汽机专业学习资料异常及事故处理部分

运行部汽机专业学习资料----异常及事故处理部分

汽机异常及事故处理汇编

1、#5机停机后，循泵因故跳闸，循环水中断，空压机全部跳闸。开式泵空转（入口压力低于50Kpa跳闸保护未投），空压机冷却水倒流，造成空压机全部跳闸。立即恢复循环水、开式水、空压机运行。

2、6A小机手动打闸停不掉。原因：跳闸电磁阀脏污而无法正常动作，安全油无法泄去，且油中含水、油质差，杂质进入推力轴承使轴承温度升高。应降低小机轴封压力至28Kpa左右。

3、6B密封油真空泵泵体有漏点，气体由泵体进入，导致出口油压波动。

4、#6机#7、8低加疏水门不动作造成#6低加满水而解列。 5、#6机密封油真空箱浮球阀卡涩，利用旁路补油维持正常油位。 6、除氧器水位高报警误发----除氧器上水门自动关闭---手动加大上水---低加解列且程序混乱解列不彻底---除氧器断水---立即在ＭＣＣ开低加旁路门上水---手跳磨减负荷---恢复正常。

7、6.9m膨胀箱卡涩――主油箱油位低――发电机进油――氢气纯度低――打开膨胀箱顶部放气门（不准开）――油从厂房顶排气口喷出――浮球阀油位正常――开旁路调整――－主油箱油位低至-１２７ｍｍ。

8、#5机电泵远方、就地两个事故按钮均停不掉，用助推器将开关捅掉。原因为跳、合闸回路有串电现象。

9、#5机跳机：

经过：负荷600MW，凝水流量由1500t/h降至1000t/h，除氧器水位、汽包水位下降，热井水位上升；检查除氧器上水门正常，后发现#5低加

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入口门关、出口门开、旁路门关；除氧器少进500t/h冷水造成自沸腾，A汽泵汽化振动，打掉A汽泵减负荷；B小机5个调门全开卡涩，转速减不下来，汽包水位高高而MFT。再次冲A小机时，由于最小流量阀阀芯脱落，造成系统升压，A汽泵剧烈振动。

原因：可能化学切换混床造成流量突降，#5低加解列不彻底。 教训：减负荷、压调门时要快；汽包水位不降时立即减少上水：小机剧烈振动立即打闸；事故时要看全画面，利于了解、处理事故；除氧器水位异常检查上水、低加、#3高加疏水系统；汽包水位异常检查高加系统。

10、#2、3高加危急疏水频繁动作，造成热井水位迅速下降。 11、6B前置泵油滤网差压高，切滤网前，备用滤网应先让检修人员打开端盖充满油后再切换。

12、#5机电泵启动后，风扇联起一会即跳，造成电泵电机绕组升至135℃，紧急停泵。

原因：电泵风扇电机扩容至11KW，但热偶定值未做调整，过流动作。 教训：风扇运行时是向里吸气的，观察不出来时应用手试一下有无空气流动来判断风扇运行情况；MCC上红、绿灯不亮，应复位热偶，否则闭锁启动。

13、#6机密封油真空箱浮子阀卡在关位：开启旁路门补油至正常油位；启动直流油泵，关闭补油旁路门及补油门；油箱放油检修；打开补油门注油；启动油泵。

14、5B真空泵驱动端盘根放水孔漏真空。

15、6A开式泵跳闸，B泵未联启，“A开式泵跳闸”、“开式泵入口压

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力低”报警，CRT手启强合不成功。原因为入口压力管线堵。强合应于6kV将K14置于合（“I”位置）的同时将K15置于分，且将方式开关切至就地以闭锁跳泵信号。

16、#5机大机#2转速探头损坏，此时DEH控制后备超速保护由“三取二”该为“二取二”。现象：“EHG轻微故障”报警，HITASS插入盘“DEHG监视故障”报警信号发，大机转速在2995---3010间晃动，电子间DEGH柜#2转速通道故障灯亮，汽机主控器由90.8％升至97.9％又降至63.2％，负荷由471MW最低晃至390MW，就地#1—3高调门晃动2%左右，主汽压由14.0晃至16.4MPa。实际大机转速并未晃动。

17、机组正常运行中6A小机由四抽倒至高压汽现象：

（1）倒换前：负荷360MW，转速3840RPm，流量630t/h，调阀开度13.8％，就地低压调阀开度44mm，高压调阀开度0mm，低压汽630KPa，高压汽11.3MPa，排汽温度40℃。

（2）倒换后：负荷360MW，转速3740RPm，流量577t/h，调阀开度47.1％，就地低压调阀开度100mm，高压调阀开度30mm，高压汽11.1MPa，排汽温度55℃。

18、#6机氢气去湿装置南侧风扇烧坏，装置可以单风扇运行。 19、#5机油净化装置风机频繁跳闸后手启不成功，原因为电机控制回路接触器不能很好吸合。

20、#6炉A、C、E磨CPU离线（黄色），风门、喷水位返及流量、三大水位、B小机转速成坏点并强切为手动，汽包水位由-6mm突升至81mm，A汽泵指令由59.9%降至52%，出力由539t/h降为13t/h，“A小机超速盘

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MPU故障”报警，汽包水位降至-110mm，短吹I/O卡件故障报警，IR46卡涩。怀疑短吹控制屏接地引起UPS电压波动所致。

21、5A小机停运时调门卡在1171rpm，对油动机行程重新定位调0。冲5A小机时小机不能复位，经查为低压主汽门全关信号不好所致。

22、#6机凝结水溶氧高，原因为A凝泵出口压力表漏水而吸入空气所致。

23、#6机除氧器水位计就地突然到零，分析由于天气寒冷所致，应对水位计放水后重新投入。

24、#6发电机氢气置换完CO2后补氢时，机内压力始终在40—60KPa浮动。检查除大机油箱排烟风机口有氢气外无漏点，原因为6.9m浮球阀卡涩，油位偏低、回油困难，使氢气由发电机两端溢至空气析出箱所致。

25、5A一次风机轴承温度信号卡件坏---5A一次风机跳闸---自动RB跳B、A、E磨---手跳C磨—一次风压降至6.2KPa后回升---手跳一台小机（怕水位升高）---水位降至-192mm---开电泵---水位回头减转速---水位+180mm---跳电泵---水位+254mm锅炉MFT。

教训：一次风机跳闸，应保留两台磨、一台小机，调整好水位。 26、#6机VV2阀在机组正常运行中突然开启，关闭过程中未关到位，对就地阀门气缸敲击后关闭；#5机也发生过，历时29S。

27、5B前置泵辅助油泵运行中跳闸，电机绝缘良好，原因不清。 28、5A小机油档渗油，长时间积聚浸入保温，高温烘烤造成前箱轴承保温处大量烟气冒出。

29、5B小机控制器运行中切为手动方式，原因为：5B小机MEH到WDPF

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的遥控信号线间存在感应电压。

30、#5机氢气去湿装置制冷效果差，怀疑由于化霜时间短造成热交换器内积水。热工人员更改化霜时间，长时间化霜后正常。

31、#5机#1高调门就地摆动，EH油进油管振动。#5机#1高调门油动机高频波动幅度约10mm，4只高调门进油管道皆剧烈振动，集控室#1高调门开度约60%稳定，负荷320MW，主汽压9.2MPa，EHG油压11.08MPa无波动。通过#1高调门全行程试验按钮，#1高调门全关后，4个高调门进油管道振动消失，恢复#1高调门开度，4个高调门进油管道皆剧烈振动。原因为#1高调门油动机伺服阀故障。将#1高调门指令信号线拆除，使其全开，正常运行中#1高调门不参与调节，EH油进油管振动消失。停机后更换伺服阀。

32、#5机#3转速探头信号不稳，“DEH轻微故障”报警，调门、转速稍有波动。将BUG改为二取二逻辑后正常。

33、#5机做高压主汽门全行程试验时，做完#1恢复后做#2，当#2高压主汽门全关后，汽机跳闸。原因为#1主汽门保护用行程开关的电缆接地，由于行程开关的电缆接地造成行程开关短接，当#2主汽门活动试验全关到位后，两个主汽门全关条件满足启动电气保护回路86G4动作，发电机跳闸，同时触发电跳机保护，使汽机跳闸，锅炉MFT。

34、#6机因水位低低MFT：

（1）原因：UPS两路电源24V经保险接至#1--#20DPU，尔后#1--#20DPU经一保险输出至各变送器。该总保险熔断，使#1--#20DPU失电，水位变送器失电，水位低低动作，锅炉MFT。

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（2）现象：6kVIV段未切换；TOP、MSP手启不成功；除氧器满水；1/4测点变坏点。

