电力生产事故案例分析.doc

前 言XXX发电厂从1992年建厂到现在，风风雨雨已经经历了13个春夏秋冬，为XX供电事业、为XX经济效益提供了良好的保障与巨大的贡献总装机容量已达到180万KWh、年发电量已突破120亿大关、全厂连续安全运行3500多天、各台机组的经济运行指标在全国同类型机组中名列前茅，专业技术达到了较高水平！ 2005年8月20日运行部创造了“连续三年安全生产无事故”新记录，这是全体运行员工共同努力的结果。回顾所经历的每一个白、中、夜循环班，深深地体会到这点成绩的确来之不易，也因此有了对过去经验、知识进行归纳、总结、推广的想法。这样作不但可以提升以后的工作，同时还可以作为资料供新老员工学习、借鉴和交流。本书共分五章，第一、二章简单阐述电力生产事故的概念、事故致因等理论知识；第三章根据十多年的运行生产经验，结合理论知识总结出300MW发电机组事故处理操作要点；第四章从班组安全管理工作中，总结出事故预想制度、事故处理分工这些行之有效的安全管理方法；第五章汇总了我厂历年来37件典型事例，以时时警示大家。本书在编写过程中，得到了X厂长、X部长的大力支持和指导；XX部长、XXX值长和XXX、XXX、XX三位专工为本书提供了非常宝贵的资料和建议，并参与了审核与审定工作，在此一并表示感谢！因本人水平有限，书中难免存在不妥或错误，恳请大家批评指正。 编者 2005-12-11目 录第一章电力生产事故概述4第二章电力生产事故致因7第一节事故致因理论概述7第二节电厂运行中的人因失误8第三章电厂运行事故处理操作要点15第一节运行人员掌握事故处理操作要点的必要性15第二节电厂运行事故处理操作要点16第四章电厂运行事故预想制度51第一节运行事故预想的必要性51第二节事故处理分工网络图52第三节事故预想制度53第五章典型事例剖析55案例1 #3机组照明段刀闸故障拉弧灼伤操作员事件55案例2 4A小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故57案例3 #1发电机出口2PT发生C相短路61案例4 #3发电机碳刷烧损事故63案例5 #4主变异常运行事故65案例6 #4机启机过程中汽包水位高锅炉MFT69案例7 #4机一热工模件保险熔断导致机组跳闸70案例8 #4A炉水泵电机轴承烧损事件71案例9 #3发电机C相封闭母线进水事件73案例10 #3发电机出口CT开路事故76案例11 #1发变组GIS2201间隔G3气室C相故障77案例12 380V厂用工作A段开关及母线短路事故82案例13 #3机高厂变CT短路事故87案例14 #4机高旁异常动作事故89案例15 1B磨煤机试转人身未遂事故92案例16 6B汽泵跳闸锅炉MFT事故94案例17 #5、6炉多台给煤机连续堵煤事故96案例18 #6B给煤机跳闸炉膛爆燃事故98案例19 #3机TV1阀运行中突然关闭事故100案例20 #6机大机润滑油泄漏事故103案例21 #6机密封油系统跑油事件105案例22 除氧器水位高的误操作107案例23 #1机真空下降事故108案例24 4A一次风机跳闸事故110案例25 5A空预器停转事故112案例26 #5机组两台给水泵故障跳机事件114案例27 1A引风机电动机烧坏事件116案例28 #4炉捞渣机故障118案例29 #5发电机2205主开关偷跳事故123案例30 #5发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点接地保护、逆功率保护动作事件130案例31 #5炉5C炉水泵电机烧损事故134案例32 #1汽轮机小修试运进水事故136案例33 #2机组水位高跳闸137案例34 #4锅炉水冷壁爆管事件138案例35 #6机“除氧器液位高三”误动跳机事故141案例36 #5机组两台小机异常运行事件143案例37 2A炉水泵消缺时导致#2机组跳闸事故148第一章 电力生产事故概述事故是指个人或组织在为实现某一目的而进行活动的过程中，由于突然发生了与人们意志相反的情况，迫使原来的行为暂时地或永久地停止下来的事件。