为提高动力车间员工的应急反应能力和救援水平，保障锅炉、汽轮发电机组安全运行，有效应对突发事故、事件，将突发事故、事件的人员安全、设备和财产的损失降至最小程度，最大限度的保护员工生命安全及生态环境安全，保证企业正常生产和持续有效较快协调发展，特制定本预案。

二、使用范围

本预案适用于动力车间生产设备出现故障时的控制与操作（含沼气发电电站）。

三、危险性分析

动力车间主要设备如下：

1．因下游生产车间出现故障造成电网或蒸汽管网波动大，危及电网安全运行。

2．130T/h、75 T/h锅炉故障（如锅炉爆管、高压变频器重故障、风机损坏等），造成设备严重损坏，危及电网安全运行，锅炉严重缺水、全公司晃电等恶性事故。

3．18MW、15MW机组故障（如严重漏油、振动加剧，蒸汽管道泄漏，发电机绝缘损坏等）造成全公司限电、晃电等恶性事故。

4．双减器故障，造成供汽压力波动，影响机组安全运行。

5．超低排放停电应急处理。

6．10kv系统母线单相接地，超过2小时未处理正常。

7．动力车间10kv系统东西联络线跳闸。

8．DCS系统异常或死机的应急处置。

9．沼气发电电站故障的应急处理。

10．全公司晃电的处理。

四、组织机构及职责

1、机炉运行应急救援指挥组

组  长： 动力车间主任

副组长： 值班长、副主任

成 员： 动力车间各工段长、工程技术人员、各岗位操作人员、电工、仪表、保修。

2、组织机构职责

发生机炉重大事故时，积极筹备力量进行抢救、维护，防止重大事故的蔓延扩大，并及时向安全生产部汇报事故进展情况；组织事故调查；总结事故经验教训；制订预防事故发生的措施。组建本单位应急救援队伍，定期组织演练；检查落实好事故的预防措施和应急救援的各项准备工作。

3、应急救援指挥组职责分工

（1）组长：发生事故时，负责现场安排抢险（修）工作，及时向安全生产部汇报事故情况；落实日常检查监督设备的管理工作；负责制定并督导落实预防事故发生的具体措施。

（2）副组长：在集团生产调度的领导下，按照规程指挥、安排人员完成机组的应急操作，协助组长负责应急救援的具体现场指挥工作。

（3）小组成员：负责现场抢险工作，及时向组长、副组长汇报抢险工作的进展情况。

4、应急通讯

领导小组组长电话号码：副组长电话号码： 

日常管理办公室电话：8069   调度电话：8003

火警：119  医院急诊：120

五、主要设备的事故预防措施

1、加强日常巡回检查，做好巡检记录，确保主要设备处于良好的运行状态，发现设备异常状况时，及时切换到备用设备，防止出现突发性事故。

2、保证检修质量，确保设备在安全周期内稳定运行，备用设备定期切换使用。

3、严格执行工艺操作规程，严禁超工艺运行。

4、对黑启动设备柴油发电机定期维护、试验，保证随时处于正常备用状态。

5、沼气发电机组稳定运行，有报警时及时联系正常开停机，严禁突发跳闸。

六、应急响应

1、因动力车间机炉设备和沼气发电电站出现异常状况，造成电网电压、频率、供汽压力大幅波动甚至造成发电机组跳闸、锅炉严重缺水、全公司晃电等恶性事故时，立即启动应急救援预案。

2、发生机炉设备及沼气发电事故后，现场操作人员或最先发现者应立即向当班班长或直接向公司生产调度中心拨打报警电话，并立即报告本车间负责人，车间负责人立即向安全生产部报告，同时组织现场抢救。

七、处理原则

在保证人身安全、设备安全的前提下，正确判断事故原因并采取积极有效的措施，迅速控制事故的发展，最大限度缩小事故范围、减少事故损失，以最快的速度恢复正常生产。

事故处理期间，所有岗位保持通讯畅通，严禁做与生产无关的事情，坚守岗位，服从岗位主操和值班长安排。

因机炉设备出现故障的原因和形式多种多样，本应急预案未涉及的部分，操作人员可根据工作经验进行及时有效的处理，不限于按以下规定处理。

八、预案管理

1、 因生产车间出现故障造成电网或汽网波动大，危及电网安全运行（如合成氨车间压缩机故障跳闸或直配线故障跳闸、沼气发电机组跳闸等甩电负荷事故、如乙酯车间突然停止用汽事故）。处理步骤如下：

1.1 锅炉岗位

1.1.1首先观察锅炉运行的风机和其它设备是否受到影响。操作人员需正确判断风机是否晃停，观察风机状态指示灯及一二次风压、风量及炉膛负压。

1.1.2设备跳闸的，有备用设备的，首先启动备用设备，没有备用设备的，在没有发现明显故障点时可再试启动一次，若再次跳闸，严禁第三次启动。同时尽力维持设备运行、防止事故扩大，并及时查明原因，采取正确处理措施，加强DCS画面监视。

1.1.3特别是锅炉的一次风机和引风机，当引风机跳闸而一次风机未跳闸时，第一时间减小一次风量或者直接停止，尽快开启引风机，防止锅炉正压。

1.1.4如果锅炉正压，第一时间关闭给煤机出口插板阀，防止烧坏皮带。要求平时将给煤机超温联锁投入使用。

1.1.5  由主操通知电气副值人员检查各台运行的变频器是否存在报警，并及时复位、消除故障。如果重故障停机，参照第二项预案2.3.8内容执行。

1.1.6  如果130吨锅炉蒸汽母管压力超过9.3MPa，立即开放空，开放空的同时调整锅炉燃烧，降低锅炉负荷。

1.1.7  如果75吨锅炉蒸汽母管压力超过3.6MPa，立即开放空，开放空的同时调整锅炉燃烧，降低锅炉负荷。

1.1.8  调整过程中防止主要工艺指标超工艺，锅炉保持高水位运行，待故障消除后恢复正常操作。

1.2 汽机岗位

1.2.1 18MW机组和6MW机组并列运行。出现电负荷突然减少时,汽轮机转速将升高，此时各并网运行汽轮发电机组根据自身负荷情况迅速调整同步器，降低汽轮机转速，维持发电机频率正常；注意调整5公斤蒸汽压力，防止安全阀动作，若低于0.38MPa时，调节抽凝机调压器，增加抽汽量，或调整双减器；调整10公斤蒸汽压力，防止安全阀动作；35公斤中压蒸汽母管压力降低时，增加18MW机组抽汽量，或者增加1#双减器排汽量，同时联系锅炉东、西系统调整发汽量；若抽凝机凝汽量已减至最低、抽汽量已达最大，3#或4#双减器已开大，5公斤、10公斤蒸汽压力仍低于工艺低限时，应减少外供蒸汽量，必要时降低外供蒸汽压力，但须保证5公斤蒸汽压力≮0.30Mpa、10公斤蒸汽压力≮0.69Mpa。

1.2.2  15MW机组和6MW机组并列运行。出现电负荷突然减少时,汽轮机转速将升高，此时各并网运行汽轮发电机组根据自身负荷情况迅速调整同步器，降低汽轮机转速，维持发电机频率正常；注意调整5公斤蒸汽压力，防止安全阀动作，若低于0.38MPa时，调节抽凝机调压器，增加抽凝机抽汽量，或调整开大3#双减器或2#双减器；注意调整10公斤蒸汽压力，防止安全阀动作，若低于0.90MPa时，开4#双减器维持背压正常，必要时增加2#机电负荷；35公斤中压蒸汽母管压力升高或降低时，减少或增加1#双减器排汽量，或者联系西锅炉系统减少或增加发汽量；若抽凝机凝汽量已减至最低、抽汽量已达最大，3#或4#双减器已开大，5公斤、10公斤蒸汽压力仍低于工艺低限时，应减少外供蒸汽量，必要时降低外供蒸汽压力，但须保证5公斤蒸汽压力≮0.30Mpa、10公斤蒸汽压力≮0.69Mpa。

1.2.3  18MW机组和6MW机组并列运行时，出现汽负荷突然减少 (例如乙酯车间突然事故停车。首先抽凝机组及时调整转速,减少抽汽量，增加凝汽量，降低背压蒸汽压力，维持发电机频率正常；3#、4#双减器运行时，迅速调整或关小3#、4#双减器至备用状态；35公斤中压蒸汽母管压力高时，减少18MW机组抽汽量，或者减少1#双减器排汽量，或者联系西锅炉减少发汽量；若抽凝机抽汽量已减至最少，5公斤背压和10公斤背压仍超工艺高时，合成氨减量，减少18MW机组电负荷，必要时18MW机组或其它背压机组放空发电。

1.2.4  15MW机组和6MW机组并列运行，出现汽负荷突然减少(例如乙酯车间突然事故停车)。首先抽凝机组及时调整转速,减少抽汽量，增加凝汽量，降低背压蒸汽压力，维持发电机频率正常；3#、4#双减器运行时，迅速调整或关小3#、4#双减器至备用状态；35公斤中压蒸汽母管压力高时，减少1#双减器排汽量，或者联系西锅炉减少发汽量；若抽凝机抽汽量已减至最少，5公斤背压和10公斤背压仍超工艺时，合成氨减量，减少15MW机组电负荷，必要时15MW机组或其它背压机组放空发电。

