6kV母线失电处置措施

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6KV 厂用工作母线失压的处置方案

6KV 厂用工作母线失压的处置方案Voltage loss of the 6 KV station service operating bus厂用6KV工作母线失压Phenomena现象a) The audio alarm is generated, and the system carries surge current;a) 音响报警，系统有冲击。

b) The switch of operating source for fault section trips and its greenindication lamp flashes;b) 故障段工作电源开关跳闸，发绿色闪光。

c) The switch of standby source for fault section trips after it is ganged andits green indication lamp flashes;c) 故障段备用电源开关联动投入后又跳闸，发绿色闪光。

d) The voltage of the fault section is zero and corresponding protection is operated.d) 故障段电压为零，相应的保护动作。

Handling 处理a) Reset the audio system;a) 复归音响。

b) Remove the station power quick-changeover unit;b) 退出厂用电快切装置。

c) Check the operating conditions of protection;c) 检查保护动作情况。

d) Recover the power supply of 400V bus with voltage loss due to failure ofthe 6 KV bus as soon as possible, and pay attention to checking theoperating conditions of security section;d) 尽快恢复因6KV母线故障引起的400V失压母线送电，特别应检查保安段运行情况。

6千伏IB段母线停电注意事项

针对6千伏IB段母线停电注意事项：一、停2号除尘变1、联系脱硫除灰，将3号空压机、4号空压机停止倒其它空压机运行。

2、转移除尘2段负荷，停止2号除尘变运行，瞬停除尘PC2段母线。

拉开C542开关，将C542开关摇至检修位置，合除尘1段备用电源C501开关，拉开C562开关，将C562开关摇至检修位置。

3、如除尘2段不能空出空母线需要询问除尘有无异常，如有异常联系集控运行。

二、停1号化学变1、联系化学，转移化学PC2段负荷，停止1号化学变运行，瞬停化学PC1段母线。

拉开H541开关，将H541开关摇至检修位置，合化学1段备用电源H501开关，拉开H561开关，将H561开关摇至检修位置。

2、如化学1段不能空出空母线需要询问化学有无异常，如有异常联系集控运行。

三、停2号工作变1、停止1号机2号定子冷却水泵，启动1号机1号定子冷却水泵，停止2号工作变压器，瞬停工作PC2段母线，拉开2号工作变压器低压侧3132开关，将2号工作变压器低压侧3132开关摇至检修位置，合上厂用PC1段备用电源3230开关，拉开2号工作变压器高压侧3162开关，将3162开关摇至检修位置。

2、检查1号机保安PC1段电源联动正常，（拉开2号工作变压器低压侧3132后，保安段电源12DK、12ZK分闸，11DK合闸；合厂用PC1段备用电源3230开关后，应拉开12DK，防止环流），检查1号机ECMS、1号机盘车、1号机顶轴油泵、1号机空氢侧密封油泵、1号机DCS、1号机交流润滑油泵、1号机110、220直流充电装置运行正常；3、此时保安段少一路电源，如保安段失电，检查柴油机是否启动，如1号柴油机启动失败，断开10DK，合12LK，启动2号柴油机运行，用2号柴油机带保安PC1段运行，极端情况下，可以断开10ZK、20ZK合用10DK、12DK、保安联络开关12LK，用保安PC2段带保安PC1段。