事故可能导致物质损失，甚至人员伤亡。一次事故的后果是否出现伤害以及伤害程度如何，这完全是个偶然性的问题。事故的后果是随作业状态、作业条件等因素的变化而不同的。事故不等同于伤害，事故后果的严重程度具有不稳定性和偶然性。电力企业安全生产是各项工作的基础与前提，电力安全关系到国民经济的发展、社会秩序的稳定和人民群众的正常生活。在一个电力系统内，发电、供电和用电在电磁上相互连接和耦合。因此，在任何一点发生事故或任何一个设备出现问题，都会在瞬间影响和波及全系统，如果处理不及时和控制不当，往往会引起连锁反应，导致事故扩大，在严重情况下会使系统发生大面积的停电事故，给社会带来巨大损失。电力生产事故大致上可以分为人身伤亡事故、设备损坏事故、电网瓦解事故三大类。人身伤亡事故。电力生产人身伤亡事故是指在电力生产过程中因为某种原因发生的人身死亡、人身伤害事故，一般表现为在电力生产过程中发生的触电、高空坠落、机械伤害、急性中毒、爆炸、火灾、建筑物倒塌、交通肇事等。电力生产设备事故。电力生产设备事故是指电力生产设备在运行过程中发生异常、故障或发生损坏而被迫停运，一定时间内造成对用户的少供电，或少供热，或者被迫中断供电供热的事故。电网瓦解事故。电网瓦解事故是指因各种原因造成系统非正常解列成几个独立的系统。电网一旦发生事故且不能迅速消除时，很可能导致大范围、长时间的停电，后果十分严重。下面列出的是我国历年来一些重大停电事故：1) 浙江。1972年7月20日电网瓦解事故，损失负荷35万KW（占事故前全电网负荷的71%），经济损失约200万元。2) 湖北。1972年7月27日大面积停电事故，造成武汉、黄石、黄冈地区全部停电，经济损失2400万元。3) 安徽。1980年7月27日大面积停电事故，造成合肥以南及皖南大部分地区停电。4) 华中。1982年8月7日电网稳定破坏事故。造成湖北地区大面积停电，武钢、冶钢等重要用户严重受损。5) 贵州。1989年8月4日大面积停电事故，造成北部电网和清镇、贵阳、水城、都匀等电厂与主网解列，损失负荷47万KW。6) 广东。1990年9月20日大面积停电事故，造成广东北部电网与主网解列，北部电网频率崩溃，韶关、清远、肇庆三市全部停电，韶关、广州、南水、长湖四厂失去厂用电。事故历时3小时，损失负荷80万KW，损失电量177万KWh。7) 新疆。1993年3月14日大面积停电事故，造成系统瓦解，系统解列成三片运行。8) 海南。1993年4月24日大面积停电事故，造成海南全网瓦解，烧毁高压开关柜6面，波及16面，损失电量137万KWh。 9) 宁夏。1995年9月9日大面积停电事故，损失负荷42万KW。10) 西北。1997年2月27日大面积停电事故，造成西安东部、咸阳、渭南地区大面积停电，商洛地区全部停电。11) 海南。2005年9月26日台风“达维”对海南电力设施造成严重破坏，导致罕见的全省范围大面积停电事故。另外，根据事故性质又可将电力事故分为一般事故、重大事故、特大事故三种。第二章 电力生产事故致因第一节 事故致因理论概述从事故致因理论研究的发展历史来看，对事故致因的研究经历了一个从最初的简单单因素理论到后来的复杂因素系统理论的过程。1919年的格林伍德、1926年的纽伯博尔德、1939年的法墨和凯姆，都提出了“事故倾向论”。认为一个有事故倾向的人具有较高的事故率，而与工作任务、环境和经历等无关。1957年科尔提出了社会环境模型，他认为工人来自社会和环境的压力会分散注意力导致事故的发生。这些压力包括：工作变更、领导同事变更、婚姻、死亡、生育、分离、疾病、噪音、照明不良、高温和寒冷、时间紧迫、上下催促等等。海因里希的多米诺骨牌模型把事故致因归为五个因素：社会环境和管理欠缺（A1）、人为过失（A2）、不安全动作或机械物质危害（A3）、意外事件（A4）、人身伤亡事件（A5）。五个因素的连锁反应构成了事故（A5）（见图21）。伤害事故之所以发生是由于前面因素的作用。通过对图21的认真观察分析，我们可以找到安全工作的重心，就是在于减少和控制人为的不安全动作，消除机械的或物质的危害（A3）。