3月10日1178跳闸事故处理经过及总结
一、事故发生前状态
五炉两机运行，#1-#5炉带#
2、#6汽轮发电机运行，#1机停运大修，沼气#
4、#5机组，#3机停运，#
1、#
2、#3主变运行，110KVⅠ、Ⅱ母线，110KV母联1100开关，线路及母线PT、CT运行，通过1178金溪线与苏州电网并网运行，1110开关及其线路处于热备用状态，事故前1178金溪线上网负荷24.2MW。
#2机负荷进气量49T/H，9MW，#6机负荷进气量100T/H，24MW，#1炉负荷23T/H，#2炉负荷25T/H，#3炉负荷24T/H，#4炉负荷40T/H，#5炉负荷34T/H。
二、事故处理过程
00:18 #2机、#6机甩负荷，各炉安全门动作，MFT保护动作，#4机跳闸，江边泵517开关跳闸，#2机进汽量10T/H，转速最高升至3093rpm/m，#6机进汽量34T/H，转速最高升至3101rpm/m，
00:18值长徐黎明查看ECS盘面发现1178在分闸位置，同时调度谢依锋询问1178状态，向调度谢依锋汇报确认1178状态及机组运行状态，区调谢依锋要求检查厂内系统
一、二次设备是否正常。
00:22值长虚了通知技术部苏威达、赵仁杰，汇报部门。#2机切转速控制，负荷约2MW，#6机功率回路，负荷设定3MW，10KV母线电压11KV，同时要求各炉压负荷，保持汽包高水位，安排副控马毓敏检查GIS间设备状态及主变运行情况，值长徐黎明至电子设备间查看1178保护动作报警（零序保护III）非电量（零序瞬时速断动作、零序限时速断动作）。
00:40技术部苏威达、赵仁杰至中控室，检查厂内系统
一、二次设备均正常。汇报区调谢依锋，答复等待操作命令。
00:58 接区调谢依锋口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（合环）。 01:00 值长徐黎明下令1178金溪线开关准备同期合闸并网，同时听到#2机发出转速下降的声音，中控室灯光突然全灭，查看ECS盘面发现#2机出口开关50
2、#5机出口开关
525、#6机出口开关506均跳闸，二期公用变高压侧开关
537、低压侧开关4371跳闸，#1厂备变高压侧开关541合闸，400VVIII段备用进线开关4372合闸，各运行辅机跳闸，#2机、#6机转速下降，立即下令启动#2机、#6机直流油泵，停#1机直流油泵。安排巡检孙策、巡检李杰将所有大功率辅机进行复位。向区调谢依锋汇报#
2、#
5、#6机跳闸，110KV系统失电，现
一、二期厂用电中断，申请通过1178倒送电，答复等待电话通知。
01:10 区调谢依锋要求作废口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（合环）。发令时间1:00。要求断开#1主变高压侧开关110
1、#2主变高压侧开关110
2、#3主变高压侧开关1103。
01:14 向区调谢依锋汇报已断开#1主变高压侧开关110
1、#2主变高压侧开关110
2、#3主变高压侧开关1103。区调谢依锋发布口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（充电）。发令时间01:04 01:15 向区调谢依锋汇报口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（充电）已操作结束，110KV
一、二段正常。区调谢依锋通知#
1、#
2、#3主变自行恢复。
01:18 值长徐黎明在ECS盘面分开#1主变低压侧开关
531、#2主变低压侧开关
532、#3主变低压侧至10KVIII段开关533，安排一期主控吴新华合上#
1、#2主变中性点接地刀闸，由D值副控董顺江逐一恢复#1主变、#2主变、#3主变，检查10KV各段母线参数正常。
安排逐步恢复
一、二期生产水、压缩空气系统、化学制水系统、给水系统、循环水系统、液压系统、出灰渣系统及化水制水系统。
01:50 #1扬火，#2机开始冲转，检查发现#6机后汽缸防爆膜破裂，联系王小平处理。 02:10 由于#
2、#
3、#
4、#5炉参数不合格，解列。
02:30 #2机转速至3000rpm，向区调谢依锋申请并网，答复#
2、#
4、#
5、#6机具备并网条件后自行并网，全部操作结束后汇报。
02:35 #2机并网成功，投入功率回路，负荷升至2MW后无法调整，经处理后恢复正常，#
2、#3炉分别扬火，逐步加负荷至9MW。
03:10 #3炉参数合格，并炉。 04:10 #2炉参数合格，并炉。
04:50 #6机后汽缸防爆膜更换结束，进行启机前检查。由于主汽母管主汽温度较低，加强管道疏水。
5:55 #4炉参数合格，并炉。
6:15 主汽温度合格，#6机开始冲转，适当延长中速及高速暖机时间。 7:20 #5炉参数合格，并炉。
7:55 #6机并网成功，向调度于兵汇报#
2、#