3、检查1号机MCC段、1号炉MCC段、1号炉干渣机MCC段电源正常，所带转机运行正常。

发电厂电气事故处理预案

直流母线接地事故处理预案一、事故前运行方式：直流系统正常运行方式,各测量表计、绝缘监察装置正常运行;二、直流母线接地现象：1、在DCS报警画面上“直流系统异常”信号发出;2、直流母线上的绝缘监察装置发“母线接地”报警,接地极母线对地电阻值降低、对地电压降低;三、直流母线接地处理：1、电气值班员去就地检查,有无明显接地想象,查看直流母线正负对地电压;正负对地电阻,确证是哪组直流母线接地及接地极性;2、先检查是否因新启动设备导致,如为新启动设备导致,将该设备切出,通知检修;3、利用直流母线绝缘监察装置检查各支路的绝缘情况;4、联系仪电二次人员配合,采用瞬时停电法,确定接地直流馈线回路;对于热控、ＤＣＳ等重要负荷采用瞬时停电法时应取得热控人员的同意、并采取可靠安全措施后方可试拉;５、试拉后不论该设备是否接地,均应立即送电;６、若直流馈线回路无“接地”故障,则可能发生在直流母线、充电器、蓄电池组或绝缘监察装置本身,可采用倒换,逐一停用办法查找;7、查找出直流接地点时,运行人员及时通知检修人员处理;8、查找接地时,应取得值长,机长同意方可进行,瞬时切断直流电源,应先联系有关专责人员同意后方可进行;9、对保护柜、自动装置柜直流电源采用瞬时停电法时,应设专人就地检查工作状态,有异常情况时及时进行汇报;10、查找直流接地时,要两个人操作,且时间不超过两个小时;同时整个过程应迅速,仔细,预防故障扩大;11、查找直流接地选择顺序如下：A：测量母线对地电压,判明接地程度和极性；B：选择当时有工作、存在设备缺陷、被淋湿的回路；C：选择信号回路；D：选择控制回路；E：选择直流母线上的设备;500KVGIS开关、6KV开关拒动事故处理预案一、500KVGIS开关拒动原因分析：1、SF6开关气压不足或漏气2、储能机构故障3、机械故障4、控制回路、合闸回路故障二、500kV GIS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其它气室为20℃;2当断路器SF6气体压力低到20℃时,主控室、汇控柜发"断路器SF6压力降低"信号;其它气室SF6气体压力低到20℃时主控室DCS画面、LCP柜发"其它SF6压力降低";3当断路器SF6气体压力低至20℃时,将自动闭锁断路器的跳、合闸,同时主控室DCS画面、LCP 柜将有" SF6压力低闭锁操作"信号发出;2、断路器SF6气体压力异常的处理:1SF6气体压力低信号发出后,应立即汇报,并通知检修人员;2对GIS设备进行检查,检修人员对压力低的气室进行补气;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;3如严重泄压或压力到零,在压力低闭锁操作信号发出时,断开断路器、刀闸的控制电源开关,严禁断路器操作,及时申请停机处理,采用对端先停电的方法将断路器断开,停机处理;4SF6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;3、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;4、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,应将其控制电源停电,将开关退出运行,停电处理;5、在查找泄漏点时应逐一关闭气室的密度继电器的阀门判别是那一个气室发生的泄漏;二、信号光字1、LCP柜发下列光字信号：断路器SF6压力降低报警;断路器空气压力过低闭锁;G1、G2、G3气室SF6压力降低报警;DS、ES、FES电机过流报警；电源空气开关分闸报警;2、GIS向主控室上传下列光字信号：压缩空气高报警；SF6压力降低报警；断路器SF6压力降低闭锁;压缩空气压力低重合闸闭锁; 压缩空气压力低闭锁;电机运转信号,电机过热保护信号;3、500KV GIS的跳合闸闭锁A、断路器1断路器SF6气体压力为时发报警信号;上升到时报警解除;2断路器SF6气体压力为时闭锁;上升到时闭锁解除;B、G1、G2、G3气室1SF6气体压力为时发报警信号;2SF6气体压力为时禁止运行人员操作相应的隔离开关和接地开关;应通知维护人员补气,上升到时方可进行操作;C、压缩空气降低时的闭锁：1当储气罐的压缩空气压力降低到时,空压机自动启动,进行补气,当压力增加到时,空压机自动停止;2当储气罐的压缩空气压力降低到时,断路器操作闭锁,当恢复到以上时,闭锁解除;3当储气罐的压缩空气压力降低到时,发出空气压力低报警,当恢复到以上时,报警解除4当储气罐的压缩空气压力降低到时闭锁断路器重合闸,同时发压缩空气压力低重合闸闭锁信号,当压力达到解除闭锁;6KV开关拒动事故处理1、6KV开关拒动的原因：1、保护拒动；2、保护出口压板未投；3、开关机构卡塞拒动；4、开关的操作机构动力不足；5、控制回路有接地现象存在或二次保险熔断；6、直流系统发生接地负极；7、双跳闸线圈均烧坏；8、开关本身存在缺陷;开关拒动后,相应的失灵保护将动作会造成大面积停电事故;2、6KV开关拒动事故处理：1如果是保护回路或控制回路故障导致开关拒动,及时联系电气维护人员检查回路,可以通过短接或跳线将开关跳闸,再详细进行检查处理;2上述方法不能处理时,判断为开关内部故障时,应尝试用开关本体跳闸按纽跳开开关,开关跳开后,摇至试验位再详细进行检查处理;3以上两条均不能使开关断开时,应将故障开关所在6KV母线停电后,再开关拉出检查处理;6KV 母线停电时应先将母线上所带其他负荷倒换至备用负荷后,依次停用,再将母线停电;6KV单段母线停电后,主要辅机设备均无备用设备,应维持机组负荷在150MW左右,维持机组参数在正常范围,作好设备掉闸的事故预想,认真执行紧停规定;故障开关拉出后,逐步恢复6KV母线带电,及母线上负荷带电,恢复正常运行方式;4故障开关处理好后,必须检查五防功能完好,试验正常后方可送至工作位;发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案一、事故前运行方式：机组正常带负荷运行,发电机出口电压互感器1YH、2YH、3YH投运且工作正常;二、发电机出口PT断线或掉闸现象：1、发电机电压、有功、无功显示降低、为零或不变;2、发电机周波显示可能失常;3、发电机定子电流显示正常;4、发变组保护装置PT断线信号灯可能亮;5、发电机报警画面上发电压不平衡信号;6、励磁调节器主、从方式可能切换;三、发电机出口PT断线或掉闸原因：1、发电机电压互感器故障;2、电压互感器二次回路故障;3、电压互感器一次保险熔断;四、发电机出口PT断线或掉闸处理：1、若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为1YH PT故障,维持机组原工况运行,不得调整有功功率和无功功率;2、若励磁调节器主、从方式切换则可能是1YH或3YH故障,从励磁调节器工控机上检查相应的故障信息;3、检查电压互感器二次小开关是否跳闸,如果跳闸,可试合一次,若试合不成功,通知维护人员处理;4、如果查明是由于PT一次保险熔断,应通知维护人员处理;将该PT所带保护退出运行,AVR切换另一套调节器工作;断开该PT二次开关,将PT小车拉出带绝缘手套、做好防护措施;将一次保险更换,检查PT无异常后将PT送工作位,检查一次插头插好,合上二次开关;测量输出电压正常后将所退保护逐一投运,检查AVR、保护运行正常;5、如为互感器故障,通知维护人员处理,同时运行人员加强监视;6、如1YH故障,记录退出时间,计算影响发电机及高压厂用电量,注明在表单上;1YH所带负荷：测量、AVR、发变组II组后备保护：低励失磁、转子一点接地、程序逆功率、逆功率、过激磁、过电压、连续低频、误上电2YH所带负荷：录波、100%定子接地I、II组、发变组I组后备保护具体同上II组后备3YH所带负荷：AVR、匝间保护一、二励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案一、调节器AB故障一、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：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;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;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6Kv 