运行部技术管理措施汇编

1、运行部技术管理措施汇编运行部技术管理措施汇编批准：成焕祥审核：熊大友 刘晓军 高忠明编写：王 勇 杨 涛 王振东 王凤宾 周建建 王世明陈才明湖北华电襄阳发电有限公司运行部2015年1月目 录第一章300MW机组5第一篇综合51)单机运行保安全措施52)机组无辅助蒸汽启动预案83)机组停炉不停机MFT后的处理导则94)机组启停调峰注意事项135)330MW机组滑压运行方案176)脱硫 6kV、380V母线电源失压处理预案187)网控电气操作保安全措施22第二篇锅炉248)低负荷稳燃措施249)锅炉入炉煤挥发份高的应对措施2710)燃用全贫煤及低挥发份劣质煤的措施3011)防止锅炉灭火

2、放炮的措施3512)防止锅炉主再热汽温超限的措施3613)锅炉飞灰灰渣含碳量高分析及应对措施3814)防止汽包满水和缺水事故的措施4115)锅炉汽包水位调节指导4416)制粉系统断煤处理措施4717)引风机失速预案4818)防止锅炉油系统泄漏着火措施4919)防止细粉分离器堵塞的措施5020)空气预热器检修预案5221)高加泄漏坚持运行保安全措施5422)高加退出时防止锅炉超温措施56第三篇电气5823)防止电气误操作事故措施5824)防止发生发电机非同期并网事故的预案5925)汽机6.3mMCC事故跳闸预案6126)发电机励磁电源由中频试验机组供电运行方案 (适用于#1、2发电机)6327)

3、发电机由手励50Hz供励磁运行注意事项（适用于#1、2机）6528)关于励磁调节器运行时的注意事项6629)变电站迎峰渡夏预案67第四篇汽机6730)汽泵检修预案6731)电泵检修预案6932)凝汽器甲侧循环水隔离措施7033)凝汽器水室落水处理方法7334)高加异常预防及事故处理73第二章600MW机组75第一篇综合7535)600MW机组滑压运行注意事项7536)600MW机组一汽一电运行事故预案76第二篇锅炉7937)防止锅炉超温超压的措施7938)防止锅炉受热面壁温超限措施8139)防止锅炉灭火技术措施8340)锅炉低负荷运行防止MFT措施8641)防止锅炉高负荷结焦措施8942)防止

4、磨煤机出口粉管堵塞的措施9143)避免捞渣机放渣预防措施及事故处理预案9344)雨季煤湿制粉系统断煤频繁预案9745)600MW锅炉防止氧化皮运行措施10046)600MW锅炉煤质降低的针对措施10547)锅炉六大风机轴承温度高的预防措施及处理10848)单侧空预器液力耦合器故障检修预案11049)防止锅炉尾部烟道再燃烧的措施11150)防止“给水流量低”MFT11351)防止制粉系统着火爆炸的措施11452)防止一次风机喘振措施11653)600MW机组深度调峰措施119第三篇电气12154)BZT装置试验操作步骤12155)关于保安MCC定期试验的操作说明12256)交、直流润滑油泵控制回

5、路改造后的说明及注意事项12357)保安MCC段保电措施12458)防止励磁系统超温跳闸的措施12659)#5、6机组PSS装置运行规定12760)排渣泵工频电源改造后注意事项12761)并网操作中常见问题及处理方法12862)发变线路组保护压板投入规定12963)500kV线路保护压板投退规定13464)电气专业迎峰度夏技术措施137第四篇汽机14165)汽泵异常预防及事故处理14166)电泵退出备用预防及事故处理14367)二氧化碳置换空气操作注意事项14568)凝汽器半侧清洗循环水隔离与恢复措施14769)辅汽联箱无备用汽源事故预案15170)高加异常预防及事故处理15271)凝结水泵异

6、常预防及事故处理15472)二期循环水泵出口门自关事故预案155第三章全厂15773)汽机专业主要辅机检修隔离技术措施15774)襄阳电厂一期保厂用电措施15975)襄阳电厂二期保厂用电措施16376)湖北华电襄阳发电有限公司经济运行调度方案17777)运行部控制非计划停运措施18578)运行部人身伤害应急预案18879)锅炉防止四管爆破措施19480)防止炉外及汽机高压小管道爆破措施19681)电缆火灾现场处置预案19782)综合排水泵房江水倒灌现场处置预案20183)锅炉燃烧调整指导手册20784)运行部防汛方案21685)触电人身伤亡事故应急预案21886)化学危险品事故现场处置预案22

7、387)制氢站防止爆炸措施22788)制氢站火灾应急预案22989)防高空坠落应急预案23590)油系统火灾事故专项应急预案24091)尾水电站经济运行方案24692)屋顶风机运行规定24993)防止主厂房仪用气源失去和中断后的处理25094)防止空气预热器及SCR堵塞措施25295)防止全厂工业水中断的措施254第四章除灰脱硫（仅供学习）25596)I电场灰斗低料位.高料位应急预案25597)防止因脱硫导致锅炉MFT事故预案25898)脱硫除灰系统运行管理节能措施26599)防止捞渣机故障停运处置预案269100)关于除灰脱硫系统优化运行的管理规定274101)高压冲洗水联网运行管理规定28

