鲁达 一、厂用电消失危险性分析：
1、厂用电中断一般是由于电气原因引起的，厂用电源消失危害性较大，属于电力生产较为严重的事故，若处理不及时，可能造成事故扩大，造成全厂停电，威胁电力系统的安全运行。
2、若部分厂用电失电，会引起机组甩负荷，被迫降出力运行，机组调整不及时，会造成发变组全停事故。
3、厂用电失电时，若柴油机不能快速启动恢复保安段带电，将影响机组主机和重要辅机安全停运。
二、厂用电消失的处理：
1、厂用电失电时直流油泵会联启运行，检查机组直流系统是否正常运行，直流油泵运行后，运行人员应密切监视直流母线运行情况，防止电压过低。
2、检查发变组出口开关和灭磁开关是否均已跳闸，若未跳闸，确认汽轮机主汽门关严后，手动拉开发变组出口开关及逆变灭磁，解列发变组运行。
3、检查厂用电运行情况，分析失电范围及可能造成的影响。
4、根据保护动作情况及时查找故障点，并进行隔离，迅速恢复不受影响的设备。
5、单段母线失电后，检查6kV干式变压器所对应的400V母线也失电，可将干式变压器高、低压侧开关拉开，合上联络开关恢复400V母线运行。
6、若因机组跳闸造成厂用电全部消失，立即通知机组人员，拉开母线上所有失电的电气设备，迅速合上相关厂用段备用电源开关恢复母线供电，防止设备群启造成高备变过流再次导致厂用电消失，母线恢复供电后，应逐一启动设备。
7、厂用电消失后，检查柴油发电机组启动正常，柴油机未自动启动时，迅速手动启动柴油机运行，保证保安段运行正常，事故照明运行正常，机组直流系统、UPS及其负荷运行正常。
8、厂用电恢复过程中要注意负荷重要性，防止设备群起。
三、厂用电消失的原因：
1、外部因素有电网、输电线路、其他电气故障引起保护动作导致跳机且工作电源失电无法切至备用电源。
2、内部因素有厂用电切换装置故障，厂用电切换不成功；厂用电切换成功后因备用电源回路出现故障而引起断路器跳闸失电；6kV母线存在明显电气故障跳开对应工作和备用进线开关。
3、快切装置或备用电源退出运行期间，机组突发事故跳机，导致厂用电源消失。
四、两台机组跳闸处理预案：
电气处理步骤：
1、单台机组厂用电某一段切换不成功（两组人同时操作需1小时）
1.1正常切换厂用电时或机组跳闸后，运行监盘人员应首先检查厂用电是否切换成功，如果厂用电某一段切换不成功，应第一时间检查400V保安段切换是否正常。（00:00-00:05）
1.2如果保安段电源未切换时，运行人员应拉开保安段失电电源开关，检查400V保安段切换正常，保安段母线带电。机组跳闸后若发变组出口开关及灭磁开关未跳闸时，应及时手动拉开发变组出口开关及逆变灭磁，防止发电机逆功率。（00:00-00:10）
1.3集控人员在DCS上复位跳闸的EH油泵、小机润滑油泵，防止电源恢复后自启动造成汽轮机转速降到零后损坏转子。（00:05-00:10）
1.4电气人员应分两组进行事故处理，第一组电气人员应将母线上各负荷开关远方或就地拉开或打跳6kV失电母线上所有负荷开关，并拉开低压厂变低压侧开关，检查无异常，合上400V失电母线联络开关，对失电母线冲击送电，同时，检查运行低压厂变负荷情况，防止变压器过负荷运行。（00:10-00:25）
1.5运行人员应及时检查各保护装置有无其它保护动作，如果无保护动作，应试合6kV厂用母线备用电源进线开关一次，恢复6kV失电母线带电，母线恢复后，对失电低压厂变冲击送电，恢复400V母线运行，启动6kV设备时，电气人员应加强6kV母线电压的监视，必要时调整高备变档位提高6kV母线电压水平（防止6kV母线电压过低造成二次跳闸）。（00:25-00:40）