1A、1B全部中断现象：1、事故音响器响,DCS系统及厂用电管理机同时报警;2、锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列灭磁;3、厂用电母线电压降到零,无保安电源的交流电机均跳闸;4、所有运行的交流电动机均跳闸停运,各电动机电流指示回零;5、汽温、汽压、真空迅速下降;五、厂用电全部中断的原因：厂用电6KVIA、6KVIB工作电源进线开关1BBAO2AA000 1BBBO2AA000事故跳闸,备用电源进线开关1BBAO4AA000 1BBBO4AA000未自投或自投不成功;六、厂用电全部中断的处理：1、厂用电全部中断按照不破坏真空停机处理;2、首先确认主机直流油泵、空侧直流油泵及氢侧直流油泵自启动,注意各瓦温的温升变化;监视机组氢压,并检查密封油系统差压阀,跟踪正常;3、确认直流系统由蓄电池带正常;4、确认UPS切换至直流电源正常;5、厂用电中断后,应清除掉闸设备的自启动指令,并将设备联锁切除;6、值长通知外围将掉闸设备的自启动指令清除,倒由临机带;7、确认柴油发电机自启动,否则手动启动柴油发电机,首先恢复保安段带电;8、保安段带电后,启主机交流润滑油泵、空侧密封油交流油泵,停直流油泵,启各辅机油泵；UPS,直流切换为正常方式运行;9、手动关闭可能有汽水倒入汽机和排汽装置的阀门;检查辅汽由临机带;10、关闭锅炉燃油跳闸阀;11、关锅炉各减温水门,打开省煤器再循环;12、适当开启引风机静叶、送风机动叶利用自然通风进行吹扫,十分钟后关闭,监视汽包上下壁温差变化;13、启动空预器辅驱动,不成功时应切断空预主辅电机的电源,做好安全措施后,组织人工盘车,盘车轻松后,投入辅电机驱动;14、机组惰走过程中,应注意监视润滑油压、油温及各轴承金属温度和回油温度;15、汽轮机转速降到600rpm时,监视顶轴油泵自启动,否则手动启动;16、汽轮机静止后,记录惰走时间,投入盘车运行；如盘车启不来,做好大轴标记,每半小时手动盘车180°,直到手动盘车轻松后,投入盘车连续运行;17、查明备用电源未自投或自投不成功的原因,消除后尽快投入备用电源;18、厂用电恢复后,将低压厂用电系统恢复正常运行方式,恢复保安段由低压厂用电带;将直流系统、UPS 系统恢复正常运行方式;19、当辅汽源正常时,机组的启动程序原则上按机组热态启动的顺序进行;当辅汽源中断两台机均停运时不能恢复时,应考虑特殊启动方式或按停机处理;20、连续盘车4小时后才可重新冲车;七、厂用电部分中断现象：1、事故音响器响,DCS发报警信号,厂用电管理机同时报警;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、6KV A段B段掉闸处理：1、未查清楚原因之前,禁止给失电母线送电;2、检查正常供电的低压备用设备自启动情况,若未启动,手动投入;3、调整机组负荷及燃烧维持机组运行;4、检查6KVA母线带电动机失电掉闸情况,热机侧按照RB减负荷处理;5、手动断开故障段上未跳闸的设备;6、若汽轮机真空低保护动作,按照事故停机处理;7、若真空低保护未动作,锅炉MFT未动作,应降低机组负荷维持运行,燃烧不稳可投油助燃;8、若锅炉MFT动作,应维持汽轮机、发电机运行,按MFT动作处理;9、若锅炉MFT动作后,汽轮机也掉闸,启动直流润滑油泵,监视发电机解列,按照停机处理;10、检查保护动作情况,查明原因,尽快恢复故障厂用段供电,按照热态恢复机组启动;11、若机组维持运行,应注意监视高厂变单段过负荷;必要时倒为备用电源供电;九、厂用电中断预防措施：1、加强防误管理及操作票质量监督;2、定期校验保护装置定值及可靠性;3、合理分配厂用电母线负荷;二、保安段失电现象：1、保安PC段母线电压到零;2、保安PC段工作电源进线开关可能掉闸;3、保安PC段工作电源进线开关电流指示到零;4、保安PC段所带负荷掉闸,引发机组RB动作;三、保安段失电原因：1、电源失电引起：全厂失电、锅炉变掉闸、锅炉段失电、工作电源进线开关或锅炉段供保安段开关误掉等;2、保安PC段本身故障：保安PC母线发生短路或接地故障;3、保安PC段所带负荷故障、保护越级动作跳PC段工作电源进线开关;四、保安段失电处理：一、电气方面处理：1、当保安A段保安B段失电后,母线PT上低电压回路启动：延时10秒同时发出：启动柴油发电机、跳保安A段保安B段工作电源进线开关、合保安A段保安B段备用电源进线开关三个指令,当柴油发电机稳定运行后电压、频率合格,柴油发电机出口开关合闸,向保安A段保安B段母线供电;应检查此过程动作是否正常,否则应手动于预;2、保安段发生单段失电外部原因时,应检查保安各段所带双路电源负荷的自动切换正常,否则手动进行,主要有如下：磨油站、热力盘、直流充电器、DCS电源、热控电源、UPS电源; 当保安段全部失电时,此时全厂已经失电,在柴油发电机启动正常之前,应检查UPS由直流电源带,直流系统由蓄电池带,并且尽量减少UPS和直流系统不必要的负荷,防止蓄电池亏电,柴油发电机启动正常后及时进行方式切换;3、保安PC段所带负荷故障、保护越级动作跳PC段工作电源进线开关造成失电时,如果故障点明显时,将其隔离后恢复PC段送电；如果故障点不明确时,应将保安PC段所带负荷全部拉出,PC段母线测绝缘正常后恢复母线带电,各个负荷逐一测绝缘逐一送电;4、如保安A段保安B段母线有明显的故障时,则应将母线电源隔离,将保安PC段所带负荷全部拉出,布置安全措施、联系检修处理;5、如工作进线开关误掉引起、或电源失去后又恢复时,检查无异常后将保安段电源切回到工作电源接带;6、保安A段保安B段母线由柴油机供电切到锅炉PC段供电时,应先退出母线PT上低电压压板,后进行串切,防止非同期并列;二、热机方面处理：1、保安段全部失电时即使柴油发电机可以启动正常,段上所带的动力负荷全部掉闸,将直接导致机组停运,在恢复送电之前,汽机侧应检查主机直流油泵、密封油直流油泵启动正常,保证机组能够安全停运,机组按不破真空停机;汽机止速后应立即组织手动盘车,防止发生大轴弯曲；当电源恢复后,汽机未止速时可立即启动;锅炉侧必须及时对空预器进行手动盘车,同时电动或手动关回空预器烟气入口挡板,防止转子受热不均卡涩;2、如仅为保安A段或保安B段一段母线失电时,机炉侧均应及时检查失电段所带重要负荷空、氢侧密封油泵抗燃油泵送、引风机油泵的备用设备、电源自动联锁正常,否则应立即手动启动,防止停机、停炉的情况发生;汽机侧应检查密封油系统由直流油泵工作后参数的变化;根据锅炉侧燃烧情况调整负荷;3、保安A段失电时,锅炉侧1空预主、辅电机、1、2、3给煤机跳闸,导致A侧风烟系统联锁停运,RB动作掉C磨煤机;应及时投油稳定燃烧,根据单侧风烟系统和3台给煤机实际出力控制机组负荷在160到180MW左右,在A磨煤机走空之前保安电源可以恢复时,应立即起给煤机补煤,逐步恢复A侧风烟系统；当保安电源短时无法恢复时,在A磨走空之前应及时切为BC磨运行；A侧风烟系统连锁停运后,除必须及时对空预器进行手动盘车外,应检查A侧风烟系统挡板确已完全关闭,风烟已停止流通,严密监视A侧空预器出口烟气温度变化,达到250度及以上时必须手动MFT;4、保安B段失电时,锅炉侧2空预主、辅电机、4、5、6给煤机跳闸,导致B侧风烟系统联锁停运,RB动作掉C磨煤机;应及时投油稳定燃烧,根据单侧风烟系统和3台给煤机实际出力控制机组负荷在160到180MW左右,电源可以恢复时,逐步恢复A侧风烟系统；空预器同上所述;当机组在启动过程的挂闸到定速阶段,保安B段失电时,氢密封备用泵失电会直接导致汽机掉闸;三、其他方面处理：1、保安B段失电时,锅炉电梯、空冷电梯失电,应注意联系在外巡检人员,防止发生困人事故,如发生时应先解决困人事故;2、保安段动力负荷的M101装置的电源失电时,只会导致母线上动力负荷掉闸,处理较母线失电简单,处理要点和热机处理原则大致相同,在此不再详述;。

