厂用电消失事故处理预案及分析.docx
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厂用电消失事故处理预案及分析.docx
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厂用电消失事故处理预案及分析
厂用电消失事故处理预案及分析
厂用电消失事故处理
预案及案例分析
茌平齐鲁供热有限公司
二〇一三年九月
-1-
茌平齐鲁供热有限公司黑启动方案
茌平齐鲁供热有限公司黑启动的目的是从备战、防汛和其它自然灾害及电力系统大面积停电故障的角度出发,
在发生系统瓦解以及电厂厂用电中断的情况下各级人员能准确、快速、有序的恢复机组的正常运行,并对本集团各
分公司尽快恢复供电而制定的。
本方案参照茌平齐鲁供热有限公司机、炉、电、化等现场规程,结合设备运行的实际情况编制的。
通过对本方
案的编写制定及学习、贯彻,可及时发现本厂各种设备的薄弱环节与隐患,制定相应的防范措施,使运行人员得到
系统的综合培训,提高对事故的处理能力。
下列人员应熟悉并认真执行本方案:
生产副总、总工程师、值长及专业运行人员和各专业专工、检修主任。
一、总体原则
1、因为我厂设有3台800kW柴油发电机组作为启动电源,当电网发生事故,不能及时返电源时,应立即启动
柴油发电机作为启动电源。
2、解列独立的小网时,若我厂机组负荷独立成网,可及时调整好机组负荷,维持独立电网的运行,尽量避免机
组进入黑状态。
3、当电网全部瓦解,所有机组跳闸,厂用电全部消失时,要迅速采取有效措施,保证设备安全停运。
并尽量延
长直流蓄电池的供电时间,使设备顺利过渡到全冷“黑”状态,保证设备在黑启动初始状态的安全。
另外还要采取
一定措施,尽量保持蓄电池电压在193V以上,维持直流母线电压不低于低限值,以保证恢复厂用电时开关合闸和继
电保护电源正常。
4、黑启动阶段生产副总、各科室相关人员、检修相关人员必须到现场指挥协助运行人员进行事故处理,及时消
除有关设备缺陷。
5、事故情况下,运行各岗位人员必须到本岗位处理事故,巡检人员等必须及时回本岗位待命,检修人员发现
情况必须及时到相关专业协助处理。
二、由全厂与系统解列到黑启动可控状态
(一)事故前运行方式:
电气系统:
35KV母线运行,#主变通过104300开关与茌九线系统并列,1#发电机经G51开关接于10KV母线?
段,10KV?
、?
、?
段通过母联连接,通过三条并网线连接于并网母线,4#发电机通过G54开关接于10KV?
段,10KV?
段通过540开关连接于并网母线,厂用高压设备及厂变接于厂用母线?
、?
段及厂用母线续?
、续?
段和厂用母线备用段,10KV?
段通过541、542开关与厂用母线续?
段、续?
段连接,同时厂用母线?
段通过617开关与续?
段工作电源进线647开关连接、厂用母线?
段通过636开关与续?
段工作电源进线657开关连接。
机炉系统:
3#、4#炉通过主蒸汽母管并列运行,风机变频运行,带#、4#汽轮发电机组运行,两台除氧器并1
列运行,高压给水系统经母管并列运行。
(二)1、受系统冲击系统与我厂解列,540开关未跳闸我厂孤网运行
1.1现象:
(1)各段电压剧烈摆动,频率摆动,联络线跳闸;
(2)集团各分厂可能甩部分负荷,汽轮机转速升高,1#、4#机带集团各分厂电负荷及厂用电孤网运行;(3)锅炉压力升高,安全阀动作;
(4)本厂一些辅机可能跳闸,化水设备跳闸;
