20起典型汽机事故汇编.docx

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20起典型汽机事故汇编

一富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故

（一）、事故经过

　　86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。

汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：

“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：

“我去”，便下去了。

班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。

王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。

6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：

“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。

班长在机头手摇同步器挂闸未成功。

此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。

此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。

6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。

汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。

转入大修处理。

（二）、原因分析

　　1、油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。

三号机于84年9月25日投产，11月曾发生大轴弯曲事故，汽封片磨损未完全处理，汽封漏汽很大，使主油箱存水结垢严重，主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。

主油泵入口有空气使调速油压下降。

此次启动速度快，从冲动到定速只有5分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。

过去也曾因调速油泵停的快，油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。

这次又操作联系不当，使油压下降。

　　2、交直流油泵未启动。

当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化，慌乱中也忘记启动润滑油泵。

24伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。

　　3、低油压联动电源已经切除。

20日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。

4、这次机组启动，使用了启动操作票，操作票中有“交直流润滑油泵联动试验和低油压联动试验”项目，但司机在执行这两项工作都没有做，而操作票上却已划“√”。

二浙江台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故

　　1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。

（一）、事故经过

台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。

事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。

15时当班班长郑××下令一号机司机陶××将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话令零米值班员李××开启交流润滑油泵轧兰冷却水。

接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管××，即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。

15时12分主滤网充油排汽结束，15时16分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动，陶即令李停止操作，并跑至零米值班室打电话询问情况。

　　同时，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。

郑令现场副司机王××检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至0.9MPa光字牌亮后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上），15时17分郑接陶询问电话，郑告：

“是自启动”。

并查问下面操作情况后，通知陶：

“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。

陶答：

“好的”。

陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降，随即关闭该泵轧兰冷却水，调整好调速油泵冷却水。

15时20分旁路滤网撤出运行操作完毕（出口门关闭）。

陶汇报郑：

“切换操作全部结束”。

并提出：

“慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故按钮停调速油泵，然后再开启出口门”。

郑同意如此操作。

陶令李去操作，由李关闭调速油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。

15时25分当准重新开启调速油泵出口门时，发现直流润滑油泵启动，电机冒火，陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、旁路网同时投运），并协助操作完后跑回集控室。

　　在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归开关（拉开），此时，调速油压1.1MPa，润滑油压0.1MPa，均正常。

几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa～0.015MPa等光字牌全部亮。

管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08、0.055、0.04、0.015MPa低油压光字牌全部熄灭。

但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭响，电流到零（电动机烧坏）。

当即解除交直流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵均不成功。

班长傅××即跑到九米现场开真空破坏门。

生产厂长梁××听到安全门排汽声，即跑到集控室，得知两台油泵均抢合不成时，即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵开关。

此时司机陶××跑到集控室，大声喊：

“直流油泵电机烧了”。

并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。

郑××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。

（二）、事故发生与扩大原因

　　1、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。

而主油泵工作失常则是由于油中渗有大量空气所造成的。

因此油系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而跳机的原因。

事故前清扫主滤网后进行切换操作时，启动了交流润滑油泵，使润滑油压升高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。

2、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。

三99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件

　　1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。

高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。

　　0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外上内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。

　　0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。

0时50分升速至950r/min，开始暖机。

0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。

此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外上内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。

　　1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。

　　原因分析：

1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：

23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。

至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。

2、高压缸前轴封段冷却收缩：

22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。

　　教训与防范：

缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。

运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。

运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

2002年6号机误关循环水出口门低真空保护动作事件

　　2002年5月20日事故前6号机组负荷197MW，机组真空86.1

kPa，在正常调整循环水出门时，司机助手误将循环水出口门关闭，没有注意参数变化，真空急剧下降，发现真空下降很快，立即启动备用射水泵，启动备用循环水泵，低真空保护动作，主汽门关闭，机组负荷到零。

事后当事人没有及时汇报司机，造成故障原因判断不清，延误了事故处理时间，导致锅炉灭火。

在事故过程中5、6号机同时启动了4台循环水泵，险些造成故障的扩大。

　　原因与教训：

操作中存在习惯性违章和严重的误操作，在调整循环水门时，同时开关两侧出口门，在中间暂停时，误将循环水出口门关闭，导致凝汽器大量减水，造成机组真空下降。

业务水平低，工作责任心不强，调整循环水出口门时，不能认真监视有关参数变化。

处理事故能力差，真空下降时，不能及时采取有效的补救措施，不能及时判断事故点，处理事故时间较长。

四朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事

（一）、事故经过

　　朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部结束，7月12日和13日进行高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。

