设备故障案例

某电厂2007年6月12日12时08分，#4机组负荷100.44MW,主汽压力13.74MPa，主汽温度536℃，协调控制投入，#1、#2送风机均投入运行。12时08分42秒，机组开始减负荷操作。此时一次风压（甲侧）1411Pa，炉膛压力-39.09Pa，#2送风机入口挡板指令98%，执行器位置指示97%。12时15分36秒负荷降到74.87MW，#2送风机入口挡板开度65%时，突然执行器位置反馈出现大幅度摆动，摆动幅度从0.3%~88%，导致炉膛压力变化至-932Pa，一次风压锐减到-37 Pa，“炉膛压力低”引起MFT跳闸。经检查故障原因是执行器分相电容损坏引起。

某电厂＃1机电气1报警出“发电机断水保护动作”，“AB柜装置报警”信号，查就地压力流量开关(保护表),接线松动,引起误发所致,紧固接线后正常。

某电厂＃1机真空低保护动作，经检查＃1机循环水泵设置有进水间前池水位联锁回路，当进水间水位高于4米或低于2米时：(1)循环水泵未启动时，闭锁循环水泵不能启动;(2)循环水泵运行时，联锁运行的循环水泵跳闸。查看DCS 历史趋势发现运行中＃1机循环水进水间水位变送器输出突然回零5秒钟，引起循环水泵跳闸，造成＃1机真空低，从而引起＃1机低真空保护动作跳机。水位变送器5秒钟后恢复正常指示。事后检查水位变送器，未发现任何异常。分析认为有可能是水位变送器电源瞬间消失，瞬间消失的原因有可能是小动物或小飞虫引起。采取的措施：（1）根据运行的实际情况，连锁条件的第2条会造成因循环水泵跳闸影响汽机真空低而跳机。决定从控制逻辑回路上将第2条取消，保留水位报警。现已在DCS控制逻辑中取消。保留第1条功能;（2）全面检查水位变送器和传感器探头的接线，紧固所有接线，检查变送器的密封。

某厂8月2日9:28，#4炉协调控制投入。#1送风机单侧运行，送风机液粘偶合调速装置#1润滑油泵、#1控制油泵定速运行。在没有任何操作的情况下,甲侧送风机液粘偶合调速器控制油压，突然由2.02MPa降至0.21MPa,#2控制油泵联动正常,但是控制油压仍只有0.21MPa,风机转速由993rpm突降至299rpm,送风总风压由 3850Pa降至330Pa,一次风压降至-904Pa,锅炉灭火保护动作。检查发现甲送风机液粘偶合调速器上“定速—调速”控制方式切换电磁阀接线端子处一导线断开，重新接线后正常。

某厂8月5日12:58汽机专业做#4机组给水泵定期切换试验。启动#2给水泵时，造成锅炉甲、乙送风机控制油泵跳闸。#4炉总风压降至780Pa，MFT动作。负荷减至2MW。分析原因：#2给水泵启动，造成6KV厂用电电压瞬时下降，使#4炉甲、乙送风机液粘偶合调速系统中2台变频控制油泵低欠压保护动作而跳闸，从而使两台送风机转速和出力下降。

某输煤程控故障的检查情况：从画面上＃8、＃7皮带状态和煤仓煤位信号有时闪烁，时有时无，根据现象判断为通讯故障。测量A网B网通讯电缆，发现电缆芯和屏蔽线阻值很小，后把所有站之间的通讯电缆断开网络测量，发现主站

到＃1转运站A网不通，＃1转运站到＃3转运站B网不同，其他站之间电缆正常，没有接地现象，没有屏蔽线短路现象，但部分分支器有问题，测量分支器芯和外壳之间的电阻为零。存在的电缆等问题待厂家处理。

某热电#6机3月13日9：01，负荷165MW,#2瓦轴瓦振动突然增大，延迟2秒保护动作，停机2小时39分，经查是由于干扰引起，更换了振动探头，并把延时改为4秒。准备停机时将瓦振跳机保护改为轴振跳机保护。