1.6另外一组电气人员应检查发变组保护动作情况及动作的正确性，脱离发变组保护A、B屏“关主汽门”、脱离发变组保护C屏“热工保护启动跳闸”、“主变和高厂变非电量关主汽门”保护压板，投入发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板。如果跳机不是电气原因引起，则电气人员应做好机组热备用转运行准备。如果是电气保护动作跳机，电气人员应根据保护动作情况加强对现场设备进行排查，故障点明显时，应及时隔离故障点，做好安全措施进行处理，如果故障点不明显，且长时间不能查找原因，应经调度同意，将发变组转冷备用，对各设备逐一隔离排查，直到故障点查明、消除后，方可恢复。（00:40-01:00）
2、单台机组厂用电两段都切换不成功（两组人同时操作需2小时左右）
2.1机组跳闸后，电气监盘人员应首先检查厂用电是否切换成功，如果发现两段6kV厂用电都切换不成功，应首先检查柴油发电机是否启动带载，如果未启动，运行人员应立即手动启动柴油发电机，使柴油发电机进行带载运行。（00:00-00:20）
2.2集控人员在DCS上复位跳闸的EH油泵、小机润滑油泵，防止电源恢复后自启动造成汽轮机转速降到零后损坏转子。运行人员应将母线上各负荷开关远方或就地拉开或打跳6KV失电母线上所有负荷开关，拉开低压厂变低压侧开关，并检查各保护装置及快切装置有无其它保护动作或故障现象，经全面检查无异常后，可试合6kV厂用段备用电源进线开关一次，如果试合成功，逐一对低压厂用变进行冲击，恢复400V各段母线及其他母线运行，保安段母线工作电源恢复运行后，及时停止柴油发电机运行。（00:20-01:00）
2.3如果6kV厂用段备用电源进线开关试合不成功，禁止再进行试合操作，必须查明具体原因消除后方可恢复送电，此时，运行人员要加强对运行机组及公用系统监视。（01:00-01:30分）
2.4同时电气人员应检查发变组保护动作情况及动作的正确性，脱离发变组保护A、B屏“关主汽门”、脱离发变组保护C屏“热工保护启动跳闸”、“主变和高厂变非电量关主汽门”保护压板，投入发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板。如果跳机不是电气原因引起，则电气人员应做好机组恢复准备。如果是电气保护动作跳机，电气人员应根据保护动作情况加强对现场设备进行排查，故障点明显时，应及时隔离故障点，做好安全措施进行处理，如果故障点不明显，且长时间不能查找原因，应经调度同意，将发变组转冷备用，对各设备逐一隔离排查，直到查明故障点消除后方可恢复。（01:30-02:00分）
3、两台机组同时跳闸、两台机组厂用电切换成功（两组人员同时进行操作需1小时）
3.1两台机组同时跳闸后，检查两台发变组出口开关，灭磁开关已跳闸，6kV 厂用电切换成功后，复位各失电开关。若高备变运行正常，及时切除部分负荷，防止高备变过负荷。机组跳闸后若两台发变组出口开关及灭磁开关未跳闸时，应及时手动拉开发变组出口开关及点击DCS内逆变灭磁按钮，避免发电机出现逆功率或误强励。到保护室检查保护装置动作情况，并将动作情况汇报值长，复归保护装置。脱离发变组保护A、B屏“关主汽门”、脱离发变组保护C屏“热工保护启动跳闸”、“主变和高厂变非电量关主汽门”保护压板，投入发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板。（00:00-00:20）
