10机组及辅机事故处理.docx
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10机组及辅机事故处理
7机组及辅机事故处理
8.1事故处理原则
8.1.1机组发生故障时，运行人员应以保人身、保系统、保设备的原则迅速解除人身、设备的危险。
找出发生故障的原因、消除故障。
同时保持非故障设备的负荷，以保证对用户的正常供电。
在事故处理过程中，运行人员应尽量确保厂用电系统的正常运行。
8.1.2机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行处理：
8.1.2.1根据仪表指示、LED显示、光字牌报警及SOE等信息及机组外部现象，迅速、仔细地进行确认，查明事故的性质，发展趋势，危害程度。
迅速消除对人身和设备的危害。
8.1.2.2必要时应立即隔离发生故障的设备，保持非故障设备的正常运行。
根据事故类型，采取相应的措施，以避免异常情况的扩大。
8.1.2.3消除故障的每一个阶段，都要迅速汇报值长或主控和有关领导，以便及时、正确地采取对策。
8.1.2.4当确认系统发生故障时，则应采取措施，加强与上级调度的联系，维持机组运行，同时设法尽快恢复。
8.1.3发生事故时，各岗位应加强沟通，在值长、主控统一指挥下，密切配合，迅速处理事故，以便尽快恢复机组的正常运行。
8.1.4排除故障时，动作应迅速、正确。
接到命令后应复诵一遍，如果没有听懂，应及时问清楚，命令执行完毕以后，应迅速向发令者汇报
8.1.5发生故障时，值长、主控应迅速参加消除故障的工作，主控应将自己所采取的措施向值长汇报，值长所有的正确命令，主控必须服从。
部门领导、专业工程师必须尽快到现场监督消除故障工作，并给予必要的指导，但这些指示不应和值长的指令相抵触。
8.1.6在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位，如果故障发生在交班时间，应延迟交班，在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，接班人员应协助交班人员一起消除事故，直至值长发出接班命令为止。
8.1.7禁止无关人员停留在发生事故的地点。
8.1.8故障消除后，值长、主控和值班人员应将所观察到的现象、故障发生的过程和时间及所采取的消除故障措施等，作好正确、详细的记录。
8.1.9发生下列情况集控运行人员应加强与化学、灰硫、输煤值班人员及其他有关生产人员联系：
8.1.9.1机组跳闸。
8.1.9.2机组大幅度加减负荷。
8.1.9.3磨煤机启停、跳闸。
8.1.9.4发生送、引风机跳闸等RB工况。
8.1.9.5低负荷时投运等离子点火装置或投油稳燃。
8.1.9.6炉膛塌大焦。
8.1.9.7机组有重大操作可能会引起系统不稳定的情况。
8.1.9.8其他有关的特殊运行工况。
8.2机组紧急停运
8.2.1汽轮发电机组破坏真空紧急停机
8.2.1.1汽轮发电机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机
1）汽轮机转速升至3300rpm，而超速保护未动作。
2）汽轮发电机组突然发生强烈振动或超过跳闸值（1～5号汽机轴承座振动大于11.8mm/s，6～8号发电机轴承座振动大于14.7mm/s）。
3）汽轮机内部有明显的金属摩擦声和撞击声。
4）汽轮机轴封异常摩擦冒火花。
5）轴向位移超过极限值±1.0mm或推力瓦金属温度超限大于130℃。
6）汽轮机发生水击，高、中压缸上下缸温差大于45℃，或10分钟内主、再热蒸汽温度急剧下降50℃。
7）主机润滑油供油中断或油压下降至0.23MPa，备用泵启动仍无法恢复至油压正常。
8）汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或汽轮机轴承（1～5号）金属温度突然升高超过130℃，发电机轴承（6～8号）温度超过107℃。
