9.国家电投火电机组2025年度非停根因分析案例汇编-热工部分_17804974...

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1. 神头发电3号机前置泵电机驱动端轴承温度高跳闸事件事件基本信息 |机组编号|3号| |涉及系统|给水系统| |事件发生时机组状态|负荷900MW| |事件发生/发现日期|2025年1月9日| |原因分类|☑管理 □人因 ☑设备| |事件名称|3号机前置泵电机驱动端轴承温度高跳闸引起锅炉MFT事件| 1.事件概述 2025年1月9日，#3机组前置泵电机驱动端轴承测温元件接线与接线柱压接松动，轴承温度升高至81℃，超过跳闸保护定值（80℃），前置泵跳闸联跳给水泵汽轮机，锅炉给水泵全停MFT保护动作。 3. 背景情况 2.1 机组/系统基本情况 3号机组额定容量1000MW，锅炉为北京巴威公司设计制造的超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧，一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置，额定蒸发量2976t/h；汽轮机为GE公司设计制造的DKY4-4N33G型高效超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、单背压、间接空冷凝汽式汽轮机；发电机为GE公司50WT25E-144型水氢冷却发电机。给水泵、前置泵为100%全容量泵。DCS系统为艾默生OVATION 3.7.0版本。 2.2 子系统/子构件 2.2.1前置泵为湘潭电机股份有限公司生产的YXKK710-4型高效三相异步电动机，额定功率2900kW、转速1492r/min、电压10kV。电机驱动端轴承温度测量元件为安徽天康（集团）股份有限公司生产的WZPT-2-231型pt100热电阻，测量量程-200~450℃。 2.2.2前置泵电机驱动端轴承温度为单点保护，保护逻辑为温度大于80℃，与测点质量为好点，与变化速率不超过6℃/s。 2.2.3前置泵跳闸联跳给水泵汽轮机的逻辑为：前置泵电机启动状态取非，与前置泵电机停止状态。 2.2.4锅炉给水泵全停MFT保护逻辑为：给水泵汽轮机停机三取二，与锅炉有燃料投入。 3.事件序列 1月9日05:45，#3机组负荷900MW，双套引、送、一次风机运行，A、B、C、D、E、F制粉系统运行，前置泵、给水泵运行正常。前置泵电机驱动端轴承温度60℃，电机非驱动端轴承温度47℃,电机非驱动端润滑油回油温度32℃。前置泵各项振动值在正常范围。 05:46，运行人员监盘发现前置泵电机驱动端轴承温度高65℃,且持续上升，前置泵电机驱动端轴承温度上升至75℃（65℃报警，80℃跳）。 05:48，紧停A、D磨煤机，快速降负荷，同时派人就地检查电机轴承温度及供、回油情况，通知检修值班人员到现场检查轴承温度升高原因。 05:50，前置泵电机驱动端轴承温度高到81℃，3号机组跳闸（MFT首出给水泵全停，给水泵跳闸首出前置泵跳闸，前置泵跳闸首出前置泵轴承温度保护）。 06:52，主机转速到零，惰走时间62min，主机盘车投入正常。 09:50，检修人员办理工作票到现场对前置泵电机进行相关检查工作。 12:30，#3机前置泵电机检查工作结束，进行相关检查工作，各项检查均正常。 13:39，启动前置泵，就地检查转向正确、振动正常，前置泵电机驱动端轴承温度41.86℃。 22:20，#3机组点火。 1月10日05:43，#3机组并网成功。 4.事件后果： 4.1 直接后果及损失 #3机组非计划停运24小时，运行指标受到影响，损失发电量约141.67万kW·h，无人身伤害情况，无设备损坏情况。 4.2 潜在后果及风险无 5. 事件调查分析造成本次事件发生的可能原因如下，分析法为：故障树分析法。 5.1 3号机前置泵电机驱动端轴承温度高可能导致前置泵电机驱动端轴承温度高保护动作的原因：轴瓦供油不足引起温度高；热工保护误动作（元件问题、接线问题、线缆问题、逻辑问题）。 5.1.1 机务检查过程：【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