某厂9月厂家对＃1机DCS存在问题进行处理，现大部分问题解决，效果还有待观察，磨煤机风门粘连问题，没有解决。12月厂家解决了两个问题：1）解决日志服务器时间长系统缓慢问题（操作员站死机）。把操作员站的操作记录实时的记录到日志生成表“LOGFILE”里面，为了防止表越来越大对系统速度造成影响，所以把LOGFILE里面的数据每五分钟导入到新建立的NEWLOGEFILE表格下，之后我们查询系统不使用日志系统查询，我们在工程下新建立一个查询的页面，然后我们使用SQL查询组件去查询NEWLOGEFILE下的数据。2）用脚本解决画面由于VIEW的CPU站用率高，造成所谓画面粘贴问题。画面粘贴指的是一、二次风门等饲放不在就地的执行器的，当运行人员在画面点一下开或关手释放后，风门会过开或过关。厂家说此问题与死机有关，通过用脚本加一个变量，通过变量进行复位，400毫秒复位1次。

某电厂10月8日7:42:34＃1机跳闸，检查发现为＃5瓦轴承金属温度高引起，三根引出线有一根松动，根据历史趋势看有六个振荡尖波，持续29秒钟，分析可能为外力振动造成，重新接线。下午投入该保护。

某厂：（1）同类型两台辅机的控制指令和状态反馈布置集中（例如两台送风机、两台引风机、两台排粉机等重要辅机的控制指令在同一块开关量输出卡件上，状态反馈也在一块卡件上），#1机组大修对DCS改造后，这些问题解决。

某厂二季度#4 机#6A柜A7的SOE卡上，“高调泵出口压力<110bar”、“6KV 卸载跳1号凝泵”、“6KV卸载跳2号凝泵”、“6KV卸载跳1号电泵”、“6KV卸载跳盘车功能组”、“380V卸载跳1号电泵润滑油泵”、“高调泵出口压力<85bar”、“1号高调泵入口压力<2.8bar”、“2号高调泵入口压力<2.8bar”、“调节油箱油位低一值”、“调节油箱油位低二值”报警。检查该卡件状态，为P（电源正常）、C（通讯正常）、E（卡件接地）灯亮，卡件所带IO点指示灯全部在灭状态。告知运行，准备退出这些点所带保护，进行进一步检查。发现1号高调泵入口压力<2.8bar信号一端接地电阻为2K欧左右，到就地检查为压力开关内部接线接地。对同类型卡件进行了测试，单个信号接地造成整个卡件故障，联系厂家对卡件单点接地引起卡件所有I/O故障未解释清楚。

07年3月某电厂＃1机组CRT上出高、中压扩容器上的所有疏水气动阀关闭信号报警，查各画面所有阀门、设备均无异，确认＃7DPU网卡有故障。建议运行和热工做好事故预案，联系西屋售后服务人员停机时更换网卡。

07年3月某电厂＃4甲送风机动调动作2％风量摆到0，二次风压自动无法投入，检查发现风量测点堵，原因为甲送风机漏油使笛型管正压侧测点堵造成风量测量故障。热工检修清理笛型管正压侧测点后恢复正常，自动已投入。

某厂2007年3月31日01时 26分， DROP10的 3块内供电AI卡件：10AA5、10AA6、10AB4卡件， 24VDC电源失去。对机柜内部供电回路进行检查，就地压力变送器所需24VDC电源由供电模块辅助电源输出，经电源分配器到控制器背板分配到各I/O分支。检查两个I/O分支保险正常，测量10号控制器供电模块辅助电源输出电压（对机柜地测量）：PS+ ：2V PS- ：-22V，测量其他机柜供电模块辅助电源输出电压：PS+ ：24V PS- ：0V，判断为供电模块辅助电源输出异常。因机组运行中无法对10号控制器供电模块进行进一步检查更换，暂采取临时措施,将I/O分支保险取下避免外加电源影响到10号控制柜电源模块，从10号柜取供散热风扇的24VDC电源经保险端子分别提供给卡件, 逐个恢复AI卡件,观察压力测点恢复正常，将相关自动保护投入。

