300MW机组锅炉运行规程事故处理Word文档格式.docx

1、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。2.2 MFT动作主要现象2.2.1 MFT动作报警，并显示MFT的首出原因；2.2.2 MFT的跳闸继电器动作，将切断所有燃料，锅炉熄火；2.2.3 MFT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

2、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。2.2.3.7 MFT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、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、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

3、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）。2.2.4 MFT动作后的手动处理2.2.4.1 检查炉水泵运行正常；2.2.4

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；2.2.4.6 MFT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：2.3.1 MFT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

5、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

6、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，

7、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

8、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

9、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 水位高值时：若因给水自动失灵，立即将自动切为手动控制，

10、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

11、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

12、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

13、烟气外冒；7.1.4 当“炉膛压力高值”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 “炉膛压力低值”光

14、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

15、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；9.1.5 MFT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

16、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.

17、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

18、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

19、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

20、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

21、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

22、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

23、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

24、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

25、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

26、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；18