2012第4季度反事故演习(总结)

第一篇：2012第4季度反事故演习(总结)

2012年第四季度反事故演习总结

演习目的：

现我厂#1、2、4机组都是带病运行，在机组负荷出现大幅波动或跳闸时如何保证机组安全，针对此运行方式作相应的事故演习，防范于未然。

一、运行方式：

220 kV系统 Ⅰ母：212 214 201

Ⅱ母：211 213 204 207 208 母联21 0运行

205冷备用

110kV系统

Ⅰ母：111 109 103

Ⅱ母：112 102 104 106 135 母联110运行，101热备用

二、演习内容：#2机组保护动作跳机。

三、演习时间：11月5日14：10

四、演习地点：#1集控

五、演习人员：一值人员。

其他大值组织讨论，在安全活动记录本上作好记录备查。

六、演习情况

（一）、事故现象

#2高厂变压力差动保护动作跳机，汽机超速保护动作，锅炉灭火，厂用电联动成功。

（二）处理过程：

1、#2发电机解列，检查#2主变出口212、112开关跳闸、灭磁开关跳闸、6kV Ⅱ段工作电源开关620甲乙跳闸、备用电源602甲乙联动正常。

2、电气检查高厂变、主变及212、112开关间隔一次设备正常。通知检修检查保护装置及判断高厂变、主变本体有无损坏。

3、汽机跳闸，立即手动按下“紧急停机”按钮，同时检查主汽门、调门、高排及各抽汽逆止门关闭，汽机转速上升后下降，复位启动阀、同步器到0位。解除高压油泵联锁，启动高压油泵运行，检查润滑油压正常、瓦温正常。

4、检查循泵运行正常，如循泵跳闸，应检查其出蝶阀关闭、备用循泵联动正常，通知各机组注意监视真空变化情况。检查工泵运行正常。

5、锅炉灭火，立即手动MFT，检查动作结果正确。检查安全门和向空排汽门动作情况，动作后检查回座情况。确认锅炉本体无异常，炉底无漏风。重新吹扫、点火。

6、机检查本体参数正常、润滑油压、油温、瓦温正常，ETS无汽机保护出口，锅炉点火后，重新挂闸，冲转至3000r/min做好并网准备。

7、#2机手动升压手动准同期与系统220kV并列。6kVⅡ段甲、乙电源倒由本机带。将负荷带至调度要求负荷。

8、对其他失电设备恢复供电。

9、处理过程中防止汽机超速、非同期并列、锅炉超压，做好一次油压突然恢复的预想，加强联系、汇报，服从值长统一调度。

（三）、处理过程中的不足

1、电气设备检查时，虽然电主操检查了一次设备外观，但仍需通知检修专业人员检查保护装置、检查主变、高厂变本体以判断是否可以复电。

2、汽机未及时将本体和管道疏水开出，尤其是关闭手动门的气控阀。

3、必须将#

1、2机真空系统分开运行，启动#1机射泵运行。

4、电气重新并网应采取手动升压手动准同期并列方式。

5、重新挂闸恢复时，启动阀不要开完，开出部分同步器配合，同时用旁路将主汽压力控制在5MPa以内。

6、#2机组跳闸后，值长应注意地方负荷是否过重，是否存在#1主变过负荷之风险。

本次演习是成功的，处理过程连贯，值长事故处理思路清晰，下命令果断，各岗位配合默契，处理基本得当，充分说明，一值对本次反事故演习进行了认真的学习和讨论。本次演习没有设障碍点，但在实际事故中可能会出现很多异常，比如厂用电联动不成功、循泵跳闸而出口蝶阀不能自动关下、工泵跳闸工业水压力低、供油泵启不起、挂闸恢复时再次跳闸或一次油压突然恢复等，请大家下来多思考、多总结。通过此次演习，举一反三，思考#

1、4机组异常时处理的关键点。

各值对这次演习的情况认真组织进行学习和讨论，在安全学习记录本中作好记录。

11月5日

主机运行部

2012年

第二篇：反事故演习总结

反事故演习总结

6月29日上午9：10分—9：40我值进行了一次反事故演习，演习题目是：#2炉引风机震动大。本次演习由总经理工作部组织，发电部进行分配和指导工作，生产技术部协助工作。下面简介一下演习过程。

9：10分随着宋总“演习开始”指令的发出，演习进入状态。锅炉巡检人员汇报#2炉引风机震动极大，严重危及设备安全，已经手按事故按钮停#2炉引风机，盘面出现相关设备跳闸报警，参数变化迅速，汇报值长，值长令#2炉按紧急停炉压火处理，#1机按紧急停机处理，通知生产技术部贾主任联系检修人员处理#2炉引风机震动大故障，汇报宋总、发电部温主任。联系检修人员，因#2炉引风机故障不能在较短时间处理完，请示宋总将#1发电机与系统解列，将厂用分支倒由备用电源带，#1发电机与系统解列。

