某供电局盐池变失压事故

第一篇：某供电局盐池变失压事故

某供电局盐池变失压事故

某供电局220kV 盐池变#3 主变非电量保护动作，中、低压侧开关跳闸，造成110kV、35kV、10kV 母线失压。

2005 年3 月4 日，盐池变#3 主变运行，220kV、110kV 中性点均在#3 主变接地，220kV 单母线运行，110kV#

1、#2 主变并列运行。3 时07 分36 秒，220kV 盐池变220kV#3 主变本体轻瓦斯、有载调压重瓦斯、压力释放阀动作、油温高、冷却器故障5 个非电量保护同时动作，造成#3 主变中、低压侧22103、22503 开关跳闸，110kV Ⅰ、Ⅱ母、35kVⅠ、Ⅱ母、10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母电压消失，#

1、#3 电容器低电压跳闸，3 时25 分运行人员手动断开22203 开关，#3 主变退出运行。盐池变110kV 母线、35kV 母线、10kV 母线全部失压，盐池变所带35kV 青山变、王乐井变、高沙窝变全所停电。3 月6 日20：58 分#3 主变恢复运行，损失电量合计：77575kW.h。事故原因：#3 主变非电量保护装置（许继日立公司XBB—10 型）抗干扰性能差。非电量保护中间继电器的动作功率小（只有1 瓦）、动作速度过快（约3ms），在意 外干扰情况下，发生误动。

事故暴露问题：本次事故虽是由于非电量保护装置抗干扰性能差，保护误动，造成开关跳闸，但也暴露出一些问题：

（1）#3 主变非电量保护装置（许继日立公司XBB—10 型）抗干扰性能差。非电量保护中间继电器的动作功率小（只有1 瓦）、动作速度过快（约3ms），不符合《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》的规定。

（2）#3 主变非电量保护的电源回路和其他保护、操作电源共用一个电源回路，不符合反措要求。

（3）盐池变CBZ—5000 型（许继日立公司）综合自动化系统自投运以来一直存在运行缺陷，至今已发生5 次原因不明的跳闸事故，一直没有得到根本解决。

（4）盐池变在2004 年9 月移交供电局时，供电局间未移交老站部分二次图纸，造成运行、检修无法核查图纸。

（5）许继日立公司的#3 主变本体保护出口继电器线圈两端仅并联了一个续流二极管但没有保护电阻；本体保护出口跳闸正负电源相临两个端子，没有隔开，不符合反措要求。

（6）#3 主变本体保护的出口压板设计存在缺陷，没有真正接在出口跳闸回路中。

（7）运行管理、继电保护技术管理工作存在一定问题。

第二篇：母线失压事故处理

母线失压事故处理

第1条 母线失压事故的现象：

1.监控室内发出事故音响信号、“信号未复归”、“故障录波器动作”、“母线电压断线”、失压母线所连断路器“交流电压断线”、“距离装置故障”等光字牌亮。

2.失压母线上各元件负荷指示落零。

3.母差保护或失灵保护或主变后备保护动作。第2条 母线失压事故的处理原则：

1.当母线因故失压(确定不是由于TV断线或二次快速开关跳开)，值班人员应立即拉开失压母线上所有断路器(包括母联断路器)，对母线设备进行全面检查，汇报调度。

2.经检查母线故障不能运行，有备用母线的应立即倒至备用母线上供电。

3.双母线运行，有一条母线故障造成失压后，值班人员应立即检查母联断路器应在断开位置，然后将所有线路倒换至无故障母线上恢复供电。（对GIS设备不能确定母线故障部位，不能直接用倒母线的方法恢复供电，防止事故扩大。）

4.若母线保护停用，母线失压，经与调度联系后，可按下列办法处理：

（1）单母线运行时，应立即选用外电源断路器试送一次，试送不成功，倒换至备用母线上送电。

（2）双母运行时，应先断开母联断路器，分别用外电源断路器试送。

第3条 当母线因母差保护动作而失压时，按下列方法处理：

1.迅速隔离故障点，并拉开母联断路器及两侧隔离开关及故障母线电压互感器二次小开关，电压互感器一次隔离开关。

2.首先将主变断路器恢复在非故障母线上运行。

3.与调度联系，将跳闸的分路断路器恢复到非故障母线上运行。

4.如双母运行，因母差保护有选择性动作，被切除母线上无明显故障，应迅速与调度联系，选用外电源断路器试送母线一次，应尽量避免用母联断路器试送，有明显故障时，可将全部进出线倒至非故障母线上运行。

