发电部大运保发电事故预案1.docx

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发电部大运保发电事故预案1

2011年发电期间运行反事故应急预案

燃机运行反事故预案：

一、天然气温控阀故障

事故现象：

天然气温控阀故障关闭，天然气温度下降。

应对措施：

1、运行人员应经常手动按压自动疏水器按钮对压缩空气疏水。

2、在燃机间预备好工具以及压缩空气软管，在紧急的情况下运行人员自行改动压缩空气管路，让温控阀全开，靠蒸汽截止阀手动调节蒸汽量。

二、重油泵出口调压阀的气源压力稳定阀卡涩

事故现象：

6#机燃油管线的PCV257A（重油泵出口调压阀的气源压力稳定阀）卡涩使得该阀压力漂移，若引起重油泵出口压力偏低，则在重油运行时会导致切轻油。

应对措施：

仪用压缩空气中若带有水分，建议加强压缩空气的疏水，并对该阀进行例行检查，平时巡视时注意调阀有无外漏，调压阀压力有无漂移。

三、天然气压力低

事故现象：

此时HMI上有天然气压力低报警，速比阀门的开度大于70%，TTXM波动较大。

应对措施：

先退出一次调频，立刻按热态降至较低负荷（减少天然气流量，增加天然气上游压力，若机组出现低功率跳出口断路器，且转速TNH大于94％，并且导致事故的问题已解决，运行值班员可以重新触发一次起动命令，让机组重新并网。

若机组转速已经低于TNH94％或者机组因排烟温度高跳闸，或者机组因排烟温差高跳闸，并且导致事故的原因已找到，问题已解决，可待机组转速TNH低于9.5%后重新发一次起动命令，让机组重新点火。

原因没有找到，问题没有解决不能随便起机。

四、主液压油泵故障

事故现象：

液压油压力低，即小于93bar，辅助液压油泵自动启动运行。

应对措施：

检查压力开关、液压油滤，必要时切换油滤、调压阀；将辅助液压油泵打至“手动”保持运行，但并网前要将L52HQ强制为“0”。

五、天然气小间风机88VL故障

事故现象：

天然气小间两台风机都故障停运，机组自动停机。

应对措施：

将L86VL强制为“0”，主复归，点“START”，选回预选负荷或基本负荷，设定功率因素。

同时在现场将天然气小间的门打开，加装大功率风扇吹天然气小间，通知检修来人处理，并定时检测天然气小间内的天然气浓度。

六、发电机定子温度波动大

事故现象：

机组正常运行时，发电机冷风温度GGC11波动很大，出现L30GGC-ALM“发电机冷风温度故障”、L30GSC-ALM“发电机定子温度故障”报警，但GGC10参数正常，无波动。

应对措施：

现场检查发电机声音、查看发电机定子电流、励磁电流、发电机定子温度、发电机热风温度，可暂时强制L26GGC1>0继续运行。

如发电机热风温度出现类似故障，可以相同方法处理。

七、雾化空气温度高

事故现象：

机组运行时出现L26AAH-ALM“雾化空气温度高”报警，雾化空气温度AAT高于135℃。

应对措施：

雾化空气温度AAT高于135℃，延时5分钟后，机组将自动停机。

为避免自动停机，将L94AAZ>0。

检查AAT1、AAT2参数是否相差较大，检查端子接线及冷却水系统，调节雾化空气温度调节阀，将VTR2-1往下方向摇调大开度。

如以上措施仍未有明显效果，则适当降燃机负荷.

