电网孤网运行xx电厂事故处理预案

电网孤网运行

xx电厂处理预案

xx电网可能于9月1日与重庆解网运行，届时xx电网将孤网运行。为确保安全发供电和电网的稳定运行，根据xx发电厂110KV升压站与桥南变电站、大坪变电站、化工站电气接线的特点以及联络线、直溃线的负荷分配情况，结合我公司汽轮机组和锅炉的运行特性，（汽机1、3#机运行，锅炉1、2炉运行）特制定如下应急处理预案：

一、并网运行及负荷分配情况：

并网运行时，xx发电厂：2台机组运行（同时向新涪公司供热22T/H 左右），上网负荷38MW左右，向大坪变电站输送电负荷4MW左右（龙坪I/龙坪II各2MW），向桥南站输送电负荷15MW左右，向化工站输送电负荷18MW左右；桥南站与大坪变电站合环运行，桥南站负荷是龙桥站的直馈线的负荷)；涪陵西部电网中心站（大坪变电站），与涪陵东部电网中心站（白塔站）联络，其上挂爱溪电厂、水江电厂、青烟洞电厂等电源；化工站挂有自备电源，发电负荷8—12MW，通过龙埔线上110KV 网.(以上负荷数值时时变化,值长和电气专业值班员应随时跟踪掌握).

二、网络主要故障呈现的特点：

因特殊原因重庆电网将与xx电网解网运行，系统将受到强烈冲击，系统电压或系统周波降低，在涪陵网未安装低周减载装置的情况下，发生频率或电压崩溃，引发龙桥运行锅炉熄火（尤其是2#炉）、#1机调速系统103%动作振荡和运行汽轮机低周超负荷，最终造成系统瓦解和龙桥发电机组厂用电中断。

三、应急处理预案：

(一) xx电网孤网运行期间，锅炉疏水箱随时保持2米左右的水位，

作为除氧器的备用水源。每日白班要进行一次水质化验，保证水质合格。化学除盐水箱水位保持在4.0米以上,以备事故时大量用水。

（二）因外界冲击导致机组部分甩负荷,值长应合理调度机组负荷分配，防止Ⅰ、Ⅱ段除氧器凝结水量不均而引起满水.

（三）系统周波发生小幅振荡，由于3#机组一次调频未设置死区，故机组周波只要一发生变化，机组负荷会相应变化。机、炉值班员之间要加强协调，锅炉值班员要根据煤质情况及时进行燃烧调整，汽机值班员发现进汽参数变化时，要主动与锅炉进行联系，并根据周波情况及值长要求及时进行负荷调整，确保锅炉、汽机设备压力、温度、流量等参数在规定范围内安全运行。

（四）若各台机组因周波变化引起负荷振荡，应将1#机组的一次调频解除，防止机组间的相互干扰。

（五）在系统受到较大冲击,出现高周波高电压，汽机应立即调整负荷适应电网负荷需要，锅炉立即减弱燃烧或开启向空排汽保证过热汽压在安全范围。当1#机组转速高至3090 r/min而引起机组OPC动作时，应立即解除机组功率回路与一次调频回路，将机组的DEH由自动切换为手动运行，将机组负荷根据情况控制在某一位置，以防止3#机组的负荷振荡。待稳定时，立即将DEH切换为自动，投入功率回路与一次调频回路。同时根据情况调整3#机组的负荷。

（六）在系统受到较大程度的冲击，当机组供热投运情况下，外界

突然故障，主蒸汽压力参数低，难以满足机组安全运行时，应立即联系新涪公司，停运供热，关闭工业抽汽电动门，以提高主蒸汽压力参数，同时根据情况调整机组负荷。

（七）在系统受到较大程度的冲击，发生频率或电压崩溃,1#机组周波低而引起机组超负荷时，应立即解除机组功率回路与一次调频回路，将DEH由自动切换为手动控制，手动减负荷至额定值，并与机组的主汽参数相适应。待稳定时，立即将DEH切换为自动，同时注意监视3#机组是否过负荷。

（八）在系统受到较大程度的冲击，发生频率或电压崩溃时：在汽轮机转速度下降到2910r/min（48.5HZ）时，应及时汇报调度拉开110KV 龙坪I回线123开关/110KV龙坪II回线122开关，此时应严密监视桥龙线负荷情况；在汽轮机转速降至2850 r/min（47.5HZ）时，应立即拉开110KV桥龙线125开关，我厂带龙蒲线自保运行。若出现高周高压，汽机专业立即降低汽轮机负荷,电气专业根据有功及时减励磁，达到网内有、无功负荷的平衡，锅炉同时调整燃烧或用排汽调整过热汽压在安全范围；若出现低周低压，应该立即增加汽轮机负荷和增加励磁，达到网内有无功负荷的平衡，锅炉同步快速加强燃烧保证对外蒸汽量需要，必要时可投天然气,稳定1/2#炉的燃烧运行工况和1/2#炉提高蒸发量,最综实现我司自保厂用电和为电网尽快组网赢得时间的目的。

(九) 当系统冲击导致xx电网崩溃,我司厂用电全中断时:值长应根据实际情况果断处理,在事故处理结束后,应与调度中心取得联系,做好系统倒送电的准备工作(首先恢复1#机炉):将110KV母线腾空(特别

注意龙蒲线124开关是否跳开)母线充电正常后,逐步恢复6KV/400V厂用电,恢复机炉时,值长应注意6KV母线电压,机炉根据热态启动条件启动.

2015年3月12日