水电厂事故处理指导手册

第一篇：水电厂事故处理指导手册

事故处理指导手册

云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司

2017年4月

目 录

一、事故处理的原则........................................................................................1

二、事故汇报规定...........................................................................................1

三、事故处理注意事项....................................................................................2

四、紧急撤离、机组事故/紧急停机条件......................................................3

五、典型事故处理...........................................................................................4

I

一、事故处理的原则

1.迅速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止发生人身伤害和设备安全的威胁、防止电网稳定破坏和瓦解。2.尽一切可能保持电网设备稳定运行，首先保证厂用电。3.恢复解列机组热备用，随时准备并网。

4.在出现电网事故时，现场运行值班人员要严格服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令，并做好记录。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可。5.为防止事故扩大或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员： 5.1将直接威胁人身安全的设备停电。5.2解除对运行设备安全的威胁。5.3将故障设备停电隔离。5.4执行经批准的保厂用电措施。

5.5运行规程和调度规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。

二、事故汇报规定

1.发生故障、事故时，应沉着冷静处理，保证人身和设备的安全。2.电网调度汇报规定：

2.1发生断路器跳闸时，值长须在3分钟内向调度汇报事故发生时间，所跳断路器的名称和编号及机组运行状态、天气情况及故障信号。2.2立即派人到现场检查，核实开关动作情况，开关动作、机组停机流程 是否正确，确保机组安全停机。

2.3现场查看记录报警信息后才能现场复归报警信息，打印保护信息。2.4在设备跳闸后15分钟之内将保护动作情况、一次设备运行和检查情况汇报中调，同时将故障设备、保护动作情况通过调度信息化平台上报调度。2.5如机组暂不能恢复，要及时与方式科和发电管理科沟通，做好检修票申请和发电计划工作，并考虑试验项目及相关安全、技术措施。2.6零起升压属于调度管辖范围，需要向当值调度员申请，不得对运行设备造成影响。

2.7要在24小时内上报电网继电保护动作信息。3.公司汇报规定：

3.1发生故障、事故后，值长应立即向厂长和专工汇报，厂长立即向公司汇报。

3.2在没有经生产部门审核同意前，任何人不得对故障或事故作出结论向上级汇报。

3.3严格执行公司《运行生产指挥信息传递管理规定》，严禁越级汇报。

三、事故处理注意事项

1.电网调度方面

1.1设备跳闸后15分钟内向调度详细汇报，如果原因不明，先汇报保护动作情况，原因待查。

1.2向调度简要汇报机组状态和开关状态，在汇报中，严禁使用“可能”、“估计”等推测字句，汇报必须准确、严谨。1.3处理情况要及时与调度方式科、水情科沟通和汇报。2.公司汇报方面

2.1要交待运行人员做好大唐国际和集团信息的生产报表报送工作，避免信息报送不对称。

2.2非停、弃水等事项是否上报需要与集控沟通。

四、紧急撤离、机组事故/紧急停机条件

1.机组事故停机的条件

1.1机组或厂房发生火灾。条件：1）机组发生火灾，单台机组立即紧急停机，当威胁到其他机组正常运行时，其它机组也要紧急停机；2）公用系统发生火灾，机组全部紧急停机；3）主厂房发生火灾，全部机组紧急停机。1.2山水、泥石流进入厂房。条件：山水、泥石流进入厂房且泥石流威胁到人身或机组的安全运行。

1.3机组振动摆度一级报警。条件：机组在调整负荷或者开/停机过程中振动摆度一级报警。

1.4轴承温度普遍异常升高，调整无效。条件：水导、下导、推力、上导轴承温度过高，且满足三取二逻辑。1.5机组电气事故。条件：主保护电气事故。

1.6主轴密封水中断，条件：主轴密封水中断（开关量+流量同时满足，且延时条件满足）。

1.7机组水车室有烟雾或异味时，机组事故停机。1.8发电机风洞有烟雾或异味时，机组事故停机。2.紧急停机关进水口快速门（或机组蝶阀）的条件 2.1技术供水取水管路渗漏或破裂，有水淹厂房的危险时。2.2顶盖破裂或其他原因造成大量喷水，致使排水装臵无法及时排水，有水淹水导或厂房的危险时。

2.3蜗壳、尾水管进人门处严重漏水或喷水。

2.4水轮机声响明显增大，内部有强烈的金属碰撞声。2.5机组停机失败，机组发生蠕动，投入制动风闸还在蠕动时。2.6机组过速，条件：1）电气过速〉140%;2)机械过速〉150%。2.7机组调速器事故低油压，条件：机组事故低油压（开关量+模拟量同时满足）。

2.8机组事故停机+剪断销剪断，条件：1）机组事故停机+剪断销剪断；2）正常运行时，一个剪断销剪断，申请维持负荷不变，尽快申请停机。3）正常运行时，两个剪断销剪断，紧急停机。4）机组开/停机过程中，一个剪断销剪断，紧急停机。

2.9调速系统出现严重故障，导水机构失控。2.10导水叶漏水过大，机组无法停下而又必须停下时。3.电厂负责人下令紧急撤离人员的条件

3.1发生暴恐事件，危及现场生产人员人身安全时。3.2厂房发生火灾，火势不可控制时。

3.3发生水淹厂房（蝶阀爆裂、顶盖破裂），水势不可控时。3.4厂房边坡发生大面积滑塌，危及厂房安全时。3.5上游发生不可控超标洪水，有洪水漫坝、垮坝危险时。

五、典型事故处理

1.系统事故处理 1.1系统事故处理原则 1.1.1系统发生事故或异常情况时，值长应及时、简明扼要的向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装臵动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

1.1.2值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；当系统发生事故时，应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

1.1.3事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，接令与汇报工作应由具有接令资格的人员担任。

1.1.4在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开中控室，必要时值班员可以要求有关专业人员到中控室协商解决处理事故中的有关问题，凡在中控室内的人员都要保持肃静。

1.1.5事故处理告一段落时，值长应将事故情况报告上级调度机构值班调度员、电厂主管领导。事故发生时的值班人员事后应填写事故报告。1.1.6机组并网运行中，电网频率、电压有偏差时，应及时向省调汇报，发电厂不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。

1.1.7当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。1.2电网振荡处理

1.2.1系统振荡时的一般现象

1.2.1.1发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表有规律周期性地变化；发电机和变压器发出有节奏的嗡鸣声。

1.2.1.2失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大 幅度往复变化。

1.2.1.3振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压波动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

1.2.1.4送端部分系统的频度升高，受端部分系统的频度降低，并略有波动。

1.2.2系统振荡产生的主要原因

1.2.2.1系统发生严重故障，引起稳定破坏。

1.2.2.2故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装臵或装臵失灵。

1.2.2.3电源间非同期合闸未能拖入同步。

1.2.2.4大容量机组调速器失灵、进相运行或失磁，大型调相机欠励运行等引起稳定破坏而失去同步。

1.2.2.5环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；送、受端之间的大型联络变压器突然断开；电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大。1.2.2.6失去大电源。1.2.2.7多重故障。

1.2.2.8弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。1.2.3消除系统振荡的处理原则

1.2.3.1当系统发生振荡时，应不待调度指令立即充分利用发电机的过载能力增加励磁，提高电压至最大允许值，直至设备过载承受极限为止。1.2.3.2频率降低时，应充分利用备用容量（包括起动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。1.2.3.3频率升高时，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近，但频率不得低于49.0Hz（与南方网联网时，不得低于49.5Hz），直至消除振荡。

1.2.3.4当系统发生振荡时，不得随意将发电机解列，若由于发电机失磁而引起的电网振荡，立即降低失磁机组有功出力，并恢复发电机励磁，直至振荡消除，否则将失磁机组解列。1.3电网频率异常处理

1.3.1当电网频率降至49.8Hz以下时，值班员应检查机组调速器一次调频动作情况，联系调度增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许范围过负荷出力。

1.3.2当电网频率下降到危及厂用电安全运行时，按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。

1.3.3当电网频率超过50.2Hz以上时，值班员应检查机组调速器一次调频动作情况，按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内。1.3.4在接到省调值班调度员开机指令后备用机组要在10分钟以内并网运行。

1.4电网电压异常处理

1.4.1当整个电网电压普遍较低时，尽量增加发电机无功出力；当母线电压低于90％额定电压时，利用机组允许过负荷能力增加无功出力并及时汇报省调处理。

1.4.2若母线电压低于85%额定电压而又无法调高时，执行已批准的保厂用电措施。

1.4.3当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时，立即降低机组无功出力，同时报告省调值班调度员，按调度命令执行。1.5线路事故处理

1.5.1自动重合闸装臵拒动、动作不成功时，立即报告值班调度员，按照调度命令执行。

1.5.2自动重合成功，立即将动作情况报告省调值班调度员，同时将动作情况录入调度信息化平台。1.6母线事故处理

1.6.1母线电压消失，首先检查确认是母线本身故障还是由于系统故障引起。

1.6.2母线电压消失，应立即报告调度；检查保护动作情况，对失电母线进行外部检查，并把检查情况报告调度。1.6.3将故障母线上的电源断路器全部断开。

1.6.4找到故障点如能迅速隔离的，在隔离故障点后，请示调度对停电母线恢复送电。

1.6.5找到故障点但不能迅速隔离的，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，请示调度，先拉开故障母线侧隔离开关，再将跳闸元件恢复至运行母线，操作时应防止将故障点带至运行母线。

1.6.6经过外部检查或测试而找不到故障点时，可联系调度用电网电源对故障母线进行试送电。尽量避免使用母联断路器试送电，特殊情况下，有必要使用母联断路器试送时，则必须保证母联断路器工况良好。1.6.7双母线同时电压消失时，立即断开母联断路器，经过外部检查或测试而找不到故障点时，可联系调度用电网电源断路器分别向两组母线试送电一次。

1.6.8找不到故障点时，可利用本厂机组对故障母线进行零起升压。成功后联系调度恢复母线运行。1.6.9断路器失灵保护动作造成母线失压时，应查明拒动断路器并隔离后才能对母线进行试送，在对失电母线或故障母线进行处理时，必要时申请停用母差保护。1.7通信中断处理

1.7.1当电厂与省调中断通讯联系时，值班人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接省调的电话，同时通知有关人员尽快处理。1.7.2 按调度曲线自行调整出力，注意兼顾频率、电压变化情况。1.7.3 与省调失去联系时，保持电气接线方式、运行方式不变。1.7.4 一切已批准但未执行的检修计划及临时操作暂停执行。

1.7.5调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。

1.7.6调度远程通信中断时，应立即汇报调度，并与自动化科联系，必要时申请封锁调度数据，防止发生数据跳变，同时向公司点检汇报。1.7.7在通讯恢复后立即向省调值班调度员汇报。2.水轮机事故（故障）处理 2.1水导油槽油位异常 2.1.1现象

2.1.1.1上位机简报信息有“×机组水导油位异常”、“×机组水导油位越限”信号，故障音响报警。

2.1.1.2上位机该机组事故故障光字画面“水导轴承油位异常”亮黄光。2.1.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.1.1.4机组LCU单元信号画面“水导油位异常”亮黄光。2.1.2处理 2.1.2.1派人到现场进行全面检查，确认报警是否误报，如果报警属实向调度申请机组降低负荷运行，同时通知检修单位处理。6.1.2.2认真检查油槽油色、油位是否正常。2.1.2.3监视水导油温及瓦温变化。

2.1.2.4如油位确实升高，联系检修人员取油样化验。

2.1.2.5如水导油槽进水严重，应汇报上级领导，必要时申请停机处理。2.1.2.6如油位过低，应查明原因，联系设备管理人员分析处理，同时给油槽加油。

2.2水导轴承温度偏高（或过高）2.2.1现象

2.2.1.1上位机简报信息有“×机组故障”、“×机水导轴承温度偏高”信号，故障音响报警。

2.2.1.2上位机该机组事故故障光字画面“水导轴承温度偏高”亮黄光。2.2.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.2.1.4机组LCU单元信号画面“水导温度偏高”亮黄光。

2.2.1.5如轴承温度极高，上位机该机组事故故障光字画面有“水导温度偏高（过高）”信号；机组LCU单元“机组故障（事故）”指示灯亮。2.2.2处理

2.2.2.1派人到现场进行全面检查，确认报警是否误报，如果报警属实向调度申请机组降低负荷运行。

2.2.2.2检查水导轴承温度及油位变化情况。

2.2.2.3如水导温度偏高，应现场检查其冷却水供水是否正常，水压是否满足要求。

2.2.2.4检查水导油位，如油位正常、油质异常，联系检修人员取油样化 验，并监视轴承温度变化情况；如因漏油严重造成瓦温升高时，则应汇报领导，做好相应故障处理。

2.2.2.5若非以上原因，则检查机组运行是否稳定。测量大轴摆度，轴电流、轴电压，听水导油槽内有无异音。

2.2.2.6若大轴摆度大，轴承过载，查看调速器给定水头是否与实际工作水头相符，调整负荷确保机组避开振动区运行。

2.2.2.7确认机组无法继续运行或轴承温度已升至停机温度时，向调度汇报申请停机处理。2.3顶盖水位过高 2.3.1现象

2.3.1.1上位机简报信息有“×机组故障”、“×机顶盖水位过高”信号，故障音响报警。

2.3.1.2上位机该机组事故故障光字画面“顶盖水位过高”亮黄光。2.3.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。2.3.1.4机组LCU单元信号画面“顶盖水位过高”亮黄光。2.3.2处理

2.3.2.1查看顶盖液位及顶盖水泵运行情况。

2.3.2.2检查主轴工作密封水压是否正常，漏水量是否过大，及时调整大轴密封水压，调整负荷，如不能处理则停机处理。

2.3.2.3如水轮机顶盖破裂造成大量漏水时，应立即停机，关闭进水口快速闸门和尾水闸门。

2.3.2.4检查顶盖水泵是否启动，如未启动，应手动启动顶盖潜水泵。2.3.2.5若顶盖潜水泵不能启动，立即启动临时水泵抽水，再检查顶盖水泵电源是否正常，操作保险是否熔断；检查顶盖水泵控制回路有无异常，电源保险是否熔断，尽快恢复顶盖潜水泵运行。

2.3.2.6检查自动泵电机有无异常，盘根漏水是否过大，底阀是否漏水等；检查顶盖自流排水孔是否被堵塞。

2.3.2.7如果顶盖水位继续上升或是顶盖水泵不能够正常运行，则用移动式潜水泵对顶盖抽水，如再不能控制顶盖水位，汇报领导，联系调度停机。停机后投空气围带，并做好防止机组转动的安全措施。2.4导叶剪断销剪断 2.4.1现象

2.4.1.1上位机简报信息有“×机剪断销剪断”、“×机组故障”信号，故障音响报警。

2.4.1.2上位机该机组事故故障光字画面“剪断销剪断”亮黄光。2.4.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。

2.4.1.4机组运转声音异常，振动、摆度值增大，有功负荷出现摆动。2.4.1.5现场实际导叶开度与显示屏显示开度不一致。2.4.2处理

2.4.2.1监视机组运行情况，如各轴承温度、顶盖水位、机组振动、机组摆度以及负荷波动等。

2.4.2.2现场确认导叶剪断销已剪断，机组已无法保证正常发电时，向调度申请，机组解列停机。

2.4.2.3如机组转速降至20%及以下时，气制动不自动投入，应手动加闸停机。机组停止后风闸不解除，调速器改手动，事故电磁阀投入。如事故停机过程中机组转速较高，未能降至20%及以下时，落进水口快速闸门。2.4.2.4如机组过速停机过程中导叶剪断销剪断时，则自动关闭进水口快速闸门。2.5机组过速事故的处理 2.5.1机组115%过速

2.5.1.1检查机组在空转状态运行是否正常。

2.5.1.2查明机组过速的原因，检查机组保护动作情况，如由于系统甩负荷引起，可申请调度同意后并网；如由于调速系统故障引起，在未处理好之前，禁止并网。

2.5.1.3如机组115%过速过程中导叶剪断销剪断，则检查进水口快速闸门自动关闭。

2.5.2机组155%过速

2.5.2.1注意事故停机的动作过程，检查进水口快速闸门自动关闭。2.5.2.2机组过速停机后，对机组进行全面检查并确认正常才可以启动机组，机组启动后测量摆度和振动，一切正常后方可并入系统运行。2.6水轮机振动、摆度超过规定值的处理

2.6.1如果机组在振动区运行，则应联系中调调整机组负荷,使其脱离振动区。

2.6.2如果机组不在振动区运行，要分析机组振动、摆度的测量结果，检查轴承运行情况。

2.6.3振动严重超过规定，威胁到机组的安全运行时应紧急停机。2.7冷却水压力低 2.7.1现象

2.7.1.1冷却水压力表指示降低或为零。2.7.1.2各温度指示上升。2.7.1.3监控系统有故障信号。2.7.2处理

2.7.2.1如是滤水器前后水压差过大，则清洗滤水器排污，恢复正常供水。2.7.2.2清洗滤水器后水压依然没有变化，则切换技术供水方式运行。机组运行中切换供水方式前，先将“断水停机保护”投信号，采用“先开后关”方式切换，正常后投入“断水保护”。如阀芯脱落或水管破裂，则需切换供水方式，必要时申请停机处理。

2.7.2.3如果是取水口压力低，则调整减压阀，使技术供水压力恢复正常。2.8机组冷却水中断 2.8.1现象

2.8.1.1冷却水压力表指示为零，示流信号器无示流指示。2.8.1.2各温度指示上升。2.8.1.3监控系统有故障信号。2.8.2处理

2.8.2.1将断水停机保护改投信号，退出机组主轴密封水中断软压板。2.8.2.2检查冷却水中断的原因，迅速恢复机组冷却水。2.8.2.3如无法恢复，则联系调度，转移负荷，停机处理。