八、天然气机组点火时丢火焰

事故现象：

机组点火时，四个火焰未同时出现，有火焰较迟出现，或者有火焰出现后又消失，之后过几分钟才重新出现。

应对措施：

1、冬天临近，气温变低，FTG也随着变低，此时，容易导致丢失火焰，故应保持FTG在合适的温度（20度以上）。

2、雾化空气管道中的高温气体，经过一晚上的冷却后，可能在雾化空气管道中凝结成露水，影响点火，故可以尝试启机前半小时，启动88AB吹扫管路20分钟左右。

3、天然气热值低或天然气中含有水分，遇到这种情况应该及时与气调进行沟通.4，注意控制阀、速比阀有无异常，小间内排空阀有无异常。

九、GT6水－水换热器切换频繁

事故现象：

GT6水－水换热器切换频繁，切换前后滑油母管温度下降明显。

后经检修清洗水－水换热器内部换热片时发现换热片表明结有一层白色污垢，正是由于这些污垢导致水－水换热器换热效果差，使滑油温度较快上升，影响机组安全经济运行。

应对措施：

经分析，这些白色污垢应为换热器外环冷却水的杂质经过换热片时附着在换热器表面的。

所以，为了保持GT水－水换热器高效运行，需注意：

1、提高外环水清洁度、2、密切监视外环水进入水－水换热器管道旁路工业滤的前后压力，并坚持每天定期对工业滤排污。

3，切换前与化水联系，确保循环水水质。

十、关于进气滤压差高的事故预想

对于9E燃机，进气压力损失（压降）每增加1Kpa，燃机出力下降1.54％，热耗增加0.56％，排气温度增加1.7℃；对于排气压力损失（压增）每增加1Kpa，燃机出力下降0.56％，热耗增加0.56％，排气温度增加1.7℃。

可见进气压力损失对燃机性能影响是较明显的。

在进气系统中有几个重要的压力或压差测量元件：

⑴进气道压差高开关PDSH011，设定动作压差值2.34Kpa（相当于234mmH2O），动作后导致控制逻辑信号L63CS2AH为“1”；

⑵进气道压差高开关PDSH012，设定动作压差值2.34Kpa（相当于234mmH2O），动作后导致控制逻辑信号L63CS2BH为“1”；

⑶进气道压差变送器PDT010（96CS-2）：

变送至控制系统压差参数名为APCS；当APCS>2.24Kpa（相当于224mmH2O）时，触发控制逻辑信号L63CS2CHH为“1”，返回值为APCS<2.1Kpa（相当于210mmH2O）。

在上述的三个逻辑信号L63CS2AH、L63CS2BH、L63CS2CHH中，若有两个信号同时为“1”，则燃机保护动作跳机。

压差突变时的现象和应对措施：

1）如果压差突然变低，说明进气滤的滤芯有脱落或者进气室的侧壁有漏气，这时候应该尽快通知值长以及专工，检查进气室，做好停机的准备。

2）如果压差突然变高，这时候保护元件会动作导致跳机。

可能的原因是进气滤滤芯一下被压扁，丧失通气能力；流通面积变小。

3）如果已得知压差已经变高但是压力开关未动作，这时如果继续运行可能导致机组喘振，通知相关人员，做好紧急停机或者降负荷关小IGV运行的准备。

4）如果压差变得异常高而保护元件未动作，应该紧急停机。

5）注意CPD、DWATT等参数，综合判断。

锅炉运行反事故预案：

一、锅炉受热面泄漏

事故现象：

锅炉运行时受热面人孔附近有蒸汽喷出同时伴有哧哧的异常响声；高低压主蒸汽流量不正常的小于给水流量；如果漏汽量大时锅炉主烟囱会有白汽冒出；锅炉底部保温也会有滴水；汽机负荷不正常的降低。

应对措施：

1、锅炉受热面轻微破裂，蒸汽流量，压力基本稳定，事故不会迅速扩大或恶化时，可维持短时间运行，最后停炉检修；2、受热面严重破裂，应紧急停炉，以免将邻近的管子吹破，使事故扩大；停炉后，检查损坏的部位是否有盐垢，并且应剖管分析事故原因。