从图中移去中间因素A3，将使系列环节中断，前级因素也就失去了作用（见图22）。人RENWEI A2图21 伤亡事故的五因素人RENWEI A2图22 拿开中间因素A3使系列中断，前级因素失去作用第二节 电厂运行中的人因失误为什么我们要单独分析人因失误？首先让我们看一些资料。资料一：19982001年国家电力公司共发生电力生产人身死亡事故125次，死亡136人，其中由于不严格执行安全工作规程、违章指挥、违章操作或装置性违章引起的人身死亡人数有112人，占死亡人数的80.4%。资料二：某省电力公司十年（19912001）63起事故统计分析结果见表21。表21 某省电力公司十年（19912001）事故统计分析序号原因分类主要原因数比 例备 注1人为因素4876.2%2设计、制造34.8%3安装23.2%4运行2844.4%5检修2641.3%6电气保护误动或不动46.3%7总统计事故数63显然从上面的一系列数据中可以看到人因失误（76.2%）成了电力生产事故发生的主要原因。在电力行业中对人因失误的分析显得越来越重要，通过科学系统地对“人因失误”的分析研究，我们可以发现人因失误与环境因素、心理因素、技术水平、身体状况、管理水平等有关。由此我们可以制定出相应的措施，尽量避免失误、特别是重大的人因失误事故的发生。一、 人因失误的概念及基本特征人因失误从广义上讲是指分析人在系统中的功能、作用和影响。其狭义是指人对系统可靠性的影响，包括传统的人的可靠性分析、人因失误分析、人机界面分析、人的特性分析等。我们这里所指的人因失误是在人机环境中，人为地使系统发生故障或发生机能不良的事件，它可能发生在设计、制造、安装、操作、检修、运行等电力生产的各个环节。人的失误就倾向性而言，与机器有一定的类似，一般具有以下特征：1、 人因失误的重复性。人因失误可能经常在不同条件下重复。2、 人引发事故的潜在性。人存在着潜在的引发事件的可能。3、 人的失误具有可修复性。人的失误可能导致系统故障或失效，然而在很多情况下，由于人在系统状况下的参与，可有效缓解或克服事件的后果，使系统恢复正常状态。4、 人具有学习的能力。人可以通过提高工作效率，适应环境和工作的需要，在这一点上人是明显区别于机器。由于人因失误有了上述特征，使得分析研究人因失误的根本原因，寻求人因事故的防范方法，提高系统的安全可靠性成为可能。二、 人的不安全行为人的不安全行为是指可能引起事故的、违反安全规程的行为，是导致事故的直接原因。安全行为的种类很多，安全规程不可能把所有的事情都包括进去，只能列举出经常出现、后果较为严重的不安全行为。因此，安全规程可能漏掉很多不安全行为。我国国标GB 64411986规定的不安全行为见表22。表22 CB 64411986附录A规定的不安全行为1、操作错误、忽视安全、忽视警告2、造成安全装置失效3、使用不安全设备4、手代替工具操作5、物体存放不当6、冒险进入危险场所7、攀坐在不安全位置8、在起吊物下作业、停留9、机器运转时加油、修理、检查、焊接、清扫等10、有分散注意力的行为11、在必要使用个人防护用品、用具的作业或场所12、不安全装束13、对易爆易燃等危险品处理错误三、 电厂运行人员行为特征有专家采用关键事件法对不同层次的运行人员的工作进行了分析，分析认为运行人员的行为具有以下的特点：长时间保持警惕、班组轮流、组内交流与合作、高风险和责任等。在紧急情况下，运行人员具有下列特点尤其重要：强责任心、主动性、过硬的心理素质、思路清晰、坚决果断等。为了准确把握每一位运行人员的心理特质，需要对运行人员的行为做出评价。评价指标包括：理论知识、工作态度、响应速度、沟通能力、决策的正确性及操作行为的可靠性。考评人员由工作经验丰富的工程师、值班长、同事等组成。四、 电厂运行人员失误的原因分析现代人机工程的研究结果表明，人的体力、精力是有限的，人为失误是不可避免的，杜绝人为差错是不可能的事情。但是我们可以通过对人为失误致因的分析，找到一些有效控制或减少人为失误的方法，从而将人为失误控制在很小的范围之内。运行人员的失误可分为熟练性偏离、规则性弄错和知识性弄错。