2.8.2.4处理冷却水中断时密切监视各导轴承的温度，如瓦温超过规定值时，立即停机处理。

2.9机组停机过程中，制动不能投入

2.9.1现象：制动闸未顶起，机组缓慢转动，停机失效。2.9.2处理：

2.9.2.1确认制动闸未投入，调速器切手动，现场手动开机到额定转速，保持空转运行，检查制动闸无压原因，通知设备管理人员处理，如果处理不好，汇报领导，必要时可惰性停机。2.9.2.2检查低压气系统运行情况，检查阀门位臵是否正确。3.发电机事故（故障）处理 3.1发电机着火 3.1.1现象

3.1.1.1机组有剧烈的冲击声。

3.1.1.2从发电机上部盖板或不严密处有烟气、火星冒出，并嗅到绝缘烧焦味。3.1.2处理

3.1.2.1如发电机未自动停机，应立即断开发电机出口断路器停机。3.1.2.2机组转速下降到20%额定转速时，进行手动加闸制动停机。3.1.2.3确认发电机灭磁开关断开无电压后，检查发电机着火位臵。如集电环处或电缆着火，则用1211灭火器灭火；如发电机内部着火或电缆着火已波及发电机的，应打开消防水阀进行灭火。

3.1.2.4到水机室检查灭火情况，风洞下部盖板有均匀漏水为准。3.1.2.5确认火已熄灭后，关闭消防水阀门，停止给水。

3.1.2.6灭火过程中注意下列事项：发电机灭火，只能用水。严禁用砂子、泡沫灭火器或灭火液对发电机内部喷射灭火；灭火过程中,不得破坏发电机密封；火熄灭后，进入发电机内部检查应正压式空气呼吸器，且有两人以上同行，接触设备时做好必要的安全措施。3.2发电机非同期并列

3.2.1现象：发电机发出巨大的响声，并有强烈振动或较大的冲击，电流有较大幅度摆动。

3.2.2原因：自动准同期装臵或电气二次回路故障。3.2.3处理

3.2.3.1立即将机组与系统解列停机。

3.2.3.2对发电机系统进行全面检查，必要时进行发电机零起升压试验。3.2.3.3经公司主管生产领导同意后，可并网运行。

3.2.3.4检查保护动作情况，如保护误动，经生产领导或总工程师同意退出该保护，机组并网运行；如保护正确动作，未查明原因不准将发电机并入电网运行。

3.3上位机发电机电气参数显示失常

3.3.1现象：上位机发电机定子及转子电气参数个别或几个指示突然失常，发电机运行正常。3.3.2处理

3.3.2.1与励磁、保护、调速等参数进行比较，确认上位机显示失常，则切现地运行。

3.3.2.2通知检修设备管理人员查找变送器及其二次回路是否正常。3.4转子一点接地 3.4.1现象

3.4.1.1监控系统有相应机组事故、故障光字信号弹出。

3.4.1.2简报信息有“×机转子一点接地” 信号，并有音响提示。3.4.1.机组LCU柜有“机组故障”指示灯亮。3.4.1.4继电保护装臵“转子一点接地”灯亮。3.4.2处理

3.4.2.1首先到现场复归信号，看故障信号灯是否熄灭。3.4.2.2在机旁盘测量转子回路对地电压，然后再检查励磁系统。3.4.2.3查看保护装臵转子绝缘电阻值。3.4.2.4若判明是发电机转子内部接地，应迅速转移负荷，停机处理。3.5发电机定子接地

3.5.1现象：监控系统有相应事故、故障光字信号弹出，颜色变黄色，简报信息有“×号机定子接地保护动作”并有音响提示。3.5.2处理

3.5.2.1检查机组定子接地保护跳闸停机。

3.5.2.2如保护没动作停机，则检查和测量发电机出口母线电压，若一相电压降低或接近于零，其他两相电压升高，则降低相接地；若一相电压为零，其它两相相电压降低或正常，则电压为零的一相高压保险断了。3.5.2.3若是保险断，应检查电压互感器无明显故障后，更换保险。如再熔断，通知检修人员检查电压互感器。

3.5.2.4检查发电机出口设备，同时检查发电机风洞，如发现有烟雾、焦臭味，应立即灭磁停机。

3.5.2.5若没有发现明显的故障点，则将机组所带高压厂用电母线停电，故障点仍存在，说明故障点在发电机内部，联系调度停机，汇报领导。3.6发电机轴承温度升高 3.6.1现象

3.6.1.1上位机简报信息有“×号机组故障”、“×号机推力（发导）轴承温度偏高”信号，故障音响报警。

3.6.1.2上位机该机组故障光字画面“推力（发导）轴承温度偏高”亮黄光。

3.6.1.3机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。

3.6.1.4单元工控机机组信号画面“推力（发导）轴承温度偏高”亮黄光。3.6.1.5如轴承温度极高，上位机该机组事故故障光字画面还有“推力（发 导）轴承温度极高”信号；机组LCU单元还有“机组事故”指示灯亮。3.6.2处理

3.6.2.1翻阅上位机该机组温度图、PQF功率调节图等，检查推力（发导）轴承温度及机组负荷变化情况。

3.6.2.2检查是否测温装臵误发信号，或机组LCU单元PLC死机等原因引起。

3.6.2.3检查推力（发导）轴承冷却水供水工作是否正常。否则，应根据具体情况，采取相应措施，确保冷却水供水正常。

3.6.2.4如油槽油位下降，应查明原因，采取相应的防范措施，并联系设备管理人员及时补充透平油；如油槽严重跑油、推力（发导）轴承温度明显升高时，应立即停机处理。

3.6.2.5若不是上述情况，则测量轴承摆度、轴电流、电压。听轴承油槽内有无异音，判明轴承运行是否良好。

3.6.2.6如轴承温度确实升高，应尽可能减少该机组的负荷。

3.6.2.7经检查确认机组无法保持继续运行时，汇报调度，做好停机处理准备。

3.6.2.8检查推力、发导轴承油位、油色是否正常，必要时联系设备管理人员加油或取油样化验。3.7发电机定子温度偏高 3.7.1现象

3.7.1.1上位机简报信息有“×号机组故障”、“×号机定子温度偏高”信号，故障音响报警。上位机该机组事故故障光字画面“定子温度偏高”亮黄光。

3.7.1.2机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。3.7.1.3机组LCU单元信号画面“定子温度偏高”亮黄光。3.7.2处理

3.7.2.1翻阅上位机或机组LCU该机组温度图、PQF功率调节图等，检查发电机定子温度及机组负荷变化情况。

3.7.2.2检查空冷器冷、热风温度是否升高，检查发电机空冷器技术供水是否正常。

3.7.2.3在不影响系统正常运行的情况下减小负荷，以减小定子电流。3.7.2.4如定子三相电流不对称，则应查明原因，迅速消除。3.8失磁保护动作 3.8.1现象

3.8.1.1监控系统及简报信息有相应机组“失磁保护动作”事故信号出现。3.8.1.2发电机失磁时，转子电流等于或接近于零，发电机母线电压降低，定子电流表指示升高，功率因数表指示进相，无功功率表指针越过零位，发电机由系统吸收无功，定子电流和转子电压有周期性摆动。3.8.1.3发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，机组事故停机。3.8.2处理

3.8.2.1在没有查出原因之前，禁止并网。

3.8.2.2检查是否为灭磁开关误动。若是人为误动，可立即开机，若是开关操作机构不良，联系检修人员处理好后，方可开机。3.8.2.3检查可控硅快速保险是否熔断，触发回路是否正常。

3.8.2.4测量发电机定子和转子绝缘，如绝缘合格，又无其他异常，则对机组零起升压。正常后并网运行。3.9发电机差动保护动作

3.9.1现象：发电机有冲击声，机组光字画面及简报信息有相应机组“差 动保护动作”信号，机组出口断路器、灭磁开关跳闸，机组事故停机。3.9.2处理

3.9.2.1监视机组的事故停机过程。

3.9.2.2待机组停机后，对保护范围内的一次、二次设备及保护装臵进行检查，发现发电机着火时，应立即按发电机着火条款进行灭火。3.9.2.3如检查未发现故障时，如只有一套保护动作，应测量定子绝缘电阻，如果合格，经公司主管生产领导同意，退出误动保护，进行零起升压。升压时应严密监视发电机电压变化情况，正常后可继续运行。如两套保护同时动作，在没有查明原因之前，禁止并网。3.10发电机出口断路器非全相 3.10.1现象

3.10.1.1监控系统发语音报警，有“非全相保护动作”信号。

3.10.1.2故障机组出口断路器非全相跳闸，机组定子电流严重不平衡。3.10.2处理

3.10.2.1检查发电机出口断路器非全相启动失灵保护动作，跳开主变高压侧断路器，机组停机。

3.10.2.2手动断开发电机出口隔离开关。3.10.2.3手动断开发电机出口断路器。

3.10.2.4汇报调度及领导，做好发电机出口断路器检修的安全措施，联系合格后设备管理人员处理。3.11过电压保护动作

3.11.1现象：发电机有冲击声，监控系统及简报信息有相应机组“过电压”信号出现，发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，机组事故停机。3.11.2处理 3.11.2.1如判定为系统甩负荷造成，查明甩负荷原因，得到调度同意后可立即开机建压投入运行。

3.11.2.2如检查是励磁调节器故障，应及时联系检修人员处理，处理完毕零起升压正常可恢复运行。

3.11.2.3如果不是机组甩负荷和励磁系统故障引起，应检查机组调速器系统是否有故障。

3.11.2.4测量发电机绝缘，若合格则进行零起升压，无异常情况则经领导同意恢复运行。

3.12低压、负序过流保护动作

3.12.1现象：监控系统及信息简报有“低压、负序过流保护动作”的信号出现，发电机出口断路器跳闸，灭磁开关跳闸，停机。3.12.2处理

3.12.2.1判断属系统保护引起，待故障消除以后，可投入系统运行。3.12.2.2由于主变或母线故障引起，通知检修设备管理人员进行检查处理。3.12.2.3测量机组绝缘合格后，零起升压后，再联系调度并入系统运行。3.13推力轴承油槽油位异常 3.13.1现象

3.13.1.1上位机简报信息有“×号推力油槽油位异常”、“×号推力油槽油位越限”信号，故障音响报警。

3.13.1.2机组LCU单元的“机组故障”指示灯亮。7.13.2处理

3.13.2.1在上位机监视推力油槽油位变化情况。

3.13.2.2密切监视推力瓦温变化情况，如瓦温超过允许值，向中调申请转移负荷停机检查并监视机组停机过程。3.13.2.2待机组停稳后到现场检查推力油槽实际油位、油色有无异常。3.13.2.3如透平油有浑浊、部分乳化等现象，应联系设备管理人员取油槽油样进行化验。

3.13.2.4如油槽油位稍有下降，应检查油槽排油阀是否关严，油槽有无甩油、形成较大油雾现象，并联系设备管理人员及时补充透平油。3.13.2.5如油槽严重跑油，严重威胁推力轴承、发导轴承正常运行时，应立即汇报值长和调度，进行停机处理。

3.13.2.6如油槽油位上升，检查推力油槽充油阀是否关严，并检查冷却器是否漏水。

3.13.2.7如推力油槽进水严重，致使机组不能够正常运行，申请停机处理。4.变压器事故（故障）处理 4.1主变压器立即停运

4.1.1着火或有强烈而不均匀的噪音和放电声。4.1.2外壳破裂，大量漏油。

4.1.3油枕或压力释放阀向外喷油并冒烟或喷火。4.1.4温度不正常上升，超过最高允许值。4.1.5套管有严重放电和损伤。

4.1.6严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。4.2主变压器正常运行，温度异常升高处理 4.2.1检查三相负荷是否平衡，是否过负荷。4.2.2检查温度计读数是否正确，温度计是否损坏。4.2.3检查冷却器工作是否正常，冷却水压力是否正常。4.2.4检查变压器四周温度及通风情况是否良好。4.2.5检查油枕油面是否过低，潜油泵运行是否正常。4.2.6如以上检查均未发现问题，应立即汇报领导。4.3冷却器故障处理

4.3.1现象：上位机有主变冷却器故障信号和语音报警。4.3.2处理

4.3.2.1上位机报主变冷却器故障时，应到现地检查备用冷却器是否投入，如是误发信号复归即可。

4.3.2.2上位机报主变冷却器全停时应到现地检查冷却器电源是否正常、PLC是否有故障报警，如电源正常，PLC有故障，将冷却器控制方式切至“手动”位，检查冷却器是否启动。

4.3.2.3如果冷却器主用电源故障，备用电源正常未自动切换时应手动切换到备用电源，切换后检查冷却器工作正常。

4.3.2.4如果冷却器电源消失应在30分钟内设法恢复，电源恢复后应手动复归冷却器事故信号。

4.3.2.5规定时间内不能恢复冷却器电源应与调度联系切换机组运行，停机后处理。

4.3.2.6有“备用冷却器投入”信号，应到现场检查冷却器的运行情况，如有冷却器故障，应查明原因，作好缺陷记录，联系设备管理人员处理，如是油温超过70℃，则检查主变运行情况，如主变温度异常升高，按4.2条处理。

4.3.2.7如强迫油循环油泵电机保险熔断，立即更换保险。

4.3.2.8如强迫油循环油泵故障或缺相，单组冷却器冷却水中断、冷却器渗漏等，立即将该组冷却器系统开关放“切”位臵，通知设备管理人员处理，并对主变加强监视。4.4主变压器油面下降处理

4.4.1缓慢降低时，应检查主变是否漏油。4.4.2检查主变本体油温。

4.4.3通知设备管理人员，如需在运行中注油，注油前需切除“重瓦斯保护”保护压板，待注油工作结束后，主变运行48小时，排尽内部空气，将“重瓦斯保护”压板投入。4.5变压器着火处理

4.5.1将着火变压器停电，将所有断路器和隔离开关断开。

4.5.2若变压器的油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部的油门放油，使油面低于着火处。4.5.3断开冷却器电源。4.5.4关闭冷却器冷却水。

4.5.5打开消防水阀门，用水喷雾灭火装臵灭火。4.6主变压器主保护动作处理 4.6.1瓦斯保护动作处理 4.6.1.1轻瓦斯保护发信时处理

4.6.1.1.2立即汇报，进行分析和现场检查，根据变压器现场外部检查结果和气体继电器内气体取样分析结果作相应的处理。

4.6.1.1.3检查变压器油位。如果是变压器油位过低引起，参照本手册4.4条处理。

4.6.1.1.4检查变压器本体及强迫油循环冷却系统是否漏油。如有漏油，可能有空气浸入，应消除漏油。

4.6.1.1.5检查变压器的负荷、温度和声音等的变化，判断内部是否有轻微故障。当出现信号的同时发现变压器电流不正常，应停用该变压器。4.6.1.1.6如果气体继电器内无气体，则考虑直流系统接地以及二次回路故障造成误报警。此时，可将重瓦斯保护由跳闸改投信号，并由设备管理人员检查处理，正常后再将重瓦斯保护投跳闸位臵。

4.6.1.1.7变压器外观检查正常，轻瓦斯保护继电器内有气体聚积时，应记录气体数量和报警时间，并通知设备管理人员对气体和油样进行取样，根据取样的结果进行相应处理。4.6.1.2重瓦斯保护动作跳闸时处理

4.6.1.2.1应对变压器的油位、油温、防爆管、呼吸器、套管等检查，同时还应检查变压器内部有无爆炸声和喷油现象。

4.6.1.2.2重瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如瓦斯继电器内存在气体时，应记录气量、鉴定气体的颜色及是否可燃，并取气样和油样做色谱分析。根据取气样和油样色谱分析的结果和变压器外部检查情况以及气体是否可燃来综合判断跳闸原因，在跳闸原因未查明且故障未消除之前，不准将变压器投入运行。4.6.1.2.3如系瓦斯保护和差动保护同时动作，经检查有可燃性气体，则变压器未经试验合格前不准投入运行。4.6.2主变压器差动保护动作处理 4.6.2.1汇报中调和有关领导。

4.6.2.2检查变压器差动保护范围内的一次设备有无异常和明显故障点。4.6.2.3如未发现任何故障，做好安全措施，测量变压器线圈的绝缘电阻，判断故障性质。如绝缘电组合格，取得有关领导同意，进行零起升压试验，良好后恢复送电运行。

4.6.2.4查明是否由于保护装臵误动或二次回路故障引起。4.6.2.5如差动保护两套动作，在没有查清原因之前，变压器禁止投运，如只有一套保护动作，在没有查清原因之前，经公司主管生产的领导、总工程师同意，可将该套差动保护停用，变压器投入运行。但重瓦斯保护必须投入“跳闸”位臵；后备保护均应投入使用。不得同时停用两套主保护。4.6.3主变差动保护和重瓦斯保护同时动作处理 4.6.3.1汇报中调和有关领导。

4.6.3.2检查变压器差动保护范围内的一次设备有无异常和明显故障点。4.6.3.3取瓦斯气体，判明故障性质；测量变压器线圈的绝缘电阻值。4.6.3.4做好检修安全措施，对变压器作全面检查（直流电阻、绝缘电阻等），未查明原因严禁投运。4.7主变后备保护动作处理

4.7.1检查保护范围内的一次设备，有无接地或短路现象。

4.7.2如检查结果证明事故不属于变压器内部故障引起（由于外部短路或者保护装臵故障引起的越级跳闸造成），待故障消除后，可重新投入运行。5.励磁系统故障处理 5.1起励失败 5.1.1现象