9：25检修人员通知#2炉引风机故障处理完毕，故障原因是引风机挡板脱落所致。请示宋总#2炉扬火启动，当气温、气压达到条件，请示宋总#1机冲转，各过程检查无异常，9：30分#2机定速3000r/min，请示宋总#1发电机与系统并列，将#1机工作电源投入，备用电源退出。9：40分宋总宣布“演习结束”，此次演习结束。

本次演习后，我值进行了总结和讨论，发现了一些缺点和不足，如下：

1.各专业之间缺乏联络沟通，不利于操作的紧凑性。2.汽机专业操作过程及步骤趋于简化，个别有漏项。3.演习中出现只讲不演或演不到位的现象，不利于加深效果。4.个别方面出现慌张、疏漏。

5.新人员较多，业务能力不强，操作中出现忙于应付的现象。6.与相关部门的联系不够。7.处理问题时存在惯性思维。

总之，此次演习总体思路清晰，过程流畅，也得到领导的充分肯 定，但是，不足之处也需要我们进一步学习、理解和不断进行锻炼。我值将以此次反事故演习为契机，针对存在的不足，从日常工作中抓起来，使得本值的事故应变能力达到一个新的高度。

发电部四值

2012-7-1

第三篇：反事故演习总结

演习内容

雷雨天气，#1机检修，#2机单机运行，#2机组满负荷135MW，#2机组2734遭雷击线路跳闸，6KV厂用电快切不成功，厂用电全失。经处理后3464合闸成功，厂用电恢复运行，此时值长联系省调线路试送电成功，征得总工同意后，#2机组热态启动。并网后负荷达4万时，#2炉B一次风机变频器重故障跳闸未自动切至工频，锅炉MFT 处理过程：

1、汇报值长，锅炉MFT动作，所有辅机跳闸。值长通知：厂用电中断，锅炉闷炉处理。

2、就地关闭锅炉连排定排手动门，电动门，关闭减温水手动门、电动门，开启省煤器再循环。

3、就地关闭风烟系统所有阀门，过再热器烟气挡板，防止炉内热量散失过快，密切监视炉内床温、氧量变化，出现异常床温上升及时汇报，报锅炉专工。

4、在DCS盘面复位各个跳闸辅机，汇报值长解除FSSS中相应保护，就地观察汽水系统安全门动作情况及回座情况

5、密切监视汽温、汽压水位情况，严禁锅炉超压，若压力达到安全门动作值安全门未动作，则手动摇开向空排汽卸压，当压力下降后尽快关闭，防止蒸汽大量流失

6、组织人员就地检查启动炉备用情况，并将油系统检查隔离好作为备用

7、值长告知电气故障已处理完毕，锅炉准备热启，开启原来关闭的各个手动门，将各个点动门调整至热启前状态。

8、组织人员启动启动炉，为汽机供给辅汽，恢复轴封供汽

9、根据床温情况决定是否投入油枪助燃（设定情况为可以热启），暂不需要投入 油枪

10、组织人员就地叫水判断汽包水位，回复汽包轻微缺水，汇报值长。值长汇报总工后回复，可以进水

11、联系汽机启动给水泵，关闭省煤器再循环，锅炉缓慢上水，由于汽包压力较高，持续加大给泵出力后给水量仍难维持，汇报值长，开启向空排汽少卸压后，顺利上水，联系汽机专业开启旁路，高旁55%，低旁45%，开启过、再热蒸汽烟气挡板。开启减温水手动电动总门，控制蒸汽温度

12、汇报值长，启动两台高压硫化风机，确认工业水系统已恢复后，启动两台引风机，两台一次风机。A一次风机出现故障，变频状态下不能启动，联系检修人员处理，告知暂时无法查清原因，汇报值长，值长批复在工频状态下启动该风机。将该风机打至工频位启动后正常，调节一次风量至13.8万，保证锅炉流化，调节两台一次风机出力一致，防止出现抢风现象。汇报值长，投入锅炉FSSS中相应保护。

13、启动2#。#5给煤机，点动投煤，确定着火后，一次启动其余四台给煤机，锅炉保证22t/h的给煤量，氧量维持在11%左右，汇报值长启动两台二次风机。维持锅炉氧量