其在行为、控制操作、注意力、失误形式等方面均表现出不同的特征。运行人员人因失误的直接原因可分为四大类（见图23）：临界失职、知觉错误、决策错误、操作错误。运行人员失误常表现为：疲劳、不适应、注意力分散、工作积极性低、记忆混乱、心理压力大、技术不成熟、判断错误、知识不足、信息传递失误等。运行人员失误直接原因临界失职知觉错误决策错误操作错误图23 运行人员失误直接原因五、 运行人员的判断失误随着电力工业生产自动化程度的不断提高，电力生产运行人员的体力劳动不断减少，脑力劳动日趋增加，运行人员在工作中需要接收的信息越来越多，越来越复杂，因此快速地分析判断信息做出正确的决策显得更加重要。判断失误又分两种情况：1、 判断失误。原因有：记忆错误，理论、方法错误；未能回想起学过的知识，受习惯性约束；有过类似的成功经验，犯经验性错误；环境条件差使行为人头脑不清；工作重复单调，疲劳导致意识模糊。2、 未做出判断、决策或忘记做出判断、决策。原因有：时间或情况过于紧迫，未能从容做出判断和决策；中途受其它事情干扰，注意力转移；过于紧张或过于松懈。六、 运行人员操作失误运行人员操作失误的主要表现有：1、 疏忽。如补氢时，氢压达到了300 KPa，忘记关闭补氢门。2、 多余。如进行了某项不要求的操作，留下了事故隐患。3、 不仔细。比如设定油枪燃油压力时不仔细，将1000KPa输成了100KPa，导致燃油压力低油层跳闸。4、 操作顺序颠倒。不严格按照操作票顺序进行操作，可能导致事故的发生。比如凝结水泵检修后安全措施恢复过程中，在没有开凝泵的抽空气门的情况下，如果先开凝泵的进出口门，可能导致运行的凝泵气蚀跳闸。5、 操作时机不恰当，延时或提前。比如汽轮机冷态启动时，暖机时间不够就提前升速，就会导致机组振动过大等。6、 反应迟钝。比如汽泵跳闸，如果没有及时启动电泵增加给水，汽包水位大幅度下降，可能导致锅炉MFT。影响操作人员失误的因素：1、 人的综合素质。综合素质包括技术水平、身体状况、心理素质和工作态度。2、 人机界面。人机界面是否有好，是否存在模糊不清，是否使人容易疲倦，或信息传递不够及时不够精准，这些都容易使人产生错误。3、 背景因素。影响人失误的背景因素有四点，即4M（Man，Machine，Media，Management）。人（Man）是指人际关系。机械（Machine）是指机器、控制系统、结构、形式及操作方法。环境（Media）是指工作场所的环境及企业文化的大环境。管理（Management）是指企业安全氛围、考核力度、安全管理深度等。第三章 电厂运行事故处理操作要点第一节 运行人员掌握事故处理操作要点的必要性对于异常事故的处理，也许很多人都认为规程写得很清楚很全面，这里再写操作要点没有必要。这样说也没有错，但是规程上说的东西太理论化，太笼统，内容也不够详尽，和实际的异常事故处理有一定差距，规程没有告诉我们如何才能快速准确地控制事故。大家在很多次专业知识考试中，或许都有这么一个同感：在作事故处理问答题时，会感觉到花5分钟甚至10多分钟都无法完全准确地写出答案，要么漏写操作项，要么把操作顺序写颠倒。如果实际生产中面对突发的异常事故我们也出现这样的状况，结果是可想而知的。很多事故从异常现象的出现到事故的发生，往往只有几分钟甚至几十秒，如何在这有限的时间内控制突发事故的发生，成了我们运行操作人员必须攻克的难题。任何事件发生都有它的原因，都有它的“死穴”。俗话说“打蛇要打七寸”，处理突发事件也一样，首先我们要作到控制事态的发展，然后才是采取措施消除异常事故，最后才是设法恢复到正常状态。在异常事故处理中，如果我们能够迅速果断地控制事态的发展，那么我们就成功了90%，要作到这点，我们首先必须熟练掌握每一件异常事故处理的操作要点。第二节 电厂运行事故处理操作要点一、 高加事故解列（一）、现象：1、 发出“高加水位异常”、“高加解列”声光报警信号。 2、 机组负荷突然上升。3、 汽包水位大幅度波动，先降后升（虚假水位）。4、 汽压突然上升。（二）、处理：1、 负荷260MW，尤其是满负荷时，注意适当减少给煤量。2、 加强对汽包水位自动控制的监视，必要时作手动调整。