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全厂停电事故应急预案
Measures on Loss Station Auxiliary Power Control

2003-07-31发布 2003-08-01实施

珠 海 发 电 厂 发 布

前 言
本标准根据珠海市临港工业区珠海发电厂生产特点，结合本厂设备和机组的实际情况，针对电力系统发生故障，发电机突然甩去全部或部分负荷，主变出口开关跳闸而制定本预防措施，明确相关人员职责及事故发生时的现象和处理方法。落实全厂停电事故处理责任制度，尽量防止和减少机组设备损害的各种因素，以保障我厂机组的安全运行。
本标准附录A是标准的附录。
本标准由标准化工作委员会提出。
本标准由安监分部归口管理并负责解释。
本标准由运行分部起草。
本标准主要起草人：殷汉林、徐 乾
本标准修订人：徐 乾
本标准审核人：马 纯
本标准批准人：岑建培

珠 海 发 电 厂 企 业 标 准
全厂停电事故处理措施
Measures on Loss Station Auxiliary Power Control
Q/ZHH-31-203-SA.11-2003 版次/修订状态：A/0
1 范围
本标准规定了珠海发电厂发生全厂停电事故时所必须进行的工作。
本标准适用于珠海发电厂各部门。
2 引用标准
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
《电力生产安全工作规程》
《广东电力系统调度规程》
3 珠海电厂全厂停电应急预案
3.1 引言
当电力系统发生故障，有可能使发电机突然甩去全部或部分负荷，主变出口开关跳闸。在此情况下，若未当即引起发电机跳闸或锅炉MFT，机组应能自动快速减少锅炉燃料量并稳定燃烧，通过进行紧急的事故处理以保证机组不停机。待电网事故消除后，机组可立即恢复并网运行。若当即引起发电机跳闸或锅炉MFT，则需按厂用电失去进行事故处理，确保机组安全停机，保证不发生设备损坏。
一般来说，本工作指令中所列行动将在事故现象发生后开始执行，除非由值长做出书面或信号通知。
确认全厂停电事故发生后，值长必须立即向中调汇报并询问相关情况、通知运行部长及相关部门领导，各部门应组织相关人员到现场协助处理。
3.2 职责
3.2.1 值长：负责全厂停电事故处理的全面指挥。
3.2.2 主值：按照预案和值长命令指挥和参加机组的各参数监视、检查及CRT操作，并及对迅速下达就地操作命令。
3.2.3 副值：协助主值做好各参数监视、检查、调整及CRT操作，紧急时执行就地打操作任务。
3.2.4 巡检：按照预案和值长或主、副值命令进行就地操作。
3.2.5 检修相关班组人员：根据值长命令协助进行相关的检查和确认工作。
3.2.6 运行部长：接到通知立即赶赴现场，协助值长进行事故处理。
3.2.7 运行主任：接到通知立即赶赴现场，协助值长进行事故处理。
3.2.8 运行主管：接到通知立即赶赴现场，协助值长进行事故处理
3.3故障发生时的现象
3.3.1 发电机解列，发电机功率指示突然降至10%额定负荷左右。
3.3.2 汽机转速突然上升，然后下降并稳定在3000r/min。
3.3.3 高、低压旁路自动打开。

