关键词: 垃圾
垃圾发电运行事故处理(共8篇)
篇1:垃圾发电运行事故处理
垃圾发电厂生产运行总结
回顾2009年,电厂安全生产运行都创造了良好的成绩。公司和集团给我们下达的发电量,上网电量,垃圾焚烧量等等各项任务指标都能够优秀的完成。这跟我们全体的运行人员的辛勤劳动是分不开的。全体运行人员一直坚守在生产一线,勤勤恳恳,兢兢业业,精心监盘,细心操作,密切注视各项运行参数的变化,时刻留意现场设备的运行情况,一刻也没有放松。认真执行落实电厂给我们的交接班,定期切换,班中努力巡视检查。同时我们运行人员,脑子里时刻都是紧紧的绷着一根弦,不论发生任何一点小小的事故绝对会精心处理,防止事故的扩大化。
在过去的一年,我们没有发生任何误操作的现象,每一次事故的发生我们都能够迅速限制事故发展,消除事故根源,并解除对人身或设备的威胁。时时刻刻保持清醒的头脑。发生事故时,首先注意厂用电系统,设法确保厂用电源的正常。在不损坏设备及危及人身安全的前提下,用一切可能的方法,使设备继续运行。在事故已被限制并趋于正常稳定状态时,应尽快设法将运行方式调整为系统的合理运行方式,使其恢复正常。
同时,我们运行值班人员能够迅速有效的消除事故,发生事故时头脑时时刻刻都能保持清醒,并认真努力的做到每一个细微之处。
1、如发现对人身及设备有威胁时,应立即解除威胁,在必要时立即停止设备运行。
2、根据DCS显示、继电保护信号及故障记录动作情况和设备的外部现象,了解事故的全面情况。
3、迅速进行全面的检查,判明事故性质、地点及其范围,并设法消除故障点。
4、接到处理事故命令时,都会向发令人复诵一次,如命令不清楚或意图不明,都会详细的询问清楚,执行后立即向发令人回报。
5、以最快的速度恢复已停电的重要设备和厂用电的供电,并恢复正常运行方式。
6、将故障设备停电,并进行必要的测试,通知检修人员修复。
7、对无故障现象,属于保护装置误动作或限时后备保护越级动作而跳闸的设备,进行试送电或做零起升压试验。
8、对有关设备系统进行全面检查,详细记录事故发生的现象及处理过程。
在上班期间都会努力的认真监视各个汽水工况的流程,时时刻刻关注各个参数的变化情况。设备各个工况下运行参数的变化,及时有效的进行调整。在调整的具体操作中必须把握住一个提前量的控制,对各种运行参数都必须有超前超前意识。这样才能调整的稳,不会剧烈的波动。
所有运行人员通过实践工作,经过不断的积累和交流学习,对锅炉、汽机、电气等各设备和专业的参数调整方法,摸索出了一套符合实际,可行好,效果明显的思想认识和科学方法。从而实现了对锅炉、汽机、电气各设备参数的良好运行和有效调整控制。主要体现在以下几个方面:
1、锅炉在正常的运行期间应经常监视汽包的水位在-10mm左右,同时保证省煤器进口水温,保证锅炉进水温度120℃以上,以防省煤器低温腐蚀。
2、监视锅炉汽包压力在4.6Mpa到4.85Mpa之间.通过及时的调整焚烧炉的燃烧工况,改变焚烧炉一,二次风量等手段来进行控制。由于生活垃圾成分复杂,热值不稳定,且换季和换区的影响较大。运行方面首先加强垃圾池的管理,科学堆放,保证进料区和投料区的正常,保证沥滤液及时排除,加强混料,尽量保证进炉垃圾松散,热值均匀;其次,加强燃烧调整,做好预判,垃圾热值变化较大的情况下,进行提前调节,做好燃料分析,做到司炉人员心中有数;最后积极配合检修人员,保证设备运行良好,为燃烧调节创造好的条件。
3、应经常注意主汽温度的变化,控制在380到400℃之间。通过及时调整减温水流量使之与锅炉主汽压相匹配,有效的保证过热器内蒸汽的质量流速。防止了汽温有大幅度的升降及管壁超温现象的发生。有时减温水的调整跟主汽温的变化之间,跟踪迟缓,马上进行人工干预。
4、垃圾焚烧系统投入后,应及时检查焚烧炉内的燃烧工况。必须保证燃烧烟气温度必须在850℃以上,且滞留时间超过2秒,这样才能保证垃圾焚烧过程中使有机物得到彻底的解决,减少有害气体的产生(特别是二噁英),从而减少后道工序的处理负荷和对周围环境的污染,另外,炉膛中未燃烬成份不得大于3%,炉膛内保持负压,一般控制在-50~-30Pa。锅炉负荷变化应及时调整一,二风量,当负荷在80%~100%时,氧量控制在6%左右。调整给料炉排、焚烧炉排的驱动速度,幅度不可过大,正常时每次增、减幅度不宜超过±10%,且调整间隙不宜太过频繁,等燃烧工况稳定后再作下一次调整。同时,垃圾在焚烧炉应该进行相当充分的燃烧,让竖直烟道的烟温能够到850℃停留2秒,减少二噁英的排放。还可以避免造成没充分燃烧的烟气在尾部烟道进行二次燃烧或冒黑烟等情况的发生。控制炉内烟气氧量在6%左右,基本应该可以说明已经燃烧充分。在垃圾燃烧调整的过程当中,努力做到勤看火,勤思考,最后通过精心调整来达到理想的工况,使烟气环保和锅炉负荷各项指标都能达到一个理想的范围。
5、炉膛是否结灰使炉膛热负荷升高,受热面的结焦情况是否加剧,目前影响停炉的主要原因就是锅炉受热面因结焦严重而不得不停下来清焦。及时的投入水平烟道振打和声波吹灰系统。在很大程度上有效的缓解了水平烟道的结焦情况。
在做好运行调整的同时,我们还做好几下几方面的工作
安全文明 在过去的一年里,运行的五个值,认真负责的履行职责,严格执行安全规定和运行规程,通过各种各样的科学的思路和有效的方法,实现了安全文明生产的无人员伤亡,无重大事故的要求.运行周期 经过运行人员的仔细研究,认真讨论,形成一套可行的科学的认识和方法,并通过对司炉的燃烧调整的培训,使各司炉人员的技术水平获得了极大的提高,燃烧调整能力获得了长足的进步.创造了单炉连续运行192天的记录,实现了锅炉长周期运行的可行,保证了机组的稳定,减轻了工作数量和程度,提高了经济效益.现场巡检 提高巡检质量,落实好每班规定的现场设备巡检记录表的填写,真正做到测量好现场设备的真实数据,与前几次数据进行对比,看运行状态有无改变;与设定值相对比分析,看是否偏离设计值,并分析原因及改进措施,尽早把设备存在的潜在缺陷反映出来,及时联系相关人员处理,保证设备的连续稳定运行。
规程改进 由于巡查时的认真观察,操作时的调整改进,再经过对实际中的问题的分析和研究,经过大家的讨论,发现现行规程的各种问题和缺点,并记录下来,形成专题,然后经过大家不断的实践操作和科学的论证,根据国家法规和公司规定,逐步的修改规程中不完善不合理的条款和规则,使规程日益完善,合理,科学,符合实际工作情况和需要,保证了机组的各项操作有则可守,有条可依,行之有效,行之见效。进一步保证了机组的安全,稳定、经济的运行,同时为运行规程的完善发展和科学进步打下了良好基础。
技术学习运行人员,在作好工作的同时,不忘班余时间进行安全、技术等方面的学习。技术问答、技术培训,安全培训,事故预想等工作有条不紊的进行,各项工作有声有色的进行,丰富了运行人员的理论知识,增长了运行人员的技术认识,提高了运行人员的技术水平和操作技能,提高大家在工作中理论联系实际的能力。为储备了技术人才打下了良好的基础。
员工培训 在学习班中,定期进行锅炉、汽机、电气等各项知识面、技术点进行学习培训,提高了大家的理论水平和技术水平,增强了大家实际操作的能力和反应速度。老员工对新来的员工进行认真地教育和指导,加强现场操作和远方操作的培训,使新进员工在短期内获得了巨大的进步,促使他们快步容入实际工作中,快速上手。
