厂用电中断热工总结

第一篇：厂用电中断热工总结

厂用电中断热工总结

2014年4月22日变电站#1母线接地导致事故停机，全厂厂用电丢失，导致某些设备在点炉过程中出现一些问题，现将点炉检修过程中出现的问题以及处理方法做以下总结：

1、厂用电丢失会导致热控电源柜及继电器柜断电，在厂用

电正常之检查热控电源柜及热控继电器柜供电电压是否恢复正常，有无断路器或空开跳闸现象。

2、检查火焰电视冷却风压力是不是正常，需不需要退出视

情况而定。

3、现场检修过程中发现罗托克电动门显示屏上显示电量

低的部分电动门出现阀位丢失现象，需要在送电后重新设定阀位。

4、在点炉过程中需要我们强制或者恢复一些信号，我们一

定要在强制信号切除记录登记本上登记并在值长签字以及唐凯的同意下强制或者恢复信号。

5、主控LED屏在断电后组态工程数据丢失，导致LED屏

在送电后无显示，需要我们在日常工作中做数据备份。

6、脱硫电除尘在断电后高、低压侧组态画面无显示，需要

在送电后重新启动组态画面，如无法启动需强制关机启动。

第二篇：厂用电中断演练总结报告

高配倒闸演练总结

一、演练成果

（一）参加员工高度重视，认真组织开展

参加员工对本次事故应急演练，都认真参与、亲临实战,尤其是刚开始通知过程较为真实。

（二）演练目的明确，预案策划周密

从水厂实际出发，确定厂用电中断事故的应急演练。

演练检验：

1、应急人员对厂高配倒闸应急预案的熟悉程度。

2、参加人员对现场的应急处置能力；

3、应急物资、材料的准备情况。

（三）通过本次演练，对供电系统的可靠程度进行了论证，并认识到了事故应急设备设施的实际能力。制定出具有实效性的应急处理方案，对厂用电中断应急预案进行完善和补充。提高全场在突发事故发生时，做到人心不慌乱、统一指挥、分级负责、有序进行、安全撤离，实现重大事故伤亡降至最低点。

（四）这次演练贯彻实施了统一领导、综合协调、分级处理的应急处理原则，人员齐全、内容丰富，让参演人员得到了真实的体验，丰富了应急知识，对促进安全应急管理工作具有重要意义。

二、演练存在的不足

(一)部分应急人员对应急救援预案还不熟悉，演练时应用得不太熟悉

（二）现场应急人员对汇报的内容不规范。（三)本次演练未能对安全工器具进行全面的检验。

三、以后需做好的工作：

(一)要进一步健全组织指挥体系，理顺各岗位职责，加强统筹领导。

（二）完善应急预案，提高应急处置能力。通过本次演练发现部分员工对应急预案相关内容不熟悉，在演练中紧张、表达不连贯，在以后需加强对应急预案的培训、学习，多搞实战演练，提高员工的应变能力。