3.2查找故障点，根据故障点确定做措施，检修处理完毕，机组冲转，机组转速达2500r/min时，开始发变组由热备用转运行操作。机组3000r/min建立电压，就地进行投压板和同期操作（注意：同期装置启动前，将同期装置复位一次后，再启动同期装置），汽机人员同期允许后，机组进行并网操作，检查系统频率与本机频率差＜0.15HZ，机组开关闪光后，复位开关，检查机组有功、无功、电流正常，调整无功负荷在合理范围内，检查发电机各部温度正常。
脱离两台发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板”。（00:10-00:30）
3.3机组带负荷过程中，注意机组无功功率的监视调整，确保功率因数在正常范围内，机组其它运行参数正常，风冷系统正常；机组负荷120MW以上，机组运行稳定，进行厂用电切换，联系热机人员注意辅机运行情况。厂用电切换前注意厂用电压与备用电压差值不可过大，厂用电切换后，注意厂用电压正常，高备变低压侧电压正常。（00:30-01:00）
4、两台机组同时跳闸、两台机组厂用电失电（大约需要3小时）
4.1厂用电消失时，首先应检查柴油发电机启动及运行情况，检查汽机、锅炉保安段、脱硫保安段是否受电恢复正常。检查应急照明运行正常，各机组直流系统、UPS及其负荷运行正常。若柴油发电机没有启动时，检查无异常报警信号后立即在DCS内进行远方启动或在操作盘上按下硬操按钮启动，仍无法启动时立即就地进行启动，就地启动后检查400V机、炉、脱硫保安系统恢复正常，并告知其他相关专业有关事故负荷（如盘车、大机交流油泵、顶轴油泵、小机交流油泵等）恢复情况。（00:00-00:20）
4.2检查各发变组出口开关及发电机灭磁开关FMK已跳闸，并复位各开关，脱离发变组保护A、B屏“关主汽门”、脱离发变组保护C屏“热工保护启动跳闸”、“主变和高厂变非电量关主汽门”保护压板，投入发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板。（00:00-00:10）
4.3立即检查保护室保护装置及故障录波装置的动作情况，汇报电气运行班长、值长，检查发变组保护等各级保护动作情况，并及时联系会同电气检修人员查找故障点及事故应急处理。（00:10-00:20）
4.4机组跳闸后应检查400V汽机、锅炉MCC，汽机、锅炉保安段、脱硫保安段低压电机跳闸情况。
4.5拉开6kV工作段、炉后集中段所有失电开关，拉开汽机、锅炉、除尘、照明等失电变压器的高、低压侧开关，联系机、炉、脱硫人员复位所有跳闸及失电的设备，防止电源恢复时设备群起或变压器低压侧开关冲击，造成事故扩大。（00:20-01:00）
4.6厂用电消失时，第一时间检查高备变保护动作情况及快切装置切换不成功原因，若因备用电源进线开关卡涩或机构故障时应立即检查开关故障情况，将开关拉至检修位置交由检修人员处理，待故障处理后，检查6kV失电母线所有负荷开关都在分闸位置后，合上6kV失电A、B段备用电源进线开关，恢复6kV母线供电。若因快切装置告警或装置故障时，应立即检查高备变及备用电源进线开关有无异常，若检查高备变及备用电源进线开关无故障时，可手动合上备用电源进线开关，恢复6kV失电母线供电。（01:00-01:20）
4.7若厂用电切换不成功是因高备变回路故障时，应立即检查高备变保护动作情况，综合判断是否为保护误动，若为保护误动，检查高备变本体油温、油位及设备无异常后合上高备变高压侧开关。若高备变高压侧开关本体故障或高备变本体、主回路故障造成高备变跳闸后应立即将高备变转检修，待检修处理完毕后立即将高备变转运行，恢复6kV母线供电。（01:20-01:40）
