3号机中差大停机保护动作
1991年8月30日
一．故障现象：
3 号机安装后首次冲转参数：主汽压力2.5/2.5MPa，主汽温度248/290℃。再热汽温度85/185℃，真空71Kpa，润滑油压0.124MPa，调速油压1.92MPa，润滑油温38℃，大轴弯曲：高压转子0.04mm，中压转子0.02mm，高外缸上下温差20℃，高内缸上下温差0℃，中外缸上下温差0℃，中内缸上下温差15℃，轴向位移-0.3mm，高差-0.2mm，中差-1.2mm，低I差+3.6mm，低II差+5.3mm，安全油压1.5MPa；
6时43分：主机冲转；
7时24分：转速升至1400r/min，中速暖机；
8时45分：中速暖机过程中，高差+2.0mm，中差+1.8mm，“中差大停机” 信号发。因主汽门联锁未投，机组未跳闸；
9时05分：中差大停机保护解除。维持转速1400r/min；
9时54分：主汽门联锁投入；
10时20分：中速暖机结束，开始升速；
10时37分：转速升至3000r/min；
11时9分：“轴承回油温度>75℃”信号发，保护动作，机组跳闸，查3号支持轴承回油温度78.7℃；
11时25分：大轴静止，投入盘车运行，惰走16分钟。
二．原因分析：
我厂#3机安装后首次冷态启动在中速暖机时中差超限，保护动作，分析有以下原因：
1. 对再热机组启动中的中差变化规律认识不足，致使中差从冲转到保护动作变化绝对值达3mm；
2. 主蒸汽，再热蒸汽的升温速度控制不当；
3. 没有及时调整轴封供汽温度，且送轴封时间过早；
4. 汽缸夹层，法兰螺栓加热装置使用不当；
5. 汽缸滑销系统不畅；
6. 对保护回路不十分清楚，冲机后主汽门联锁（相当于停机保护总联锁）未投，以致造成中差保护动作后机未跳的后果。
三．采取对策：
1. 冷态启动，冲动前30分钟送轴封；
2. 汽加热装置应安排专人投入；
3. 主蒸汽、再热蒸汽升温升压速度严格按规定执行；
4. 机组停机保护认真检查后投入。

3号机中差大停机保护动作
1991年8月31日
一．故障现象：
#3机安装后第二次启动，冲转参数：主汽压力3.5/3.5MPa，主汽温度327/328℃，再热汽温303/338℃，真空75Kpa，调速油压2.0MPa，润滑油压0.109MPa，润滑油温35℃。高差+0.4mm,中差+1.1mm，低I差+3.3mm，低II差+5.8mm，轴向位移-0.2mm，大轴弯曲：高压转子0.03mm，中压转子0.03mm，高缸温度D/E：238/230℃，中缸温度D/E：253/235℃；
1时00分：主机冲转，在升速过程中，7号支持瓦振动87μm,转速升至2767r/min时，“润滑油压<0.08MPa”信号发,启动交流润滑油泵后，润滑油压上升至0.12MPa；
1时52分：转速3000r/min；
2时57分：中差+1.8mm，“中差大停机”信号发，汽轮机跳闸；
3时18分：开启真空破坏门；
3时27分：大轴静止，投入盘车运行。
二．原因分析：
1. 由于机组在冲转前中差正值已经偏大，且汽加热系统不完善，加热联箱至汽缸之间加热管道长且无疏水管，致使汽加热投入后，冷汽进入，加剧中差正值增大，加之对中差变化趋势监视不周，导致中差大停机保护动作，汽轮机跳闸；
2. 润滑油压低是由于新机组在高转速大流量的情况下，油系统遗留多种杂质被冲击出后堵塞冷油器滤网所致。
三．采取对策：
1. 在汽加热联箱至汽缸法兰螺栓之间管道上加装疏水系统；
2. 高均箱温度应控制在150℃左右；
3. 联系检修及时清扫冷油器滤网。

3号机转冷箱水位低打闸停机
1991年10月18日
一． 故障现象：
1时20分：炉点火；
6时35分：汽机送轴封并记录冲转前参数：主汽压力3.5/3.8MPa，主汽温度356/358℃，真空58.7KPa，再热汽温度348/355℃，调速油压2.1MPa，润滑油压0.14MPa，润滑油温38℃，高内缸上下温差3℃，中内缸上下温差0℃，高差-0.2mm，中差+0.5mm，低I差+2.0mm，低II差+4.0mm，大轴弯曲：高压转子0.025mm，中压转子0.02mm；
6时40分：主机冲转；
7时26分：升至1400r/min，中速暖机；
9时30分：中速暖机有关参数：主汽压力4.5/4.5MPa，主汽温度374/378℃，再热汽温度388/388℃，真空72.5Kpa，排汽缸温度60℃，高差+0.5mm，中差+1.0mm，低I差+4.8mm,低II差+8.7mm，轴向位移-0.5mm，高内缸内下壁温235℃，中内缸内下壁温286℃，高压缸胀7.0mm，中压缸胀6.5mm。
10时0分：中速暖机结束，开始升速；
10时30分：升至3000r/min；
10时45分：全面检查后发电机做试验；
11时10分：发电机转子冷却水流量、压力下降且摆动，启动备用转冷泵甲；
11时12分：转子冷却水流量降至0，手动打闸停机，甲，乙转冷泵停运；11时22分：转冷箱水位补正常后启动转冷泵乙向发电机转子通冷却水；11时24分：主机挂闸升速；
11时50分：升至3000r/min，发电机继续做试验；
二． 原因分析：
1. 这次发电机转冷水中断的原因是给转冷箱换水时监视不周，当时转冷箱放水门开启，补水门亦开启，但当凝汽器补水门开启时，除盐水母管压力大幅度下降，使转冷箱补不上水，而值班员由于进行其他操作，没有发现转冷箱水位低，未及时将放水门关闭，致使转冷箱水位低引起转冷泵打不上水，造成发电机转冷水中断汽轮机打闸的后果；
2. 热工保护回路的声光报警装置也不完善，当转冷箱水位降低时没有发出声光报警信号，使运行人员失去了处理异常情况的宝贵时机。机组正常运行中，若发电机转子冷却水中断时，应果断打闸停机。待转速降至600r/min以下时，再启动转冷泵，向发电机转子通水，重新挂闸启动机组，避免因转冷水中断时，发电机转子某组冷却水路进入空气，形成气塞，使转子冷却水量分布不均匀，造成高转速下汽轮发电机组振动增大。
三．采取对策：
1. 热工转冷箱水位低声光报警装置应可靠；
2. 转冷水换水时应专人负责，认真对待，严禁交叉操作；
3. 转冷箱换水期间，凝汽器应暂时停止补水；
4. 若发电机转子冷却水中断时，应果断打闸停机，待转速降至600r/min以下时，再启动转冷泵，向发电机转子通水，重新挂闸启动机组，避免因转冷水中断时，发电机转子某组冷却水路进入空气，形成气塞，使转子冷却水量分布不均匀，造成高转速下汽轮发电机组振动增大。

3号机高差负值大停机保护动作
1991年10月18日
一． 故障现象：
22时30分：电气试验完，带负荷25MW暖机；
10月19日2时36分：负荷降至0MW，发电机解列，维持机组3000r/min,根据安排，做高压调速汽门严密性试验；
3时05分：用负荷限制器将高调门全关，转速开始下降；
3时08分：高差-0.7mm，停止高压缸夹层及法兰螺栓加热；
3时20分：转速下降至1000r/min，经查甲，乙高排逆止门未关，将甲，乙高排逆止门关闭；
3 时23分：准备升速时，甲，乙高排逆止门开不起来，将压差保护解除，开大低旁降压后将甲，乙高排逆止门开启；
3时36分：开始升速；
3时47分：升速至2900r/min，停调速油泵；
3时49分：升速至3000r/min，锅炉汽温偏低，告知炉进行升温（当时高压缸内下壁温425℃，中压缸内下壁温420℃，主汽温度430/436℃）；
4时31分：高差-1.3mm高差大停机保护动作，汽轮机跳闸，停汽加热；
4时59分：大轴静止，投入盘车运行。
二． 原因分析：
这次高差负值超限停机，分析有以下原因：
1. 汽缸夹层加热停的时间太晚，应在做高压调门严密性试验前停用；
2. 挂闸重新恢复3000 r/min时，主汽温度降的太低，只比高压缸温高15℃，造成高压转子受冷收缩，高差负值增大；
3. 高调门严密性试验中，高排逆止门未关，造成再热冷段蒸汽倒进高压汽缸冷却高压转子，致使高差负值增大。
三． 采取对策：
1. 做高压调门严密性试验前应及时停运汽加热装置；
2. 应及时联系锅炉调整汽温，保证进汽温度高于缸温50～80℃；
3. 各段抽汽逆止门及高排逆止门应保持动作灵活、无卡涩；
4. 试验过程应及时检查各段抽汽逆止门及高排逆止门关闭；
5. 汽轮机冲动升速过程应考虑到泊桑效应对差胀的影响。

3号机备汽压力低停机
1991年10月25日
一． 故障现象：
21时50分：机组负荷13.6MW运行中，备汽压力降至0 MPa，真空下降，接停机令；
21时51分：电气减负荷至0MW，发电机解列，打闸停机；
22时15分：大轴静止，投入电动盘车运行。
二． 原因分析：
3号机单机低负荷运行中是由老厂供备汽，由于老厂备汽调门卡，无法调整。导致老厂备汽调门后安全门动作。老厂人员将备汽调门前隔离门关闭，造成3号机备汽压力降至0 MPa，轴封汽源中断，真空下降。机组被迫停运。
四． 采取对策：
1. 单机运行时，应保证备汽可靠供给；
2. 备汽系统有缺陷时，和老厂运行人员紧密联系；
3. 在尽可能的情况下，增加机组负荷，并采用适当开大高旁，利用本机二段抽汽供备汽。

3号机电动给水泵跳闸，机组停运
1991年10月31日
一. 故障现象：
7时25分：3号机负荷100MW，机组正常运行，电动给水泵跳闸，无任何声光信号，电气减负荷至0 MW，机组停运；
7时50分：电气检查电动给水泵无问题，得令，启动电动给水泵，检查正常，向锅炉上水；
7时54分：大轴静止，投入连续盘车；
7时55分：助手检查低II缸两个安全门动作。
二. 原因分析：
1. 电动给水泵跳闸是由于液力偶合器内油质差，冷油器冷却面积小，导致偶合器瓦温高，引起电动给水泵跳闸；
2. 低II缸两个安全门动作原因，是由于停机后，部分疏水门未关，当真空到0后，引起低II缸两个安全门动作。
三. 采取对策：
1. 电动给水泵启动前，应检查润滑油压、液力偶合器箱油位正常，油质良好，若有异常，及时联系检修滤油及清扫滤网；
2. 机组破坏真空后，应及时关闭有关疏水，防止凝汽器微正压， 安全门动作；
3. 由于锅炉断水引起的故障停机，采用不破坏真空停机方式；
4. 润滑、工作冷油器改型，增大冷却面积；
5. 取消停机保护动作后联开电动真空破坏门联锁保护。

3号机#8轴承、#9轴承无回油
1991年11月7日
一． 故障现象：
4时41分：启动主机交流润滑油泵运行；
5时05分：发现主机#8轴承，#9轴承无回油，原因为公司检修时8号瓦，9号瓦进油管所加临时堵板未拆除，停交流润滑油泵；
5时58分：将#8瓦、#9瓦堵板拆除，重新启动交流润滑油泵运行，8号瓦，9号瓦回油正常。
二． 原因分析：
由于在启动交流润滑油泵前没有认真检查油系统，致使临时加的堵板未拆除，重大隐患没发现，造成#8、#9瓦无回油，险些酿成大祸。
三． 采取对策：
遇到检修过的系统应在投运前认真检查系统、设备，正常后，方可投入运行。

3号机旁路误开造成低I缸安全门爆破
1991年11月8日
一． 故障现象：
9时02分：3号机带负荷运行过程中，电动给水泵偶合器5号瓦温度高至95℃保护动作，电动给水泵跳闸，锅炉灭火；
9时05分：负荷减至0，发电机解列，机组停运；
9时30分：大轴静止，投入连续盘车运行；
10时17分：保护复归后，启动电动给水泵；
11时13分：主机抽真空，锅炉点火；
11时23分：旁路投自动时因真空低引起低I缸两个安全门爆破；
12时20分：低I缸安全门垫子更换好；
14时05分：主机冲转；
14时44分：发电机并网发电。
二． 原因分析：
1. 电动给水泵跳闸系偶合器5号瓦温度高保护动作所致；
2. 由于真空低，旁路投自动前“真空低闭锁旁路开启”保护未投入，导致该自动投入后，低旁突然全开，大量蒸汽进入凝汽器，造成低I缸安全门爆破；
3. 在10月31日低II缸安全门爆破时，虽然当时低I缸安全门未爆，但已受到一定的冲击，安全门垫子强度已下降，所以这次因低旁误开，凝汽器呈正压状态时，低I缸的两个安全门首当其冲，爆破排汽泄压。
三． 采取对策：
1. 机组启动过程中，旁路自动投入时应严格按规定执行，严禁旁路闭锁保护未投入的情况下投入旁路自动；
2. 真空低于63KPa，严禁开启低压旁路；
3. 低旁减温水未开启，严禁开启低压旁路；
4. 低旁未开，严禁开启高压旁路；
5. 严禁用高压旁路调整再热汽温；
6. 汽轮机挂闸冲动前，检查高压旁路确已关闭，再热蒸汽压力到零。

3号机甲小机跳闸
1991年11月8日
一． 故障现象：
20时55分：甲小机抽真空；
22时10分：甲小机冲转，冲转参数：备汽压力0.8MPa，温度195℃，真空75Kpa，高温汽压力5.0MPa，温度268℃；
22时14分：甲小机润滑油压0.08MPa，得令，甲小机辅助油泵与主油泵并列运行；
22时30分：甲小机升速至2400r/min,暖机；
23时22分：升速至4000 r/min时，甲汽动给水泵跳闸，无任何声光报警信号；
23时28分：转速至0，投入盘车运行，保持真空；
11月9日0时10分：检查甲小机危急保安器充油门在开启位，即关闭；
0时14分：甲小机冲转；
0时30分：甲汽动给水泵与电动给水泵并列运行。
二． 原因分析：
1. 甲小机跳闸系危急保安器充油试验门未关，造成甲小机转速高时，危急保安器动作甲汽动给水泵跳闸；
2. 暴露出在甲小机启动前检查系统不细，人员责任心不强。
三． 采取对策：
1. 机组启动前应全面仔细检查系统，满足小机启动条件；
2. 润滑油压低时，应及时切换冷油器，联系检修清扫滤网；
3. 小机不做充油试验时，充油试验门应在关闭状态且充油试验门闭锁开启螺母锁紧。

甲汽动给水泵汽化
1991年11月9日
一． 故障现象：
4时00分：3号机运行中，负荷50MW，甲汽动给水泵入口滤网，甲前置泵入口滤网前后差压大，“滤网前后差压大”光字亮；
6时40分：负荷加至90MW，甲汽动给水泵出口流量500T/H时，甲汽动给水泵有汽化声音，且前置泵电流摆动；
7时00分：负荷减至70MW；
7时10分：检查甲前置泵入口滤网前压力0.27MPa，滤网后压力0.18MPa。
二． 原因分析：
由于除氧器水箱脏污较多，造成甲前置置泵及甲汽动给水泵入口滤网堵，通流面积减小，导致甲汽动给水泵供水不足引起汽化。
三． 采取对策：
1. 安装或大修后的除氧器封人孔前内部应清扫干净；
2. 安装或大修后的机组在启动前凝结水系统和除氧器应建立 “小循环”，认真冲冼；
3. 当发现前置泵入口滤网和主泵滤网前后压差超限时，应及时停泵清扫，避免在泵带大流量时因滤网脏污供水不足产生汽化现象，设备损坏。

3 号机组定冷泵跳闸
1991年11月9日
一． 故障现象：
23时51分：3号机正常运行，负荷100 MW，甲定冷泵跳闸，乙定冷泵未联动，发电机断水保护动作，发电机出口油开关跳闸，转速最高升至3135r/min，汽轮机未跳，即维持3000r/min；
11月10日0时06分：发电机重新并网，负荷带至70MW。
二． 原因分析：
经查系三公司人未经任何人同意在操作盘上私自将甲定冷泵停运。
三． 采取对策：
1. 集控室操作盘面除运行人员外，其余人员不得进行任何操作；
2. 机组启动前，各联锁保护应试验正常，联动备用泵可靠备用。

3号机凝结水系统故障
1991年11月28日
一． 故障现象：
16时04分：3号机正常运行中，机组负荷50 MW，凝升泵乙电流下降，出口压力直线下降，立即停凝升泵乙，检查运行凝泵出口压力0.8MPa,凝升泵入口压力0.1MPa，凝汽器水位直线上升，真空下降，除氧器水位下降。开启凝泵出口排污门，降低凝汽器水位。联系化学转补水泵，向除氧器直接补水，主机减负荷至5MW；
16时15分：启动凝升泵乙，停补水泵，关闭凝泵出口排污门，机组恢复正常。
二． 原因分析：
经查系化学人员在精除盐设备切换中，高速混床旁路门未开启，高速混床入口门已关闭，造成凝结水中断，出现凝泵出口压力高而凝升泵入口压力低的反常现象。
三． 采取对策：
1. 化学精除盐设备投运或切换时，应及时联系汽机运行人员，认真监视凝结水压力、流量；
2. 遇到此情况，应汇报值长，及时通知化学水处理车间恢复系统正常运行方式，并及时降低负荷；
3. 打开凝泵出口排污门，维持凝汽器正常水位；
4. 直接向除氧器补充除盐水，维持除氧器正常水位；
5. 及时解列低压加热器汽侧；
6. 加强对给水泵的检查，防止给水泵汽化。

3号机工业水中断
1991年12月20日
一． 故障现象：
17时05分：机组正常运行，负荷235 MW，工业水中断，令开启工业水到主机和小机冷油器的冷却水门，启动备用循环水泵乙运行；
17时10分：甲、乙汽泵分别因循环液温度高跳闸，炉灭火；
17时11分：负荷至0，发电机解列，打闸停机；
17时30分：工业水恢复，停循环水泵乙，关闭工业水到主机和小机冷油器的冷却水门；
17时57分：大轴静止，投入盘车运行；
18时00分：炉重新点火；
19时00分：主机冲转；
19时16分：发电机并网发电。
二． 原因分析：
因综合泵房电源失压造成工业水泵全停，工业水中断，当出现工业水泵全跳，工业水中断的故障时，反应最快受危害最大，首当其冲的是两台汽动给水泵，因其布置在12.6米平台，位置较高，当工业水压降低或中断，使循环液回水温度升高至95℃，保护动作造成汽动给水泵跳闸。
三． 采取对策：
1. 当工业水失压后，应汇报值长，及时通知综合水泵房值班员恢复工业水系统正常；
2. 及时减负荷，做好停机准备；
3. 应尽快开启工业水到主机和小机冷油器的冷却水门，如有备用循环泵应立即启动，以提高循环水压力；
4. 启动电动给水泵，提升转速后给炉供水；
5. 工业水系统恢复后，及时启动甲乙汽动给水泵；
6. 夏季应注意励磁机风温是否超限。

3号机调速油压低跳机
1991年12月25日
一． 故障现象：
20时10分：主机冲转；
20时25分；主机转速1400r/min，中速暖机；
22时52分：当转速升至2950r/min，正关主油泵出口疏油门时，调速油压下降，汽轮机跳闸，此时正在停调速油泵,立即将调速油泵启动；
23时00分：主机恢复3000r/min；
23时29分：发电机并网发电。
二． 原因分析：
由于联系配合不周，在主油泵出口疏油门未关定的情况下停调速油泵导致调速油压下降，汽轮机跳闸。
三． 采取对策：
1. 必须在汽轮机转速升至3000r/min,方可进行主油泵与调速油泵的切换工作；
2. 主油泵出口疏油门全关，检查主油泵工作正常后方可停用调速油泵；
3. 在停调速油泵时，应先关闭调速油泵出口门，检查调速油压正常，电流到空载电流方可停之；
4. 待调速油泵转子静止后，将其出口门开至原来位置，如果开启出口门，调速油泵倒转，应立即关闭出口门，通知检修消缺。

3号机凝泵入口滤网堵
1991年12月26日
一． 故障现象：
12时50分：3号机负荷100MW，乙凝结水泵运行中电流摆动幅度大，出口压力只有0.1MPa，启动甲凝泵，出口压力升至0.65MPa，停乙凝泵，切电，由检修清扫入口滤网。
二． 原因分析：
凝汽器热井中杂质多，系安装中遗留物，造成乙凝泵入口滤网堵塞严重，针对此情况，应利用停机机会打开热井人孔门，彻底清扫热井内的垃圾。另外，将原设计的凝泵入口锥形滤网更改为桶形结构，增大滤网过流面积，从以后的运行情况与以前比较，效果很明显。
三． 采取对策：
1.
3号机转冷水流量表指示失常
1991年12月28日
一． 故障现象：
7时16分：3号机运行中，转冷泵乙联动，转冷水流量至0，查就地转冷水压0.26MPa，联系热工断开发电机断水保护，甲、乙转冷泵均运行；
16时00分：转冷水流量表正常，停乙转冷泵投联动，投发电机断水保护。
二． 原因分析：
由于4号机在基建期，机房墙体多处不严，加之寒流影响(环境温度-17℃)。机房内温度低，导致转冷水流量表管冻，指示出现回“0” ，同时还有如下表计受冻，指示失常：乙侧主汽压力表，调节级压力表，一、二、三段抽汽压力表，甲、乙侧高排压力表，乙侧中联门前压力表，凝结水流量表，低加疏水泵出口流量表，转冷水压力表，发电机定子端部冷却水流量表，凝泵、凝升泵出口流量表，凝泵出口压力表，机头立盘中缸膨胀表，甲侧2号调门后压力表。甲、乙侧自动主汽门后压力表，高旁减温水压力表，除氧器压力和水位表。
三． 采取对策：
1. 冬季应加强机房内部保暖和仪表伴热防冻的维护工作；
2. 冬季机房内

3号机厂高变着火
1991年12月31日
一． 故障现象：
16时16分：3号机正常运行中，集控照明瞬间闪后恢复，周波自由状态，负荷至0MW，转速降到2850r/min,主汽门、调门、高排及各段抽汽逆止门关光字亮，转交流润滑油泵，停疏水泵乙，断电超速保护，甲循环泵，甲、乙前置泵，电动给水泵，甲小机备用主油泵，甲、乙小机辅助油泵均跳闸；
16时17分：启动甲、乙小机直流润滑油泵，此时乙小机主油泵跳；
16时19分：集控照明失去，循环泵乙，定冷泵甲跳，转泠泵乙联动，停转冷泵乙，启动转冷泵甲，此时炉无水位，抢投电泵成功，工业水中断，抢投循环泵甲成功，开工/冷联络门；
16时20分：3号厂高变着火，停机；
16时55分：大轴静止，投盘车后盘车跳，经电气检查后投入盘车运行。
二． 原因分析：

三． 采取对策：

1992年1月12日
一. 故障现象：
2时24分：主机冲转，冲转参数：主汽压力3.0/2.9MPa主汽温度260/275℃，再热汽温度249/254℃，真空49.4KPa，高内缸内下壁温47℃，中内缸内下壁温77℃，高缸膨胀 5mm，高差-0.1mm，中差-0.2mm，低I差+1.1mm，低II差+3.1mm，大轴弯曲：高压转子0.02mm,中压转子0.028mm,调速油压1.96MPa，润滑油压0.14MPa，润滑油温34℃，轴封汽温150℃，高旁开度0，低旁开度100%；
2时28分：主机转速600r/min，检查发现发电机后端与轴有碰磨声；
2时30分：汽加热装置投入；
3时11分：停汽加热装置，主机打闸，检修处理发电机后端盖碰磨缺陷；
3时38分：大轴静止，得令，不投电动盘车，检修消缺；
4时07分：投入电动连续盘车；
4时20分：接令，准备冲转，抄冲转参数：主汽压力3.3/3.1MPa主汽温度349/353℃，再热汽温度331/332℃，真空60.7Kpa，高内缸内下壁温105℃，中内缸内下壁温112℃，高缸膨胀6mm，高差+0.3mm，中差+0.8mm，低I差+3.7mm，低II差+7.5mm，大轴弯曲：高压转子0.04mm,中压转子0.02mm，调速油压1.96MPa，润滑油压0.141Mpa，润滑油压35℃，轴封温度140℃；
4时38分：主机冲转；
4时48分：转速600r/min；
4时59分：1400r/min,中速暖机；
8时07分：转速3000r/min，中缸前轴封下部冒油烟；
8时37分：3号机中联门进汽管处冒烟起火，通知消防队，将火扑灭；
9时46分：电气试验做完，并网加负荷至20MW；
11时00分：中缸前轴封下部起火，将火扑灭；
11时25分：主汽温度由436℃下降至315℃，再热汽温度由428℃下降至421℃，高内缸内下壁温384℃，中内缸内下壁温408℃，汽温10分钟后逐渐回升；
11时37分：中差由+1.0mm上升至+1.6mm，当时中压夹层联箱压力2.4MPa进汽门全开；
11时50分：乙凝升泵电机轴承冒烟，捅事故按钮，轴封温度由220℃上升至275℃，中差增大至+1.75mm；
15时50分：炉灭火，负荷由45MW减至7MW；
15时49分：炉重新点火；
16时15分：负荷加至60MW。
二. 原因分析：
1. 发电机后端盖与大轴碰磨是由于检修安装质量问题，造成不同心，在主机冲转后引起碰磨；
2. 3号中联门进汽管处及中压缸前轴封下部起火是2号轴承油档漏油大，当轴封处温度升高烘烤后发生着火；
3. 中差大幅度的增大有两方面原因：一是主汽温度下降100℃以上，造成中缸汽加热系统进冷汽，中缸缸温下降较快，虽然再热汽温同时也下降，但因其与主汽温度相比幅度小，且高于缸温，中差向正值增大；第二是在只有一台凝升泵运行的情况下，该泵故障停运后，轴封汽温不好控制，使轴封汽温度直线上升50℃以上，也促使中差向正值发展。
三. 采取对策：

19. 3号机小机调速系统摆动
1992年1月12日
一. 故障现象：
18时50分：乙小机供油压力，二次油压力,轴向位移,主泵出口压力,前置泵电流,出口压力均大幅波动,主油动机及高压油动机大幅摆动,在低压调门波动开至一半时,高压调门即波动开启,瞬间全开,将电泵转起,转速升至3800r/min,乙小机转速降至2400r/min运行；
1月13日5时40分：乙小机转速升至4000r/min,主油动机,高压油动机,转速,轴向位移摆动大,关闭新汽电动门,乙小机转速升至4500r/min,上述现象消失,将乙汽动给水泵与电动给水泵并列运行,机组加负荷
二. 原因分析:
高压油动机控制油系统有缺陷,采取措施将高压油动机油路全部拆除,并且将新蒸汽汽源割除加堵,其余三台小机亦照此处理。
三. 采取对策：
20　3号机轴振大停机保护动作
1992年1月24日
一. 故障现象：
11时21分：3号机正常运行中，“轴振大及轴承振动大停机”信号发，机组跳闸，就地全面检查机组无异常，经查CTM上1号瓦轴振最大水平值115μm，盘后记录仪显示8号轴振最大水平值243μm；
11时36分：接令，重新挂闸冲转；
11时43分：转速升至3000r/min全面检查并测振正常；
11时54分：发电机并网发电；
16时41分：检查发现CTM上9号瓦轴振水平值突升至237.5μm,三分钟后“菲轴振大停机”信号发，机组跳闸；
16时54分：接令，重新挂闸冲动；
17时02分：转速3000r/min；
17时20分：CTM显示9号瓦水平振增至200μm，振动大报警信号发，就地测量正常；
19时36分：发电机并网发电，9号瓦处振动大停机保护解除。
二. 原因分析：
轴振大停机保护动可能有以下原因：①热工地探头位置调整不合适。②测挎系统边信号干扰。
三. 采取对策：



21 3号机电超速保护动作
1992年1月31日
一. 故障现象：
17时13分：电超速保护动作信号发，负荷由230MW甩至0MW，又瞬间升至230MW，时间仅1秒钟，检查机组无异常；
21时08分：第二次出现电超速保护动作信号发，负荷由230MW甩至0又瞬间升至230MW，检查机组无异常。
二. 原因分析：
三. 采取对策：



22 3机转冷泵电流异常摆动
1992年2月17日
一. 故障现象：
15时02分：3号机正常运行中，转冷泵甲电流突升至58A，瞬间返回至18A启动转冷泵乙，停转冷泵甲，检查处理完毕后，将转冷泵乙切换为甲运行。
二. 原因分析：
由于新进人员打扫卫生时不慎将拖把布卷入转冷泵甲，造成该泵电流突升一次。
三. 采取对策：

23 3号机振动大停机
1992年2月24日
一. 故障现象：
9时25分：负荷减至70MW；
11时03分：再热汽温度486／501℃，中内缸内壁温464／458℃；
11时10分：再热汽温度476／476℃；
11时15分：6号瓦回油温度由42℃上升至54℃，轴瓦温度不变,就地测量振动不大；
11时27分：再热汽温481／512℃，中内缸内壁温462／454℃；
11时57分：再热汽温478／474℃，中内缸内壁温455／448℃；
12时23分：再热汽温476／489℃，中内缸内壁温447／443℃；
13时00分：负荷24MW，发现6号瓦振动缓慢上升，回油温度58℃，再热汽温468／493℃；
14时00分：实测6号瓦振动水平117μm，垂直73μm，轴向54μm；
14时00分：再热汽温466／481℃，中内缸内壁温443／434℃；
14时19分：菲轴振动大信号发；
14时20分：得令，发电机解列后，打闸停机；
14时55分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
三. 采取对策：



24　3号机励磁要风温高
1992年2月27日
一. 故障现象：
7时07分：负荷200MW发现励磁机进出口风温突升，进口风温60／64℃，出口风温70℃，检查冷却水系统正常，启动循环水泵乙无效果；
8时10分：全开电滤旁路门后，励磁机风温下降，进口32／30℃，出口48℃。
二. 原因分析：
1. 由于化学加药不当，造成大量霜状结晶体沉淀在电滤内网表面，电滤网堵塞，致使励磁机风温升高。
三. 采取对策：

25　3号机差胀保护动作
1992年4月7日
一. 故障现象：
9时15分：炉结焦，负荷由180MW减至130MW；
9时30分：启动电动给水泵，乙小机停运消缺；
9时40分：甲小机跳闸；
9时51分：负荷98MW；
9时52分：主汽温度下降，最低至484／471℃，负荷50MW，高差－0.9mm；
9时58分：高差-1.1mm,“菲汽缸胀差大”信号发；
10时00分：高差-1.2mm；
10时01分：冲甲小机10时13分,高差-1.3mm，“菲高缸胀大停机”信号发,机组跳闸；
10时35分：大轴静止,因差胀超限,每15分钟手盘180度；
12时24分：高差-1.0mm,投入电动连续盘车。
二. 原因分析：
这次差胀保护动作分析有以下原因：①在减负荷过程中应提前将高均均压箱汽源倒为高温汽。②主汽湿度下降较快且幅度大是造成差胀保护动作的主要原因。③高缸夹层回汽门应提前开启，以冷却汽缸。
三. 采取对策：
四.

26　3号机再热汽温超限停机
1992年6月16日
一. 故障现象：
3号机完善化检修后启动；
20时45分：主机冲转，发现9号瓦处发电机端盖与轴有碰磨声，停机；
6月17日1时50分：第二次冲转；
2时20分：升速至1400r/min，中速暖机；
8时20分：转速升至3000r/min，电气做试验；
16时20分：热工人员在投“菲轴盖振动大停机”保护时，机组跳闸；
16时28分：挂闸恢复；
16时42分：升速至3000r/min,电气继续做试验；
6月18日1时48分：发电机并网发电；
11时31分：炉灭火，负荷减至7MW；
11时45分：再热汽温度441／443℃；
11时48分：炉点火；
12时08分，转速225r/min，挂闸升速；
12时24分：机组升速至3000r/min；
12时30分：发电机并网发电；
15时03分：甲侧再热汽温度460℃,打闸停机；
15时35分：主汽温度503/504℃,再热汽温度504/508℃,转速238r/m挂闸升速,15时42分,再热汽温度514/551℃；
15时48分：转速升至3000r/min；
15时55分：再热汽温度518/560℃；
16时04分：再热汽温度恢复正常，发电机并网发电；
16时08分：负荷40MW，再热汽温度440/517℃，打闸停机；
16时50分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 发电机端盖与轴碰磨是由于检修质量差使端盖与轴不同心引起碰磨；
2. 轴盖振动大跳机是由于热工人员在投入保护前未复归保护，造成保护误动作；
3. 在开机过程中再热汽温频繁波动，高低超限及偏差超限是由于锅炉人员调整不当引起。
三. 采取对策：


27　3号机甲动给水泵瓦温高保护动作
1992年6月20日
一. 故障现象：
7时00分：发现甲汽动给水泵吸入端轴承回油量少且泡沫多，瓦温74℃；
9时54分：“甲汽轴承温度高”信号发，保护动作，甲汽动给水泵跳闸。
二. 原因分析：
1. 停机解体后发现甲汽动给水泵入口端轴瓦进油孔处有一黄豆大焊渣堵塞。反映出检修质量不过关，油系统循环清理不干净。
三. 采取对策：

28　3号机厂用电失去
1992年7月10日
一. 故障现象：
17时56分：负荷254MW，启动电动给水泵，电流至最大后厂用电全停，甲、乙、丙循环泵，甲、乙射水泵，凝泵乙，凝升泵乙，转冷泵乙，定冷泵乙，甲、乙前置泵，甲、乙小机主油泵，1号生活泵，3号工业水泵，电泵辅助油泵跳，照明熄灭。所有交流备用泵均不联动。3号发电机出口开关跳负荷从254MW甩至0MW，转速最高升至3220r/min。抢投主机直流油泵成功，机组打闸，转速下降，甲、乙小跳闸，联关新汽、四段汽源门，乙小机直流润滑泵启动成功。甲小机直流润滑泵没有电机，短时断油；
18时00分：厂用电源恢复，电泵辅助油泵联动，立即启动甲小机主油泵，乙小机主油泵，启动后停直流润滑油泵，主机调速油泵启动后停直流油泵。18时03分，凝泵乙，定冷泵乙，转冷泵乙，3号工业水泵，3号生活泵；18时04分，排汽缸温度58℃，启动甲、乙循环泵，甲、乙射水泵。18时24分，大轴静止，投入盘车运行，启动电动给水泵。得令，保护不投。
二. 原因分析：
1. 在启动电动给水泵时210开关跳闸，3号机组厂用电源失去，发电机断水信号发，3号机组跳闸，210开关过负荷保护定值是按01号备用厂高变额定电流的1.05倍整定的，经有关技术人员审核，该保护定值整错误，从而引起保护动作。
三. 采取对策：
1. 厂用电



29　3号机再热汽温低停机
1992年7月22日
一. 故障现象：
5时55分：炉灭火，抢投电动给水泵正常，减负荷至12MW；
6时07分：再热汽温度462／469℃，中内缸内下壁温479℃，负荷减至0 MW，机组打闸；
6时09分：中差＋1.8mm，“菲中差大停机”信号发,得令,投入中压缸夹层及中压外法兰螺栓加热；
6时15分：炉点火,开高、低旁；
6时40分：中差+1.2mm，停汽加热；
6时50分：准备挂闸冲动时，发现高旁电动门关不下去，手动将其关闭后，发现高排打不开；
8时00分：汽机检修用倒链将高排逆止门打开；
8时03分：再热汽温度462℃，中压内缸内下壁温450℃，得令，挂闸冲转，转速升至2600r/min时炉再次灭火，得令，打闸停机；
8时45分：大轴静止，投入盘车运行；
19时50分：3号炉重新点火；
23时10分：主机挂闸冲动；
7月23日0时16分：发电机并网发电。
二. 原因分析：
1. 3号炉乙侧一次风机跳闸，RB失败，炉灭火，再热汽温度低至极限值，机组被迫停运。
三. 采取对策：
1.

30 3号机汽轮机热工保护动作跳闸
1992年8月23日
二. 故障现象：
17时24分：3号汽轮机“磁力断路油门关”，电气“逆功率”信号发，3号机跳闸，负荷由30MW降至0MW；
17时25分：发电机解列；
17时41分：中差+1.8mm,炉灭火,主机破坏真空；
19时30分：中差降至+1.6mm,准备点火时,中压缸夹层进汽门卡死；
21时10分：中压缸夹层进汽门处理好；
21时20分：炉重新点火；
22时25分：发电机并网发电。
三. 原因分析：
1.
四. 采取对策：
1.