某厂保护逻辑进行修改：

l#3炉负荷限制逻辑修改：（1）取消发电机Ⅲ、Ⅳ型保护动作时锅炉负荷限制；（2）发电机Ⅲ、Ⅳ型保护动作时，根据负荷情况（≥240MW）选

择跳闸#1或#2给煤机（优选跳#1给煤机），保留三台给煤机运行。

l#3机“高缸真空暖机疏水流量大”为单点保护，逻辑修改为：“高缸真空暖机疏水流量大”且“高缸开度基准小于40％”汽机跳闸。

l#3机#1低加水位高Ⅲ值保护为单点保护，逻辑修改为：#1低加水位高Ⅰ、高Ⅱ值取或，同高三值相与，条件满足汽机跳闸。

l#3炉送风机入口温度高保护修改为（同#4炉）：送风机入口温度≥110℃且暖风器开度≥40％，送风机跳闸。

l#3炉吸风机入口温度高保护修改为（参考#4炉）：吸风机入口烟气温度≥170℃且预热器出口烟温（任一）≥170℃吸风机跳闸。

l#3机DEH一次调频动作报警取消.

l#4机低旁减温水操作画面修改：DCS操作画面“低旁减温水手动开关”

功能按钮取消，以避免运行操作失误闭锁减温水门开启。原逻辑保留，

仅作检修调试使用。

某厂：＃1、＃2机DEH系统在低负荷下进行顺阀切单阀时测功自动切除，并且负荷有下滑0.5MW，检查原因是调门特性曲线与DEH组态中设计曲线不相符造成。

某厂8月4日13:20:334日上午，＃1汽包水位变送器故障，变送器总是在故障与非故障之间变换，导致水位计算出现较大变化，在＃1水位故障时经过两选均逻辑后，坏信号被采用，保护动作。现已更改为三选中逻辑。

某厂3月3日11:18:52炉膛压力高灭火保护动作：当时主气温/再热气温537/529℃，主汽压12.56Mpa。炉膛负压突然剧烈摆动，在投入M层#1、3油枪后，锅炉灭火，首出信号为“炉膛压力高”（+1500Pa），（当时炉膛压力变送器最高值为660Pa)。随即按锅炉灭火处理，吹扫5分钟后，重新点火逐渐恢复正常。通知燃料、化学共同取煤样，就地检查#1炉两台捞渣机均有大量灰水溅出，疑有大焦掉下。

某发电有限公司9月23日＃2机组A小机异常跳闸，原因分析：1、由于A 小机的转速1、转速2、转速3分别取自三个转速探头、和不同的测量卡件，在瞬间同时出现相同的跳变幅值。2、给水流量、泵进、出口压力跳机前后也没有明显变化，事前为自动状态，运行没有操作。3、MEH系统、测量卡件工作正常，事后检查探头回路、接线情况正常，机柜和卡件的接线、接地均正常。4、电缆绝缘正常。5、就地和电子间没有人工作。综合以上现象分析，初步判断为外界干扰造成转速突升从而引起跳机，防范措施： 1、电磁干扰是困扰热控、电气的一大难题，弱电信号，特别是转速信号对现场电磁干扰比较敏感，应加强现场检查，特别是屏蔽接地情况。2、对干扰源严加控制，如电焊机、手机、对讲机等，重点监控集控室和电子间。

2006年

某火电厂#1机汽机#5轴承振动大跳机分析：热工保护误动。该振动未接入跳机保护，经查TSI到ETS的四个保护动作讯号高缸胀差、低压转子绝对膨胀、轴振、轴向位移四个保护信号合用一根12芯的普通控制电缆，初步判定是该段电缆引入干扰信号所致。将电缆换成了单根的屏蔽电缆并按技术规范进行了屏蔽层接地。、