4.8若6kV母线电源不能立即恢复时，派专人在就地监视柴油机的运行情况，检查柴油机发电机油位、温度、压力、电压、电流变化等，发现异常告警或其他异常时及时汇报。
4.9因设备跳闸后电机启动频繁、直流油泵启动等，电气监盘人员应密切注意直流母线电压正常，以保证恢复厂用电时开关合闸和继电保护电源正常，若母线电压下降过快，应拉掉一些不重要的负荷，尽一切可能的措施，保证蓄电池的供电时间。
4.10若#6、#7机组厂用电消失时，6kV化水变、循环水变及400V化水、循环水段母线将失电，机组人员做好循环水泵跳闸或失电的事故预想，特别是循环水泵出口蝶阀状态，防止循泵出口蝶阀联开循环水倒水。电气人员立即拉开6kV化水变、循环水变高、低压侧开关。若短时间不能恢复时应合400V化水、循环水联络开关恢复400V化水、循环水段母线供电，合闸前检查失电的化水变、循环水变低压侧开关确在分闸位置。（01:40-02:00）
4.11待高备变或备用电源进线开关恢复后，合备用电源进线开关恢复6kV失电母线，合6kV炉后集中段段馈线、进线开关恢复炉后集中段母线，冲击6kV汽机变、锅炉变、除尘变、检修变恢复400V机组厂用电源，检查各负荷开关受电正常。检查400V汽机、锅炉保安段切换正常，停运柴油发电机。（02:00-02:30）
4.12待母线受电后及时通知机组人员启动相应设备，为防止设备群起导致6kV母线失电，应及时提醒机组人员逐一启动（期间严密注意高备变及6kV母线运行情况，如有异常及时汇报处理）。机组正常启动后电气人员应及时做好并网接待负荷的准备。（02:30-03:00）
5、全厂厂用电消失（大约需要5小时）
5.1厂用电消失时，首先应检查柴油发电机启动及运行情况，检查汽机、锅炉保安段、脱硫保安段是否受电恢复正常。检查应急照明运行正常，各机组直流系统、UPS及其负荷运行正常。若柴油发电机没有启动时，检查无异常报警信号后立即在DCS内进行远方启动或在操作盘上按下硬操按钮启动，仍无法启动时立即就地进行启动，就地启动后检查400V机、炉、脱硫保安系统恢复正常，并告知其他相关专业有关事故负荷（如盘车、大机交流油泵、顶轴油泵、小机交流油泵等）恢复情况。（00:00-00:40）
5.2检查各发变组出口开关及发电机灭磁开关FMK已跳闸，并复位各开关，脱离发变组保护A、B屏“关主汽门”、脱离发变组保护C屏“热工保护启动跳闸”、“主变和高厂变非电量关主汽门”保护压板，投入发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板。（00:40-01:20）
5.3立即检查保护室保护装置及故障录波装置的动作情况，汇报电气运行班长、值长，检查发变组保护等各级保护动作情况，并及时联系电气检修人员查找故障点及事故应急处理。（01:20-01:40）
5.4机组跳闸后应检查400V汽机、锅炉MCC，汽机、锅炉保安段、脱硫保安段低压电机跳闸情况。（01:40-01:50）
5.5拉开6kV工作段、炉后集中段所有失电开关，拉开汽机、锅炉、除尘、照明等失电变压器的高、低压侧开关，联系机、炉、脱硫人员复位所有跳闸及失电的设备，防止电源恢复时设备群起或变压器低压侧开关冲击，造成事故扩大。（01:50-02:40）
5.6厂用电消失时，第一时间检查高备变保护动作情况及快切装置切换不成功原因，若因备用电源进线开关卡涩或机构故障时应立即检查开关故障情况，将开关拉至检修位置交由检修人员处理，待故障处理后，检查6kV失电母线所有负荷开关都在断开位置后，合上6kV失电A、B段备用电源进线开关，恢复6kV母线供电。若因快切装置告警或装置故障时，应立即检查高备变及备用电源进线开关有无异常，若检查高备变及备用电源进线开关无故障时，可手动合上备用电源进线开关，恢复6kV失电母线供电。（02:40-03:20）
