贵溪电厂典型事故预案
典型事故预案
1 范围
本标准规定了贵溪项目运行部预防典型事故与事故发生后的应急处理方案和措施。
2 适应范围
本标准适用于贵溪项目运行部开展各种反事故措施的工作。
3 程序与规定
3.1 防止汽轮机超速事故的措施
3.1.1 引起汽轮机超速的原因
3.1.1.1 调节系统存在缺陷：
（1）主汽门、调速汽门不能正常关闭或漏气量太大；
（2）调节系统迟缓率太大或调节部件卡涩；
（3）调节系统速度变动率过大；
（4）调节系统静态特性不良；
（5）调节系统整定不当；
（6）机组甩负荷后，自动调节及超速限制功能迟缓或拒动。
3.1.1.2 汽轮机超速保护系统故障
（1）危急遮断器飞环卡涩不动，或动作转速过高；
（2）危急遮断器滑阀卡涩；
（3）主汽门、调节汽门卡涩；
3.1.1.3 运行操作不当：
（1）汽封调整不当使油中带水，导致调节保安部套锈蚀和卡涩； （2）超速试验时操作不当，升速过快；
（3）超速试验时蒸汽参数太高（额定或接近额定）；
（4）升速时选择升速率超过规定值；
（5）蒸汽品质不合格，造成主气门，调节气门卡涩。
3.1.1.4 油品质不合格造成调节保安部件卡涩
3.1.1.5 机组甩负荷时，抽气管道逆止门关闭不严或拒动，大量的蒸汽进入汽轮机造成超速。
3.1.1.6 机组出现超速预兆时，处理不果断延误了时机引起进一步超速。
3.1.1.7 未按规程做超速试验。
3.1.2 汽轮机超速时的象征：
（1）机组转速飞升至3300rpm以上；
（2）机组振动增大；
（3）机组运行声音异常；
（4）主油泵出口油压升高。
3.1.3 汽轮机超速的危害：
汽轮机超速后，将造成以下危害的一种或几种，危害程度取决于超速值及持续时间等。
（1）断叶片；
（2）轴瓦损坏；
（3）发电机转子损坏；关系
（4）机组动静磨檫，转子、汽缸永久变形、轴系断裂；
（5）机组转子飞出。
3.1.4 防止汽轮机超速的措施
3.1.
4.1 运行方面：
（1）各种超速保护均应投入运行，超速保护不能可靠动作时禁止将机组投入运行或继续运行。
（2）坚持定期做主气门、调节气门和抽汽逆止们、高排逆止门活动试验
（3）坚持按规定进行危急保安器试验，包括喷油试验和提升转速试验，提升转速试验之前必须验证手动打闸合格。
（4）正常停机时，在打闸之前，应确认主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门无卡涩现象。
（5）定期检查油质，防止调节系统和保安系统部件锈蚀和卡涩，油质不合格的透平油和抗燃油不得使用，发现油质下降时，应及时处理并增加有关的活动试验次数。
（6）油净化装置、滤油装置能够保持运行状态，连续地或定期地对油质进行处理。
（7）坚持按规定做主气门、调节气门的严密性试验，并合格；
（8）汽封应调整好，以防止油中带水，导致调节保安部套卡涩。 （9）进行提升转速试验时，升速应平稳，幅度不得过大，以免使转速突然升高，注意不宜使机组在高转速下停留时间过长，严禁在额定参数或接近额定参数下做提升转速试验。
（10）发现蒸汽品质下降或不合格时，应增加主气门、调门和抽汽逆止门的活动试验次数。
（11）应经常检查调节保安系统有无漏油，发现漏油及时处理。 （12）调节保安系统及其它系统出现危及机组安全的设备缺陷时，必须及时消除，严禁带病运行。
（13）当机组出现甩负荷时，密切监视转速和机组保护动作情况，防止超速事故发生，检查各主气门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门、BDV阀等动作正常，否则应手动操作。
（14）定期进行反事故演习，保证在机组出现超速现象时能判断准确，处理果断，保证机组安全。
3.1.
4.2 检修方面：
（1）坚持进行调节系统静态特性试验，保证符合规定；调节系统的性能应能使机组突然甩去满负荷时控制机组转速在危急保安器动作转速之下，使机组维持在3000rpm稳定运行。
（2）配汽机构膨胀间隙应调整适当，并保持在热态时，调节气门能关闭严密。
（3）危急保安器脱扣间隙应调整得当，保证飞环出击后能使机组遮断停机。
（4）保证主气门、调节气门、抽汽逆止门动作灵活，关闭严密。 （5）经常检查机组转子对轮螺栓完好，如有裂纹或断列时及时更换。
3.1.5 超速后的处理：
（1）如机组出现超速时，应注意监视OPC动作情况，危急保安器遮断情况、电超速动作情况；
（2）以上保护拒动，则按照破坏真空紧急停机处理，手动遮断，并对相关联动的抽汽逆止门、高排汽逆止门、高排逆止门联动情况的检
查，如未联动手动操作。
3.2 防止汽轮机叶片断裂事故的措施
3.2.1 叶片断裂的原因：
（1）叶片机械损伤：通流部分进入杂物，进汽部分及通流部分部件脱落，动静部分发生磨檫，叶片制造中存在缺陷等。
（2）汽轮机发生水冲击。
（3）叶片固有频率不合格。
（4）汽水蚀（冲刷）损坏。
（5）运行工况不当：
A.偏离规定的周波运行，叶片落入共振区；
B.蒸汽流量超限，机组过负荷；
C.蒸汽品质不合格；
D.蒸汽参数不稳定或偏离设计值；
E.长时间空负荷或低负荷运行。
3.2.2 叶片断裂的确象征：
（1）机组振动突然增加或剧烈振动；
（2）汽轮机内部发生不正常的金属撞击声，蒸汽通流动部分发出不同程度的磨檫声；
（3）加热器及抽汽管道发生金属撞击声；
（4）叶片断裂损坏，如打坏凝汽器铜管，导致凝汽器水位上升，凝结水硬度、导电度增大；
（5）在蒸汽参数，真空不变工况下，阀门开度比以往同负荷时增大； （6）汽机断叶片，上述情况不一定同时出现，但要仔细观察，并会同专业人员共同分析。
3.2.3 叶片断裂危害：
（1）损坏汽轮机通流部分；
（2）机组发生异常振动，损坏轴承轴瓦；
（3）引起机组动静部分磨檫，转子弯曲；
（4）损坏凝汽器、加热器等设备。
3.2.4 防止叶片断裂的措施：
（1）加强化学监督，保证蒸汽品质、水质符合设计要求，硬度、联氨、氧、铜、铁在规定范围内；
（2）机组启动充分疏水，冲转参数符合规程要求；
（3）运行中严格控制蒸汽参数在规定范围，防止蒸汽参数突增突降，严禁机组长时间超温超压运行；
（4）禁止机组长时间过负荷，特别是防止机组在低周波下过负荷运行；（5）严格控制监视段压力在规定范围内，特别是在高加切除时，尤其要保证监视段压力不超限，机组不超负荷；
（6）机组启、停和正常运行中，应该注意听汽机声音，加强对机组振动的监视；
（7）保持凝汽器、除氧器及高、低加在正常水位下运行；
（8）禁止机组长时间空负荷运行，空负荷运行中，应严格监视、控制低压缸排气温度≯80℃；
（9）超速试验时，应严格控制机组转速不超过3360rpm，达到此转速值应立即打闸停机；
（10）运行中一旦发现叶片断裂，应立即按紧急停机处理，避免扩大事故。
3.3 防止汽轮机进水、进冷汽事故的措施
3.3.1 进水进冷汽的原因：
（1）汽轮机在低负荷时，凝结在汽缸底部而未被疏掉的疏水进入汽轮机；
（2）主蒸汽管道内凝结的疏水未及时疏掉而进入汽轮机；
（3）锅炉过热器减温器的减温水调整不当或故障造成汽轮机进水； （4）锅炉汽包水位失控造成满水，炉水进入汽轮机；
（5）锅炉再热器减温器的减温水调整不当或故障造成汽轮机进水； （6）冷、热段再热管道内凝结水未及时疏掉而进入汽轮机；
（7）各抽汽管道凝结水未及时疏掉倒入汽轮机；
（8）高、低加、除氧器满水而抽汽逆止门卡涩或关闭不严，冷汽、冷水进入汽轮机；
（9）厂用汽沿抽汽管道倒入汽轮机；
（10）轴封汽减温水沿轴封管道进入汽缸；
（11）机组启、停时汽轮机疏水系统不畅通，向汽缸内返水、返汽； （12）机组停机时凝汽器灌水水位太高；
（13）主、再蒸汽过热度不够（低于50℃），主、再热蒸汽压力变化时，使主再热蒸汽管道内出现大量饱和水（汽），进入汽轮机； （14）汽轮机出现进水预兆时，判断不准确，处理不果断，延误了停机，造成汽轮机进水；
（15）在机组热态或极热态条件下向轴封送汽，若汽封管路疏水不畅、疏水不充分或减温水调整不当，使轴封进水。
3.3.2 汽轮机进水进冷汽的象征：
（1）主、再热蒸汽温度急剧下降；
（2）水冲击发生时，从蒸汽管法兰、汽封、汽缸接合面处冒出白汽或溅出水滴，并清楚地听到汽管或汽轮机内有水冲击声；
（3）负荷下降；
（4）轴相位移增大，推力瓦温度急剧升高；
（5）机组振动增大，严重时会发生强烈振动；
（6）机组胀差异常；
（7）机组内部有异音；
（8）汽缸缸温上下温差大；
（9）加热器显示水位高，且抽汽管壁上下温差大。
（以上现象不一定同时出现）
3.3.3 汽轮机进水进冷汽危害：
汽轮机进水、进冷汽将造成以下汽轮机损伤的一种或几种，其损伤的程度取决于进水、进冷起数量、进水部位、持续时间、金属零件的初始温度、汽轮机的转速及蒸汽流量。
