全厂停电事故应急预案演练方案修改版Word下载.docx

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5）11、12号机组各带90MW负荷，#11机组带生产抽汽100T/H，6KV、380V厂用及直流系统为正常运行方式。

2.2新厂演练程序

解说员宣读事故现象:

系统冲击，1、2号机组、11、12号机组有功、无功及励磁电流突然增大，然后减小，频率上升至52Hz，2、12号机跳闸，发电机频率继续上升，频率55Hz时1、11号机跳闸。

110KV出线灞东Ⅰ、灞东Ⅱ、灞东Ⅲ、灞纺电流到零，110KV两条母线失压，330KV系统灞长东Ⅰ、灞长东Ⅱ出线电流到零，330KV两条母线失压，新、老厂集控正常照明消失，事故照明灯亮。

2.2.1事故处理

#1机机组长（王磊）：

报告值长，1号机组跳闸，锅炉灭火，330kV双母失压、6KV、400V厂用母线、保安段母线全部失压，各辅机停转，直流事故油泵、小机直流润滑油泵及直流密封油泵联起成功。

#2机机组长（任建军）：

报告值长，2号机组跳闸，锅炉灭火，330kV双母失压、6KV厂用切换后母线失压，400V厂用母线、保安段母线全部失压，各辅机停转，直流事故油泵、小机直流润滑油泵及直流密封油泵联起成功。

