300MW机组锅炉运行规程事故处理Word文档格式.docx
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2.1.9汽包水位大于250mm延时2秒;
2.1.10汽包水位低于-300mm延时2秒;
2.1.11炉膛压力高二值(3240Pa);
2.1.12炉膛压力低二值(-2490Pa);
2.1.13锅炉总风量小于300T/H(25%);
2.1.14汽机跳闸;
2.1.15发电机主保护动作。
2.2MFT动作主要现象
2.2.1MFT动作报警,并显示MFT的首出原因;
2.2.2MFT的跳闸继电器动作,将切断所有燃料,锅炉熄火;
2.2.3MFT动作后,检查下列设备应动作正常:
2.2.3.1所有给煤机跳闸;
2.2.3.2所有磨煤机跳闸;
2.2.3.3轻油快关阀跳闸;
2.2.3.4所有一次风机跳闸;
2.2.3.5所有电除尘高压整流变跳闸;
2.2.3.6汽轮机跳闸。
2.2.3.7MFT动作后,DCS还动作下列各项,也应检查动作正常:
a)退回所有正在运行吹灰器,结束吹灰操作;
b)关闭连排;
c)关闭Ⅰ、Ⅱ级喷水和再热A、B喷水;
d)关闭过热器减温水总门和再热器减温水总门;
e)关闭Ⅰ、Ⅱ级喷水前、后隔离门;
f)关闭所有磨煤机的出口门;
g)关闭所有磨煤机的冷风门、热风门;
h)关闭两台一次风机导叶;
i)关闭OFA层各风门;
j)当有任一吸风机和任一送风机在运行时,关闭所有燃料风风门;
k)当无吸风机和无送风机在运行时,则开启所有燃料风风门、所有辅助风风门和两台空预器的烟气进、出口挡板;
m)当两台吸风机均不运行时,除两台送风机均保护跳闸外,两台吸风机的进、出口挡板和两台送风机的出口风门以及引、送风机的动(导)叶都将自动开启;
n)当两台送风机均不运行时,两台吸风机也均保护跳闸外,两台吸风机的进、出口挡板和两台送风机的出口风门以及吸、送风机的动(导)叶也都将自动开启;
o)汽泵A和汽泵B均跳闸;
电泵C应联锁启动。
p)MFT动作后,当有任一送风机在运行时,经自动进行300S的跳闸后吹扫;
当无送风机在运行时,将自动进行900S的跳闸后吹扫(炉膛自然通风)。
2.2.4MFT动作后的手动处理
2.2.4.1检查炉水泵运行正常;
2.2.4.2手动调整给水流量,维持汽包水位正常;
2.2.4.3手动调整5%旁路疏水,维持汽压正常;
2.2.4.4手动调整油量调整门,维持油压和轻油循环正常;
2.2.4.5查明MFT动作原因,待故障消除后,经值长同意方可重新点火;
2.2.4.6MFT动作的故障难以消除时,则按正常停炉后的规定执行。
2.2.5当发电机主保护动作或汽轮机跳闸时,都将直接使MFT跳闸继电器动作,同样要按3和4各条处理。
2.3遇有下列情况之一,应手动紧急停炉:
2.3.1MFT应该动作而拒动时;
2.3.2给水、蒸汽管道破裂,不能维持正常运行或威胁人身、设备安全时;
2.3.3水冷壁、省煤器管爆破,不能维持汽包正常水位时;
2.3.4所有汽包水位计损坏或失灵,无法监视水位时;
2.3.5锅炉压力升到安全阀动作压力,而所有安全阀(包括PCV)拒动,同时高低压旁路和向空排汽阀均无法打开时;
2.3.6尾部烟道发生再燃烧,使烟道内温度急剧升高并使排烟温度超过200℃时;
2.3.7过热器、再热器管严重爆破,无法维持正常汽温汽压时;
2.3.8再热蒸汽中断时;
2.3.9二台空预器跳闸且短时间内无法恢复。
2.4手动紧急停炉操作步骤:
2.4.1立即手动MFT,使其联动,如联动失败,则应立即停止一次风机、磨煤机、给煤机、送风机和一侧引风机运行,手动切断燃油,立即停止向炉内供应一切燃料和空气,并关闭所有减温水门,保持火检冷却风机和一台引风机运行,维持炉膛负压,5分钟后停该台引风机;
2.4.2通知汽机打开高低压旁路;
2.4.3严密监视汽温、汽压、水位并进行适当的调整;
2.4.4在事故停炉后10分钟内,锅炉仍不具备启动条件,余下工作按正常停炉处理;
2.4.5若是烟道二次燃烧,则全停吸风机和火检冷却风机,关闭入口挡板密闭炉膛;