某厂：本月利用#4机组临停，消除了#4机组2号高调门在机组运行中出现大幅度摆动之缺陷。检查出的原因是：（1）LVDT机械“零位”由于机械连杆传动部分存在空行程，造成LVDT的零位指示发生变化，在高调门关闭时，电脑显示该调门仍有一定开度。检修公司汽机专业人员重新进行了调整处理。（2）查历史曲线，2只LVDT输出电压在机组运行中某一时刻，同时出现正、负两个方向变化现象。设备部热工专责人判断可能是VPC卡端子板出现故障，利用机组临停对该端子板进行了更换。更换后机组重新启动，前述故障彻底消除。

某厂对DCS控制器（DPU）进行清扫吹灰维护后，重新上电发现部分DPU内控制组态出现缺失，经过查原因是：切断副控DPU供电，清扫完毕待并上电后，再切断主控DPU进行清扫。为了节约时间，从副控上电到切断主控电源的间隔时间不够，使同步从主控拷贝组态的过程中主控DPU断电，此时还未完成组态的同步过程，造成控制器内逻辑组态缺失。切换后刚上电的DPU升为主控DPU，而待另一台DPU（即原主控DPU）清扫完后上电再次同步时，又将不完整的组态文件

同步过来，造成两台DPU内的组态都不完整。将各DPU组态的备份恢复到DPU 后正常；

某厂：（1）2006年以来，#1炉在启动#2磨煤机不成功时，多次出现排粉机跳闸的情况。4月底，试验研究院的热工、电气专家对此进行了分析，初步判断电气直流回路的影响较大，并制定了详细的试验方案。但由于#2机小修，#1机组单台运行，试验未进行。在原因未查明之前，暂时把两台排粉机的跳闸回路断开运行。5月初，启动#2磨煤机时，又出现启动不成功，使两台送风机跳闸。通过试验找出了原因，将直流出口继电器更换为带隔离抗干扰继电器，问题解决。

l某厂：#2机组DCS#1DPU#3站48VDC电源串入220VAC，烧坏#9DI板第一个输入通道，后检查发现#11DI板某一通道“乙磨煤机慢速电机未工作”带强电，拆除该线，#1DPU电源恢复正常。故障原因分析：小修后热工和电气专业没有紧密配合，电气方面串入强电，热工专业不知情，开机时，没有对所有输入点进行检查，导致DI板烧坏。

l某热电：＃6机空侧密封交流油泵停、油压低不能联启空侧密封直流油泵，影响安全生产，修改逻辑；1）把两台交流油泵的运行信号取非（即两台交流油泵都不在运行状态）当作联启直流油泵的条件。2）在差压开关小于

0.035MPa信号加上一个差压变送器指示小于0.035MPa的信号二取一联启直

流油泵。

某厂2006年11月26日9:27，#1、2排粉机、磨煤机，#1－12给粉机跳闸引起MFT。运行人员立即减负荷至3MW。经查原因是：打扫卫生从炉顶向下冲水，造成污水顺导线进入燃油速断阀阀位行程开关使电源接地，导致保护柜内“重要电源”跳闸，处理后锅炉点火。

某厂2006年11月7日21：31汽机专业检查前箱内主油泵轴瓦，造成松动磨损探头使两只磨损损坏，造成汽轮机保护DEH超速保护动作跳机，并发现其它三个转速探头也有不同程度的磨损，用厂家供货的随机备件进行了更换。

某厂2006年3月10日22：48，#1机组轴振大跳机。检查高缸胀差、低压转子绝对膨胀、轴振、轴向位移四个保护信号合用一根12芯的普通控制电缆，判定由于干扰信号所致。将此电缆换成了单根的屏蔽电缆并按技术规范进行了屏蔽层接地。

