失电事件一值总结

第一篇：失电事件一值总结

失电事件处理总结

运行一值

10月31日凌晨2:34:19，1号机主变A相重瓦斯保护动作，失去500千伏外电源，同时由于220千伏线路正在检修，导致1号机组失去正常运行交流电源，停机停堆，六台柴油发电机组分级启动，主控起用H2.1（机组正常交流电源失去）和T1.9（电站辅助设备失去正常运行交流电源机操行动）规程，将机组转到安全状态。现将事件过程和发现的问题做个简要总结：

核岛部分

一、中子功率。

由于失去外电源，四列正常运行母线失电，四台主泵全部停运，产生跳堆信号，控制棒全部断电下落正常，NFME显示的核功率也正常下降，在三个源量程测量通道全部到底以后，一通道显示没有切换到源量程范围内，第一工作量程内有明显的功率显示（后仪控解释为第一工作量程一通道本底高所致）。

二、自然循环。

四台主泵全停，按照事故规程连接KTB20管线，在MCDS中确认自然循环已经建立并且稳定：燃料组件出口饱和裕量50度左右，冷热腿温差15度左右，冷腿温度接近二回路饱和温度且基本稳定。

三、主泵。

在稳定机组状态的第一时间结束以后，安排对主泵径向止推轴承回路取样，主泵停运、头箱停止供水后，径向止推轴承回路头箱液位下降很快，但是回路中还残存了一部分水，也正是对这些水的取样分析结果佐证了主泵的惰转结果（2号主泵取样透光率87.8％，惰转时间87秒，3号主泵取样透光率0.5％，惰转时间23秒）。独立回路由于取样阀门失电，无法进行取样。独立回路里建立了比较有效的自然循环，虽然1JEW10~40AA10,102,103阀门处于打开状态，一直有水从独立回路泻出，但是独立回路出口温度还是稳定在120度左右，不需要KBA小泵的喷淋功能，这一点在机组上已经多次得到证明：只要不进行独立回路取样，独立回路的温度就可以稳定在喷淋启动温度以下。独立回路喷淋阀门1JEW10~40AA112供电来自于正常母线BF段，这时处于失电状态，无法进行喷淋，而在以前的动态试验中，采取的措施是将上述阀门预先打开，而将KBA90AA801,802关闭，作为启动喷淋的控制阀门。现在要考虑的是如果需要喷淋怎么办？。

四、分级启动。

四列母线失电以后，柴油机分级启动。在第一时间内确认四列母线电压完全恢复，确认柴油机本身的保障系统PJK,PEK共八台泵运行正常，然后确认KAA,PEB四个系列各有至少一台泵运行，接下来检查启动的重要安全系统泵JND,JNG,JMN,LAS都运行正常。在分级带载中发现的缺陷是1BEA00GS001（Q3）没有分闸，有“switchgear fault”报警，由于BEA母线已经成功带电，因此这个缺陷留待机组状态稳定以后再处理。但是这个现象值得思考：为什么1BEA00GS001（Q3）没有断开，BEA母线就可以由柴油机供电，如果下游的1BBA00GS001（Q4）也没有断开，是不是会返供电到BBA母线，事后查阅LEFU3，发现失电信号会发命令去跳Q3，Q4，但是柴油机启动后合1XKA10GS001（Q5）时，并不会判断Q3，Q4的状态。

五、蒸气发生器给水。

由于1LAB50AA105无法顺利关闭，导致辅泵无法给蒸汽发生器供水，当液位低到1.5米时，再循环运行的LAS渐次向蒸汽发生器供水，在液位回升到正常值以后，LAS再次转为再循环运行。蒸汽发生器内补冷水的后果需要本次小修检查后才能知道。

六、KBA系统。

2:37:25，操纵员手动启动1KBA20AP001，进行一回路换水注浓硼工作。一般情况下跳堆会发一个120秒的脉冲去启动KBA系统的预选大泵，但是本次事件由失去外电源引起，KBA大泵在机组柴油机启动后160秒（跳堆后约175秒）才带电，所以没有自动启动，同时稳压器液位偏差最低到-0.59米，也没有触发启动KBA大泵，只启动了第二台小泵。由于没有主泵运行，1KBA10AA105无法打开，没有搅混作用，使上充管线与一回路温差超过30度，在稳定注硼阶段温差约40～50度。由于没有主泵运行，KBE10的所有流量全部经过KBA16排出，无法满足过床流量比下泄流量大1kg/s的要求。KBA系统上充下泄阀门的逻辑完全按照优化后的全厂失电逻辑动作正常。失电后除气器加热蒸汽阀门1KBC82AA202断电在一个小开度上，由于很快开始大流量上充下泄，所以没有导致KBC82管线和除气器超压。