8、2102)防止脱硫系统浆液箱和管道堵塞的管理规定285103)防止脱硫非计划停运的措施286104)脱硫增效剂添加管理规定290105)防止吸收塔运行过程中溢泡溢流措施293106)保障脱硫除尘设施可靠运行措施294107)除灰高压冲洗水中断应急处置预案297108)保障脱硫除尘设施达标排放运行措施302 第一章 300MW机组第一篇 综合1) 单机运行保安全措施一、组织措施1.1人员配备要充足，机组人员增加50%的备用人员。1.2严格执行监盘制度，禁止学习人员和经验不足的人员单独监盘。二、技术措施1、燃料管理。严格配煤，保证煤质，值长、单元长以及锅炉控制员都必须及时了解煤质情况，输煤程控值班

9、员必须定期向值长汇报煤质情况。2、燃烧调整。2.1严格执行运行部稳定燃烧措施，值长单元长组织学习，务必使运行人员熟悉措施并严格执行。2.2值长积极与调度沟通，争取锅炉负荷大于170MW。2.3充分利用微油点火装置稳定燃烧和节约燃油。2.4任何工况下出现燃烧不稳定时以及锅炉负荷小于170MW应投小油枪助燃，但是不得把投油助燃作为稳定燃烧的主要手段。应该严格执行运行部稳定燃烧措施，在运行方式和规范操作上下功夫，如保证配风和氧量合适、保证给粉机对角运行、保证粉仓粉位、规范操作制粉系统启停操作、规范给粉机投退操作、加强就地看火等等。2.4出现影响锅炉稳定燃烧的缺陷时应积极联系、督促检修消缺，消除缺陷时

10、作好相应事故预想。2.6 各专业加强巡回检查，精心操作，精心调整，及时发现设备异常和隐患并积极消除，操作前和操作过程中做好事故预想。3、运行分析和事故预想3.1专业工程师每天对机组运行状况开展运行分析，及时发现设备隐患，有针对性的组织编写事故预案指导生产运行，运行人员每班做好运行分析，有异常或隐患时及时汇报专业工程师。3.2值长单元长根据机组运行状况有针对性的组织运行人员做好事故预想，对于锅炉MFT处理以及机组解列的事故预想，本单元全体人员要签字学习、熟悉上述事故预想。3.3严格执行重大设备退出备用制度，重大设备退出备用严格执行汇报批准程序，保证技术措施和组织措施到位的情况下才允许重大设备退出

11、备用。4、锅炉灭火的事故预想4.1熟练掌握MFT后的处理，保证不扩大事故导致机组解列。4.2可退出汽包水位保护，吹扫5分钟后也可要求热工人员强制MFT复位，锅炉点火，尽快恢复。4.3将汽机轴封汽源切为主蒸汽供汽。4.4立即停止全厂非生产用汽，开启高压旁路通过冷再恢复辅助蒸汽系统运行，恢复除氧器加热，防止除氧器压力低跳给水泵。5、汽轮机、发电机跳闸（能立即恢复运行）的事故预想5.1按汽轮机、发电机跳闸预案处理。5.2立即停止全厂非生产用汽，将汽轮机轴封切为主蒸汽供汽（#2、3机），维持机组真空。5.3锅炉尽快恢复点火，开启高压旁路进行调节，维持再热汽压2.0MPa左右，用冷再向辅汽供汽。5.4投

12、入除氧器辅汽加热，注意监视除氧器水位。5.5汽轮机冲转条件满足后冲转至3000RPM。5.6恢复发电机并网运行。6、汽轮机、发电机跳闸（不能立即恢复运行），锅炉正常的事故预想6.1按汽轮机、发电机跳闸预案处理。6.2立即停止全厂非生产用汽，根据实际情况将汽轮机轴封切为主蒸汽供汽（#2、3机），维持机组真空，保证汽轮机安全停机或破坏真空紧急停机。6.3汇报相关领导，立即通知备用机组启动。6.4恢复锅炉点火，适当开启机组高旁关低旁维持再热汽压2.0MPa左右，开启冷再电动门向辅汽母管供汽，保证提供其他机组启动时辅汽汽源。7、锅炉跳闸不能立即恢复运行的事故预想7.1、如果锅炉本身故障如四管泄漏不能立

13、即恢复，备用冷态机组启动时间长将导致辅助蒸汽系统无法维持，无法满足启动机组的轴封用汽，按照机组无辅助蒸汽启动预案启动。返回目录2) 机组无辅助蒸汽启动预案1、将备用机组（冷态机组）全面恢复备用1、发变组恢复备用。 2、6kV开关送电备用。3、发电机密封油系统运行正常，氢气压力200kPa。4、机组大联锁试验合格。5、没有影响启动其他重大检修工作。2、操作要点：1、启动空压机，检查压缩空气压力0.5 MPa。2、点火前在无轴封供汽的情况下启动一台真空泵运行。3、锅炉起压后，锅炉压力0.15 MPa，关闭疏水门及排汽门。4、锅炉蒸汽温度达到150，将轴封汽源切至主蒸汽供汽。5、投入旁路运行，严密监

14、视低旁后温度，及时投入凝汽器喷水减温。6、汽机高旁后压力达到0.6-1MPa、温度达到250时，轴封可以切换为冷再供汽。7、冲转参数达到后按照正常启动汽机冲转、并网带负荷。3、注意事项1、由于轴封没有汽源，且汽机处于冷态，因此可以采用不投轴封抽真空方式运行，维持凝汽器低真空。但是在启动过程中用主蒸汽或经过高旁用冷再电动门供轴封系统时，要加强对轴封母管压力和温度密切监视，尽量控制轴封系统参数稳定。2、机组停运时间长，注意水质监视，加强排污。3、锅炉微油点火装置在粉仓粉位1.0米后开始试投，检查燃烧情况，防止再燃烧，如果无法保证空气预热器吹灰则不要用微油点火装置，锅炉燃烧稳定的情况下逐渐退出大油枪

