电厂保厂用电方案

厂用电系统在发电厂中地位至关重要，当发生厂用电中断以后，机组将被迫停止运行，易发生重大设备损坏事故，为能够在各种事故条件下保证厂用电继续运行，特编制该保厂用电方案，以备事故情况下执行。 二、保厂用电的技术措施 1、直流系统的运行维护管理

（1）发生全厂停电和厂用电中断时，直流电源是控制、保护和确保安全停机的唯一电源，因此在平时必须加强对蓄电池和直流系统（含逆变电源）的运行维护和检修。

（2）做好直流系统、不停电电源装置（UPS）的维护管理。及时维护好蓄电池的电解液和电压，使其处于完好满充电状态，并进行浮充电运行，确保其电压、放电容量和电解液的比重、温度符合要求。对已投运的蓄电池，应按制造厂的说明书进行全组充放电校核容量，对于电压和放电容量不能满足要求的蓄电池应及时改进或更换。

（3）直流系统各级熔断器和直流油泵联锁装置应定期检查、试验。熔断器容量应保证在事故情况下不会越级熔断而中断保护操作电源和直流润滑电源。直流润滑联锁控制回路应定期试验，在试验后应检查直流油泵开关、熔断器完好，确保事故情况能够正常启动。

（4）不允许在蓄电池无并联情况下，由充电装置单独向重要负荷供电，即使在事故情况下，也应考虑尽快与另一蓄电池并列。 微机储存信息丢失。

（5）应定期对蓄电池直流系统进行巡回检查，并定期进行测量、记录，发现异常应及时汇报处理。

2、备用电源的维护管理

（1）厂用6kV各段母线均装设了备自投或快切装置，380V各段母线装设了备自投入装置，必须通过定期试验来确保该装置在需要时能自动投入，此项工作由运行部电气专业、集控专业进行，每月进行两次，在备用电源联动试验后必须检查各开关确在断开位置，380V开关就地操作把手在跳闸位置，如果母线上有设备改造，如起动容量增大的母线，应进行自起动电压和有关保护定值的验算，必要时应做母线自起动试验。

（2）取自潘三矿保安电源应定期巡视检查保证期在热备用状态。为确保事故时能起到备用作用，必须加强保安电源的运行维护和管理。 3、继电保护和自动装置的维护管理

（1）保持主要电气设备的保护完好，并正常投入运行。

（2）加强设备继电保护的检修、维护，加强继电保护运行和保护定值管理工作，严防保护、开关拒动、误动扩大事故。

（3）做好继电保护及自动装置的定期检验、补充检验和元件校验，特别应注意对检修后、电气事故、系统冲击、波动或有报警信号后的有关继电保护及自动装置做详细检查。 （4）发电机运行中必须投入自调整励磁装置，确保备用通道随时可以投入运行。 4、运行方式、环境和通讯设备的要求

（1）合理安排系统的运行方式，提高系统的稳定性和安全性水平。母线、厂用系统、热力公用系统通常应采用正常的运行方式。因故改用非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

（2）电厂应保持必要的存煤、存水、点火用油。 （3）注意保持蓄电池室和直流系统室的环境温度和相对湿度在正常范围。厂用系统配电室、继保室的门

窗应严密，防止煤粉和潮气侵入，以保持室内清洁、无粉尘。

（4）通讯设备的备用电源应保持完好并定期试验，保证事故情况下能自动切换， 保持通讯畅通。 保厂用电的出发点

（1）#0启备变为6KV各段提供备用电源，保证#0启备变正常处于热备用状态，可以保证厂用电的持续供电。

（2）机组的运行方式决定厂用电系统的可靠性。 正常运行时机组厂用电系统保证正常运行方式，如因设备及系统原因采取了非正常运行方式应尽快恢复。 四、保厂用电方案 1、基本原则

（1）在执行保厂用电方案后，值长应立即通知有关单位；在值运行人员、参加事故处理的有关人员必须在值长的统一指挥下进行事故处理。保厂用电后应及时汇报庆调、省调。 （2）保厂用电机组参数控制及调整，严格按值长命令执行，保证机组转速3000转/ 分。 （3）根据保护动作情况分析故障原因，消除故障根源并解除对人身和设备的威胁。 （4）当系统频率升高时应立即调整机组有功负荷，维持机组3000转/分。 （6）保厂用电期间如需启动大电机必须经值长同意。