第4条 如因失灵或主变后备保护动作，切除母线时，处理方法如下：

1.根据信号、保护动作情况及所跳开的断路器，判断是哪一路断路器拒动或其保护拒动。2.检查母线及各元件有无明显损坏现象，如有明显损坏现象，按第三条1.处理。3.如无明显损坏现象，则应投入母联断路器充电保护，用母联断路器向失压母线充电，充电正常后，退出母联断路器充电保护，按第三条2.、3.方法处理。

第5条 双母线解列运行时，不论哪一条母线发生故障，应按以下方法处理： 1.立即拉开故障母线上的所有断路器。

2.检查该母线有无明显故障，如有明显的永久性故障，应拉开该母线上所有断路器的两侧隔离开关，汇报调度和工区。

3.如无明显故障，则应投入母联断路器充电保护，向失压母线充电检查，无异常后，退出母联断路器充电保护，按调度指令逐路恢复送电。

4.发现因断路器拒动或断路器保护拒动，引起越级掉闸时，应手动拉开拒动断路器，然后按第三条处理。

第6条 母线停电系下列原因造成，可试合一次电源断路器后，汇报调度。1.人员误操作或误碰掉闸。2.保护装置误动作掉闸。

3.断路器误动作或其它非故障性掉闸(如过负荷)。

第7条 母线停电是由于变压器，线路等发生故障而保护装置和断路器均未动作，造成越级跳闸，运行人员应设法断开故障断路器后，立即恢复送电。

第8条 母线停电，若为系统拉闸限电或低周动作所至，运行人员无需操作设备，但应立即汇报调度，等候送电。

第9条 处理母线失压事故时，应注意以下几点：

1.当母线及中性点接地的变压器断路器被切除后，应立即合上另一台不接地变压器的中性点接地刀闸，同时监视运行主变不得长时间过负荷运行。

2.单母线运行时，需倒换到备用母线供电时，一定要检查备用母线无工作、无地线等。3.35kV母线发生故障时，应首先尽快恢复站用变运行。4.在恢复各分路断路器送电时，应防止非同期并列。

第三篇：全站失压的事故处理预案

110KV变电站全站失压事故的处理预案

一、对全站失压的事故处理 1.1对全站失压的原因判断：

对全站失压的判断不能仅仅依据站用电源的消失与否来判定，而应该进行综合判定与分析。

1.2先检查站用电源消失的原因，是否为主变跳闸引起或是站用变本身断路器跳闸引起。

1.3再检查110KV进线各开关位置与负荷情况，判断清楚是否为110KV各出线开关由母差保护动作跳闸引起全站失压。1.4造成我站全站失压的另一原因是我公司110KV系统崩溃时，此时，我站110KV、10KV各开关不会跳闸而其负荷消失。

二、对全站失压的处理细则

2.1发生事故后值班人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间基本情况。

2.2认真进行检查，核实停电时站内有无异常声光来判断是否由于站内故障造成的失压。如果是站内引起的失压，则请示调度或按现场规定处理，若不是站内故障，则应报告调度听候处理。

2.3由于全站失压时，站用电消失，变电站开关操作，继电保护电源全依靠直流蓄电池供电。因此，变电站在保证恢复全站供电安全的情况下要尽量减少不必要的操作，以保证直流蓄电池电源在关键操作时正常使用。

2.4电容补偿柜断路器会因电源失压保护而跳闸，在电源恢复送电后，不要立即送上电容补偿柜电源，等到负荷稳定后再送电容柜电源，防止电源电压过高损坏电容器。

2.5电源恢复送电后，应对全站设备进行一 次全面的检查，包括继电保护状态，各开关位置状态，消弧线圈设备，电容补偿柜和监控后台机系统。

2016年2月21日

第四篇：母线失压事故的分析及处理

母线失压事故的分析及处理

摘要：本文结合母线失压事故的相关案例，全面分析了母线失压事故的原因，归纳了母线失压事故原因的判断流程和事故处理流程，并在此基础上提出了事故处理方法和预防措施。

关键词：母线

失压

事故处理

母线是发电厂，变电站的神经枢纽，是电气元件的结合点。母线故障失压将直接影响到电网安全稳定运行，本文就母线失压相关问题进行交流与探讨。

母线失压事故的原因及判断 1.原因分析

母线失压的原因归纳起来一般为：

（1）天气原因：造成母线间隔线或瓷瓶放电（2）开关原因：母线侧开关内部缺陷造成母线故障或母线上某开关拒动后启动失灵保护

（3）保护动作：母差保护或失灵保护误动作

（4）误操作：导致母线故障停电，如误挂地线，错拉开关等 2.原因判断

（1）根据保护动作情况及事故后的母线方式进行初步判断。假设某站母线发生故障，母线接线方式为双母线接线，线路保护配置为----闭锁式的CSL101及LFP901型微机保护。在此基础上分析母线故障后的保护动作情况及事故后的母线方式。