31 3号机循环水泵坑满水,排水泵被淹
1992年8月4日
一. 故障现象：
17时0分：3号机循环水泵坑满水，排水泵被淹。
二. 原因分析：
1. 机检辅机班在3号机胶球系统加装隔离门工作时，机辅92－66工作票安全措施有误（在开启凝汽器出口门前放水门前未关闭凝汽器出口门）；
2. 运行人员做措施，单元长审批工作票均未把好关，加之运行人员未严格监视循环水坑水位，以致酿成坑满水，排水泵被淹。
三. 采取对策：


32　3号机发电机转、定水系统异常
1992年9月6日
一. 故障现象：
9时15分：3号炉灭火，负荷由251MW减至15 MW，启动电动给水泵运行；
9时27分：再热汽温451／441℃，中内缸内壁温423／482℃，中联门后汽温490／500℃；
9时34分：炉点火成功，负荷加至22MW；
9时44分：负荷加至172MW；
9时51分：检查发现发电机定冷水分门后压力0.53MPA节流该门,定冷水压力由0.843MPA上升至1.023MPA,定冷水流量由58.4T/H上升至58.7T/H；
9时51分：电气侧“发电机断水”信号发,(机侧“发电机转子断水”闪一下)，检查发现定冷水压力0.85MPA,定冷水流量61T/H,端部冷却水流量7.8T/H,转冷水压力0.46MPA,流量32T/H,开大乙侧定冷水分门定冷水压力由1.028MPA下降至0.845MPA,定冷水流量由59T/H上升至61.2T/H；
10时05分：得令,准备停机,开始减负荷；
10时20分：电动给水泵电流突升至800A以上,值长令停止运行,负荷减至0MW,发电机解列,机组打闸,6KV3A段失压,甲循环水泵甲凝泵,甲凝升泵跳,抢投乙凝泵,乙凝升泵成功；
11时00分：大轴静止,投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 发电机断水信号发出后，电气即倒厂用，在断633A开关时断不开，得令就地打跳633A开关，当电气值班员路到6KV配电室时，发现633A开关柜冒烟，经请示断开630开关，断开6KV3A段低压侧负荷（633A开关分闸线圈烧，开关机构有问题）。
三. 采取对策：


33 3号机主机跳闸
1992年9月9日
一. 故障现象：
17时13分：3号机负荷由217MW甩至10MW，周波自由状态，转速最高升至3362r/min后下降，危急保安器动作，机组跳闸；
17时14分：厂用电全停，各运行泵跳闸，联动泵未联动，启动直流润滑油泵，断开泵联锁，复归跳闸泵；
17时15分：厂用电恢复，启动循环泵乙，凝泵乙，射水泵乙，凝升泵甲，定冷泵甲，直流润滑泵切为交流润滑泵运行，主机、小机排烟风机启动：
17时20分：主机转速800r/min启动转泠泵乙；
17时34分；大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 3号机跳闸原因为三公司在网控高周保护屏上工作时，将高周解列，4号机组的二根二次线位置接错，保护回路检查试验时造成造成接点闭合跳开3号机主变开关；
2. 厂用电全停为电气合630A，630B开关时合不上（630A，630B有同期鉴定装置，在没有断开633A，633B之前，全该开关是错误的）；
3. 3号主变过励磁动作，MK，LMK跳闸，633A，633B开关跳闸，造成厂用电全停。
三. 采取对策：



34　3号机振动大
1992年9月29日
一. 故障现象：
4时50分：接令，作停机前准备工作；
6时05分：负荷减至0MW，发电机解列，启动调速油泵，作调门严密性试验，负荷限制器快关调门，转速降至2040r/min，机组振动较大，打闸停机；
6时21分：转速800r/min，启动顶轴油泵后发现转速下降快，9号瓦、10号瓦顶轴油压低，接令，紧急破坏真空；
6时25分：大轴静止，由于9号瓦、10号瓦顶轴油压低：9号瓦油压6.5MPa,10号瓦油压3.0MPa手动盘车不动；
7时35分：手动盘车180度。
二. 原因分析：
1. 由于10号瓦顶轴油管断，引起顶轴油压低，导致10号瓦被碾磨。
三. 采取对策：
1.



35　3号机发电机断水保护动作，机组停运
1992年10月24日
一. 故障现象：
9时55分：负荷152MW，机本92－02工作票“3号机乙定冷泵消缺”作措施；
10时08分：发电机断水信号发，定冷泵甲跳闸，强投多次无效，当时现象为定冷泵甲跳后红绿灯都不亮，定冷水压由0.794MPa下降至0.057MPa,定冷水流量由60.7T/H下降至4.4T/H,端部流量由8.96T/H下降至0,转冷水压力,流量均正常,发电机跳闸，负荷由152MW甩至0MW,转速最高升至3335r/min后下降,危急保安器动作,机组跳闸；
10时20分：试转定冷泵甲正常,开出口门投运；
11时40分：汇同有关人员做主汽门严密性试验，结果将转子冲动，停做，做高、中压调门严密性试验，结果＃1、#2、#3、#4中调门不严。
二. 原因分析：
1. 3号发电机定冷泵乙有异音，于23日晚拆开靠背试转后，定为机械部分有问题，电源未拉待修。24日9时0分，汽机检修持工作票来修乙定冷泵，在办理工作票时，汽机运行人员写一纸条“3号机定冷泵停电”交电气运行人员，电气第一值班员未详细审核这一纸条，即让第三值班员去操作，该值班员到配电室未详细检查设备，即先拉掉甲定冷泵电源，后又拉掉乙定冷泵电源，造成了3号发电机定子冷却水中断，保护动作跳机。
三. 采取对策：
1.


36　3号机中差大停机，保护动作
1992年10月26日
一. 故障现象：
15时30分：3号机正常运行中，主汽湿度上升，联系炉调整；
15时33分：主汽温度上升至551/546℃；
15时35分：主汽温度升至559/551℃，再热汽温度升至534/544℃，中差由1.5mm升至1.7mm；
15时36分：负荷降至9.4MW，中差+1.8mm保护动作,机组跳闸；
16时03分：大轴静止,投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 由于压缩汽压力低，炉减温水门关小，造成主汽、再热汽温度失控，导致中差超限，保护动作，机组跳闸。
三. 采取对策：
1.
37　3号机组工业水中断
1992年11月3日
一. 故障现象：
15时33分：综合水泵房动力电源、控制电源失压，运行工业水泵和生活水泵跳，备用泵未联动，抢投无效，开3号机工业水至循环水联络门；
15时38分：甲乙汽动给水泵因循环液温度高跳；
15时43分；负荷从250MW减至0MW，打闸停机；
15时46分：综合泵房电源恢复，启动1号、3号工业泵，关闭工业水至循环水联络门；
15时55分：启动电动给水泵给炉供水；
16时19分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 因综合变低压侧413开关机械过流整定不准确，造成误跳闸，引起工业水中断。
三. 采取对策：



38　3号机中差大保护动作，机组跳闸
1992年11月20日
一. 故障现象：
20时26分：主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力4.2/4.1MPa,主汽温度340/350℃,再热汽压力0.2/0.18MPa,再热汽温度351/347℃,真空-76.2KPa,高内缸内壁温45/63℃,中内缸内壁温57/56℃,高缸膨胀8/8mm,中缸膨胀6/6mm,高差-0.3mm,中差+1.0mm,低I缸+1.5mm,低II缸+4.1mm,轴向位移-0.4mm,调速油压2.1MPa,润滑油压0.15MPa,润滑油温33℃；
20时45分：1400r/min中速暖机；
11月21日0时04分：转速3000r/min；
0时42分：发电机并网发电；
1时40分：负荷加至70MW,中差+1.4mm,并有上升趋势；
1时50分：中差+1.6mm，报警,负荷64MW；
2时06分：中差+1.8mm,“中差大停机”保护动作,机组跳闸；
2时30分：大轴静止,投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 由于再热汽温高且加负荷速度太快，导致中差超限，保护动作，机组跳闸。
三. 采取对策：


39 3号机凝汽器满水真空下降至－63.9KPa
1992年12月16日

一. 故障现象:
8时10分：3号机真空由91.8KPa直线下降至63.9KPa,负荷由250MW减至138MW,经查射水泵,凝结水泵,循环水泵运行正常,而凝汽器电接点水位计全红并闪烁,凝汽器就地玻璃管水位计内汽泡窜动，看不清水位，判断为凝汽器水位高，即停一台除盐泵，停止向凝汽器补水，开启5号低加出口门前放水门;
8时32分：真空开始恢复；
9时10分：真空正常，负荷加至250MW。
二. 原因分析：
1. 当日7时06分，3号机凝汽器电接点水位计指示灯闪烁，热工值班员讲“如果表坏了，等白班处理”，当时CRT水位指示也不准。7时55分，启动3号除盐水泵运行，8时25分，即发现凝汽器满水，查凝结水温度由7时36分时的31℃下降至8时19分的15.8℃,过冷度为15.2℃；
2. 热工人员在运行人员联系后不到现场处理水位计，只作口头交待，致使机组运行中凝汽器水位无法监视；
3. 运行人员在凝汽器电接点水位计故障情况下，没有利用其它表计和其它手段凝汽器水位，导致凝汽器满水掉真空。
三. 采取对策：

40　3号机真空波动一次
1993年1月3日
一. 故障现象：
2时15分：负荷280MW，真空90.3KPa，发现真空缓慢下降，全面检查未见异常，联系减负荷,并启动电动给水泵运行；
2时32分：负荷减至124MW,真空83.7KPa，期间将凝结水回收水箱,管扩解列,凝汽器循环水放空气一次门,汽加热疏水箱空气门关闭,仍未见回升；
3时08分：真空开始缓慢上升,逐渐加负荷；
4时14分：真空恢复至90.3KPa, 将以上操作恢复,未见真空异常现象；
5时15分：停电动给水泵,后发现补水母管压力高、低对真空有影响。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


41　3号机主汽温度高停机
1993年1月5日
一. 故障现象：
0时37分：3号炉灭火，负荷从250MW减至14.2MW；
0时48分：再热汽温度下降至466.6/463.2℃；
0时52分：炉点火成功；
0时53分：主汽温度536/550℃；
0时54分：主汽温度559/571℃，接令,打闸停机；
1时04分：主机挂闸冲动；
1时24分：发电机并网发电；
2时58分：炉灭火,负荷由240MW减至18MW；
3时10分：炉点火,再热汽温最低449.9/447.6℃,此时中内缸内下壁温470℃；
3时24分：再热汽温升至553/555℃后开始下降,并有多次波动；
6时00分：检查发现乙小机油箱油位由-80mm/-150mm下降至-105/-165mm；
21时03分：高扩压力高且声音异常,故关闭高排前疏水一次门,真空由91.8KPa下降至86KPa,即开启该门,真空恢复至91.8KPa。
二. 原因分析：
1. 主汽、再热汽温度多次大幅波动均因调整不当引起；
2. 乙小机油箱油位下降系乙小机冷油器漏；
3. 关闭高排前疏水一次门，真空下降是因高扩疏水总管焊口裂缝引起。
三. 采取对策：


42　3机发电机主保护动作
1993年1月18日
一. 故障现象：
0时40分：接令准备停机；
1时22分：“发电机主保护动作”信号发，负荷由130MW甩至0MW；
1时57分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


43　3号机真空低打闸停机
1993年1月20日
一. 故障现象：
17时05分：抄冲转参数：主汽压力4.87/4.8MPa,主汽温度337/349℃,再热汽压力0.384/0.303MPa,再热汽温度331/338℃,高内缸上下缸温D/E 137/177℃,中内缸上下缸温D/E 174/168℃,高缸膨胀17mm,中缸膨胀10.5mm,高差-0.5mm,中差+0.4mm,低I缸+0.5mm,低II缸+3.2mm,轴向位移-0.3-/0.4mm，大轴弯曲：高压转子0.02mm,中压转子0.025mm，调速油压2.05MPa,润滑油压0.141MPa,润滑油温31℃,真空81KPa；
17时28分：主机挂闸冲转；
17时43分：1400r/min中速暖机；
20时19分：主机3000r/min；
20时55分：发电机并网发电；
22时34分：炉灭火；
22时37分：备汽压力低(0.15MPa),真空低,汇报后接令：发电机解列；
22时38分：打闸停机；
23时10分：大轴静止,投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 备汽压力低是由于老厂来汽严重不足，加之4号机于22时30分炉灭火，无法提供备汽，导致3号机真空低，机组无法运行。
三. 采取对策：



44　3号机转冷泵甲多次跳闸

一. 故障现象：
1993年1月22日15时42分：转冷泵甲消缺完，启动转冷泵甲，空载电流12A，空载压力0.62MPa,开出口门，投入运行，转冷泵乙停运后，转冷泵甲跳，立即抢投转冷泵乙正常；
1993年2月8日12时43分：定期工作，转冷泵乙切为甲运行，乙泵投联动，甲泵电流17A；12时46分，转冷泵甲跳，乙泵联动；复归甲停止按钮、乙泵启动按钮，“转子进水压力低”、“转冷泵出口压力低”、“转子进口滤网差压高”信号发；
1993年2月22日8时30分：启动转冷泵甲，停转冷泵乙投联动。8时35分，转冷泵甲跳，乙泵未联动，抢投成功，“转子进水压力低”、“转冷泵出口压力低”、“转子进口滤网差压高”信号发。11时0分，两次配合电检试转转冷泵甲，均运行5－6分钟即跳，切电处理。
二. 原因分析：转冷泵甲多次跳闸均为热偶保护动作所致。
三. 采取对策：



45 3号机1号中联门门后进汽短管疏水管破裂，机组停运
1993年4月5日
一. 故障现象：
2时17分：负荷225MW突然听到机房内一声巨响，烟、汽、保温飞扬，机头一片浓雾；
2时19分：立即就地手打危急保安器，检查负荷至0MW，转速下降；
2时52分：大轴静止，因电气倒电源，停顶轴油泵，盘车暂不投，手盘转子180度；
3时24分，电源倒好，启动顶轴油泵，手盘转子轻快，投入电动盘车。
二. 原因分析：
1. 检查,原因为乙侧1号中联门门后进汽短管疏水管破裂；
三. 采取对策：



46　3号机发电机断水保护动作，机组跳闸
1993年4月17日
一. 故障现象：
15时50分：转冷器甲滤网清扫工作结束，通知零米值班员将转冷器甲恢复作备用；
16时04分：转冷水压力0.467MPa,转冷水流量16.37T/H,定冷水压流量均正常未变化，电气值班员告发电机断水信号来,此时主机未来任何信号,发现以上现象时，立即投入转冷泵甲运行，增转转冷泵后转冷水压力升高至0.535MPa，流量未变化，接着机组跳闸，此时厂用电失去，循环泵乙、丙，转冷泵乙，定冷泵甲，疏水泵甲跳闸，定冷泵乙、疏水泵乙联动，抢投电动给水泵，转不起来，启动调速油泵正常；
16时08分：厂用电恢复，启动循环泵乙、丙；
16时19分：主机转速491r/min，接令：挂闸冲转；
16时40分：发电机并网发电；
二. 原因分析：
1. 发电机转子冷却水压取样点设计错误，该取样点安装在供水母管上，正常运行时，该点水压为0.467MPA,故“水压高接点处于接通状态”，一旦发电机供水流量小于整定值（20T／H）时，断水保护即动作令机组跳闸；
2. 3号机转冷器甲清扫滤网工作结束后，由于恢复操作不当使系统中空气未排尽，造成转子冷却水流量下降（＜16T／H），导致发电机断水保护动作，机组跳闸。
三. 采取对策：
1. 改接转子冷却水压取样点至汇水管；
2. 运行人员应严格遵守操作规定，防止操作失误造成运行机组跳闸。

47　3号机轴弯曲大停机，中差大停机保护动作，机组跳闸
1993年6月11日
一. 故障现象：
3时26分：炉灭火，负荷由240MW减至10MW；
3时46分：再热汽温降至455/460℃，打闸停机；
4时20分：大轴静止，投入盘车运行；
16时30分：炉点火；
19时40分：主机挂闸冲转，抄冲转参数：主汽压力6.7/6.6MPa,主汽温度454/470℃,再热汽压0.64/0.56MPa,再热汽温度461/486℃,真空68.4KPa,高缸D/E 377/331℃,中缸D/E 353/354℃,高缸膨胀28.2/27.8mm,中缸膨胀17/17mm,高差-0.4mm,中差-0.2mm,低I差+0.6mm,低II差+3.5mm,轴向位移-0.2mm,大轴弯曲:高压转子0.06mm,中压转子0.025mm,润滑油温32℃；
19时52分：冲动至2380r/min时，轴弯曲最大至299μm，“菲轴弯曲大停机”信号发；
20时21分：大轴静止,投入盘车运行,电流38A,大轴弯曲:高压转子0.05mm,中压转子0.025mm；
20时35分：主机挂闸冲转；
20时55分：转速升至3000r/min；
21时15分：发电机并网负荷加至28.4MW；
6月12日0时49分：再热汽温560/553℃,中差大报警,负荷由170MW减至120MW；
1时09分：负荷162MW时，“菲中差大停机”信号发,机组跳闸；
1时49分：大轴静止投入盘车运行。
二. 原因分析：
三. 采取对策：



48 3号机发电机主保护动作，机组跳闸
1993年7月10日
一. 故障现象：
10时00分：发电机碳刷着火，负荷由200MW减至21.3MW；
10时04分：发电机主保护信号发,机组跳闸；
10时10分：备汽压力低至0.25MPa,轴封压力低,接令：破坏真空；
10时34分：大轴静止,投入盘车运行；
二. 原因分析：
由于碳刷过热冒火，最终发展为严重环火，导致紧急解列发电机。
三. 采取对策：



49　3号机再热汽温急剧下降，打闸停机
1993年7月27日
一. 故障现象：
10时25分：炉点火；
13时10分：抄冲转参数：主汽压力4.6/4.5MPa,主汽温度317/336℃,再热汽温349/341℃,真空76KPa,高缸D/E 123/109℃,中缸D/E 47/104℃,高缸膨胀11mm,中缸膨胀7mm，轴向位移-0.2/-0.2mm,高差-0.1mm,中差+0.5mm,低I差+0.5mm,低II差+2.7mm,大轴弯曲：高压转子0.02mm ,中压转子0.02mm,润滑油温32℃；
13时29分：主机挂闸冲转；
13时45分：转速1500r/min中速暖机；
15时00分：高旁蒸汽门打不开,热工告属设备问题,无法处理；
16时02分：主机3000r/min；
16时51分：发电机并网发电；
16时52分：再热汽温由343/348℃开始下降；
16时54分：热汽温下降至190/181℃；
16时55分：发电机解列；
16时56分：打闸停机；
17时15分：转速降至190r/min， 接令：主机恢复；
17时27分：主机3000r/min；
17时50分：发电机并网发电。
二. 原因分析：
1. 由于再热蒸汽管道积水严重，导致机组并网蒸汽流量增大后，再热蒸汽温度直线下降，打闸停机。再热蒸汽积水可能有如下原因：1　锅炉再热器减温水量太大。2　高旁减温水量大。3　管扩压力高，管扩疏水倒回再热蒸汽管道。4　再热蒸汽管道疏水不充分。
三. 采取对策：



50　3号机凝汽器、除氧器水位低，被迫停机
1993年11月1日
一. 故障现象：
0时00分：3号机大修后首次带负荷运行，凝汽器、除氧器水位低无法维持，进行查漏，联系化学增转除盐水泵及补水泵；
1时00分：凝汽器水位270mm，除氧器水位1270mm；
3时30分：因凝汽器、除氧器水位低，机组无法运行，接令，准备停机；
3时39分：发电机解列，打闸停机；
4时18分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
经查有以下原因影响凝汽器、除氧器水位：
1. 高加危急疏水门内漏；
2. 凝泵出口排污门内漏；
3. 厂用汽至邻机供汽量大；
4. 有压放水排炉热水井量大；
5. 5号低加出水门前放水门内漏；
6. 高压清洗门内漏。
三. 采取对策：


51　3号机高缸上、下温差大
1993年11月21日
一. 故障现象：
8时0分：3号机在盘车状态下，发现高缸D/E 240/102℃,B/G 241/97℃,中缸D/E 231/122℃,B/G 220/183℃,高缸内缸上、下温差138℃，外缸上、下温差144℃，检查发现凝汽器水位高，启动凝泵甲运行，开启凝泵出口排污门放水，关闭凝汽器补水总门；
8时55分：凝汽器水位至600mm，高缸上、下温差逐渐减小，停凝泵甲，关排污门。
二. 原因分析：
由于凝汽器补水调整门不严，加之机组停运后人员责任心不强，思想上麻痹大意，导致凝汽器满水进入汽缸，引起高缸上、下温差大。
三. 采取对策：

52　3号机轴盖振动大停机保护动作，机组跳闸
1993年12月20日
一. 故障现象：
18时01分：3号机正常运行中，“菲轴承盖振动大”信号发，检查发现10瓦轴盖振动达100μm，后下降至50μm；
18时03分：“菲轴承盖振动大停机”信号发，保护动作，负荷由270MW甩至0MW机组跳闸，10号瓦轴盖振动最大达125μm；
18时11分：主机转速降至1200r/min，接令：挂闸升速；
18时42分：主机升至3000r/min；
19时02分：发电机并网发电，轴盖振动大停机保护未投。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


53　3号机真空低保护动作，机组跳闸
1994年3月6日
一. 故障现象：
2时38分：3号机小修工作完后并网，真空偏低，调整后真空由69KPa上升至92.6KPa；
11时44分：负荷加至230MW,中压缸排汽管甲乙法兰漏泄；
12时00分：负荷减至167MW；
16时50分：负荷减至80MW,机检紧法兰螺栓；
17时03分：真空从90.2KPa开始下降；
17时06分：真空下降至62.5KPa,低真空保护动作,机组跳闸；
17时28分：大轴静止,投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 中压缸排汽管泄漏是由于法兰变形，使用垫子不合适所致；
2. 低真空保护动作是由于负荷减至80MW时，中缸排汽处为负压，空气通过法兰漏泄处进入凝汽器，致使凝汽器真空超限，保护动作，机组停运。
三. 采取对策：


54　3号机主油泵故障停机
1994年3月26日
一. 故障现象：
19时38分：机组正常运行中，负荷由270MW甩至0MW，发电机主保护动作信号发，机组跳闸，检查CRT转速表到零，立盘和就地数字式转速表指示正常，并检查机组各参数均正常，启动调速油泵，开启疏油门，转速1500r/min启动顶轴油泵，转速降至1100r/min时接令：挂闸升速；转速1500r/min时停顶轴油泵，转速2900r/min进行阀切换，关疏油门，停调速油泵后调速油压快速下降，抢投调速油泵不成功，机组跳闸，启动交流润滑油泵；调速油泵开关处理好后启动正常，停交流润滑油泵。接令：重新挂闸升速。转速升至2600r/min“菲轴盖振动大停机”信号发，汽轮机跳闸，就地检查振动一直不大，接令：撤除“菲轴盖振动大停机”保护，再次挂闸升速至2900r/min进行阀切换，关疏油门，停调速油泵；
20时40分：发电机并网；
20时51分：负荷加至200MW；
21时52分：机组负荷突然回零又恢复正常，听到机房一声巨响，同时，就地发现前箱内冒火，即就地打闸停机，开疏油门，断调速油泵联锁，启动交流润滑油泵，破坏真空，大轴静止，投入盘车运行。盘车电流40A，大轴弯曲：高压因固齿连接器坏无法测量，中压0.03mm。
二. 3月29日揭前箱发现：主油泵转子前窜10mm，轴串撬不动。叶轮和泵壳磨损严重，其深度约5mm，密封环内钨金渣子较多，泵轴推力瓦严重过热，前箱内钨金渣子较多，固齿联轴器后端两个半圆挡板12根φ8螺丝全部拉断。
三. 原因分析：


55　3号机发电机故障
1994年5月2日
一. 故障现象：
4时23分：负荷由255 MW甩至0MW，所有报警光字全灭，卧盘仪表电源失去，甲、乙、丙循环泵，乙凝泵，甲凝升泵，甲、乙射水泵，乙转冷泵，甲定冷泵，乙疏水泵均跳闸，立即启动直流润滑油泵，复归各转机停止按钮，查高、中压主汽门、调门均关闭，盘车顶轴油泵均无电，同时主机破坏真空。厂用电恢复，启动乙凝泵，甲凝升泵，甲转冷泵，乙定冷泵；排汽缸温度48℃，启动乙循环泵。转速370r/min，保安电源恢复，启动顶轴油泵；
4时53分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 3号主变由于制造质量问题造成运行中发生三相短路；
2. 发变组故障跳闸后，6KV备用电源未联动，造成厂用电源中断。
三. 采取对策：


56　3号机3号瓦振保护误动，机组跳闸
一. 故障现象：
1994年6月7日，3号瓦振大保护动作，机组跳闸，发电机解列。
二. 原因分析：
3号瓦振接线盒因靠近汽轮机受热变形（①中缸中分结合面漏汽。②汽缸及管道保温差。③轴封漏汽大。），接触不良造成开路，引起保护误动。
三. 采取对策：


57　3号机主油泵推力瓦温度高，机组停运
1994年6月7日
一. 故障现象：
12时00分：3号机主油泵推力瓦温度高；
23时35分：温度高至110℃；
6月8日10时20分：发电机解列，机组停运。主油泵解体后检查发现推力轴承供油管接头处被熔化的两片钨金局部堵塞，推力瓦钨金轻度磨损。
二. 原因分析：
分析认为钨金残片为4月份抢修时残留在油系统内，导致进口管堵塞，油量不足，引起主油泵推力瓦温度高。
三. 采取对策：


58 3号机主油泵推力瓦温度高，机组停运
1994年6月12日
一. 故障现象：
7时00分：3号机主油泵检修完后锅炉点火；
13时45分：并网后发现主油泵推力瓦温度仍然较高；
6月13日13时20分：主油泵推力瓦温度高达117℃；
14时55分：发电机解列，机组停运，停运后揭前箱发现主油泵推力间隙为0.3mm,主油泵推力瓦块钨金轻度磨损。
二. 原因分析：

三. 采取对策：
经厂有关部门和局生产处专工认真分析、研究,确定了改进方案,即在泄油槽幅面增开直径1.5mm的半圆泄油通道6条,增大回油量,上半轴瓦进油口至工作面两侧均开1×3mm润滑油槽,对推力面油隙进行修刮。

59 3号机甲射水泵泵体发热，汽化不打水
1994年8月6日
一. 故障现象：
0时50分，启动甲射水泵抽真空，甲泵泵体发热，汽化不打水，电流140A。
二. 原因分析：
因甲射水泵入口门未开（系暗杆门，不易直观判断门开、关位），造成甲泵不打水。
三. 采取对策：

60　3号机高差大停机保护动作，机组跳闸
1994年8月6日
一. 故障现象：
23时10分：机组正常运行中，主机甲侧高压主汽门开度只有55mm，经活动仍不能开出，准备停机处理；
23时10分：开始减负荷；
8月7日0时23分：控制室内打闸停机，转速下降，启动调速油泵，做调门严密性合格；
1时0分：抄冲转参数：主汽压力5.5/5.5MPa,主汽温度508/508℃,再热汽温度490/480℃,高差-0.8mm,中差-0.6mm,低I差+4.0mm,低II差+9.5mm；
1时03分：主机挂闸冲转；
1时15分：转速3000r/min；
1时32分：发电机并网带50MW负荷运行,高差-1.2mm,中差0；
1时38分：甲侧主汽温度由509℃下降至483℃,要求提升汽温；
1时45分：高差-1.3mm，“菲高缸差胀大停机”信号发，保护动作，主汽门、调门，各段抽汽逆止门及高排逆止门关闭，转速3006r/min不降，排汽缸温48℃；
2时04分：转速下降；
2时32分：高差-1.6mm,大轴静止,投入盘车运行,电流35A,大轴弯曲:高压转子0.03mm,中压转子0.02mm。
二. 原因分析：
1. 甲侧高压主汽门自动关回是三月份主油泵损坏造成油系统严重污染，虽经清扫，但仍存在死角，机组运行后，使残存的铁屑、金属沫进入自动主汽门油动机内，引起高压主汽门全开后保持不住，自动关回；
2. 高缸差胀负值大是由于主汽温度大幅降低造成高差保护动作；
3. 汽轮机跳闸后，转速长达19分钟不降是由于出口开关两相未拉开，造成汽轮机无蒸汽运行。
三. 采取对策：
61 3号机主机调速油泵故障停运
1994年8月15日
一. 故障现象：
22时52分，主机调速油泵跳闸，非驱动端轴承冒烟，从加油孔看轴承发红。
二. 原因分析：
由于非驱动端轴承箱油位低，导致轴承断油干磨，严重损坏。
三. 采取对策：
1. 运行人员应提高巡检质量，提前发现设备的异常情况，争取早发现，早处理；
2. 检修更改过的设备，应有交待，试转时检修专责人应一起参加，并对设备的安全运行负责。


62　3号机1号瓦振动大停机保护动作，机组跳闸
1994年11月24日
一. 故障现象：
23时18分：3号机带负荷295MW，1号瓦轴振动、轴盖振动及轴弯曲均有所上升；
11月25日0时03分：1号瓦轴盖振动大停机保护动作，机组跳闸，发电机解列；
11月25日至11月26日，先后4次机组启动，均因轴承盖振动大机组无法投运，高压揭缸后发现第七级掉叶片三根。
二. 原因分析：
由于高排疏水管道无逆止门，停机后高排温度低，疏水返回高压缸，导致高缸第七级叶片断裂，属设计问题。
三. 采取对策：高排管道加装疏水罐。


63 3号机高缸排汽管漏泄，机组停运
1994年11月16日
一. 故障现象：
2时15分：3号机启动加负荷时，发现前箱下部漏汽较大，机组停运，打开保温后检查，高压缸甲排汽管制造焊口热影响区裂缝。裂缝环管子周围南侧260mm左右；
11月18日：3号机高压缸甲管消漏工作完；
11时30分：汽轮机挂闸冲转；
13时00分：发电机并网；
16时31分：负荷加至160MW时发现乙侧高压缸排汽管漏；
17时01分：机组停运，检查高压缸乙排汽管制造焊口热应力区裂缝800mm左右；
11月22日：高压缸乙管消漏工作完；
13时54分：主机挂闸冲转；
16时32分：发电机并网发电。
二. 原因分析：
1. 3号机投运以来，虽经过大、小修，但高排管道支吊架销钉未拔出，缺陷始终未被发现，管道振动时没有缓冲，造成支吊架脱槽，管道应力集中，使高排管根部应力集中；
2. 高旁开、关按钮弹簧开时卡，按钮按下弹不起来，引起高旁压力瞬时升高，造成冲击，引起振动；
3. 3号机疏水系统不畅，管道内积水，使高排甲管逆止门轴被打弯。
三. 采取对策：

64　3号机电动给水泵电机温度高停泵
1994年11月25日
一. 故障现象：
15时15分：3号机启动中，电动给水泵投运；
17时10分：零米值班员检查发现电动给水泵出口风温高至100℃（该表计最大量程100℃），采取降转速及提高冷却水压等措施；
17时35分：电动给水泵跳闸，发出“电动给水泵定子温度高”信号，停运后检查发现电动给水泵空冷器进口水门门头掉，检修人员将水门更换后；
20时40分：电动给水泵加运。
二. 原因分析：
1. 运行人员操作经验不足，从3号机电动给水泵空冷器进水门解体后检查看，门杆与连杆断裂，这是造成空冷器断水、电动给水泵电机温度升高跳闸的直接原因；
2. 未认真招待定期工作制度，规定为一小时抄表一次，而电动给水泵运行二个小时中，未抄一次表，失去了一次良好的检查和分析故障的机会。
三. 采取对策：


65　3号机主汽门关闭，机组停运
1994年12月21日
一. 故障现象：
12月21日7时42分：3号机运行中突发“甲侧主汽门关闭”信号，负荷由270MW甩至0MW，逆功率信号发出现，就地检查甲、乙侧主汽门均关闭，发电机解列，汽轮机打闸；
12月18日16时47分：3号机启动过程中，当转速升至2800r/min时，主汽门关闭一次，汽轮机打闸；
12月21日10时17分：3号机挂闸冲动；
11时0分发电机并网发电。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


66　3号机2号瓦温度高，机组停运
1994年12月25日
一. 故障现象：
2时30分：负荷297MW，发现机组振动整体增大（1号瓦轴承盖振动由97μm增至124μm，1号轴平振由55.6μm增至137.2μm,垂振由34.4μm增至77.3μm；3号瓦轴盖振动由14.8μm增18.6μm,3号轴平振由127.1μm增至159.2μm,垂振由98.4μm增至122.1μm ，4号瓦轴盖振动由31.4μm增至40.2μm ，5号瓦轴盖振动由17.6μm增至24.8μm ，1号瓦瓦温由58℃升至65℃,2号瓦瓦温由71℃上升至75℃,轴弯曲由57.6mm增至118.2mm）,立即将负荷减至280MW；
2时49分：就地实测振动:1号瓦轴盖水平振动23μm,轴向振动103μm,垂直振动22μm ，3号瓦轴盖水平振动5μm，轴向振动26μm,垂直振动11μm ；
3时00分：负荷减至250MW,1号瓦轴盖水平振动23μm,轴向振动78μm,垂直振动34μm ；
4时39分：CRT显示1号轴垂振173.4μm,3号轴垂振162.2μm,2号瓦瓦温升高至85℃,1号瓦瓦温升高至76℃；
6时43分：2号瓦瓦温95℃,打闸停机；
6时45分：1号轴平振224.7μm,垂振189.8μm；
6时49分：转速1500r/min,3号轴平振213.5μm,垂振192μm；
7时06分：大轴静止,投入盘车运行,电流43A,中压轴弯曲50μm。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


67 3号机定冷泵甲故障停运
1995年2月7日
一. 故障现象：
22时29分：3号机正常运行中，“发电机定子断水”信号发，定子、端部冷却水压力、流量均降低，检查定冷泵甲电流由58A下降至40A（空载电流）；乙泵未联动，立即抢投定冷泵乙成功，定子、端部冷却水压力、流量恢复正常，检查发现定冷泵甲电机与泵靠背轮脱开，故停之。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


68　3号机主机轴向位移大停机保护动作，机组停运
1995年2月19日
一. 故障现象：
21时36分：炉灭火，负荷由274.8MW减至19.6MW；
21时38分：检查发现主机推力瓦工作面3号瓦块温度136℃,其它2、4、5号瓦块温度也较前升高，汇报单元长，告厂用倒后再停机；关闭高压夹层至再热冷却段回汽门；
21时39分：刚准备打闸时发现推力瓦温度急速由136℃降至87℃，汇报单元长，令不要打闸；
21时46分：检查发现“电超速动作”光字亮，未及汇报时发现机组跳闸，“轴向位移大停机”、““发电机主保护动作”及主汽门、中联门关闭信号发，机组转速下降，立即启动调速油泵，机组惰走中发现二段抽汽压力及甲、乙中联门前压力3.7MPa,开启低旁50%,机头检查发现危急保安器1号飞锤动作,转速最高3026r/min；
22时18分：大轴静止,启动盘车电机时电机冒烟,手盘转子轻快,每15分钟手盘转子180度。
二. 原因分析：
1. 运行人员在减负荷后恢复过程中未按规程撤电超速保护，亦未及时分析判断出电超速保护动作后，中调门因门后压力表指针粘合不能正常开启，高压调门在负荷小于25％未关的情况下，加负荷造成高压缸进汽增大，使推力瓦3号瓦块温度上升至136℃，轴向位移大于+1.2mm，保护动作,机组被迫停运；
2. 运行值班员没有严格执行规程，在事故处理过程中乙侧主汽温度下降至465℃，推力瓦温度上升至115℃以上，两次均未打闸，失去了保设备的机会；
3. 运行值班员在发现“电超速保护动作”信号后，未汇报，未处理，致使机组单缸运行，使事故扩大。
三. 采取对策：


69　3号机盘车装置故障
1995年3月3日
一. 故障现象：
0时10分：3号机推力瓦检修工作结束，主机挂闸冲转；
0时13分：当转速升至200r/min时发现盘车未脱开且盘车减速装置有明显的齿轮磨擦声，立即打闸停机；
0时32分：大轴静止，转入检修，解体后发现盘车蜗母轮损坏严重。
二. 原因分析：
盘车未脱开是因调速油至手柄活塞门误开，此门为远方自动投盘车用，当主机转速＞65r/min时，盘车脱不开，将大、小齿轮打坏。
三. 采取对策：
根据我厂实际情况，将盘车自动投入装置及压力油管路割除加堵。


70　3号机中差大停机保护动作，机组跳闸
1995年3月10日
一. 故障现象：
3时25分：炉灭火，负荷由243MW减至17MW；
3时35分：负荷11MW，高差+1.4mm,中差+0.9mm,低I差+4.1mm,低II差+10.4mm,轴向位移-0.2/-0.1mm；
3时36分：“中缸差胀大停机”信号发,中差+1.3mm,机组跳闸；
4时01分：大轴静止,投入盘车运行；
8时33分：主机重新挂闸冲动；
9时10分：发电机并网发电；
12时10分：,负荷加至300MW。
二. 原因分析：
中差大停机保护动作属于热工保护误动。
三. 采取对策：

