电厂运行事故处理预案汇编(全套)【含86个实用事故处理预案_一份非常好的专业参考资料】（可编辑）

电厂运行事故处理预案汇编全套【含86个实用事故处理预案_一份非常好的专业参考资料】电厂运行事故处理预案汇编第一章事故处理预案通则1、事故分级办法（6）2、事故处理组织机构的职责（6）3、各级人员的职责（6）4、事故处理的基本原则（8）5、事故处理的程序及要求（8）第二章电气事故处理预案1、6KV母线失电事故应急预案（10）2、保安段失电（包括M101电源失电）事故预案（12）3、直流母线接地事故预案（14）4、500KVGIS开关、6KV开关拒动事故预案（15）5、发电机出口PT断线或掉闸事故预案（18）6、励磁调节器故障或整流柜故障事故预案（19）7、机组受电网冲击事故预案（20）8、全厂停电事故预案（21）9、UPS故障事故预案（23）10、电子间小母线失电事故预案（24）11、直流系统失电事故预案（26）12、热控电源失电事故预案（26）13、启备变检修或失电后预防措施（27）14、发电机超负荷运行处理预案（27）15、发电机非同期并列处理预案（28）16、发电机碳刷故障事故预案（29）17、发电机甩负荷处理预案（29）18、发电机进相运行处理预案（30）19、500KV或220KVGIS装置SF6泄露事故预案（31）20、热工DCS系统失电事故预案（32）第三章汽轮机系统事故处理预案1、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案（33）2、排汽装置背压升高或空冷风机掉闸应急预案（34）3、排汽装置水位高处理事故处理预案（35）4、单台水环泵掉闸事故处理预案（37）5、运行中一台排油烟风机掉闸事故预案（38）6、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案（39）7、除氧器水位急剧下降的事故预案（40）8、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案（41）9、定冷水系统异常处理预案（42）10、仪用压缩空气压力低预案（43）11、高低旁动作预案（44）12、汽轮机高低压缸胀差异常事故预案（46）13、汽轮机轴向位移大事故预案（47）14、凝结水泵掉闸事故处理预案（可参照A凝结水泵变频运行方式掉闸事故处理预案）（48）15、单台给水泵掉闸事故预案（50）16、氢侧密封油泵事故处理预案（51）17、抗燃油泵运行中事故掉闸、油管道漏油处理预案（52）18、空侧密封油泵掉闸处理预案（53）19、主机润滑油系统事故预案（54）20、主机润滑油温高及摆动处理预案（57）21、机组振动的处理预案（59）22、汽轮机超速处理预案（61）23、汽轮机运行中突然跳闸的事故预案（62）24、汽机水冲击事故预案（63）25、辅冷泵全停事故预案（64）26、凝结水精处理故障处理预案（66）27、盘车掉闸处理预案（66）28、发电机氢气系统泄露处理预案（67）29、轴封加热器满水处理预案（67）30、冬季空冷凝汽器冻结处理预案（68）第四章锅炉系统事故预案1、送风机动叶调整失灵事故预案（69）2、送风机电机轴承及电机线圈温度异常升高处理（71）3、一次风机电机轴承及电机线圈温度异常升高处理（72）4、引风机电机轴承及电机线圈温度异常升高处理（74）5、引风机静叶拉杆断、负压调节失灵、风机抢风事故预案（75）6、运行中一次风机单台掉闸处理预案（76）7、运行中单台送风机事故掉闸处理预案（77）8、运行中一台引风机事故掉闸处理（78）9、锅炉水平和尾部烟道再燃烧处理的应急预案（79）10、燃油系统各部着火事故预想（79）11、锅炉掉焦灭火处理预案（81）12、过热器、再热器泄露事故预案（82）13、空预器跳闸处理预案（84）14、空预器二次燃烧事故预案（87）15、锅炉水冷壁泄露事故预案（87）16、制粉系统运行中掉闸、着火爆炸事故预案（90）17、关于煤质不良、燃烧不稳的处理预案（91）18、一次风管着火的事故处理（92）19、锅炉灭火的处理应急预案（92）20、火检冷却风机掉闸处理预案（94）21、汽水共腾处理预案（94）22、密封风机全停处理预案（95）23、锅炉吹灰系统故障处理预案（95）24、安全门误动处理预案（95）25、汽包水位故障处理预案（97）26、锅炉减温水系统故障处理预案（99）27、锅炉水封破坏处理预案（100）28、制粉系统运行中检修给煤机处理预案（101）29、主要辅机油系统着火处理预案（101）30、锅炉捞渣机掉闸处理预案（102）第一章事故处理预案通则一、事故分级办法为便于事故处理预案启动和分级管理，将事故分为三类。1、一类事故公司发生的人员伤亡事故、重大火灾事故、重大水灾事故、全厂停电事故、系统解列或瓦解事故、发电机、主变压器、汽轮机、锅炉、电除尘、脱硫系统、化学制水系统重大损坏事故为一类事故。2、二类事故公司发生的一般机组停运、解列、厂用电母线失电、锅炉灭火事故为二类事故。3、三类事故公司发生的不属于一、二类事故的其他生产事故异常为三类事故。二、事故处理组织机构及各级人员、部门的职责1、事故处理组织机构11、项目部设事故处理领导组，项目部行政第一负责人任组长，项目部副职领导担任副组长，各值值长、各专业技术主管、化学试验班长、煤管班长为成员。下设生产领导组和后勤保障组。12、生产领导组组长由分管副职领导担任，成员由各值值长、各专业技术主管、单元长、辅控班长、化学试验班长、煤管班长组成。13、后勤保障组组长由分管副职领导担任。