火力发电厂6KV工作段半段失电

火力发电厂6KV工作段半段失电1、值长、机组长1）立即安排各专业负责人消除本专业可能发生的危险点。

2）通知未跳闸的机组增加出力，尽快向当值调度员和主管领导汇报情况，确认各专业危险点已消除。

3）若机组已经跳闸，按照机组全停进行处理。

4）组织分析事故原因，恢复运行方式或通知检修处理2、锅炉主控台1）若RB已动作，按RB动作处理；若处理过程中燃烧急剧恶化应果断停炉，避免发生爆燃事故；通过引风机调节炉膛负压在允许范围内2）若机组发生跳闸，按照机组跳闸进行处理。

3、锅炉副控台1）若RB已动作，立即手动增加未跳闸给水泵的出力或启动电动给水泵增加给水流量使煤水比和中间点过热度维持在正常范围内，注意不使给水泵转速超限2）若机组发生跳闸，按照机组跳闸进行处理。

4、汽机主控台1)检查机侧各个辅机联动情况，如未联动手动强启。

必要时强启直流油泵。

2)利用减温水对主再热汽温进行微调，减温水流量偏大或偏小及时通知锅炉副控修正中间点过热度。

3)密切关注主再热汽温的变化趋势，发现汽温急剧下降应及时打闸停机。

调节除氧器水位和凝汽器水位在正常范围内。

4)若机组跳闸，查汽轮机转速已得到有效控制，汽轮机已跳闸，各段疏水正常开启，抽汽逆止门可靠关闭；确认主油泵已联启，润滑油压正常；确认汽动给水泵已跳闸，无倒转现象，否则手动打跳，关闭出口电动门。

5)确认顶轴油泵联启正常；确认除氧器水位、凝汽器水位已得到有效控制、凝结水再循环已正常开启；确认循环水系统运行正常，转速到零投入连续盘车。

5、电气主控台1）、检查保安电源是否正常，柴油发电机是否联启，如没有联启，手动启动。

2）、检查发电机组是否已正确解列灭磁，如已经跳闸，检查厂用电快切动作情况及灭磁开关状态。

3）检查厂用电源跳闸情况及保护动作情况，确认故障原因，复位跳闸的开关；检查6KV厂用电各段负荷开关处于断开位，逐步对空母线测绝缘送电；根据重要程度逐个对负荷测绝缘送电，优先恢复照明段、保安段电源，恢复对直流、UPS充电；对于未跳闸或绝缘不合格的负荷开关应对其一、二次系统进行详细检查，查明故障点，通知维护处理。

6KV1A1段母线失电

5、6kV1A1段可能有“快切装置闭锁”、“开关位置异常”报警
6、6kV公用01A段有“快切装置闭ห้องสมุดไป่ตู้”、“后备电源失电”报警，快切装置有“切换完毕”、“装置闭锁”信号；
7、#21机AMCC失电。
后续现象
检查现象
1、6kV1A1段、380V1A1PC段上带低电压保护的负荷跳闸；
2、61A102开关综保有保护动作信息。
2、失电不跳闸设备包括：#21炉B引风机；#21机A热网疏水泵；
3、注意#21机、炉配电箱电源是否切换正常；若切换不正常，将造成机、炉所有电动门失电，只能就地手动操作，直至配电箱电源恢复；
4、6KV1A1段恢复正常运行后应将快切装置复位并检查正常。
2、调整炉膛负压，增加一次流化风量，适当增加给煤量，维持炉膛负压、床温在正常范围，保证基本流化；由于#21炉B引风机失电不跳闸，应立即手动停运该风机，确认其出入口挡板关闭；
3、调整汽包水位，严禁抢水，若备用给水泵启动不成功，立即手动MFT焖炉；
4、增大运行播煤增压风机风量（不得超过额定电流）；
5、#22炉根据给水量，适当降低锅炉负荷，保证本炉正常运行；待给水恢复正常后，按值长要求恢复负荷；
3、6kV1A1段快切装置“闭锁”灯亮；6kV公用01A段快切装置“闭锁”“备用”灯亮
4、主变、高厂变通风控制箱切至电源二运行；
5、#21机、炉配电箱电源切至备用电源供电；
原因
1、6kV1A1段母线故障；
2、6kV1A1段上负荷故障，且开关拒动；
3、61A102、61A105开关二次回路故障、开关误动或拒动。
11、将61A102开关停电，通知检修处理。
汽机
1、检查给水泵备用泵联动情况，维持给水母管压力正常，联动不成功，手动抢合备用泵；若备用泵不能投入或无备用泵，汇报值长、单元长，通知锅炉；