5.1.1.1自动开机，机组不能升压。

5.1.1.2手动开机转速正常，手动起励机组不能升压。5.1.1.3上位机报起励失败信号，语音报警。5.1.2处理

5.1.2.1未查明原因，严禁再次起励。5.1.2.2检查励磁系统转子回路是否正常。5.1.2.3检查直流刀闸、阳极开关、灭磁开关在“合闸”位，接触良好。5.1.2.4检查起励电源是否正常，主回路熔断器是否熔断。5.1.2.5检查励磁系统操作电源是否正常。

5.1.2.6检查脉放电源开关是否合上，励磁调节器是否正常。

5.1.2.7处理正常后，复归起励失败信号，再起励一次。若不成功，通知设备管理人员处理。5.2功率柜故障 5.2.1现象

5.2.1.1监控系统简报信息有“主回路熔断器熔断”，调节器“主回路熔断器熔断”信号指示灯亮或励磁装臵工作时功率柜风机停运。5.2.1.2上位机报功率柜故障信号，语音报警。5.2.2处理

5.2.2.1检查功率柜主回路熔断器是否熔断，通知设备管理人员检查对应的可控硅元件是否损坏。5.2.2.2检查风机电源是否正常。

5.2.2.3原因不明，立即断开脉放电源开关，断开柜风机电源开关，退出故障功率柜，通知设备管理人员。

5.2.2.4如不能处理，联系调度，转移机组负荷，停机处理。5.3励磁调节器电源故障 5.3.1现象

5.3.1.1调节器面板上“电源故障”光字牌亮。5.3.1.2 故障励磁调节器自动切换到正常调节器运行。5.3.1.3上位机报电源故障信号，语音报警。5.3.2处理 5.3.2.1检查励磁调节器双路供电电源：交流220V输入、直流220V输入、直流24V输出是否正常。

5.3.2.2电源故障原因不明，立即通知设备管理人员处理。5.4脉冲消失 5.4.1现象

5.4.1.1调节器面板上“脉冲故障”光字牌亮。5.4.1.2故障励磁调节器自动切换到正常调节器运行。5.4.1.3上位机报调节器故障，语音报警。

5.4.1.4当励磁装臵处于工作状态时，报功率柜故障信号。5.4.2处理

5.4.2.1检查脉冲投切开关位臵是否正常。5.4.2.2检查脉冲电源是否正常。

5.4.2.3如脉冲丢失原因不明，立即通知设备管理人员处理。5.5励磁（仪用）PT断线 5.5.1现象

5.5.1.1调节器面板上“励磁（仪用）PT断线”光字牌亮。5.5.1.2励磁PT断线，Ⅰ套自动切换到Ⅱ套运行（Ⅱ套正常）。5.5.1.3仪用PT断线，Ⅱ套自动切换到Ⅰ套运行（Ⅰ套正常）。5.5.1.4上位机报励磁（仪用）PT断线信号，语音报警。5.5.2处理

5.5.2.1查找PT断线原因，若是一次侧保险熔断，更换同容量保险，如更换同容量保险再次熔断，立即通知设备管理人员处理。

5.5.2.2若是二次侧空气开关跳闸，试合一次，如再跳，禁止再合，联系设备管理人员处理。5.5.2.3 PT恢复正常，点击“调节器故障复归”按键复归信号。5.6转子过电压保护动作 5.6.1现象

5.6.1.1灭磁柜及过电压保护柜面板“过电压保护”指示灯亮。5.6.1.2上位机报 “励磁绕组过电压保护动作”信号，语音报警。5.6.2处理

5.6.2.1检查可控硅工作是否正常。

5.6.2.2如事故停机跳灭磁开关引起过电压，则检查励磁回路。5.6.2.3原因不明，通知设备管理人员处理。5.7过励限制动作 5.7.1现象

5.7.1.1上位机报“励磁过励限制动作”，语音报警。5.7.1.2调节器“过励限制”指示灯点亮。5.7.2处理

5.7.2.1检查发电机出口电压是否正常。

5.7.2.2检查机组无功是否在限制值以上运行，如超越范围应及时调整至正常，确认监控系统无功调节输出正常。

5.7.2.3如人为增磁操作引起过励限制动作，应立即减励至正常； 5.7.2.4如装臵故障，应立即通知设备管理人员处理。5.8欠励限制动作 5.8.1现象

5.8.1.1上位机报“励磁欠励限制动作”，语音报警。5.8.1.2调节器“欠励限制”光字牌亮。5.8.2处理

5.8.2.1检查发电机出口电压是否正常。

5.8.2.2检查机组无功是否过低，机组是否在限制值以下运行，如超越范围应及时调整至正常，确认监控系统无功调节输出正常。5.8.2.3如人为减磁操作引起欠励限制动作，应立即增磁至正常。5.8.2.4如装臵故障，应立即通知设备管理人员处理。6.调速器故障事故处理 6.1调速器电气故障处理

6.1.1触摸屏不显示或触摸屏按键不正常：停复电一次，如仍不正常则需更换触摸屏。

6.1.2 PCC主机及输入输出模块运行不正常：停复电一次，如仍不正常则需更换主机及模块。

6.1.3 PCC电源运行不正常：停复电一次，如仍不正常则需更换电源模块。6.1.4导叶、功率、水头传感器故障：检查传感器接线是否接触不良或折断，传感器电源是否消失，传感器输出电压是否正常，停电复电一次，如仍不正常则需更换传感器。

6.1.5机频故障：检查机端PT电压是否正常，机端PT保险是否熔断，检查机频各部分接线是否接触不良或折断，检查隔离变T1是否损坏，检查测频板5V、±12V电源是否正常，停电复电一次，如仍不正常则需更测频板。6.1.6网频故障：检查电网PT电压是否正常，电网PT保险是否熔断，检查网频各部分接线是否接触不良或折断，检查隔离变是否损坏，检查测频板5V、±12V电源是否正常，停电复电一次，如仍不正常则需更测频板。6.1.7导叶不能切自动原因：机频故障，导叶反馈故障，导叶驱动器故障，5V、±12V、24V电源故障。6.1.8调速器不能自动开机原因：急停阀未复归，导叶在手动，锁定未拔出，未收到开机令，开机过程有故障导叶切手动，停机令未复归。6.1.9调速器负荷自动降为空载：断路器辅助接点接触不良。

6.1.10调速器自动时不能增加负荷或负荷不能加满： 调整导叶电气开限或水头值。

6.2调速器压力油罐事故低油压 6.2.1现象

6.2.1.1上位机简报信息有“×号机组事故”、“×号机压油罐油压过低”等信息，事故音响报警。

6.2.1.2上位机该机组事故故障光字画面“×号机压油罐油压过低”亮红光。

6.2.1.3机组事故停机。

6.2.1.4机组LCU单元画面“机组事故”指示灯亮。6.2.1.5现场压油罐压力表指示为3.0MPa以下。6.2.2处理

6.2.2.1翻阅上位机该机组事故故障光字、非电量图，确认压力油油压。6.2.2.2现场检查调速器油压装臵油压、油位及油泵运行情况。6.2.2.3现场监视机组事故停机过程，如气制动自动动作不正常，应改手动加闸。

6.2.2.4若由于机旁盘动力电源消失造成事故，应尽快恢复电源。6.2.2.5若是压油泵控制回路故障时，应联系设备管理人员进行处理，尽快恢复正常工作。

6.2.2.6若是机组LCU单元故障、传感器故障时，应专人手动启动油泵保持压力油罐油压、油位，同时联系设备管理人员进行处理。

6.2.2.7检查调速系统各设备、阀门有无严重渗漏油，压油装臵的旁通阀、安全阀是否动作。

6.2.2.8油压正常后，复归事故信号，复归事故电磁阀，并将机组恢复至正常备用状态。

6.3调速器压油罐压力过高 6.3.1现象

6.3.1.1事故、故障音响报警。

6.3.1.2上位机该机组事故故障光字画面“压油罐油压过高”亮红光。6.3.1.3机组LCU单元画面“机组事故”、“机组故障”指示灯亮。6.3.1.4现场压力油罐油压指示在（4.0MPa—4.8 MPa）以上。6.3.2处理

6.3.2.1翻阅上位机该机组事故故障光字、非电量图，检查压力油罐油压及油位。

6.3.2.2现场检查压油罐压力是否过高。

6.3.2.3如压油泵仍在打油，应立即手动停止压油泵打油。6.3.2.4调整压力油罐油压、油位至正常。

6.3.2.5检查安全阀是否动作。如未动作，应手动排压力油罐油降压，使压力复归正常。

6.3.2.6如压油泵不能自动停泵，安全阀未动作等故障，联系设备管理人员进行处理。6.4压力油罐油位异常 6.4.1现象

6.4.1.1上位机简报信息有“×号机组故障”、“×号机压油罐油位异常”信息，故障音响报警。

6.4.1.2上位机该机组事故故障光字画面“压油罐油位异常”亮黄光。6.4.1.3监控系统机组光字中“压油罐油位异常”光字显黄色。6.4.1.4现场压油罐油位指示过高或过低。6.4.2处理

6.4.2.1翻阅上位机该机组事故故障光字、非电量图，确认压力油罐油压及油位。

6.4.2.2现场检查备用压油泵投入情况，自动泵运行是否正常，补气装臵运行是否正常。排除故障，确保压油泵及时恢复正常。

6.4.2.3检查压力油罐油压及油位，压油泵出口管路阀门位臵是否正确，安全阀是否动作。

6.4.2.4检查调速系统各设备、阀门有无严重渗漏油。

6.4.2.5如机组调节频繁造成油位较低，应适当限制机组调节次数或机组带固定负荷运行。

6.4.2.6如是补气装臵工作不正常造成油位过高，则应手动补气，使压油罐油压、油位恢复至正常值范围内，查明补气装臵工作不正常的原因，联系设备管理人员处理。6.5回油箱油位异常 6.5.1现象

6.5.1.1上位机简报信息有“×号机组故障”、“×号机回油槽油位越限”信息，故障音响报警。

6.5.1.2上位机该机组非电量图回油箱液位越过高（低）限值。6.5.2处理

6.5.2.1翻阅上位机该机组非电量图，检查回油箱油位。6.5.2.2现场检查回油箱油位，判明是过高还是过低。

6.5.2.3检查机组油系统用油量有无较大变化。

6.5.2.4如用油量减少了，应检查系统管路、阀门以及接力器有无漏油、跑油的现象。

6.5.2.5如果管路、阀门跑油，应设法隔离，不能处理的，联系值长转移机组负荷（必要时停机处理），并联系设备管理人员进行处理。调整回油箱油位至正常。6.6漏油箱油位过高 6.6.1现象

6.6.1.1上位机简报信息有“×号机组故障”、“×号机漏油箱液位越限”信息，故障音响报警。

6.6.1.2上位机该机组非电量图漏油箱液位越限。6.6.2处理

6.6.2.1翻阅上位机该机组油系统图、非电量图，检查漏油箱油位、漏油泵启动情况。

6.6.2.2现场检查漏油泵是否启动打油。

6.6.2.3如未启动，应手动启动，如无法启动，应检查控制回路、操作保险、动力电源是否正常，并尽快联系设备管理人员处理。6.6.2.4检查油系统漏油情况，各排油阀是否关严。

6.6.2.5如漏油泵不能自动启动打油，应派专人监视及手动打油。6.7调速器压油罐油压下降的处理

6.7.1检查油压下降情况，调速器由“自动”切为“手动”，派专人监视调速器油压、油位。

6.7.2若油泵不启动，应查明原因，尽快启动油泵。6.7.3检查油泵出口组合阀安全卸载阀是否动作未复归。

6.7.4若二台油泵同时启动，油压仍未上升，应查明油系统排油阀关闭情况及漏油、漏气情况，并及时消除。6.7.5若压力油罐油压不能恢复，应停机。

6.7.6当油压低到不能关闭导叶时，应关闭进水口快速闸门紧急停机。7.220kV GIS 设备

7.1断路器发生下列现象时，应立即申请停电处理 7.1.1 “断路器分闸闭锁”信号动作。7.1.2液压机构大量漏油。7.1.3 SF6气体泄漏严重。7.1.4 微水含量超标。7.1.5有异常响声。7.2油泵启动频繁处理

7.2.1根据油泵启动计录器判断24h内是否超过5次，超过则向领导报告，申请停电进行检查处理，检修正常后方能投入运行。

7.2.2若油泵启动次数每天在3～5次范围内，应加强监视并对比每天的启动次数。

7.2.3若发现逐天有增加次数的趋势，向领导报告，作好计划停电检修的准备。

7.2.4如每天稳定在某一次数，则允许继续运行，但应做好记录。7.2.5若油泵频繁启动且间隔时间逐渐缩短，应立即检查操作机构有无漏油。

7.3 GIS设备中SF6气体泄漏处理

7.3.1 GIS发生故障，造成气体外逸处理注意事项

7.3.1.1所有人员应迅速撤离现场，并迅速投入全部通风装臵。7.3.1.2在事故发生15分钟以内，所有人员不得进入GIS室（抢救人员除外）。

7.3.1.3在15分钟以后，4小时以内人员进入室内必须穿防护衣，戴手套及防毒面具。4小时以后进入室内可不用上述措施，但在清扫时仍须采取上述安全措施。

7.3.1.4若故障时有人被外逸气体侵袭，应立即清洗后送医院诊治。7.3.2 母线、套管漏气

7.3.2.1检查气体密度监视器的指示是否正常 7.3.2.2立即汇报中调转移负荷，将母线或套管空载 7.3.2.3断开可能来电的各方面断路器，并汇报领导。7.3.3 GIS设备中SF6气体压力降低发出报警信号故障处理

7.3.3.1现象：“SF6气体压力较正常值降低”；计算机监控系统有相应的语音报警和光字信号。7.3.3.2处理

7.3.3.2.1检查气压低间隔压力表，确定漏气区，并判明是否误发信号。7.3.3.2.2用检漏仪确定漏气点。7.3.3.2.3按补气规定进行充气。

7.3.3.2.4断路器气室气压降至0.50MPa以下时，断路器闭锁，禁止对该断路器进行分合闸操作，若是该断路器正处于带电运行状态，应立即断开其进、出线侧气压在合格范围内的断路器，进行停电处理。

7.3.3.2.5除断路器气室外的其余气室，当气室压力下降至0.4MPa以下时发出报警信号；当气室压力下降至0.35MPa时应立即停电处理。7.3.4 GIS设备中的断路器气室SF6气压降低闭锁动作处理

7.3.4.1现象：“SF6气压降低闭锁动作并发信号”，断路器气室SF6气压降至0.5MPa。7.3.4.2处理

（1）当“气室压力闭锁”信号动作时，此时间隔不允许继续运行和操作，应立即汇报中调后断开其控制电源、操作电源，将各方面电源的断路器、隔离开关断开后使故障间隔停电。

（2）当情况危急人身或设备安全时，运行人员可在值长指导下先行对故障间隔停电，然后及时将处理情况汇报中调。

（3）汇报调度及电厂相关领导，联系设备管理人员进行处理。7.4控制回路断线

7.4.1检查断路器的控制回路，如控制电源开关跳闸可试合一次。7.4.2若控制电源开关再次跳闸，应立即汇报中调并做好相应的安全措施。7.4.3检查开关的分、合闸辅助开关是否正常，如有损坏则联系处理。7.4.4通过现象判明是回路故障还是电源断线，做好相应的安全措施，联系设备管理人员处理。7.5断路器拒绝合闸

7.5.1经同期装臵合闸的断路器应检查同期条件、同期装臵及电源是否正常。

7.5.2检查有联锁关系的隔离开关、接地刀闸分合闸位臵是否正确。7.5.3检查断路器的二次插头是否松动或发热。

7.5.4检查现地控制柜内的控制电源、合闸电源是否正常。

7.5.5检查断路器的气体密度监视器指示是否正常，气压闭锁是否动作。7.5.6检查断路器操作机构的油压表指示、储能机构是否正常。

7.5.7检查断路器合闸线圈是否完好，测量断路器合闸线圈电阻是否合格。

7.5.8检查断路器的辅助接点是否接触良好，相应位臵继电器动作是否可靠，LCU开出是否正常，电源是否正常。

7.5.9检查断路器三相位臵是否一致，如有非全相则立即将已合闸相断开，汇报中调后将断路器及两侧隔离开关断开，联系设备管理检修。7.5.10检查保护投入是否正确。7.6断路器拒绝分闸

7.6.1检查断路器的二次插头是否松动或发热，LCU开出是否正常，电源是否正常。

7.6.2检查断路器分闸线圈是否完好，测量断路器分闸线圈电阻是否合格。7.6.3检查现地控制柜内的控制电源、分闸电源是否正常。7.6.4检查操作机构是否正常，油压、气体压力是否正常。

7.6.5经检查断路器本体、机构等确无异常，可汇报中调将断路器减至空载后采用“就地”操作分闸。

7.6.6如就地不能分闸，汇报中调后将断路器的控制电源、分闸电源断开，采用串联断路器停电后检修。7.7隔离开关、接地刀闸拒动

7.7.1如在倒闸操作过程中出现隔离开关拒动时，应先恢复原状，再进行检查处理。

7.7.2检查有联锁关系的断路器、隔离开关、接地刀闸分合闸位臵是否正确。

7.7.3立即停止其他操作，确认本体的位臵指示有无变位。7.7.4检查隔离开关、接地刀闸的二次插头是否松动或发热。7.7.5检查现地控制柜内的控制电源、电机电源是否正常。7.7.6检查操作机构的电机是否正常。

7.7.7汇报中调后断开可能来电的各方面断路器，并汇报领导。8.厂用电系统 8.1断路器拒绝合闸 8.1.1检查上位机有无开出。8.1.2检查操作电压是否过高或过低。