(在高加刚解列时，主汽压力突然上升使汽包水位下降，后因高加解列蒸发量减少，主汽压力下降，汽包水位快速回升。如果处理过程中，煤量减得过多，会加剧汽包水位的回升。因此处理过程中，为了减少汽包水位的波动，应尽量维持主汽压力稳定)。3、 汽温会先降后升，而且波动幅度较大，应提前作出调节。4、 确认高加水侧主/旁路切换正常，各抽汽电动门、逆止门关闭。调整高加汽侧水位正常。避免出现断水、汽轮机进水事故。二、 一台汽泵不出力或故障跳闸（一）、现象：1、 汽泵或小机故障/跳闸报警信号来。2、 给水流量、汽包水位大幅度下降。（二）、处理：1、 确认电泵联启正常，否则立即手动启动。根据当时负荷直接给定电泵勺管指令。注意电泵电机不能过电流。2、 负荷高时可适当减少给煤量。3、 开中间抽头减温水电动门。投入电泵电机空冷器冷却水，退出电加热。4、 如果电泵启不来，应立即打磨投油，迅速降负荷到130MW左右，不能过高也不能过低，以保证小机的出力。为了提高小机的出力，还应将主汽压降到12.5MPa左右。5、 机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常。严密监视电泵、运行汽泵的运行参数。如果小机退为机侧控制应及时设法切回炉侧控制。6、 如果故障汽泵没有跳闸，应将其指令降到0或将相应的小机打闸，以防故障汽泵突然打水。7、 电气专业根据情况倒厂用电。三、 两台汽泵同时不出力或故障跳闸（一）、现象：1、 两汽泵或小机故障/跳闸报警信号来。2、 给水流量、汽包水位迅速下降。（二）、处理：1、 确认电泵联启正常，否则立即手动启动。根据当时负荷直接给定电泵勺管较大的指令。同时立即打磨（只留两台磨）投油，迅速降负荷到120MW左右。注意电泵电机不能过电流，电泵入口流量应小于800t/h。2、 适当降低主汽压力，以提高电泵的出力。关闭所有的疏水及排污门。3、 开中间抽头减温水电动门。投入电泵电机空冷器冷却水，退出电加热。4、 机侧严密监视除氧器、凝汽器、除盐水箱、高加水位，维持各水位正常。严密监视电泵运行参数。5、 如果汽泵没有跳闸，应将故障的汽泵指令降到0或将小机打闸，以防汽泵突然打水。6、 电气专业根据情况倒厂用电。附：锅炉汽包水位调节的几点注意事项1、水位调节必须注意：1) 给水量与蒸发量的平衡水位稳定。2) 汽泵出口压力和主汽压（汽包压力）。3) 汽泵再循环门自动开关情况。一是影响给水量，二是跳给水泵。4) 机侧注意除氧器、凝汽器、除盐水箱水位。小机控制方式退回机侧控制时应立即设法切回锅炉控制。2、自动能调节的就不要解为手动，手动时加减幅度应根据水位下降速度给定，注意给水量与蒸发量不要相差过大，以免过调。3、水位高低调节辅助手段：1) 水位高：开定排（一次门事故时最好先打开）、紧急放水门（三期）；开再循环门；必要时打闸一台汽泵。2) 水位低：打闸一台或两台炉水泵（规定三台炉水泵运行时只准打两边的A、C炉水泵）；关再循环门；打磨降负荷。4、汽包水位可能出现大幅度波动的情况：4、汽包水位会出现较大波动的情况：1) 高加故障解列；2) 磨煤机跳闸；3) 带粉投磨尤其是启机初期；4) 炉水泵跳闸及启停；5) 冷态启动中，炉水达到沸点时；6) 机组启动过程中的冲转、并网；7) 并/退给水泵操作；8) 负荷14%时，给水主、旁路的切换；9) 汽泵故障跳闸；10) 安全阀动作；11) 汽机主汽门/调门大幅波动或突然关闭；12) 机组突然大幅度甩负荷或跳闸。13) 开汽机高低旁路操作。四、 厂用电全部失去（一）、现象：1、 所有电动机跳闸，炉MFT、汽机脱扣、发电机解列，声光报警发出。 2、 正常照明失去，事故照明灯亮。（二）、处理：锅炉专业1、 锅炉MFT后，按MFT动作后的规定处理。2、 确认空压机运行正常。3、 复位各跳闸设备。关闭锅炉各疏水门及放水门以尽量维持汽包水位。4、 保安电源恢复后：1) 启动空预器辅助电机。启动时注意检查扇形板的位置。2) 立即启动应急水泵，以确保炉水循环泵的安全。3) 立即启动火检冷却风机，以及各风机润滑油泵。4) 恢复事故照明。