老厂锅炉班长（郭晓寒）：

报告值长，#11、12号锅炉灭火，各辅机停转。

老厂汽机班长（雷保国）：

报告值长，#11、12机跳闸，各辅机停转，直流事故油泵、直流密封油泵联起成功。

老厂电气班长（郭斌）：

报告值长，#11、12机跳闸，全部厂用母线失压，110kV母线失压，直流母线电压正常。

老厂值长（南泾渭）向各班长：

11、12号机组厂用中断，机组跳闸，迅速按厂用停电预案进行事故处理，保证机组、辅机安全停运。

汽机专业立即打开真空破坏门，严密监视各直流油泵运行状况（指明设备），注意润滑及密封油压。

将所有联锁撤除，所有主、辅机盘面开关全部断开。

（用对讲机）报告新厂值长（胡溢川），11、12号机组跳闸，厂用全部中断，正在进行事故处理。

在接到有关人员的报告后，分别下达以下命令

（1）、1、2号机组厂用中断，立即按厂用停电预案进行事故处理，保证机组、辅机安全停运。

立即打开真空破坏门，严密监视各直流油泵运行状况（主机事故油泵、直流密封油泵、A、B小机事故油泵），注意主、小机润滑及密封油压。

（2）、接到老厂值长（南泾渭）报告：

#11、12机组已跳闸，立即按厂用停电预案进行事故处理，保证设备安全停运。

（3）、汇报省调调度员（杨秋会兼）：

我厂1、2、11、12号机组全部跳闸，110kV、330KV母线失压，厂用电源全部中断，我们正在紧急事故处理。

（4）、对讲机通知脱硫、燃运、化学（老厂演习现场兼）：

厂用中断，将所有联锁撤除，断开所有在合闸位置的设备，就地检查设备，随时准备恢复。

要求相关值班人员通知第三污水厂、荆峪沟水库立即停止供水。

（5）、电话汇报吴厂长、徐厂长、刘总、发电部、安环部

吴厂长宣布：

紧急启动全厂全停事故预案，各岗位人员立即就位，协助进行事故处理，确保设备安全停运。

相关人员汇报到场情况：

徐厂长、王克运、周云颻分别报告到达老厂集控，刘总、苏文超、陈树宽、侯亚萍分别报告到达新厂集控。

徐厂长和相关人员及时向发电公司有关领导汇报情况

机组长（任建军）下令或指派相关人员：

机组长（任建军）令主值（苏海峰）：

立即检查主机事故油泵、直流密封油泵、A、B小机事故油泵联启，否则立即手动抢合，将汽封倒由冷再供。

机组长（任建军）令巡检（薛艺华）：

到汽轮机处监视机组惰走情况，用听音棒倾听机组有无摩擦声音。

机组长（任建军）令巡检（张显）：

到就地手动打开真空破坏门，破坏真空紧急停机；

关闭汽轮机主蒸汽管道、冷再、高旁后、热再管道气动疏水门前手动门；

机组长（任建军）令巡检（李彬）：

到发电机保护室、升压站保护室检查保护动作情况；

机组长（任建军）自述：

机组惰走期间尽量维持汽封压力正常；

密切监视汽轮机转速下降情况；

密切监视机组振动、轴瓦温度、汽缸温度等参数；

密切监视直流系统电压、各直流油泵电流及运行情况；

主值（苏海峰）回令：

各直流油泵运行正常，油压正常（也可报油压值，XX油泵正常），汽封已经到至冷再供。

巡检（张显）回操作令：

已手动打开真空破坏门，主蒸汽管道、冷再、高旁后、热再管道气动疏水门前手动门已关闭；

巡检（李彬）回操作令：

保护室检查1号机跳闸原因为系统保护动作联跳，保护动作正常。

2号机跳闸原因为系统保护动作联跳，保护动作正常。

值长（胡溢川）自述（以下捡闷缸、闷炉重点叙述）：

真空到零后立即切断汽封汽源，机组转速到零后，在大轴上做好标记，依次检查关闭汽轮机本体高、中、低压所有疏水门，采取闷缸措施；

就地手动关闭凝补水至凝汽器调节门前手动门，防止凝汽器满水；

注意监视有关水位、汽包壁温、汽轮机缸温等。

（1）、应迅速手动关闭锅炉主给水电动门、给水旁路电动门、过热器、再热器减温水气动门、锅炉各风门挡板、锅炉连排、定排、加药、取样等门，尽量减缓锅炉水位下降速度，并开启省煤器再循环门。

（2）、注意空预器跳闸后的烟气与空气两侧温差，可以提出手动盘预热器。

（3）、汽轮机停运后，大轴标记位置。

（4）、禁止断开3300kV和直流系统正常运行的开关。

主值（苏海峰）安排相关人员执行机组长上述命令，上述有关人员分别汇报执行的具体情况并复令

机组长（任建军）汇报值长：

具体汇报上述命令已执行完毕，汽轮机转速已到零，现采取闷缸处理，大轴上已做好标记，锅炉采取闷炉处理。

巡检汇（李彬）报机组长、值长：

机组跳闸原因为GIS稳空装置过频保护动作，相继跳掉1、2号机组。

发电机出口开关跳闸后、发电机保护动作跳闸，连跳汽轮机，汽轮机跳闸后、锅炉MFT动作。

机、炉、电班长分别向值长：

汇报事故现象

值长令电气班长：

恢复跳闸开关位置，检查保护。

尽快查明事故原因。

值长令各专业：

厂用电全部中断，禁止抢合各跳闸设备，以保直流电压。

撤除所有联锁，断开所有在合闸位置的开关。

派人到就地见就地检查设备。

拉开110KV母线灞东Ⅰ、灞东Ⅱ、灞东Ⅲ、灞纺出线开关。

拉开0号启备变1101开关和厂6011A、厂6011B、厂6012A、厂6012B开关。

派人到所有配电室内，就地打跳未跳闸负荷。

值长令锅炉班长：

紧急停炉,严密关闭各疏水放水及风门挡板，密闭锅炉。

值长令汽机班长：

立即倒汽封由新蒸汽供，破坏真空按紧急停机处理，派人就地监视机组惰走情况。

注意监视直流事故油泵和直流密封油泵、油压等。

值长通知原水处理厂：

立即停止供水，通知荆峪沟停供水。

电气班长令值班员：

检查保护，查11、12号机跳闸原因

班长汇报值长：

经检查为稳控装置动作。

（对讲机）老厂值长（南泾渭）汇报新厂值长（胡溢川）：

12机组跳闸原因为稳控过频保护动作、11号机跳闸原因为汽机超速保护动作。

值长（胡溢川）汇报调度：

经检查，我厂1、2、12机组跳闸原因为稳控过频保护动作，11号机跳闸原因为汽机超速保护动作，主设备保护正确动作，请求调度查明原因。

并请尽快设法向我厂110KV、330KV母线供电，以便我厂恢复厂用电。

值长（胡溢川）令机组长（任建军）：

检查并将6KV、400V母线上所有负荷开关断开，随时准备受电，检查撤除所有设备联锁。

机组长（任建军）令主值（苏海峰）和巡检（李彬）：

到就地检查6KV厂用段、6KV公用段、400V厂用段、保安段、照明段、公用段工作电源开关以及负荷是否跳闸，如果未跳就地手动打跳（2号机应6KV厂用应打跳备用工作电源）。