（7）机组与系统解列实行保厂用电时，厂用工、备电源严禁并列操作。 （8）尽量使失去电源的重要辅机（如循环水泵、给水泵等）首先恢复供电。 （9）值长应迅速、积极与调度联系，尽快恢复线路供电。 （11）将具备并列条件的机组与系统并列。 2、保厂用电方案 保厂用电方案一

如#1、（#2）机组负荷突然降至0，2733（2734）线路电压降至0，如汽机opc动作后转速稳定，能维持厂用电运行。

1、电气专业严密监视厂用电系统的运行情况，在跳闸机组不能维持厂用电正常运行时，应立即将厂用电手动切换至备用电源供电。

2、电气专业立即检查线路保动作情况，将详细情况汇报值长。

3、值长将线路保护动作情况汇报省调，并申请省调在最短的时间内将跳闸线路恢复送电。

4、用DEH控制汽轮机转速维持在3000rpm。

5、将机组CCS、DEH、各自动控制系统切除，改为手动调整。 6、检查各抽汽逆止门、电动门联锁关闭。

7、暖旁路，根据实际情况投入旁路系统，投入时注意检查高、低旁路动作正常。 8、调节凝汽器、除氧器水位正常并加强监视。

9、及时关闭本机三联电动门，将辅汽汽源切换至邻机供，同时注意高加水位保护及注意调整轴封供汽压力正常。

10、全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、轴振、瓦振、轴承金属温度、机组内部声音等正常。

11、密切注意主汽压力、温度、缸温的变化，要求锅炉稳定燃烧，汽机调整高低旁路，配合锅炉保持主汽压力稳定。

12、检查锅炉汽压变化情况，汽压达到向空排汽门联锁动作时，检查向空排汽门是否联锁保护动作，未联锁开启的应该及时通过向空排汽按钮手动打开向空排汽门。达到安全门动作的就地检查安全门动作及安全门回座情况。当达到安全门动作压力，安全门据动且向空排汽门无法打开的应紧急停炉。

13、甩负荷引起汽包压力变化较大，应认真监视汽包水位变化，及时调整给水泵出力保证锅炉汽包水位正常。向空排汽门或安全门动作时，可能引起汽包水位变化快、变化幅度大，在调整过程中应认真监视汽包水位变化趋势及给水流量与蒸汽流量变化情况，做好汽包水位调整，避免引起汽包水位事故。

14、机组甩负荷后，未引起MFT动作的，锅炉及时降负荷，维持最低负荷运行。锅炉迅速降低给煤量至20t/h运行，不能快速降低给煤量的可直接停运4台给煤机，保留中间两台给煤机运行。

15、快速根据氧量变化情况降低一次风量和二次风量，根据情况可停运二次风机。关闭相关停运给煤机的播煤风和密封风，停运石灰石给料系统后，关闭送粉压缩空气，防止炉内风量过大造成床温下降。

16、机组甩负荷引起锅炉MFT动作时，检查MFT动作相关联锁是否正常，查找首发原因，排除引发MFT动作的条件后，汇报值长。

17、锅炉MFT动作后，迅速关闭各跳闸给煤机的播煤风和密封风，降低一次风量至16万，根据情况停运二次风机，停运石灰石给料系统后，关闭送粉压缩空气，防止床温大幅下降。

18、当接到锅炉低负荷燃烧指令时，值班员应及时恢复2台或4台给煤机运行，维持20t/h给煤量运行，一次风量16万，二次风量维持氧量正常。

19、投煤后床温基本维持正常，开启排渣系统进行排渣。

20、锅炉投煤后，维持汽包水位正常，及时投入各减温水，维持汽温正常合理控制低旁开度，避免大幅调整。为防止受热面管壁超温，汽温控制应以管壁温度控制正常范围内进行调整。

21、密切关注主机重要参数变化，发现任一参数越限，应及时停机。 22、待省调将跳闸线路恢复送电后，立即将跳闸机组重新并网运行。 23、升负荷要快，尽可能不使汽缸金属温度下降。 包厂用电方案二

如#1、（#2）机组负荷突然降至0，2733（2734）线路电压降至0，如汽机opc动作后汽轮机及发电机功率反复波动，不能维持厂用电运行电气专业应立即手动将厂用电切至备用电源供电，汽机解除ETS中“发变组故障”保护，电气解除灭磁开关联跳压板后、解列灭磁，汽轮机维持3000转/分钟，锅炉专业维持低负荷燃烧。