09年是我宝安厂取得丰硕成果的一年。所有生产运行人员在厂领导的正确领导下,共同努力,精诚合作,与维护检修人员的紧密配合,携手作业。在过去的一年里,按质按量的完成了上级布置的任务和要求,并力所能及的为兄弟厂部分担了应有的责任,为公司和集团交了一份满意的答卷。明年即将来临,我们运行人员会以饱满的热情,踏实肯干的作风,做好本职工作,力争明年的运行工作再上一个新的台阶。
篇2:垃圾发电运行事故处理
摘要:介绍了生活垃圾渗滤液的危害及国内处理措施现状.并以天津市某生活垃圾焚烧发电厂为例,论述了垃圾渗滤液处理工艺及回用途径.作 者:陈超 曲东 作者单位:陈超(天津市环境影响评价中心,天津,300191)曲东(西北农林科技大学,陕西,杨凌,712000)
期 刊:城市建设 Journal:CHENGSHI JIANSHE YU SHANGYE WANGDIAN 年,卷(期):2010, “”(6) 分类号:X7 关键词:生活垃圾焚烧 渗滤液 回用★ 禁止焚烧垃圾宣传标语
★ 电厂运行分析范文
★ 垃圾焚烧飞灰冶金性能研究
★ 生活垃圾焚烧发电厂的大气环境影响评价
★ 城市生活垃圾焚烧底灰的特性研究
★ 垃圾分类现状分析论文
★ 汽车大修工艺和零件检验分析
★ 用作电厂的生活污水深度处理工艺实验研究
★ 井下液压支架焊接工艺分析论文
篇3:垃圾发电运行事故处理
一、垃圾电厂通常采用的几种运行轮班方式工时及适用情况
目前全国已建成垃圾焚烧发电厂130多座, 国内从事垃圾焚烧发电厂的投资商约有50多家, 据了解, 绝大多数企业采用四班三倒的运行方式或四班两倒方式, 部分企业在特殊情形下短期采用五班三倒和三班两倒方式。
1) 年法定工作时间测算。根据国务院发布的《全国年节及纪念日放假办法》规定, 我国法定全体公民放假的节日共计11天, 一年公休日104天, 年法定工作日为250天;根据《国务院关于职工工作时间的规定》第三条的规定, 工人每天工作8小时, 可计算出年法定工作时间为2000小时。2) 四班两倒形式即运行人员分成四个值, 每天2个值各上12小时班, 员工年工作时间为2190小时, 超出年法定工作时间190小时。这种轮班方式不适合高体力劳动、长时间注意力集中的工作, 而适合于生产线自动化程度较高、生产连续性强、生产稳定的企业, 轮班员工在正常生产期间的主要工作是巡检设备、监控和调节工艺参数。3) 四班三倒形式即运行人员分成四个值, 每天3个值各上8小时班, 员工年工作时间为2190小时, 超出年法定工作时间190小时。四班三倒适合于自动化程度不高, 生产环境较差, 劳动强度较大的企业。国内垃圾焚烧发电厂大多数生产环境较差, 车间噪音大、温度高, 有些企业设备自动化程度不太高, 所以多数采用这种方式。4) 五班三倒形式即运行人员分成五个值, 每天3个值各上8小时班, 员工年工作时间为1752小时, 少于年法定工作时间248小时。五班三倒作业方式适合劳动强度高、环境差的企业, 也适合企业有新建项目需要进行人员储备的情况。5) 三班两倒形式即运行人员分成三个值, 每天2个值各上12小时班, 员工年工作时间为2920小时, 超出年法定工作时间920小时。由于加班时间超出《劳动法》相关规定, 企业较少使用这种运行方式, 通常在设备调试及维修等特殊时期, 为了抢进度, 短期采用。
二、不同运行轮班方式下用工人数及人力成本比较
为了更直观的体现这四种运行轮班方式的不同, 我们以垃圾焚烧电厂通常的运行配置为例, 对四种方式所需人员和大致人力成本费用进行了测算:
假设每个运行值人员配置为每值8人, 分别为值长1人, 全能1人, 锅炉主值2人, 汽机主值1人, 电气主值1人, 垃圾吊值班员2人。工资标准为值长5000元, 全能4000元, 锅炉、汽机、电气主值3000元, 垃圾吊值班员2500元;社保按工资的25.6% 缴交, 公积金按工资12% 缴交, 四班三倒加班按200% , 四班两倒和三班两倒加点按150% 计算。
(一) 无备员情况下人员配置和人力成本比较
五班三倒为40人, 年人力成本214.66万元;四班三倒32人, 年人力成本194.44万元;四班三倒32人, 年人力成本188.76万元;三班两倒24人, 年人力成本190.66万元。
(二) 有备员情况下人员配置和人力成本比较
根据《职工带薪年休假条例》, 职工连续工作1年以上的, 根据工龄长短享受5-15天的带薪年休假。假设员工年休假时间为10天, 出勤率为98% 。可见员工年能力工时为1882小时。建议四班三倒和四班两倒安排6名备员, 三班两倒安排8名备员, 五班三倒因正常排班年出勤不足2000小时, 无需安排备员。
五班三倒为40人, 年人力成本214.66万元;四班三倒38人, 年人力成本205.57万元;四班三倒38人, 年人力成本205.57万元;三班两倒32人, 年人力成本199.34万元。
以上四种运行轮班方式, 从用工数量来看, 三班两倒所需配备人员数量最省, 五班三倒人员数量最多, 四班两倒和四班三倒人员数量居中;从人力成本角度来看, 五班三倒费用最多, 三班两倒费用最省, 其他两种方式费用差别不大。
三、几种轮班方式员工满意度比较
轮班人员在每个大循环期间内的实际业余时间与平均轮班间隔时间、上下班路程时间和准备上下班时间有关。业余时间增多有利于员工加强与社会、家庭的交流, 提高了员工满意度。
三班两倒方式员工上班时间最长, 业余可支配时间最短, 虽然可以拿到较多的加班费, 但人员普遍反映天天上班, 休息严重不足, 身心健康受到影响, 满意度最低。
五班三倒方式与四班三倒相比, 平均轮班间隔时间多1/5, 员工业余可支配时间较长, 五班三倒作业方式在疲劳程度、睡眠时间、工作满意度、家庭满意度等方面评价要优于其他方式。
四班两倒作业方式每班次工作时间长, 但轮班次数减少, 员工总的用在上下班路程和准备上下班上时间的减少了, 从而使员工有效延长了业余时间。
四、轮班方式对企业管理的影响
四班两倒方式单班作业时间延长, 减少了交接班次数, 使生产作业保持良好的连续性和稳定性, 减少了由于交接班而产生的作业失误和运行工况的调整时间;并且由于作业班次的减少, 使管理层每天面对的员工数相对减少, 生产指令的下达频率和漏传、误传频率下降。还节省一趟通勤车辆。
四班两倒和五班三倒员工业余可支配时间较长, 还有利于公司利用员工的业余时间开展系统化培训以及组织企业文化活动。
五、执行轮班制度的注意事项
1) 制订合理的轮班工作表, 根据企业生产的特点和性质, 制订合理的换班制度, 以利于轮班人员机体的适应。2) 创造良好的生产环境和生活环境, 以及适合轮班工人作息制度的文化娱乐。3) 做好轮班职工的后勤服务工作, 如上下班接送、轮班职工食堂、轮班员工的路途人身安全等问题。4) 有条件的企业应对轮班作业工人进行专门指导, 采取切实有效措施帮助克服疲劳, 保持清醒。
综上所述, 垃圾焚烧发电企业应根据自身生产阶段、设备自动化程度、员工通勤情况、成本等因素自行确定采取何种形式组织生产, 无须强求一律, 企业人力资源部门应本着实事求是的态度, 遵守劳动法规关于工作时间的相关规定, 科学合理设计作业轮班制, 谨慎缜密实施、严密跟进提升, 从而使企业能够充分提高各类资源的生产效率, 在国内垃圾焚烧发电行业激烈的竞争中立于不败之地。
参考文献
[1]国家电力公司.发供电企业劳动定员标准及使用说明汇编.中国电力出版社, 2002.
[2]张新民.特殊工时制度研究.中国劳动社会保障出版社, 2012.