（3）出现的问题： 6A小机、电泵推力瓦温高；前置泵未启动就冲小机（前置泵不启动，跳闸回路无法复位，不能复位小机）；#7、#19DPU 24V电源影响TOP、EOP、MSP、顶轴油、密封油、盘车运行，没有输出故远方启不来；6A汽泵出口电动门电机烧坏；6A一次风机入口导叶连杆断，位反，指令有差别。

35、轴加风机启动前未放水，造成轴加风机热偶动作跳闸。 36、6A前置泵消缺：

（1）方式：B小机投自动，指令60%，流量712t/h；电泵500t/h，负荷330MW；电泵带基本负荷，小机调节。6kVIII段电泵差动继电器投入运行，两段带电指示灯均亮（T型接线）。

(2)恢复时操作：最小流量阀在开启位，出口电动门关闭，将小机冲起，此时并无流量。逐步升转速，泵出口压力与母管压力一致时开启出口电动门，减电泵加小机。操作时小机解至手动，注意排汽温度。一般300MW两台小机的指令在56%--58%之间。RB压调门70-75%即为350MW；两台小机跳一台，启电泵上水，跳磨减负荷（负荷低于300MW时不用跳磨）；当一小机和电泵运行而小机跳闸，应迅速减负荷至150MW，防电泵超出力。

37、5B前置泵油压晃动。前置泵润滑油压在214kPa至258kPa之间波动，就地油压也波动，将B汽泵前置泵润滑油系统过压阀定值由253kPa调整为217kPa，B汽泵前置泵润滑油压CRT显示203kPa，油压稳定。原因为过压阀定值低造成过压阀频繁动作。

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38、DPU1-20、51-70变为紫色，B磨CPU2变为粉红色，DROP211、213、214、215、210、200、201变为红色，DROP140变为灰色，立即切为BASE方式。

39、转换区CV开，主汽压降低，高旁关。若高旁未迅速关闭，蒸汽流至CV/高旁侧，汽包水位会剧降。处理：在“LOAD SET”70%以上时，按一次增或减键固定CV开度，以速关高旁。若压力下降快，可将“LOAD SET”减至60%，使压力恢复。

40、负荷600MW，6A小机跳闸： （1）现象：

19：18：01，6A小机由5235rpm升至5478rpm突降为0，流量1100t/h突降为0，，水位由27mm开始下降；

19：18：23，手启电泵升至600t/h，解B小机为手动，转速5530rpm，流量1287t/h成坏点；

19：18：27，解风机、磨自动，手跳C磨，负压-24升至-402Pa回复，压调门投A层油；

19：19：43，手跳F磨，负压升至-634 Pa回复； 19：20：15，水位由-133mm回升；

19：22：51，负荷380MW，机主控由94.9%压至63.5%，炉主控由90%降至64%，小机、电泵流量正常。

（2） 经验：电泵流量达765 t/h，电流704A；先跳磨后压调门；跳 磨过程中应逐渐降低一次风压，因为每跳一台磨一次风压会升1KPa，影响热负荷下降；注意减给水，防止水位高；负压视情况再解；跳磨间隔可

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以再短些；电泵运行减温水电动门不开，防汽温低，启动电泵时若该门在自动方式会联开；减机主控炉主控不动，只随跳磨自动降低。

41、在BASE方式下投入煤主控自动后再投入炉主控时由56%突增至72%，负压变正而MFT。（投自动时，炉回路参数不匹配防突变）实际值应与设定值一致时再投。

42、#5发变组差动2保护动作： （1） 手启MSP、TOP。

（2） 确认5041、5042、41FB已跳开。

（3） 确认厂用电切换成功，并将方式开关切为“手动”位置。 （4） 将电泵备用解掉，手打一台小机。立即手动开启辅助蒸汽至小 机汽源电动门，提高辅汽压力，维持汽包水位。关闭小机减温水电动门，不需要上水时开启省煤器再循环。由于跳机后两台小机暂无出力，水位降至-400mm成为坏点。

（5） 投入除氧器加热，启动除氧再循环泵。 （6） 热井水位会降低-170mm，启动凝输泵补水。

（7） 除氧器会升高，应立即关闭上水电动门并开启凝结水再循环， 防止凝泵憋压。

（8） 开大高旁汽压、温度降低，启动磨后开点旁路降低、汽压、温 度。阀切换时水位会降低。

（9） 惰走时间为76min，跳机时转速会突升。 （10） 解备用后手启顶轴油泵。

（11） 冲转、并列容易使密封油泵联起。在惰走120-50rpm期间，

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密封油压晃动达40KPa（氢压不变），投盘车后正常。

（12） MFT后，小机会自动降至600rpm，应提前将小机切为 “LOCK”方式调水位。

（13）正常停机缸温滑至380℃，应用减燃料量、增加减温水等方法降低主汽温度，但不要使汽温回升。

（14）应及时调整油温，若不调整大机油温曾降至28℃。 （15）解列后由于未及时复位保护出口，造成开关无法合环。

43、#6炉因炉主控器突增造成负压变正而MFT：

（1）现象：汽机主控器达100%，炉主控器由54%突增至76%；磨风量由56t/h突增至76t/h，容量风由32%突增至89%；负压由负变正再变负后至2337MFT；A、B送风机喘振，电流78A，吸风机电流260A。

（2）分析：主汽压、负荷低于设定值---汽机主控器100%---自动切至BF2方式---炉主控器突增—吸送风机开大---负压变正而MFT。

（3） 教训：喘振风机电流要低于未喘振风机电流；在周波变化和启 停磨时注意不要使调门全开；要及时解吸风机自动调整负压；发生RB一般不用解给水自动，但当一次风机跳闸时要解自动。

44、#5机定子水入口水温降至27℃，出口33℃。原因为就地温控阀活节开，使气源失去温控阀全开，使定子水全走冷却器而温度低（流量、压力未变化）。

45、在关开汽包放空气一次门时，锅炉因水位高而MFT：汽包放空气一次门漏汽---关闭该门---压力补偿信号失去---差压变大---CRT显示水位由8mm骤降至-97mm---小机自动加转速---CRT显示水位升至

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32mm---开启汽包放空气一次门---压力补偿信号恢复--- CRT显示水位升至400mm（水位应该恢复正常值，但加上刚才小机加大的上水量，水位实际高高）。

46、5C机械真空泵运行中跳闸，就地“故障”灯亮。原因为开关保护控制单元特性不好，造成跳闸。

47、#6机VV阀运行中突然开启：负荷600MW，“VEAT VALVE CLOSE AND LOAD＞50%”光字牌报警，CRT上“HEAT SOAK ON”信号发出（5S后复位。VV阀开关灯均亮，就地10%开度。负荷由600MW降至585MW，真空由-96.16降至-95.23KPa，炉主控由80.37%升至84.45%，机主控由90.6%升至96.5%。原因为VV阀气源压力波动所致。

SOE事故追忆：

09：10：11 YES HEAT SOAK

09：10：11 YES VV VALVE POWER ON（得电开） 09：10：16 NO HEAT SOAK

09：10：16 NO VV VALVE POWER ON（失电关） 48、#5除氧器水位正常运行中突降：检查低加、凝水系统无问题；检查高加危急疏水频繁动作（正常疏水门调节不好）。开启凝输泵补水。一定重视各加热器水位报警信号。

49、5B、C真空泵运行，B切A时，由于A的水环未建立就打开入口电磁阀，造成真空降至-88.12KPa，热井水位由36mm升至165mm，补水强切为手动方式。

注意：热井水位成坏点补水会强切为手动方式；启动真空泵一定要

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使水位正常；真空下降，热井水位会迅速升高。

50、#5机机头主油泵入口油压表波动达100kPa，换表后正常。所以运行中可以关闭主油泵入口油压表门进行隔离，并无保护信号。

51、#5机因切换机械真空泵造成真空急剧下降：

（1）处理经过：负荷由330MW减至208MW，B、E、F、C磨运行，A、C真空泵运行，启动B真空泵后真空未变化，1min后就停运了A泵，真空开始下降，5min内由-93.07KPa降至-74.16KPa，排汽温度由40℃升至63℃，汽包水位由-3mm降至-99mm后升至120mm，调门由90%开至97.7%后手动压至60.5%，主再汽温升至578℃/563℃；A/B小机流量最低达280t/h。

（2）正确处理：解协调跳F磨，适当压调门，开启最小流量阀；负压、给水不用解手动。

（3）分析：三台泵并泵运行真空没长不对，不应停泵；应注意真空泵入口门及分离器水位；及时跳下层磨以保持汽温；及时开启最小流量阀；负压不解；压调门至80%左右即可，压得太多汽温会升得太高；真空降低调门会自动开大，应注意监视；注意监视排汽温度；及时减负荷。