成员由炊事班长、物资管理员和小车司机组成。2、各级组织机构的职责21、事故处理领导组，负责领导协调生产领导组和后勤保障组的工作，决定事故应急预案启动和负责对外联系汇报。22、生产领导组负责领导和协调事故处理,负责向XX公司领导汇报请示重大事项的决策,负责机务、仪电、综合维护等单位的协调工作；研究决定事故处理过程的重大事项；事故过后负责分析研究事故原因，制定整改防范措施。23、后勤保障领导组负责事故情况下的物资供应、生活后勤、事故应急车辆以及向XX公司领导汇报请示、消防保卫、医疗救护等工作。3、各级人员的职责31、运行项目部经理的职责全面领导、指挥项目部的事故抢险救灾、处理、汇报、恢复、调查、分析、采取整改措施工作；负责事故处理预案的管理、训练、评价、修改完善工作；指导值长进行生产指挥、调整、操作等工作；保证事故抢险救灾工作安全、迅速、正确进行，努力减少事故损失，限制事故发展，避免人员伤亡及设备损坏，恢复机组正常运行。32、项目部书记、副经理、总值长的职责协助项目部经理领导、指挥事故处理工作。经理不在时代替经理行使职责。33、项目部专业技术主管的职责在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责本专业设备系统的操作、调整及事故处理的技术指导和监护工作；事故处理完毕，负责对事故原因和暴露的问题进行技术分析，提出整改措施和建议；负责对事故处理预案进行技术把关，参加演练并进行评价和提出整改意见。34、项目部安全专工的职责在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责安全监督检查，指导人员正确执行安全规程和安全措施，正确使用劳动安全保护用品；正确执行两票制度，不发生误操作；及时进行事故分析，上报报表；对发现的安全问题及时提出整改建议，认真落实；定期组织事故预案演练，对存在问题及时修改完善。35、值长的职责对本值的安全工作全面负责。组织本值人员进行事故预案学习演练，提出存在问题和改进措施及建议，认真落实；发生事故时，当值值长及时向上级汇报和通知有关部门，并组织人员进行事故处理。重点是机组事故处理的操作调整和前期抢险救灾工作；进行生产协调指挥，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备安全不受损坏；认真做好故障记录，组织进行分析讨论，及时提供事故有关资料，填报有关报表。36、单元长的职责协助值长开展事故预案培训演练工作；发生事故时，协助值长进行本单元的事故处理操作、调整、人员调配及汇报联系工作，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏。37、机长的职责在值长、单元长的领导下，负责本机组人员的事故预案的培训演练工作，提高机组人员的事故应急能力；发生事故时，组织指挥本机组人员进行事故处理、调整、操作，保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏；认真做好故障记录，详细反映出故障现象，主要操作及事故处理过程中发生的异常问题，参加事故分析讨论，及时提供有关资料，填报有关报表。38、炉副机长的职责在机长的领导下，负责锅炉专业的运行操作、调整及事故处理，最大限度的保证机组稳定运行和设备安全不受损坏；参加事故分析讨论，提供有关事故资料；参加事故预案演练培训，提高事故应急能力，对存在问题提出修改建议。39、机电副机长的职责在机长的领导下，负责机电专业的运行操作、调整及事故处理，最大限度的保证机组稳定运行和设备安全不受损坏；参加事故分析讨论，提供有关事故资料；参加事故预案演练培训，提高事故应急能力，对存在问题提出修改建议。310、集控巡检员的职责在机长、副机长领导下，进行事故处理的操作、调整、检查，发现问题及时汇报。正确执行两票制度，使用安全劳动保护用品，保证不发生人身伤害和设备损坏，不发生误操作；参加事故分析讨论，提供有关事故资料；参加事故预案的演练培训，提高事故应急能力，对存在问题提出修改建议。311、辅控班长的职责在值长、单元长的领导下，负责本机组辅控专业范围人员的事故预案的培训演练工作，提高值班人员的事故应急能力；发生事故时，组织指挥人员进行事故处理、调整、操作，保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏；认真做好故障记录，详细反映出故障现象，主要操作及事故处理过程中发生的异常问题，参加事故分析讨论，及时提供有关资料，填报有关报表。312、辅控第一主值的职责协助辅控班长开展事故演练,组织指挥事故处理。班长不在时承担班长的职责。313、辅控值班员的职责发生事故时及时向班长、第一主值汇报系统工况变化，在班长、第一主值指挥下正确处理事故，班长、第一主值不在时专业主值班员应组织指挥副值班员、值班员进行本专业范围的事故处理，事后及时汇报。314、煤管班长及班组成员的职责重点注意煤场交通安全和驾驶安全，发生意外事故及时组织处理，并向项目部经理或分管领导汇报。315、化学试验班长及班组成员的职责妥善管理有毒化学品，防止发生人身中毒。发生意外事故，迅速汇报项目部经理或分管领导，及时组织抢救。316、其他人员的职责按照项目部经理的命令，参加事故抢险救灾，保证材料物资的供应和必要的安全工器具、劳动保护用品。三、事故处理的基本原则1、事故情况下，要沉着冷静、有条不紊，及时汇报、及时联系，统一指挥、协调一致，做好防止人身伤害、设备损坏的技术措施，树立保设备观念，坚决执行紧停规定。