15、或尽量减少大油枪运行。4、由于没有辅助蒸汽，就地监视空预器状况和排烟温度，主汽压力1MPa后尽早用主汽投入空气预热器吹灰，加强就地看火，检查油枪雾化良好，防止再燃烧。返回目录3) 机组停炉不停机MFT后的处理导则特别说明：事故处理不考虑顺序阀方式的影响我厂炉跳机保护已改为低汽温保护，保护动作条件有2个：1、MFT后主汽温10分钟下降大于50度；2、MFT后过热度小于80度；为了保证锅炉MFT后，机组能安全正常运行，并且能及时恢复至正常工况。值长、单元长应快速减负荷（尽可能低，5至10MW即可），减少汽温降低的速度。查明锅炉MFT动作原因，然后组织各专业协调处理。一、锅炉专业：关键是采取一切措施

16、尽量减少汽温降低的速度，查清MFT原因后尽快恢复。1、MFT后检查锅炉各联锁动作正常：高、低旁路关闭；过热器、再热器减温水总门关闭，关闭再热器减温水抽头电动门；将制粉系统转机复位，关闭排粉机入口档板；关闭一次风机入口调节档板和出口挡板；联系除灰退电除尘；2、检查空预器、送、引风机运行正常。调整炉膛负压，及时降低风量至3040之间。做好吹扫准备，条件具备后立即开始吹扫（如果时间已超过5分钟，热工到位后强制吹扫）。3、电动给水泵联启，切给水为旁路上水，调整汽包水位正常-100mm， 4、MFT复位后，检查调整油压正常2.5MPa以上后（也不能过高防止油枪无法点燃），检查点火条件满足，投入AB层油枪

17、。5、启动一次风机后，投粉条件满足后投入小油枪及相应的给粉机投粉。不得强制投粉条件。6、恢复中锅炉应注意以下几个问题：2 尽快增加燃料（油枪和给粉机），防止汽温降低过多，尽快将温度、负荷调整到与缸温匹配。3 调整燃烧升温过程中，当汽温已经开始上升时，应适当切除上部给粉机，注意加强分隔屏出口温度监视，防止超温； 4 如锅炉MFT动作前炉膛冒正压，应就地检查炉膛看火孔；5 控制好汽包水位，防止水位过高、过低或给水管道超压。给水切主路后，给水压力要始终大于主汽压力，避免减温水中断造成汽温超限。二、汽机专业： DEH切至手动，在手操盘上增减负荷时 ，各机组只需按下“高调门增”或“高调门减”即

18、可，按下持续时间超过10秒自动加速。#3机组整个过程不要人员干预。1、 MFT后自动以150MW/min将负荷给定值减至60，此过程一般不必要手动干预。要指出的是逻辑回路中60的给定值并不对应功率给定值，在功率回路没有投入时，给定值为60时，负荷将远远低于60MW，启动阶段或滑压运行时更是如此，在逻辑回路没有完善前，运行人员在MFT后必须在发电机实际功率减至60MW时将DEH切为手动，防止逆功率动作。2、 负荷降低至60MW以后，立即将DEH切至“手动”，在DEH手操盘上立即减负荷至10MW左右。3、 倒换轴封汽源至辅汽运行，注意低压缸减温水自动调节正常，必要时手动调节控制低压缸轴封温度121

19、-177；4、 将除氧器加热切换至辅助蒸汽，负荷低于90MW启动除循泵；5、 检查两台小机联动跳闸正常，电动给水泵联启正常，退出电泵辅助油泵运行投入自动；6、 检查高、低加正常疏水调门动作正常，将#3高加正常疏水调门、电动门关闭，切为事故疏水；7、 加强缸温、差胀、振动的监视，防止汽机进水；达到手动打闸条件时立即手动打闸。8、 注意调整除氧器、凝汽器、加热器水位；三、电气专业：1、MFT后，电气立即将厂用电切换至启备变带，防止逆功率动作；2、加强监视发电机无功及电压等参数；3、解除给粉电源联锁将给粉电源送电；4、配合机炉完成其它相关操作；DEH手操盘按钮说明： #1、2机组：无“GV-IV未联

20、锁”、无“阀门加速”、无“低汽压保护”#4机组：有“阀门加速”、有“低汽压保护”、无“GV-IV未联锁”GV-IV未联锁：按下此键后GV与IV不按照1:3比例联动开启，关闭；无此键时GV-IV不存在联锁，各自独立控制；阀门加速:按下此键后阀门加速开启，关闭；无此按钮时持续按GV、IV也有加速功能；返回目录4) 机组启停调峰注意事项机组夜间启停调峰，由于操作过多容易发生不安全事件，各值务必高度重视，精心监视，精心操作，确保机组安全。同时，利用短暂停机机会，对能处理的缺陷（特别是制粉系统、给水泵等）要积极联系并配合检修消缺，提高设备可靠性。1、 汽机专业 1. 机组停机时采用正常参数停机方式，若机

21、组停机期间有临时检修项目需要降低参数时，经领导同意采用滑参数停机方式。2. 机组停机前应按照规程和操作票要求进行停机前准备工作。3. 机组停机过程中滑停过程应严密监视调节级金属温降小于1/ min、主再热蒸汽有50的过热度、主蒸汽、再热蒸汽温差28。4. 机组停机过程中应密切监视汽机差胀、位移、振动、汽缸上下缸温差。当高中压胀差达到-1mm时应该暂停降温降负荷待其稳定后再降负荷。若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应该快速减负荷至0，若负胀差达到-3mm时应该立即打闸停机。5. 停过程中轴封汽源和辅汽切换要缓慢，避免因切换汽源导致汽轮机进水事故发生。6. 机组停机过程中严格按照规程