1、 电气专业立即检查跳闸线路线路保护动作情况，并同时检查发变组有无明显故障

点。

2、 值长将线路保护动作情况详细汇报省调，并申请在最短的时间将跳闸线路恢复送

电。

3、 在切换厂用电切换时机炉专业加强运行辅机监视、如运行辅机跳闸检查备用辅机应

正常联启。

4、 用DEH控制汽轮机转速维持在3000rpm。

5、 将机组CCS、DEH、各自动控制系统切除，改为手动调整。 6、 检查各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门联锁关闭。 7、 及时关闭本机三联电动门，将辅汽汽源切换至邻机供，同时注意调整轴封供汽压力、

温度正常。关闭本机潘三矿供汽手动门

8、 高、低旁充分暖管后投入旁路系统，投入时注意检查高、低旁路动作正常。 9、 调节凝汽器、除氧器水位正常并加强监视。 10、 注意调整机组真空维持80KPa左右。

11、 密切注意主汽压力、温度、缸温的变化，要求锅炉保持一定参数运行。

12、 密切注意主汽温度变化，以防引起水冲击。

13、 全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、轴振、瓦振、轴承金属温度、机组内部声

音等正常。任何一参数越限应立即停机。 14、 检查锅炉汽压变化情况，汽压达到向空排汽门联锁动作时，检查向空排汽门是否联 锁保护动作，未联锁开启的应该及时通过向空排汽按钮手动打开向空排汽门。达到安全门动作的就地检查安全门动作及安全门回座情况。当达到安全门动作压力，安全门据动且向空排汽门无法打开的应紧急停炉。

15、 甩负荷引起汽包压力变化较大，应认真监视汽包水位变化，及时调整给水泵出力保 证锅炉汽包水位正常。向空排汽门或安全门动作时，可能引起汽包水位变化快、变化幅度大，在调整过程中应认真监视汽包水位变化趋势及给水流量与蒸汽流量变化情况，做好汽包水位调整，避免引起汽包水位事故。

16、 机组甩负荷后，未引起MFT动作的，锅炉及时降负荷，维持最低负荷运行。锅炉 迅速降低给煤量至20t/h运行，不能快速降低给煤量的可直接停运4台给煤机，保留中间两台给煤机运行。

17、 快速根据氧量变化情况降低一次风量和二次风量，根据情况可停运二次风机。关闭

相关停运给煤机的播煤风和密封风，停运石灰石给料系统后，关闭送粉压缩空气，防止炉内风量过大造成床温下降。

18、 机组甩负荷引起锅炉MFT动作时，检查MFT动作相关联锁是否正常，查找首发 原因，排除引发MFT动作的条件后，汇报值长。

19、 锅炉MFT动作后，迅速关闭各跳闸给煤机的播煤风和密封风，降低一次风量至16 万，根据情况停运二次风机，停运石灰石给料系统后，关闭送粉压缩空气，防止床温大幅下降。

20、 当接到锅炉低负荷燃烧指令时，值班员应及时恢复2台或4台给煤机运行，维持 20t/h给煤量运行，一次风量16万，二次风量维持氧量正常。

21、 投煤后床温基本维持正常，开启排渣系统进行排渣。

22、 锅炉投煤后，维持汽包水位正常，及时投入各减温水，维持汽温正常。为防止受热 面管壁超温，汽温控制应以管壁温度控制正常范围内进行调整。

23、 甩负荷后，10min不能并列，应故障停机。 24、 跳闸线路恢复送电后，立即将跳闸机组并网。 包厂用电方案三

如#1、（#2）机组负荷突然降至0，2733（2734）线路电压降至0，如汽机超速保护动作，主汽门关闭，发电机热工保护动作，保护动作于机组全停，厂用电切换成功。如果主汽门关闭，发电机热工保护未动作应立即切换厂用电并解列灭磁。

1、 电气专业立即检查厂用电已成功切换至备用电源供电。

2、 电气专业同时检查线路保护动作情况，并同时检查发变组有无明显故障点。 3、 值长立即将线路保护动作情况汇报省调，并申请省调在最短的时间内将跳闸线路 恢复送电。

4、 在切换厂用电切换时机炉专业加强运行辅机监视、如运行辅机跳闸检查备用辅机

应正常联启。

5、 检查并确认汽机各主汽门、调门及各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门联锁关闭 严密。汽机超速保护动作正常，转速正常下降。如转速继续上升应破坏真空紧急停机。