2、根据表计指示、光字信号和各种象征，正确判断故障范围及故障点；3、尽快切除故障点，消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身及设备的安全威胁；4、调整未直接受到损坏的系统及设备的运行方式，尽量维持其在正常运行状态；5、立即向有关领导和上级部门汇报，并通知有关部门；6、迅速消除缺陷，恢复机组运行；7、尽可能维持机组负荷四、事故处理的程序及要求1、事故发生后，值长应立即组织当值人员进行处理。同时向中调、XX公司总工程师、项目部领导、XX生技部领导汇报，根据事故需要联系机务、仪电、综合等部门领导协助处理事故。2、机组发生事故，机长应立即向值长汇报，副机长对本岗位发生的异常情况及时汇报机长，巡检人员发现异常情况，及时向机长和专业副机长汇报。3、巡检过程中发现异常，达紧停规定时，应执行紧停操作并立即汇报机长、副机长。未达到紧停条件时，必须汇报机长、副机长，按照机长的命令执行。4、辅控系统发生事故，应立即汇报值长。达到紧停条件时，先执行操作后汇报，未达到紧停条件时先汇报，按照命令执行。5、煤场和化学试验班发生事故,班长立即组织处理,同时向分管领导汇报6、事故处理过程中，必须严格执行两票制度，严禁违反规定无操作票操作和无工作票办理开工手续。正确使用安全劳动保护用品，杜绝误操作和人身伤害。事故处理过程中,需要抢修时,可不办理工作票先开工,但工作负责人必须向值长和工作许可人说清工作任务和安全措施,工作许可人和工作负责人一起到现场布置完安全措施后,方可开工,工作结束必须要做好记录。7、向上级汇报的基本内容事故发生的主要情况，严重程度等。生产现场汇报时，应讲明光字、信号、保护动作情况，设备掉闸情况，现场检查分析的情况等。五、运行过程中应检查以下系统良好备用，以备事故处理时可及时投入1、6KV厂用电快切装置热备用良好2、柴油发电机热备用良好,保安段PT柜门上联锁开关在投入位,柴油机出口开关热备用良好3、汽轮机高低旁路调整门备用良好4、中辅联络电动门两侧疏水门微开,保证联络管道热备用良好5、轴封供汽备用汽源管道疏水门微开,保证热备用良好6、辅汽供除氧器加热管道有压疏水系统疏水器前后手动门全开,疏水器疏水不畅时微开旁路门7、主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵备用良好8、主机盘车备用良好9、直流密封油泵及空侧高低压备用油源备用良好10、汽包事故放水门备用良好11、主蒸汽管道动力泄放阀备用良好12、锅炉燃油系统、油枪备用良好第二章电气事故处理预案一、6KV母线失电事故处理预案一、事故前运行方式机组各系统运行正常，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。二、6KV母线失电故障有1、FB组故障，开关掉闸，备用电源未投入；2、母线负荷故障，开关拒动造成保护越级掉闸，备用电源未投或投入复掉；3、母线故障，保护动作，备用电源未投或投入复掉。三、事故预案原则1、6KVA段母线失电，不能盲目合6KVA段工作及备用开关。2、6KVA段母线失电，如果主机保护跳闸，则按停机处理，确保设备安全停运。3、6KVA段母线失电，如果主机未跳闸，则尽可能维持机组运行，判明6KVA段失电原因，联系检处理。恢复无故障母线及负荷运行。四、厂用6KV1A、1B全部中断现象厂用电中断的原因厂用电中断的处理厂用电中断现象2、故障段母线电压指示为零。3、故障段开关电流到零。4、故障段上低电压保护投入的设备跳闸。5、故障段上的运行设备跳闸后，其备用设备联启。八、6KVA段（B段）掉闸处理厂用电中断500KVGIS开关拒动的事故处理（一）、六氟化硫气体异常的处理1、当密度继电器发出报警信号时，应立即到就地查找泄漏间隔及泄漏部位,并及时通知检修人员到场,进行补气。（1）断路器SF6气体正常运行压力为MPA其它气室为04MPA20。（2）当断路器SF6气体压力低到MPA20时，控室发“SF6压力降低“信号。SF6气体压力低到MPA20时控室发“SF6压力降低“。当SF6气体压力低至MPA20时，将自动闭锁断路器的跳、合闸，同时控室将有“SF6压力低闭锁操作“信号发出。断路器SF6气体压力异常的处理SF6气体压力低信号发出后，应立即汇报，并通知检修人员。对进行检查，检修人员对压力低的进行补气。如泄漏严重，无法恢复到正常压力时，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。如严重泄压或压力到零，在压力低闭锁信号发出时，断路器的控制，严禁断路器操作，及时申请，采用方法将断路器SF6气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采取防毒措施。所有断路器在操作合闸时，如发生三相位置不一致现象，应立即手动拉开断路器。在运行中出现单相跳闸三相不一致情况可立即手动合闸一次，不成功应立即断开三相。当开关气压降低信号发出后，任何情况下，不应将开关合闸。当运行中开关发出压力低信号时应及时采取补压措施。如一时无法补压或已经到闭锁值时，应将其控制，将开关退出运行，停电处理。（一）、现象1、调节器A故障（调节器B故障）信号出现2、励磁调节器主、从方式切换3、故障调节器有故障报警指示灯亮，调节器报警窗显示具体故障报警（二）、处理1监视励磁运行方式，及时通知维护人员检查2确认调节器故障时，将故障调节器停运3通知检修处理。