一、事件经过及处理过程
（一）事件运行前工况
2021.11.27 23:24 #2机组AGC指令274MW，机组负荷275MW，主汽压力15.8MPa，主汽温度528℃；A、B送风机运行；A、B引风机运行；A、B一次风机运行；A、B、C、D、E磨运行；A、B汽动给水泵运行。
2021.11.27 23:25,AGC指令 275MW开始逐渐减负荷。
（二）事件经过
23:20:38主汽压力16.9MPa，机组负荷269MW，煤量133t/h，汽包水位-5mm，C磨煤量41.1t/h，给煤机解手动，调整磨煤机煤量。
23:24:45主汽压力15.9MPa，机组负荷289MW，煤量132.5t/h，汽包水位-39mm，A磨煤量26t/h，给煤机解手动，调整磨煤机煤量。
23:25:50汽包压力14.8MPa，机组负荷287t/h，煤量147.9T/h，汽包水位-28mm，B磨煤量10.28t/h，给煤机解手动，调整磨煤机煤量。
D给煤机在自动方式，E给煤机未投自动。
23:25:50因“给煤机投自动＜2台”，“锅炉主控”切手动、AGC切手动，“汽机主控”仍为自动状态，协调切至TF状态。此时主蒸汽压力设定值在15.6MPa，实际机前主汽压力13.33MPa。机组跟随主汽压力设定值，关小调门调整压力，负荷由274MW快速降至118MW。
23:27:19锅炉汽包水位由-60mm快速升至+300mm，首出“汽包水位高”保护动作（水位达到200mm时，事故放水门已联开），锅炉灭火，联启电泵，A、B一次风机及5台磨同时跳闸，#2机6KV厂用电源倒由#2启备变带，负荷最低减至10.2MW。
（三）检查处理情况
锅炉灭火事件发生后，立即进行机组的恢复，23:47锅炉吹扫完成，23:49油枪点火，投入油枪8组。28日00:11至00:49相继启动E磨、D磨、B磨、C磨运行，负荷带至165MW，投入AGC，00:526KV厂用电源倒由#2厂高变带，机组恢复正常运行方式。
锅炉侧DCS主要参数及设备状态检查
“炉MFT”前参数变化
锅炉MFT前机组协调及AGC控制方式变化
A给煤机解自动时参数值
B给煤机解自动时参数值
锅炉MFT时机组负荷、汽包水位变化
事件处理过程中机组振动变化
事件处理过程中机侧主、再热气温的变化
二、原因分析
（一）直接原因
#2机组在AGC负荷变化过程中，手动干预调整主汽压力，分别解除C、A、B给煤机自动，E给煤机处于手动状态，此时“给煤机投自动＜2台”，触发“锅炉主控”切手动、AGC切手动，“汽机主控”仍为自动状态，协调切至TF状态。机组跟随主汽压力设定值，快速关调门，负荷下降快造成汽包水位上升较快，达到MFT动作值。
（二）间接原因
1、运行人员调整主汽压力，对给煤机解除自动后会引起锅炉主控切手动、AGC切手动逻辑不清楚，同时切除多台给煤机自动。
2、机组在协调方式切至TF方式（汽机跟随）动作逻辑不清，机组负荷发生大幅度变化不能及时分析原因，果断采取措施。
三、暴露问题
1、公司技术管理、培训管理缺乏体系化运作，专业间衔接对口失去协调管理，在控制逻辑更改、设备异动后未及时组织专业间培训，并形成体系化文件传达；
2、部门管理人员对运行人员不熟悉热控保护逻辑风险隐患辨识不足，未及时开展专项培训；对之前发生过的类似事件没有引起重视，没进行针对性培训防范。
3、未认真吸取#2机组B凝升泵开关CT线圈爆引起短路放电事件处理过程中的教训，应对事故、协调处理事故的能力欠缺，紧急情况下盘前组织、协调仍然混乱。
4、应急处理能力欠缺，未有效利用仿真机开展应急处置能力培训。
