时间：2004年3月25日
　　一、事故前工况：
　　#2机组运行正常、负荷453MW，正在进行电网大扰动试验。
　　二、事件经过及处理
　　2004年3月25日13:28分，发电部运行五值配合电网做大扰动试验。
　　13：28：17：513毫秒，#2机组OPC动作。
　　13：28：17：628-13：28：18：051毫秒，主机调速汽门关闭、三抽、四抽油压逆止门关闭、主机负荷大幅度降低、主汽压力升至26.9MPa。3秒后 OPC保护恢复，负荷瞬时升至450MW，汽机值班员为防止机组受大的冲击造成主机轴瓦推力瓦损坏，立即进入SA05画面检查主机串轴、振动、胀差等重要参数，未发现异常。13：28：56：122毫秒，调出厂用汽画面时，锅炉二流程给水流量低保护动作，机组停机。(事后核对#2机组DCS时间比GPS时间慢12s)。
　　3月25日18：00分，#2机组并网。
　　三、事件原因
　　事后从四方公司的PMU上查证、分析情况如下：
　　13:28:29：560毫秒时，系统周波为50.03Hz。13:28:29：600毫秒时，系统周波为50.20Hz。可以计算出在40毫秒内汽轮机转速变化了10.2转，满足OPC动作条件[在一个周期(50ms)内汽轮机转速变化10转]。OPC保护动作，使#3、#4抽汽油压逆止门关闭，4段抽汽是汽泵工作汽源，汽泵工作汽源失去，出力降低，使锅炉侧给水流量中断保护动作停炉，联停机组。#3、#4抽汽逆止门在#2机组DCS改造时设计组态为OPC保护动作联关#3、#4抽汽油压逆止门;当OPC动作结束后，无自动开启#3、#4抽汽油压逆止门功能，需要人工开启才能打开。虽然厂用汽压力下降到0.55MPa已经联开RC044到9.03%(定值为10%)，但由于RC044动作迟缓(从1.78%开到9.03%用时20s;全行程整定时间为8s)，使厂用汽压力仍然下降，导致汽泵出力不足。在OPC动作39秒后，锅炉给水流量中断保护动作停炉，联停机组。
　　#1、2机组由于DEH机柜采样(一个周期是50ms)的初始时间不一致，#2机组在一个周期内采集到了频率波动的峰值而导致#2机组停运;而#1机组在一个周期内未采集到频率波动的峰值，因此没有停运。
　　综上分析，电网大扰动试验过程中机组OPC动作条件的满足是本次事件的根本原因;OPC保护动作使厂用汽压力降低、汽泵出力下降、“给水流量中断”保护动作是导致#2机组停机的直接原因。
　　四、暴露的问题
　　1、本次电网大扰动试验的预案，未预想到机组瞬间超速而保机组运行的对策，暴露出本次试验各级人员对机炉专业重视不够，事故预想不充分，试验前危险点分析不到位，在大型操作及变工况情况下现场指挥、监护不力。
　　2、在事件的整个过程中(近40S)，发电汽机监盘值班人员没有做出保厂用汽的任何操作反映,充分暴露出运行人员在紧急情况下反应不够迅速，专业技能和事故处理能力较差。
　　3、发电部、热工专业技术管理存在漏洞,在DCS改造后对保护、联锁培训不够扎实全面，对设计是否合理缺乏研究，因此不能制定出有效防范措施。
　　4、检修部热工专业在本次试验前和试验过程中危险分析不到位，对机组OPC保护动作联关#3、#4抽汽油压逆止门随即恢复OPC时，无自动开启#3、#4抽汽油压逆止门这一逻辑功能，不能主动向运行人员说明，专业技术交待不明确。暴露出对设备系统的技改、变更等专业技术重大问题没有引起足够重视。
　　五、防范措施
　　1、检修部热工专业对主机转速在一个周期内(50ms)转速变化了10转进行修改，现在根据厂部研究决定已经暂修改为15转;#3抽汽油压逆止门逻辑功能为联关手开，#4抽汽油压逆止门逻辑功能为联关联开 ;取消RH604在厂用汽压力降到0.55Mpa是联关逻辑功能;汽机专业对RC044进行增加出力改造，保证其可靠性。
　　2、生技科组织检修部热工专业、发电部，对机组联锁进行一次深入核对，研究其原理、动作过程, 使之更加趋于合理性，符合实际工况、满足运行需要。(4月10日完成)
　　3、发电部针对二十五项反措及本厂现存薄弱环节，制定出切实可行的事故预案，近期针对类似事件举办一次反事故演练活动，以提高值班员事故处理能力。(事故预案完成时间：4月30日;针对性反事故演练完成时间：4月15日)
　　4、发电部要加强专业技术管理，强化规程制度的贯彻、执行，进一步提高管理水平和业务技术水平，堵塞管理漏洞;部门要从上到下强化安全意识，在大型操作及变工况情况下做好现场指挥和监护，确保今后的安全生产。
　　5、发电部要加强安全、技术培训、反事故演练工作，使职工的反事故快速应变能力和业务技术素质得到真正的提高。