52、6A/B主密封油泵CRT显示“lock”位置，检查电源及就地方式开关正常。原因为泵继电器电源线头松动，继电器返回所致。

53、6B小机与电泵并泵运行，6A小机正在冲转中，由于停电泵未解6B小机自动，造成给水突升，水位升高。

现象：

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水位（mm） A小机流量（t/h） B小机流量（t/h） 电泵流量（t/h） 给水流量（t/h） A小机转速（rpm） A小机转速（rpm） 17 211 804 309 925 3445 3884 4min后 25 342 988 0 1009 3496 4189 16S后 41 441 1287（坏点） 0 1149 3598 4621 1min后 222 377 680 0 740 3544 3733 说明：启停电泵时给水一定解至手动方式；未解手动会压给水；小机 在汽包压力偏低时指令80%，转速4189 rpm即1287 t/h已成坏点；立即切为“手动”方式减。

54、#5机CRT定子水回水温度显示由51℃变为坏点，就地表计指示52℃正常。

55、#6机CRT“DPU14/64 POWER SUPPLY FAILURE FALL”发出，CRT DPU14/64状态正常，开式水、闭式水、循环水温度正常，原因为备用DPU48V电源故障，需停机处理。

56、#5机负荷510MW，A、D、E、F磨运行，周波由50.00Hz降到49.3Hz，CRT大机振动、转速、差胀、轴向位移点变坏点；“HITASS TST TROUBLE”故障发出，光字牌“TSI故障”报警，HITASS及就地转速正常。解掉振动及差胀保护，恢复TSI卡件电源。原因为周波低使UPS电压波动所致。

57、6A小机直流油泵启动后保持不住（把手恢复后即停运）原因为继电器辅助接点氧化，接触电阻增大所致。

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58、5C机械真空泵启动后状态不对，CRT“C真空泵故障报警”发出，A泵联起（探测到C真空泵为运行而联起）。由于C泵入口门是差压与泵运行的电机开关位置辅助接点串接作为开启条件，故未打开。

59、6A循泵跳闸，6C循泵联启正常，6kV“接地过流”信号发出；就地电机中性点CT接线盒（电机接线盒旁）烧断，A、C相对地为0MΩ，B相对地为250MΩ。 60、6A小机跳闸：

(1)现象：负荷330MW，CRT发“A小机控制油压低”、“A小机跳闸”、“A小机润滑油压低”发出，A油泵跳闸，B油泵联启，电泵联启。 （2）原因：A油泵合闸继电器损坏而跳闸，油压还未到联直流油泵就因控制油压低直接跳小机。

（3）处理：解协调，增电泵出力，B小机流量1280t/h成坏点，转速为4565rpm，指令80%（300MW时为57%），水位降至-28mm，电泵流量350t/h，汽包水位升至180mm，减电泵至0，流量、电流大辐波动（怀疑汽化）。应维持电泵流量而减小机，使汽包水位稳定（参照给水流量）。电泵联启，B小机一定马上解手动，否则B小机由1280t/h瞬间降至450 t/h；若未及时解流量已突降，应立即切为手动，在CRT上将小机加至78%左右（78%基本额定出力，80%已经达到最大）。处理过程中，电泵无流量情况下，B小机流量一直在1100t/h以上，负荷滑至270MW，证明300MW跳一台小机，一定要电泵上水，否则一台汽泵没有余量，无法保证水位稳定。

61、#6机停运破坏真空停轴封后，四抽测点温度升高，原因为轴封母管压力倒至四抽，应关闭辅汽层手动门（以防中压缸进汽）。

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62、#5机光字牌“主汽温低”报警，CRT“主汽温＜490℃”发出，主汽温测点TMS203跃变，解掉主汽温低保护处理。其中参与三取二保护的测点为TMS203、TMS204、 TMS206。

63、#6机停6A循泵启动辅泵时，6A循泵电流到0后（碟阀已关闭）又自启动，原因为启动6A循泵时低水压联锁方式未切除，使6A循泵因低水压而联启。

教训：停运最后一台设备前，查看两台设备联锁均解除，切至lock，防止自启动损坏设备。

64、#6炉泄漏停炉后上水，电泵不备用，利用6A小机给锅炉上水。由于忙乱，一直保持6A小机转速1790rpm（显示无流量），出口电动门未关闭，造成锅炉满水至主汽门前。立即疏水，防止冻住；停机后应严密监视测点，善于分析。

现象：主汽温、汽压、主汽门内外壁温度、过热器系统温度测点快速下降；汽包壁温差很小。

65、#5机循环水母管压力取样管冻死，压力显示0.01MPa，A泵联启。 66、#6电泵不备用，#6炉打水压利用6A小机注意事项： （1）关闭小机高压链条门，将高压主汽门及高调门操纵机构解开并压死，防止主汽门水进入小机。

（2）始终维持连排20t/h流量，打开大流量排污，保持小机高转速高流量，降低排汽温度（最高到110℃）。再热器打压时开着过热器喷水。 （3）严密监视泵组进出口温差，打开最小流量阀维持最低流量，防止小机跳闸。

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（4）严密监视小机TSI参数。

（5）利用小机打压汽抱压力最高升至16.7MPa，转速4550rpm，流量330t/h，排汽温度32℃。

67、#5机停机后，辅泵与循泵并列运行，停运循泵时，开式泵跳闸，备用泵未联启。此时注意空压机冷却水不要失去而跳闸。因此辅泵运行时要停运循泵或开开式泵都要强制开式泵入口压力开关。（Phck536、Phck536）

68、#6机开机待并列时，油氢差压低报警，CRT“膨胀箱油位高”发出，油水监测窗满油，发电机进油。原因为6.9m浮球阀卡涩。因此开停机阶段要严密监视密封油系统。

69、#6机负荷340MW，B凝泵跳闸，LYCD501点热井水位低低发出，A凝泵强解备用并发跳闸信号。立即手启凝输泵（密封水合适）、开启再循环电动门，6kV强合开关，或确认误法强制掉该点启动凝泵。若不成功应减负荷，严密监视除氧器水位，注意低加运行情况。处理过程中，热井水位升至185mm，除氧器、低加水位基本未变，真空由-95.5KPa降至-94.3KPa，贮水箱水位由6.4m降至5.8m。

70、正常运行中热井水位突升，凝升泵电流上升或晃动可以检查凝升泵至管扩减温水调门开启情况。

71、#6机热井水位缓慢持续上升，凝升泵入口压力接近0，贮水箱水位降低。原因为化学混床差压大造成凝升泵入口压力、流量偏低而从贮水箱吸水，使热井水位持续升高。

72、冲5A小机最小流量阀手动门未开：TSI报警，就地泵组、管道

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振动大；开出口电动门后无流量；出口压力由2.3MPa至8.6MPa跃变；前置泵电流波动4A左右；前置泵出口压力波动。

73、5B小机插入盘转速晃动（0—3700rpm）；CRT发“小机转速低”报警，就地转速也波动，可能转速探头坏。

74、#5机WDPF#18DPU离线，备用#68DPU离线，#5机高低加疏水及真空系统双DPU离线，A—D顶轴油泵解备用并发故障报警；两系统所有点变为粉红色坏点；疏水门、真空破坏门灰色，I、II、III值均报警。复位#18、#68DPU后正常。

75、#6机组WDPF#8DOU红色报警，#58DPU黄色备用未切换，锅炉MFT、锅炉负压高高/低低开关量报警变坏点，负压三个测点变坏点；送风量坏点，A、B吸轴承温度及振动、油压、电流坏点，六大风机控制强切为手动；机组由CBF强切为TF1方式。由于双DPU故障，故障信息无法进入高速公路传输，因此状态会保持，不会跳机，应切至手动加强监视。 76、有关#5机组投产试运总启动的备忘：

（1）A、B小机盘车投运过，但电磁阀被烧坏。

（2）电泵运行中倒厂用电，造成电泵差动保护动作跳闸，因此应避免切换电泵运行段。

（3）小机低压调门全行程为250毫米。 （4）#5发电机曾因逆功率跳闸。

（5）高压缸启动，高排逆止门冲击严重，且重锤掉了。汽机前箱失 火。

（6）冲转时#1-4CV都有开度，大约7-15%左右。

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（7）转换区完成，汽包水位急剧降低，快速减负荷至60MW。 （8）A小机出口压力波动，由12MPa至2.7MPa，管道振动，最小流量阀阀芯断。

