火电厂事故处理及预案综合.docx

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火电厂事故处理及预案综合

火电运行与事故处理

目　　　　　　录

第一章　事故处理总则

第一节　事故处理原则

1.尽快限制事故发展，消除事故根源并解除对人身及设备安全的威胁；

2.设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常，尽量使机组不减或少减负荷，降低对临机及电网的影响；

3.各专业协调配合,调整运行方式使其恢复正常；

4.降低汽、水、油、煤、厂用电消耗，减少事故损失。

第二节　事故处理的一般程序

1.根据声光报警信号、表计指示、保护和自动装置动作情况及现场设备故障现象，正确判断事故发生的部位及事故性质，确定处理思路与步骤；

2.解除对人身及设备安全的威胁，隔离故障设备，保证其它设备正常运行；

3.设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常，尽量使机组不减或少减负荷，减少对临机及电网的影响；

4.保证无故障设备的正常运行，及时投入备用设备；

5.通过检查、分析、试验，确定事故范围、处理方案及损失情况；

6.调整运行方式使其恢复正常；

7.真实准确记录事故发生的时间、现象、保护及自动装置动作情况、事故处理经过、事故性质、涉及范围、损失情况及故障设备的处理方案,汇报相关人员；

8.，吸取经验教训，48小时内提交事故报告。

第二章　事故停运规定

第一节　发电机事故停运规定

1.发电机遇到下列情况之一时，应紧急解列停机；

1.1发电机、主励磁机内有摩擦声、撞击声或振动突然增大超过0.254mm时；

1.2发电机机壳内氢气发生爆炸或冒烟着火时；

1.3发电机出线套管、中性点PT柜内有氢气泄漏侵入发生爆炸或冒烟着火时；

1.4发电机内部故障保护装置或开关拒动时；

1.5发电机外部发生长时间的短路故障保护未动作，发电机定子三相电流表指针到刻度最大极限位不下降，定子电压剧烈降低无法维持且发电机后备保护拒动时；

1.6发电机无保护运行时（直流系统查接地和直流保险熔断能立即恢复者除外）；

1.7发电机出线侧PT或中性点侧PT着火冒烟时；

1.8无刷励磁系统发生接地而且无消除的办法时；

1.9发电机发生失磁而失磁保护拒动时；

1.10发电机定子线圈引出线侧漏水并伴随有发电机定子接地现象，且发电机定子接地保护拒动时；

1.11发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时；

1.12发变组一、二次系统发生直接威胁到人身或设备安全的危急情况；

1.13主变压器、厂用高压变压器发生需紧急停运条件之一时。

2.发电机遇到下列情况之一时，应请示生产副总经理同意，发电机解列停机：

2.1发电机无主保护运行（短时停运作试验除外）；

2.2无刷励磁系统故障，故障原因不清,无功负荷带不上，功率因数超过0.95以上（即无功负荷为有功负荷的1/3以下时）；

2.3发电机进风温度超过50℃,出风温度温度异常升高，且高达75℃以上经采取措施仍无效时；

2.4发电机定子线圈出水温度超过85℃，或发电机定子线圈温度超过90℃经采取措施仍无效时；

2.5当发电机定子线圈或氢冷却器有渗漏水现象时，机内冷氢气绝对湿度若高于（或露点温度-18℃），即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于1g／m3（或露点温度-18℃），经采取措施仍无效时；

2.6发变组一次系统发生一点接地，当确认并非PT一次保险熔断，而且外部检查无明显可清除的接地点，寻找时间已超过30分钟时。

第二节　汽轮机事故停运规定

1.在下列条件下，应立即破坏真空紧急停机：

1.1汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声时；

1.2机组轴振动达到0.254mm时；

1.3汽轮机发生水冲击时；

1.4机组转速升至3330rpm，而危急保安器不动作时；

1.5汽轮发电机组任意一个轴承断油、冒烟、着火或轴承回油温度急剧上升至82℃；

1.6油系统着火无法立即扑灭，严重威胁机组安全运行时；

1.7油系统大量漏油，主油箱油位下降到-400mm，无法补救时；

1.8发电机、励磁机冒烟着火或氢气爆炸时；

1.9汽轮机轴向位移小于-1.02mm或大于1.01mm，而保护不动作时；

1.10汽轮机任意一轴承（#1、2、3、4瓦）金属温度达到112℃，发电机、励磁机任意一轴承（#5、6、7瓦）金属温度达到107℃，汽轮推力轴承任意一金属温度达到107℃时；