8.1.3检查断路器的闭锁回路是否已经开放，满足合闸条件。

8.1.4检查断路器的合闸回路是否正常，设备的二次接线是否正确完好。8.1.5检查断路器操作机构蓄能是否正常。

8.1.6检查操作机构及辅助触点转换情况，根据检查情况进行处理。8.1.7检查保护装臵是否正确投入。8.1.8联系设备管理人员进行处理。8.2断路器拒绝跳闸

8.2.1发现断路器拒绝跳闸时，应先查找断路器拒绝跳闸的原因。8.2.2远方操作应检查断路器操作方式选择开关是否放在“远方”位臵，检查开出继电器是否动作。

8.2.3如一时无法查清楚，可采取现场手动方式断开，如现场不能手动断开，退出相应母线段的备自投，通知设备管理人员处理。8.3 高压厂用电系统接地

8.3.1选测高压厂用电母线电压，判明接地相或是否真接地。8.3.2做好安全措施，检查有关一次设备有无异常。8.3.3查看高压厂用电接地选线装臵，判断接地点。

8.3.4如故障点在母线侧，则断开母线上所有负荷，母线停电测绝缘。如绝缘良好，则测量高压厂用电电压互感器绝缘。

8.3.5找出故障点，作好停电检修措施，联系设备管理人员处理。8.3.6如判明是电压互感器一次侧熔断器熔断引起，则应及时更换电压互感器一次侧熔断器，恢复正常运行，如更换后又熔断则应联系设备管理人员进行处理；

8.3.7高压厂用电系统接地运行时间不得超过2小时。9.直流系统 9.1直流接地

9.1.1现象：语音报警, 简报窗口发出“直流系统故障”、“直流系统接地”信号。9.1.2处理

9.1.2.1观察绝缘检测装臵指示接地支路信号。9.1.2.2查找故障回路并进行处理。

9.1.2.3处理过程中，涉及中调管辖设备时，需经中调同意。9.2直流系统绝缘下降

9.2.1首先测量直流母线正负极对地电压，判断其故障性质。

9.2.2根据当时运行方式、检修作业情况、天气情况等判断可能接地回路，采用瞬时断电的方法寻找故障点（有可能造成保护装臵、开关设备和断电后可能危及机组安全运行的直流负荷不能断电）。

9.2.3断开负荷的原则：先次要负荷、后重要负荷，先室外、后室内以及先断经常发生接地故障的回路。9.3充电机故障

9.3.1现象：语音报警, 简报窗口发出“充电机故障”信号。9.3.2处理

9.3.2.1检查直流电压是否异常； 9.3.2.2检查模块硬件是否故障；

9.3.2.3检查模块后面设臵开关位臵是否正确； 9.3.2.4检查模块与主监控器通讯连接线是否正确； 9.3.2.5检查直流输出电压是否正常；

9.3.2.6断开故障充电机的交流开关，进行处理。9.4蓄电池电压过低

9.4.1现象：语音报警, 简报窗口发出“蓄电池电压过低”信号。9.4.2处理

9.4.2.1检查蓄电池电压是否正常。9.4.2.2检查充电机参数设臵是否正确。

9.4.2.3现场检测单个电池的电压是否正常，连线是否松动，信号保险是否熔断。

9.4.2.4必要时，退出蓄电池组，进行处理。9.5直流母线电压异常

9.4.1现象：语音报警, 简报窗口发出“母线电压异常”信号。9.4.2处理

9.4.2.1检查直流母线电压表指示是否正常。

9.4.2.2检查直流母线电压测量端子保险是否松动或熔断。

9.4.2.3检查充电机输出电压是否正常，如不正常，则调整充电机输出电压至正常值。9.5蓄电池着火 9.5.1现象

9.5.1.1上位机语音报警发“直流故障”信号。9.5.1.2充电装臵内熔断器可能熔断。9.5.1.3充电装臵跳闸停运。9.5.2处理

9.5.2.1将蓄电池与直流母线解列,按照消防规定进行灭火。9.5.2.2灭火时应特别注意电池爆炸和酸液溢出。9.6快熔熔断 9.6.1现象

9.6.1.1显示屏显示故障信息“快熔熔断(或熔断器熔断)”。9.6.1.2充电屏后快熔保险熔断。9.6.1.3装臵故障灯亮。

9.6.1.4上位机发“直流系统故障”信号。9.6.2处理

9.6.2.1复位装臵故障信号按钮。9.6.2.2将装臵退出运行。

9.6.2.3检查直流负荷是否有短路现象,若有立即排除。9.6.2.4更换快熔保险。9.6.2.5将装臵重新投入运行。9.7直流母线短路故障 9.7.1现象

9.7.1.1上位机有直流系统故障语音报警。9.7.1.2故障母线直流信号指示灯全部熄灭。9.7.1.3蓄电池出口熔断器熔断。9.7.1.4整流装臵跳闸。

9.7.2处理

9.7.2.1采用停不重要负荷的方法查找故障点。9.7.2.2将直流负荷倒至正常母线。

9.7.2.3事故母线待故障排除后方可投入运行。10.水系统 10.1现象

10.1.1上位机简报信息有“渗漏排水泵故障”信号，故障音响报警。10.1.2上位机公用事故故障光字的“渗漏排水泵故障”亮黄光。10.2处理

10.2.1检查厂用400V配电室1、2、3号渗漏泵电源投入是否正常，电机工作电源是否正常。

10.2.2现场检查集水井水位是否过高；如水位过高，应检查备用泵是否已启动，否则手动启动抽水。

10.2.3检查控制回路有无异常，操作保险是否熔断，热继电器是否动作。10.2.4检查软启动装臵是否故障，复归故障信号；检查PLC是否故障。10.2.5检查渗漏排水泵出口阀是否开启，逆止阀是否正常。11.气系统

11.1空压机故障报警

11.1.1现象:计算机监控系统上位机简报信息报“空压机故障”，空压机联控柜面板上“空压机故障”黄灯亮，空压机本体上的“故障”黄灯亮。11.1.2处理:作好记录后按下复归按钮复归，若无法复归则对空压机控制回路和空压机本体进行检查。11.2空压机故障跳闸

11.2.1现象

11.2.1.1中控室上位机报故障信息，有“空压机故障”光字牌亮，并伴有语音报警。

11.2.1.2中（低）压气机控制屏1（2）号机“故障”黄灯亮。11.2.1.3电机电源空开可能跳开，400V厂用电可能失电。11.2.1.4热继电器动作。11.2.2处理

11.2.2.1在控制屏上按“报警复归”按钮；复归故障信号。11.2.2.2检查电机电源是否跳开； 11.2.2.3复归热继电器；

11.2.2.4检查是否属于空压机出口管路堵塞造成空压机过载跳闸； 11.2.2.5如系统400V失电，恢复厂用电。11.3气罐压力过高

11.3.1现象：气罐压力上升且安全阀动作排气。11.3.2处理

11.3.2.1首先确定安全阀是否在正确的压力设定值动作，若压力上升很高,应检查伺服阀设定值是否太高或在关闭位臵以及被堵塞。

11.3.2.2卸载阀可能卡在打开位臵，如压力上升缓慢应检查卸载阀座处可能有泄漏或O型圈可能有泄漏,以及真空阀调节器密封圈有泄漏或真空阀密封圈有泄漏。11.4空气输出量低 11.4.1现象

11.4.1.1空气压缩机失灵，停止打压。11.4.1.2空气系统压力迅速降低。

11.4.1.3压力表读数低于正常运行压力。11.4.2处理

11.4.2.1检查空压机输出气是否低。

11.4.2.2检查用气量是否过大，检校压力表的精度。

11.4.2.3压力表读数比正常值低应检查：进气过滤器是否堵塞；卸载阀可能卡在关闭位臵；伺服阀设定是否太低，可能卡在打开位臵；分离器是否堵塞；空气管道是否泄漏；最小压力阀O型圈泄漏；安全阀是否损坏及存在缺陷。

11.5空压机自动启动后不能自动停止或启动频繁

11.5.1现象：空压机连续启动不会停止，空压机负荷电流持续不降。压缩气系统压力保持稳定。11.5.2处理

11.5.2.1检查气系统，找出漏气点进行处理。11.5.2.2检查空压机二次控制回路是否正常。11.5.2.3检查压力表整定值是否正确。

11.5.2.4对空压机进行全面的检查，一旦查明是空压机本身故障则迅速切除故障空压机,通知设备管理人员处理。11.6空压机发生下列情况应立即停止运转 11.6.1电动机发生冒烟着火。11.6.2电动机两相运行。

11.6.3电动机或空压机内部有碰撞声、磨擦声等异常声音。11.6.4空压机润滑油油温或电机温度超过允许值。11.6.5空压机润滑油油压超出允许范围。

11.6.7空压机各级压力不能稳定上升或超过整定值。

11.6.8空压机冷却器不能正常工作。

11.6.9动力电源电压降低，不能维持正常运行。12.AGC故障 12.1现象

12.1.1监控系统报AGC退出。12.2处理

12.2.1检查机组运行情况。

12.2.2向调度、公司点检员汇报AGC故障退出。

12.2.3检查AGC通信及程序运行情况，如未发现异常经点检员同意重启程序，恢复正常后，经调度同意投入AGC。

12.2.4如发现监控通信异常引起AGC退出，则向公司点检员汇报，按点检员要求执行。

12.2.5在处理AGC故障退出时，如有需要可征得当值调度员许可情况下向自动化科申请封锁远程调度数据，防止在重启通信设备时发生数据跳变。13.AVC异常处理

发生以下紧急情况时，电厂运行值班员可不经省调值班调度员许可，先行退出AVC省调或集控控制，再向省调或集控值班调度员汇报： 13.1 AVC所在的监控系统故障。13.2 AVC有关的自动化数据异常。13.3机组事故或跳闸等影响AVC的事故。13.4电厂与主网解列为独立电网。13.5 AVC控制异常。13.6程序自动退出。13.7其它紧急情况。

第二篇：水电厂运行事故处理预案(修)

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运

行

事

故

处

理

预

案

汇

编

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目 录

第一章 事故处理预案通则

一、事故分级办法（3）

二、事故处理组织机构的职责（3）

三、各级人员的职责（5）

四、事故处理的基本原则（5）

五、事故处理的程序及要求（6）

第二章 发电机系统事故处理预案

一、机组过速时,保护未能动作处理预案（7）

二、剪断销剪断时，主阀未能动作处理预案（7）

三、发电机着火事故处理预案（8）

四、励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案（8）

五、机组受电网冲击事故处理预案（9）

六、发电机超负荷运行处理预案（10）

七、发电机非同期并列事故处理预案（11）

八、发电机碳刷故障处理预案（12）

九、发电机甩负荷处理预案（13）

十、发电机进相运行事故处理预案（13）

十一、调速器拒动事故处理预案（14）

十二、蝴蝶阀拒动事故处理预案（15）

十三、轴温度升高处理预案（15）

十四、机组振动大的事故处理预案（16）

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第三章 电气系统事故处理预案

一、变压器着火事故处理预案（17）

二、厂用电失电事故处理预案（17）

三、直流母线接地事故处理预案（19）

四、110KV GIS装置拒动事故处理预案（20）

五、6.3KV开关拒动事故处理预案（21）

六、发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案（21）

七、全厂停电事故处理预案（22）

八、直流系统失电事故处理预案（24）

九、辅机油系统着火处理预案（25）

第四章 其它事故预案

一、防洪应急预案（26）

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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、事故处理组织机构

1.1、厂部设事故处理领导组，厂部正职任组长，厂部副职领导担任副组长，技术主管、各值值长为成员。下设生产领导组和后勤保障组。

1.2、生产领导组组长由分管副职领导担任，成员由技术主管、各值值长组成。1.3、后勤保障组组长由分管副职领导担任。成员由总务、物资管理员和小车司机组成。

2、各级组织机构的职责

2.1、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。

2.2、生产领导组负责领导和协调事故处理,负责向总公司领导汇报请示重大事项的决策；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。

2.3、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总公司领导汇报请示、消防保卫、医疗救护等工作。

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3、各级人员的职责

3.1、电厂厂长的职责：全面领导、指挥厂部的事故抢险救灾、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。

3.2、副厂长的职责：协助电厂厂长领导、指挥事故处理工作。厂长不在时代替经理行使职责。

3.3、厂部技术主管的职责：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。

3.4 厂部安全监督员的职责：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。

3.5、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。

3.6、各层负责人的职责：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、等工作，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏。

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3.7、其他人员的职责：按照电厂厂长的命令，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、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；、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。同时向县调、总公司调度、厂部领导汇报，根据事故需要联系领导协助处理事故。

2、机组发生事故，巡视人员应立即向值长汇报，各层负责人对本岗位发生的异常情况及时汇报值长，巡检人员发现异常情况。

3、辅助系统发生事故，应立即汇报值长，并按照值长命令执行。

4、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。)

5、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

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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、发电机良好。

2、调速器良好。

3、机旁动力屏良好。

4、测温制动屏良好。

5、励磁柜良好。

6、现地 LCU良好。

7、高压室、低压室良好。

8、中控室良好。

9、升压站良好。

10、水轮机良好。

11、供水、排水系统良好。

12、蝶阀系统良好。

13、供气系统良好。

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第二章 发电机系统事故处理预案

一、机组过速时,保护未能动作处理预案

一、机组过速时的现象：

1.机组转速升高至145%Ne，声音异常，中控室语音报“1#、2#机组过速"，简报信息窗口显示“机组过速保护动作”，主画面显示机组出口开关事故跳闸，主阀自动关闭。

2.机组各有、无功等参数显示为“0”。

二、机组过速的处理：

1.若主阀、调速器未动作时，发电机层值班员迅速按下调速器紧急停机按钮，若无效应立即将调速器切到手动并按下紧急停机电磁阀；水轮机层值班员应迅速将主阀切换为“就地”方式，并手动关闭主阀，迫使机组停机。2.监视机组是否自动刹车，否则应手动帮助刹车。

3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。4.根据事故原因、设备情况，对机组进行全面检查。

5.检查确认机组设备良好，则应手动开启主阀，随时准备开机。

二、剪断销剪断时，主阀未能动作处理预案

一、剪断销剪断后的现象：

1.中控室语音报“1#、2#机组剪断销剪断”，简报信息窗口显示“机组剪断销剪断保护动作”，主画面显示机组出口开关事故跳闸，主阀自动关闭。2.机组各有、无功等参数显示为“0”。

二、剪断销剪断的后处理：

1.若主阀未动作时，水轮机层值班员应迅速将主阀切换为“就地”方式并手动关闭主阀，迫使机组停机。

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2.监视机组是否自动刹车，否则应手动帮助刹车。

3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。4.根据事故原因，设备情况，对机组及出口开关进行全面检查。5.检查确认机组设备良好，则应手动开启主阀，随时准备开机。

三、发电机着火事故处理预案

一、发电机着火后的现象：

可能从发电机附近闻到焦味，从发电机盖板缝隙及其它不严密处看到冒烟，严重时可能有浓烟和火焰喷出。

二、发电机着火后的处理：

1.确认发电机着火，立即按ＬＣＵ屏柜紧急停机按钮停机，断开灭磁开关，按“发电机着火”规定处理。

2.中控室留一人监护，其余人员立即到发电机层协助灭火。

3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。

四、励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案

一、调节器A（B）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

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3.通知检修处理。

二、整流柜故障

（一）、现象：

1、整流柜故障信号出现

2、可能同时有励磁表计摆动现象

3、监控上显示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。

五、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。

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运行事故处理预案汇编

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。

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、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。

六、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。

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运行事故处理预案汇编

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0.98（迟相），定子电压不得低于6kV。如发电机电压低于6kV，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。

3、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6KV。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。

七、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。

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运行事故处理预案汇编

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。

3、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，无问题后，方可再次进行启动。

4、对同期装置进行检查并校核。

八、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、发电机主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2.5cm左右时，应进行更换，更换碳刷时，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。

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运行事故处理预案汇编

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。

九、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；机组出口断路器跳闸，绿灯亮，有保护光字显示；

2、机组转速先上升后下降，调节系统动作良好，转速控制在超速保护动作值以下。

3、调速器启动事故停机关闭。

4、蝴蝶阀启动事故停机关闭。

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。

3、完成甩负荷的有关操作。

4、查明原因处理后，汇报值长。

十、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、机组按正常程序停机。

2、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。

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运行事故处理预案汇编

3、进相运行时，维持发电机出口电压在±5%Un范围内，防止发电机静稳极限降低。

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0.95（超前）

6、不同有功负荷状态下不得超过发电机的出力曲线的限额。

7、如果温度、温升将要超过规定值，应减小进相深度，适当手动增加励磁电流，使功率因数高于0.95（超前），保持各点温升不超限。

8、发电机进相运行期间，各部分温度、温升超过运行限额，手动增加无功负荷。

9、发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则联系调度减少有功。

10、发电机进相运行期间，6.3kV厂用母线电压不能低于6.0kV，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。

12、无法处理可以按紧急停机处理。

十一、调速器拒动事故处理预案

一、调速器拒动的现象:

1、调速器油压正常。

2、上位机下位机操作无任何动作。

3、调速器故障指示灯亮。

二、调速器拒动的处理：

1、重启调速器的交直流电源。

2、检查是否为液压缸窜油。如是则安排检修人员检修。

2、在调速器的面板上按下复归按钮。

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运行事故处理预案汇编

3、消除调速器故障指示。

4、手动操作调速器至停机。

5、如再无反应，可以在紧急停机阀和复归阀的电磁阀各中间，采用手动按压阀蕊顶针的方法进行操作。此阀在没有交直流电压的情况下也可正常操作。

十二、蝴蝶阀拒动事故处理预案

一、蝴蝶阀拒动的现象:

1、蝴蝶阀油压正常。

2、上位机下位机操作无任何动作。

二、蝴蝶阀拒动的处理：

1、检查蝴蝶阀屏柜及电源投入是否正常。

2、检查蝴蝶阀的液压锁定和机械锁定是否退出。

3、检查蝴蝶阀各电磁阀线包是否正常，有无正常电压。

4、检查各阀门是否在正常的位置。

5、检查液压缸阀门是否在正常位置。

6、如再无反应，可以在各电磁阀的中间，采用手动按压阀蕊顶针的方法进行操作。此阀在没有交直流电压的情况下也可正常操作。

十三、轴温度升高处理预案

一、机组正常运行方式：

故障前运行方式 ：负荷1000KW—5000KW，各冷却器正常运行。

二、各轴承温度普遍升高：

（一）现象：

1、各轴承温度普遍升高

2、轴承温度及回油温度升高报警。

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运行事故处理预案汇编

3、润滑油温度升高。

4、机组振动可能增大。

5、轴向位移可能增大。(二)处理：

1、检查润滑油冷却器进水和出水阀门是否正常。

2、检查冷却水源是否中断或是否正常。根据情况处理。

3、如1号冷却水故障，应切至2号冷却水运行。

4、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达 到停机值时，应紧急停机。

5、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。

十四、机组振动大的事故处理预案

一、机组振动大现象：

1、机组振动增大画面报警发出

2、就地机组运行噪音增大.二、机组振动大处理：

1、应适当降负荷，查明原因予以处理，并汇报值长。

2、检查机组的润滑油压、油温是否正常。若异常及时调整。

3、检查轴瓦工作情况。若异常及时调整。

4、由于环境温度剧烈变化,降低机组负荷等措施

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第三章 电气系统事故处理预案

一、变压器着火事故处理预案

一、变压器着火的原因：

在变压器着火前有故障或事故存在，或临近设备发生着火等情况。

二、变压器着火的处理：

1.立即分１４１、６４１断路器及１４１１刀闸，合上接地刀闸，并切掉所有电源。2.若变压器内部喷油着火，除切掉电源外，应打开变压器事故排油阀排油(使油面低于着火处)。

3.对变压器着火时应用灭火器、沙土等进行灭火，灭火时必须遵守《电气设备安全规程》的有关规定。

4.尽一切努力防止火灾蔓延。

5.汇报调度，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。

二、厂用电失电事故处理预案

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、厂用电失电故障有：

1、断路器故障，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、厂用电失电，不能盲目合厂变工作及备用开关。

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2、厂用电失电，如果主机保护跳闸，则按停机处理，确保设备安全停运。

3、厂用电失电，如果主机未跳闸，则尽可能维持机组运行，判明厂用电失电原因，联系检修处理。恢复无故障母线及负荷运行。

四、厂用电全部中断后的现象：

1、事故音响器响，简报和光字牌同时报警。

2、厂用电母线电压降到零。

3、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。

五、厂用电全部中断的原因：

厂用电工作电源进线开关644（401）事故跳闸，备用电源进线开关905（402）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正常停机处理。

2、确认直流系统由蓄电池带正常。

3、确认UPS切换至直流电源正常。

4、确认柴油发电机可以正常启动，首先恢复潜水泵带电。

5、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。

6、厂用电恢复后，将低压厂用电系统恢复正常运行方式，恢复潜水泵由低压厂用电带。

7、将直流系统、UPS系统恢复正常运行方式。

七、厂用电部分中断现象：

1、事故音响器响。

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。

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八、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。

三、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、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。

5、查找出直流接地点时，运行人员及时通知检修人员处理。

6、查找接地时，应取得值长同意方可进行，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。

7、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。

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运行事故处理预案汇编

8、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。

9、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。

四、110KV GIS装置拒动事故处理预案

一、1100KV GIS装置开关拒动原因分析：

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、1100kV GIS装置开关拒动的事故处理

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。

2、断路器SF6气体压力异常的处理:（1）SF6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，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。（3）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。

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

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运行事故处理预案汇编

路器。

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。

五、6.3KV开关拒动事故处理预案

一、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。

二、6.3KV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6.3KV母线停电后，再开关拉出检查处理。6.3KV母线停电后作好设备的事故预想，认真执行紧停规定。

（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。

六、发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案

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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、发电机定子电流显示正常。

3、发变组保护装置PT断线信号显示。

4、发电机报警画面上发电压不平衡信号。

5、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、为零则可能为机组PT故障，通知维护人员处理。

2、若励磁调节器主、从方式切换，从励磁调节器上检查相应的故障信息。

3、如果查明是由于PT一次保险熔断，应通知维护人员处理。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，检查保护运行正常。

4、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。

七、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，110KV，6.3KV、380V系统及直流系统正常运行方式，辅机

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正常运行方式。公用系统按规定运行方式。

二、事故预想：

1、由于电厂内部的厂用电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、由于城双线故障跳闸，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，发电机跳闸，主阀关闭，灭磁开关，厂用电开关，6.3KV，380V母线失电，辅机失电停转。

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、优先保证港人潜水泵正常运行，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。

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、系统故障造成城双线故障掉闸后，查看两台机的紧急停机动作情况。

2、若系统发生故障，110KV失去电压，发电机与系统解列，厂用6.3KV母线全部失电。

3、确证柴油发电机可以正常启动，保证潜水泵的正常运行。

--九仙溪四级水电厂

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4、此时应根据需要及时就地进行操作关闭。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。

八、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、失电母线段上充电装置电压到零。

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、直流屏故障显示“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。

5、若母线故障引起母线电压消失，退出故障母线。

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九、辅机油系统着火处理预案

一、辅机油系统着火事故现象：

1、主控室火警报警铃响。

2、巡检员现场发现着火。

二、辅机油系统着火汇报程序：

1、义务消防人员查看报警后，立即汇报值长（确认着火后）。

2、值长拨打119报火警，并讲清楚着火地点及着火物。

3、值长汇报厂值班领导和部值班领导。

4、值长通知相关人员救火。

三、救火时的注意事项及联系方法。

1、作为义务消防员的巡检人员，应为消防培训合格，能熟练操作灭火器。

2、应使用适合的灭火器材，既干粉灭火器、1211灭火器、或干沙。

3、在消防员到来前，义务消防员应该积极救火，厂消防员到达后，义务消防员就应撤离火场。

4、义务消防员灭火时，要注意安全，佩带必要防护用品。

5、值长对外联系及汇报应使用录音电话，互通姓名，并做好记录。

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第四章 其它事故预案

一、防洪应急预案

根据四级水电厂所处地理位置，厂房高程和设计校核洪水位及洪峰流量，我厂根据机组运行情况制订汛期防洪预案：

1、成立以厂主要领导为首的防洪领导机构，配备电厂各种技术人员组成防洪领导小组。

2、备一台应急渗漏水泵、一台30KW柴油发电机和土铲畚箕、锄头、应急山体和边坡滑坡堵塞排洪沟急用。

3、确保汛期厂用电，主电源和备用电源，防止水淹厂房，保证通讯设备畅通，加强巡视进厂公路，及时清除山体滑坡，确保交通畅通。

4、加强对厂房、管理房后边坡的巡视，对有发现险情及时处理和报告，并组织人员操作有关设备和撤离人员到安全地带。

5、对洪水位高于高程82.7m时，机组要连续带负荷运行，确保因洪水中泥沙入尾水坑，堵塞检修水泵进水口、顶盖排水管，致使机组无法运行的严重事故。

6、以对洪水超过厂房的校核洪水位91.2时，请示上级领导指示，得到批准后，应组织人员切断142断路器后通知调度，分163断路器，使110KV线路处于冷备用状态。分2#厂变断路器905，人工拉管理房变压器上端的进厂房电源的三组隔离刀，后把所有人员撤离到安全的地区。

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第三篇：水电厂事故案例

1二连分厂“4.28”触电事故

..........................................................................................【简述】

2006年4月28日，二连分厂供变电车间在检修10kV哈南225线路及配电变压器过程中，送电线路工董某误爬上带电运行的哈南214线路H10—

16、17井配电变压器台上，造成触电死亡事故。【事故经过】

4月28日，二连分厂供变电车间按照二连油田电力系统的检修计划，要对哈南变电站10kV—五段母线及10kV出线进行检修。7时30分，车间主任吴某组织检修人员到达哈南变电站，分别召开了检修工作会和现场安全会。7时59分，225线路检修工作票负责人李某接到分厂电调值班调度员孙某下达的“225线路已停电，可以开始工作”的命令。李某将自己负责的工作班分成两个小组，其中，由董某负责检修1—37号电杆及Ｔ接变压器。李带领一人按照工作票的要求，分别到225线路哈南变电站出口1号杆、54号杆（与214线有联络刀闸）、哈三站变压器低压侧封挂了接地线，做好安全措施。李某在哈三站给在哈南变电站等候的车间主任吴某打电话，要求其告诉董某，接地线已封好，可以开工。8时10分，董某带领曹某、杨某乘坐车间主任吴某的生产指挥车，从哈南变电站出发，前往检修地段。8时25分，到达225线12号电杆附近，董某让曹某下车，检修12—19号电杆及T接变压器。8时32分到达H11—34井，董某让杨某下车，检修该井变压器和变压器到225线T接点之间的线路。此时，董某本应到H11—115、220井检修变压器及线路，但是，董某指着前方远处的变压器（214线路T24支线第11基杆的H10—

16、17井变压器）让司机把他送到那里。抵达后，董某下了车，对车上的车间主任吴某和司机代某说：“你们回去等我吧”。随后，吴某带车沿原路返回，准备去其它检修地段进行检查。当车行驶到T24支线2号杆跟前，吴某突然看到电杆上的线路编号是“214”，猛然意识到该线路不是检修线路，随即迅速返回到H10—

16、17井变压器处，发现董某已趴在地上。吴某迅即对董某进行现场急救，随后送往二连公司阿尔善医院，董某经抢救无效死亡。

管理局事故调查组经现场勘查和分析认定：8时40分，董某下车后，在作业前没有核对线路名称、编号，没有拉开变压器的低压刀闸和高压熔断器，也没有验电，就盲目往变压器上爬。当其左脚蹬着变压器钢架、右脚踩在低压配电箱上、右手抓住变压器C相高压引线接线头时，发生触电，掉落在地面上。【原因分析】

1．直接原因

作业人员严重违章操作：

送电线路工董某执行检修任务，在作业前，没有对检修变压器所属线路的名称和编号进行核对、没有拉开变压器低压刀闸和高压熔断器，也没有验电，就盲目爬上运行的214线路H10—

16、17井配电变压器。违反了《电业安全工作规程（电力线路部分）》（DL409—91）、《华北石油管理局水电厂企业标准（电力线路检修标准）》、《水电厂电气工作危险点及其控制措施（线路部分）》中的以下规定：

a 《电业安全工作规程（电力线路部分）》第121条“在配电变压器台（架、室）上进行工作，不论线路已否停电 ,必须先拉开低压刀闸，后拉开高压隔离开关或跌落熔断器,在停电的高压引线上接地”。第132条“登杆塔前经核对标记无误，验明线路确已停电并挂好地线后，方可攀登”。

b《华北石油管理局水电厂企业标准（电力线路检修标准）》附录B第一条g款“登杆前必须首先核对线路名称、杆号，防止登错杆”。

c《水电厂电气工作危险点及其控制措施（线路部分）》杆上作业危险点及其控制措施中第二条“作业前必须重点检查邻近带电设备及所作业线路名称，起止杆塔号”。

2．间接原因

a.现场监护不力。b.现场管理人员管理失职。c.事故隐患整改不及时。3．管理原因

a.现场情况交底不清楚。b.检修作业安全监护措施不落实。c.生产组织不严密。d.HSE“两书一表”落实不到位。e.安全隐患的监督整改不得力。f.安全教育工作不扎实。【事故教训】

1．狠反违章是核心;2．监督、监护是保证；3．教育培训是基础；4．排查隐患是重点；5．严抓落实是关键。【防范措施】

1．广泛深入地在全厂开展“4.28”事故的反思活动。

2．严格执行《电业安全工作规程》的各项规定，实施《登杆作业安全措施确认卡》。3．严格执行电气作业前现场核对和图版模拟交底会制度。4．严格执行安全监督检查和监护制度。

5．严格执行HSE管理体系，有效实施HSE“两书一表”。6．严格执行电力系统 “两票三制”管理规定。7．强化隐患排查、整改力度。8．加强全员安全培训教育。9．加强生产作业组织协调。10．加强反违章工作力度。线路工区“7.1” 触电事故

..........................................................................................【简述】

1990年7月1日，线路工区外线电工彭某，在巡视大王庄1609线路，掐断老乡窃电搭火点时，造成触电身亡事故。【事故经过】

7月1日上午9时24分，王一联变电站值班员与线路工区驻采油三厂外线电工彭某，分别向电调汇报1609线速断再次跳闸，重合闸失败故障，电调值班员王某通知该站执行1609线由备用转检修操作任务，并通知彭某，等风雨过后去巡线。10时43分，线路工区外线电工彭某和刘某乘采油三厂东风卡车到达王一联变电站，做好各项安全措施后，开始巡线至第三计量站处时，发现了老乡偷电架设的线路，一处从变压器跌落开关上口向西南方向延伸，一处从1609线36号杆处搭火向东延伸。10时55分左右，彭、刘开始掐线，彭登上变压器台，脚踩固定拉线，左手抓横担，右手用克丝钳剪线。此时，刘爬上老乡偷电所架设的距离变压器3米的电杆，当刘爬至合适位臵时，停下来向彭要钳子，发现彭没有回答，其双目发直，站在掐线位臵上，意识到彭已触电，刘立即下杆至地面上时，彭已触电坠于地面，后经多方抢救无效死亡。【原因分析】

1.肃宁县老乡偷电，将1613线路（正在运行）的6kV高压电接在1609线上，且在1609线36号杆处将该线三相全部剪断，改变了运行方式，破坏了线路结构，致使王一联变电站采取的停电、验电、装设接地线等一切安全技术措施失效，是造成此事故的主要原因。

2.彭身为班长（也是工作负责人），在线路作业前未按《规程》要求进行验电并装设接地线，丧失了自我保护意识，违章作业，是此事故的一个重要原因。

3.线路工区领导在4月25日春检时，就已知道因老乡偷电将1613线与1609线并网的严重问题，虽在全工区职工大会上进行了教育，提出了防止事故的措施，但由于彭等四人驻采油三厂，未能接受教育，并不知道此重大隐患，留下了死角，是此事故的领导管理方面的原因。

3二连水电大队“6.17”、“7.14”触电事故..........................................................................................【简述】

1989年6月17日、7月14日，二连水电大队在相隔28天时间内，连续发生两起触电伤亡事故，死亡3人，重伤1人。【事故经过】

1989年6月17日上午，油建二公司四大队魏某与二连水电大队电调值班员张某联系111线路（10kV）停电搭火作业事宜，张代其办理了工作票。下午3时50分，张口头命令阿北发电站值班配电工张某、朱某拉闸停电，并做了安全接地措施。油建二公司四大队搭火作业人员，在线路上验明无电后，开始搭火作业，但未在作业点来电侧封挂接地线。与此同时，二连水电大队供变电车间主任刘某、开关工杨某、张某等三人，按电调值班员张某的要求，并由张带领到高压配电室现场交代给111油开关换油。下午4时15分换油完毕，主任刘某向调度员张某口头终结了工作，并通知本车间职工撤离现场。配电工朱某把走到门口的开关工张某叫到高压配电室，张在朱的请求委托下拆除了配电室内的安全接地线。值班电工张某与朱某合上隔离刀闸，开关工张某又以试验油开关为由，误将111油开关合上，造成111线路带电，触电事故发生，同时继电保护动作，发出警铃和接地信号，值班电工张某把信号恢复，在控制盘上又将111油开关合上，造成线路再次送电，致使油建二公司四大队搭火作业人员马某、冯某当场触电身亡，王某电击致伤、截肢残疾。

7月14日上午，二连水电大队供变电车间外线一班班长郭某与外线电工张某等三人，给二连公司新医院架设6 kV供电线路。上午9时左右，郭到锡林基地变电站办理了停电作业手续，在6 kV线路停电后，按规程要求做好接地线和登杆前的准备工作，令张登杆作业，郭在地面为其监护。张按郭的要求登到头顶接近6 kV线路适当位臵系好安全带。郭便提醒张注意上层10 kV线路有电！（所停6 kV线路与上层10 kV线路系同杆架设，层间距离80公分）在张用传递绳向上提横担时，郭又一次提醒张：“注意上层有电！”此后，郭便蹲在地上做过道拉线。约过了1分钟，张在电杆上调整横担方向时，由于忽视了与上层10 kV带电线路的安全距离，造成10 kV带电线路通过横担上端和张的身体对地放电，触电事故发生，横担脱手落地，随之张某带着安全带顺电杆滑落地面，经抢救无效死亡。【原因分析】

1.操作者缺乏应有的责任心，忽视安全，严重违章和蛮干是造成事故的主要直接原因。“6.17”事故的发生，一是由于供变电车间开关工张某，给油开关换油工作终结后，私自擅留高压配电室乱窜岗，且又接受值班配电工的委托，违章拆除接地线等安全措施，违章试验并合上油开关，使111线路带电；二是值班配电工张某、朱某二人，在值班长到发电车间开会不在现场和未接到电调值班员送电命令的情况下，朱某擅自把开关工张某留下，并把违章拆除安全措施和操作任务交给非本岗位人员张执行，尔后值班配电工张某、朱某合上刀闸，准备送电；三是油建二公司线路作业人员在作业点来电侧未做接地线。全部违反了《电业安全工作规程》的相关规定。