（1）推力轴承损伤；
（2）叶片与围带损伤；
（3）转子和汽缸应力过大甚至裂纹；
（4）汽封齿等动静部件磨檫破损；
（5）汽缸及转子永久变形；
（6）汽缸振动，引起基础及管道损伤。
3.3.4 汽轮机防进水、进冷汽的措施：
（1）加强汽轮机本体及主蒸汽、再热蒸汽及抽汽等蒸汽管道上疏水的监控，确保其疏水畅通，尤其是机组启动时更要加强监视，要通过比较疏水阀前后温度等检查疏水阀是否畅通的办法进行检查；
（2）加强对汽包水位的控制，严禁高水位运行，防止蒸汽带水，严格控制好升负荷率、升速率和开旁路的速度；
（3）锅炉过热器及再热器的减温水的调整应平稳可靠、雾化良好，严密监视主汽及再热器温度变化；
（4）投旁路时应注意减温水的调整；
（5）按规定定期对各抽汽管道逆止门做活动试验 ，确保灵活可靠，发现卡涩及时处理，近期不能处理，应隔离该抽汽管道，严禁抽汽逆止门卡涩时继续运行；
（6）对除氧器、高加、低加的水位要加强监控，水位控制报警信号正常，疏水调节阀灵活可靠；
（7）每个运行人员必须熟系全部热力系统的走向、作用，严防误操作，使厂用低温蒸汽沿抽汽管道倒入汽轮机，杜绝人为使汽轮机有进水进冷汽因素；
（8）轴封蒸汽投入时，应充分暖管，加强疏水，确保管道无积水，蒸汽应有不低于50℃的过热度。运行中应注意减温水调节失灵、轴加风机跳闸、轴加满水等造成低压轴封带水，注意保证轴封汽源始终处于热态备用；
（9）汽机停机后，严防除氧器、高加、低加的水及低温蒸汽进入汽缸，密切监视汽缸上、下温差的变化；
（10）预暖蒸汽应有不低于50℃的过热度予暖结束，以防冷汽进入汽缸；在用空气快冷时，应该充分疏水后再投入合适温度的空气进行快冷； （11）监视汽机疏水系统畅通，机组启停时疏水阀门切换应不影响疏水畅通，疏水自动失灵时应手动控制；
（11）机组停机时，凝汽器水位应控制在最高水位以下；
（12）机组启、停、运行时蒸汽参数应控制在规定范围；
（13）当汽轮机出现进水预兆时，应判断准确，果断处理，不可延误时机，反之进水事故的扩大。
3.3.5 汽轮机进水进冷汽的处理：
（1）迅速破坏真空紧急停机；
（2）立即检查汽轮机本体及有关管道的疏水自动打开，如未联动开启，则应手动开启；
（3）正确记录转子惰走时间和分析转子惰走时间的变化，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部的声音，如转子卡住，则设法将转子每隔一小时盘车一次；
（4）汽机转子停转，立即投入盘车，测量大轴弯曲变化值；
（5）如惰走时未听出异声和转动部分有磨檫声，同时惰走时间、轴向位移、差胀、推力轴承、轴瓦温度均正常，充分放尽疏水，机组偏心、上下缸温差恢复正常后，联系值长重新启动。启动后仔细听机内声音、检查轴向位移、推力轴承温度、胀差、振动等是否正常；
（6）如在水击时，轴向位移超限或惰走时间明显缩短、推力轴承金属温度超限或汽机内部有异音和转动部分发生磨檫，应先检查推力轴承而后揭缸检查。
3.4 防止汽轮机振动大事故的措施
3.4.1 汽轮机振动的原因
（1）轴瓦油膜振荡（破坏）
（2）机组负荷、参数突变
（3）汽轮机发电机组发生动静磨檫。
（4）汽轮机发生水冲击。
（5）汽轮机断叶片引起转子不平衡。
（6）发电机静子、转子电流不平衡。
（7）汽轮发电机组轴系不平衡。
（8）汽轮机两册膨胀不均，滑销系统卡涩，机组均匀膨胀受阻。 （9）汽轮机转子弯曲。
（10）润滑油温、油压波动大。
（11）轴承座及汽缸台板受热膨胀，改变了汽轮发电机组轴系中心。
（12）发电机密封油温或氢温调整不当。
3.4.2 机组振动象征：
（1）机组声音异常。
（2）轴承振动大报警，实测振动值增大，轴承温度升高。
（3）剧烈振动时，汽机保温层脱落。
3.4.3 机组振动大的危害：
（1）引起机组重大恶性事故如：油系统着火、机组断轴、叶片断裂、轴瓦推力瓦磨损、大轴产生裂纹等。
（2）引起机组动静部分磨檫、基础松动。
（3）缩短机组寿命。
3.4.4 汽轮机振动大的防止措施：
3.4.4.1 防止机组大轴弯曲：
（1）控制汽缸上下缸温差。
（2）启停机组中防止冷气冷水进入汽缸。
（3）严格控制轴向、纵向间隙，防止动静磨檫。
（4）正常盘车。
3.4.4.2 防止发电机组轴系中心线改变：
（1）轴系严格找正，机组动静平衡合格。
（2）控制低压缸排气温度不超过80℃。
（3）减少轴承座受热变形。
3.4.4.3 防止油膜振荡：
3.4.4.4 工作转速避开机组共振区，越临界转速时，应平稳迅速，不得停留。
3.4.4.5 控制机组进汽参数，监视汽机本体有关的连接管疏水，控制各加热器、除氧器水位，防止汽轮机进水进冷汽。
3.4.4.6 控制增减负荷速度，避开引起机组较大振动的负荷点。
3.5 防止汽轮机大轴弯曲事故的措施
3.5.1 大轴弯曲的原因：
3.5.1.1 制造装配方面的原因：
（1）转子残余应力过大。
（2）转子圆周方向材料不均。
3.5.1.2 安装检修方面的原因：
（1）汽轮机的径向动静间隙过小。
（2）中心不对，以至转子和汽缸同心度有偏差。
（3）抽汽管道等接口强行对接，残余应力使汽缸中心偏斜。
3.5.1.3 运行方面的原因：
（1）启动过程中，汽缸、法兰金属温差超限，使汽缸严重地径向变形，出现侧弯曲和猫拱背现象。
（2）启动过程时，差胀严重超限，发生轴向动静磨檫现象，使局部过热。
（3）汽机进水、进冷汽。
（4）机组剧烈振动。
（5）转子静止后，未能及时投入盘车装置，未充分直轴。
（6）由于轴向推力增大，推力瓦过负荷超限损坏，使动静间隙消失，磨檫造成局部损坏，转子热弯曲。
（7）启动过程中，盘车投入时间过短，或在投入轴封后盘车出现异常跳闸或停运，造成转子出现临时的大轴弯曲。
3.5.2 大轴弯曲的象征：
（1）启动或运行中振动明显增加，有明显的金属磨檫声。
（2）打闸后机组惰走时间明显缩短，严重时盘车不动，盘车电流大或大幅度摆动。
（3）大轴弯曲超值（超过原始值0.03mm以上）。
3.5.3 大轴弯曲的危害：
转子弯曲较大时 ，正是汽缸弯曲也比较大的时候，这时动静部分之间径向间隙将消失，若此时启动，转子的弯曲部分将与隔板汽封发生磨擦，磨擦不仅造成汽封的损失，还会使转子的弯曲部分产生高温，局部高温又加大了转子的弯曲，使磨擦加剧，以致发生恶性循环，导致大轴产生永久性弯曲，使机组发生强烈振动，严重时会损坏隔板、动叶、轴承，导致设备报废。
3.5.4 防止大轴弯曲的措施：
3.5.
4.1 汽轮机冲转前必须符合下列条件，否则禁止启动。
（1）大轴晃动值不超过原始值0.03mm。
（2）高压外缸上、下温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。
（3）主蒸汽温度至少高于汽缸最高金属温度50℃，并应有50℃以上的过热度。
3.5.
4.2 冲转前，连续盘车不少于4小时，并尽可能避免中间停止盘车，如果发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。
3.5.
4.3 严禁在转子静止状态下向轴封供汽，热态启动时，应先送轴封，后抽真空，轴封供汽温度与轴封处金属温度差不应大于规定值，送气前轴封管路应充分暖管疏水。
3.5.
4.4 冲转参数必须达到规程规定的参数方可冲转。
3.5.
4.5 机组启动时必须投入轴向位移等保护。
3.5.
4.6 启动升速过程中应有专业人员监视机组振动，振动值必须在规定的范围内；如振动突然增加，机组声音异常，机组内有异常响声时立即打闸停机，停机后 必须经过认真分析原因，采取相对措施，方可慎重地再次启动，如果惰走时间有明显缩短，禁止连续盘车，采取间断盘车直至转子弯曲正常后再投入连续盘车。
3.5.
4.7 机组启停及增减负荷过程中，应加强对胀差的监视，根据差胀的变化趋势，适当控制蒸汽参数及增减负荷的速度。防止差胀超限而发生动静磨擦。
3.5.
4.8 负荷骤变时，应注意气温的变化，振动、轴向位移、胀差的变化，如有异常超限，应立即打闸停机。
3.5.
4.9 当主蒸汽过热度较低时，调速汽门的大幅度摆动有可能引起汽轮机一定程度的水冲击，此时应严密监视机组振动、差胀、轴向位移等数值，如有异常应立即打闸停机。
3.5.
4.10 机组在启停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数及汽缸温度的变化，并保持蒸汽有一定的过热度，要避免气温大幅度变化。
3.5.
4.11 停机后按规程要求投入连续盘车，汽缸内有明显的摩擦声，盘
车电流晃动或较正常增大时，应停止连续盘车，改为定时盘车180度，如动静部分摩擦严重，盘不动时，不可强制盘车，如发现转子已有较大弯曲时，应按下列规定盘车直轴。
3.5.