1.2.5  若18MW机组、15MW机组和6MW抽凝机组并列运行时，出现电、汽负荷突然减少时,处理措施参照以上措施执行。

1.2.6  联系沼气发电岗位，故障期间保证安全运行，根据电汽负荷平衡情况及时调整。

1.3 电气岗位

1.3.1  东、西电气加强监视，注意发电机电压、电流以及功率因数波动情况，及时使用手动运行模式调整发电机组的功率因数。

1.3.2  联系汽机调整负荷，合理分配小机组和大机组负荷，尽快使汽电达到平衡。

1.3.3  发电机现有保护定值二次侧为126v，一次侧为12.6kv。当汽轮机转速升高时，如果发电机电压升高，当发电机电压达到12kv后，东电气主值迅速将励磁柜运行模式打到“手动”，立即在励磁柜减磁，尽快将发电机电压降到正常值，故障消除后经过汇报工段长再决定是否打到“自动”模式。若发电机电压持续上升，超过12.6kv发电机未跳闸，为了避免过电压烧坏发电机及用电设备，联系值班长尽快降低此台机组电负荷，立即切换励磁控制器，换为另外一个通道调节。如果仍然不降电压，尽快将此台发电机降低到500kw以下，断开发电机控制开关及灭磁开关，同时值班长配合拉直配线降低电负荷，稳定电网频率，具体操作见下一个预案中2.5电气岗位保持电网周波稳定拉各直配线步骤。以下预案中如果包含此类可能性，均按此类模式操作。

1.4  其他岗位

 1.4.1  在任何事故处理期间，输煤岗位严禁输煤，确实需要输煤的，须经值班长同意后方可启动输煤系统电机。以下预案不再赘述。

1.4.2  化水岗位按照全公司晃电时的处理步骤进行检查处理，以下各应急处理步骤相同，不再赘述。

1.4.3  超低岗位按照超低晃电的处理步骤进行检查处理，以下各应急处理步骤相同，不再赘述。

2  130T/h、 75T/h锅炉故障。

2.1  遇有下列情况之一，锅炉机组应紧急停炉：

2.1.1  锅炉严重缺水时；

2.1.2  锅炉严重满水时；

2.1.3  炉管爆破，不能保持汽包正常水位时；

2.1.4  所有汽包水位计损坏时；

2.1.5  锅炉超压，安全阀拒动，对空排汽阀打不开时；

21.6 炉墙裂缝，有倒塌危险或钢架横梁烧红时；

2.1.7  燃烧室严重结焦，不能维持正常燃烧时；

2.1.8 锅炉汽压管道爆破威胁设备及人身安全时。

2.2  发现下列情况，应停止锅炉运行，停炉时间由车间主任决定：

2.2.1  水冷壁管，过热器管，省煤器管或减温器泄漏时；

2.2.2  燃烧室内或部分炉顶浇注材料脱落时；

2.2.3  130吨锅炉汽温超过570℃，或者75吨锅炉汽温超过470℃，经调整仍未恢复正常时；

2.2.4  锅炉给水，炉水或蒸汽品质严重低于标准经处理仍未恢复正常时；

2.2.5  给煤设备，出渣系统、引风机、送风机故障不能维持正常燃烧时；

2.2.6  流化床内或返料器内严重结焦或堵灰，无法处理，难以维持正常运行时；

2.2.7  水压部件张口，焊缝裂纹或管道阀门向外泄漏时。

需紧急停炉时，各岗位处理方式如下：

2.3  锅炉岗位

   锅炉紧急停炉处理步骤：

2.3.1  立即停止给煤，关闭808废水管，依次停止二次风机、一次风机、返料风机、引风机运行，并根据实际情况停止冷渣器的运行并放循环灰。

2.3.2  停炉的同时通知汽机、电气以及调度、值班长，锅炉紧急停炉。2.3.3  通知超低人员对除尘、脱硝、脱硫、输灰系统按停车步骤操作。2.3.4  若受热面爆管，则引风机不停，减小引风机变频或风门开度，保持炉膛负压。

2.3.5  若风室、炉膛积水，可打开风室放灰阀排水，同时对省煤器再循环阀、各疏水阀进行操作。

2.3.6  根据事故情况维持汽包水位，若严重缺水，严禁向锅炉进水。

2.3.7  若水冷壁管、过热器管损坏，可根据情况将床料放掉。

2.3.8  当变频器DSP或PLC出现故障时会造成重故障停机并且不能正常分合闸，这时需要应急切换至工频运行，130吨锅炉风机变频器切换操作步骤如下：

2.3.8.1  直接将旁路柜就地/远程/应急开关打至应急位。

2.3.8.2  依次手动分KM42、KM41。

2.3.8.3  检查KM43在分断位置；高压断路器在分断状态，若未分开，手动分开。

2.3.8.4  先合上KM43。

2.3.8.5  再合上电机高压断路器。变频电机进入工频运行状态，工频运行指示灯亮。

2.3.8.6  一般情况下，运行前将变频器控制界面功能菜单内”旁路允许”栏设置为允许，则在运行中如变频器出现重故障时，变频器控制器给出命令，封锁变频器输出并先后自动分断KM42、KM41，后自动合上KM43，实现运行中变频器的故障旁路，使风机电机运行于工频状态。130吨锅炉只有一次风机具备此种自动转工频功能，引风机不具备。

2.3.8.7  一次风机直接用工频启动，风机正转的情况下是可以启动的。

2.3.8.8  若使用变频启动，必需在风机停止不再转动的情况下进行启动。启动时必需有人到现场确认风机状态，若风机正在转，必须用木棒别停后再进行启动，特别是引风机倒转较快时不能变频启动。风机正常后按正常调节步骤进行调节。

2.3.8.9  运行方式转换时，及时调整风机百叶窗，如果百叶窗卡涩，及时到现场调整。

2.3.8.10  在工频运行状态时如果风机跳闸，首先确认KM43在分闸位置，进行复位，关闭风机百叶窗后，先合上KM43，再合上高压断路器，启动风机，按照扬火步骤操作。

2.3.9  75吨锅炉风机变频故障，需要工频直启的操作，先手动分开KM41或者KM42，变频器高压断路器在分断状态，再按以下两种方法操作。

2.3.9.1  方法一 在DCS上临时启动

    在75T炉超低排放操作室或75吨锅炉操作室超低DCS微机操作界面上，直接点击QF1或QF2“合闸”，成功合闸后指示灯亮红色。

2.3.9.2  方法二 在高压柜上启动

    在西电气高压室直接在高压柜上点击合闸按钮，成功合闸后，合闸指示灯亮红色。

2.3.9.3  工频启动注意调节风机百叶窗，防止带负荷启动跳闸。

2.3.9.4  因引风机电机功率大，除非在变频器不能启动的情况下，一般不建议工频启动。

2.4  汽机岗位

2.4.1  在事故处理过程中，当锅炉蒸汽压力、温度变化较大时，密切监视汽轮机主汽温度，防止汽轮机主汽温度波动大损坏汽轮机。

2.4.2  在事故处理过程中，当18MW机组负荷减至6500KW左右时，点动关闭35公斤蒸汽分配台抽汽阀,退出抽汽。

2.4.3  若锅炉蒸汽压力下降缓慢，可由调度调整各生产车间减汽减电。

2.4.4  若130T/h锅炉需要紧急停炉，在6MW机组负荷允许的范围内将18MW或15MW机组负荷转至6MW机组上，同时相应调整1#或2#双减器开度直至退出。

2.4.5  若75t锅炉需要紧急停炉，在各机组负荷允许的范围内增加18MW机组抽汽量或开大1#双减器，保证35公斤蒸汽压力正常，必要时由调度调整各生产车间减汽减电。

2.4.6  若130t锅炉需要紧急停炉，15MW机组减负荷过程中注意控制10公斤蒸汽压力稳定，防止安全阀动作；若汽动给水泵投运，及时切换至电动给水泵运行。

2.4.7  在130t炉停炉过程中，汽机需提前启动高压油泵打闸停机，后续工作按正常停机步骤处理。

2.5  电气岗位

2.5.1  根据需要，可开启柴油发电机组，增强电网稳定性。

2.5.2  电网周波降至49HZ以下并仍有较快下降时，可由调度下达紧急停车命令，令合成氨减车、依次停复合肥、酒精、乙酯、丁酯、南醋酸、南院医药化工、（醋酐）直至调整平衡，尽量避免拉路而造成各生产装置的损失，当电负荷需要大幅减少时，可紧急安排电工到污水厂高压室拉掉新乙醛出线柜，不能直接拉掉02#生化乙醛沼发直配线，防止沼气发电跳闸。

2.5.3  当电网周波降至48.5HZ以下时，电气值班员在无法及时向调度汇报时可直接拉路限电负荷直至电网稳定，防止因转速过低损坏汽轮机，拉路完成后立即向值班调度汇报，由值班调度做善后处理。拉路按下列顺序进行：依次拉掉169合成氨压缩、161合成氨变换醇烷化、132高塔线（冬季开供暖时应放在166之前拉）、115型煤方兴生活区、119发酵一苯酐丁酯、122发酵二三、1南醋酸、133南院化工大井南线新沭化线（需同时通知电工将南路大井供电倒至北路121线上）、165北化工方兴、166供暖一期、163北醋酸、124老污水厂、167发酵线、162醋酐，每拉一路要观察负荷减少及周波、主汽压力变化情况，直至减掉18MW或15MW机组全部负荷，确保本车间自用电正常供应。

2.5.4  若频率在瞬间降至46Hz时，电气值班员无须拉路，直接将发电机解列停机，以保证机组安全。

2.5.5  在拉路限电过程中，机炉未恢复正常具备提高负荷前不得对已拉线路恢复送电，在经调度详细安排后方可酌情恢复部分线路送电。对各直配线送电前首先确认线路车间各高压电机、变压器高压端已拉开。161合成氨主要是变换、醇烷化工序，169合成氨主要是造气、压缩、碳铵工序，这两线路由于生产工艺的需要，设161闭锁169线，即161线断开时联跳169线，161线未合闸时，169线合不上闸。因此拉路时需先拉169线，再拉161线；送电时先送161线，再送169线，在本处理预案中均符合这一原则。