1.11润滑油压下降至0.06MPa，虽经启动润滑油泵仍无效时；

1.12汽轮机胀差小于1.0mm或大于18.98mm；

1.13轴封处发生多点火花或火环时。

2.在下列情况下，应请示生产副总经理同意，按不破坏真空故障停机：

2.1主蒸汽、再热蒸汽温度达到565℃，连续运行时间超过15分钟仍不能恢复或超过565℃时；

2.2主蒸汽、再热蒸汽左、右侧主汽门前温差达至42℃连续运行超过15分钟，仍不能恢复或超过42℃时；

2.3主蒸汽、再热蒸汽温度下降至460℃，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至454℃时；

2.4主蒸汽压力波动，汽机自动主汽门前压力升高超过17.414MPa，并且连续运行超过5分钟或超过21.58MPa时；

2.5凝汽器真空降低至-0.068MPa，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至-0.066Mpa；

2.6低压缸排汽温度高达121℃，连续运行超过15分钟或超过121℃时；

2.7发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时；

2.8发电机定子线圈出水温度超过85℃时；

2.9达到机组保护动作条件，而保护拒动时；

2.10DEH工作失常，不能控制转速或负荷时；

2.11EH油泵或EH系统故障，危及机组安全运行时；

2.12主、再热蒸汽管道，高、中、低压给水管道或承压部件破裂，机组无法运行时。

第三节　锅炉事故停运规定

1.遇有下列情况之一，应申请停炉：

1.1锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经处理无效；

1.2锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除；

1.3锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行；

1.4受热面金属壁温严重超温，经调整无法恢复正常；

1.5蒸汽温度超过允许值，经采取措施无效；

1.6所有汽包低位水位计损坏；

1.7两台电除尘器故障无法在短时间恢复；

1.8控制气源失去，短时间无法恢复；

1.9运行中一台空气预热器故障跳闸，短时间无法恢复；

1.10安全门起座经采取措施不回座。

2.遇有下列情况之一，手动MFT紧急停止锅炉运行：

2.1MFT达动作条件而拒动作；

2.2给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或危及人身、设备安全；

2.3水冷壁管、省煤器管爆管无法维持正常汽包水位；

2.4所有汽包水位计损坏；

2.5锅炉压力不正常的升至安全门动作压力，所有安全门拒动作且40％旁路不能投入、动力排放阀不能开启；

2.6锅炉尾部烟道发生二次燃烧；

2.7炉膛或烟道发生爆炸，使设备遭到严重损坏；

2.8锅炉灭火；

2.9热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数；

2.10两台扫描风机故障停运无法恢复；

2.11再热汽源中断且管壁温度超限；

2.12锅炉房发生火灾，影响锅炉安全运行。

第四节　变压器事故停运规定

1.变压器运行中发生下列情况之一时应紧急停运：

1.1瓷套管爆炸或破裂，瓷套管端头接线开断或熔断；

1.2变压器着火冒烟；

1.3变压器渗漏油严重，油面下降到瓦斯继电器以下；

1.4防爆膜破裂，且向外喷油；

1.5释压器动作喷油（主变、厂高变、#03备高变）；

1.6油色变化过度发黑，油内出现游离碳；

1.7变压器本体内部有异常音响，且有不均匀的爆破声；

1.8变压器无保护运行（直流系统瞬时接地和直流保险熔断及接触不良但能立即恢复者除外）；

1.9变压器保护或变压器高低压侧电源开关故障拒动；

1.10变压器轻瓦斯动作发出信号，收集排放的气体检查鉴定为可燃性气体或黄色气体；

1.11变压器电气回路发生威胁人身安全或设备安全的危急情况，而不停运变压器无法隔离电源者；

1.12变压器在正常负荷及正常冷却条件下，环境温度无异常变化，且油温不正常升高并不断上升，超过最高温度允许值时；

1.13强油循环风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。

如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，在这种状态下冷却系统故障在1h内无法恢复，应立即停运。