（9） 换大约用4-6min，这样水位、负荷、压力波动小。 （10）F磨放炮时出口温度为75℃/86℃。 （11）除氧再循环泵倒转一次。

（12）投高加时，#2投入，#3因水位高而解列，随即#2也解。因此投高加时注意3台高加水位的协调问题，防止全解。

（13）A汽泵最小流量阀开，电泵流量大，电泵入口安全阀动作。减电泵负荷，停泵处理。

（14）除氧器水位低至-558mm（600MW），开备用凝泵不成功（密封水压低），手跳2台磨，降负荷至300MW，#5—8低加解列，负荷降至260MW，水位正常。

（15）开式泵入口滤网堵，自动切为旁路。压力变化情况为由141KPa降至60KPa后升至137KPa。

（16）B循泵过电流到365A，并且泵倒转。

（17）#1MSV全关时间为13.6S； #2 MSV全关时间为8S；#1RSV全关时间为15S；#2RSV全关时间为14S；#1ICV全关时间为12S；#1ICV全关时间为12S。

（18）A前置泵入口压力由0.45MPa降至0.38MPa，出口压力由1.5MPa降至1.3MPa，泵振动、管道晃动、电流下降，前置泵出口滤网差压高报警。放气并清理滤网。

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（19）B小机最小流量阀试验流量为538t/h。

（20）高旁管道和冷段振动，检查发现高旁喷水阀有开度，喷水量为25 t/h，手动关闭后振动消失。

77、#5机A低旁阀油管路喷油，旁路CRT“油位低”、“油位低低”发出，两台油泵自动停止。就地油位计无油位。管子仍喷油，立即隔离#1、#2蓄能器，喷油停止。

教训：旁路CRT报警及早确认处理；油位低跳泵；及早隔离蓄能器。

78、实际CRT A凝汽器真空大约-88.3KPa时光字牌“凝汽器真空低”就报警发出，CRT显示“CNDSR A GS DRNS LOW VACUUM”报警。

79、由于下暴雨，#5除氧器水位有两个测点由-11mm升至77mm（测点进水，指示不准）；选择水位为“三取二”逻辑，因此也突升；而另一测点应该是真实水位。此时上水调门随不真实的选择水位变化而自动关上水门，热井水位随之升高。由于保护取自选择水位，因此一定注意判断准确测点的指示，根据未变化的一个测点手动调节水位，防止保护动作或除氧器缺水。

80、#5机低旁在CRT上操作不动。原因为低旁喷水阀位返坏，“低旁未关而喷水阀＜5%”保护闭锁旁路投入。

81、6B真空泵电流突然晃动，就地振动大且异音严重，怀疑泵内部件脱落或摩擦。开启备用泵。

82、#5机中压主汽门（#1、2）在试验及停机后均不全关，一小时后逐渐下滑关闭。

83、机组并列后出现高排逆止门晃动现象。立即手动阀切换，使其

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开启。并列时再热器压力由0.85MPa降至0.45MPa，究其原因有：再热器压力低（当时0.5MPa，不要小于0.7MPa），需维持负荷而使中调门全开。造成VV阀提前关闭，使高压缸进汽无通路。

84、#5机真空泵切换时，启动备用A、B真空泵后空载电流达26A，比正常空载电流19A大很多，并且打开入口门后真空下降。就地操作、系统检查无问题。原因为两泵排大气的出口闸板门均脱落所致。

85、6A前置泵机械密封泄漏，检修人员误将冷却水封死，造成泵瓦温突升至95℃而停泵。

86、6B小机正常运行中付调节器由跟踪切至隔离状态，并且手动投入后一会又切至隔离态。正常逻辑选择主、付调节器转速高的调节，一般主调节器比付调节器高28rpm（即大选逻辑）。

87、投入#6机#3高加水侧时：

（1）负荷300MW，突然听到振动；A、B小机流量增加后到0、给水量到0；汽包水位突降至-150mm；高加水侧正在投入，并未执行完。

（2）处理：立即解给水自动，加大上水，维持水位稳定；禁止启动电泵，因为两台小机并未跳闸；解机主控，确实断水时在MCC上开启高加旁路电动门。

（3）原因：水侧未放好气，一开进水门，一股气体进入，气体膨胀压小机流量，造成小机、给水流量到0。

（4）教训：投高加前水侧一定充分放气；可以先开进水门小旁路门 充水赶空气。

88、#5机drop201站因硬盘损坏而离线，数天后恢复时，将机组切

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为基本方式，各重要系统切为“手动”方式。drop201站的功能地位是一台工程师站（另外一个是200站），可以进行文件查询下装、逻辑算法修改；同时又是WDPF系统三台时钟保持站之一。时钟保持站是为整个系统提供“总线定位表”，该表决定某一时刻由哪一台站来广播数据，是数据高速公路通讯的同步时钟。正常三台时钟保持站的“总线定位表”应完全一致，若至少两个时钟保持站的“总线定位表”不匹配，系统各站将停止广播数据，数据通讯中断。其余两个时钟保持站为210、214站。

89、机组正常运行中#6机密封油再循环泵更换轴承油，停运停电一次，但时间不要太长。

90、#5机负荷372MW，5B前置泵推力瓦温度测点TFW046B由55℃突升至270℃后变坏点，18S后恢复正常。但5B前置泵跳闸，联跳B小机，电泵联启正常。

91、小机油泵定期切换时，在停运5B小机A油泵后，汽机台盘上的红绿灯（A、B小机油泵灯；电泵及其油泵灯；大流量排污门灯；VV阀灯；BDV阀灯；EH油泵灯；定子水泵灯；密封油泵灯；大机油泵灯；真空泵灯；真空破坏阀灯）全灭。原因为该泵停运绿灯灯泡壳体面积大，造成接地短路，导致由#8DPU来的24VDC电源保险熔断而失电，严重有可能造成#8DPU失电。注意，灯回路电源与控制回路电源分开，不影响设备状态，尤其是阀门。

92、5B小机直流油泵启、停失败且低油压联动也失败。原因为启动接触器1A线圈烧坏。

93、5B凝升泵停电时，CRT发“DISPLAY FOR ICD517E（XA）”报警。

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检查ICD517E（XA）点为B凝升泵“lock”方式开关位置接点。当由“远方”切至“lock”时发次报警。

94、#5机组停运EH油系统检修中压主汽门，再次启动EH油系统，油温迅速升至78.7℃，投入冷却水。检修交代为间隙小，流量低所致。

95、#5机组启动时，主汽压4.2MPa，高旁全关，再热器压力到0，高旁指令位返未变化。热工告：就地高旁位置拉杆弯曲所致。

96、#6机停机后密封油转为自密封方式，但回油困难，密封油箱油位低，造成直流油泵联启；最后导致油箱无油，密封油泵出口压力大幅晃动，且降低，发电机氢压降低，发电机漏氢7KPa。处理：立即启动TOP、MSP油泵，将密封油倒至正常方式或紧急排氢。

97、#6机开机中低旁B减压阀无法操作，打不开，只投入A侧冲转。更换伺服阀后正常。#5机大修中出现过低旁B电动门打不开造成6.9m低旁处温度高而冒烟。此时注意监视低旁未投运侧的排汽温度。

98、6C循泵出口碟阀关闭后又启压而有一定开度，原因为全关行程开关常闭和常开两副接点动作不同步所致。

99、#5机大机油温测点B坏，当时只选择A点，但A点显示油温仍受测点B影响而波动，并且自动强切为手动方式。

100、5A小机控制油压就地在0-900KPa之间晃动，并伴有间歇性异音。CRT发“控制油压低”，能自行复位。

101、#5机循泵房双DPU离线，造成CRT上#5机循泵有关参数不变化且由绿色变为粉红色，CRT上无法实现远方操作和监视。

（1）措施：将碟阀方式切至“就地”方式；将备用循泵联锁解除；

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从6kV开关室将运行的B、C循泵停运指令解线（仅指令发不出去，事故按钮等仍管用）。

（2）有关说明：循泵房控制系统共3对DPU，其中#1/21DPU为综合泵房13台泵参数监视、远方操作；#2/22DPU为#5机三台循泵及碟阀、一台辅泵及出口门、旋转滤网的参数监视、远方操作及联锁；#3/23 DPU为#6机三台循泵及碟阀、一台辅泵及出口门、旋转滤网的参数监视、远方操作及联锁。正常运行中应利用“自检”功能检查各DPU工作状态。