本次事件的直接原因是什么？

本次事件的根本原因是什么？

本次事件的促成原因是什么？

针对本次事件的直接原因，提出的改进措施有哪些？

针对本次事件的根本原因，提出的改进措施有哪些？

针对本次事件的促成原因，提出的改进措施有哪些？

事件发生的原因是否明确？

当前措施是否能预防事件重复发生？

系统设备、工控硬件是否恢复正常？

系统结构设计是否合理？

运行操作是否存在失误？

运行规程是否需要完善？

检修制度是否严格执行？

检修文件包是否需要完善？

定期检验工作是否完成？

技术监督管理是否覆盖？

请简述景德镇发电2号机组炉膛失去全部火焰MFT事件的直接原因。

请列出针对景德镇发电2号机组炉膛失去全部火焰MFT事件的纠正措施。

本次事件是否可以防控？请说明理由。

针对本次事件，应采取哪些防控措施？

针对本次事件，预控性措施执行情况有哪些？

二级单位在管理方面应吸取的经验、教训及下一步采取的预控措施有哪些？

1号机组非停考核及容量电费考核。 4.2 潜在后果及风险无 5.事件调查分析事件发生后，二郎电厂立即成立调查小组，对事件开展详细调查和根本原因分析，重庆公司生技部相关人员到场配合开展调查、分析工作。 5.1 原动机及调速系统参数建模试验说明原动机（汽轮机）及其调节系统的参数建模试验是电力系统动态特性分析与控制的核心环节，其目的是通过试验提取原动机及其调速器的动态特性参数，建立与实际设备一致的传递函数模型；评估原动机在扰动（如负荷突变、频率波动）下的响应特性（如超调量、调节时间、稳定性裕度），为控制策略优化提供依据；验证调速器的调节性能（如一次调频能力、负荷跟踪速度）；通过参数辨识发现设备老化、调节系统异常（如阀门卡涩、传感器漂移）等问题。 5.2 DEH控制回路说明（图2） 1) 转速控制回路：将实际转速与设定转速的差值输入PID控制器，输出转速对应的阀位需求。 2) 功率控制回路：实际功率与设定功率的差值经PID计算，生成功率对应的阀位需求。 3) 压力控制回路：主蒸汽压力偏差通过PID调整，输出压力相关的阀位指令。 4) 阀位控制方式：分为单阀、顺序阀控制方式。图2 二郎电厂1号机组DEH控制逻辑框图 5.3 试验方案分析 1) 试验方案中明确了组织机构，但未明确各级人员职责、分工，也未落实试验现场指挥人员，详见图3。 3 试验组织机构组长：燕宁江（二郎电厂）副组长：王增慧（二郎电厂）、张海兵（国网重庆市电力公司电力科学研究院）成员：李登峰、丁明亮、杨咬才、夏翰林、李寒江、张潇、袁洪君（国网重庆市电力公司电力科学研究院）、二郎电厂热工技术人员、运行当值值长及主值图3 试验组织机构 2) 试验方案中重要步骤缺失可操作性，在进行阶跃试验时扰动方式不明确，缺乏具体操作流程。 7.2.1 DEH阀控方式总阀位指令/一次调频转速扰动阶跃试验方法: (1) 机组在80%额定出力左右，将DEH运行方式切换至阀控方式，阀门控制方式选择单阀/顺序阀方式（选择正常运行时的阀门运行方式，若正常运行中存在单阀、顺序阀的切换，两种方式均应进行）进行总阀位指令的上、下阶跃，控制阶跃量，使得阶跃引起的负荷变化在3%-10%的额定负荷。