若母差保护动作，显示单项故障，跳开本侧母线所有开关，线路对侧开关跳闸后重合成功，可初步判断母线发生单项短路故障。

若母差保护动作，显示相间故障，故障母线侧开关及线路对侧开关均在断开位置，可初步判断母线发生相间短路故障。

若母差保护动作，显示单相故障，故障母线侧开关在断位，对侧某一线路开关跳闸后重合不成功。此时，应该考虑跳闸线路母线开关和线路CT间是否存在故障。

若线路保护动作，显示故障，同时伴有失灵保护动作，可初步分析为线路故障，母线开关拒动并导致母线失压

若母差保护动作，2条母线同时跳闸，可能是母联死区故障或母线发生相继故障

(2)结合其他信息综合判断，母线失压后，调度人员除应及时了解事故场站的保护动作情况外，还应询问周围场站的录波器是否启动，相邻线路保护有无高频呼唤等情况，以此判断一次设备是否发生短路故障，并排除保护误动的可能性。

班人员应充分利用一切信息，综合故障发生的声音，火光位置及保护动作情况，初步判断故障相及故障点，并迅速组织人员检查。现场如有一次设备操作，可考虑现场值班人员存在误挂接地线，误拉开关等情况。因操作设备发生故障的几率较大，现场值班员应立即停止操作，迅速对涉及的设备进行外观检查，发现故障点并立即隔离。

若场站有检修工作或二次回路保护正在检修时发生母线失压事故，则存在保护误动或人为误碰出口的可能。

同一场站的2条母线同时跳闸的原因可能为：母联死区故障（即母联开关和

CT间故障）。母线相继故障，母差保护存在问题。这时要根据现场汇报的情况综合考虑，尽快确定故障原因。在确定非保护误动后，应指示现场人员首先检查母联开关间隔。之后再逐步检查个开关间隔的母线刀闸。通过有针对性地外部检查，可缩短查找故障点的时间。

事故原因的判断流程见图1

母线失压事故的处理

当母线发生故障或电压消失后，现场运行人员应立即汇报值班调度员，同时将故障或失压母线上得开关全部断开。若厂用或站用电源消失应立即设法恢复其电源。随后，现场值班人员应立即对停电母线进行外观检查，并把检查情况及保护动作情况及时报告当值调度员，调度员应按下述原则处理

(1)若确认是保护误动作，应立即恢复母线运行，若是连接在该母线上元件故障越级造成的母线失压，应将故障元件隔离后恢复母线运行。

(2)若有明显的故障点可以隔离。应迅速将故障点隔离，并恢复母线运行。(3)有明显故障点但无法迅速隔离时，若是双母线中的一条母线故障，可将其导至运行母线后恢复送电，一定要注意先拉开故障母线上得刀闸后再合正常母线上得刀闸。

(4)找不到明显故障点时，可对停电母线试送电一次，此时，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件的可对故障母线零起升压，正常后再与系统并列。

母线失压事故案例分析

1． 事故经过

某电厂200kV开关站采用SF6封闭式组合电器(简称GIS)，2004年12月3日，4号机组开机并网后，报“4号发变组差动回路异常”经多方排查，初步判断原因为4号发变组差动电流互感器4BA6相内部断线。12月6日对电流互感器4BA6 B相进

行检查处理，票中的安全措施有断开204开关，拉开204C刀闸、20413刀闸。合204D0地刀等。12月7日，检修持票将该间隔4BA6 B相气室内SF6气体抽至零表压后(该气室内还有1个大气压的SF6气体)，打开B相气室端盖，对断线进行处理后回装好端盖，在对气室抽真空时，报“220kV D母线复合电压动作”。“22OkV D母线保护动作，连接D母线上的所有元件全部跳闸，D母线失压，事故后立即停止4BA6断线处理作业面相应的工作，组织人员对D母线保护装置进行全面检查，经检查保住装置未见异常，保住动作正确，排除D母线保护误动的可能。同时，D 母线转检l"e，组织人员对D母线保护范围内的所有设备外观、绝缘等进行排查试验。当打开204[3刀闸的观察孔时，发现204D刀闸B相静触头屏蔽罩已击穿，其他地方未见异常，确定D母线保护动作的原因：220kV204D 刀闸B相静触头对设备外壳放电。