9）主油箱油位急剧下降，补油无效，油位降至1350mm油位以下。
10）汽轮发电机组油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。
11）发电机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。
8.2.1.2破坏真空紧急停机的主要操作：
1）机组破坏真空，应立即按下“MFT”事故按钮。
确认锅炉灭火，保护联锁动作正常。
2）检查高、中压主汽门、调门、补汽门及各段抽汽逆止门、抽汽电动门均关闭，高排通风阀开启，发电机逆功率动作与系统解列，机组转速下降。
3）解除真空泵连锁，停用运行真空泵，同时按下两个“开真空破坏门”事故按钮，检查真空破坏门开启。
4）高、低压旁路自动打开。
待高旁快开条件消失后，立即关闭高、低压旁路。
5）关闭所有进入的凝汽器的疏水门。
但如遇汽机水冲击，应及时开启汽机本体及各段抽汽管道疏水门，必要时强制开启。
6）破坏真空停机,必须停运汽泵。
7）待真空到0后，停用轴封汽并做好汽源的隔离工作；待轴封汽母管压力到0后，停用轴加风机。
8）在机组惰走期间，应安排人员去就地检查机组的振动、润滑油回油温度、供油压力，倾听机组内部的声音。
并准确记录惰走时间。
9）完成运行规程规定的其它停机、停炉操作。
8.2.2汽轮发电机组不破坏真空紧急停机
8.2.2.1汽轮发电机组遇有下列情况之一时，应不破坏真空紧急停机：
1）机侧重要的汽、水、油管道破裂，导致机组无法维持运行。
2）主、再热汽温异常升高，超过616℃/618℃。
3）主、再热蒸汽管道两侧汽温偏差大于28℃，并在15分钟内无法恢复。
4）汽轮机蒸汽品质严重恶化。
5）凝汽器压力低于保护值28kPa但处于限制区内，运行时间超过5分钟。
6）DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷。
7）汽轮发电机组的保护出现拒动。
8）发电机漏水、漏油严重，且无法处理。
9）发电机密封油系统故障，油氢差压无法维持，导致发电机密封瓦处大量漏氢。
10）汽轮机无蒸汽运行时间超过1分钟，而发电机逆功率未动作。
11）氢气纯度＜92%，处理无效。
12）中压缸排汽温度大于337℃。
主机前轴封温度小于260℃，后轴封温度大于340℃，调整无效时。
8.2.2.2不破坏真空紧急停机的主要操作：
1）同时按下两个“紧急停机”事故按钮，汽机跳闸，发电机解列，锅炉MFT，高、低压旁路自动进入停机模式。
2）其它操作同机组正常停机操作。
8.2.3锅炉紧急停炉
8.2.3.1锅炉遇有下列情况之一时，应紧急停炉（手动MFT）
1）锅炉MFT保护应动未动。
2）锅炉主要承压部件（如：
水冷壁，过、再热器，主要的汽水管道）发生爆破或严重泄漏，导致锅炉无法正常运行或严重威胁人身设备安全。
3）炉膛烟道内发生爆炸，使主要设备损坏。
4）锅炉尾部烟道（包括空预器）发生再燃烧事故。
5）锅炉安全门动作后不能及时回座，导致蒸汽压力、温度或各段工质温度超过锅炉运行允许范围。
6）锅炉在20MPa以下，汽水分离器液位无法监视。
7）锅炉范围内发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行。
8）因各种原因造成机组冷却水供应全部中断。
9）机组主要汽、水品质严重恶化，严重超出机组运行限额。
10）锅炉所有给水流量测点损坏，造成水冷壁出口蒸汽温度异常，或损坏测点在半小时内未能恢复。
8.2.3.2锅炉紧急停炉的主要操作：
1）同时按下两个“MFT”事故按钮。
确认锅炉灭火，保护联锁动作正常。
2）维持炉膛负压和必要的二次风量，保证炉膛吹扫时间至少10分钟，根据实际情况停运引、送风机，锅炉闷炉。