(5)风机变频器可能跳闸。
1.2处理:
(1)迅速将跳闸开关复位;
(2)若风机变频器跳闸未切至工频,电气运行人员应立即带对讲机到变频室消除风机变频器故障,若无法消除
应立即切工频运行。
(3)迅速调整频率、电压至正常范围内,联系机炉,必要时可按照我厂负荷调度分级管理制度结合机组实际情
况切除负荷,保证厂用电系统正常运行;
(4)对已跳闸的辅机迅速抢合开关;
-2-
(5)稳定燃烧,调整汽温、汽压在正常范围;
(6)汽机迅速调整各分厂抽汽压力,稳定各分厂电负荷,维持机组正常运行;
(7)检查厂用电系统及直流系统、通讯系统正常;
(8)汇报地、县调。
2、受系统冲击系统与我厂解列,540开关跳闸我厂解列为1#机和4#机两个独立的小网
2.1现象:
(1)各段电压剧烈摆动,频率摆动,联络线跳闸;
(2)汽轮机转速升高,#、4#1机各带集团各分厂部分电负荷及部分厂用电孤网运行;(3)锅炉压力升高,安全阀动作;
(4)集团各分厂可能甩部分负荷,本厂一些辅机可能跳闸,化水设备跳闸;(5)风机变频器可能跳闸。
2.2处理:
(1)电气运行人员应密切观察机组运行情况,及时分辨厂用段处于哪个机组网内,防止非同期并列;
(2)迅速将跳闸开关复位;
(3)若风机变频器跳闸未切至工频,电气运行人员应立即带对讲机到变频室消除风机变频器故障,若无法消除
应立即切工频运行。
(4)迅速调整频率、电压至正常范围内,联系机炉,必要时可按照我厂负荷调度分级管理制度结合机组实际情
况切除负荷,保证厂用电系统正常运行;
(5)对已跳闸的辅机迅速送电;
(6)稳定燃烧,调整汽温、汽压在正常范围;
(7)调整各分厂抽汽压力,稳定各分厂电负荷,维持机组正常运行;(8)检查厂用电系统及直流系统、通讯系统正常;
(9)调整周波电压将1#4#并为一个网
(10)汇报地、县调。
3、系统瓦解、厂用电中断,机组进入黑状态
3.1现象:
(1)并网线04300开关跳闸;
(2)汽机超速致危急遮断器动作或转速急剧下降被迫停机;
(3)各转动机械停转、开关跳闸;
(4)交流照明消失,事故照明自动切换;
(5)锅炉汽温、汽压、水位急剧下降,锅炉灭火;
(6)汽机真空下降,保护可能动作;
(7)各仪表电源中断。
3.2、处理
1、手动关闭锅炉各给水门、调整门,开启省煤器再循环门,关闭连排总门,关闭排污及疏水,尽量保持锅炉水
位,派人就地监视汽包压力表,集汽联箱压力表和汽包水位表,并将远传压力表和就地压力表对照,必要时以就地
压力表为准;
2、关闭锅炉各风门,以压火停炉处理,当汽包水位消失时,联系汽机关闭汽机隔离门;3、将返料灰放掉后关掉放灰门;
4、将各风机、给水泵、循环泵开关切至停止位置;
5、立即手动关闭汽机抽汽手动门,汽轮机停机后应在2500r/min前后检查直流油泵是否联动,如未联动手动启
动,同时开启主汽管道及汽机本体所有疏水门;
6、转子静止后立即进行人工连续盘车,连续盘车2小时后改为间断盘车;7、利用可能的通讯手段与地调联系汇报;
8、现场人员应佩带好手电筒或其他应急照明灯具。
三、黑启动阶段
-3-
1、若系统不能立即返电源,立即派汽机电气相关人员按规程启动柴油发电机组。
2、断开各厂馈线开关,检查风机、给水泵、循环泵开关是否在断开位置,断开相关设备的低压电源开关,以防
止来电突然启动。
3、柴油机启动过程中,可根据环境温度、油温、水温及紧急程度可适当提前升速时间,但机油油压不能超0.8MPa,
油温在20?
30?