七、注硼和搅混。

由于主泵全部停运，稳压器电加热器无法供电，稳压器内无法维持正常压力，导致一回路压力因散热而缓慢下降，这时必须跟踪二回路压力的变化，以保持一二回路的饱和温差不太大也不太小。由于没有搅混作用，虽然在注硼酸，但是硼酸都是靠KBA系统搅混在堆芯和四个环路内，而稳压器内还维持停堆前二点几克的低浓度。91UYA内化学显示终端失电，控制区内分析仪表断电，部分取样阀门断电，无法进行正常取样，只能从手动旁路取样，然后送去二号机控制区内化验，致使化学分析结果严重滞后于注硼的进程。最后根据以前多次注硼的经验，估算了大概的注硼量，共向一回路注入40g/kg的浓硼酸134吨，在稳压器搅混之前一回路取样硼酸浓度约19g/kg。

在恢复220KV供电以后，10月31日19:51，启动四号主泵，投运稳压器电加热器开始搅混稳压器与一回路。一台主泵可以保证完全的搅混，只是时间比较长，31日20:50取样，KUL01为19.08g/kg，KUA06为9.06g/kg，11月1日凌晨4点，完全搅匀，KUL01为17.57g/kg，KUA06为17.21g/kg。

稳压器电加热器失电带来的问题还要好好分析，假如220KV不能及时恢复怎么办？如不冷却，时间长了ΔTs是无法保持，会越来越低，那么稳压器内不建立足够硼浓度能冷却吗？冷却时稳压器温差怎么控制？ 八、一回路冷却。

一台主泵冷却是不得已的事情，在机组上是第一次进行，如何控制稳压器温差是个需要检验的问题。在稳压器与一回路搅混期间，稳压器上（中）下金属温差最大约为50度，在整个冷却过程中，稳压器上（中）下金属温差最大为46度。稳压器上（中）下金属温差一直比较小，稳压器液位控制较高和一回路冷却较慢是主要原因。从1号凌晨4点开始冷却，一回路温度约273度，到3号13点，一回路温度低于70度，共历时57小时，温度下降204度，平均冷却速度约3.6度每小时。

九、其它问题。

失电前，1JNK40AP001正在进行加热，失电后泵保护停运，正常逻辑需要保护关闭加热蒸汽阀门1KBC81AA103，但是阀门失电，造成管线加热，温度计失去显示，在手摇关闭1KBC81AA103后，温度计逐渐恢复正常显示。在机组状态稳定以后，根据事故规程的要求，依次切除了部分安全系统的泵，如LAS,JMN等。考虑到柴油机负荷太低时，一来自身运行不稳定，二来母线频率可能会短时升高，因此保留了JNG泵和部分JND泵运行，这样做的后果是1JNK10,40BB001在几台大泵连续的再循环加热下，硼酸温度超过75度，最后不得不重新启动1JMN20,30AP001对水箱进行冷却。

常规岛部分：

一、.辅助给水泵启动后无法建立正常出口压力，导致蒸汽发生器液位下降，应急给水系统向蒸汽发生器供水。

检查汽门关闭、汽机转速下降、润滑油、顶轴油、盘车系统启动正常并通知现场操纵员就地巡检汽机及机组柴油发电机后，操纵员根据蒸汽发生器液位持续下降，检查1LAB10-40CP001均未建立正常压力（仅为7.0MPa），检查1LAH10/20AA102关闭，1LAH10/20AA105开启，辅助给水泵出口流量约150Kg/s，确认1LAB10-20AA211/212均关闭（开度均小于1％），据此即判断形成1LAJ10AP001/LAJ20AP001－1LAH30AA101－1LAB16/17AA104－1LAB16/17AA101－LAB00集管－LAB50AA101/105－1LAB50AA103－1LAB50AA104－1LAA10BB001循环回路，辅助给水泵无法给蒸汽发生器补水。

操纵员随即关闭1LAB50AA101，再试图关闭其它阀门时发现：1LAB16/17AA104/101、1LAB50AA103/105均为正常供电无法关闭，1LAB50AA104虽为可靠供电但是没有允许关闭信号（1LAB50AA101、1LCS50AA101/102均关闭，才允许关闭1LAB50AA104，而1LCS50AA101/102为正常供电，无法关闭）。