4.12 停机后应认真监视凝汽器及除氧器水位，防止凝汽器或除氧器满水进入汽轮机，造成转子弯曲。
3.6 防止汽轮机轴瓦损坏事故的措施
3.6.1汽轮机轴瓦损坏的原因：
（1）由于油系统误操作引起的缺油、断油。
（2）由于油系统存在大量空气未排出，造成机组瞬间断油烧瓦。 （3）在开停机过程中，由于交流油泵和直流油泵同时故障造成轴瓦断油，或运行中主油泵或注油器失常，造成系统油压偏低。
（4）由于油系统油质不良造成机组轴瓦烧损。
（5）由于油系统安装时遗留的棉纱条等堵住进油管造成机组轴瓦缺油烧损。
（6）由于轴瓦转动，造成进油口错位断油，造成轴瓦烧损。
（7）由于轴瓦乌金表面修刮不合格，轴瓦位置安装不正，使各间隙不合要求，造成轴瓦内润滑油及负载分布不均，引起局部出现半干摩擦迅速增大，轴承温度升高。
（8）推力瓦、推力盘松弛或偏斜，使瓦块长期承受冲击性负荷，轴瓦乌金脆化，发生裂纹，以致剥落等。
（9）对于推力瓦，由于运行中工况变化（如突然甩负荷、水冲击、蒸汽品质不好叶片结构等）使转子轴向推力过大，油膜太薄，以致发生干摩擦，温度升高。轴承乌金熔化。
（10）运行中油压、油温大幅度波动、油质乳化。
3.6.2 轴瓦损坏的象征：
（1）轴承温度升高，声光报警，回油温度上升。
（2）机组振动大，严重时冒烟，有摩擦声。
（3）润滑油压波动大。
（4）推力瓦烧坏时，轴相位移增大，并发出声光报警。
（5）转子串动大，差胀变化大。
（6）打闸后，转子惰走时间短。
3.6.3 汽轮机轴瓦损坏的危害
（1）损坏轴承，使大轴和轴承干摩擦，磨损轴径。
（2）轴瓦损坏，大轴下移，径向间隙减小或消失，使动静产生摩擦，转子产生永久性弯曲。
（3）推力瓦烧坏，使轴向动静间隙消失，造成动静摩擦，损坏静叶、动叶。
（4）振动增大或剧烈振动，使机组损坏。
3.6.4 防止汽轮机轴瓦损坏的措施：
3.6.
4.1 油箱油位正常，油位计指示分明，油位高低声光报警信号应定期试验，油箱应该定期放水，加强化学监督，水量多时应缩短放水周期并分析原因，设法消除。
3.6.
4.2 润滑油系统低油压联锁保护，声光报警装置应完好，并定期进行试验。系统油压低，如果联锁未动作则应手动启动交直流油泵，保证油压正常。
3.6.
4.3 启动及运行中，机组各轴承进油压力应正常，回油油流及各轴承温度、回油温度应正常。
3.6.
4.4 禁止在高负荷，蒸汽参数低，流量大的工况下运行，防止汽轮机发生水冲击，通流部分堵塞，造成推力瓦过载，乌金烧坏。
3.6.
4.5 在机组油系统着火时，应迅速采取破坏真空紧急停机方式，在机组安全停运下来后，方可允许事故排油等措施，以防止汽轮机油系统着火时，造成机组断油烧瓦。
3.6.
4.6 在机组运行时加强对机组油滤网差压的监视 ，防止滤网冲破、滤网碎片进入各轴瓦后导致各瓦的损坏。
3.6.
4.7 发现下列情况应立即破坏真空紧急停机：
（1）任一轴承回油温度超过75℃或轴承断油冒烟。
（2）轴承润滑油压下降到规定的停机数值。
（3）轴承乌金温度升高到115℃，推力瓦乌金温度上升到110℃。 （4）主油箱油位下降到停机油位。
（5）汽轮机油系统着火、油管破裂。
3.6.
4.8 油系统检修时，应加强对主机油系统清洁度的管理，防止渣子
留在各轴瓦后导致各瓦的损伤，防止进油通道堵塞或进油管道漏油。
3.6.
4.9 在机组运行中，如出现系统油压低，则启动交直流油泵。
3.7 防止油系统着火事故的措施
3.7.1 油系统着火的原因：
油系统着火必须具备的条件：系统有漏油的地方，附近有火源（火种或
保温不良的热体）
（1）加工、安装不良引起漏油，渗油遇高温或外来或火源引起着火。 （2）油系统附近存在易燃易爆品，由于安全措施不当引起着火。
（3）油系统附近电气设备绝缘不良。
（4）流动吸烟。
（5）氢系统泄漏引起氢爆。
（6）灭火过程中处理不当导致火灾扩大。
（7）现场消防器材不足湖使用不当，延误时机导致火种蔓延扩大。
3.7.2 油系统着火的象征：
（1）着火点有烟冒出，有明火或暗火；
（2）周围有焦糊味和油烟味。
3.7.3 防止油系统着火的措施：
3.7.3.1 现场应在醒目处设置严禁烟火警告牌。发电机充氢运行时，现
场动明火工作应严格按照明火安全手续办理。
3.7.3.2 油系统安装完毕应进行认真验收，油系统打压试验合格，油管
道支吊架布置合理完好，法兰有防护罩，靠近油系统的高温高压管道保
温良好。并有铁皮防护罩，热体保温良好。保温层表面温度不大于50℃
否则应该更换保温层。
3.7.3.3 仪表管交叉处应有一定间距，防止管道振动互相摩擦。
3.7.3.4 轴承座台板疏油槽疏油管应畅通。
3.7.3.5 油系统运行时应经常巡回检查，发现有漏油，渗油现象时，必
须查明原因及时消除。漏出的油及时擦净，若运行中无法消除而又可能
引起着火时，应采取果断措施停机处理。
3.7.3.6 运行现场禁止存放易燃易爆品。
3.7.3.7 若有油漏入保温层中应将保温层及时更换。
3.7.3.8 氢系统附近应设置禁止烟火的标牌。
3.7.3.9 现场应配备足够数量的消防器材，且处于完好的备用状态，现场消防水源应保证充足可靠，消防水设备完整好用，并禁止随便移用，现场建立消防责任制，运行及有关人员应熟悉消防设备的使用方法。 3.7.3.10 运行人员应经常有针对性的进行防火反事故演习。
3.7.3.11 在油系统附近有明火作业时，应作好安全措施。
3.7.3.12抗燃油在高温下是有一定毒性的液体，对人体有一定的刺激性，工作或明火时应特别注意。抗燃油对某些电缆包皮（聚乙烯材料）及油漆有很强的分解作用，当上述材料接触到抗燃油时，就会软化起泡。在使用及事故情况下，应特别注意。
3.7.4 油系统着火的处理：
3.7.
4.1 运行中发现油系统着火，如属于设备或法兰结合面损坏，喷油起火时，应立即破坏真空停机，同时进行灭火。为了避免汽轮发电机组轴瓦磨损，在惰走时间应维持润滑油泵运行正常。
3.7.
4.2 地面油着火应用干式灭火器灭火，也可以用干沙灭火；灭火后应立即清理现场。
3.7.
4.3 电气设备着火，应迅速切断电源，用干式灭火器或1211灭火器灭火，若不能立即切断电源，可使用二氧化碳灭火器灭火，不允许用非绝缘性灭火器灭火。
3.7.
4.4 若是漏在保温层上的油着火，灭火后应更换带油的保温层。 3.7.4.5 油箱或油系统着火时，转子停转后，应立即开事故放油门，根据火情及惰走时间，决定油箱的油是否放尽。
3.7.
4.6 当火情尚未威胁机组运行时，应设法控制火势蔓延，并尽快扑灭，保证机组安全运行。
3.7.
4.7 其它油系统着火时，应迅速采取有效措施补救，当威胁设备安全时，应迅速隔离或部分停止。
3.7.
4.8 在处理抗燃油着火时，尽量不要使抗燃油溅到人身上或其他设备上。
3.7.
4.9 在处理油系统及抗燃油系统着火事故过程中，在保证扑救人员
不发生窒息情况下，防止火灾区人为的空气对流，降低助燃条件。
3.8 防止氢气爆炸事故的措施
3.8.1 氢气爆炸的原因：
（1）系统有氢漏出。
（2）附近有火源。
（3）氢系统附近有易燃易爆品。
（4）氢系统附近电气设备绝缘不良。
（5）流动吸烟。
（6）氢压力过高，破坏油封造成系统漏氢。
3.8.2 氢气爆炸的象征：
（1）氢气系统着火可能出现的部位：
A、发电机内部着火，爆炸。
B、电机外部管道着火。
（2）氢气系统着火可能出现的现象：
A、外部管道着火：氢气系统着火火焰显蓝色，在着火点有蓝色火焰，
且有可能有“噼里啪啦”的声音。
B、机内部着火爆炸一般仅可能在置换氢气过程或发电机内氢气纯度
过低时出现，此时发电机内部温度急剧升高，且有异音，有浓的绝缘烧焦味，发电机内部有油烟气冒出，如果是爆炸则有巨响，同时发电机如在运行则可能跳闸。
C、漏氢检测仪，有漏氢信号发出。
D、系统氢压降低。
3.8.3 防止氢气爆炸的措施：
3.8.3.1 氢气系统的操作必须严格遵守《电力设备典型消防规程》和《运行规程》的规定。
3.8.3.2 发电机气体置换必须严格执行操作票制度，且经安全部门领导批准，值长下令后方可执行。
3.8.3.3 现场的一切明火作业必须严格执行动火工作票制度。
3.8.3.4 气体置换前风压试验必须合格。
3.8.3.5 气体置换时必须以气体CO2为中间介质。
3.8.3.6 气体置换前，密封油系统必须运行正常，差压平衡阀动作良好，防爆风机运行正常。
3.8.3.7 气体置换及正常运行时，氢气场所应挂“严禁烟火”警告牌。
3.8.3.8 置换前备有足够的CO2,且经化学化验合格CO2的纯度>98%，湿度<1%，否则禁止使用。
3.8.3.9 排气管道畅通且排气口设置在宽广的空间处。
3.8.3.10 现场照明可靠，碰撞易产生火花的工作停止进行，距氢气设备12m 内的照明回路应用防爆门和防爆开关。
3.8.3.11 置换工作应在静止或盘车状态下进行，整个置换过程分管安全的领必须在场。
3.8.3.12 充排氢时。应缓慢进行，待化学测定一个过程合格后，方可进行下一个过程的操作。
3.8.3.13 在机房内禁止烟火，在需要动火工作时必须办理动火工作票，工作前必须测量氢气浓度，不得超标且作好防范工作，且禁止穿有铁钉的鞋，且在对氢气系统部分进行检修时必须将运行、检修设备和系统之间加装堵板进行隔离，并对检修部分进行氢气置换。严禁带氢气进行作业。发电机附近严禁烟火和电、气焊作业，消除碳刷冒火，检修前的热态试验等必须在氢浓度合格后进行，以防止火花引起氢爆。在带氢运行时在氢气系统及发电机周围5m以内禁止使用铁制工具。对氢系统进行检漏计检查，氢气干燥器排污等工作结束之后，应将相应阀门关死。在氢气系统补氢或置换，排污时严禁剧烈地排、补氢，以防止由于摩擦产生自然。
3.8.3.14 发电机充氢运行时，检氢装置应投入运行，并加强巡视。在机房内相应氢气管路附近备好消防器材，且备好保温材料（最好为湿的），氢气纯度必须在96%以上，含氧量在2%以下；保证密封油系统正常运行；正常运行时应保证消防器材的
3.8.3.15 保持发电机冷却系统正常。
3.8.3.16 坚持定期分析化验制度，坚持定期排污保持氢气的纯度。
3.8.3.17 排污换气时，必须检查高层和周围地区有无焊接工作，以防焊渣下落引起爆。
3.8.3.18 氢气置换过程中不得进行任何试验及检修修工作。
3.8.3.19 发电机氢系统泄漏较大时，机房应充分通风，并采取措施及时处理，同时禁止动火工作。
3.8.4 氢气爆炸的处理：
在机组运行过程中如出现着火，应在值长的统一部署下一方面对运行设备继续进行监视，一方面组织灭火，同时向消防队报警。
3.8.