若DEH阀控方式下可以投入一次调频功能，进行转速阶跃扰动试验，阶跃量选择±6r/min、±10r/min（根据转速不等率、死区确定负荷调整量）。 (2) 进行阶跃试验时，运行人员尽量维持主汽压力稳定。一次阶跃后须等待机组运行状况稳定，方可进行下一次阶跃试验。 (3) 以3200Hz的采样频率，记录整个过程中以下参数的变化情况：功率、总阀位指令，频率/转速（频差/转速差）、高调门位移反馈、汽包压力、主汽压力、调节级压力、冷再压力、热再压力、中排压力。图4 试验方法 3) 试验方案中风险预控措施不明晰。方案中分析到动态试验期间可能存在机组负荷大幅波动，进而引起主汽压力、温度等参数大幅波动，但预控措施中未明确出现参数发生波动后，需采取的具体应对措施。（4）危险源：动态试验危害结果：可能引起机组负荷大幅波动，进而引起主汽压力、温度等参数大幅波动，危机机组安全稳定运行。预控措施：一次调频功能与性能已经过测试且合格；试验前应检查DEH和DCS中一次调频控制组态和参数；阶跃响应特性试验中应确认阶跃量的大小是否合适，应坚持先小后大逐步增大的原则，还应请运行人员加强监视，出现危急情况立即中断试验，采取措施使得机组恢复正常。图5 风险预控措施 4) 组织学习试验方案不到位，仅对管理人员进行了交底，没有组织参与试验的热控人员、运行人员进行专项学习和交底。图6 试验交底记录 5.4 试验中操作分析 1) 管理人员监督不到位，试验期间管理人员未按方案要求到场指导检查，关键环节失控。 2) 试验现场协调组织不畅，电科院与二郎电厂现场试验人员没有明确联系人。 3) 信号强制解除过程中，操作人与监护人员未核实输入值与强制值。 4) 二郎电厂制定了《热控保护、自动调节、定值管理制度》，未发布热控保护及自动装置投退、调整及信号强制人员名单，试验方案也未明确信号强制操作具体责任人。 5.5 汽轮机高调阀迅速下关原因分析根据原动机及调速系统参数建模试验方案中7.2.1（DEH 阀控方式总阀位指令扰动阶跃试验）要求，该试验项目汽轮机控制方式为“阀位控制”，但配合试验人员理解错误，通知运行人员将汽轮机控制方式投入“功率控制”模式。热控人员将总阀位指令信号强制为当前值81%，由于汽轮机控制方式为“功率控制”，热控人员将总阀位指令信号强制为87%（负荷阶跃扰动）后实际负荷高于负荷指令，此时出口信号被强制，调节无法得到响应，导致负荷控制PID输出值持续下降至28%。试验结束后热控人员解除总阀位指令信号强制前，未核对强制信号输入值与负荷控制PID输出值是否存在偏差，导致信号解除强制后总阀位指令由81%降至28%，进而导致汽轮机高调阀迅速下关（图7）。图7 DEH总阀位指令形成逻辑图 5.6 给水流量低原因分析试验人员将总阀位指令信号解除强制后，汽轮机总阀位指令立即由81%降至28%，高调阀迅速下关，主汽压力由20.4MPa快速升至27.5MPa，给水泵出口压力与主蒸汽压力压差减小，给水流量由1470t/h迅速降至342t/h，给水流量低低MFT动作（给水流量低低保护定值：<417t/h，延时1s）。图8 机组跳闸曲线图【缺少答案，请补充】