因考虑1LAB50AA105所在管径较小，操纵员通知现场操作员尽快就地手动关闭1LAB50AA105，随后现场操作员反馈1LAB50AA105手自动切换手柄缺失，无法操作（已提出缺陷申请）。操纵员遂通知现场操作员改为手动关闭1LAB50AA103，因1LAB50AA103所在管道直径为DN250，阀门行程很长，两名现场操作员轮流不停歇操作仍需很长时间（从开始关阀到关限位出现约25min），最后导致四台蒸汽发生器液位小于1.5m，应急给水系统供水。1LAB50AA103关闭后，切除应急给水泵，手动控制1LAB10-40AA212给蒸汽发生器供水，保持蒸汽发生器液位稳定。

纠正建议：（1）将1LAB50AA105改为可靠供电（2）正常运行时将1LAB50AA105关闭。

二、.汽机轴承振动大导致破坏真空

汽机打闸后，转速降至2666rpm时出现1MAD00EZ001信号，导致1MAJ10AA101/102打开，凝汽器真空破坏，汽机惰转时间缩短。（经查为10#、11#轴瓦轴向振动超过11.2mm）

纠正建议：分析振动超标对汽机的影响，检查汽机轴承。

三、.汽机旁排阀门漏气

汽机打闸后，由于汽机旁排阀门漏气，蒸汽进入凝汽器，导致1MAJ10AA101/102阀门大量冒汽，可能破坏11UMA08m设备绝缘；同时导致低压缸排汽温度上升，1MAC00FT901最高达到104.08℃，关闭1LBA10-40AA102后停止上升。

纠正建议：检查11UMA08m设备绝缘

四、柴油机分级启动时启动多台备用泵

操纵员检查分级启动后系统运行状态时发现1MVB11/12/13AP001、1MKW11/12/13AP001、1PCC40AP001/002均处于运行状态，除1MVB13AP001根据1BDA/BDC母线电压低应自动启动外，根据DA21逻辑，其余泵均为“release”命令，不应分级启动备用泵。经与现场操作员确认相关泵就地运行状态后，切除1MVB11/13AP001，1MKW12/13AP001。

经查柴油机分级启动前，由于1BDA/BDC母线电压下降，导致上述系统中处于运行状态的泵出力降低，根据相应系统压力下降（1MVJ30CP901<70KPa、1MKW20CP901<0.9(0.8)MPa、1PCC40FP901/902<220KPa）自动启动备用泵（合开关，实际没电无法启动），故柴油机分级启动时根据之前的开关状态将备用泵一并启动，带载多余负荷。

纠正建议：分析带载多余负荷对柴油机的影响。

五、.失电后润滑油温升高

由于失去正常供电，没有1PGB系统冷却，润滑油供油温度无法控制，1MVJ30CT901最高升至73.69℃（规程规定40-45℃），轴承回油温度1MYD00FT901最高升至75.64℃（规程规定小于75℃），支撑轴瓦温度1MYD00FT911最高升至89.05℃（规程规定小于100℃），止推轴瓦温度最高升至74.18℃（规程规定小于105℃），虽然润滑油供油温度超限较多，但是由于汽机打闸后轴承热量少，回油温度只是略微超限，而轴瓦温度则均在要求范围内，对于汽机轴承影响不大。

六、.事故处理规程《电站辅助设备失去正常运行交流电源机操行动1.T－1.9》的执行问题

该规程要求多个系统电动阀门需要关闭，但是阀门为正常供电，且有些阀门所在管道管径较大，全部靠现场操作员人力操作不可能及时关闭，如：LBB00AA101、LBQ13AA101、LAB50AA105/103/104、LCS50AA101/102、LBQ11/12AA101/102、LBS14/15AA101等，是否可以考虑将其均改为可靠供电，或者修改事故规程。

事故处理规程1.T－1.9 第25、26步要求对汽机管道疏水，但是此时凝汽器内没有真空，与汽轮机规程要求冲突，是否执行还需澄清。

.事故处理规程1.T－1.9 第15步要求打开MKG70AA101/102/001降低发电机内氢气压力，而发电机规程中3.11.30规定：只有在所有密封油泵停运且高位缓冲油箱油位降低，轴封排油腔氢气含量超过2％，通过漏点泄漏的氢气燃烧时，才能进行发电机事故排氢。故此步是否执行需澄清。

.根据事故处理规程1.T－1.9 第27步要求断开发电机出口隔离刀闸1BAC10GS006，但是由于失电导致1BAC10GS600无法由主控或就地电动断开，只能由维修人员就地通过专用工具断开，此步应为恢复500KV供电前的必要操作，在失去交流电的事故中运行人员无法完成操作。