22、要求控制各参数稳定，当发现汽轮机缸温、轴瓦温度、胀差、振动达到紧急停机条件立即打闸停机。7. 机组停机时应采用汽轮机打闸，锅炉、发电机联动方式停机，汽机打闸后应检查“挂闸”灯灭，“脱扣”灯亮，功率表显示为零，转速下降，检查TV、GV、IV、RV开度指示为零，高排逆止门关闭。注意转子惰走情况，倾听机组内部声音，记录机组惰走时间，检查金属温度无突降现象，严防汽机进冷汽冷水。8. 汽机破坏真空前应将所有至凝汽器的相关疏水门关闭，机组停运期间应加强汽机上下缸温差监视。9. 汽机打闸后应维持汽包上水的条件，保持相关系统运行。10. 机组打闸后应注意监视高低旁开度以及高低旁后压力、温度变化，必要时及时关闭

23、，防止主再热蒸汽压力泄压。11. 汽轮机转速到零后应及时投运盘车，盘车运行中应按照停机运行报表要求定期对汽缸温度、大轴弯曲值、胀差、排汽温度、盘车电流、轴承温度、顶轴油压进行记录，密切监视盘车运行情况，若盘车因故障停运应严格按照规程要求进行紧急处理。12. 机组调峰再次启动时轴封系统充分疏水正常投运后方可对真空系统进行抽空气。13. 机组调峰再次启动时应根据缸体温度严格按照规程相关规定求进行启动操作、调整。2、 锅炉专业 停炉注意事项：1. 接到机组启停调峰的调度令后应对锅炉进行一次全面吹灰，特别是烟道及空预器吹灰。2. 机组降压、降温、减负荷按照正常停机要求进行，锅炉熄火前，主汽压力13MP

24、a、主汽温度500左右。3. 停炉保证交班粉位在2米以上。4. 锅炉熄火后炉膛吹扫510分钟后应立即密闭炉膛，减少热损失。5. 锅炉上水至汽包最高可见水位，注意控制汽包温差在50以内，停止上水后应开启省煤器再循环门。6. 风机、磨煤机油站保持运行，冬季注意防止油系统跑油。7. 注意监视空预器进、出口以及各粉仓温度。启动注意事项：1. 送引风机检查均完毕后，快速启动风机进行炉膛吹扫，吹扫完毕后直接对角点燃23只大油枪，避免炉膛温度下降。2. 二次风温150投入微油点火装置，煤粉着火稳定应逐步退出大油枪运行，尽量节省燃油。煤油混烧期间空预器应连续吹灰。3. 锅炉压力回升后方可逐步开启旁路，避免锅炉

25、压力快速下降。4. 启动过程中应严格控制锅炉升温升压率，最大温升率不得超过2/min。3、 电气专业 1. 发电机解列时严格按操作票执行做热备用状态.2. 发变组主开关母线侧刀闸应拉开，高厂变低压侧分支开关应拉至试验位置，取下控制保险。3. 发电机解列后严格按照发电机解列备用操作票认真执行，防止误操作事故发生。4. 发电机并网时应按照操作票对发变组系统进行全面检查，认真执行，防止漏项操作。5. 当汽机转速达到3000转时，方可合上灭磁开关开始发电机升压的操作。6. 升压过程中应监视转子电压、电流和定子电压表指示均匀上升， 升压过程发电机定子电流应为零，否则应立即降压切除励磁并进行全面检查，升至

26、额定电压后，应检查定子三相电压相等，转子回路绝缘正常。7. 发电机并网后应按值长的命令带负荷，值班人员相应调节发电机的无功功率，以控制功率因数。8. 发电机并网后和加负荷过程中，应注意监视发电机定子冷却水系统、氢气冷却系统以及定、转子铁芯温度的变化情况。9. 切换厂用电时，注意检查分支开关位置，切换时确认负荷已转移，方可断开备用（或工作）电源开关。四、除灰脱硫专业 1. 接到值长通知夜间停机调峰的指令后，接值长令及时停止脱硫系统及电除尘运行，电除尘停运后立即将各振打由自动切换至手动位，并联系除灰部加紧卸灰，待各灰斗无料位后将各振打由手动切换至自动位，停止气化风机运行，灰斗、磁轴等加热装置保持运

27、行；检查确认捞渣机刮板上无灰渣后停运捞渣机、碎渣机运行； 2. 脱硫系统停运后，应及时停运浆液循环泵、氧化风机和石灰石供浆泵，并关闭浆液循环泵冷却水。3. 接到值长机组点火的指令后，检查确认捞渣机系统无异常，启动捞渣机、碎渣机运行，并启动气化风机运行，及时联系除灰部放灰； 4. 接到值长机组并网的指令后，检查确认电除尘及脱硫系统正常备用；机组烟温大于50启动浆液循环泵运行，投粉后投用电除尘，并网后通知值班员投运浆液循环泵台数不低于两台。返回目录5) 330MW机组滑压运行方案为了提高机组运行经济性，降低发电成本，330MW机组在200MW-330WM时采用滑压运行，具体压力和负荷对应关系如下:

28、负荷#1#3负荷#2机组#4机组汽压汽压汽压汽压33016.6716.6733016.6716.67 31516.61 16.65 30016.6016.63 30016.10 16.24 29016.2916.34 29015.75 15.96 28015.9816.05 28015.41 15.69 27015.6715.76 27015.07 15.42 26015.3615.47 26014.73 15.14 25015.0515.17 25014.39 14.87 24014.7414.88 24014.05 14.60 23014.4314.59 23013.71 14.33 22