机组长（任建军）令副值（王维）：

监视直流段母线电压、各直流油泵运行情况。

机组长令巡检（薛艺华）：

主变、厂高变、02号起备变外观检查，如果正常原地待命。

主值（苏海峰）和巡检（李彬）：

已将6KV厂用段、6KV公用段、400V厂用段、保安段、照明段、公用段工作电源开关打跳，各负荷开关已全部断开，等待命令。

副值（王维）：

直流段母线电压、各直流油泵运行正常。

巡检（薛艺华）：

主变、厂高变、02号起备变外观检查正常，等待命令。

已具备受电条件。

值长（胡溢川）:

1号机组汇报现在进度。

1号机组长（王磊）汇报1号机已按事故预案将机组平稳安全停运，厂用6KV、400V母线业已腾空，恢复至受电前状态，请求受电。

值长（胡溢川）令：

待命，联系老厂值长（不要冷场）。

汽机主值：

叙述停机步骤和注意事项

（1）、停机主要步骤：

启动事故油泵、直流密封油泵；

机组未跳闸时立即手动打闸，检查自动主汽门等阀门关闭；

破坏真空，密切监视机组转速下降情况，严禁打开机组至高低压本扩疏水；

将同步器退到零位；

及时调整汽封压力和汽源，记录惰走时间。

（2）、注意事项：

严密监视高压内缸上下壁温差，真空到零后立即切断汽封汽源，转子静止后立即手动盘车。

锅炉主值：

全关锅炉排污、取样、疏水门等，闷炉，复位开关。

各专业班长向值长汇报，机组停运状况

值长汇报新厂值长：

#11、12机组跳闸原因为稳控装置动作，目前机组已安全停下来，等待110kV倒送电。

新厂值长告知：

调度称东郊变110KV与系统解列，110KV系统失压。

目前已恢复，已通过灞东Ⅰ线路充电成功，我厂可以恢复给110KV母线带电，请安排受电。

解说员：

经过30分钟紧张的工作，我厂1、2、11、12号机组已经平稳的停了下来，1、2号机组由于顶轴油泵失电，不能电动连续盘车，已采取闷缸措施,11、12号机组在手动盘车，锅炉全部疏放水已关闭，脱硫、燃运、化学水处理也全部平稳停止运行，没有发生设备损坏。

目前正在等待调度查明失步原因，等待命令准备恢复。

2.2.2系统恢复

调度通知，失步原因已查清，故障点已隔离，可以恢复110kV母线运行。

新厂值长（胡溢川）向老厂值长（南泾渭）传达调度命令，并令老厂值长组织恢复110kV母线运行和机组运行。

老厂值长（南泾渭）令:

电气合上1235灞东Ⅰ线开关，向110kV母线受电。

电气班长（郭斌）令值班员迅速操作，完毕后汇报值长110KV母线带电成功。

老厂值长（南泾渭）立即汇报新厂值长110KV母线带电，可恢复02号启备变向新厂供电。

同时令电气班长（郭斌）立即恢复老厂厂用电。

值长（胡溢川）令2号机组长（任建军）：

立即加运02号启备变。

2号机组长（任建军）：

巡检（李彬）注意02号起备变带电，主值（苏海峰）合上1102开关。

已合上1102开关，02号起备变带电成功。

值长（胡溢川）令1、2机组长：

1、2号机组长开始恢复厂用供电。

主值（苏海峰）监护巡检（李彬）合上6KV厂用2A、2B段备用电源开关，然后依次恢复照明段、厂用段、保安段、公用段、6KV公用段、翻车机段、除尘段、脱硫段、输煤段。