6KV供电系统突发性掉电

6ＫＶ供电系统突发性掉电
应急预案
⑴如出现6kv电源掉电，要立即通知值班经理及、队值班人员；
⑵迅速将所内设备巡视一遍，并与矿方调度联系，分清掉电原因，采取相应措施；
⑶、确定故障原因后，根据具体情况采取以下措施：
①6kv线路故障：与矿调度联系，将备用6kv线路送电；
②6KV变电所以外其它车间6kv线路或设备故障，相应的6kv 高压电柜挂牌禁止送电，恢复其它车间或线路的供电；
⑷6KV电源有电后，按操作规程将进线柜送电，6KV母线带电，然后按以下顺序供电；（故障点禁止送电）
①风机专用变压器
②电力变压器
③井下动力变压器
④绞车房、工业广场、压风机房
⑤井口照明及其它
⑸如掉电原因不明，可按正常操作程序试送电，操作过程中如出现二次跳闸，则引起跳闸的开关柜不能再送，待查明原因确认能送电后再送。

制造分厂6kV系统失电应急操作预案

制造分厂6kV系统失电应急操作预案
紧急操作预案
1. 确定失电原因：首先，通过通讯系统与电力公司联系确认是否在该地区停电。

如果是供电公司的故障导致停电，询问预计修复时间。

2. 人员安全：确保所有员工的安全。

在停电情况下，引导员工尽快离开高危区域，避免因停电导致的危险情况。

3. 通知应急人员：通知分厂的应急责任人员，并指派一个负责协调应急措施的人员。

该人员应该知悉6kV系统的操作和安全知识。

4. 停电设备检查：在所允许的情况下，检查停电设备，排查是否有明显的故障现象，如过载、漏电等。

此时，员工必须按照相关安全操作规程进行操作。

5. 应急电源调用：如果停电时间较长，需要启动应急电源供电。

按照电路图和相关操作规程，将应急电源与6kV系统连接，确保必要的用电设备继续正常运行。

6. 恢复电力：如果停电是因为供电公司的故障导致，待供电公司修复后，需按照操作规程逐步恢复6kV系统的供电。

此过程需要由具备相关技术知识的人员进行，并严格按照操作规程执行，以保证操作的安全性。

7. 监测设备：在重新供电后，需要对6kV系统进行必要的检验，确保设备的正常运行。

对于电气设备和线路，应进行必要的测量和检修，确保设备适用、安全可靠。

8. 事后总结：在紧急操作处理完毕后，由应急责任人员负责组织事后总结。

总结时间、原因、处理措施等，并提出改进意见，以便于下次出现类似情况时采取更合适的措施。

以上是制造分厂6kV系统失电情况下的应急操作预案，具体操作应根据实际情况和相关规程进行。

母线失电处置方案

母线失电处置方案母线是电力系统中负责输电的重要设备之一，一旦母线出现失电的情况，会造成严重的影响。

因此，制定一套科学的母线失电处置方案十分必要。

一、母线失电的原因母线失电的原因主要有以下几种：1.母线负荷过大，导致过载。

2.母线接触不良或设备失效。

3.短路或故障引起的跳闸。

二、母线失电的影响母线失电会影响电力系统的稳定性和可靠性，具体表现如下：1.对发电机、变压器等设备造成过大冲击。

2.影响电力负荷的供电。

3.引起用电设备的损坏，损失严重。

三、母线失电处置方案针对母线失电引起的影响，制定一套有效的母线失电处置方案是非常必要的。

3.1 现场应急处置在发现母线失电后，需要第一时间做出应急响应，执行下列措施：1.检查并确认母线失电的原因，排除可能的故障。

2.停止受影响的设备和电路，并记录影响范围。

3.抢修受影响的设备和电路，恢复供电。

3.2 外部协调1.及时报告供电公司和相关部门。

2.与相关单位协调，维护公共利益。

3.3 优化操作流程建立科学的操作流程，有助于有效应对母线失电事件，提高电力系统的稳定性和可靠性。

具体操作如下：1.制定母线失电应急预案，确保在紧急情况下能够快速响应和处置。

2.开展全员培训，提高操作人员的应急响应能力和技术水平。

3.定期组织演练，模拟母线失电的应急情况，并评估处置效果。

四、母线失电处置方案的实施对于母线失电处置方案的实施需要注意以下几点：1.不断完善和更新应急预案，不断提高应急响应能力。

2.增加备用设备和备件，提高设备可靠性和恢复供电能力。

3.加强应急响应体系，提高电力系统的应急处置能力。

五、结论母线失电是电力系统中极其严重的问题，及时制定一套科学的母线失电处置方案，对于提高电力系统的稳定性和可靠性至关重要。

在这个过程中，需要加强外部协调，优化操作流程，加强应急响应体系，提高电力系统的应急处置能力，确保电力供应的稳定和可靠。

6KV失压学习及预案

二值6KVIA段失压学习总结及预案1.6KVIA段失压，6101开关自投不成功，在无备用分支过流情况下，立即手动强合6101开关一次，如确认快切失败引起立即强合6101开关一次。