简述本次事件的直接原因。

简述本次事件的根本原因。

简述本次事件的促成原因。

本次事件的同类设备/产品问题排查结果是什么？

本次事件的同类型文件、制度排查结果是什么？

本次事件的重发事件分析结果是什么？

针对本次事件的纠正行动和改进行动有哪些？

本次事件的可靠性评估结果是什么？

事件发生的原因是否明确

当前措施是否能预防事件重复发生

系统设备、工控硬件是否恢复正常

系统结构设计是否合理

运行操作是否存在失误

运行规程是否需要完善

检修制度是否严格执行

检修文件包是否需要完善

定期检验工作是否完成

技术监督管理是否覆盖

开展分析。 5.1 就地设备检查 5.1.1 就地检查1号机组6号高调门主LVDT铁芯断裂、脱落，其他无异常。 5.1.2 询问设备检修负责人及查阅最近检修资料、巡检记录： (1) 日常开展了巡检工作 (2)最近一次机组C修，对该处的设备进行了检修，阻值测量、外观检查、阀门试验 5.2调取事件发生前后历史曲线【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

结合上述历史曲线分析，透平压比保护动作原因是什么？（含图）

本次汽轮机跳闸事件的直接原因、根本原因、促成原因分别是什么？（含图）（含图）

进行问题及原因拓展分析，包括同类设备/产品问题排查、同类型文件、制度排查的内容有哪些？

结合图6.3-2 6号高调门实际参数设置，进行问题及原因拓展分析： 7.1 同类设备/产品问题排查 7.1.1排查1、2号机组DEH系统反馈装置的固定螺丝、铁芯同心度、铁芯的磨损程度进行了全面排查，同时排查相关的调节类的阀门没有存在类似隐患。 7.1.2 排查ABB控制系统的DEH伺服卡采用两路LVDT双路冗余配置，只有在主LVDT断线等故障情况下自动切换至备用LVDT工作。LVDT铁芯断裂，但LVDT线圈未故障，不满足自动切换条件。经排查DEH系统阀门均存在此类问题。 7.1.3 排查ABB控制系统DEH两路LVDT仅能实现一路主LVDT画面模拟量显示，并且缺少两路LVDT反馈偏差大报警功能。经排查DEH系统阀门均存在此类问题。 7.2 同类型文件、制度排查（涉及人员失误事件须含人因排查） 7.2.1查阅设备巡检记录本，只有巡检签字项，无设备巡检标准，不满足二十五项反措要求建立定期检查台账，执行定期工作内容要求。 7.2.2查阅热工检修规程，检修过程和标准项目不全，未见关于LVDT同心度及磨损方面以及主备LVDT自动切换、指令与反馈偏差大故障报警动作的具体标准。 7.2.3查阅U109C检修记录，有6号高调门修前、修后记录，但无执行机构检修标准。 7.2.4查阅运行规程，单/顺阀切换允许条件及运行中阀切换有关要求: 顺阀切单阀条件: 主蒸汽流量550吨/小时以下, 主汽压力11-12.5Mpa之间,两阀全开, 第三阀开度大于25%, 可进行切换操作, 如两阀全开, 第三阀开度小于20%, 主汽压力高时可降低主汽压力保证第三阀开度, 主汽压力降至1-12.51MPa后保证第三阀开度25%, 切至单阀。单阀切顺阀条件: 纯凝期机组负荷160MW以上或供热期主蒸汽流量520吨/小时以上, 主汽压力11.5-12.5Mpa之间, 切换后能保证两阀全开, 第三阀开度大于20%。 7.3 重发事件分析 7.3.1检修作业标准不高，三级验收不严格，检修文件包中无对LVDT铁芯磨损、对中、固定情况的标准。 7.3.2机械部件磨损、弯曲未及时更换。 7.3.3逻辑设计未考虑实际设备运行工况复杂性。 7.3.4DEH缺少指令与LVDT反馈偏差大以及两路LVDT偏差大报警功能，画面缺少两路LVDT模拟量画面显示，阀门开关开关量反馈装置缺失，高调门主LVDT断裂直至脱落，DEH伺服控制卡不能对此异常进行辨别和发出及时有效的警示。 7.3.5未按照二十五项反措要求建立定期检查台账，执行定期工作内容。“应定期检查汽轮机高（中）压调节阀，启动给水泵调节阀油动机位置反馈变送器(LVDT) , 及时发现变送器连杆松动、变形、磨损、不对中等问题”。 7.3.6运行人员对低负荷工况下LVDT反馈装置铁芯断裂故障风险辨识不足,缺少相关应急处置措施。 8.纠正行动和改进行动（见事件原因及对应行动项详表）【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

事件发生的原因是否明确？( )

当前措施是否能预防事件重复发生？( )

系统设备、工控硬件是否恢复正常？( )

系统结构设计是否合理？( )

运行操作是否存在失误？( )

运行规程是否需要完善？( )

检修制度是否严格执行？( )

检修文件包是否需要完善？( )

定期检验工作是否完成？( )

技术监督管理是否覆盖？( )