篇4:浅谈垃圾发电厂污水处理系统探究
关键词:SBR法;污水处理;垃圾发电站
一、垃圾发电厂污水分类
垃圾发电厂产生的垃圾与传统的化工造纸行业产生的废水有很大的不同,因此对于其的处理要更具有针对性。经过采证分析得出垃圾发电厂排污水特点如下:首先,由于目前我国每日产生的垃圾中较多的是城市垃圾,所以导致进入水体的污染物中的主要成分是无机物质,而有机污染物主要是油,其他有机成分很少。其次,发电厂的废水种类和水质差异很大,并且还会出现间歇性排水的状况,处理时要设计合理的环节。
对于污水处理,主要根据发电厂各类废水的水质水量特点分类处理,如下:第一类是较低含盐量的废水,这类水质由于盐度较低,处理起来比较容易,最终可以回收为工业用水,甚至是饮用水。这类水主要是生活污水,工业用于冷却仪器的用水等等。第二类则是盐度较高的废水,对于这种废水的处理,较普通的废水要多一道脱盐处理的工序,因此处理工序复杂,成本较高,回收率较低。这类水主要是离子交换设备再生废水、循环水排污水等。第三类水是工业生产中用于循环使用的废水。这类水质的特点是含有较高的悬浮颗粒物,所以对于它的处理多采用沉降的方式去除颗粒,之后循环使用于工业生产中。主要包含煤废水、冲灰除渣废水。
二、垃圾发电厂污水处理工艺的确定
2. 1 污水处理工艺流程设计原则:
对于污水的处理,根据工厂处理规模、水质特性以及当地的实际情况和要求,经全面经济技术比较后优选确定。
1.保证处理效果能达到理想标准,作为污水处理工艺,最重要的就是实现对不同水质的标准化改造,同时值得注意的是在处理污水的同时不要造成二次污染。
2.节约经济成本,降低污水处理工程建设成本,降低处理过程成本,保证发电厂能负担起污水处理的费用,这样也更有利于污水处理的推广。
3.实现污水处理流程的自动化,不要耗费过多的人力在此,也能提高处理的效率。
2. 2 工艺流程的选择标准:
污水中的主要杂质分为可溶性和不可溶性。因此处理时采用先取出不可溶物质,再对可溶物质进行深度处理的方法。污水处理工艺主要分为预处理、主处理两个阶段。预处理过程主要是针对不溶性物质进行沉降吸附等,达到均匀水质的目的。接着进入关键步骤——主处理步骤,目的是去除可溶性有机物。
目前我国垃圾主要是采用焚烧处理的方式,根据垃圾发电厂运营过程产生废水情况的数据分析得到,废水排放为间歇排放,因此推荐使用SBR法进行处理。
2.3关于垃圾发电厂污水处理的流程设计:
SBR法,即在同一反应池(器)中,按时间顺序由进水、曝气、沉淀、排水和闲置五个基本工序组成的活性污泥污水处理方法。它的特点是:1.有序性是指该工艺的主要流程是5步,2.间歇性是指间歇进水、间歇出水,刚好符合垃圾发电厂间歇性排水的模式。3.具有较好的脱氮功能,并且能够节省二沉池,减少土建投资。
垃圾发电厂产生的污水,通过工厂管道经过格栅去除较大不可溶物质,作为净化的第一步,也就是预处理步骤,紧接着进入主处理环节,即进入SBR环节。SBR法的流程分为5个步骤,但是实际工作时在一个基本单元即可完成,即将调节池、曝气池和二沉池的功能归于一池,进行水质水量调节,水质均匀化,固、液分离,微生物降解有机物等。SBR环节后,反应池出水经过消毒处理后即可达标排放。
三、运行效果分析
对采用SBR方法进行污水处理的电厂污水 CODcr、BOD5、SS、氨氮、总氮、总磷等的处理情况进行检测数据采集,分析整理后得到下图
根据《污水综合排放标准》的一级排放标准,发现由SBR法处理的污水各项指数均达标,能够有效去除污染物,最终达到提升水质,再利用的目的。根据去除率的图表可以看出,对于CODCr、BOD5主要污染物均达到了60%以上的去除效果,尤其对总磷量的去除,达到了80%左右的效果。这些数据表明SBR法适宜处理垃圾发电厂污水。
参考文献:
[1] 汤琪, 罗固源. MAP 法和SBR法处理垃圾渗滤液的研究[J] . 环境化学, 2008, 27( 5) : 639-641.
篇5:电厂发电机异常运行和事故处理
第一节 过负荷运行
5.1.1 发电机正常情况下,不允许过负荷运行,只有在事故情况下才允许定子短时过负荷运行.当发电机定子过负荷时,应汇报值长减负荷,在电压允许
允许范围内先减无功后减有功,直至定子电流在允许值之内。
5.1.2 发电机的转子电流正常应在额定值以内,当发生转子电流超限或过励限制器动作时,应适当减少无功,以降低转子电流,同时联系调度。
5.1.3 当发生发电机定子和转子过负荷时,应检查发电机的功率因数和电压,并注意过负荷时间不超过允许值。
5.1.4 发电机在过负荷运行时,应加强发电机定子绕组温度、主变绕组温度、及油温等监视。
第二节 发变组过激励
5.2.1 V/F超限多数发生在突然减去大量负荷或100℅甩负荷以及低周率运行时。
5.2.2 当励磁调节器V/F过激励报警时,若电压过高应适当降低发电机电压;若系统频率偏低应汇报调度,要求及时恢复频率至正常,并适当降低发电机电压。过激励过程中应注意主变有无异常情况发生。5.2.3 发电机并网时汽轮机升至额定转速后再投入励磁、升压,以防过励磁保护动作。
5.2.4 当V/F保护动作跳闸后,应检查主变、发电机、励磁回路有无异常现象,恢复时必须由检修确认,经总工批准,方可零起升压、并网。
第三节 发电机三相电流不平衡
5.3.1 发电机三相电流发生不平衡时,应检查厂用电系统、励磁系统有无异常,负序电流超过3℅时,应向调度询问并作相应处理。
5.3.2 当负序电流小于6%且最大相电流小于额定电流时,允许连续运行,瞬时负序电流允许(I2/IN)2t<6运行。
5.3.3 发电机三相不平衡电流超过定值时,应立即减少有功和无功,尽力设法减少负序电流在许可值内,同时严密监视发电机各部件温度和振动。5.3.4 若发电机三相电流不平衡是由于系统故障引起的,应汇报调度,设法消除,并应在发电机带不平衡负荷运行的允许时间到达之前,拉开非全相运行的线路开关,以保证发电机继续运行。5.3.5 若发电机三相电流不平衡是由于机组内部故障产生的,则应灭磁停机处理。
第四节 发电机温度异常
5.4.1 发电机定子绕组温度异常
1.检查分析发电机运行工况是否有过负荷或三相电流不平衡现象。2.检查定冷水系统是否正常,若不正常及时调整。
3.运行中,若某一或几点线棒温度超温,则有可能是某一或几点线棒堵塞或接线松动引起,适当降低负荷使该点温度不继续上升,如定冷水系统及运行工况正常,则应联系热工核实温度测量装置是否正常,同时汇报领导。
4.加强对发电机运行监视,控制温度不超过规定值。5.4.2 发电机转子或定子铁芯、定子端部屏蔽板温度异常。
1.应检查氢气冷却器的工作情况,氢气的进出温度及氢压是否正常。若氢气冷却系统异常,应按有关规定处理。若有关的自动调节失灵时应改为手动,并尽快消除缺陷。2.发电机三相电流不平衡或过负荷,应及时调整到允许范围。3.发电机定子端部屏蔽板温度高,应适当降低发电机无功。
4.上述各温度异常时,应联系热工校核,并及时调整使温度维持在许可范围内。
第五节 发电机振荡
5.5.1 现象
1.发电机电压表指针摆动,通常是电压降低,照明忽明忽暗。2.发电机有功、无功表指针大幅度摆动。
3.发电机定子电流表指示大幅度摆动,可能超过正常值。4.发电机励磁电流在正常值附近摆动。
5.发电机发出有节奏的轰鸣声,并与上述表计摆动合拍。
6.若失磁引起振荡,则励磁电流可能接近于零,也可能异常升高。5.5.2 处理
若发电机保护没有动作跳闸,则应做如下处理: 1.不要干涉发电机自动装置的动作,必要时可以降低部分有功负荷,若励磁调节处于“手动”方式时可以手动增加励磁,以创造恢复同期的有利条件。
2.根据GEB盘上发电机各表计变化情况,判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。3.本机故障引起振荡经上述处理仍不能恢复同期则应解列发电机,等处理正常后恢复并列。
4.系统故障引起振荡,系统电压降低,应监视发电机强励是否动作.如果动作,在强励动作时间内不应干预其动作,并且在强励动作后应对励磁回路进行检查。5.汇报调度,共同协调处理事故。
第六节 发电机逆功率运行
5.6.1 现象:
1.有功表指示零值以下; 2.无功表指示升高; 3.定子电流降低,电压升高。5.6.2 处理:
发电机发生逆功率运行时,逆功率保护应在规定的时间内动作跳发电机(汽机跳闸0.5秒动作,汽机未跳闸6秒动作),若在规定的时间没有动作跳闸,则应迅速手动解列发电机。
第七节 发电机主开关非全相运行
5.7.1 异常现象:
1.负序电流增大,负序保护动作报警,发变组保护出口可能动作跳闸。2.发电机出口开关发“三相不一致保护动作”报警。3.发电机热氢(转子)温度急剧上升。4.发电机振动增大,有时还伴有轰鸣声。