2.5.6  待18MW、15MW机组负荷减至零时，解列发电机（在15MW机组未停转前禁止电气拔下发电机断路器插头，以防止汽机转速显示消失影响正常停机）。

3、 18MW、15MW机组故障（如严重漏油、振动加剧，蒸汽管道泄漏，发电机绝缘损坏等）造成全公司限电等恶性事故。

3.1  锅炉岗位

130T/h锅炉根据汽机汽量的变化，及时调整负荷，投运1#双减器后，可适当降低蒸汽温度、压力运行。

3.2  汽机岗位

3.2.1  1#双减器调整投运，向中压母管供汽，根据机组加减负荷情况调节满足中压蒸汽母管压力。

3.2.2  在6MW机组负荷允许的范围内迅速将18MW、15MW机组部分负荷转至6MW机组上

3.2.3  若汽机不需要紧急停机，电网周波降至49HZ以下并仍有较快下降时，可由调度下达紧急停车命令，令合成氨减车、依次停复合肥、酒精、乙酯、丁酯、南醋酸、南院医药化工、醋酐直至调整平衡，尽量避免拉路而造成各生产装置的损失，减去18MW、15MW机组的剩余负荷。

3.2.4  减少18MW机组抽汽及进汽，待18MW机组负荷减至6500KW左右时，点动关闭35公斤蒸汽分配台抽汽阀,退出抽汽；若运行15MW机组，应减少进汽，开启1#或2#给水泵，保证锅炉正常供水，停运汽动给水泵。

3.2.5  启动高压油泵后打闸停机，后续工作按正常停机步骤处理。

3.2.6  开备用机组，已有运行的抽凝机组时，则优先开背压机组，没有运行抽凝机时，优先开抽凝机组，增强电网稳定性。如果条件允许可以多个发电机组同时开。

3.2.7  18MW、15MW机组打闸后需及时开启直流油泵,机组转子静止后应手动盘车,规定每5分钟盘180度。同时根据实际情况检查切断进汽、抽汽、排汽和轴封蒸汽，防止大轴弯曲；在联络线送电后及时投运电动盘车，检查倾听汽轮发电机内部有无异音，检查油泵、冷油器、各蒸汽管道和道及其法兰、阀门状况；在检查一切正常后汇报调度决定是否开机。

3.2.8  18MW、15MW机组冷却水系统需切换至循环水，步骤如下：

3.2.8.1  将冷油器循环水进水阀全开，同时将冷油器一次水进水阀全开，二期循环水进水阀全开，以保证给水泵耦合冷油器和锅炉风机有冷却水。

3.2.8.2  将工业水泵出口碟阀关闭，防止循环水倒入一次水管泄压。

3.2.8.3  联系5#机提高循环水压力，必要时增开循环水泵。

3.2.8.4  根据油温调节进出水阀，如进出水阀全开，油温仍降不下来，投备用冷油器，以保证油温不超过45℃，2#机组不超49℃。

3.2.8.5  将1#机门南回水阀改至循环水，关闭回化水阀。

3.2.8.6  检查开启循环水管道各排气阀，防止气堵。    

3.2.8.7  检查各阀门开关状态，保证各换热器用水。

3.3  电气岗位

3.3.1  通过限产、拉路调整电汽负荷平衡。

3.3.2  若情况紧急，18MW、15MW机组必须立即打闸停机，为防止6MW机组超负荷而损坏发电机组，电气值班员在无法及时向调度汇报时可直接迅速拉路限电，拉路按下列顺序进行：依次拉掉169合成氨线、161合成氨线、132高塔线（冬季开供暖时应放在166之前拉）、115型煤方兴生活区、119发酵一苯酐丁酯、122发酵二三、1南醋酸、133南院化工大井南线新沭化线（需同时通知电工将南路大井供电倒至北路121线上）、165北化工方兴、166供暖一期、163北醋酸、124老污水厂、167发酵线、162醋酐，每拉一路要观察负荷减少及周波变化情况。当电负荷需要大幅减少时，可紧急安排电工到污水厂高压室拉掉新乙醛出线柜，不能直接拉掉02#生化乙醛沼发直配线，防止沼气发电跳闸。拉路完成后，立即向值班调度汇报，由值班调度做善后处理。

3.3.3  待18MW、15MW机组负荷减至零时，解列发电机（在15MW机组未停转前禁止电气拔下发电机断路器插头，以防止汽机转速显示消失影响正常停机），

3.3.4  根据需要，可开启柴油发电机组，增强电网稳定。

4  1#或者2#双减器故障，造成供汽压力波动，影响机组安全运行。

4.1  锅炉岗位

    锅炉根据负荷情况调整锅炉运行，锅炉运行注意保持高水位运行，稳定燃烧。

4.2  汽机岗位

4.2.1  减压阀电动机构突然失灵，蒸汽压力骤增或骤降，为防止损坏后置机组，应迅速跑到现场，通过手摇执行器的方法，控制减压阀，现场一人操作一人通过现场电盘上的压力指示指挥，调稳压力。

4.2.2  减温阀电动机构突然失灵，蒸汽温度骤增或骤降，为防止损坏后置机组，应迅速跑到现场，通过手摇执行器的方法，控制减温阀，现场一人操作一人通过现场电盘上的温度指示指挥，调稳温度，若是减温阀卡涩关不死，温度下降过快，为防止后置机组发生水冲击事故，可迅速关闭减温水根部截止阀，蒸汽温度提高后，通过锅炉调整蒸汽温度，待查明减温阀卡涩原因再投入减温水。

4.2.3  若是在18MW、15MW机组停运，单独运行1#双减器时，减压阀突然失灵造成3.5MPa蒸汽系统压力突然下降时，且在短时间未成功恢复应参照4.2.1条进行处理。

4.5.3  2#双减器减压阀发生故障时，2#机或3#机或4#双减器排汽压力波动大，机组转速波动，此时应迅速跑到现场，通过手摇执行器的方法，控制减压阀开度，现场一人操作一人通过现场或电盘上的压力指示指挥，调稳压力。除影响5公斤蒸汽用户外，还会对各机组转速、负荷造成大的影响，各机组需根据实际情况及时调整，必要时投运3#双减器。如果汽动给水泵运行，注意转速变化，不影响锅炉上水。

4.3  电气岗位

东西电气加强监视，注意发电机频率、电压、电流、功率因数、负荷变化情况。操作步骤同第2项预案2.5步骤。

5  超低排放岗位晃电应急预案

5.1  系统停电后，脱硫塔温度高，若超过65℃仍然不能送电，需上现场手动开事故喷淋，此路水为公司消防水。根据温度控制阀门开度，正常开1/3。注意脱硫塔液位，系统正常后及时关闭。

5.2  由电气人员给硫铵楼或者75吨超低系统送电，低压配电室内变压器出线柜分闸指示灯亮，控制方式就地，按出线柜合闸按钮合闸，合闸指示灯亮，送电成功。如在电网不稳定的时候无法全开系统时，先开浓缩泵(结晶泵）及扰动泵（搅拌器）、三级循环泵（水洗泵）等防止脱硫塔超温和母液凝固。

5.3  依次对DCS上所有故障报警进行复位，同时一人到现场，联系准备在DCS上开泵，开泵之前将泵的出口阀关一半，依次开工艺水泵，浓缩泵（扰动泵）、一台循环泵、水洗循环泵，泵开启正常后将出口阀全开。75吨锅炉超低开工艺水泵、密封水泵、结晶泵、三级循环泵、一台循环泵。

5.4  开集液器冲洗，开事故喷淋，开除雾器冲洗阀，开塔壁冲洗，温度降至70℃以下正常后停集液器冲洗，关闭事故喷淋。

5.5  开氧化风机。

5.6  系统正常后现场巡检设备管道阀门。

5.7  湿电投入运行，运行前需先进行冲洗，然后按照正常开车步骤操作。

5.8  系统停电后，变频器自动转换为就地操作，需上低压室将变频器设置到远控操作，变频器就地远程操作步骤：变频器上按钮QU1CK/JOG为就地远程切换按钮，LOCAL/REMOT指示灯闪烁表示为远控操作。

5.9  超低排放工段黑启动岗位分工：

5.9.1  主操负责

5.9.1.1  联系沟通协调，监视各参数的变化反应。

5.9.1.2  送电后各电机、电动阀复位及开关。

5.9.1.3  安排副操和分析现场处置。

5.9.2  副操和（或）分析负责

5.9.2.1  开事故喷淋，关闭各泵的出入口阀门。

5.9.2.2  送电后开各泵的出入口阀，关事故喷淋。

5.9.2.3  取样分析，巡检设备管道及各泵的冷却水是否充足畅通。

5.9.2.4  巡检电布除尘器

5.9.2.5  停止输灰，停止锁气器，防止堵灰，输灰系统各转动设备电机复位。

5.9.2.6  检查除尘器，来电后按照操作步骤投运除尘器系统。

6、 10kv系统单相接地处置预案

6.1  接地原因分析 

10kV配电线路单相接地故障多发生在潮湿、多雨天气。单相接地不仅影响了正常供电，而且可能产生过电压，烧坏设备（特别容易引起母线PT某相过电压而使一次保险熔断），甚至引起相间短路而扩大事故。 

6.1.1  导线断线落地或搭在横担上、绝缘子断裂搭在横担；

6.1.2  外力破坏（汽车撞电杆、塔吊碰线、挖土机挖电缆）；

6.1.3  绝缘子击穿；

6.1.4  线路落雷；

6.1.5  配电变压器台上的10kV避雷器或10kV熔断器绝缘击穿；

6.1.6  配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地；

6.1.7  飘浮物(如塑料布、铁丝、磁带等)搭接；

6.1.8  电缆某一相绝缘击穿。

6.2  事故现象

6.2.1  10KV主控室警铃响；

6.2.2  “10KV系统接地”光字牌亮，“掉牌未复归”光字牌亮，“选线报警”光字牌亮；

6.2.3  主控室绝缘监察装置及电脑后台中母线电压显示异常，一相降低，其余两相升高；

6.2.4  东、西电气小电流选线装置报警，报某线路故障；

6.2.5  东、西电气PT消弧消谐柜动作并报警。

6.3  接地故障判断　　

6.3.1  不完全接地时：故障相电压下降但不为零，非故障相电压上升至相电压与线电压之间，零序电压上升至整定值，发信号；　　

6.3.2  完全接地时： 故障相电压降为零，非故障相电压上升为线电压，持久不变，零序电压上升至100伏，发信号；　　

6.3.3  弧光间歇性接地时：电压表指示不稳定，非故障相相电压可能升至额定电压的2.5-3倍，零序电压可能大于100伏；　　

6.3.4  间歇性接地：接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减或有时正常，零序电压也时增时减不稳定。　　