4.1 发电机外部管路着火：
（1）发电机外部管路着火时先对着火点进行隔离，如果不能隔离则应减负荷，降氢压运行，如仍不能扑灭时，则需申请停机进行氢置换。在置换氢气过程中应注意保持机内压力大于0.05MPa（表压力）；控制好排氢速度，以防火势往发电机内引。
（2）发电机外部管路着火，组织人员用泡沫灭火器或CO
灭火器，湿保温材
2
料等将与空气隔离且降温。
（3）火扑灭后，用塑胶带将漏点先裹住，继续进行置换氢气工作直至机内CO2浓度达95%。
（4）火扑灭后继续监视漏氢着火点，防止火再次复燃。
3.8.
4.2 发电机内部着火或爆炸：
（1）发电机内部着火或爆炸应紧急破坏真空停机，机侧其余操作按破坏真空紧急停机处理。在机组转速降低后，应保证连续盘车，以防止大轴弯曲。
（2）紧急排氢（控制氢气压力大于0.03MPa），且向发电机内部充CO
,直至
2发电机内火势扑灭。
（3）在确认电气已解列且相关电源已隔绝后再对内灭火，可以使用CO2或1211灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器（因为其内部为导电的硫酸铅将降低发电机的绝缘）、沙子（因为使用它将导致设备损坏）。
3.8.
4.3 杜绝机房内一切火种、火源。
3.8.
4.4 开启机房内的通风机及备用防爆风机。
3.8.
4.5 采取有效措施，控制火势蔓延，防止油系统着火。
3.9 防止除氧器超压爆炸事故的措施
3.9.1 除氧器超压的原因：
（1）高加泄漏，疏水量及疏水压力增大。
（2）高加连续排空气孔板吹损，排气量增加，锅炉连排等的排气量同时增加。（3）#3高加水位过低，三段抽气经疏水管进入除氧器。
（4）四段抽汽超压。
（5）辅汽超压而除氧器供汽调整不当造成超压。
（6）除氧器调门失灵。
（7）除氧器水位调整门调整不当造成误关。。
（8）除氧器排氧门误关。
（9）凝结水至除氧器水路中断。
3.9.2 除氧器超压的象征：
（1）除氧器压力表指示值超压。
（2）除氧器安全阀动作。
（3）四段抽汽或备用汽管强烈振动。
（4）除氧器压力高，发出声光报警。
（5）除氧器强烈振动，甚至爆炸。
3.9.3 防止除氧器超压爆炸的措施
（1）除氧器及水箱的安全门应定期校验，保证其动作可靠，整定值正确。 （2）运行中加强监视，及时检查调整，确保参数在正常范围内运行。
（3）当除氧器压力高于四抽压力时，应立即关闭四段抽汽电动门，分析原因，可分别关小高加排空气门或门杆漏汽门。检查高加疏水阀开度是否正常。
（4）如果高加疏水导致除氧器压力高，必要时停用高加；如因高加连续排空气门漏汽量大，导致除氧器压力高，可关小调门节流，维持运行。 （5）运行中安全阀动作时，应立即关闭四段抽汽电动门，压力仍不下降，应停用高加，分析超压原因。
（6）如果是辅助汽源引起除氧器超压，应立即切断辅助汽源至除氧器进汽。
3.10 制粉系统防火与自燃、爆炸
3.10.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》有关锅炉制粉系统防爆的规定。
3.10.2 严格执行《锅炉运行规程》中制粉系统系统运行和维护的有关内容。
3.10.3 经常检查并清除制粉系统内的积煤和积粉，及时消除制粉系统漏粉
点，清除漏出的煤粉,在清理煤粉时，应杜绝明火,发现积粉自燃时,应用喷壶或其它器具把水喷成雾状来灭火,不得用压力水管直接浇注着火的煤粉,以防煤粉飞扬引起爆炸。
3.10.4 定期检查并保证煤粉仓和制粉系统附近的灭火设施、灭火器材完好备用。制粉系统蒸汽灭火装置应始终处于正常备用状态,在燃用挥发份高的煤时,启动制粉系统前和停运后均要进行蒸汽吹扫。
3.10.5 磨煤机出口温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过运行规程的规定要求。确保断煤信号正常,磨煤机运行中断煤时，防止磨煤机出口温度超温。
3.10.6 制粉系统启动前，对磨煤机进行彻底检查，清除积煤积粉和木块，启动前要认真暖管。运行中防止磨煤机入口积煤并及时清除。
3.10.7 停止磨煤机时，应尽量降低磨煤机出口温度，停磨后应充分进行抽粉。
3.10.8 在煤粉浓度较大、遇火后可能发生煤尘爆炸的处所需要动火或进行焊接时，应办理动火工作票，并采取可靠安全措施。
3.10.9 消除系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。
3.10.10 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以加强监视和巡查，发现异常及时处理。
3.11 锅炉燃油系统及油罐区防火
3.11.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》的各项有关要求。
3.11.2 严格执行《锅炉运行规程》、《油区管理规定》有关燃油系统运行规定。
3.11.3 正常情况下，燃油温度控制在50℃以下，最高不超过55℃。
3.11.4 检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。
3.11.5 投、退油枪后就地应认真检查，及时发现漏油及查清漏点；炉前燃油系统漏油应及时消除，并及时清除漏油及更换被油污染的保温材料。油枪软管应定期检查更换。
3.11.6 在燃油系统进行明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的
发电厂安全事故案例分析和经验总结(含68个电厂事故分
发电厂安全事故案例 分析和经验总结 目录 大唐集团电厂三起事故的通报 (4) 托克托电厂"10.25"事故通报 (6) 关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告 (9) 华能汕头电厂1999 年2 号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报 (11) 裕东电厂#1 机组#5 轴瓦烧损事故报告 (14) 裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报 (16) 一起发电厂220kV 母线全停事故分析 (19) 宁波北仑港发电厂“ 3.10”电站锅炉爆炸事故分析 (20) 乌石油化热电厂3 号汽轮发电机组“2.25”特别重大事故详细原因分析 (24) 秦岭发电厂200MW－5 号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析 (26) 某电厂电工检修电焊机触电死亡 (27) 湛江电厂“ 6.4”全厂停电及#2 机烧轴瓦事故通报 (28) 关于2007 年3 月2 日某电厂三号锅炉低水位MFT 动作的事故通报 (30) 某厂#4 机跳闸事故分析........................................................................................ .. (31) 大唐韩城发电厂“8.3”全厂停电事故通报 (34) 托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析 (36) 沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报 (39) 广西来宾 B 电厂连续发生四起同类设备责任事故 (43) 郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析 (43) 汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考 (45) 大唐洛阳热电公司“1.23”人身死亡事故的通报 (47) 华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故 (48) 王滩发电公司“ 6.10”电气误操作事故分析报告 (49) 大同二电厂5 号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故 (53) 2006 年10 月17 日台山发电公司#4 机汽轮机断油烧瓦事故 (55) 泸州电厂“11.15”柴油泄漏事件 (58) 监护制不落实工作人员坠落 (60) 安全措施不全电除尘内触
电厂重特大生产安全事故应急预案
东华热电有限公司重特大生产安全事故应急预案 第一章总则 为了快速、高效地处理突发性事件，有效减少事故造成的人员伤亡和财产损失，最大限度地做好“稳定生产，保障电力和应急救援”工作，根据华电生[2005]1375号“中国华电集团公司电力生产安全工作规定（A版）”的文件精神，特制定东华热电有限公司重、特大生产安全事故应急预案。 本预案适用于东华热电有限公司发生的以下安全生产事故： 1、一次死亡（包括交通肇事）3人及以上或不足3人但社会影响重大的人身伤亡事故； 2、重特大火灾事故； 3、全厂对外停电事故； 4、发生自然灾害（地震、洪水等）事故； 5、重特大设备损坏事故； 6、供油中断； 7、供煤中断； 8、化学危险品发生丢失、外泄。
第二章东华热电有限公司概况 包头东华热电有限公司是由中国华电集团公司(出资40%)、北京能源投资（集团）有限公司(出资35%)和内蒙古蒙电华能热电股份有限公司(出资25%)共同投资，由中国华电集团公司控股建设的火力发电企业。公司于2003年4月2日注册成立。公司坐落于内蒙古包头市东河区国家生态工业（铝业）示范园区，110国道北侧，占地1083亩，厂区平坦开阔、交通便利、地理位置十分优越。公司规划装机容量为300万千瓦（2×300MW+4×600MW），分期建设。公司下设总经理工作部、人力资源部、财务资产部、计划发展部、设备技术部、生产运营部、安全监察部，党群工作部,基建办,定员280人。 本期2×300MW供热机组工程，总投资25.78亿元人民币，于2003年10月26日开工建设,并于2005年12月15日和12月30日实现了双投的奋斗目标。主机设备分别由哈尔滨锅炉厂、东方汽轮机厂、哈尔滨电机厂制造。 本期工程建成后可年发电3300GWh，年供热522万吉焦，新增东河区城市集中供热面积800万m2，取缔现有小锅炉495台。由于该工程采用先进的湿法脱硫技术、高效静电除尘器、利用城市中水和粉煤灰综合利用等，将对缓解包头地区的用电紧张局面、提高东河地区集中供热能力，有效改善东河区环境质量、推动包头市及周边地区经济快速发展和“西电东送”战略的实施具有非常重要的意义