3.3.4 磨煤机按F—E—A—B的顺序跳闸至剩下C、D磨运行。
3.3.5 若发电机解列前BM ＞520 MW，则机组发出FCB动作信号，此时过热器出口7只电磁泄压阀自动同时开启，A~G电磁泄压阀分别延时35、45、55、30、40、50、60秒后，逐个自动关闭。
3.3.6 给水泵汽轮机转速先上升后下降；汽包水位大幅波动。
3.3.7 主、再热汽温度波动。
3.3.8 低负荷运行时的其它联锁保护动作。
3.4 故障发生时的处理
3.4.1 机组运行方式切为 "MANUAL" 方式，DEH退出CCS控制。
3.4.2 除氧器水位控制指令限制为≤45%，亦即START-UP LCV可开到100%，MAIN LCV限制为最大约15%，60秒后水位转入正常调节。
3.4.3 检查确认两台小汽机已由低压汽源供汽切至高压汽源供汽，小汽机转速稳定。加强对水位的控制和调节，维持汽包水位在正常范围。如水位调节困难，可启动电动给水泵，停运一台汽动给水泵。
3.4.4 锅炉低负荷运行期间，应注意对燃烧工况和蒸汽参数的监视和调整，如燃烧不稳，立即投油助燃。
3.4.5 汽机FV及OPC动作，控制汽机转速在3000r／min。
3.4.6 确认汽轮机本体各部疏水阀自动打开。
3.4.7 确认低压缸喷水投入，低压缸排汽温度小于80℃。凝汽器水帘喷水阀开启。
3.4.8 检查除氧器、轴封汽母管压力正常。检查确认辅汽供除氧器压力调节阀开启，除氧器由辅汽供汽。
3.4.9 密切监视高压缸排汽温度变化，最大不得超过470℃。
3.4.10 检查高、低旁路工作正常，压力、温度控制稳定。
3.4.11 检查高压缸排汽逆止阀在开启状态。
3.4.12 检查凝汽器真空在93.76KPa以上。
3.4.13 检查汽机润滑油压、轴承乌金温度、轴向位移、差胀缸胀、振动等应在允许范围内。
3.4.14 FCB动作后，运行人员根据事故打印，分析FCB动作原因，迅速加以检查、判断与消除。确认机组各参数已基本稳定后，立即联系中调申请并网。机组重新并网后要尽快升负荷，以免造成汽轮机热应力过大。
3.4.15 机组FCB后，若短时间内，因其他问题不能并网带负荷，则应考虑停机，以避免汽轮机损坏。
4 若故障引起发电机跳闸或锅炉MFT的处理
4.1 厂用电中断现象
4.1.1 锅炉MFT，汽机跳闸，发电机跳闸。
4.1.2 6KV母线低电压报警，各段母线电压表指示下降为零。
4.1.3 所有运行的交流电动机停止转动，CRT上电流指示为零，并有故障报警。
4.1.4 正常交流照明熄灭，事故照明灯亮。
4.2 厂用电中断原因
4.2.1 机组故障，同时启备变故障或启备变在停运状态或自动投入不成功。
4.2.2 电力系统故障而引起的本厂厂用电中断。
4.3 厂用电中断的处理
4.3.1 确认汽机跳闸后，确认发电机出口开关和励磁开关，厂用6KV工作电源开关已自动跳开。
4.3.2 确认汽机转速下降，所有MSV、GV、RSV、ICV全关，抽汽逆止门关闭。
4.3.3 确认锅炉MFT动作，各油枪跳闸、燃油跳闸阀自动关闭，磨煤机进口冷、热风门关闭。
4.3.4 应迅速确认柴油机发电机自动启动成功，保安段电源自动恢复。否则应到就地检查，排除异常，手动启动柴油发电机，并恢复保安段电源。就地检查柴油机运行正常，燃油箱油位正常。
4.3.5 确认主机直流事故润滑油泵自动启动，否则抢投，就地检查正常，润滑油压力在0.1~0.18MPa。
4.3.6 确认直流空侧密封油泵自动启动，否则应抢投，并确认密封油与氢气差压在83kpa左右。
4.3.7 确认汽动给水泵跳闸，确认汽动给水泵直流事故油泵自动启动，否则应抢投，确认给水汽动给水泵高、低压主汽门、调门关闭，转速下降。
4.3.8 确认直流火检冷却风机自动启动，否则应抢投.
4.3.9 检查炉水循环泵隔热体的冷却水事故放水门开启，正常冷却水回水阀关闭，就地检查手动隔离阀开启，保证回水畅通，闭冷水箱水位低时用消防水源供给。
4.3.10 若备用电源无故障发生，并且厂用母线无故障信号发出，确认6KV母线上所有电动机均跳闸后，可抢送一次，抢送正常后汇报值长。若备用电源有故障信号发出时，必须汇报有关领导，故障消除后经有关人员通知方可送电。
4.3.11 汽机跳闸后有关疏水阀开启，及时关闭高排逆止阀后疏水阀FV115、FV113前手动阀; 关闭高排逆止阀前疏水阀LV112、LV114前手动阀;关闭热再疏水调节阀FV130、FV131前手动阀；确认主蒸汽疏水电动阀JV125、JV126已关闭；关闭左右高压导汽管疏水电动阀TD-V-011、TD-V-013前手动阀及左右中压导汽管疏水电动阀TD-V-045、TD-V-047前手动阀；确认高、低压旁路阀已关闭，隔绝疏水进入凝结器。
4.3.12 关闭所有给水泵倒暖手动阀，避免给水倒回除氧器。
4.3.13 保安段母线电压正常，检查UPS、220VDC、110VDC系统正常，电压正常。