二、单台调节器低励限制动作（一）、现象1DCS画面上调节器低励限制报警发出；2调节器输出的电流值较正常值小；3调节柜内“低励”指示灯亮；4无功负荷被限制在一定范围内（20MW）。（二）、处理1、检查发电机无功如为进相运行，应手动增加励磁到迟相运行；2若为瞬时故障，按复归按钮，信号复归；3若无法复归应查明原因，如为调节器本身故障引起及时通知维护人员检查；三、整流柜故障（一）、现象1、整流柜I（或II、III）故障信号出现2、可能同时有励磁表计摆动现象3、DCS画面上整流柜报警画面上有相应的故障报警（二）、原因1硅整流元件回路保险熔断；2硅整流柜信号电源中断；3该整流柜脉冲开关故障或电缆断开；4该整流柜风机两路电源故障或风压低及风机故障引起。（三）、处理1检查整流柜，若属快速熔断器熔断，应将该整流柜退出运行（断开脉冲开关），断开该台整流柜交流侧刀闸和直流侧刀闸，进行更换，更换后重新投入运行；2若属整柜信号或操作电源中断，应查明原因，进行处理；3若属整流柜脉冲开关掉闸，应查明原因，进行相应处理；4若属风机故障或电源消失，应尽快处理，无法恢复时，应汇报值长，限制励磁电流或将故障整流柜切除，两台整流柜运行。5、两台整流柜运行时，应注意监视整流柜输出电流，防止整流柜过负荷，并应注意监视整流柜温度，防止柜内温度过高引起故障。七、机组受电网冲击事故处理预案一、事故前运行方式机组正常带负荷运行，辅机为正常运行，厂用电系统为正常运行方式。二、机组受电网冲击现象1、定子三相电流剧烈摆动，且有超过额定值的现象。2、发电机电压剧烈摆动，通常是电压降低。3、有功、无功大幅度摆动。4、转子电流在正常值附近摆动。5、发电机发出与参数摆动相应的鸣响。6、发电机失步报警信号可能发。三、机组受电网冲击原因1、系统中线路开关或大容量发电机跳闸。2、发电机突然失磁。3、系统发生短路故障。4、汽轮机调速系统失灵。5、发电机非同期并列。四、机组受电网冲击处理1、如为本机失步引起振荡，则本机的表计晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功表摆动方向与邻机相反。如为系统振荡，则两台机表计同步晃动。2、如果振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即解列发电机。3、若因系统故障引起发电机振荡，励磁投入自动方式下，强励动作同时，严禁人为干预。4、若励磁为手动方式运行，手动增加发电机励磁电流，但是发电机电压不能超出规定值。5、降低发电机有功功率，但不能使周波低于49HZ。6、汇报调度，以取得系统协助，尽快消除振荡。7、经过上述处理，发电机仍不能拉入同步，则失步保护可能动作解列发电机；失步保护拒动时，解列停机。八、全厂停电事故处理预案一、事故前运行方式两台机组正常运行，500KV，220KV、6KV、380V系统及直流系统正常运行方式，辅机正常运行方式。公用系统按规定运行方式。二、事故预想1、由于公司内部的厂用电，热力系统或其他主要设备故障，处理不当，导致机组全停，造成全厂停电。2、由于霍兆线故障跳闸，导致两台机全甩负荷，造成全厂停电。3、由于系统发生故障，两台机保护动作被迫停机，波及到厂用电系统正常供电，导致全厂停电。4、运行人员及继电保护检修人员发生误操作，保护动作或重要设备（如主变、厂用母线）失电，处理不当故障扩大导致全厂停电。上述原因引起的全厂停电都会导致全厂两台机全甩负荷，汽机跳闸，主汽门关闭，联掉主开关、灭磁开关，厂用电开关，锅炉灭火，6KV，380V母线失电，辅机失电停转，保安段母线若柴油机启动则电压正常，否则失电，起备变失电，相关信号发出。三、故障处理原则全厂停电事故往往由各种原因引起，虽然事故处理目的一样，但仍然视具体情况区别对待。发生全厂停电后，运行人员应在值长统一指挥下进行处理，值长为现场总指挥，但应遵循以下原则1、尽快限制事故发展，消除事故根源，并消除对人身及设备的威胁。2、优先保证直流油泵正常运行，确保安全停机。3、优先恢复厂用电供电，尽量使失电的重要辅机首先恢复运行（如冷却水系统、仪用压缩空气系统、燃油系统等）。4、积极与调度联系，尽早恢复启备变外送电，及时安排机组启动。四、故障处理1、系统故障造成霍兆线故障掉闸后，（220KV01启备变正常）查看两台机的厂用快切动作情况，切除不重要的部分辅机，迅速恢复系统，待故障消除后集中力量启动一台机组，另一台机组将厂用电负荷切至最小，严密监视启备变负荷，必要时动用启备变的过负荷能力。2、若系统发生故障，500KV、220KV均失去电压，汽轮机主汽门关闭、锅炉灭火，发电机与系统解列，厂用1启备变210开关掉闸，厂用快切装置闭锁，厂用6KV母线全部失电。（1）确证汽轮机空侧/氢侧直流密封油泵联启，直流润滑油泵视主油泵润滑油压降低情况自动联启，此时应及早手动启动直流润滑油泵。（2）确证UPS切换正常，直流系统蓄电池工作正常。监视直流电压，保安段恢复供电后尽快启动充电器运行，保证有合格的直流电压提供操作保护。（3）确证柴油发电机联启，否则应立即手动启动柴油机接带负荷，恢复保安段供电。手动启动主机交流润滑油泵、交流空侧/氢侧密封油泵，启动空气预热器电机，停止各直流油泵运行。如一台柴油机启动，另一台柴油机未启动，应立即手动启动柴油机一次，如启动不成功时，可在有电的保安段接临时电源恢复带电，此时要尽量减少负荷，防止临时接线过负荷。在厂用电恢复后，恢复保安段的正常供电时，要先断开临时接线电源、柴油机电源，再送保安段，防止非同期。在保安段未恢复供电前，通知检修人员盘转空予器，并作好防止突然来电措施，防止伤人。