针对低负荷工况下LVDT反馈装置铁芯断裂故障，应采取哪些应急处置及整改措施？

针对DEH伺服控制卡无法有效辨识两路LVDT偏差大报警和两路调门主LVDT模拟量画面显示功能缺失的问题，应采取哪些整改措施？

针对高调门开关到位开关量反馈信号缺失的问题，应采取什么整改措施？

接入DCS系统110V直流主回路后，分别供电至CCS 24VDC备用电源、MFT继电器电源以及BMS中间继电器电源。 2.2.2 MFT保护输出回路机组MFT保护设计有MFT继电器硬保护回路和BMS中间继电器联锁软保护，相互间为并联作用关系。BMS系统侧供电的MFT保护输出回路，MFT继电器硬保护侧和BMS中间继电器软保护侧两个回路分别经独立的空气开关由DCS系统110V直流电源供电，接点闭合后驱动现场电磁阀，停用MFT保护相关设备，如磨煤机出口门、油母管快关阀等。其中一路失去电源，另一路也可以正常动作停用MFT相关设备。机组MFT继电器硬保护回路工作原理：MFT动作时，B01F12R数字量输出卡第一通道继电器闭合，输出MFT动作信号，经BMS11R-8-R1的24V隔离继电器转换后，干接点接入MFT继电器动作回路，MFT继电器R1-R4得电吸合并自保持，动触点闭合，静触点分离，跳停MFT相关设备。在MFT触发条件均已复位后，按压MFT手动复位按钮，吸合MFT继电器R5，断开R1-R4电源，按钮释放后，MFT继电器R1-R5复位至释放状态，复归机组MFT信号。 MFT联锁软保护工作原理：通过BMS中间继电器回路发信，接点闭合后驱动现场电磁阀，送至电气二次回路跳停MFT相关设备，如磨煤机出口门、油母管快关阀等,锅炉全燃料切断，起到MFT保护作用。 3.事件序列【2025年06月28日】 07:51:52 4号机组负荷169MW，磨煤机B/C/D运行，监盘发现4号机组MFT跳闸，查看首出原因为BMS系统110V直流电源故障。 07:51:52 4号主机遮断，投用4号大机交流油泵，确认送风机4A、4B，一次风机4A、4B、磨煤机4B、4C、4D跳闸，高压旁路联锁开，手动开足低旁。启动4号电泵，停用汽泵4A、4B，维持汽包水位正常。确认锅炉后吹扫正常。 07:52:00 逆功率保护1动作，发电机跳闸。 07:52:02 6kV 4A/4B段自切成功。 09:11:42 4号主机0转速，投用盘车。为确保机组能够尽快启动并网，对跳机首出原因BMS系统110V直流电源故障进行分析故障排除，确保能够防止再次发生可能后，应电网负荷要求，4号机组重新点火启动。 09:30 4号机组锅炉点火。 12:56 4号机组并网运行。 4.事件后果 4.1 直接后果及损失造成4号机组非计划停运。 4.2 潜在后果及风险无。 5.事件调查分析 5.1 110V直流电源情况排查因首出原因为BMS系统110V直流电源故障（对应测点名称为110VLST），先对DCS 110V直流电源系统进行排查。根据图2的110V直流电源配置图进行逐项排查。 5.1.1 DCS系统110V直流主回路供电侧异常情况分析故障发生时，4号机组110V直流4A/4B母线电压均保持正常值，无异常波动（见下图最上方紫色及土黄色趋势线，110VLST保护信号为蓝色趋势线）。 DCS系统110V直流主回路供电电源来自4号机组110V直流4B母线下“热控DCS 110V直流电源开关”，检查现场确认开关处于正常合闸状态。对母线电压检查结果如图7，电压数值在正常范围。调阅110V直流4B段母线故障录波器记录，未发现异常故障记录，如图8。 DCS PDP机柜内110V直流主回路TB1 2/5接线端子并接了电源监视继电器，继电器常闭接点输出至DCS中测点SOE0024。该测点在事件发生时未动作，数据如图9所示，在另一方面佐证了DCS系统110V直流主回路电源在事件发生时保持正常。结论：结合110V直流电源情况排查结果，确认110V直流母线电压正常无波动，故障录波器无异常故障记录，排除110V直流母线故障可能。 5.1.2 DCS系统110V直流主回路负载：CCS 24V备用电源情况分析 CCS 24V备用电源接至CCS5R机柜中的开关电源模块，经转换后给CCS模拟量测点提供24V直流电源，事件发生时，CCS 24V备用电源所带负载对应的模拟量测点数值稳定，未发生异常波动，如图10所示。结论：CCS24V备用电源给CCS5R3的开关电源供电，转换之后提供24V（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