某厂2006年3月20日22：50轴承金属温度高跳同，原因是测温元件由于受环境和机械振动影响，而导致引线似断非断电阻值瞬间增大，造成该点温度升高的假象。温度变化率闭锁回路未起作用，需停机后再查。

某厂2006年2月14日19:43做真空严密性试验时，关闭#2真泵进口手动空气门，#2真空泵停运后，发现#2真空泵气控门未联关，手动操作控制开关无效，真空下降至87.66Kpa，启动＃1真空泵。启动＃2真空泵后，由于#2泵气控门拒动，无法控制真空下降趋势。真空降至80.48 Kpa低真空保护动作。机组真

空恢复后，重新挂闸。气控门拒动的原因是：门机械部分由于存在水锈而又长期不动，造成机械部分卡涩。手动门也关闭不严，造成凝结器真空泄漏下降。

某厂2006年2月9日19：01在进行汽封系统切换时，由于运行操作失误，导致汽封中断，机组真空急剧下降。真空低跳机，退出低真空保护，准备重新挂闸恢复。19：03汽封系统恢复、真空正常后，机组挂闸，逐渐带负荷，投入低真空保护，负荷70MW，汽封汽源切为本机汽平衡供。

某厂：10月27日20：35：14秒，#1机负荷稳定在139MW时，#2给水自动自动切为手动，主给水流量由464T/h下降到120T/h，汽包水位基本正常维持在25mm，20：35：33秒运行人员投入#2给水泵自动，此时水位持续下降，20：35：52秒运行人员切除自动，手动开大给水泵勺管，手动关闭再循环，给水流量回升，水位回升。在此过程中水位最低为-185mm，20：36：01秒给水流量最低为4.8T/h。当时情况是：汽包水位比给定值高时，给水自动指令由58.6%缓慢下降至48.6%，此时给水泵执行器反馈仍在58.6%不动，DCS认为给水泵反馈与指令偏差大于10%，20：35：14秒自动切除自动，但之后在20：35：16秒至20：35：24秒9秒内给水泵执行器在指令的作用下从58.6%下降至49.38%，在此期间给水流量从464T/h下降到120T/h，下降至140T/h时给水泵再循环门自动打开，汽包水位下降。此后20：35：33秒运行人员投入#2给水泵自动，由于自动令执行器由53%摆动至41%，投自动后给水流量波动较大，汽包水位持续下降，运行人员切除自动后手动调整至正常。解决方法与防范：（1）热工利用#2泵备用时间，检修#2泵执行器，查找执行器可能卡涩原因。检查#2给水泵电气及信号线路，紧固所有端子，进行一次正常维护。（2）汽机分析#2泵勺管可能卡涩的原因。（3）作为预防，建议修改给水自动中给水泵反馈与指令偏差大于10%切自动的定值，改为5%，以尽早提醒运行人员，防止偏差太大，维持不住水位。（4）运行人员应当加强监视，当给自动自动切除后不能盲目投入自动，给水投入自动时不能只看汽包水位，还应多注意给水流量是否正常。（5）福克斯波罗的组态设计是PID跟踪的信号是Aout的输出，因此切手动后PID指令是49.38%，恰好此时给水泵执行器又不卡了，因此该信号使执行器继续动作到49.38%，如果将PID 跟踪信号改为给水泵执行器的位置，切手动后就不会出现执行器还继续动作的情况了。

某厂：锅炉给粉机变频器在电源切换过程中，给粉机变频器未自启。分析原因：给粉机变频器瞬间掉电后变频器发出停止状态并复位变频器启动指令所致。DCS逻辑修改为：变频器停止状态延时1秒后送至复位变频器启动指令，问题解决。

某发电有限责任公司2006年4月19日#1汽轮机跳闸，汽机首出”MFT遮断”锅炉首出“ETS跳闸”，经过检查实验分析，认为是ETS的I/O卡供电模件失电造成。已更换该模件

