锡林热电厂反事故演习全厂厂用电停方案1Word文档格式.docx

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组长：

卢万根马刚

副组长：

孙启刘舒平栗志强孙志远

2、演习指挥部：

总指挥：

马刚

副总指挥：

孙启栗志强孙志远成员：

生产各副部长、专业主管及值长

3、演习及监护组：

演习三值值长冯有刚及运行人员，监护二值值长高庆欣及运行人员。

时间：

11月26日15时

4、观摩组：

值长及各专业班长

5、安全监督组：

刘舒平

成员：

安监部及相关成员

6、生产配合组：

孙志远

生产部各专业主管及相关成员

三、对反事故演习准备及实施的要求

1、参演各专业结合自己的实际情况，做好充分准备，认真对待。

2、观摩组及其他同志一律站在工作台后，不得影响和干预演习正常进行。

3、演习过程中，运行系统发生故障时，立即停止演习，演习人员撤离现场待命，由当值人员组织处理事故。

4、演习结束后，召开评比会，将各专业在本次反事故演习中暴露的问题，提出整改意见并制定出相应措施。

四、题目：

220KVI、II母跳闸，全厂厂用电中断

五、事故演习前运行方式：

220KV系统：

I、II母线运行，母联212合环；

＃1机、浩塔I线、启备变上I母；

#2机、浩塔II线上II母；

母线电压230KV，

高周切机保护投切#1机。

单元工况：

＃1机有功250MW，无功70MVar,保护正常投入。

6KV厂用自带，400VPC段正常方式运行；

A、B引、送、一次风机，A、B、C、D、E磨运行，F磨备用；

＃1凝结泵、＃1、2给水泵运行，#2凝结水泵、＃3给水泵备用,＃2辅机循环水泵运行,＃1、3辅机循环水泵备用；

＃2机有功220MW，无功80MVar,保护正常投入。

6KV厂用自带，400VPC段正常方式运行；

A、B引、送、一次风机，A、B、C、E磨运行，D磨退备＃2凝结泵、＃2给水泵运行，#1、3给水泵、#1凝结水泵备用，#2EH油泵、#2定冷泵、#2闭式泵、#3真空泵运行；

锅炉#1、3空压机运行，#2、4空压机备用,辅汽联箱由#1机接带。

供热运行工况：

#1、2机正常供热，供热站#1-4加热器运行，#1、2、3热网循环泵，#1、4热网疏水泵运行，#4循环泵投备用，供水压力0.75MPa，回水压力0.49MPa,供水温度105℃，回水温度55℃，供水流量3500吨/h，回水流量3400吨/h；

外围系统运行情况：

输煤皮带均备用，斗轮机备用，＃2供油泵运行，＃1、3备用；

除灰电除尘投运;

#1、2脱硫系统运行。

六、反事故演习：

（一）总指挥下令：

演习开始

（二）各专业事故处理：

（1）电气：

（I）现象：

1、事故音响报警，220KVI母电压指示为零，220KVII母电压指示为零，浩塔I线251开关跳闸，浩塔II线252开关跳闸，#01启备变开关200跳闸，#1发变组出口开关201跳闸，#1机灭磁开关跳闸，＃1发电机有功、无功回零，#2发变组出口开关202跳闸，#2机灭磁开关跳闸，＃2发电机有功、无功回零

2、6KVIA段、6KVIB段厂用电快切装置闭锁光字牌亮、6KVIIA段、6KVIIB段厂用电快切装置闭锁光字牌亮

3、故障滤波器启动，220KVI母差动保护动作，系统保护动作，220KVII母差动保护动作，系统保护动作，母联开关212失灵保护启动，母联开关212控制回路故障拒动

4、集控室事故照明切换正常

（II）处理:

1、汇报值长，厂用失电

2.、查#1、#2柴油机自启动，出口开关合闸

3、查保安IA、IB段电压380V，保安IIA、IIB段电压380V，派人就地检查柴油机燃油油位、吸风口百叶窗联动正常

4、查事故照明MCC双电源装置切换成功，厂房事故照明正常

5、就地查直流段电压、蓄电池电压、UPS切换正常，就地查#1、#2机汽机零米保安MCCA、MCCB双电源装置切换正常，电压正常

6、派人就地查升压站事故原因，发现升压站内一软铁皮搭在I母线B、C相间，瞬间短路故障，检查母线无烧伤痕迹；

母联开关212合闸位置，外观无异常，汇报值长

7、值长令，手动打掉母联开关212，并将220KVI母线、II母线转检修，并联系电气检修人员处理母线异物，联系保护班人员处理母联212开关拒动，退高周切机装置

8、查6KV工作进线开关6101、6201、6301、6401已跳闸，备用进线开关6110、6210、6310、6410分闸位，查6KVIA段、6KVIB段6KVIIA段、6KVIIB所带负荷开关位置，未跳闸开关手动打掉

（III）220KV升压站及#、2机恢复

1、升压站I母线故障已排除、母联开关212拒动为控制回路故障已

排除，值长令，220KVI母线、II母线检修转冷备用

2、值长令，退出母线差动保护、失灵保护，投入母线充电保护；

退

出浩塔I线重合闸保护，投入沟通三跳保护，用浩塔I线对I母线

充电，用母联开关212对II母线充电，恢复#01启备变、浩塔II

线，退母线充电保护、投母线差动保护、失灵保护，退沟通三跳保

护、投重合闸保护

3、查#01启备变正常，退出6KVIA、IB段，6KVIIA、IIB段快切装置，用启备变对6KVIA、IB段，6KVIIA、IIB段充电，充电正常后，

逐一恢复#1、#2机照明变、锅炉变、汽机变、空冷变、公用变、

化学变，查6KV各转机在工作位置，汇报值长

4、汽机、锅炉专业逐一启动设备

5、将保安段恢复正常运行方式，就地查直流段电压、蓄电池电压、UPS切换正常；

就地查#1、#2机汽机零米保安MCCA、MCCB双电源装置切换正常，电压正常；

就地查#1、#2柴油机已停运；

6、逐一恢复其他各厂用变压器

7、值长令，投入#1发电机突加电压、启停机保护，退热工保护；

8、#1机3000r/min，#1发电机升压，19.7KV，电流空载值，合上同

期装置电源，投入同期装置，DEH投同步，启动同期装置，#1发电机

并网，退同期装置，退#1发电机突加电压、启停机保护，投热工保

护；

60MW，倒#1机厂用电源

9、值长令投入#2发电机突加电压、启停机保护，退热工保护；

10、#2机3000r/min，#2发电机升压，19.7KV，电流空载值，合上同期装置电源，投入同期装置，DEH投同步，启动同期装置，#2发电机并网，退同期装置，退#2发电机突加电压、启停机保护，投热工保护；

负荷60MW，倒#2机厂用电源

11、投入#1高周切机装置

（2）锅炉：

现象：

1、＃1、2炉安全门动作，各层火检及火焰电视指示无火“灭火保护”动作，首出“汽机跳闸”；

2、事故喇叭响，A、B一次风机，A、B送风机、A、B引风机、A密封风机，A、B、C、E磨及给煤机跳闸，A、B空预器辅电机运行，运行空压机跳闸，各油角阀关闭，燃油跳闸阀、快关阀关闭、燃油再循环阀开启；