6.3.5  注意：不应将下列情况误判断为接地故障：　　

a、PT高压或低压保险熔断；　　

b、开关或刀闸接触不良，一相未接通或一相断线；　　

c、空投母线时引起的不平衡电压和谐振过电压。　　

6.4  处理过程

6.4.1  解除报警，记录时间；  

6.4.2  根据小电流接地系统或绝缘监察显示信息，确认接地情况；

6.4.3  将接地情况报车间领导并做好记录；

6.4.4  如公司内部设备接地，对10KV设备母线进行全面检查，看是否有明显接地点；

6.4.5  检查时应穿绝缘靴，并带安全帽，接触设备外壳还应戴绝缘手套。将检查结果汇报车间领导，如有明显故障，则室内不得接近故障点4m以内，室外不得接近故障点8m以内；

6.4.6  若小电流选线装置报某相弧光接地，可东、西电气高压室同时按下PT消弧消谐柜上复归按钮一次，看是否能消除接地故障，若不能消除故障，则需请示领导进行拉路试验，先拉负荷较轻线路，再拉负荷较重线路。拉路时间不得超过1分钟，当断开某一路的同时，查看绝缘监察表接地是否消除，若消除则该线路为接地线路；

6.4.7  如线路是金属性接地，则汇报调度请求巡线处理；

6.4.8  接地时间一般不应超过2小时，其间应密切注意PT运行情况。

6.4.9  查找故障期间，禁止任何车间启动10KV高压装置，避免引起可能因两相接地引起的短路事故。

6.5  处理接地故障注意事项　

6.5.1  整个检查及处理过程都应至少由两人进行，并穿上绝缘靴，戴上绝缘手套，不得触及接地金属物；　　

6.5.2  寻找接地故障点的操作应严格遵守倒闸操作原则；　　

6.5.3  寻找接地故障点的每项操作结束后，必须注意观察表计指示及信号变化情况；　　

6.5.4  当发生接地时，应及时检查电容器的状态，当电容器未在规定时间（10S）内跳闸时，应人为断开电容器开关；　　

6.5.5  当发生接地时，应严密监视PT的运行状况，以防其发热严重而烧坏；　　

6.5.6  不得用刀闸断开单相接地点，如必须用刀闸断开单相接地点（如单相接地点在开关与刀闸之间）时，可给故障相经开关做一辅助接地，然后用刀闸断开接地点。　　　

6.6  各工段处理措施

6.6.1  值班长

6.6.1.1  若10Kv接地时，立即通知各岗位按10Kv接地事故应急预案操作。如：锅炉保持高水位、汽机保证转速等。在10Kv系统接地故障未消除时，各岗位人员精心操作，严禁擅自离岗。

6.6.1.2  及时汇报车间有关领导、调度，联系电工检查处理。

6.6.1.3  通知沼气发电10Kv系统有接地现象，要求精心操作，减少调节，稳定运行，做好应急预案。

6.6.1.4  要求电气人员检查好柴油发电机，随时准备启动。

6.6.1.5  联系调度，事故未处理正常前禁止启动任何高压设备。

6.6.2  汽机工段

发生电气10Kv系统接地故障，汽机人员需精心操作，减少调节频次，保证转速、功率稳定。工段长和维修技工需坚守岗位，分工协作。加强机组运行参数的监视调整工作。待10Kv系统接地故障消除后才能离开岗位，恢复机组正常调节操作。

6.6.3  锅炉工段

 若发现10Kv系统接地，工段长、技术员、常白班人员必须留守岗位，监视各运行参数，各运行炉须保持高水位，控制好料层温度、稳定运行，要求操作人员认真监盘，精心操作，待故障消除后，方可正常调节操作。

6.6.4  化水工段

 若发现10Kv系统接地后，工段长留守岗位，检查各泵运行情况，查看各路回水情况，各罐液位尽可能的保持高水位，停止反洗操作，保持反渗透运行状态，禁止启动或者停止反渗透。待故障消除后，方可正常调节操作。

6.6.5超低工段

若发现10Kv系统接地，按照超低晃电预案执行。工段长、常白班人员必须留守岗位，检查各泵运行情况，脱硫塔各数据及环保数据是否控制在工艺范围内，检查各盘及盘内各开关是否完好，操作人员要认真监盘，加强设备巡检，待故障消除后，方可正常调节操作。

7  因发电机组原因或电网严重故障，造成电厂新老系统间联络线跳闸，处理步骤如下：

7.1  当新老系统联络线跳闸后，电气人员根据10kv系统频率变化可紧急拉路，保持频率正常，及时联系汽机、锅炉人员，汇报值班长、调度。东电气岗位首先加强联系、确认是由哪一个开关跳闸引起的，跳闸后联络线两侧的新、老两个相对的电网运行情况如何，汽机、电气岗位调整负荷，维持安全运行。联络线并列时避免非同期合闸，防止事故进一步扩大。

7.2  若跳闸是差动保护动作且外部无故障时说明跳闸联络线（因不能确定跳闸前运行哪一条联络线，以下称跳闸联络线）本身有故障，应送备用联络线。

7.3  若跳闸原因查不出或未报出，且外部无故障应优先送备用联络线（因不能确定哪一条联络线备用，以下称备用联络线）。送备用联络线步骤如下：

7.3.1  若一侧发电机带负荷运行正常，另一侧发电机已解列（包括柴油发电机）：

a  投入备用联络线同期开关。

b  投入同期开关。

c  将同期闭锁开关打至“退出”位置。

d  合上备用老厂联络线开关。

e  退出同期开关。

f  退出备用联络线同期开关。

g  将同期闭锁开关打至“投入”位置。

h  通知各岗位，汇报领导备用联络线已送电投入运行。

i  送备用联络线后，再调整解列的发电机重新并列、接待负荷。

7.3.2  若两侧发电机均带负荷运行，且已调整正常：

a  投入备用联络线同期开关。

b  投入同期开关。

c  检查同期闭锁确在“投入”位置。

d  调整新、老电厂两网电压周波一致，找准同期点合上备用老厂联络线开关。

e  退出同期开关。

f  退出备用联络线同期开关。

g  通知各岗位、汇报领导备用联络线已送电投入运行。

7.4  当备用联络线送电正常、系统恢复后再联系电工对跳闸联络线进行检修。

7.5  在调节好联络线两侧电网稳定的同时要查明联络线跳闸的原因 ，若跳闸为负序过流引起应查找联络线外部故障，找到故障原因并消除后可再送联络线或备用联络线。

7.6  整个处理过程要及时汇报值班长、调度、再送电前要及时联系电气、汽机、锅炉、并再一次确认系统运行状态。

7.7  若备用联络线不处于热备用状态且跳闸联络线已查明本身无故障、造成跳闸的外部故障已排除或切除，为节约时间可以再送跳闸联络线。方法如下：

7.7.1  新厂联络线开关跳闸时，若一侧发电机带负荷运行，另一侧发电机已经解列（包括柴油发电机）：

a  将跳闸新厂联络线远方就地开关打至就地。

b  合上跳闸新厂联络线控制开关。

c  通知西电气及班长、调度跳闸联络线已送电。

d  送跳闸联络线后，再调整解列的发电机重新并列、接待负荷。

7.7.2  若两侧发电机均带负荷运行且调整正常：

a  断开跳闸老厂联络线开关。

b  确认跳闸新厂、老厂联络线开关均已断开。

c  合上跳闸新厂联络线开关。

d  投入跳闸老厂联络线同期开关。

e  投入同期开关。

f  检查同期闭锁确在“投入”位置。

g  调整东西两网络电压周波一致，找准同期点合上跳闸老厂联络线开关。

h  退出同期开关。

i  退出跳闸联络线同期开关。

j  通知各岗位、汇报领导跳闸联络线已送电。

7.7.3  老厂联络线开关跳闸时，若一侧发电机带负荷运行正常，另一侧发电机已解列（包括柴油发电机）：

a  投入跳闸老厂联络线同期开关。

b  投入同期开关。

c  将同期闭锁开关打至“退出”位置。

d  合上跳闸老厂联络线开关。

e  退出同期开关。

f  退出联络线同期开关。

g  将同期闭锁开关打至“投入”位置。

h  通知各岗位，汇报领导跳闸联络线已送电。

i  送跳闸联络线后，再调整解列的发电机重新并列、接待负荷。

7.7.4  若两侧发电机均带负荷运行，且已调整正常：

a  投入跳闸老厂联络线同期开关。

b  投入同期开关。

c  检查同期闭锁确在“投入”位置。

d  调整东西两网络电压周波一致，找准同期点合上跳闸老厂联络线开关。

e  退出同期开关。

f  退出联络线同期开关。

g  通知各岗位、汇报领导跳闸联络线已送电。

7.8  若新老系统联络线开关都跳闸后，首先送新厂联络线开关，然后按老厂联络线开关跳闸步骤处理。

8、 DCS系统和监控微机异常应急处置，机炉运行过程中如出现监控微机系统异常或死机，按下列程序处置：

8.1  电气工段

8.1.1  首先应当判定监控微机是否死机，从以下几个方面来判断：

a  屏幕卡住不动、鼠标无法移动或控制、鼠标指示箭头消失；

b  监控微机面板上数据刷新出错或刷新慢或不刷新；

c  微机报通讯出错，连接中断或未连接，图标位置与实物不符；

d  保护子站有自动退出或投入不上。

8.1.2   当微机出现死机或通讯出错时，采取以下操作：    

a  当发现监控微机死机后，当班主值应立即汇报值班长、工段长并联系仪表维修人员到现场维修；

b  电气监盘人员应当以发电机、直配线各控制屏表计显示为准进行监控；

c  电气监盘人员对发电机励磁调节应在发电机控制屏或模拟屏上进行操作，利用励磁调节旋钮进行调节；

d  电气操作人员对各直配线、厂用变停送电应在控制屏或模拟屏上进行操作，如有“远方/就地”选择开关应打至就地位置再进行停送电；

e  电气岗位人员监盘、巡检直流系统工作情况应以现场实物为准，加强检查，特别是合母、控母电压维持正常充电、供电；

f  电气岗位人员计量抄表可到现场，各台设备线路表计上读取。

8.1.3  微机死机后，除维持设备的正常运行调节外，应对监控系统和微机进行重启：

a  依次退出监控微机“后台监控、前台通讯”关闭电源进行重启；

b  重启后，在桌面或程序中打开Pecstar3用户向导图标，在Pecstar3用户向导界面上，依次打开“主域服务器、前台通讯、后台监控”，进入监控画面，检查各监控数据刷新是否正常，各保护子站是否投入；

c  若不能刷新，应检查通讯网线是否松动，通讯是否正常，指示灯是否闪烁；

d  若通讯网线正常，应检查通讯管理机是否工作正常，必要时可更换通讯接口；

e  若通讯管理机正常，应检查通讯转换器是否正常，若损坏应汇报工段长，由工段长联系深圳中电人员到现场更换；

f  若个别子站或设备通讯不上，应重点检查单台设备或该子站通讯转换器；

g  排除以上硬件无故障后，若仍不正常，应重点检查监控系统软件工作是否正常，电脑是否中病毒，通讯规则设置是否被更改，通讯加密狗是否对应正常工作，若有上述不正常现象应汇报工段长，由工段长联系深圳中电售后服务人员到场进行处理。