（三）加强系统图培训。水厂部分新员工，对厂内一次系统图不够熟悉，对基本的倒闸操作程序不熟悉，以后要加强基本知识的培训。增强事故应急处理能力。

第三篇：发电厂厂用电中断处理

一单元二值厂用电中断处理

现象：

1、厂用电所带的回转机械电流表指示回零，回转机械自动停止；

2、红灯熄灭，绿灯闪光，事故喇叭叫。

3、若厂用电全部中断则所有回转机械全部停止，锅炉灭火；主汽流量、汽温、汽压、汽包水位急剧下降。

4、照明消失（事故照明除外），事故喇叭响。

5、机房声音突变。

6、真空迅速下降，排汽温度升高。

7、交流电动机停止运行，电流指示到零，泵的出口压力下降或指示到零。

8、热工UPS工作正常情况下，各表计指示正常。机处理：

确认厂用电中断后，应针对以下项目快速做出反应： 原则---厂用电全部中断后，必须快速采取防范措施：

1、防止轴瓦润滑油断油：启动直流润滑油泵，检查电流及润滑油压，就地检查立盘及保护润滑油压表，确证润滑油压上升，并在机组打闸惰走期间，密切注意润滑油压变化；

2、防止氢气泄漏：启动空、氢侧直流密封油泵，检查密封油压正常，并通过就地密封油压表确证；

3、防止真空急剧下降：立即降负荷至零，同时关闭掉闸射水泵对应的轴加排汽至水抽子扩散管门，适当提高轴封压力；

4、防止压力容器爆破：除氧器并列时，立即关闭故障除氧器的进汽电动门，并用另一台除氧器调整压力和水位；

5、防止汽轮机超速及汽缸进冷汽冷水：关闭电动主闸门、高加进汽门、三抽电动门、一次门杆漏汽至除氧器手动门、前轴封溢汽电动门；

6、防止循环水系统压力降低影响另一台机的正常运行：立即启动另一台机备用循环泵，若循环水系统电动门失电，应联系电气立即恢复备用电源，同时就地手动关闭#

2、3循环泵出口联络门； 盘面处理：

1、根据盘面象征，确证厂用电全部中断，立即启动直流润滑油泵，检查润滑油压应上升；启动空、氢侧直流密封油泵，检查密封油压力正常，空侧密封油压（就地）应升高；

2、减负荷到零，同时关闭掉闸射水泵对应的轴加排汽至水抽子扩散管门，真空60kpa，保护动作停机，否则手动打闸；

3、打闸后注意转速下降，注意加热器水位；

4、待转速下降至真空对应点，开启真空破坏门；

5、惰走过程中严密监视润滑油压、密封油压，低转速时润滑油压应逐渐上升，下降时敲击#2射油器出口逆止门使其回座；密封油压下降，应调整就地再循环；

6、公用盘启动临机备用循环泵，临机真空下降时，应根据真空带负荷；

7、公用盘注意用另一台除氧器的调整门调整除氧器压力；

8、根据公用盘给水、除氧电动门电源情况联系电气恢复电源；

9、根据循环水系统情况，派人就地关闭#

2、2循环泵出口联络门，同时联系电气立即为循环水热力盘送电；

10、厂用电中断一分钟，断开所有掉闸泵的操作开关及备用泵联锁开关；

11、停机过程中严密监视润滑油压、密封油压，并派人检查确证就地油压及油泵工作情况；

12、机组转速转速到零、真空到零，断汽封，记录转子静止时间并做好标记，厂用电未恢复前30分钟手动盘车1800； 炉处理

1、立即解列自动为手动调整；将掉闸的回转机械开关切回停止位置。

2、若为部分厂用电中断，则根据情况降低负荷并调整汽温、汽压、水位稳定，必要时投油助燃以稳定燃烧。

3、若厂用电全部中断，锅炉灭火，则按写列步骤处理：

a、就地关闭减温水各截门，并开启疏水门，防止汽温下降太快； b、就地关闭给水各截门、各样样门、排污门； c、开启汽包再循环门；

d、就地关闭引、送风机出入口挡板及制粉系统各风门、挡板。

e、待电源恢复后，在值长统一指挥下逐步恢复机组运行。若电源长时间不能恢复则按正常停炉处理。电气处理：

1)通知单元长已发生厂用电中断事故，汇报中调和厂领导。2)迅速查明厂用电失电原因，根据具体情况进行处理：

如为6KV母线故障，迅速倒换双路电源，将故障母线隔离，通知检修处理：

如为高厂变故障或主变故障，备用电源未自投，立即强合备用电源，恢复厂用系统运行； 如为电网事故或220KV母线故障引起全厂失电，按全厂停电事故处理预案执行。

3)厂用电恢复过程中要注意轻重缓急。优先恢复原运行机组的6kV厂用电系统；优先恢复带厂区6KV电源、集中水变的母线电源；380 V厂用系统优先恢复照明段、工作段电源。4)厂用电恢复后，安排机组启动。

7.2.2 一单元单元长：按照值长下达全厂停电事故处理令后，即：

1)立即检查直流润滑油泵和直流密封油泵是否联动，如未联动，应立即启动直流润滑油泵和直流密封油泵，保证润滑系统和密封油系统的正常。汽轮机转速至“0”时，进行手动盘车；锅炉应尽可能的维持汽温。当密封油泵不能投入且短时不能恢复时，若发电机密封油压低，应先降低机内氢压，并注意开窗通风；若较长时间不能恢复，应抓紧发电机排氢置换工作，并做好防止轴瓦及油箱着火的灭火准备。

2)严密监视直流母线电压。直流母线电压，若电压低，则限制部分事故照明，以确保主机润滑及密封油泵、顶轴油泵、主机盘车、等供电正常。

3)断开6kV及380 V系统的所有开关。检查厂用电系统是否存在明显的故障点，并检查各开关状态、保护动作状态，并向值长汇报。

4)按值长令，协助恢复6kV、380 V厂用电系统。

5)厂用电恢复后，指挥恢复仪用压缩空气、循环水、闭式水、燃油、冲灰水等公用系统；令启动锅炉给水泵，缓慢向锅炉上水至汽包可见水位，并注意控制上、下汽包壁温差；指挥机组按热态启动恢复热力系统正常运行。