102、#6定子水导电度高，树脂失效。定子水隔离离子交换器更换树脂：关闭再循环门及水箱补水总门。

103、投运定子水系统时，由于定子水进水管放水门未关闭，造成定子水跑水。一定检查好系统再投入。

104、#5机开机时曾因B小机排汽碟阀烧坏、机头处EH油泄漏、A小机调速系统不稳定而打闸停机。

105、#6机主油箱放油至贮油箱时，由于将事故放油门也开了。此时贮油箱已经满油，就靠静压作用使油由贮油箱流向事故放油池，使贮油箱中大机、小机的油全部成为废油。

106、#6除氧再循环泵密封水室磨损，造成除氧器的高压水倒入闭式水箱中，水位不正常升高。

107、#5机切换密封油泵时，当将原运行泵出口门全出口门全关功率最大导致热偶动作。此时应在MCC的电源开关上复位该开关，等绿灯亮后方可，否则将闭锁该泵启关后该泵跳闸。原因为该泵为容积泵，动。

108、#6机由于#5、#6、#7、#8轴承振动高而被迫停机，当时负荷

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370MW。

109、#5机密封油真空箱“真空低”报警。当真空提到-94KPa才复位掉。

110、5A汽泵增压级后压力表活节处喷蒸汽，立即关闭压力表一、二次门。注意一、二次门间要没有测点。

111、电泵出入口温差高报警：打开放水门放水。

112、6A小机润滑油滤网差压90KPa就高报警，就地盘报警。切换滤网：首先确认压力低、温度低的备用滤网；打开放气门放气；开启充油阀充油，放完气关闭放气门及充油阀；将三通阀缓慢旋转90°进行切换。（只能向一个方向旋转，另一个方向有闭锁）隔离后应打开退出运行的滤网放空气门放油，当无油放出表明切换阀严密。若空气门有压力油喷出，表明切换阀不严，此时禁止开启退出运行的滤网底部放油门放油。

113、#5机#1高加水位计泄漏，隔离时排污门放不出水。投运时应用暖管要缓慢。

114、5A小机高压主汽门油动机漏油，停运处理。

115、CRT显示一抽疏水至凝汽器温度测点320℃，CRT上显示疏水门关闭状态，而检查就地实际是开启状态。联系热工处理。

116、#6机因“低旁误开达50%”保护动作跳机：低旁进油管漏，停运油泵消缺，低旁阀因失压开启，保护动作。后此保护取消。

117、投入快冷后，温度升至300℃以上时加热器冒烟着火。 118、在停运下列母线时，有关设备需接临时电源：汽机N/EMCC516B：二氧化碳的制冷机；炉N/EMCCB：#5炉电梯；炉N/EMCCA：空预器密封间

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隙电源。

119、6A真空泵入口气动门不能投自动系入口气动门方式开关损坏，换方式开关后正常。

120、汽机400VPDCA、B段母线全停注意倒以下设备：生活水泵A、B全停；循泵房热工电源A、B及程控柜电源A、B全停；行车电源倒至#6机供；#5机屋顶风机全停；#5大流量冲洗停电；机炉0m卷帘门停电；#5、#6炉煤灰沉淀池排污泵停电；#6电子间排风扇及#5电缆夹层风扇全停。

121、#5机大修时发现高压缸导汽管有裂纹。

122、6A闭式泵运行中跳闸，B泵联启，就地A泵热偶动作。原因为A泵热偶C相出线松动，运行中发热使热偶动作。

123、投运开式水系统时泵启动后出口压力低于0.3MPa，而使备用泵联启。原因气未放好，应长时间放气才行。

124、顶轴油泵启动后，#5机#3、#4、#6轴承无顶轴油压，就地油压表为0，系统无问题。关闭#4轴承进油，#3、#6轴承顶轴油压20.1MPa。怀疑#4轴承顶轴油进油管未接好，无顶轴油。最后，直接冲转。冲转时#2轴承振动最大达到92μs，慢慢下降。

125、凝泵正常运行中电流大幅晃动后到0，原因为电气人员在6kV开关室修变送器所致，一定分析正确，判定准是否跳闸。

126、前置泵油滤网差压100kPa，切换后变为15kPa，油压由205kPa升至245kPa。

127、在做DPU16切换试验时，给水流量由710t/h升为850t/h。 128、5B小机冲转后发现插入盘上三个跳闸电磁阀灯之一亮，原因为

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线未接好。三取二逻辑，若两个灯亮就跳闸。

129、CRT发现5A凝升泵两端振动在7—12mm/s之间晃动，就地泵入口压力表为0，并且凝泵因出口压力低而联启备用泵。立即开启凝输泵向热井补水。原因为化学床子差压大，造成振动大、流量低、压力低，开启化学旁路。

130、汽泵停运状态消压状态下上壳温度101.9℃，下壳温度136.2℃，CRT画面发“DIFF CASING TEM HI”报警。（大于35℃禁止启动）

131、凝水MCC013A段母线失电原因为厂房4000V开关控制单元延时过流延时偏短。

132、#6机#1轴承Y向振动坏点，“主机TSI故障”光字牌报警。解掉振动保护处理，原因为前置器与引出线接触不良。

133、#6机除氧再循环泵密封水室穿透，由于密封水进出口门坏，关闭泵进出口门。需停机处理。

134、#5机#2高加危急疏水运行中突然动作，造成除氧器水位低，动作原因不明。

135、做#5机高压调门全关试验，关#1高调门时，#4高调门不开，使#2、3高调门开大，造成负荷、给水流量突降。参数如下：负荷398MW降至363MW；机主控由85.3%开至91.7%；炉主控由56.5%降至54.6%；高调门开度由52/53/64/0变为0/85/99/14%；小机、给水流量由936t/h降至620t/h。原因待查。

136、#5机高排逆止门运行中漏汽，降负荷带压堵漏。

137、#5机氢气去湿装置并列运行，露点温度降低，停止一台后会上

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升。

138、#6机EH油泵出口滤网差压高，导致母管油压下降，已调整A、B油泵出口油压，目前已无调整余量，做主汽门、调门试验时油压低（开启时）会联启备用油泵。

139、#6机EH油备用滤网与#5调换，导致#5机EH油循环回路堵塞，应加强循环泵监视，造成油酸值超标。相当于油循环系统停用。PI245为备用滤网（0.5μm精滤网）入口压力表，指示达314KPa说明脏污需更换，此时就地指示500KPa；PI243为过滤泵出口压力即硅藻土滤网入口压力表，PI243值与PI245值差大于196KPa说明脏污需更换。

140、#5机除氧器运行中解列事故：

负荷480MW，热工人员处理除氧器高III值水位开关漏点，解掉高III值时发现除氧器水位突降且持续降低，热井水位持续升高。检查凝结水、给水、真空、疏水等系统正常。后检查发现#3高加疏水至凝汽器调门开启、四抽至除氧器电动门关闭，除氧器解列（辅汽未投自动）。除氧器水温由175℃降至150℃；凝水流量增大但除氧器水位持续降低，热井水位持续升高。

立即打开四抽至除氧器电动门，投入除氧器加热，就地手动关闭#3高加疏水至凝汽器调门（注意#3高加水位，防止解列）。将#3高加危急疏水门强制开启，以降低热井水位。

教训：热工人员投解保护有问题，使高III值误发。运行中除氧器解列很危险，给水失去除氧；出现水位一升一降，应全面分析原因，不可只局限在水系统、疏水、化学等系统上。

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141、5B汽泵平衡管漏汽，喷到B小机真空低跳小机压力开关上，开关绝缘不合格，使110V DC 5A正极接地。退出保护，消漏后更换该开关后投入保护。

142、#5发电机大轴铜刷辫脏污，造成#5发电机转子接地报警，CRT发“GEN ROTO E/F ALARM”发出。退出转子接地保护，运行中清理大轴铜刷辫后正常。

143、5A小机复位后冲转，10S内未冲到300rpm，保护动作跳闸。原因：5A小机高负荷突然停运（跳机后打闸），调门关过，位返指示偏大。活动小机调门位返后指示正常。冲转小机应在10S内冲到最小控制转速600rpm，但若10S内未冲到300rpm ，则逻辑认为调门有问题，就动作跳闸（10S内未冲到300rpm保护）。

144、#5机负荷437MW，作EOP低油压自启动试验，EOP启动后，锅炉灭火、MFT，首出原因为“全火焰失去”。在启动EOP瞬间，220V DC 5A母线电压由229.3V突降至201.86V，电流由8.61A突降至-515A。FSSS所有CPU由直流切至交流电运行，但切换速度大于保护电源刷新速度，造成火检探头DC48V电源瞬间失去而触发“全火焰失去”。5A充电器可能有问题，造成直流电压下降太多。