不成功不得强合。

2.若6101强合成功，6KVIA段电压恢复正常。

立即检查380V低压段电压恢复正常及保安段电压。

若380保IA段失压，退出保安1A段连锁压板，控制方式切至就地手动合保IA开关。

恢复保IA段电压及380仪控IA段正常。

并停运#1柴油机。

3.检查A汽前泵，1A小机跳闸，A凝结水泵、A循环泵跳闸，备用泵联启正常。

检查1A送风机、1A 引风机、1A一次风机跳闸。

按RB动作处理，立即投油减负荷。

如B汽泵调至就地，重新切至遥控运行，手动调节汽包水位正常。

注意监视凝汽器和除氧器水位。

检查1A工业水泵、1A轴加风机、1A定冷水泵、1A 抗燃油泵、1A小机#1主油泵跳闸，备用泵均联启正常，否则立即手动启动备用泵正常。

复位各跳闸转机。

4. 检查#1增压风机跳闸，旁路挡板联开。

#1、#2给粉MCC电源切换正常，给粉机经复位后正常运行。

5.检查1A空预器主电机跳闸，1A空预器辅助电机联启正常。

就地启动A空预器主电机6.立即至6KV IA段进行检查，并对1A送风机、1A一次风机就地复位保护后，炉侧启动1A 吸风机、1A送风机、1A一次风机恢复正常运行。

7. 失电期间，直流I段由蓄电池供电正常，UPS供电正常。

电源恢复后，恢复正常运行。

8. 380V 炉0m MCC段失压：捞渣机、回水泵、渣浆泵跳闸，电压恢复后启动正常。

9. 若6101强合不成功，6KVIA段母线失压，短时无法恢复，#1机正常照明失去。

应手动断开厂IA1、IA2开关，合上IAB1、IAB2开关恢复380VIA1、IA2段母线电压正常。

退出保安1A段连锁压板，控制方式切至就地手动合上保IA开关，恢复保IA段电压及380仪控IA段正常。

并停运#1柴油机。

#1机照明段切为检修变供。

6kV母线失电引起控制误动的对策

-发输变电-6kV母线失电引起控制误动的对策关洪亮(华能海南发电股份有限公司电力检修分公司,570311，海南海口)1现场情况某厂1号机组为国产超临界、单炉膛直流锅炉。

机组6kVA段设有A送风机，A引风机，A—次风机，A、C、E磨煤机，A、D脱硫浆液循环泵等负荷开关。

6kVB段设有B 送风机，B引风机，B—次风机，B、D磨煤机，B、C脱硫浆液循环泵等负荷开关。

某日，零序过流保护动作，引起6kV A 母线进线开关跳闸，快切装置被闭锁，导致A 段母线失电，造成1A引风机、1A送风机、1A—次风机、1A磨煤机、1E磨煤机等辅机失电停运。

失电停运辅机的高压开关装置未跳闸，机组的引风机、送风机、一次风机等辅机故障减负荷功能(RB)均未触发。

接着，发生A引风机油泵跳闸。

保护停A引风机后，DCS系统接收到A引风机停信号，触发引风机RB动作，停运D磨煤机。

B磨煤机保护动作跳闸，运行人员及时手动投入油枪，机组负荷从245MW快速下降，最低降到61MW$2原因分析24RB功能设置不正确6kVA段母线失电后，引起该母线上所有6kV辅机停运。

由于电机惰走，残流高于无流门槛值，造成高压开关的低电压保护闭锁不动作，DCS接收到停运辅机仍为运行状态,的。

我们对该厂家同型号、同批次的电流互感器进行了全面统计，按照电流互感器安装位置的重要程度进行排序，列入大修项目储备库,通过大修进行全面彻底解决。

同时采取以下防范措施：(1)设计人员应认真学习相关设计标准、规范，努力提升结构设计水平；未能触发A送(引)风机RB或一次风机RB$ 2.4引风机RB触发后误停运D磨煤机在甩负荷过程中，引风机A润滑油压低保护跳闸条件满足，引风机A高压开关跳闸后，触发引风机RB$RB触发时，A、E磨煤机运行状态失真，DCS系统判断有4台磨煤机运行且负荷为231MW$按照引风机RB动作逻辑，正常运行的D磨煤机被停止运行。

243B磨煤机误停6kVA段母线失电后，A、E磨煤机运行状态失真，在引风机RB触发后停运了D磨煤机。

制造分厂6kV系统失电应急操作预案

制造分厂6kV系统失电应急操作预案以下是一份制造分厂6kV系统失电的应急操作预案：
1. 呼叫维修人员：立即联系电力维修人员，报告6kV系统失电情况，并提供详细的位置和相关信息。

2. 发出警报：通知现场所有人员，以便他们能够采取必要的应急措施和离开危险区域。

3. 检查原因：由电力维修人员迅速检查导致6kV系统失电的原因，如电力供应故障、设备故障、短路等。

4. 启动备用电源：如果有备用电源设备，立即启动备用电源，并将负荷逐步接入以恢复供电。

5. 切断非关键负荷：在备用电源无法及时提供足够的电力的情况下，尽快切断非关键负荷，以保证关键设备和系统的供电稳定。

6. 维修设备：在确认失电原因后，电力维修人员应立即采取措施修复并恢复6kV系统的供电。

7. 恢复供电：当6kV系统已经修复并通过测试后，可以恢复供电。

在重新接通供电之前，确保所有设备和系统处于安全状态，并通过逐步接通负荷的方式恢复供电，以防止电力冲击和设备过载。

8. 总结和分析：在供电恢复正常后，应对造成失电的原因进行总结和分析，以避免类似情况再次发生，并在应急预案中进行相应的改进。

请注意，以上是一份基本的应急操作预案，具体的操作步骤和应急措施可能会因不同的分厂和设备而有所差异。

因此，在制定和实施应急预案时，最好与当地的电力维修人员和相关专业人员进行充分的沟通和协商。

单侧单支6kV厂用电母线失电,备用电源未自投风险控制预案

单侧单支6kV厂用电母线失电，备用电源未自投风险控制预案孟津电厂厂用电系统包含厂用工作6KV IA/IB段，厂用公用6KV OA段，脱硫6KV IA/IB段，输煤6KV I段，仅输煤输煤6KV 未装设备用电源自动切换装置，其他各6KV 母线均装设有电源自动切换装置，备用电源自动切换装置（简称HBT）为ABB生产的REC316*4型，当发生单侧单只6KV厂用工作母线失电将有可能导致机组RB，为此，特制订单侧单只厂用电失去，备用电源未自投的风险控制预案。

一、单侧单只6KV机组工作段厂用电失去，备有电源未自投的现象：（6KV IA段为例）1、中控室DCS/SCADA操作台6KV厂用母线进线开关跳闸警报警，1A锅炉变、IA汽机变、IA电除尘变、#1照明变高压侧开关跳闸警报。