在保安段未恢复供电前，汽轮机原则上不得破坏真空，防止转速下降过快，汽轮机顶轴油泵因电源未恢复无法启动（威胁人身安全和设备损坏的情况例外）。（4）发电机掉闸后，应确证汽轮机掉闸，否则应就地手打；确证主汽阀、调汽阀及各抽汽逆止阀关闭，否则手动关闭，防止汽轮机超速。（5）确证高、低压旁路门关闭，否则手动关闭，防止凝结器压力急剧升高使汽轮机安全薄膜破裂。（6）机组转速下降到600转/分时，顶轴油泵联启，否则应手动启动。（7）机组惰走过程结束立即投入盘车，盘车失电不能投入时，应及时联系人力盘转，并作好防止突然来电的安全措施。（8）断开6KV、380V失电母线上所有负荷开关，减少启动负荷。（9）若UPS切换故障，保安段同时失电时，则会导致DCS系统失电，OS画面将失去监视并无法操作。确证各抽汽逆止门，高排逆止门自动关闭，否则手动关闭；确证高低压旁路关闭，否则手动关闭；给水、凝结水、减温水等系统电动门，引风机静叶，送风机动叶及其他挡板将保持不动，此时应根据需要及时就地进行操作关闭。（10）辅机运行人员应将外围辅助设备各联锁开关切除，切换开关打至停止位，清除掉闸设备的自启动指令，手动关闭各转动设备的出口阀；制氢站应立即关闭至各台机的补氢门；精处理装置出入口阀门关闭，旁路开启。操作完毕班长向值长汇报设备、系统恢复情况及存在的重大问题，做好厂用电源恢复后系统的启动准备。（11）检查启备变及210开关无故障象征，联系调度，合上210开关，及早恢复6KV厂用电的供电。6KV厂用电恢复后迅速组织进行主厂房及外围低压厂用变压器的恢复供电，相关系统进行切换检查，使之符合要求，做好启动前的准备工作。（A）优先恢复锅炉段、保安段供电；（B）恢复电除尘段、输煤段供电，尽快恢复供油泵、空压机、辅机冷却水泵的运行；（C）恢复汽机、公用、化水段的运行；（D）恢复其它PC、MCC的运行；五、注意问题1、两台机组掉闸情况下，为了避免启备变过负荷，值长根据机组实际情况，安排一台机组启动，不得两台机组同时恢复启动。2、由于XX公司未设置启动汽源，在两台机组掉闸的情况下，应维持锅炉的蓄热能力，利用锅炉余压，投入主蒸汽供轴封，优先安排一台机组点火启动，尽快恢复辅助汽源，为另一台机组的启动用汽、恢复吹灰备用汽源及油系统吹扫汽源创造有力条件。3、全厂失电后，尤其在夜间，运行人员是否携带手电筒，成为能否迅速进行事故处理和保证人身安全的重要问题，因而要求所有外出巡检人员必须携带手电筒。九、UPS故障事故处理预案一、事故前运行方式机组正常带负荷运行，UPS工作方式正常（主路带负荷、直流和旁路电源均是正常备用状态）二、UPS故障现象1、“UPS故障”光字发出，电气画面部分参数失去显示（变送器屏所带测点）2、若热控电源失电、未进行切换时，光字牌则无报警发出3、可能出现MFT动作，汽机、发电机跳闸等情况三、UPS故障处理1、发“UPS故障”报警时，应立即派人到就地检查UPS的工作状态。如工作电源失去或整流器故障，确认直流接带正常。如逆变器跳闸，应确认旁路电源自动投入、静态开关动作正常。如静态转换开关切换失败，则应手动切至大旁路运行，检查UPS负荷母线电压正常。2、UPS所带负荷保安A、B段M10124V电源、DCS电源、热控电源均为双路电源。UPS失电时，正常情况下都可以切到另一路电源（自动切换）带。因而正常情况下UPS失电对这些负荷的供电应无影响。3、UPS失电将使电子间交流小母线两路电源都失电，使电气画面部分参数失去显示（变送器屏所带测点），运行中要予以监视。4、保安A（B）段M10124V电源未切换或另一路电源保安B（A）段故障，则装配M101装置的电机开关跳闸。如保安A、B两段M10124V电源都失电，将会引起锅炉灭火（两台空预器掉触发MFT）、汽机跳闸（抗燃油泵掉油压低触发AST）发电机跳闸（机掉闸逆功率动作），各专业应执行紧停操作。尽快恢复M10124V电源，保证安全停机（及时启动空预、主机交流润滑油泵、空氢侧交流密封油泵）。5、如保安A段M10124V电源失电，将引起A、B送引风机的A油泵失电掉闸、A抗燃油泵失电掉闸、A排烟风机失电掉闸、A空预器主辅电机电源失电掉闸、空氢侧密封油泵失电掉闸。因A空预器掉闸引起A侧送引风机联掉，应执行单台空预器掉的事故预案。空氢侧密封油泵失电掉闸，检查空氢侧直流油泵联启正常，否则应手动启动。检查风机油泵、抗燃油泵、排烟风机联锁切换正常，否则手动启动B侧设备。6、如保安B段M10124V电源失电，除空氢侧密封油泵无影响外，其它处理同保安A段M10124V电源失电。7、如热控电源未切换或另一电源（保安A段来）故障，则部分DCS画面参数失去显示，所有电磁阀、气动阀都无法动作。此时应停止一切画面操作，监视运行工况。及时联系热控人员恢复热控电源供电。期间如遇紧停情况应立即执行。8、如DCS电源故障，短时无法恢复时，应执行紧停。9、及时通知电气维护人员对UPS进行检查处理，尽早恢复正常。十、电子间小母线失电事故处理预案一、事故前运行方式机组带负荷正常运行，电子间交直流小母线工作正常、电源运行方式正确，小母线所带负荷均正常运行。二、电子间小母线失电故障有1、交流小母线失电2、一组直流小母线失电3、两组直流小母线都失电三、电子间小母线失电故障处理（一）、交流小母线失电1、现象（1）、电气画面上部分指示失去（变送器屏所送测量）（2）、发变组保护柜、快切柜打印机电源失去2、处理（1）、监视画面参数情况（2）、联系仪电检查发变组保护柜电气信号有无异常（3）、机炉维持负荷稳定，尽量减小操作量，等待电气参数的恢复（4）、就地检查电子间交流小母线及其所带负荷（变送器屏、打印机）有无接地、短路故障，以及是否有人员误碰引起。