7月14日，机组进行第三次启动，7时锅炉点火，随后投9只油枪，8时汽轮机冲动，DEH系统投入，冲动前参数正常，炉侧过热蒸汽温度363℃、333℃，机侧温度267℃、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251℃，其它正常。

8时15分汽轮机定速3000rpm。

8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1℃、438.5℃，机侧403℃、394℃，高压内缸上壁温度287℃，高压胀差2.45mm,振动最大的5号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指标。

9时3分，发现高压油动机全开至155mm，将DEH切到液调。

9时5分，锅炉投入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压胀差3.6mm。

9时13分，高压胀差4.0mm，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到96mm，发现中压油动机参与调整，再热汽压升到1.5MPa，又将高压油动机行程开到112mm。

9时19分高压胀差到4.38mm，用功率限制器将油动机关到空负荷位置（30mm），此时高压内缸上壁温度351℃，机侧过热汽温414℃，炉侧406℃。

9时24分，高压胀差4.46mm，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机，这时高压胀差最大到5.02mm。

打闸前振动最大的5号轴承为0.024mm，打闸后2分17秒时振动最大的1号轴承为0.039mm，转子惰走24分钟，启动盘车电流为60A，大轴晃度0.08mm，偏心0.138mm。

16时50分大轴晃度最终稳定在0.11mm,

16时20分测量转子弯曲0.165mm，最大位于调节级后第二级叶轮处，说明高压转子已发生弯曲。

（二）、原因分析及暴露问题

　　弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致高压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差最大达+5.02mm。

高压胀差越限是由以下原因引起的。

　　1、功率表无指示,由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在33-45MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。

　　2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多支油枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。

　　3、违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm报警,+4.0mm打闸,但该机在高压胀差到4.46mm时才解列、打闸，机组经过长达24分钟惰走到静止，加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。

暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时，没有及时汇报值长或通知相关专业运行人员，造成误判致使机组并列后带30MW左右负荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。

五大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故

　　2002年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

　　一、事故经过

　　2002年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。

13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。

司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。

运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。

14时14分，在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。

盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。

单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。

事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。

五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。

解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

　　二、事故原因

　　“10·16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：

　　1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：

检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵（实际运行泵出口逆止阀不严）。

同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

　　2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

　　3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

　　4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。

大同二电厂5号机组“10·16”烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。

同时也暴漏了在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题，暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制度执行不严谨的问题。

大同二电厂的“10·16”事故，公司各单位要引以为戒，认真从中吸取教训。

为此公司针对大二的事故教训提出以下要求：

　　1、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的关键时期，认真吸取大同二电厂“10·16”事故的经验教训，严格落实责任制，加强设备监护，加强事故防范措施。

　　2、

进一步认真落实国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和公司下发的国电股生字[2002]133号文《防止电力生产重大事故的二十五项反措实施细则》，把各项反措内容严格细化，切实落实到运行、检修的日常工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。

　　3、

对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示、开关方向指示和设有手轮止动装置。

对高、低压备用油泵和低油压保护装置要定期试验，保持良好的备用状态。

　　4、

在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视润滑油压的变化，出口门全关后停高压油泵。

然后再打开高压油泵出口门恢复备用，开启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。

　　5、

应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。

为使反习惯性违章得到完全遏制，要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的主要内容。

各单位要认真审查各类规程，通过运行规程规范运行人员的各种操作。

凡不符合运行规程要求的均视为习惯性违章，加大惩罚力度。

　　6、

各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责，凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。

应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

　　7、要加强检修管理工作。

对各项检修工作内容，要做到设备、人员、质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。

　　8、要加强运行人员的培训工作。

运行人员除必须熟悉本专业的系统外，同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。

　　9、

各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制度、查隐患入手，认真落实各项责任制，加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯性违章。