2.4.6若因炉管爆破停炉,则保留一台引风机运行,待烟气与蒸汽消失后,再停止其运行;
2.4.7若因空预器故障停炉,应对空预器做好手动盘车,并做好安全措施。
2.5遇有下列情况之一,应请求停炉:
2.5.1炉水、蒸汽品质严重恶化,经多方处理无效时;
2.5.2锅炉承压部件泄漏,只能短期内维持正常运行时;
2.5.3汽包就地水位计损坏;
2.5.4锅炉严重结焦堵灰,无法维持正常运行时;
2.5.5安全阀动作后无法使其回座时;
2.5.6受热面金属管壁严重超温,经多方调整无效时;
2.5.7失去控制气源,短时间内无法恢复时;
2.5.8两台除尘器故障停用,短时间内无法恢复时;
2.5.9各种承压汽水管道或法兰连接处严重泄漏且无法隔离时;
2.5.10主要设备的支吊架发生变形或断裂时。
3负荷骤减
3.1现象:
3.1.1汽压急剧升高,蒸汽流量急剧减小,发电机负荷下降;
3.1.2汽包水位先下降,后上升,汽温升高;
3.1.3严重时,PCV阀和安全门动作;
3.1.4再热器进出口压差减小;
3.1.5再热器管壁温度上升。
3.2原因:
3.2.1系统发生故障跳闸;
3.2.2汽轮机或发电机发生故障。
3.3处理:
3.3.1突甩部分负荷时,应及时停止部分制粉系统运行,根据燃烧情况投油助燃,尽量保持燃烧稳定;
3.3.2维持好炉膛负压、水位、严格控制汽温;
3.3.3注意锅炉汽压变化,当压力超过安全门动作压力而安全门拒动且高低压旁路无法打开时,应紧急停炉;
3.3.4若高低压旁路投入后,汽压仍继续上升而安全门拒动,应立即投油,并停止全部制粉系统运行;
3.3.5高低压旁路投入后,应防止再热器壁温超过许可值;
3.3.6若负荷甩到零,则应停止所有制粉系统,投油维持燃烧,待故障消除后,恢复正常运行。
如故障不能消除,则请示值长停炉。
4锅炉满水
4.1现象:
4.1.1所有水位计指示超过正常指示值,“汽包水位高”报警;
4.1.2给水流量不正常大于蒸汽流量;
4.1.3水位高Ⅲ值时,延时2秒,发生MFT;
4.1.4严重满水时,主汽温度急剧下降,主汽管内可能发生水冲击,管道剧烈振动;
4.2原因:
4.2.1给水自动装置失灵,给水泵转速不正常升高;
4.2.2手动控制时操作不当或由于水位、水汽流量指示不正确,使运行人员产生误判断;
4.2.3负荷及汽压变化过大时,水位调整不及时。
4.3处理:
4.3.1水位高Ⅰ值时:
若因给水自动失灵,立即将自动切为手动控制,并降低给水泵转速;
若因给水泵转速调节失灵,立即停汽动泵,启动电动泵控制调节给水量;
4.3.2水位高Ⅲ值时,延时2秒,MFT动作停炉,然后按MFT动作后有关规定进行处理;
4.3.3处理过程中,应密切注意汽温的变化;
4.3.4停炉后继续放水至正常水位,查明原因并消除后重新点火;
4.3.5禁止使用停炉放水门进行放水。
5锅炉缺水
5.1现象:
5.1.1所有水位计指示低于正常指示值,“汽包水位低”信号报警;
5.1.2给水流量不正常地小于蒸汽流量(炉管爆破时例外);
5.1.3严重缺水时主汽温度升高;
5.1.4水位低Ⅲ值时,延时2秒,MFT动作。
5.2原因:
5.2.1给水自动装置失灵,给水泵转速不正常地降低或给水泵故障;
5.2.2手动控制时操作不当或由于水位、水汽流量不正确使运行人员产生误判断;
5.2.3负荷及汽压变化过大,调整不及时;
5.2.4给水压力低或下水包、水冷壁、省煤器系统泄漏严重。
5.3处理:
5.3.1水位低I值时,若因给水自动失灵,立即将自动切为手动并增加给水泵转速;
若因给水泵转速调节失灵,立即启动电动给水泵,及时调整水位;
5.3.2停止定排和连排;
5.3.3水位低Ⅲ值时,延时2秒MFT动作,停炉后按MFT动作后的有关规定进行处理;
5.3.4当锅炉水位在各水位表中全部消失,时间超过10分钟,严禁立即向锅炉进水,此期间进水,须经总工程师批准。
6汽水共腾
6.1现象:
6.1.1汽包水位急剧波动,水位计内水位不清;
6.1.2主汽温度下降,蒸汽导电度增加,严重时主蒸汽管内发生水冲击。
6.2原因:
6.2.1给水或炉水品质不合格;
6.2.2锅炉负荷骤减或汽压急剧下降;