3、汽包水位先降后升，过、再热器减温水调门、快关门关闭；

（I）事故处理

1、立即按下后备紧急停炉按钮；

2、确认灭火保护动作正常，检查进入炉内风、粉、油切断；

3、复位跳闸转机，就地检查设备有无损坏，做好启动前准备

4、

5、

6、

（II）机组恢复

1、得值长令启动#1机组，维持点火水位，启动空压机，维持压缩空气压力正常。

启动A、B引、A、B送风机，调整吹扫风量，炉膛吹扫，锅炉经吹扫结束后投入炉前燃油系统维持燃油压力3.0Mpa，锅炉点火；

2、启动A、B一次风机、A密封风机，投入等离子，启动A磨。

通知汽机投入旁路，调整5%疏水，控制升温、升压速度；

3、控制汽包壁温差不大于50℃，主气温升温率不大于2℃/min；

4、主汽压力10Mpa,主汽温度510℃，再热气压1Mpa,再热气温490℃通知汽机冲车；

5、汽机定速后，启动B磨煤机控制参数稳定；

6、机组并网以5MW/min速率升负荷，B磨出力达50%时启动C磨

7、根据升负荷的需求启动第四台磨煤机撤全部油枪，停等离子；

9、全面检查系统，汇报值长。

（3）汽机：

1、#1、2机事故喇叭响，所有运行转机跳闸，空氢侧直流密封油泵联启，

2、#1、2机脱扣指示灯亮，高、中压主汽门、调速汽门关闭，高排逆止门关闭；

3、#1、2机各段抽汽电动门、逆止门关闭，本体疏水、高压通风阀开启；

3、交流润滑油泵、顶轴油泵、高压密封备用油泵联启；

4、“电气故障”“汽机跳闸”、光子牌亮；

5、#1凝泵跳闸，#2凝泵工频联启；

6、#1、2机供热联动解列。

处理：

（I）安全停机

1、立即汇报值长，确认机组转速下降，高、中压主汽阀、调阀、高排逆止门，各抽汽逆止门、电动门联动关闭，高压通风阀联开，本体疏水开启；

2、监视润滑油压力、温度，顶轴油压力正常，严密监视机组惰走情况，确认本体各部金属温度正常；

3、切断所有进入排汽装置疏水；

4、通知空冷值班员加强测温，通知检修拉苫布；

5、复位所有跳闸转机；

6、切换轴封汽源至辅汽，维持轴封压力、温度，投辅汽至除氧器加热；

7、控制排汽装置、除氧器水位正常，维持凝结水箱低水位运行；

8、#2机组转速到零及时投入盘车。

（II）#2机组启动：

1、接值长令#2机组启动；

2、锅炉点火后开启主、再热蒸汽管道启动疏水；

3、确认空冷各列蒸汽隔离门关闭

4、根据锅炉要求投入旁路，保证最小防冻蒸汽流量，维持背压30Kpa；

管道疏水倒排气装置；

5、参数达冲车参数，汇报值长，对机组进行全面检查，准备冲车；

冲车参数：

主再热汽温过热度大于100℃。

主汽压力10Mpa,主汽温度510℃，再热气压1Mpa,再热气温490℃

主机冷却器油温40±

2℃,

EH油压正常,润滑油压0.1Mpa,

背压维持正常，30Kpa,

高、中压缸温差在规定的范围内,

机组振动、胀差、轴向位移、偏心正常

DEH正常；

6、#2机高速率冲车，汽机转速3000转/分定速后，#2机组自动准同期并网；

7、投入低加汽侧运行，投入高加汽侧运行

8、以5MW/min速率升负荷至30MW，确认高压疏水自动关闭

9、升负荷至45MW，关闭低压缸喷水，确认四抽压力倒除氧器加热汽源；

10、升负荷至60MW，确认中压疏水自动关闭

11、升负荷至150MW，轴封系统形成自密封，全面检查系统，切顺序阀控制；

12、投#2机供热.