5.SCADA系统中有关的500kV开关有一相或两相电流为零。
6.发电机三相电流极不平衡,如主变出口开关有二相未断开,则发电机定子一相电流最大,另外二相电流较小且相等。如主变出口开关有一相未断开,则发电机定子有二相有电流且相等,另一相无电流,发电机定子三相电流的具体情况如下: 定子电流
500KV开关 A相 B相 C相 A相未断开(有电流)与C相相等 无(有电流)与A相相等
B相未断开(有电流)与B相相等(有电流)与A相相等 无
C相未断开 无(有电流)与C相相等(有电流)与B相相等
AB相未断开 最大(较小)与C相相等(较小)与B相相等
BC相未断开(较小)与C相相等 最大(较小)与A相相等
CA相未断开(较小)与B相相等(较小)与A相相等 最大
5.7.2 各种情况下的处理方法:
5.7.2.1 主变出口开关合环、解环时,一只开关有一相或二相未断开;或者在正常运行中主变出口有一只开关的一相或二相偷跳。此时,主变出口的另一只开关正常运行,发电机正常运行: 1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值,确认非全相的开关及其相别。2.请示调度,对非全相开关手动分闸一次。
3.若开关拒动,经确认若故障开关处在我厂500KV系统合环回路中,应请示调度解除闭锁,等电位拉开该开关两侧刀闸,联系检修处理;如果故障开关不在我厂500KV系统合环回路中,应汇报调度调整系统运行方式后隔离故障开关。
5.7.2.2 在合上主变出口刀闸后,应立即检查发电机定子三相电流和负序电流是否均为零,如果有二块表不为零则说明主变出口的两只开关虽然均处于热备用状态,但有一只开关的某一相主触头没有断开,应立即进行以下隔离操作:
1. 根据有关规定,此时汽轮机已冲转至3000转,应注意调整汽机系统维持3000转运行,使发电机有功功率近至零(为正值),严禁将汽机打闸或降低转速。
2. 通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值,确认非全相的开关及其相别。
3. 对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁),如果不能判断是哪只开关发生非全相,应对二只开关都手动分闸一次,若分闸无效应继续进行下列处理。
4. 请示调度:首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关(包括该母线上的所有开关);若故障未消除,则拉开主变出口中间开关的相邻开关(包括线路对侧开关)。
5.7.2.3 发电机在并网过程中发生非全相运行
1.手动拉开并网开关(先解除手动解列闭锁),若分闸无效应立即减少有功负荷近至零(为正值)、无功为零,禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸,再继续进行下列处理。
2.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值,确认非全相的开关及其相别。
3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开,如果能够明显确认故障开关为A相或B相未断开(其表计现象如上所述),并且汽轮机和励磁系统均未跳闸,则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则,应请示调度拉开故障开关的相邻开关:对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关,对于中间开关还应包括线路对侧开关。
4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开,如果汽轮机和励磁开关未跳闸,则应经同期合上另一只开关,否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关:对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关,对于中间开关还应包括线路对侧开关。
5.7.2.4 发电机在正常停机解列过程中发生非全相运行
1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值,确认非全相的开关及其相别。
2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁),如果不能判断是哪只开关发生非全相,应对二只开关都手动分闸一次,若分闸无效应立即调整有功负荷近至零(为正值)、无功为零,禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸,继续进行下列处理。3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开,如果能够明显确认是哪只开关发生A相或B相未断开(其表计现象如上所述),并且汽轮机和励磁系统均未跳闸,则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则,应请示调度拉开故障开关的相邻开关:对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关,对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障,则应优先拉开母线侧开关的相邻开关,若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。
4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开,如果汽轮机和励磁开关未跳闸,则应经同期合上另一只开关,否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关:对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关,对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障,则应优先拉开母线侧开关的相邻开关,若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。
5.7.2.5 机组在运行中跳闸,主变出口开关发生非全相运行
1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值,确认非全相的开关及其相别。
2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁),如果不能判断是哪只开关发生非全相,应对二只开关都手动分闸一次,若分闸无效应继续进行下列处理。
3.请示调度:首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关(包括该母线上的所有开关);若故障未消除,则拉开主变出口中间开关的相邻开关(包括线路对侧开关)。
5.7.3 有关注意事项:
5.7.3.1 在发变组由冷备用转为热备用的操作中,不要将中压厂用母线的工作分支也同时转为热备用,应待机组并网后再将厂用工作分支由冷备用转为热备用;机组解列后,应及时将厂用工作分支由热备用转为冷备用。
5.7.3.2 发电机在未并网的情况下,如发生汽轮机的转速异常升高(包括汽轮机冲转过程中转速的异常升高),除了检查汽轮机的有关系统外,同时还应注意检查发电机定子三相电流、负序电流是否为零,如果这四块表至少有两块表不为零,则说明发电机已通过主变高压侧或厂高变低压侧与系统已连接,应立即确认并进行隔离处理。
5.7.3.3 在发变组由热备用转为运行的操作过程中,严禁提前合主变出口刀闸,应待汽轮机转速已达到3000转后再合刀闸,并且合之前一定要确认其两只开关三相均在断开状态,并确认无“三相不一致”报警信号,在合上主变出口刀闸后,应立即检查发电机定子三相电流、负序电流均为零,如果这四块表至少有两块表不为零,则有可能是主变出口开关虽然处于热备用状态但其触头没有断开,应立即确认并进行隔离处理。5.7.3.4 主变出口刀闸合上后一定要就地检查刀闸三相合闸的情况,除了检查刀闸连杆的位置外,还应认真检查刀闸的触头接触良好,不允许在远方了望或用监视镜头观察的方法代替就地检查刀闸合闸良好,以防止因刀闸触头接触不好而造成发电机非全相运行。由于机组热态启动时要求尽量缩短并列时间,因此在合出口刀闸之前应提前派人至现场等待检查出口刀闸的合闸情况。