2.允许先联系后停运变压器的条件：

2.1瓷套管有裂纺纹，同时有放电声；

2.2高压侧或低压侧引线严重过热，但未溶化；

2.3变压器连接引线有断股或断裂现象；

2.4变压器顶部有落物危机安全运行，不停电无法消除者；

2.5变压器本体严重漏油；

2.6变压器在正常过负荷和正常冷却条件下，温度不正常升高，但未超过最高允许值；

2.7变压器声音异常但无放电者；

2.8变压器的油色和油位不正常，油质不合格；

2.9变压器事故过负荷引起局部过热者；

2.10变压器冷却装置故障短期内无法修复者。

第五节　汽动给水泵事故停运规定

1.汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应立即破坏真空紧急停机：

1.1泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时；

1.2小机发生水冲击时；

1.3油系统着火无法立即扑灭，并危胁到泵组安全运行时；

1.4任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75℃；

1.5小机油箱油位下降至-200mm，经采取措施无效时；

1.6润滑油压降低至0.10MPa，启动备用交流油泵和直流润滑油泵后，油压继续下降至0.08MPa时；

1.7轴向位移超过±1.2mm时；

1.8前置泵电动机冒烟着火时。

2.汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应立即不破坏真空故障停机：

2.1小机转速达到6050rpm，而危急保安器未动作时；

2.2泵体大量泄漏或蒸汽管道，高、低压给水管道破裂无法隔离，危胁到人身及设备安全；

2.3润滑油压降低至0.10MPa，启动交流油泵和直流润滑油泵后，油压仍不能恢复正常时；

2.4排汽真空降低至－46.03MPa，不能恢复时；

2.5高、低压自动主汽门门杆同时卡涩，无法活动时；

2.6给水泵汽化时；

2.7任意一轴承回油温度超过70℃时；

2.8前置泵电流达到28.6A，减负荷无效时；

2.9达跳闸条件，保护拒动时。

第六节　电动给水泵事故停运规定

1.电动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应紧急停运：

1.1泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时；

1.2任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75℃时；

1.3电动机冒烟或着火时；

1.4油系统着火，无法立即补灭，并危及到泵组安全运行时；

1.5润滑油压降低至0.10MPa，启动辅助油泵后，油压继续下降至0.08MPa时；

1.6工作油冷却器入口温度高于130℃或偶合器内冒烟着火时；

1.7偶合器油箱油位降低至零，经补油无效时；

1.8达跳闸条件，保护拒动时；

1.9泵体大量泄漏或高、低压给水管道破裂无法隔离，威胁到人身及设备安全时。

2.遇有下列情况之一，申请停止电动给水泵：

2.1给水泵汽化时；

2.2任何一个轴承回油温度超过70℃时；

2.3润滑油压降低至0.10MPa，启动辅助油泵后，油压仍不能恢复正常时；

2.4电动机电流达到607A，减负荷无效时。

第七节　电动机事故停运规定

1.电动机在运行中发生下列情况之一时，应立即停运：

1.1发生剧烈振动或窜轴，有损坏设备危险时；

1.2电动机轴承温度不正常升高或超过规定值时；

1.3电动机转子和定子严重摩擦或冒烟着火时；

1.4辅机的转子与外壳发生严重摩擦或撞击时；

1.5辅机发生火灾或被水淹时；

1.6危及人身安全时。

第三章　主机部分事故处理

第一节　机组跳闸

1.现象：

1.1警铃响，“××保护动作”、“汽机跳闸”、“炉MFT”光字发；机组负荷到零；

1.2发电机主开关、灭磁开关跳闸；快切动作，厂用切换至备用电源接带；发变组各参数指示全部回零；

1.3汽轮机跳闸，主汽门、调速汽门关闭，转速明显下降；

1.4炉MFT动作并显示首次跳闸原因；CRT火焰检测器无火焰，火焰TV无火焰；运行中的一次风机、磨煤机、给煤机跳闸；炉膛负压突然负向增大并报警；汽包水位先低后高；汽温、汽压快速下降。