根据5.1.1的排查结果，判断110V直流母线是否存在故障，并说明理由。

分析CCS 24V备用电源在事件发生时是否异常，并说明依据。

判断BMS中间继电器电源在事件发生时是否正常，并说明理由。

结合5.1.4及5.1小结的内容，判断MFT继电器电源回路及110V保护信号回路是否存在故障可能，并说明理由。

DCS系统110V直流电源配置存在的问题是：______。

根据5.2.1的排查结果，判断110VLST保护信号回路是否异常，并说明依据。

判断MFT继电器及110VLST保护信号继电器电源是否正常，并说明理由。

4号机组发生跳机事件，针对该事件开展了一系列排查工作： 1. 110VLST保护信号卡件、接线端子及电缆检查无异常； 2. MFT继电器电源并接自BMS 8RMFT继电器电源空气开关出线侧，检查MFT继电器电源空气开关可正常分合，MFT继电器可正常释放/吸合，110VLST保护信号继电器吸合/释放正常，MFT继电器及110VLST保护信号继电器电源通断检查无异常； 3. 110VLST保护信号继电器电源来自BMS8R9中110V直流空气开关出口侧电源接点，测量其电源回路电压正常，该继电器可正常动作，BMS卡件也可正常接收到通断状态，检查未发现异常； 4. 4号机组于2024年A修时进行了MFT保护校验，校验结果正常，MFT保护逻辑正常； 5. 跳机事件前MFT保护逻辑校验均正常，结合MFT继电器电源回路及110VLST保护信号回路检查情况，继电器断电试验也能正常吸合/释放，回路检查无异常。判断故障点应存在于MFT继电器电源空气开关之后的回路，造成110VLST保护信号误发，引发跳机，目前不具备条件进一步开展模拟复现排查，计划待机组停机后实施。后续对110VLST保护信号继电器电源回路进行摸排，开展误发原因排查分析： - 110VLST保护信号继电器其输出触点为常闭型触点，机组正常运行时，继电器线圈带电，容易发生老化。继电器线圈老化后，会出现加载电压不足、抗干扰能力下降或吸合力降低等情况，可能造成继电器异常释放。应电网要求4号机组尽快并网运行，为避免信号再次发生误动，对本次事件涉及的DCS系统110V直流主回路监视继电器及110VLST保护信号继电器进行了更换，替换的备用继电器均经校验合格；对换下的继电器校验发现，110VLST保护信号继电器校验数据不合格，动作及释放电压值偏高，线圈阻值偏高较多。110V直流主回路电源监视继电器长期带电运行，继电器也存在老化现象。在线圈电压波动、线圈受到干扰甚至较强振动时存在发生误动的可能。 - 对110VLST保护信号回路检查结果表明信号回路正常。事件发生后，检查确认MFT继电器电源空气开关处在合闸位置。对接线进行检查紧固时，发现MFT继电器电源空气开关进线侧接线可继续紧固半圈，其它各处接线松紧程度正常。经拆线测试，拆线时动作信号过程与机组跳闸时类似，存在因接线松动导致继电器线圈电压降低，引发继电器误动导致保护信号误发可能。（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

本次跳机事件的直接原因是什么？

本次跳机事件的根本原因是什么？

本次跳机事件的促成原因是什么？

针对本次事件，提出的纠正行动和改进行动有哪些？

6. 外高桥发电2号机组凝汽器真空低ETS保护动作跳机事件事件基本信息机组编号：2号机组涉及系统：真空系统事件发生时机组状态：机组负荷226MW 事件发生/发现日期：2025年6月30日原因分类：☑管理 □人因 ☑设备事件名称：2号机组凝汽器真空低ETS保护动作跳机事件 1.事件概述 2025年6月30日，2号机组负荷226MW，磨煤机A/B/C/D运行，真空泵2B/2C运行，CRT机组凝汽器背压值12.23kPa，低压缸排汽温度51.3/49.7℃，机组运行正常。18:09:30，凝汽器真空低至保护动作值，触发主机ETS保护动作汽机跳闸。经调取主机、小机、背压曲线及低压缸排汽温度曲线，各参数在跳机前后无明显变化，确认机组实际真空值未达到跳机数值。经排查确认凝汽器真空低压力动作开关取样管部分存在异常，导致真空低保护动作。应电网要求2号机组尽快排除故障后启动并网，现场将真空取样系统旁路后，重新点火启动，23:18 2号机组并网运行。 2.背景情况 2.1 机组/系统基本情况 2号机组原设计为300MW亚临界燃煤发电机组，1995年12月28日投产，2012年经过通流改造，单机容量扩大320MW。汽轮机为引进美国西屋（WH）公司技术由上海汽轮机厂设计、制造，系单轴、双缸、双排汽中间再热凝汽式汽轮机。 2.2 子系统/子构件真空低保护取样回路由凝汽器真空取样管、真空试验模块、真空低压力开关组成: （1）凝气器真空低保护动作原理：凝汽器真空低保护设有4个压力开关（LV1、LV2、LV3、LV4），采用“双通道”布置，保护定值＞-81kPa，取样位置分别在真空试验模块两侧，压力开关LV1、LV3组成通道1（“二取一”动作），压力开关LV2、LV4组成通道2（“二取一”动作）。只有当通道1、2都动作时，触发汽轮机ETS保护跳闸。动作原理图如图1，现场布置如图2，图3。（2）真空试验模块结构及原理介绍：真空试验模块组件安装在汽轮机#1轴承箱左侧（如图4）,用作监视凝汽器真空低（保护定值＞-81kPa）和试验各压力开关的系统。【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）