七、由于失去PGB冷却水，部分取样系统例如QUA08/07手动阀需要关闭否则漏气。

八、由于11UMA95m、11UQA99m地坑泵均为正常供电，导致11UMA95m和11UQA99m地坑漫水，可能破坏多台设备电机绝缘。

核辅助系统（辅操管辖系统）

全厂断电后，应急和机组柴油机启动，辅操这边首先打开SAD18~48AA101,以保证应急柴油机进气，然后闭锁机组柴油机11UBN08132/122房间探头和消防喷淋阀，以防止消防误动作，并且找人现场查看柴油机状态。然后是在OM画面上查看由柴油机带的风机运行情况,包括:KLE10/20,KLD10,SAD10~40，SAD14~44,SAS10~40,SAS21~41,SAC10~40,SAC12~42,SAC50空调机组及负压风机。由于失电，很多不是挂在柴油机母线上的设备就无法启动，这包括所有地坑泵，相关阀门，这就要注意监视相关地坑液位，不能让其溢流。KTL34BB001由于安全系统泵起来后，相关系统压力有所增加，部分阀门内漏导致地坑液位高（平时内漏量小难以发现具体漏点），本可以让排水人员用临时泵降低液位，但是相关房间维修电源失去。于是找中辐院人员用桶提水至11UKA08241房间（KBB泵房），排到房间地漏（地漏阀门需要手动打开）最后至KTC10BB001。

由于失电KPL1跳掉，需要恢复KPL1的运行。恢复KPL1的时候需要注意：由于KBA10BB001,KTA10BB001,JEG10BB001在失电时自动与KPL1隔离，这样会在箱子里聚集较多的氢气，在接入这些用户的时候一定要手动操作，不能使用EC投运，一旦使用功能组投运会造成KTA水封破导致放射性外溢，还有就是直接导致KPL1回路氢浓度过高跳掉。手动投运注意监视压缩机前后氢浓度，在将KBA10BB001接入KPL1时需注意控制KPL10AA201开度在15％以下，维持其手动状态，在KPL12CQ001读数较高时仅走旁路（KPL12AA103开，KPL12AA102关），维持2Nm3/h流量在回路燃烧。KTA接入KPL1时也要注意不要将KPL15AA201投自动，手动调节启开度，维持水箱压力为负压，水箱抽气流量维持在10~25Nm3/h，不然它会自动维持KTA水箱压力为0，这样一来就会导致KTA水封破。

在失电一段时间之后，由于保护KBC-2供给UKA厂房除盐水失去，投运KPL1时出现KPL10BB003液位低，但是无法补水，KTA10BB001在排水一次后由于没有补水导致水封破，KLE20CROO5/006>100bq0m3自动投运KLE30。

网控部分 主变A相重瓦斯保护动作，跳500KV第一串5011 5012断路器以及发电机出口开关610，操作员工作站显示：

500KV 0ABQ12断路器OCO闭锁报警； 1AQA37启动录波； 0ARA56启动； 0ABQ11OCO闭锁；

ⅠII段直流故障；

110V直流系统一二号交流电源故障； 一二号充电机交流故障； 网控楼UPS电源故障； #1发变组保护动作总信号动作； 一号反应堆非正常停堆； 1，2号直流屏模块异常等报警。

91UYA正常段母线9BHB,9BHD失电失去正常照明电源，主变气体在线监测装置失去供电，UPS蓄电池放电，1#2#操作员工作站工作正常。

网控楼0BLM失电（上游母线1BGE失电，1BGF有电），0BMP正常。1#2#充电机同时故障失去交流输入电源，蓄电池放电运行，UPS失去主路电源，蓄电池放电。

主要处理过程：

事故发生后像值长报告由于主变保护动作跳5011 5012断路器以及发电机出口开关610，发现直流系统故障后报告值长，然后按操作单手动将直流系统从#1号充电机带I母，#2充电机带II母切换为#3充电机带直流I,II母。由于UPS旁路电源0BMP正常将UPS切换至自动旁路，当0BLM恢复供电后将直流系统重新切换为#1号充电机带I母，#2充电机带II母。UPS自动切换主路运行。

第二篇：DCS失电总结及事故预案

DCS失电总结及事故预案

一．事故前机组工况

主要参数：机组负荷：260MW 主气压力：13Mpa 再热蒸气压力：1.5Mpa 主/再热气温：530℃/530℃ 真空：-84.75KPa 汽包水位：-150mm 高、低加投入 协调投入