检查交流小母线工作电源开关是否掉闸，UPS母线上电源开关是否掉闸。（5）、如是因为人员误碰引起电源小空开掉闸，则手动合上小空开，检查电源投入正常。（6）、如是交流小母线故障（有短路、接地），则将交流小母线上所带负荷停电，将母线两路电源停电，布置安全措施，通知检修处理。（7）、如是工作电源故障，而母线无异常时，则用备用电源恢复供电，对工作电源支路进行检修处理。（8）、如是因UPS失电至使，则先进行UPS电源恢复工作。（9）、检查处理过程中注意防止误碰直流小母线。（二）、直流小母线失电1、现象（1）、DCS画面报警窗口发发变组保护柜、快切柜、故录器电源掉电信号（2）、就地检查发变组保护柜、快切柜、故录器电源指示失去2、处理（1）、电子间单组直流小母线失电时，及时检查各保护柜、快切柜的另一路电源供电正常。发变组保护、快切装置工作正常，无异常信号和报警。（2）、联系仪电检查发变组保护柜电气信号有无异常。（3）、机炉维持负荷稳定，尽量减小操作量。（4）、就地检查电子间直流小母线及其所带负荷（发变组保护柜、快切柜、故录器）有无接地、短路故障，以及是否有人员误碰引起。检查直流小母线工作电源开关是否掉闸，主厂房直流段母线上电源开关是否掉闸。（5）、如是因为人员误碰引起电源小空开掉闸，则手动合上小空开，检查电源投入正常。（6）、如是直流小母线故障（有短路、接地），则将直流小母线上所带负荷停电，将母线两路电源停电，布置安全措施，通知检修处理。（7）、如是工作电源故障，而母线无异常时，则用备用电源（合上开环点开关）恢复供电，对工作电源支路进行检修处理。（8）、如是因主厂房直流段母线失电至使，则先进行主厂房直流段母线电源恢复工作。（9）、检查处理过程中注意防止误碰另一段直流小母线。（10）、如果因两路直流电源供电的保护柜发生短路或接地故障，开关又越级动作跳掉两路直流小母线的电源空开，将造成双路直流小母线失电的情况。此时如可迅速判明故障负荷，立即切出，恢复供电。否则应执行发电机无保护运行紧停规定。（11）、两路直流小母线的电源都失去时（因主厂房直流段母线故障所至），应迅速恢复一路直流段的供电。短时无法恢复时，应执行发电机无保护运行紧停规定。（12）、为防止因直流一组母线故障引起发变组无保护运行的情况出现，应使两路直流小母线工作电源分别取自主厂房直流I、II组母线。十一、直流系统失电事故处理预案一、直流系统失电现象1、光字牌发“直流系统故障”信号。2、LCD画面上直流系统单段电压到零。3、失电母线段上充电机电流到零。4、可能发“励磁回路直流电源失电”、“保护装置故障”信号。5、负荷开关母线PT发“控制回路断线”。6、快切发“装置故障”信号。二、直流系统失电原因1、蓄电池组带母线运行时，出口保险可能熔断。2、直流系统发生两点接地。3、直流充电器掉闸，蓄电池出口保险熔断。三、直流系统失电处理1、确认母线失压时，立即汇报值长；2、立即拉开与失压母线所连接的刀闸、开关；3、直流母线所带负荷发生相间或单相接地短路造成充电机掉闸，引起蓄电池保险过流熔断，造成母线失压时，检查各支路负荷有无明显故障，切除故障支路，恢复母线正常运行，将故障设备隔离，联系检修处理。4、若蓄电池故障，充电器保护动作掉闸造成母线失压，可合上两组直流母线联络刀闸，恢复失压母线运行。5、若充电器故障引起母线失压，应检查充电器交流电源是否正常，无明显故障可试送一次，如试送失败应退出故障充电器，将故障充电器隔离，联系检修处理。6、若母线故障引起母线电压消失，退出故障母线，维持II组母线正常运行。十二、热控电源失去事故处理预案一、热控电源失去现象1、热控电源失去，LCD画面参数指示失灵，无法进行操作调整。2、热控系统不能正常工作，调节控制系统失灵。二、热控电源失去处理1、控制电源部分失去，主要参数有监视手段时维持机组稳定运行，尽量减少不必要的操作，联系热工人员，尽快恢复电源；另外严密监视主要运行参数的变化，运行参数越限威胁机组安全运行时，应紧急停机。2、控制电源全部失去后，应紧急停机、停炉、停运发电机，到就地确认设备状态正确，就地看火确认锅炉已经灭火。在LCD画面上不能进行操作的必须到就地操作，其它各项操作按照正常停机步骤执行；启动交流或直流润滑油泵，启动直流密封油泵，必须保证汽轮机油系统运行正常，严防汽轮机进冷汽冷水，达到启动汽轮机顶轴油泵条件时手动启动，转速到0手动启盘车，就地手动关闭高低压旁路。3、6KV设备应就地按事故按钮紧停。三、预防措施1、集控室，电子间继电器室应防火防潮，定期除尘，有合格的温控装置。2、加强直流充电器及蓄电池管理，严格执行定期试验。加强绝缘检测，发生接地时应及时正确处理。3、加强电子间及配电室管理，禁止无关人员出入。4、加强防误操作管理。十三、启备变检修或失电后的预防措施启备变检修或失电后，机组失去备用电源，此时若发电机事故解裂，机组将失去厂用电源，为防止事故扩大，在机组正常运行时应做到1、定期检查柴油发电机在热备用，方式选择开关在“自动”位，检查柴油发电机油位、控制用蓄电池充电正常，定期做柴油发电机启动试验，试验时检查柴油发电机出口电压周波正常。2、定期检查直流母线运行正常，蓄电池出口保险良好，充电模块运行正常，测量电池单个电压正常，做到蓄电池不亏电。3、定期检查UPS运行正常，各灯光、信号指示正确，冷却风扇运行正常，尤其是直流电源指示信号灯正常，直流至UPS开关合闸状态，保险完好。4、检修后的设备送电前必须测绝缘合格。5、巡检过程中，检查各个负荷保护压板投入正确，保护装置工作正常，防止单个负荷保护拒动，导致保护越级动作，扩大事故。