5.7若厂用电切换不成功是因高备变回路故障时，应立即检查高备变保护动作情况，综合判断是否为保护误动，若为保护误动，检查高备变本体油温、油位及设备无异常后合上高备变高压侧开关。若高备变高压侧开关本体故障或高备变本体、主回路故障造成高备变跳闸后应立即将高备变转检修，待检修处理完毕后立即将高备变转运行，恢复6kV母线供电。（03:20-04:00）
5.8若6kV母线电源不能立即恢复时，派专人在就地监视柴油机的运行情况，检查柴油机发电机油位、温度、压力、电压、电流变化等，发现异常告警或其他异常时及时汇报。
5.9因设备跳闸后电机启动频繁、直流油泵启动等，电气监盘人员应密切注意直流母线电压正常，以保证恢复厂用电时开关合闸和继电保护电源正常，若母线电压下降过快，应拉掉一些不重要的负荷，尽一切可能的措施，保证蓄电池的供电时间。
5.10若#6、#7机组厂用电消失时，6kV化水变、循环水变及400V化水、循环水段母线将失电，机组人员做好循环水泵跳闸或失电的事故预想，特别是循环水泵出口蝶阀状态，防止循泵出口蝶阀联开循环水倒水。（04:00-04:30）
5.11待高备变或备用电源进线开关恢复后，合备用电源进线开关恢复6kV失电母线，合6kV炉后集中段馈线、进线开关恢复炉后集中段母线，冲击6kV汽机变、锅炉变、化水变、循环水变、除尘变、检修变恢复400V机组厂用电源，检查各负荷开关受电正常。检查400V汽机、锅炉保安段切换正常，停运柴油发电机。（04:30-05:00）
5.12待母线受电后及时通知机组人员启动相应设备，为防止设备群起导致6KV母线失电，应及时提醒机组人员逐一启动（期间严密注意高备变及6KV母线运行情况，如有异常及时汇报处理）。机组正常启动后电气人员应及时做好并网接待负荷的准备。（04:20-05:00）
汽机侧处理步骤（厂用电切换不成功，恢复机组运行时需电气恢复厂用电后时间需要5小时，若厂用电未消失，机组恢复大约需要1.5小时）：
1、当某一段厂用电切换不成功造成机组跳闸时，检查各主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，对外供汽快关阀关闭严密，机组转速下降，复位各跳闸设备开关，并解除其备用联锁（保护联锁除外），防止突然来电后启动。检查保护动作正常，记录保护首出。若失电为循泵所在段，应检查备用循泵联启正常，就地对凝汽器及各换热器水侧放空气。稍开高旁调节门5%左右暖管，并根据高旁后温度投入减温水，控制温度不高于346℃，开大辅汽至轴封进汽调节门调整轴封压力正常，关小轴封减温水调节门，调节轴封温度正常。关闭主、再热蒸汽管道疏水气动门，减少锅炉蒸汽损失。检查小机跳闸，主汽门关闭转速下降。调整好凝汽器、除氧器的水位，将除氧器汽源切换至辅汽。确保至少一台凝泵和一台循泵运行正常。检查循环水和开、闭式水系统运行正常，联系调整各油温、水温在正常范围内。机侧就地操作检查人员配合室内完成相应工作。关轴封减温水截门。投入低压缸喷水，转速降至1200r/min，顶轴油泵自启（如未自启，则手动启动），转速到零，投入盘车。盘车投入时，注意机组偏心变化。