（4）供热：

1、#2机供热抽汽压力回零，#1、#2加热器出口温度下降，水位上升；

2、#3循环泵跳闸，#4循环泵联启；

3、供水压力、回水压力、流量波动；

1、值长通知#2机组跳闸；

2、解列#1、#2加热器；

调整#1、#2加热器汽侧液位正常，汇报值长；

3、#3循环泵跳闸，#4循环泵联启，调整#4循环泵频率维持流量；

4、开大#1、#2加热器进汽门，维持供水温度；

5、全面检查系统，复位跳闸转机开关；

6、#2机组启动正常后，接值长令投入#2机供热。

（5）值长组织全厂事故处理：

1、令电气立即抢合6KVIIA段备用电源开关恢复6KVIIA厂用电；

2、电气确认厂用电正常，#2机厂用电由#01启备变供电，退出高周切机自动装置；

3、令电气就地检查220KVII母确认故障点以及6KV快切装置拒动原因；

4、令#1机组加强运行调整，增大#1机组负荷，调整供热抽汽；

5、立即将保护动作情况记录并及时汇报中调及各级领导，通知相关人员到场检查；

3、令汽机确认汽机跳闸联锁正常，机组转速下降，润滑油压力、温度，顶轴油压力正常，严密监视机组惰走情况及各部金属温度，倒轴封及除氧器加热汽源，关闭进入排气装置所有疏放水，维持凝结水箱低水位运行，联系检修空冷防冻拉苫布；

4、令锅炉确认“灭火保护”联锁动作正常，所有进入炉内风、粉、油切断，开PCV阀泄压，控制汽包水位，启A侧引、送风机维持风量吹扫；

5、通知热站#2机跳闸，令供热站解列#1、#2加热器，开大#3、#4加热器进汽门，维持供水温度；

确认#4热网循环泵联启，调整供、回水流量稳定；

6、令除灰解列#2电除尘，停运#2脱硫系统；

7、确认220KVII母故障由大风刮上异物造成母线短路，汇报中调II母故障原因，令电气220KVII母转检修，通知检修处理6KVIIA快切以及220KVII母故障缺陷；

8、申请中调同意浩塔II线由冷备用转运行（上I母）；

9、令锅炉点火，升参数主汽压力10Mpa,主汽温度510℃，再热汽压1Mpa,再热气温490℃，控制汽包壁温差不大于50℃，主气温升温率不大于2℃/min；

10、令汽机开启动疏水；

11、确认各列蒸汽隔离门关闭，投一、二级旁路配合锅炉升温升压，维持背压20-30Kpa;

保证最小防冻流量；

12、令电气检查发电机、励磁系统、主变、厂变，退出#2发电机热工保护，投突加电压、启停机保护；

13、到达冲车参数，令锅炉启B磨，维持参数稳定；

14、令汽机确认冲车条件满足，#2机冲车；

15、严密监视机组振动、胀差、轴向位移；

16、#2机汽机转速3000转/分定速后，退出调排比保护；

17、申请中调#2发电机上I母准同期并网；

18、#2发电机并网后根据汽机缸温及胀差的变化情况尽快接代负荷退出旁路系统，控制主汽压力10Mpa主汽温度510℃，再热气温500℃；

速率5MW/min，升负荷至60MW，投入高、低压加热器汽侧，关高、中压疏水；

19、退出自动准同期装置，退出突加电压、启停机保护，投入发电机热工保护，调排比保护；

20、启C磨控制主汽压力11Mpa主汽温度520℃，再热器压力再热气温510速率5MW/min，升负荷至90MW；

21、切换厂用电由高厂变供电；

22、给水倒主路，控制气温稳定，撤#1、#3角油枪，投水位保护，投入汽机跳闸保护；

23、启动D磨，控制主汽压力12Mpa主汽温度530℃，再热气温520℃，速率5MW/min，升负荷至150MW，切CCS控制，撤油枪停等离子；

24、投#2炉电除尘，投#2脱硫系统；

25、切顺序阀控制，升负荷至210MW；

26、#2机供热抽汽管道暖管、疏水，投#1加热器运行，控制供水温度105℃；

27、待220KVII母故障消除后，申请中调220KV系统恢复正常运行方式，令各专业全面检查系统；

28、汇报。

注：

同时进行#2机组启停过程中空冷防冻拉苫布反事故演习。