5.7.3.5 机组正常停机应尽量采用手动与系统解列的方式(断开开关均跳和励磁连跳的压板,将有功减至近于零,无功保留5MVAR),以防止在汽机打闸、发电机联跳时发生了开关有一相或二相未跳闸的非全相运行情况,并且一旦发生此种情况发电机将会受到严重损害,因为此时汽轮机既不供汽,励磁系统也无励磁电流,其负序电流较大。所以在条件允许的情况下,应尽量创造发电机手动解列后汽轮机能够维持3000转的工况。
5.7.3.6 再次强调:①.在正常情况下,发电机并网或解列,均应使用母线侧开关进行(并网:用母线侧开关并网,中间开关合环。解列:用中间开关解环,母线侧开关解列)。
②.在并网操作中,开关的失灵压板一定要根据操作票的顺序要求在合出口刀闸之前投入(热态启动时,应适当提前此项操作)。
第八节 发电机主要表计失灵及压变回路故障
5.8.1 运行中的发电机定子或励磁回路表计,主变和厂高变回路表计指示突然消失或失常时,应按CRT上同一参数指示及其他相关表计监视其运行情况。若CRT指示也失常,则一般不应对发电机进行调整操作(特别是重要表计指示失常时)。同时应查明是表计本身故障还是二次回路故障,通知有关人员及时处理消除故障。记录仪表指示消失或异常经历的时间及仪表异常前发电机所带负荷,以便补算电量。5.8.2 发电机电压回路断线 5.8.2.1 现象:
1.发电机电压回路失压报警。2.与断线相电压有关保护被闭锁。3.励磁调节器可能发生自动切换。4.有功、无功指示减小。
5.三相电压明显不对称,与断线相电压相关的两线电压指示值大大下降,与断相线无关的一线电压指示正常。
5.8.2.2 处理:
1.根据相关表计监视发电机的运行工况,暂停对发电机的调整操作。2.若为次级熔丝熔断,则应立即更换,同时联系检修人员检查处理。
3.若为电压互感器初级熔断器熔断,检查与更换工作应由检修人员担任,处理前应做好必要的技术、安全措施,电压互感器重新投运前必须确认绝缘合格。
第九节 发变组保护动作跳闸
5.9.1 现象:
发变组出口二只主开关跳闸,励磁开关跳闸,10KV、3KV厂用中压母线工作电源开关跳闸,其对应的备用电源开关自投,有关的保护、出口继电器有报警及掉牌等现象。5.9.2 处理:
1.确认发变组出口二只主开关跳闸,励磁开关跳闸,汽机跳闸。
2.确认10KV、3KV母线备用电源开关自投成功。如未自投,确认备用进线开关无报警时,强送备用电源一次。
3.立即查明保护动作情况,作好记录,并对发变组系统的所有设备进行详细的外部检查,查明有无外在的故障现象,并做好安全措施,测量绝缘,以判明发电机、变压器等有关设备有无损坏,将上述情况汇报有关领导。
篇6:垃圾发电运行事故处理
及其事故处理
一、概述
水电站发电机组本体或者任何附属设备的运行正常至关重要,日常巡视、运行维护和特殊巡视、力排隐患的工作尤为凸显。
二、水轮发电机组运行和维护(一)水轮机的运行和维护
1、经常注意轴承的温度和油位运行1000小时左右应更换油,并作好补油工作;
2、经常检查供排水系统是否畅通,作好清理工作以防堵塞;
3、经常注意φ70真空破坏阀补气情况,顶盖和尾水振动情况及尾水补气情况;
4、注意各密封的封水情况,异常应及时处理;
5、注意机组运行时的不正常声音出现,做到充分分析原因,及时处理,注意观察转动部件和紧固件有无松动现象;
6、机组的振动和摆度情况;
7、检查并记录机组运行时各仪表数据;
8、检查各进入门渗水情况,做到及时处理。
(二)发电机的运行维护
1、水轮发电机的额定出力是按照冷却温度、额定电压、额定功率和额定功率因素的运行条件设计的,在实际运行中各种参数会经常变化,当某些参数变化时,必须懂得如何调整其他参数,使机组发挥最大的经济效益,又能确保安全;
2、水轮发电机运行中应监视电压、电流、频率、功率因数和发电机定子绕组、转子绕组、轴承温度等;
3、水轮发电机主要巡视检查的项目有:各电气设备有无异常声音、有无异味、有无剧烈火花;电刷是否磨损到最短限度,有无剧烈火花;各套管、绝缘子有无闪络放电现象;各载流导体的连接点有无过热氧化变色现象;二次回路的仪表和继电器的指示和动作是否正常;直流和厂用电系统是否正常;
4、水轮发电机的日常维护内容有:机组的清洁;保持各油槽油量;调整各有关参数使各部分温度在允许范围内;保证各连接部分牢固,各转动部分灵活;防止各电气元件受潮,使元件完好。
三、水轮发电机组常见故障及其事故处理
由于水轮发电机组的结构比较复杂,有机械部分、电气部分以及油水气系统,在此,简单分析水轮发电机组几种常见故障:水轮机振动过大、发电机着火、发电机转子回路断线、发电机温度异常、发电机过负荷、发电机出力下降。
1、水轮机振动过大
现象:水轮机发生强烈振动并发出异常声响。
处理:在机组安装和大修后投运发生,很有可能是机械安装存在问题,应停机拆卸机组转动部分重新检测安装。运行中出现应检查机组负荷情况,避开负荷振动区。当导叶剪断销剪断报警同时出现,应关闭导叶,机组转速能够下降到35%应立即刹车停机,当不能使机组转速下降到35%时应关闭主阀后再停机,通知检修人员进行处理。
2、发电机着火
现象:发电机可能出现事故光字牌亮,事故音响报警、有关保护动作;发电机有冲击声或嗡嗡声;机组可能自动事故停机;发电机盖板热风口或密闭不严处冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧焦的气味。
处理:确系着火而未自动停机,应立即手动按下紧急停机按钮;确认发电机断路器及灭磁开关已断开,已无电压后戴上绝缘手套开启机组消防水进行灭火;发电机着火时不准破坏发电机的密封,不准用沙和泡沫灭火器;严禁打开风洞门及盖板,严禁进入风洞;到水车室检查是否有漏水情况,确定给水情况;火被完全扑灭后,停止给水,并作好检修安全措施,灭火后进入风洞必须戴上防毒面具;灭火措施必须果断、迅速、防止事故扩大或引起人员中毒、烧伤、触电等,并遵守有关消防工作手册的规定;为防止发电机轴不对称受热变形,略开导叶保持机组低转速转动。
3、发电机转子回路断线
现象:事故音响报警,发失磁保护动作信号;发电机转子电流表指针向零方向摆动,励磁电压升高;定子电流急剧降低,有功无功降至零;如磁极断线则风洞冒烟,有焦臭味,并有很响的哧哧声。
处理:立即停机,检查灭磁开关动作情况,并报告调度;如有着火现象,应立即进行灭火。
4、发电机温度异常
现象:发电机绕组或铁芯温度比正常值明显升高或超限、发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。
处理:判断是否为表计或测点故障,如是则通知维护处理,监视其他测点的温度正常;如表计或测点指示正确,温度又急剧上升,则减负荷使温度降到额定值以内,否则停机处理;检查三相电流是否平衡,不平衡电流是否超限,如超限按三相不平衡电流进行处理;检查冷却水压等,冷却水中断,应立即检查冷却水阀门,处理无效停机;各轴承油位过低或油质劣化,应停机通知检修人员更换透平油;机组的振动和摆度过大,处理无效应立即停机。
5、发电机过负荷
现象:发电机定子电流超过允许值,发电机温度升高。
处理:发电机在正常运行时不允许过负荷,事故或特殊情况需要发电机过负荷运行,当发电机定子电流超过允许值时,应首先检查发电机的功率电压,并观察定子电流超过允许值时经历的时间,然后用减少励磁电流的方法降低定子电流到额定电流值,但不得使功率因数过高和定子电压过低,若此时方法无效,则必须降低发电机的有功负荷或切断一部负荷,使定子电流降到允许值。
6、发电机出力下降
现象:发电机开度未改变,机组出力明显降低。
处理:若水库水位下降,有效水头减少,则机组效率下降,机组出力
低,水库水位过低,应减少发电运行机组,抬高水库水位再恢复运行;进水口拦污栅堵塞,造成有效水头减少,及时清理拦污栅杂物;尾水位升高也会机组出力明显降低;检查水轮导叶拐臂的转动角度是否一致,发生个别导叶角度不一致时应停机处理;检查水轮机内部有无异常声响,做全开、全关操作,排除杂物,处理无效停机检查。
篇7:垃圾发电运行事故处理
毕电线209开关A相CT爆炸
演习方案
批 准: 审 定: 审 核: 编 写:
二零一二年六月
贵州大方发电有限公司 毕电线209开关A相CT爆炸
应急演练方案
220kV毕电线是贵州大方发电有限公司提供备用电源的唯一线路,经我厂209开关带01号启备变和02号启备变运行。220kV毕电线失电后,将严重威胁大方公司四台机组正常、稳定运行,为切实做好200KV毕电线失电的事故预想,值班员在第一时间快速、准确、有序地恢复机组正常运行,公司将组织一次毕电线209开关A相CT爆炸的应急演练,有效提高运行人员的事故处理能力,熟悉事故处理整个过程,做到遇事不慌不乱、心中有数,确保设备安全。