2.原因：

2.1机组内部故障或外部短路故障，继电保护动作跳闸；

2.2因机组失磁或断水等辅助保护动作跳闸；

2.3机、炉系统发生故障，手动紧急停机或机、炉保护动作跳闸；

2.4直流系统发生两点接地，造成控制回路或继电保护误动作；

2.5人员误碰、误操作或继电保护误动作。

3.处理要点：

3.1确认进入炉内的所有燃料确已切断，MFT动作所有设备联动正确；

3.2检查汽机高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭严密，机组转速下降，防止机组超速；及时启动主机交流润滑油泵，检查油压正常，防止断油烧瓦；

3.3确认发电机主开关三相确已断开，厂用电源切换正常。

4.处理：

4.1确认锅炉灭火，MFT动作；汽机跳闸，主汽门、调门关闭，转速明显下降，主机交流润滑油泵已联启，油压正常；发电机主开关三相跳闸，灭磁开关跳闸，6KV厂用快切动作正常，备用电源自投成功，否则立即手动执行；

4.2检查以下设备联动，否则手动立即执行：

4.2.1运行中的一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸；

4.2.2所有油枪角阀及来、回油跳闸阀关闭；

4.2.3过热器、再热器减温水总阀关闭；

4.2.4汽机高、低压加热器、各段抽汽解列；

4.2.5汽机高、低压门组疏水联开；

4.2.6除氧器汽源自动切换至辅汽；

4.3切换轴封、辅汽汽源，开启汽机手动疏水；

4.4控制炉膛负压正常，保持30－40％风量吹扫炉膛10分钟（如因烟道二次燃烧停炉，禁止通风）；

4.5启电泵，停A、B汽泵，保持汽包最高可见水位；

4.6主机转速至零,投盘车；

4.7检查引起机组跳闸的原因并处理：

4.7.1如因机炉保护动作机组跳闸，查明故障原因，待故障消除后，启动机组运行；

4.7.2如属发变组内部故障保护动作引起发变组主开关跳闸时，对发变组系统及其相关的设备进行详细的外部检查，查明有无着火冒烟、焦臭味、放电或烧伤痕迹等外部象征；如果没有发现明显的故障象征且保护未误动，应汇报生产副总同意后进行发电机零起升压测试检查，若无异常现象时可将发变组并网恢复正常运行；若发现明显的故障迹象，立即停机联系检修处理；

4.7.3若属电力网造成的系统故障，引起开关失灵保护或330KV母线保护动作导致发变组主开关跳闸时，应首先恢复机炉运行，待故障点隔离后将发变组重新并网恢复机组正常运行；

4.7.4若属励磁系统故障引起发变组主开关自动跳闸时，应对励磁系统进行详细的检查，视具体情况再作相应的处理；

4.7.5如跳闸之前强励及故障录波器均未动作，参数分析无电流冲击现象，且电网运行正常，检查是否保护误动，如保护误动，应申请退出该保护恢复机组运行，并联系检修处理；