二、高压过热蒸汽减温水管道破裂

事故现象：

高压过热蒸汽减温水管道大量泄漏蒸汽。

应对措施：

过热蒸气减温水管道从高压给水泵出口引出至高压减温器，管路上安装有减温水入口手动阀、电动阀、调节阀门及减温水手动阀四个阀门，若破裂漏水处在四个阀门间则可以隔离。

隔离后尽快处理破裂漏水处，防止事故进一步扩大。

同时要求燃机岗调整负荷及控制排烟温度，以保证进入汽机的过热蒸汽温度不超温。

若漏点不在两手动阀之间，则无法隔离。

减温水进入减温器处管道，由于温差大，出现故障泄漏的几率也较大，如果该处出现减温水泄漏，即使关掉前面的手动阀隔离减温水，过热蒸汽也会从破裂处漏出，所以同样无法隔离。

出现无法隔离情况，燃机同样需要全开IGV降低负荷运行，保证进入汽机的过热蒸汽温度不超温。

同时汇报值长，看是否要紧急停炉处理。

由于减温水管径较小，一般不会对给水流量产生较大影响，需要停炉处理时，可按正常步骤停炉。

三、高（低）压循环泵运行中突然跳泵

事故现象：

锅炉运行中的高（低）压循环泵突然跳掉，自动连锁备用泵没有正常启动起来，两台高（低）压循环泵均已经停止呈黄色故障。

应对措施：

一边汇报值长一边锅炉岗立刻切除锅炉主保护，同时切除锅炉子保护，切除两台高（低）压循环泵连锁自动，将两台泵手动点回停指令，密切监视高（低）压主蒸汽流量和品质，给水流量，此时高（低）压汽包水位快速上涨，将给水调节阀置手动控制，控制液位正常；值长同时立刻派电气岗跑往汽机房一楼配电房复归高（低）压循环泵的电源。

复归电源后，锅炉岗立刻启一台高（低）压循环泵。

由于锅炉主保护已经切除，两台高（低）压循环泵全停，处理此类故障，需要分秒必争，在事故处理期间，应调节好锅炉水位，确保在正常范围内，监视高压蒸汽流量，不能出现大幅度的下降，同时注意高压蒸发器的入口烟温，不应超过450℃。

经过计算在没有高压循环泵运行时锅炉在额定工况下可以维持八分钟左右，处于富余考虑若无把若6分钟还未能恢复一台高（低）压循环泵运行，应果断关挡板，紧急停锅炉。

四、锅炉变频泵突然故障停运

事故现象：

锅炉变频装置故障报警。

应对措施：

一般情况下，变频泵故障停运，备用的工频泵应该能连锁启动。

高压给水泵切至工频状态时，退出锅炉主保护及高压系统的子保护，确认备用工频泵启动后，应注意监视高压给水调阀，看是否能自动关小，使给水流量回落到正常范围，同时给水泵电流回落到80A（高压给水泵额定电流）以下。

如果给水调阀无法自动关小，给水泵电流过大，很容易因高压给水泵过流造成再次跳泵，如果两台高压给水泵全跳，在30秒钟内势必无法恢复，从而造成主保护跳炉。

因此，出现变频切泵，必须严密监视高压给水调阀，如自动无法关小，应手动关小至40%以下，待电流回落后再根据汽包水位逐步开大，将水位调回0位再放自动。

切换稳定后，应在DCS上复归变频泵，同时到就地配电间查看变频控制屏的报警记录，查找并记录故障原因。

一般故障情况下，变频间有光报警。

变频器出现重故障的情况下，报警是连续的。

如果声光报警是间断的，则表明变频器出现的是轻故障。

可先按柜门的“报警解除”按钮进行消音，然后在控制屏查看故障情况。

轻故障不会跳泵，跳停的情况一般已经出现重故障。

重故障发生后，系统作记忆处理。

如果故障自行消失，“高压急切”以及“紧急停机”等指令也都一直保持，故障原因被记录。

只有故障彻底排除，并且用“系统复位”按钮将系统复位后才能重新开机。

变频泵切换到工频备用

1、如果经查找原因，变频器无法在短时间内恢复，应将变频泵（1#泵）切换到工频备用。

2、配合电气岗，拟好操作票，先确认变频泵的高压开关（6411）已经断开，并将其退至检修位，拉开变频刀闸（6411-1及6411-2），然后合上变频旁路刀闸（6411-3），最后将高压开关（6411）推至备用位。

