一、运行方式：
主系统：110kv城宁线、宁景一回（1122开关）运行，#2机组运行带负荷135mw负荷。
机组辅机运行方式：
汽机：#2机乙给水泵运行；4循环泵、甲真空泵；辅汽切换为邻机带，化学补水系统正常。
电气：6Kv二段切为启备变带、所有电气一次设备运行正常、系统周波正常，保安电源调试中未投入。
锅炉：各辅机及系统运行正常，保护投入正常，燃油系统正常，脱硫、电除尘投入运行正常。
机组做锅炉灭火事故演练机电炉联锁保护均投入。
二、事故现象：
1、炉膛负压突然增大，炉膛内无火焰，工业电视火焰监视消失，全炉膛火焰丧失发出，MFT动作光字牌亮并报警，甲乙排粉机、甲乙磨煤机及12台给煤机跳闸，燃油电磁阀关闭，汽温、汽压下降，汽包水位先低后高，FSSS操作面板显示MFT首出原因。
2、Fsss及ETS画面内“发-变组后备保护动作”光字牌亮。
3、汽机跳闸，TV、GV及高排逆止门、各级抽汽逆止门、抽汽电动门均关闭，机组转速下降。
4、发电机跳闸，1124、MK跳闸，有功、无功功率到零、频率下降，厂用电快切未成功，保安电源未投。
5、机组声音突变。
三、反事故演习记录格式：
| 值 别 | 一值 | 值 长 | 冯军平 | |
| 演练主题 | #2炉运行中“全炉膛灭火保护动作”锅炉灭火 | |||
| 演练时间 | 2012年 4月 17日16:00至2012年4月17日20:00 | |||
| 演练地点 | 主机集控室 | |||
| 演练人员名单 | 冯军平 马明礼 韩强 韩生贵 周海 姜卫现 妥长雄 马有福 刘涌 李启文 张青媛 郑克强 徐楠 盛秀萍 刘贵良 王生强 张玉玲 张志远 赵金宽 | |||
| 演练方式 | 模拟演练 | |||
| 运行方式 | 主系统运行方式：110kv城宁线、宁景一回（1122开关）运行，#2机组运行带负荷135mw负荷。 机组辅机运行方式： 汽机：#2机乙给水泵运行；4循环泵、甲真空泵；辅汽切换为邻机带，化学补水系统正常。 电气：6Kv二段切为启备变带、所有电气一次设备运行正常、系统周波正常，保安电源调试中未投入。 锅炉：各辅机及系统运行正常，保护投入正常，燃油系统正常，脱硫、电除尘投入运行正常。 机组做锅炉灭火事故演练机电炉联锁保护均投入。 | |||
| 事故现象 | 锅炉灭火信号发、MFT动作、汽机跳闸、发电机解列、FSSS中显示首次跳闸原因、炉膛负压+750Pa火焰监视器显示无火。气温、气压下降，水位先高后低、甲乙侧排粉机、给粉机、给煤机磨煤机依次跳闸正常。燃油系统闭锁正常。 | |||
| 主要演练步骤 | 1、将给水切为手动操作、根据汽温情况关闭减温水、调整风量1.5-2.0KPa进行通风吹扫5分钟吹扫完成重新点火。检查甲乙排粉机投入#1-4微油，启动甲排启动#1-4给粉机。联系汽机投入高低旁、开启再热器对空排。根据粉位情况启动甲磨。达到冲转参数主汽温500∕498℃再热汽温度495∕496℃气压4MPa汽机冲转。 2、MFT动作、汽机跳闸，检查转速下降，立即启动交流油泵，就地复位启动阀至0位，检查高中压自动主汽门、调门及各抽汽逆止门关闭，倒轴封汽源由邻机供。调整各加热器水位正常，根据锅炉要求投入旁路，调整转子进水压力正常，转速至0投入连续盘车，调整油温正常，完成其它相关操作。 3、汽机跳闸、发电机解列，检查6KV厂用电自投成功。 | |||
| 演练过程中存在问题及整改措施 | 存在问题： 1、由于#2机为新投产机组，且人员技术力量薄弱，在演练过程中各专业人员之间的配合不太默契。 2、因汽机调门严密性试验不合格，可能造成汽机超速。 整改措施： 1、加强人员专业技术培训，提高整体判断处理事故的综合能力，同时在日常工作中加强专业之间岗位之间默契度的培养。 2、对机组设备存在的隐患及时联系消缺，提高设备的运行可靠性。 | |||
| 预案存在的问题及修改项目 | 存在问题： 1、预案中对人员可能出现的误操作未作出相应的制度保障。 2、由于机组新投产，现场围栏、孔洞等不完善，本预案中没有结合现场实际制定相应的安全防范措施。 修改项目： 在今后的演练预案中，补充完善相应的安全防范措施，将可能出现的问题，结合现场存在的危险点（源）进行分析，并制定相应的预控措施，确保预案在现场的可操作性。 | |||
| 演练评价 | 综合评价为良 | |||