8.2  汽机工段

8.2.1  在发生晃电时或其他原因造成DCS不能操作时，应根据现场状况判断并采取有效措施，如通过眼观耳听和手摸等手段，并根据现场各压力及温度、汽机转速及调门开度等判断设备运转情况，分析判断其工作是否正常，同时进行合理、必要的调整，保证设备安全。

8.2.2  DCS死机后，循环水泵、工业水泵、凝结水泵、减温减压器等需在DCS上操作的应及时切换至控制柜或变频器现场操作，同时巡回检查各设备、系统状况，各水泵压力、电流等就地表记指示，减温减压器出口压力、温度及调节阀开度，保证设备安全。

8.2.3  DCS死机后，对汽轮机转速、油压、声音、振动状况、轴承温度、真空、热井水位等应加强监视调整，检查调节系统动作是否平稳灵活，对各就地表计指示对比分析并做必要的调整，保持各项数值在允许变化范围内。及时联系仪表人员处理并汇报班长、调度。

8.3  锅炉工段

8.3.1  锅炉控制系统DCS出现故障后，岗位人员在紧急情况下能迅速有效地进行处理，确保设备的安全运行。DCS出现故障后不要慌张盲目乱操作，电脑上不显示就看操作盘上数据。锅炉控制系统DCS可能出现的故障现象,电脑死机，电脑黑屏，风机风门突然关闭等情况。

8.3.2  锅炉控制系统DCS故障时的现象：锅炉控制系统DCS出现故障时后，锅炉风烟系统和汽水系统的各种工艺参数都无法正常显示，岗位人员无法通过DCS来监视锅炉的运行，同时，锅炉给水调节阀和烟风调节系统都无法调整，因此，岗位人员在中控室也无法对锅炉的运行进行调整。

8.3.3  锅炉控制系统DCS出现故障后，岗位人员应立即将相关情况汇报值班长、调度室、车间值班人员及分管领导，并要求仪表人员尽快赶赴现场处理。同时，岗位人员应通知汽机、电气等岗位注意配合调整。

8.3.4   DCS系统故障后，电脑死机或者黑屏后，给水系统无法调节时，岗位人员（副操）应立即到现场（给水平台）进行水位调节。调节时，主操注意观察盘上电接点水位计，小组长到汽包现场水位计处，副操到给水操作平台处，汽包现场水位处的人员和对应给水操作平台处的人员和中控室操作人员通过对讲机保持密切联系，给水操作平台处的人员根据现场水位计旁人员反馈的情况通过给水调节旁路手动阀来调节锅炉汽包水位，使锅炉汽包水位维持在正常范围内。如果汽包水位控制不住而继续上升的话（不能超过+200mm），巡检开启排污阀进行排污，若水位继续上升，主操立即开启紧急放水阀，巡检人员立即将手动阀打开。

8.3.5  留守主控室的岗位人员（主操）密切关注故障锅炉盘上出口过热蒸汽的温度和汽轮机入口主蒸汽温度，如果因故障锅炉的过热蒸汽温度低而导致汽轮机入口蒸汽温度下降时，告知现场人员关锅炉送汽轮机的锅炉出口电动阀，开集汽联箱放空阀，汽包水位调节依旧按照上一步骤进行。

8.3.6  当风烟系统出现故障数据无法显示时，电脑死机或操作无反应时操作人员（司炉或小组长、副操）立即到现场查看各风机运行情况，同时通知电气副值到高压变频器室查看变频器运行情况。

8.3.6.1  若风机正常运行密切关注风机运行情况，认真核对现场阀门、开度指示。盘上电流指示情况。保持和中控室联系。

8.3.6.2  当风机风门关闭，立即联系中控室人员(主操)关闭风机执行器电源（75吨锅炉开关在盘后，盘上有标注注意观察）现场人员（司炉或小组长）手动调节（左开右关，操作时注意看风门开度变化）至正常运行开度。调节过程中注意观察风机电流，保持和中控室人员联系，同时通知电气副值到高压变频器室查看变频器运行情况。

8.3.7  当电脑数据不显示，设备运行正常，尽量保持稳定运行。若需要操作75吨锅炉（主操）把给煤机、一次风机、二次风机、引风机、减温水手操器切换至手动位置在盘上操作，手动调节开度。手动调节时切换过程中需要人员到现场观察设备运行情况。手操器上显示“H”为手动，显示”A”为自动调节。

8.3.8  电脑出现死机现象，主操应立即联系仪表重启电脑。重启后若不能正常操作，等待仪表人员进行维修，不可胡乱操作。出现“黑屏”现象，检查显示器电源是否正常，联系仪表人员排查显示器是否损坏，如损坏及时更换，出现硬件损坏，如硬盘故障等，应及时联系仪表人员更换备用硬件或主机，重新安装系统，并及时恢复系统。

9、沼气发电电站故障

9.1  沼气发电主要存在以下故障

9.1.1  因沼气压力低、没有及时发现处理等引起的沼气增压风机联锁跳闸引发的发电机组跳闸事故。

9.1.2   因机组本身水温、油温、各类压力高低、环境空气温度、质量等引起的联锁跳闸事故。

9.1.3   因沼气甲烷浓度偏离工艺造成的机组爆震、跳闸事故。

9.1.4  因电气系统频率、电压等故障引起的跳闸、沼气发电联络线跳闸事故。

9.2  沼气发电机组跳闸的处理

9.2.1  当一台或者两台沼气发电机组跳闸，各台汽轮发电机组能够承受压负荷变化，汽轮机组转速、电压变化较小时，立即通知合成氨压缩岗位停运两台或者3台1250kw压缩机，缓冲沼气发电机组跳闸造成的冲击。

9.2.2  当沼气中甲烷含量低于50%时，沼气发电机组产生爆震，极易跳闸。为了防止突然跳闸，沼气发电操作人员及时联系汽机、调度，沼气发电机组负荷适当减量，提升沼气中的甲烷含量。当甲烷含量升高后，再增加机组负荷。机组减量应缓慢，减少负荷不超过1200kwh（即一台机组）。

9.2.3  当沼气入口压力低于-1.20kpa时，沼气增压风机连锁跳闸，沼气发电机组全部跳闸，存在类似2018.5.3沼气压力低跳闸的事故。为了避免全部跳闸，当沼气压力低于-0.40kpa时，沼气发电操作人员及时联系汽机、调度，申请沼气发电机组负荷适当减量，提升沼气压力。当沼气压力升高后，再增加机组负荷。机组减量应缓慢，减少负荷不超过2300kwh（即2台机组）。

9.2.4  正常运行过程中若出现沼气发电机组全部跳闸（此处指有功功率6000kw及以上），如果是由于辅机比如沼气增压风机跳闸造成的，此时沼气发电电站跳闸，但是电负荷下将不是瞬间完成的，此时可以联系合成氨压缩岗位停运两台或者3台1250kw压缩机，缓冲沼气发电机组跳闸造成的冲击。如果频率降低过快过低（48.5HZ）、汽轮发电机组电负荷突然增加，锅炉母管压力下降的现象，电气岗位立即拉169合成氨压缩造气线，启动柴油发电机组增加供电负荷，协调各岗位注意配合调整，保证机组安全运行，然后汇报班长、调度。

9.2.5  当沼气发电机组因故障造成与我公司连接的10kv系统联络线跳闸后，除了按照9.2.4操作外，立即联系电工查明联络线跳闸原因，命令沼气发电电站拉掉4台3600Kva变压器，启动自备柴油机维持脱硫、沼气发电机组各类辅机运转，待联络线没有严重该故障，同时电站内部电气系统排查没有问题后，联系送联络线，然后依次送变压器，尽快启动沼气发电机组运行。

9.2.6  因沼气发电电站引起的全公司晃电事故，按照黑启动预案执行。

9.2.7  电站机组跳闸引起的事故处理期间，电站操作人员操作与汽机、调度沟通及时到位、有序，一切以保障人身、设备安全为首要因素，尽可能降低对我公司电网的影响。

10、  黑启动预案

    因发电机原因（包含沼气发电机组）或电网故障全部跳闸，运行的发电机全部跳闸，应立即进行黑启动，具体步骤如下：

10.1  各线路拉路断电：

10.1.1  东西电气进行联系，确认10KV母线电压消失，各发电机电压已消失，整个系统交流无电，直流有电可进行正常的分合闸操作，符合“黑起动条件”。

10.1.2  检查发电机断路器控制开关，励磁开关是否已断开，若未断开，手动断开。

10.1.3  东、西电气分别联系汽机、锅炉断开并复位所有厂用高压风机、水泵，联系沼气发电断开沼气联络线柜断路器开关。

10.1.4  西电气在东主控室控制盘上拉开115型煤方兴生活区、116沼气提纯。在西主控室控制盘上拉开02生化乙醛沼气发电站线，119发酵一苯酐、丁酯、121大井北线、122发酵二、三、124老污水厂线。在西主控室电脑一次主接线图上断开131超低排放、132高塔供暖二期线、133医药化工大井南线新沭化。