3、倒闸完成后，将两台高压给水泵投自动，并投入联锁。

恢复变频泵运行

1、如果已查明原因，变频器经复归后恢复正常，给水泵也无异常，可恢复变频泵（1#泵）运行。

2、先将高压给水调阀放手动，然后启变频泵，手动逐步调高变频泵频率，使高压包水位逐步上升，但频率调节给定值不宜超过80％。

3、高包水位上升到150mm左右，停运工频泵，逐步开大高压给水调阀至全开，同时调节变频泵频率，使高包水位逐步恢复至0位，最后将高压给水泵投自动，并投入联锁。

五、高压循环泵冷却水管堵塞

事故现象：

因为海水倒灌的原因，每年冬季的时候我厂工业水含盐量偏高，容易造成高压循环泵冷却水管结垢堵塞，导致冷却水出口管温度高。

应对措施：

在发现高压循环泵冷却水管出口管温度高时可以通过以下方法进行处理：

1、泵组冷却水出口温度偏高时，先检查冷却水出口水量是否偏小。

如发现水量确实偏小，在泵组冷却水温度未超过75℃，温度没有明显上升趋势，且电机温度正常时，可以维持泵组继续运行，加强监视，通知检修人员停机后处理；

2、在泵组轴承温度超过75℃，或冷却水出口温度超过75℃时，应切至备用泵运行，通知检修人员立即处理；

3、如切至备泵运行后，发现备泵冷却水出口温度也偏高且上升趋势明显时，可通过外接冷却水对泵组进行冷却。

待主泵冷却水管清理完毕后，再切回主泵运行。

六、锅炉尾部再燃烧的事故措施

事故现象：

1、各排烟热电偶监测到的温度异常增大，排烟口有热浪冲击，排烟温度快速上升；

2、炉墙保温壳及密封箱变形并局部高温氧化；

3、严重时可能造成锅炉大板梁覆板扭曲变形，上下顶板弯曲，炉体倾斜。

应对措施：

若发生烟气温度急剧上升，尾部再燃烧时应采取灭火扑救：

立即开启高、低压循环水泵，除氧循环泵打循环，采用吹灰蒸汽灭火同时根据排烟温度变化情况开启吹灰蒸汽减温水灭火。

禁止打开底部人孔门。

烟道尾部再燃烧的防范措施：

为了防止燃油不完全燃烧的油粒、碳黑在余热锅炉受热面的沉积，燃气轮机不宜长时间低负荷负载运行，在运行中应严格控制燃油温度、压力稳定。

燃气轮机主雾化空压机运行正常，保证雾化空气压力、温度正常，使燃油在运行中充分完全燃烧，不冒黑烟。

并应定期检查，清洗燃气轮机燃油喷嘴和雾化空气系统，应没有可燃物待到尾部受热面上。

平时运行中，应定期检查，清扫锅炉尾部油垢，余热锅炉应定期吹灰，选择在雨天且风向有利的情况时。

停炉后关严挡板，查看挡板密封风机及吹灰密封风机停止。

防止烟气及空气露入。

对于我厂强制循环余热锅炉，停炉后保持高低压循环水泵运行一个小时。

停炉后3h内还应严格监视烟道各点温度变化，如果发现低温段烟气温度升高，应及时分析处理。

七、锅炉启动时旁路烟道挡板反事故措施

事故现象：

燃机启动，燃机烧油10分钟后点火（烧气5分钟后点火），锅炉准备开挡板，当燃机排烟温度高于炉膛温度时开挡板，这时点开锅炉挡板，挡板不动，同时出现故障信号，尝试两次之后电动仍不能打开。