“7.14”事故的发生，主要是由于郭某身为外线班班长也是这次作业工作的责任人和监护人，没有吸取“6.17”事故的沉痛教训，在组织施工时没有办理工作票，没有周密的落实安全措施；在监护过程中，虽曾两次提醒张某注意上层有电，但在装横担的关键时刻去做过道拉线，放弃监护；外线工张某安全意识淡薄、麻痹大意，忽视监护人的警告，在作业时忽视了与上层10 kV带电线路应保持的安全距离，也都违反了《电业安全工作规程》。此外，安装施工方案也不尽合理而造成放电。

2.工作人员技术素质差，缺乏实际工作经验，自我保护能力差，是造成事故的重要原因。

3.二连水电大队及有关车间领导，安全意识淡薄，忽视安全生产，使安全管理混乱，规章制度和操作规程不落实，是造成连续发生同类重大事故的重要领导原因。【事故教训】 1.职工素质差。必须加强思想、纪律教育和技术培训。2.职工的安全意识淡薄，必须加强安全生产意义的教育。

3.干部管理水平和业务素质低，必须整顿充实和调整，搞好传、帮、带。4.制度不落实。必须加强教育和检查，强化安全生产管理。荷花110kV变电站“11.6”电弧灼伤事故..........................................................................................【简述】

1998年11月6日，荷花110kV变电站值班员杨某、刘某、王某在执行6kV开关倒闸操作任务时，由于走错间隔，带负荷拉刀闸，造成弧光短路，电弧将三人灼伤，其中两人重伤。【事故经过】

1998年11月6日，原变电工区变电运行三队荷花110kV变电站变电运行工杨某、刘某、王某三人执行当天8～16时的值班任务，杨某为值班长，刘某、王某为值班员。8时04分，值班长杨某接电力调度值班员崔某关于“井下线5614线路由运行转检修”的电话命令。于是值班员刘某拟写了操作票，8时08分左右三人开始操作，杨某做监护人，刘某首先在主控制盘上断开5614开关的KK把手，远方断开5614开关，随后刘某在前，杨和王紧随其后，三人到6kV高压室准备拉开5614—2刀闸。8时10分左右，由于走错间隔，走到了5613开关柜后面，在监护人即将就位，还没有发出操作命令的时候，操作人刘某就将正在运行中的南干线5613—2刀闸拉开，造成带负荷拉刀闸，引起弧光短路，强大的电弧将三人严重烧伤，并造成刀闸及开关柜部分烧坏，引起局部停电。【原因分析】

1.造成此事故的直接原因，主要是作业人员麻痹大意，缺乏责任心，安全意识淡薄，没有自觉严格地执行《电业安全工作规程》和有关运行规程的规定，严重违章作业造成的。

2.杨某身为值班长、监护人，缺乏应有的责任心，从接受命令到进行实际操作的整个过程中，没有认真落实监护人的安全职责。一是在接到倒闸操作的电话命令后，未认真地作好记录；二是对操作人刘某拟写的操作票，没有履行审核和签名手续；三是开始实际操作前，没有监督落实模拟预演；四是进入高压室进行操作时，没有把操作票拿到现场，没有检查落实个人安全防护措施（戴安全帽、戴绝缘手套），没有监督落实现场“三核对”，没有及时发现操作人及自己走错间隔。上述情况严重违反了《电业安全工作规程》，最终导致事故的发生。

3.刘某身为变电值班员、操作人，缺乏应有的责任心，在执行倒闸操作过程中，没有严格履行操作人的安全职责。一是在接到倒闸操作任务后，操作票填写不认真，票面字迹潦草，开始操作时间、拟票人等项目没有填写；二是在开始实际操作前，没有进行模拟预演；三是进入高压室后，没有落实个人安全防护措施；四是没有认真核对将要操作设备的名称、编号和所站立的位臵，以及开关分合指示，走错间隔，在监护人没有下达许可操作命令的情况下，自行将南干线5613—2刀闸拉开，造成事故。上述情况严重违反了《电业安全工作规程》，最终导致事故的发生。

4.事故的发生也暴露出变电工区、变电运行三队在安全管理上存在的薄弱环节，特别是在倒闸操作安全管理上存在管理不严、各项规章制度执行不严，在监督检查及对存在问题的整改不够、对职工的责任心和遵章守纪的教育不够、纠违章力度不够，从而导致简单的操作集体违章作业，造成事故。

供电队“1.16”溺水亡人事故..........................................................................................【事故经过与原因】

1986年1月16日上午，供电队外线电工姚某，由东向西执行巡视唐任220kV线路69—81号杆一段的任务。9时30分左右开始工作，当巡完75号杆，再向西巡视76号杆时，需跨越一条渠道，该渠道水面宽12米，深2米左右。姚于10时05分左右，为了抄近路而横跨过渠，当行至渠中心处时，因冰层融化，踏碎薄冰，掉入冰窟，加之四处无人，未能及时得到救助，至下午4点左右才打捞上来，已溺水身亡。该事故的原因主要是单人巡线，盲目踏冰过河。

变电车间“2.12”电弧灼伤事故..........................................................................................【事故经过】

1981年2月12日，原变电车间开关班在任二变电站执行检修任务，分配沈某、程某两同志检修2623油开关，沈为工作负责人（监护人），在调试开关机械闭锁过程中，不认真履行其监护人职责，与程一起将已在合闸状态的小车开关推入至合闸位臵，造成带负荷合刀闸，由于相间隔板还没装上，在推入瞬间引起三相弧光短路，冒出火球，将沈面部严重烧伤，程面部和左手不同程度烧伤，同时烧坏小车开关一台。【原因分析】

事故的直接责任者沈某、程某麻痹大意，忽视安全，在开关合闸的情况下就将小车推到合闸位臵。沈身为工作负责人（监护人）在作业过程中不但没有对程的安全进行监护，纠正其不安全动作，反而亲自动手将小车开关推入，严重违反了《电业安全工作规程》的规定，对事故负有主要责任；程对监护人的违章行为不但没有制止，而且积极配合，也违反了《电业安全工作规程》的规定，对事故应负次要责任。

7任二变电站“3.7”触电事故

..........................................................................................【事故经过】

1986年3月7日上午，任五—任二变电站5311线路停电检修，按规定任二变电站要在连接该线路的2302—1刀闸上侧打地线一组，在执行此项任务中，站长靳某安排值班长邵某为监护人，值班员西某进行操作。西某沿操作机构爬上，坐在2302—1和2302—2刀闸中间的金属机构上进行安装地线作业，当做完A、C两相后，在做B相地线时，由于拧紧接地棒时左手超越了与运行的Ⅱ段母线的安全距离致使35kV母线对西左手放电，左手被电弧烧伤，住院治疗将左手截肢造成残废。【原因分析】

1.监护人（值班长）邵某上班精力不集中，玩忽职守，不了解运行方式，对Ⅱ段母线是否带电心中无数，监护失职，违反了《电业安全工作规程》的规定，是造成事故的主要原因；操作人西某是事故的受害者，但由于平时忽视技术业务和规程的学习，违章爬上金属构架，违反了《电业安全工作规程》的规定，也是造成这次事故的直接原因。2.任二变电站站长靳某，责任心不强，工作不负责，没有认真的组织进行交接班，对上一班遗留的工作不清楚；忽视人身安全、盲目指挥，是造成事故直接的重要原因。

3.原变电一工区领导对变电运行人员的交接班、监护制度等重要环节上的安全教育和监督检查抓得不力；在一部分主要生产骨干的头脑中还没有牢固树立“安全第一、预防为主”的思想，对安全生产不重视、麻痹大意、是该工区的不安全因素，是发生事故的重要领导原因。修试车间“7.29”触电事故

..........................................................................................【事故经过】

1986年7月29日下午，原修试车间仪表班在任东220kV变电站安装液压机构备用电源时，因未按规定采取可靠的安全措施，违章作业，车间助理工程师岳某在控制室交流盘后装电缆固定螺丝时头部触及交流盘380V保险座，造成相间短路，将额部5×1.5cm2一块皮肉组织烧死致使重伤。【原因及责任分析】

1．岳某身为车间工程技术人员，对在带电的低压配电装臵上未按规定采取防止相间短路和单相接地隔离措施的违章作业，不但不加制止，而且自己还不戴绝缘手套和安全帽直接违章作业，违反了《电业安全工作规程》的规定，是造成事故的主要原因。

2.工作负责人（监护人）仪表班班长王某没有认真履行工作负责人和监护人的职责，监护失职，违反了《电业安全工作规程》的规定，对事故负有次要责任。

3.工作票签发人范某在签发工作票过程中没有周密考虑此项工作是否安全，所填安全措施是否正确完备，违反了《电业安全工作规程》的规定，对事故负有一定责任。

4.任东220kV变电站当值值班人员没有认真履行工作许可人的安全职责，违反了《电业安全工作规程》的规定，对事故负有一定责任。

5.原修试车间领导和电调站领导对安全生产重视不够，对在低压设备上工作安全措施不落实，是造成事故的重要原因，负有领导责任。

9线路工区“3.12”触电事故

..........................................................................................【事故经过】

1988年3月12日上午9时15分，线路工区在停电检修任八至任六变电站35kV线路时，分工由孟某和王某两名同志负责检修26—19号杆一段，孟为负责人。由于该两名同志忽视安全，麻痹大意，在没有核对线路名称和杆号的情况下，就分别登上了与其检修线路平行的任二至任六35kV运行线路38#、39#两杆。当孟、王登至适当位臵，挂好安全带后均用左手抓住横担，右手去触摸防震锤时（还没触摸到），导致运行线路高压通过双手、双臂放电，造成孟右手虎口处、掌部和大拇指根部的皮和肌肉烧伤，左手烧伤表皮；王右手烧伤表皮。【原因分析】

1.责任者本人忽视安全、麻痹大意，到达作业现场后，没有认真检查现场情况，没有认真的核对线路名称和杆号，违反了《电业安全工作规程》的规定，是造成事故的主要原因。

2.线路工区对这次作业没有很好的组织，虽在出工前讲了安全事项，但没有落实邻近有带电线路作业时的安全措施，在作业点一段6kV、35kV三条线路平行但不同时停电，在停电线路杆塔下面既没做好标志，又没设专人监护，违反了《电业安全工作规程》的规定，是造成事故的又一原因。

3.厂有关部门没有及时的给线路作业人员配备防触电的安全用具（如：带电报警安全帽等）。

4.触电者在发生事故的前天晚上没有充分休息，精神状态不好，是发生事故的另一原因。

用电管理所“3.23”触电事故..........................................................................................【简述】

1998年3月23日，用电管理所用电监察二班人员在执行任八8607线路电量计量查表等监察任务时冒险登杆，造成触电坠落事故。【事故经过】 1998年3月23日，用电管理所用电监察二班班长张某带领杨某等四人执行任八8607线路电量计量查表等监察任务。9时45分,张等人到了任八变电站，了解该线路的运行情况，确认该线路每天0～17时为停电时间。然后从变电站出发到线路各计量点巡查。10时30分左右,他们发现任丘市尹村南侧的高压计量箱被老乡用电焊把线短接，进行偷电。10时40分左右,杨某登上电杆准备把短接线取掉（在此同时，电管所主任汤某到达任八变电站与电调值班员联系，临时更改了停送电时间，并让变电站值班员合闸送电），当他登到大约6米多高站稳时，感觉到计量箱和线路有异常声音，说：“有电！”，这时地面人员叫其下杆，杨下了两步，误认为是感应电，还是想把短接线取掉，于是他左手抱电杆，右手就去拽电线，造成了触电事故，从杆上坠落地面，经现场急救，才脱离了危险。此事故造成杨某右手无名指、小指和左手掌局部电击伤。【原因及责任分析】

1.班长张某作为当天工作的负责人，明知当天的工作任务是查表，不能进行各种电气作业，还是默许同意了杨某上杆作业；在杨上杆时也没有督促其落实安全措施，是造成事故的主要原因，班长张对事故负主要责任。

2.作业人员安全意识淡薄，严重违章冒险作业。杨某在没有办理工作票、现场没有验电、挂接地线和采取个人防护的情况下进行作业，且在认为线路已经有电的情况下，仍冒险作业，违反了保证电气作业安全的组织措施和技术措施，也是造成事故的主要原因，杨对事故负有主要责任。

3.用电管理所安全管理存在薄弱环节，对职工的安全教育不够，特别是针对反盗电特殊作业，落实《电业安全工作规程》中的组织措施、技术措施不力，是造成事故管理上的原因。用电管理所安全第一责任者对事故应负主要领导责任。

11水电工程处“7.28”物体打击事故..........................................................................................【简述】

1997年7月28日，水电工程处矿建队木工班民工杨某、钟某在使用电锯破木条时，严重违章作业，致使木条飞出，扎中杨某胸口，经抢救无效死亡。【事故经过】

1997年7月28日，水电工程处矿建队执行修试车间库房维修任务。由于换房顶需要压油毡的顺水条（木质长条），在17时左右，木工班班长梁某安排木工杨某、钟某两人晚上加班加工顺水条。19时20分左右，杨、钟两人来到木工房，首先把待加工的木板搬进工房内，随后开动电锯，开始锯木条，杨站在电锯北端送木料，钟站在电锯南端接木料。约19时40分左右，当第三块木板第一根木条锯开时，钟由于没拿稳木条，长2.28米的木条一端碰到旋转的锯片上，致使木条在锯齿的带动下，沿锯片旋转的切线方向撞开护罩飞出，扎中杨某左胸部，后送往医院经抢救无效死亡。【原因分析】

1.作业人员杨某在作业时，违反电锯安全操作规程，站在锯片正面操作，同时，违反安全管理规定，光着膀子、穿着内裤、拖鞋进行工作，这是造成事故的直接原因，也是主要原因。

2.作业人员钟某在作业时，违反电锯安全操作规程，当木条锯开后没有拿稳主料和辅料，使木条搭在锯片上飞出，这是造成事故的引发原因。

3.作业人员安全意识淡薄，思想麻痹。表现在没有按照规定穿戴劳保护具，没有把电锯护罩的锁紧螺丝拧紧。同时，对违章行为的危险性认识不足，盲目蛮干。

4.矿建队及木工班在安全管理上还存在死角。对民工的岗位安全教育不够深入，致使作业人员对设备的操作技能和个人劳动防护能力较差；对零星作业的监督检查不够，违章行为得不到及时制止和纠正。

12供电队“10.4”爆炸亡人事故

..........................................................................................【简述】

1977年10月4日10时30分左右，供电队职工杨某、邱某违章将汽油棉纱、手套放进烘箱内烘烤，造成烘箱爆炸起火，酿成一死二伤的重大事故。【事故经过】

1977年10月4日上午，供电队电修班邱某、杨某、唐某、陈某等16人当班，上班后由班长邱某分配了各人的工作。8点钟徐某将一台电机放进烘干箱内，当时烘箱内无其它物品，随即合上闸刀开始工作。9点钟左右邱某、朱某把一台下好线的JQ2—52—2电机定子放进该烘箱予烘，并把恒温器调到90。10时左右邱某、朱某打开烘箱抬出予烘电机定子准备涂绝缘漆。在此前陈某从库房拿出来约一公斤左右的旧棉纱，邱某叫刚喂奶回来的杨某往盆里倒汽油，尔后邱同杨、路等三人一起洗棉纱，洗完后拧干搭在工房门外桶上晾了约二十多分钟。当邱、朱二人抬出予烘完的电机定子时，杨两手拿着油棉纱问邱怎么办？邱说：“就放在干燥箱里吧”。杨就把棉纱放到干燥箱内的铁丝网上，这时烘箱门开着，电门也处于关闭位臵。约十点半左右邱、朱把涂好了漆的电机定子抬到烘箱门口，这时陈看到并开玩笑地说：“你们没劲，我一个人来吧！”就双手一端把电机定子放在烘箱里面了。然后随手从上面扯下一点棉纱擦手，这时邱将一付用汽油洗过的线手套也放到烘箱里关闭箱门。当时邱见时间不早了就与阎某商量是否收拾下班，阎同意。随后邱就去合烘箱干燥器上的开关，刚把低温开关合上只听一声巨响，烘箱爆炸了，整个箱体爆开，两扇门被甩出来并燃烧着火。强烈的冲击波将当时在现场工作的唐某推倒撞在油桶上，头部被撞有一个约十公分的伤口，大量出血并流出脑浆，当场死亡；邱被撞落牙齿四颗，腿部擦伤；陈上臂软组织严重擦伤、腿部受伤。这次事故造成唐某死亡、邱某、陈某轻伤的严重后果，设备损坏。【原因分析】

1.违章将用汽油洗过的油棉纱、手套放在烘干箱内，因箱内温度高引起棉纱、手套中的汽油急剧蒸发，产生大量的可燃气体，致使烘箱爆炸着火，是造成这次事故发生的直接原因。

2.有章不循、违章蛮干，安全意识淡薄，防爆知识缺乏。当杨某问邱某是否将油棉纱放入烘箱时，邱同意后又放入了油手套，当场的其他同志竟没有一人制止，是造成这次事故的又一原因。

生活科“5.7”爆炸事故

..........................................................................................【简述】