4.3.14 启动主油箱交流抽烟机，停止抽气器。
4.3.15 启动汽动给水泵主油箱抽烟机，汽动给水泵转速为零时，启动汽动给水泵盘车马达，就地倾听小汽机各部分声音正常。
4.3.16 启动送风机、引风机2号控制油泵运行。
4.3.17 启动主机TOP运行，确认出口压力正常，停运EOP运行；汽机惰走期间应注意倾听机组各部分声音正常，汽机的高、低压缸差胀、振动、轴向位移、偏心度应正常，并确认各轴承回油温度下降；待汽机转速下降至900rpm时，确认JOP自动启动，转速到零时，盘车自动投入。如果汽机有异常，破坏真空加速停机，并注意比较惰走时。
4.3.18 严密监视汽机润滑油温度，必要时将冷油器投入并列运行，如果润滑油温大于40℃，停盘车运行，每隔20分钟盘动转子180度。
4.3.19 汽机轴封汽源由主蒸汽供给，真空到零后，打开真空破坏阀，关闭主蒸汽、冷再、辅助蒸汽供轴封汽手动阀。
4.3.20 应确认空预器空气马达自动启动，就地倾听空预器转动正常；仪用气压力不能维持时，停运空气马达，人工手动盘转空预器。
4.3.21 尽早通知化学将机组的加药系统停运，并且退出取样系统。
4.3.22 仪用气压力失气后，按控制气源失气有关章节处理。
4.3.23 在恢复厂用电之前，对动作的保护和报警进行检查和记录，检查所有6KV马达电源开关应该断开，以防来电后自启动和便于厂用电系统的恢复。
4.3.24 检查220kV母线失压原因，联系中调，尽快恢复厂用电运行。
4.3.25 在确保220kV母线无异常的情况下，联系中调用一条带电线路对220kV Ⅰ母或Ⅱ母充电。
4.3.26 检查220kV母线电压正常后，对＃01、＃02启备变充电，6kV S11、S12、S21、S22段送电，检查电压正常。
4.3.27 将6kV母线联锁小开关投至手动位置，合上6kV各段备用电源开关，检查电压正常。
4.3.28 逐步恢复厂用PC A11、A12、B11、B12母线正常运行方式。复位各低电压掉牌继电器。
4.3.29 检查、逐步恢复厂用MCC A111 、B111、A121、B121母线正常供电。(注意启动6kV马达时，必须与开关室的操作人员联系)。尽快将跳闸机组与系统并网。
4.3.30 确认厂用PC供保安段工作电源开关及备用电源开关在工作位置且选择开关在远方位置，在柴油发电机操作面板上恢复保安段正常运行方式，检查柴油发电机空载运行4分钟后自动停运，并将柴油发电机燃油箱油位补至正常。
4.3.31 恢复厂用电电源后，逐步启动闭冷水系统、压缩空气系统、凝结水系统。如果闭冷水由消防水供给后则闭冷水水箱由凝结水供给，并开启多点排放阀对闭冷水进行排补，直至闭冷水水质合格为止。（启动第一台空压机时应先将后置冷却器出口至控制气源手动阀）
4.3.32 当汽机低压缸排汽温度大于75℃时，待凝结水系统启动后开启水帘喷水及后缸喷水对其冷却，直至低压缸排汽温度小于75℃后方可启动循环水泵。待循环水泵启动后，开启汽机各疏水手动阀，各疏水阀投入自动。
4.3.33 启动一台汽动给水泵交流油泵运行，另一台交流油泵作为备用，停运直流油泵并投入备用。
4.3.34 启动空侧交流密封油泵，氢侧一台交流密封油泵运行，停止直流密封油泵并投入备用。
4.3.35 启动交流冷却风机运行，停运直流冷却风机并投入备用。
4.3.36 启动电动给水泵后对汽包进行热态上水。如果汽包看不到水位，请示上级领导方可上水。
4.3.37 逐步启动各系统，做好机组热态启动的准备工作。
4.4厂用电失去引起控制气源失去的处理
4.4.1 确认该机组控制气源完全失去后，应立即手动打闸锅炉，进行紧急停炉，争取时间确保机组停运过程中各气动装置正确动作。
4.4.2 确认锅炉MFT后，立即停运二台引风机，确认整个风、烟组（包括送风机、一次风机等）跳闸，风烟组跳闸后，确认各风、烟挡板开启（否则必须到就地人工开启），锅炉进行自然通风；15分钟后，关闭所有风、烟挡板进行闷炉。
4.4.3 机组跳闸后，立即停运凝汽器真空泵，开启真空破坏阀。
4.4.4 机组跳闸后，必须到就地手动调节主机润滑油、定子冷却水及密封油温度，防止温度调节阀失气时主机润滑油温度大幅上升、发电机定子冷却水及密封油温度大幅下降。
4.4.5 机组停运后，应在过热器喷水各手动隔离阀（共4个）关闭、再热器喷水各手动隔离阀（共2个）或各给水泵中间抽头隔离阀（共3个）关闭后方可启动电动给水泵上水，启动时注意其再循环阀、出口流量调节阀、润滑油及工作油冷却水回水阀失气后的状态。
4.4.6 控制气源失去后，应注意检查服务水压力和水箱水位、凝结水储存箱水位、凝汽器水位，以及各自补水阀失气后动作情况，必要时用旁路阀手动调节。检查炉水泵闭式冷却水流量正常、凝汽器水帘喷水及汽轮机低压缸喷水压力正常。
4.4.7 通知化学、灰控值班员检查控制气源失去后各气动阀动作情况。
4.4.8 机组其它处理参照锅炉MFT后处理方法。