可升至额定转速,带少量负荷,待油温水温达到适当温度可增加负荷。
4、柴油机组启动并列后,操作4#屏合闸旋钮投入高压开关向外送电,恢复厂用电源。
5、启动水井、工业泵提供工业水降温,启动除盐泵、加氨泵给除氧器供水。
6、启动给水泵向锅炉上水,如锅炉长时间缺水,汽包看不见水位,必须先叫水,叫水成功后方可上水,否则禁
止上水,上水时操作必须缓慢。
7、启动循环泵给汽机凝汽器降温。
8、送上仪表电源。
9、启动交流油泵,投入盘车装置,并使油温逐步达到启动要求。
10、检查锅炉、汽机、电气各设备符合启动条件。
11、根据设备情况启动便于迅速启动的锅炉。
12、锅炉的启动:
(1)监视就地给水压力达到正常值;
(2)关闭省煤器再循环门;
(3)开启给水门补水至点火正常水位;
(4)启动点火油泵并调整至合适油压;
(5)启动空压机并调整至合适压力;
(6)启动引、送风机,引风机、送风机的启动应以变频依次启动,防止启动过程中变频器故障切工频引起电压
急剧下降或系统崩溃;视床温情况,启动螺旋给煤机,给煤投入,如床温恢复正常,则不必投油;(7)如床温达不到着火温度,应迅速投油点火至床温正常;
(8)汽温、汽压合格后及时通知汽机冲转。
13、视情况启动化水制水设备;
14、汽轮机的启动:
(1)在锅炉启动过程中若主汽温度高于汽机电动门前温度,汽机可直接暖管到电动主汽门前;
(2)暖管同时做静态试验是否合格,合格后可同时暖管至自动主汽门;
(3)暖管完毕,检查汽压、汽温、真空、油温,确认达到冲转条件即可挂闸开启主汽门开始冲转;(4)按规程规定进行升速(确认为热态启动后视机组膨胀情况可适当缩短暖机时间),转速升至3000r/min,投
入汽机保护联锁后,向主控室发“可并列”信号;
15、发电机的升压、并列:
(1)接汽机发来“可并列”信号,接值长令可进行升压操作;
(2)当电压、频率升至额定值时,将发电机利用同期开关和柴油机并网;
(4)正常后通知各厂缓慢启负荷;
(6)联系地调,了解并网时间;
16、视情况停止柴油发电机运行;
17、根据汽机膨胀情况,投入调压器,恢复各厂供汽;
18、根据实际情况启动其它机组;
19、恢复系统故障前运行方式。
四、机组与系统并列,并能向系统输送功率,标志着黑启动成功
-4-
2012年12月12日厂用电消失事故处理分析一、事故经过:
2012年12月12日11点04分,受系统冲击,电气事故音响报警,光字牌“主控测控单元故障”报警,距离保护?
段动作,04300开关跳闸,距离保护报警显示“4.8km处接地故障”,同时540开关跳闸。
#4机与#1机各自独立运行,#4机带#9(三九)、#10(齐鲁)、#11(淀粉)馈线运行,#1机带#1(复合肥)、#4(硫酸)、#7(明辉)、#8(塑料)馈线及厂用电运行,各馈线甩负荷,汽机转速突增至3180转/分。
#3#4炉引、送风机变频器受冲击跳闸,均未自动切换至工频运行,锅炉给煤机跳闸,汽机凝结泵射水泵跳闸。
化水低压设备全部跳闸。
汽机调整转速、抢合凝结泵射水泵,主汽压力下降,关闭外网供气。
锅炉风机转速降到零后,11点08分,#3炉司炉合引送风机变频器成功,逐渐恢复正常,#4炉变频器故障无法投入,通知电气人员处理。
11点08分#1机与4#机因周波相差太大,(#1机周波为43.6赫兹,#4机周波为46.8赫兹)540开关无法实现同期并列,11点09分,因#1#4机周波迅速下降,电气人员立即切除#1馈线及#11馈线并通知汽机调整#1#4机周波,同时派人去变频室处理故障。
11点12分,主汽压力降至2.8MP,#1机周波下降至36.4赫兹,#1机打闸停机,11点14分#4机周波降至38.1赫兹,汽机将#4机打闸停机,厂用电完全消失。
厂用电消失后锅炉人员将各风机开关断开,关闭进风挡板,放返料灰。
汽机启直流油泵,转速到零后,手动盘车。
断开给水泵、循环泵开关,关闭出口门。
做好厂用电恢复启动准备工作。
11点15分值长令汽机启柴油发电机,12点15分柴油发电机并网向外送电,厂用电恢复。
值长依次令化水启水井、除盐泵,汽机启循环泵、给水泵,12点40分锅炉启#4炉引、送风机,随即启动3#炉引送风机,完成点炉的各项操作。
12点54分县调返电源,因柴油发电机故障于13点20分将柴油发电机解列。
随锅炉压力温度升高,汽机组织暖管,抽真空后汽机冲转,14:
00左右,1#机冲至3000rpm,通知电气并网。
14:
10分左右4#机冲至3000rpm,通知电气并网。
14点15分,联系各厂,恢复送电。
15:
00左右投1#、4#调压器,15:
20左右外网供汽压力正常。
二、事故原因分析:
本次厂用电消失是因为系统冲击引起10KV四段并网线540开关跳闸,#1#4机独立带馈线运行,10KV四段与10KV一二三段断开,1#机带部分馈线及厂用电运行,由于系统冲击机炉化部分设备低压电源跳闸,机组、化水、3#炉抢合成功后各设备运行。
各馈线仍带负荷、外网送汽阀门关闭需要时间,锅炉汽源不足,汽机转速、发电机周波下降过快,1#汽机打闸停机,厂用电完全消失,所有设备停止运行。
三、事故责任与处罚:
本次事故虽由系统冲击引起,但运行人员在处理事故过程中沟通不及时,处理不果断,主汽压力快速下降过程中,没有及时甩负荷关闭各厂抽汽,汽机转速快速下降被迫停机,使#3炉启动后厂用电再次中断,在再次启动过程中,启动柴油机及#1汽机过程中,又由于对设备状况不熟悉,造成一定的延误。
使厂用电中断1个多小时,集团供汽中断4个小时左右,给集团生产造成一定的损失。
根据公司安全生产管理制度,本着“四不放过”的原则酌情扣运行二值XX分,并扣除当月安全奖。
四、本次事故暴露的问题及防范措施
1、10KV四段只有540开关与系统连接遇系统冲击易引起跳闸,电气人员应将厂用电馈线开关541、542合闸使10KV四段与系统增加连接点,增强系统稳定性。
2、运行人员在事故情况下启动柴油发电机不够熟练,在厂用电消失后不能熟练并机,运行人员应加强练习,按照公司规定的试运要求,定期试运,并使设备处于良好状态。
3、厂用电消失后为节约时间,在锅炉启动过程汽机可直接暖管到自动主汽门前,以尽快达到冲转条件。
4、电气、汽机运行人员事故情况下对发电机所带负荷及馈线所带负荷、机组转速等状况,沟通不及时,了解不透彻。
在机组脱网运行转速下降过快情况下,应按照我厂负荷调度分级管理制度结合机组实际
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情况切除负荷,保证厂用电正常,使各个设备正常运行。
5、锅炉风机变频器在系统冲击下易出现故障,电气运行人员在系统冲击时要注意风机运行情况,及时消除风机变频器故障,保证锅炉运行安全。
茌平齐鲁供热有限公司
2012年12月13日
2013年08月21日厂用电消失事故处理分析一、事故经过:
35KV测控单元故2013年08月21日20点09分,35KV并网线冲击,主控室电气事故音响报警,“障”信号掉牌,距离保护动作,当时向网上送1000kw负荷随即进行检查并通知4#机做好脱网准备。
约2分钟后20点11分,茌九线两侧开关5301、04300开关跳闸。
(04300开关侧距离三段保护动作,报警显示“4.8km处接地故障”;5301开关侧距离一段保护动作,报警显示“3.8km处接地故障”。
)因受冲击,535、540、541、617、636、647开关均跳闸,10KV厂用电续一段失电;机组甩负荷,一期DCS电源消失;1#机与4#机独立运行,各带部分馈线运行。
汽机:
因受冲击机组甩部分负荷独立运行,1#机转速升至3093rpm,4#机转速升至3080rpm,凝结泵、射水泵跳闸,抢合成功后,手摇同步器维持正常转速。
关闭外网供汽通知电气甩负荷,1#机退调压器。
20点14分,一期DCS电源恢复,主汽压力降至3.54Mpa,仍继续下降。
锅炉:
3#、4#炉引送风机、二次风机、给煤机跳闸。
电气派人到变频器重启4#炉变频器,引风机变频启动。
由于送风机未显示“就绪”,随即工频启动送风机,合闸未成功,此时4#引风机变频器报警,复位后,工频启动引送风机。
20点16分,主控室合540、647开关,1#机与4#机并列运行,10KV厂用电续一段送电。
3#炉消除变频器故障,随即启动引送风机及给煤机并投煤,床温有上升趋势。
20点18分,机组主汽压力下降较快,频率降至47.5赫兹,电气人员手动切除9#(三九)、10#(齐鲁)、11#(淀粉)馈线及其他各路馈线。
同时,4#机转速降至2730r/min,轴向位移油压低至动作值,保护
0Mpa以下,机组声音沉闷,被迫打闸停机,厂用电完全消失。
动作停机;1#机主汽压力急剧降至1.