6、视启备变恢复供电时间长短，可不做各种电源切换试验。十四、发电机超负荷运行处理预案一、发电机超负荷运行现象1、发电机定子电流指示超过额定值。2、励磁画面上定子电流限制信号可能发，定子电流限制起作用。3、发变组保护装置可能有发电机过负荷信号报警。4、发变组保护装置中发电机过负荷保护动作，发电机与系统解列。二、发电机超负荷运行原因1、系统发生故障。2、出现短时冲击性过负荷。3、发电机发出有功功率超过额定值。4、励磁装置强励动作。三、发电机超负荷运行处理1、如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因数不得超过098（迟相），定子电压不得低于19KV。如发电机电压低于19KV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷，直到定子电流到正常值。2、事故情况下，按照事故过负荷控制，并做好详细记录；若过负荷时间超过规定值，保护未动作，应手动解列发电机。定子电流（A）11819132451569123027允许事故过负荷时间（S）1206030103、如果过负荷信号发出后，强励动作时，运行人员不得干预励磁系统，但应该适当减少有功负荷；20S后手动减少发电机无功负荷，以降低定子电流到正常值，同时监视发电机电压不得低于19KV。如果减少励磁电流不能使定子电流降到正常值，继续降低发电机有功负荷，直到过负荷信号消失。4、过负荷期间加强监视发电机各测点温度，当定子或转子绕组温度偏高时应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。5、在额定氢气压力下，氢气冷却器有1/8组退出时，允许带90的额定负荷运行，氢气冷却器有两个1/8组退出时，若不在同一角处，允许带80的额定负荷运行若在同一角处退出时，允许带60额定负荷。十五、发电机非同期并列事故处理预案一、发电机非同期并列现象1、在并列瞬间发生强烈冲击，定子电流突然升高，系统电压降低。2、发电机发生强烈振动和轰鸣声，定子电流和定子电压剧烈摆动，甚至引起发电机和系统之间的功率振荡。二、发电机非同期并列原因1、自动准同期装置或同期回路故障。2、不符合同期并列条件。三、发电机非同期并列处理1、立即紧停发电机。2、对发电机、主变及主开关进行全面检查。转动停止后，对发电机进行详细的检查和测量绝缘及其有关的检查试验，并检查定子冷却水中含氢量，无问题后，方可再次进行启动。对同期装置进行检查并校核。十六、发电机碳刷故障处理预案一、发电机碳刷故障现象1、发电机碳刷过短。2、发电机碳刷冒火。3、发电机碳刷剧烈跳动。4、发电机大轴接地碳刷脏污或损坏。5、发电机碳刷着火。二、发电机碳刷故障处理1、发电机碳刷长度25CM左右时，应进行更换，更换碳刷时，一次每一极一般不允许超过2个，新旧型号一致、同一厂家，对新碳刷事先磨好，并逐一更换，与滑环接触面应大于80。检查维护碳刷只能在一个极上进行，不能同时触及两极或一极与接地部分，也不能两人同时工作，以免发生短路。检查维护碳刷时应站在绝缘垫上，穿绝缘鞋。2、发电机碳刷冒火星或跳动时，要及时取下，用碳刷砂纸打磨后，用白布擦净，调整电刷压力一致，若冒火较严重时，可适当减少励磁电流，通知检修人员处理。3、发电机大轴接地碳刷脏污或损坏时，应进行更换，在更换前，先退出转子一点接地保护，更换后，再投入该保护。4、发电机碳刷着火时，应用二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，禁止用干砂灭火，如火势猛，并引燃附近油管路时，执行紧停，保障设备和人身安全。十七、发电机甩负荷处理预案一、发电机甩负荷现象1、事故音响器响，有功、无功三相静子电流降到零；发变组出口断路器跳闸，绿灯闪，有保护掉牌光字；2、汽机转速先上升后下降，调节系统动作良好，转速控制在超速保护动作值以下。3、锅炉MFT，主蒸汽流量急骤下降；主汽压力升高；锅炉安全门可能动作；汽包水位先下降后上升；二、发电机甩负荷处理1、检查保护动作情况，判断发电机故障原因进行处理。2、如故障为外部引起，励磁开关跳时，立即调整发电机电压至正常以维持厂用电运行，如厂用电不能维持，倒为起备变带厂用电。3、如励磁开关跳开时，检查厂用电应自投成功，如备用电源未自投成功，且无备用“分支过流”，应立即试送厂用电备用电源。4、汽机调节系统正常，转速在超速保护动作值以下，自动维持汽机转速3000R/MIN。5、检查汽机抽汽逆止门及抽汽电动门自动关闭，否则立即手动关闭。6、检查轴封供汽汽源切换正常，并注意轴封温度调整。7、检查给水泵最小流量装置动作开启，注意汽包水位。8、检查开启凝结水再循环门，保持凝结水箱水位，此时应加强除氧器补水，维持除氧器水位；9、检查高加疏水自动动作正常；10、检查高、中、低压疏水自动开启，否则手动开启；11、根据情况投入低压缸喷水；12、高、低旁自动开启，手动调整高、低旁；13、锅炉按MFT处理。14、根据情况开启PVC阀控制汽压。15、过热汽温、再热汽温降低时，按规定开启过热器、再热器疏水，及时关闭减温水总门以及手动门，并开启主汽管道，再热蒸汽管道疏水。16、完成甩负荷的有关操作。17、处理过程中，机、电、炉出现任一满足紧停条件时应立即停机。18、查明原因处理后，汇报值长，将发电机并入电网，按热态启动。十八、发电机进相运行事故处理预案一、发电机进相运行现象1、发电机无功变为负值。2、定子端部构件温度升高。二、发电机进相运行处理1、维持系统电压正常，保证系统稳定性，网上电压低时，禁止进相运行。