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1、1 号机组反事故演习过程号机组反事故演习过程本次演习是：1 号发电机组发生了由于 1A 磨煤机接线盒处着火，1A 磨煤机电源开关拒 动，造成 1 号机 6 千伏厂用 IA 段母线电源进线开关 61A1 越级跳闸造成母线失电而引发的 一系列事故，根据故障现象，我们做了如下处理： 炉专业： 事故运行工况：电负荷 210MW，A.B.C 磨煤机运行，AB 引、送风机、一次风机运行，A 火检风机运行。 9：20 辅机值班员李阳告；1A 磨煤机接线盒处着火，事故按钮停不下来，接到报告后立即 CRT 停止，依然无法停止，立即汇报单元长，通知值班员王健检查，并组织人员救火，通 知消防队。 9：22 1A 磨
2、接线盒着火开关拒动，造成 6KV 母线 A 段跳闸，锅炉“电动机故障”报警， 炉 MFT 动作，ABC 磨跳闸，AB 一次风机跳闸，A 引送风机跳闸，A 空预器主电机跳闸辅 电机联启，A 火检风机跳闸 B 火检风机联启，汽包水位-140mm 至+260mm 波动。立即汇 报单元长 值长，通知电除尘解列，联系燃油泵房启油泵，同时检查各级减温水闭锁门是否 自动关闭，若动作不正常，则关闭手动门，关闭再热器减温水手动门，通知汽机盘快减负 荷，以保持汽温汽压，调整汽包水位至正常，检查各跳闸磨机 风机挡板应关闭，通知辅机 值班员李阳检查相应辅机设备。 9：25 辅机值班员李阳告：A 工业水泵跳闸，启 B
3、工业水泵，工业水泵出口压力已恢复正 常。A 灰渣泵跳闸，启 B 灰渣泵，渣池水位调整至正常水位。AC 捞碎渣机跳闸，复位跳 闸设备开关。参加救火人员有人被烧伤，立即汇报单元长，联系卫生所人员。 9：26 值长令：锅炉准备吹扫，联系程控班（杜）解除汽包水位保护，并交有记事。检查 发现锅炉吹扫条件不具备（汽包水位+260mm） ，立即将水位调整至正常，此时锅炉吹扫条 件具备，开始进行吹扫，5 分钟后吹扫结束，准备点火。 9：32 发现压缩空气压力快速下降至 0.40MP，各气动调节机构操作不动，汇报单元长值长。9：35 压缩空气压力恢复正常，锅炉准备点火，开启油跳闸阀，油压为 0，就地检查发现 油
4、跳闸阀实际未开，联系程控（杜）处理好。 9：40 值班员王建告：6KVA 段母线恢复送电。启动 A 引送风机，通知辅机启动 AC 捞碎 渣机。 9：45 开启燃油跳闸阀，检查发现油压由 1.7MPa 降至 0.8MPa，立即对炉前油系统及各油 层检查发现 BC3 油枪角阀漏油严重无法隔离，立即将炉前油来回油手动门关闭，BC3 油枪 手动门关闭，汇报单元长，联系检修处理。 10：00 重新吹扫完毕，值长令：投油 AB 层 3 只油枪，检查油枪着火情况正常。启 AB 一 次风机，检查运行正常。开启再热器减温水手动门。 10：10 值长令：投 4 支小油枪，启 B 磨煤机运行，检查着火情况及运行情况
5、正常，停止 AB 层 3 支油枪。 10：15 值长令：启 C 磨，检查运行正常，汽温汽压稳定，机组负荷加至 80MW。 10：20 值长令：启 D 磨，检查运行正常，通知电除尘投入运行。机专业：事故运行工况：电负荷 210MW，1A，1B 汽泵运行、电泵备用、1A 循环水泵、1A 开式泵运行、1B 凝结水泵、1B 凝升泵运行、1A 真空泵、1B 内冷水泵、1B 闭式泵运行。各备用 设备备用良好，各辅机运行正常。9：22 炉侧通知 1A 磨跳闸，锅炉灭火。机侧迅速将 DEH 控制方式切为“手动运行” ， 关小高压调门，维持机组最低负荷运行，停止本机组一切对外供气，关闭冷再供辅汽电动 门，关闭轴
6、封溢流手动门，并将此情况汇报值长 9：25 电气告 6KV1A 段母线失电，保安段切换成功，以将厂用电倒至启备变带。立即 检查 1A 开式泵、1A 真空泵已跳闸，备用泵联动。1A 汽泵跳闸，电泵未联动，并失去备 用状态。循环水压力降低。立即汇报值长，联系循环水值班员，提高循环水压力，严密监 视主机真空。通知零米，检查备用泵运行情况。维持其正常状态。并将各有关辅机连锁解 除。 9：31 因 A 真空泵跳闸，B 真空泵联动，主机真空下降，首先确认 B 真空泵运行正常 （通知零米） ，A 真空泵入口逆止门及各抽汽门关。如真空泵冷却水压力低应将工业水路投 入并严密监视主机真空。 9：32 发现凝汽器
7、A,B 侧冷却水压力低，立即通知值长，联系循环水尽快恢复，严密 监视真空，当降至 80KPa 时主机跳闸，否则请示值长手动打闸。当循环水压力恢复后，对 凝汽器进行充分排气。 9：32 A 开式泵跳闸，B 开式泵联动，零米值班员检查发现 B 开始泵出口压力低，A 泵 倒转，立即关闭 A 开式泵出口门，确认倒转停止，确认开式水压力升高。汇报单元，联系 检修处理。 9：32 A 汽泵跳闸，电泵未联，保证 B 汽泵正常，维持汽包水位正常。待 6KV1A 恢复 送电后将 A 汽泵、电泵恢复备用。 9：35 高加跳闸，中压缸抽汽口上下温差增大。据此现象，检查高加确已走旁路运行。 通知零米检查。检查各抽汽电