一、演习目的及意义:
1、通过对贵州大方发电有限公司电气220kV毕电线209开关A相CT爆炸起火,我厂01号启备变引线差动保护动作,跳209开关及601A开关,6kV厂用1A段母线失电,对侧209线路距离2段动作跳对侧209开关,220kV毕电线失电。1号主变、高厂变风扇电源故障、快切闭快锁光字牌闪应急演练,提高运行人员对各种人为或自然灾害等难以预料因素造成电网全部或局部瓦解和崩溃、发生大面积故障或停电的反应能力,在发生系统瓦解从而造成大面积停电的严重事故时,使运行值班人员能够做到准确、有序、迅速地恢复机组运行,并对线路尽快恢复供电,提高我公司在发生电网故障或大面积停电时的应急、应变能力。
2、通过电气220kV毕电线209开关A相CT爆炸起火等的应急演练,分析各级运行人员在应急演练的迅速性、准确性、协调等方面的长处和不足,取长补短,共同提高。
3、通过1号机组厂用电失电事故的应急演练,强化安全意识,提高运行人员有序地、正确地处理系统事故和设备故障的能力,确保设备安全。
二、演习目标:
1、电网故障发生1号机组厂用电失电时各岗位运行人员应在值长的统一指挥下加强机、炉、电的协调, 电气220kV毕电线209开关A相CT爆炸起火,我厂01号启备变引线差动保护动作,跳209开关及601A开关,6kV厂用1A段母线失电,对侧209线路距离2段动作跳对侧209开关,220kV毕电线失电。1号主变、高厂变风扇电源故障、快切闭快锁光字牌闪应急演练,确保1号机组厂用电系统快速恢复运行,为机组重新启动打好基础。
2、参演人员有效、协调地进行演练;
3、正确判断事故类型,并采取相应措施控制和处理事故;
4、运行各岗位值班员应按正确的步骤进行应急演练;
5、应急演练情况下值长、单元长、机炉电主操、巡操应正确进行工作联系和设备操作;(可采用口述、翻看相应画面、模似操作)
三、演习主体:
发电部、生产技术部、安全监察部
四、演习组织机构:
1、组织机构
设立演习指挥组,下设演习监护组和演习协调组。演习指挥组由大方发电有限公司领导组成;演习监护组由生产技术部、发电部组成;演习协调组由安全监察部组成。参演人员由演习监护组、演习协调组和演习人员组成。
2、职责:
(1)演习指挥组:指挥并监控演习的进程,发布演习关键命令。
(2)演习监护组:负责对参加演习各岗位运行人员进行监护并按全厂停电事故演习评分标准进行打分,并对各岗位运行人员在正常演习过程中设置相应考题,考查各岗位运行人员事故应变处理能力。(3)演习协调组:
协调参演各部门的信息通报,负责向演习指挥组汇报演习进展的最新情况,详细记录演习进程,记录并汇总演习情况。
(4)现场演习人组:
在演习指挥组、监督组的指挥和监护下完成演习任务。
(5)参演人员:
演习指挥组组长:
成员: 演习监护组:
演习协调组:
演习现场指挥:当值值长
主要参演人员:发电部运行xx值、运行xx值
3、演习原则和要求:
(1)必须与正常值班系统隔离;
(2)发电部的参演人员演习前不能了解演习的详细内容;
(3)演习前现场协调小组直接向演习指挥组汇报演习准备情况;
(4)各部门参演人员按规定事件进入指定地点,待指挥组长宣布演习开始后,根据演习指挥组的指令按设定程序、步骤进行演习,如演习中出现偏差由演习指挥组对偏差进行控制,以便演习按预先设计的方案进行;
(5)参部门的事故处理操作应有实战感,必须通过口述、翻看画面、模拟现场操作的全过程,并在现场设置必要的监护人及安全措施;
(6)系统发生事故,由演习指挥组决定是否中断演习,所有参演人员听从演习指挥组及值班调度指挥。
五、演习进程控制:
1、各参演单位按预定时间xx:xx进入预定地点,并开通演习通讯设备,由演习指挥组点名后,指挥组组长发布演习正式开始指令;
2、各参演单位按预定步骤开始事故演习;
3、演习协调组负责记详细记录演习进程,记录并汇总演习情况。
4、演习监护组对演习过程进行必要的监护,并对演习过程中运行各岗位人员的处理过程按事故原因演习评分标准进行打分。
5、演习结束后由演习指挥组对演习过程中运行各岗位的演习得分进行宣布,并对演习过程中运行各岗位的演习进程进行全面评价。
七、演习内容:
1、事故设计:当电网故障或厂用电中断后运行各岗位事故处理、恢复过程。
2、事故前系统方式:
一、运行方式
1号机负荷280MW。1、2、3、4号机运行,500kV系统正常固定运行方式,6kV厂用1A段工作电源开关610A控制回路异常试验位置检修中,6kV厂用1A段由01号启备变带,6kV公用01A段已切换为01B段带,其余6kV厂用系统正常运行方式(本机带),220kV毕电线及01、02号启备变正常运行,1号机MCC1由0.4kV工作1B段带,1号机MCC2由0.4kV工作1A段带,0.4kV保安1段由0.4kV工作1A段带,柴发热备用,连锁投入,1号脱硫正常运行,1号炉火检冷却风机B运行,A备用,联锁投入,密封风机B运行,A备用。1号机凝泵A变频运行,凝泵B工频备用,连锁投入,1、2、3号循泵运行,4号循泵备用,扩大单元制,1号机定冷水泵B,抗燃油泵B运行,A备用,连锁投入。(01号启备变引线差动保护正常投入,6kV厂用1A段快切装置出口闭锁)
二、故障发生过程(第一阶段)
电气:220kV毕电线209开关A相CT爆炸起火,我厂01号启备变引线差动保护动作,跳209开关及601A开关,6kV厂用1A段母线失电,对侧209线路距离2段动作跳对侧209开关,220kV毕电线失电。1号主变、高厂变风扇电源故障、快切闭快锁光字牌闪。
锅炉:1A除尘变失电(低电压保护跳闸),0.4kV除尘1A段母线失电,输灰空压机A/B跳闸(原因控制电源失电),因1A工作变无低电压保护,0.4kV工作1A段母线失电,0.4kV保安1段失电,0.4kV保安段失电,柴发启动成功,跳4103开关,合4105开关,空预器A/B,火检冷却风机B跳闸,A未联启,连锁跳引风机、送风机,锅炉MFT动作(首出2台引风机跳闸),制粉系统,油系统联动。
汽机:1号机凝泵A跳闸(低电压保护跳闸),凝泵B工频启动,1好机汽泵A前置泵跳闸,小机A交流油泵跳闸,直流油泵联启,小机A跳闸,密封油泵跳闸,直流密封油泵联启。1号机MCC2失电,ATS动作,切换至0.4kV工作1B段。1号机定冷水泵B跳闸,抗燃油泵B跳闸,备用泵启动。1号循泵跳闸,4号循泵联启。因电泵辅助油泵短时失电,第一时间,电泵未能启动。
其他:220kV毕电线209开关A相CT爆炸起火,爆炸导致刚好到现场巡检电气值班员受伤。
事故处理考察要点:
现象描述:
电气:事故音响报警,500kV网络监控系统(NCS)电脑画面上大量报文报出,220kV画面209开关跳闸闪动,01/02号启备变闪动,报文有启备变引线差动动作,209开关跳闸,保护光字牌有引线差动动作红闪,209线路电压到0,启备变电流,有功到0。1号机DCS画面,报文有601A跳闸,柴发启动闪过。601A开关跳闸闪动,6kV厂用1A段母线压,电压到0,1A除尘变6kV开关跳闸闪动,1号机MCC2,1号炉MCC2 ATS动作切换,对应开关闪动,电气报警灯闪,广字牌有6kV厂用1A段母线PT断线,PT故障红闪,601A,610A跳闸红闪。1号柴发启动,4101、4102、4103、4104开关跳位闪,4105合位闪,柴发启动指示亮。
锅炉:空预器A/B主电机跳闸,齿轮油泵跳闸,辅电机未联启,火检冷却风机B跳闸,引风机轴冷风机跳闸,引风机A/B跳闸,送风机A/B跳闸,1号炉锅炉MFT动作,首出两台引风机跳闸,4台磨机跳闸,一次风机A/B跳闸,空预器,风机等进出口风门挡板联关,制粉系统,油系统联动设备动作,火焰监视工业电视4画面全黑,气温气压下降,氧量上升,烟温下降,水位下降。光子牌由引风机、一次风机重故障红牌闪等(请锅炉专工细化)
汽机:1号机汽泵A前置泵跳闸,小机A交流油泵跳闸,直流油泵联启,小机A跳闸,小机B转速上升,定冷水泵A跳闸,B泵联启,抗燃油泵A跳闸,B泵联启。1号机凝泵A跳闸,B泵联启,1号循泵跳闸,4号循泵联启。密封油泵跳闸,直流密封油泵联启。
其他:考察对电气设备着火及人生伤害事故的应急反应能力。
处理过程:
电气:检查事故情况,立即汇报值长,209开关跳闸,6kV厂用1A段母线失电,并告知机炉专业,提醒检查辅机跳闸情况。电话通知二控电气值班员立即到1号集控配合处理事故。
锅炉:检查事故情况,立即汇报值长,锅炉熄火。
汽机:检查事故情况,立即汇报小机B跳闸,1号循泵跳闸。
电除尘:汇报值长输灰空压机压机跳闸及电场跳闸情况。