3）如果因锅炉四管泄漏而停炉，可开启锅炉各风烟挡板，对锅炉进行自然通风冷却。
4）如果是因锅炉尾部再燃烧而停炉，锅炉灭火后严禁通风。
5）其它操作同锅炉MFT后操作。
8.3机组故障停运
8.3.1汽轮发电机组故障停机
8.3.1.1汽轮发电机组遇有下列情况之一时，应故障停机：
1）汽机高、中压主汽门卡涩或调门、抽汽逆止门不能自动关严。
2）EH油系统故障危及机组安全运行。
3）机侧汽、水、油管道泄漏，隔离无效，将无法维持机组运行。
4）EH油、主机润滑油的油质恶化，且处理无效。
5）发电机氢系统泄漏，氢压无法维持或发电机氢气纯度低于95％，且处理无效。
6）发电机同侧的两组氢冷器都泄漏，或氢气冷却系统故障无法控制氢温。
7）发电机漏液检测装置报警，经检查确认发电机漏水、漏油。
8）发电机层间温度大于90℃或线棒出水温度大于85℃，调整无效时。
9）发电机铁芯温度大于120℃或转子绕组温度大于110℃，调整无效时。
10）发电机定子线棒进/出水温差大于12℃或线棒层间温差大于14℃，调整无效时。
11）DCS、DEH主要监视数据异常，部分画面失去，危机机组安全。
12）轴向位移变化且推力瓦温度同时变化。
8.3.2锅炉故障停炉
8.3.2.1锅炉遇有下列情况之一时，应申请故障停炉：
1）锅炉承压部件发生泄漏尚能维持运行。
2）锅炉管壁温度超限：
过热器壁温超过625℃或再热器壁温超过628℃，经采用降低负荷等降温措施仍无法恢复正常，并持续时间超过4小时。
3）锅炉主要汽、水品质不合格，经处理后仍不能恢复正常。
4）锅炉严重结焦，虽经处理仍不能恢复正常。
5）所有空压机均故障，仪用气压力降至0.47MPa以下。
6）锅炉环保装置如电除尘器、脱硫、脱硝装置等故障，短时间无法恢复运行。
7）辅机故障无法再维持主机正常运行时。
8）DCS控制系统出现异常，危及机组安全运行时。
8.3.3机组故障停运的主要操作：
8.3.3.1由值长向各级领导和上级调度值班员汇报机组故障情况，做好事故预想并申请停机。
获准后快速减负荷至400MW以下。
8.3.3.2通过最大负荷设定块将机组负荷减到50MW停机。
8.3.3.3确认高、中压主汽门、调门和补汽门及各段抽汽逆止阀均关闭，高排通风阀开启，发电机逆功率动作与系统解列，机组转速下降，并检查高、低压旁路开启正常。
8.3.3.4如要求锅炉进行通风冷却的时候，可以对锅炉进行自然通风冷却，如确要启动风机，需报总工批准后才能实施。
8.3.3.5其余操作同机组正常停运后的操作。
8.4综合性机组事故的预防以及处理
8.4.1锅炉MFT
8.4.1.1出现下列任一情况时，“MFT”动作，锅炉自动停炉
1）空预器全部跳闸。
2）两台引风机全停。
3）两台送风机全停。
4）总风量小于25%，延时2秒。
5）运行人员跳闸指令（MFT按钮）。
6）炉膛压力高高+2500Pa（3取2）。
7）炉膛压力低低-3000Pa（3取2）。
8）给水泵全停，延时1秒。
9）贮水箱压力小于18MPa且一定负荷值下贮水箱水位高30.7m延时5s动作。
10）省煤器出口给水流量低792t/h，延时5秒。
11）再热器保护丧失。
12）三过出口集箱主蒸汽压力高高（29.9MPa，四取二延时5秒）。
13）失去全部燃料。
14）全火焰失去。
15）火检冷却风压力低于3Kpa，延时120秒
16）分配集箱进口管道温度高（温度测点8组3取2），根据锅炉启动贮水箱压力变化定值不同（420℃～500℃）。
17）油枪点火三次失败。
8.4.1.2MFT动作后现象
1）“MFT”动作声光报警，MFT首出条件的指示灯亮。
2）锅炉熄火，火焰电视中看不到火焰。
3）机组负荷到零，汽轮机跳闸，发电机解列。
4）高、低压旁路开启，锅炉再热器安全门可能动作并发出尖锐的排汽音。
5）炉膛负压波动。
6）相应辅机、辅助设备跳闸并发声光报警。
8.4.1.3“MFT”动作后，FSSS应自动进行下列动作，否则人工手动干预：
