锅炉调整及事故处理.doc

技术措施锅炉调整及事故处理风量调整6.4.2.1 为达到最佳燃烧工况，应调整并维持合适的风煤比。二次风量的调节可通过送风机入口动叶位置的变化实现，进入炉膛二次风的分配则由拱上A、B、C挡板及拱下垂直的D、F挡板开度决定。6.4.2.2 综合利用调节风箱中A、B、C、D、F二次风挡板以及燃烧器乏气调节蝶阀、调节杆/叶片调整火焰在炉膛中的位置，实现分级送风并达到一定火焰形状，二次风挡板控制方式如下：1) 风箱拱上风控制挡板A：手动，一般不作调整，燃烧调整试验时固定开度。用于控制燃烧器乏气喷口和煤火检的冷却风。2) 风箱拱上风控制挡板B：手动，一般不作调整，燃烧调整试验时固定开度。用于控制燃烧器煤粉喷口的周界风，可调节煤粉气流的穿透能力及冷却喷口，控制煤粉气流着火点。开大此门，则着火远离一次风喷口，关小此门，则着火点靠近一次风喷口。3) 风箱拱上风控制挡板C：电动，控制点火稳燃油枪燃烧所需的风量，以及油枪、油火检的冷却风。该阀门挡板有四种状态：一是炉膛吹扫时全开；二是对应燃烧器不投运时全关；三是煤粉燃烧器投运而油点火器未投运时开至运行位(推荐 5%10%,在燃烧调节时设定具体开度）；四是启动点火及助燃投油时，该风门应先置于点火位(推荐点火位置05%），并在此位置保持到油枪火焰检测发出有火信号30秒后，而后风门开度随时间增大，60秒后开至运行位。4) 风箱垂直控制挡板D：手动，燃烧调整试验时设定开度。在拱下风量属最小，与拱部离开适当距离布置，避免二次风与煤粉气流过早混和。5) 风箱垂直控制挡板F：电动，风量最大。包括挡板D、F在内，拱下垂直墙上的二次风量占总风量的65% 以上，拱下其它二次风挡板已预先调好，负荷变化时，可通过改变F挡板的位置来满足燃烧工况。F挡板有五种状态：一、锅炉停运时该风门全开；二、炉膛吹扫时，该风门置于全开位置；三、对应燃烧器不投运时全关；四、对应煤粉燃烧器或油枪点火时该风门开至点火位置(由燃烧调整时设定）；五、炉膛吹扫完成后，F挡板纳入“压差控制方式”，即将F挡板置于随时调整的中间位置，以维持与负荷相应的压差要求，负荷60%BMCR时，维持风/烟压差1000100Pa。C、F挡板由电动执行器控制，实现自动调节。F挡板是调整燃烧工况的主要手段，改变F挡板位置，相对地改变其它挡板的进风量。正常运行中不同位置的F挡板开度沿炉膛呈阶梯形，即两边稍小，中间开度较大。6) 燃烧器乏气调节阀：手动，根据煤种及燃烧调整试验确定。用于调节乏气引出量，从而调节主煤粉气流中的煤粉浓度。当煤质变差时，可用开大乏气调节阀并调节消旋叶片的方法，使一次风中的煤粉浓缩，有利于燃烧稳定。调节阀在燃烧调试好后锁定。7) 消旋装置(调节杆/叶片）：手动，根据煤种及燃烧调整试验确定。调节杆/叶片的纵向调节能改变煤粉气流的形状，调节杆/叶片缩进，煤粉气流趋于扩散，调节杆/叶片伸下，煤粉气流则趋于收缩。6.4.2.3 运行中应根据负荷和煤质情况调整配风，维持炉膛出口烟气氧量在3%6%，在燃用劣质煤或低负荷时氧量可维持稍低。投运油枪数目较多时，应适当加大风量，维持稍高的氧量运行，以保证燃尽，防止二次燃烧。锅炉典型事故处理7.3.1 引风机跳闸处理7.3.1.1两台运行引风机一台跳闸1) 现象：(1) 故障风机的电流指示回零，DCS画面上该风机颜色变为黄色闪烁，报警信号出现，该风机入口动叶及出、入口挡板自动关闭。(2) 同侧送风机联跳，送风机出口间联络门联开。(3) 燃烧室负压变正，燃烧不稳，RB动作（实际负荷大于RB目标负荷时）。2) 原因：(1) 风机保护动作。(2) 电机保护动作。(3) 该侧送风机跳闸。(4) 风机油站保护动作。(5) 相应段6KV厂用母线失电。(6) 对应侧空预器跳闸，备用电机未联启。3) 处理：(1) 对应侧送风机应联跳，否则，立即停止对应侧送风机，并检查送风机出口间联络门是否联开，否则应手动开启，汇报值长。(2) 注意监视炉膛负压，防止炉膛压力保护动作。迅速投油稳定燃烧。(3) 检查跳闸风机动叶及出、入口挡板应关闭，否则手操关闭。