2、进相运行时，维持发电机出口电压在5UN范围内，防止发电机静稳极限降低。3、保证定冷水温、水压、流量、氢压、氢气纯度在额定参数范围内。4、监视定子温升不超规定，尤其是定子端部温度不超过120度。5、发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于095（超前）6、不同有功负荷状态下限额KV厂用母线电压不能低于59KV，否则停止继续降低无功负荷。11、发电机进相运行期间，出现失步振荡现象时，应立即增加励磁电流直至迟相运行。必要时减小有功负荷，仍不能拉入同步时，按照值长命令解列机组。十九、500KV或220KVGIS装置SF6泄露事故处理预案一、500KV或220KVGIS装置SF6泄露现象1、就地SF6压力表上，SF6气体压力低于正常范围。2、主控室发断路器SF6压力降低报警。3、就地检查有呲气声。二、500KV或220KVGIS装置SF6泄露处理1、当密度继电器发出报警信号时，应立即到就地查找泄漏间隔及泄漏部位,并及时通知检修人员到场,进行补气。2、断路器SF6气体正常运行压力为MPA其它气室为04MPA20。当断路器SF6气体压力低到MPA20时，控室发“SF6压力降低“信号。SF6气体压力低到MPA20时控室发“SF6压力降低“。当SF6气体压力低至MPA20时，将自动闭锁断路器的跳、合闸，同时控室将有“SF6压力低闭锁操作“信号发出。对进行检查，检修人员对压力低的进行补气。如泄漏严重，无法恢复到正常压力时，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。如严重泄压或压力到零，在压力低闭锁信号发出时，断路器的控制，严禁断路器操作，及时申请，采用方法将断路器SF6气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采取防毒措施。所有断路器在操作合闸时，如发生三相位置不一致现象，应立即手动拉开断路器。在运行中出现单相跳闸三相不一致情况可立即手动合闸一次，不成功应立即断开三相。当开关气压降低信号发出后，任何情况下，不应将开关合闸。当运行中开关发出压力低信号时应及时采取补压措施。如一时无法补压或已经到闭锁值时，应将其控制，将开关退出运行，停电处理。背压升高的现象低压缸排汽温度升高，背压表计均显示排汽压力升高，机组负荷下降，凝结水温度升高，凝汽器端差增大，“凝汽器真空低I、II值”光字可能发出，如在协调状态下维持负荷不变，蒸汽流量增大，给煤量增加，真空泵电流增大。一、真空下降的原因1、冷却风量减少或中断；空冷风机工作失常；2、热井水位过高；3、水环真空泵工作失常；4、空冷换热器散热片污脏，换热效率下降5、机组负压部分漏空气；6、轴封系统失常或轴加水封破坏；7、真空破坏门或低压缸安全门漏空气；8、低旁泄漏或者有其他疏水漏入凝汽器。二、真空下降的处理可分为急剧下降的处理和缓慢下降的处理。处理时查找顺序核对表计判断真空下降的真实性刚进行过的可能影响真空的操作空冷系统轴封系统真空系统其他系统。1、真空发生急剧下降时1、首先汇报值长，单元长，机长，检查有无与负压系统有关的操作2）、查看空冷风机运行情况，比如空冷变故障、由于刮大风造成空冷风机瞬间窒息不能通风至空冷散热器从而造成背压突然急剧升高；3、轴封系统工作失常尤其是低压缸前后汽封调整不当；4、水环真空泵缺水或无水造成大量空气漏入凝汽器；5）、低旁误开。发生上述情况时应迅速恢复刚刚进行的操作，若真空继续下降，应立即按规程降负荷（解除协调，炉侧解送风自动，快速降负荷，保持较小的过剩空气系数，注意炉膛负压）启动备用水环真空泵，备用循环泵，严密监视机组振动。当背压突然急剧升高接近紧停条件应提前倒换厂用电，做好停机准备。当由于刮大风等原因引起，则应立即减负荷使背压参数处于规定的保护曲线范围之内，必要时候也可采用锅炉灭火等手段迅速降低背压，凝汽器排汽压力增大到保护条件时，低真空保护动作紧急停机，如低真空保护拒动，应手动执行紧停，其他操作按不破坏真空紧停处理。2、发生缓慢下降时的处理1、首先汇报值长、单元长、机长，检查恢复刚刚进行过的操作。2、调整主机汽封供汽门开度；可以适当开大供汽门；3）、热井水位过高，须及时启动备用凝泵加强除氧器上水，停补水泵，如原运行泵故障掉闸，备用泵应联启，恢复凝结水系统，如果是凝结水自动调整门失灵，解除自动，手动调整，加大上水，也可开5低加出口放水电动门放水至凝汽器水位正常；4）、水环泵水位低出力不足时应迅速补水，或者启备用真空泵运行，如果是运行水环泵泵体漏空气，则启动备用泵停运行泵，并对故障泵可靠隔离；5、由于散热器管污脏可及时启动空冷喷雾系统加强冲洗；6）、若负压部分漏空气，则水环泵电流明显增大，按照上边的顺序一个一个系统排查；7）、高、低加检修后投运投事故疏水调门前后手动门时也会对真空有影响如继续降低应迅速恢复原状态检查汽侧放空气、放水阀门位置是否正确；8）、真空破坏电动门不严密、低压缸安全门也会造成真空下降应及时检查关严；或者联系检修堵漏；9、轴加水位过低应开启多级水封汽水门补水，调整轴加风机入口门；10）、水环真空泵运行中入口蝶阀误关，联系热工将其打开，及时启动备用泵。总之，真空下降是正常运行中经常遇到的情况，处理原则首先是刚刚进行过的操作且与真空系统有关的，真空快速下降时应按规程迅速降负荷，减小凝汽器进汽量，及时启动备用水环泵和备用循环泵（单台循环泵运行时），达到紧停条件执行紧停，其次缓慢下降或降到一定程度不再下降，则通过水环泵电流增大，可以明显发现原因多为