电网孤网运行xx电厂事故处理预案
电网孤网运行 xx电厂处理预案 xx电网可能于9月1日与重庆解网运行，届时xx电网将孤网运行。为确保安全发供电和电网的稳定运行，根据xx发电厂110KV升压站与桥南变电站、大坪变电站、化工站电气接线的特点以及联络线、直溃线的负荷分配情况，结合我公司汽轮机组和锅炉的运行特性，（汽机1、3#机运行，锅炉1、2炉运行）特制定如下应急处理预案： 一、并网运行及负荷分配情况： 并网运行时，xx发电厂：2台机组运行（同时向新涪公司供热22T/H 左右），上网负荷38MW左右，向大坪变电站输送电负荷4MW左右（龙坪I/龙坪II各2MW），向桥南站输送电负荷15MW左右，向化工站输送电负荷18MW左右；桥南站与大坪变电站合环运行，桥南站负荷是龙桥站的直馈线的负荷)；涪陵西部电网中心站（大坪变电站），与涪陵东部电网中心站（白塔站）联络，其上挂爱溪电厂、水江电厂、青烟洞电厂等电源；化工站挂有自备电源，发电负荷8—12MW，通过龙埔线上110KV 网.(以上负荷数值时时变化,值长和电气专业值班员应随时跟踪掌握). 二、网络主要故障呈现的特点： 因特殊原因重庆电网将与xx电网解网运行，系统将受到强烈冲击，系统电压或系统周波降低，在涪陵网未安装低周减载装臵的情况下，发生频率或电压崩溃，引发龙桥运行锅炉熄火（尤其是2#炉）、#1机调速系统103%动作振荡和运行汽轮机低周超负荷，最终造成系统瓦解和龙桥发电机组厂用电中断。
三、应急处理预案： (一) xx电网孤网运行期间，锅炉疏水箱随时保持2米左右的水位， 作为除氧器的备用水源。每日白班要进行一次水质化验，保证水质合格。化学除盐水箱水位保持在4.0米以上,以备事故时大量用水。 （二）因外界冲击导致机组部分甩负荷,值长应合理调度机组负荷分配，防止Ⅰ、Ⅱ段除氧器凝结水量不均而引起满水. （三）系统周波发生小幅振荡，由于3#机组一次调频未设臵死区，故机组周波只要一发生变化，机组负荷会相应变化。机、炉值班员之间要加强协调，锅炉值班员要根据煤质情况及时进行燃烧调整，汽机值班员发现进汽参数变化时，要主动与锅炉进行联系，并根据周波情况及值长要求及时进行负荷调整，确保锅炉、汽机设备压力、温度、流量等参数在规定范围内安全运行。 （四）若各台机组因周波变化引起负荷振荡，应将1#机组的一次调频解除，防止机组间的相互干扰。 （五）在系统受到较大冲击,出现高周波高电压，汽机应立即调整负荷适应电网负荷需要，锅炉立即减弱燃烧或开启向空排汽保证过热汽压在安全范围。当1#机组转速高至3090 r/min而引起机组OPC动作时，应立即解除机组功率回路与一次调频回路，将机组的DEH由自动切换为手动运行，将机组负荷根据情况控制在某一位臵，以防止3#机组的负荷振荡。待稳定时，立即将DEH切换为自动，投入功率回路与一次调频回路。同时根据情况调整3#机组的负荷。 （六）在系统受到较大程度的冲击，当机组供热投运情况下，外界
最新电厂安全事故案例_电厂安全事故案例分析.doc
最新电厂安全事故案例_电厂安全事故案例 分析 最新电厂安全事故案例_电厂安全事故案例分析 电厂安全事故案例篇1 2007年4月19日无锡供电公司220kV石塘湾变电所25331闸刀因控制回路绝缘不良而带地线自动合闸，220kV母差保护动作跳闸，导致变电所全停电。220KV变电所全停电意味着什么?意味着直接影响到千千万万的单位、居民的用电，面临的直接经济损失是无法估量的，这一事故令我们发人深醒。 电厂安全事故案例篇2 6日下午14时左右，北京多名网友发微博称望京桥附近出现巨响，有网友称系太阳宫热电厂爆炸。从网友发布的照片看，电厂附近烟雾缭绕，附近马路上有大量碎片。 据附近居民介绍，爆炸当时声响震耳欲聋，爆炸冲击力很大，数百米内有震感，房瓦被震飞，炸碎的砖石瓦砾等散落到电厂外的道路上，热电厂的一栋厂房被炸塌一角，导致西坝河路一度无法通行。 据北京消防总队119调度指挥中心证实，位于北京市朝阳区太阳宫公园东侧的一个热电厂发生爆炸。该指挥中心下午14时05分左右接警后，共派出7辆消防车赶赴现场，现场并无明火。 北京市急救中心120热线14时09分也接到电话，到现场后发现，爆炸造成两死一伤，均为该厂女工，其中一名大面积烧伤。死者遗体及伤者均被送往积水潭医院。 电厂安全事故案例篇3 发生事故日期：1987年4月4日14日15时32分，发生
事故地点：清镇电厂扩建工程施工现场，主要原因：防护装置缺乏，伤亡情况：死亡1人，事故简要经过：起架工郭xx等三人带领民工六人上烟囱提升盘。当吊盘由196米提升到197。5米时，六个倒链中有两个已提满行程。这时郭xx和郭xx两人各换一个倒链。在取下倒链钩子时，引起吊盘轻微晃动。此时民工杨xx站在吊盘较高的一侧(因六名民工拉倒链不同步而产生倾斜，盘径5。4米)有离吊盘边缘只有约200～300mm。这时吊盘与砖内衬之间有400mm空隙，杨xx(男，19岁，包工队力工)从此空隙中坠落至地面，经抢救无效死亡。 电力事故案例心得体会 安全无小事这句警醒我们的话在12月4日这天得到了淋漓尽致的体现。不管是运行人员、检修人员还是基层管理工作者，工作中都必须从全局出发，从细处入手，越是细微的地方，越是应该引起我们的高度重视。俗话说：千里之堤，溃于蚁穴。不能因为这是小事而放松警惕，小事同样要求我们以认真负责的态度对待，以严谨细致的工作作风处理。只有这样，我们在工作中才能做到万无一失，确保安全。针对12月4日的事故，总结得出以下几点心得体会： 1.工作必须严格遵守各项规章制度，按流程办事。 省公司入主明星电力以来，给明星公司带来了新的管理形式和管理理念。但我们部分职工未及时跟进，没有做到清空思想，转变观念，做事仍然存在想当然，不负责任，随意操作。无视安全规程和各项规章制度，这是导致本次事故发生的根源。制度犹如法律，制定出来后就要求我们共同遵守，流程是我们工作的过程，应等同于制度，同样要求我们严格遵守。不按制度执行，不按流程办事，就会出现差错，最终酿成事故。 2.加强自身学习，提高技能水平 为避免安全事故的再次发生，我们必须对12.4事故进行分析总结，吸取教训，总结经验。首先应加强自身对安全规程和各类规章制度的学习，在工作中严格执行各项规章制度的要求，不越雷池半步。如典型的两票三制、六要十二步。规程及规章
肇庆电厂事故应急预案
肇庆电厂事故应急预案 Final approval draft on November 22, 2020
安徽电力建设第一工程公司 Q/15-1-2009国电肇庆热电2×300MW工程#B#D标段施工现场事故应急预案 2010-10-12发布 2010-10-20实施 国电肇庆热电项目部发布
目次 前言 为加强本项目事故应急管理工作，明确在项目部管辖范围内的各施工项目发生突发事件或重大人身伤亡及其它事故时，应采取的切实防范和有效处置应急措施，最大限度地减少事故和突发事件造成的影响与损失，依据公司Q/《重大安全生产事故应急预案》制定本预案。 本预案主要起草人： 本预案审核人： 本预案批准人：
施工现场事故应急预案 1范围 本预案适用于国电肇庆热电工程项目发生的重大人身伤亡、重大火灾、重大交通事故、自然灾害等各类突发事件或事故的应急处置工作。 2规范性引用文件 《国家突发公共事件总体应急预案》 《国家电网公司应急预案编制规范》 3职责 3.1项目部经理 a)负责生产安全事故应急响应组织的设置，明确常务办事机构； b)负责生产安全事故应急响应的总体决策和指挥； c)批准项目部生产安全事故应急预案及演习计划。 3.2项目部副经理 a)负责生产安全事故应急响应的现场指挥和协调； b)在项目部经理不在施工现场时全面履行项目部经理在生产安全事故应急过程中的职 责； c)审核项目部生产安全事故应急预案及演习计划； d)负责组织生产安全事故应急预案在规定的时间内进行演习。 3.3总工程师 a) 参加安全生产事故的调查； b) 审定技术性防范措施。 3.4安全部 a)负责编制项目部生产安全事故应急预案及演习计划； b)监督检查生产安全事故应急设备及物资的落实； c)协助项目部生产经理按计划开展应急预案的演习； 3.5医务室 a)负责生产安全事故应急响应中受伤人员的现场救护，并与外援急救力量联络，请求必 要的支援； b)开展生产安全事故日常的急救培训与宣传工作。
发电厂事故处理原则