(4) RB应动作自动减负荷，否则按RB动作程序投油切磨，降负荷。(5) 机组在其他方式下发生一台引风机跳闸时，应手动速降电负荷与炉热负荷相匹配。(6) 注意运行引风机不能超负荷，两侧烟温差不超过规定值；注意汽温、汽压、水位调整；保持参数稳定。(7) 对跳闸风机进行检查，如保护误动，消除原因后重新启动。(8) 如跳闸引风机确有故障应做好安全措施，通知点检处理。7.3.1.2 一台引风机运行时跳闸或两台引风机跳闸1) 现象：(1) 两台引风机电流指示为零，DCS画面送风机颜色变黄色闪烁，报警信号出现，除空气预热器、火检风机外，所有动力跳闸。(2) 锅炉灭火，MFT动作。(3) 引风机动叶及进、出口挡板自动开启。2) 原因：(1) 风机保护动作。(2) 电机保护动作。(3) 两台送风机跳闸。(4) 风机油站保护动作。(5) 6KV厂用母线失电。(6) 空预器跳闸，备用电机未联启。3) 处理：(1) 确认对应的两台送风机跳闸，否则手动执行。(2) MFT应动作，否则，按MFT动作处理。(3) 应将风机挡板保持原位1min，然后缓慢打开送引风机挡板至全开位置，保持15min。(4) 两台引风机跳闸应查明原因，消除故障，请示值长后重新启动。(5) 其它按正常停炉处理。7.3.2 送风机跳闸处理7.3.2.1 两台送风机运行一台跳闸1) 现象：(1) DCS画面故障送风机报警信号出现，电流指示为零，颜色变黄色闪烁，动叶及出口挡板自关，二次风压降低，同侧引风机联跳。(2) 炉膛负压增大，燃烧不稳，RB动作（实际负荷大于RB目标负荷时）。(3) 有可能导致MFT动作。2) 原因：(1) 风机保护动作。(2) 电机保护动作。(3) 该侧引风机跳闸。(4) 风机油站保护动作。(5) 相应段6KV厂用母线失电。3) 处理：(1) 对应侧引风机应跳闸，否则立即停止对应侧引风机，汇报值长。(2) 切除送风机自动，及时调整风量投油，维持炉膛负压，稳定燃烧。(3) 检查跳闸风机动叶及出口挡板应关闭，否则手动关闭。(4) 机组在协调或机跟炉方式下，RB应动作。自动减负荷，否则手动按RB动作程序投油停磨。(5) 机组在其他方式下时，应立即手动降低电负荷与炉热负荷相适应，投油时要防止0FT发生。(6) 注意运行风机不能过负荷，两侧烟温差不超过50，注意汽温、汽压、水位调整。查明风机跳闸原因，消除后重新启动。(7) 如MFT动作，则按MFT动作处理。7.3.2.2 一台送风机运行时跳闸或两台送风机跳闸1) 现象(1) DCS画面两台送风机电流指示为零，颜色变黄色闪烁，报警。(2) 两台引风机联跳。(3) 锅炉灭火，MFT动作。(4) 1min后，引、送风机动叶及出口挡板自动开启。2) 原因：(1) 风机保护动作。(2) 电机保护动作。(3) 两侧引风机跳闸。(4) 风机油站保护动作。(5) 相应段6KV厂用母线失电。3) 处理：(1) 确认对应的两台引风机已跳闸，否则手动停运。(2) MFT应动作，否则，按MFT动作处理。(3) 应将风机挡板保持原位1min，然后缓慢打开送引风机挡板至全开位置，保持15min。(4) 查明原因消除后,请示值长后重新启动。7.3.3 一次风机跳闸处理7.3.3.1 两台运行一次风机一台跳闸1) 现象：(1) DCS画面报警信号出现；跳闸一次风机电流回零。(2) 一次风压降低跳闸风机出口挡板自关。(3) RB动作（实际负荷大于RB目标负荷时），未跳闸一次风机动叶自动开大至90。2) 原因：(1) 风机保护动作。(2) 电机保护动作。(3) 6KV厂用母线失电。(4) 风机油站保护跳闸。3) 处理：(1) 查跳闸一次风机出口挡板已联关，否则应手动关闭。(2) 机组在协调或机跟炉方式下，RB动作，自动减负荷，注意一次风压、炉膛负压，防止一次风堵管。RB动作自动投油切磨，应手动降电负荷与炉热负荷相适应。如拒动则应按RB动作程序手动投油切粉降负荷，汇报值长。(3) 加强对运行风机的监视，防止运行风机过负荷。