合上6KV厂用2A段备用电源开关，母线带电成功；

合上照明变高低压开关照明段带电成功，（现场已恢复正常照明），同样方法厂用段、保安段、公用段、6KV公用段、翻车机段、除尘段、脱硫段、输煤段均已带电成功。

主值（苏海峰）将主机事故油泵、直流密封油泵、A、B小机事故油泵由直流泵倒至交流泵供电；

巡检XXX1去保安段检查各直流充电器供电情况。

已倒换至交流油泵运行，油压全部正常。

巡检（薛艺华）:

直流充电器均已投入，蓄电池已停止放电，开始充电。

2号机组长（任建军）回令：

2号机厂用及公用厂用系统已经恢复。

启动供油泵，向全厂供燃油。

2号机组长与油库联系后令2号机组副值：

启动1、3号燃油泵，调整燃油压力至1.5Mpa。

值长（胡溢川）：

1号机组长现在汇报进度。

1号机组长（王磊）回令：

1号机厂用系统已按预案恢复。

值长令各机组长:

（1）、并根据主机大轴晃动度情况投入连续盘车。

（2）、投入所有交流油泵，启动顶轴油泵、盘车。

（3）、投入空预器主电机。

（4）、通知电气外围操作人员，恢复脱硫、燃料等电源

2号机组长（任建军）令主值（苏海峰）：

立即启动所有交流油泵运行，停止直流油泵，启动顶轴油泵，先手动试盘车，正常后点动盘车，测量汽轮机大轴晃动度，大轴晃动度在合格范围内，投入连续盘车。

值长（胡溢川）下令：

巡检、电气外围操作员检查、巡检系统和设备，启动循环水、开、闭式水、凝补水、凝结水、给水泵、空压机、燃油、工业水、定冷水系统，恢复机组相关系统、准备点火启动，并提出注意事项。

巡检（张显）、电气操作员：

有关人员口述检查、恢复过程，并汇报机组长。

得到各方已恢复的答复、并确认无误后，汇报值长，系统已恢复正常，具体启动条件

经查明，我厂机组跳闸是由于东郊变一台主变故障,引起110KV、330KV母线失压，3台机组过频保护跳闸，另外1台机组汽机超速跳闸后发电机程跳逆功率跳闸，同时东郊变110kV、330KV母线失压，造成我厂110kV、330KV母线也失压，因机组启/备变全部失电而引起全厂停电。

经过电网和我厂运行人员处理，目前东郊变110kV、330KV母线系统和我厂厂用已全部恢复，等待调度命令，准备启动。

老厂值长（南泾渭）令：

电气班长立即恢复老厂厂用电。

电气班长（郭斌）令：

主值合上1101开关，0号起备变带电成功后，分别合上6KV厂6011A、厂6011B、厂6012A、厂6012B开关，恢复6KV厂用11A、11B、12A、12B母线电压。

恢复380V系统供电。

电气主值：

详细汇报恢复过程，恢复直流充电器。

（待新厂启动供油泵后）老厂值长令：

各专业派人检查设备，启动辅助设备，点火

锅炉班长：

下令恢复系统，达到点火条件

（1）恢复油系统与压缩空气系统运行，检查水位正常，启动风机准备点火。

（2）就地检查引送风机，启动

（3）就地检查暖汽包蒸汽冷却与高除汽平衡管。

主值及副值：

叙述具体系统恢复步骤

汽机班长：

下令恢复公用系统，机组回复到极热态开机准备状态。

（1）恢复循环水、工业水、冷却水、给水等系统

（2）及时调整水塔及水池水位，联系化学供水。

主值：

做好热态开机准备。

副值：

（1）立即就地检查监视高、低压除氧器水位，若水位超过报警值继续上升时，应立即手动打开高、低压除氧器溢流门，关闭高、低除进汽门，严防高、低除满水，水位正常后，立即关闭溢流门，保持高除压力。