10.1.5  东电气拉掉169合成压缩造气、161合成变换、醇烷化、167发酵线、162醋酐线、163北醋酸线、1南醋酸线、165北化工方兴线、166供暖一期、171超低排放、172老808车间、新厂联络线开关、7#厂变、8#厂变、公用变。

10.1.6  在西电气主控室分段控制屏上断开二段母联100断路器控制开关，在西电气主控室5#发电机控制屏上断开三段母线1300断路器控制开关。（此处根据实际情况可以不操作）

10.1.7  保留各段母线上的PT、消弧柜，柴油机组120线、123线。

10.1.8  拉掉不必要的厂用变压器1#、3#、4#、6#厂变，保留必须的厂用变压器2#、5#厂变（厂变低压失电脱扣，低压侧已断开，厂变联络线已断开）。

10.1.9  以上拉路完成后，可以用柴油机组对10KV母线送电（启动步骤见下面），母线送电前，要通知各车间电工，将各车间高压设备和容量在800KVA以上的变压器拉掉，以防止各直配线路带负荷送电造成柴油机跳闸无法并网。

10.2  紧急启动两台1760kW柴油发电机。

10.2.1  对1#、2#柴油机进行全面检查无异常,确认公司电网瓦解。准备启动。

10.2.2  将1#机组机头钥匙打至“自动”位置,将2#机组机头控制方式打至“自动”（否则7510控制器报盘车休止，无法启动柴油机），检查两机组面板无报警，调速、调压电位器正常，电瓶电压在24--27V间，水温不低于38℃。 

10.2.3  检查1#、2#柴油发电机手车在试验位置。

10.2.4  接上1#、2#柴油发电机手车接线插头,试验位置指示灯亮。

10.2.5  用摇把将1#、2#柴油发电机手车推入工作位置,工作位置指示灯亮。优先启动1#柴油机。黑启动时，将第一台启动的柴油机打到“黑启动”模式，将第二台机组打到“定功率”模式启动。

10.2.6  将1#柴油机组控制器控制方式按到“手动”键，成功激活后，其右上角亮红灯指示操作成功，否则需继续操作，直到操作成功亮红灯为止。

10.2.7  按启动键“I”，成功激活后，其右上角亮红灯指示操作成功，否则需继续操作，直到操作成功亮红灯为止，发电机延时自启动。

10.2.8  发动机经过30秒启动,35秒暖机后,机组提示就绪，按“合闸”发电机自动合闸向电网供电（成功激活后，其右上角亮绿灯指示操作成功，画面自动跳转至同期合闸界面，否则需继续操作，直到操作成功亮绿灯为止）。

10.2.9  联系西电气主控室查看母线三相电压表读数在6KV左右，三相电压平衡，若母线电压表无读数，说明柴油机未并网，联系查找原因，尽快并网送电。

10.3  将2#柴油机组控制器控制方式按到“手动”键,指示灯亮。

10.3.1 按启动键 “I”,延时后发电机自启动。

10.3.2  发动机经过30秒启动,35秒暖机后,机组就绪，按“合闸”发电机自动与1#柴油发电机并列。

10.3.3  查看1#、2#柴油发动机润滑油压为0.410—0.MPa，水温70--90℃。

10.3.4  随着负荷增加柴油发电机自动带负荷（黑启动模式无需手动加减负荷）。

10.3.5  查看发电机有功功率不超过1760KW，随时观察油箱油位变化，油位不足时，及时将柴油发电机停机。

10.3.6  汇报领导,柴油发电机已向电网供电。

10.4  送2#、5#厂变低压侧断路器，2#厂变低压侧断路器可在西电气东主控室东南角配电盘上送电，5#厂变低压侧断路器可在西主控室直流电源箱上送电。

10.5  联系值班长开汽机循环水泵，射水泵，凝结水泵，应急消防水泵，开35T炉小给水泵一台。

10.6  联络线如果跳闸，首先联络线合闸，其中1#新厂联络在10kvⅡ段，2#新厂联络在10kvⅢ段。合闸成功后优先启动汽机低压交流油泵，保证汽机轴瓦润滑。

10.7  联系东电气送新厂联络线，将模拟屏选择开关打至“就地”位置，合上新厂联络线控制开关。（由于拉路时，只断开新厂联络线开关，老厂联络线开关处于合闸位置，此时送新厂联络线，老厂有电，新厂无电，可直接合上新厂联络线控制开关，无需先断开老厂联络线，再送新厂联络线。）

10.8  联系送东电气7#厂变，先在操作台电脑上一次主接线图合上7#厂变高压侧断路器控制开关，再送7#厂变低压侧断路器控制开关。联系汽机按步骤开交流润滑油泵（1#机开顶轴油泵），投盘车。

10.9  送131超低排放高压电，待锅炉有水位后，锅炉开75T炉高压变频风机，按照扬火步骤开炉。

10.10  汽机根据情况开一台抽凝汽轮机组，待汽机满速后，联系电气将发电机升压并列，步骤如下：

（1） 对励磁控制器进行掉电复位并上电检查正常；

（2） 合上励磁断路器开关FMK；

（3） 将励磁控制方式打至自动位置；

（4） 按起励按钮或开机令，发电机开始升压；

（5） 按增励按钮将发电机电压升至10.5KV左右；

（6） 将励磁控制方式打至手动位置，切换三相电压应平衡，；

（7） 合上发电机同期开关

（7） 将同期开关打至“细调”位置；

（8） 将同期闭锁开关打至“投入”位置；

（9） 调整汽轮发电机组转速、电压与母线一致；

（10） 观察同步表，当达到同期条件时，合上发电机控制开关；

（11） 将同期开关打至“退出”位置；

（12） 将发电机同期开关打至“退出”位置；

（13） 通知值班长及各工段，汽轮发电机已并列运行，准备接带负荷。

10.11  当汽轮发电机与柴油机并网后，缓慢加汽轮发电机组负荷将1#、2#柴油机组负荷降至55KW左右，在黑启动模式的柴油发电机自动跳闸，在定功率模式的柴油发电机可以手动停运或者继续运行。

10.12  将1#、2#柴油机组运行模式打至“定功率模式”，按“合闸”按钮，将2台发电机组重新并网。

10.13  随后长按“√”键5秒钟以上，进入1#、2#柴油机组负荷控制画面，根据需要加减负荷。

10.14  联系值班长，由大机组各岗位协调开1#高压变频电动给水泵。

10.15  送西电气1#、3#、4#、6#厂变高压侧和低压侧断路器开关，送1#、2#低压联络开关，3#、4#低压联络开关，5#、6#低压联络开关，送8#厂用变高压侧和低压侧断路器开关，送公用变高压侧和低压侧断路器开关，送化水车间盘化水二期低压断路器开关。

10.16  送各直配线，由各片区电工再次确认各车间容量在800KVA以上的变压器高压端拉开才可送电。每条直配线送电有一定的时间间隔，直配线送电后，每台变压器送电都需要联系批准。

10.17  联系调度送合成氨线路。注意161与169线路有联锁，具体见第2项预案2.5.5。

10.18  针对送02污水厂沼发线的处置如下：首先确认污水厂高压室各线路是否拉掉开关，联系沼气发电拉掉4台变压器开关。待电网负荷达到2500kwh时以后将一台变压器送电，尽快启动沼气发电机组。

10.19  恢复部分车间供汽、供电，增加机炉负荷，维持电汽平衡。

10.20  130吨锅炉扬火，升压。如果130T/h锅炉已经运行和给水泵正常上水，在主汽温度与汽机汽缸温差小的情况下，可以提前冲转并列发电机。

10.21  130T/h锅炉并炉后，汽机升转速。

10.22  汽机满速后，进行18MW或15MW发电机的升压和并列操作，步骤如下：

（1） 检查发电机的手车断路器确在试验位置，显示分闸；

（2） 将手车用摇把摇至工作位置；

（3） 检查发电机励磁小间励磁PT、发电机PT、励磁变手车确在工作位置；

（4）  合上电子设备间励磁调节器交直流电源Q10、Q11、Q01.1、Q01.2；

（5） 将通道开关打至1，将运行方式打至自动；

（6） 合上励磁开关FMK，发电机电压升至10KV左右；

（7） 将运行方式打至手动；

（8） 手动增加励磁，将发电机电压升至10KV

（9）  查看发电机保护屏三相电压应平衡，查看灭磁联跳保护指示灯是否亮，若亮需复归，查看发电机跳闸指示灯是否亮，若亮需复归；

（10） 将发电机同期开关打至“投入”位置；

（11） 将发电机调速/调压开关打至“远方”；

（12） 将同期开关打至“投入”位置；

（13） 将同期同步闭锁开关打至“投入”位置；

（14） 根据同期表指示，当达到同期条件时，合上发电机控制开关

（15） 将同期开关打至“退出”位置；

（16） 将发电机同期打至“退出”位置；

（17） 通知调度、值班长，发电机已并列，可正常接带负荷。

10.23  停1#、2#柴油机组，备用。

10.24  联系调度送下游车间电、汽，全公司生产逐步恢复正常。

10.25  电气工段黑启动岗位分工

 晃电后，应沉着冷静、准确判断，认真操作；加强联系，搞好协调；小组长全面负责指挥处理，其他人员在小组长的全面领导下干好自己岗位分工的同时完成小组长安排的临时性工作，完成情况及时反映汇报，并回主控室待命。