机侧主要运行设备：21汽动给水泵运行、电动给水泵2800r/min陪转、21凝结水泵运行、21循环水泵运行、21,22水环真空泵运行。

炉侧主要运行设备：双侧引、送、一次风机运行、21密封风机运行、21、22、25磨煤机运行、两侧空预运行，给水主路电动门开启。

电气系统运行方式：500KV一、二串合环运行、厂用电源已切至20高厂变带、01启/备变空载运行、保安系统运行方式正常、20柴油发电机处热备用状态。二．事故及当时处理情况

负荷300MW，DCS电源突然失去，所有DCS操作员站和工程师站全部死机，画面失去监视及所有的联锁逻辑功能。这种紧急情况下，一切从抢险出发，在电科院人员统一指挥下，发动了当时能马上调动的各单位的人力资源，成功进行了事故处理，保全了设备安全。回忆当时的主要操作步骤如下： 1.1 汽机方面：

1)首先检查机组已跳闸解列，厂用电已成功切换至启备变，保证设备能正常启停，DEH和旁路系统未失电，机组应能安全停机； 2)旁路快开后，马上切至手动迅速关闭高低压旁路； 3)就地启交流润滑油泵和顶轴油泵，确认油压正常；

4)迅速关闭主汽母管疏水和再热母管疏水，保证锅炉处于闷炉状态； 5)确认循环水泵正常运行，这样循环水对疏水和排汽还能保证一定冷却作用，对凝汽器危害不致过大；

6)凝结水低缸喷水、扩减温水未能开启，水幕喷水已开联开（这些阀门DCS失电后的状态还需热工方面进一步的确认），后除氧器很快满水（但据热工检查除氧器上水调门失电后应该在关闭状态，待进一步确认），就地停止凝泵运行。发现高压侧凝汽器温度达114℃，最高达188℃,就地运行锅炉上水泵，少量投入低缸喷水和水幕喷水，凝汽器高、低压两侧均降至70℃左右时。考虑防止凝汽器温度骤升骤降对凝汽器造成损害，停止上水泵，保持凝汽器自然冷却。7)检查密封油状态，发现工作正常，氢压未降，定冷水工作正常； 8)开始时有通过手动控制辅汽至轴封旁路电动门维持一定轴封压力（据热工分析辅汽联箱至轴封联箱供汽压力调节阀在失电后应在全开位，待进一步确认），防止从轴封处进过多冷气，后经检查盘车电源，确认在盘车能正常投入的情况下，很快通过硬手操开真空破坏门，停真空泵，真空基本到零时，停止轴封。在不是很清楚当时各部分具体情况的状况下，停止#1机组向#2机组供应辅汽； 9)因锅炉已闷炉，汽包水位无法监视，给水系统也无法监视，就地停电泵、汽泵和汽前泵，就地启电泵辅助油泵，确认汽泵润滑油泵正常运行，盘车停止；

10)整个过程中DEH中振动、瓦温和就地回油温度正常，并安排电建人员在就地进行连续监测；

11)转速到0后，投入盘车，开始盘车电流在22A～24A之间摆，几分钟就稳定在22A，就地晃度正常，DCS恢复后晃度28μm，证明机组状况良好；

1.2 锅炉方面：

1)锅炉迅速手动打闸；

2)通过硬接线联跳一次风机、磨煤机、给煤机和减温水总门，派人员就地检查确认；

3)派人上就地停送、引风机和密封风机，检查润滑油泵运行正常； 4)手动关闭过、再热器减温水电动门、风机出入口门，手动关闭连排去定排手动门；

5)DCS画面正常后关闭烟风系统所有挡板； 6)全面检查炉侧各项参数正常；

操作基本完成后，全面检查机组各设备，未发现设备损坏情况。10:30机侧DCS系统基本恢复，送辅汽供#2机组暖气。当天DCS系统曾先后又四次出现死机画面全红的现象，后经检查发现是由于SIS系统已与DCS通讯，而由于几天前曾对DCS系统测点进行了一次优化，删除了不少无用的测点信号，但在SIS系统中未做相应改动。SIS系统与DCS系统采用TCP/IP通讯方式，SIS仍不停的发送该部分数据的发送请求，DCS无法回应，从而导致网络堵塞，系统瘫痪。

另外,从目前所有的信息来分析，DCS系统两路24V电源,一路来自保安段,一路来自UPS,由于两路电源偏差大,从而使至DCS的变压器故障,是导致此次DCS电源全部失去的可能主要原因。04:40所有运行设备打至就地位，DCS系统整体进行了一次下装。