71　3号机主机危急保安器误动，机组停运
1995年5月19日
一. 故障现象：
2时52分：3号机正常运行中，负荷由298MW甩至0MW，机组跳闸，“逆功率”信号发，发电机解列，转速下降；
3时03分：检查发现1号飞锤动作（遮断窗口显示遮断）；]
3时12分：接令，挂闸冲转，安全油压建立不起来；
3时19分：安全油压建立，机组升速；
3时22分：转速升至2906r/min时，汽轮机跳闸，就地检查1号飞锤指示遮断位；
3时50分：大轴静止投入盘车运行；
6时08分：3号机挂闸冲转做超速试验，目标转速3100r/min；
6时23分：当转速升至3078r/min时，1号飞锤动作，汽轮机跳闸；
6时38分：解列1号飞锤，恢复机组3000r/min并网；
13时36分：负荷180MW，“轴振动大”、“轴振动大停机”信号发，机组跳闸，CRT显示9号瓦轴水平振瞬时值为0.25mm（保护动作值）；
14时0分：接令，撤除9号瓦轴振保护，机组恢复；
14时18分：发电机并网；
14时30分：负荷加至70MW，机组跳闸，检查发现1号、2号飞锤均动作；
15时00分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 1号飞锤因偏心孔配重封头旋出约6mm，该封头旋出后顶在闷头上反作用于飞锤，引起误动，2号飞锤动作原因初步分析认为是：1号飞锤误动未恢复情况下可传振动引起；
2. 菲轴振大停机保护92年6月24日总工已下令只投报警回路，并将停机回路拆除，去年12月份，生技部通知热工将该回路恢复，5月11日、5月19日运行人员在没有通知的情况下，两次投热机保护时，在联系单上画勾要求投该保护，热工人员也未核准分别将轴振大停机保护投入，暴露出我厂保护管理较混乱，需进一步完善保护管理制度；
3. 1号飞锤第一次动作后，未及时发现说明运行人员事故应变能力差，需进一步提高业务水平；
4. 去年12月3号汽机检修，发现汽机小轴齿轮磨损，需更换，由上海汽轮机厂对危急保安器重新装复，试验合格，这次检查发现封头处未用洋冲冲铆，运行中自动退出，现冲铆四个点，做试验合格。
三. 采取对策：


72　3号机差胀大停要保护动作，机组跳闸
1995年5月20日
一. 故障现象：
17时07分：3号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力7.5/7.5MPa,主汽温度375/380℃,高差-1.0mm,中差-0.4mm,低I差-0.2mm,低II差+3.3mm,真空78.2KPa,油温35℃；
17时16分：推力瓦工作面7号瓦块温度100℃,温度班实测60℃；
17时21分：转速升至2846r/min时,高差-1.3mm,“高缸差胀大停机”信号发,保护动作,机组跳闸；
17时28分：高差-1.2mm,继续挂闸冲转；
17时33分：转速维持1409r/min；
18时20分：发电机并网；
20时15分：中差+1.7mm,采取以下措施:①启动凝升泵,降低轴封温度,由170℃,降至130℃；②联系炉降再热汽温；
20时28分：中差+1.8mm“中缸差胀大停机”信号发，保护动作，机组跳闸；
21时20分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


73　3号机发电机断水保护动作，机组跳闸
1995年6月12日
一. 故障现象：
7时29分：3号机运行中转冷水压力、流量摆动，立即手动启动转冷泵乙；
7时30分：“发电机转子断水”信号发，保护动作，负荷由296MW甩至0MW，机组跳闸；
7时33分：“中差大停机”信号发，破坏真空；
7时55分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
由于转冷箱水位低导致发电机转子断水保护动作。
三. 采取对策：

74　3号机乙小机四段逆止门故障
1995年6月12日
一. 故障现象：
21时40分：机组运行中，乙小机转速下滑，启动电动给水泵，检查发现四段抽汽至乙小机逆止门在关闭位置，负荷由292MW减至210MW，联系值长提备汽压力并增开二段至厂用汽门，关四段至0.5-0.7MPa联箱门,乙小机用备汽升速至4000r/min；
22时20分：四段抽汽至乙小机逆止门处理好,将乙小机汽源由备倒为四段供,关闭二段至厂用汽门,开启四段至0.5-0.7MPA联箱门,负荷加至295MW。
二. 原因分析：
乙小机逆止门关闭是由于热工保护（逆止门前、后差压）误动。
三. 采取对策：


75　3号机6KV3B段失压
1995年9月6日
一. 故障现象：
10时21分：电气6KV3B段瞬间失压，循环泵乙、丙跳闸，乙泵倒转，手紧出口门，乙小机主油泵、乙前置泵跳，炉灭火，负荷由270MW减到20MW，真空最低至66Kpa；
11时00分：启动乙、丙循环泵；
11时20分：负荷加至正常。
二. 原因分析：
由于6KV3B段间歇性接地，633B开关低电压跳闸，导致失压。
三. 采取对策：


76 3号机高旁减压阀故障开启
1995年10月12日
一. 故障现象：
10时28分：机组运行中，高旁突然开启，高排压力上升，就地手动关高旁减压阀无效，通知热工保护班，查高旁控制板上指示灯闪烁，减压减温阀全开，要求减负荷，查其它参数正常；
10时31分：经热工自动班人员处理后全关高旁减压减温阀。
二. 原因分析：
高旁阀门故障是由于热工旁路控制系统故障所致。
三. 采取对策：


77　3号机厂用电失去
1995年10月30日
一. 故障现象:
23时10分：3号机运行中，负荷300MW，集控照明突然失去，所有运行设备跳闸，高、中压主汽门、调门，各段抽汽逆止门及高排门关闭，转速下降，启动直流润滑泵，断运行泵联锁，复归跳闸泵按钮，关II、IV段至厂用汽门，低缸安全门爆破；
23时13分：转速降至1566r/min，启动顶轴油泵无电，要求尽快恢复；
23时50分：启动顶轴油泵，大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
由于厂高变结构设计不合理，外部短路电流的冲击使变压器低压线圈严重烧损变形，引起故障发生。
三. 采取对策：
78　3号机主机前箱处着火
1996年2月15日
一. 故障现象：
17时37分：3号机运行中，检查发现机头冒烟；
17时39分：控制室内主机转速表均无指示，负荷调节级压力、周波正常，高差指示最大，回油温度1号瓦无指示；
17时42分：前箱底部着火，烧断部分电缆，解除高差、菲超速、回油温度高保护；
19时27分：将前箱处着火扑灭，控制室主机转速表恢复。
二. 原因分析：
由于前箱热工电缆孔漏油顺电缆流下，且电缆线绑在未保温的主汽门前疏水管上，高温烘烤起火。
三. 采取对策：


79　3号机中差大停机保护动作，机组跳闸
1996年3月12日
一. 故障现象：
7时05分：主机挂闸冲转，主汽压力4.0/4.0MPa,主汽温度365/350℃,高差+2.7mm,中差+0.3mm,高缸膨胀18/17mm,中缸膨胀13/13mm；
8时00分：发电机并网,投汽加热,高差+3.0mm,中差+0.8mm；
9时15分：甲小机冲转；
9时30分：乙小机冲转；
10时40分：甲,乙汽动给水泵投运,停电动给水泵；
10时53分：负荷180MW；
11时13分：中差+1.2mm,高缸膨胀20/21mm；
11时30分：中差+1.4mm,法兰螺栓加热联箱二次门法兰向外刺汽,不能操作；
11时40分：中差上升至+1.6mm,继续上升,高缸膨胀24/24.5mm,负荷减至150MW；
11时59分：中差+1.7mm,中缸差胀大停机信号发,机组跳闸；
12时28分：主机重新挂闸冲转；
13时31分：发电机并网,负荷加至30MW；
17时30分,负荷加至240MW。
二. 原因分析：
这次中差大停机保护动有以下原因：
1. 低负荷暖机时间短；
2. 汽加热阀门故障，供汽不充分；
3. 中差保护动作值整定偏差大。
三. 采取对策：


80 3号机发电机故障，机组跳闸
1996年3月27日
一. 故障现象：
7时30分：3号机正常运行中，发电机一声爆响，主汽门、中联门关闭，机组跳闸，转速最高升至3180r/min后下降，启动调速油泵，开疏油门，启动电动给水泵；
7时31分：甲循环水泵、调速油泵、电动给水泵跳闸，机阀门柜失电，立即启直流润滑油泵，甲、乙前置泵跳闸，甲、乙射水泵跳，联系电气处理，接令停乙定冷泵、乙凝升泵；
7时32分：主机交流润滑泵、顶轴油泵因无电转不起来，切换正常后启动；
8时04分：大轴静止，投入电动盘车，经解体检查设备的损坏情况为：发电机靠机侧的12个窥视孔振裂，机侧端盖靠北面上部有一处放电疤痕，对应的5根引水管从鼻烟斗根部断开，机侧端盖靠南面有两处放电，一处已将端盖熔穿，另外4根引水管烧断。
二. 原因分析：
由于发电机定子线棒厂家装配质量问题长期运行磨损造成端部线棒相间绝缘击穿短路，并对端盖放电使机组故障跳闸。
三. 采取对策：

81　3号机发电机断水保护误动，机组跳闸
1996年4月3日
一. 故障现象：
3时09分：主机挂闸冲转；
3时22分：机组转速1500r/min，中速暖机；
5时47分：主机转速升至3000r/min；
5时51分：10号瓦盖振动大，CRT为124.9μm,汽轮机跳闸；
6时27分：转速恢复至2998r/min时,10号瓦盖振动大,汽轮机又一次跳闸；
6时32分：主机冲至1500r/min；
7时00分：10号瓦盖振动大停机保护断开；
7时09分：转速升至3000r/min；
7时10分：发电机并网；
10时21分：“发电机断水”信号发，保护动作，机组跳闸，检查定、转冷水正常，撤除发电机断水保护，挂闸冲转；
10时40分：转速升至3000r/min；
11时0分：发电机并网。
二. 原因分析：
10号瓦盖振动大停机及发电机断水停机均为热工保护误动。
三. 采取对策：


82　3号机再热汽汽温下降快，打闸停机
1996年4月20日
一. 故障现象：
6时27分：3号机运行中，发现甲侧再热汽温下降，联系锅炉值班员调整；
6时28分：甲侧再热汽温快速下降；
6时30分：甲侧再热汽温降至465℃，要求停机；
6时31分：汽温降至449℃，接令，打闸停机；
6时58分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
甲侧再热汽温低是由于锅炉人员调整不当引起。
三. 采取对策：

83　3号机轴承回油温度高保护动作，机组跳闸
1996年8月1日
一. 故障现象：
23时25分：3号机正常运行中，“支持轴承回油温度≥75℃”信号发，机组跳闸，检查发现3号瓦回油温度达98.5℃,启动调速油泵、电动给水泵
23时57分：接令，撤除3号瓦回油及中差跳机保护，挂闸冲转；
8月2日0时09分：发电机并网；
0时17分：机组负荷加至50MW，经热工处理3号瓦回油温度显示正常；
1时15分：负荷稳定在230MW，全面检查正常后投入3号瓦回油及中差大停机保护。
二. 原因分析：
经热工检查发现3号瓦回油测温元件坏（铂电阻断），造成开路引起温度突升，更换元件后，回油温度显示正常。
三. 采取对策：

84 3号机主油泵推力瓦块温度高，机组停运
1996年8月5日
一. 故障现象：
8月5日23时50分：3号机运行中，主油泵推力瓦温度逐渐上升；
8月6日0时30分：主油泵推力瓦温度上升至107.2℃，最高至110.5℃，负荷260MW，润滑油温39℃；
16时25分：主油泵推力瓦温上升至113℃；
16时30分：接令，瓦温按115℃控制；
19时08分：瓦温升至115℃；
19时32分：主油泵推力瓦温达117.2℃，接令按118℃控制；
21时55分：瓦温升至120℃，要求停机不准，减负荷至180MW，负荷稳定在50MW，主油泵推力瓦温115℃；
23时05分：负荷加至100MW，主推瓦温升至118℃；
8月7日发电机解列，打闸停机。
二. 原因分析：
停机检查发现主油泵推力瓦工作面磨损，推力瓦轴向间隙为1.2mm，联轴器齿套轴向间隙3.8mm(热态)，高压缸侧叶轮密封环浮动不灵活，分析原因为轴向间隙配合不当，重新调整间隙，将联轴器齿套轴向间隙加至0.7mm, 推力瓦工作面进行修补。
三. 采取对策：


85　3号机再热汽温低，机组停运
1996年8月28日
一. 故障现象：
12时56分：3号机运行中，甲侧再热汽温519℃，联系锅炉调整；
12时59分：甲侧再热汽温降至407℃，负荷减至180MW；13时02分，甲侧再热汽温下降至467-465℃，远方停机无效，就地打闸；
13时26分：大轴静止投入盘车运行。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


86　3号机5号瓦温度高，打闸停机
1996年8月30日
一. 故障现象：
9时10分：冲转参数：主汽压力5.26/5.26MPa，主汽温度401/416℃，再热汽温380/380℃，高差-0.4mm,中差+0.2mm，高缸膨胀19/20mm，润滑油温33℃，主机挂闸，冲转，远方停机动作正常，重新挂闸冲转升至2100r/min，5号瓦温度逐渐上升，5号瓦回油温度也上升较快，5号瓦盖振动最大达90.9μm，5号瓦温度升至100℃时打闸停机；
11时40分：挂闸冲转，5号瓦温度量程由100℃改为120℃；
11时55分：主机转速升至3000 r/min，甲侧主汽门开了一半(144mm)；
12时00分：机组并网；
15时40分：用门杆活动装置活动后甲侧主汽门卡在50mm位置不动；
16时50分：负荷减至80MW，甲侧自动主汽门自动全部开启。
二. 原因分析：
三. 采取对策：

87 3号机再热汽温低，机组停运
一. 故障现象：1996年9月26日，3号机运行中，11时15分，甲侧再热汽温下降至516℃，联系锅炉调整，负荷减至180MW，11时20分，负荷减至100MW，甲侧再热汽温下降至468℃，11时21分，甲侧再热汽温下降至465℃，打闸停机，中差由1.0mm上升，11时26分，转速降至1500 r/m，中差达+1.8mm，11时53分大轴静止，，中差已由最高+2.8mm下降至+2.0mm，手盘转子轻快，投入盘车运行，12时15分中差恢复正常。
二. 原因分析：
三. 采取对策：

88 3号机负荷波动一次
1996年11月19日
一. 故障现象：
7时38分：3号机负荷突然由275MW甩至0MW，六段抽汽逆止门关闭信号发，主汽压力升高，瞬间负荷又升至275MW，检查机组振动、瓦温，轴向位移、差胀均正常。
二. 原因分析：
分析为电超速保护动作所致。
三. 采取对策：

89 3号机炉灭火导致主汽温度低，机组停运
1996年12月1日
一. 故障现象：
9时55分：锅炉灭火，启动电动给水泵；
10时31分：乙侧主汽温度降至465℃，打闸停机启动调整油泵；
11时10分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
1. 锅炉灭火是由于控制气管冻，使控制气压力 低造成一次风机入口档板自动关闭所致；
2. 主汽温度低是在锅炉灭火的情况下，人员调整不当引起。
三. 采取对策：

90 3号机6KV3B段失压。
1996年12月21日
一. 故障现象：
5时25分：3号机运行中， 6KV3B段失压，机3A、3B段瞬间失压，乙、丙循环泵、乙凝升泵、乙转冷泵，甲、乙前置泵，甲、乙小机主油泵，电泵辅助油泵跳，甲、乙小机跳，立即启动电泵辅助油泵，电动给水泵，启动甲定冷泵，甲凝升泵运行，甲转冷泵，甲、乙小机备用主油泵联运正常，启动甲射水泵，解列电超速，6KV3B段恢复正常，启动乙、丙循环水泵运行；
5时35分：锅炉点火，负荷加至50MW；
6时20分：甲、乙汽动给水泵投运，6时30分，负荷加至150MW，6时55分，负荷加到300MW。
二. 原因分析：6KV3B段失压系3310开关正常运行中B相跳闸。
三. 采取对策：

91 3号机回油温度高，保护误动，机组跳闸
1997年1月15日
一. 故障现象：
8时58分：3号机运行中，“支持轴承回油温度≥65℃”信号发，查2号瓦回油温度70℃并快速上升，2号瓦支持轴承温度63℃，正常，紧接着“支持轴承回油温度≥75℃”信号发，保护动作，机组跳闸，启动电动给水泵；
9时05分：撤除2号瓦回油温度高停机保护，机组挂闸冲转；
9时19分：发电机并网。
二. 原因分析：
由于2号瓦回油温度元件坏引起保护动作。
三. 采取对策：


92 3号机危急遮断器#1飞锤误动
1997年1月24日
一. 故障现象：
3时35分：3号机正常运行中，主油泵推力瓦温从57.7℃开始上升，就地检查正常，最高至88.8℃，甲、乙侧主汽门、调门各段抽汽逆止门关闭，机组跳闸，无任何跳机信号，甲、乙高排逆止门未关，“电气主保护动作”信号发，联系热工保护检查，回告仅“电气主保护动作”，其余正常；
4时21分：主油泵推力瓦温升至106.4℃，主油泵径向瓦温100℃；
4时46分：接令挂闸冲动；
4时54分：转速升至2464 r/min时汽轮机跳闸，无任何跳机信号；
4时58分：主油泵推力瓦温96.7℃；
5时22分：大轴静止，投入盘车运行；
7时08分：重新挂闸冲转，就地检查发现#1飞锤动作，接令解列之，继续冲转；
7时50分：转速升至3000 r/min；
7时55分：主油泵推力瓦温117.8℃，接令打闸停机；
8时05分：转速1036 r/min，接令，恢复至1500 r/min；
8时25分：打闸停机；
8时57分：大轴静止，投入盘车运行。
二. 原因分析：
停机后揭前箱检查发现主油泵推力瓦烧，分析原因为主油泵联轴器表面硬度低，负荷变化时，联轴器滑动不畅，将#1飞锤错油门上部鸡腿碰坏，引起安全油释放停机，主油泵推力瓦损坏。
三. 采取对策：

93 3号转速高停机保护误动
1997年1月30日
一. 故障现象：
17时20分：主油泵检修后挂闸冲转；
17时30分：转速升至1500 r/min，中速暖机；
19时41分：转速升至3000 r/min；
19时59分：“菲转速高停机”信号发，机组跳闸；
20时40分：大轴静止，投入盘车运行；
21时00分：撤除“菲转速高停机”保护；
21时35分，转速升至3000 r/min；
21时53分，发电机并网。
二. 原因分析：
由于“菲转速高停机”保护误动引起汽轮机跳闸。
三. 采取对策：


94 3号机甲汽动给水泵再循环系统异常

一. 故障现象：1997年5月3日8时15分，甲小机转速由800 r/m升至2500 r/m时，前置泵入口，最小流量管及泵体振动大，检查滤网前后压差正常，降速暖泵，8时45分，再次升速振动仍大，开启最小流量阀旁路后升速正常，9时35分，甲汽泵投入运行。
二. 原因分析：
经查系甲汽动给水泵最小流量阀后隔离门门头掉引起振动。
三. 采取对策：

95 3号机回油温度高保护动作，机组跳闸
1997年8月8日
一. 故障现象：
1时00分：3号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力5.5/5.5MPa，主汽温度450/460℃，再热汽温460/460℃，高差-0.9mm ,中差+1.3mm，低I差+2.1mm，低II差+7.0mm，高缸D/E 332/314℃，中缸D/E 338/坏℃；
1时39分：转速升至3000 r/min；
1时48分：发电机并网；
2时05分：“中差大停机”保护动作，机组跳闸，撤除中差大停机保护，重新挂闸；
2时12分：转速升至3000 r/min；
2时17分：发电机并网；
2时30分：负荷20MW，中差+1.8mm，4号瓦温59℃，5号温100℃；
3时14分：“支持轴承回油温度≥75℃停机”信号发，保护动作，机组跳闸，经查4号瓦回油温度75℃，4号瓦温由59℃上升到74℃；
3时23分：撤除“支持轴承回油温度≥75℃停机”保护，恢复机组3000 r/min；
3时32分：发电机并网；
4时30分：中差降至+0.7mm，投入中差大跳机保护。
二. 原因分析：
三. 采取对策：

96．3号机轴承盖振动大停机保护动作，机组跳闸
1997年8月13日
一. 故障现象：
1时50分：主汽压力4.0/4.0MPa，主汽温度420/416℃，再热汽温396/384℃，高差-0.3mm，中差+0.8mm，低I差+1.3mm，低II差+5.2mm，高缸D/E 273/253℃，中缸D/E 246/坏℃；
2时05分：转速升至3000 r/min；
2时12分：发电机并网；
2时28分：8号瓦盖振动由52μm突升至125μm，保护动作，机组跳闸；
2时30分：撤除瓦振大停机保护，挂闸冲转；
2时44分：机组转速升至3000 r/min,发电机并网；
5时20分：负荷加至100MW；
7时00分：负荷加至240MW；
7时15分：中差由+1.5mm上升至+1.8mm撤除中差大停机保护；
7 时47分：减负荷至150MW时；
8 时00分：中差+1.9mm，4号瓦温度91℃，4号瓦回油温度91℃(回油保护未护)。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


96 3号机中差大停机
1997年9月9日
一. 故障现象：
8时30分：炉漏消缺后启动，冲转参数：主汽压力5.8/5.7MPa，主汽温度375/387℃，再热汽温426/413℃，高差-0.6mm，中差+3.0mm，低I差+0.3mm，低II差+3.6mm，高缸膨胀21/21mm，中缸膨胀7.5/7.5mm；
8时41分：冲转至2900 r/min，发电机风档冒火花，打闸；
8时49分：检修后冲转至2880 r/min，发电机仍冒火花，打闸；
9时35分：高差-1.2mm ,撤除高差保护；
9时36分：大轴静止，投入盘车运行；
9时39分：挂闸冲转至800 r/min，投汽加热；
10时00分：高差升至-1.5mm，打闸停机；
10时34分：大轴静止，投入盘车运行；
11时20分：高差-1.6mm，前箱处有异音；
11时36分：高差-1.7mm，停连续盘车，改为手盘；
12时55分：高差-1.3mm，投入连续盘车。
二. 原因分析：
高差大是由于冲转时，高差值已经偏大，主汽温度较低，加之发电机风档冒火花延长了开机时间，导致高差大至停机值。
三. 采取对策：


97 3号机轴振大停机保护动作，机组跳闸
1997年9月9日
一. 故障现象：
16时09分：3号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力9.21/9.18MPa，主汽温度381/399℃，再热汽温229/204℃，真空78.4KPa，高差-1.3mm，中差+0.4mm，轴向位移-0.3/-0.3mm，润滑油温35℃，高缸膨胀20/22mm，中缸膨胀0/13mm(撤除高差停机保护)；
16时23分：转速升至1700 r/min，暖机；
16时51分：转速升至3000 r/min；
16时55分：发电机并网；
20时43分：5号轴平振由95.6μm上升至250μm，“菲轴振大停机”信号发，机组跳闸；
20时59分：撤除中差大停机保护，转速升至3000 r/min；
21时25分：发电机并网，负荷加至120MW。
二. 原因分析：
三. 采取对策：


98 3号机中差变化异常
1997年10月1日
一. 故障现象：
19时51分：3号机挂闸冲转；
20时03分：转速升至3000r/min,发电机并网；
23时00分：负荷加至150MW；
10月2日2时50分：负荷240MW，中差上升至+1.9mm，撤除中差大跳机保护，减负荷至200MW，降再热汽温至490℃，高排膨胀26mm，中缸膨胀13mm；
5时00分：负荷加至220MW；
5时45分：中差+1.7mm；
6时30分：负荷加至230MW，再热汽温升至510℃；
7时00分：中差+1.7mm，负荷加至220MW，高缸膨胀27/26.5mm，中缸膨胀0/13mm；
8时00分：中差+1.8mm，主油泵推力瓦温87℃，4号瓦温96℃；
8时10分：负荷240MW；
9时40分：中差+1.5 mm，投入中差保护；
16时38分：负荷加至296MW；
17时16分：5号瓦振由70.5μm升至90.6μm；
17时20分：低I差由+6.1mm降至+5.8mm，低II差由+11.7mm降至+11.2mm，中差+1.4降至+1.3mm，4号瓦温98℃降至95℃，高缸膨胀 变为28/27.5mm。
二. 原因分析：
缸胀有突跳现象。
三. 采取对策：

99 3号机高加疏水门异常摆动
1997年11月25日
一. 故障现象：
17时16分：机组负荷300MW，真空从92.5KPa开始下降，检查发现3号高加疏水至凝汽器调整门忽开忽关，在5%-80%之间摆动，立即关闭调门前隔离门，真空从87.1KPa开始迅速上升；
17时30分：真空恢复至92.5KPa。
二. 原因分析：
3号高加疏水至凝汽器调门摆动是由于水位设定值偏低，正好处在实际水位附近，造成摆动，后热工将定值由280mm改变300mm，调门关闭。
三. 采取对策：


100 3号机凝升泵出口门故障
1998年1月9日
一. 故障现象：
8时50分：机组负荷180MW，正常运行中，凝结水、凝升泵出口流量至0，检查凝泵乙、凝升泵甲电流下降，启动凝升泵乙跳闸，检查发现凝升泵甲出口门在关闭位置，电动打不开，手动摇开，启动凝泵甲，增大除氧器上水量，负荷减至100MW，8时54时，凝升泵乙开关经处理后启动投运，停凝升泵甲、凝泵甲，9时40分，负荷加至300MW。
二. 原因分析：
三. 采取对策：

101 3号机甲小机主油泵电机故障
1998年1月20日
一. 故障现象： 5时21分，甲小机主油泵电流摆动几下即跳闸，备用主油泵联动正常，但甲小机仍跳闸，启动电动给水泵，负荷由300MW减至250MW，查CRT曲线，甲小机润滑油压从0.162MPA下降至0.134MPA，安全油压瞬间至0，检查发现甲小机主油泵电机有焦糊味，切电检修。
二. 原因分析：
三. 采取对策：

102 3号机定冷水箱水位低保护动作，机组跳闸
1998年1月20日
一. 故障现象：
9时05分：机本-98-010“#3机定冷泵乙更换弹子”工作票做措施；
9时30分：工作票办开工；
9时50分：零米值班员告，定冷泵乙入口门处漏水且门在开启位置，即令关闭定冷泵乙入口门，并派司助协助处理；
9时52分：“定子水箱水位低”、“定子水压低”、“发电机定子断水”信号发，发电机定子水压下降至0.005MPa，定子流量降至15.1T/H，端部流量降至1.13T/H，30S后发电机跳闸，联跳汽轮机，负荷从300MW甩至0MW，主汽门、调门、各段抽逆止门及高排门关闭，转速下降，启动调速油泵、电动给水泵；
9时54分：因定冷箱水位低，定冷泵甲停运；
10时02分：定冷箱水位补上来，启动定冷泵甲；
10时10分：主机挂闸冲动；
10时22分：发电机并网发电；
11时00分：负荷加至300MW，停电动给水泵投备用。
二. 原因分析：
这次发电机断水保护动作机组停运，分析有以下原因：
1. 没有严格执行工作票制度，当运行人员收到机本-98-010号工作票“#3发电机定冷泵乙更换弹子”，安全措施要求关闭该泵出、入口门，运行人员未关入口门，就履行了工作许可手续，违背了工作许可人必须会同工作负责人共同到现场，检查安全措施是否与所列措施一致且安全可靠，经双方认可后方可开工的规定；
2. 在该泵入口门未关的情况下就进行了检修，当泵解体后定冷水箱水外流时，没有及时采取措施，而是联系汇报，最终导致定冷水箱水外流完；
3. 没有执行操作监护制和电话联系复诵制。
三. 采取对策：


103 3号机发电机失磁，机组跳闸
1998年1月20日
一. 故障现象：
13时26分：发电机失磁，机组跳闸，启动交流润滑泵，集控照明先暗后明，甲、丙循环泵，甲、乙射水泵，甲定冷泵，甲、乙前置泵，甲小机备用主油泵，乙小主油泵均跳，后部分电源恢复，启动甲、丙循环泵，甲、乙射水泵，甲定冷泵，甲小机备用主油泵，乙小机主油泵；
13时30分：启动甲、乙、丙、丁顶轴油泵；
13时32分：启动调速油泵，停交流润滑泵；
13时35分：电气有操作，顶轴油泵跳一次，9号瓦温快速上升至100℃，顶轴油泵电源恢复启动后，9号瓦温快速下降，查二、四段至厂用汽门关闭；
14时36分：机组挂闸冲转；
15时10分：发电机并网发电；
16时23分：负荷加至300MW。
二. 原因分析：
由于机零米MCC柜下部电缆沟积水，电源线虽进行了封堵，但潮气仍顺电缆夹缝进入柜内，引起受潮短路着火，发电机整流柜冷却风机失电后引起跳闸，失磁保护动作，机组跳闸。
三. 采取对策：


104 3号机甲前置泵故障跳闸
1998年3月17日
一. 故障现象：
19时32分：甲前置泵跳，甲小机跳闸，启动电动给水泵，负荷由300MW减至250MW；
19时34分：乙小机跳闸，断开保护冲乙小机；
19时36分：炉灭火，负荷减至20MW；
19时50分：负荷加至240MW；
20时10分：“电泵前置泵驱动端径向瓦温高”信号发，电动给水泵跳闸，减负荷至140MW，将乙小机汽源倒为备汽供；
21时30分：冲甲小机
21时34分：启动电动给水泵；
21时47分：甲小机投运；
21时50分：负荷加至180MW；
21时57分：负荷加至240MW，停电动给水泵。
二. 原因分析：
1. 乙小机跳闸是由于流量增大后，乙小机轴向位移在停机保护动作引起；
2. 电动给水泵跳闸原因系前置泵驱动端径向瓦元件端子盒的引线中间压接头氧化松动，使得测量显示偏高达保护动作值。
三. 采取对策：

106　3号机电动给水泵多次跳闸。
一　现象：1998年5月11日21时56分，“甲小机最小流量阀关停机”信号发，甲小机跳闸，最小流量阀打不开，令开启最小流量阀旁路冲甲小机，21时58分，“电泵工作冷油器入口油温高”信号发，电动给水泵跳闸；22时03分，甲小机冲至3354r/m,再循环旁路打不开，降速至600r/m，22时05分，启动电动给水泵，22时10分，电动给水泵又跳闸，发“偶合器温度高”，查6号瓦温90℃，22时15分，接令，启动电动给水泵，22时28分，因主汽温度低至478／465℃，打闸停机，22时40分，冲甲小机，23时0分，主机挂闸冲转，23时02分，甲小机投运，23时09分，主机转速升至3000r/m，发电机并网，12日1时50分，乙小机与泵对轮联好，冲乙小机，3时0分，乙小机投运，负荷加至210MW，4时05分，甲小机最小流量阀旁路门大量刺水，停甲小机负荷减至160MW，乙小机汽源倒为备汽供，7时02分，电动给水泵跳闸，“电泵润滑冷油进、出口温度高”信号一直发，查2、6号偶合器瓦温85℃，复归“电泵偶合器温度高”保护，7时41分，启动电动给水泵，“电泵定子线圈温度高”信号发，查第5点107℃，其余均不高，电机进出风温36／39℃，出口风温50℃，8时10分，升电动给水泵转速，流量80－100T／H，8时17分，“电泵定子线圈温度高”信号发，电泵跳闸，查第5点显示143.9℃且80－130℃之间跳动。10时0分，冲甲小机升至2400r/m，最小流量阀旁路门仍大量刺水，停运解列，11时40分，启动电动给水泵，12时55分，“电泵润滑油冷油器出口温度高”信号发，电动给水泵跳闸。查“电泵偶合器轴承温度高”保护动作，就地检查润滑油冷油器出口温度59℃，15时50分，汇同机检、热工试转电动给水泵，16时53分，“电泵润滑油冷油器进出口油温高”、“电泵偶合器轴承温度高”信号发，2、6号瓦温88℃，电动给水泵最高转速5100r/m，降至4500r/m，17时12分，电动给水泵跳闸，2、6号瓦温85℃，18时20分，甲小机投运，18时30分，负荷加至200MW，20时36分，负荷加至291MW。
二　分析：电动给水泵偶合器轴承温度高是由于润滑油冷油器出口门门头掉，引起频繁跳闸，影响机组带负荷。


107　3号机发电机主保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年10月3日3时05分，“发电机主保护动作”信号发，机组跳闸，负荷由240MW甩至0，转速最高升至3108r/m后下降，同时甲循环泵、乙射水泵跳闸，电泵、主机调速油泵启动不起来，启动交流润滑油泵，3时15分，乙小机汽源倒为备汽供，3时35分，大轴静止，投入盘车运行。
二　分析：①6KV3AC故障系C相非金属性接地，引起A、B相电压升高，导致相间击穿，形成相间短路。②配电室管理方面存在漏油洞，孔洞封堵不严，热缩套安装不完整，有死区。


108　3号机乙小机跳闸。
一　现象：1998年12月7日15时15分，热工保护来人处理甲小机保护电源接地缺陷，18时38分，乙小机跳闸，立即启动电动给水泵，负荷由270MW减至210MW，查乙小机跳主泵继电器动作，复归后冲乙小机当时保护班人员仍在盘后处理甲小机保护，18时49分，乙小机投运，18时55分，负荷加至300MW。
二　分析：由于直流系统接地干扰引起乙小机跳闸。


109　3号机中差大停机保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年12月12日9时29分，启动电动给水泵，9时34分，降甲汽动给水泵转速，关出口门，远方停机失灵，就地打闸，机检消除甲动给水泵平衡室压力表接头漏缺陷，9时46分，冲甲小机，防止电动给水泵跳闸，9时58分，甲汽动给水泵投运，9时59分，“电泵循环液温度高”保护动作，电动给水泵跳闸，10时01分，μm灭火，减负荷至170MW，中差由+1.4mm上升至+1.8mm且趋势较快，要求断保护，10时02分，中差+1.9mm，“中缸差胀大停机”信号发，机组跳闸，接令，乙小机汽源倒为备汽供，10时03分，检修将电泵循环液温度高缺陷消除，启动电动给水泵，10时11分，撤除中差保护，主机挂闸冲转，甲侧高压主汽门及各段逆止门打不开，10时16分，打闸，10时21分，主机从1209r/m冲转，甲侧主汽门仍打不开，和速至1500r/m消缺，10时29分，用榔头将甲侧主汽门砸开，10时34分，转速升至3000r/m，10时49分，发电机并网，17时40分，甲汽动给水泵投运，停电泵，18时15分，负荷加至300MW。
二　分析：炉灭火后减负荷时，由于汽轮机滑销系统膨胀不畅，且减负荷速度快，中差大保护动作，机组跳闸。


110　 3号机发电机主保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年12月12日19时58分，3号机300MW负荷运行中“发电机主保护动作”信号发，机组跳闸，全部转机均跳闸。启动调速油泵，19时59分，厂用电恢复，启动甲、丙循环泵及原运行设备，启动电动给水泵，20时20分，用备汽冲乙小机投入运行，20时35分，大轴静止，投入盘车运行，20时48分，主机闸冲转，21时02分，主机升至3000r/m，停调速油泵，低II差15mm，撤“低缸差胀大停机”保护，21时47分，高差-1.2mm，撤“高缸差胀大停机保护”，21时49分，发电机并网，负荷加至50MW，21时53分，冲甲小机，21时56分负荷加至100MW，22时02分，负荷加至150MW，投低II差、高差保护，22时10分，甲小机投运，22时12分，负荷加至240MW。
二　分析：由于灭磁开关跳闸，致使发电机失磁保护动作，机组跳闸。


111　3号机发电机两次跳闸。
一　现象：1998年12月29日，7时05分，发电机跳闸，主机跳闸，启动调速油泵，电动给水泵，乙小机汽源倒为备汽供，7时20分，主机挂闸冲转，7时38分，发电机并网，7时48分，负荷加至180MW，7时53分，发电机跳闸，主机跳闸。启动调速油泵，6KVB段失压，丙循环泵、乙凝泵、乙凝升泵、乙射水泵跳闸，启动甲凝泵、甲凝升泵、甲射水泵，6KVB段恢复后，启动丙循环水泵，8时01分，中差+1.8mm，撤中差大停机保护，主机挂闸冲转，8时10分，主机升至3000r/m，停调速油泵，8时25分，发电机并网负荷加至50MW，8时35分，冲甲小机，9时0分，中差+1.1mm，投中差大停机保护，9时50分，负荷加至210MW，甲小机投运，停电动给水泵。
二　分析：两次发电机跳闸均系整流柜跳闸，致使发电机失磁保护动作，发电机跳闸。


112　3号机甲汽动给水泵转速波动异常。
一　现象：1999年1月9日16时10分，甲汽动给水泵转速从5073r/m突升，联系炉调整，回告失灵，即就地降转速，转速最高升至5762r/m，泵出口压力28.08MPA，流量583.2T/H，检查无异常。
二　分析：经查为热工一继电器故障。


113　3号机给水泵故障，炉短时断水。
一　现象：1999年2月6日15时0分，启动电动给水泵，15时14分，停乙汽动给水泵消除最小流量阀漏点。15时33分，“电泵主泵轴承温度高”信号发，保护动作，电动给水泵跳闸，15时37分，甲前置泵跳闸，甲汽动给水泵跳闸，炉断水，手动MFT，负荷减至20MW，抢投电动给水泵向炉上水，15时42分，炉点火成功，15时45分，冲甲小机升速后投运，15时55分，负荷加至120MW，16时09分，冲乙小机升速后投运（停止消缺），16时15分，负荷加至150MW，18时08分，停电动给水泵，18时28分，负荷加至300MW。


114　3号机乙小机故障跳闸。
一　现象：1999年2月7日1时35分，“乙小机最小流量阀关停机”信号发，乙小机跳闸，电动给水泵联动成功，就地检查乙小机最小流量阀在全开位置，令放在“0”位，1, 时50分，冲乙小机至800r/m，开启后缸喷水，带压由检修堵漏（乙小机最小流量阀有漏点），2时10分，乙小机打闸，2时45分，冲乙小机，3时35分，乙小机投运，停电动给水泵。
二　分析：由于乙小机最小流量阀漏泄，致使汽水进入最小流量阀控制柜引起接地，造成保护动作。


