7、循环水处理A变03AT跳闸
过程：
2002年8月4日17:27分，循环水处理A变03AT跳闸，循环水泵房PC A段，循环水泵房MCC A段失电，循环泵A、B、C出口蝶阀失电。二公司人员进行事故处理时，就地误将循环水泵房PC B段进线开关03BT2拉开，造成3台工业水泵全停，后，二公司人员立即将循环水泵房PC B段进线开关03BT2合上，化学人员立即开启#3工业水泵。
18:20二公司人员将A变送电，其上负荷恢复供电。 原因分析：
循环水处理MCC A段单相瞬时接地，循环水处理MCC A段进线开关零序保护未动作（定时限）；循环水处理A变零序保护(反时限)动作，变压器跳闸。
存在问题：
（1）循环水处理PC上的MCC进线开关零序保护采用定时限动作，而循环水处理变零序保护采用反时限动作，保护不匹配，循环水处理变压器越级跳闸。
（2）循环水泵房电动门配电箱（三台循泵出口蝶阀油泵站电源均接自电动门配电箱）设计一路电源，取自循环水泵房MCC A段，这样，若循环水变A跳闸，所有循泵出口蝶阀油站均失电。
防范措施：
（1）解决循环水处理PC上的MCC进线开关零序保护与循环水处理变零序保护匹配问题(后已将循环水变压器的低压零序电流保护动作时间常数改大，由0.15S改为5S)。
（2）将循环水泵房碟阀电源应改为两路供电，分别取自循环水泵房MCCA、MCCB。系统已改造完毕。（#1、2机循环水泵房MCCA、MCCB分别向各自控制室内配电屏提供两路电源， 然后供3台泵碟阀电源和热水门旁路阀电源）。
8、#1机组锅炉侧直流电压低，炉侧辅机油泵跳闸
过程：
2002年8月14日17:20，集控室发出锅炉400V PC A、B段告警信号，CRT上所有磨煤机油泵、火检风机、密封风机变为黄色，实际在运行状态。F磨煤机A油泵跳闸，F磨煤机跳闸，其它设备正常运行。18:20所有变为黄色的油泵、风机恢复正常。
原因分析：
（1）由于锅炉岛直流系统绝缘降低，锅炉侧上述颜色变黄设备控制电源电压低，控制回路电压监视继电器JJ失电，其常闭接点闭合，上述设备控制回路断线发出。
（2）上述设备DCS跳闸逻辑回路中加入了控制回路断线这一条件，控制回路断线后上述
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设备跳闸指令发出，而又由于控制回路失电，上述设备未能跳闸，直流电源恢复正常后，上述设备状态复归。
存在问题：
（1）锅炉侧某些设备：磨煤机高、低压油泵，密封风机、火检风机，设计为当控制电源失去，信号送至DCS，DCS将控制电源失去作为设备跳闸条件。
（2）当设备控制电源失去后，设备应该无法跳、合闸，而F磨煤机油泵跳闸，说明F磨煤机油泵接触器的自保持接点不好，控制电源失去F磨煤机油泵跳闸。
防范措施：
（1）目前已将上述设备的DCS跳闸逻辑进行了修改，将上述设备的控制电源失去信号只作为报警，不去跳闸。
（2）已对F磨煤机A油泵的控制回路进行检查和试验，试验后良好。
（3）正常运行中严密监视110V直流系统运行情况，发现异常及时处理，并做好事故预想。
9、#1机#7轴承顶轴油管漏油
#1机试运过程中，投盘车运行时#7轴承顶轴油压9MPa，但总启动后压力呈降低趋势，虽然开启四台顶轴油泵（原先运行三台），收效甚微，油压最低降到4.4MPa，并且#7轴承顶轴油管温度明显高于其它轴承。推测为#7轴承顶轴油流量大，可能有漏油的地方，导致压力低、温度高。8月18日，停止盘车、顶轴油、润滑油系统运行，二公司揭开轴承盖进行了详细的检查，发现顶轴油管至轴瓦油孔弯头处油管开裂，导致顶轴油从此处喷出从而泄油，建立不起足够的压力。下午19:40公司将断裂处焊牢后该问题得到解决，#7轴承顶轴油压升至8.5MPa（三台顶轴油泵运行）。
10、#1发电机自动准同期并列不成功
过程：
2002年8月24日3:13 运行人员准备#1发电机采用D-AVR自动升压，发电机自动准同期并列，当操作执行第26步在DCS上将“ASS START/STOP”按钮选择在“ON”位置和第27步在DCS上将“CONFIRM”按钮选择“ON”位置，即将发电机自动准同期装置投入后，自动准同期装置开始自动检同期，经过一段时间后，自动准同期装置发出告警信号，装置闭锁，发电机自动准同期并网失败。
原因分析：
发电机自动准同期装置发出的告警信号为“转差太小”。根据发电机自动准同期装置内部特性，当发电机与系统之间滑差<0.02Hz、时间大于30秒后，装置将发出闭锁，本次同期并网失败告警。