8、动门，逆止门关闭，开启 3 抽电动门前疏水，开启高加事故 疏水，关闭正常疏水，防止高加返水，开启中压缸本体疏水，当中压缸温差恢复正常后关 闭。 9：36 发现 A 主油箱风机跳闸，B 排烟风机未联动，主油箱油位下降各瓦温略有升高。 通知巡检倒风机运行，并将挡板切换。确油箱油位及油箱负压已恢复正常。 9：40 电气告 6KV1A 段恢复送电，将各跳闸设备开关复位，确认状态良好投入备用， 汇报单元长值长。 9：50 1A 汽泵冲转至 1800r/min 备用，通知锅炉随时具备上水条件汇报单元长值长。 10：00 炉侧告已投入三只油枪，机侧根据汽压及温度情况适当加负荷。 10：10 炉侧告启 B 磨
9、，机侧根据汽压及温度情况适当加负荷,并严密监视汽缸各部温度 变化情况，适当开启汽缸本体、抽汽管道疏水。 10：14 将高加投入正常运行，汇报值长。 10：15 炉侧启 C 磨，将负荷逐渐加至 80MW，各疏水门关闭。 10：20 启 D 磨，负荷逐渐加至 150MW，将辅汽倒由本机带，恢复四抽和冷再对外供 汽。 10：25 1A 汽泵投入正常运行，电泵投入连锁恢复备用，汇报单元长值长。电专业：09：20 锅炉 1A、1B、1C 磨运行，负荷 210MW，锅炉值班员王义祥告：1A 磨电机接 线盒着火，就地事故按钮捅跳不成功，立即准备去 6 千母线室捅跳 1A 磨电机源开关； 此时炉灭火，6 千伏
10、厂用 IA 段母线失电，低厂变 11B、13B、除灰变 15B、17B 及检修照明变 19B 失电，对应低压 PC 母线失电，6 千伏公用 IA 段母线失电，各报警信号发出， DCS 报警显示 1 号机 6 千伏厂用 IA 段 61A1 开关跳闸， 6KV 厂用 IA 段母线失电，分支过 流信号来，61A2 开关未联动。6 千伏公用 IA 段母线失电，工作电源开关 6GA1 跳闸，备 用电源开关 6GA2 未联动，分支过流信号未发，立即汇报值长。 09：30 将 1 号机 6 千伏厂用 IB 段母线倒至启备变代。汇报值长并通知机炉专责 6KV 厂 用 IA 段母线失电。立即检查保安段联投情况，
11、ZDK3 跳闸，ZDK1 联投，保安段正常。值 长令：6KV 厂用 IA 段母线所代 380V 厂用 PC 母线倒由联络开关代，立即将失电母线对应 低厂变、除灰变高低压侧开关拉开，合上联络开关，恢复 380V 厂用 PC 母线及除灰 PC 母 线供电。照明检修 PC 倒由 2 号机代。汇报值长。拉开已失电的 6KV 厂用 IA 段母线所代 负荷。同时，将 1A 磨电机停电，检查母线无异常，联系电气检修检查处理 1A 磨电机接 线盒及电源开关。 09：35 检查 6 千伏公用 IA 段母线失电，工作电源开关 6GA1 跳闸，备用电源开关 6GA2 未联动，分支过流信号未发，强投一次 6GA2，未
12、成功，联系电气检修检查处理。检查 1 号公用变 G1B 高低压侧电源开关均已跳闸，得值长令：将 4G12 开关合闸，恢复 380 伏公用 PCIA 段母线送电，并联系化学、输煤、网控等相关单位 6 千伏公用 IA 段母线失 电。 09：40 1A 磨电机电源开关停电后，再次复位分支过流信号，复位掉。汇报值长，立即 将 61A1、61A2 开关停电，测量 1 号机 6 千伏厂用 IA 段母线绝缘合格后，合入 61A2 备 用电源开关，恢复 1 号机 6 千伏厂用 IA 段母线送电并将所带各负荷恢复送电。 09：45 值长令将开关 6GA1 合闸，恢复 6 千伏公用 IA 段母线送电。汇报值长。通
13、知化 学、输煤将 6 千伏公用 IA 段母线所带各个负荷逐一送电。 10：00 恢复各低厂变供电，将低厂变 11B、13B、除灰变 15B、17B、公用变 G1B 送电。 对应低压母线恢复自代。保安段倒至工作电源代（合 ZDK3，ZDK1 开关自动跳闸） 。将照 明检修变及低压母线恢复送电。各厂用 PC 母线恢复送电后，检查机组各 MCC 母线正常， 恢复主变冷却器，整流屏风机等由于接触器跳闸而失电的负荷，恢复其电源。检查各直 流充电器电源正常。 10：10 电气检修告将 6GA2 开关处理好，回复备用状态。1A 磨电机接线盒及 1A 磨煤机 电源开关处理好，测绝缘合格，将其开关恢复送电，1A 磨煤机恢复备用。 10：20 锅炉 3 台磨运行，负荷 120MW，值长令，6 千伏厂用电倒回自带。