115　3号机发电机主保护动作。
一　现象：1999年2月10日，3号机正常运行中，7时32分，“发电机主保护动作”信号发，机组跳闸，负荷由200MW甩至0，检查转速下降，启动调速油泵，检查前箱＃1、2飞锤动作，7时49分，全面检查正常，主机挂闸冲动，8时0分，转速3000r/m，8时39分，发电机并网，9时46分，负荷加至280MW。
二　分析：由于电气人员在3310开关撤运时未执行操作监护制度，致使横向保护动作。


116　3号机主机5号瓦温高。
一　现象：1999年3月31日，11时46分，发现主机5号瓦温80℃，检查油压、油温正常，顶轴油压6.0MPA，立即停盘车，经热工处理好，盘车投入运行，5号瓦温42℃。
二　分析：5号瓦温高系接线松动所致。


117　3号机高差负值大停机。
一　现象：1999年4月8日2时0分，高缸D/E 360/325℃，中缸D／E　351／坏℃，高差-0.5mm，中差+0.7mm，3时10分，冲乙小机，4时40分，冲转参数：高缸D／E　340／310℃，中缸D／E　339／坏℃，主汽温度421／427℃，高差-1.0mm，中差+0.1mm，真空-82KPA，4时50分，主机挂闸冲转，高差-1.2mm，4时56分，高差-1.4mm，“高缸差胀大停机”信号发，保护动作，机组跳闸，5时28分，大轴静止，投入盘车运行，6时12分，撤高差保护，重新挂闸冲转，主汽温度457／461℃，高缸D／E　279／271℃，高差-1.6mm，6时20分，转速升至600r/m暖机，6时34分，高差-1.9mm打闸停机，6时54分，大轴静止，投入盘车运行，7时53分，高差-2.5mm，停盘车，8时20分，投入盘车运行，9时30分，抽真空，10时0分，投高外法兰螺栓冷却，汽温220℃，法兰螺栓温度280℃，11时0分，停汽加热，高差-2.1mm，15时09分，再次挂闸冲转，冲转参数：高差-2.0mm，中差+0.2mm，主汽压力3.8/3.8MPA，主汽温度403／415℃，高缸D／E　210／205℃，转速升至800r/m听音正常，16时33分，转速升至3000r/m，16时52分，发电机并网，负荷20MW暖机，高差+0.5mm，投入高差大停机保护，19时21分，负荷加至150MW，21时55分，负荷加至300MW。
二　分析：①机组冲转前中差增大，运行人员采取降低轴封温度，使高差负关值增大，后虽提高了轴封温度，但由于汽缸温度较高，而轴封温度无法与此相适应，高差无法趋于稳定。②第一次冲转时，由于缸温较高，冲动后进汽量较小，泊桑效应造成高差进一步增大。③第二次冲转虽提高了主汽温度，冲转后由于进汽量小，转子处于冷却状态，加之轴封温度仍不能达到汽缸温度，致使高差负值继续增大。


118　3号机顶轴油管漏。
一　现象：1999年8月21日3时55分，发现12米平台盖板下2号瓦顶轴油管刺开，立即停电动盘车，停顶轴油泵甲、乙、丙、丁，以及交流润滑油泵，4时15分启动交流润滑泵，关调速油泵出口门，润滑油压降至0.08MPA，切四台顶轴油泵电源，检修消漏，检修动火焊时着火一次，即扑灭。
二　分析：2号顶轴油管漏系长期振动磨损所致。


119　3号机乙循环泵入口门门头掉。
一　现象：1999年9月18日19时30分，乙循环泵大修完试转，空载电流80A，出口压力0.17MPA，开启出口门后，真空、凝汽器出、入口水压不变，停运，21时21分，启动乙循环泵，电机转向正确，电流100A，出口门前压力0.27MPA，开出口门后，压力降至0.14MPA，电流降至80A，凝汽器真空不变，开乙循环泵出口旁路门，电流压力不变，关出口蝶阀，出口压力0.22MPA，电流80A，停乙循环泵，21时50分，电动开、关乙循环泵入口门一次，关5分05秒，开4分50秒，手摇门轻松，22时04分，再次启动乙循泵，出口压力0.27MPA，电流100A，开出口蝶阀，出口压力0.17MPA，电流80A，22时08分，负荷240MW，节流运行的循环泵丙出口蝶阀至30％，乙循环泵电流不变化，全关丙循环出口蝶阀，主机真空从89.7KPA降至86.6KPA　，排汽温度从39.6℃升至44.8℃，即全开丙循环泵出口蝶阀，关乙循环泵出口门，停乙循环泵。
二　分析：判断为乙循环泵入口门头掉，解体后果然如此。


120　3号机机头着火。
一　现象：1999年4月20日12时42分，3号机打闸停机，启动交流润滑泵运行，12时43分，交流润滑泵跳闸，直流润滑泵联动，12时53分，由于润滑油压偏低，启动调速油泵，停止直流油泵运行，13时16分，启动交流润滑泵试转，润滑油压上升至0.236MPA，调整交流润滑泵出口门，油压降至0.149MPA，16时20分，前箱处发生冒烟着火，通知消防队并扑灭。
二　分析：①运行人员在操作中对润滑油泵的切换和试转中引起的润滑油压升高重视不够，以致于引起漏油，造成着火。②直流润滑泵出口压力低不能满足正常运行的需要，速油泵运行后，润滑油压高至0.236MPA，过压阀不动作系问题，暴露出设备健康水平不高。


121　3号机振动大。
一　现象：2000年7月31日9时25分，大修后3号机第一次冲转，冲转参数：主汽压力3.85/3.96MPA，主汽温度310/330℃，高差+1.0mm，中差+1.1mm，高缸D／E　200/196℃，中缸D/E 41/38℃，真空91KPA，高缸膨胀4／4mm，中缸膨胀0/0.5mm，600r/m听音正常，升至1500r/m振动大，降至1300r/m，3号轴垂振250μm，平振250μm，1、2、3、4号瓦振增大，9时55分，3号瓦振120μm，打闸停机，10时09分，大轴静止，投入盘车运行，21时30分，第二次冲转，冲转参数：主汽压力5.0/5.0MPA，主汽温度353／332℃，再热汽温334／326℃，高差+0.2mm，中差+0.5mm，低I差+4.7mm，低II差+4.4mm，高缸D／E　154／151℃，中缸D／E　163／143℃，高缸膨胀 6/7mm，中差膨胀 2/1mm，21时50分，转速升至1500r/m暖机，22时20分，1号轴垂振、平振大，随后1、2、3、4号瓦振增大，23时14分，2号瓦振125μm，汽轮机跳闸，23时20主机挂闸升至800r/m暖机，9时43分，应电气试验要求，打闸，10时35分，挂闸冲转，13时0分，发电机并网，16时30分，发电机解列，做调门严密性试验，转速1850r/m时6号瓦振动大，汽轮机跳闸，后又冲转3次，均因6号瓦振动大，汽轮机跳闸。


122　3号机甲前置泵跳闸。
一　现象：2000年8月11日7时58分，3号机甲前置泵驱动端轴承温度高跳闸，联跳甲汽动给水泵，9时45分，经处理甲汽动给水泵投运。
二　分析：由于甲前置泵齿轮油泵过压阀螺丝松动，引起轴承供油不足，导致轴承温度高跳闸。


123　3号机定冷水异常波动。
一　现象：2000年8月26日22时30分，发电机定冷水压由0.326MPA快速上升至0.434MPA，定子端部流量由8.82T/H升至8.96T/H，定冷水量无变化，检查阀门位置正确，发电机各进水门后压力及定冷水母管压力均升高，22时35分，未进行任何操作，压力开始下降。
二　分析：由于定冷箱上部加药漏斗关闭，箱内水蒸发汽化形成正压所致，将定冷箱上部漏斗门开启，此现象消失。


124　3号机乙小机油箱油位波动。
一　现象：2000年9月19日23时0分，乙小机油箱油位0/-50mm，查系统未见异常，补油至+60/0mm，9月20日1时0分，乙小机油箱油位+40/0mm，4时0分，乙小机油位0/-40mm，6时30分，乙小机油位-60/-100mm，补油至+20/0mm，9时0分，发现“甲小机油箱油位高”信号发，检修打开油箱盖看油位已满（离上部约200mm），将排烟机档板调至1/4油位指示+100/+90mm，后检修将油位放至+70/+25mm。
二　分析：乙小机就地油箱油位计无上联通管，油位在负压高时油位计指示油位下降，油箱正压时，油位计指示油位上升，而实际油位并未变化。


125　3号机甲、乙汽动给水泵先后跳闸。
一　现象：2000年12月21日18时30分，3号机运行中，温度巡测仪显示甲前置泵非驱动端轴承温度75℃，就地实测温度31℃，18时40分，将甲汽动给水泵跳闸保护撤除，当热工温度班人员对该湿度巡测仪准备检查时，甲前置泵跳闸，联跳甲汽动给水泵，锅炉RB动作，启动电动给水泵运行，此时乙汽动给水泵也跳闸，机组负荷减至40MW，18时53分，由于锅炉缺水，炉灭火，18时54分，检查乙汽动给水泵未发现异常后加运，18时59分，炉点火，19时40分，甲汽动给水泵加运，机组负荷逐渐加至300MW。
二　分析：①甲前置泵热工准备校验巡测仪时，未将前置泵温度高跳泵保护拆除，使甲前置泵跳闸后联跳主泵。②甲汽动给水泵跳闸后，乙汽动给水泵在投自动的情况下，流量增大，转速上升，致使超速保护动作。

1　4号机主机转速飞升一次。
一　现象：1992年9月18日，4号机转速升至3000r/m运行中，3时08分，转速从3017r/m突升至3256r/m，立即打闸，关闭电动主闸门，转速下降，启动调速油泵。
二　分析：转速突升原因为调试人员在机头调一次油压所致。


2　4号机厂用电中断。
一　现象：1992年10月1日1时12分，启动电动给水泵，1时20分，炉点火，2时40分，厂用电中断，各运行泵跳闸，直流润滑泵联动，顶轴油泵未跳，盘车跳，断各运行泵联锁开关，复归跳闸泵，手动关高、低旁，停轴封，关备汽总门及旁路门，关除氧器进汽门，低压缸排汽温度最高至150℃，低压缸及甲小机安全门动作。
二　分析：由于配电室管理不善，致使老鼠进入，640A开关电源侧引起短路，二期厂用电中断。


3　4号机主油箱油位低，保护动作。
一　现象：1992年10月8日11时02分，启动电动给水泵11时07分，炉点火，12时04分，主机挂闸冲转，12时12分，“主油箱油位低”保护动作，汽轮机跳闸，12时27分，主机重新挂闸冲转，13时07分，发电机并网，负荷40MW，19时16分，电动给水泵汽化，捅事故按钮停泵，炉灭火，发电机解列，维持3000r/m，19时18分，启动电动给水泵，19时23分，炉点火，19时33分，发电机并网，负荷35MW，19时52分，电动给水泵再次汽化，捅事故按钮停泵，炉灭火，19时56分，打闸停机，20时12分，投盘车时手盘不动，惰走只有16分钟，在惰走至577r/m时，10号瓦温升至100℃，启动顶轴油泵时发现9、10号瓦油膜压力低，启动丙顶轴油泵，9、10号瓦顶轴油压仍低，21时40分，揭10号瓦，解体后发现10号瓦顶轴油管断。


4　4号机轴承盖振动大停机保护误动。
一　现象：1992年11月9日，20时0分，主机挂闸冲转，20时08分，冲至1400r/m中速暖机，21时0分，8号瓦盖振动不显示，联系公司人员处理时“菲轴承盖振动大停机”信号发，保护动作，汽轮机跳闸，将该保护解除，重新挂闸冲至1400r/m暖机，11月10日，1时0分，由于润滑油压低，交流油泵陪转，1时35分，转速升至3000r/m，1时36分，停调速油泵和交流润滑油泵，润滑油压降至0.08MPA，将交流润滑泵又转起，2时0分，主机冷油器切为甲、丙，润滑油压升至0.186MPA，停交流润滑油泵，润滑油压降至0.99MPA，3时0分，打闸停机，3时35分，大轴静止，投入盘车运行，清扫乙冷油器滤网。


5　4号机回油温度高保护误动。
一　现象：1992年11月12日，4号机运行中，6时25分“推力瓦回油温度＞75℃”信号发，机组跳闸，负荷由300MW甩至0，检查转速下降，启动调速油泵，7时15分，重新挂闸冲转，7时30分，转速升至3000r/m，7时50分，发电机并网，负荷加至100MW。
二　分析：“推力瓦回油温度＞75℃”保护动作因保护接地所致。


6　4号机5、7号低加法兰大量漏泄。
一　现象：1992年11月15日18时57分，接令，关5号低加出口水门，启动凝升泵甲给炉上水，19时0分，5号低加入口大法兰大量漏泄，7号低加入口门前法兰也漏泄，停凝升泵甲，23时30分，5号低加大法兰紧后，启动凝升泵甲，压力2.0MPA，试验各低加水侧大法兰不漏，停凝升泵甲。


7　4号机再热汽温波动一次。
一　现象：1992年11月29日23时35分，4号机挂闸冲转，23时50分，升至1400r/m中速暖机，11月30日4时10分，转速升至3000r/m，4时52分，发电机并网，负荷加至20MW，4时53分，再热汽温373／346℃开始下降，4时55分，再热汽温最低至184／164℃，5时05分，再热汽温恢复。


8　4号机化学补不上水，机组停运。
一　现象：1993年1月7日5时47分，炉点火，7时58分，主机挂闸冲转，8时10分，电动给水泵跳闸，炉灭火，汽机打闸，9时0分，重新点火，9时50分，挂闸冲转，10时02分，转速升至1500r/m暖机，13时22分，转速升至3000r/m，13时42分，发电机并网，17时02分，负荷140MW，凝汽器水位420mm，除氧器水位1800mm，17时05分，负荷减至100MW，17时20分，除氧器水位1600mm，17时30分，发电机解列，机组停运。
二　分析：化学补水跟不上致使除氧器水位无法维持，机组停运。


9　4号机轴盖振动大保护动作。
一　现象：1993年2月26日8时10分，发现3号中调门在关闭位置，处理后全开，10时32分，电动给水泵跳闸，负荷从64MW减至9.9MW，10时48分，发电机解列，打闸停机。12时49分，挂闸冲转，12时59分，升速至2253r/m,6号瓦盖振动96.5μm，7号瓦盖振动96.9μm，轴承盖振动大停机”信号发，机组跳闸，13时05分，复归保护重新启动，13时20分，发电机并网。



10　4号机再热汽温低停机。
一　现象：1993年3月7日2时30分，负荷254.8MW，再热汽温499／495℃下降，减负荷，最低至484／460℃，要求停机，值长讲马上来4号机，5时35分，接值长令，紧急停机，5时36分，机组恢复挂闸，因电气方面故障又打闸停机，与此同时，甲、乙射水泵跳闸，电动真空破坏门联开，强行关闭，强启甲、乙射水泵不成功，全关高、中、低扩容器所有疏水；管扩疏水全至有压放水母管，因旁路电机电源失去，手动关闭高、低旁，甲定冷泵，乙、丙循环泵，乙凝泵，乙凝升泵均严重过电流，立即启动甲凝泵，乙定冷泵，停止过电流泵，检查各砂出口门关闭，泵不倒转，6时03分，大轴静止，投入盘车运行，惰走27分钟，6时32分，启动甲射水泵，6时40分，启动丙循环泵，6时45分，开启高、中、低及管扩所有疏水，炉点火，6时46分，旁路电源恢复，7时52分，挂闸冲转，8时32分，发电机并网。


11　4号机电滤堵塞。
一　现象：1993年3月7日，4号机运行中，22时50分，检查发现发电机空冷器出、入口风温突升，入口风温机侧从22℃升至52℃，励侧从22℃升至42℃，出口风温从50℃升至64℃，全开空冷器入口门、出口总门，（分门在全开位置），空冷器放空气门放不出水，23时10分，启动循环泵乙，风温开始下降，但放空气门仍放不出水，处理中发电机空冷器出入口风温最高至：入口：58／48℃，出口68℃，0时45分，开启电滤旁路门，入口风温：28／32℃，不再下降，1时50分，发电机入口风温22／20℃，出口风温52℃。
二　分析：由于电滤网堵塞，造成发电机空冷器风温升高。


12　4号发电机失磁保护动作。
一　现象：1993年3月24日14时17分，发电机失磁保护动作，机组跳闸，负荷由245MW甩至0，转速最高至3024r/m后下降，启动调速油泵，按停机按钮，14时47分，大轴静止，投入盘车运行，16时40分，主机挂闸冲转，17时17分，发电机并网，负荷加至50MW。


13　4号机轴振大停机保护动作。
一　现象：1993年6月22日，4号机完善化大修后首次启动，23时54分，挂闸冲转，冲转参数：主汽压力3.7/2.9MPA，主汽温度274／282℃，再热汽温271／259℃，高差-0.8mm,中差+0.9mm，低I差+0.7mm，低II差+2.6mm，轴向位移-0.1mm，高缸D／E　66／63℃，中缸D／E　52／50℃，大轴弯曲：高压0.03mm，中压0.02mm，油温39℃，23时57分“菲轴振大停机”信号发，保护动作，汽轮机跳闸。6月23日0时05分，重新挂闸冲转，0时15分，转速升至1400r/m中速暖机，2时20分，“菲轴振大停机”信号发，汽轮机跳闸，大轴静止后投入盘车运行，电流36A，大轴弯曲：高压0.035mm，中压0.01mm。


14　4号机回油温度高停机保护动作。
一　现象：1993年6月23日4时31分，主机冲至1400r/m暖机，8时0分，转速升至3000r/m做注油试验，9时12分，“菲支持轴承回油温度＞65℃”、“菲支持轴承同温度＞75”信号发，保护动作，汽轮机跳闸，就地查10号瓦回油温度63℃，瓦温62℃，，9时50分，重新挂闸冲转，撤除10号瓦回油温度高跳机保护，10时05分，转速升至3000r/m，10时08分，“菲支持轴承回油温度＞65”信号发，10号瓦回油温度78℃，瓦温59℃，11时10分，发电机并网，负荷加至20MW。


15　4号机超速试验飞锤动作异常。
一　现象：1993年6月23日20时10分，主机转速3000r/m，手打危急保安器停机正常，即恢复3000r/m，20时45分，做＃2飞锤升速试验，20时50分，＃2、＃1飞锤均动作，汽轮机跳闸，集控表3336r/m，立盘表3329r/m；20时55分，恢复3000r/m，做＃1飞锤升速试验，21时29分，＃1、＃2飞锤同时动作，汽轮机跳闸，集控表3289r/m，立盘表3296r/m，一次油压0.26MPA，23时0分，转速恢复至3000r/m，发电机并网，负荷加至40MW暖机。


16　4号机跳闸。
一　现象：1993年6月26日15时27分，机组跳闸，负荷由205MW甩至0，检查主汽门、调门、各段抽汽逆止门及高排门关闭，转速不下降，电气开关拉开，单元长令解列后，启动调速油泵，开启疏油门，15时57分，大轴静止，转子手盘不动，5号顶轴油压只有2.5MPa，16时12分，5号瓦顶轴油压调整好，投入盘车运行，大轴弯曲0.1mm。


17　4号机回油温度高停机保护动作。
一　现象：1993年8月28日，21时49分，“支持轴承回油温度＞75℃”信号发，机组跳闸，负荷由270MW甩至，电超速保护动作，启动调速油泵，查7号瓦回油温度表出现跳机信号，但未出现报警信号，且7号瓦回油温度显示55.4℃，22时24分，主机转速降至50r/m，重新挂闸恢复，23时23分，发电机并网，8月29日，1时35分，负荷加至180MW。


18　4号机9号瓦顶轴油压低。
一　现象：1993年9月12日4时30分，准备停机，4时40分，“发电机主开关停机”信号发，汽机打闸，检查转速下降，解列调速油泵联锁，启动交流润滑油泵，1500r/m，启动顶轴油泵甲、乙、丙、丁，5时02分，大轴静止，9号瓦顶轴油压只有5.0MPa，10号瓦顶轴油压10MPa，且手盘转子不动。
二　分析：经查为9号瓦顶轴油管在轴承内断开。


19　4号机发电机断水保护动作，机组跳闸。
一　现象：1993年10月7日16时03分，定冷泵切换，启动甲泵，此时甲、乙两泵同时运行，“发电机定子断水”、“发电机定子水压高”信号发，定冷水压力、流量均无变化，机组跳闸，6KV、380V瞬间失压，运行设备电流至0，16时10分，主机转速1211r/m，挂闸恢复，16时34分，发电机并网，17时40分，负荷加至200MW，18时50分，“发电机定子断水”、“发电机定子水压高”信号发，定冷水压由0.33MPa上升至0.43MPa，定冷泵电流、流量正常，机组跳闸，6KV、380V瞬间失压，3秒后恢复，启动调速油泵，18时56分，转速634r/m，挂闸恢复,19时20分，发电机并网，19时50分，负荷180MW。


20　4号发电机故障跳闸。
一　现象：1993年11月8日11时56分，“主开关停机”信号发，机组跳闸，启动调速油泵，同时甲凝升泵，甲、乙射水泵，乙定冷泵跳闸，立即启动乙凝升泵，甲、乙射水泵，甲定冷泵运行，12时24分，大轴静止，投入盘车运行。
二　分析：由于发电机定子线棒引水管接头处漏水，造成“发电机定子接地”保护动作，机组跳闸。


21　4号机集控仪表电源失去。
一　现象：1993年11月23日14时35分，4号机集控电源失去，光字牌及水位计均无显示，卧盘常规仪表显示均为零，CTM显示负荷为0，机组转速正常，调节级压力正常，主汽温度、再热汽温度下降，14时38分，仪表电源失去3分钟，再热汽温459／454℃，打闸停机，14时40分，仪表电源恢复，15时15分，大轴静止，投入盘车运行，15时20分，重新挂闸冲转，15时40分，发电机并网，15时57分，负荷加至180MW。


22　4号机电超速保护误动作。
一　现象：1994年5月3日7时0分，4号机开机过程中，当负荷加至180MW投电超速联锁开关时，电超速保护动作，立即解列联锁开关，负荷恢复正常，联系热工检查告，由于电气甩负荷信号已到，继电器在吸合位置，7时35分，电检将缺陷消除，投入电超速联锁开关。


23　4号机给水系统中断。
一　现象：1994年3月14日16时33分，4号机高加消缺解列中，关不侧入口三通门时操作不动，电检控制班检查时，在未做好防止误动安全措施的情况下掉电源，造成入口三通门已关闭的假象，ZJ2继电器失磁，常闭接点经热工程控联关高加出口门加路接通，出口门关闭，引起锅炉断水，紧急停炉，16时35分，在减负荷过程中，中缸差胀大停机保护动作，机组跳闸，16时39分，锅炉重新点火，17时21分，发电机并网。


24　4号机主汽温度高停机。
一　现象：1994年5月19日23时01分，4号机运行中，乙侧主汽温度上升至548℃，且甲、乙侧偏差增大，联系锅炉调整，23时08分，乙侧主汽温度升至555℃，要求停不准，23时17分，乙侧主汽温度急剧升至560℃，打闸停机，23时20分，主机挂闸冲转，20日0时11分，发电机并网，0时25分，负荷加至150MW。
二　分析：22时40分，丁制粉系统投运，因三次风影响，炉膛甲、乙侧火焰偏斜，主汽温度甲、乙侧偏差增大，调整不当致使甲、乙侧汽温巨幅变化。


25　4号机除氧器水位低停机。
一　现象：1994年6月16日9时50分，化学二分场值班员在停止已失效的4号机2、3号高混床时，造成凝结水断水，致使除氧器水位由2000mm，降到900mm，主机真空由84KPa降至76KPa，负荷由260MW被迫减至0，机组打闸停运。
二　分析：由于停止2、3号高混床时，因无人监护，单独操作检查系统不够全面，其压力旁路门前隔离门未开（该门应在开启位置），致使高混床停后，凝结水断水。


26　4号机主油箱油位低停机。
一　现象：1994年8月4日10时04分，负荷250MW，突然“主汽门关闭”信号发，机组跳闸，立即启动调速油泵、电动给水泵，检查发现滤油器滤油软管脱开，后热工查“主油箱油位低停机”保护动作，接令，撤除油位低保护，10时15分，甲汽动给水泵循环液温度高保护动作，甲汽动给水泵跳闸，10时23分，主汽压力14MPa，主汽温度525℃，再热汽温510℃，主机转速360r/m，主机挂闸冲转，10时36分，发电机并网负荷加至20MW，10时52分，乙侧主汽温度由500℃降至456℃，打闸停机，此时高缸内下壁温度446℃，高差+0.1mm，启动调速油泵，11时04分，主汽温度478℃，主机挂闸冲转，11时18分，发电机并网，11时25分，负荷加至150MW，冲甲小机，11时44分，再热汽温由490℃降至465℃，负荷由180MW减至20MW，11时50分，再热汽温恢复至500℃，负荷加至180MW。
二　分析：①压力滤油机出口门后接头与软管不是紧配合，中间垫有塑料带，软管用铁丝绑扎后未拴在固定件上造成拔脱跑油，在滤油前，未认真检查设备及时发现缺陷。②锅炉一级减温调整门解体后检查发现门杆与门头脱开，门杆丝扣已磨光，门杆与门头固定销断，使其失去调整作用，造成主汽温度无法维持。


27　4号机再热汽温低停机。
一　现象：1994年8月10日22时20分，锅炉灭火，立即启动电动给水泵，抢投二次无效，负荷由260MW减至14MW，联系老厂提高备汽压力，并维持真空81KPa，停甲汽动给水泵，用乙汽动给水泵供炉用水，23时0分，再热汽温降至451℃，中内缸内上壁温度470℃，打闸停机，启动调速油泵，停乙汽动给水泵，23时40分，大轴静止，投入盘车运行，8月11日0时50分，电动给水泵处理好后投运，锅炉点火，主汽压力14MPa，主汽温度495℃，再热汽温490／500℃，高差-0.9mm，中差-0.6mm，高内缸内上壁温度416℃，中内缸内上壁温度416℃，主机挂闸冲转，0时55分，转速升至2900r/m，“高缸差胀大停机”保护动作，汽轮机跳闸，1时0分，重新挂闸冲动，1时14分，发电机并网，2时25分，负荷加至180MW，甲、乙汽泵投运，停电动给水泵。
二　分析：①电动给水泵无法投运是由于事故按钮进水短路所致。


28　4号机6号瓦振动大。
一　现象：1994年11月22日6时40分，4号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力9.5／9.6MPa，主汽温度391／407℃，再热汽温416／409℃，高差-1.0mm，中差-0.5mm，低I差+1.7mm，低II差+1.5mm，轴向位移-0.2mm，润滑油温36℃，6时50分，转速升至3000r/m，6时57分，发电机并网负荷加至60MW，暖机，7时02分，电跳机保护动作，机组跳闸，7时04分，重新挂闸冲至1800r/m，6号瓦振动141μm，汽轮机跳闸，7时07分，再次挂闸冲至1850r/m，6号瓦振动124μm，汽轮机跳闸，7时15分，恢复机组1400r/m暖机，9时05分，升速至1870r/m，6号瓦振动125μm，保护动作，汽轮机跳闸，9时30分，大轴静止，投入盘车运行，电流32A，大轴弯曲：高压0.03mm，中压0.01mm。
二　分析：电跳机横向保护动作属于热工人员投保护前未复归所致。


29　4号机凝升泵切换引起炉RB动作。
一　现象：1994年10月2日12时48分，4号机甲凝升泵切换为乙泵时，RB信号发，炉投油失败，锅炉灭火，负荷由238MW减至15MW，12时56分，炉点火，开始加负荷，13时08分，当负荷加至200MW时，炉MFT再次动作，负荷减至15MW，13时18分，炉点火成功，负荷加至200MW时，炉MFT又一次动作，13时20分，机组停运，接令，将凝升泵跳闸信号去热工保护发RB接线拆除后，14时23分，炉点火，15时19分，发电机并网。
二　分析：①在凝升泵切换时，跳位继电器卡，引起RB保护动作，锅炉投油时，由于油枪有缺陷，使投油失败，MFT保护动作，炉灭火。②RB信号在未消失的情况下，加负荷超过50％是引起锅炉MFT再次动作的主要原因。


30　4号机高加找漏引起低加法兰漏泄。
一　现象：1994年10月25日16时37分，4号机高压加热器用凝升水充压找漏过程中，由于调整凝结水最小流量阀再循环旁路电动门时，造成凝结水压力瞬时高至2.5MPa，从而使5台低压加热器端头大法兰漏水。
二　分析：①这种特殊的找漏方式，应有详细的交待和相应的防范措施，使运行人员操作做到心中有数。②在进行系统隔离时，防范措施不够，如关闭的电动门应手动关严，低压加热器水室放空气门没有打开。③凝结水最小流量阀再循环旁路电动门操作开关（集控室）中间位置在时停不准，致使压力无法控制。④特殊运行方式值班人员应加强巡回检查及仪表分析，以以便及时采取防患措施。


31　4号机乙汽动给水泵机械密封漏水大，电动给水泵加运后空冷器断水。
一　现象：1994年12月8日9时0分，4号机运行中，乙汽动给水泵机械密封漏水大，引起驱动端循环液温度高，9时35分，启动电动给水泵，9时45分，乙汽动给水泵驱动端循环液温度88℃，且漏水增大，无法运行，乙汽动给水泵停运，负荷由280MW减至260MW，10时50分，电动经水泵因空冷器断水紧急停运，负荷减至145MW，12时15分，电动给水泵修复后投运，负荷加至250MW，12月12日3时30分，乙汽动给水泵检修完，10时20分，乙汽动给水泵投运，负荷加至295MW。
二　分析：电动给水泵空冷器断水是由于空冷器入口门门杆挂耳一边磨平造成门头掉。


32　4号机发电机故障。
一　现象：1995年1月6日22时48分，负荷突然甩至0，转速最高升至3158r/m，打闸停机，此时6KVB段失压，丙循环泵，乙凝泵，甲射水泵，甲、乙小机跳闸，抢投调速油泵、交流润滑油泵无效，启动直流润滑油泵，22时50分，启动乙凝泵、甲射水泵，直流润滑油泵切为交流润滑油泵运行，23时14分，大轴静止，投入盘车运行，23时20分，电检将调速油泵处理好，投入运行，1月7日0时0分，主机挂闸冲转，0时06分，转速1850r/m，“主油箱油位低”信号发，汽轮机跳闸，0时11分，复归保护再次冲转，0时22分，转速升至3000r/m，1时0分，发电机并网，负荷加至50MW，2时35分，乙小机投运，2时50分，甲小机投运，负荷加到180MW，2时55分，负荷加至300MW。
二　分析：①发电机跳闸是由于发电机1.2伏／频保护动作，41MK跳闸光子亮，发电机失磁保护动作。②调速油泵启动不起来是由于开关装置故障。③油位低停机保护动作是由于调速油泵启动后油箱油位波动引起机组跳闸。


33　4号机发电机定子线棒温度高。
一　现象：1995年1月10日22时40分，发电机定子线棒温度高，负荷由250MW减至150MW，调定冷水压，线棒温度不降，1月11日1时45分，启动电动给水泵，降甲、乙汽动给水泵转速至2400r/m，1时46分，负荷减至0，发电机解列，转速维持3000r/m，切换系统，发电机定子进行反冲冼，2时01分，发电机定子反冲洗完毕，发电机并网，2时50分，甲、乙汽泵投运，负荷加至180MW，停电动给水泵，4时05分，负荷加至300MW。


34　4号机部分仪表大幅变化。
一　现象：1995年1月26日9时12分，4号机运行中，轴弯曲、轴向位移、差胀表指示均大幅变化，变化最大值分别为：轴弯曲273＝6μm，轴向位移-1.2mm，高差-4.5mm，中差-0.2mm，低I差-1.1mm，低II差+8.0mm，9时57分，保护班来人将上述异常消除。
二　分析：热工人员告仪表大幅变化属信号干扰所致。


35　4号机乙小机低真空保护动作。
一　现象：1995年2月5日8时55分，运行值班员会同热工人员做乙小机低油压试验时，误关“低真空跳机”压力继电器一次门，引起乙小机真空低保护动作，乙小机跳闸抢投电动给水泵成功，负荷由300MW减至260MW，9时25分，乙小机投运，加负荷至300MW，停电动给水泵。


36　4号机吸水井入口滤网脏。
一　现象：1995年3月7日5时50分，发现乙、丙循环泵电流摆，查为吸水井入口滤网前后水位差达1公尺，4号塔水位2时0分为1公尺。6时43分，乙循环泵电流摆动大，停运，12时25分，吸水井入口滤网清扫结束，乙循环泵，真空从87＝9KPa上升至88＝6KPa。


37　4号机厂用电失去。
一　现象：1995年6月12日，4号机大修后首次启动，12时0分，炉点火，18时59分，启动电动给水泵，20时45分，高旁开25％，低旁开50％，21时15分，厂用电源全失，主机交流润滑油泵，盘车，甲、乙、丙、丁顶轴油泵跳，直流润滑油泵联动成功，立即解列各泵联锁开关，手动关闭旁、低旁，关所有至凝汽器的疏水门，管扩疏水倒至有压，21时19分，机房排汽声很大，低缸安全门爆开，真空20KPa，21时40分，厂用电恢复，直流润滑油泵切为交流润滑油泵运行，甲、乙、丙、丁顶轴油泵启动，投入盘车运行，启动甲凝泵，22时20分，排汽缸温度降至56℃，启动乙循环泵，22时25分，启动电动给水泵，23时40分，低缸安全门修好，启动甲射水泵，抽真空，6月13日0时10分，炉重新点火。
二　分析：由于210开关距离保护误动，6KV4A、4B段失压，造成4号机厂用电全停。


38　4号机轴盖振动大、高差大停机保护动作。
一　现象：1995年6月14日4时44分，4号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力9＝6／8＝3MPa，主汽温度394／388℃，再热汽温416／404℃，真空80KPa，高差-0.1mm，中差0，低I差+2.9mm，低II差+7.2mm，轴向位移-0.1/-0.1mm，高缸D／E　355／365℃，中缸D／E　370／372℃，高缸膨胀26／28mm，中缸膨胀14／14mm，4时58分，转速升至3000r/m，5时12分，1号瓦振动有所增大，5时18分，“轴承盖振动大停机”保护动作，汽轮机跳闸，5时24分，重新挂闸冲转，5时32分，转速升至3000r/m，1号瓦振动80－150μm，5时34分，“高缸差胀大停机”保护动作，机组跳闸，检查高差-1.1mm，6时05分，大轴静止，投入盘车运行，电流36A，高压轴弯曲0＝06mm，8时0分，高差-1.6mm。


39　4号机中差大停机保护误动。
一　现象：1995年6月19日20时0分，负荷200MW，中差+1.5mm，高缸D／E　451／456℃，中缸D／E　470／479℃，高缸膨胀31／27mm，中缸膨胀16／15mm，20时05分，联系降再热汽温至500／500℃，减负荷至180MW，法螺联箱390℃，停汽加热。20时18分，中差+1.65mm，“汽缸胀差大”、“中缸胀差大停机”信号发，机组跳闸，20时48分，大轴静止，投入盘车时，电机冒烟即停，20时58分，接令，主机挂闸冲转，21时06分，转速升至3000r/m，21时16分，发电机并网，21时20分，负荷加至100MW，6月20日2时20分，盘车电机抢修结束，送电试转正常，11时30分，负荷加至300MW。


40　4号机高差大停机保护动作。
一　现象:1995年7月5日，2时46分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力9＝8／10＝3MPa，主汽温度484／476℃，再热汽温454／425℃，真空89＝4KPa，轴封温度268℃，高差-0.3mm，中差+0.1mm，低I差+3.1mm，低II差+8.4mm，高缸D／E　429／437℃，，中缸D／E　450／440℃，2时55分，转速升至3000r/m，3时50分，高差-0.9mm,“汽缸差胀大”信号发，4时10分，高差-1.1mm，“高缸差胀大停机”信号发，汽轮机跳闸，接令，撤除高差大停机保护，高差-1.3mm打闸，再次挂闸冲转，4时18分，转速升至1600r/m维持，5时06分，转速升至3000r/m，接令投入高差大停机保护，5时11分，发电机并网，5时35分，负荷加至180MW。
二　分析：这次高差大停机保护动作有如下原因：①热工保护定值不准，造成高差保护提前动作。②冲转时主汽温度相对偏低。③机组定速后停留时间过长，使高差负值进一步加剧。
41　4号机甲、乙小机跳闸，锅炉缺水灭火。
一　现象：1995年7月5日14时28分，“乙小机最小流量阀机停”信号发，乙小机跳闸，立即启动电动给水泵，负荷从300MW减至250MW，14时30分，甲小机跳闸，炉灭火，负荷减至20MW，14时37分，炉点火，14时43分，乙小机投运，负荷加至250MW，15时30分，甲小机投运，负荷加至300MW，15时31分，电动给水泵跳闸，原因为“主泵非驱动端循环液温度高”。


42　4号机再热汽温突降，打闸停机。
一　现象：1995年8月28日19时19分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力5＝4／5＝0MPa，主汽温度290／291℃，再热汽温300／305℃，真空81＝5KPa，高差-0.6mm，中差+0.4mm，低I差-0.1mm，低II差+3.0mm，轴向位移-0.2/-0.2mm，轴弯曲12＝5μm，高缸D／E　124／119℃，中缸D／E　74／76℃，润滑油压0＝149MPa，润滑油温33℃，19时30分，转速升至1600r/m暖机，8月29日0时11分，转速升至3000r/m，1时16分，发电机并网，负荷加至20MW，1时20分，再热汽温由330℃急剧下降至80℃，中缸缸温D点由303℃下降至300℃，打闸停机，启动调速油泵，“中缸差胀大停机”信号发，1时30分，撤中差保护，再次挂闸冲转，1时38分，转速
3000r/m，投中差保护，2时0分，发电机并网，5时40分，负荷加至180MW。