14、床温经过一段时间的下降后稳定在776度左右，床压、风室压力略有上升，汇报值长，启动输渣系统。

15、主汽压力7.0，温度538，再热器温度520，汇报值长，锅炉燃烧稳定，联系汽机冲转

16、汽机冲转，锅炉稳定燃烧，维持蒸汽参数稳定。

17、汽机冲转结束，联系汽机关旁路、开调门，机组平稳带负荷，直至电气并网

18、负荷38MW，B一次风机故障跳闸，由于A一次风机处理相对较高，仍剩余一次风量9万左右，MFT未动作，加一次风量至12万，减煤降负荷，加强参数监视，控制汽温下降及气压下降速度。联系汽机专业加强参数监视，一旦汽温下降过快及时开启疏水。同时加强A一次风机参数监视，防止因电流过大导致风机参数异常

19、B一次风机故障修复后启动，逐步恢复各个参数至正常值。20、带负荷至135MW，汇报值长，演习结束。

甲值锅炉 2011-5-25

第四篇：反事故演习总结

反事故演习总结

时 间：2007-3-7 8：20 被演习值：丙值 监 护 值：甲值

注意事项：演习过程中态度要端正，严肃认真。被演习人员模拟操作到位，联系时声音洪亮，监护人员监护到位。被演习人员和监护人员不得影响运行人员正常监盘操作，遇到异常情况演习立即中止，演习人员马上退出集控室。

演习题目：110KV系统振荡，造成振解装置动作，管东双回线115、117开关掉闸，机组和系统解列。

运行方式：#6机代40MW、7机代80MW运行、#1燃机200MW 演习过程：

一、网控：

现象：8：20事故喇叭响，警铃响，系统频率46.9－53.1HZ摆动，电压82KV；

115、117开关指示灯呈橘黄色闪光，线路控制盘来“故障录波器启动”、“115开关位置不对应”、“117开关位置不对应”、“解列装置动作”。保护屏处显示为：115、117跳闸红灯亮，115、117跳位灯亮，110KV低频低压失步解列保护装置显示“解列装置动作”，保护装置的启动灯亮、动作灯亮，汇报值长。处理：查开关保护屏处有115开关跳闸红灯亮；117开关跳闸红灯亮。查故障录波器复归信号、各开关把手及保护。查115、117线路及110kv母线无明显故障点，汇报值长。8：30 接值长令：腾空110KV五母线。立即进行以下操作：

1.投入110KV母差保护互联压板LP51；

2.切145开关控制、信号电源小开关1DK、1K、1K2； 3.查145开关合好，合入102-4刀闸、拉开102-5刀闸；合入100甲-4刀闸、拉开100甲-5刀闸；合入106-4刀闸、拉开106-5刀闸；合入119-4刀闸、拉开119-5刀闸；

4.① 退110KV低频低压失步解列保护掉115、117开关压板；

② 切110KV低频低压失步解列保护5PT小开关3ZK（查I母线灯亮、II母线灯灭）； ③ 切故障录波器5PT 2ZKK小开关；

④ 合入145开关控制、信号电源小开关1DK、1K、1K2；

⑤ 拉开145开关；

⑥ 切145开关控制、信号电源小开关1DK、1K、1K2； 5.汇报值长：110KV五母线已腾空。

8：33 接值长令：用117开关对110KV五母线进行充电。

1.合117开关；

2.查117开关合好，110KV五母线正常。8：35 回值长令：117开关合入成功。8：36 接值长令：用145开关进行并列。

1.投入110KV母差保护充电压板LP11；

2.合入145开关控制、信号电源小开关1DK、1K、1K2； 3.将145 同期TK小开关于投入位置；

4.在厂内与系统的周波、电压一致时，合入145开关； 5.将145 同期TK小开关于断开位置； 6.退出110KV母差保护充电压板LP11；

7.合入110KV低频低压失步解列保护5PT小开关3ZK（查I母线灯亮、II母线灯灭）；

8.在110KV低频低压失步解列保护掉115、117开关压板两侧验电无电后；

9.投入110KV低频低压失步解列保护掉115、117开关压板；

10.合故障录波器5PT 2ZKK小开关；

8：38 回值长令：145开关合入成功。8：38 接值长令：合入115开关。

1.合入115开关； 2.查115开关合好；

8：40 回值长令：115开关合入成功。

8：42 接值长令：110KV五母线倒正常运行方式。

1.切145开关控制、信号电源小开关1DK、1K、1K2； 2.查145开关合好，合入102-5刀闸、拉开102-4刀闸；合入100甲-5刀闸、拉开100甲-4刀闸；合入106-5刀闸、拉开106-4刀闸；合入119-5刀闸、拉开119-54刀闸； 3.查110KV系统运行正常；