7.2.3 各机组主、副值班员

在机组长指挥下，按照《运行规程》要求，做好各台机组的事故处理。全厂停电：

全厂停电可能在下列三种情况下发生：

1、社平线单回线运行时； 2、220KV单母运行时；

3、单台主变运行时。

以上三种运行方式在任一种方式运行时，均应做好事故预想，在此期间有较大的操作必须十分小心，应有管理技术人员参加并在现场指导。

第一种方式下单回线掉闸和第二种方式下运行的220KV母线故障时，应大致按以下方法处理：

1、双机运行时立即解列一台机组（解列那台机组由值长决定）；

2、锅炉迅速减弱燃烧投油助燃，维持运行的一台机组接带厂用电和110KV地区负荷。

第三种运行方式单台主变运行时，值长应向上级有关领导汇报，并要求110KV腾出一条母线由榆社变电站132开关向空母线充电，做厂用电备用电源，经领导同意后及时与地调、中调联系操作，若上级不同意应另行采取措施。当以上三种运行方式下，发生故障，双机掉闸，厂用电全失时，按以下办法处理：

一、社平线单回线运行时掉闸

1、网控向值长、汇报故障现象及掉闸开关；

2、检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确证工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源。

3、联系中调，尽快恢复掉闸线路运行。4、220KV线路恢复运行后，启动掉闸机组，与系统并列。

5、如220KV线路不能很快恢复或110KV台榆线未做我厂备用电源时，立即联系地调，由110KV台榆线132线路向本厂供电，迅速恢复厂用电源。厂用电源失电期间，应密切监视直流母线电压，确保直流电源正常。

二、单台主变运行掉闸时，1、网控向值长、汇报故障现象及掉闸开关；

2、检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确证工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源。

3、迅速查明主变掉闸原因，若为保护误动或人为原因掉闸，尽快恢复主变运行，启动掉闸机组，与系统并列。

4、如主变不能很快恢复或110KV台榆线未做我厂备用电源时，立即联系地调，由110KV台榆线132线路向本厂供电，迅速恢复厂用电源。厂用电源失电期间，应密切监视直流母线电压，确保直流电源正常。

三、220KV单母运行，母线故障

1、网控向值长、汇报故障现象及掉闸开关；

2、检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确证工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源。

3、如母线保护误动，立即联系中调，由系统向母线充电，启动掉闸机组，恢复与系统并列。

4、如母线故障不能立即恢复时。立即联系中调，由系统向另一条非故障母线充电，恢复与系统并列。事故处理时应注意：

1、恢复时应慎重，严防非同期并列

2、机、电、炉应在值长统一指挥下，紧密配合，确保厂用电

3、厂用电不自投时应在工作进线开关断开前提下，迅速用备用电源恢复厂用电，主变恢复后，厂用电倒换时，要在110KV与220KV系统合环方式下进行，否则采用先断后合方法。严防110KV与220KV系统经厂用电合环

4、厂用电失去时，必须严密注意直流母线运行，确保直流电源正常。

第四篇：2018年01月15日厂用电中断事件报告

再生能源有限公司

2018年01月15日厂用电中断事故报告

一、事故前主要运行方式：

#1锅炉停炉检修中，#2锅炉正常运行，机组负荷6.0MW，主汽流量29.1t/h,主汽温度395℃，主汽压力3.55Mpa，真空-94.74Kpa； #1给水泵，#1凝结水泵、#2真空泵，#3循环水泵，#1取水泵，#2冷却塔风机，#1引风机,#2引风机、#2一次干燥风机、#2一次燃烧风机、#2一次燃烬风机、#2二次风机运行，绿能2F16线运行，#1主变，10KVI段、10KV0段母线运行、#0、#

1、#

2、#3厂变运行，400V0段、400V I段、400VⅡ段、400VⅢ段，400V保安段母线运行，备自投投入、保安变处于冷备用状态。

二、事故现象： 1、2018年01月15日16时32分，集控室照明全部熄灭，事故照明自动投入，主变高压侧开关201跳闸，发电机出口开关114跳闸，全厂厂用电中断，UPS切换成功，DCS运行正常，10KV I段母线及400V各段母线失电，电压为零。ECS上显示“20KV线路零序差动保护动作”、“20KV线路A相差动跳闸”、“过频保护Ⅱ动作”。