43　4号机盘车电机工作失常。
一　现象：1995年9月25日23时32分，发电机解列，机组停机，23时58分，大轴静止，投盘车两次，电流达75A，但大轴不转且电机声音不正常，有呜呜声，手盘大轴轻松，9月26日，2时20分，盘车电机处理好，投入运行，电流38A，大轴弯曲：高压0.04mm，中压0.02mm。


44　4号机高差大停机保护动作。
一　现象：1995年9月27日，冲转参数：主汽压力5＝0／5＝8MPa，主汽温度446／435℃，再热汽温200／174℃，真空86＝8KPa，高差-0.7mm，中差-0.3mm，低I差-1.6mm，低II差+1.3mm，轴向位移-0.2/-0.2mm，润滑油温33℃，高缸膨胀28／31mm，5时28分，主机挂闸冲转，5时55分，转速升至3000r/m，6时0分，高差-1.0mm，汽轮机跳闸，6时10分，再次挂闸升至1303r/m，高差-1.0mm，汽轮机跳闸，6时20分，破坏真空，6时36分，大轴静止，盘车挂不上，手动每斗小时盘转子180度，8时0分，高缸D／E　339／326 ，中缸D／E　326／312℃，高差-1.8mm，中差-0.1mm，12时35分，热工将高差表处理好，14时0分，高差-1.4mm。


45　4号机7号低加工作失常。
一　现象：1995年11月20日21时0分，真空92＝8KPa，排汽温度38℃，七段抽汽温度194℃，凝汽器进水温度16℃，出水温度25℃，对7号低加进行调整，23时10分，真空94＝7KPa，排汽温度32℃，七段抽汽温度85℃，凝汽器进水温度15℃，出水温度24℃（注：七段抽汽额定温度104＝49℃）。


46　4号机盘车运行中顶轴油泵跳闸。
一　现象：1995年4月15日14时0分，高缸D／E　265／249℃，中缸D／E　254／231℃，发现盘车运行中顶轴油泵未运行，且盘车电流52A（正常为40A），9号瓦温达100℃，即停止盘车运行，从CRT画面看，顶轴油泵9时17分已跳闸，9号瓦温逐渐升高且超过100℃（表计最大量程100℃），从4号机大修9号瓦解体情况看，9号瓦因缺油磨损，并部分脱落。


47　4号机七段抽汽管有裂缝。
一　现象：1996年1月23日9时30分，检查发现七段抽汽弯管处有一200mm裂缝，往里吸气，11时35分，机检将七段抽汽裂缝修好，真空由92＝4KPa上升至93＝5KPa，排汽温度由38℃下降至36℃，凝结水温由37＝5℃下降至35＝2℃，七段抽汽温度由155℃下降至84℃，7号低加温升由9℃上升至30℃，5号低加出水温度由135℃上升至142℃。


48　4号机甲汽动给水泵跳闸。
一　现象：1996年5月11日9时10分，“甲小机最小流量阀停机”、“甲小机高、低压主汽门关”、“甲小机轴向位移大停机”信号发，甲小机跳闸，电动给水泵联动成功，此时甲汽动给水泵1号推力瓦温59℃，2号推力瓦温55℃，甲小机推力瓦回油温度54℃，甲小机轴向位移-0.2mm，就地听音检查甲小机正常无异音，最小流量阀卡在全关位置，9时18分，甲小机转速至0，投入盘车运行，9时20分，停甲前置泵，5月12日，甲小机投入运行。
二　分析：经检查甲小机跳闸为最小流量阀电机轴承抱死，传动装置减振块损坏，保护不能正常动作引起。


49　4号机甲小机跳闸，炉缺水机组停运。
一　现象：1996年7月24日14时40分，“甲前置泵跳闸”信号发，甲小机跳闸，启动电动给水泵不成功，负荷由250MW减至180MW，14时48分，乙小机转速下降，汽源倒为备汽供，14时53分，因锅炉缺水，负荷减至40MW，14时54分，发电机解列，汽轮机打闸，启动调速油泵，15时26分，大轴静止，投入盘车运行，16时10分，主机挂闸冲转，16时24分，发电机并网。
二　分析：甲小机因前置泵驱动端温度高跳闸，电泵因联动开关质量不良，接触不好而未能起到备用作用，运行人员在单台泵供水的情况下，调整不及时，缺乏事故应变能力，因而造成水位低，缺水停炉，机组解列。


50　4号机中差大停机保护动作。
一　现象：1996年8月2日3时23分，炉灭火，启动电动给水泵，当负荷由265MW减至250MW时，中差大至+1.8mm，“中缸差胀大停机”信号发，保护动作,机组跳闸，启动调速油泵，3时33分，中差开始减小，3时54分，大轴静止，投入盘车运行，电流35A，中差+1.7mm，中差最大至+2.1mm，跳机前为+1.5mm，4时35分，重新挂闸冲转，4时56分，发电机并网，6时05分，负荷加至276MW。
二　分析：4号机中压缸夹层回汽门关不动，内漏严重，使得机组在正常运行中中压缸冷却，从而使得中压缸差胀在运行中偏大，炉灭火后，负荷变化从而使差胀达停机值后跳机。


51　4号机甲循环泵振动大。
一　现象：1996年12月7日16时45分，甲循环泵振动大，吸水井水位低，同时，甲循环泵电流摆动大，立即将其停运，真空下降0＝6KPa，经查系打扫卫生人员将杂草扔进水塔，使自流沟入口滤网堵，后由机检清扫，18时0分，甲循环泵投运。


52　4号机中差大停机保护动作。
一　现象：1996年12月8日18时16分，炉故障，减负荷，“菲中缸胀差大停机”信号发，中差+1.8mm，机组跳闸，启动调速油泵，检查发现安全油压表有指示，中压主汽门未关，立即人为就地打闸，中压主汽门关闭，安全油压至0，抢投电动给水泵成功，甲、乙小机打闸，18时54分，转速至0，投盘车时，电机冒烟，立即停止，21时10分，盘车电机处理好，投入运行，电流32A，大轴弯曲：高压0.04mm。


53　4号机中差大停机保护动作。
一　现象：1997年1月24日4时05分，4号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力：2＝84／2＝87MPa，主汽温度338／332℃，再热汽温315／303℃，真空65＝67KPa，高差-0.7mm，中差+0.1mm，低I差-0.1mm，低II差+4.5mm，轴向位移-0.2/-0.2mm，高缸D／E　172／坏℃，中缸D／E　111／105℃，高缸膨胀12／16mm，中缸膨胀坏／7mm，润滑油温31℃，4时24分，转速升至1600r/m，中速暖机，6时20分，转速升至3000r/m，6时38分，发电机并网负荷加至20MW，8时0分，负荷15MW，中差+1.4mm，10时10分，负荷加至80MW，12时44分，“中缸差胀大停机”信号发，机组跳闸，13时15分，撤除中差保护，重新挂闸冲转，13时45分，转速升至3000r/m，发电机并网，15时35分，负荷加至150MW。



54　4号机高差大停机保护动作。
一　现象：1997年1月30日20时20分，4号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力9＝02／9＝57MPa，主汽温度445／440℃，真空81＝47KPa，高差-0.9mm,中差+0.4mm，低I差+0.6mm，低II差+4.1mm，高缸D／E　371／362℃，润滑油温35℃，20时42分，转速升至3000r/m，发电机并网，20时44分，高差-1.3mm打闸停机，20时50分，重新挂闸冲至3000r/m，20时52分，发电机并网，21时0分，“高缸差胀大停机”信号发，高差-1.1mm，机组跳闸，21时17分，挂闸升至1500r/m暖机，21时50分，转速升至3000r/m，发电机并网，22时20分，投入“高差大停机”保护，22时36分，机组跳闸，“发电机主开关跳闸”、“轴承盖振动大”信号发，3号瓦振动最大103μm，22时45分，再次挂闸冲转，23时05分，发电机并网，次日4时58分，负荷加至180MW，7时0分，停汽加热，并切换冷油器甲为乙运行，7时16分，机组跳闸，“轴承盖振动大停机”信号发，启动电动给水泵，调速油泵；甲、乙小机跳闸，机房照明忽闪，7时30分接令挂闸冲转，7时47分，转速升至3000r/m，7时54分，发电机并网，8时0分，负荷加至150MW，8时54分，负荷加至200MW，中差+1.6mm，撤除中差保护。9时30分，负荷加至230MW，中差+1.8mm，11时20分，负荷加至250MW，中差+1.4mm，投入中差保护。
二　分析：①机组振动大分析为润滑油温调整过低且变化幅度大，造成机组产生振动，机组跳闸。


55　4号机轴承盖振动大停机保护动作。
一　现象：1997年2月7日3时32分，4号机运行中，“轴承盖振动大停机”信号发，负荷从260MW甩到0，启动调速油泵，电动给水泵，3时45分，保护复归后挂闸冲转，3时55分，当转速升至3000r/m时“轴承盖振动大停机”信号发，汽轮机跳闸，查3号瓦振动122μm，就地实测振动不大，撤该瓦保护，检查无异常，再次挂闸冲转，4时13分，转速升至3000r/m，4时15分，发电机并网，负荷加至50MW，4时30分，停电动给水泵。


56　4号机故障跳闸。
一　现象：1997年2月23日1时47分，主机挂闸冲转，1时50分，转速升至1500r/m中速暖机，3时52分，汽轮机跳闸，检查立盘5号轴振瞬间升至140μm，热工检查无任何保护动作，重新挂闸冲转，4时10分，转速升至1600r/m暖机，4时33分，转速升至3000r/m，4时43分，发电机并网。


57　4号机轴弯曲保护动作。
一　现象：1997年3月8日15时05分，4号机运行中，热工校验8号瓦回油温度表，撤除“主机回油温度高停机”保护，15时30分，回油湿度表校验完毕，投入保护，15时33分，机组跳闸，启动调速油泵，电动给水泵，15时34分，“主开关跳闸”信号发，随后“轴弯曲大停机”信号发，15时39分，撤除“中差大停机”保护，15时50分重新挂闸冲转，16时07分，“轴弯曲大停机”信号发，汽轮机跳闸，16时12分，撤除“轴弯曲停机”保护，再次挂闸冲转，16时23分，转速升至3000r/m，发电机并网，16时38分，负荷加至180MW，投入中差保护，19时50分，轴弯曲表最大指示375μm，由热工处理。
二　分析：4号机轴弯曲曲线从15时0分开始变化较大，其中有两次明显突然升高，经检查发现探头故障。


58　4号机主开关停机保护动作。
一　现象：1997年3月18日21时47分，4号机小修后挂闸冲转，21时54分，转速升至1500r/m中速暖机，3月19日0时35分，转速升至3000r/m，发电机并网，1时0分，热工人员投电跳机横向保护时，“主开关停机”信号发，机组跳闸，启动调速油泵，恢复转速至3000r/m，1时18分，发电机并网，负荷加至30MW。
二　分析：发电机并网后投横向保护，在未检查继电器位置的情况下，投入保护后，机组跳闸。


59　4号机6号瓦振动大跳闸。
一　现象：1997年4月7日2时55分，4号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力2＝84／3＝96MPa，主汽温度267／270℃，真空73＝9KPa，高差-0.6mm，中差+0.4mm，低I差-0.4mm，低II差+3.0mm，高缸D／E　59／57℃，高缸膨胀8／11mm，中缸膨胀6／5mm，润滑油温33℃，3时12分，转速升至1500r/m中速暖机，5时34分，排汽缸温度升至80℃以上，6号瓦振动大，机组跳闸，5时50分，重新挂闸升至1500r/m，6号瓦振动达125μm，瓦温从74℃突升至100℃，打闸停机，6时08分，再次挂闸冲至1300r/m暖机，7时08分转速升至3000r/m，主汽温度318／309℃，再热汽温：甲侧1号中联门后366℃，2号中联门后355℃，乙侧1号中联门后128℃，2号中联门后118℃，7时14分，发电机并网，负荷加至20MW，甲侧1号中联门后370℃，2号中联门后364℃，乙侧1号中联门后342℃，2号中联门后337℃，7时20分，再热汽温下降，甲侧1号中联门后331℃，2号中联门后332℃，乙侧1号中联门后300℃，2号中联门后296℃，7时22分，再热汽温回升。
二　分析：①在1500r/m中速暖机过程中，因未及时开启低压缸喷水，排汽缸温度升至80℃以上，造成6号瓦振动大，机组跳闸。②转速升至3000r/m后，乙侧中联门后汽温低是由于调门开度偏小所致。③在中速暖机过程中，因锅炉再热器减温水调整不当，再热器弯管处有积水，加之疏水不充分，在7时14分机组并网后，再热汽温急剧下降，难以控制。③运行人员在机组设备受到威胁时，不严格执行规程规定，采取冒险过关态度，应吸取教训。⑤值班人员对系统不熟悉，在出现异常时，未加强分析调整及采取防止事故扩大的措施。


60　4号机5号轴振大。
一　现象：1997年5月9日19时0分，4号机扩大性小修后首次挂闸冲转，冲转参数：主汽压力2＝84／3＝96MPa，主汽温度338／332℃，再热汽温235／230℃，真空79＝14KPa，高差-0.8mm，中差-0.1mm，低I差-1.6mm，低II差+3.0mm轴向位移-0.4/-0.3mm，高缸D／E　96／94℃，中缸D／E　52／51℃，19时10分，转速升至1400r/m暖机，20时0分，5号轴平振230μm，垂振210μm，20时20分，“轴振大停机”信号发（保护未投），降速运行，21时43分，转速升至1600r/m，5号轴振仍大，5月10日0时0分，主机升速，5号轴平振249＝9μm，告监视瓦温和瓦振，0时13分，转速升至3000r/m，升速中4号瓦温由69℃上升至82℃，0时22分，发电机并网，负荷加至20MW，0时52分，主机轴弯曲变化幅度大且报警信号发，0时55分“轴弯曲大停机”信号发，机组跳闸，撤除该保护重新挂闸冲转，1时15分，转速升至3000r/m，1时22分，发电机并网，负荷加至20MW。


61　4号机甲小机真空低停机保护动作。
一　现象：1997年5月23日16时30分，联系电气处理甲小机新汽电动门过力矩之缺陷，18时13分，甲小机真空突降，排汽温度升高，立即抢投电动给水泵成功，降甲小机转速，发现排汽蝶阀关，立即开启，18时15分，“甲小机真空低停机”信号发，甲小机跳闸，发现甲小机最小流量阀仅开50％，18时17分，检查甲小机排汽蝶全关，绿灯亮，红灯灭，且6.3m闸门盘处有人干活，18时18分，开启排汽蝶阀，18时34分，冲甲小机，19时30分，甲小机投运。
二　分析：由于检修人员在处理甲小机电动门过力矩缺陷时，误关甲小机排汽蝶阀造成甲小机真空低停机保护误动。


62　4号机主油箱油位低停机保护动作。
一　现象：1997年5月27日22时11分，4号发电机解列，机组停运。机检处理中调流量放大器至加速器油管弯头处漏油缺陷。23时10分，大轴静止，投入盘车运行，5月28日0时20分，机调消缺完毕，主机挂闸冲转，0时40分，转速升至3000r/m，“主油箱油位低停机”信号发，汽轮机跳闸，查油位-250mm，将油位补至-150mm，重新挂闸冲转，0时50分，转速升至3000r/m，0时56分，发电机并网，负荷加至80MW，7时0分，负荷加至300MW。
二　分析：①中调流量放大器至加速器油管弯头处纵向裂纹初步认为系该弯头因管材质量不良，弯管时受损，运行中冲刷引起泄漏。②油位低保护动作是由于调速系统漏油，油箱油位偏低，加之，在机组挂闸前未认真检查油位，致使调速系统工作后油位波动，引起油位低保护动作。


63　4号机定冷水系统异常。
一　现象：1997年5月28日17时05分，发现定冷水压、流量突降至0＝15MPa、45T/H，就地检查机正在操作检修的定冷器乙定冷水门，立即制止，定冷水压、流量恢复正常。


64　4号机中差大停机保护动作。
一　现象：1997年7月15日6时50分，负荷加至300MW，7时10分，炉灭火，启动电动给水泵，7时12分，减负荷过程中，中差由+1.6mm上升至+2.0mm，“中差大停机”信号发，机组跳闸，７时18分，惰走中中差最大+2.1mm，7时38分，重新挂闸冲转，7时59分，轮机打闸，8时0分，炉点火成功，8时16分，主机再次挂闸冲转，主汽温度488／472℃，再热汽温492／487℃，高缸D／E　465／472℃，中缸D／E　465／480℃，中差+1.2mm，8时32分，转速升至3000r/m，发电机并网，10时15分，负荷加至180MW。


65　4号机主机同步器故障。
一　现象：1997年7月31日21时0分，负荷
293MW，炉灭火，21时05分，负荷减至30MW，21时06分，负荷减至0，机头摇同步器加不上负荷，21时07分，发电机解列，汽轮机打闸，21时25分，炉点火成功，21时54分，转速降至123r/m，接令挂闸冲转，22时11分，转速升至3000r/m，22时17分，发电机并网，23时0分，负荷加至150MW，24时0分，负荷加至265MW。
二　分析：锅炉灭火后，运行人员在减负荷时由于速度较快，使调速汽门因压差大关闭，因此机组再加负荷无效，被迫解列。


66　4号机中差大停机保护动作。
一　现象：1997年8月26日8时36分，4号机运行中负荷296MW，炉故障，减负荷，启动电动给水泵，8时38分，负荷减至132MW，“中差大停机”信号发，机组跳闸，启动调速油泵，8时43分，转速
1500r/m，启动顶轴油泵不成功，通知处理，中差+2.2mm，就地检查无异常，接令，撤除“中差大停机”保护，挂闸冲转，8时46分，转速升至1600r/m，汽机跳闸，无任何信号，热工人员检查无保护动作，9时06分，再次挂闸冲转，9时12分，转速升至3000r/m，9时15分，发电机并网，10时0分，负荷加至180MW，10时40分，经值长同意，撤除“5号瓦振动大停机”保护，10时46分，炉再次故障，减负荷，10时55分，负荷减至0，发电机解列，汽轮机打闸，11时30分，大轴静止，投入盘车运行。
二　分析：①炉第一次故障是由于“全炉膛灭火”信号发，MFT保护动作。②炉第二次故障是由于锅炉燃油系统滤网法兰垫子受压吹开，漏油受热起火。


67　4号机乙汽动给水泵跳闸，主机中差大停机保护动作。
一　现象：1997年12月27日9时35分，热工人员拆除“乙前置泵非驱动端循环液温度高跳泵”接线，9时39分，乙汽动给水泵跳闸，电动给水泵联动正常，但转速只有1500r/m，升不起来，就地手摇提速至3800r/m，手松后自动回零，甲小机汽源为备汽供，9时42分，负荷由300MW减至250MW时中差+1.85mm“中缸差胀大停机”信号发，机组跳闸，启动调速油泵，撤除“中缸差胀大停机”保护，重新挂闸冲转，9时53分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷15MW，10时24分，负荷150MW，电动给水泵投入运行，10时40分，乙汽动给水泵投运，负荷加至210MW，12时15分，负荷加至290MW，13时20分，停电动给水泵。
二　分析：乙前置泵循环液温度高保护元件受潮，热工未及时采取措施造成短路，引起乙汽动给水泵跳闸。
68　4号机中差大。
一　现象：1998年3月14日1时45分，主机挂闸冲转，5时52分，发电机并网，负荷15MW，6时45分，炉灭火，负荷减至51MW，6时55分，炉点火，7时39分，再热汽温515℃，中差+1.7mm，撤除“中缸差胀大停机”保护，8时0分，“中缸差胀大停机”信号发，要求停机不准，中差+2.1mm，8时35分，负荷65MW，中差+2.0mm，8时40分，停高缸汽加热，开高缸夹层至冷段门，10时20分，负荷180MW，中差+1.6mm，“中缸差胀大停机”保护投入。


69　4号机乙疏水泵轴断。
一　现象：1998年3月14日17时25分，发现疏水泵乙出口流由98T/H降至0，电流32A，停疏水泵乙，启动疏水泵甲，就地看疏水泵乙靠电机侧转、泵侧不转。　


70　4号机主机跳闸。
一　现象：1998年3月23日6时04分，4号机正常运行中，突发“主汽门、中联门关闭”信号，负荷至0，转速下降，启动交流润滑泵，惰走中“中缸差胀大停机”信号发，中关最大+2.3mm，6时24分，中差+2.0mm，转速800r/m，启动调速油泵，重新挂闸冲转，6时36分，转速升至3000r/m，6时55分，发电机并网，7时30分，负荷加至250MW，8时0分，负荷255MW，中差+1.8mm，8时30分，“中缸差胀大停机”信号发，机组跳闸，启动调速油泵，9时0分，撤除“中缸差胀大停机”保护，转速331r/m，中差+1.8mm，再次挂闸冲转，9时10分，转速升至3000r/m，9时22分，发电机并网，10时20分，负荷加至180MW，13时0分，负荷加至300MW，14时30分，“中缸差胀大停机”保护投入。（注：1997年5月21日12时15分，中差保护临时改定值为：报警+1.8mm，停机+2.0mm）。
二　分析：汽轮机滑销系统不畅，当工况变化时，差胀变化较大，在机组跳闸前，再热汽温偏高且波动，最高达540℃，这对中差的调整和监视极为不利。


71　4号机甲小机轴向位移大停机保护误动。
一　现象：1998年10月23日5时24分，“甲小机轴向位移大停机”信号发，甲小机跳闸，抢投电动给水泵成功，当时甲小机轴向位移为+0.55mm，5时28分，热工查甲小机轴向位移保护动作。5时32分，甲小机冲转，6时20分，甲小机投运，停电动给水泵，14时26分，“甲小机轴向位移大停机”信号发，甲小机跳闸，轴向位移+0.55mm，14时36分，撤除“甲小机轴向位移大停机”保护，甲小机冲转，14时50分，甲小机投运。
二　分析：因甲小机轴向位移监测设备老化，工作不可靠，引起保护频繁误动。


72　4号机乙小机、电动给水泵保护动作。
　一　现象：1998年11月11日8时45分，“乙小机高、低压主汽门关”信号发，乙小机转速下降，乙小机跳闸，立即启动电动给水泵，3－4S后电动给水泵跳闸，控制室未发现任何跳闸信号，热查后告“电动给水泵电机定子线圈温度高”保护动作。而就地检查定子线圈温度36℃，乙小机跳系前置泵循环液温度高保护动作，实际循环液驱动端最高85℃，按令启动电动给水泵，负荷维持240MW，8时58分，撤除“乙前置泵循环液温度高跳泵”保护，冲乙小机，9时10分，乙小机投运，9时40分，停电动给水泵。
二　分析：乙小机及电动给水泵跳闸均系保护误动所致。


73　4号机乙小机调速系统执行机构故障。
一　现象:1998年12月8日8时15分，负荷加至300MW，乙小机转速降不下来，二次油压降至0＝02MPa，调门不动，启动电动给水泵，乙小机打闸，停后检查发现调速系统执行机构三角架北侧销子掉，9时26分，乙小机缺陷消除后冲转，9时36分，乙小机投运，停电动给水泵。


74　4号机中差大机组停运。
一　现象：1999年1月19日6时28分，4号机挂闸冲转，6时44分，发电机并网，负荷20MW，7时20分，负荷加至50MW，再热汽温上升较快，中差向正值增大。7时30分，中差+1.4mm，中差上升较快，采取调整轴封温度、增大汽加热流量及控制再热汽温度后，仍未得到缓解，7时43分，中差+1.8mm，撤除“中缸差胀大停机”保护，8时12分，中差+2.6mm，打闸停机，8时35分，大轴静止，每30分钟手盘转子180度，8时50分，高差+2.79mm，中差+2.72mm，低I差+6.23mm，低II差+11.17mm，高缸D／E　376／391℃，中缸D／E　391／370℃，9时26分，中差+2.76mm，投入电动盘车，电流30A，11时02分，中差+2.05mm。
二　分析：造成中差大停机的主要原因是：①机组启动中，主、再热汽温严重超过规程规定，汽温与缸温的偏差较大。②汽机冲转后，汽加热投运不及时。③轴封供汽温度高。④盲目缩小启动时间。⑤中差增大后，处理方法简单，再热汽温未能及时降至规程控制值。


75　4号机转冷水导电度异常升高。
一　现象：1999年3月25日16时10分，化验站告，定转冷水导电度5＝8μs/cm，换水中转冷水导电度突升，校验表计正常，再次化验转冷箱水质，结果导电度最大升至100μs/cm，加强换水后，水质好转。
二　分析：导电度升高系化学除盐水补水系统混入碱性物质，水质恶化所致。


76　4号机甲小机油箱油位低保护动作。
一　现象：1999年4月5日18时07分，“甲小机油箱油位低”信号发，甲小机跳闸，立即启动电动给水泵，负荷由300MW减至250MW，就地检查油箱油位+20/0mm。
二　分析：由于甲小机油箱油位开关损坏，造成保护误动作。


77　4号发电机跳闸。
一　现象：1999年4月26日23时10分，配合西北电研院做发电机试验，23时44分，“发电机主开关跳闸关主汽门”信号发，机组跳闸，负荷从210MW甩至0，汽轮机转速最高升至3132r/m，启动电动给水泵、调速油泵，4月27日0时04分，炉点火成功，转速降至400r/m，重新挂闸冲转，0时26分，发电机并网，负荷加至60MW，甲、乙汽动给水泵投运。停电动给水泵，2时0分，负荷加至180MW。
二　分析：发电机做进相试验中，有关人员在未得到允许且没有试验方案的情况下，调整定值，导致发电机失磁，引起机组跳闸。


78　4号机甲小机最小流量阀停机保护动作。
一　现象：1999年6月23日6时03分，炉灭火，负荷由190MW减至20MW，启动电动给水泵，6时06分，“甲小机最小流量阀停机”信号发，甲小机跳闸，查最小流量阀在关闭位置且开不起来，开启最小流量阀旁路门，冲甲小机，6时11分，炉点火成功， 6时30分，负荷加至180MW，6时52分，甲小机投运，负荷加至230MW，停电动给水泵7时58分，甲小机最小流量阀旁路门关1/2，撤除“甲小机最小流量阀停机”保护。
二　分析：甲小机最小流量阀由于电机轴承抱死，故当流量减小时不能正常打开，引起保护动作，甲小机跳闸。


79　4号机乙小机跳闸。
一　现象：1999年5月18日10时40分，4号机组300MW负荷运行中，“乙小机润滑油压＜0＝0147MPa”、“乙小机高、低压主汽门关”信号发，抢投电动给水泵成功，负荷减至250MW，10时50分，冲乙小机正常后投运，停电动给水泵，负荷加至300MW。
二　分析：经查当时运行人员联系热工进行甲小机低油压试验，在退出保护进行试验时，运行人员走错间隔，在乙小机上进行操作，造成保护动作跳闸。


80　4号机转冷箱水位低引起发电机断水保护动作。
一　现象：1999年7月1日9时0分，4号机组负荷加至300MW，9时30分，转冷箱水质不合格，换水时发现转冷箱放水门打开后水量偏小，零米值班人员怀疑门头掉，通知检修检查，10时30分，经检修人员敲打该门后放水量有所增大，判断该门门头未掉，零米值班员遂关了放水门后进行其它操作，11时27分，发电机转冷水压、流量突然大幅摆动且急剧下降，压力最低至0＝08MPa，流量10T/H，备用转冷泵乙联动，但压力流量未上升。立即通知零米检查转冷箱水位只有200mm，11时28分，“发电机转子断水”信号发，保护动作，机组跳闸，立即交流润滑油泵、电动给水泵，11时30分，各仪表电源失去，各参数无法监视，11时45分，仪表电源恢复，11时55分，炉点火，转速200r/m，恢复转冷水，12时02分，挂闸冲转，12时16分，转速升至3000r/m，12时25分，发电机并网，13时50分，负荷加至230MW，停电动给水泵。
二　分析：由于转冷箱放水开未彻底关闭，从而使转冷箱水位下降，转冷泵打空泵，运行人员对异常运行的设备未加强重点检查，造成转冷箱水位低，发电机断水保护动作，机组跳闸。


81　4号机3号高压加热器漏。
一　现象：1999年7月12日，4号机负荷180MW运行中，3时30分，3号高加水位波动大，查3号高加至除氧器疏水门开度100％，至凝汽器疏水门开度10％，1号高加疏水门开43％，2号高加疏水门开40％，甲、乙汽动给水泵出口流量较前升高，分析3号高加泄漏。7时15分，负荷加至210MW，各高加疏水门开度：1号49％，2号45％，3号至除氧器100％，至凝汽器68％，甲汽动给水泵出口流量560T/H，乙汽动给水泵出口流量590T/H，7时40分，负荷加至230MW，3号高加至凝汽器疏水门全开，两台汽动给水泵出口流量均为表计最大量程600T/H。8时15分，负荷加至260MW，除氧器水位难以维持，启动甲凝泵，8时35分，解列高加，各高加疏水门开度：1号54％，2号48％，3号至除氧器100％，至凝汽器100％，甲、乙汽动给水泵出口流量均为600T/H，8时48分，高加汽水侧解列完，水侧压力仍有8MPa，3号高加危急疏水门开启，至凝汽器疏水门也开启，汽侧水位仍高。9时30分，同机检手关高加进出口水门，高加水侧仍有7＝5MPa压力，11时30分，因除氧器水位低，负荷减至260MW，11时45分，负荷减至230MW，12时0分，同机检、生技分场再次手紧高加出口门，有活动出口手动、电动切换手柄时，高加出口门自动电动关闭，高加水侧压力至0，给水流量减少200T/H，12时10分，凝汽器、除氧器水位正常，停甲凝泵，13时20分，高加注水找漏，全开注水门，水侧压力只能升至0＝25MPa，判断3号高加漏。


82　4号机发电机主保护动作跳闸。
一　现象：1999年7月31日14时59分，4号机负荷295MW，突发“发电机主开关跳闸关主汽门”、“发电机主保护动作跳闸”信号，机组跳闸，负荷由295MW甩至0，机组转速最高升至3190r/m后下降，启动主机交流润滑油泵、电动给水泵，15时31分，大轴静止，投入盘车运行。
二　分析：由于主变重瓦斯保护动作导致横向保护动作，机组跳闸。


83　4号机发电机主保护动作跳闸。
一　现象：1999年8月10日14时48分，突发“发电机主保护动作跳闸”、“发电机主开关跳闸关主汽门”信号，机组跳闸，负荷从250MW甩至0，机组转速最高升至3158r/m后下降，乙前置泵、甲射水泵、三台循环泵冷却风机无任何信号跳闸，启动调速油泵，电动给水泵，14时55分，开低旁拒动，手动摇开30％，15时16分，转速惰走至460r/m，挂闸冲转，15时46分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷加至50MW，三台循环泵风机投运。16时24分，负荷加至300MW。
二　分析：由于主变差动保护动作导致机组跳闸。


84　4号机甲小机四段抽汽电动门故障。
一　现象：1999年8月14日22时30分，4号机负荷280MW，甲小机转速由5158r/m下降至4658r/m，流量由500T/H下降至300T/H，炉升速无效，检查发现甲小机四段抽汽电动门关闭且失电，手动摇不开，开启备汽至甲小机供汽门，8月15日0时0分，负荷减至180MW，机检将甲小机四段抽汽电动门摇开，当该门控制方式切至远控位置时，该门瞬间联关，6时30分，电检将电动门处理好，甲小机汽源由备汽倒为四段供。
二　分析：由于甲小机四段抽汽电动门内部电气回路故障引起该门误关。


85　4号机乙前置泵循环液温度高保护误动。
一　现象：1999年12月22日14时58分，“乙汽泵前置泵循环液温度高”、“乙小机高、低压主汽门关”信号发，乙小机跳闸，就地检查乙前置泵驱动端循环液温度为198℃，手摸该点温度不高，撤除乙前置泵循环液温度高保护后，17时30分，乙汽泵投入运行。
二　分析：由于热工温度巡测仪报警器故障引起保护误动。


86　4号机甲凝泵电机损坏。
一　现象：2000年1月20日8时15分，4号机甲凝泵试转中电机冒烟，运行人员就地捅事故按钮将其停运，测电机绝缘为0。
二　分析：由于电机轴承损坏，引起转子磨损，定子线圈扫膛。


87　4号机盘车损坏。
一　现象：2000年1月20日11时10分，4号机小修工作试转盘车时，机械部分脱不开，经会同检修人员共同试转，情况依旧。
二　分析：由于安装间隙偏小，造成盘车齿轮磨损严重。


88　4号机甲小机调速系统故障。
一　现象：2000年1月24日9时06分，甲小机调门全开、全关大幅摆动，轴向位移、二次油压大幅波动且振动大，打闸停机，主油泵出口油压大幅波动，捅事故按钮，备用主油泵联动。


89　4号机手操器电源中断。
一　现象：2000年8月21日1时0分，凝汽器水位、除氧器水位调整阀，除氧器压力调整阀甲、乙手操器突然失电，除氧器水位下降，立即打开除氧器上水旁路门调整除氧器水位，炉灭火，负荷190MW减至35MW，启动电动给水泵，1时03分，手操器电源恢复，1时05分，炉点火，逐渐加负荷，1时16分负荷加至190MW。


90　4号机甲汽动给水泵跳闸。
一　现象：2000年10月23日4时26分，4号机甲前置泵运行中跳闸，“甲前置泵温度高”信号发，甲汽动给水泵跳闸，立即启动电动给水泵，就地检查温度巡测仪显示“甲前置泵驱动端轴承温度高”5时04分，热工人员检查后告：巡测仪显示正常，甲汽动给水泵重新冲转，转速升至1680r/m时“甲前置泵温度高”信号发，甲汽动给水泵跳闸，温度巡测仪显示为91℃，6时02分，撤除甲汽动给水泵及前置泵温度高跳泵保护后再次冲转，当转速升至4000r/m时，温度巡测仪显示138℃，并泵运行后，零米值班员发现甲前置泵驱动端轴承温度上升较快，立即打闸停运，通知汽机检修处理。7时30分，经检修处理并轴承更换加油后，甲汽动给水泵启动投入运行，9时30分，热工人员检查轴承测点未发现异常，10时15分，跳泵保护投入运行。


91　4号机1号瓦振动大，打闸停机。
一　现象：2000年10月25日14时22分，4号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力6＝77／6＝51MPa，主汽温度445／442℃，再热汽温339／334℃，真空93＝14KPa，14时30分，转速升至1600r/m，润滑油温30℃等待上升，14时37分，转速升到2850r/m，1号瓦振达125μm且2、3号瓦处听音不正常，就地打闸停机，15时26分，大轴静止，投入盘车运行，电流25A，高压轴弯曲0.09mm，16时13分，主机重新挂闸冲转，16时38分，转速升至3000r/m，发电机并网，17时0分，负荷加至80MW，19时15分，负荷加至300MW。


92　4号机凝汽器泄漏。
一　现象：2000年11月23日10时0分，4号机正常运行中，凝汽器硬度突然增大至10μmol/L，在连续取样化验监测的过程中，10时51分，硬度迅速上升至50－80μmol/L，11时30分，机组开始滑停，12时13分，打闸停机，15时10分，凝汽器开始灌水找漏，于16时35分发现一根铜管泄漏，进行堵管处理，从凝汽器下部清扫出水泥块较多，泄漏部位在右下部1＝5m左右处。18时42分，炉点火，20时51分，主机挂闸冲转，21时23分，发电机并网带负荷。
二　分析：抽汽口处由于汽流冲击和共振引起铜管和支撑管板长期磨损而破损，引起泄漏。
1　5号机水塔水位低，循环水系统有大量空气。
一　现象：1995年6月15日8时0分，5号水塔水位0.8m，真空87KPa，三台运行的循环泵电流均摆动，凝汽器入口温度28℃，出口温度46℃，温升18℃，8时23分，真空降至85＝7KPa，负荷由250MW减至200MW，9时30分，开凝汽器水室放空气门，有大量空气排出，10时50分，空气排净，关闭排空气门，11时0分，水塔水位缓慢上升，循环泵电流不再摆动，负荷加至270MW。



2　5号机厂用电中断。
一　现象：1995年6月16日10时20分，发现发电机H2压急剧下降，密封油压骤降，查为空侧交流油泵跳，立即抢投空侧直流油泵（该泵未联动），通知零米值班员快速补H2，空侧交流油泵跳后倒转，关闭其入口门，氢压最低至96KPa，10时50分，负荷减至140MW，启动电动给水泵未果，10时58分，启动电动给水泵，厂用电失去，“发电机断水”信号发，机组跳闸，检查主汽门、调门、高排及各段抽汽逆止门关闭，立即启动主机直流润滑油泵，H2侧直流密封油泵，关闭汽机所有疏水，11时14分，厂用电恢复，启动闭式泵，、甲凝泵，11时20分，低缸排汽温度90℃，接令，启动甲循环泵，出口门打不开，11时25分，启动乙循环泵，甲、乙真空泵，甲开式泵，甲定冷泵；11时45分，启动电动给水泵。11时50分，因保安段失电，无法投盘车，12时0分，H2压290KPa，12时06分，保安段恢复，投入盘车运行，电流13A，偏心0.4995mm，12时25分，停止H2侧直流密封油泵，16时10分，发电机空侧直流油泵切为交流油泵，出口油压由0＝55MPa上升至0＝57MPa，直流油泵投联动，17时10分，主机挂闸冲转，17时24分，转速升至3000r/m，停挂闸油泵，17时29分，发电机并网，17时30分，“密封油压低”信号发，氢压迅速下降，最低至234KPa，启动空侧直流油泵，19时40分，H2压补至297.4KPa，6月17日，4时0分，密封油压0＝3MPa，H2压0.294MPa，H2、油压基本相等，采取节流差压阀后隔离门，空侧油压升高，分析差压阀有卡涩。