10.25.1  东电气主值

a、 坚守东电气岗位，与西电气联系确认事故停电范围系统状态。

b、 检查发电机手车断路器以及励磁开关FMK状态，若未断开，需手动断开。

c、 按黑启动方案将所有直配线高压断路器以及7#、8#、公用变高、低压侧断路器分闸，监视好直流系统、UPS电源、未停设备的运行。

d、 清点事故对设备的损害，掌握设备的状况。及时向值班长汇报作为黑启动方法选择的依据。

e、 待西电气黑启动完成后，接命令完成新厂联络线以及各厂变送电的倒闸操作。

f、 汽机具备满速条件时，进行发电机的升压、并列操作。

10.25.2  东电气副值

a、 联系东汽机、130吨锅炉拉掉高压水泵、高压风机电源。

b、 对各直配线及厂变高低压回路进行检查，检查断路器状态，发现问题及时向主值反馈。 

c、 检查各台高压风机和水泵的保护装置，发现报警及时复位，检查高压变频器人机界面报警信息，联系电工处理。

d、 协助主值进行各直配线及厂变送电的倒闸操作。

e、 汽机具备满速条件时，协助主值进行发电机的升压、并列操作。

10.25.3  西电气主值（抽凝机）

a、 与东电气联系确认事故停电范围，系统状态。

b、 按黑启动预案进行拉路。

c、 待柴油机对母线送电后，根据值班长命令进行直配线送电和发电机升压并列操作。

d、 清点事故对设备的损害，掌握设备的状况。及时向值班长汇报作为黑启动方法选择的依据。

e、 负责监视好直流系统、UPS电源、微机等未停设备的运行。

10.25.4  西电气主值（背压机）

a、 负责开启1#、2#柴油机向母线送电。

b、 负责黑启动柴油机的运行监视工作，柴油机的负荷调整工作。

c、 负责柴油机的停机后续操作。

d、 每班巡检柴油发电机时，注意观察电压、油位、水位等各数据至少两次。

10.25.5  西电气副值

a、 协助主值进行拉路、开汽轮发电机。

b、 协助主值进行厂变、高低压回路检查送电。

c、 联系西系统汽机、锅炉，拉开高压风机、水泵。

d、 协助抽凝机主值进行发电机升压、并列操作，厂变、直配线送电操作。

e、 对外联系工作、接听电话。

10.25.6  西电气巡检

a、 负责协助西电气背压机主值开启柴油发电机。

b、 根据值班长命令协助主值进行柴油发电机的负荷调整。

10.26  汽机工段黑启动岗位分工

汽轮机在晃电的状态下应防止转速飞升、轴承断油、蒸汽管道超压和双减器减温水漏入蒸汽管道等事件发生。晃电后，应沉着冷静、准确判断，认真操作；各人要加强联系，搞好协调；小组长全面负责指挥处理，其他人员在小组长的全面领导下干好自己岗位分工的同时完成小组长安排的临时性工作，完成情况及时反映汇报，并回主控室待命。

10.26.1  抽凝机(小机组）

10.26.1.1  全厂晃电后若汽机保护未动作，汽轮机转速超过3000转低于3300转（2#机为超过5235转低于5758转）时：

a  主操应及时退出调压器，同时利用现场同步器将转速降到3000转。当DCS失电或死机，转速不显示时，需根据现场润滑油压、调速油压（正常为0.94MPa左右）等来判断转速情况，同时检查UPS电源，联系仪表人员。

b  若射水泵断电跳闸，需由副操及时开辅抽、调整轴封冒汽维持真空（尽量不开主抽，因晃电后凝结水泵也失电停运，主抽无冷凝水），同时巡检去夹层将射水抽气器空气阀关闭，去低压分汽缸处关闭抽汽阀。

c 当真空不能维持，打闸不及时而使真空升至0以上凝汽器安全阀动作时，主操必须紧急打闸停机，检查更换安全膜板。

d  当转速、真空能维持后，主操密切观察油温、油压、排汽缸温度等参数变化情况，在厂用电送上后及时安排联系开启循环水泵，射水泵，凝结水泵等，联系电气并列，接带负荷。

10.26.1.2  晃电后若汽机保护未动作，转速上升至危急保安器动作转速以后或转速显示正常但机组声音失常、油压上升很快等确认转速确实上升的情况。主操应紧急打闸关主汽门，然后开汽动油泵，待转速降至3000转以下（若转速不显示，应根据主油泵入口出口油压等来判断）再重新挂闸维持转速，其它维持真空等操作步骤同上条。

10.26.1.3  全厂晃电后若汽机保护动作，主汽门、调速汽门关闭:

a、 主操应根据现场状况迅速判断出停机原因，确信无其它异常后可重新挂闸开机，保持转速。

b、 同时副操应迅速开启汽动油泵，开辅抽维持真空；巡检尽快将原来运行的高压给水泵按钮扭向“停止”位置按一下，将电机复位。

c、 若厂用电短时间无法恢复，且锅炉压力下降较快，主操应打闸停机，副操将辅抽关闭，保证汽动油泵有足够的进汽维持至转子静止。转子静止后，副操和巡检应每10分钟手动盘车180度。

10.26.1.4  当厂用电恢复后：

a、 1#、2#厂变恢复后，DCS正常，主操迅速在DCS上启动1号循环水泵并根据电流加变频提水压。DCS不正常，主操根据1#循环水泵现场操作步骤去变频器室现场启动1号循环水泵。

b、 5#、6#厂变恢复后，主操根据需要启动2#、3#或4#循环水泵：巡检去循环水泵房检查2#、3#或4#循环水泵出口阀关闭，DCS正常，主操在DCS上启动，运转正常后巡检在现场调节出口阀。DCS不正常，主操在盘上将手柄切至盘操作，在盘上启动，运转正常后巡检在现场调节出口阀。若1#循环水泵未开，应检查关严1#出口阀，以防倒流泄压。

c、 5#、6#厂变恢复后，主操启动凝结水泵，副操调节好水位。副操去开射水泵投射水抽气器，调节轴封冒汽。巡检去将冷油器投入循环水，如果需要投备用冷油器，则由副操带领巡检完成。主操检查调整维持汽轮机3000r/min,等待电气并列。

10.26.1.5  抽凝机组晃电时需根据真空下降情况及时打闸，同时开辅抽和主抽（尽量不开），防止凝汽器超压损坏安全膜板。

10.26.1.6  机组正常运行时真空下降的处理原则：

a  凝汽器真空下降，值班人员应迅速查明原因处理。

b  当真空降低时，根据真空情况逐步减负荷，保持真空。减负荷时注意抽汽供热压力，必要时投运双减器，真空降到0.060MPa时，虽然减去全部负荷，仍无法恢复真空，应立即故障停机。

c  抽凝机轴封冒汽应调整适当，过大会看不见冒汽且蒸汽容易顺轴进入油中，过小真空会下降；轴封供汽阀和调整阀开关力度应适当，防止阀门损坏。

10.26.2  18MW机组和15MW机组

10.26.2.1  全厂晃电后，汽机保护动作跳闸，看盘人员迅速启动直流油泵。因直流电源容量，造成直流油泵跳闸后，联系电气岗位送电后优先启动低压交流油泵，保证轴瓦润滑。转子静止后，副操和巡检应每10分钟手动盘车180度。厂用电恢复后，主操迅速切换交流油泵（18MW机组还需启动顶轴油泵），判断转子弯曲情况，及时投盘车。

10.26.2.2  18MW机组运行时，厂用电短时间无法恢复，西套有电时，主操按备用电源投盘车步骤投盘车，步骤如下：

10.26.2.2.1  第一项

a、  1#机组与6MW机组并网运行，当系统电网出现晃电，立即抢开直流润滑油泵，手动盘车。以下几个条件必须同时满足，才能进行“第二项”操作：

b、 1#机组甩负荷，机组电气负荷为“0”，厂用变和公用变失电；

c、 新、老厂联络跳闸，并在短时间无法恢复时；

d、 老系统柴油机组或6MW机组运行，且3#、4#厂变投入正常运行。

10.26.2.2.2  第二项

a、 1#机组紧急投1#顶轴油泵、交流润滑油泵、盘车电机的操作如下：

b、 当出现以上情况，操作人员到低压配电室内将盘车电源开关打至“停止”位置；

c、 到汽机厂房一楼“XP配电箱”，将三个空气开关打到“合闸”位置；

d、 按顺序启动“交流润滑油泵”“1#顶轴油泵”“盘车电机电源”，将直流润滑油泵停运；

e、 检查并将盘车器旋至啮合位置，在“盘车控制箱”上启动盘车电机；

f、 检查各部位润滑油正常。

g、 注意：

    在该运行方式下各电机无保护器，需随时观察油泵电机运行情况，并在条件许可时尽快恢复到原运行方式。

    该备用电源引自西系统3#4#厂变，控制开关在4#背压机冷油器南动力检修箱内，保持送电状态。

    在东系统正常情况下，严禁对汽机厂房一楼“XP配电箱”进行操作。

10.26.2.2.3  第三项

当新老系统送电后，将备用电源停电的操作步骤是：

a、 首先在“盘车控制箱”上将盘车停下，在汽机一楼“XP配电箱”上将“盘车电源”“1#顶轴油泵”“交流润滑油泵”停下；

b、 将“XP配电箱”三个空气开关打到“分闸”位置；

c、 到低压配电室将盘车电机电源打到“合闸”位置；

d、 汽机操作人员按操作规程投交流油泵、顶轴油泵、盘车电机。

10.26.2.3  主操全面检查机组；厂用电恢复后，巡检启动工业水泵；副操启动1#给水泵稀油站（或2#给水泵辅助油泵），联系化水送除盐水，全面检查1#（或2#）给水泵。接给水泵启动通知后主操联系锅炉将上水阀关闭，启动1#（或2#）给水泵上水。

10.26.2.4  循环水泵启动后，巡检去将冷油器投入循环水；如果需要投备用冷油器，则由副操带领巡检完成。

10.26.2.5  锅炉蒸汽母管压力开始升高后，主操准备冲转暖机；副操带领巡检检查投运1#双减器，并检查汽机主汽、抽汽、排汽管道和双减器进汽、排汽管道，开疏水暖管；巡检负责调节冷油器出口油温。汽轮机满速后，主操全面检查机组，通知电气并列，协调接带负荷；巡检检查关闭疏水。