应对措施：

派人到就地检查挡板电动机；手动将挡板开一点，同时判断该挡板是否有卡涩现象；如果能开动一点，就在DCS上重新操作开挡板；如果仍打不开，派电气人员到该电动机就地控制柜处随时准备对该电动阀电源进行复归，重新开启；如果仍不能开启，那就要手动将旁路烟道挡板开启；如果手动也无法打开，应立即通知检修处理；同时锅炉岗这边做好准备，随时等待开挡板，而燃机正常的升负荷，但是锅炉这边应做好水位，因为如果锅炉开挡板势必会引起锅炉水位的剧烈变化，所以在开挡板之前一定要做好锅炉这边的水位，防止水位过高。

开挡板时也要注意针对这种情况最好分两次开挡板，防止水位突升，同时在手动开启挡板过程当中一定要注意与中控保持联系，按中控开度要求开挡板。

附：

锅炉旁路烟气挡板CS1403-ST电源位置：

3#锅炉4段，电源开关442；4#锅炉6段电源开关462。

八、高压给水调阀故障反事故措施

事故现象：

1、高压包水位下降2、给水流量偏低

应对措施：

1、如果自动状态下给水调阀无法满足给水调节，高压汽包水位逐步下降，可将调阀放手动开大，根据蒸汽流量平衡给水。

如果高压给水调阀开到100%，给水流量仍无法满足，高压汽包水位持续下降，必须现场开高压给水旁路阀至一定开度，使高压给水调阀关到50%能满足高压给水流量为宜。

2、如果因高压给水调阀故障，给水流量下降太快，高压给水旁路无法迅速打开，高压汽包水位掉到三低后，高压给水流量仍无法提高到100t/h以上，应果断关挡板跳锅炉，同时通知汽机打闸，并按锅炉汽机跳机程序处理。

3、如果高压给水调阀突然出现阀芯掉落等紧急情况，给水流量猛降至60t/h左右，应立即采取紧急措施尽力保住机组。

快速降汽机负荷，适当关小锅炉挡板，迅速切掉锅炉主保护、高压循环泵停保护、高压循环泵切连锁转手动。

派两人带F扳手、对讲机，现场紧急开高压给水旁路阀。

留一人在现场，与中控操作台联系，手动调节高压给水旁路阀，平衡高压汽包水位。

适当做高锅炉水位，以便能随时停炉检修。

汽机运行反事故预案：

一、真空下降

事故现象：

真空从-93Kpa缓慢下降

应对措施：

真空从-93Kpa缓慢下降，汽机岗起多一台真空泵，加大多级水封注水量，降汽机负荷，根据现场情况调整燃机负荷，启燃机冷却水泵加大水量。

控制好锅炉各汽包水位、蒸汽温度、压力正常。

尽可能维持汽机并网低负荷运行，维持真空稳定，不再往下降，再去查找原因。

（重点查找多级水封，防爆膜，真空水环水，真空破坏阀，疏水管。

）

二、汽机冷却塔风机故障停运

事故现象：

设备长时间运行很容易产生疲劳，从而导致设备故障，威胁机组正常运行。

近来冷却塔风机的故障率开始上升，主要集中在减速齿轮箱温度，轴承振动，循环水压力为主。

应对措施：

在正常运行期间如遇到此类情况可以通过以下方法进行处理：

1、冷却塔风机如遇到减速齿轮箱温度高时，首先检查冷却塔风机的反馈信号是否正常，正常时，就地检查风机的油位是否在正常范围内，油脂是否正常，减速齿轮箱运行过程中是否异常，电机外部是否有杂物堵塞等。

在排除这些情况后，看减速齿轮箱温度是否还继续上升，如温度能保持在85℃以下没有明显上升趋势，暂时维持风机运行，加强监视，同时通知专工及检修人员停机处理。

2、如遇到轴承振动高时，应加强测量，巡视，及时汇报值长，专工。

3、当上述情况出现不可控制时（如振动，温度继续上升），风机被迫停运。

此时，可通过关小凝汽器冷却水出口电动阀“憋压”保持循环水压力，故障风机的回水门保持打开状态，严密监视冷凝器真空，温度，汽机振动，循环水温等；同时通知检修紧急处理已停的风机。