3　5号机EH油温高引起油压低。
一　现象：1995年6月17日22时30分，发现EH油温升至84℃，EH油压下降，油箱油位升高，切换甲EH泵为乙泵，甲泵投联动，22时35分，投入EH油冷器水侧，EH油压正常，EH 油温60℃，24时0分，EH油温50℃。


4　5号机再热汽温低，机组停运。
一　现象：1995年6月20日11时0分，炉灭火，启动电动给水泵不成功，11时05分，负荷减至20MW，甲小机汽源切为辅汽供，11时15分，主、再汽温开始下降，11时35分，汽温降至454℃，打闸停机，12时20分，主、再热汽温升至500℃，重新挂闸冲转，12时38分，转速升至3000r/m，发电机并网，13时0分，负荷加至100MW。
二　分析：5号炉灭火是由于逻辑电源室温度高，引起逻辑电源失去，引起灭火。


5　5号机排汽温度高跳机。
一　现象：1995年8月2日19时24分，5号机挂闸冲转，8月3日，转速升至2900r/m，排汽温度高，汽轮机跳闸，4时0分，再次升至2900r/m，排汽缸温度高，汽轮机跳闸，4时41分，接令，再次升速，5时03分，转速升至3000r/m，停挂闸油泵，5时06分，发电机并网。


6　5号机甲小机跳闸。
一　现象：1995年8月5日11时15分，甲小机备用主油泵跳闸，减负荷至90MW，直流油泵联动后润滑油压低，检查直流油泵转向不对。


7　5号机主、再热汽温低，打闸停机。
一　现象：1995年9月9日5时33分，5号炉火，负荷减至20MW，5时50分，再热汽温降至454℃，5时52分，再热汽温445℃，主汽温度451℃，打闸停机，6时19分，大轴静止，投入盘车运行，电流20A。


8　5号机排汽缸温度高，机组跳闸。
一　现象：1995年9月13日21时07分，5号炉灭火，21时23分，排汽缸温度高，保护动作，机组跳闸，23时48分，撤除排汽缸温度高保护，启动挂闸油泵，挂闸冲转，9月14日0时03分，发电机并网，停挂闸油泵，0时50分，投入排汽缸温度高保护。


9　5号机试验滑阀切换时，机组跳闸。
一　现象：1995年9月19日9时03分，发现5号机机头超速试验手柄在试验位置，在切换至工作位置时，机组跳闸，负荷由250MW甩至0，9时35分，大轴静止，盘车投不上，11时30分，盘车投入运行，13时22分，启动挂闸油泵，主机挂闸，超速试验手柄在试验位置，切至正常位即跳闸，13时35分，主机挂闸冲转，13时45分，发电机并网。


10　5号机主、再热汽温低，打闸停机。
一　现象：1995年9月29日15时18分，5号炉灭火，负荷由240MW减至20MW，15时44分，主汽温度下降至438＝3℃，再热汽温下降至434＝7℃，打闸停机，16时12分，大轴静止，启动盘车，电流25A，盘车电机跳，18时20分，转速100r/m，主轴偏心指示增大，接令，升至600r/m，当升至208r/m时5号瓦振动大，降速至100r/m，19时05分，转速升至1500r/m时，1号瓦振0.438mm，3号瓦振0.5mm，主机因振动大跳机，19时30分，大轴静止，投入盘车运行，电流20A，大轴偏心0.3075mm。


11　5号发电机失磁保护动作，机组跳闸。
一　现象：1995年10月26日6时23分，发电机负荷甩至0，甲、乙小机，甲、乙前置泵跳闸，H2、空侧交流油泵跳，空侧直流油泵联动，H2侧直流油泵未联动，手动也起不来，H2压下降至154KPa，CTM起动H2、空侧交流油泵不成功，就地手动启动，EH油泵甲跳，乙泵联动，6时24分，汽轮机打闸，7时45分，高旁开20％，低旁开70％，12时53分，主机挂闸冲转，13时49分，发电机并网，4号瓦温最高108℃，接令，4号瓦115℃时立即打闸。
二　分析：发电机失磁保护动作属保护误动。


12　5号机主、再热汽温低，打闸停机。
一　现象：1995年10月30日3时43分，5号炉灭火，负荷减至30MW，汽压、汽温下降，4时0分，主汽温度降至454℃，4时10分，主汽温度下降至420℃，再热汽温下降至419℃，打闸停机，4时48分，大轴静止，投入盘车运行，偏心0.39mm，盘车电流显示34A，实测24A。


13　5号机真空低，机组停运。
一　现象：1995年10月30日23时06分，5号炉灭火，负荷减至20MW，23时10分，真空下降，检查甲、乙真空泵入口门全关，就地空气压力不足0＝2MPa，23时18分，真空急剧下降至60KPa，打闸停机，23时35分，大轴静止，投入盘车运行，电流34A，23时45分，停备汽，停真空泵甲，开真空破坏门，关轴封进汽总门。


14　5号机4号瓦温高，打闸停机。
一　现象：1995年12月11日17时05分，5号机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力5＝42MPa，主汽温度338℃，再热汽温270℃，真空88＝2KPa，缸温184／186℃，偏心0.3236mm，轴向位移-0.083mm，差胀9＝394mm，EH油压12＝2MPa，润滑油压0＝27MPa，17时25分，转速升至600r/m，18时25分，转速升至2040r/m，4号瓦下瓦温升至84.5℃，18时47分，4号瓦温95℃，降速至600r/m，18时52分，转速降至1046r/m，19时10分，转速降至600r/m，4号瓦温60℃，21时08分，转速2040r/m，4号瓦温90℃，打闸停机，21时40分，大轴静止，投入盘车运行，22时07分，重新挂闸冲转，22时25分，转速升至2040r/m暖机，4号瓦温95℃，23时22分，4号瓦温100＝3℃，接令升至2900r/m，23时29分，转速升至3000r/m，23时33分，发电机并网，12月12日0时59分，4号瓦上瓦温79＝6℃，下瓦温109＝5℃，1时04分，4号瓦上瓦温79＝5℃，下瓦温110℃，1时18分，4号瓦下瓦温111℃，1时35分，4号瓦下瓦温112℃，2时22分，负荷16＝1MW，4号瓦下瓦温升至113℃，立即打闸停机，开真空破坏门，4号瓦最高升至115.4℃，2时28分，4号瓦温88＝7℃，真空87.3KPa，23时37分，转速降至820r/m，4号瓦温降至77.8℃，后突升最高至144℃，立即停甲、乙真空泵，全开真空破坏门，2时46分，大轴静止，投盘车不成功，后在MCC盘启动，电流40A后降至32A，偏心0.4331mm。
二　分析：翻瓦检查发现4号瓦下半瓦钨金靠励磁侧严重磨损，经分析认为是4、5号瓦负荷分配不合理引起4号瓦温度高。
三　对策：将4号瓦下半瓦靠机侧抬轴油池修复，靠励侧抬轴油池不修复，保留其油池范围内硬化层，对两侧钨金修刮后装复。


15　5号机负荷至零。
一　现象：1995年12月24日17时03分，5号机高、中压调门全关，负荷突然至零，17时04分，打闸停机，厂用电瞬间失压，甲、乙、丙循环电流摆动后正常，甲、乙真空泵，甲、乙前置泵跳闸，启动甲、真空泵正常，保安段失电，交流润滑泵跳闸，直流润滑泵联动，17时07分，电动给水泵起不起来，17时12分，保安段恢复，甲、乙、丙抬轴油泵启动不起来，启动交流润滑泵，17时30分，大轴静止，停直流润滑泵投联动。17时53分，停甲、乙真空泵，开真空破坏门，真空至0，停轴封，18时08分，顶轴油泵处理好投运，投入盘车运行，电流33A，18时55分，启动电动给水泵正常，21时50分，主机挂闸，中压调门开不起来，打闸，通知处理。


16　5号机乙凝泵出口法兰漏。
一　现象：1996年1月1日19时27分，作定期工作“凝泵试转切换”时，启动乙凝泵后该泵出口逆止门法兰刺水大，关乙凝泵出口门不动，立即手关，停乙凝泵后，凝结水压力、流量大幅下降，压力0＝55MPa，流量200T/H，关闭乙凝泵入口空气门，乙凝泵切电，手紧入口门，流量仍不上升，负荷由260MW减至20MW，19时56分，低缸排汽温度高，机组跳闸，20时35分，大轴静止，投入盘车运行，电流30A。
二　分析：由于凝泵乙启动后，出口逆止门前法兰刺开，使甲凝泵汽化，引起凝结水压力、流量大幅下降。


17　5号机汽温低，机组停运。
一　现象：1996年1月5日13时13分，5号炉灭火，负荷由297MW减至20MW，开启低缸喷水旁路门，关二段至备汽电动门，13时25分，主汽温度降至444℃，再热汽温450℃，13时35分，主汽温度428℃，打闸停机，13时40分，启动电动给水泵，14时32分，大轴静止，投入盘车运行，电流31A，偏心0.3597mm，15时55分，主机挂闸冲转，冲转参数：缸温410／443℃，主汽温度480℃，再热汽温490℃，真空84KPa，润滑油温31℃，16时07分，排汽缸温度高，汽轮机跳闸，16时28分，主机再次挂闸冲转，16时40分，发电机并网停挂闸油泵，17时35分，负荷加至200MW，18时40分，停电动给水泵。


18　5号机OPC装置动机组未跳闸。
一　现象：1996年1月6日23时49分，5号机负荷由300MW甩至8MW，启动电动给水泵厂用汽压下降，23时50分，汽联箱压力降至0＝05MPa，甲、乙小机打闸，事故处理中，OPC装置动，机组未跳闸，主汽温度最低降至446℃，再热汽温490℃，1月7日0时24分，负荷加至50MW，甲、乙小机投运，1时03分，负荷加至230MW，1时15分，停电动给水泵，2时0分，负荷加至292MW。


19　5号机高加入口门电机振裂。
一　现象：1996年1月20日7时20分，5号机在投高压加热器时，由于给高加充水时，空气没有排尽，开出口门时造成汽水冲击引起振动，将3号高压加热器基础水泥座振裂，高加入口门电机外壳振裂掉下。


20　5号机EH油泵乙出口管漏油机组停运。
一　现象：1996年2月6日9时05分，检查发现EH油泵乙出口管焊缝裂开喷油，9时06分，打闸停机，停EH油泵乙，9时50分，大轴静止，投入盘车运行，电流28A，12时47分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力14＝14MPa，主汽温度485℃，再热汽温482℃，真空85KPa，缸温431／438℃，润滑油压0＝259MPa，润滑油温37℃，转速升至2040r/m，因排汽缸温度高转乙真空泵，12时57分，2900r/m阀切换，目标3000r/m升速，主机转速缓慢升至3090r/m，电超速保护动作，转速降不下来，汽轮机打闸，13时12分，转速1150r/m，重新挂闸冲转，13时25分，发电机并网，14时04分，EH油压低，主机跳闸，（跳闸油压8＝8MPa），EH油压继续降至2＝4MPa时，停EH油泵甲，甲、乙泵切电，15时49分，大轴静止，投入盘车运行，电流31A，偏心0.4292mm。


21　5号机厂用电中断。
一　现象：1996年2月8日9时30分，5号机厂用电失去，所有仪表电源失去，仅DEH有显示，所有运行泵跳闸，主机跳闸，DEH有功为0，主机转速升至3060r/m后下降，主机直流油泵，甲、乙小机事故油泵联动，空侧直流油泵联动，H2侧直流油泵未联，手启不成功，关闭所有疏水，复归各跳闸泵开关，厂用电恢复后，立即启动甲循环泵，甲凝泵，甲真空泵，甲定冷泵，乙开式泵，甲闭式泵，EH油泵甲自动启动。9时36分，启动电动给水泵，9时39分，转速967r/m，启动顶轴油泵甲、丙，9时41分，主机空、H2侧直流油泵切为交流泵运行，9时42分，启动乙循环泵、乙真空泵，10时05分，转速70r/m，主机挂闸冲转，10时09分，转速970r/m，停顶轴油泵甲、丙，10时18分，阀切换，10时20分，转速升至3000r/m，10时28分，发电机并网，10时48分，负荷加至110MW，12时25分，负荷加至215MW。
二　分析：由于5号发电机阻抗保护误动，机组跳闸。


22　5号机排油温度高，机组跳闸。
一　现象：1996年2月7日18时41分，冲转参数：主汽压力3＝83MPa，主汽温度345℃，再热汽温305℃，真空92＝4KPa，差胀13.065mm，轴向位移-0.09mm，偏心0.3951mm，缸温284／340℃，润滑油温32℃，18时48分，挂闸冲转两次均因中调门开不起来打闸，19时17分，挂闸冲转盘车跳，中调门又开不起来，打闸。19时38分，挂冲转，中调门不开打闸，20时50分，挂闸冲转，1号中调门盘车跳，21时15分，转速升至2040r/m，21时25分，转速升至3000r/m，发电机并网，21时41分，“＃1－8轴排油温度高”信号发，机组跳闸，21时52分，撤除“＃1－8轴排油温度高”保护，21时53分，主机挂闸冲转，2号中调门处理好，22时04分，转速升至3000r/m，22时08分，发电机并网。


23　5号机甲、乙小机轴振大跳闸。
一　现象：1996年2月28日1时50分，5号机负荷184MW，5时50分，高加投入，5时53分，甲小机跳闸，升电泵转速，减负荷，5时54分，乙小机跳闸，（两台小机跳均为“轴振大”），6时0分，接令发电机解列，汽机打闸，6时20分，乙小机用备汽冲至2900r/m，7时50分，主机挂闸冲转，8时05分，发电机并网，9时35分，负荷加至220MW。


24　5号机甲小机四段汽源电动门故障关闭。
一　现象：1996年3月30日11时39分，甲小机转速突降，查为四段汽源电动门关，转速只能维持在1600r/m，启动电动给水泵向炉供水，11时55分，甲小机四段汽源电动门开，升速后，停电动给水泵备用。


25　5号机锅炉灭火，机组停运。
一　现象：1996年4月13日10时45分，锅炉灭火，启动电动给水泵，关闭二、四段抽汽至备汽门减负荷至15MW，11时19分，因锅炉不能短时恢复，主汽温度低至455℃，接令，打闸停机。12时21分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力16＝0MPa，主汽温度457℃，再热汽温456℃，润滑油温36.3℃，12时45分，“低压缸排汽温度高”汽轮机跳闸，12时55分，主机再次挂闸冲转，13时06分，发电机并网，13时30分，负荷加至60MW，15时15分，炉灭火，负荷减至30MW。15时23分，炉点火成功，加负荷。


26　5号机2号高调门油动机漏油，机组停运。
一　现象：1996年5月26日14时0分，EH油箱油位370mm，检查发现2号高调门油动机漏油，15时17分，负荷减至0，发电机解列，汽轮机打闸，处理油动机漏油缺陷，16时28分，油动机漏油缺陷处理好，主机挂闸冲转，16时43分，转速升至2900r/m，阀切换，机“转速投入”故障切除，转速无法维持，17时32分，高调门故障，升至3144r/m，打闸停机，18时40分，大轴静止，投入盘车运行，19时13分，重新挂闸冲转，19时26分，应热工要求，打闸停机，19时48分，再次挂闸冲转，20时02分，发电机并网，负荷25MW。


27　5号机真空低超限，打闸停机。
一　现象：1996年5月31日10时30分，5号机运行中，接令，电检有工作，停甲真空泵，真空下降快，立即启动甲真空泵，但其带不上负荷，电流130A（正常为240A），快速减负荷，就地未见异常，启动丙循环泵，10时57分，真空降低，排汽温度高，打闸停机，发电机解列，11时05分，停甲真空泵，11时27分，热工程控班更换甲真空泵入口关断阀电磁阀后真空上升，11时54分，大轴静止，投入主机盘车运行，电流34A；12时05分，启动甲真空泵，电流248A，12时21分，主机挂闸冲转，12时33分，转速升至2900r/m阀切换后升至3000r/m，12时40分，发电机并网，负荷加至30MW，停挂闸油泵。
二　分析：5月31日电检人员检查发现甲开式泵刀闸严重过热，误认为是真空泵甲而通知运行，电运人员检查后确认发热严重，未认真对设备名称，即汇报值长，值长随即下令400VA段撤运，停止甲真空泵运行，因甲真空泵入口关断阀电磁阀故障，未及时带上负荷，真空持续下降至超限，机组被迫停运。①检修人员没有查明设备而误通知。②运行人员工作马虎，没有认真核对设备名称，便汇报值长，误停设备，引起机真空超限打闸停机。


28　5号机厂用电中断。
一　现象：1996年6月7日21时26分，厂用电全失，机跳闸，负荷由217MW甩至0，CTM失电，所有运行辅机红灯灭、绿灯亮，复归各开关，主机、小机密封油的直流油泵均联动，关闭所有管道疏水，6KVB段恢复，启动乙循环泵，甲、乙真空泵，乙凝泵，甲闭式泵，乙开式泵，电动给水泵，定冷泵甲，主机排烟风机甲，排H2风机甲，轴封风机甲，联系热工自动CTM处理好，900r/m启动丙抬轴油泵，甲、乙抬轴油泵起不来，主机四号瓦上瓦温度最高至143＝8℃，21时50分，大轴静止，投主机盘车失败，由电气从配电盘启动，电流38A，偏心0.4997mm，甲、乙小机盘车投不上，直流油泵切为交流油泵运行，关冷水塔补水门，22时11分，主机盘车跳，检查无异常，电气检查回路正常，投入盘车，电流34A，偏心0.27mm。
二　分析：厂用电中断是由于5号发电机定子匝间保护误动，发电机跳闸后，6KV备用开关未联动造成。


29　5号机4号瓦温高，机组停运。
一　现象：1996年6月10日6时45分，5号机挂闸冲转，8时48分，转速升至2900r/m阀切换，8时52分，转速升至3000r/m，DEH A机死机，B机投入，9时01分，转速降至2040r/m，检查主机4号调门油动机门杆漏情况，9时33分，升速，9时37分，升至3000r/m，4号瓦下瓦温度升高，9时41分，4号瓦下瓦温度升至113.5℃，9时51分，该瓦下瓦温度升至127.7℃，后降至106℃，9时55分，发电机并网，10时48分，电动给水泵跳闸，原因为偶合器瓦温高，查偶合器6号瓦温最高达76.8℃，10时55分，打闸停机，11时08分，转速637r/m，4号瓦下瓦温度最高至138℃，11时30分，大轴静止，投入主机盘车运行，电流40A，偏心0.38mm。


30　5号机低缸排汽温度保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年6月17日0时30分，炉灭火，快速减负荷至18MW，检查全开后缸喷水旁路门，高、低加全跳，0时50分，“低压缸排汽温度高”信号发，主机跳闸，厂用部分电中断，乙循环泵，乙开式泵，乙闭式泵，主机交流润滑泵，空侧交流油泵，甲开式泵联动正常，甲闭式泵未联动且失电，抢投乙闭式泵成功，抢投乙前置泵，启动乙小机给炉上水，空侧交流油泵倒转，造成密封油压急剧降低，引起发电机H2压降低，1时0分，主机直流润滑泵切为交流润滑泵，空直流油泵切为交流油泵，发电机补氢，1时23分，大轴静止，投入盘车运行，电流30A，偏心0.494mm，5时55分，主机挂闸冲转，6时30分，发电机并网，10时43分，甲真空泵跳，抢合失败，真空下降过快，关甲真空泵入口门，10时50分，启动电动给水泵，甲、乙小机汽源切为备汽供，11时0分，排汽缸温度高打闸停机，11时04分，转速920r/m，真空升至73＝7KPa，11时08分，主机挂闸升速至2040r/m，11时26分，真空81＝5KPa，11时30分，转速升至3000r/m，发电机并网。
二　分析：①甲真空泵跳闸为延时过负荷误动。②该泵跳闸后，开关辅助接点未断开，使入口气控门未关闭，真空迅速下降。

31　5号机乙小机P2油波动大，多次停运。
一　现象：1996年6月22日6时0分，5号机乙小机跳闸，无任何信号，启动电动给水泵，6时20分，乙小机冲转后投运，发现油质乳化，出口油温54＝8℃，8时04分，乙小机跳闸，无任何信号，8时25分，乙小机挂冲转，2900r/m时，二次油压波动，转速波动300r/m，9时28分，乙小机打闸，压力油滤网切为乙侧，10时20分，乙小机冲后打闸二次，以排除空气，后升至2900r/m时转速仍摆动，停运，17时0分，冲乙小机，二次油压波动大打闸，更换调速油滤网，21时40分，冲乙小机至3000r/m，作调速系统试验，22时30分，乙小机CCS升速灵活，乙汽动给水泵投运。


32　5号机再热汽温低，打闸停机。
一　现象：1996年6月25日9时02分，炉灭火，减负荷至20MW，启动电动给水泵，9时17分，再热汽温降至454℃，炉不能恢复，打闸停机，关闭II、IV段至备汽门，9时21分，甲小机汽源倒为备汽供，乙小机打闸，10时10分，大轴静止，投入盘车运行，电流28A，11时0分，主机挂闸冲转，11时14分，阀切换转速升至2990r/m，机组跳闸，“润滑油压低”信号发，润滑油母管压力0＝27MPa，就地4号瓦处压力0＝1MPa，直流润滑泵联动，11时24分，转速惰走至1150r/m，接令，停直流润滑泵，挂闸冲转，11时38分，发电机并网，11时50分，负荷加至80MW，12时20分，乙小机投运，13时0分，甲小机汽源切为四段供，13时30分，停电动给水泵，14时0分，负荷加至220MW。


33　5号机真空低，低缸安全门爆。
一　现象：1996年7月5日8时0分，缸温237／232℃，盘车电流31A，8时17分，主机真空急降，查气控压力低，备汽压力至0，甲真空泵入口关断阀关闭，启动乙真空泵入口门仍关，真空至0，开真空破坏门，关轴封汽总门，停甲、乙真空泵，8时45分，低压缸安全门爆。


34　5号机厂用电中断。
一　现象：1996年7月9日19时41分，机组跳闸，所有运转辅机红灯灭、绿灯亮，复各开关，主机直流、空侧直流、甲、乙小机事故油泵联动，H2侧直流泵未联动，主机转速下降，关闭各疏水，启动丙顶轴油泵，甲、乙转不起来，电气从就地转甲正常，甲、乙真空泵启动后入口门不联开，19时47分，转速440r/m，4号瓦温139.5℃，19时45分，启动空、氢侧交流油泵，停空、H2侧直流油泵，19时50分，主机低缸安全门爆，停轴封，开真空破坏门，电动给水泵转不起来，20时02分，大轴静止，投入盘车运行，电流50A，启动乙凝泵，20时39分，接令启动乙循环泵（排汽缸温95℃）、甲开式泵。
二　分析：甲真空泵入口气控阀因电气开关辅助接点未断开不联开，主机真空下降快，转速也下降很快，加之顶轴油泵乙转不起来，甲泵在转速降至440r/m时才投入运行，致使4号瓦温升至139.5℃，瓦面磨损，低缸安全门爆破。


35　5号机厂用电中断。
一　现象：1996年7月19日10时52分，CTM突然无显示，机组跳闸，无任何光字，甲、乙小机跳，同时以下各泵电源突失后，绿灯又亮，泵跳闸：乙循环泵，甲开式泵，甲、乙真空泵，空侧交流油泵，（直流油泵未联动），甲、乙前置泵，EH泵乙（EH泵甲联动）；10时53分，启动电动给水泵，乙循环泵，甲、乙真空泵，甲开式泵，空侧交流油泵，关II、IV段至厂用汽门，11时11分，主机挂闸冲至2020r/m，“ETS”压力开关故障信号发，“润滑油压低”保护动作，汽轮机跳闸，11时33分，再次冲转，“润滑油压低”信号发，汽轮机跳闸，11时42分，解除润滑油压低停机保护，冲至3000r/m，“排汽缸温度高”保护动作，汽轮机跳闸，12时05分，解除排汽温度高停机保护，重新挂闸冲转,12时12分，转速升至3000r/m，12时20分，发电机并网。


36　5号机汽机遥控跳闸保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年7月24日2时44分，炉灭火，减负荷至13MW，2时48分，“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，高、中压主汽门、调门及各段抽汽逆止门关，所有运行辅机跳，复归各泵开关，检查主机，甲、乙小机，发电机空、氢侧直流油泵联动正常，厂用电恢复后启动乙循环泵，乙凝泵，乙开式泵，乙闭式泵，主机交流润滑泵，发电机空、氢密封油泵运行，停直流油泵，2时50分，转速1670r/m，就地启丙顶轴油泵，甲、乙顶轴油泵转不起，电气就地启动甲顶轴油泵，3时05分，启动甲、乙真空泵，3时13分，乙循环泵，乙凝泵，电动给水泵无电流显示（5时35分恢复），3时23分，大轴静止，投入盘车运行，电流31A，3时54分，停乙真空泵，4时54分，破坏真空，停甲真空泵，开真空破坏门，停轴封，通知机检打开低缸一个人孔。


37　5号机低缸排汽温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年7月31日10时30分炉灭火，负荷减至15MW，10时35分，“低缸排汽温度高”信号发，机组跳闸，10时57分，解除低缸排汽温度高停机保护，启动挂闸油泵，主机挂闸冲转，转速升至1929r/m，“主机润滑油压低”信号发，汽轮机跳闸，（CTM润滑油压0.24MPa），11时05分，挂闸冲转至1900r/m，“主机润滑油压低”信号发，汽轮机跳闸，11时15分，解除“主机润滑油压低”停机保护，再次冲转，11时24分，转速2900r/m阀切换，因1号高调门关闭缓慢（1、2号中调门及其余5个高调门均关闭），转速升至3210r/m，11时33分，发电机并网投入低缸排汽温度高停机保护，11时45分，1号高调门就地压死，12时0分，主汽温度448℃，现热汽浊
温429℃，负荷减至12MW，12时07分，机组跳闸，“低缸排汽温度高”信号发（就地110℃，DEH96＝1℃），12时46分，解除低缸排汽温度高停机保护，主机挂闸冲转，13时0分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷加至43MW，“主机润滑油压低”、“低缸排汽温度高”保护投入，14时0分，负荷加至196MW。


38　5号机轴振大停机保护动作。
一　现象：1996年10月29日0时30分，5号机大修后第一次冲转，冲转参数：主汽压力3＝52MPa，主汽温度350℃，再热汽温330℃，润滑油温28.8℃，润滑油压0.14MPa，真空81KPa，差胀18＝9mm，缸胀7mm，0时40分，转速冲至600r/m打闸，0时41分，重新挂闸升至600r/m，1时35分，转速升至2040r/m暖机，4时56分，中速暖机结束，升至2885r/m时，3号轴振大保护动作，汽轮机跳闸，5时30分，挂闸升至2898r/m又跳闸，“轴振大停机”信号发，接令，轴振大跳机值定为350μm，6时20分，挂闸恢复至2900r/m，振动仍大，撤除轴振大停机保护，将轴振A通道定值为350μm，B通道3号瓦轴振值定为450μm，6时32分，转速升至3000r/m，电气作试验，16时40分，发电机并网，16时50分，负荷加至40MW。


39　5号机再热汽温低，打闸停机。
一　现象：1996年11月6日16时05分，5号机挂闸冲转，3、5号高调门，1号中调门打不开，机检处理，16时20分，转速600r/m打闸重挂，16时56分，转速2900r/m阀切换，17时05分，转速升至3000r/m，17时14分，发电机并网，19时20分，炉灭火，再热汽温454℃，打闸停机，19时30分，重新挂闸冲转，19时46分，转速升至3000r/m，19时50分，发电机并网，20时40分，负荷加至140MW，22时05分，负荷加至270MW，23时05分，“甲、乙前置泵跳闸”信号发，甲、乙小机跳闸，升电动给水泵转速，负荷减至80MW，23时40分，乙小机投运，24时0分，炉灭火，负荷减至20MW，11月7日0时30分，负荷加到60MW，0时40分，冲甲小机，甲侧主汽阀打不开，8时25分，甲小机投运，8时35分，负荷加至257MW，8时51分，甲、乙小机同时跳闸，“甲、乙前置泵跳闸”、“甲、乙小机跳闸”信号发，减负荷至15MW，9时03分，用备汽冲乙小机，9时25分，乙小机投运，负荷加至170MW，冲甲小机，9时38分，负荷加至247MW，甲小机投运。


40　5号机厂用电中断。
一　现象：1996年11月14日20时16分，炉灭火，负荷减至20MW，20时30分，炉恢复，负荷加至270MW，22时21分，发现1号瓦复合振0＝108mm，X振0＝091mm，机侧1－8号瓦轴振大，“汽机遥控”信号发，机组跳闸，高、中压主汽门、调门关，转速下降，启动交流润滑油泵，同时厂用电中断，运行辅机均停，发电机空、H2直流油泵，甲、乙小机直流油泵联动，主机直流油泵未联动，强投不成功，就地启动主机交流润滑泵，复归辅机开关，关闭疏水，22时23分，转速降至1500r/m，启动乙、丙顶轴油泵，22时24分，启动甲、乙真空泵起不来，要求打开低缸安全门，22时34分，低压缸安全门爆开，真空至0，停轴封，22时40分，厂用电恢复，转甲凝泵，低缸排汽温度95℃，启动甲循环泵。


41　5号机主机振动大。
一　现象：1996年12月3日16时10分，5号机主机振动增大，本特列表3号瓦0＝142μm，4号瓦0＝179／0＝215μm，润滑油温43＝8℃，差胀12＝508mm，轴向位移-0.249mm，负荷减至250MW，16时35分，实测4号瓦振动：垂振0＝19μm，平振0＝15μm，本特列表4号瓦振0＝185／0＝224μm，实测3号瓦振动：垂振0＝38μm，平振0＝4μm，本特列表3号瓦振0＝145μm，16时40分，本特列表3号瓦0＝134μm，4号瓦0＝123／0＝108μm，发现4号瓦轴封冒火花，要求停机不允，润滑油温调至38℃，16时50分，4号瓦实测振动:垂振0＝13μm，平振0＝12μm，16时53分，负荷减至180MW，本特列表3号瓦振动0＝107μm，4号瓦振动0＝133／0＝124μm，5号瓦振动0＝110／0＝087μm，17时07分，4号瓦轴封有摩擦火花，要求停机不允，17时30分，各瓦振动逐渐减小至正常，负荷加至280MW，4号瓦轴封处无火花。


42　5号机汽温低，打闸停机。
一　现象：1997年1月23日14时20分，3号高调门缓慢开起，2号中调门慢回关，16时12分，负荷减至150MW，处理2号中调门，17时06分，炉灭火，负荷减至10MW，主汽温度537℃，调节级温度450＝9℃，17时33分，再热汽温451℃，17时37分，主汽温度452℃，再热汽温439℃，17时45分，主汽温度445℃，再热汽温425℃，中压持环温443℃，调节级温度384＝7℃，打闸停机，18时30分，重新挂闸冲转，主汽压力8＝92MPa，主汽温度440℃，再热汽温435℃，缸温408／440℃，18时49分，转速升至3000r/m，18时50分，发电机并网。



43　5号机发电机故障跳闸。
一　现象：1997年2月12日20时48分，“油开关跳闸”、“发电机故障”信号发，机组跳闸，高、中压主汽门、调门关闭，同时甲、丙循环泵，乙真空泵，乙开式泵，乙闭式泵，乙定冷泵，空氢侧交流油泵跳，甲、乙小机直流油泵、空H2直流油泵联动，抢投主机直流润滑泵不成功，告电气处理，复归各泵开关，关II、IV段至厂用汽门，20时51分，启动乙真空泵，乙开式泵，乙闭式泵，启动甲真空泵，电机有异音停之，20时55分，启动主机乙、丙抬轴油泵，母管油压15MPa，3号瓦油压2MPa，其余正常，启动甲抬轴油泵，3号油压仍只有2MPa，20时57分，主机4号瓦瓦温113＝9℃，21时02分，转速降至540r/m，主机甲、乙、丙顶轴油泵均跳，CTM失电，抢投直流油泵未成功，21时03分，主机2号瓦温104℃，21时04分，启动乙、丙抬轴油泵，母管油压22＝5MPa，停丙抬轴油泵，大轴静止，投盘车，电流54A，电流升至65A停盘车，手动盘车，21时13分，破坏真空，停乙真空泵，开低缸人孔门。
二　分析：①20时48分，发电机失磁保护动作后，6KV备用开关未联动，造成厂用电中断。②柴油发电机运行不可靠，直流油泵启动不成功，主机断油烧瓦，运行处理不果断，破坏真空不及时。

44　5号机主机遥控跳机及超速112％保护动作。
一　现象：1997年2月18日13时08分，5号机挂冲转，13时56分，转速升至3000r/m，13时58分，发电机并网，15时25分，热工保护班处理本特列利一转速通道无转速显示缺陷，询问该项工作对主机有无影响，回告处理时只影响CTM转速显示，对DEH转速显示及主机保护无影响，告其可以处理，15时27分，“主机遥控跳机”及“超速112％”信号发，机组跳闸，主机高、中压主汽门、调门关闭，启动主机交流润滑泵，挂闸油泵，15时29分，接令，挂闸恢复3000r/m，发电机并网，负荷加至50MW，停挂闸油泵及主机交流润滑泵。

45　5号机中调门自动关闭，机组被迫停运。
一　现象：1996年3月21日17时28分，3号高调门全关至0，又快开至正常，2号中调门缓慢关至110mm，负荷减至200MW，18时05分，2号中调门缓慢全关至0后缓慢开启，减负荷至150MW，18时35分，2号中调门缓慢全开，负荷加至300MW，3月23日14时0分，1、2号中调门缓慢回关，14时10分，1号中调门全关，2号中调门关至115＝3mm，减负荷，关闭II、IV段至备汽电动门，14时35分，2号中调门关至84＝5mm，透平压比小于1＝7，保护未动，汇报单元长，启动交流润滑泵，打闸停机，15时26分，大轴静止，3号瓦顶轴油压0MPa，16时10分，3号瓦顶轴油压调整至4＝5MPa，投盘车，电流78A不返回，停之。16时37分，接令挂闸冲转，冲转参数：主汽压力8＝96MPa，主汽温度490℃，再热汽温475℃，真空89＝5KPa，差胀11＝37mm，轴向位移-0.491mm，16时55分，转速升至1195r/m，“＃1－8瓦振动大”保护动作，汽轮机跳闸，TSI显示最大振动0＝35μm，17时17分，挂闸冲至600r/m，17时40分，转速升至1154r/m，振动大又跳闸，17时50分，撤除振动大跳机保护，再次挂闸冲转，18时15分，转速升至3000r/m，18时16分，发电机并网，18时30分，振动大跳机保护投入，19时36分，振动逐渐下降，加负荷至100MW。
二　分析：油泵出口管处在油流死区，在沉淀物存在，当其进入EH系统后，引起阀关闭或开启。

46　5号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年4月4日9时33分，甲真空泵电流摆动，检查未见异常，9时37分，甲真空跳闸，真空迅速下降，抢投甲真空泵成功，电流142A，真空继续下降，快速减负荷，9时39分，“真空低遥控跳闸”信号发，机组跳闸，启动交流润滑泵，9时40分，甲真空泵电流恢复正常，9时41分，零米汇报，检查时真空泵甲已跳闸，入口门未联关，汽水分离器水位5mm，随即泵启动，立即向真空泵补水，真空开始上升，9时56分，真空上升至91＝4KPa，复归主机保护，挂闸冲转，10时37分，转速升至3000r/m，10时38分，发电机并网。
二　分析：①甲真空泵入口关断阀在泵跳闸后未联关，因其电磁气控阀在手动开位，正常应在自动位。②从考贝上看，甲真空泵在跳闸前三分钟电流已发生变化，运行人员未加强分析调整和采取必要措施。

47　5号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年6月7日15时54分，5号机压缩空气压力急剧下降，甲、乙真空泵入口关断阀关闭，真空急剧下降，迅速减负荷，16时03分，负荷减至60MW，真空69＝5KPa，“汽机真空低”机组跳闸，“甲、乙小机排汽压力高”甲、乙小机跳闸，16时30分，大轴静止，投入盘车运行，17时0分，压力空气压力恢复至0＝44MPa，真空泵入口关断阀逐渐开启，17时25分，真空恢复至82KPa，18时10分，重新挂闸冲转，中调门拒开，自动班处理，18时20分，中调门处理好，再次挂闸冲转，18时45分，发电机并网，19时05分，负荷加至80MW，19时30分，甲小机投运，20时43分,乙小机投运。