厂用电消失后电气人员断开各高压电机开关,合上跳开的各母线段电源开关;锅炉人员关闭各进风挡板;汽机启直流油泵,转速到零后手动盘车,断开给水泵、循环泵开关,关闭出口门。
做好厂用电恢复启动准备工作。
20点25分值长令汽机、电气人员启柴油发电机组。
柴油机组启动:
检查完毕后依次启动3#、2#、1#柴油机组,3#机组达到条件后升速合闸显示“停机故障”,分闸后启动2#,合闸后出现同样故障,但能发电,随机将2#、3#并列,发现3#加不上负荷。
随即停止,检查消除故障后重启。
1#达到升速条件后升速,发现东侧防爆装置动作,单侧运行与2#、3#并列发电,
-6-
发现1#排烟装置烧红,随即解列怠速运行。
2#、3#并列向外送电,21点52分,变频启动4#炉引风机,等待送风机工频启动,21点59分,送风机工频启动成功,适量给煤,随即引风机变频器跳闸,联锁送风机跳闸、给煤机跳闸,连带柴油机组跳闸。
重启2#、3#机组,并列后送电,启动循环泵、给水泵、除盐泵、水井,3#炉引送风机变频启动,22点19分3#炉二次风机合闸时启动,引送风机由变频自动切换为工频,厂用电再次消失。
重启2#、3#,在启动3#时发现建立不起油压,无法启动。
在电气检修协助下启动1#,与2#并列后于22点25分向外送电,厂用电恢复。
厂用电恢复后启动操作:
依次令化水启水井、除盐泵,汽机启循环泵、给水泵,锅炉启3#炉引、送风机;22点50分,启3#炉,同时1#机暖管。
23点35分1#机并列,各馈线送电。
23点55分1#机带电负荷3400kw,投调压器后,抽汽室压力突然升高,抽汽安全门动作。
后立即退回调压器,负荷稳定后重新投入,开各厂抽汽阀门暖管送汽。
22日00点17分4#发电机与1#并列发电。
23点52分,变频启动4#炉引送风机。
床温达到495?
,风机电流正常后加煤,床温上升,氧量无变化,0点01分床温升至718?
,然后下降,锅炉灭火后通知电气运行接点火电极,准备投油点火。
0点23分点火成功,01点45分4#炉并炉送汽。
二、事故原因分析:
本次厂用电消失是因为35KV并网线冲击引起10KV并网线540开关及厂用电联络线开关跳闸,1#、4#机独立运行,1#机带4#(明辉)、6#(复合肥)、7#(硫酸)、8#(塑料)馈线及厂用电运行,4#机带9#(三九)、10#(齐鲁)、11#(淀粉)馈线及厂用电续?
段运行,机炉化部分设备低压电源跳闸,各馈线仍带负荷、及时关闭外网送汽。
汽机及时抢合凝结泵、射水泵电源,手减同步器,保持机组运行并联系电气甩负荷;汽机运行人员应了解厂用电负荷情况,及时督促电气运行人员甩馈线负荷,保持厂用电;
锅炉各风机变频器跳闸,复位合闸后重启,由于联系不到位耽搁了小部分时间;但在厂用电完全消失之前3#、4#炉各风机已成功启动,并且3#炉已给煤床温上升;
电气切馈线负荷不果断,汽机带6000多负荷运行7分钟多,最终由于汽源不足,汽机转速、发电机周波下降过快,4#汽机保护动作停机,1#汽机被迫打闸停机,厂用电完全消失,所有设备停止运行。
在柴油机启动过程中,汽机运行做完检查后,能够正常启动达到怠速运行,在电气运行某一操作错误时报警1#防爆装置东侧动作,较长时间运行会造成动作侧进气管路积油,气缸内喷入燃油相对过剩导致下次启动时燃烧恶化积炭。
出现这种情况应及时将柴油机停车,复位后排查故障后重启。
(检修应定期向防爆装置个运动件配合处加注适量润滑油;运行应定期在柴油机停车状态下操纵防爆装置,以保证其灵活可靠性且每次启动前检查时手动操纵防爆装置)。
电气运行最初操作3#、2#机时,屏显“故障停机”,不应按照正常试运同期并列步骤操作,应先将出
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线柜开关合闸或操作4#屏面板,将运行柴油机并列后强行送电。
2#、3#并列送电第一次启动21点59分时,在启动4#炉时因引风机变频器故障跳闸,联锁将送风机、给煤机跳闸,柴油发电机甩负荷超速跳闸停机;
第二次重启2#、3#,并列送电,启动3#炉时,22点19分在二次风机合闸时直接启动,瞬间电压下降,致使引送风机变频低电压保护由变频转为工频运行,瞬间负载增大,将柴油发电机拉跨;
再启2#、3#,启3#时柴油机手动及电动预供油均建立不起油压,造成无法正常启动。
一般造成机油压力低主要是:
?