1）关闭燃油母管跳闸阀、油角阀及吹扫阀。
2）切除全部高能点火器。
3）切除全部一次风机。
4）切除全部运行给煤机。
5）切除全部磨煤机。
6）关所有磨煤机出口关断门。
7）置磨煤机控制为手动方式。
8）切除等离子点火器。
9）关闭减温水调节阀、截止阀。
10）汽机跳闸。
11）一台汽动给水泵跳闸。
12）送信号给汽机旁路控制系统。
13）除尘器跳闸。
14）送信号给MCS、SCS、DAS。
15）开二次风门挡板。
16）关闭磨煤机进口热一次风门。
17）关闭热一次风挡板、冷一次风挡板。
18）声光报警。
19）跳正在运行的吹灰器，并将吹灰器退出。
20）跳闸脱硝系统
8.4.1.4MFT动作后手动处理原则：
1）确认所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、所有油枪跳闸，燃油跳闸阀、回油跳闸阀全部关闭。
2）确认汽机跳闸，高中压主汽门、调门、补汽门，高排逆止阀、各抽汽逆止门、抽汽电动门关闭，高排通风阀、汽机本体疏水门开启，汽机转速下降。
3）确认发电机逆功率保护动作，与系统解列。
检查发电机出口开关、灭磁开关断开，厂用电工作正常。
4）确认高、低压旁路动作正常，防止锅炉超压。
待锅炉压力正常后，关闭高、低压旁路，并检查再热器安全门回座。
5）确认两台汽泵跳闸，锅炉省煤器入口电动门开，过、再热器减温水调节门及前后电动隔离门关闭；投运的吹灰器保护退出；所有的辅助风小挡板开启；及时将主、再热蒸汽管道疏水门关闭。
6）确认汽水分离器疏水箱液位控制阀以及锅炉各受热面疏水根据各点蒸汽压力、温度及液位控制正常
7）确认电除尘、脱硝、脱硫系统退出运行，脱硫旁路挡板开启。
8）值长将相关情况向各级领导和上级值班调度员汇报，并通知各运行工程师、设备工程师等到现场分析故障原因。
确认故障为保护误动或很快可消除，则做好机组启动的准备；如故障难以在短时间内消除，则按正常停炉处理。
9）维持炉膛负压，调整风量至30％～40％BMCR对锅炉进行10分钟吹扫。
如机组需停炉处理，吹扫完成后，停运送、引风机进行闷炉。
10）保持辅汽供应正常。
尤其注意轴封汽温度的控制，确保轴封汽温度与转子金属温度相匹配。
11）按照机组正常停运操作，把汽轮机和发电机安全停运。
拉开发电机出口闸刀。
投入发电机“突加电压保护压板”。
12）加强跳闸磨的检查，若机组需停炉检修，还应联系检修人员清理磨煤机及给煤机中的存煤，防止制粉系统着火、爆炸。
8.4.2其它泵类、风机、电动机异常
8.4.2.1其它泵类、风机、电动机紧急停运条件
1）发生人身事故或危及人身安全时。
2）发生危及设备安全运行的其它故障时。
3）泵组、风机、电动机发生强烈振动、动静磨擦。
4）泵组、风机、电动机轴承断油或冒烟。
5）电动机冒烟、起火。
6）电动机的电源电缆、接线盒内有明显的短路或损坏危险时。
8.4.2.2紧急停运的主要操作
1）在LED或就地停运故障设备。
2）检查备用辅机自启动，否则手动投入。
3）调整有关运行工况。
4）汇报值长。
8.4.2.3其它泵类、风机、电动机发现下述异常时，应先启动备用辅机，然后停故障设备。
1）泵、风机、电动机声音异常。
2）电动机电流异常增大或绝缘有焦味或电机铁芯、线圈温度超限。
3）电动机发生缺相运行。
4）运行泵发生汽化。
5）轴承温度超限。
6）大型电动机的冷却水系统发生故障。
7）发生威胁辅机安全运行的其它原因。
8.4.2.4电动机在启动时，发生下述异常应立即停止。
1）启动时间超过规定时间而转速尚未达到额定值。
2）开关合上后，电动机不转动且发出嗡嗡声，电流显示异常。
3）电动机内出现火花或冒烟。
8.4.2.5运行中电动辅机跳闸后，应迅速启动备用电动辅机。
对于重要的电动辅机跳闸后，在没有备用辅机或不能迅速启动备用辅机的情况下，为了不使机组重要设备遭受损坏，允许将已跳闸的电动辅机进行抢送，具体抢送次数规定如下：
6KV一次，380V二次。