6.2.3油进入汽水系统。
6.3处理:
6.3.1汇报值长,降低且稳定锅炉负荷;
6.3.2开大连排,加强定排,降低汽包水位至-50mm;
6.3.3关闭减温水,必要时打开过热器疏水,严密监视汽温变化;
6.3.4通知化学,停止加药,加强炉水化验。
7炉膛压力高
7.1现象:
7.1.1“炉膛压力高I值”信号报警;
7.1.2炉膛负压表指示偏正;
7.1.3炉膛不严密处烟气外冒;
7.1.4当“炉膛压力高Ⅱ值”信号报警时,锅炉发生MFT。
7.2原因:
7.2.1单台引风机故障跳闸,送风机未能及时跟踪调整;
7.2.2炉膛负压自动装置失灵;
7.2.3引风机入口导叶,出口挡板或烟道内烟气挡板误关;
7.2.4燃烧工况恶化;
7.2.5炉内承压部件严重爆破。
7.3处理:
7.3.1引风机导叶切至手动,调整导叶开度维持炉膛负压正常;
7.3.2误关的挡板及时恢复原状;
7.3.3炉膛压力高MFT动作后,按MFT动作后的有关规定处理。
8炉膛压力低
8.1现象:
8.1.1“炉膛压力低”信号报警;
8.1.2炉膛压力表指示向负值增大;
8.1.3“炉膛压力低Ⅱ值”光字牌报警时,锅炉发生MFT。
8.2原因:
8.2.1单台送风机故障跳闸,引风机未能及时跟踪调整;
8.2.2炉膛负压自动调节失灵;
8.2.3送风机入口动叶、出口挡板或风道挡板误关;
8.2.4辅助风调节挡板失灵或误关;
8.2.5锅炉燃烧工况恶化或锅炉灭火。
8.3处理:
8.3.1投油稳定燃烧;
8.3.2调节引风机入口导叶开度,维持炉膛负压正常;
8.3.3负压自动调节失灵时,应切为手动调节;
8.3.4将误关的挡板及时恢复原状;
8.3.5“炉膛压力低Ⅱ值”光字牌报警时,MFT动作。
按MFT的有关规定处理。
9锅炉灭火
9.1现象:
9.1.1炉膛压力突然大幅度减小,一、二次风压同时降低;
9.1.2“全炉膛失去火焰”信号报警;
9.1.3火焰监视器显示无火焰;
9.1.4各层燃烧器的火检均消失;
9.1.5MFT动作;
9.1.6汽温、汽压、主汽流量迅速下降;
9.1.7水位先下降后上升。
9.2原因:
9.2.1运行中的送风机、引风机、一次风机等故障跳闸或锅炉跳闸保护动作;
9.2.2低负荷时风、煤配比严重失调;
9.2.3低负荷时煤质变差、煤粉过粗,使燃烧工况恶化;
9.2.4燃烧不稳定时未能及时投油稳燃;
9.2.5燃烧器运行方式不合理;
9.2.6低负荷时,炉膛吹灰或水冷壁爆管将火焰吹灭或炉膛负压过大;
9.2.7水冷壁吹灰不及时,造成大面积落焦;
9.2.8燃油时,油系统故障或进油电磁阀误关;
9.2.9厂用电中断或MFT误动。
9.3处理:
9.3.1按MFT动作后的有关规定处理;
9.3.2查明原因并消除后,开启引、送风机以大于30%的风量吹扫炉膛5分钟,重新点火启动;
9.3.3灭火后,严禁解除灭火保护,用爆燃法点炉。
10失去燃料
10.1现象:
10.1.1“全部燃料丧失”信号报警;
10.1.2锅炉发生MFT;
10.1.3所有制粉系统跳闸且燃油中断;
10.1.4炉膛火焰监视器无火焰显示。
10.2原因:
10.2.1所有煤仓断煤;
10.2.2所有制粉系统跳闸;
10.2.3燃油时油系统故障或进油电磁阀误关。
10.3处理:
10.3.1按锅炉发生MFT处理;
10.3.2查明原因后尽快恢复点火。
11汽包水位计爆破
11.1现象:
11.1.1爆破侧水位计有泄漏声,并有汽水喷出;
11.1.2汽包压力、主汽压力不正常地降低。
11.2原因:
11.2.1冲洗水位计时,冲洗方法不正确;
11.2.2水位计表面温度变化突然;
11.2.3安装或材料质量不良。
11.3处理:
11.3.1立即解列该水位计,开启疏水阀;
11.3.2通知维修修复水位计;
11.3.3如两只汽包水位计都损坏,但给水自动正常,CRT上水位指示可靠,可继续维持锅炉运行2小时,如给水自动调节不可靠时,应请示总工是否停炉;
11.3.4当所有水位计损坏时应立即紧急停炉;
11.3.5任一汽包水位计损坏时,应把运行方式切至“机跟炉”方式,稳定锅炉负荷.