29、014.1214.30 22013.37 14.05 21013.8114.01 21013.03 13.78 20013.5013.72 20012.69 13.51 正常运行中，运行值班员应根据机组目标负荷及时调整主蒸汽压力，使得机组运行压力在规定范围内，确保机组运行经济。返回目录6) 脱硫 6kV、380V母线电源失压处理预案一、运行方式（以#2炉为例） #2炉6KV脱硫2A、2B段由6KV工作3、4段供，380V脱硫PC段由#2炉脱硫低压变供，380V脱硫保安段由380V脱硫PC段供，#2机保安PC段2A开关作380V脱硫保安段和380V脱硫PC段备用电源。二、总则 尽快恢复

30、脱硫系统各搅拌器运行，防止浆液凝固；尽快恢复380V脱硫保安段运行，恢复增压风机油站和球磨机油站运行；确保吸收塔出口烟温不超过80、入口烟温不超过170。 由#2机保安段恢复380V脱硫保安段和PC段时，应检查#2机保安段由#2机组380V工作段供电，防止电源恢复正常方式时非同期并列。 当#2机组保安电源检修时，380V脱硫保安段和380V脱硫PC段由#1、#2炉380V脱硫联络开关恢复，进行电源倒换时应注意防止非同期并列。#1、#2机厂用电均由启备变供电时可考虑并列倒换，否则必须停电倒换。尽量不要采用#1、#2炉380V脱硫联络开关恢复。三、#2（#1）炉脱硫6KV、380V母线电源失压处理

31、预案 1.立即检查6KV、380V母线和#2脱硫低压变保护动作情况，并将#2炉脱硫高和#2炉脱硫低拉至检修位置 2.若380V脱硫PC段和380V脱硫保安段无保护动作，检查380V脱硫PC段和380V脱硫保安段母线绝缘正常，合上脱硫保安2A0开关向380V脱硫PC段和380V脱硫保安段充电正常。（因#1、#2炉脱硫保安备用电源未施工完毕，暂由#1、#2炉脱硫联络开关进行充电恢复，但恢复正常方式时必须采用停电倒换。若#1、#2炉厂用电均由启备变供电可采用并列倒换。） 3.通知脱硫值班人员恢复#2炉380V脱硫相关负荷运行 4.将6KV脱硫2B段母线和#2炉脱硫低压变停电隔离，联系检修处理 5.

32、6KV脱硫2B段母线检修完毕后，及时恢复运行 6.通知脱硫值班人员恢复#2炉6KV脱硫负荷运行 7.#2炉脱硫低压变检修完毕后，将#2炉380V脱硫PC段倒由#2脱硫低压变供给，送电投入运行时，必须检查380V脱硫PC段供给电源和#2炉脱硫低压变由同一高厂变供电，并在#2炉脱硫低开关处测量压差小于10V，才能进行并列合环操作，防止非同期并列发生。若不满足同期条件，则采用停电倒换。 8.断开#2炉脱硫保安段备用2A0开关作备用。四、脱硫系统失压电源恢复后处理预案 4.1 脱硫系统380V电源中断处理步骤 1) 立即检查确认联锁动作正常，若增压风机小旁路档板门未开，应立即手动打开；增压风机进口、出

33、口烟气挡板位置不正确时，立即联系紧急处理；检查事故喷淋阀是否自动打开； 2）立即汇报值长，通知电气检修人员，要求尽快恢复电源；查阅电气一次系统监盘画面有无故障信号，并就地检查各开关柜受电情况； 3)立即确认联锁保护动作，巡视监盘画面检查并统计跳闸设备，汇报部门领导，复位各跳闸设备； 4)恢复各个系统（阀门)处于备用状态，等待电源恢复； 5)电源恢复后，立即对吸收塔、石灰石浆液箱、磨机浆液箱、各地坑搅拌器进行盘车，盘车成功，恢复搅拌器运行。若盘车不动，联系检修处理，同时启动各箱罐循环泵或排出泵打循环，并向对应浆液箱中灌注工业水； 6）电源恢复，检查正常后立即启动增压风机润滑油泵、跳闸磨机润滑油泵

34、和喷射油泵，防止轴瓦磨损； 7)电源恢复后，立即启动工艺水泵、除雾器冲洗水泵对运行过的浆液设备、管道进行彻底冲洗，确认管道未造成堵塞（若工艺水泵未跳闸，此项与第3项同时进行），同时对除雾器进行大循环冲洗直至吸收塔出口温度将至报警值以下； 8）恢复电源，请示值长，按规程分别启动各个系统，恢复FGD运行，做好详细值班记录。 9)若是电气保护动作引起的电源中断严禁盲目强行送电。 4.2脱硫系统 6KV电源中断处理步骤 1)立即确认联锁动作正常，若增压风机小旁路档板门未开，应立即手动打开；检查事故喷淋阀是否自动打开； 2) 立即汇报值长，要求尽快恢复电源； 3) 复位跳闸设备开关； 4)电源恢复后，将

35、增压风机的导叶关小，立即启动工艺水泵、除雾器冲洗水泵对运行过的浆液设备、管道进行彻底冲洗，确认管道未造成堵塞，同时对除雾器进行大循环冲洗直至吸收塔出口温度将至报警值以下； 5)若造成380V电源消失，按380V电源中断处理； 6) 原因查明后，请示值长恢复FGD运行。 4.3断电 发生厂用电中断，脱硫工艺流程会被中断，增压风机小旁路挡板门在断电时要立即打开，控制系统装配有不间断电源(UPS)，因此能继续监视工艺流程参数。操作人员必须立即检查一下挡板是否在正确位置，若增压风机小旁路档板门未开，应立即手动打开。同时检查事故喷淋阀是否自动打开。 电源恢复后，按照380V电源中断恢复处理。 返回目录7