1980年5月7日，液化气站违章用高压空气对液化气瓶试压，引起钢瓶爆炸，职工王某、谢某、蹇某均被炸成重伤，经医院抢救每人截掉了一条腿，导致终生残废。【事故经过】

1980年5月7日，生活科按上级指示对各户使用的液化气瓶全部进行试压检查，由科长胡某负责组织此项工作，并亲自带领抽调的六名职工、两名家属参加试压工作。并与技安科王某研究，规定了试压的有关程序、方法，做了气瓶试压的准备工作。5月7日12时30分左右，胡又给试压人员讲了试压中的安全问题，规定风压不超过20公斤，于13时04分正式开始了试压工作。试压工作进行两个小时后，于15时47分试到第161只气瓶时在很短的时间，突然发生巨响，气瓶爆炸，这时在气瓶周围操作的王、谢、蹇三人应声倒下。王、谢两人被炸掉了右腿，蹇的右脚被炸掉。在试压现场的胡某、安全科长王某两人耳膜被震伤，经医院抢救三名重伤者均做了截肢手术，导致终生残疾。

【原因分析】

1.缺乏科学知识，经验不足，且思想麻痹。在试压过程中，本应对气瓶进行水压试验而违章使用高压空气对气瓶进行试验，违反科学规律，又没采取任何防爆安全措施，是造成这次事故的主要原因。

2.由于平时对液化气瓶使用、管理不严，用户交回的空瓶本应逐个倒净残液，试压前本应逐个清洗检查，但都没有做到这一点。从爆炸的气瓶碎片上发现存有积碳，这是烷烯类可燃气体燃烧后的积存物，说明第161个气瓶内存有液化气残液，经压入高压空气后，导致液态烃急剧膨胀，达到极限而造成爆炸；或因高压气流流经闸门处，产生静电火花引燃可燃混合气体导致爆炸。这是造成本次事故的直接原因。

3.气瓶质量低劣，每只气瓶都是三道焊缝，不符合质量规定。从已爆炸的气瓶碎片检查，制造钢瓶的钢板薄厚不均，也是造成这次事故的一个因素。

14供电队“7.14”高处坠落事故..........................................................................................【事故经过】

1977年7月14日，外线电工章某（入厂半年）在厂生活区浴池前（现俱乐部门前）登上10米低压电杆组装横担，8时30分左右章系好保险带开始工作，章某上杆前对保险带未做认真检查，因铁环生锈合不上，章两手松开电杆，身体后仰，铁环发展脱扣，章从8米高处坠落，造成其右手粉碎性骨折、腰椎骨错位、右腿踝骨脱臼。【原因分析】

此事故原因是违反《电业安全工作规程》有关杆塔上工作上杆前应认真检查登杆工具的规定。

15生活科“4.7”高处坠落事故..........................................................................................【简述】

1992年4月7日下午2时35分左右，生活科职工肖某在生活科院内菜窖过道顶棚上作业，不幸高处坠落死亡。【事故经过】

1992年4月3日，蔬菜组班长肖某接受了管理生活科冷饮部的任务，按科里安排对冷饮部进行整修，并新搭一凉棚。在施工过程中，因材料不够，差几根扁铁，4月7日下午2时上班后，肖向本班职工张某、杨某安排工作任务时交待，要上菜窖过道顶棚上把闲臵的几根扁铁取下，还要把漏雨的地方堵好。2时30分左右，肖带张、杨到达现场。肖先登上木板房南侧的一台废电冰柜顶部，再跨上木板房顶，然后越至木板房东面的菜窖过道顶棚上（相距70公分）开始工作。此时，张、杨在下面配合，约2时35分左右，肖踩碎顶部的玻璃钢瓦，坠入过道地面（高度4.94米），急送厂卫生所后转华油总医院，抢救无效死亡。【原因分析】

1.菜窖顶棚上的玻璃钢瓦老化发脆，强度降低。

2.肖某高处作业未采取可靠的安全措施，自我保护意识差。3.原生活科领导对职工教育不够深入。

4.厂对后勤单位的安全生产重视不够，安全教育和检查不及时，还存在死角。

第二章 典型事件 线路工区“5.3”带电封挂接地线..........................................................................................1996年5月3日，线路工区运行三班、六班在执行留路11万留王乙（留308—肃1302）35kV线路检修任务时，由于在检修过程中组织不严密，麻痹大意，没有认真落实有关安全规程，作业人员误登留王甲（留305—肃1301）35kV运行线路杆塔，并带电封挂接地线，引起相间短路，305开关动作跳闸，重合闸成功，险些酿成重大人身伤亡事故。分析其原因，线路工区在接到检修任务时，工作票签发人闫某没有按照厂核发的线路图中标明的线路名称和编号签发工作票。工作负责人刘某以及工区领导在接到工作票后，没有认真审查工作票是否符合要求，没有认真分析检修线路的情况，进行全面的安全交底，误以为带电运行的留王甲（305）35kV线路为检修线路，这是造成事故发生的主要原因。此外，电力调度所对不合格的工作票把关不严，予以了会签。现场作业人员没有认真落实安全技术措施，对线路没有进行验电（试电笔未带到现场），而是直接用接地线放电并封地线，这是造成事故的另一个重要原因。线路工区在供电线路名称和编号的叫法上没有严格执行电调的统一标准。线路工区称305线路为Ⅰ回路，308线为Ⅱ回路，而电调的标准305线为留王甲线，308线为留王乙线。这从客观上造成线路名称编号不统一，也是造成事故的一个方面。修试工区“3.16”高处坠落

..........................................................................................2007年3月16日，修试工区要执行任东220kV变电站110kV—4甲电压互感器间隔母线更换（该母线由于“2.20”污闪事故时有烧损现象）、101—4刀闸发热故障处理、110kV—4甲、110kV—5母线避雷器的防雷预防性试验任务。9时08分，工作票负责人杨某在变电站办理完工作票和许可开工手续后，工作开始。11时30分左右，高压开关班的工作基本完毕，高压试验班副班长雷某带领作业人员蔡某、王某准备开始110kV—5段母线避雷器预防性试验工作，按试验内容，蔡、王分别爬到安装在2米高支架上的被试避雷器A相、B相上，由于110千伏避雷器属于瓷质、空心、直立的单柱型设备（高1520mm、外经214mm、内径130mm），没有其它牢固的部件可以系挂安全带，他们就将安全带围挂在避雷器上，蔡在拆卸引线接头时，因为连接螺丝锈蚀卸不开，就想用锯弓将螺丝锯断，以卸开接头。在锯的过程中，避雷器底座瓷瓶突然断裂，蔡连同避雷器一起坠落地面，造成事故。

高压试验工蔡某违反了《电业安全工作规程》高处作业安全带使用的规定。高处作业时将安全带围挂在直径小、瓷质、空心的避雷器上，且脚踩蹬在其下部、身体的重量及锯螺丝时身体较大幅度摆动所产生的外力，通过安全带全部作用在避雷器上，锯弓的往复推拉，形成共振，使避雷器根部产生很大横向剪切力，导致瓷瓶断裂，是造成事故的直接原因，此外，作业时现场监护不力、作业方式不当。缺乏必备的电气高处作业安全用具。对避雷器这种瓷质元件，检修作业时本应小心谨慎，防止外力碰砸撞其绝缘表面，而且瓷质产品的柔韧性极差，若有较大的外力作用就可能损坏、断裂，是造成事故的间接原因。对电气高处作业，调查研究不够，采取安全措施不及时，安全教育不够，保证作业安全的技术措施落实不够，是造成事故的管理原因。

3石化东110kV变电站“9.26”带电封挂接地线..........................................................................................2006年9月26日7时29分，变电工区运行三队石化东110kV变电站当班值长吕某、值班员付某执行“石化共用线112开关由运行转检修”的操作，值班长吕某是操作监护人、值班员付某是操作人。二人按照操作票的顺序执行到“在112开关与进线刀闸之间封挂一组接地线”的操作项时，由于执行前一项封挂112开关与112—5刀闸之间的接地线过程中，封挂点离地面较高，一截绝缘杆不够长，封挂时比较困难。为了顺利的封挂好第二组接地线，操作人付某回高压室再取一截绝缘杆，在付某还没有回到操作现场的情况下，吕某打开112—7地刀的五防锁，准备合上112—7地刀，在合入过程中，由于线路侧有电，A、B两相首先放电，引起电源侧任东220kV变电站115开关跳闸，重合闸失败，导致石化西110kV变电站部分停电，任丘地区系统电压波动。分析事故原因主要有三点：一是值班长、监护人吕某思想麻痹，没有严格执行“两票”制度，在操作人离开现场时独自一人进行操作，不但没有履行监护人的职责，而且本人在没有监护的情况下操作；二是操作前未按规定进行验电；三是石化东110kV变电站、变电运行三队在近期站内的施工改造过程中，对值班员的安全教育不够，对一般的倒闸操作重视不够，现场标准化管理和操作标准化管理较差。

河一变电站“3.26”带负荷拉刀闸

..........................................................................................1987年3月26日，河一变电所1301—1刀闸停电检修，上午7时40分，电调站值班调度员按规定命令任三变电站断开3306油开关、拉开3306—2刀闸，对南部环网进行解环操作，值班员杜某执行操作任务，杨某为其监护。他们首先在模拟盘上进行模拟操作，然后在控制盘操作把手上断开3306油开关，在没有检查开关是否真正断开的情况下，就到户外盲目拉开3306—2刀闸，因油开关未断开而造成带负荷拉刀闸，引起三相弧光短路，烧毁35kV隔离开关一组。继电保护越级动作跳闸，使任三变电站全所失电。带负荷拉闸事故的原因主要有：一是杨、杜工作马虎，没有按标准操作的程序进行；二是进入操作现场没有进行三核对，在控制盘操作后不但没有检查仪表指示、灯光指示，到户外也没有检查开关分合指示，手动再次将开关跳闸，违反了《电业安全工作规程》的相关规定，导致事故发生。

岔三变电站“6.2” 带地线合刀闸..........................................................................................2005年6月2日17时56分，岔三变电站发生严重违章操作，带地线合刀闸，造成岔十一万变电站313开关跳闸，岔三变电站全所失电27分钟。6月1日上午，变电工区变电运行一队队长贺某电话通知在家休假的岔三变电站站长李某，交代近期安全检查的有关要求，其重点内容包括一、二次设备卫生、两票三制等。6月2日上午，李某给岔三变电所值班长孙某打电话传达此事。下午，孙便使用一队副队长王某事先签发好的第一种工作票进行停电和设备保养工作，停电操作人是值班员贾某，监护人是值班长孙某，副班值班员赵某参加了现场清扫工作。17时56左右，当2#所用变清扫完毕，孙、赵去把验电器等工具搬到1#所用变周围准备待用，贾把2#所用变围拦上锁后，未经任何人许可，就擅自去取下3302—0刀闸操作把手上的警告牌，问：“可以合吗？”，见没人答应，就把刀闸合上，由于接地线还没有拆除，造成带接地线合闸，引起全所失电。

6万庄变电站“11.5”带地线合刀闸

..........................................................................................1998年11月5日，变电运行一队万庄变电站值班长徐某、值班员李某、苟某在该站检修期间，带地线误合刀闸，造成了设备烧损和越级跳闸事故，致使万庄和泉二两座变电站全所短时失电。当天，三人对检修完毕的645开关进行验收，由于不明确6kV结线形式和运行方式，误合了645—5刀闸，发生了带地线合闸，引起645—5刀闸烧损和越级跳闸。事件发生后，徐某等三人没有认真查找发生事故的原因，吸取教训并主动向工区和中队汇报情况，而是企图隐瞒事故，后被变电工区查出。

7留路110kV变电站“3.24” 带地线合刀闸..........................................................................................2011年3月24日，根据检修计划安排，对留路110kV变电站110kV4段、35kV4段母线及所属设备进行检修。根据电调令操作人刘某、监护人孙某从7时01分～9时30分期间，对该站110kV4段、35kV4段母线及所属设备进行了由运行转检修的倒闸操作。10时25分在111—2刀闸操作把手未悬挂警示牌的情况下，孙就办理了工作许可手续（工作票注明，在111—2刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌），检修人员开始工作。14时35分修试工区工作负责人通知值班长孙某，110kV设备检修完毕，可以开始验收。由丁某、马某、孙某和修试工区工作票负责人组成的验收人员，共同对110kV开关和刀闸进行验收，验收过程中孙为操作人，马为监护人。14时37分孙进行了就地解锁验收操作，合入了111—4刀闸，检查无误后断开此刀闸。14时38分孙误将不属于验收范围的111—2刀闸合入（由于该站户外开关设备是GIS全封闭设备，111—2刀闸线路侧带电，111—27地刀在合位），造成了带地刀合刀闸。14时40分电调现场协调负责人张某通知变电站值班人员，上一级变电站发生零序保护二段动作跳闸，速查明原因，孙、马、丁三人立即到110kV设备区进行检查，结果发现，在合入111—2刀闸时，111—27地刀在合位，造成带地刀合刀闸，致使备用111章路线停电。

站长与当值值班人员严重违章是事故发生的直接原因。现场安全措施不到位，现场管理人员责任不落实，是事故发生的间接原因。变电工区、变电运行二队、留路110kV变电站，对新设备、新工艺、新技术应用和运行操作中的安全风险识别、评估、风险削减措施的制订和落实不够，现场有针对性的安全工作没有真正落实，监护人没有认真履行监护职责，是造成事故发生的管理责任。

此次违章操作，发生在留路110kV变电站GIS全封闭设备的操作上，给我们敲响了警钟，教训是多方面的。我们应认真吸取教训，引以为戒，做到“四个强化”，即：强化规章制度的执行，强化操作技能培训，强化安全风险识别，强化管理人员责任落实。

修试工区“12.6”PT返送电..........................................................................................2006年12月6日下午，修试工区修试二队保护班在采油三厂河首站检修过程中，现场负责人和工作票负责人未认真落实检修的安全措施，安全把关不严，对前来配合此项检修工作的设备厂家人员的违章行为没有及时发现并制止，造成在试验过程中，试验电源经过PT返送电。后根据《水电厂安全生产违章处罚实施办法》对相关人员做出了相应处理。

任东220kV变电站“4.26”误操作..........................................................................................2007年4月26日，任东220kV变电站220kV—4母线和220kV—5母线解环操作时，在执行“章任2211开关由检修转热备用”时，没有按正常的热备用方式进行操作，自行改变热备用方式，当进行到“断开220kV母联2245开关”时，由于赵任2212、章任2211两个电源同时运行在220kV—4母线，母联2245开关断开后，引起220kV—5母线及所带的2#主变、110kV—4乙母线、110kV—5母线、3#主变等负荷失电，造成较大面积的停电事件。

第三部分

典型交通事故

二连分厂“12.16”交通事故

........................................................................................2010年12月16日，二连分厂党总支书记苑某，行政办副主任刘某，乘坐车牌号为蒙HA7637越野车（该车是分厂租赁锡林地方车辆、驾驶员为司某），去锡林电气队执行检查工作，工作完毕后，从锡林返回阿尔善基地，17时左右当车行驶到锡阿公路97千米处，由于路面有冰雪，车辆超速行驶，在超越同方向行驶的一辆皮卡车时，与之相剐蹭，导致车辆失控，驶出右侧路基，发生360度翻车，造成乘车人苑某死亡，刘某轻伤。

水井大队“6.20”交通事故

........................................................................................2006年6月19日8时，水文地质勘察工程大队汽车驾驶员郭某，驾驶冀J04861水泥车去黄骅井队执行水井固井任务。19日12时到达井场后待命，20日12时开始固井作业，14时30分固井任务完成后返回，15时40分，当车由东向西行驶至保沧公路161公里处，与相向行驶的一辆农用车相撞，造成一死一伤的交通事故，郭某负事故主要责任，郭某受到行政记大过处分和经济处罚。

机电设备厂“2.6”交通事故

........................................................................................2006年2月6日，机电设备厂汽车驾驶员雷某驾驶冀J97118金杯面包车送病号去北京看病，6时20分左右，当车由南向北行驶到106国道73公里处，在避让前方占道停驶的事故车辆时，由于路面结冰、车速较快，致使车辆失控，撞断路肩上的两颗柏树后，又将路基护坡上一颗直径20厘米的杨树撞断，车辆180度调头同时侧翻，车顶又拍在另一颗大树上，造成车辆严重损坏，雷和2名乘车人受伤。此事故经固安县交警大队认定，属单方肇事，雷某负全部责任。雷某受到行政记过处分和组织处分。

运输大队“11.5”交通事故

........................................................................................2007年11月5日，运输大队一中队驾驶员于某驾驶全顺工程车（冀JV1706），执行冀中水厂供水维修队值班任务，10时30分左右，出车任务完成。11时左右，于某擅自驾车外出吃饭并饮酒。13时42分返回，途中车辆行驶至会战道蒋庄路段时，由于酒后驾车，且车速较快，与同向行驶的一辆机动三轮车发生追尾事故，虽未造成严重后果，但影响极坏，经调查，驾驶员于某未经派车单位、用车单位许可，擅自驾驶单位车辆外出进行私人活动，属于公车私驾行为，且酒后驾车，于某的行为严重违反了《道路交通安全法》、管理局安全生产禁令、局厂交通安全“八不开”中不开私车和不酒后开车的规定。此事故经公安交警部门现场勘察认定，属单方肇事，于某负全部责任，受行政处分和经济处罚。