（2）厂用电恢复，将各电动截门恢复至停运状态，启动给水泵润滑油泵运行

汇报班长执行完毕。

（3）工业水、循环水系统启动后，启动冷却水泵，恢复冷却水系统

（4）启动给水泵向锅炉补水。

泵房值班员：

及时手动调整冷水塔、蓄水池水位，并保持在高水位，无溢流。

新厂值长汇报调度员：

我厂110kV母线已恢复，厂用带电成功，申请灞长东I由系统倒送电至我厂330KV母线；

主辅机已恢复备用，具备启动条件，请求机组启动。

新厂值长令：

断开母联3300

机组长发令回令：

已断开母联3300

新厂值长接调度令：

合上灞长东I线3351并下令至机组长

机组长：

已合上灞长东I线3351，I母带电成功

合3300

已合3300，II母带电成功

2.2.3机组启动

条件具备，可以点火

使用A层空气雾化油枪点火。

然后投入微油点火装置并启动乙磨，升温升压。

通知运营公司投脱硫、电除尘等系统设备。

向11号机送汽封，抽真空，做好开机准备。

班长令主值：

先送汽封，后抽真空

（1）当锅炉汽压达到6MPa以上，向11号机高压缸前汽封先送新蒸汽，再用高除汽平衡蒸汽送汽封，然后用高除汽平衡蒸汽启动主抽。

联系锅炉开大至#11连续排污扩容器排污门。

当连排有水位显示时，根据连排水位关小11号连排水位调节门。

（2）当高除汽平衡压力低于0.5MPa时，安排专人在就地关小11号高除汽平衡门及11号连排水位调节门，调整保持高除汽平衡压力在0.5～0.7MPa，尽量保持高除汽平衡母管压力稳定，严防发生水击事故。

注意事项：

（1）操作中若高除汽平衡母管强烈振动，应立即开大11号高除汽平衡门，停止汽平衡蒸汽送汽封和主抽运行，加强管道疏水，同时立即关闭汽包蒸汽冷却至高除汽平衡联络管二道门，通知锅炉减小锅炉排污量，开大连排疏水调节门，待振动消除，查明原因后方可重新暖管开机。

（2）连续盘车不小于4小时，必须先送汽封后抽真空，凝汽器压力小于10Kpa，严禁投旁路减，高压缸前轴封应送新蒸汽起源以确保负胀差，主汽温度必须高于高压内缸最高点温度100℃，但不超过555℃，主汽至少有50℃的过热度。

汽机班长汇报值长：

11号机已具备冲转条件，可以冲转。

设置极热态冲转参数：

汽温550℃，汽压6.5MPa，润滑油温40-45℃、油压0.07-0.08Mpa，大轴晃动度不大于原始值的0.02mm。

冲动11号机。

汽机班长令主值：

按热态开机要求调整好各项参数，并在盘前投入主汽温度10分钟下降50℃跳机保护，进行挂闸冲转（主值熟知热态冲转条件）。

挂闸冲转11号机，巡检在就地检查。

冲转过程中严密监视机组振动、轴向位移等参数。

巡检：

机组升速过程中就地检查无异常。

定速3000rpm检查无异常

汇报值长具备并网条件。

值长联系调度同意后尽快并网，令电气执行并机操作

电气班长：

提前准备好操作票，班长监护主值进行并网操作。

电气班长汇报值长：

11号机并网成功。

值长令：

机炉电做好协调配合，按极热态接待负荷。

叙述极热态加负荷速度和时间，安排主值进行带负荷过程的操作（高除供汽、投生产抽汽等）。

当三段抽汽口压力大于0.2MPa（负荷约在10MW左右）时，打开高除进汽门，开大进汽调整门，打开机组三段抽汽至高除电动门直接暖管至高除，随负荷增加逐渐恢复高除正常供汽。

机组负荷45MW，主蒸汽流量达150T/H，汇报值长可以投生产抽汽。

投生产抽汽，注意暖管并通知供热所及新厂值长。

老厂值长：

通知新厂值长暖辅汽联箱。

三段抽汽压力≥0.5MPa时，将汽封、抽气器汽源倒为生产抽汽供。

主值令巡检：

倒连排和高除汽平衡母管正常运行。

逐渐关小高除汽平衡至汽封、主抽供汽门，根据高除汽平衡压力关闭汽包蒸汽冷却至高除汽平衡联络管二道门，再联系锅炉停止汽包蒸汽冷却至高除汽平衡联络管，恢复连排正常运行方式，打开11号高除汽平衡门，恢复高除汽平衡母管正常运行。