| 记录人 | 马明礼 | 审核人 | ||
| 序号 | 岗位 | 处理要点 | 分值 | 评价 | ||
| 1 | 值长 | ①询问熄火原因，决定是否重新吹扫点火。 | 3 | |||
| ②令电气检查厂用电自投情况。 | 1 | |||||
| ③令汽机注意转速，维持真空。 | 1 | |||||
| ④汇报中调。 | 2 | |||||
| ⑤汇报厂领导及相关部门领导。 | 1 | |||||
| ⑥令重新吹扫点火，通知除灰停运脱硫系统、电除尘器。 | 1 | |||||
| ⑦申请中调，发电机重新并网。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 2 | 单元长 | ①询问炉主操熄火首出原因，决定可、否重新吹扫点火，汇报值长。 | 2 | |||
| ②令电气检查厂用电切换情况。 | 2 | |||||
| ③令汽机检查高中压主汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭正确、本体管道疏水开出。 | 2 | |||||
| ④润滑油泵联启正常，尽量维持机组真空（轴封汽切换）。 | ||||||
| ⑤注意监视各容器水位。 | 1 | |||||
| ⑥令副操检查辅机掉闸情况。 | 2 | |||||
| ⑦令炉主操注意调整汽包水位、炉膛负压、风量，启动吹扫。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 3 | 炉 主 操 | ①检查MFT首出原因。 | 2 | |||
| ②检查油系统跳闸阀快关。 | 1 | |||||
| ③检查制粉系统辅机及相关设备均跳闸，复位各跳闸辅机。 | 1 | |||||
| ④将送风机调节切换至手操。过热器减温水各阀门关闭，再热器事故喷、微量喷水各阀关闭。 | 2 | |||||
| ⑤注意监视汽包水位自动情况，不能控制则切换为手动控制。 | 1 | |||||
| ⑥注意汽温下降情况，下降较快时令巡操检查减温水门是否关严。 | 1 | |||||
| ⑦查出熄火原因，汇报单元长可以点火 | 1 | |||||
| ⑧接单元长令后，进行吹扫点火。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 序号 | 岗位 | 处理要点 | 分值 | 评价 | ||
| 4 | 炉 副 操 | ① 根据MFT首出原因检查锅炉相关系统。 | 1 | |||
| ② 检查油系统跳闸阀快关，各支油阀快关，且关闭严密。 | 2 | |||||
| ③ 检查制粉系统辅机如排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机、及相关设备均跳闸。 | 2 | |||||
| ④ 检查过热器减温水各阀门关闭，再热器事故喷水各阀关闭，注意汽温下降情况，下降较快时汇报主操。 | 2 | |||||
| ⑤ 注意监视汽包水位自动情况，不能控制则切换为手动控制。 | 2 | |||||
| ⑥ 待查出熄火原因，得主操令后，配合主操进行炉膛吹扫点火。点火时投入预热器吹灰。联系脱硫、化学、除灰。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 5 | 机 主 操 | 1、检查锅炉已熄火，MFT动作跳机，厂用电切换正常，查汽机跳闸首出 | 1 | |||
| 2、检查交流润滑油泵已联启，且CRT上油压大于0.12MPa。如未联启，则启动交流或直流润滑油泵维持油压。 | 2 | |||||
| 3、查汽机转速下降，核查CRT上汽机高中压主汽门及调门关闭到位，高排逆止门关闭到位。各段抽汽电动门及逆止门关闭、抽汽管道疏水开启；加热器事故疏水门打开。 | 2 | |||||
| 4、调整凝结水再循环、除氧器水位调节门，控制凝结水压力正常。调整凝结器、除氧器水位正常。 | 1 | |||||
| 5、检查高低旁是否动作正常，调整好旁路系统的运行，防止旁路因闭锁造成超压。 | 0.5 | |||||
| 6、轴封汽切为邻机供给，控制低压轴封母管压力在0.02-0.05 MPa。根据低压轴封冒汽量调节低压缸轴封分门，根据真空下降情况启动备用真空泵运行。 | 0.5 | |||||