仪表监控故障,可排除;?
润滑系统故障:
泄漏可排除;油底壳内油量不足,根据油标尺显示油量在低限以上1cm左右;?
冷却系统故障:
机油冷却器堵塞或冷却效果差。
后来根据放油发现油质很差,更换补充部分新油后,预供油能够建立油压。
最后启动1#与2#并列于22点25分向外送电,厂用电恢复。
各专业设备依次启动。
23点55分1#机带电负荷3400kw,投调压器时抽汽安全门动作。
通过监控显示与调查,汽机运行人员在投抽汽时,漏斗中加入水后未充分开脉冲门进行排气,操作调压器手柄时过快,外网供汽阀门未打开,造成抽汽室压力过高安全阀动作。
后经调整后投入正常。
23点52分,变频启动4#炉引送风机。
床温达到495?
,风机电流正常后加煤,床温上升,氧量无变化,0点01分床温升至718?
,然后下降,由于锅炉运行人员给风给煤操作不当造成锅炉灭火。
于0点23分点火成功,01点45分4#炉并炉送汽,公司生产趋于正常。
三、事故责任与处罚:
本次事故虽由35KV并网线冲击引起,但运行人员在处理事故过程中沟通联系不及时,处理不果断,主汽压力快速下降过程中,没有及时甩馈线电负荷,力保厂用电,以至于汽源不足汽机主汽压力、转速快速下降被迫停机,丧失了事故处理的宝贵时间。
在柴油机启动并列送电黑启动过程中,电气运行人员操作失误导致多次启停,在第二次重启送电过程中,锅炉及电气人员在已知3#炉二次风机变频控制面板故障合闸即启动的情况下,在锅炉还不具备启动二次风机条件时将其启动,致使工频启动,连带引送风机变频转工频运行,拉跨机组。
在最后一次启动送电后,汽机、锅炉运行人员在恢复机组启动时,操作不当导致安全阀动作及4#炉灭火重新点火,延长了事故处理时间,使集团供电、供汽中断4个多小时,给集团生产造成较大损失。
根据公司安全生产管理制度,本着“四不放过”的原则扣运行一值XX分。
四、本次事故暴露的问题及防范措施
、电气运行人员事故情况下未及时切除馈线负荷,在机组脱网运行转速下降过快情况下,应按照我1
厂负荷调度分级管理制度结合机组实际情况切除负荷,力保厂用电正常,使各个设备正常运行。
同时甩各馈线负荷时,电气人员应与汽机运行人员密切配合。
电气人员逐级逐步进行切除,汽机人员及时手减同步器保持正常转速。
避免切除过于集中,发电机甩过大负荷造成汽轮机超速保护动作停机。
2、汽机检修人员要加强对柴油机组的防爆装置、润滑过滤系统的定期维护。
汽机电气运行人应按照
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公司规定每月1号、15号分别对柴油机组进行正常及黑启动模拟试运,并使设备处于良好状态。
3、在启炉启机过程中,运行人员操作中不够沉着,存在操作不当现象,延误恢复生产时间。
4、各专业要相互延伸了解,不要仅停留于本专业的操作上。
例如汽机专业要了解现有情况下厂用电负荷有多少;电气专业了解甩较多电负荷汽轮机会超速且有超速保护;等等
5、值长应根据公司制定的黑启动方案、事故处理报告和现场实际情况,组织各专业进行事故预想及演练,以便事故发生时能够沉着应对并及时、迅速、准确地做出判断,为事故处理赢取更多的时间。
茌平齐鲁供热有限公司
2013年8月27日
厂用电消失后柴油机启动方案
厂用电消失后,值长应立即安排汽机电气运行人员启动柴油机组。
一、汽机运行人员按及时按照操作规程做好柴油机启动前的检查准备工作。
柴油机启动过程中,可根据环境温度、油温、水温计紧急程度可适当提前升速时间,但机油油压不能超0.8Mpa,油温在25?
左右
可升至额定转速,待油温水温达到40?
以上后才可适当增加负荷。
二、电气运行人员应按照操作规程步骤操作1#-3#控制屏。
为保证设备顺利启动,将三台柴油机并列
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