145、周波由50.02Hz突降至49.11Hz：

(1)#5机组负荷由591MW升至614MW。说明在周波极低时，#5机组仍具有一次调频能力（大修后基本没有了）。

（2）#6机组负荷由574MW升至599MW，#1、2、3、4高调门均突 开至99%，导致汽机限制TG LIMITEING报警、#6机组RUNDOWN（强

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减负荷）报警发出，UPS报警，A、B、C、D、E、F磨煤机备用DPU离线，除氧器水位A、B控制、凝汽器水位控制、A一次风机压力控制、过热器、再热器烟气挡板控制、AB、CE、DF层油压控制、一、二级减温水控制由AUTO切至LOCAL位置；系统周波逐步升高，最高到50.15Hz， #1、2、3高调门均由93%突降至45%，#4高调门由82%突降至1%，导致#1、2、3、4高调门突开突降，引起主汽压力先由16.5MPa降至15.2Mpa又升至17.1Mpa。

146、＃5机大修后开机时，发现＃4轴承顶轴油压力为零，判断是A2顶轴油泵至＃4轴承油管路破损造成。由于顶轴油系统为套装管路，无法进行内部检查、隔离，在此缺陷消除之前，关闭A2顶轴油泵出口滤网前后截门，A2顶轴油泵出口至母管联络门保持开启，防止泵憋压。顶轴油泵自启，检查CRT画面内（ 除A2泵出口油压外）无顶轴油压低报警。如果发现＃3、＃4、＃6轴承顶轴油压同时指示偏低，应检查A2顶轴油泵出口滤网前后截门状态。（A2顶轴油泵出口滤网前后截门专供#4轴承）

147、#5机极热态启动有2次高旁自动退出，原因是“冷再入口温度高于454℃延时30S关闭高旁”保护动作所致，发油压低只是高旁调门频繁动作所致。高旁减温水要考虑高排内壁温、冷再入口温以及蒸汽的饱和温度。

148、#3机组因#3高加至凝汽器疏水与危急疏水同时开启，使真空急剧降低而跳机。运行中，若需开启高加汽侧放水至凝汽器手动门或#3高加至凝汽器疏水调门时，应特别注意防止危急疏水动作。在除氧器解列且#3高加水侧未解时#3高加至凝汽器疏水会自动开启。同时防止抽汽管

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道上疏水门与危急疏水同时开启时的工况。

149、#5机开机时B低旁异常：开启B低旁时，因油压低低而使旁路退出，仅投入A低旁开机冲转，在热态时容易造成再热器压力高，低旁至凝汽器处因温低高振动、冒烟。后检查发现B低旁快关电磁阀卡涩在全开位置，导致油压泄掉，造成进回油通过快关电磁阀连通而泄压。再出现类似问题应检查快关电磁阀以及喷水调阀的快关电磁阀状态。

为防止旁路误动，#5机旁路的所有快关电磁阀在失电开启位置（当无旁路关闭信号时，快关电磁阀带电关闭）；#6机旁路的所有快关电磁阀始终在强制带电关闭状态，失去快关功能。

150、汽机400VPDC B段接地，经试拉为#5机B循泵电机风扇B相接地。停运循泵处理。

151、#03高备变停电，为防止跳机后无循环水，将#5、#6辅泵电源互换，其跳、合闸回路及事故按钮回路也互换。循泵房专人值班，防止失电时碟阀不关闭而泵倒转。

152、6A小机停运时，汽泵出口电动门未全关或未关即打闸，造成小机倒转，A前置泵入口压力由700kPa瞬间升至3900kPa（600MW时才2300kPa），造成A前置泵机械密封处因超压损坏，大量漏水，无法运行。停运时一定确认出口电动门全关后再打闸。

153、6B凝泵密封水泄漏，导致凝水溶氧高至340μg/L（＜30μg/L），开启除氧器排氧电动门排氧，声音很大；否则会停机。

154、5B小机运行中突然由“自动”切至“手动”，且转速、流量持续上升，使A小机转速、流量持续降低，（600MW、340MW分别发生两次）

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立即解至手动，调整水位正常。原因为小机MEH控制系统远方/就地中间继电器接点氧化电阻偏大，造成小机远方控制信号失去。打磨接点后正常。

155、#6机轴封分流阀自动切至凝汽器，原因为 #6机组轴封分流阀控制回路转换开关接点接触不良。

156、#6机B凝结水泵密封水流量开关与管道接口处漏水，停运消缺。 157、#6机A循环水泵下导瓦温度（HB06点）在43℃～80℃之间波动，下导瓦其它3个温度测点34℃稳定。启动#6机B循环水泵运行，停用#6机A循环水泵消缺。原因为下导瓦第二点温度元件接线松动，紧固端子后，温度指示正常。

158、#6机旁路油系统油压降至50psi，CRT“油压低低信号”发出。原因为#6机B低旁二级减温水调节阀快关电磁阀在失电状态下泄油量。现将#6机B低旁二级减温水调节阀的快关电磁阀强制为带电状态，#6机旁路油系统油压恢复至2900psi，检修人员对该电磁阀进行更换。

159、#6机组凝结水溶解氧经常超标，超标时间均在凌晨及早晨7时许。经查原因为III期暖通凝结水补入#6机凝结水化学精除盐所致，已经与空调公司进行协调。

160、#5机#1高加玻璃管水位计汽侧二次门漏汽，隔离#5机#1高加玻璃管水位计。消缺后后投入正常。

161、#5发电机漏氢。泄漏点在A氢冷器下部与发电机结合部位及6.9m封闭母线人孔门处。

162、#6发电机漏氢。泄漏点在发电机底部西数第二个法兰盘处及氢冷器温度测点。

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163、#5机切换真空泵时机组真空降低。原因为C真空泵入口门 不严，C真空泵停运后汽水分离器水位低，造成了C真空泵漏真空，使机组真空下降并且凝结水溶氧高。

164、#6机组真空降低至-89kPa稳定。将轴封压力由20kPa提高至40kPa后真空快速升高至-98kPa正常。初步分析认为，应该是三台真空泵频繁启停，打破了机组在轴封压力偏低工况下的平衡关系，造成机组真空下降。深层次原因还有待探讨，也可能机组低压缸轴封齿磨损造成间隙增大所致；同时也可能与#6机组轴封系统泄载阀工作性能变差造成机组轴封压力不稳定、#6机二抽退出运行有关。

165、#5机EHG油压突降。EHG油压突然由10.53Mpa降至9.45Mpa，A EHG油泵出口滤网差压高是造成油压突降的原因；当然不能排除EHG油压变送器故障这一原因。

166、凝结水泵电机异音、振动大。停泵处理。

167、#6机#2高加正常疏水门卡涩且阀门支架断裂，解列#2高加处理。

168、#5机A小机B润滑油滤网差压高。切换滤网。

169、#5机#1中压调门全关后不能自动打开。在执行定期工作#5机中压主汽门全关活动试验时，机组负荷300MW，A EH油泵运行，#5机#1中压调门全关后不能自动打开，#5机EH油压由10.02MPa降至9.77MPa，启动备用B EH油泵后，EH油压升至10.53MPa，#5机#1中压调门逐渐全开。#5机A EH油泵出口滤网脏污可能是造成#5机#1中压调门全关后不能自动打开的主要原因。

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170、6A定子水冷泵启动后母管压力低于联泵值。原因：定子水至离子交换器的手动门开度过大。

171、正常运行中#5机C机械真空泵#1、2入口气动门关闭。#5机A/B凝汽器真空由-90.40kPa/-89.75kPa开始下降，C机械真空泵电流由197A降至192A。发现#5机C机械真空泵#1、2入口气动门关闭，就地无法操作，立即开启#5机A机械真空泵，#5机A/B凝汽器真空逐渐上升至-90.36kPa/-89.70kPa。处理过程中#5机组负荷最低降至560MW，#5机A/B凝汽器真空最低降至-88.56kPa/-89.11kPa。原因为#5机C机械真空泵入口气动门K3控制继电器烧坏。

172、#6机主机密封油压波动，#6机主密封油备用泵启动不起来，就地检查#6机主密封油备用泵电气保护动作。调节#6机密封油真空箱真空－90kPa稳定，#6机主机密封油压稳定。原因：密封油真空箱真空太高或拉真空太快所致。因此，在密封油真空泵检修后投运，其入口门不能开得过大或开启太快，以免密封油真空箱真空太高或拉真空太快造成密封油压波动。#6机备用主密封油泵启动电流过大，开关电流脱扣整定值过小无满足启动要求，现将开关电流脱扣整定值由6倍In增大到9倍In。

173、#6机大机低压缸差胀指示晃动（31.4mm～31.8mm）， #6机组大修前在真空最高期间低压缸差胀最大达到27毫米（平均值），现在#6机组在真空最高期间低压缸差胀最大达到29毫米（平均值），比大修前高了约2毫米。热工人员交代：#6机低差趋势正确，测量值偏高2毫米。经生技部同意，对CRT中的显示值进行了修正，现显示正常。