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根据特性，当发电机的频率与系统的频率不一致时，装置将自动向DEH发出增速或减速信号，发出的信号脉冲宽度与发电机与系统频差大小相反，即发电机与系统频差越大，增、减速信号脉冲宽度越宽，相反，发电机与系统频差越小，增、减速信号脉冲宽度越小。而DEH接受的最小信号宽度为200ms,即当发电机与系统频差小于一定值以后，自动准同期装置向DEH发出的最小信号宽度将小于DEH接受的最小信号宽度,使汽轮机不能增、减转速，最终使发电机自动同期失败。
防范措施：
发电机并列前，使发电机的频率/转速稍高于系统的频率/转速，使发电机与系统之间的转差大于0.02Hz（1.2rpm），以保证自动同期装置对DEH的正常调节。
减小DEH的最小脉冲信号接受宽度，或增加自动同期装置向DEH发出的最小增速或减速信号脉冲宽度。(9月2日自动同期装置厂家已将DEH脉冲增加至220ms)
11、#1机凝泵密封水基调仪故障
现象及处理过程：
2002年8月31日21:30分，#1机A凝泵运行，凝水母管压力波动大，由3.1MPa降至2.3MPa,电流由266A降至248A,将A凝泵倒至B凝泵运行。2:30 B凝泵出口压力由3 MPa降至2.2MPa,又切至A凝泵运行。检查发现为凝泵密封水基调仪动作不正常所致（密封水压力在1.1MPa～0.6MPa波动）,凝泵盘根密封不严，凝泵出口压力随之波动，后经二公司处理恢复正常。
12、#1炉磨煤机旁路风挡板自开，负荷突降
现象及处理过程：
2002年9月3日06:20，#1机组负荷由590MW降至510MW,炉膛燃烧不稳,投入D1、D2、B1、F3油枪助燃.经检查为C磨煤机旁路风挡板在“手动”状态下自动全开，一次风携带煤粉量减少，负荷降低。逐渐手动关闭，负荷恢复至600MW。
误动原因：
由于定位器故障造成旁路风挡板全开。
13、#2机组高负荷时汽泵跳闸
过程：
#2机组整体启动带满负荷以来，汽动给水泵跳闸两次：8月21日9:50机组负荷609MW，A、B汽泵并列运行，A、B、C、D、F五台磨煤机运行，电泵3000r/min运行热备用（非正常方式），B汽泵因振动大保护误动跳闸。手动跳掉A、F磨，负荷降至369MW。8月22日汽泵厂家来函说
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明汽泵泵体振动可以不投入跳闸保护，因此将汽泵振动跳闸保护解除。8月23日10:00又是B汽泵突然跳闸，原因不明，手动跳掉A、F磨煤机（六台磨煤机运行），负荷由600MW降至440MW。
防范措施：
在机组高负荷运行状态下，汽泵跳闸严重影响了机组的安全运行，而且跳闸原因不明更给生产带来隐患，制定了以下处理措施：
（1）汽泵跳闸后电泵应联动开启，否则应迅速手动开启，维持汽包水位。电泵增加转速时应兼顾电泵入口压力、润滑油温、工作油温等参数正常；
（2）根据当时的负荷情况手动跳闸最外侧的磨煤机，降低锅炉燃烧率，如满负荷应降至70%以下，同时根据火检情况及时投油助燃；
（3）正常运行时，两台汽泵运行，电泵停运作为备用，应当将电泵勺管位置放至30%位置，当汽泵跳闸，电泵联动后能够快速给汽包上水，关闭汽包间隙排污和大流量放水；
（4）如满负荷一台汽泵跳闸后，应立即解除另一台汽泵转速自动，防止其瞬间超速导致跳机；若机组负荷较低，则可不必解除自动，但其转速不应超过5500r/min；
（5）汽泵跳闸后立即关闭其出口门，防止发生反转；及时调节密封水压差，#2机应将密封水回水倒至地沟；
（6）应加强风量调整，防止因为炉膛压力大幅波动而导致锅炉MFT；
（7）降低燃烧率后，应及时关小或关闭主、再减温水门，防止汽温大幅度下降引起蒸汽带水，汽轮机水冲击而扩大事故；
（8）当汽包水位回升后，应及时降低给水泵转速，防止汽包水位上升过快、汽包满水； （9）尽量降低汽包压力，汽包水位恢复正常后再逐渐恢复压力负荷；
（10）在提升电泵转速时，注意电泵电流不应超过703A，入口压力不得低于0.8MPa，电泵润滑油温、工作油温在正常范围内；
（11）如汽泵跳闸无任何异常，可将小机重新挂闸、冲转升速，尽快将两台汽泵并列运行； （12）如运行中两台汽泵跳闸，应迅速将锅炉燃烧率降至最低，启动电泵快速上水，防止发生“干锅”现象。当汽包水位降至保护动作值水位保护应动作，否则手动停炉；
（13）掌握汽泵组正常运行参数及各项联锁保护；
（14）机组运行中，值班员应认真监盘（CRT与BTG报警盘），密切监视汽泵组各项参数正常，否则应及时汇报并联系处理，将事故消灭在萌芽状态.巡视人员应按时检查设备，保证巡检质量，及时发现设备异常。
14、#1机组高加事故解列
过程：
2002年8月19日1:10#1机组负荷600MW，三台高加投入运行，#1高加高三值水位开关报
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