(4) 注意汽温、汽压、燃油压力参数正常，各部分烟温在规定范围内。(5) 根据一台一次风机的出力的大小，来决定磨煤机的运行台数，将负荷稳定在300MW。7.3.3.2 一台一次风机运行时跳闸或两台一次风机同时跳闸1) 现象：(1) DCS报警信号出现，跳闸一次风机电流回零。(2) 一次风压回零，一次风机出入口挡板关，密封风机跳闸。(3) 如炉膛灭火，MFT动作。(4) 所有制粉系统跳闸，炉膛负压增大。2) 原因：(1) 风机保护动作。(2) 电机保护动作。(3) 6KV厂用母线失电。(4) MFT动作。3) 处理：(1) 如跳闸前油枪已投入，炉膛未灭火时，立即增投油枪，稳定燃烧，迅速手动RB降低机组负荷，调整汽温，注意保持正常水位；跳闸后运行各磨及给煤机应联跳，对应磨煤机出口电动及气动风门、容量风、辅助风挡板、热风门应联关，否则应手动补救。(2) 如MFT动作，按MFT动作处理。主蒸汽温度异常7.3.7.1 现象：1) 主汽温度异常报警；2) 温度指示值越限；3) 温度过低导致过热度严重不足时，汽轮机发生水冲击。7.3.7.2 原因1) 给水自动调节失灵，或操作员手动调节失当，造成水煤比失衡（即能量供需平衡破坏）；2) 减温水自动失灵、阀门卡塞或减温器在解列后阀门内漏；3) 给水泵切换操作失当，或给水泵跳闸，造成给水流量大幅度波动；4) 给水系统及减温水系统阀门误开关；5) 中间点温度或主汽温度测点故障，造成误调节；6) 燃料特性突变，制粉系统启、停或跳闸，燃烧主控手动时燃料量变动太快太猛，RB动作等原因造成炉内燃烧大幅度波动，给水调节虽然及时动作使水煤比相对稳定，但因蒸汽和烟气侧迟滞性不同，造成汽温超限；7) 烟道内发生二次燃烧；8) 受热面严重结焦、积灰，或炉风量不当；9) 炉底水封破坏，漏入大量冷风；10) 水冷壁、过热器泄漏或安全门启、回座；11) 高加投、退，造成给水温度和蒸汽流量大幅度变化；12) 启动过程中，疏水罐溢流门故障，造成过热器进水。7.3.7.3 处理：1) 正常运行中，操作员在手动方式调整燃烧、给水或风量等参数时，应平缓均匀，禁止震荡调节，对各相关系统乃至相关专业的调节应加强联系和配合；2) 发现汽温异常报警后，应根据表计综合指示，判断测点指示正确性，如系测点故障，及时联系热控人员处理，故障测点对给水、汽温调节有影响时，还应将给水或减温水切至手动调节；3) 如确认系给水调节失灵，应立即将给水切手动，参照正常运行时段的水煤比进行给水流量粗调，稳定中间点温度在410左右，汽温恢复正常后可试投给水自动调节，如失败应及时联系处理；4) 减温水自动失灵，要及时切手动维持主汽温度在额定值，并联系处理；5) 检查给水、减温水系统阀门有无误动作，有则恢复正常并查明原因作相应处理；6) 减温水全开（全关）仍无法维持正常的汽温，可适当降低（提高）中间点温度设定值，适当降低（增大）炉风量，并检查受热面结焦、积灰情况，联系厂家人员吹灰，必要且具备条件时（如负荷）可改变投运制粉系统台数或出力分配；7) 如炉底水封破坏，应立即投入足够数量的油枪稳燃，并降低炉风量，维持炉膛微正压运行，严密监视并控制主、再热汽温，同时联系辅机人员处理，在关断门关闭后可视煤质及炉内热负荷情况退出部分油枪，在水封建立关断门开启正常后再恢复原运行方式；8) 减温器解列状态因阀门内漏严重造成汽温低，应将内漏阀门摇紧，并作好记录，待条件具备时进行检修处理；汽温回升需要再次开启时，应先手动摇开少许，避免电机过载损坏或无法开启；9) 给水泵跳闸、制粉系统跳闸、RB动作、高加投、退时，应加强给水、汽温调节监视，必要时手动干预；10) 机组启动过程中，加强对启动分离器下储水罐水位监视，杜绝出现过热器进水现象；11) 因水冷壁、过热器泄漏或安全门启、回座造成主汽温度异常，按相应受热面泄漏进行处理；12) 烟道内发生二次燃烧，按尾部烟道再燃烧处理；13) 蒸汽过热度不足使汽轮机发生水冲击，或过热汽温10分钟内突降50，应紧急停止机组运行。