4.7.6如由于人员误动主开关跳闸，则应立即恢复机组运行；

4.7.7如因辅机故障引起机组跳闸，启动备用转机或故障消除后，启动机组运行；

4.7.8如短时间故障无法消除，做好停机后其它工作。

第二节　发电机失磁

1.原因：

1.1励磁机或励磁回路故障；

1.2转子绕组或励磁回路开路、短路；

1.3AVR装置故障。

2.现象：

2.1警铃响，“失磁动作”保护光字发；

2.2无功表指示反向（负值），发电机机端电压、厂用母线电压降低；临机无功增大；

2.3有功表指示降低且摆动；

2.4定子电流表指示升高并摆动；

2.5功率因数表指示进相；

2.6机组转速升高；

2.7励磁回路短路，励磁电流下降或为零；若励磁回路开路，主励磁机励磁电压表指示值升高；

2.8失磁保护动作，发电机主开关、灭磁开关跳闸，厂用快切装置启动；汽机OPC保护动作，机组甩负荷；

2.9有可能引起系统振荡。

3.处理要点：

3.1判断失磁原因:

3.2如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；

3.3如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；

3.4如励磁回路开路，投工频励磁；

3.5如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；

3.6机组快速减有功，临机尽快提高无功出力；

3.7失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；

3.8故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸后解列发电机，以防止机组超速；检查炉MFT动作。

4.处理：

4.1判断失磁原因并做相应处理：

4.1.1如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；

4.1.2如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；

4.1.3如励磁回路开路，投工频励磁；

4.1.4如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；

4.2机组快速减有功，控制机组转速在3090rpm以下；临机尽快提高无功出力，并汇报调度提高系统电压；

4.3若失磁引起系统振荡，经处理无效时，应立即将失磁发电机解列；

4.4如发电机励磁恢复，调整发电机机端电压正常；根据故障现象，检查发电机励磁回路；低励限制功能是否正常；励磁系统各开关、刀闸是否运行正常；AVR装置、旋转整流盘保险是否熔断，并根据熔断回路数接带有、无功负荷；

4.5发电机失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；

4.6故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸，发电机解列，以防止机组超速；检查炉MFT动作；

4.7如发电机失磁保护动作，应检查6KV厂用快切装置动作正常；汽机OPC保护动作，机组转速控制在3090rpm以下，锅炉调整燃烧，控制主、再热蒸汽参数，维持机组定速运行；如机组超速保护动作，按机组跳闸处理。

第三节　发电机振荡或失去同步

1.现象：

1.1有功、无功大幅度摆动；

1.2定子电流剧烈摆动，并超过正常值；

1.3发电机频率、定子电压摆动，电压显示偏低；

1.4主励励磁电流、电压在正常值附近摆动；

1.5强励可能动作；

1.6发电机失磁引起，发电机转速上升，发电机进入异步运行工况；

1.7系统振荡引起，发电机各表计摆动与系统方向相同，摆动幅值低于系统摆动幅值；振荡由发电机引起，发电机各表计摆动与系统方向相反，摆动幅值高于系统摆动幅值；

1.8调速系统故障引起，调门、转速、负荷摆动较大；

1.9一次调频频繁动作；

1.10主汽压力、流量在较大范围内波动；

1.11发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍；

1.12可能引起发电机失步、低频、过激磁、过流、失磁等保护动作。

2.原因：

发电机振荡的根本原因在于发电机功角超过90度，而引起功角变化的原因在于有功负荷增加或无功负荷的减小。

具体原因如下：

2.1系统线路跳闸、大容量机组跳闸造成系统大量有功缺额；

2.2发电机一次回路发生短路故障；

2.3汽轮机调速系统故障，造成有功突增；

2.4系统无功过剩，导致发电机自动减励磁，造成发电机欠励、失磁；

2.5发电机励磁系统故障，误调节，限制器未能可靠动作；

2.6系统振荡诱发发电机振荡；

2.7非同期并列。

3.处理要点：

3.1立即增加无功；

3.2振荡过程中间，不许采用并列方法切换厂用；

3.3根据表计指示和摆动方向，判断振荡原因是由系统还是本机引起，并采取不同的处理方法；

3.4发电机振荡并造成失步时，立即降低有功负荷，无效时解列发电机，防止超速和发电机过电压。

4.处理：

4.1首先应增加各机组无功，判断是系统振荡引起的还是本机组振荡引起的；如振荡逐渐趋向稳定，调整有、无功负荷，使功角恢复至稳定范围，如振幅越来越大，根据系统频率，增加相邻机组负荷，降低振荡机组负荷，增加负荷的幅度应不得使相邻机组过负荷；