| 7、检查管道疏水、本体疏水动作打开、开启（应关闭高中压缸内、外疏水）。应根据高扩、本扩温度投运减温水。 | 0.5 | |||||
| 8、注意除氧器、凝汽器、各加热器水位调整。 | 0.5 | |||||
| 9、安排巡操调整主机润滑油温在38-42℃。 | 0.25 | |||||
| 10、检查本体系统中汽机差胀、总胀、轴向位移的变化；各轴承盖振小于100μm及轴振小于150μm；瓦温小于85℃；轴承回油温小于65℃；上下缸温差小于50℃。 | ||||||
| 11、汽机保持真空惰走，转速1000r/min启动顶轴油泵运行。 | 0.5 | |||||
| 12、锅炉点火，主再汽温开始回升、且主再汽温有50℃的过热度，上下缸温差小于50℃，轴向位移、差胀在正常值内可联系锅炉、单元长冲转。 | 0.25 | |||||
| 13、启动高压调速油泵冲转至满速，全面检查机组振动、温度、差胀、轴向位移、缸温差、瓦温正常后联系并网。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 6 | 机 副 操 | ①检查高中压自动主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门关闭。 | 2 | |||
| ②检查润滑油压正常，机头压力表大于0.12MPa，检查各轴承回油正常、主冷油器出口油温正常（38-42℃）。 | 1 | |||||
| ③检查惰走正常。 | 1 | |||||
| ④检查冷油器出口油温正常（38-42℃），油压正常。 | 1 | |||||
| ⑤调节发电机进水压力正常。 | 2 | |||||
| ⑥检查旁路系统运行正常。 | 1 | |||||
| ⑦检查各管道疏水开启正常。 | 2 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 7 | 电 主 操 | ①检查#2发-变组1124开关、高厂变6kV二段开关分支开关、灭磁开关跳闸，“发变组第1、2套后备保护动作”、“灭磁开关跳闸”光字牌亮。 | 2 | |||
| ②检查发电机定、转子电流电压突降至零，发电机有、无功至零。否则手动断开#2发-变组1124开关、高厂变6kV工作A/B段开关、灭磁开关MK。 | 1 | |||||
| ③检查6kV二段备用厂用电源是否自投，否则检查6kV二段工作电源开关确已断开，手动合上6kV二段备用电源开关。 | 2 | |||||
| ④检查机、炉PC段运行情况。 | 2 | |||||
| ⑤复归发-变组1124开关、高厂变6kV开关分支开关、灭磁开关和信号。 | 2 | |||||
| ⑥派人检查发变组保护动作情况，检查录波装置记录情况，判明发变组一切正常，安排人员复归保护信号、开关跳闸信号，做好记录。 | 1 | |||||
| ⑦汇报值长或单元长发变组可以并列，待汽机转速达3000r/min时进行升压并网操作，安排人员对机组及厂用电系统进行全面检查。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
| 8 | 电 副 操 | ①工具准备情况（钥匙、电筒、操作手柄、工具包） | 1 | |||
| ②到6kV二段工作段开关室检查6kV二段备用厂用电源是否自投，及时联系主操，在快切不成功或未启动时根据主操令检查6kV工作电源开关确已断开，手动合上6kV备用电源开关。检查起备变运行情况。 | 2.5 | |||||
| ③到机、炉PC段开关室检查机、炉PC段运行方式。 | 2.5 | |||||
| ④根据主操令到网络保护小室进行“复归”开关跳闸信号。 | 1 | |||||
| ⑤在发边组保护室检查保护动作情况（程序逆功率、热工保护），检查录波装置记录情况。根据主操令复归信号，并做好记录。 | 1 | |||||
| ⑥对励磁变、高厂变、主变冷却器进行检查，为发电机重新升压并网做好准备。 | 1 | |||||
| ⑦发电机升压成功后，对机组及厂用电系统进行全面检查。 | 1 | |||||
| 评价人 | 总 分 | 10 | ||||
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