36、) 网控电气操作保安全措施一、组织措施1. 操作总指挥、总调度人员为当值运行值长，负责操作的开始、终止时间及操作过程中的紧急情况处理。2. 生产技术部负责检查和监督技术措施和组织措施的执行情况，协调解决操作中遇到的技术问题，并对操作中的技术重点进行交代。联系人:胡汉宇3.安保部负责检查安全措施的执行情况，并交代相关的注意事项，及时制止三违现象，确保人身、设备安全。联系人:宫建4. 检修人员在重大操作过程中应留守现场，及时完成设备的检查和维护工作。联系人:梁伟5. 运行部必须严格执行双监护制度，第一监护人应为主值班员及以上岗位人员，第二监护人为网控负责人或电气专工。在部门电气专工或分管主任到场的

37、情况下，网控负责人可以作为第一监护人。在操作前第二监护人应确认操作人员的技术资质合格及精神状态良好，分析操作危险点，对重点操作进行指导。 联系人:王振东二、技术措施1. 认真了解设备运行方式，分析危险点、危险源。2. 认真填写操作票，并经三级审查合格后签名。在模拟图上模拟操作正确后才能操作，严禁使用解锁钥匙解锁操作。3. 现场任何电气操作必须严格执行两票三制,严格执行安规和运规的规定。4. 现场任何电气操作必须得到值长的命令和许可,才能进行操作。5. 操作中发生疑问时,必须立即停止操作,询问清楚.严禁盲目进行操作。6. 操作前对电气运行方式必须了解清楚,对接地刀闸、接地线和保护压板的投退操作后

38、必须立即登记。7. 网控的电气倒闸操作除了严格执行两票三制外,到就地操作前还应带上手动摇柄,穿上绝缘鞋,戴好绝缘手套。8. 装设接地线和推地刀前必须验电。9. 任何电气设备送电前必须摇测绝缘合格后,才能送电，其绝缘值在登记本上登记完整。10. 电气倒闸操作前必须检查开关断开,核对设备名称编号正确。11. 接班后对于上班运行方式发生改变的设备应重点加强检查及时发现遗漏和不完善之处。12. 设备停电检修时,应按照安规要求装设遮拦，设置明显的警示标志，开工前对于带电部位和可能来电危险的地方,应向工作负责人指明清楚,并在工作票上注明清楚。返回目录第二篇 锅炉8) 低负荷稳燃措施 一、设备管理

39、1、一般不安排设备重大检修，对于底部给粉机检修和制粉系统检修值长应控制时间，保证锅炉底火稳定。2、值长和单元长应要求输煤程控人员严格配煤，汇报输配煤设备状况，合理安排上煤方式。3、单元长及时通知综合班清理木屑分离器和粉筛，防止细粉分离器堵塞危及燃烧安全。二、制粉系统调整1、运行中的磨煤机出口温度维持在8090之间，备用中的制粉系统控制磨煤机入口温度在90以下即可，尽量减少冷风。2、制粉系统断煤后及时减小排粉机电流。断煤后要积极配合敲煤人员进行疏通，10分钟后不能疏通应停止制粉系统运行。3、严格执行制粉系统的启停操作，杜绝急停急启，减少制粉系统操作对锅炉燃烧影响。4、低负荷运行时，制粉系统运行套

40、数不要超过三套，避免顶部三次风过大扑灭炉膛。5、运行方式要积极调整，保证粉仓粉位2米以上运行和交接。粉仓粉位高，需倒换制粉系统时应采取先停后起的方法，半小时内不能起、停两套以上的制粉系统。应尽量按规定使用绞龙，减少制粉系统启停。6、制粉系统断煤、启停等操作极易影响锅炉燃烧稳定，此时应密切留意炉内燃烧工况，如果燃烧不稳应果断投油。三、燃烧调整1、给粉机转速维持在500600rpm范围内，以保证足够的煤粉浓度，严禁缺角或减转速运行。A、B层给粉机全投，转速应投“手动”，以保证“底火”稳定。2、锅炉燃烧调整应以“少量多次”进行，严禁高转速直接停止给粉机运行、频繁投切给粉机和大幅度调整转速。若给粉机下

41、粉不稳定，导致主汽压力快速上升时，应采取增加机组负荷为主（以保安全为主），辅以减少给粉机转速，严禁快速、连续停止给粉机运行。3、掺烧劣贫的情况下，热一次风温控制可以适当提高至300运行，若掺烧的劣贫更改为优贫（高热值或挥发份在20%25%）应适当降低一次风温运行。一次风母管风压控制在4.04.5kPa左右，提高煤粉的着火性能。4、锅炉出口氧量维持在35之间，锅炉负荷变化时及时调整送风量。5、机组降负荷，负荷下降率应控制在5MW/min。锅炉降低负荷时应首先降低给粉机转速，上层给粉机转速降低至500rpm左右时，再自上而下逐个停用给粉机，及时关闭停用火嘴的一次风挡板。6、发现给粉机下粉不好时应及

42、时联系检修处理。若2个以上给粉机下粉不好时，应停止其中完全不下粉的给粉机，逐个处理，减少冷风吹入炉膛。四、投油规定1、负荷低于170MW时投入两支微油小油枪助燃，160MW以下时投入四支微油小油枪助燃。投入小油枪后应加强燃烧器壁温监视及就地燃烧器检查。2、任何情况下，锅炉负压连续大于±100Pa波动时，应投入小油枪助燃；炉膛负压波动大于±200Pa，伴随氧量快速上升，主汽压力下降速度大于1MPa/min时应果断投大油枪稳燃。3、加强监视给粉机火焰模拟量，发现变化异常或火检闪烁，有两只底部火咀在70%以下强度，同时锅炉氧量快速上升或炉膛负压波动增加时，应果断投大油稳燃，查明原