48　5号机1号瓦振动大，机组停运。
一　现象：1997年7月20日5时55分，抄冲转参数：主汽压力5＝4MPa，主汽温度380℃，再热汽温398℃，真空86KPa，轴向位移-0.481mm，差胀+9.42mm，偏心0.2508mm，润滑油温33℃，主机挂闸，1、2号中压主汽门开启，汽轮机转速突升，6时02分，转速升至2294r/m，手动打闸，检查各瓦振动及温度未发现异常，8时0分，主机挂闸冲转，2号中压主汽门拒开，1、2号中调门拒开，1号高调门无输入令自动全开。10时47分，压死1号高调门，其它各门处理好，挂闸冲转，转速升至900r/m，振动逐渐增大，1670r/m时，振动大至254μm，打闸，11时13分，撤除主机“＃1－8瓦轴振大”保护，挂闸冲至1300r/m，轴振达300μm，打闸停机，13时48分，撤除“轴振大”、“低缸排汽温度高”保护，再次挂闸冲至1050r/m暖机，14时20分，接令，打闸停机，转入检修，15时02分，大轴静止，投入盘车运行，电流33A。
二　分析：①1号瓦及推力瓦解体后发现均有轻微磨损，从损坏情况看认为在启动时转速突升，转子膨胀膨胀不均，引起振动增大，1号瓦及推力瓦修复后将推力间隙0＝82mm调整为0＝5mm，启动后机组各瓦振动均在规定范围内。②挂闸时转速突升至2294r/m是由于高旁门未关的情况下，盲目挂闸造成的。

49　5号机凝结水调节阀自动关闭，机组减负荷运行。
一　现象：1997年8月1日8时58分，主凝结水量突然快速降至0，除氧器水位快速下降，除氧器水位主、副阀均自动关闭，最小流量阀未开，手动开除氧器水位调节主、副阀无效，开启除氧器水位调节阀旁路门无效，快速减负荷至80MW，8时59分，手摇除氧器水位调节阀旁路门，凝结水量上升至750T/H，9时03分，除氧器水位最低2083mm后回升，凝汽器水位1416mm开始下降，主机真空最低至78＝4KPa，排汽缸温60＝3℃，负荷加至70MW，9时08分，除氧器水位调节主、副阀正常，投入调节，关上水旁路门，凝水最小流量阀投自动，9时10分，除氧器水位2897mm，凝汽器水位845mm，开始加负荷，9时18分，负荷加至100MW，9时50分，负荷加至280MW。

50　5号机ETS失电，机组跳闸。
一　现象：1997年11月18日11时15分，主机跳闸，“ETS失电”、“ETS试验方式”、“EH油压低”、“润滑油压低”、“主机真空低”信号发，负荷甩至0，高、中压主汽门、调门关闭，启动主机交流润滑泵，挂闸油泵，电动给水泵，11时16分，发电机解列，11时23分，转速1564r/m，启动乙、丙顶轴油泵，11时28分，热工告主机跳系ETS失电所致，复归主机保护，挂闸冲转，11时38分，转速1560r/m，停乙、丙顶轴油泵，11时55分，转速升至3000r/m，停交流润滑泵，挂闸油泵，11时58分，发电机并网，12时16分，负荷加至80MW，13时0分，负荷加至300MW。
51　5号机UPS电源失去，机组跳闸。
一　现象：1997年12月12日22时14分，UPS电源失去，“遥控跳闸”信号发，机组跳闸，启动交流润滑泵，电动给水泵，22时16分，甲、乙小机打闸停运，22时18分，CTM及热控电源失去，除氧器、凝汽器水拉就地监视调整，凝水最小流量阀关，手开其旁路门，23时0分，DEH电源消失，23时20分，大轴静止，投入盘车运行，电流32A，12月13日0时33分，ETS、CTM热控电源恢复，2时0分，主机挂闸冲转，2900r/m阀切换，2、4号高调门拒关，转速升至3090r/m打闸，2时34分，转速2308r/m，重新挂闸升，2时45分，转速升至3000r/m，2时49分，发电机并网，负荷加至40MW，4时50分，负荷加至240MW，甲、乙小机投运，停电动给水泵。
二　分析：蓄电池本身由于制造质量不良，安装时设计不合理，引起蓄电池短路烧毁，机组跳闸。

52　5号机主汽门、调门动作不正常，机组停运。
一　现象：1998年2月2日13时05分，主机打闸冲转时，1、2号中调门打不开，经处理于13时20分挂闸冲动，13时45分，阀切换时，1、2号高调门拒关，13时49分，发电机并网，14时0分，1、2号高压主汽门只开42mm，14时30分，1、2号高调门压死，14时41分，因1、2号高压主汽门仍不能全开，接令，打闸，重新挂闸冲至2900r/m阀切换时5号高调门拒关，转速升至3030r/m打闸，将5号高调压死，15时0分，再次挂闸冲转，15时08分，阀切换，1、2号高压主汽门动作正常，15时12分，转速升至3000r/m，15时13分，发电机并网，16时0分，1、2、5号高调门处理好，20时0分，2号中调门自行关闭，负荷190MW，21时20分，2号中调门处理好。
二　分析：由于EH油质不合格造成主汽门、调门拒动和动作不正常。

53　5号机闭式冷却水中断。
一　现象：1998年2月14日20时0分，5号机闭式冷却器出口门后放空气门开启换水，20时46分，甲闭式泵跳，乙闭式泵未联动，抢投乙闭式泵，红灯一闪，随即红绿灯都灭，CTM闭式水箱水位低I、低II值来，逐向闭式水箱补水，20时49分，补水调阀关，开调阀旁路，20时50分，甲、乙小机跳，高加跳，负荷突升至324＝3MW，随即下降至40MW，启动电动给水泵，20时51分，锅炉水位低，手动MFT熄火，减负荷至20MW，20时53分，闭式水箱水位补至正常，乙闭式泵MCC控制变烧，正在处理，启动甲闭式泵，检查甲汽动给水泵循环液温度65／58℃，乙汽动给水, 泵循液温度62／58℃，20时56分，炉点火，甲、乙小机冲转，21时05分，甲小机投运，逐渐加负荷投高加，21时07分，闭式水箱又发低I、II值信号，开补水调阀旁路，21时09分，负荷150MW，乙小机投运，21时14分，闭式水箱水位正常，21时33分，负荷加至300MW，22时10分，自动班告，补水调阀设定值自变动至全关，现调至全开。
二　分析：5号机闭式冷却水不合格，进行换水，21时26分，除盐补给水泵跳闸引起闭式冷却水箱补水中断，由于无声响报警，未补被运行人员及时发现，20时46分，闭式冷却水泵因水箱水位低II值保护动作跳闸，引起闭式冷却水中断，汽泵机械密封循环液温度高跳泵。

54　5号机负荷表失灵，调节级超压运行。
一　现象：1998年2月24日11时38分，5号机各监视段压力及主蒸汽流量逐渐增大，负荷300MW，查其它参数无异常，就地听音及外观正常，DEH调速级反馈回路故障，汇报单元长，要求减负荷，关二段至备汽门，二级手动减负荷不动，要求炉降压，维持监视段不超压，电气有功负荷表失灵，调速级压力最高13＝25MPa，主蒸汽流量1020T/H，12时20分，一级手动控制调门正常，保持主蒸汽流量970T/H，13时0分，DEH386／1＝2报警，13时35分，电气负荷表处理好，DEH投自动正常，386／1＝2报警消失。
二　分析：5号机PT一次保险A相熔断，表计指示异常，运行人员未全面分析，造成汽轮机调速级超压。

55　5号发电机漏氢引起氢气爆炸，机组被迫退出备用转检修。
一　现象：1998年4月10日，停机备用中的5号机准备消除挂闸油管漏油，16时05分，接“＃5机前箱漏油检查”工作票，开始做措施，16时38分，运行将挂闸油泵，主机盘车，甲、乙、丙顶轴油泵停运并切电，密封油箱油位补至496mm，停止发电机空侧油泵运行，维持发电机氢侧密封油泵、主油箱排烟风机、排氢风机运行，密封油箱油位由机检临时接滤油机间接补油维持油箱油位。17时03分，在生技部专工的配合下降发电机氢压至0＝1MPa，17时08分，密封油箱油位下降，氢压下降，要求补H2，保持压力0＝08－0＝1MPa，19时46分，运行发现密封油箱油位下降至379mm，汽机司机通知机检班长开启滤油机向密封油箱补油，但油位不上升，氢侧油压下降，氢压下降，19时20分，机检专工要求关机、励端平衡阀旁路门，因此项与工作有异，告知生技部专工，让按机检专工令执行，在关平衡阀旁路时，氢侧油压升高，要求恢复，开两侧平衡阀旁路门，19时40分，机房有爆炸声，前箱着火，主油箱人孔门炸开，将在前箱工作的机检人员烧伤，油箱固定端1公尺处地面有少许明火，机房内烟气较大，运行人员与赶来的消除人员一同灭火，立即排氢充二氧化碳，停氢侧交流油泵，停主油箱排烟风机。
二　分析：密封油位低，引起发电机氢侧油压下降至低于氢压，氢气漏至主油箱，主油箱形成微正压，氢氢通过前箱回油管与角磨机打磨铁器形成的火星相遇，是发生氢爆炸的主要原因。安全思想教育有差距，还没有深深地植入每一个员工的心中，安规的学习存在薄弱环节，对氢压下降不够重视，责任心不强也是原因之一。

56　5号机润滑油压低，汽轮机三次跳闸。
一　现象：1998年10月13日4时0分，主机挂闸冲转，4时30分，转速升至2040r/m暖机，5时17分，“润滑油压低”信号发，汽轮机跳闸，直流润滑泵联动，5时23分，润滑油压0＝026MPa，转速1150r/m后油压恢复，5时35分，接令主机挂闸冲转，5时38分，转速升至2040r/m暖机，5时45分，“润滑油压低”信号发，汽轮机跳闸，5时53分，润滑油压恢复，6时03分，重新挂闸冲转，6时11分，转速升至1900r/m暖机，6时20分,“润滑油压低”信号发，汽轮机跳闸，6时28分，转速2900r/m进行阀切换，7时15分，转速升至3000r/m，发电机并网。

57　5号机润滑油压低，汽轮机跳闸。
一　现象：1999年1月30日5时12分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力4＝35MPa，主汽温度333℃，再热汽温267℃，真空84＝7KPa，差胀9.02mm，润滑油压0＝134MPa，油温32℃，5时25分，转速升至600r/m，5时39分，转速升至2040r/m暖机，5时48分，润滑油压下降，直流油泵联动，油压未上升，汽轮机跳闸，启动乙、丙顶轴油泵，检查各瓦温正常，5时54分，润滑油压升至0＝11MPa，主机挂闸冲转，停直流油泵，6时07分，转速升至2200r/m暖机，7时03分，转速升至2900r/m阀切换，7时19分，转速3000r/m，发电机并网，9时45分，负荷加至150MW，10时30分，负荷200MW。

58　5号机高压缸进冷气引起盘车跳闸。
一　现象：1999年2月5日2时0分，缸温227／233℃，差胀6＝699mm，盘车电流34A，4时10分，启动甲循环泵，4时18分，启动甲闭式泵，5时35分，单元长告，因炉缺陷未消，停启动操作，停甲闭式泵，5时58分，主机盘车跳，查调节级温度从4时52分的224℃突降至4时56分的124℃，且仍有下降趋势，立即查系统，手紧二、四段至备汽门，查主机各部未见异常，投电动盘车投不上，且手盘不动，怀疑高排逆止门不严，而炉再热器充压缩空气倒冷气所致，8时0分，缸温92／224℃，差胀7＝12mm，14时0分，缸温118／214℃，15时35分，投盘车电流在35－58A之间摆动，16时35分，主机盘车电流35A稳定，20时0分，缸温135／201℃。
二　分析：5号炉再热器充气查漏时，由于再热管道积水，造成汽轮机进水，致使汽轮机转子发生弯曲，引起盘车跳闸。从拷贝资料分析，再热器充气后，汽轮机速度级温度4分钟下降100℃，差胀变化较大，值班人员未及时发现和采取措施。

59　5号机高压主汽门工作失常。
一　现象：1999年2月24日4时30分，主机挂闸冲转至600r/m，升速时2号高压自动主汽开至51mm不受指令控制，使转速失控，打闸停机，后从5时10分至6时30分,试冲4次均是2号高压自动主汽门失控打闸，7时30分，2号高压自动主汽门由检修从就地控制，主机挂闸升至2200r/m暖机，9时32分，转速升至2900r/m阀切换，全开2号高压自动主汽门，9时37分，转速升至3000r/m，9时43分，发电机并网。

60　5号机厂用电中断。
一　现象：1999年7月18日10时37分，高调、中调门突关，中压主汽全开,负荷由200MW甩至0，流量至0，转速升至3217r/m，手动打闸，打闸前无任何信号出现，炉手动MFT，厂用电瞬间失去，启动主机交流润滑泵，闭式泵乙跳，强投甲运行，乙前置泵跳乙小机跳，启动乙顶轴油泵，H2侧交流泵跳，直流油泵联动，EH甲跳乙联动，真空泵甲跳后投运，启动电动给水泵，10时40分，重新挂闸恢复，10时50分，转速至3000r/m，11时06分，发电机并网，负荷加至50MW，12时30分，停电动给水泵。
二　分析：发电机失磁保护动作，机组跳闸，引起厂用电中断。


61　5号机甲小机故障停运。
一　现象：1999年7月27日8时20分，甲、乙小机转速分别升至5450r/m，乙小机转速升5550r/m升不上去，调门只开至82％，炉上水困难，9时34分，甲小机转速突然下降至4200r/m不带流量，启动电动给水泵，10时15分，甲小机挂闸，12时40分，电动给水泵电机温度测点2、3、4、6点最高118℃报警，13时10分，甲小机挂闸后，二次油压最高0＝2MPa，启动阀摇至最高位，调门拒开，打闸，13时38分，电动给水泵跳，快速减负荷，切单阀，6号高调门全开位，DEH切手动，按高调减，调门加速，负荷目标值297MW，给定值297MW不变，高调不回关，单元长令炉灭火,主汽压力下降，负荷自减，13时43分，主汽压力8＝0MPa，负荷160MW，调门开始回关，13时44分，手减负荷至30MW，启动电动给水泵，13时45分，炉点火，主汽温度484℃，再热汽温454℃，13时52分，再热汽温435℃,14时15分，负荷加至240MW，切“单阀”为“顺序阀”不成功，14时30分，阀切换完成。
二　分析：由于天气μmol/L热，使冷却水温度偏高，造成电动给水泵电机定子温度高，而保护定值低于规程及该电机F级绝缘的允许运行温度，是造成电机跳闸的原因。

62　5号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1999年9月7日,5号机负荷120MW，甲、丙循环泵检修，8时30分，电气将丙循泵开关送到试验位，8时59分，应电检继电班要求做丙循环泵静态跳合闸试验，试验中真空急剧下降，停止试验，9时01分，“汽机真空低”信号发，真空77＝5KPa，机组跳闸，启动交流润滑泵，查丙循环泵倒转，关出口蝶阀，乙循环泵出口门关闭，开启该门时，红绿灯不亮开不动，通知电检就地手开该门，9时35分，主机挂闸冲转，9时50分，转速升至3000r/m，9时53分，发电机并网，10时23分，负荷加至120MW，10时30分，接令，乙、丙循泵出口门停电，18时23分，甲循环泵投入运行，18时28分，负荷加至200MW，18时30分，乙循环泵出口门送电，19时33分，负荷加至300MW，高加投入。
二　分析：参与丙循环泵试验，消缺的有关人员对循环泵控制回路不清楚，在循环泵门开启的状态下，程控停循环泵无法进行，主机运行中在循环泵出口门关闭而未停电的情况下，进行循环泵的静态试验，造成出口门自动开启，引起循环泵倒转，以致造成真空下降，机组跳闸。

63　5号机EH油泵跳闸。
一　现象：1999年9月10日3时40分，检查发现1号中调油动机处漏油冒烟，EH油箱油位430mm，4时0分，EH油箱油位415mm，4时13分，EH油箱油位350mm，4时15分，机检要求送1号中调及其油动机进油门，4时18分，负荷110MW，1号中调门关至60％时，机组突然跳闸“EH油压低”、“EH油位低”信号发，查EH油位250mm，EH油泵跳闸，7时50分，大轴静止，投入盘车运行，电流34A。
二　分析：停机后检查发现，EH油压力油管至1号中调门油动机接头焊缝处油管断开，进行焊接处理。由于管道内空气无法释放，造成管道振动大，而该处应力较为集中，运行中油管摆动大引起疲劳裂纹。


64　5号机在投甲凝泵联锁开关时，电气故障发信号。
一　现象：1999年12月3日16时50分，在进行凝泵试转切换定期工作时，凝泵乙试转正常后，停止甲凝泵，在投入甲凝泵联锁开关时，电气发“30－31DL短路保护动作”、“30DL非全相运行”、“30DL控制回路断线”、“I组直流母线故障”、“II组直流母线故障”，断开联锁开关，17时15分，加负荷至214MW，17时30分，应电检要求，甲凝泵停电，18时30分，甲凝泵送电，19时40分，启动甲凝泵，停乙凝泵，乙凝泵联锁投入。

65　5号机油箱油位波动异常。
一　现象：1999年12月13日16时45分，发电机二氧化碳浓度3％，停止置换排空气至0，两小时盘车一次，发电机降风压，16时50分，发电机风压降至0.065MPa，解列空、H2侧直流泵关锁，停空、H2侧交流油泵，17时0分，停排H2风机,因油封箱油位上升，主油箱油位下降，查油封箱补、放油门均关闭，手紧，17时15分，油封箱油位稳定，20时0分，主油箱油位-50mm，下降约100mm，油封箱油位595mm，满油，因主油箱油位仍下降，关闭两平衡阀前隔离门，关闭空侧交流油泵入口门，直流油泵出口门；切断密封瓦进汽，把油封箱油位降正常（注：主机交流油泵和甲顶轴油泵运行），2月14日2时50分，油封箱油位至0，主油箱油位-160mm，负压250帕，缸温237＝9／231℃，3时20分，油封箱油位逐渐上升，关闭H2油分离器至空侧油泵入口隔离门，盘车180度，停顶轴油泵，油封箱油位不再上升。


66　5号机高压透平压比低保护误动，机组跳闸。
一　现象：1999年12月30日8时15分，主机挂闸冲至600r/m，11时18分，转速2900r/m阀切换，6号高调门不回关，转速升至103％保护动作，打闸处理，11时32分，转速1210r/m挂闸升至2200r/m，11时54分，2900r/m阀切换，6号高调门仍不回关，103％保护动作，将6号高调门压死，1时59分，转速升至3000r/m，12时05分，发电机并网负荷30MW，14时16分，负荷加至180MW，14时47分，“高压透平压比低”、“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，启动交流润滑泵，跳前调节级压力6＝38MPa，高排压力2＝539MPa，15时15分，重新挂闸冲转，15时35分，转速2900r/m阀切换，15时40分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷50MW，16时40分，负荷加至180MW，17时31分，负荷加至204MW，18时35分，停电动给水泵，20时0分，“高压透平压比低”停机保护解除。
二　分析：“高压透平压比低”保护动作原因为DEH系统升经后，软件存在缺陷。

67　5号机乙小机主油泵故障。
一　现象：2000年6月13日22时11分,“乙小机润滑油压低”、“乙小机调节油压低”、“乙小机跳闸”信号发，乙小机跳闸，启动电动给水泵维持负荷，乙小机投盘车，查乙小机主油泵电流由62＝7A突降至40＝3A，备用主油泵联动，22时20分，零米告乙小机主油泵出口压力1＝0MPa，备用泵出口压力1＝5MPa，保护班告：乙小机跳闸原因为润滑压低所致，22时45分，乙小机冲转升速投入运行（两台油泵运行），23时25分，乙小机主油泵停运，处紧急备用，经试转该泵故障，开票检修，6月15日9时20分，乙小机主油泵处理好，投入运行。
二　分析：安全月报为乙小机主油泵出口垫子漏油引起乙小机停运。


68　5号机发电机定子断水保护动作，机组跳闸。
一　现象：2000年8月19日18时40分，定冷闭式水换水，19时32分，定冷泵甲联动，CTM画面定冷泵出口压力、流量摆动大，“发电机断水”信号发，启动补水泵，查定冷水系统，机组跳闸，启动主机交流润滑泵，开高、低旁，主机1500r/m，启动顶轴油泵甲、除氧循环泵，19时50分，启动挂闸油泵，关高、低旁，主机挂闸冲转，转速2900r/m，1号高压主汽门打不开，20时0分，阀切换，转速升至3000r/m，停交流润滑泵，挂闸油泵，20时05分，发电机并网，负荷50MW，左右汽室温差80℃，20时50分，凝水硬度大，闭式水硬度大换水，22时0分，左右汽室温差100℃，22时30分，接停机令，启动交流润滑泵，打闸停机，发电机解列，23时30分，大轴静止，投入盘车运行，电流34A。
二　分析：由于运行人员没有认真确证定冷箱补水门是否处于全关状态，当除盐水补水泵停运后，定冷箱的水经补水门补吸入凝汽器，引起定冷箱不位低，造成发电机定子冷却水量及压力大幅波动，导致定冷水断水，发电机断水保护动作跳闸。
附：5号发电机定冷水箱换水中，断水造成发电机跳闸。
　　8月19日18时25分，5号机司机杨浩接到化学通知：5号机定冷水质不合格，要求换的通知后，关闭除盐水至凝汽器补水调整门，启动除盐水补水泵，即令刘鹏进行定冷水换水工作，刘鹏随即进行了此项工作。18时40分，定冷箱换水结束，18时55分,除盐水补水泵停运，19时32分，发电机断水保护动作跳闸。

69　5号机乙小机润滑油压低，乙小机跳闸。
一　现象：2000年11月23日19时49分，乙小机备用主油泵电流升高摆动，就地油压表摆动，“调速油压低”、“润滑油压低”、“乙小机跳闸”信号发，乙小机跳闸，主油泵、直流油泵联动，启动电动给水泵，保护负荷，停主油泵、直流油泵，19时55分，单台油泵运行时，热工试验母管压力0＝07MPa，立盘润滑油压0＝22MPa，20时0分，乙小机备用主油泵、主油泵双泵运行，乙小机油箱油位由-70mm下降至-100mm，2时40分，乙小机冷油器由乙切为甲，“润滑油压低”、“调速油压低”信号发，立盘润滑油压0＝29MPa，试验母管压力0＝14MPa，23时40分，乙小机投运。

70　5号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1999年1月7日9时04分，负荷250MW，12时08分，甲真空泵跳，真空由93KPa下降至91＝1KPa，12时40分，启动甲真空泵，最大电流不返回，但泵不转，停运，17时20分，试转甲真空泵电机，空载电流140A，电机正常，泵开票检修，1月16日17时0分，试转甲真空泵电机，空载电流140A，机检连对轮，18时52分，试转甲真空泵，稍开入口关断手动门，电流220A，18时55分，缓慢开入口门，真空由92＝2KPa上升至93＝2KPa，19时08分，甲真空泵电流突升至326A，泵跳，真空快速下降，令零米关入口手动门，抢投即跳，19时09分，真空82＝7KPa，机组跳闸，启动交流润滑泵，电动给水泵，开高、低旁，倒备汽系统，19时11分，真空最低至69＝3KPa后上升，19时15分，甲真空泵入口关断阀开度仍在90％，19时16分，炉点火,19时22分，主机真空85＝9KPa，启动挂闸油泵，“低真空保护”信号仍不消，由热工短接该保护，19时46分，主机挂闸冲转，20时10分，发电机并网，20时25分，负荷150MW。
二　分析：①甲真空泵入口关断气控阀由于压缩空气带水，引起阀门卡涩，造成真空泵跳闸后拒动，而入口手动门来不及关闭，造成真空降低，保护动作，引起机组跳闸。②真空泵由于产品质量差，铸造后叶轮清砂不彻底，投运后，砂粒脱落，引起驱动端动、静部分磨擦，卡涩，造成电机热偶动作跳闸
1　6号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年1月13日0时06分，主机挂闸冲转，0时33分，转速升至3000r/m，0时59分，发电机并网，3时0分，负荷70MW，5时31分，甲小机主油泵跳，备用主油泵联动，“润滑油压低”、“甲前置泵跳”信号发，甲小机跳闸，6时30分，冲甲小机，6时40分，甲小机投运，13时01分，炉灭火，负荷减至20MW，13时03分，“甲前置泵跳”、“甲小机跳”信号发，甲小机跳，甲前置泵运行正常。13时33分，炉点火，负荷加至130MW，14时25分，冲甲小机，14时55分，甲小机投运，15时59分，炉灭火，负荷由260MW减至20MW，16时06分，炉点火，16时10分，甲小机排汽缸温度达100℃，甲小机打闸停运，17时55分，甲凝泵跳即抢投成功（乙凝泵未送电，有换盘根工作票），17时58分，甲凝泵再次跳闸，凝汽器水位上升较快，18时04分，甲、乙真空泵跳抢合无效，负荷减至20MW，18时06分，主机排汽缸温120℃，“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，18时22分，转速1000r/m，启动顶轴油泵甲，18时30分，启动甲真空泵，18时38分，启动乙真空泵，19时34分，主机挂闸冲转，19时51分，转速升至3000r/m，19时57分，发电机并网。

2　6号机ETS保护误动作，机组跳闸。
一　现象：1996年1月19日13时09分，主汽温度454℃，13时14分，主汽温度降至433＝6℃后开始回升，13时45分，冲乙小机，13时50分,负荷减至20MW，13时55分，甲小机跳闸，14时40分，甲小机投运，15时32分，炉灭火，负荷减至10MW，停乙小机，15时50分，炉点火，负荷加至80MW，冲乙小机，16时05分，负荷加至180MW，乙汽泵投运，17时41分，炉灭火，负荷减至10MW，停乙小机，17时46分，炉点火，18时0分，负荷加到100MW，启动乙小机，18时20分，乙小机投运，逐渐加负荷至220MW，18时40分，“ETS压力开关或继电器故障”、“直流母线接地检测或失电”、“ETS试验方式”信号发，ETS面板上电源灯1、4灭，调节油压低，润滑油压低，低真空1、2灯亮，18时50分，“ETS试验方式”光字一闪，机组跳闸，停甲、乙小机，20时10分，大轴静止，投入盘车运行，20时41分，主机挂闸冲转，20时50分，转速升至3000r/m，发电机并网。

3　6号机横向保护误动，机组跳闸。
一　现象：1996年2月4日10时53分，主机挂闸冲转，11时08分，转速升至2040r/m暖机，11时58分，转速2900r/m阀切换，12时01分，转速升至3000r/m，停挂闸油泵，12时03分，发电机并网，12时10分，“发电机故障”信号发，12时54分，“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，经查系公司投横向保护时未复归“发电机故障”引起，13时04分，重新挂闸恢复3000r/m，13时06分，发电机并网。


4　6号机真空波动一次。
一　现象：1996年2月5日18时55分，恢复乙凝泵系统，开启入口门时真空下降，经检查发现甲真空泵电流增大至238＝4A，令零米检查发现公司人在乙真空泵却器处干活，拆开法兰，未向运行人员说明，致使真空从85＝1KPa下降至78＝7KPa，负荷减至50MW，19时29分，乙真空泵冷却器法兰装好，真空开始上升，负荷逐渐加至230MW。

5　6号机厂用电中断。
一　现象：1996年3月2日20时27分，厂用电失去，所有辅机全跳，主机直流润滑泵，发电机空侧直流油泵联动，DEH失电，机组跳闸，甲、乙小机跳闸，甲小机直流油泵未联动，乙小机直流油泵联动正常。解列所有辅机联锁开关，复归所有原运行辅机开关，关闭所有主、再热管道、抽汽管道疏水及至凝汽器所有疏水，20时40分，转速600r/m，因顶轴油泵无电，破坏真空，20时50分，主机转速至0，真空至0，停轴封，20时57分，保安段电源恢复，启动主机交流润滑泵，甲顶轴油泵，停直流润滑泵，投入主机盘车，启动甲、乙小机主油泵、顶轴油泵，停直流油泵，投入盘车，启动主油箱排烟风机乙，H2油分离箱排H2风机乙，抗燃油泵甲，21时05分，6KV、380V段电源恢复，启动乙闭式泵，乙循环泵，乙开式泵，乙定冷泵，乙凝泵，电动给水泵，乙真空泵。


6　6号机DEH控制系统失灵。
一　现象：1996年5月4日4时51分，炉灭火，一级手动减负荷至15MW，5时10分，再热汽温454＝7℃，5时12分，再热汽温446℃，打闸停机，5时55分，炉恢复，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力11＝98MPa，主汽温度514℃，真空88KPa，缸温427／444℃，挂闸后，设定目标2040r/m，升速率250r/m／S，但转速不受DEH控制，按保持键也不行，5时59分，转速3040r/m打闸，6时19分，重新挂闸，1、2号中压主汽门打不开，DEH、VCC控制机箱TV1、TV2报警，再次打闸，6时22分，DEH、VCC控制箱报警消失，挂闸后正常，6时34分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷逐渐加至230MW。

7　6号机DEH　386／1＝2C微机失电，打闸停机。
一　现象：1996年5月7日17时09分，负荷由189MW降至0，DEH操作员自动及一级手动均操作不动，高、中压调门均关闭，阀限指示100，A／B机344A故障信号来，A／B机386　1、2通道故障灯亮，C机344A故障灯亮，DEH主汽压、调节级压力显示负值，17时11分，发电机解列,机组转速最高升至3066r/m，此时中调门自动开启，6KVB段失压，甲、乙前置泵跳，甲、乙小机跳，乙循环泵跳，乙凝泵跳；甲凝泵启动，甲开式泵，乙闭式泵跳，备用泵启动不起来，乙定冷泵跳，甲泵联动，乙真空泵跳，抢投不上，复归跳闸泵操作开关，关闭管道疏水，空侧交流泵跳，直流泵联动，H2侧交流泵跳，直流泵未联动，远方、就地均起不起来，EH泵乙跳，甲泵联动，主机交流润滑泵跳，直流润滑泵联动，17时13分，机组转速缓慢下降，手开高调门，转速仍下降，17时14分，真空泵乙开关坏，真空降至83KPa仍下降，17时16分，打闸停机，17时20分，转速1400r/m，启动甲顶轴油泵，启动主机交流润滑泵，停直流油泵，17时30分，启动甲开式泵，甲闭式泵，DEH恢复，启动空、H2侧交流泵，停直流泵，H2压最低至89KPa，18时16分，大轴静止，投入盘车运行，18时30分，真空低至35KPa，打开低缸人孔。
二　分析：停机后检查，DEH系统386／1＝2C微机电源接错，应接在UPS电源上，而错接在机段冷却风扇电源上，风扇接在UPS上，17时09分，因6号机真空泵刀闸烧引起368／1＝2C微机失电，造成通讯紊乱，A、B微机执行程序混乱，关闭高、中压调门，将接线改正后，DEH系统恢复工作。

8　6号机丙循环泵跳闸。
一　现象：1996年5月10日8时15分，丙循环泵跳，无任何信号，电流至0，红、绿灯都灭，真空下降，只剩甲循环泵运行，快减负荷至170MW，真空至86＝5KPa，8时30分，丙循环泵恢复，再次启动，电流摆动后即跳，出口门联开后在关闭中红、绿灯灭，关入口门时，过力矩动，丙循泵倒转，令零米复归过力矩,减负荷至80MW，真空低至79＝8KPa后升至87＝8KPa，丙循环泵入口门关，15时10分，乙循环泵投运，逐渐加负荷。

9　6号机汽温超限，打闸停机。
一　现象：1996年5月17日19时38分，炉灭火，负荷从130MW减至20MW，19时40分，甲小机跳无任何信号，启动电动给水泵，20时04分，主汽温降至454℃，20时10分，主汽温降至442℃，20时23分，主汽温降至418℃，再热汽温降至426℃，打闸停机，21时27分，主机挂闸冲转，主汽压力9＝7MPa，主汽温度480℃，再热汽温477℃，真空85＝3KPa，缸温405／423℃，21时40分，转速冲至2900r/m阀切换，21时43分，发电机并网，23时0分，甲小机投运，停电动给水泵。

10　6号机DEH系统故障，打闸停机。
一　现象：1996年5月21日9时0分，甲小机跳乙小机跳，启动电动给水泵，负荷减至130MW，9时14分，冲甲小机至3000r/m交炉使用，9时20分，冲乙小机至3000r/m交炉使用，10时14分，停电动给水泵，14时0分，因发电机励磁机侧碳刷冒火，负荷减至70MW，除氧器汽源倒为备汽供，乙小机跳，启动电动给水泵，14时15分，甲小机跳，14时20分，因碳刷冒火未减小，发电机与系统解列，机维持3000r/m，全自动“双机运行”投不上，386／1＝2报警，机转速至3090r/m，打闸停机，15时40分，大轴静止，投入盘车运行，电流17A。

11　6号机再热汽温低，打闸停机。
一　现象：1996年6月18日2时53分，炉灭火，主汽压力、温度及再热汽温下降较快，迅速减负荷至20MW，2时58分，再热汽温降至482℃，3时17分，再热汽温降至450℃打闸停机，4时35分，转速100r/m不再下降，检查各抽汽　均关严，手紧二段至厂用汽门，转速降至70r/m，5时50分，启动挂闸油泵，主机挂不上闸，泵出口油压0＝2MPa，要求主油箱补油至0，7时45分，大轴静止，投入盘车运行，8时18分，主油箱油位补至0，启动挂闸油泵出口仍无压力，9时20分，主油箱油位补至+60mm，启动挂闸油泵正常，9时28分，主机挂闸冲转，9时53分，转速升至3000r/m，9时58分，发电机并网，负荷加至50MW。

12　6号机发电机保护误动作跳闸，汽轮机超速。
一　现象：1996年6月19日13时29分，负荷突然由240MW甩至0，发电机解列，转速飞升，转速最高3326r/m，检查飞锤动作，“110％超速”信号发，主机跳闸，查高、中压主汽门、调门关闭，所有泵电流至0后，6KV电机随即恢复，手启下列设备：甲、乙前置泵，甲、乙真空泵，乙开式泵，闭式泵乙联动正常，启动空H2交流泵（直流泵未联动），氢压降至180KPa，13时35分，启动挂闸油泵，顶轴油泵甲，13时44分，转速惰走至960r/m，主机挂闸冲转，13时57分，转速3000r/m，停挂闸油泵，14时07分，发电机并网，负荷加至50MW，高排逆止门，高、低加进汽门，抽汽逆止门关闭。

13　6号机发电机失磁保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年7月2日8时23分，负荷由260MW甩至0，主机跳闸，主、中压主汽门、调门全关，转速上升，手动打闸一次，关高排及各段抽汽电动门、逆止门，最高转速3126r/m，8时24分，厂用电瞬间失去，甲、乙小机，甲、乙真空泵，空H2侧交流泵，乙开式泵跳，抢合空H2侧直流泵成功，发电机H2压由284KPa降至177KPa，启动甲开式泵，甲真空泵正常，8时25分，启动电动给水泵正常，9时22分，大轴静止，投入盘车运行，电流19A，11时30分，用备汽冲甲、乙小机，12时10分，乙真空泵投运，12时13分，启动挂闸油泵，出口无压力，12时40分，挂闸油泵正常，主机挂闸冲转，13时0分，转速升至3000r/m，发电机并网，停挂闸油泵，13时10分，停电动给水泵，14时0分，发电机H2压0＝14MPa，补氢母管压力0＝148MPa，14时35分，负荷50MW，因炉调水位困难，启动电动给水泵，15时02分，“发电机密封油压低”信号发，查空侧交流泵运行正常，但空侧油压突降，发电机H2压从0＝138MPa降至0＝1MPa，启动空侧直流泵，令零米补氢，联系检修查差压阀，15时05分，发电机氢压降至0＝056MPa稳定，空H2密封油压跟踪正常，17时30分，停电动给水泵，19时30分，停发电机空直流密封油泵，20时10分，发电机氢压0＝176MPa，H2站压力0＝36MPa，但补H2门一开发电机H2压反而下降，23时0分，发电机H2压补至0＝212MPa，补H2停止。

14　6号机电子室屋顶漏水引起DEH控制柜ISO短路保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年7月10日4时30分，负荷突降，DEH在自动方式，目标值200MW，给定值200MW，实际功率DEH显示200MW不变，CTM及电气功率表都下降，瞬间至70MW，一级手动加负荷至180MW，再投自动，负荷突升至215MW，切至一级手动，联系自动班处理（功率及调压回路切除不掉），实际查各主汽门、调门开度反馈正常，切B机同上，又切至A机，4时40分，DEH目标值、给定值、实际功率值时加时减，7时0分，DEH转速回路投不上，一投就跳（功率及调压回路跳），7时43分，热工自动班来人处理后功率、调节级压力、转速回路投入正常，但切入自动方式后仍处故障状态。8时40分，DEH“调节级压力、功率、转速回路”跳后投不上，MCP3、MCP2、386／1＝2报警复归不掉，9时21分，“汽机遥控跳闸”、“汽机超速110％”、“发电机故障”信号发，机组跳闸，瞬间厂用电全失，复归所有设备，乙小机跳，甲前置泵启动正常，9时22分，启动电动给水泵，甲真空泵，乙前置泵失败，高、低旁失电，主机交流润滑泵CTM拒动，启动主机直流润滑泵失败，就地手动启动主机交流润滑泵成功，甲、乙开式泵启动失败，9时23分，空H2侧直流密封油泵联动正常，定冷泵甲联动，甲闭式泵复归后启动，发电机补H2，复归甲小机保护，冲甲小机向炉上水。9时29分，转速1450r/m，启动甲顶轴油泵，排H2风机甲，解列空冷器，H2冷却器，9时30分，启动甲开式泵，10时50分，转速至122r/m不再下降，11时10分,启动甲真空泵，14时30分，应电检要求试主机直流润滑泵正常，14时40分，同热工做主机直流润滑泵联动试验正常，14时50分，主机挂闸冲转，15时12分，转速升至3000r/m，15时24分，发电机并网，全自动无法升降负荷，用一级手动升降负荷。
二　分析：6号机电子室屋顶漏水进入DEH控制柜，使ISO　MCP板子短路，触发110％超速保护动作，机组跳闸。