2、1A锅炉变、IA汽机变、IA电除尘变、#1照明变对应380V PC母线正常电源开关跳闸。

3、对应保安PC I段母线进线开关跳闸。

柴油发电机连锁启动。

4、电气UPS-1、热工UPS-1、DCS用UPS-1、消防UPS-1由正常供电模式转为实用文档电池供电模式。

5、脱硫6kV母线HBT自动电源切换装置动作。

6、机、炉380V保安MCC，仪控MCC备用电源切换装置动作。

7、石子煤及捞渣机MCC备用电源切换装置动作。

8、锅炉阀门柜、汽机阀门柜、汽机执行机构备用电源切换装置动作。

9、水环式真空泵A，水环式真空泵B停止运行或失去备用，水环式真空泵C连锁启动。

10、A汽动给水泵运行交流润滑油泵停止，备用交流润滑油泵不连启，直流润换油泵连启。

11、汽机MCC（一）一母线失电，汽轮机A控制油泵失电停止，汽轮机B控制油泵连锁启动；A轴封电机失电停止，B轴封电机连锁启动。

12、工作段6KV母线电压低报警，低电压保护动作联跳母线所带负荷开关。

13、A送风机、A引风机、A一次风机、A密封风机、A汽泵前置泵、A磨煤机、E磨煤机、C磨煤机跳闸,触发RB动作14、脱硫区吸收塔MCC A、吸收塔MCC B、吸收剂制备MCC、废水处理MCC、石膏脱水MCC母线失电，脱硫保安MCC备用电源切换装置动作。

6kV母线失电事故

失电倒换
380V
380V
380V3B段
331
332
保安3A 380V
231
保安3B
232
380V
重要负荷
230
#3柴油发电机
发电部四值二单元
模拟故障简介
• • • • #3机组正常运行中， 3A磨煤机电机发生短路故障，且3A磨煤机电机开关拒动，故障越级 #3高厂变A分支低压过流保护动作工作电源开关733A跳闸同时保护闭锁快切，备用电源开关703A未自投造成厂用电6KV 3A母线失电
6KV3B段
6.2kV
#3发电机
排除低压母线故障
M
6KV动力
3A除尘变 #31低厂变
除尘3A段
0V 0V
380V3A段
发电部四值二单元
厂用电恢复低压母线
#20起备变 #3高厂变
720A 720B
防止事故扩大
#3发电机
703B
02A段
703A
02B段
733A 733B
防止非同期并列
380V3A段保安3A段
串联保护
闭锁条件保护闭锁开关位置异常
厂用同期装置
母线充电时，解除同期合电源开关
发电部四值二单元
380V低压段运行方式
6KV3A段
6.2kv
6KV3B段
6.2kv
• 高压侧开关 631,632合闸 • 低压侧开关 431,432合闸 • 联络开关 031手动备用
631
632
#31低厂变
#32低厂变
#3高厂变
6.2kV 20kV
720A
6.2kV
720B
#3发电机
02A段

制造分厂6kV系统失电应急操作预案

制造分厂6kV系统失电应急操作预案以下是一个制造分厂6kV系统失电应急操作预案的示例：
1. 急故障处置
- 发现6kV系统失电，立即通知运行值班员、电气维修人员和相关部门。

- 运行值班员立即前往控制中心，核实失电原因，并尝试复电。

- 若无法复电，电气维修人员立即前往现场检修，确定故障位置并进行修复。

- 同时，通知相关部门停止生产和关停设备，以确保人员安全。

2. 临时供电
- 在失电期间，及时评估生产设备和系统的状况，并确定是否需要临时供电。

- 若需要临时供电，运行值班员联系配电部门，安排应急发电机组进行临时供电。

- 确保临时供电系统正常运行，并与配电部门保持紧密联系，及时解决供电问题。

3. 故障修复
- 电气维修人员尽快赶到现场，确定故障位置并进行修复。

- 维修期间，确保维修人员的安全，并与配电部门协调，提供必要的支持和协助。

- 完成修复后，进行必要的测试和验证，确保系统正常运行。

4. 恢复生产
- 在6kV系统恢复供电后，通知相关部门恢复生产。

- 监控6kV系统的运行状态，确保系统稳定，并及时处理任何异常情况。

- 还原临时供电系统并检查设备的运行状况，确保设备没有受到损坏。

5. 故障分析和总结
- 在充电期间，分析6kV系统失电故障原因，并制定预防措施，以防止类似故障的再次发生。

- 进行故障报告和记录，并总结经验教训，以便提高应急响应和故障处置的能力。

以上是制造分厂6kV系统失电应急操作预案的一个示例，具体操作步骤和措施可以根据实际情况进行调整和补充。

同时，在实施预案时要确保人员的安全，并与相关部门保持紧密沟通和协调。

6kV母线失电原因分析及防范措施

第３５卷第６期
２０１３年６月
华电技术
ＨｕａｄｉａｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
Ｖｏ１．３５Ｎｏ．６
Ｊｕｎ．２０１３
６ｋＶ母线失电原因分析及防范措施
马红超，吴骞
（河南华润电力古城有限公司，河南驻马店４６３０００）
在发生单相接地故障时拒动，母线失压后欠压保护
动作跳１Ｄ排粉机电动机开关。（２）ｌＤ排粉机电动机接地保护动作时间整定
器组Ａ，Ｂ盘柜跳闸且信号灯变红，Ａ，Ｂ盘柜８０３屏均报出“ 高压厂用变压器低压Ｂ分支零序过流Ｉ
公司ＶＢ２型真空断路器和Ｆ＋ｃ型真空接触器；发
电机变压器组保护装置采用许继ＷＦＢ一８００系列微
段分支零序过流保护动作闭锁ＩＢ段快切装置。
（６）００：３１：２５．０００，１Ｄ排粉机电动机电源开
（５）００：３１：２４．９５７，６ｋＶＩＢ段６ｌＢ开关跳闸。１机组６ｋＶＩＢ段快切屏保护闭锁灯亮，６ｋＶＩＢ
作母线，从高压厂用变压器低压侧引接，向本单元厂用电负荷供电。高压厂用电系统为中阻接地系统，４００Ｖ低压厂用电系统为高阻接地系统。该公司６ｋＶ高压开关采用上海通用电气有限
关接地保护动作。