跳闸的电动辅机，存在下述情形之一者，禁止进行抢送。
1）在电动机启动调节装置或电源电缆上有明显的短路或损坏的现象。
2）发生需要立即停止辅机运行的人身事故。
3）电动机所带的机械损坏。
4）非湿式电动机浸水。
8.4.2.6电动机运行中常见异常处理。
1）电刷冒火
A）原因：
a）电刷和换向器不光滑，表面脏污。
b）电刷压力不均匀。
c）换向器轴向窜动大。
B）处理：
通知检修处理，必要时先停止辅机运行。
2）电动机绕组温度高
A）原因：
a）电动机冷却不良。
b）辅机超负荷运行。
c）匝间短路。
d）缺相运行。
e）转子回路开路。
B）处理：
a）切换至备用辅机运行。
b）无备用辅机时，应适当降低出力以防温度进一步升高，同时应设法查明原因。
3）其它泵类、风机、电动机轴承温度运行限额：
A）滑动轴承：
80℃。
B）滚动轴承：
95℃。
C）若制造厂有具体规定时，应遵守制造厂的规定执行。
D）其它泵类、风机、电动机振动限额，见下表：
转速（rpm）
≥6000
3000
1500
1000
≤750
振动（μm）
40
50
60
80
120
E）电动机最高允许温度及允许温升（根据日本电气学会JEC-37标准），见下表：
发热部位
定子绕组
铁芯
绝缘等级
E
B
F
E
B
F
最高允许温度（℃）
100
115
125
100
115
125
允许温升（K）
60
75
80
60
75
85
8.4.3机组RB
8.4.3.1机组RB是指当机组重要辅机发生故障时，辅机出力不能满足机组当前出力要求，机组自动把负荷快速降至辅机最大出力以下的功能。
8.4.3.2现象：
1）LED上出现辅机跳闸和RB动作报警。
2）相应磨煤机跳闸报警。
3）机组负荷快速下降。
4）锅炉主控自动跳出，机组协调撤出，转为TF方式运行。
8.4.3.3原因：
1）运行的磨煤机跳闸（五台磨运行）
A）一台磨跳闸，目标负荷800MW。
B）二台磨跳闸，目标负荷600MW。
C）三台磨跳闸，目标负荷400MW。
2）两台运行汽泵中的一台跳闸。
3）两台运行送风机中的一台跳闸。
4）两台运行引风机中的一台跳闸。
5）两台运行一次风机中的一台跳闸。
6）两台运行空预器中的一台跳闸（主、辅马达都跳闸）。
8.4.3.4机组RB动作结果：
1）CCS（协调控制系统）产生RB信号，以至少4层煤投运为基本判据，切除磨煤机顺序为：
F-A-E。
A）当至少4层煤投运，并且有CCSRB信号时，自动跳闸F煤层；
B）当至少4层煤投运，并且有CCSRB信号时，且F煤层停运3秒钟后，自动跳闸E煤层；
C）当至少4层煤投运，并且有CCSRB信号时，且F、A煤层都停运3秒钟后，自动跳闸E煤层。
2）磨煤机RB：
机组最大允许负荷以每分钟100%BMCR的速率降至相应负荷；
3）汽泵RB：
机组最大允许负荷以每分钟100％BMCR的速率降至500MW；燃料、给水自动降至对应值；
4）送风机RB：
机组最大允许负荷以每分钟100％BMCR的速率降至500MW；燃料、给水自动降至对应值；同侧引风机跳闸。
5）引风机RB：
机组最大允许负荷以每分钟100％的速率降至500MW；燃料、给水自动降至对应值；同侧送风机跳闸。
6）一次风机RB：
机组最大允许负荷以每分钟100％BMCR的速率降至500MW；燃料、给水自动降至对应值；
7）空预器RB：
机组最大允许负荷以每分钟100％BMCR的速率降至500MW；燃料、给水自动降至对应值；同侧引风机、送风机跳闸。
8.4.3.5机组RB动作后的处理
1）重要辅机跳闸后，首先确认RB是否发生，RB动作是否正确，否则手动干预。
2）由于RB动作，锅炉燃烧工况发生巨大扰动，要做好锅炉总燃料量、给水量、煤水比、分离器出口温度、主再热蒸汽温度、压力、炉膛负压、机组负荷等重要参数的监视和调整。
发现锅炉扰动过大，燃烧不稳，应及时投入油枪及等离子点火器稳燃。