4、#
5、#6机已全部并网，系统运行正常。
三、总结经验
1、发生线路开关跳闸，值长立即安排主控岗位查看线路保护柜1178线路保护屏中“动作报告”，了解保护动作情况，查明故障原因后快速汇报调度（时间控制在2分钟内），确认线路跳闸非我司内部电气系统故障，则立即向调度申请通过备用线路并网运行（1177线路）。
2、值长同步安排厂内进行事故处理，将#
1、#2机组调门线性较好一台机组切为转速控制，励磁系统改为电压调节方式，减少用电负荷波动对小系统影响，电压可以维持于正常电压的上限，余机组打闸停机，做好相应紧急停机操作；在事故状态下，机组切至转速控制后，因调门波动较大，加大了事故处理的难度，可在切至转速控制后，对调门人工干预减少负荷波动（主要为控制阀位信号，设置调门的开度控制进汽量）；
3、如果调度同意通过备用线路并网运行（1177线路）按以下原则处理：
向调度申请通过1110母联开关同期并网，在调度许可下更改1177线路开关的保护定值（原则上是必须修改定值），修改1177定值工作有一二期当班值长联系三期当班值长完成，定值修改后进行1110母联开关同期合闸操作，并入系统，在安全条件下逐步恢复各机炉运行。
4、如果调度不同意通过备用线路并网运行（1177线路），但一期机组调试系统较好的一台能够维持孤网运行，则按以下原则处理：
1）在孤网运行期间，设备启停、调整必须在值长的统一指挥下进行，禁止50KW以上的电机同时启动，在转速不稳定的情况下，非进料高峰期停止吊机操作，确保负荷稳定。
2）孤网运行期间维持一期一台炉、二期一台炉及转速控制的一台机组运行（合计两炉一机）。
3）其余机组做好停炉、停机后的跟进工作，主要为停运机组确保盘车投运正常，热井水位在正常水位，停运锅炉做好炉膛负压运行，锅炉汽包在正常水位，根据炉温及时调整减温水量，必要时关闭减温水，根据汽包压力调整疏水及向空排汽开度，尽可能的减少汽水损失。
4）孤网运行期间确保除氧器高水位运行，化水除盐水箱水位在2.5m以上；
5）孤网运行期间加强对公用系统的巡查，确保正常，便于在线路恢复后能够及时的恢复正常生产。
5、如果出现厂用电失电（即无法通过备用线上网、也无法维持孤网运行后），一时无法恢复时，则按以下原则处理：
1）保证停运机组直流润滑油泵正常运行，安排专人对汽轮机每10分钟进行一次手动180度盘车；
2）密切监视220V直流段的电压，直流系统的运行情况，故障时及时联系技术部经理处理；
3）非必要，禁止启动其余220V直流负荷，以减少UPS的负荷，延长220V直流蓄电池的供电时间；
4）根据锅炉压力（汽包及安全门不动作即可）及时调整各炉疏水，关闭各炉定、连排，疏水箱排污阀，减少汽水损失，防止锅炉水位骤降影响设备安全；
5）告知渗滤液处理站、砖厂、监管中心、江边泵房、相关施工变。
6、厂用电恢复后，操作原则：
1）厂用电恢复后，在当班值长的统一指挥下进行恢复操作，恢复原则为先公用系统、再一期系统、后二期系统，最终全面检查。
2）恢复锅炉上水，在确保生产水系统、压缩空气系统运行正常后，先行启动一台变频给水泵运行，缓慢向锅炉上水。
3）恢复各机组盘车运行，恢复循环水系统运行。
4）通知化学确保除盐水箱水位，满足锅炉用水需求，同时通知地磅房恢复系统运行。 5）开启一台变频循环水泵运行，恢复循环水系统运行。
6）在锅炉恢复启动后，汽轮机冲转前，先将主蒸汽管道内的疏水阀打开，确认疏水完毕后再进行冲转操作，防止主蒸汽带水进入汽缸内。
7）重大操作时（锅炉、汽轮机、发动机）的启动必须按照操作票进行。 8）汽轮机排气缸温度大于65℃时，及时开启后汽缸喷水减温装置。
9）机组启动过程中要严格执行运行规程的规定，不要因为要抢时间而违反运行规程规定。
7、厂用电恢复过程中应该注意：
1）由于是事故抢送电，在来不及使用操作票时，一定要严格遵守操作监护制，并严格遵守国家电网公司《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）和《电气运行规程》中有关操作票的规定、公司内有关补充规定，监护人要确实做好监护职责。
2）操作过程中发生疑问时，应立即停止操作，并报告事故应急组织电气负责人，弄清后再继续操作。
3）操作前应明确操作目的，做好危险点分析和预控，明确设备带电部分。 4）操作前应核对好设备的名称、编号、位置正确，防止误入间隔。 5）严禁使用不合格的安全用具。
6）重大操作中所有指令必须经过值长统一下达，严禁任何人不经过值长直接下达任何操作指令的行为发生。
7）在涉及到调度管辖和许可设备的操作时必须得到调度的许可和指令，并详细记录，遇对调度发令意图不明时，要向当班调度员询问清楚后予以执行。
7）加强主蒸汽参数监视、调整，减少事故处理时间； 8）加强与调度联系沟通，通力合作，避免事故不扩大。
9）在一台机组恢复后，联系渗滤液处理站、砖厂、监管中心、江边泵房、相关施工单位，恢复对其供电。
生产运行部
2013.03.17