附 录 A
（规范性附录）
控制气源失去后机组一些重要气动阀门状态
气 动 阀 门
失气后
状态
气 动 阀 门
失气后
状态
IDF、FDF动叶、出口挡板
保持
PAF调节挡板、出口及冷一次风挡板
保持
AH一次风、二次风、烟气挡板
保持
MILL 冷、热风闸板、出口挡板
保持
BCP闭式冷却水回水阀
全开
MILL 充N2阀
全开
BCP隔热套冷却水紧急放水阀
全关
SH、RH减温水调节阀、关断阀
全开
汽轮机冷油器TCV
全关
M-BFP润滑油、工作油冷却器TCV
全开
汽轮机轴封母管泄压阀
全开
发电机定子水、密封油TCV
全开
冷再、主汽、辅汽供轴封PCV
全关
发电机氢冷器TCV
全关
低压轴封汽TCV
全关
凝汽器溢流阀
全关
凝汽器正常补水LCV
全开
凝结水泵再循环FCV
全开
凝汽器紧急补水LCV
全关
凝结水供低压缸喷水PCV
全开
除氧器正常补水LCV
全关
凝汽器水帘喷水及阀门密封水PCV
全开
除氧器紧急补水LCV
全开
高、低加正常疏水LCV
全关
除氧器辅汽供汽PCV
全关
高、低加危急疏水LCV
全开
服务水再循环FCV

M-BFP、T-BFP再循环FCV
全开
服务水箱、凝结水储存箱LCV
全开
M-BFP出口LCV
全开