3）检查汽机润滑油压、轴封蒸汽温度、轴向位移、振动、凝汽器水位、除氧器水位、各高低加水位等参数正常。
4）一次风机跳闸引起RB动作，应及时检查热一次风母管压力，各台制粉系统入口一次风压力及流量等参数。
其它情况下，应检查两台一次风机电机的电流、喘振报警。
若一次风机发生失速、喘振，应尽快调整。
5）启动跳闸磨煤机时，由于磨煤机内有大量的存煤，应先确认该磨煤机的点火能量满足，缓慢将磨煤机内的存煤吹入炉膛，当磨煤机内部存煤吹扫干净后，才可启动该制粉系统，以防止发生煤粉爆燃。
8.4.4机组厂用电中断
8.4.4.1现象：
1）正常交流照明熄灭，事故照明灯亮。
2）DCS画面上显示锅炉MFT、汽机跳闸、发电机跳闸以及大量辅机跳闸。
3）所有由交流电机驱动的设备出力到0，电机电流显示为0。
4）各直流设备联动。
5）柴油发电机联动。
8.4.4.2原因：
1）出现以下情况,6KV厂用备用电源未自投。
A）线路故障。
B）主变、高厂变保护动作。
C）主变500KV侧开关误跳闸
2）继电保护装置误动作。
8.4.4.3处理：
1）值班员根据表计指示的变化、继电保护动作情况和设备外部迹象判断出机组厂用电中断后，立即向值长汇报。
再由值长向单位各级领导和上级值班调度员汇报事故情况，若有必要还可以联系调度及有关变电所，询问事故的情况。
并及时通知燃料、集控、灰硫和化学等专业做好设备安全停运工作。
2）检查主机直流润滑油泵、直流密封油泵、两台小机直流油泵联启，主机润滑油母管压力正常，油氢差压正常，应破坏真空紧急停机且发电机紧急排氢。
3）确认汽轮机、发电机跳闸，高中压主汽门、调门、补汽门，高排逆止阀、各抽汽逆止门、抽汽电动门关闭，汽机本体疏水门、高排通风阀自动开启（转速下降后手动关闭），汽机转速下降，关闭高、低压旁路，主、再热蒸汽管道、汽机本体、抽汽管道上的所有疏水门及其前手动门，切断所有至凝汽器的疏水（确认机组停运情况正常后，根据各疏水门重要程度关闭相关阀门）。
锅炉启动疏水泵至凝汽器电动门确保关闭，防止热水排至凝汽器。
4）确认高压旁路开启后关闭，锅炉不超压，低压旁路不动作。
5）锅炉侧按锅炉MFT处理。
重点检查空预器的气动马达投入正常，强制提升空预器LCS系统的各扇形密封装置。
6）检查柴油发电机启动，保安段恢复正常供电。
否则按下“启柴油发电机”事故按钮，启动柴油发电机组。
若还不成功，应安排人员去柴发小室，手动启动。
柴油发电机确不能启动，则应加强检查直流220V、110V母线电压及蓄电池运行情况，保证重要设备安全停运。
7）待保安段电压恢复正常后，及时恢复主机交流油泵、交流密封油泵、顶轴油泵、火检风机、空预器辅马达、小机交流油泵、高低压旁路油站、分疏箱液位控制阀油站、锅炉启动循环泵的事故冷却水泵的运行，并停运相关的直流油泵。
恢复UPS、直流220V、直流110V的正常运行方式。
8）按循环水中断处理，关闭高、低压旁路、主、再热蒸汽管道、汽机本体、抽汽管道上的所有疏水门及其前手动门，切断所有至凝汽器的疏水。
9）联系老厂供应辅汽，并维持辅汽参数正常
10）关闭两台给水泵的卸荷水手动门，开启给水泵密封水回水至地沟的放水门，防止小机油中进水。
11）严密监视仪用空气压力，失气后按仪用气中断处理。
12）检查发电机出口开关、灭磁开关确已断开，拉开发电机出口闸刀。
检查因低电压或其它热工保护跳闸的6KV开关确已断开。
13）汽机惰走期间，应注意倾听机组各部分声音正常，重点监视汽机的振动、轴向位移、上下缸温差、瓦温、润滑油供油压力、温度等参数。
14）汽机转速低于120rpm，检查盘车自动投入。
若保安段未能恢复供电，应在转速到0进行人工手动盘车。
15）事故处理期间，应加强柴油发电机及其燃油箱液位、UPS、直流母线电压的检查。
16）安排相关人员去电子间确认保护动作的正确性。
17）厂用电恢复送电
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