12水冷壁管爆破
12.1现象:
12.1.1炉膛内有泄漏声,炉膛压力增高且不稳定;
12.1.2炉膛不严密处向外冒烟,严重时燃烧不稳或造成灭火;
12.1.3两侧烟温差增大且烟温降低,汽温汽压蒸汽流量下降;
12.1.4汽包水位下降,给水流量不正常地大于蒸汽流量;
12.1.5投风量自动调节时,引风机入口导叶不正常的开大,电流上升。
12.2原因:
12.2.1给水品质长期不合格,管内结垢腐蚀;
12.2.2管材质量或焊接不合格;
12.2.3管内有杂物,使部分管壁经常超温;
12.2.4运行中发生汽包缺水,处理不当;
12.2.5吹灰器或燃烧器安装角度不良,调整不当,对水冷壁长时间冲刷;
12.2.6长时间低负荷运行或定期排污门泄漏破坏水循环,导致水冷壁管爆破;
12.2.7掉大焦或除焦时将管子砸破。
12.3处理:
12.3.1汇报值长,将运行方式切到“机跟炉”;
12.3.2泄漏不严重时,汇报值长请求降负荷、降压运行,并申请停炉;
12.3.3如泄漏严重,无法保持汽包正常水位时,应进行以下处理:
12.3.3.1水位低Ⅲ值引起MFT动作,按MFT处理;
12.3.3.2停炉后应尽可能继续进水(严重缺水除外),维持汽包水位;
若水位维持不住,应停止给水;
12.3.3.3严禁开启省煤器再循环门;
12.3.3.4保留一台引风机运行,以排除炉内蒸汽;
12.3.3.5通知灰控值班员,切除电除尘器高压电源。
13省煤器管爆破
13.1现象:
13.1.1汽包水位下降,给水流量不正常的大于蒸汽流量;
13.1.2省煤器泄漏处有响声,省煤器灰斗有滴水或湿灰现象;
13.1.3省煤器后两侧烟温差偏大,泄漏侧排烟温度下降;
13.1.4空预器两侧出口风温差值增大;
13.1.5引风机导叶调节投入自动时,引风机导叶不正常的开大,电流上升。
13.2原因:
13.2.1给水品质不合格,使管子内部结垢腐蚀;
13.2.2飞灰长期磨损;
13.2.3吹灰器安装不当或吹灰器未及时退出,吹坏省煤器;
13.2.4管材或焊接不合格;
13.2.5尾部烟道二次燃烧,造成省煤器管过热;
13.2.6启停过程中,未开省煤器再循环阀而导致过热。
13.3处理:
13.3.1如泄漏不严重,应加强给水,将运行方式切至“机跟炉”,并通知汽机全开调速汽门,同时请求值长降负荷、降压运行,申请停炉;
13.3.2如泄漏严重,无法维持汽包正常水位时应紧急停炉,停炉后保留一台引风机运行,将炉内蒸汽抽净后停下;
13.3.3通知电除尘切除电除尘器高压电源;
13.3.4严禁开启省煤器再循环门。
14过热器管爆破
14.1现象:
14.1.1爆破处有泄漏声,炉膛压力增高且不稳定;
14.1.2蒸汽压力下降,蒸汽流量不正常的小于给水流量;
14.1.3泄漏侧烟温下降,两侧烟温差增大;
14.1.4引风机导叶不正常的开大,电流上升。
14.2原因:
14.2.1管内结垢,腐蚀;
14.2.2烟气高温腐蚀或飞灰磨损;
14.2.3吹灰器安装或操作不当,吹灰吹坏过热器管;
14.2.4管材或焊接质量不合格。
14.3处理:
14.3.1泄漏不严重时,应将运行方式切至“机跟炉”,通知汽机全开调速门,同时请示值长降压降负荷运行,并申请停炉;
14.3.2泄漏严重,无法维持运行时,应紧急停炉;
