11年冬季反事故演习_1机跳闸厂用电中断供热管线泄漏_厂用电中断反事故演习
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锡林热电厂反事故演习方案
批 准:
审 定：
审 核:
编 制:运行部
锡林热电厂 2011年十二月六日
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11年度各项任务的全面完成。提高生产人员的责任心。
2、按照《内蒙古国电能源投资有限公司关于开展2011年冬季百日岗位大练兵活动的通知》，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“2011年冬季百日安全知识大练兵活动”，组织本次反事故演习。
3、配合内蒙古能源发电投资有限公司关于开展2011年冬季百日岗位大练兵活动，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、针对我地区冬季气候特点，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以及供热突发事故情况下快速反应能力，正确有效地处理应对机组冬季运行工况下事故出现的防冻工作，保证在异常情况下能够安全
6、保证厂用电源良好，确保发电机组安全停运；
7、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： 马 刚 程海涛
副组长：孙启 刘舒平 栗志强 孙志远
成 员： 唐文全 张再生 郭刚 刘 青 王保国
2、演习指挥部：
总 指 挥：马 刚 程海涛
副总指挥：孙启 刘舒平 栗志强 孙志远 成 员：唐文全 张再生 郭刚 杨桂利
刘 青 王保国 各专业主管 值长
3、演习及监护组：
演习 一值 值长马强 及运行人员，监护 二 值值长高庆欣 及运行人员。
时间： 12月 9 日 下午 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、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＃1机。单元工况：
＃1机有功250MW，无功80MVar,保护正常投入。6KV厂用自带，400V PC段、直流自带；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，#
1、＃3辅机循环水泵运行,#3给水泵、#2凝结水泵、#2辅机循环水泵备用；锅炉#
1、#
3、#4空压机运行，#2空压机备用；＃2机有功260MW，无功70MVar,保护正常投入。6KV厂用自带，400V PC段、直流自带；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；
环境温度-20度，空冷运行正常，辅汽联箱由#2机接带。
供热运行工况：
#
1、2机正常供热，供热站#1、2、3、4加热器，#
1、#
2、#
4、热网循环泵，#1、2、3、4热网疏水泵运行，#
3、#5循环泵备用，供水压力0.72MPa，回水压力0.33MPa,供水温度102℃，回水温度51℃，供水流量4400吨/h，回水流量4400吨/；
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。
五、题目：#1机组跳闸厂用失电供热管线泄露
总指挥下令演习开始：
(一)电气： 现象：
1.事故音响报警，＃1发电机的有功、无功回零，出口开关201跳闸，灭磁开关跳闸；6KVIA、IB段工作电源进线开关跳闸； 2.6KVIA、IB段电压回零，集控室事故照明连投；3.#1发电机保护跳闸I、#1发电机保护跳闸II、发电机热工保护、快切装置异常、快切装置闭锁、故障录波器启动光子牌亮 处理：
1.汇报值长，通知机、炉厂用电中断；
2.确认#1柴油机联启，得值长令抢合6KVIA、IB段备用电源开关 3.通知机、炉厂用电恢复