值长:下令锅炉检查MFT设备联动情况,汽机快减负荷,电气查明事故原因,各专业电话联系各自相关专业维护班组到场协助处理事故。汇报中调,1号炉熄火,6kV厂用1A段母线失电,汇报低调,209开关跳闸。炉所有电场运行。通知二控单元长情况,并令其协助通知电气二通知脱硫1号炉熄火,将烟气旁路挡板打开,1号脱硫停运,逐步停运1号脱硫6kV辅机,降低负荷。通知电除尘1号炉熄火,退出1号次班,热控班,一次班,炉检班派人到场协助处理事故,并通知运行发电部领导及生技部。值长电话通知生产副总,总工,安监部。
锅炉:检查MFT设备联动情况,MFT首出,大声汇报,检查辅机跳闸情况,复位跳闸设备,发现空预器跳闸,立即抢合,起不出大声汇报,紧急提升,派人就地盘空预器(2号炉人员协助处理),带上操作工具,对讲机。2号炉人员电话通知热控及炉检班派人协助处理事故。注意水位监视,启电泵,启不出大声汇报,切换给水至旁路上水。
汽机:检查快速减负荷,注意监视汽温汽压下降情况,及时调整阀位,负荷降到40MW后转功控,继续降负荷,检查各跳闸辅机,备用辅机启动情况,复位各跳闸辅机,电泵起不出,检查小机B运行情况,汽压及出力不行可切换小机汽源至高辅供汽,维持小机B运行。注意负荷情况,减负荷不可导致逆功率运行。
电气:检查厂用系统失电情况,检查6kV公用01A段/01B段供电情况,检查保安段及柴发情况,检查柴发已启动,保安段带电,立即通知锅炉,汽机,可启动空预器,电泵辅助油泵等设备,检查6kV开关立即拉开1A工作变6kV开关,使低压开关联跳,联络开关合闸,恢复0.4kV工作1A段供电,大声汇报。确认6kV厂用1A段失电,通知汽机锅炉检查确认拉开6kV厂用1A段上辅机开关。确认209开关为引线差动动作,派人就地检查故障点(出去检查人员带上钥匙,通讯工具)。通知电气二次班、一次班派人到场协助处理事故。并派人到6kV厂用1A段,通知就地检修610A开关维护人员,停止工作,恢复相关回路,恢复开关工作位置,并向值长汇报,建议用此方法可合上开关恢复供电。复归各闪动开关,事故音响,保护动作报文。
汽机接到保安段有电后,启动电泵辅助油泵,启出电泵,交锅炉调整水位。汇报值长。
值长令,电泵正常,小机B打闸。汽机执行。
锅炉接到保安段有电后,通知盘空预器人员撤离,启齿轮油泵,启空预器。
由于来不及检查变频状态,为快速恢复做准备,汇报值长后,工频启出引风机B,送风机B,进行吹扫炉膛,为恢复点火做准备。
巡操到209开关检查发现209开关A相CT爆炸起火,并有人受伤晕倒,采取就地救援,立即汇报值长,主操。
主操检查到209线路失压汇报值长。
值长:立即电话通知医务室及安监部,汇报人员受伤,需救护车援助,电话通知消防队,报火警,下令电气将209开关隔离。汇报地调。派一人携带医用箱,到现场进行伤员救助。向地调申请209开关转检修,209线路转检修,地调同意先将209开关转检修。增派班组消防员到现场准备号灭火工具,准备灭火。提醒注意火势及安全。
电气主操立即派一人带上操作工具,钥匙(包括汇报值长使用五防紧急解锁钥匙),到就地与检查人员会合,查209开关分闸,拉开2093,2091刀闸。(操作过程全程通讯联系,严格执行操作复诵制度,监护制度),提醒根据火情确认CT有无倒塌危险,保持好操作位置的安全距离。
就地操作人员拉开2093、2091刀闸后,班组消防员就近用灭火器灭火,电气操作人员协助,汇报值长。
值长令,电气操作人合上20919,20939地刀,地调下令合2099地刀后,令电气合上2099地刀,操作完毕后电气人员撤回,继续处理事故,派一人带上红白布带到升压站布置,为消防车、救护车标明道路,消防车、救护车到后指挥消防车进场。安排救护车将伤员送医院。
集控主操建议值长,在电泵已启出前提下,先将保安段切换回0.4kV工作1A段带,(冷倒,拍柴发事故按钮,短时停电)。
6kV厂用1段人员回复值长,维护正在恢复610A开关合闸条件,还需一段时间,待通知。
锅炉吹扫结束,汇报值长,待厂用电恢复点火
值长同意保安段倒回方案,准备下令执行。
汽机已将负荷降到3MW,汽温汽压下降到一定值(请汽机专工确定),1阶段演习到此结束。
三、事故发展过程(第二阶段)1号凝机泵B跳闸,此时6kV厂用1A段未恢复,失去两台凝泵。
凝汽器水位上升,真空快速下降。跳机后,大机交流油泵未启出,直流油泵联启。
事故考察要点:
现象:
汽机: 1号机凝泵B突然跳闸,此时6kV厂用1A段未恢复,失去两台凝泵。
凝汽器水位上升,真空快速下降,真空低一值、二值报警,达汽机低真空保护动作值后,汽机跳闸,发电机解列。汽机保护动作首出,真空低。大机交流油泵动启后跳闸,直流油泵联启。2号循泵跳闸,电泵跳闸,定子冷却水泵B,抗燃油泵B,真空泵,等辅机跳闸。汽轮机转速下降。
电气:集控室灯熄,事故照明后亮,500kV网络监控系统画面大量报文发出,5021、5022开关跳闸闪,其他部分开关红位闪,1号机DCS画面1号机灭磁开关跳闸闪,发电机解列,1号发变组有功、无功负荷到零,定子电流、电压到零,励磁电流,电压倒零。610B开关,6T10A开关跳闸闪,6kV厂用1B段失电,即1号机厂用电失电,仅柴发带保安段运行,1B除尘变6kV开关跳闸,0.4kV照明1段,0.4kV公用1段失电,大量报文一闪而过。机炉MCC停电,网控MCC、1号循泵房MCC,煤仓间MCC,主厂房化水MCC等自动切换到0.4kV工作2B段供电。光制牌有PT断线红闪,主变风扇全停,厂用系统各电源开关跳闸红牌闪。动力直流电压下降。
锅炉:一次风机B,密封跳B跳闸,引风机、一次风机变频重故障报警。
电除尘:值班室灯,值班电脑失电,失去监视,输灰空压机C/D跳闸,不能输灰。
处理过程:
汽机:1号机凝泵B跳闸,立即汇报值长,注意真空下降机凝汽器水位,由于无备用凝泵可启动,汇报值长,抢合凝泵B一次,抢合失败,低真空跳机汇报值长。
机、炉、电专业及电除尘将跳机事故情况汇报值长。
值长令,机炉保温保压停机,停炉,电气派人立即检查交流油泵。汇报中调,1号机跳闸,厂用电失电。协调指挥消防车灭火。通知一次班准备吊车等工具,准备待灭火后拆除故障CT, 将CT引接线短接,以便恢复1号机厂用电。通知化学,燃运,脱硫,电除尘事故情况,检查各专业辅机跳闸情况及备用辅机投入情况,自行恢复调整辅机运行方式。
电气:确认机组跳闸由汽机保护跳机引起,检查保安段柴发供电正常,检查各开关跳闸情况,复归信号,检查发现1号公用变失压,立即拉开1号公用变6kV开关,检查低压开关联跳,联络开关合上,0.4kV公用1段恢复供电,汇报值长。检查1号照明变失压,检查事故照明MCC切换正常,事故照明灯亮,拉开1号照明变6kV开关,检查低压侧开关联跳,合上联络开关恢复照明1段供电。派人检查直流系统,UPS运行正常。将1号机厂用系统所有失压母线上所有未跳闸开关拉开(通知记录拉开未跳辅机开关),复归跳闸开关位置信号,为恢复供电做好准备。就地检查大机交流油泵控制盘内开关跳闸,立即合上,通知汽机试启。测量1好机凝泵B绝缘,查为电机烧。
锅炉:将锅炉引风机B等开关拉开,各辅机安全停运,同时将连排、疏水、减温水等迅速关闭,进行保压停炉,并将燃油系统隔离。应重点关注汽包水位的下降情况和下降时间,便于对锅炉重新上水时进行分析判断。
汽机:检查机组跳闸后设备联动情况,2号机值班人员应检查3、4号循泵及蝶阀是否运行正常,循环水压力、凝汽器真空如有下降趋势,应立即调整关闭或关小循环水联络门,保证2号机组正常运行;并立即派人将1号机除氧器向空排气及给泵进水门关闭,进行除氧器的保温保压。将所有至凝汽器的疏水关闭,防止凝汽器超温超压。得电气通知后启大机交流润滑油泵,检查主机交流润滑油泵的启动情况,并保证其油压、油温正常。并注意机组转速下降情况,在转速1200r/min时,启动顶轴油泵,转速到零时及时投入连续盘车。检查润滑油压氢压是否正常,以防止轴承断油烧瓦和发电机跑氢。转速到零后,投入盘车。
机组安全停运后,机炉详细检查系统,等待厂用电恢复启动。电除尘失去监视,影响2、3、4号炉输灰,值长令电气查明原因。
电气:主操汇报因0.4kV除尘1、2段母线失电,造成电除尘热控电源失电,电脑电源失电,输灰空压机控制电源失电,必须先恢复除尘段电源。
值长:通知二次班人员与电气配合,调整6G10B闭锁逻辑,采用合上6G10B开关方式,对6kV厂用1A段母线供电。
电气,执行值长命令,在操作前检查确认腾空相关母线负荷,设置可靠解环点,合上6G10B开关,对6kV厂用1A段充电,合上1号除尘变6kV开关,逐步恢复除尘段临时供电。
灭火完成,一次班拆除故障CT,清扫好附近受污染瓷瓶,短接线接好,汇报值长。值长向地调申请恢复209 开关热备用及209线路。