5、 厂用电恢复后，根据汽包壁温与给水温度的差值，请示总工许可后，启动电泵上水。6、 各备用设备、阀门、设定值置正常位。做好锅炉启动的各项准备工作。汽机专业1、 立即检查5台直流油泵联启，否则手动启动。保证大机润滑油系统和密封油系统的安全运行。2、 检查发电机跳闸后汽轮机转速下降，确认主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，防止汽轮机超速。3、 其它按汽机紧急脱扣事故规程处理。4、 空侧直流密封油泵启不来，立即投入空侧备用油路，否则马上派人到就地开平衡阀旁路门，保证氢侧油压，并适当降低氢压，降负荷。如果空氢侧油压均失去则应立即破坏真空打闸停机并向厂房外紧急排氢充CO2，通知厂消防队到现场。5、 检查循环水泵房循泵、冷却水泵等运行情况，调整循环水母管联络电动门和凝汽器循环水出口电动门，将循环水主要供给另一台机组，保证另一机组的安全。本机组适量供水以避免低压缸防爆门鼓开。如果循环水失去应禁止向凝汽器疏水。6、 所有跳闸设备复位、解除联锁，并检查转动设备是否倒转，防止汽水倒流。真空到0后，停止轴封供汽。7、 保安电源恢复后：启交流油泵停直流油泵；启应急水泵，保证炉水泵安全；启顶轴油泵，投盘车；恢复事故照明。8、 主机/小机静止后投盘车，检查偏心度正常，如超出，应在直轴后方可启动盘车，禁止强行盘车。9、 厂用电恢复后：恢复闭式水、空压机、凝结水系统。如果循环水失去，投入低压缸喷水或通过凝结器换水来降低排汽缸温度，在低压缸排汽温度60时才可启动循环水泵，向凝汽器通水。备用设备、阀门、各设定值置正常位。10、 系统故障排除后，请示值长重新启动机组。 厂用电全失时公用系统的处理（以#5机组厂用电全部失去为例）循环水系统的处理：1、 关小或关闭#5、6机循环水母管联络门（#5机没有保安电时，可到就地手动把#5机凝汽器循环水回水门关到15%左右）。关闭#5A、5B循环水泵出口蝶阀，停#5A、5B循环水泵。这样可以使循环水母管压力适当回升，同时在厂用电恢复时，防止#5A、5B循环水泵突然自启动。2、 启动备用冷却水泵及#6机组备用循环水泵。注意冷却水泵压力，严密监视运行循环水泵各轴承温度。3、 通知循泵房值班员到就地手动把循环水母管联络门关到20%左右。4、 严密监视#6机组的真空值和排汽温度，适当关小#5、6机凝汽器冷却水回水门，根据真空情况降低#6机组的负荷。空压机系统的处理： 1、 #5机闭式水失去，空压机失去冷却水，运行空压机可能会全部跳闸，#5、#6机组失去压缩空气。2、 #1、2空压机电源来自#5机公用段，#3、4空压机来自#6机公用段。#5厂用电失去，#1、2空压机失电，出力大幅下降或不出力。原则上#3、4空压机会联启，但是注意此时没有冷却水。3、 及时通知二期开二、三期联络门#3，确认#2、4联络门开，保证#6机组的安全。4、 根据情况倒换空压机冷却水源，先关闭#5机组的闭式水源，后缓慢开启#6机的闭式水源，启动#3、4空压机。5、 #5机厂用电恢复后，应立即恢复#5机闭式水系统，启动空压机，恢复正常供气。电气专业1、 确认柴油发电机自启动，电源开关切换正常。否则立即手动启动柴油机和手动切换电源开关（先分工作电源开关，再合备用电源开关）。检查柴油机发电机工作正常，保安段电源恢复正常，通知机炉人员恢复保安段负荷。2、 派人检查UPS切换直流供电正常，直流系统、蓄电池供电正常。并配合机炉人员正常启动直流设备。3、 保安段电源恢复正常后，检查UPS已切主回路（保安段）供电，将直流充电器切回保安段供电，调整直流母线电压正常。4、 恢复事故照明电源。5、 通知机炉复归各跳闸设备。请示值长倒起备变恢复厂用电系统。五、 厂用6KV电母线失去一段（一）、现象：1、 故障段上电动机全部跳闸并发出声光报警。2、 负荷、汽压、汽包水位等参数均下降。（二）、处理：1、 立即确认电泵联启正常，否则手启，调整汽包水位正常。2、 确认相应磨煤机已跳闸，投油层稳燃（通知除灰），减负荷到180MW。3、 确认各备用设备联启正常，检查空压机房、循泵房的设备及参数正常。