锡林热电厂反事故演习全厂厂用电停方案[1]

1、锡林热电厂反事故演习方案批 准 :审 定:审 核 :编 制 :运行部值长组锡林热电厂2010年 11 月 05 日锡林热电厂反事故演习方案一、 反事故演习目的1、 为了强化“安全第一,预防为主”的意识,推动我厂各级生产 人员岗位技能培训工作, 切实提高全体生产人员的反事故能力。 在安全生产的前提下保障我厂 10年度各项任务的全面完成。 提 高生产人员的责任心。2、 按照锡林热电厂 内蒙古国电能源投资有限公司关于开展 2010年百日大练兵活动的通知 ,为坚决贯彻电力生产“安全第一、 预防为主、综合治理”的方针。本着安全生产人人有责,组织 实施本次反事故演习。3、 我厂机组长期稳定运行,实现全厂安

2、全运行 1000天的良好纪 律,值班人员事故处理少,为了加强值班员的培训,尤其现场 实际操作的培训,针对现场设备运行状况和可能出现的问题, 进行此次反事故演习,提高每个值班员操作技术水平,保证机 组的安全、运行和供热安全运行,并做好机组故障情况下空冷 防冻工作。4、 进一步提高运行人员对规程、系统的理解和掌握,提升对事故 判断的准确性和正确处理能力。增强运行值班员的全局观念, 提高各专业间及值长与上级调度的协调、配合处理事故能力。 5、 针对我地区入冬以来气候多变的实际特点,通过开展此次联合 反事故演习,从而指导实际运行工作,锻炼和提高生产队伍在 机组突发事故情况下快速反应能力,确保发电机组安

3、全停运; 6、 通过此次反事故演习,找出存在的问题,有的放矢,做到举一反三,提升培训水平。二、 反事故演习的组织机构1、 领导小组: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:组长:刘舒平成员:安监部及相关成员6、 生产配合组:组长:孙志远成员: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

4、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

5、:#1机有功 250MW , 无功 70MVar, 保护正常投入。 6KV 厂用自带, 400V PC 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,

6、 #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:

7、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,

8、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,

9、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

10、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 、 I

11、IB 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

12、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

13、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

14、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

15、等离子; 9、全面检查系统,汇报值长。(3汽机:现象: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

16、;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

17、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 0.1 Mpa,背压维持正常, 30 Kpa,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

18、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:现象: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;处理: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

19、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

20、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