三、主汽电动门故障

事故现象：

DCS或就地显示主汽电动门故障，原因为电动头故障或机械卡涩，会造成：

1、失去主汽电动门保护关功能，汽机跳闸后，蒸汽将直接去到主汽门后调门前，当主汽门、调门关不严时（如7＃机）蒸汽进到汽机，威胁到汽机安全

2、在启机时，该电动门故障，若在开位，主蒸汽管道则无法在低温、低压时充分疏水，管道中凝结水到主汽门前，严重时，造成汽机进水。

若在关位，无法暖管。

应对措施：

1、启机时，该阀在开位时汽机各疏水阀充分疏水，先在高压集箱充分疏水，主汽管道充分疏水，检查无水排出后，暖轴封。

该阀若开不了，手动打开暖管，开之前该阀两边无太大压差。

汽机本体疏水阀充分疏水。

2、运行中跳闸后主汽电动门不动作在开位，应确认高压集箱蒸汽隔离电动门关闭，主汽门关闭，调门关闭，并且打开主汽门前疏水及高压集箱隔离电动门后疏水，手动关闭主汽电动门。

四、汽机启动油泵反事故措施

事故现象：

汽机进行挂闸时启动油泵出口压力DCS上显示为0MPa

应对措施：

1、就地查看泵组有无异常

2、打开泵组加油螺母，放气之后加满油，或打开新加装放气手动阀放气

五、凝汽器泄漏反事故措施

事故现象：

1、凝汽器水位下降，DCS画面上报警窗显示“凝汽器水位低”报警；或凝汽器水位上升，DCS画面上报警窗显示“凝汽器水位高”报警；

2、汽机真空下降，排汽缸温度升高；

3、 随着机组真空下降，机组负荷下降。

4、机组过冷度增大（排汽装置压力上升）；

5、凝汽器端差增大（水侧和汽侧进出口温差）；

6、化学化验凝结水硬度大；  

7、真空泵联锁启动。

应对措施：

1、就地检查,听是否有异常声音，联系化学及时化验凝结水水质，如超标联系厂部请示停机；

2、当凝汽器水位低时，开大化学除盐水补充量，保持凝汽器正常水位；

3、保持各加热器（低加）水位在正常范围内；

4、如果真空泵未联启,则手动启备用泵；

5、如果凝汽器泄漏严重，各种参数无法维持，可请示停机处理。

电气运行反事故预案：

一、主变温度高处理

事故现象：

DCS上出现主变温度高报警，温度显示变成黄色，就地温度表计显示温度已经到达报警。

应对措施：

检查各个温度计的工作情况，判明温度是否确实升高各组冷却器工作是否正常；变压器的负荷情况和环境温度，并与以往同等温度情况相比较；检查冷却风扇是否正常；检查冷却片是否干净，无结垢；当判明温度升高的原因后，立即采取措施降低温度或申请减负荷运行，如查明变压器内部故障，立即汇报调度，必要时停相关机组、退出变压器运行，进行检查。

二、汽机发电机温度高

事故现象：

发电机带满负荷运行，定子铁心温度缓慢升高并出现高报警

应对措施：

汽机立即降负荷运行、加大冷却水量，打开放气阀放气.