15　6号机甲小机润滑油表管漏停运。
一　现象：1996年7月27日20时20分，甲小机主油泵电流摆，电机温度59℃，21时40分，甲小机主油泵切为备用主油泵时，发现甲小机机头处油管漏，同时6＝5米平台起火，“甲小机跳”、“甲小机润滑油压低”信号发，甲小机跳闸，启动电动给水泵，甲小机主油泵，直流油泵联动，21时41分，甲小机转速至0，投入盘车运行，21时45分，停甲小机主油泵、备用主油泵、直流油泵、顶轴油泵及盘车。


16　6号炉水冷壁爆管，机组停运。
一　现象：1996年7月29日7时09分，负荷208＝6MW，主汽流量699T/H，给水流量增大至1046T/H，除氧器、凝汽器水位低，转补水泵，凝汽器补水主、辅阀全开，小机转速5560r/m，同时集控室外炉侧一声巨响，主汽压力由16＝1MPa急速下降，主汽温度也下降较快，一级手动减负荷至8MW，启动电动给水泵，停乙小机，投盘车，7时12分，主汽压力继续降低，负荷6MW，发电机解列，汽轮机打闸，8时12分，大轴静止，投入盘车运行，电流21A。　


17　6号机发电机失磁保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年10月4日8时52分，集控照明全灭，厂用电全失，CTM失电，负荷由230MW甩至0，机组跳闸，主、中压主汽门、调门关闭，转速最高至3100r/m后下降，集控打闸，主机直流润滑泵及发电机空H2侧直流密封油泵联动正常，氢压、密封油压及润滑油压正常，复归各泵操作开关，并切除联锁，电动给水泵未跳，8时53分，厂用电恢复，CTM电源恢复，8时55分,启动乙循环泵，丙循环泵，甲开式泵，甲闭式泵，甲定冷泵，及甲凝泵，启动主机交流润滑泵，停直流润滑泵，启动甲、乙真空泵，除氧循环泵，9时0分，发电机空侧交流油泵转不起来，9时18分，主机转速1200r/m，启动甲顶轴油泵，低旁打不开，手动开50％，高旁开25％，10时22分,主机挂闸冲转，10时56分，转速升至3000r/m，发电机并网，11时55分,负荷加至150MW。

18　6号机回油温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1996年12月26日2时20分，主机挂闸冲至2040r/m暖机，3时0分，检查发现5号瓦处有尖锐刺哨之声，听音可能有金属磨擦声，但振动、瓦温正常，5时0分，机检来人查看后也认为5号瓦处有金属磨擦声，5时55分，转速升至3000r/m，停挂闸油泵，6时19分，发电机并网，7时10分，负荷35MW，10时55分，主机差胀由17＝7mm突升至24＝434mm，保护未动要打闸不允，查轴向位移、振动听音正常，将差胀保护解除，12时25分，机组跳闸，“＃1－8瓦排油温度高”信号发，实际温度正常，12时55分，复归保护，重新挂闸冲转，13时02分，转速2980r/m，机跳闸，“＃1－8瓦排油温度高”信号发，撤排油温度高保护，13时10分，再次挂冲转，13时25分，转速升至3000r/m，13时30分，发电机并网，14时20分，负荷加至120MW。


19　6号机6KVB段厂用电中断。
一　现象：1997年1月6日16时42分,“主机遥控跳闸”、“甲、乙小机润滑油压低”信号发，主机跳闸，甲、乙小机跳闸，负荷由295MW甩至0，DEH转速最高至3120r/m，CTM转速最高至3060r/m，6KVB段失电，以下设备跳：乙循环泵、乙开式泵，乙闭式泵，乙EH泵，甲、乙真空泵，主机交流润滑泵，空H2侧交流泵，甲、乙前置泵，甲小机备用主油泵，以下设备联动：主机直流润滑泵，空H2侧直流泵，甲小机主油泵；复归各跳闸泵操作开关，启动以下设备：EH油泵乙，主机交流润滑泵，甲、乙真空泵，闭式泵乙，开式泵乙，甲、乙前置泵，各直流泵切为交流泵运行，16时50分，启动电动给水泵，17时30分，用备汽冲乙小机，17时42分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力15＝8MPa，主汽温度475℃，再热汽温485℃，真空87KPa，18时0分，转速升至3000r/m，18时02分，发电机并网，18时50分，冲甲小机，19时18分，甲小机投运，20时0分负荷加至279MW。
二　分析：机组跳闸是由于电气整流柜风机跳闸导致发电机失磁保护动作。


20　6号机超速，甩负荷试验。
一　现象：1997年1月12日13时44分，作RB试验，负荷从265MW减至150MW，RUNBACK／动作，14时0分，负荷恢复至250MW，14时30分，负荷减至150MW，14时45分，负荷减至8MW，发电机解列，CTM表转速升至3276r/m，DEH表转速显示全无，立即手动打闸停机，检查各汽门确已关闭，15时10分，恢复转速3000r/m，炉降压至8MPa，准备作超速试验，交流润滑泵陪转，挂闸油泵陪转，保护全投，15时40分，OPC电磁阀试验，机组跳闸“遥控跳闸”信号发，16时10分，恢复转速3000r/m，103％保护动作，转速3090r/m，16时15分，恢复转速3000r/m，作110％超速试验，设定目标3340r/m，升速率100r/m／S，当转速升至3112r/m时，3号瓦振动大至0＝254mm，“＃1－8瓦振动大”信号发，机组跳闸，16时30分，主机挂闸，1号中压主汽门拒开，打闸后再次挂闸正常，转速升至3000r/m，16时45分，作110％试验，设定值3340r/m，升速率100r/m／S，转速升至3275r/m时机械飞锤动，16时54分，就地挂闸，1号中压主汽门拒开，打闸后重挂仍无效，接令，设定阀限100，开启中调门，主汽门控制方式灯亮后1号中压主汽门开启，17时02分，转速升至3000r/m，发电机网，接令，110％及ETS112％　超速保护不做，准备作50％甩负荷试验，做以下措施：回热全投，甲小机汽源由备汽供，乙小机由本机四段供，全关本机II、IV段至备汽门，17时35分，负荷加至150MW，17时50分，断发电机出口开关，开低旁＜55％，转速最高升至3100r/m，OPC动作三次后转速趋于稳定3000r/m，检查无异常，发电机并网负荷加至30MW，高、低加全投，19时45分，负荷加至230MW，21时32，负荷加至300MW，主汽压力16＝84MPa，主汽温度520℃，再热温530℃，真空87＝2KPa，确认甩全负荷前措施完成，试验开始，拉开发电机出口开关，高、中压调门关闭，目标指令3000r/m，转速最高至3147r/m，开启低旁，管道及本体疏阀开启，高排及各段抽汽逆止门关指令未来，OPC动作5次，3号高加水位高，高加解列，2时35分，转速稳定至3000r/m，恢复旁路，检查无异常，投入差胀保护，3号轴振定值恢复，21时36分，发电机并网负荷加至30MW，21时45分，负荷加至80MW，22时10分，负荷240MW。

21　6号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年1月18日14时40分，主机挂闸冲转，15时42分，转速升至3000r/m，发电机并网，16时20分，甲凝泵跳闸，凝汽器水位升至1300mm，抢投甲凝泵不成功（乙凝泵检修，对轮拆开），负荷减至10MW，排汽缸温＞120℃，汽机跳闸，16时30分，甲凝泵投运，16时40分，排汽缸温正常，主机挂闸冲转，16时52分，转速升至3000r/m，发电机并网，17时20分，暖甲小机时，其低缸安全门爆，机组真空骤降，电动关甲小机排汽蝶阀不动，立即手关，“主机真空低”信号发，机组跳闸，17时37分，真空恢复至83KPa，主机挂闸恢复，18时05分，转速恢复至3000r/m，发电机并网，18时10分，主油箱油位-240mm，联系机检加油，18时12分，“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，保护人员告系电气方面故障，18时15分，主机挂闸恢复，18时28分，转速升至3000r/m，发电机并网，18时36分，“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，检查原因同上次一样，18时39分，再次挂闸冲转，18时47分，转速升至3000r/m，发电机并网。


22　6号机主变通风保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年2月14日17时09分，发电机跳闸，6KVA、B段均未联动，电气强投A段成功，乙循环泵跳后倒转，“汽轮机跳闸”信号来，轮机跳闸，启动电动水泵，甲、乙真空泵跳，甲、乙小机跳，甲、乙前置泵跳，乙开式泵跳，甲泵联动，甲闭式泵跳，乙泵联动，EH泵乙跳，甲泵联动，空H2交流泵跳，直流泵联动，高、低加跳，电气6KVB段随机恢复，手关乙循环泵出口门，启动甲、乙真空泵，交流密封泵　，甲、乙前置泵，除氧循环泵，开旁路，开本机二段至备汽门，启动主机交流润滑泵，17时30分，炉点火，17时54分，主机挂闸冲转，转速至1570r/m，汽轮机跳闸，“＃1－8瓦振动大”信号发，1号瓦Y向振动0＝27mm，18时05分，再次挂闸冲转，汽轮机跳闸,现象同上次一样，18时12分，接令，撤除轴振大停机保护，要求振动＞300μm时打闸，18时15分，冲转至1572r/m，1号瓦Y向轴振300μm，打闸，18时18分，挂闸冲转，18时20分，1号瓦Y向轴振300μm，打闸，18时29分，重新挂闸冲转，转速1557r/m，1号瓦振动最大280μm过后正常，升速升2040r/m，19时17分，转速升至3000r/m，发电机并网，19时55分，负荷加至220MW。

23　6号机排汽缸温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年3月6日17时42分，炉灭火，启动电动给水泵，负荷减至15MW，17时43分，机组跳闸，“汽机遥控跳闸”、“排汽缸温＞120℃”信号发，实际甲侧排汽缸温47℃，乙侧DEH显示110℃，瞬间至0，又突变至47℃，17时46分，启动主机交流润滑泵，转速1500r/m，启动乙顶轴油泵，19时20分，炉点火，启动挂闸油泵，主机挂闸冲转，19时33分，转速升至3000r/m，19时37分，发电机并网。

24　6号机EH油压低，机组跳闸。
一　现象：1997年3月26日21时19分，“EH油压低”、“ETS压力开关或继电器故障”信号发，查为EH油泵甲跳，乙未联动，软操启动乙、甲EH油泵，均未启动起来，就地启动EH油泵甲，21时21分，“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，主机交流润滑泵，电动给水泵，除氧循环泵，21时34分,转速1265r/m，主机挂闸恢复，参数：主汽压力14＝0MPa，主汽温度528℃，再热汽温521℃，真空88KPa，中缸温428℃，润滑油温37℃，21时49分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷加至60MW，逐渐加负荷至250MW。

25　6号机调节系统动作失常。
一　现象：1997年4月6日2时51分，主机挂闸，1号中压主汽门拒开，打闸，开启小旁路，仍不开，打闸后再挂，1号中压主汽门开起，主汽门控制方式下，高调门未开完，1、2号中调门突然关闭，打闸，调速班和自动班检查后重新挂闸，3时13分，转速升至2040r/m，3时20分，转速2900r/m阀切换，3时28分，发电机并网，3时43分，负荷加至80MW，4时19分，负荷加至200MW，4时40分，负荷260MW，4时45分，突发“ETS压力开关或继电器故障”、“直流母线接地检测或失电”、“ETS试验方式”信号，全面检查机组正常，ETS操作盘上调节油压低1、2灯亮润滑油压低1、2灯亮，低真空1、2灯亮，实际调节油压12.48MPa，润滑油压0.23MPa，真空90＝5KPa，6时30分，保护班将上述缺陷消除。
26　6号机跳闸。
一　现象：1997年5月23日8时27分，机组跳闸，负荷由300MW甩至0，无任何信号，检查各汽门关闭，转速2989r/m，启动电动给水泵，交流润滑泵联动，8时28分，CTM、DEH旁路面板失电，8时40分，热工处理好DEH、CTM，显示正常，不能操作，旁路面板好，开高、低旁，8时58分，撤除轴振大保护，主机挂闸冲转，关旁路，冲转参数：主汽压力15＝7MPa，主汽温度490℃，再热汽温500℃，挂闸后1号中压主汽拒开，打闸,8时59分，再次挂闸，1号中压主汽门仍拒开，接令，开中调门后，1号中压主汽门开启，升至2040r/m检查，9时15分，转速升至3000r/m，9时22分，发电机并网，9时36分，负荷110MW，10时26分，负荷加至300MW。
二　分析：由于轴振大保护误动，引起机组跳闸。

27　6号机真空低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年6月7日15时54分，压缩空气压力低，凝汽器补水主、辅阀全开，除氧器上水主、辅阀全关，除氧器水位下降，凝汽器水位上升，开除氧器上水旁路门，真空泵入口气控阀关，真空泵电流下降10A，真空下降，减负荷，启动电动给水泵5分钟后跳，真空降至77KPa，要求停机不允，16时04分，真空71＝4KPa，负荷21MW，“汽机真空低”、“汽机遥控跳闸”信号发机组跳闸，启动主机交流润滑泵，1600r/m启动顶轴油泵，备汽压力0＝13MPa，甲小机降速，16时10分，甲凝泵跳，乙泵联动，16时26分，启动电动给水泵，2分钟后跳，零米告，润滑油压0＝18MPa，16时28分，乙凝泵电机下轴承冒烟，启动甲凝泵，16时41分，主机挂闸冲转，16时57分，转速升至3000r/m，发电机并网，负荷加至100MW，开启二段至备汽门，17时10分，电动给水泵润滑油压0＝135MPa。
二　分析：运行人员在做热自97－041工作票“解列＃1压缩空气管道”措施时，由于＃2除湿罐出口门门芯掉，造成＃2压缩空气压力未充起来，致使6号机压缩空气压力降低，机组跳闸停运。电动给水泵是由于除氧压力、水位下降，使该泵发生过热汽化状态下运行，轴向位移增大，平衡盘磨损，使推力轴承超过其承受能力，造成非工作瓦块烧，动静部分磨损咬死。

28　6号机排油温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年7月13日，2时10分，热工温度班来人处理2号瓦温显示大幅变化缺陷，2时16分，“＃1－8瓦排油温度高”、“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，负荷由275MW甩至0，启动主机交流润滑泵，关闭本机二、四段至备汽门，启动除氧器循环泵，检查发现机跳闸时，热工在就地干活，告其停止工作，当时排油温度：1号瓦49℃，2号瓦59＝7℃，3号瓦57＝5℃，4号瓦59＝9℃，推力瓦48＝6／49＝2℃，2时30分，热工复归保护，主机挂闸冲转，2时56分，转速升至3000r/m，发电机并网，停主机交流润滑泵，停挂闸油泵。
二　分析：机组跳闸原因为2号瓦回油温度高保护端子松动，热工人员消除2号瓦温跳变缺陷完后，将回油温度高保护电缆误碰，引起该保护动作。

29　6号机甲小机轴振大保护动作跳闸。
一　现象：1997年10月29日12时02分，“甲小机轴振大”保护动作，甲小机跳闸，软、硬操启动电动给水泵均失败，无任何信号，12时03分，手动减负荷至149MW，机前压力17＝88MPa，减前压力16＝58MPa，机前压力上升较快，又加负荷至197MW，炉压力下降，乙小机汽源倒为备汽供，12时08分，炉灭火，负荷减至25MW，主、再热汽温下降，开启疏水，12时13分，炉点火，12时20分，再次启动电动给水泵，一合即跳，12时32分，负荷加至120MW，12时40分，撤除甲小机轴振大保护，冲甲小机，12时54分，甲小机投运，13时12分，负荷加至240MW。
二　分析：引起甲小机跳闸原因为轴振振子直杆太长，造成保护误动作跳闸。运行人员处理缺乏经验，减负荷速度快，燃烧调整速度慢引起过热器安全门动作，并造成汽包水位低熄火。

30　6号机发电机失磁保护动作，机组跳闸。
一　现象：1997年11月21日16时10分，机组跳闸，负荷由300MW甩至0，转速最高升至3163r/m后下降，检查各汽门均关，启动电动给水泵，主机交流润滑泵，关闭II、IV段至备汽门，甲小机打闸，乙小机倒为备汽供，空H2侧交流油泵跳，直流泵联动，乙闭式泵跳，甲泵联动，16时15分，转速1788r/m，主机挂闸，1、2号中调门拒开，打闸，旁路操作面板失电，17时33分，主机挂闸冲转，2号中调门全开，17时50分，转速升至2700r/m，1号中调门处理好后全开，17时58分，转速升至3000r/m，18时04分，发电机并网，19时30分，负荷加至300MW。
二　分析：发电机失磁保护动作属＃1整流柜QF开关机械过流保护误动，＃1、2中调门打不开是由EH油系统油质脏引起。

31　6号机DEH电源故障机组跳闸。
一　现象：1997年11月30日21时46分，“主机遥控跳闸”、“超速112％”信号发，机组跳闸，负荷由302MW甩至0，转速最高至3152r/m后下降（DEH3114r/m），保护班查原因为DEH电源故障，继电器吸合，22时28分，撤除主机轴振大保护，重新挂闸冲转，22时54分，转速2900r/m阀切换，2号高调门不回关，23时11分，2号高调门压死，升至2990r/m时“超速112％”信号发，转速上升较快，转速最高升至3238r/m，打闸停机，23时18分，主机再次冲转，23时24分，转速升至3000r/m，因电气不能并网，23时27分，打闸停机，12月1日1时15分，大轴静止，因6号顶轴油管漏油，故每小时手盘转子180度，1时36分，停真空泵，破坏真空停轴封，打开低缸人孔。
二　分析：跳闸原因为发电机定子短路引起。

32　6号机高压透平压比低保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年2月21日，6号机中修后首次启动，5时37分，主机挂闸，2号高调门不开，打闸，5时50分，主机挂闸冲转，6时51分，转速升至2040r/m暖机，10时19分，7号瓦振升至256μm，撤除7号瓦振保护，10时24分，转速升至2900r/m，阀切换，10时27分，转速升至3000r/m，中缸温228℃，电气做试验，停挂闸油泵，停主机交流润滑泵，16时37分，“汽机遥控跳闸”、“超速112％”信号发，汽轮机跳闸，转速最高3221r/m，16时54分，主机挂闸恢复，17时07分，转速升至3000r/m，17时36分，“汽机遥控跳闸”、“超速112％”信号发，汽轮机跳闸，转速最高CRT　3144r/m，本特列 3140r/m，DEH　3000r/m，17时45分，主机挂闸恢复，17时58分，转速升至3000r/m，电气做试验，20时30分，“高压透平压比低”信号发，汽轮机跳闸，转速最高升至3050r/m，20时35分，再次恢复至3000r/m，21时32分，发电机并网后“高压透平压比低”信号又发，汽轮机跳闸，21时40分，再次恢复至3000r/m　，发电机并网，负荷加至44MW。
二　分析：16时37分，6号机做调压试验，当合上41E开关后，112％超速保护动作汽轮机跳闸，经查和系本特列保护电缆受干扰引起，将其电缆接地后，正常。

33　6号机轴振大保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年2月26日4时0分，炉点火，7时20分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力4＝66MPa，主汽温度361℃，再热汽温261℃，缸温305℃，真空91＝6KPa，差胀13.787mm，润滑油温33℃，7时31分，“＃1－8轴振大”信号发，汽轮机跳闸，1号轴振显示320μm，就地检查正常，7时39分，接令，撤除“＃1－8轴振大”保护，重新挂闸冲转，7时50分，“112％超速”信号发，汽轮机跳闸，8时06分，撤除“112％超速”保护，再次挂闸冲转，8时24分，转速升至3000r/m，停交流润滑泵，挂闸油泵，投入轴振大保护，9时01分，发电机并网，11时50分，负荷加至150MW，13时08分，负荷加至240MW，3月3日23时27分，热工将保护投入。
二　分析：7时50分当合上41E开关时，由于本特列保护电缆受干扰引起112％超速动作，汽轮机跳闸。

34　6号机高加跳后入口门未关。
一　现象：1998年3月2日8时40分，负荷加至270MW，9时34分，高加跳立即减负荷，高加出水门联关，入口门未关，立即开高加出水门，后查高加入口门过力矩，复归之，9时50分，高加投入，10时20分，负荷加至300MW。

35　6号机推力轴排油温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年3月5日8时15分，负荷加到260MW，9时0分，“推力轴排油温度高”、“机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，负荷由260MW甩至0，各汽门均关，开高旁20％，低旁50％，查推力轴承排油温度44＝8／45＝4℃，推力瓦温40／46＝5℃，润滑油温39＝3℃，润滑油压0＝224MPa，主汽压力16＝5MPa，主汽温度543℃，真空91＝6KPa，轴向位移-0.037mm，差胀12.227mm，就地检查正常，9时12分，主机挂闸冲转，关高、低旁，9时25分，主机转速升至3000r/m，停交流润滑泵，挂闸油泵，9时33分，发电机并网，11时20分，负荷加至250MW，15时10分，热工温度班人员告，主机推力瓦工作面回油温度表坏，运行中不能更换，该保护不能投入。
二　分析：由于汽轮机推力瓦回油温度表绝缘击穿短路，引起保护动作。

36　6号机润滑油压低保护动作机组跳闸。
一　现象：1998年3月8日21时46分，“润滑油压低”“ETS压力开关继电器故障”、“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，转速最高至3025r/m，启动主机交流润滑泵，电动给水泵，查各汽门关闭，甲、丙循环泵，甲真空泵，甲EH油泵跳，乙EH油泵联动，排H2风机甲跳，乙转不起来，轴甲风机跳，乙联动，启动甲真空泵，乙小机主油泵跳，备用主油泵未联动，乙小机跳，直流油泵联动。乙小机甲、乙抬轴油泵转不起来，甲前置泵跳，主泵未跳，甲小机打闸，丙循环泵　　倒转，关其入口门，21时50分，主机转速1650r/m，启动乙抬轴油泵，22时03分，主机转速750r/m，四瓦处有间断异音，油温、瓦温、回油温度、轴振、差胀、轴向位移均正常，停乙真空泵，稍开真空破坏门，降真空，23时28分，主机转速70r/m，四瓦处异音消失，3月9日0时04分，大轴静止，投入盘车运行，恢复真空，3时42分，撤除轴振大保护，重新挂闸冲转，700r/m四瓦听音正常，1600r/m停顶轴油泵，3时57分，转速升至2222r/m，“润滑油压低”、“ETS压力开关或继电器故障”信号发，机润滑油压下降，汽轮机跳闸，直流润滑泵联动，润滑油压最低CTM　0＝07MPa，就地表0＝04MPa，启动顶轴油泵，破坏真空，2号瓦温最高66℃，4时06分，转速1047r/m，润滑油压0＝19MPa，4时07分，转速968r/m，润滑油压0＝191MPa，4时13分，转速593r/m，润滑油压0＝209MPa，4时33分，转速125r/m，润滑油压0＝216MPa，4时53分，大轴静止，投入盘车运行，电流26A。
二　分析：由于放油电磁阀电缆对地短路（短路点在就地端子箱中，安装端子排的金属底板边缘将导线割伤）引起放油电磁阀F1动作，再加上试验块中两个节流孔均安装，放油电磁阀F1动作后，两通道的油压全部泄掉，引起润滑油压低，保护回路动作。机组跳闸后，在切换厂用时，660A开关合不上，解列发电机后，6KV6A段失压。

37　6号机乙小机调门卡在30％。
一　现象：1998年6月12日15时30分，乙小机进汽压力0＝667MPa，调门卡在30％，四段进汽门全关也降不下来，稍开四段进汽门2S，挂闸后主汽门一开转速升至3800r/m，乙小机进汽压力降至0＝33MPa，16时0分，乙小机打闸后，开大四段抽汽电动门，挂闸冲机时主汽刚一开启，乙小机转速飞升至4500r/m，立即打闸，投入盘车，17时0分，全关四段至乙小机电动门，冲乙小机，转速升至3100r/m，然后慢开四段进汽电动门，提高进汽压力至0.6MPa，17时40分，乙小机投运。
二　分析：乙小机调门门座顶起，使调门不能关闭至0。

38　6号机EH油泵乙卸载阀漏油，机组停运。
一　现象：1998年6月24日16时0分，EH油泵乙卸载阀不卸载，18时20分，机检处理EH油泵乙卸载阀，并要求关出、入口门，18时30分，汇同机检关闭乙泵出、入口门，该泵操作开关置于手动位，当松开卸载阀螺栓时，EH油喷出，油压由13＝76MPa降至0，18时38分，“ETS油压低”、“ETS压力开关动作”、“机遥控跳闸”信号发，机组跳闸主汽门、调门关闭，转速下降，负荷由240MW甩至0，启动主机交流润滑泵，关II、IV段至厂用汽门，启动电动给水泵，查EH油泵甲运行正常，EH油压4＝49MPa，就地发现EH油泵乙卸载阀处刺油严重，立即停EH油泵甲，EH油位200mm，告机检加油，18时42分，主机转速1800r/m，启乙顶轴油泵，甲、乙小机维持空转，18时45分，EH油箱加油至480mm，乙卸载阀复位，启动甲EH油泵，乙卸载阀处仍漏油，即停甲EH油泵，消漏，19时08分，乙卸载阀更换完毕，启动甲EH油泵，乙泵出口油压10＝8MPa，乙泵出口逆止门不严，停甲泵，19时25分，再次试乙泵出口逆止门正常，启动挂闸油泵，开旁路，19时33分，炉点火，20时0分，主机挂闸冲转，20时15分，转速升至3000r/m，20时20分，发电机并网，20时45分，负荷加至300MW。
二　分析：EH油泵乙卸载阀出口门不严，当松开卸载阀螺栓时，未注意油压变化情况，造成严重漏油，使EH油压降低，引起机组跳闸。

39　6号机低真空保护动作，机组跳闸。
一　现象：1998年8月1日21时40分，6号机甲小机甲、乙冷油器清扫工作结束，22时55分，甲小机投盘车，送轴封，抽真空，恢复系统，23时06分，“ETS压力开关继电器动作”信号发，ETS盘低真空2、3灯亮，跳闸灯亮，机组跳闸，负荷由210MW甩至0，检查各汽门关，高、低加跳，启动主机交流润滑泵，此时真空86＝8KPa，轴封压力至0，真空急剧下降，手动调轴封压力，23时10分，真空79＝1KPa开始回升，23时16分，真空86＝1KPa，ETS低真空保护2、3点仍亮，23时25分，热工短接低真空2、3点后灯灭，“ETS压力开关继电器保护动作”信号消失，23时27分，重新挂闸冲转，主汽压力13＝56MPa，主汽温度521℃，再热汽温513＝8℃，真空87＝1KPa，23时31分，转速1600r/m，停顶轴油泵乙，23时41分，转速升至3000r/m，23时42分，发电机并网，23时56分，负荷加至200MW，8月2日0时55分，甲小机投运。
二　分析：甲小机送轴封，抽真空时，由于运行人员操作经验不足，开排汽蝶阀速度过快，引起汽机真空下降，造成低真空保护动作，机组跳闸。

40　6号机润滑油压异常波动。
一　现象：1998年11月17日4时08分，主机挂闸冲转，4时35分，转速升至2040r/m中速暖机，4时40分，“主机润滑油压低”信号发，油压由0＝214MPa下降至0＝144MPa，直流油泵联动，就地查4号瓦油压0.06MPa，交流润滑泵出口油压0＝2MPa，油温33＝3℃，关交流润滑泵出口门后泵出口门前压力0＝36MPa，母管压力0＝144MPa无变化，开出口门后母管压力回升至0＝22MPa，此时泵出口压力0＝28MPa，四瓦处润滑油压0＝12MPa，关直流润滑泵出口门后，润滑油压0＝21MPa，停直流润滑泵投联动，7时19分，转速升至2900r/m阀切换，7时24分，转速升至3000r/m，发电机并网，11时18分，负荷加至200MW。

41　6号机ETS电源接线磨损接地短路，机组停运。
一　现象：1999年1月18日15时07分,“ETS失电”、“汽机真空低”、“润滑油压低”、“ETS试验方式”、“有ETS压力开关动作信号”、“汽机遥控跳闸”信号发，机组跳闸，负荷由300MW甩至0，转速下降，启动主机交流润滑泵，电动给水泵，除氧循环泵，15时15分，因备汽压力低，停乙小机，开启高、低旁，16时25分，ETS电源恢复，主机挂闸冲转，16时48分，转速升至3000r/m，发电机并网，17时0分，乙小机投运，17时30分，负荷加至300MW，停电动给水泵。
二　分析：ETS电源接线磨损接地短路，引起变压器次级线圈烧，更换变压器，并对磨损线进行包扎后ETS电源恢复。

42　6号机排汽缸温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1999年2月26日11时42分，接令负荷加至300MW，11时43分，当负荷加至237MW时，炉灭火，切手动快速减负荷至20MW，启动电动给水泵，甲小机汽源倒为备汽供，关闭IV段至备汽门，开低缸喷水旁路阀，11时48分，“低缸排汽温度高120℃”信号发（时电调低缸排汽温度显示41／47＝7℃，“　缸排汽温度高79＝4℃”信号未发），“遥控跳闸”信号发，机组跳闸，负荷至0，转速下降，启动交流润滑泵，炉点火成功，11时54分，转速1700r/m，复归保护，主机挂闸冲转，12时06分，并网后即跳，“低缸排汽温度高120℃”信号发，12时07分，撤除排汽缸温度高跳机保护，重新挂闸冲转，12时12分，转速升至3000r/m，12时15分，发电机并网，12时40分，负荷加至200MW，甲、乙小机投运，停电动给水泵，12时50分，负荷加至300MW，12时30分，投入低缸排汽温度高120℃跳机保护。
二　分析：灭火后，由于汽机末级叶片太长，鼓风磨擦损失较大，加之机组减负荷大多，造成排汽缸温高，造成机组跳闸。

43
6号机回油温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1999年5月11日，6号机小修后，启动，12时32分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力4＝25MPa，主汽温度314＝5℃，再热汽温321＝7℃，真空82＝7KPa，润滑油压0＝204MPa，中缸温66＝7℃，13时0分，转速升至2040r/m暖机，15时22分，转速升至3000r/m，15时58分，“＃1－8轴承排油温度高”、“汽机遥控跳闸”信号发，汽机跳闸，此时排油温度最高68＝6℃，启动交流润滑泵，挂闸油泵，16时02分，重新挂闸升速，16时13分，转速升至3000r/m，撤除主机轴承回油温度高跳机保护，电气做试验，17时25分，做主机充油试验时，汽轮机跳闸，各汽门关闭，17时33分，主机轴承回油温度高保护投入，19时20分，主机转速240r/m，再次挂闸升速，19时33分，转速升至2040r/m，19时34分，“主机润滑油压低”信号发，油压0＝136MPa，直流润滑泵联动，检查交、直流润滑泵出口压力均为0＝16MPa，接令，转速升至2200r/m，21时54分，转速升至2900r/m，22时51分，转速升至3000r/m，电气做试验，5月12日1时54分，发电机并网，6时40分，负荷加至160MW。

44　6号机排汽缸温高保护动作，机组跳闸。
一　现象：1999年5月16日3时44分，炉灭火，负荷由200MW减至30MW，3时48分，“排汽缸温＞120℃”信号发，机组跳闸，此时DEH显示排汽缸温48／49℃，就地励侧46℃，机侧78℃，3时58分，复归保护重新挂闸冲转，2900r/m阀切换正常，除氧器水位2488mm，凝汽器水位410mm，补水量124T/H，4时0分，除氧器水位2275mm，凝汽器水位465mm，补水量124T/H，4时07分，主机转速升至3000r/m，4时10分，发电机并网，负荷加至30MW，4时13分，除氧器水位1988mm，凝汽器水位495mm，要求停电动给水泵不允，4时35分，接令，锅炉漏泄，打闸停机，5时34分，大轴静止，投入盘车运行，电流25A。

45　6号机乙汽泵漏油着火，电动给水泵循环液温度高，连续故障停运，造成机组减负荷。
一　现象：1999年5月31日8时0分，乙小机二次油管接头漏油，8时20分，漏油增大冒烟着火，启动电动给水泵，停乙小机，负荷减至270MW，8时35分，电动给水泵吐出端机械密封处刺汽严重，循环液温度80℃，电动给水泵降速运行，8时46分，电动给水泵机械密封循环液吐出端温度达103℃，停电动给水泵，负荷减至150MW，8时53分,炉灭火，负荷减至50MW，9时05分，炉点火，负荷逐渐加至150MW，10时51分，电动给水泵循环液温度高跳闸，炉灭火，负荷减至30MW，11时20分，炉点火，负荷加至130MW，11时35分，乙小机处理好，冲转后投入运行，11时55分，负荷加至300MW。

46　6号机减负荷中机组跳闸。
一　现象：1999年6月5日22时15分，负荷280MW，22时34分，按曲线减负荷，22时35分，炉灭火，减负荷，启动电动给水泵，22时37分，当负荷减至120MW时，机组跳闸，无任何信号，检查主汽门、调门均关闭，启动交流润滑泵，挂闸油泵，22时49分，主机挂闸后1号中主汽门未打开，打闸后再次挂闸，1号中压主汽门正常，23时02分，转速升至3000r/m，停交流润滑泵，挂闸油泵，23时08分，发电机并网，23时32分，负荷加至220MW。
二　分析：炉灭火后，当负荷减至120MW时，电气“逆功率”信号发，电气人员在“逆功率”发出后，电气屏无“主汽门关闭”信号，误认为汽机跳闸，在未与汽机司机进一步沟通的情况下解列发电机，造成机组停运。


47　6号机低缸排汽温度高保护动作，机组跳闸。
一　现象：2000年9月4日20时0分，负荷300MW，20时01分，炉灭火，减负荷，20时06分，负荷减至27MW，“低缸排汽温度＞79＝4℃”信号发，发现低缸喷水调阀自动未开，开启喷水旁路，20时07分，“低缸排汽温度＞121℃”信号发，机组跳闸，发现2号高压主汽门未关，20时08分，发电机解列，转速下降，启动交流润滑泵，顶轴油泵，开启旁路，20时40分，启动电动给水泵，乙小机打闸，20时50分，低缸自动喷水阀处理好，21时0分，处理2号高压主汽门未在全开位缺陷，停EH油泵，关旁路，21时30分，2号高压主汽门全关，经开、关试验正常，开旁路，启动挂闸油泵，22时35分，主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力7＝64MPa，主汽温度470℃，再热汽温472℃，中缸温449℃，真空92KPa，轴向位移-0.49mm，差胀13＝5mm，22时50分，转速升至3000r/m，22时55分，发电机并网，23时22分，负荷加至170MW。
二　分析：引起2号高压主汽门未关闭的原因是：主汽门全开限位螺丝松动。减负荷未执行有关规定造成排汽温度高。低缸喷水调门自动未开是由于电磁阀接触不良。

48　6号机振动大，机组停运。
一　现象：2000年11月2日9时35分,主机盘车跳，转速升至56r/m，此时高旁开40％，低旁开100％，主汽压力4＝0MPa，再热汽压0，9时46分，主机挂闸冲转，主汽压力3＝7MPa，主汽温度318℃，再热汽温145℃，真空94KPa，中缸温45℃，差胀8＝96mm，轴向位移-0.385mm，润滑油压0＝22MPa，润滑油温29℃，9时48分，主机挂闸冲转，9时55分，转速600r/m，打闸听音，9时58分，重新挂闸冲转，10时10分，主机转速升到1200r/m，5号轴振明显增大，转速升至1480r/m，5号瓦X振270μm，5号瓦复合振300μm，5号瓦Y振300μm，打闸停机，5号瓦最高复合振升至380μm，各瓦温正常，其它瓦振未有明显变化，10时15分，主机再次挂闸，升至600r/m，10时58分,转速升至1200r/m，停顶轴油泵，升至1500r/m时1号瓦X振280μm，Y振270μm，其它瓦振未见异常，11时09分，转速升至2147r/m中速暖机，13时58分，主机充油试验合格，17时35分，发电机并网，18时10分，主机“低缸排汽温度高”、“轴振大”、“超速112％”保护投入，19时30分，负荷加至150MW。

49　6号机甲小机主油泵电机烧。
一　现象：2000年12月9日23时56分，甲小机主油泵跳，备用主油泵联动，甲前置泵跳，“甲小机润滑油压低”信号发，甲小机跳闸，启动电动给水泵，12月10日2时20分，电气告，甲小机主油泵电机烧，7时30分，甲小机冲转后投运，12时48分，甲小机主油泵电机工作完，汇同试转，方向正确，空载电流40A，出口门关后出口压力1＝3MPa，13时15分，甲小机主油泵开出口门，13时22分，“甲小机跳”信号发，启动电动给水泵，原因为甲小机主油泵电机检修后线接反，13时45分，甲小机备用主油泵运行，甲小机冲转后投运，15时05分，汇同检修试转甲小机主油泵，空载电流40A，空载压力4＝8MPa，转向反，电气倒线，16时0分，甲小机主油泵电机线倒好，试转空载压力1＝35MPa，电流45A，甲小机主油泵投运，备用主油泵停止投联动。
二　分析：①12时48分，主油泵电机更换工作结束，试转时未发现电机方向反转，在切换油泵时，因油压低该泵再次跳闸。②主油泵电机烧属于电机对轮与机械对轮间隙小引起电机轴承受力损坏，造成电机烧。

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