二．更进一步优化的事故预案

这次事故处理虽然很成功，但也给大家敲响了一个警钟，必须先行做好这方面的事故预案，在出现任何紧急事故时都能做到忙而不乱，有序的完成抢险工作，确保人身和设备的安全。

从DCS失电这件事来讲，这次事故处理应该是非常成功的，处理方法和步骤基本正确，还要做进一步优化的话就还可以从以下几个方面着手：

1)首先检查厂用电已正常切换至启备变，发电机解列，检查机组已跳闸，查看最高上升转速；

2)先通过硬手操启动交流润滑油泵，就地启动顶轴油泵，确认状态正常； 3)锅炉迅速手动打闸；

4)应该通过硬接线能联跳一次风机、磨煤机、给煤机和减温水总门，派人员就地检查确认；

5)检查旁路开启状况，迅速手动关闭，保证锅炉闷炉；

6)真空破坏前，通过手动开启辅汽至轴封旁路电动门维持轴封压力，防止进冷气造成轴封碰磨；

7)迅速关闭主汽母管疏水手动门、高排逆止门后疏水手动门及再热母管手动门；

8)派人上就地停送、引风机和密封风机，检查润滑油泵运行正常 9)手动关闭过、再热器减温水电动门、风机出入口门，手动关闭连排去定排手动门，关闭烟风系统所有挡板； 10)失电后密封油系统应能维持初始状态，但应去人迅速确认，否则应马上安排排氢。确认循环水和定冷水状态；

11)出现DCS失电这种情况时，各运转设备的状态无法及时掌握，从保护设备的角度出发，能停运的设备应尽快停运。汽泵应马上打闸，检查润滑油泵运行正常，汽前泵就地停运；

12)失电后电泵最小流量阀失电后应该打开，电泵能短暂维持运行，安排人员上电泵、除氧器及主给水电动门和旁路调门位置（据热工人员分析给水旁路调门应在关闭位），在能确认电泵正常的情况下可以考虑手动给汽包上满水再停电泵，但只要锅炉闷炉情况良好，锅炉汽包允许，应尽快启动电泵辅助油泵，停止电泵运行。从这次的事后的结果来看，在这个负荷灭火，闷炉及时，锅炉欠水状态危害也不至于很大；

13)如果主再热疏水手动阀关闭及时，循泵保持运行，凝汽器温度应该上升不大，为防止意外发生，应停止凝泵运行。在凝汽器温度不是很高的时候（如80℃以下），可以通过关闭除氧器上水电动门，启动锅炉上水泵来维持凝结水压力，手动投入水幕喷水、疏扩减温水和三级减温水，保证其在合适压力，给凝汽器降温。在凝汽器温度很高时，应尽量不投入凝结水减温水，防止骤热骤冷造成凝汽器变形，保持其自然冷却； 14)在盘车电源确认可靠后，应尽快破坏真空，停止真空泵运行，真空到0停轴封；

15)安排人员从DEH和就地连续观测瓦温、振动和回油温度等机组情况； 16)转速到零投入盘车，检查其盘车电流是否正常，DEH和就地测量晃度正常；

17)全面检查机炉侧所有设备的状态，确认设备无异常状况；

三．厂用电失去的事故预案

再做进一步的引申，假设厂用电不能成功切至启备变，可以设想应有如下操作：

1)迅速启动柴油机，保证保安源电源正常；

2)应尽快启动保安段上所带的交流油泵，顶轴油泵，空侧密封油泵，氢侧密封油泵，小机润滑油泵，风机的润滑油泵，投入空预器盘车，两台油泵同时运行时停止直流油泵运行；

3)检查密封油压情况，视情况决定是否需要马上排氢；

4)迅速关闭机侧疏水，炉侧连排至定排手动门，进行闷炉处理，马上破坏真空，停轴封；

5)检查机炉侧所有除保安段上的设备都已安全停运，如循泵、电泵、凝泵、汽泵、汽前泵、真空泵、氢冷泵、闭冷泵、磨煤机、送风机、引风机、一次风机、密封风机、给煤机等等； 6)转速到零后投入盘车，投入后检查盘车状态； 7)全面检查机炉侧所有设备状态及参数；

第三篇：值周总结一

第六周值周总结

短暂的一周又在忙碌中过去了,对于第六周的情况,大体总结如下:

1、学生买吃零食现象普遍存在。

2、各班的室内外卫生都能积极的打扫干净。但几乎每天的不同时段教学楼楼梯和走道中还可以看见散落在地面的纸团、塑料纸、零食袋等杂物，学生卫生的保护意识不够强。

3、晚自习放学时有些学生下楼有推挤的现象，有的同学速度很快，有的同学不靠右行，影响秩序，有危险的隐患，请同学们不要慌，按正常的速度行走，注意安全。

4、文明习惯还需加强培养。教室里偶尔能听到有同学说脏话，教室外有同学追逐打闹，铃声响了还不能迅速进入教室。

5、天气渐热，教室后的垃圾桶内的垃圾要及时的清理，教室内勤洒水，适当开窗通风。

建议：注意我们的文明礼仪、言谈举止。文明的举止在我们的脸上，在我们的微笑里，请同学们不要吝啬自己的微笑。用我们最真诚的微笑面对老师和同学。同学们，大雁南飞，有再来的时候；花儿谢了，有再开的时候。但是，已过去的日子却一去不复返。让我们一起珍惜时光，努力把今天的每一件事做的比昨天更好!