三、厂用电6KVⅢ段母线63PT高压侧A相熔断器熔断

事故现象：

运行时，DCS上出现6KVⅢ段装置闭锁，6KVⅢ段报警，母线电压显示异常降低，63PT电压显示异常降低。

应对措施：

初步判断A相熔断器故障，依次断开6KVⅢ段63PT控制柜直流小空开及63PT控制柜二次侧小空开；确认6.3KV母线相关保护退出，拉开6KVⅢ段63PT6304刀闸，对63PT验电确认确无电压后，取下63PT高压侧的A相熔断器；测量A相熔断器的电阻值为无穷大，判断A相熔断器烧坏，并更换上合格的熔断器，确认接触良好；合上6KVⅢ段63PT6304刀闸，依次合上6KVⅢ段63PT控制柜PT二次侧小空开及控制柜直流小空开；查6KVⅢ段母线电压显示正常，频率正常。

四、厂用电6KVⅢ段4＃循环水泵6313电源开关故障

事故现象：

启动4＃循环水泵时，DCS上出现厂用电6KVⅢ段4＃循环水泵6313电源开关“储能未满”报警；现场检查厂用电6KVⅢ段4＃循环水泵6313电源开关储能电机脱扣，有焦糊气味。

应对措施：

断开储能电机小开关，就地断开4＃循环水泵6313开关并将其退至检修位置，断开6＃冷却塔风机6315电源开关，将6＃冷却塔风机6315电源开关换至厂用电6KVⅢ段4＃循环水泵6313开关，并推至备用位置，合上储能电机二次小开关，启动4＃循环水泵，现场检查4＃循环水泵开关无异常。

五、4＃主变冷却装置1＃工作电源故障

事故现象：

4＃主变在运行，DCS上突然出现4＃主变冷却装置1＃工作电源故障报警。

应对措施：

迅速查DCS上4＃主变所带负荷，表面油温和绕组温度及高低压侧电压、电流。

现场检查4＃主变冷却装置运行情况，确认工作电源是否正常，冷却风扇是否运行，温升是否异常，以及厂用配电间4＃主变冷却装置工作电源是否正常。

冷却装置自动切换到4＃主变冷却装置2＃工作电源，查看冷却风扇正常运行，4＃主变各温度表计指示正常。

之后合4＃主变冷却装置1＃工作电源开关，如试合后又跳开，则退出4＃主变冷却装置1＃工作电源至检修位置，验电无电压后，用摇表测量1＃工作电源开关下口至冷却装置电缆的绝缘，如绝缘值为0欧，即判断该电缆发生短路接地，在开关操作把手上挂“有人工作，禁止合闸”标示牌。

汇报值长，并通知电气检修班负责人处理。

六、400V开关偷跳电气事故预想

事故现象：

发现有441开关跳闸报警，查441开关跳闸，451开关没有自动合上。

5#发电机MCC段失去电压电流，5＃机盘车停止运行，顶轴油泵停止运行。

应对措施：

1、检查441，451开关连锁有没有投入，主、备用选择是否正确，DCS上显示状态是否与现场相符合。

如是以上原因经过值长同意后可以立刻恢复运行。

2、检查6.3KV厂用电是否正常或是否有人误动作6301开关。

检查400V四段是否失去厂用电或是否有人误动作4301开关。

3、记录开关动作时间，检查报警信号。

询问有关人员有无新启动的设备或电动机异常。

4、若合上451开关后，451开关又跳闸，则不可以将开关再次投入，立刻报检修处理，将441、451开关闭锁解除，防止再次合闸造成设备损坏，人员伤亡。

七、5＃（7#）发电机出口开关505＃（507#）并网故障

事故现象：

汽机满速投同期卡进行同期合闸操作后，DCS上“DEH页面”显示机组未并网，就地505＃（507#）开关面板上显示分闸。

应对措施：

1、检查并网电压是否正常；

2、检查同期卡是否退出，如没退出，手动退出；

3、检查505＃开关控制回路小开关是否跳开，就地开关装置是否正常；

4、检查551PT就地是否合闸到位，电压指示是否正常；

5、检查同期装置是否正常；

6、检查DCS上是否有影响并网的报警；

7、如以上条件都正常，切换一个同期卡再次进行同期，查看同期条件是否都能满足，开关是否能成功合闸；

8、如仍不能合闸，退出同期，通知检修处理