电厂应急预案

1、一、编制目的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：序号设备名称规格型号主要附属设备备注11#-130吨锅炉YG-130/9.8-M3一次风机630 KW，二次风机400 KW，引风机560KW（2台），返料风机55 KW。锅炉高压风机电机均为变频启动运行。配1000

2、KW给水泵3台，其中变频一台，液偶一台，汽拖一台。22#-130吨锅炉YG-130/9.8-M3一次风机560KW，二次风机355 KW，引风机560KW（2台），返料风机55 KW。高压风机电机均为变频启动运行。31#-35吨锅炉ZG-35/3.82-M引风机110KW,鼓风机55 KW。配给水泵150 KW两台，132 KW一台。42#-35吨锅炉ZG-35/3.82-M引风机110KW,鼓风机55 KW。53#-75吨锅炉YG-75/3.82-M1引风机355 KW，一次风机315 KW，二次风机220 KW。配250 KW给水泵2台，给水泵与35吨锅炉给水泵并联使用。64#-75吨锅炉

3、YG-75/3.82-M1引风机500 KW，一次风机315 KW，二次风机220 KW。返料风机两台。一次风机、引风机高压风机电机均为变频启动。二次风机是工频运行。75#-75吨锅炉YG-75/3.82-M1引风机500 KW，一次风机315 KW，二次风机220 KW。反料风机两台。一次风机、引风机高压风机均为变频启动。二次风机是工频运行。81#汽轮发电机组CB18-8.83/3.82/0.49高压电动油泵132KW，齿轮油泵11KW，直流油泵10KW，顶轴油泵15KW（2台） 工业水泵55KW（变频）2台92#汽轮发电机组HNG40/40/0高压电动油泵55KW，齿轮油泵18.5KW，直

4、流油泵13KW103#汽轮发电机组B6-3.43/0.98齿轮油泵5.5KW汽动油泵配循环水泵4台， 3台132KW 1台110KW一般使用3台，其中1#变频。250 KW锅炉给水泵2台114#汽轮发电机组B6-3.43/0.49齿轮油泵5.5KW汽轮油泵125#汽轮发电机组C6-3.43/0.49齿轮油泵5.5KW汽轮油泵24m3/h射水泵18.5KW1台，22KW1台凝结水泵15KW（2台）13（4#汽轮发电机组）C6-3.43/0.49齿轮油泵5.5KW汽轮油泵24m3/h射水泵18.5KW（2台）凝结水泵15KW（2台）14柴油发电机MGS2000-HV1760KW两台15反渗透装置4

5、套RO-200高压泵4台配4台变频器（两台90kw,两台75kw）16除盐水罐2个V=420m3除盐水泵9台中压锅炉5台各30kw，高压锅炉4台，其中3台55kw，4#90kw，3#变频器运行17沼气发电机组MTU-12-4000GS1169KW7台S11-3600/11，3600KVA变压器4台机炉等设备运行可能发生的事故及风险分析如下：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（

6、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。4、 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

7、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

8、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

9、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

10、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。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

11、视。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。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

12、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 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

13、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。 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

14、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

15、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

16、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

17、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

18、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

19、；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

20、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。 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

21、。 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

22、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

23、.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。.3 工频启动注意

24、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

25、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、

26、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、164南醋

27、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

28、、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

29、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，

30、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

31、器、各蒸汽管道和油管道及其法兰、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： 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

32、 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、164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

33、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，

34、锅炉运行注意保持高水位运行，稳定燃烧。4.2 汽机岗位 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。 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。 若是在18MW、15MW机组停运，

35、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

36、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

37、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

38、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

39、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.

40、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

41、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

42、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

43、.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

44、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

45、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

46、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

47、络线两侧的新、老两个相对独立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 投入中央同期开关。c 将中央同期闭锁开关打至“退出”位置。d 合上备用老厂联络线开

48、关。e 退出中央同期开关。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 投入中央同期开关。c 检查中央同期闭锁确在“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 退出中央同期开关。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

49、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

50、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 投入中央同期开关。f 检查中央同期闭锁确在“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 退出中央同期开关。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 投入中央同期开关

51、。c 将中央同期闭锁开关打至“退出”位置。d 合上跳闸老厂联络线开关。e 退出中央同期开关。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 投入中央同期开关。c 检查中央同期闭锁确在“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 退出中央同期开关。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

52、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

53、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

54、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

55、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 DC

56、S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