值周一

2014年4月7日

第四篇：制造分厂失电应急演练总结

龙山制造开展全厂失电应急演练总结

为应对强对流恶劣天气导致总降失电及电气设备突发事件，提高分厂各级人员的应急处理能力，快速有效的开展失电事故应急救援工作，最大限度的确保人身、设备免受损失，5月22日，制造分厂组织开展了全厂失电应急预案演练活动。

公司领导牵头召开演练动员会议

为了把这次突发的全厂失电应急演练工作开展好，制造分厂专门拟定了《制造分厂全厂失电应急预案》和《制造分厂全厂失电演练方案》，并组织对应急预案和演练方案进行学习，演练开始前公司领导布置了演练的相关要求和注意事项，强调演练的严肃性，演练时间为不提前通知，检验各专业的应急能力，并分专业设立了电气、发电、机环、工艺演练小组。下午15：:00，分厂值班长按照《制造分厂全厂失电演练方案》向各演练小组长下达全厂失电应急预案启动，并强调：“这是演练，现在全厂失电，立即执行制造分厂全厂失电应急预案》”，各专业小组长立即通知相关人员10分钟内到达指定位置，并模拟执行相关操作，各小组长和值班长对各专业应急操作过程进行跟踪验证。

电气专业人员立即赶到发电汽轮机房二楼电力室，保证保证汽轮机直流油泵正常开启，确认油压正常，有异常立即检查处理，模拟将发电52G高压柜小车退出，挂上“有人工作、禁止合闸”警示牌；确认发电冷却塔三台高压水泵电机高压柜已分闸；另每组两人分别确认三条线618、309、506、513、538、804、819高压电机高压柜处于分闸状态，并模拟将618、309、538、804、819高压柜小车退出至停电位置，挂上“有人工作、禁止合闸”警示牌，模拟将三条线三个申克秤和六个转子秤的电源开关拉下，防止突然来电电压异常冲击损坏电路板件。

电气人员确认控制柜状态并执行相关操作

发电专业中控操作员将操作台上两红色按钮同时按下，绿色按钮按下；现场巡检工第一时间到直流油泵确认是否转动（看出口压力表），如果不转到二楼确认直流油泵空开是否送上，并进行开机，待油泵运行后再油泵边留一人监控，并监控好油压（旁边过滤器上有压力表）；另一人打开真空破坏阀，关闭轴封供气，到三楼确认汽轮机转子惰走，监控就地盘上各参数，待转子停转后进行盘车，要求每5分钟转子转180°；凝汽器不能满水，否则会造成汽轮机大轴弯曲。

发电操作员执行应急操作 发电厂房汽轮机盘车人员

机环专业专人到水泵房确认水泵各阀门位置，进、出口阀门手动关到20%，放掉泵透气孔内的空气，确保送电后能及时开泵；龙山水泥分厂使用的水泵，需水泥分厂人员到达现场才能开机，禁止盲目开起水泵；专人到两个空压机房确认空压机情况，确保送电后能及时开机；人员到汽轮机房对汽轮机进行手动盘车。

工艺专业中控操作员联系现场，确认工段人员安全，要求现场人员到达安全区域；当班操作员将各类给定参数设定为零，主要有：窑喂料量、窑头和分解炉转子秤喂煤量、煤磨喂料量、氨水数值设定为零，窑主传、506高温风机、窑头一次风机、立磨选粉机、煤磨选粉机主回路分闸，并优先发出主机设备停机信号，确保后期设备处于停机状态；中控操作员在系统失电跳停后，通知巡检工切换窑至慢转状态，待分厂组织人员进行盘窑。煤磨工段立即手动关闭热风挡板，打开冷风挡板，并打开磨头检查门冷却；煤磨手动关闭6个仓锥部气动闸板；煤磨工段打开转子秤风管管道堵头，确保管道畅通；原料工段将行车操作手柄打到零位，并拉下行车操作室总电源空气开关。