事故处理原则 3.1.1 发生事故时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因消灭事故，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保持对用户的正常供电。 3.1.2 在处理事故过程中，运行人员应设法保障厂用电的正常供给，为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力来维持设备的正常运行，防止故障的扩大和蔓延，正确迅速地执行上级命令。 3.1.3 事故恶化时，首先避免重大设备的损坏和人身伤害，确保安全停机；使电网不受侵害，尽快恢复电网稳定运行。 3.1.4 机组发生故障时，运行人员一般应当按照下面所述的方法进行工作排除故障。 3.1. 4.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，分析判断设备确已发生故障。 3.1. 4.2 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列（或停用）发生故障的设备。 3.1. 4.3 迅速查清故障的性质，发生地点和设备损坏范围。 3.1. 4.4 采取正确有效措施消除故障，同时应保持非故障设备继续运行。 3.1. 4.5 在发生故障时，各岗位应互通情况密切配合，在值长和单元长的统一指挥下，迅速排除故障，在故障的每一个阶段都需要尽可能迅速地汇报单元长、值长和上一级领导，以利及时采取正确的对策，防止事故扩大蔓延。 3.1. 4.6 处理事故时，动作应当迅速正确。但不应急躁，在处理故障时，所接到的命令，均应复诵一遍，如没有听懂应反复问清，否则不可执行，命令执行后的情况，应迅速向发令者汇报。 3.1.5 值班员在处理事故时，受单元长和值长的领导，发生故障时，应及时与巡检长联系，迅速参加排除故障的工作，同时将自己所采取的措施汇报单元长和值长。值长、单元长所有命令，值班员必须听从。 3.1.6 专业人员及其有关技术领导在机组发生故障时，必须到现场指导处理事故，并给予运行人员以必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触，否则值班员仍按值长命令执行。 3.1.7 从机组故障起到排除故障，恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时，应延时交班，在未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，排除故障，直至机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班命令为止。 3.1.8 与排除故障无关的人员禁止停留在发生故障的地点。 3.1.9 值班人员发现难以分析、判断的现象时，必须迅速汇报上一级领导，共同地观察、研究、查清。当遇到规程所没有规定的故障现象时，必须根据自己的知识经验判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报上一级领导。 3.1.10 故障消除后，值班人员应将机组故障象征、时间、地点及处理经过情况、事实、正确地记录在交接班簿上。有追记打印的故障应追记打印备查。 3.1.11 班后故障分析会由值长或单元长主持，对事故的原因责任及以后采取的措施，进行认真的分析和讨论，从中吸取教训，总结经验。发生事故后，应做到四不放过（事故原因没查清不放过、责任人员没处理不放过、整改措施没落实不放过、有关人员没受到教育不放过）。 4 主设备紧急停用的条件及停用步骤 4.1 汽轮机的事故停机 4.1.1 机组遇有下列情况之一，应破坏真空紧急停机。 4.1.1.1 汽轮机转速升高到3330r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。 4.1.1.2 汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。 4.1.1.3 汽轮机发电机组任一道轴的振动到0.254mm（电机厂规定#7瓦轴振到0.3mm）而
变电站事故应急预案(资料)
变电站事故应急预案 1、变压器轻瓦斯动作的处理 （1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。 （2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。 （3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器， 若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。（2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。 将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路。 （2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。 （3）如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。 （4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。 （2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。 （3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。
（4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。 （7）将检查结果报告调度及分局，并做好记录。 5、变压器压力释放保护动作的处理 （1）检查保护动作情况，记录所有动作信号。 （2）报告调度及分局有关部门和领导。 （3）对变压器外部进行全面检查，重点检查压力释放器是否喷油、顶部红色端钮是否弹起，将检查结果报告调度和分局有关部门。 （4）若压力释放器喷油且顶部红色端钮弹起，就说明压力释放保护动作正确。 6、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理？ 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，35KV及10KV电压表不停地摆动变化。 （1）应立即按下“紧急分闸”按钮，断开调压电动机的电源。 （2）使用操作手柄进行手摇调压操作，调到调度要求的档位。 （3）手动调压后，应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，应立即向调度及分局有关部门汇报，看是否立即将主变停电检修。 （4）若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，并要求派人检修。 （5）将处理情况做好记录。 7、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ （1）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关档位指示也不变化。属电动机空转，而操作机构未动作。 处理：此情况多发生在检修工作后，检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，使电动机空转。或因频繁调压操作，导致传动部分连接插销脱落，将连接套或插销装好即可继续操作。 （2）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯不亮，分接开关的档位指示也不变化情况属于无操作电源或控制回路不通
典型电气事故案例分析
典型电气事故案例分析 渤海石油职业学院阎相环 一、接地保护线烧伤人 1、事故经过 1994年4月6日下午3时许，某厂671变电站运行值班员接班后，312油开关大修负责人提出申请要结束检修工作，而值班长临时提出要试合一下312油开关上方的3121隔离刀闸，检查该刀闸贴合情况。于是，值班长在没有拆开312油开关与3121隔离刀闸之间的接地保护线的情况下，擅自摘下了3121隔离刀闸操作把柄上的“已接地”警告牌和挂锁，进行合闸操作。突然“轰”的一声巨响，强烈的弧光迎面扑向蹲在312油开关前的大修负责人和实习值班员，2人被弧光严重灼伤。 2、原因分析 本来3121隔离刀闸高出人头约2米，而且有铁柜遮挡， AHA12GAGGAGAGGAFFFFAFAF
其弧光不应烧着人，可为什么却把人烧伤了呢?原来，烧伤人 的电弧光不是3121隔离刀闸的电弧光，而是两根接地线烧坏时产生的电弧光。两根接地线是裸露铜丝绞合线，操作员用卡钳卡住连接在设备上时，致使一股线接触不良，另一股绞合线还断了几根铜丝。所以，当违章操作时，强大的电流造成短路，不但烧坏了3121隔离刀闸，而且其中一股接地线接触不良处震动脱落发生强烈电弧光，另一股绞合线铜丝断开处发生强烈电弧光，两股接地线瞬间弧光特别强烈，严重烧伤近处的2人。 造成这起事故的原因是临时增加工作内容并擅自操作，违反基本操作规程。 3、事故教训和防范措施 1）．交接班时以及交接班前后一刻钟内一般不要进行重要操作。 2）．将警示牌“已接地”换成更明确的表述：“已接地，严禁合闸”。严格遵守规章制度，绝对禁止带地线合闸。 3）．接地保护线的作用就在于，当发生触电事故时起到 接地短路作用，从而保障人不受到伤害。所以，接地线质量 AHA12GAGGAGAGGAFFFFAFAF
火电厂事故应急预案(可编辑)
火电厂事故应急预案 火电厂事故应急预案 在日常生活或是工作学习中，保不齐会遇到一些意料之外的事件或事故，为了将危害降到最低，往往需要预先编制好应急预案。应急预案应该怎么编制呢？下面是小编为大家整理的火电厂事故应急预案，欢迎大家分享。 发电企业设备严重损坏、主厂房火灾、全厂失压等是电力生产的恶性事故。发生此类事故时，若缺乏必要的处理手段，将会扩大事故范围、延长停电时间，给电力企业和国民经济造成巨大的损失和不良影响。 安全事故应急预案(以下简称事故预案)，是指恶性事故发生时及恢复过程中限制事故范围、减少事故损失的特别处理措施。对火力发电厂而言，事故预案包括两个方面：一是发电设备事故情况下安全停运；二是事故后机组重新启动，恢复运行。对带有直配负荷的发电厂，发生系统故障时，应能够经继电保护装置，解列1台或部分机组带厂用电和直配负荷。要满足这两方面的要求，保证厂用电安全是关键，《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第23项“防止全厂停电”对此做了专门规定。保厂用电措施是火电厂事故预案的重点内容。 1、事故预案的特点 1.1、针对性强 事故预案是针对某一种事故或某几种事故。就火电厂而言，需要制定事故预案的故障一般有3类。一类是系统故障，如系统振荡、对外输送电线路跳闸；一类是厂内故障，如主蒸汽母管泄漏、主厂房发生严重火(水)灾、厂用母线故障等；一类是自然灾害。由于自然灾害的影响一般最终表现为系统故障和厂内故障2种，因此可以不单独对其拟定事故预案。 事故发生的可能性因设备状况、运行方式、电厂所处的地理位置、电气设备的安装位置不同而不同。对老机组而言，由于运行时间长，管道设备的蠕变、磨损严重，加之一般属于关停或即将关停的机组，其设备维护、检修差，因此炉外管泄漏、母管泄漏应是其事故预案的重点。老机组一般采用充油式电缆，老化严重，发生火灾的可能性大，对此也必须制定相应的事故预案。老机组容量较小，在电网所起作用日趋微弱，一次系统安全系数较差，如需继续运行对此必须加以重视。 对新建机组而言，影响安全生产的因素主要有火灾事故和因设计、安装不合理而形成的先天性缺陷。 不同电厂、不同机组事故预案的重点不同，因此，拟定事故预案时应根据事故发生的可能性和严重性，结合机组实际有针对性地制定切合实际的事故预案，既不包罗万象，又不挂一漏万。 1.2、百分之百正确性 对于所发生的事故，是发展成影响系统稳定、社会安定的重大事故，还是加以抑制，将其影响控制到最小范围，全依赖事故预案的正确性。 要保证事故预案的正确性，首先要确保预案符合原电力部、国家电力公司及各大发电集团公司制定的技术法规、管理法规的要求。所制定的火电厂事故预案应将原能源部安保安(1992)40号《防止全厂停电措施》、国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《电力设备典型消防规程》等作为主要参考文件。 其次，应尽量考虑现场可能出现的各种情况，充分发挥管理人员、技术人员和工人三结合的优势，防止闭门造车。要认真考查所拟事故预案热工逻辑、继电保护的正确性。 正确性是事故预案的.生命线，因此必须通过广泛调研、严格审查予以确保。