6、 立即启动交流油泵，开启交流油泵出口至主油泵入口节流门，检查油压正常。 7、 如辅汽汽源为本机供，应立即切换辅汽汽源至邻机供，同时注意调整轴封供汽压 力正常。

8、 如潘三矿供汽为本机供，应立即停运潘三矿供汽。

9、 暖旁路，根据实际情况投入旁路系统，投入时注意检查高、低旁路动作正常。 10、 调节凝汽器、除氧器水位正常并加强监视。 11、 密切注意主汽压力、温度、缸温的变化。

12、 全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、轴振、瓦振、轴承金属温度、机组内部 声音等正常。

13、 检查锅炉汽压变化情况，汽压达到向空排汽门联锁动作时，检查向空排汽门是否 联锁保护动作，未联锁开启的应该及时通过向空排汽按钮手动打开向空排汽门。达到安全门动作的就地检查安全门动作及安全门回座情况。当达到安全门动作压力，安全门据动且向空排汽门无法打开的应紧急停炉。

14、 甩负荷引起汽包压力变化较大，应认真监视汽包水位变化，及时调整给水泵出力 保证锅炉汽包水位正常。向空排汽门或安全门动作时，可能引起汽包水位变化快、变化幅度大，在调整过程中应认真监视汽包水位变化趋势及给水流量与蒸汽流量变化情况，做好汽包水位调整，避免引起汽包水位事故。

15、 主汽门关闭引发锅炉MFT动作，检查MFT动作相关联锁是否正常，未联锁动作 的手动进行停止操作。汇报值长，解除FSSS中“主汽门关闭”保护，手动复位MFT报警。

16、 锅炉MFT动作后，迅速关闭各跳闸给煤机的播煤风和密封风，降低一次风量至16 万，根据情况停运二次风机，停运石灰石给料系统后，关闭送粉压缩空气，防止床温大幅下降。

17、 汽机旁路投运正常后，当接到锅炉低负荷燃烧指令时，值班员应及时恢复2台或4 台给煤机运行，维持20t/h给煤量运行，一次风量16万，二次风量维持氧量正常。

18、 投煤后床温基本维持正常，开启排渣系统进行排渣。

19、 锅炉投煤后，维持汽包水位正常，及时投入各减温水，维持汽温正常，合理控制 旁路开度，避免大幅度调整。为防止受热面管壁超温，汽温控制应以管壁温度控制正常范围内进行调整。

20、 维持3000转/分钟空转时间按照规定执行。 21、 经检查确认机组无异常后，方可重新启动。

22、 待跳闸线路恢复送电后，立即将跳闸机组并网运行，注意升负荷要快 包厂用电方案四

如#1、（#2）机组负荷突然降至0，2733（2734）线路电压降至0，如汽机超速，主汽门关闭，发电机热工保护动作，保护动作于机组全停，厂用电未切换成功，若手动强合失败。

1、 若为#1机组甩负荷，电气人员应立即检查#1机组380V工作段备自投动作情况， 若备自投未动作，立即手动合上低备变6KV侧开关7001，在确认进线开关已跳开的情况下手动抢合一次，抢合不成功则投入保安电源，检查UPS已切换至蓄电池供并运行正常；检查380V公用段备自投动作情况，若备自投未动作，在确认进线开关已跳开的情况下手动抢合一次，抢合不成功则立即检查直流系统运行情况，并将蓄电池切换至#3充电器供；立即将化水水工段倒至低备变供电，A、B输煤段倒至#2输煤变供。同时应严密监视低备变负荷情况，严禁低备变过负荷运行。若为#2机组甩负荷，电气专业立即投入#2机组汽机MCC保安电源。

2、 电气专业立即检查快切失败原因，如果检查为快切回路或快切装置故障，应立即 将6KV1A、1B（6KV2A、2B）段母线所有负荷断开，待启备变电源恢复后送电。

3、 如检查快切失败原因为备用电源回路故障，则加强对保安电源、UPS和直流系统 的监视。保证保安电源、UPS和直流系统安全稳定运行。待备用电源回路故障消除后立即恢复厂用电。

4、 汽机专业检查高、中压主汽门、调门及各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门联锁 关闭严密。汽机超速保护动作正常，汽机转速正常下降，如转速继续上升应破坏真空紧急停机。

5、 若电气380V工作段备自投成功，汽机专业立即启动交流油泵，开启交流油泵出口 至主油泵入口节流门，检查油压正常，否则立即启动直流油泵，待电气投入保安电源后投入交流油泵，停直流油泵。