10.26.2.6   1#汽机在处理过程中注意以下问题：高压油泵（直流油泵）是否投入，否则应手动启动油泵，维持润滑油压不低于0.055MPa。转子静止后投入盘车装置。投盘车前应先启动顶轴油泵，确信转子顶起后投入盘车装置。盘车期间切换为润滑油泵运行。关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水阀，关闭通向汽缸本体疏水阀，严防漏汽进入汽缸内。开车过程中因西大井来水水压低，汽机人员及时切换循环水，调节冷油器进水，防止油温升高，影响机组的安全。

10.27  锅炉工段黑启动岗位分工

    晃电后，应沉着冷静、准确判断，认真操作；加强联系，搞好协调；晃电期间所做的所有工作要向小组长及时汇报。发现问题及时反应。小组长全面指挥处理；其他人员在小组长的全面领导下干好自己岗位分工的同时完成小组长安排的临时性工作，完成情况及时汇报，并回主控室待命。锅炉在晃电的状态下保证锅炉不超压、最大限度地保住水位、保护炉膛、返料器不结焦。

10.27.1  130吨炉人员

10.27.1.1  小组长：

小组长全面协调。查看8米平台汽包、过热器压力表指示，根据超压情况开启疏水阀泄压，以防超压。晃电初期严禁用电动放空阀放空,防止再次停电,致使放空阀不能够正常关闭。如果安全阀起跳且未复位，应人工复位。监视除氧水位，来电后根据需要联系开启除盐水泵。准备送电后的扬火工作。

10.27.1.2  主操：

联系沟通协调，各电机复位，关小风门、高压变频器DCS复位、给煤机复位，关闭给水阀，协助其他人员操作。负责监控DCS上电脑画面，若电脑死机，重新启动。关闭除氧冷凝水电动阀和手动阀，防止倒汽。做好送电后的扬火或者重新启炉工作。若阀门内漏引起冷凝水管道水击，及时联系化水开冷凝水倒淋阀。

10.27.1.3  副操

开省煤器再循环阀，如若正在排污则立即关闭排污阀，关连续排污阀、关炉水取样阀；晃电后，如果过热器内蒸汽不流动或负荷较小，应开启过热器疏水阀，保护过热器；如果锅炉上水正常，水位正常，可开启各上联箱疏水阀疏水。负责锅炉蒸汽母管管道疏水。

10.27.1.4  巡检：

放循环灰，停止加药。检查风机、水泵冷却水是否正常各转动设备电机复位。

10.27.2  老系统人员

10.27.2.1  司炉：

关连续排污阀，关炉水取样阀，查看除氧器压力，如果压火时间较长，则并炉前进行蒸汽母管疏水；调节各台除氧器进汽和进水阀，防止除氧器压力过高和水位过高。如果安全阀起跳且未复位，应人工复位。开省煤器再循环阀。

10.27.2.2  主操：

联系沟通协调，各电机复位，关闭风机风门，关闭给水阀，若电脑死机，重新启动。协助其他人员操作。做好送电后的扬火或者重新启炉工作。

10.27.2.3  巡检：

开过热器、减温器疏水阀。来电后启动一台低压给水泵上水。如若正在排污则立即关闭排污阀。退换热器，放循环灰。检查风机、水泵冷却水是否正常，停止加药。

10.27.3  各人在完成自己的任务后立即回操作室汇报主操和小组长并待命，做好各项检查并随时准备来电开车。开车按照扬火操作步骤操作。

10.28  化水工段黑启动

10.28.1  关闭乙酯冷凝水、高塔冷凝水、（醋酐冷凝水、）供暖一、二期冷凝水控制阀。检查是否有水击声，若有及时开倒淋阀。

10.28.2  检查反渗透装置各电动阀门及开关状态并复位，关闭反渗透加药装置，将开关打至停止位置。

10.28.3  检查混床各阀门指示状态，将混床停运。

10.28.4  监视好各个水箱液位，包括除盐水罐、清水罐、软水罐等保持液位。

10.28.5  将停止运转的设备、如清水泵、中间水泵、软水泵等出口阀门关闭。

10.28.6  根据值班长通知及时启动除盐水泵，向锅炉供水；启动软水泵，向其他装置供软水。

10.28.7  化水工段配电源开关位置

10.28.7.1  老化水配电箱电源主要由西电气1#、2#厂变供电，总电源开关在西电气东低压室电盘内南侧北侧各有一个，有明显的（化水）标识，所带设备主要有：1#、2#、3#除盐水泵、酸泵、碱泵、2#3#清水泵、反洗泵、热水泵、1#、2#、3#中间水泵、3#、4#软水泵、废液循环泵、以及南厂房照明、路灯照明、办公楼用电。

10.28.7.2  为防止电气晃电事故在化水老配电室专设一配电柜由西电气3#、4#厂变供电，其电源开关在西电气中低压室南侧4#电盘上，有明显的（化水电源）标识，所带设备主要有：4#、5#除盐水泵、1#清水泵、1#、2#软水泵、1#、2#软水循环泵、3#、4#风机。

10.28.7.3  化水工段一期反渗透装置配电柜电源主要由东电气供电，电源开关位置在东电气公用变低压室南侧103P电盘与105P电盘上2个开关供电，盘上有明显的（化水车间盘）标识，所带设备主要有1#、2#高压泵、加药泵、罗茨风机、反洗泵、冲洗泵、1#、2#再生泵、2#、3#中间水泵、2#、3#清水泵、1#、2#、3#除盐水泵、清洗泵。

10.28.7.4  化水工段二期反渗透装置配电箱主要由8#厂变供电，电源开关位置在东电气低压室南侧204P电盘上，盘上有明显的（化水车间盘）标识，所带设备主要有3#、4#高压泵、除碳风机、管道泵、罗茨风机、冲洗泵、北4#除盐水泵、4#、5#清水泵、一期反渗透1#清水泵、1#中间水泵。

10.29  沼气发电电站

10.29.1  一切行动听指挥，晃电黑启动期间，沼气发电电站所有操作都需要值班长和调度的批准。

10.29.2  首先确认污水厂高压室各下路是否拉掉开关，拉掉沼发联络线开关。联系确认沼气发电拉掉4台变压器开关。

10.29.3  晃电期间沼气发电自启动备用的柴油机组，维持脱硫、机组各参数具备随时开启条件。

10.29.4  待电网负荷达到2500kwh时以后沼发联络线送电，然后将一台变压器送电。

10.29.5  尽快启动一台沼气发电机组，然后根据负荷需要随时启动多台机组。

10.29.6  待电网负荷达到3000kwh时，剩余3台变压器送电，期间间隔一定缓冲时间。

10.29.7  因晃电，污水厂产生的沼气量有限，电站合理使用，防止气柜太高太低。

10.29.8  黑启动正常后，电站要组织统计事故时期的参数，总结事故原因和经验，形成电子版和书面资料，方便以后汲取教训。

10.30  在黑启动过程中，操作人员还应注意以下事项：

10.30.1  首先要保证锅炉水位，在电负荷允许的情况下，优先启动1#给水泵上水（若启动2#给水泵时应关小液偶开度，关闭给水阀，应均匀上水，防止水压太低给水泵再次跳闸，并且防止水冲击。若给水泵频繁跳闸，无法启动时，可按故障启动方法启动）。各疏水阀关小尽量维持水位，安全阀起跳不复位时要人工复位，停止上水后打开省煤器再循环阀，上水时关闭。

10.30.2  晃电后启动130T/h锅炉风机时要检查风门、将高压变频器复位，启动过程中注意风机电流、转速的变化。

10.30.3  晃电后运转设备的电源控制箱上,若有报警需检查复位, 报警解除后才能操作。包括汽机高压电动油泵、齿轮油泵、直流油泵、顶轴油泵，主油箱排油烟机和轴封冷却器抽风机，给水泵润滑油泵。

10.30.4  晃电后蒸汽管道蒸汽流动变慢甚至形成静止区，温度下降，产生凝结水，由调度联系各车间蒸汽管道需及时开启疏水阀，避免水击事故发生，特别是35公斤蒸汽联络管道，35公斤蒸汽联络管道是否关闭由值班长决定，汽机岗位人员负责执行。

10.30.5  大机组水泵、风机启动后，要检查冷却水，防止轴承和各冷油器超温。

10.30.6  对于有软启动或变频的设备，跳闸后要及时复位。

10.30.7  6MW发电机与18MW或15MW发电机并列时按正常开车时的并列方法，避免误操作烧毁发电机。

10.31  各汽轮发电机组的负荷波动点：

    由汽轮机调节汽阀存在重叠度和速度变动率的影响，各台机组在调整分配负荷时需要注意避开负荷波动点。根据以往运行实际状况分析，各机组负荷波动点大致如下：

10.31.1  1#机：高调门开度在35--40.5mm之间时，负荷会有大的波动，负荷波动在2400--6500kw之间；高调门开度在59mm左右，负荷12000kw左右有400kw的波动。

10.31.2  3#机：调门开度在46mm时，负荷在800--1000kw之间波动；调门开度在79mm，负荷4000kw时，再向上加负荷反应慢，然后负荷快速上升到5000kw左右。

10.31.3  抽凝机组：4#机负荷在800--1200kw左右或进汽量在28t/h左右容易波动；5#机在进汽量28--32t/h时容易波动；抽汽量或者凝汽量过少时容易波动。

10.31.4  4#背压机：调门开度在45mm，负荷约3500kw时，再加负荷反应慢，加时负荷有可能波动到4500kw左右。

10.31.5 2#机调门开度在36--40%之间时，负荷在5400--5900kw之间波动。

九、 方案培训、演练和修订

    动力车间制定培训计划，明确培训内容与时间，并对培训效果进行考核，确保培训规范有序进行。每年组织两次全体人员分批参与的应急演练，并进行演练评价。

    本预案每三年至少修订一次，当主要设备发生变化时，应及时进行修订。下载本文