14.3.3停炉后保持一台引风机运行,待烟气蒸汽排出后,停止引风机运行。
15再热器管爆破
15.1现象:
15.1.1爆破处有泄漏声,炉膛压力增高且不稳定;
15.1.2再热蒸汽压力下降,在负荷不变情况下,主蒸汽流量增加;
15.1.3爆管侧烟温下降,两侧烟温差增大;
15.1.4引风机导叶调节投自动时,引风机导叶不正常开大,运行电流增大。
15.2原因:
15.2.1管内结垢、腐蚀、管壁积灰结渣造成超温;
15.2.2管材、焊接质量不合格;
15.2.3启停炉过程中,高低压旁路使用不当,未保护好再热器;
15.2.4吹灰器安装或操作不当,吹坏再热器。
15.3处理:
15.3.1泄漏不严重时,应将运行方式切至“机跟炉”,通知汽机全开调速汽门,请示值长降负荷降压运行并申请停炉;
15.3.2泄漏严重,无法运行时,应紧急停炉;
15.3.3停炉后保留一台引风机运行,待烟气蒸汽排出后停引风机运行。
16烟道二次燃烧
16.1现象:
16.1.1烟道内烟温急剧上升,烟囱冒黑烟,氧量降低,烟道不严密处有烟火冒出;
16.1.2炉膛压力增高,烟道负压不稳;
16.1.3若空预器发生二次燃烧,其电流不正常的摆动,外壳发热或被烧红;
16.1.4排烟温度急剧上升。
16.2原因:
16.2.1长时间煤粉太粗或氧量太低或油枪雾化不好,燃烧不完全,使未燃烬的燃料积存在尾部烟道;
16.2.2长期低负荷运行,燃烧不好,烟速低,烟道内积存未燃烬的燃料;
16.2.3启停时燃烧调整不当,使可燃物积存在烟道内。
16.3处理:
16.3.1发现排烟温度不正常的升高,应立即查明原因,将运行方式切至“机跟炉”并汇报值长;
16.3.2立即采取调整燃烧、调整负荷、进行烟道或空预器蒸汽吹灰等措施,降低烟道烟气温度;
16.3.3若排烟温度超过250℃时应紧急停炉,停止送、引风机运行,关闭所有风门挡板和烟气挡板,密闭炉膛和烟道;
16.3.4利用吹灰蒸汽灭火;
16.3.5若省煤器处发生二次燃烧,停炉后保持少量进水,冷却省煤器;
16.3.6若空预器发生二次燃烧,停炉后,空预器继续运行,投入蒸汽吹灰,必要时应用冲洗水灭火或消防水灭火;
16.3.7烟道内各段烟温正常后,方可打开检查人孔门检查,确认无火源后,启动一侧引送风机,进行通风和吹扫,并加强监视;
16.3.8检查烟道烟温正常,设备未损坏时,方可请示值长重新启动。
17受热面严重结焦
17.1现象
17.1.1水冷壁结焦时,主、再热器温度将会发生不正常的升高;
17.1.2过、再热器受热面结焦时,主、再热器温度不正常的降低;
17.1.3锅炉排烟温度不正常的升高;
17.1.4焦渣脱落时,炉膛压力变化较大,影响燃烧的稳定性;
17.2原因
17.2.1燃煤中灰熔点低;
17.2.2燃烧中火焰中心偏斜;
17.2.3锅炉长时间超出力运行;
17.3处理
17.3.1调整燃烧工况,避免火焰中心发生偏斜;
17.3.2燃用灰熔点较高的煤种;
17.3.3适当降低锅炉运行负荷;
17.3.4加强对炉内结焦情况的监视;
18送风机全停
18.1现象:
18.1.1两台“送风机跳闸”信号报警;
18.1.2两台送风机电流到零;
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