操作员联系通知现场人员 对窑胴体进行手动盘窑

参与演练部分人员合影 通过此次全厂失电应急演练，提高了分厂各级人员对全厂的应急处理能力，但在演练过程中海存在一些不足:

1、各专业对《制造分厂全厂失电应急预案》学习掌握不够，个别人员不清楚全厂失电该做哪些具体工作，后期要对失电应急预案进行重新学习、培训，并将失电后各专业要做的应急工作步骤张贴到相应位置。

2、现场应急移动照明配备不足，需配置一批应急移动照明灯具。

3、由于发电盘车装置存在故障，不能开启电动盘车，在恢复供电后仍需人工手动盘车，一方面增加了汽轮机的运行风险，另外也造成现场人员工作量增加；由于凝汽器回水气动阀损坏，发电回水阀手动阀一直处于全关状态，不利于凝汽器水位的及时调整；此次演练中发现发电高压油泵油封存在漏油情况，高压油泵运行存在隐患。

4、失电后对窑胴体进行人工盘窑，现场盘窑工具尺寸不对，不能实施盘窑工作，另分厂暂时未配置柴油发电机用于全厂失电后窑辅传开起的保安电源。

2015年5月26日

第五篇：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。

10.联系外委单位协助手动盘动脱硫吸收塔、地坑、浆液箱搅拌器。

11.检查500kV线路及母线保护动作情况，并及时向调度汇报，为线路的恢复创造条件。断开机组6kV各段母线上所带的各低压变压器高、低压侧开关，为恢复送电做好准备。

12.根据调度命令，尽快恢复起备变运行：对侧合闸南山I线带电后，在NCS操作画面中，合上南山Ⅰ线5013开关，500KV 1号母线带电，DCS合上启备变5012开关(合上5012涌流抑制器电源开关，如果DCS合闸失败，则用NCS合闸5012)，启备变带电，逐步恢复厂用电的运行。

13.首先恢复6kV1C(2C)段，依次恢复公用变、间冷变，然后再恢复其它6kV 各段母线。

14.然后恢复机组锅炉变、汽机变的供电，恢复两台机组400V公用PC段、锅炉PC段、汽机PC段、保安MCCA、B段，公用段恢复正常后立即恢复起备变风冷控制箱电源，开启起备变冷却器风扇；恢复网控室MCCA、B段的供电，检查恢复网控室直流充电器运行正常。恢复送电时应按所带负荷的重要程度逐步恢复，并时刻注意6kV母线电压。

15.恢复对输煤/除灰变的供电，由辅控运行人员逐步恢复400V输煤/除灰PC段，重点保证启动炉的供电。辅控运行人员应多与值长联系，启动容量大的设备时要征得值长同意。16.恢复照明PC 1、2段的运行。

17.两台机组400V公用PC段、锅炉PC段、汽机PC段、保安MCCA、B段恢复正常后，依次恢复机组引、送、一次风机、空预器、各MCC电源，检查确保机、炉重要辅机电源正常，立即投运主机交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车、密封油泵、调节油泵、小机润滑油泵、空预器主、辅电机、火检风机、空压机电源。

18.待厂用电源恢复后，尽快恢复启动炉MCC段电源，使启动炉尽早具备点火条件。19.恢复脫硫段的运行。20.逐步恢复除尘PC段、化水PC段、综合办公楼PC段、检修PC段、各MCC段等的供电，恢复时注意检查母线上的各负荷已断开。

21.厂用电恢复正常后，启动各辅机时应依次启动，不要同时启动大量的设备，避免使6kV母线电压过低，密切注意启备变油温和电流，防止过流。

22.值长联系调度，准备启动1号机组（单台机组先启动，防止启备变过负荷）。在升温升压过程中要特别注意超温超压。

二、操作注意事项

1.值长是全厂停电事故处理统一指挥和协调者，应准确的向调度及公司领导汇报保护和开关的动作情况，查明情况后再详细汇报事故情况。

2.事故处理时，应严禁走错间隔、带负荷拉合刀闸、带地线或地刀合闸送电、非同期并列等恶性误操作事件发生。3.厂用负荷恢复时，严禁同一母线两台及以上电机同时启动。4.异常或事故处理时，应避免事故扩大，对于要退出调度管辖的保护及自动装置，应经调度值班员许可。

5.就地检查人员要及时汇报事故处理情况，当班值长要将事故现象及录波器等有关事故情况，记录并向上级调度做好汇报。6.当500kV母线故障造成500kV系统全停时，监视调整直流系统运行，做好起备变送电后的厂用系统送电工作。