倒厂用由本机带。

监护主值进行切换操作，结束后汇报值长厂用已切换。

机组负荷恢复至90MW，生产抽汽已达100T/H，机组运行正常，汽机班长汇报值长。

12号机组汇报进度。

汽机班长回令：

12号机组已按预案恢复至90MW。

汇报厂领导和新厂值长11、12号机组已恢复至事故前状态，运行正常，令汽机退出主蒸汽温度10分钟下降50℃跳机保护。

解说员:

125机组已恢复至事故前运行方式，机组负荷各带90MW，抽汽100T/H，机组运行正常。

★新厂值长得到调度许可并确认锅炉、除氧器、闭式水、凝补水、凝汽器等设备水位正常、有关辅机运行正常，老厂至新厂辅汽供汽正常后

（1）、启动锅炉辅机、点火

（2）、通知第三污水厂开始供中水（供量控制在300t/h以内）

（3）、汽机送轴封、抽真空

根据以上命令，令主值进行

结合以上命令，汇报恢复过程

（1）、安排巡检就地检查，准备启动设备

（2）、投入除氧器加热

（3）、启动风机，进行炉膛吹扫

（4）、启动一次风机、密封风机、等离子拉弧，启动A磨煤机、A给煤机、点火

（5）、用辅汽联箱先送汽封、后抽真空

值长：

通知运营公司投入脱硫、电除尘等相关设备。

机组长令：

投油枪点火（依次投入OA层四只油枪）并暖A磨

主值汇报机组长、值长:

锅炉点火成功、真空已达90kPa，各疏水系统已倒好

机组长令主值：

安排暖B、C磨，并按极热态启动升温升压曲线进行恢复（实际缸温应在400℃以上）。

叙述极热态条件和升温升压的要求

（1）、设置冲转参数：

极热态冲转条件：

主蒸汽压力为10.0-11.0Mpa,主蒸汽温度高于调节级金属温度50-100℃，再热蒸汽温度高于中压第一级处壁温50℃以上，且主、再热蒸汽温度有50℃以上的过热度，润滑油温在40-45℃、压力0.08-0.12Mpa，抗燃油压力13.8-14.2Mpa、油温35-55℃，凝汽器压力小于14.7Kpa，发电机氢压0.2-0.25Mpa、纯度大于96%，密封油氢压差0.056Mpa，定冷水压力0.1-0.2Mpa，流量45T/H。

（2）、根据情况，开启高、低旁（真空到60kPa以上后）

（3）、安排巡视锅炉本体，注意膨胀

机组长汇报值长：

目前主汽参数已具备冲转条件，请求冲转。

冲转1号机组。

1号机组长令主值：

安排巡检到机头，做好机组冲转准备，投入主、再热温度10分钟下降50℃跳机保护，确认投入机组其它所有主保护，开始冲转。

叙述冲转主要步骤和注意事项

（1）、挂闸后，关闭高、低旁，升速速率设定为300rpm，冲转

（2）、巡检在就地进行检查机组冲转后盘车应脱开，并倾听机组动静部分是否有异音。

（3）、冲转过程中，尤其是过临界转速时密切监视机组振动，轴瓦、推力温度，高低压缸胀差，轴向位移，汽缸金属温度等重要参数。

（4）、转速到1200rpm，顶轴油泵应跳闸，未跳闸，手停

（5）、3000rpm后，检查无异常，停润滑油泵，投备用，汇报值长可以并网。

盘车必须连续运行4小时以上，大轴晃动度不超过原始值的0.03mm，冲转前必须先送汽封（送汽温度250-350℃）、后抽真空，控制好主蒸汽参数，在冲转前5分钟开启汽轮机本体疏水，机组定速后无异常尽快并网带负荷。

汇报调度，#1机组已达3000rpm，具备并网条件，请求并网。

得到调度许可后，下令并网。

机组长监护主值进行并机操作（提前准备操作票）。

1号机并网成功后，值长汇报调度，并根据调度要求和机组状态，加负荷。

按极热态开机曲