4.投入145开关控制、信号电源小开关1DK、1K、1K2； 5.退出110KV母差保护互联压板LP51；

8：47 回值长令：110KV五母线倒正常运行方式，110KV系统运行正常。

二、#7机组：

炉专业：负荷80MW，甲乙吸、送、排、磨、给煤机运行，12台给粉机运行，运行正常。

8：20 电气故障，锅炉甩负荷至60MW，报告值长。处理：立即开对空排汽门，解列给水自动手动调整水位，就地开燃油泵，拉#

10、#

11、#12给粉机，关闭减温水总门调整门就地水动门投#1-#4油枪，通知零米检查燃油泵，联系电气，负荷到60MW稳定，燃烧稳定逐步退油枪，调整风量关排汽门，将处理后的情况报告值长。8：42值长令故障排除恢复：根据负荷上涨速度，投给粉机调整燃烧、汽温、负荷80MW，给水投自动，参数稳定，设备运行正常，恢复完毕，联系零米停油泵。

汽机专业： 8：20 值长通知115、117开关掉闸，立即要求电气降负荷，维持转速3000r/min，负荷稳定在60MW，并关小七段抽汽封门，调整胀差及真空。#6机通知倒汽封，令助手将汽封倒至加热母管。严密监视气温、汽压、真空、胀差、轴转移，报告值长一切正常，等待恢复。8：43 值长通知系统恢复，#7机长负荷80MW，调整七段抽汽门，将#6机汽封倒为汽平衡，全面检查，报告值长。电气专业：

8：20 #7机发变组控制盘所有表计摆一次，负荷下降，马上通知值长及机、炉专业负荷下降。同时调整负荷及电源，使周波、电压、在正常范围，此时值长通知110kv变电站115、117线路掉。#7机带负荷60MW通知电工检查厂用及发电机等设备。检查发电机及厂用正常并报值长。

8：43逐步恢复负荷至80MW。

三、#6机组：

汽机专业：当时负荷40MW，其它主参数正常

8：20机组声音突变，负荷由40MW甩到30MW。值长通 知；网络振荡，本机以周波及电压调整负荷到零维持。工 业水压力低光字牌亮，及时倒汽封，关闭1-3段汽封至二 段，至六段电动门，停低加疏水泵，疏水倒凝结器，关热 网进汽电动门，调整热网回水压力，再循环门，检查所有 设备，发现2号工业泵掉闸，重合成功。8；43系统恢复。值长通知带负荷30MW，投高加，热网，倒汽封。8；47负荷升至40MW。

锅炉专业：当时运行负荷为40MW，炉两台磨煤机运行。8：20 炉汽压上升，蒸汽流量下降，炉安全门动作，判断为甩负荷。

处理：迅速开启对空排汽门，启动燃油泵，投#1、2、3 油枪，停给粉机，解列各自动，压力下降安全门回座后关 闭排汽门，调整水位为负水位，调整一二次风量、炉膛负 压，根据气温情况关小或全关减温器，稳定汽温、汽压、炉膛火焰等待恢复。

8：43电气恢复，开始长负荷，8：47负荷带40MW，机组恢复正常。

电气专业：

现象；8；20表计摆动，负荷由40MW降至30MW，周波，电压升高

通知机，炉，根据周波，电压迅速调整负荷，汇报值长，值长通知，115，117掉闸，令降负荷至零维持，周波，电压在正常范围内，退厂用6KV备用电源连锁开关，检查6号机发变组系统，未发现异常，汇报值长。8；43系统正常，值长令；开始涨负荷，8：47负荷涨至40MW，投厂用6KV备用电源连锁开关。

四、燃机：

8：20值长通知110KV系统振荡，检查本机组220KV系统电压、电流、频率、有功、无功等，未见异常。检查厂用系统参数未见异常。通知升压站监视6KV厂用系统参数未见异常，并加强监视机组运行参数。8：45值长通知110KV系统恢复正常。

演习总结：本次演习在安生部、人力资源部、发电部的领导监督下取得圆满成功。演习过程中大家态度端正，严肃认真。被演习人员模拟操作到位，联系时声音洪亮，监护人员监护到位，认真负责，真正起到了提高运行人员应对突发事件的能力。通过此次事故演习，不论是演习值还是监护值的人员，都从此次事故中学到了该如何正确判断与处理此类事故，并从中总结了宝贵的经验，为今后的工作打下了坚实的技术基础，达到了预期练兵的目的。不足之处，演习过程中专业之间联系欠缺，演习后期有些松懈，演习与实战有一定差距，还有待提高。