4.停运柴油机，检查厂用电系统，直流、UPS 5.退高周切机装置,核对保护动作情况，通知检修检查厂用电快切拒动原因;6.调整启备变分接头，维持厂用电压稳定 7.检查#1发电机、主变、厂变、励磁系统 8.退出发电机热工保护，投突加电压、启停机保护 9.检查发变组启动条件 10.发变组升压、并网；
11.检修交代快切故障已处理，#1机负荷90MW，切换厂用电。
(二)锅炉： 现象：
1、事故音响告警，#1机负荷到零，火检、火焰电视指示无火，所有运行转机跳闸，＃1炉安全门动作；
2、MFT动作报警，首出汽机跳闸 处理：
1.确认MFT联锁动作正常，确认安全门回座，密闭炉膛2.电气通知厂用电恢复
3.启动A、B空预器主电机,火检冷却风机
4.关炉前进、回油手动门，关主给水电动门，关所有加药、取样、排污一次门；
5.检查、复位跳闸转机，恢复一次风机、送风机油系统，磨煤机油系统
6.核对汽包水位、壁温，检查上水系统，7.（水位计无水位指示请示总工程师批准），控制水温与壁温差小于28度，锅炉上水至点火水位；
8.启动引、送风机,维持30%风量炉膛吹扫；复位MFT 9.开炉前进、回油手动门，开燃油跳闸阀、回油快关阀，维持燃油压力3.0Mpa；
10.调整炉膛风量、负压，投AB层油枪点火，确认油枪火检，投空预器吹灰；
11.启动两台一次风机，控制母管风压7KPa,启动密封风机确认密封风一次风差压正常；
12.检查热风温度，投等离子启A磨
13.控制升温、升压速度，主蒸汽温升率不大于2℃／min，控制汽包壁温差≯50℃；主、再热气温升温至500℃；
14.主汽压力8MPa,主、再热气温500℃，汇报值长已达冲车参数 15.机组定速，增加煤量，发电机并网，升负荷至30MW；
16.启B磨升负荷至90MW,控制主汽压力10MPa，主再热气温510℃；17.给水倒主路，核对减温水流量变化，防止气温大幅度波动 18.启C磨升负荷至130MW,控制主汽压力11MPa，主再热气温520℃； 19.确认火检，炉膛温度，停等离子，撤油枪
20.启D磨升负荷至150MW,控制主汽压力11MPa，主再热气温530℃； 21.升温升压速度严格执行规程规定，控制好各部温差、膨胀在规定范围。
(三)汽机： 现象：
1.事故音响告警，#1机组功率至零，机组转速下降； 2.#1机所有运行转机跳闸
3.汽机跳闸I、汽机跳闸II、DEH故障光子牌亮 处理：
1.汇报值长，#1机跳闸首出“DEH故障” 2.检查直流润滑油泵、氢、空侧直流密封油泵联启
3.确认转速下降，高、中压主汽阀、调阀、高排逆止门，各段抽汽电动门、逆止门联动关闭，高压通风阀联开，供热调门全开，供热抽汽快关阀、逆止阀联关，本体、管道疏水联开；
4.倒交流润滑油泵，启顶轴油泵，倒空、氢侧交流密封油泵运行 5.核对辅汽温度，投辅汽供轴封，轴封疏水倒无压；
6.关进入排气装置所有疏放水，关各列蒸汽隔离门，启空冷风机润滑油泵，投电加热；
7.通知热工检查系统DEH，检查复位跳闸转机8.恢复定冷水、闭式水、疏水泵、凝结水系统运行，凝结水系统投运后及时投入低压缸喷水减温，轴封减温水 9.除氧器上水，投辅汽至除氧器加热 10.启动给水泵锅炉上水
11.热工交代DEH故障已处理，恢复EH油系统
12.锅炉已点火，启真空泵维持背压30 Kpa，开本体管道疏水 13.参数达冲车参数，汇报值长，对机组进行全面检查，准备冲车。冲车参数：
缸温450℃，主再热气温500℃，主汽压力8 Mpa 润滑油压0.23 Mpa,油温40℃, EH油压13.8 Mpa, 背压30 Kpa, 高、中压缸上下缸温差正常 DEH正常；
14.启动高压密封备用油泵#1机挂闸，确认左、右侧中主门全开 15.选择IV方式，目标转速600 r/min，速率100r/min升速 16.确认盘车脱开，检查机组振动、胀差、轴向位移、金属温度、上下缸温差
17.转速600 r/min确认各参数正常，切TV方式，目标2950 r/min速率300 r/min升速，临界区监视检查机组振动、胀差、轴向位移，各轴瓦温度；
18.机组定速3000r/min，停运高备泵、顶轴油泵、交流润滑油泵 19.退调排比保护，#1机并网，负荷25MW 20.确认高排逆止门打开，投调排比保护 21.投高低加汽侧
22.机组负荷30MW,关本体疏水
