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