电气操作完后汇报值长,(注意拉开三把地刀,合上2121中性点刀闸,退出引线差动保护,待209 线路充电后,逐步恢复厂用系统。
厂用电恢复后,汇报中调,申请点火,恢复机组运行直至并网正常。
2012年5月8日
篇8:垃圾发电运行事故处理
1 我国城市垃圾处理的现状
据有关资料介绍,1990年前,中国城市垃圾处理率不足2%。进入上世纪90年代,中国城市垃圾处理才有了不断提高。1999年,中国设市城市为668座,仅有垃圾处理厂(场)696个,其中包括不到200个的无害化处理厂,垃圾处理率63.4%,无害化处理率仅为20.3%。到目前为止,中国城市生活垃圾无害化处理场也仅仅有700多个,全国城市生活垃圾无害化处理率已上升到52%[1]。
我国城市垃圾为混合收集,即把所有的废弃物统统堆放在一起,这就决定了我国垃圾处理的难度与复杂性。目前,垃圾处理大体上分为3种类型:卫生填埋法,堆肥处理法,焚烧处理法。现前在建和已经列入计划的城市垃圾焚烧厂规模总量约为10 000 t/d[1]。
这3类处理方法,都存在不同程度的问题。填埋法成本虽低,但存在填埋场场地需防渗和填埋气体收集利用、渗沥水收集和处理、填埋作业分层压实以及填埋场日常覆盖和终场恢复等方面的问题;堆肥法的问题是在堆肥过程中产生气味及污水等,对周围环境影响较大;目前,焚烧法方兴未艾,但引进国外技术设备投资大,而利用国内的技术设备已经建设的城市垃圾焚烧厂,大多处于较低的水平,难以正常运转和满足污染控制标准。实践证明,完全搬照外国的经验,处理我国的垃圾,不符合我国的国情的。
2 垃圾分选和造粒
笔者认为我国垃圾处理的最大难点是混合垃圾的分选。这个问题解决不好,对混合垃圾的处理就难以达到理想的效果。垃圾虽然是废弃物,其实也是人们一次使用后遗弃的资源,如果把这些东西进行分类,就可以还原为有用的物质。
实践证明,垃圾中的可燃物有塑料、橡胶、织物、纸质、木质等等,其中以塑料为主。这些东西如果分选出来都能成为燃料资源。据有关部门统计,目前我国生活垃圾中仅塑料废品的比例已达7%~12%,再加上其他可燃物成分,垃圾中可燃物比例可占到20%左右。随着现代生活中的不断发展,城市生活垃圾中可燃物的比例越来越大。以太原市为例,日产生活垃圾2 800 t,现有垃圾电厂日处理能力为1 000 t,以已有的成熟技术,将垃圾中的可然物制成颗粒燃料,就可日增200 t新型造粒燃料,仅1个垃圾处理厂1 a就相当于新增1座年产70 000 t的煤矿。
由此可见,垃圾处理的要害是分选,垃圾利用的关键是造粒。在生活垃圾综合处理系统的过程中,我们抓住垃圾分选与垃圾造粒,作为两大课题重点攻关。在垃圾分选系统,采用了多项复杂的工艺技术,成功地实现了混合垃圾可燃物的分离。在垃圾造粒系统,主攻分选可燃物填加材料的技术配方,使其热值、热效达到标准煤的理想效果,同时采用一系列的无害化处理手段,攻破了有效抑制和杀灭了二恶英等剧毒物质的难关,并正在研发新型的造粒加工技术工艺和设备。为混合垃圾处理提供第四条途径。
3 垃圾发电遇到的问题及解决方案
笔者以所经营多年的太原垃圾电厂为例,总结垃圾发电存在的问题。该厂日处理垃圾为1 000 t,采用的是日本流化床焚烧炉技术,为3台36 t锅炉,带2套12 000 k W发电机组,由于垃圾焚烧的热值热效远远达不到设计要求,形成了小马拉大车现象,只能勉强带1套机组工作。不得不靠原煤来发电,致使该厂每天耗原煤180 t~200 t,成本550元,造成高耗能低产出。近2 a来亏损20 000 000元/a。出现这个问题的根本原因是当初垃圾发电的设计,没有考虑中国的混合垃圾需要分选这个问题,是将原始垃圾直接进炉焚烧。
显而易见,我国的混合垃圾不宜直接焚烧发电,必须经过分选,而要上分选系统又是个复杂浩大的工程,太原垃圾发电厂计划新增分选项目,但经过论证仅此一项就需投资800多万元。即使分选了,原始的垃圾可燃物不经过加工处理,也难以保证发电的热值热效和供给量。
垃圾分选造粒可为目前我国的垃圾发电提供最理想的解决方案。如前所述,1 t垃圾造粒燃料经过加工成固体燃料后完全可以达到1 t标准煤的热值和热效,从而彻底替代了原煤。太原垃圾电厂日处理1 000 t垃圾,采用垃圾造粒技术,以很低的投入就可日产200 t垃圾造粒燃料,1 a就可以为该厂消化掉2 800万元的煤耗成本,同时保证使2台机组达产达效增加发电量。
4 垃圾造粒发电的运营模式
使用我国的混合垃圾不宜直接焚烧发电。将垃圾中的可燃物转化为固体燃料,进行造粒发电,需要一套与之相适应的造粒发电的运营模式。
造粒发电的实施,必须遵循市场规律,按照链条效应,双向联动,厂场结合,一体化运作进行。
链条效应。按照科学发展观的思想和循环经济的要求,将垃圾废弃物减量化、再利用和再循环,效益最大化的是将垃圾的热能转化为电能[2]。这是一条按物质代谢或共生关系延伸的产业链。将造粒发电作为循环经济和可持续发展的1个链条,控制和销毁只是被动防守,主动将垃圾和能源连接起来,就可以成为1条不断转化的延长链。按照我国排放垃圾1.5×108 t/a算,如果有1/3转化为造粒燃料,就相当节约108 t的原煤。如果1/4用于发电,发电量可达60×108 k W/a,相当于安装了1 200 MW火电机组的发电量。这个变废为能的链条效应,是1个“链条式”运营理念。
双向联动。造粒发电的产业形态,一头连接环保,一头连接能源。造粒是基础,发电为龙头,双向联动落地于两大商机之间。国家在环保,特别是城市垃圾治理的政策推动上,正呈现出越来越强劲的势头,推出了一系列政策和规定。各地政府城市垃圾收费的刚性措施也大都出台,特别是垃圾处理属于公益产业,在经营方式上政府授予特许经营权。造粒发电是垃圾发电的创新,属于国家再生能源综合利用的重点扶持范畴,再加上连续2 a国家40 000×108元的基础建设投资,可以说造粒发电项目正逢时,运行起来顺水顺风。
厂场结合。这是要改变目前垃圾发电厂与垃圾处理场互不关联,单打独斗的经营局面。发电厂与垃圾处理场,应该有机结合。具体来说,造粒是垃圾的前处理链,包括垃圾的分选、无害化处理、造粒加工等等,重在垃圾处理与利用。发电是后延长链,包括电厂的建设、生产、运行、上网等等,重在能源效益。厂场结合的原则是,根据不同的城市垃圾量,来确定发电的规模,因地制宜。垃圾产量很大的大城市当然可以单独上垃圾发电厂,但不是所有的垃圾处理场都可以上发电厂,因为垃圾燃料的产出量决定发电的可行与否,而垃圾造粒却是所有城市的垃圾处理场都可以采用的。这就要分级运行,区域化设置。比如,日产300 t~500 t垃圾的中小城市,都可以上垃圾造粒项目,但却不能单独上发电项目,因为燃料有限。这就可以在若干个周边同样规模的城市进行区域规划,统一整合,由若干个垃圾处理场提供发电厂造粒燃料。而后,再根据区域造粒燃料的总量,设计发电的规模,建设发电厂,形成1座电厂带一片垃圾处理的清洁型产业。以场供厂,以厂带场。“厂场统分结合”的运营体制,既可以分级独立经营,又有利于区域化发电规模效应的发挥。
一体化运作。垃圾造粒与垃圾发电产业依存度很高,你中有我,我中有你,前者为后者提供源源不断的燃料,后者又带动前者提升发展。因此,这两者不能各自为阵。在立项与实施中应该一体化运作,统筹规划,才能发挥链条效应。垃圾处理场主营收入是政府的垃圾处理费补偿,实现以环保养环保,而垃圾造粒虽然是垃圾处理的副产品,但附加值高,作为替代燃料提供给电厂,这是个新的可持续发展的增长点。垃圾电厂由于是利用再生资源发电,上网电价比一般电厂的高,而且用造粒燃料比原煤发电成本大大降低,经济效益显著。垃圾处理场的垃圾资源每年以10%的幅度递增,垃圾发电厂的服务年限一般在25 a左右,两者是一条不可分割的、稳定的经济增长链。更值得关注的是,垃圾造粒发电项目完全可以进行CDM机制运作,取得可观的经济收益。CDM是《京都议定书》中规定的“清洁发展机制,亚洲是CDM机制下主要碳交易供应地。截止到2006年来自亚洲的减排额占据了整个交易的84%。在国家发改委批准的CDM项目中,就有垃圾发电、再生资源利用循环发电等多个项目(联合国.京都议定书,1997-12.国家发改委.再生能源中长期发展规划,2007-06-07),这将为垃圾造粒发电清洁型产业带来极高的减排交易价值。
摘要:叙述了我国垃圾处理的现状及存在的问题,结合多年的研究与实践,提出“造粒发电”的新设想和垃圾造粒发电的运行模式。
关键词:垃圾,造粒,发电,运营
参考文献
[1]张进锋,聂永丰.垃圾处理领域的技术发展及启示[J].环境科学研究,2006,19(1):57-63.
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