电厂事故处理原则
总则 1.1 本规程的目的和适用范围 1.1.1 本规程的目的是为电气人员规定出处理电气事故或故障的一般原则，各重要电气设备事故或故障的具体处理要求由各相关单位制定细则予以明确。 1.1.2 本规程适用于中国石化股份茂名分公司炼油茂名分公司供电系统各单位。各有关人员必须熟悉本规程。 1.2 处理事故的一般原则 1.2.1 尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的危险。1.2 2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。 1.2.3 尽快对已停电的用户恢复供电。 1.2.4 在处理事故时，值班人员及有关人员必须留在自己的工作岗位上，尽力设法保持所负责的设备继续运行。当事故形势已经威胁到人身安全时，事故处理人员应选择适当的方式保护自己的人身安全。 1.2.5 在交接班时发生事故，应立即停止交接班，交班人员应负责处理事故，接班人员协助处理，直到恢复正常运行。 1.2.6 凡是不参加处理事故的无关人员，禁止进入发生事故的地点。 1.2.7 发生电气事故时，值班人员必须遵照下列顺序消除事故： 1.2.7.1 根据事故信号和设备的状况，迅速判断事故的原因； 1.2.7.2 如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除威胁，必要时可以停止设备的运行并及时汇报。 1.2.7.3 迅速进行检查和试验，判明故障的性质、地点及范围； 1.2.7.4 对所有未受到损害的设备，保持其运行； 1.2.7.5 为了防止事故扩大，应主动将事故处理的每一阶段迅速报告电力调度及车间值班人员，由车间报告上级机动、生产和安全部门。 1.2.8 处理事故时，必须迅速正确，避免事故扩大。 受令者在接受命令时，必须向发令者复诵一次；事故处理的发令者有条件时应作录音记录。听从电力调度(没有电力调度者为主管部门)命令执行后，要立即报告发令者。 1.2.9 事故处理完后，应做好详细记录。
光伏电站全站失电事故应急预案
光伏电站全站失电事故应急预案 一、应急处理基本原则: 确保通讯畅通；尽快恢复站用电；尽快恢复电网联络线供电；尽量减少不必要的直流负荷；事故处理中严格执行《调度规程》、《电业安全工作规程》的要求。 二、非本站原因造成全站失电事故主要现象 1、变电站全站失电时，照明消失、平时正常声音消失、站用电系统失电报警； 2、蓄电池充电交流电源指示灯不亮，失压报警； 3、各电压等级母线电压为0； 4、检查各线路电流、有无功指示均为0； 非本站原因造成全站失电事故处置方案 1、记录时间、事故信号并复归事故，值班人员检查一次、二次、后台参数指示等，判断造成全站失电的事故范围； 如有自动跳闸的开关，应详细记录开关动作原因以及保护装置上的相关报文，并向当值调度汇报。 准确判断失电原因、故障范围，并及时汇报调度当前设备状态，同时向相关部门、领导汇报。当值人员应加强设备的巡视监视工作，做好事故抢修完后的恢复供电的准备工作。 三、本站原因造成全站失电事故主要现象 1、各电压等级母线电压为0或部分母线电压为0； 2、各电压等级线路电流、有无功指示均为0或部分线路电流、有无功
指示为0； 3、站用电系统电压无指示，变电站全站失电，照明消失，直流系统充电失压报警； 本站原因造成全站失电事故处置方案 1、根据站内运行方式以及保护动作情况、音响、事故信号、仪表指示综合判断故障设备和故障点； 2、记录时间、事故信号并复归事故，值班人员检查一次、二次、参数指示等现象，检查故障点及故障范围； 3、采取有效的措施对故障点进行隔离； 4、若不能隔离故障点、故障设备则汇报调度后按调度命令执行； 5、应及时汇报调度和相关部门、领导，安排进行事故抢修。当值人员应加强设备的巡视监视工作。做好事故抢修完后的恢复供电的准备工作。 6、应急预案的终止和后期处理： 现场人员应配合调度作好相关恢复工作，配合安监部门人员做好现场的保护、拍照、事故调查等善后工作，并做好详细记录。现场的事故处理工作完毕后，应急行动也宣告结束，事故的调查和处理工作属正常工作范围，根据实际情况对停电的设备做好恢复送电工作，注意操作中的安全。
垃圾焚烧发电厂应急预案
垃圾焚烧发电厂应急预案 Prepared on 22 November 2020
触电事故应急预案1 目的 根据发电企业的生产特性，为了防止和减少生产系统电气触电事故所造成的损失，并在发生事故紧急情况下实施快速、有效地的救援与抢险，最大程度减少人身伤害和减轻设备的损坏程度，保证员工的人身安全和系统设备安全，制定本预案 2 适用范围 本应急预案适用于xx有限公司。 3 依据 依据《》、《》、《》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 4 应急指挥机构及其职责 成立应急救援指挥部 总指挥：总经理 副总指挥：副总经理 成员：各部门负责人及各专业主管 设立应急指挥部办公室，办公室设在安环部，安环部经理（安环专工）任办公室主任，负责日常管理工作。 职责： 4.2.1应急救援指挥部 4.2.1.1必须遵循保护人员优先、防止和控制事故蔓延优先、“以人为本、安全第一”、“统一领导、分级负责”和发电系统“三保”的原则。 4.2.1.2接到事故通报后，总指挥或总指挥委托副总指挥赶赴事故现场进行现场指挥，成立现场指挥部，批准现场救援方案，组织现场抢救。
4.2.1.3按事故的性质程度，负责向运营管理部、股份公司、地方政府安全监察部门报告我厂的事故和事故处理情况。 4.2.1.4 应急救援指挥部办公室负责对日常工作的处理，以及对事故后的事故调查、事故责任、事故终结等工作的善后处理。 4.2.2 安环部职责 4.2.2.1参与各类现场事故的应急指挥和现场安全管理工作。 4.2.2.2负责组织和参与相关应急预案的培训和演练； 4.2.2.3负责对事故应急救援工作情况进行审查、监督。 4.2.2.4负责与地方安全监察部门的协调、沟通和配合工作。 4.2.3生产技术部职责 4.2.3.1负责提供事故处理的技术支持和事故应急协调工作。 4.2.3.2负责系统运行方式的调整，为应急救援创造条件。 4.2.3.3查明事故发生原因、过程、经济损失情况；提出事故处理意见和防范措施的建议；写出事故报告。 4.2.3.4负责调度、指挥事故后的系统和设备运行方式的恢复； 4.2.3.5协助财务部门进行财产保险理赔。 4.2.4 综合部 4.2.4.1按照应急救援的要求，做好交通车辆的保障、安全保卫(负责事故现场的警戒保卫、人员疏散的管制)、通讯保障等后勤保障工作； 4.2.4.2负责事故应急信息的发布，接受有关部门对事故情况的询问。 4.2.4.3 负责协调外部应急、医疗救治力量。 4.2.5 财务部
发电厂集控电气事故处理
1.2.4 220KV系统的事故处理 1.2.4.1 周波异常的处理 ﹙1﹚电网周波正常应维持在50HZ±0.2HZ围运行； ﹙2﹚周波低于49.8HZ可不待调令，立即增加机组有功至最大，使周波恢复到49.8HZ以上，如机组已按额定出力运行，周波仍低于49.8HZ，应立即汇报调度，听候处理。 ﹙3﹚因电网故障，周波急剧下降，机组低周保护动作，发变组出口开关跳闸，此时将切换厂用电，立即与调度联系，并做好重新启动并网的准备。 ﹙4﹚当周波高于50.2HZ，应汇报值长，根据我厂情况调整负荷，调整负荷偏离了调度下的日负荷曲线时，应及时与调度联系。 1.2.4.2 保护动作，机组主开关拒动 ﹙1﹚现象 某机组发生故障保护正确动作而机组主开关拒动时，则失灵保护启动。与该机组连接在同一母线上所有元件跳闸，该母线失压。 ﹙2﹚处理 1）复归信号； 2）检查该机组厂用电源切换正常，特别是当Ⅱ组母线失压后,30号启备变将失压。此时应立即检查32号柴油发电机启动正常，确保32号机组保安电源正常。 3）迅速隔离故障点，恢复厂用电正常。 4）恢复母线上的其他负荷运行。 5）做好安全措施，通知维护人员处理。 1.2.5 线路停电操作： 1.2.5.1 线路停电时，先按调度命令停用该线路单相重合闸，待线路停电以后停用“启动失灵压板”。 1.2.5.2 检查拟停电线路负荷已转移或停运。停电时先断开断路器，再拉开线路侧隔离开关，后拉开母线侧隔离开关。 1.2.5.3 母线侧隔离开关操作后还必须检查其继电器屏、电度表、重动继电器屏切换正常，电度表电压显示正常，母差屏电压回路切换指示正常。 1.2.5.4 停电后根据需要将该线路单元解除备用并布置安全措施。 ﹙1﹚断开该线路的两组控制电源。 ﹙2﹚断开线路PT二次断路器。 ﹙3﹚断开该线路单元隔离开关的动力电源。 ﹙4﹚在需要接地点验电并推上接地隔离开关。推上分相地刀时，要逐相填写，并逐项检查该相地刀合闸良好。
变电站应急救援预案
. 受控状态：文件编号： 分发号： 变电站 110KV 应急预案