第四篇：水电厂典型故障与事故处理练习题

水电厂典型故障与事故处理练习题

一． 填空题：

1.当值值长是事故处理的领导者，他的任务是领导当值值班人员处理事故，指挥参加事故处理的人员，相互配合，处理事故。

2.如果在交接班时发生事故，应暂停交班，交班人员应留在自己的工作岗位上，由接班人员协助处理事故，交接班手续可根据具体情况，双方协商确定。

二． 选择题：

1.调速器控制导叶的开度以改变进入水轮机的流量而实现。

2.正常运行的发电机，在调整有功负荷时，对无功负荷有一定影响。

3.发电厂发生事故时，值长是事故的指挥人。

4.系统震荡时，定子电流表的指针向两侧剧烈摆动。

5.如果发电厂机组失磁引起系统震荡，则发电厂运行人员应不待调度指令，将失磁机组解列。

6.压油槽充气的目的是保证操作中油压平稳。

三． 判断题：

1)发电机定子一点接地时一般出现事故停机。（错）

2)当油管道或液压阀中有空气时，调速器在运行时会发生高频震荡或振动。（对）

3)调度员是发电厂事故处理的直接负责人。（错）

4)电网频率标准是50赫兹，其偏差不得超过±0.5赫兹。（错）

5)为了防止事故扩大，必须进行的紧急操作可以由值班人员先执

行后在汇报值班调度员。（对）

四． 问答题：

1.引起剪断销剪短的主要原因有哪些？

1)导叶间被杂物卡住。

2)导叶开关过快，使剪断销受冲击剪切力面剪断。

3)各导叶连臂尺寸调整不当或锁紧螺母松动。

4)导叶尼龙套吸水膨胀将导叶轴抱的过紧。

2.发电机运行中发生推力冷却水中断信号，如何处理？

1)检查推力冷却水进水阀开度，并调整至适当位置。

2)检查总水压是否正常，若总水压正常，检查减压阀后压力。若减压阀后压力低，应调整至正常。

3)若判断为滤过器杂物堵塞，可手动启动排污装置进行排污，排污应防止水压继续降低，可开启旁通阀供水。

4)同时监视推力轴承温度上升情况，必要时联系调度降低机组负荷运行，并做好事故预想。

5）若供水管路有漏水之处，应设法堵塞使水压恢复正常，无法堵塞和无法保证机组的正常供水应立即停机处理。

6）若各水压正常，管路又无漏水之处，可判定为推力冷却水示流继电器误动。通知检修班组处理。

第五篇：水电厂反事故演习

2014年反事故演习方案 Youjiang Hydro-power Plant 右江水力发电厂

广西右江水利开发有限责任公司

右江水力发电厂

2014年反事故演习方案

二〇一四年六月

2014年反事故演习方案 Youjiang Hydro-power Plant

一、演习目的 右江水力发电厂

为贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，提高电厂应对风险和防范突发事故的能力，检验电厂管理人员和各级生产人员发生事故后紧急处理事故的应变能力及技术水平，及时、高效、有序地展开应急措施，组织疏散撤离，最大限度地消除事故隐患或减少事故造成的人身伤亡和财产损失，进行本次反事故演习。

二、演习要求

(一)为使本次反事故演习收到实效，有关人员在准备过程中对演习方案要严格保密。

(二)演习的观摩人员要服从现场的指挥，要在指定的区域内流动，不准进入运行设备区。

(三)参演人员要高度重视本次演习，严肃、认真的处理事故并做好记录。(四)演习过程中，必须严格做好演习与正常业务之间的隔离工作，被演习人员相关事故处理和操作均模拟进行，严禁触碰任何运行设备。

(五)演习过程中，如演习现场发生事故或异常情况，演习必须立即停止，所有演习人员撤离事故现场，由当班值长安排人员进行事故处理。

(六)演习控制人员应加强沟通与联系，准确把握演习进程。参演人员应听从控制人员的组织与指挥。

三、演习指挥及有关人员

现场总指挥： 梁 锋 现场副总指挥：韩永刚

现场考评人员：梁 锋、韩永刚、辛祖成、吕油库、赵松鹏、卢寅伟、秦志辉

方案编制策划：吕油库、赵松鹏、秦志辉、卢寅伟

2014年反事故演习方案 Youjiang Hydro-power Plant 右江水力发电厂

方案审核人员：梁 锋、辛祖成、韩永刚 演习控制人员：赵松鹏、秦志辉、卢寅伟

被演习人员：洪辉、张兴华、兰黄家、牙康、胡胜传及检修部人员、保洁人员

模拟右江电厂值班领导：卢寅伟 模拟广西中调值班人员：秦志辉 模拟检修部值班负责人：赵松鹏 模拟中控室值班电话：2453007

四、演习时间

2014年6月4日（星期三）上午8:30

五、演习安排

(一)08:30 演习指挥及有关人员进场完毕，测试演习所用电话正常，确认演习准备就绪；

(二)08:40 观摩人员进场完毕，参演人员就位；

(三)08:45开始第一项演习科目：地震引发全厂停电，在厂房全黑情况下，人员逃生演练；

(四)09:00 逃生演习结束，恢复照明系统，第一项演习科目结束；(五)09:10开始第二项演习科目：水淹厂房事故演练；(六)09:15人员集中，演习控制人员介绍当前系统运行方式；(七)09:15 参演人员就位：罗祖建、黎景宇在#2机蜗壳进人门处做定检工作；蒋业宁、黄茵在水车室进行#2机振摆装臵消缺工作，覃举宋、蓝廷高在风洞内进行#2发电机机械部分定检工作；运行ONCALL人员正在巡检；两名保洁人员在自用电室进行清扫工作，另外两名保洁人员在水轮机清洁地板。

2014年反事故演习方案 Youjiang Hydro-power Plant 右江水力发电厂

(八)09:20 演习现场总指挥宣布演习正式开始；(九)10:30 被演习人员完成事故演习；

(十)10:35演习现场副总指挥宣布演习靠一段落，恢复现场相关设备；(十一)10:45 现场考评人员对整个演习情况进行评价；(十二)11:15 演习总指挥宣布演习结束。

六、演习方案

【第一项演习科目】：

（一）演习前准备工作：

1、演习前考评组人员集中在交接班室，由现场指挥对演习安排进行布臵，待人员自由分散到各个工作岗位后即可开始演习。

2、确认我厂400V照明系统与事故照明系统的供电方式，正常时分别由10KV厂用电91ZM10QF、93ZM09QF经91ZM01TB、93ZM01TB分别供给400V照明Ⅰ段和Ⅱ段。当400V照明Ⅰ段失压时，“交直流切换装臵”则自动切换至直流供电，事故照明直流电源取自第一组蓄电池。

3、演习小组安排操作人员（拟安排宁少博、张广明）做好全厂照明停电的相关操作准备工作：（保留事故照明电源）

1）将400V照明Ⅰ进线断路器41ZM01QF控制方式切“手动”； 2）将400V照明Ⅱ进线断路器42ZM01QF控制方式切“手动”； 3）将400V照明Ⅰ、Ⅱ母联断路器41ZM02QF控制方式切“手动”； 4）断开400V照明Ⅰ进线断路器41ZM01QF； 5）断开400V照明Ⅱ进线断路器42ZM01QF； 6）确认全厂照明已停电。

2014年反事故演习方案 Youjiang Hydro-power Plant 右江水力发电厂

（二）故障现象假设：

假设百色水利枢纽库区突发地震险情。震感强烈，地下厂房房顶有碎石掉下，有即将坍塌的现象；厂房发电机组跳机；厂内照明消失。

（三）事故前系统运行方式：

220kV右百线、右沙Ⅰ线、右沙Ⅱ线运行，220kV母线合环运行；#

1、#

2、#

3、#4主变运行；#2机组发电，带固定负荷100MW；#

1、#

3、#4机组备用，10kV及400V厂用电各系统分段运行。

（四）演习方案：

1、事故现象：

地震前（早上8:40），中控室值守人员在认真监盘，ONCALL组人员有序的进行当天的ONCALL任务，保洁人员在厂房各点进行打扫。8:45，突感厂房发生不规则的晃动，且震感增强，发电机发出“轰轰”剧烈的声响，中控室桌上物件左右晃动剧烈，顶上照明灯及灯罩半挂半坠，玻璃振裂下掉，各轴承摆度在急剧上升，220kV母线、右百线、右沙Ⅰ线、右沙Ⅱ线跳闸，四台主变停电，#2机组跳机，全厂停电。

2、事故处理步骤：

（1）ONCALL值长在地震发生时应做好自身防护，同时组织协助人员往安全出口逃生，到计算机室消防柜前用消防广播通报厂房人员险情，须紧急撤离厂房，并立即拨打119、120紧急电话请求增援。（注意：本次模拟演练，均默许通讯、广播可用。）

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（2）值守人员确认发生地震，迅速佩戴好安全帽、手电筒或手机照明，视情况可从发电机层往厂房交通洞逃离。在逃离过程中发现#2机组未跳机时，可视情况在确保自身安全情况下，按下LCU A3柜“事故停机”按钮。（3）ONCALL值长应及时向厂领导汇报地震情况；厂领导接到事故报告后立即通知应急救援领导小组成员，赶赴现场，启动右江水力发电厂《地震逃生应急预案》，指挥现场人员尽快疏散，全力及时展开救援工作。（4）厂房墙顶灯罩、盖板、碎石不断掉落，Oncall值长和检修组长组织厂内人员紧急疏散并选择就近、安全合适的逃生路线。逃生人员做好自身的防护措施，佩戴好安全帽，用手电筒（或手机照明），听从指挥从安全出口逃生。

（5）逃生通道选择有三，根据当时人员所处区域选择就近的逃生通道撤离：

①逃生路线1：从厂房交通洞逃生，人员在厂房停车场集结后，车辆迅速驶离。

②逃生路线2：从通风疏散洞铁门逃生，发现洞口被锁，洞口上方不断有碎石滚落，情况危急。在钥匙丢失情况下，因通风疏散洞铁门打不开，逃生人员可从边墙上的消防柜里取出消防斧头，劈断锁头，在操作过程中应注意劈锁的技巧及注意安全，掌握力度及准度，操作时要快速准确。

③逃生路线3：可从高压电缆廊道中间通向高压电缆廊道排风机室的门口逃生。此通道周围墙体易因地震引起松裂或坍塌，逃生时要特别小心注意，安全有序听从指挥从电缆廊道排风机室门口逃出。

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（6）逃避到安全空旷的地域时，电厂应急救援小组会同ONCALL值长应检查是否有受伤人员并进行紧急救护，统计从三条逃生通道逃出人员总数（含保洁人员），做好清点人数工作。

3、组织开展震后地下厂房运行设备抢修恢复工作：（1）尽快恢复厂用电及照明系统运行。

（2）进一步对震后事故停机的机组进行一次全面检查，并对其他备用机组及全厂设备进行全面检查，确认无异常。

（3）清理现场，将情况汇报调度及地震应急救援领导小组，恢复事故机组，主变及三回线路运行。

（五）演习结束及恢复：

根据演习进展情况，现场指挥宣布演习结束。运行人员恢复全厂照明系统正常供电。恢复照明系统的操作步骤：

1.合上400V照明Ⅰ进线断路器41ZM01QF； 2.合上400V照明Ⅱ进线断路器42ZM01QF；

3.将400V照明Ⅰ进线断路器41ZM01QF控制方式切“自动”； 4.将400V照明Ⅱ进线断路器42ZM01QF控制方式切“自动”； 5.将400V照明Ⅰ、Ⅱ母联断路器41ZM02QF控制方式切“自动”； 6.检查事故照明交直流切换装臵“交流”指示灯亮，“直流”指示灯灭。

7.检查照明系统已恢复正常；

（六）演习考核要点：

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1、考核电厂员工对日常安全工器具（手电筒、手持照明灯、戴安全帽等）的管护和使用是否到位，检验消防广播语音装臵的完好性和运行人员操作的正确性。

2、逃生路线的选择。遇到突发地震，电厂全黑时，是否能正确选择安全合理的逃生通道逃生，在逃生过程中对自身的安全保护是否到位。

3、考核电厂ONCALL人员和事故应急救援小组现场组织、协调开展疏散及救援工作能力。

4、逃生到安全地带后，能否及时实施紧急救护，及时清点好人数。

【第二项演习科目】：

（一）演习前运行方式：

220kV母线合环运行；220kV右百线、右沙Ⅰ线、右沙Ⅱ线运行；四台主变带电正常；#

1、#3机组发电，均投入AGC（负荷较低），#4机备用；厂用电10kV和400V各系统分段运行。#2机组退备，检修人员正在开展#2机组定检工作。

（二）故障点假设：

厂房操作廊道#3机尾水管进人门出现较大裂纹，发生水淹厂房事故，严重漏水导致水位不断上涨，操作廊道、水轮机层、母线层陆续被淹。

（三）事故现象： 1、09:20保洁人员报告中控室值守人员：操作廊道有大量漏水。值守人员上位机发现：

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09:21:02 “#1渗漏排水泵启动动作”； 09:21:02 渗漏集水井水位107.3高程； 09:22:10 “#2渗漏排水泵启动动作”； 09:22:10 渗漏集水井水位升至107.8高程；

09:22:40 渗漏集水井水位升至108.0高程，“渗漏集水井水位高报警动作”；

09:23:00 值守人员汇报，在监盘时发现2台渗漏排水泵均启动运行，且渗漏集水井水位上升很快。2、09:25 值守人员调取视频监控画面，发现#3机尾水进人门裂缝处漏水情况严重，调出监控视频系统监视渗漏集水井水位，但画面已全黑。ONCALL人员现场检查，发现水已淹至操作廊道地面约0.5米高，且水位有继续快速上升趋势。3、09:40 水位上升至水轮机层119.45高程，水车室和空压机室、污水泵房将被淹，且水位有继续快速上升趋势。4、10:10 水位上升至121.95高程副厂房自用电室、公用电室将被淹，且水位有继续快速上升趋势。5、10:20 水位上升至母线层123.45高程，母线廊道、2台渗漏排水泵和3台检修排水泵将被淹，且水位有继续快速上升趋势。

（四）事故处理步骤： 1、09:20 值守人员汇报，在监盘时发现2台渗漏排水泵均启动运行，且渗漏集水井上升很快，检修集水井水位亦有上升趋势。

主要处理过程：

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1)

值守人员密切监视2台渗漏排水泵和3台检修排水泵启动情况，且密切监视渗漏集水井和检修集水井水位上升情况，及时向值长汇报。

2)Oncall值长调出视频监控系统查看或派人现地查看确认尾水管发生裂纹，且漏水严重。

3)

立即向调度申请停#3机，在上位机执行#3机组紧急停机流程（或现地按下#3机紧急停机按钮），检查#3机快速闸门已全关，机组事故停机正常。

4)

简要汇报中调我厂尾水管发生裂纹，且漏水严重，#3机已紧急停机。5)立即安排人员通知#2机蜗壳门、风洞内、水车室所有工作人员和保洁人员停止工作，全部紧急撤离现场。

6)

检查确认2台渗漏排水泵和3台检修排水泵已正常启动。

7)

ONCALL值长及时向厂领导汇报水淹厂房情况；厂领导接到事故报告后立即通知应急救援领导小组成员，赶赴现场，启动右江水力发电厂《水淹厂房应急预案》。

8)

必要时，通知下游冬笋电站开闸放水，降低我厂尾水水位。

2、运行人员调出视频监控画面或下操作廊道检查#3机尾水进人门裂缝处漏水情况严重。ONCALL人员现场检查水已淹至操作廊道地面0.5米高，且水位有继续上升趋势。

1)用消防广播通知人员撤离，启动紧急疏散警报声和红色闪烁警号灯，若消防广播装臵不可用，则使用扩音器通知疏散；

2)应急救援领导小组赶到现场后，立即组织开展救援，组织紧急疏散。

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3)厂房所有工作人员听到警报声后立即停止工作，保持冷静，有秩序地沿绿色箭头指示方向撤离至安装间，乘车或步行由交通洞撤离厂房。

4)向中调汇报我厂水淹厂房情况并申请立即停止#1机运行。5)停四台机漏油泵电源和漏油泵加热照明灯电源以及操作廊道照明电源。

6)打开#3机组技术供水旁通阀，加快上游流道水与尾水平压。7)停两台高压空压机和两台低压空压机动力和控制电源，断开污水泵和顶盖排水泵电源，断开四台机组调速器油泵电源等。

8)离开厂房后在交通洞口外集合，各部门主管人员清点本部门人数，统计出总人数。

9)视操作廊道水位上升缓急情况，落#

1、#

2、#4机组快速闸门。10)视情况，组织人员落#3机组检修闸门，并做好落#3机组尾水闸门的准备，待#3机组蜗壳与尾水平压后，若全厂公用电仍可保障正常供电，则落#3机组尾水闸门，打开#3机尾水排水盘形阀加快尾水管排水。

3、水位上升至水轮机层119.45高程，水车室和空压机室、污水泵房被淹，且水位有继续上升趋势。

1)检查确认水轮机层所有工作人员已撤离现场。

2)检查确认母线层123.45高程所有工作人员已全部撤离； 3)停机组自用电室和全厂公用电室电源（包括两台自用变、两台公用变及直流控制电源、两配电室照明电源）；

4)汇报中调将我厂全部四台发变组及其封闭母线、厂高变等电气一次设备全部停电；

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5)检查确认厂用电10kVⅡ段供电正常。

4、水位上升至母线层123.45高程，母线廊道、自用电室、公用电室、2台渗漏排水泵和3台检修排水泵将被淹，且水位有继续上升趋势。

1)值长立即安排人员密切监视水位上涨情况，并及时上报； 2)10kV高压配电室带电设备全部停电；

5、水位上升至发电机层128.1高程，水轮发电机组、电缆夹层、中控室、通讯室、计算机室等被淹，主变洞和10kV高压配电室被淹。

1)所有坚守岗位人员从通风疏散洞撤离；

2)厂属各部门主管人员清点本部门人数，确认所有工作人员已全部撤离。

6、水位逐渐回落,组织全厂员工开展事故抢险及恢复工作。

（五）10:35 演习现场副总指挥根据演习进展情况，宣布演习终止，恢复现场相关演习设施。

七、现场考评人员及各参演人员集中到交接班室，对整个演习情况进行总结、点评。

八、演习总指挥宣布演习结束。