2、当两段厂用电都切换不成功造成机组跳闸，检查各主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，对外供汽快关阀关闭严密，机组转速下降，复位各跳闸设备开关，并解除其备用联锁（保护联锁除外），防止突然来电后启动。检查保护动作正常，记录保护首出。检查两台小机跳闸，主汽门关闭转速下降。立即检查大机及小机直流油泵联启，检查直流油泵电流、压力正常，维持机组润滑油压正常。厂用电消失后，循环水中断，立即开启真空破坏们门，防止后汽缸安全门动作。循环水未恢复之前解除高中低压疏水阀联锁，手动关闭可能有汽水倒入汽缸的阀门，防止汽缸进汽水，无法关闭的疏水气动门，应关闭手动门，禁止向凝汽器排入汽水，机组禁止投旁路。联系就地人员调整各油温、水温在正常范围内。注意热井水位，严密监视各加热器水位（严防加热器满水后返回汽缸），关闭高加疏水至除氧器截门（防止除氧器满水返回高加），关闭连排扩容器至除氧器截门，关闭凝结水上水门（防止管道振动损坏管道），将除氧器汽源切至辅汽。转速降至1200r/min，顶轴油泵自启（如未自启，则手动启动），转速到零，投入盘车，盘车投入时，注意机组偏心变化。
3、当两台机组同时跳闸时，检查各主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，对外供汽快关阀关闭严密，机组转速下降，复位各跳闸设备开关，并解除其备用联锁（保护联锁除外），防止突然来电后启动。检查保护动作正常，记录保护首出。检查小机跳闸，转速下降。立即启动大机及小机直流油泵，检查直流油泵电流、压力正常，维持机组润滑油压正常。厂用电消失后，循环水中断，循环未恢复之前解除高中低压疏水阀联锁，手动关闭可能有汽水倒入汽缸的阀门，防止汽缸进汽水，无法关闭的疏水气动门，应关闭手动门，禁止向凝汽器排入汽水，机组禁止投旁路。联系就地人员开启临机开式水联络门调整各油温、水温在正常范围内。注意热井水位，严密监视各加热器水位（严防加热器满水后返回汽缸），关闭高加疏水至除氧器截门（防止除氧器满水返回高加），关闭连排扩容器至除氧器截门，确认凝汽器内无高温汽水排入，全开真空破坏门，破坏真空紧急停机，待真空到零后解列轴封供汽，机组转速降至零后进行手动盘车。转速降至1200r/min，若保安段电源恢复，顶轴油泵应自启（如未自启，则手动启动），转速到零，盘车无法投用，应监视大轴弯曲度的变化，手动连续盘车，注意机组偏心变化。
4、当全厂厂用电全部消失时各台机组跳闸，机组跳闸后，检查汽机保护动作正常，检查发电机解列，锅炉MFT小机联跳，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门关闭，各抽汽逆止门关闭，负荷至0，汽机转速下降，否则手动打闸，检查大机直流油泵联启，否则立即手动启动，检查机组大联锁动作正常。
检查小机转速下降，进汽电动门、出口电动门及中间抽头电动门联关，否则及时手动关闭。检查小机直流油泵联启，否则立即手动启动。
5、检查热井水位及除氧器水位正常，若出现水位过高现象及时开启热井放水门放水（开启定排放水，禁止向凝汽器排放热水）。同时检查四抽至除氧器进汽电动门联关，防止汽水返回汽轮机造成水冲击。
5.1带供热机组检查对外供热快关门关闭，四抽至对外供汽电动门关闭，四抽至辅汽联箱供汽电动门关闭。
5.2及时解列高、中压门杆漏气，关闭大机一挡漏汽至三、四抽手动门。关闭高加抽空气手动门，关闭高低压加热器疏水取样门，解列机组空冷器。
5.3破坏真空紧急停机，解除疏水相关联锁，禁止任何疏水排入凝汽器，必要时关闭疏水前手动门，禁止投入高低旁。
5.4注意监视凝汽器真空变化，若出现正压及时检查后缸安全门是否动作，若动作及时联系检修进行更换。循环水系统保持压力，为后续恢复提前准备。