某厂2006年4月12日9：33，#1机负荷从80MW突然降至0MW，查历史趋势发现#1轴瓦瞬间从10um增至116um，#1轴瓦振动大保护动作。热工人员现场检查发现#1轴瓦测点探头上落有湿的保温泥，并且现场有施工人员在对高压缸部分进行保温工作，分析为保温施工人员在保温工作过程中将湿的保温泥掉落在轴瓦测点探头上导致#1机#1轴振动超限，汽机保护动作。

某厂2006年3月29日15点14分，画面显示#1轴瓦振动为200μm，经现场检查发现#1机组#1轴瓦探头接线断落，分析为打扫卫生人员将#1轴瓦测点碰断。针对此情况，对热工各重要保护测点进行加固并且进行现场标示“跳机保护测点，小心勿动”。

某厂2006年11月22日13:19，#1机组110MW，当值运行人员在进行＃1炉A侧引风机送电操作时，没有对热工联跳同侧送风机逻辑回路进行强制，而当引风机送电过程中把开关二次插头插入后，热工逻辑回路判断为引风机停运，逻辑回路联跳同侧送风机。之后，运行人员调整燃烧不到位，从而引起锅炉灭火，发电机与系统解列。

某厂热电厂：（1）#2机组DCS故障处理。#2机DCS系统和操作系统全部被病毒感染，只要系统重新启动，DCS系统就会崩溃。现场进行系统恢复，#2机组8台计算机全部恢复正常。

某厂热电厂#1机12月1日16:11＃6瓦Y向振动突增至277μm，汽轮机跳闸。分析原因是由于误碰#6轴振探头电缆引起干扰造成。

某厂循环水系统远程控制柜内凝结水珠，造成个别通道故障，经检查远程控制柜底部电缆槽内潮湿空气上升在柜内凝结所致，对电缆通道进行封堵。

某厂2006年7月19日16：38循环水泵4个出口蝶阀突然全关，导致循环水泵跳闸，汽轮机跳闸，锅炉MFT动作，原因是电气MCC柜断电造成的。

某厂2006年6月4日18时53分，＃2机组跳机，DCS屏幕上显示灭磁开关跳闸，紧接着DCS死机，无法操作机组，厂用电消失。DCS死机在发电机跳闸之后，DCS大屏幕工控机未出现死机(由UPS供电)，由此判定当时死机是由于厂用电失去造成。试验检查：对电源装置进行切换试验正常，对工控机（常用电供电）进行低电压试验，工控机在低电压工作时出现死机现象。结论：当时发电机解列后6kV快切装置和380V备自投均未切换成功，造成厂用电源电压很快下降，出现低电压导致工控机死机，而该低电压未达到电源切换装置切换值，在电压继续降低后电源才切换，因此造成了这次操作员站、工程师站、历史站死机但大屏幕工控机未失电的事故发生。

某厂#1机组2006年6月17日15时26分6KV OA段突然失压，切除高厂变A分支611开关，启备变A分支601开关合闸，6KV OA段工作电源开关 0611跳闸，6KV IA段失电，给粉机全部跳闸，全部燃料丧失保护动作，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机程跳逆功率保护动作，庞岳1开关跳闸，＃1机与系统解列。检查发现由6KV OA段PT二次开关断开引起。（安装公司有人在工作），6KV 1A 段快切启动，“失压启动”指示等点亮，但0611开关后加速保护动作，使6KV OA 投入未成功。

某厂:1月9日14：08分，DEH显示#10机#4瓦振动55μm，就地测量与DEH 一致。14：10分#4瓦振动63μm（此时油温41°C，油压0.117Mpa，轴向位移－0.4mm，主汽温度520°C，再热汽温501°C，真空－96Kpa），#3瓦振动逐渐增大。在负荷由150MW降至120MW，振动仍不降低，14：36分，#3、4瓦振动瞬时升至120μm 、#3瓦轴振瞬时升至250μm、#1瓦轴振瞬时升至159μm。运行人员立即打闸停机,随后停炉。分析原因:低压缸前汽封部位发生动静磨碰，产生磨碰的原因:1.东汽厂的300MW机组低压缸轴承基础落在下缸上，冬季环境温度低，凝结器真空高，造成凝结器及低压缸汽封部位变形，产生动静磨碰。2.低压缸前汽封回汽管道回汽不畅，造成汽封部分运行中湿度异常增大，在汽封部位产生热变形，造成动静磨碰。3.汽封周围间隙不均匀。需要的汽封压力波动时，对汽封回汽口处湿度影响较大。