43、因或炉膛燃烧稳定后方可断油。4、170MW以上断油时应在炉膛燃烧稳定（炉膛负压波动在设定值±50Pa偏差以内，氧量和主汽压趋势平稳）的前提下，无制粉系统断煤和启停操作时，方可退出一支油枪，1分钟后炉膛燃烧正常时再逐步退出油枪。5、任何原因投油要汇报单元长、值长，断油操作应慎重。五、其他规定1、负荷210MW240MW之间吹灰时，应选择“单吹”，降低锅炉吹灰对炉膛燃烧的影响。2、低负荷运行时应加强监视锅炉风量，发现风量波动时应立即查明原因并增加总风量，联系热工处理。若单侧送风机跳闸，应立即增加另一侧送风机风量，防止锅炉风量小于30%(350Nm3/h)导致保护动作。 

44、0;                                                 

45、0;                            返回目录9) 锅炉入炉煤挥发份高的应对措施由于煤炭市场变化，导致入炉煤挥发份及热值偏高，为了避免锅炉燃烧器及制粉系统发生异常，运行中应采取以下措施：1、 管理措施 1、配煤比例以及筒仓存煤结构必须严格按照运行部规定执行； 2、值长接班后了解来煤情况，登录SIS

46、煤质在线服务器查看最近上煤品质。严格要求输煤程控做好配煤工作。 3、输煤程控值班员每班接班后必须及时向值长汇报筒仓配煤情况，汇报时必须说明的数据为：干燥无灰基挥发份，低位热值、入炉煤含硫。 4、当配煤时煤种干燥无灰基挥发份大于25%，或者热值大于5000大卡时，输煤值班员必须立即向值长汇报。 5、如果接班半小时内值长未接到输煤程控值班员关于煤质的汇报，必须在值长记录上作好记录，同时向输煤程控值班员询问情况。二、各参数控制值表1：入炉煤参数对应的一次风温与制粉系统控制参考值入炉煤参数一次风温度磨煤机出口温度一次风母管风压kPa抽粉时间min热值（大卡）挥发份%380044002528300<

47、;904.01044002728280<854.31543004400>283800400030420030260<754.520说明：1、若混煤中的各种煤种挥发份均在20%以上，应在上表基础上适当降低一次风温及磨煤机出口温度。2、除了输煤程控提供的入炉煤参数外，锅炉值班员应结合负荷、给粉机投运台数、汽温等参数准确判断入炉煤煤质并做针对性调整。三、制粉系统控制1、磨煤机冷热风门严禁投“就地”，制粉系统断煤、抽磨煤机、启停期间是制粉系统最危险工况，磨煤机出口温度严禁超限。2、制粉系统运行中应密切监视各参数，尽量避免停止给煤机运行进行疏通磨煤机的操作。3、综合班人员在进行清理粉筛

48、以及木屑分离器等工作时，严禁进行制粉系统启停操作。4、制粉系统停运，应逐步降低给煤机指令至零，停止给煤机运行抽粉时间应满足表1规定且磨煤机电流下降明显后方可停止磨煤机。整个过程必须保证足够的吹扫风量，并注意磨走空时对炉内燃烧的影响。若制粉系统动火或进入系统内部检查，应严格按照集团公司要求办理工作票开工手续，抽粉至磨煤机空载电流后方可停止磨煤机运行。5、入炉煤达到降低一次风温运行的条件后，相应的制粉系统启动前应首先检查冷风门开度50%以上，启动排粉机运行23分钟后，方可启动磨煤机、给煤机进行制粉。同时，备用中的制粉系统应开启排粉机出口三次风门以及磨煤机入口冷风门，控制磨煤机入口温度在表1对应的磨

49、煤机出口温度限值以内。6、加强粉仓温度监视，发现温度异常升高（与磨煤机出口温度不对应）后应立即加大对应的给粉机转速，降低对应的磨煤机出口温度至65左右运行，若温度仍快速升高或有自燃现象时，应按照规程规定进行事故处理。7、发现制粉系统、粉管等漏粉时应立即停止运行，堆积的煤粉应联系检修清理干净。8、磨煤机或排粉机运行中跳闸，能立即恢复的应尽快启动，若制粉系统不能短时处理好，应全开磨煤机冷风门及三次风门，尽量降低磨煤机温度，严密监视制粉系统各处温度。缺陷处理超过8小时，在磨煤机启动前排粉机应全抽冷风运行10分钟后方可逐步掺入热风，温度合适后方可启动。9、绞龙倒粉时只能开启需要倒粉的粉仓对应的下粉电动

50、插板以及头部下粉电动插板开启（头部自动翻版不可靠，防止积粉）。邻炉若停炉，邻炉所有插板严禁开启，此时可以开启运行炉（绞龙倒粉方向）最后一个电动插板，停止倒粉后将所有的下粉电动插板关闭，减少空气进入粉仓的可能性。四、一次风管及燃烧器控制1、值班员应加强巡检力度，每2小时对燃烧器、绞龙层、给粉机层等检查一次并按附表要求测量温度，要确保燃烧器着火距离合适、外护板温度不超过150，制粉系统各部温度无异常。2、给粉机停运后吹扫余粉3分钟，一次风挡板关闭后动压应降至零，同时一次风管壁温度正常，否则联系检修处理。3、对于个别动压偏低的粉管，应解除给粉机转速自动，始终保证动压在0.25kPa以上。4、加强监视