5.5及时复位跳闸设备于停止位置，解除跳闸设备联锁。确认所有转动机械的跳闸、低水压、低油压等联动联锁解除位置，与电气人员协调到位，防止出现恢复供电后设备群起异常，重要的电动阀门、调节门开关状态需就地安排人员确认。
5.6隔离主再热蒸汽管道、除氧器、辅汽联箱、对外供热管道热源，防止真空至零后，凝汽器压力异常升高。机组停运后应严格监视各加热器水位，抽汽管道温度，缸温变化，盘车电流变化。严格按照防汽缸进水检查卡执行防汽缸进水相关措施。
5.7辅助蒸汽母管压力协调控制在0.7MPa以上，提前对辅汽至小机进汽管道暖管，为重新启动做准备。
5.8汽机惰走至1200r/min，检查顶轴油泵无法联启，应立即手动启动顶轴油泵，转速至零后，投入盘车，严密监视机组轴瓦温度。若保安段也失电，则手动盘车。
5.9厂用电恢复后，按值长统一指挥，依次启动汽机各辅机，炉后公用段送电后，汽缸排汽温度降至50℃以下时，方可启动循向凝汽器提供冷却水。具备机组启动条件后，重新挂闸启机。
锅炉侧处理步骤（厂用电切换不成功，恢复机组运行时需电气恢复厂用电后启动风机吹扫此时间需要5小时，若厂用电未消失，机组恢复大约需要1.5小时）：
1、确认机组厂用电中断，立即汇报单元长、值长、车间主任、技术员，联系热工、锅炉检修人员到现场。
2、立即手动按下手动“MFT”按钮，复位跳闸的引风机、送风机、一次风机、磨煤机、密封风机开关于停止位置。
3、立即检查关闭主给水电动门，给水旁路调节前后电动门，关闭过热器、再热器减温水电动总门及各调节门，关闭连排、间断排污、汽包加药电动门，关闭各取样手动门；关闭各定排手动门，开启省煤器再循环电动门，关闭后屏至吹灰手动门，尽量维持汽包水位。
4、切断炉内一切燃料，检查关闭燃油供回油快关阀，检查各油枪退出运行，手动关闭各油枪进油手动门。检查关闭各风机进出口电动门，各风门挡板门，磨煤机分离器出口关断门和磨煤机入口快关门，给煤机联跳正常，派人加强对磨煤机的测温。
5、检查SCR喷氨关断门动作正常，脱硝退出运行，脱硝吹灰器退出运行，严密监视脱硝入口烟温情况。就地关闭脱硝系统相关手动门。关闭引风机出、入口挡板、送风机出口挡板、一次风机出入口挡板；关闭各磨煤机入口冷热风门；关闭给煤机出入口挡板；关闭锅炉各风门烟气挡板，尽量维持炉温。加强对尾部烟道及排烟温度监视，防止尾部再燃烧。
6、检查空预器、火检冷却风机如跳闸，若单元长通知保安段电源恢复，则经值长同意，启动空预器、火检冷却风机。若保安段电源未恢复，应立即派人对空预器进行手动盘车，盘车前应将空预器开关置于停止位置，防止突然来电伤人，如长时间保安段电源不能恢复，应联系热工拆出各火检探头。空预器跳闸后短时间无法恢复启动盘车方案：立即立即安排人员（值长负责联系本值其他专业人员协助盘车）就地手动盘车，就地用扁头螺丝刀、钳子（或活扳手）将电机尾部罩壳卸下，装上盘车手柄，手动进行盘车，X-1主辅电机均逆时针盘，X-2主辅电机均顺时针盘。若是转动部分故障,手动无法盘动转子,立即联系检修人员处理。特别注意：如发生空预器卡死的紧急情况，严禁用盘车手柄人为强行盘车，以免损坏驱动机构或打伤盘车人员，而应立即关闭空预器烟气、空气侧挡板，打开热端烟气侧人孔门，适当开启引风机联络门，对空预器进行冷却，同时应控制空预器烟气、空气侧的温差不得过大，待空预器冷却到用手动盘车手柄可以轻松盘动后，方可投入电机驱动空预器。应严密监视空预器火灾情况。空预器跳闸之后，转子会发生异常变形，如故障已排除，要求盘车至少30分钟、空预器旋转自如之后方可重新启动主电机。