发电部 2007-3-10

第五篇：反事故演习总结2003

2003下半年反事故演习小结

一、演习主题：

双机运行期间，#01启备变在检修，一台机组（以#1机为例）跳闸事故处理。

二、演习目的：

1． 由于启备变检修在即，而#

1、2机组均要保持正常运行，在机组失去备用电源的情况下若一台机组跳闸运行人员该如何处理？本次演习的目的在于提高运行人员对启备变检修期间一台机组跳闸事故的处理能力，做到心中有数。2． 掌握启备变转检修的操作程序及注意事项。

3． 熟悉启备变检修期间厂用电运行方式和运行注意事项。4． 掌握机组厂用电失去事故处理程序。5． 强化运行人员对全厂系统的概念。

6． 交流经验、发现问题、提高事故处理预案水平。

7． 通过反事故演习查找漏洞、发现不足，以便进一步加强管理。

三、演习组织： 1.总指挥：胡富钦

2.技术指导：龚黎明、陈明辉、阮俊豪、张军谋 3.参加人员：运行值集控全体人员

4.演习地点：行政楼五楼大厅和仿真机室 5.演习日期：2003年10月9日（B、E值）、10月28日（C值）、10月30日（A、D值）

四、演习形式：

1.本次演习只在仿真机及行政楼五楼会议室内进行，不操作现场实际设备，演习以值为单位开展，值长担任事故处理总指挥。

2.事故演习整体进程由胡富钦、龚黎明进行监督、控制。DCS操作部分在仿真机上进行操作，由张军谋进行记录。就地操作及检查部分在五楼会议室内进行，设两个就地站分别为热机及电气站，由陈明辉及阮俊豪负责记录运行人员操作要点、对运行人员提问等，就地人员与值长用对讲机进行联系（频道设在19，与生产频道分开）。

3.演习前由胡富钦作演习动员，讲解演习方法及注意事项，然后组织学习启备变由运行转检修的主要操作步骤及注意事项，并进行初步讨论。4.各值演习以人员就位，在仿真机上按下#1机组跳闸事故按钮开始，至基本要点处理结束为止，共约耗时1小时。5.当天参加值演习后进行讨论总结，讨论事故操作中可以加以改进的步骤，总结存在的不足及待改进之处。

五、演习小结

1、演习成果  本次反事故演习组织严密，演习过程基本按原计划顺利进行，全体集控运行人员均参加了演习并在认真对待本次演习，达到了演习的目的。各参演人员对本次演习评价较高，认为在当前机组运行相对稳定时期组织这样的反事故演习很有必要，提高了可能出现的突发事故的处理能力，为启备变检修期间保证机组正常运行打下基础。

 通过本次反事故演习各运行值规范操作步骤和交流了事故处理经验。 通过演习暴露出运行人员事故处理存在的问题，并及时说明纠正。

 通过本次反事故演习，对原启备变由运行转检修操作指导书提出一些改进建议。

 通过演习后的总结讨论会，收集到一些事故处理中不太明确的问题。部门将召集技术人员充分讨论后提出相对明确的意见。

2、演习存在的不足及改进措施

 演习以值为单位，整个值的运行人员可供值长调动，实际运行中由于需保证另一台机正常运行，人员不可能这么充足。

改进措施：演习应以一台或一台半机组人员为宜。

 部分人员对演习认识不足，演习期间紧迫感和严肃性不够。

改进措施：加强演习前动员。反事故演习应作为一项长期而规范的工作。

 某些需就地操作的项目由于无法进行实地操作，演习效果受到限制。 事故出现后，操作项目多且集中在短时间内操作，显得有些杂乱。

六、演习发现的技术问题和解决思路

1.原操作指导书中要求在机组跳闸后通知维修人员修改6KV母线启备变进线开关过负荷定值。事故演习后认为在启备变由运行转检修后立即由维修人员修改#

1、2机组6KV母线启备变进线开关（共四个开关）过负荷定值，缩短机组跳闸后恢复厂用电时间，有避免事故扩大和缩短机组恢复时间。解决思路：已采纳此建议，已对操作指导书进行了修改并由安培部批准公布。2.当一台机组跳闸后要合上运行机组的6KV母线启备变进线开关向故障机组母线供电，这时开关由于条件不满足而无法合上（27、25接点均断开）。这时需由维修人员短接接点后方可合上该开关。这同样会影响厂用电及时恢复，造成循环水中断时间欠，甚至造成低压缸防爆膜破裂，严重影响机组恢复时间。

解决思路：二台机各选择一段母线的备用进线开关（如1ESES302和2ESES301），将此开关的相关接点预先短接，随时满足合闸条件。事故情况下能及时恢复一段母线送电。

发电部 2003/11/11