23.机组负荷50MW,倒除氧器加热汽源，停运轴封供汽 24.升负荷至150MW,切单阀控制 25.投#1机城市供热
(四)供热： 现象：
1.供热站#
1、#2循环泵跳闸，循环泵入口发生水击并伴有振动声响，供热水温、压力、流量下降；
2.#1机供热抽汽压力回零，#
3、4加热器出口温度下降，加热器振动； 处理：
1.立即汇报值长；#
1、2循环泵跳闸，#3循环泵联动。
2.值长通知#1机组跳闸#1机厂用电中断，解列#
3、4加热器汽侧；保证#
1、#2加热器汽侧液位正常；
3.检查#3热网循环泵联动，调整循环泵频率，调整系统供水、回水压力；
4.供回水压力突降，开大系统补水门，联系化学增大除盐水流量进行补水，立即汇报值长，通知外网巡线；监视并调整供回水压力及温度正常。
5.外网巡线发现供热北线1.5公里处供水母管伸缩节泄漏，关闭北线供热供回水总门，调整供水流量在2500t/h，供水压力0.5mpa。7.待外网漏点处理后，投北线供热，增启一台循环泵。调整供水压力至0.72mpa，流量4300t/h。
8.#1机组启动正常后，接值长令投入#1机供热；
（五）值长组织全厂事故处理：
1.立即汇报中调及各级领导#1机组跳闸，首出DEH故障，#1机厂用电中断，快切装置故障； 2.命令各专业做如下处理：
1.确认#1柴油机联启，手动抢合6KVIA、IB段备用电源开关 2.确认跳闸联锁，就地核对转速，检查直流润滑油泵，空、氢侧直流密封油泵联启；
3.确认MFT联锁，确认安全门回座，密闭炉膛；
4.确认#3循环泵联启，维持供水流量，解列#
3、#4加热器,全开#
1、#2加热器进气门；
5.停运柴油机，全面检查厂用电系统、直流、UPS 6.倒交流润滑油泵，启顶轴油泵，倒空、氢侧交流密封油泵运行，投辅汽供轴封，关进入排气装置所有疏放水；
7.启动空预器主电机，火检冷却风机，启动#2空压机； 8.退高周切机自动装置，通知保护班检查厂用电快切装置
9.关各列蒸汽隔离门，启动空冷风机润滑油泵投入电加热，投空冷所有伴热装置，通知热工检查DEH，检查复位跳闸转机
10.解列所有加药、取样、排污、关进、回油手动门，关各角角阀，关主给水电动门；11.城市供热供回水压力突降，加大系统补水，关小#
1、#2加热器进气门，防止加热器振动，令化学启双套系统制水，通知外网巡线； 12.检查跳闸设备，调整启备变分接头，维持厂用电压稳定 13.恢复定冷水、闭式水、疏水泵、凝结水系统运行，凝结水系统投运后及时投入低压缸喷水减温，轴封减温水
14.检查锅炉跳闸转机，恢复一次风、送风、磨油系统运行 15.供热北线1.5公里处供水母管伸缩节漏水，令供热站降低供水流量维持2200t/h。防止加热器振动，隔离北线，通知天津鑫晨供热抢修；
16.检查#1发电机、主变、厂变、励磁系统 17.除氧器上水，投加热，检查给水泵 18.检查上水系统，核对汽包水位、壁温
19.退出发电机热工保护，投突加电压、启停机保护
20.热工交代DEH故障已处理，启动给水泵打循环，恢复EH油系统 21.给水旁路上水至点火水位，检查引、送风机
22.北线已隔离，开大#
1、2加热器进汽门，维持南线供热参数 23.电气检查发变组启动条件 24.核对转速、缸温、上下缸温差； 25.启动引送风机炉膛吹扫，复位MFT, 26.启真空泵抽真空，维持背压30KPa 27.恢复燃油系统控制油压3.0MPa,#1炉点火
28.启一次风机、密封风机、投等离子启A磨，控制参数主汽压力8MPa，主再热气温500℃
29.检查冲车条件，启高备泵#1机挂闸冲车
30.定速后停运高备泵、顶轴油泵、交流润滑油泵、退调排比 31.发电机升压并网,投热工保护，退突加电压、启停机保护 32.升负荷至30MW，投高、低加汽侧，关本体、管道疏水，根据背压变化，开启各列蒸汽隔离门
33.升负荷至45MW，倒除氧器加热汽源
34.检查启动B磨升负荷至90MW,控制参数9MPa,主再热气温510℃ 给水倒主路
35.切换厂用电由#01高厂变供电
36.启C磨升负荷至120MW,投高周切机，控制参数10MPa,主再热气温520℃，撤油枪；
37.启D磨升负荷至150MW,#1机供热抽汽暖管，投#1机供热。供热站增启一台循环泵，调整流量至4300t/h。供水压力0.7mpa。