. 实施颁发---- 变电站应急预案110KV范围1 使之能有效地控制变电站遇突发事故的应急管理程序和内容，本预案规定了110KV 和处置发生的事故，保护员工人身和公司财产安全。本预案适用于我 司变电站范围内可能发生的重大安全事故和应急预案工作。2 规范性引用文件《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国电力法》《国家突发公众事件总体应急预案》《国务院关于特大安全事故行政责任追究的规定》号《变电 站管理规范（试行）》国家电网生[2003]387 《国家电网公司电力安全工作规程》变电站现场运行规程》110kV《《电力系统用蓄电池直流电源装置运 行与维护技术规程》其它有关规程，制度，措施厂家说明书及站内相关资料。术语和定义3 3.1人身伤亡事故坚持以人为本、防御和救援相结合的原则，在发生意外伤害
突发事故应急处理，的快捷准确为重点，事件中，以危急事件的预测、预防为基础，以对危急事件过程处理以全力保证人身安全为核心。系统失压事故3.2导致电网不稳定,系统失压，将可能导致全公司停电事故,并造成重大的经济损失 运行甚至全网瓦解，在确保人身安全不受威胁同时，最大限度地减少其影响和损失，保障电网的安全运行。设备事故3.3 事故应急处理时，在确保人身和电网安全不受威胁的同时，尽快消除事故根源，限制事故的发展，防止和缩小解除对设备的危害。自然灾害事故3.4明,明确 各自的职责预防自然灾害事故，防洪救灾，防冰雪，防地震等应急工作,确 重点，狠抓薄弱环节，确保变电站正常运行，保证供电正常，减轻灾害损失，保障公司财产和职工人身安全。管理内容4 应急预案的作用与意义4.1编制重大事故应急预案是应急救援准备工作的核 心内容，是及时、有序、有效地开展应急救援工作的重要保障。应急预案在应急救援中的重要作用和地位体现在：是应急准备和应急管理不再是无应急预案 确定了应急救援的范围和体系，4.1.1据可依、无章可循。尤其是培训和演练， 它们依赖于应急预案：培训可以让应急响应人员熟悉自己的责任，具备完成指定任务所需的相应技能；演习可以检验预案和行动 程序，并评估应急人员的技能及整体协调性。定应急预案有利于做出及时的应急响应，降低事故后果。应急行动队时间 4.1.2应急预案预先明确了应急行动 的职责和响应程序，要求十分敏感，不允许有任何拖延。在应急力量和应急资源等方面做了大量准备，可以指导应急救援迅速、有效、高速地开展，将事故的人员伤亡、财产损失和环境破坏降到最低限度。此外，如果预先制定了预案，对重大事故发生后必须快速解决的一些应急恢复问题，也就容易解决。当发生超 过企业应急能力的重大事故时，便于跟政府应急部门的协调。4.1.3有利于提高 企业的风险方法意识。应急预案的编制，实际上是辨识重大风4.1.4 险和防御决策的过程，强调各方的共同参与。因此，预案的编制、评审以及发布和宣传，有利于企业各部门了解可能面临的重大风险及其相应的应急措施，有利 于促进企业个部门提高风险防范意识与能力。变电站基本情况4.2 YZ11-10001/118 型号：主变关键设备4.2.1:#IHTP0111007
热电厂全事故应急预案范本
xxxxxxx公司重特大生产安全事故应急预案 第一章总则 为了快速、高效地处理突发性事件，有效减少事故造成的人员伤亡和财产损失，最大限度地做好“稳定生产，保障电力和应急救援”工作，根据华电生[2005]1375号“中国华电集团公司电力生产安全工作规定（A版）”的文件精神，特制定xxxxxxx公司重、特大生产安全事故应急预案。 本预案适用于xxxxxxx公司发生的以下安全生产事故： 1、一次死亡（包括交通肇事）3人及以上或不足3人但社会影响重大的人身伤亡事故； 2、重特大火灾事故； 3、全厂对外停电事故； （ 4、发生自然灾害（地震、洪水等）事故； 5、重特大设备损坏事故； 6、供油中断； 7、供煤中断； 8、化学危险品发生丢失、外泄。 ^
第二章xxxxxxx公司概况 公司下设总经理工作部、人力资源部、财务资产部、计划发展部、设备技术部、生产运营部、安全监察部，党群工作部,基建办,定员280人。 本期2×300MW供热机组工程，总投资亿元人民币，于2003年10月26日开工建设,并于2005年12月15日和12月30日实现了双投的奋斗目标。主机设备分别由哈尔滨锅炉厂、东方汽轮机厂、哈尔滨电机厂制造。 本期工程建成后可年发电3300GWh，年供热522万吉焦，新增东河区城市集中供热面积800万m2，取缔现有小锅炉495台。由于该工程采用先进的湿法脱硫技术、高效静电除尘器、利用城市中水和粉煤灰综合利用等，将对缓解包头地区的用电紧张局面、提高东河地区集中供热能力，有效改善东河区环境质量、推动包头市及周边地区经济快速发展和“西电东送”战略的实施具有非常重要的意义 & 第三章事故应急组织机构及职责 xxxxxxx公司设立重、特大生产安全事故应急处理指挥部（以下简称指挥部），负责指挥重特大生产安全事故应急处理与救援工作：总指挥：薛政李英柱
电厂运行事故处理预案汇编(全套)讲解
电厂运行事故处理预案汇 编
目录 第一章事故处理预案通则 1、事故分级办法（6） 2、事故处理组织机构的职责（6） 3、各级人员的职责（6） 4、事故处理的基本原则（8） 5、事故处理的程序及要求（8） 第二章电气事故处理预案 1、6KV母线失电事故应急预案（10） 2、保安段失电（包括M101电源失电）事故预案（12） 3、直流母线接地事故预案（14） 4、500KVGIS开关、6KV开关拒动事故预案（15） 5、发电机出口PT断线或掉闸事故预案（18） 6、励磁调节器故障或整流柜故障事故预案（19） 7、机组受电网冲击事故预案（20） 8、全厂停电事故预案－（21） 9、UPS故障事故预案－（23） 10、电子间小母线失电事故预案（24） 11、直流系统失电事故预案－（26） 12、热控电源失电事故预案－（26） 13、启备变检修或失电后预防措施－（27）
14、发电机超负荷运行处理预案（27） 15、发电机非同期并列处理预案（28） 16、发电机碳刷故障事故预案（29） 17、发电机甩负荷处理预案（29） 18、发电机进相运行处理预案（30） 19、500KV或220KVGIS装置SF6泄露事故预案（31） 20、热工DCS系统失电事故预案（32） 第三章汽轮机系统事故处理预案 1、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案（33） 2、排汽装置背压升高或空冷风机掉闸应急预案（34） 3、排汽装置水位高处理事故处理预案（35） 4、单台水环泵掉闸事故处理预案（37） 5、运行中一台排油烟风机掉闸事故预案（38） 6、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案（39） 7、除氧器水位急剧下降的事故预案（40） 8、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案（41） 9、定冷水系统异常处理预案（42） 10、仪用压缩空气压力低预案（43） 11、高低旁动作预案（44） 12、汽轮机高低压缸胀差异常事故预案（46） 13、汽轮机轴向位移大事故预案（47） 14、凝结水泵掉闸事故处理预案（可参照A凝结水泵变频运行方式掉闸事故
变电站施工安全事故应急预案
变电站施工安全事故应急预案 1、1编制目的为贯彻落实国家有关安全事故应急救援与处理的法律、法规及 国家电网公司、省电力公司有关规定，有效防范重大安全事故的发生，及时消除各类事故隐患和事故发生后有效地避免或降低人员伤亡和财产损失，并且在第一时间充分调动各方面力量投入抢险救助工作，现结合梅钢110RV钢轧输变电工程安全施工实际情况，制定本安全事故应急预案。 1、2编制依据国家安全生产事故灾难应急预案；生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则AQ/T9002-XX；江苏省建筑施工安全事故应急救援预案管理规定；国家电网公司安全生产工作规定；国家电网公司应急预案编制规范；国家电网公司应急管理工作规定；国家电网公司电力建设工程重大安全生产事故预防与应急处理暂行规定；江苏省电力公司突发事件应急预案汇编；以及国家有关法律、法规及上级有关规定。 1、3适用范围本预案为江苏江苏江南电力有限公司梅钢llOkV钢轧输变电工程安全事故的应急预案，适用于江苏江南电力有限公司梅山分公司钢轧变项目部应对和处理项目部内发生的各类安全生产事故以及自然灾害和突发事件处置等，主要包括： 高处坠落、物体打击、触电、机械伤害、起重伤害、火灾爆炸、坍塌、职业中毒及公共卫生等，可能引发人员伤亡、机械设备及车辆损坏、财产损失等事故以及对电网安全稳定有影响的事件等。 1、4工作原则 1、4、1把保障人员生命安全和身体健康、最大程度地预防和减少安全生 产事故造成的人员伤亡作为首要任务。
其次应尽可能减少财产损失和环境污染，按有利于恢复生产的原则组织应 急行动。 1、4、2在项目部应急现场指挥部统一领导下，项目部各部门、单位按照各自职责和权限，负责有关安全生产事故的应急管理和应急处置工作。 各单位遵循以自救为主，坚持单位自救和社会救援相结合的原则，并接受上级单位应急组织的领导。 1、4、3贯彻落实“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，坚持事故应急与预防工作相结合。做好预防、预测、预警和预报工作，做好常态下的风险评估、物资储备、队伍建设、完善装备、预案演练等工作。 1、4、4正确分析现场情况，及时划定危险范围，阻断危险点，防止二次事故发生及事态蔓延；调集救助力量，迅速控制事态发展，果断决定采取应急行动；同时保持通讯畅通，随时掌握险情动态。 2项目部应急组织机构及职责 2、1项目部应急组织机构网络图梅钢llOkV钢轧输变电工程项目部成立应急现场指挥部，由项目经理（第一责任人） 担任应急现场总指挥，组织实施现场应急处置。 项目部应急现场指挥部事故抢险组保卫疏导组医疗救助组技术保障组物资供应组项目部应急组织机构网络图 2、2项目部应急现场指挥部现场总指挥： 顾晓明（项目经理）现场副总指挥：