　　10、切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确无误，坚决不能发生拒动、误动。

　　11、

加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得多头指挥，盲目操作。

发生异常情况时，要在做好充分事故预想的前提下，保持镇定，沉着应对。

　　12、无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。

六二道江发电厂97年误操作造成机组被迫停机事故

　　1997年9月16日8时56分，二道江发电厂7号机组汽机运行人员在调整7号机循环水系统运行方式时，因误操作将运行中的2号循环水泵电动入口门关闭，造成汽轮机循环水中断，致使真空急剧下降，8时57分低真空保护动作，排汽门爆破，自动主汽门关闭，9时04分手动打闸停机。

（一）、事故前运行方式

　　二道江发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂制造的N100-90/535型，双缸、双排汽、单轴、冲动凝汽式汽轮机，于1992年12月投产。

辅助设备运行状况良好，其中2号循环水泵运行，1号循环水泵备用（电动入口门全开，电动出口门全关）。

（二）、事故经过

　　9月16日，为防止7号机2号循环水泵跳闸（1号循环水泵联动后出口门打不开）造成汽机断水，且1号泵比2号泵流量大2000吨，切换循环水泵运行方式，启动1号循环水泵正常后，停止2号循环水泵。

8时50分值长令汽机运行班长进行7号机1、2循环水泵的切换的操作。

汽机运行班长接令后，即令7号机司机张××和副班长曹××同时做好启动前的准备工作。

曹××接令后，并没命令副司机进行1号循环水泵启动前的准备工作，自己直接到7号循环水泵处检查。

8时56分，曹××来到1号循环水泵电动入口门操作箱处（1、2号循环水泵入口门操作按钮在一个操作箱上，当时2号泵入口门绿灯不亮，1号泵入口门红灯不亮）未加任何辨别就将在同一操作箱上的2号循环水泵电动入口门关闭按钮按下。

当看到1号循环水泵电动入口门无变化时，曹××误认为其入口门电路无电，马上用对讲机联系7号机司机张××，要求通知电气检查处理，张通知电气后即走出控制室去抄表检查设备（室内只有除氧值班员监盘）。

8时57分，张××来到7号机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40℃升高到70℃，他没有就地查找排汽温度不正常升高的原因，而是跑回到控制室。

当其发现2号循环水泵电流由120A降至70A，真空由-89.2kPa已降至-70kPa并继续下降时，立即启动实际上不备用的1号循环水泵，电负荷仍在60MW左右，致使真空继续急剧下降。

8时57分48秒7号机真空降至-30kPa（低真空动作值）低真空保护动作，主汽门关闭，电负荷到零。

8时57分54秒7号机真空破坏（记录最低为-15.94kPa）南侧两组排汽门爆破，此时回到控制室的曹××听说真空下降，循环水有问题意识到自己操作的误，马上跑到2号循环水泵处，于8时58分左右将电动入口门开启，9时04分7号机被迫打闸停机。

　　（三）、事故原因及责任分析

　　1、汽机运行班长曹××在切换7号机1、2循环水泵操作中未按“四对照”要求进行，对操作掉以轻心，极不负责，手中虽有对讲机在进行切换操作前也未联系司机，误将运行中的2号循环水泵入口电动门关闭，造成循环水中断致使真空急剧下降，7号机低真空保护动作，主汽门关闭，排汽门爆破是造成此次事故的直接原因。

　　2、7号机司机张××离开控制室抄表检查设备，即未找人顶岗又未通知班长，也未向除氧值班员交待，延误了事故的发现时间。

发现事故现象后，本应就地查找原因采取措施恢复真空，并果断地采取减负荷到零的办法来维持真空，保护设备，而只是启动实际上不备用的1号循环水泵，对事故判断、处理不果断，采取措施不得力，延误了事故处理时间，造成排汽门爆破事故扩大。

七　阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故

（一）、事故经过

　　阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。

1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。

1999年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9吨/时。

47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。

47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。

47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。

值长来电话向单元长询问情况，单元长告：

“01号机、发电机跳闸”。

值长当即告：

“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报”。

单元长令：

“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。

司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：

“没有发现异常”。

汽机班长检查完设备汇报单元长说：

“设备检查没问题”。

电气班长确认后汇报：

“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有‘热工保护动作”光字牌来信号。

单元长向值长汇报：

“检查保护和设备都没发现问题”。

值长告：

“如无异常，可以恢复”。

随即单元长告汽机班长：

“汽机挂闸，保持机3000转/分。

”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：

“机组检查正常，主轴在转动中”。

这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：

“把调速油泵转起来”。

调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。

汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机