51、DCS燃烧器壁温，发现壁温不正常上升时应果断切除该给粉机运行，同时适当降低一次风母管风温。5、加强燃烧器就地检查，发现煤粉着火距离小于30cm（或就地有回火），应减少给粉机转速、增加一次风压至4.5kPa以上、继续降低一次风温度、开大周界风挡板观察，温度仍继续上升或就地明显异常时应立即停运给粉机并关闭一次风挡板。6、当任一燃烧器出现烧损异常时必须立即对各锅炉一次风温度进行调整，风粉混合后平均温度不大于170，确保燃烧器安全后再调整一次风温度。返回目录10) 燃用全贫煤及低挥发份劣质煤的措施锅炉运行过程中如果全部燃用贫煤及低挥发份劣质煤时，为保证锅炉燃烧安全，按本措施执行。一、组织措施 1、值长

52、接班后了解来煤情况，登录SIS煤质在线服务器查看最近上煤品质。严格要求输煤程控做好配煤工作。 2、如果接班半小时内值长未接到输煤程控值班员关于煤质的汇报，必须向输煤程控值班员询问情况。3、输煤系统值班人员在开始上全贫煤或低挥发份劣质煤前，立即向值长汇报煤质参数情况，上煤煤种一旦改变及时通报集控值班人员。4、全贫煤及低挥发份劣质煤主要影响锅炉燃烧的因素反映在挥发份偏低，不宜着火。值长应要求上煤空干基挥发份控制在14%-20%之间，收到基低位热值在18MJ以上。5、满足调度要求的前提下，尽可能维持较高（180MW以上）负荷下运行，出现燃烧不稳定时及时投入油枪助燃。二、制粉系统调整1、尽量关小磨煤机

53、入口冷风门，保持较高的制粉系统干燥出力，磨煤机出口温度最高可维持在90运行。排粉机电流应小于65 A.2、制粉系统断煤后及时减小排粉机电流，调整冷、热风门，控制磨煤机出口温度。断煤后要积极配合敲煤人员进行疏通，10分钟后不能疏通应停止制粉系统运行。制粉系统断煤及细粉分离器堵塞极易影响锅炉燃烧稳定，此时应密切留意炉内燃烧工况，如果燃烧不稳应果断投油。3、严格执行制粉系统的启停操作，杜绝急停急启，减少制粉系统操作对锅炉燃烧影响。4、粉仓粉位高，需倒换制粉系统时应采取先停后起的方法，半小时内不能起、停两套以上的制粉系统。5、 加强煤粉细度的分析，控制在12%（R90）以下，有利于煤粉燃烧。6、制粉系

54、统木屑分离器和细分筛子清理应和炉控制员申请，许可后操作；运行人员应加强巡查，督促清理，防磨煤机、粗细分堵塞。三、粉仓粉位控制1、正常运行中应保证各仓粉位最低不低于1.5米。但粉位不能太高，粉位高，煤粉的流动性变差，影响给粉机下粉。建议粉位在2.0米-3.0米之间。2、制粉系统连续运行，两个仓粉位测量值在1.5米且有下降趋势时，机组应降低负荷运行，每半小时测量一次粉位，直至粉位在2米以上。3、两个仓粉仓粉位测量值在1米且有下降趋势时，机组应降负荷至180MW蓄粉，必要时投油助燃。四、燃烧调整1、以投运下四层给粉机为主的方式，四角切圆燃烧。给粉机转速维持在500800rpm范围内，以保证足够的煤粉

55、浓度，严禁缺角或减转速运行。A、B层给粉机转速应投“手动”，以保证“底火”稳定。2、锅炉燃烧调整应以“少量多次”进行，严禁高转速直接停止给粉机运行、频繁投切给粉机和大幅度调整转速。3、锅炉出口氧量维持在34之间，锅炉负荷变化时及时调整送风量。4、机组降负荷，负荷下降率应控制在5MW/min。锅炉降低负荷时应首先降低给粉机转速，上层给粉机转速降低至500RPm左右时，再自上而下逐个停用给粉机，及时关闭停用火嘴的一次风挡板。5、发现给粉机下粉不好时应及时联系检修处理。若2个以上给粉机下粉不好时，应停止其中完全不下粉的给粉机，逐个处理，减少冷风吹入炉膛。若给粉机下粉不稳定，导致主汽压力快速上升时，应

56、采取增加机组负荷为主，辅以减少给粉机转速，严禁5分钟内停止2台给粉机运行。6、加强给粉机火焰模拟量监视，发现火焰模拟量变化异常或火检闪烁，同时锅炉氧量快速上升或炉膛负压波动增加时，应果断投油稳燃，查明原因或炉膛燃烧稳定后方可断油。7、炉膛吹灰至水平烟道，出现两个以上火检闪烁，立即投油，负荷低于230MW可以提前投入小油枪。8、锅炉炉膛负压连续大于±100Pa波动时，应投入小油枪助燃；炉膛负压波动大于±200Pa，伴随氧量快速上升，主汽压力下降速度大于1MPa/min时应果断投大油枪稳燃。负荷在170MW以下投入2只小油枪稳燃，负荷在160MW以下投入4只小油枪稳燃）9、锅炉投油稳燃应投入2支及以上油枪运行，断油时应在炉膛燃烧稳定（炉膛负压波动在设定值±50Pa偏差以内，氧量无上升趋势和主汽压无下降趋势）的前提下， 在5分钟内应无制粉系统断煤、给粉机启停等操作时方可