174、#6机闭式水箱溢流。原因为启动6F、6B磨煤机时，杂用水倒

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流至闭式水。处理：杂用水门关闭、挂排并加堵板。

175、#6机B前置泵泵体有异音且两端轴承水平振动大。停泵消缺。 176、#6机温控阀的动作方向与温控器的控制方向不一致（装反）造成#6机电泵油温逐渐上升至80℃，#6机电泵推力瓦温由66℃逐渐上升至102℃，#6机电泵润滑油油质泛白乳化；#6机电泵驱动端机械密封损坏。

177、6B前置泵后非驱动端机械密封处哧水严重、B汽泵非驱动端机械密封损坏。复位#6机B小机，冲转#6机B小机至1500rpm/min暖机时，#6机B汽泵非驱动端机械密封水温由45℃快速升至90℃并有明显上升趋势，就地测量85℃，解开#6机B汽泵非驱动端机械密封水滤网后活节进行冲洗后，启动#6机B前置泵，#6机B汽泵非驱动端机械密封水温由62℃升至66℃，驱动端机械密封水温保持59℃稳定。更换#6机B汽泵非驱动侧机械密封动静环、静环座O形圈、动环座O形圈、轴套O形圈，。

178、#6机电泵小差压阀位返失灵。经检查为卡件保险熔断，更换后指示正常。

179、#5、6机组凝结水氢离子电导率超标、硬度超标。向#5、6机凝汽器A、B侧循环水加锯末堵漏。

180、EHG油系统备用滤网、硅藻土滤网、泵出口滤网差压高。对相应滤网进行更换。泵出口滤网已经更换过#6机A、B油泵出口滤网及#5机A EHG油泵出口滤网。

181、主机冷油器泄漏或脏污。应切换至备用冷油器，隔离处理。冷油器泄漏时开启冷油器水侧放空气门放水若带油花（多放一会，正常会有

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积油），说明冷油器泄漏，严重时凉水塔也有油花。将主机冷油器切换运行堵漏或对水侧进行清理。

182、#6机密封油膨胀箱至6.9m浮球阀回油不畅造成发电机进油或跑氢气。现将密封油膨胀箱底部放油管与空气析出箱底部放油管联接，用密封油膨胀箱底部放油二次门调节流量。同时，投入6.9米浮球阀参与调节。

183、#5机定子水进水滤网堵塞，造成定子水压力、流量降低，回水温度升高。需停机处理。

184、#6机氢气纯度偏低。#6机由于密封油真空箱油位控制装置

—浮球阀调节特性差，油位不稳定；真空箱内真空度过高时，会引起油位的剧烈波动，当油位过低时直流密封油泵联起，造成系统处于极度的失稳状态。这样#6机密封油真空箱内真空一直维持在（-60）-（-70）kPa之间。汽机润滑油进入密封油真空箱后，由于真空度太低，油中的杂质气体与水份的分离、析出作用大大降低。在密封瓦油环与氢气的接触面上，大部分杂质气体（含水份）会经过密封油渗透至氢气系统内。周而复始，造成氢气纯度的逐渐降低。当氢气纯度降至96%时，应进行排污、补充操作，将纯度提高至97.5%，确保发电机的安全运行。

185、#6发电机氢气置换完CO2后补氢时，机内压力始终在240KPa浮动，检查发现，6.9m浮球阀处膨胀箱排大气的手动门未关闭所致。

186、#5机二抽逆止门后疏水罐焊口振断。#5机启动过程中，旁路系统逻辑出现故障,导致高旁流量瞬间达130T/H，再热器超压,冷再管道

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由于疏水不好而振动.使二抽逆止门后疏水罐焊口振断。

187、#5机A、C循泵上轴承化瓦。由于值班人员检查不到位,导致5C循泵上轴承在运行中缺油化瓦。5A循泵因上轴承在无油状态下备用，结果一启动就化了瓦。

188、#5机厂用电失去。#5机因汽包水位低MFT后,厂用电切换过程中,因当时电泵运行,由于6KV 段CT设计容量小,瞬间切换时达保护动作值,使#03A高备变差动保护动作，205开关跳开。而#5机保安电源自投装未自投,造成厂用电失去。

189、#5机开式水回水电动门误关闭。#5发电机定子冷却水进出口温度缓慢升高（10分钟入口由42℃升至最高61℃，出口由54℃升至最高67℃），及时将负荷由520MW减至360MW后定子水温稳定在61℃。全面仔细检查发现开式水回水电动门关闭，经人为手动摇开开式水回水电动门后，定子水温恢复正常。检查CRT操作站无操作该门指令的记录。门芯装反, 造成门芯实际位置与就地及CRT不对应。

190、#5机#5抽逆止门卡涩，进行活动试验时无法关闭。进行#5机#5抽逆止门活动试验时发现逆止门有卡涩现象，无法正常关闭。

191、#6机A开式泵出口逆止门卡涩，正常运行时无法关闭，开式泵无法切换。#6机组进行开式泵切换定期工作时，发现A开式泵停运后倒转，敲打出口逆止门无效，只有启动A开式泵保持其连续运行。

192、#6机定子冷却器泄漏。#6机定子冷却水系统水位下降较快、补水量大，经详细检查未发现外漏点，怀疑定子冷却器漏，分别对A、B定子冷却器隔离查漏，发现B定子冷却器有一根铜管泄漏，封堵后正常。

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193、#6机#1高调门异常快关。机组负荷415MW，主机高调门活动试验，当按下#1高调门活动试验按钮时，#1高调门瞬间由84.3%关至5.7%，蒸汽流量由1261T/H突降至1061T/H，立即释放#1高调门试验按钮，#1高调门开启正常，#2、3、4高调门调节正常，蒸汽流量恢复正常，停止试验。原因为10%行程开关接点未复位，更换行程开关后正常。

194、5B循环水泵电流晃动。5B循环水泵电流274-282A之间波动，水泵出口压力正常，入口滤网差压正常，出口蝶阀不晃动，吸水井水位正常。 分析认为B循环水泵电机电流波动为#5机B循环水泵入口衬环汽蚀损坏所致。B循环水泵入口衬环后正常。

195、#6机A机械真空泵平衡管冷却水管断裂。机组负荷530MW，A/B凝汽器真空由-96.44kPa/-96.38kPa迅速下降，A机械真空泵电流由22.8A上升至24.4A，就地检查发现A机械真空泵平衡管冷却水管断裂。立即启动B机械真空泵运行，停用A机械真空泵，关闭A机械真空泵入口手动门，A/B凝汽器真空升至-96.80kPa/-96.58kPa。处理过程中，A/B凝汽器真空最低降至-93.38kPa/-93.03kPa。

196、#5机B前置泵掉闸。原因为切换润滑油滤网时造成润滑油压力低。

197、#6机因推力轴承磨损保护误动跳机。 #6机在正常运行中突然跳闸，首出原因为主机推力轴承磨损，就地检查油压表参数一切正常。机组跳闸后，仍不断有主机推力轴承磨损报警信号，后经热工人员仔细检查，发现该保护电缆短路，造成保护误动。更换电缆后，机组启动运行正常。

198、油净化装置跑油。油净化装置油位高后，进油电磁阀未关，油

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位计已满油溢出。立即关闭油净化进油手动门开启输油泵将油净化内油打回主油箱。

199、#5凝汽器漏真空。#5机启动并网带负荷投入高加后，发现真空突降至-85 kPa，及时启动备用真空泵和循环水泵，真空恢复至正常。全面检查后发现#2高加至凝汽器汽侧放水门与凝汽器集水槽结合面处断开，联系检修人员处理好。

200、#6机MSP油泵倒转。#6机MSP油泵联动试验完毕停该泵后，泵高速倒转。主油泵入口油压由0.28MPa降至0.19MPa。泵倒转为其出口逆止门未关引起。振打出口管无效，后用木棍将转子制动，重新启停油泵多次仍不能使出口逆止门回返。为了保证设备安全，一直保持MSP油泵运行。

201、对6A小机主控器信号复位，造成运行的#6B小机转速大幅度波动。启动6A小机前，发现6A小机主控制器自动切为备用运行，在联系热工处理过程中，热工交代对运行的B小机无影响，运行人员未将给水自动切为手动控制；当热工人员对A小机进行复位时，B小机转速、流量大幅度波动，造成B前置泵出口法兰哧开，停运检修。在自动控制方式下两台小机的转速信号同时送入DCS的汽包水位控制器，当一台小机的主控制器复位时，DCS接受的转速信号突降至0，汽包水位主控器自动增加另一台小机的指令，造成其转速突增；当小机的主控器复位正常后，DCS重新接受到正常信号，另一台小机的转速自动降低；因B小机的转速波动时造成前置泵压力变化过大，出口法兰哧开。