6、 DCS盘上复位各跳闸辅机，解除备用联锁。

7、 如辅汽汽源为本机供，应立即切换辅汽汽源至邻机供，同时注意调整轴封供汽压 力正常。

8、 立即关闭主蒸汽管道高压疏水，并倒换凝结水杂项母管供本体疏水扩容器减温水 及低压缸喷水。用电恢复要及时启动给水泵对锅炉上水

9、 在停机操作完成情况下联系邻机启动两台循环水泵，稍开循环水联络蝶阀向凝汽 器通循环水，操作缓慢谨慎，注意邻机负荷及真空变化；若低压缸排汽温度已上升至70℃，应关闭凝汽器循环水进口蝶阀，待排汽温度将至50℃后方可通入循环水。

10、 全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、轴振、瓦振、轴承金属温度、机组内部 声音等正常。

11、 厂用电全部失去后，复位锅炉各跳闸辅机，就地关闭各风门挡板石灰石管等，保 证炉膛密封。防止急剧冷却，防止床层因漏风结焦。

12、 监视汽包水位及汽包壁温差变化情况，水位不可见时及时汇报。

13、 关闭主给水电动门、给水旁路门、各减温水手动门、连排手动门、各定排手动门、 取样一次门，尽量降低炉水外排。

14、 监视锅炉尾部排烟温度变化情况，发现排烟温度不正常升高时，及时汇报。 15、 如主蒸汽安全门动作，待安全门回座后应及时检查安全门回座情况。 16、 停运石灰石输送粉压缩空气，减少压缩空气使用。

17、 派人就地检查锅炉本体各部位正常，无泄漏、冒灰、烧红等现象。

18、 机组厂用电恢复后，启动前至少应有两人对整个机组的设备进行巡查以核实所有 设备具备启动条件。

19、 如汽包出现水位低不可见，上水前必须经过总工同意方可进行上水。汽包水位正 常且给水得到有效保证后，方可进行机组的热态启动准备。

20、 在进行上述处理的同时检查线路保护动作情况，将详细情况汇报值长，并检查跳 闸机组发变组系统有无明显故障点。

21、 值长将跳闸线路保护动作情况汇报省调，并申请省调在最短的时间内将跳闸线路 恢复送电。

22、 值长在厂用电系统恢复正常后，第一时间启动机组冲转，维持跳闸机组3000rpm 运行。

23、 待跳闸线路恢复送电后，立即将跳闸机组并网运行。

24、 热态启动：启动前至少应有两人对整个机组的设备进行巡查以核实所有设备具备 启动条件。

25、 检查汽包水位在正常启动水位；汇报值长要求汽机人员保证足够的给水。

26、 给煤系统、燃油系统、排渣系统、引风、一、二次风系统、流化风等各系统作好 运行准备。

27、 按照冷态启动的程序，启动下列风机：J阀风机、引风机、一次风机，建立风量， 一次风量控制在160000 Nm3/h左右，风室压力保持在11Kpa左右，风室压力偏高时及时开启排渣系统进行排渣，炉膛负压为一50pa，做好投煤前准备。

28、 若炉膛内建立风量后，床温高于650℃，投入准备运行给煤机的播煤风、密封风。 立即投入4台给煤机运行，严格按照脉动投煤操作，可连续给煤5分钟，根据氧含量下降和床温上涨情况，控制给煤量，同时增加燃烧风量。监视炉内氧量变化，如氧量持续下降，并后期床温出现上升趋势时，热启成功。

29、 如给煤后床温下降迅速且在650℃以下时，应停止热态启动，进行冷态启动。迅速 投入燃油系统、床下燃烧器。投油助燃、提高床温达到投煤条件再进行投煤。锅炉开始正常冷态启动，操作与冷态启动相同。

30、 如果向炉内供给过多的燃料，床温高且没有完全燃尽，床温迅速上升，氧量迅速 下降，严格控制给煤量或停止给煤、配合调整风量、控制床温的上涨。

31、 给煤后炉内热负荷增加，汽温汽压逐渐上升，以后的操作与冷态启动相同。注意 根据受热面管壁温度及汽温上升情况及时投入减温水，并保证减温水压力足够，如减温水量不能满足运行的应及时提高减温水压力。

32、 控制汽温、汽压变化，保证汽机冲转参数。控制燃烧保证锅炉各受热面壁温在正 常允许范围内。

潘三电厂保厂用电方案

编写：

审核：

批准：

潘三电厂 2013年8月