某厂#10机组2006年1月9日14：08分，DEH显示#10机#4瓦振动55μm，就地测量与DEH一致。14：10分#4瓦振动63μm（此时油温41°C，油压0.117Mpa，轴向位移－0.4mm，主汽温度520°C，再热汽温501°C，真空－96Kpa），#3瓦振动逐渐增大。在负荷由150MW降至120MW，振动仍不降低，14：36分，#3、4瓦振动瞬时升至120μm 、#3瓦轴振瞬时升至250μm、#1瓦轴振瞬时升至159μm。运行人员立即打闸停机。分析原因:低压缸前汽封部位发生动静磨碰，产生磨碰的原因:1.东汽厂的300MW机组低压缸轴承基础落在下缸上，冬季环境温度低，凝结器真空高，造成凝结器及低压缸汽封部位变形，产生动静磨碰。2.低压缸前汽封回汽管道回汽不畅，造成汽封部分运行中湿度异常增大，在汽封部位产生热变形，造成动静磨碰。3.汽封周围间隙不均匀。需要的汽封压力波动时，对汽封回汽口处湿度影响较大。采取的措施：1.提高设备健康水平，大修时消除主机汽封系统存在的磨碰缺陷。建立完善主机汽封系统检修、维护档案，定期对重要部件进行检查，确保安全生产。2.投入汽封减温站自动控制状态，保证自动调节系统投入正常。3.适当提高汽封供汽压力，保持低压缸前汽封微冒汽；将低压汽封温度提高提高到175－180℃，增加低压汽封供汽过热度，在CRT趋势曲线上对低压汽封温度进行监视。4.结合本次事件举一反三，对全厂所有机组汽封系统进行全面检查。5.制订＃10机组监护运行措施。加强运行日常工作的管理，加大对运行员工的培训力度，提高运行人员处理事故的能力。6.利用机组大修检

查低压汽缸内汽封回汽管道法兰、伸缩节是否泄漏。7.要求汽机检修人员对汽机设备每天进行检查，组织汽封系统的专题讲座，提高检修水平。8.咨询＃10机组#3、4瓦轴承座刚度提高的方法。

某电厂：2006年3月17日09：00，#3机组主蒸汽流量590T/H，给水流量530T/H，汽泵转速3924r/min，09：00：45汽泵突然超驰，转速速升至5160r/min，给水流量突升至1180T/H，汽包水位突升较快，运行人员立即打开汽包事故放水，BTG盘上小机降速无效，小机打闸，09：01：45汽包水位升至+250mm，炉MFT 动作，汽机因“汽包水位高”保护动作跳闸。#3小汽机误发“小机低压进汽电动门关”指令，使高压调门开启，由于高压调门伺服阀卡涩，高压调门几乎全开（高压调门开度SOE没有该项趋势，分析如此）使小机转速升至5160r/min，给水流量突升至1114t/h，汽包水位升至+250mm，炉MFT动作，汽机汽包水位高保护动作跳闸。立即临时解除小机低压进汽电动门数字逻辑站。对#3、#4机组其他数字逻辑站在组态中的状态进行检查，计划#3机组小修时，将所有数字逻辑站解除。解读：（1）#3机只有一台汽泵，小机打闸，电泵应该启起，但此时“汽包水位高”保护已动作；（2）曲东卫说：小机高压调门进的主蒸汽，低压调门进的4段抽汽；(3)RB调负荷和给粉机，对水位调节无作用。该机设计有RB，但未使用过。