2、电子间光纤差动保护柜上“差动动作”红色报警指示灯亮，装置屏幕事件报告中显示“零序差动跳闸发生”，“A相差动跳闸发生”主变测控屏无报警，无异常。

3、汽轮机ETS动作跳闸，负荷到零，主汽门、调门关闭，转速上升至3126r/min后下降。锅炉所有电动设备及电动阀门显示跳闸，锅炉MFT保护动作，首发显示“引风机停，所有风机停”。锅炉主汽压力急剧升高，集汽集箱安全阀动作。

三、事故处理经过： 1、16：32，#1主变201开关跳闸，电气运行人员立即查看电子设备间主变保护装置动作情况，检查光纤差动保护装置确认为20KV线路差动保护动作，检查绿能2F16线路电压正常，对侧开关自动重合闸成功，线路无异常。

汽机人员手动启动直流润滑油泵（润滑油压正常），手拍危急保安器，复位自动主汽门启动阀，复位各跳闸泵操作开关，解除各备用泵联锁开关，复位各电动门，切除低油压保护以外其它保护，通知电气。锅炉人员解除所有风机联锁，复位跳闸开关，解除MFT联锁，变频归零，解除三、四烟道绞龙及卸灰阀联锁。2、16时35分，就地检查主变外观没有烧黑，焦灼，瓷套管无裂开，现场没有异味，烟气，没有发现异常。检查主变高压侧开关201开关、避雷器、20KV母线无异常，没有气味。汽机人员投入均压箱新蒸汽，开启电动主汽门前后疏水、自动主汽门疏水，开启疏水膨胀箱上所有疏水门，关凝结水去除氧器阀门。锅炉开启向空排汽门，过热器疏水、并汽门前疏水，对锅炉进行适当泄压；打开省煤器再循环手动门，全关减温水手动门，连排手动门。3、16时37分，电气运行人员对201开关进行检无压合闸成功，全厂厂用电恢复，检查ECS上10KV母线，400V各段母线电压显示正常，主变运行正常，厂用电恢复，汽机启动#2工业冷却水泵，将直流油泵切换高压油泵运行，投入联锁，联系化水启动除盐水泵，启动汽机各台辅机设备运行正常。锅炉调整汽包水位正常，启动

2、#3空 2 压机，#

1、#2干燥机，启动#2炉引风机，启动一次干燥风机、一次燃烧风机、一次燃烬风机，调整锅炉燃烧。4、17时18分，汽轮机冲转至3000r/min，发电机并网成功，投入汽轮机相关保护，关闭相关疏水，锅炉投入MFT及风机联锁保护。

四、暴露问题及整改措施：

1、绿能2F16线于01月15日发生由于线路重合闸导致厂用电失电事故，说明该线路抗干扰能力和稳定性较差，多次发生线路跳闸的事故，需加强和供电公司进行沟通，提高线路的可靠性。

2、停电后未退出燃烧器及看火摄像头，锅炉人员要调高事故应急处理能力，确保设备正常可靠运行。

3、各专业之间配合生疏，重要操作未及时汇报，重要操作前需要和值长联系，专业加强与值长的联系，在平时工作中做好事故预想，提高业务水平能力。值长未很好协调各专业之间的工作，缺乏与外协单位的沟通。作为值长要统筹全局，协调好各个专业及与外协单位的联系，及时向调度汇报情况，提高事故处理中的能力。

五、事件定性

根据绿色动力集团《事故调查及异常管理规程》，本次事件定性为非责任性一类事故。

六、考核

本次跳机属线路外部原因，对各部门不予考核。

安环综合部 2018年1月17日

第五篇：09年热工总结

2009年工作总结

一、2009年主要工作回顾

2009年热工专业在公司的正确领导下，出色完成了全年工作，机组接管一年来，保障了机组安全稳定运行，重点进行了#1机组大修、#2机组小修工作，设备隐患治理稳步推进，现场文明生产达到了新的水平，热工专业人才队伍得到充分锻炼，安全评价、并网安评春检、秋检工作圆满完成。

1、安全生产

一类障碍一次：8月21日22：20，府谷电厂#1炉“锅炉总风量低MFT”保护动作停炉，根据《电力生产事故调查规程》2.3.4.2认定为设备一类障碍。

事故原因是由于定期吹扫工作不到位，取样管接头有轻微泄露，总风量保护动作定值应为25%，调试所设臵成了30%，原因虽然是多方面的，热工专业没有怨天尤人，而是痛定思痛，举一反三，对全厂的保护回路、动作定值进行彻底排查，在9月份的#2机组小修中，对取样管路进行了改造，并强化定期对取样管路吹扫工作，进一步夯实了安全基础。

误操作一次：2009年5月11日上午8：41分，热控检修人员处理“＃2炉E磨入口一次风量波动”缺陷，未办理工作票且未向运行人员交待，自行在工程师站将一次风量点进行强制。造成E磨入口热风门自动关闭，致使2E磨煤机风室满煤。