7、若保安段电源恢复，应汇报值长启动各油站油泵、引风机冷却风机防止轴承温度高损坏，设备安全停运后汇报值长，停运油泵、风机。
8、严密监视仪用、厂用压缩空气压力，发现下降及时增启备用空压机。冬季时派人关闭各压缩空气储气罐排污门。安排值班员至空压机房待命，便于厂用电恢复及时启动空压机。
9、监视好除渣系统运行情况，防止渣池外溢。
10、加强对引风机出口烟温的监视，防止因脱硫系统故障导致浆液倒灌进入引风机出口风道。
11、做好机组恢复前准备工作。如汽包水位计内水位消失，则派人到就地进行叫水，根据叫水结果判断锅炉是否可以补水。
12、设备电源恢复后，得到值长锅炉可以恢复的命令，启动稀释风机、引风机机、送风机对炉膛进行吹扫。吹扫完毕，开启燃油系统各阀门，恢复燃油系统运行，投入AA层四支大油枪及四只小油枪逐步恢复机组运行。
13、机侧启动一台汽动给水泵后调整汽包水位正常，初期补水是应注意汽包壁温变化。
14、吹扫完成后，打开供、回油快关阀，调整燃油压力3.2MPa，投入AA层对角大油枪运行。启动两台一次风机，提高一次风机变频将一次风压调整到8kPa以上。投入四角小油枪，小油枪投入运行后，启动X-1制粉系统，注意监视及控制汽包温升率不越线，联系汽机通过开大旁路控制汽压上升速度。对启动后风机及油系统加强检查，并对油系统运行情况全面检查，磨煤机降磨辊，运行正常后可退出两支大油枪运行，SCR反应器进口烟气温度达300℃，方可投入催化剂喷氨系统运行，控制烟气最高升温速率不大于60℃/min。
15、据缸温明确冲转参数，逐步恢复主汽、再热蒸汽压力、温度至冲转参数，配合汽机专业冲转，冲转过程中保持冲转参数稳定。
16、联系机侧人员调整高、低旁开度时加强与水盘的联系。合理调整给水泵出力控制汽包水位正常，尤其是启停磨煤机、炉膛负压波动、机组冲转、并网、开高、低旁，调整机组负荷时。机组并网时，汽包水位会出现一个虚假高水位，这时不应该过多减少给水量，防止出现汽包低水位。联系汽机专业根据主汽压力和机组负荷情况逐步关闭高、低旁。
17、在调整过程中，应特别注意防止炉内局部燃烧不良，造成炉膛局部爆燃的现象发生，当发生因磨内煤粉稀少着火不稳时，可增加油枪稳燃，若有大的炉膛负压波动，严禁继续投油助燃，防止发生炉膛放炮事故发生；
18、并网后及时启动X-2磨煤机，调整配风方式。注意调整一次风机出力，调整一次风机出力时应缓慢增加一次风机变频器出力，并加强对一次风压的监视，防止一次风压上升较多造成主汽压力波动形成虚假水位。X-2制粉启动后根据负荷情况注意燃烧调整，加强汽温的监视，注意各部壁温。在机组并网带负荷后，如果机侧升负荷的速度较快，会导致主汽压力快速下降，水位上升明显。水盘要提前对汽包水位作出调整，同时联系汽机控制升负荷速度。
19、负荷100MW左右，增启X-3制粉，合理配风，保证汽温、壁温均在正常范围内。
20、机组负荷至120MW左右，给水流量500t/h左右时并入另一台汽动给水泵运行。机组负荷升至120MW时及时联系电气倒厂用电。
20、在主汽压力13MPa左右，机组负荷200MW时进行主、副给水切换，切换时由于给水管路直径的变大使给水流量加大汽包水位上升，这时我们只有保证给水流量稳定，就能避免汽包水位波动。合理调整汽泵转速，保证汽包水位稳定。
21、逐步退出小油枪，投入电除尘运行。投入“锅炉负荷大于30%汽机跳闸，全炉膛灭火，全燃料丧失”保护。
22、对机组各运行参数进行一次全面检查，就地进行一次全面巡视，确保设备运行正常。
附表：6kV厂用段负荷分配
为防止6kV厂用母线失电后，恢复母线备用电源时造成设备群启，热机人员需立即将失电的6kV母线段负荷开关拉开。