厂用6kV母线单段失压的处理

开关跳闸,造成母线失电
黔东电力有限公司
工作电源进线开关
备用电源进线开关
负荷电源开关
厂用6kV单段失压处理要点
发电运行部培训教材
1. 立即查看机组50%RB是否动作,检查锅炉的油枪是否投入,否则手动投入油枪,以稳定燃烧,防止锅炉灭火
2. 若6kV单段失压，引起锅炉熄火（所有火检消失），则查锅炉MFT是否动作，若未动作则立即手动MFT，切断所有燃料。检查MFT的联动设备及系统动作是否正常 3. 同时检查机、炉、电的大联锁是否动作正常。按停机、停炉的相关操作将机组停运
黔东电力有限公司
发电运行部培训教材
重点注意事项
• 发电机正常运行变化逆功率运行，由于发电机有功输出变化输入，而励磁电流不变，故发电机的出口电压将自动升高。在拉开发变组出口断路器的瞬间，可能造成厂用电电压瞬间升高，从而可能造成厂用设备冲击使其绝缘损坏。在紧急情况下要想停运发电机,只能在硬操作台上,按发变组(或跳灭磁开关)的紧急停机按钮.将发变组停运
黔东电力有限公司
处理要点
发电运行部培训教材
21. 检查跳闸汽泵的出口门是否联关，否则手动将其关闭，加强其运行油泵的监视，试情况投入小机盘车
22. 要负荷下降的过程中，加强除氧器、高低加热器、凝汽器水位的监视，使其在规定的范围
23. 汽机降负荷时，要加强胀差、轴向位移、轴承及轴的振动、推力瓦和支持瓦温度的监视 24. 机组负荷降低时，要加强对发电机的氢、油、水温度的调整 25. 机组负荷稳定、锅炉燃烧稳定后，逐步退出所有油枪，待油枪全部退出后，退出空预器吹灰，通知除灰值班员投入电除尘及脱硫系统 26. 待机组处于稳定时，安排人员将失压的6kV母线做好隔离安全措施，（重点：工作电源开关、备用电源开关、低厂变等），联系检修人员处理

6kV母线失压

6kV工作2A、2B段母线和01号起备变6kV2A、2B分支同时停电方案（一）目前运行方式1、2号发变组处于检修状态；2、6kV工作2B段处于检修状态3、01号起备变充电备用，01号起备变接带6kV工作2A段负荷，2B分支PT运行，2B分支开关柜手车室内带电。

4、6kV工作1A、1B段快切装置投入，1号机组接带6kV公用系统。

5、0.4kV照明PC1、2段和0.4kV事故照明PC1、2段均由1号照明变接带。

（二）技术措施1、0.4kV除尘PC2A、2B段需接临时电源，临时电源路径：0.4kV除尘PC1A段→0.4kV除尘PC1A段5J柜（甩开原负荷：1A电除尘器浊度仪及风机，Ie=160A）→临时电缆（3×50＋1×35mm2）→0.4kV除尘PC2A段5J备用柜→0.4kV除尘PC2A段，临时电源由维修二部办票搭接。

临时电压搭接完毕由发电部操作用临时电源接带0.4kV除尘PC2A、2B段母线。

2、将2号机负零米临时排污泵电源改接到检修箱；3、停运2号炉定排坑A、B排水泵，定排坑污水溢流至汽机负零米，由临时排污泵排走；4；除灰1、2号排浆泵出水切到1号炉，停运2号炉1、2号渣水泵和2号炉渣水池A、B搅拌机；5、燃料运输部不向2号炉煤仓间排污水，停运2号炉煤仓间零米A、B排污水泵。

6、1号循环水泵房MCC由电源1接带；7、 0.4kV汽机保安PC2段和0.4kV锅炉保安PC2段电源由0.4kV事故照明PC2段临时接带。

0.4kV汽机保安PC2段及0.4kV锅炉保安PC2段母线上带的负荷很多不能停电，采用单个负荷引接临时电源的方式很复杂，因0.4kV事故照明PC2段及0.4kV照明PC2段母线上的负荷较少，临时电源考虑由0.4kV事故照明PC2段母线提供，接线图方式如下图：7.1、将1号照明变按照原回路工作电流增加200A负荷电流，编制临时保护整定书。

7.2、解除2号柴油发电机联锁，将2号柴油发电机退出备用，按下柴油发电机机头控制器上的“STOP”按钮；将2号柴油发电机出口开关摇至“隔离”位，并挂“禁止合闸”标示牌。

厂用电失电后处置措施

厂用电失电后处置措施：一、厂用电失电后处置措施1.发生全厂失电后，运行人员在值长指挥下保证安全停机，值长及时向相关公司领导、部门经理、专工和相关调度部门进行汇报。

2.检查机组与系统解列，汽轮机转速下降，各主汽门、调门、补汽门关闭，高排逆止门、抽汽逆止门关闭，立即破坏真空，在转速下降过程中，应进行全面检查，倾听机组声音，注意机组振动，注意监视发电机密封油压及轴封供汽压力的变化；检查主机、小机直流油泵联动正常，投运密封油直流油泵。

否则手动启动各直流油泵以保证机组安全停机。

3.机组跳闸后锅炉自然降压，检查制粉系统跳闸并隔离，关闭主汽、再热蒸汽管道疏水至凝汽器疏水气动、手动阀，关闭高低压旁路，禁止向凝汽器排热水、热汽，空预器辅电机启动正常或派人就地提升扇形密封板并手动盘车。

4.若柴油机自启动成功，恢复各保安负荷的供电，检查机组主机、小机交流润滑油泵联启正常，各重要保安负荷运转正常，检查锅炉各设备已停运，密闭炉膛，检查引、送风机，一次风机电机油站运行正常。

要尽量降低柴油发电机负荷，优先运行重要负荷。

检查机组直流系统充电器、UPS系统运行正常。

5.若柴油机远方启动不成功，立即至柴油机室检查原因，复归立柜控制屏GPC、本体控制屏EMS报警信号后重新启动，手动合闸向保安MCC A、B供电。

专人就地监视柴油机运行，关注燃油箱油位。

6.若柴油机手动启动不成功，则检查主机、小机直流油泵、空侧直流密封油泵运行正常，保证机组安全停机，注意直流母线电压，检查蓄电池电压低于210V时，加快大、小机组停运，并对发电机进行事故排氢。

通知设备管理部维护人员对主机、小机、空预器进行手动盘车，待500kV线路恢复供电后首先恢复保安段的供电，恢复各交流负荷。

7.根据保护动作情况及报警信号查找故障原因，向调度汇报，检查1、2号发变组主开关，检查6kV A、B、C段工作电源开关确已断开，防止发电机返送电。

8.关闭液氨储罐出口供氨手动门。

9.关闭厂区新水、中水供水手动门。