7.3.8 再热蒸汽温度异常7.3.8.1 现象：1) 再热蒸汽温度异常报警；2) 再热蒸汽温度指示越限；3) 温度过低导致过热度不足时，汽轮机发生水冲击。7.3.8.2 原因：1) 调温烟气挡板自动失灵、执行机构销子断脱、卡塞或人员手动调节失当；2) 水冷壁、过热器、再热器严重泄漏、高加投退或安全门启、回座，均会造成烟气侧温度分布、蒸汽侧流量分配大幅度变化，导致再热汽温变化越限；3) 炉膛风量失当或炉底水封破坏；4) 燃料特性突变，制粉系统启、停或跳闸，燃烧主控手动时燃料量变动太快太猛，RB动作等原因造成炉内热负荷大幅度波动；5) 事故减温水误开或阀门内漏；6) 尾部烟道再燃烧；7.3.8.3处理：1) 综合各表计指示，判断其正确性，如表计指示有误，联系热控人员处理；2) 在煤质变化、高加投退、安全门启回座、制粉系统启停时，应加强对再热汽温的监视和调整；3) 温度偏高（偏低），可手动关小（开大）再热器侧调温烟气挡板，适当开大（关小）过热器侧调温烟气挡板，注意两侧开度和前后差压，严禁两侧烟气挡板同时关闭运行；4) 发现调温烟气挡板自动失灵、执行机构销子断脱、卡塞，应及时联系处理；5) 必要时可采用改变运行制粉系统台数、风量或机组负荷的方法调节再热汽温；6) 温度超高限，及时、适量开启事故减温水；7) 如再热蒸汽温度异常由受热面泄漏、烟道再燃烧引起，应按上述方法控制好再热汽温，并按规程相关规定处理；8) 因再热蒸汽过热度不足，导致汽轮机发生水冲击，或再热汽温10分钟内突降50，应紧急停止机组运行。锅炉汽水受热面超温7.3.9.1 现象：1) 锅炉汽水受热面超温报警；2) 受热面部分测点显示温度超高限；原因：1) 启动前疏水不充分，或减温水投入过早、过剩，在立式布置的蛇形管中形成水塞；2) 检修工艺不良或减温器损坏，管内残留杂物；3) 机组长期未清洗、清洗效果不好、水质不合格或停炉保养措施不力，造成管中结垢、积盐严重；4) 受热面严重结焦；5) 机组负荷过高，煤质太差；6) 燃料增加速度太快、幅度太大；7) 给水、汽温调节失当，造成煤多水少，受热面内汽水温度超出设计值；8) 烟道发生二次燃烧造成烟道内受热面超温；9) 启动初期循环流量不足，造成水冷壁超温；10) 启动初期给水温度太低，过热器冷却流量不足；燃料投入过快、过多，炉膛出口烟温超过规定值，造成过热器、再热器超温。7.3.9.2 预防和处理：1) 锅炉启动前应对受热面充分疏水；2) 启动初期应按规定建立足够的循环流量，保证水冷壁的充分冷却；3) 机组并网前，炉膛出口烟温不能超过540，否则应适当减少燃料或减慢增燃料速度；4) 机组冷态启动时，给水温度在冷态清洗完成后应逐渐提高至较高值，使在等量的燃料下能产生更多的蒸汽，并在点火前投入高低压旁路，保证过热器、再热器的充分冷却；5) 冷态启动初期，因汽压受高低压旁路开度、给水未饱和度影响较大，且过热器、再热器冷却流量很低，故升温升压速率应以启动分离器温度为准，并比启动后期及正常运行的速率要低；6) 提高检修工艺，加强质量监督，定期检查减温器笛管有无破损，避免受热面内存留杂物；7) 加强水质监督、处理，完善并落实停炉保养措施，按规定对各受热面进行清洗，减轻管子内壁的结垢和积盐；8) 根据煤质变化，及时调整燃烧，经常检查消除炉膛及烟道各部漏风，以形成良好的炉内空气动力场，防止或减轻结焦，使各受热面处温度分布合理，受热均匀；9) 维持合适的风量、一、二次风率和燃尽风率，定期检查油枪雾化着火情况，避免出现烟道再燃烧；10) 按规定定期除焦、吹灰；11) 手动增加燃料量时，应控制速率，小幅多次分阶段操作，待给水自动调节跟上并稳定后再进行下一次操作，避免因自动调节的滞后性造成煤水比严重失衡；12) 如因给水、汽温自动失灵导致受热面超温，应及时切手动调节，维持稳定、合适的煤水比例；13) 发现受热面超温报警，应立即查找对应受热面温度，并确认报警的正确性；14) 确认受热面超温，可适当降低机组负荷和汽水流程温度，根据机组所处阶段对照上述超温原因，查明原因并进行相应处理7.3.10 锅炉给水流量低7.3.10.1现