4.2对于励磁“手动”方式运行的发电机，应尽可能增加发电机无功，在频率允许及炉燃烧工况稳定时可停磨来降低发电机有功负荷，以创造恢复同期的有利条件；

4.3系统振荡时，退出机组协调控制系统及DEH一次调频；根据频率增减有功负荷，并密切注意机组重要辅机的运行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内；

4.4若在振荡过程中已引起强励动作，10秒时间以内不准人为的调节励磁电流、电压；若强励动作１0秒钟后不能自动排强时，应及时切手动，并注意调节发电机有、无功功率，使发电机定子三相电流不超过允许值；

4.5振荡引发失步，失步保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；

4.6若是由于系统振荡引起，应视现场具体情况根据调度命令按全网统一的处理步骤进行处理；

4.7系统振荡时失步、失磁等发变组保护动作跳闸，按机组跳闸处理；

4.8若由于发电机失磁或欠励造成系统振荡，如强励保护动作，在自动排强前不得人为干预，如10秒钟未自动排强，立即切手动，如自动励磁调节器故障导致失磁，立即投入工频励磁，如失磁保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；

4.9如调速系统失灵，立即将DEH切手动进行负荷调节，仍无法维持有功负荷稳定，立即打闸停机；

4.10发变组外部发生短路故障，发电机电流至最大值，定子电压剧烈降低，后备保护拒动时，应立即解列发电机；

4.11发电机发生非同期并列，按非同期并列事故进行处理；

4.12紧急解列时，应注意有、无功负荷到零，防止机组超速或过电压；

4.13发电机解列后，应查明原因，消除故障后方可将发电机重新并网。

第四节　发电机非同期并列

1.现象：

1.1同步表指针指示在同步点位置，电压差表、频率差表指示在“0”位，并均有轻微摆动；

1.2发电机各表计指针剧烈摆动，尤其定子三相电流摆动最为剧烈；

1.3系统功率供需关系失衡，导致系统电压、频率波动，甚至导致振荡、失步；

1.4发电机失步、过流等保护可能动作，相应保护动作光字牌亮，警铃响；主开关有可能跳闸；

1.5发电机发出沉闷、刺耳的吼声；

1.6汽轮发电机组振动增加；

1.7故障录波器动作，相应光字牌亮。

2.原因：

2.1同期装置故障，非同期闭锁继电器TJJ误整定或损坏、失灵，电压相位补偿错误；

2.2发电机或系统电压互感器断线、故障或误差过大；

2.3主开关故障或开关固有合闸时间过长；

2.4系统或发电机在并列瞬间突然故障（如系统短路、线路跳闸、瓦解；励磁开关跳闸、汽机跳闸等）导致非同期并列；

2.5汽机调速系统、发电机励磁系统故障，发生转速、励磁误调节；

2.6手动准同期并列时，提前合闸角度掌握不好，远离同步点合闸；

2.7自动准同期并列时，在同步点后启动同期装置。

3.处理要点：

3.1防止由于发电机非同期并列，造成系统振荡、瓦解，减少对系统的影响；

3.2处理过程中，应根据当时的事故情况决定处理的方向，如影响较小，机组已拉入同步，经检查无异常，可监视运行，并消除非同期并列原因；

3.3如引发发电机振荡、系统振荡、发电机冲击较严重、伴随有其它故障，应立即解列发电机；

3.4发电机承受巨大的扭转电动力冲击，可能致使定子绕组端部、转子因机械力损坏，绝缘破坏，解列后应对发电机绝缘进行检查；

3.5发电机主开关灭弧能力受到考验，灭弧困难，导电部件过热，应对其进行检查、测试。

4.处理：

4.1如发电机主开关未跳闸，发电机已拉入同步，且并列时冲击较小，对发电机未产生明显破坏，应立即对发电机全面检查，分析原因，并予以消除，无异常时可监视运行；