4、 检查运行风机参数正常，维持一次风压正常，防止风机失速。调整汽温、汽压、风量正常。5、 如果电泵无法启动，应立即减负荷到130MW左右，降低主汽压到12.5Mpa左右，利用运行的一台汽泵尽量维持汽包水位（一、二期电泵在A段上，三期电泵在B段上）。6、 电气专业立即排查故障原因，尽快恢复故障段母线电源。六、 空气预热器跳闸、停转、着火（一）、现象：1、 发出单侧空预器主电机跳闸报警、空预器停转报警。2、 排烟温度迅速上升，空预器出口风温下降。3、 负荷略有下降。（二）、处理：1、 确认跳闸侧空预器备用电机联启正常，否则手动启动，跳闸前电机电流无晃动，可以按规定程序启动主或备用电机一次（三期可以立即用旁路控制方式启动备用电机一次）。如果主备用电机都无法启动，应启动盘车电机（一、二期）。2、 空预器主备用电机停止，转子停转，将联跳同侧送、引风机（三期），此时应立即关严故障侧空预器入口烟气档板，同时快速降负荷到180MW以下。严密监视排烟温度，排烟温度无法控制时，应继续减负荷，必要时申请停炉。排烟温度超过300可能损坏电除尘设备。3、 将故障侧空预器密封装置完全提升，主备用电机停电后，手动盘车（三期）。4、 通过就地观察孔监视故障侧空预器是否着火。如发现着火应紧急停炉，关闭该侧空预器烟风档板、联络门，隔离空预器，开同侧送、一次风机出口风道疏水门。通知除灰开故障空预器烟气侧底部放水门，停电除尘。投入消防水灭火。七、 炉底密封水失去（一）、现象：1、 负荷大幅度降低。2、 氧量、汽温、排烟温度异常升高。3、 引风机电流大幅度增加。4、 燃烧不稳，炉膛负压变正。（二）、处理：1、 立即通知除灰值班员恢复炉底密封水。2、 快速降负荷，投油稳燃，启电泵维持汽包水位正常，机组控制方式切为“基本控制”。3、 尽量控制主/再热汽温不超限。4、 炉底密封水不能恢复时应申请停炉。八、 给煤机连续堵煤（一）、现象：1、 故障磨煤机电流下降到空载电流。2、 故障磨煤机出口温度迅速上升。3、 延时2秒故障给煤机跳闸。4、 负荷大幅下降。（二）、处理：1、 确认给煤机出口堵煤，立即解除燃料自动，停故障给煤机。2、 根据情况投油稳燃（#5、6应尤其注意及时投油）。3、 增加其他磨的给煤量，但要严密监视其运行状况，防止连续堵煤。4、 处理过程中注意小机出力情况，必要时降低主汽压力。负荷过低时启动电泵维持汽包水位。5、 注意一次风压，防止一次风机失速。6、 磨煤机隔层运行时防止着火燃烧不好爆燃事故发生。九、 单侧送/引风机故障跳闸（一）、现象：1、 故障风机电流指示为零，“炉侧重要辅机跳闸”光字牌报警。2、 炉膛负压波动，燃烧不稳。3、 CRT显示总风量及风压下降。（二）、处理：1、 同侧送/风机联跳，确认跳闸风机出/入口挡板关闭，风道联络门关闭。通知除灰值班员。2、 快速减负荷至180MW以下，根据情况投油稳燃。3、 及时调整另一侧风机的出力，维持炉膛负压、汽包水位、汽温、排烟温度等正常。4、 严密监视烟风道各点温度，防止发生着火再燃烧事故。十、 单侧一次风机故障跳闸（一）、现象：1、 故障一次风机电流到零，“炉侧重要辅机跳闸”、“一次风母管压力低”光字牌报警。2、 上层磨煤机自上而下依次跳闸。3、 炉膛负压增大，燃烧不稳。4、 总风量下降。（二）处理：1、 磨煤机从上至下相继跳闸，直到一次风压恢复正常。及时投入相应油层，稳定燃烧。负荷降到180MW以下。负荷过低时应及时启动电泵维持汽包水位。通知除灰值班员。2、 确认跳闸一次风机出口挡板关严，调整另一台风机出力，注意不要过负荷跳闸，维持一次风压正常。检查跳闸磨煤机冷热风门关闭。3、 监视汽包水位、汽温、炉膛负压、风量、排烟温度等参数，必要时作出手动调整。4、 密切监视烟风道各测点温度，发现两侧烟温偏差过大时，可适当调整两送/引风机负荷，防止出现再燃烧。十一、 风机失速（一）、现象：1、 炉膛负压波动，燃烧不稳。2、 失速风机电流下降至空载电流，动叶开大100%。另一台风机电流上升，动叶开度增大。（二）、处理：1、 立即减煤降负荷到180MW左右，必要时投油稳燃。2、 减小失速风机动叶，适当减小另一台风机出力，防止过负荷跳闸。