一、事故经过
2004年7月7日 ，＃7机组汽机瓦振保护动作跳闸。#7机组负荷71MW，汽压7.8MPa，汽温520℃，真空92.4Kpa，其它参数均正常。16时38分21秒，＃7机组负荷突然到零， 6kVⅡ段备用电源自投，辅机运行正常。“主汽门关”报警，ETS操作面板“振动”、“发电机”、“ASP2”灯亮。对＃7机、炉、电所属设备全面检查，振动、声音、温度均无异常，值长令机组启动调速油泵复位合闸，16时50分定速，全面检查正常，16时58分并列，汇报中调并按其指令将负荷带至60MW。
    二、事故原因
事件出现后，分宜发电公司立即组织了运行、检修等部门有关人员，并请江西省电力试验研究所、西安热工研究所专家共同进行了检查与分析，经研究分析认为：
1、排除人为因素造成的跳机，因当时无工作人员在各轴承附近工作。
2、排除油系统（润滑油，安全油，EH油）故障造成跳机，历史数据库资料表明：润滑油油温、油压、EH油压均正常。
3、排除操作造成跳机：经检查当时无任何操作，各种参数（汽温、汽压、真空、油压等）均正常，负荷平稳。     
4、事后从SOE发现为瓦振保护动作，调出历史数据：16时38分20秒#2瓦振动为48.7μm, #5瓦为43.8μm；16时38分21秒#2瓦振为136.4μm，#5瓦为69.1μm；16时38分22秒#2瓦振为158.4μm，#5瓦为88.9μm；16时38分23秒#2瓦振为108.7μm，#5瓦为82.2μm；跳机前轴振无任何异常变化。经分析判定引发＃7机组运行中跳机的振动是虚假干扰信号。产生干扰信号的主要原因是电缆线屏蔽不良或地线接地不良，在外界干扰的情况下如在电子间用对讲机、手机通话，或传感器、电缆线的碰动，会产生脉冲干扰，产生瞬态振动尖峰值。
5、另外也可能是凝汽器水位显著波动时，凝汽器产生的频率较低的作用力使速度传感器本身产生共振引发跳机，但应通过试验证实。
    三、事故防范和整改措施
1、检查所有振动信号电缆的屏蔽、单根电缆接地和公用端电缆接地情况。
2、机组运行时严禁在电子间用对讲机、手机通话。
3、机组振动跳机保护延时原厂家设定为0秒，本次大修后电厂设定为2秒，现在将振动跳机保护延时设定为3秒。
4、有条件时在没有轴振测点的轴承上加装轴振传感器，用于测量轴振。
5、在凝汽器水位波动较大，或凝结水泵运行切换时观察各轴承瓦振的变化情况，记录并进行比较分析。
6、目前#3、#4轴承处轴振超过170μm，振动偏大，超过ISO7919-2标准规定的合格值水平，待机组检修时进行处理。