2．事故原因分析(见图2)(1)从开关站4号机发变组进线间隔示意图2可以看出，间隔内的SF6气体用盆式绝缘子分隔成不同的气室，电流互感器4BA6、204D刀闸同处一个气室，2O4D刀闸的静触头直接连在D母线上，带有22OkV电压。为了处理电流互感器4BA6 B相断线故障，必须抽出该气室的SF6气体开盖进行，处理过程中该气室一直保持1个大气压的SF6气体【即零表压的SF6气体)，经厂家出厂前试验。此种情况可以耐受额定电压，因此204[9刀闸静触头没有对外壳放电。故障处理完后回充SF6前，必须对该气室进行抽真空，抽真空的过程中绝缘强度不断降低，降至击穿强度时204[3刀闸静触头对外壳放电，造成触头屏蔽罩击穿，D母线失压。这是事故的直接原因。

(2)检查处理断线故障前。检修人员对GIS开关站设备性能掌握不全面，特别是GIS各气室间隔位置不清楚，在制订安全技术措施时考虑不周全，没有将与之相连的D母线停电。是导致事故发生的主要原因。

(3)厂内的技术管理不到位，GIS开关站各间隔气室位置图未整理成册，人员不了解GIS开关站各间隔室的具体情况，是导致事故发生的一个重要原因。

(4)厂内的安全管理不到位，对重大设备缺陷的处理不当，开工前未召开安全技术分析会、未制定安全技措施，设备缺陷的处理不当大设备缺陷的处理不当，开

工前未召开安全技术分析会、未制定安全技术措施，也是导致事故发生的一个重要原因。

3．防止事故再次发生的措施及对策（1）请制造厂有关人员或专家到现场对GIS使用维护等进行讲授指导，使全厂人员进一步熟悉GlS设备内部结构．掌握设备的性能和操作维护，避免类似事故发生

(2)加强技术管理工作，修编和完善机电设备检修维护规程及其他设备检修维护规程。绘制GlS各间隔气室平面布置图，完善厂内相关图册

(3)加强安全管理。对重大缺陷的处理，在开工前一定要组织各相关部门人员召开安全技术分析会．制定出行之有效的安全技术措施、实施方案及危险点控制措施，严格按制定的方案措施组织施工。

(4)强化职工的安全理念，牢固树立“安全第一” 的思想，深入学习安全规程和设备检修规程等规程规范并严格执行。使职工的工作规范化、制度化，消除工作中人的不安全行为和物的不安全状态，保证正常的安全生产。

(5)对于设备制造安装存在的质量问题，利用电厂一年一度的小修机会，按间隔对GIS进行检查性检修，排除设备制造安装过程中因质量问题带来的不安全因素。

事故预防措施要点

从上述分析可以看出，采取以下措施可以有效减少母线失压事故的发生：(1)重视和加强继电保护装置的运行和维护，及时消除二次回路和装置上的缺陷和隐患，满足“四性”要求。

(2)加强对设备的巡检，提高设备管理水平和检修质量。

(3)加强安全培训，提高安全意识，严格执行各项安全制度，防止人为事故的发生。

(4)通过事故演习、定期培训等形式，提高运行人员的事故处理能力。(5)合理安排母线及检修方式，减小任一母线故障对系统造成的影响。(6)搞好电网规划建设，进一步加强重要供电小区的改造。(7)保证及提高母差保护投入的可靠性。

(8)母线停电前应切实落实各项安全措施，做好事故预想。

事故处理的准确、迅速是电网安全稳定运行的重要保证。电网运行人员应熟悉母线失压事故的处理方案，同时采取有效措施．以防止母线失压事故的发生，降低事故影响，提高事故应对能力。

参考文献 况华，洪贵平，张叶．云南电网母线失压事故分析和处理[J]．云南电力技术，2003；(6)2 徐宇新．湖南电网220kV母线失压事故简析[J]． 电网技术，1998；(4)3 国家电力调度通信中心． 电网调度运行实用技术问答[M ]． 中国电力出版社，2000；(1)

第五篇：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；