待失速风机重新出力后（电流上升），及时并入运行。恢复机组正常负荷。3、 事故处理中应严密监视汽包水位、汽温、炉膛负压、风量等参数，必要时作出手动调整。十二、 汽轮机TV1(或TV2)阀突然关闭（一）、现象：1、 负荷、汽包水位、给水流量突然下降。2、 主汽压急剧上升。3、 TV1关闭，GV1、2、3、4、5、6全开。4、 安全门可能动作。5、 汽机旁路系统可能动作（一、二期）。（二）、处理：1、 负荷突然下降，从汽压判断是机侧还是炉侧问题，发现TV1关闭，立即打磨降负荷到180MW左右。2、 严密监视和控制主汽压不超，检查汽机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等，若异常，应继续降负荷。 3、 开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水。4、 关闭该侧高压调门、TV1进油门，将TV1、GV1、3、5强制关闭。5、 切TF为“操作员自动”基本控制方式。6、 通知热工立即处理，将TV1恢复开启，并将GV1、3、5指令强制为0，然后开启GV1油动机进油门，再由热工逐渐给指令，缓慢将GV1恢复到计算机的内部计算指令，同样将GV5、3逐渐恢复正常。7、 正常后关闭疏水门，恢复调度负荷。十三、 热工DCS故障（#5、6机组为例）（一）、现象：1、 硬光字牌“DCS系统”红灯闪，并发出报警声。2、 大屏幕及OPU站上的运行参数变成粉红色，且没有变化。设备状态没有变化。OPU站无法操作。3、 数据系统公路上悬挂的各DPU显示均离线状态。（二）、处理：1、 DCS全部故障时，禁止盲目操作，严密监视控制室内可监视的仪表装置，比如汽包TV水位计、炉膛火焰电视（炉膛负压表、设备电流表），硬光字牌，立盘上的大机主汽门、调门开度、小机阀门开度及转速情况，定子电流表、励磁电压电流、保安段电压，通过电子间的故障录波器监视负荷、电压等。2、 立即通知热工人员到现场排除故障，汇报值长，作好机组紧急停运准备。3、 短时间不能恢复正常，应请示值长紧急停机。（对于后备操作监视手段很少的#5、6机组，此时应尽快停机。）4、 锅炉专业1) 接到紧急停机命令后，通知汽机、电气，按顺序手动MFT，手动脱扣汽轮机，手动打闸发电机。2) 手动MFT后，应立即到就地确认。a) 所有的制粉系统跳闸，否则就地手动打闸。b) 燃油速断阀关闭，并将炉前燃油系统进油手动总门关闭。c) 两台一次风机跳闸，否则手动打闸。d) 打闸两台引风机，同时确认两台送风机联跳，否则手动打闸，为了防止炉膛正压过大，最好先打闸一侧引、送风机，再打闸另一侧引送风机。e) 将减温水电动截门关闭。f) 打闸三台炉水泵，确认炉水升压泵运行正常，压力正常，否则应启动应急水泵。g) 确认空预器运行正常，将扇型板提升到极限位。h) 确认火检冷却风机运行正常。i) 关闭所有的疏水门（电子间内可以操作）。3) 系统恢复后，各个转机复位，备用设备调节门指令、设定值置于正常位置。锅炉上水时注意，如果汽包水位没有，此时上水要请示总工同意。5、 汽机专业1) DCS出现故障时，立即用硬手操启动大机直流油泵作好备用。监视立盘上主汽阀、调阀开度，小机阀门开度及转速等情况。派人到就地监视汽轮机声音、油压，发现有异常应立即打闸汽轮机并破坏真空。派人到就地监视大机油系统，密封油系统及氢压。2) 接到值长紧急停机命令后，就地启动交流润滑油泵，就地确认压力、温度正常后，脱扣汽轮机，确认立盘上主汽门、调节门关闭，并打闸两小机。3) 需要去就地确认和操作的事项：a) 高中压主汽门、调节门关闭。必要时停止EH油泵。b) 大机润滑油压油温正常，汽轮机就地声音正常，油压正常，转速下降，就地启动顶轴油泵，大机转速到零时，就地投入大机盘车。记录惰走时间。c) 确认各抽汽电动门、逆止门以及高排逆止阀关闭。确认密封油系统正常。d) 开本体疏水手动门、电动门，气动门通知热工人员打开。检查轴封压力温度。 e) 开低压缸喷水旁路门，通知热工开低压缸喷水。f) 关冷再至辅汽联箱电动