202、5A凝升泵化瓦、6B凝升泵驱动端泵轴轴套处扭断，驱动端轴

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瓦烧损，非驱动端轴瓦轻微磨损。#5机组负荷452MW，发现#5机A凝升泵电机负荷侧轴承温度及#5机A凝升泵驱动端轴承温度分别由56.8℃/54.9℃逐渐上升至93℃/71℃并有急剧上升趋势，立即启动#5机B凝升泵运行，停用#5机A凝升泵。5A凝升泵驱动端及电机驱动端轴承轴瓦损坏。

203、#6机密封油真空泵运行中跳闸。经检查发现密封油真空泵刮板卡涩。

204、机组正常运行中隔离#6机D氢气器，对D氢气器冷却回水母 管放水管漏水封堵。由于管材质量差及发电机振动长期偏大，回水母管振动手感明显，对裂纹扩大有一定的加速作用使6D氢气冷却器回水母管放水管漏水处由开始时的砂眼逐渐扩大至回水母管沿圆周方向的一半。

隔离前有关参数如下：发电机有功340MW，无功2MVar，D氢冷器进口氢气温度47℃，出口温度为37℃，发电机内氢气压力为397KPa，定子铁芯最高测点温度为63℃，转子温度为54℃，定子线圈最高温度测点为53℃，定子线圈最大温差为5℃。

缓慢关闭发电机D氢气冷却器冷却水进口手动门、回水手动门，开启D氢气冷却器回水管放水门、放气门，隔离D氢气冷却器。隔离后有关参数如下：发电机有功343MW，无功-1MVar，D氢冷器进口氢气温度52℃，出口温度为52℃，发电机内氢气压力为400KPa，定子铁芯最高测点温度为66℃，转子温度为54℃，定子线圈最高温度测点为56℃，定子线圈最大温差为6℃。

D氢冷器回水母管放水门焊口补焊工作结束，D氢冷器投入运行正常后有关参数：机组负荷330MW，机内氢压399KPa，D氢冷器出口氢温39℃；

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定子线棒最大温差5℃；转子线圈温度49℃。

205、#6机高旁流量突增。机组正常运行中#6机高旁流量瞬间由17t/h突增至150 t/h，A、B汽泵流量瞬间由630 t/h突增至730 t/h，随即恢复正常，就地检查高旁电动门、调门在全关位。热工检查分析为附近有电焊工作，强磁场影响高旁流量；而高旁流量参与机组给水量调节，所以A、B汽泵流量瞬间突增。已经将高旁流量从机组给水量调节回路中去掉。

206、闭式水泵轴承频繁损坏。反映了设备的质量较差，应加强设备 巡回检查，发现问题及时切换设备，联系检修处理。

207、5B循泵出口蝶阀关闭时间太快。#5机停机后,A、B循泵运行， 停运5B循泵时,其出口蝶阀在8秒内关闭,凝汽器循环水压力7秒内由154Kpa迅速降至25.88Kpa,3秒后又升至149Kpa,2秒后降至97.6Kpa,3秒后升至125kPa,5秒后稳定在111.9kPa。 期间A开式泵因入口水压低跳闸。循环水压力剧烈波动,为B循泵出口蝶阀关闭过快所致。原设计为慢关17秒,快关8秒。

208、#5机真空系统严密性差。停机后经过检查发现，A凝汽器6.9米东侧壁面严重凹入变形，喉部波形节严重扭曲变形，并且波形节中部上焊缝发现裂纹，严重影响了凝汽器的真空和机组的热经济性。

209、6B汽泵非驱动端机械密封水温度偏高，运行中隔离#6机B汽泵非驱动端机械密封水磁过滤器清理。投运磁性滤网，6B汽泵非驱动端机械密封水温度71℃，基本稳定。

210、#5机氢气压力、氢气温度波动。#5机组负荷310MW，#5发电机内氢气压力由397kPa至401kPa之间波动，#5发电机内氢气温度由45.6℃至46.3℃之间波动，检查#5机氢气冷却器冷却水回水调门由10%至20%之间晃动。经调整#5机氢气冷却器冷却水回水调门基调仪参数后，

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#5机氢气冷却器冷却水回水调门调节正常，氢气压力、氢气温度正常。

211、#1二氧化碳罐液位计液位波动大（0.5～6.0刻度之间波动）。 检查发现#1罐液位计液体侧表管漏气。由于该液位计为差压式，液位与差压(液体侧-气体侧)成正比。当液体侧泄漏加大时，取样管处压力降低，差压也逐渐降低，液位显示降低；泄漏至一定程度，泄漏处因二氧化碳吸热而逐渐结冰，液体侧泄漏逐渐减轻,差压也逐渐增大，显示液位则逐渐上升。当不再泄漏时，液位达到最高点。随着冰的熔化，液体侧又开始泄漏，泄漏至最大时，液位达到最低点。如此重复出现上述情况，液位上则在一定范围内来回波动。

212、#6机主机润滑油中有水，A轴加风机出力小。轴加风机切换至A风机运行后，发现密封油真空泵出口排水量明显增大，且低压缸轴封处漏汽量大，经检查发现运行的轴加风机出力小，轴加负压仅为-0.5kPa，风机电流3.9A。检修确认为出口逆止门卡涩所致。缺陷消除后电机电流7A，负压-3.5kPa。A轴加风机出口逆止门卡涩，抽汽能力下降，主机轴封回汽不畅，蒸汽经轴封结合处漏入润滑油中，导致油中水分上升。发电机密封油正常油源为主机润滑油，密封油经真空箱析出的水分杂质又被密封油真空泵抽出，即反映为出口排水量相应增大。

213、#6机电泵最小流量阀管路通流不畅。#6机电泵启动后在最小流量阀开启状态下无流量，为保证电泵启动时的最小流量，当电泵处于备用状态时，出口大、小差压调节阀开度分别保持在7%、0%（指令分别在15%、0%左右）。

214、#1、#2杂用消防水池隔离。为了消除综合泵房低消泵出口再循环门后漏水及高消泵出口逆止门卡涩缺陷，曾两次将#1、2杂用消防水池隔离放水。

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215、#5机机械跳闸阀卡涩。#5机组远方打闸后，机械跳闸阀灯未亮，检查为机械跳闸阀卡涩。停机后注意检查。

216、解列后#5机中压缸缸温快速下降。#6机在停运状态，由于辅汽压力低，#5机轴封压力为5kPa，#5机自低压缸处漏真空，解列后#5机中压缸缸温在2小时内降低了15℃。因此，#5、6机全停时，一定联系II期提高辅汽压力。

217、#6机组停运后，#1、2MSV阀座门杆向外渗水。原因为轴封进汽手动门不严，轴封母管积存的压力倒至四抽及主汽门阀杆。摇紧辅汽层手动门、打开轴封进汽调门后疏水门消压后正常。

218、＃６机汽机轴封回汽不畅。＃６机启动投轴封系统时，启动轴加风机时，轴加风机入口门未开，造成轴加微负压无法形成，汽机轴封回汽不畅。使低压缸处向外漏蒸汽，并且油系统进水，各个轴承回油观察窗上有水珠；密封油真空泵过负荷频繁跳闸；发电机氢气湿度超标。因此投系统时，一定仔细。

219、由于暖汽漏水造成#5发电机“转子接地”报警。#5机AVR旁暖汽漏水，水由地板砖渗入AVR柜冷却风道内的励磁母线上造成5发电机转子接地。因此，投运暖汽系统一定检查AVR旁暖汽无漏点，否则及时联系处理。

220、#5机控制方式由CBF切向CTF方式时参数大辐波动。#5机组负荷470MW，LDC的最高压力设定值为16.5Mpa，机组参数稳定。当控制方式由CBF切向CTF方式时，调门由85%迅速关至61%，锅炉主控突增，机组负荷升至560MW。原因分析：CTF方式汽机主控调压力，并且跟踪压

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力最高值，控制方式由CBF切向CTF方式时，逻辑跟踪LDC的最高压力设定值16.5Mpa，造成机组参数大辐波动。因此，在LDC的最高压力设定值、LDC压力输出设定值、压力时实值一致时切换控制方式，就不会产生扰动；一般机组负荷565MW时LDC的最高压力设定值与LDC压力输出设定值基本一致，当LDC的最高压力设定值与LDC压力输出设定值偏差较大时，应在CBF方式下将机组运行方式由“滑压”切至“定压”后再切为CTF方式运行。

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