责任异常一次：2009年1月4日10：51分，由于对西北一电子间内接线监护不到位，西北一接线时误碰卡件，造成＃2炉一、二级减温 水气动闭锁阀突关。

2、设备治理

热工专业利用自己的力量完成了本专业所有检修工作，在#1机组大修期间完成了以下重大项目： 1）炉水循环泵差压变送器更换

2）根据鲁能补充反措，在锅炉四角最顶部加装量程0-10KPA膜盒压力表4块。

3）低缸喷水调节阀定位器改造 4）定冷水箱增加液计位变送器

5）风机执行机构更换为ROTORK电动执行机构。6）将六套煤仓料位计移至甲乙皮带中间。

7）PCV阀控制箱改造：原控制回路无法实现就地开关在手动位时DCS远方操作，本次大修通过修改控制回路，实现了此功能。8）真空泵电机线圈温度增加DCS监视

9）磨辊温度元件引线改造：磨辊温度元件引线没有按厂家施工，不到一周时间，导线磨断，本次大修将导线从密封风管道内穿过，彻底解决了这一遗留缺陷。

10）完成辅机冷却水压力变送器取样管移位工作：原取样点山东一公司施工时取在了回水管路，本次大修将取样点改在了开式水进闭式水装臵截门后。

11）轴封系统温度元件移位：由于原温度元件安装位臵不能真实反映温度值，本次大修将温度元件后移。

12）电泵冷油器增加温度元件：三台电泵工作油、润滑油冷油器出口温度 大修前运行人员无法远程监视实际温度，本次大修安装了6支热电阻，并利用原来电缆，完成接线调试。

13）闭式水放水门工作：原安装为气缸门，没有电磁阀箱，无法进行操作。本次大修更换为电动执行机构，并重新敷设电缆。

14）国产电动门增加继电器工作：由于国产电动门停电后，不报故障，运行人员无法判断停电状态，本次大修在电动门内增加中间继电器，监视电源送电状态，并将常开触点并联至故障信号。

15）发电机线圈温度元件检查：厂家进行了内部检查，对元件引出线法兰面进行了密封，并对42支热电偶加电容处理。

16）新增再热器壁温元件：根据运行及机务要求，需测量68屏壁温，新增12支壁温元件进入IDAS前端。

17)增加B层等离子点火系统，在DCS内部进行了等离子系统控制逻辑的组态，并增加卡件，实现了在DCS系统上对B层等离子系统的操作。

#2机组小修项目完成情况：

1）更换了A、B一次风动叶执行机构，A吸风机静叶执行机构 2）C、D磨热风调整执行机构下移 3）发电机断水流量开关回路改造 4）二次风量取样管路改造

3、生产管理

经过一年的设备治理，缺陷数量逐步减少，自10月份技术维护部启动达标治理以来，通过完善现场标识牌，对控制盘台端子箱、门锁治理，强 化每天晨检、晚检质量，现场就地设备文明生产水平有了很大提高。1）定期工作纳入常规：二次风量变送器取样管路吹扫，#5皮带秤定期校验，工业电视镜头擦拭，自动调节保护系统定期试验，配合运行进行大机润滑油压定期联锁试验。

2）班组建设走向正规，各项工作有条不紊展开，各种记录、台帐清册按时填写，班组卫生始终保持，工器具、物品定臵管理，新版检修规程修编完毕。

3）专业队伍建设

热控专业管辖着全厂每一套系统，点多面广，设备质量、安装质量相对较差，年轻职工多，经过#

1、#2大小修，以及多次临修锻炼机会，热控专业正逐步打造成一支作风过硬、能打硬仗的专业队伍。

二、工作中存在的差距和不足及应对解决的措施

1、工作缺乏计划性，工作标准不高，现场设备治理虽下了很大功夫，与公司目标仍有一定差距。

2、班组管理水平有待提高，班容班貌有临时突击现象，技术讲课次数、培训质量需进一步加强。

三、2010年工作总体思路

1、积极开展岗位大练兵活动，全面提高员工检修水平。

2、组织好#2机组大修工作，通过大修，夯实#2机组热控设备安全水平。

四、2010年主要工作计划、目标

1、安全生产方面做到个人没有误操作，专业没有一类障碍事故发生。

2、提高检修消缺质量，确保每月消缺率在98%以上，五、2010年主要工作措施

1、进一步强化班组管理，细化班组内部经济责任制，加大班组内部奖惩力度。

技术维护部热工专业

2009-12-17 5