低水位1号炉跳闸MFT，1号机手动解列。6kVlAl、1A2、公用段1CA段失电，筒仓PCA段失电综合泵房MCC失电工业水泵停运，1号机1A循环水泵失电停运，1B循环水泵和2号机2A循环水泵因润滑水流量低跳闸，值班人员将事故保安段MCC7A备用电源合上、合上PCIA41、IA42联络开关，PCIA41、1A42母线电源恢复，后将MCC7A倒由PCIA41工作电源供电。10：15拉开1A23、C1开关，合上C3联络开关，公用段1CA母线送电。
    2A循环水泵跳闸后，出口门没自动关闭，派人去关出口门，此时2号机真空急剧下降，值班员开起电动给水泵，并将2号机负荷减至80MW。10：22 2C、2D磨煤机煤量减至最低，主汽压升至19MPa、主汽温升至578℃、真空降至610mmHg，停C、D制粉系统，2号炉“火焰丧失”MFT，手切厂用电2B1、2B2段由启备变12B供电，手动将2号机解列。至此两台300MW机组全停。11：OO，2号炉点火，15：40 2号机并网。23：58，1号炉点火，5月17日3：25 1号机并网。事故少发电量525万kW．H。
2、事故原因：
    （1）1号炉主汽压力变送器排污门泄漏消缺，该变送器所接测点是计算机的1SP502，是炉盘数字显示窗显示主蒸汽压力的测点。当做安全措施关一次门后，此值则为虚假值，而机组长令巡检员关闭此一次门后，并未告诉监盘值班员数字显示窗的主汽压力显示已失效。当数字显示虚假的主汽压力“下降”值时，值班员和机组长都没意识到一次门关闭后此值不是真实压力值，而却怀疑磨煤机进水，减负荷至240MW。根据数字显示排除这一判断后，又判断为锅炉大量泄漏，没有核对其他六处主蒸汽压力指示，机组长盲目地快速减负荷至110MW，使锅炉严重超温、超压，1号机组停运，这样判断处理是错误的。
   （2）1号炉在超压情况下，值班人员没有及时发现超压。
   （3）启备变12A因制造质量不良内部故障而解除备用，是6kVlAl、1A2失电的原因。
   （4）2A循泵停运后出口门不关闭是导致2号机真空降低的直接原因。
   （5）公用段1CA在1号机停运后失电，筒仓PCA段失电，值长在厂内调度上负有一定责任。
   （6）2号炉超压和严重超温是操作中减燃料和减负荷速率不协调所致。
    （7）工作票中的措施不全，影响范围不清。
3、防范措施：
   （1）加强运行人员的岗位培训，提高分析、判断事故能力。提高技术素质，开展反事故演习、反事故预想。加强劳动纪律和监盘质量，提高运行人员的责任心。
   （2）开展定期运行分析，对特殊运行方式应做好事故预想并合理调度运行方式，及时制订相应措施。
   （3）严格执行工作票制度，仪控热力系统上的检修工作，应同时对照安规要求，工作负责人与工作许可人共同做好事故预想，工作票中应增加替代的监视手段如：“炉侧压力测点失灵后以机侧压力为准”等辅助措施，可以提醒监盘人员做到心中有数。
   （4）有检修工作时，工作许可人必须通知本机组有关人员，必要时汇报值长。
   （5）电气运行一次方式要使模拟盘位置与实际一致。
（6）综合泵房MCC电源改为分段供电。