陕西华电瑶池发电有限公司发电部防范技术措施汇编

1、 陕西华电瑶池发电有限公司发电部 防止非停技术措施汇编 批准： 审批： 初审： 编制：发电部二一五年九月二十五日 目 录 锅炉专业1 流化床锅炉返料调整措施2 防止锅炉屏过超温调整措施3 锅炉运行中床温低异常处理4 给水中断造成锅炉缺水补充措施5 单台二次风机跳闸锅炉燃烧调整措施6 锅炉风机出力调节及异常情况下启停措施7 输煤系统故障机组运行措施8 锅炉排渣异常床压下降的事故应急措施9 锅炉风机跳闸事故措施10 #1炉主给水门故障运行调整措施11 #1炉主给水调节门热工调整限位运行措施12 掺烧煤泥运行调整措施.13 流化床锅炉燃烧调整措施14 循环流化床锅炉煤质变化燃烧调整15 煤仓降煤位措

2、施16 单台引风机运行方案17 保证机组低负荷稳定运行措施18 汽包电气水位计异常波动调整措施 汽机专业1 防止汽轮机进冷气（汽）冷水措施2 高压加热器运行技术措施3 给水中断事故预案4 关于#2机组抗燃油温控制及负荷突升的控制措施5 滑参数停机措施6 机组无辅助蒸汽启动措施7 密闭容器的液位监视措施8 汽机运行中启动油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵启停试验技术措施9 提高真空系统严密性的技术措施10 防止高压电动机烧毁的的技术措施11 200MW机组直接空冷机组防冻措施12 #1、2机组闭式水系统切换措施13 2015年技改项目操作规定14 #1机组B电泵启动时的防范措施15 #2机组主汽门

3、活动试验措施16 #2机组右侧中压主汽门自动关闭后的处理措施 电气专业1 #1.2机组运行期间厂用电源中断处置措施2 华电瑶池发电有限公司发电部#1.2机组黑启动措施3 厂用电源中断发电部处理措施4 #1主变压器水喷淋雾化试验措施5 防止断路器拒分合慢分合技术措施6 #0启备变瓷瓶清扫#1、2机组运行事故处理 燃运专业1 防止堵煤的技术措施2 全厂压缩空气失压（突降）应对措施3 输煤系统着火的紧急处理措施4 单侧输煤系统安全运行措施 流化床锅炉返料、排渣异常调整措施 1、调整“J”阀原则。一般全开上升段（流化风），调整下降段（松动风）风门开度反馈在70%左右或全开，吹扫风一次门全开、二次门开度

4、保持5%；注意观察返料灰温、风压、床压的变化趋势及返料系统各风门开度反馈与实际是否相符，对于部分风门反馈出现大幅度摆动或与实际开度相差较大应及时联系热工人员处理。并根据当班入炉煤煤质情况可做适当调整，确保燃烧物料循环良好稳定。 2、调整床压原则，在负荷、给煤量、一次风量未变的情况下，床压高应加大排渣量，若四台冷渣机排渣和链斗机运行在最大负荷下排渣正常时床压仍然只升不降，（尤其煤质太差，同负荷下维持一定参数而煤量增加过大时），应紧急采取减煤减风减弱燃烧，减负荷运行，维持料层差压在9-11KPa运行，一次风室压力保持在10-12KPa左右。严禁采用加大一次风量方法降低床压来维持燃烧勉强带负荷。运行

5、中炉膛负压保持微正压，避免返料器返料波动大，床温保持在820900 3、机长根据来煤和燃烧参数情况，及时汇报值长调整入炉煤煤质掺配，确保来煤正常，物料循环稳定。 4、加强给煤机运行维护，及时处理断煤、堵煤，尽可能避免同时多台给煤机断煤情况。 5、发生断煤时，及时增大相邻给煤机出力，并关小一次风机挡板，二次风机转速，防止风量因床压下降自动增大。 6、加强对排渣系统、输渣线巡回检查，确保安全稳定排渣。若冷渣机喷渣、漏渣及喷火时应保证床压在可控范围内降低转速至5转运行或紧急停止排渣，检查无大问题后方可再次启动排渣，并调整至较低转速5转运行。并及时处理排渣系统堵塞积渣，确保锅炉运行排渣正常，输渣顺畅。

6、 7、为缓解落煤管及炉膛给煤口处烟气泄漏，锅炉调整应保持负压0±50pa左右运行，全开下层播煤风，及时投运给煤机密封风，根据负荷、煤质保持合适一次风量。 8、如发生返料器大量返料，一次风压低现象，立即开大下排二次风开度及二次风总风量，增加炉膛扰动，以确保流化风量不低于临界流化风量，同时开大一次风挡板开度确保物料正常流化。 防止锅炉受热面金属管壁超温措施1、正常运行中保持锅炉左右侧炉膛出口温度相差不大于50。2、机组尽可能保持稳定负荷运行，减少大幅度加减负荷变化而引起壁温变化而超温。3、认真监控屏过壁温度各点变化趋势，调节给煤方式，采用减小炉膛中部给煤机煤量，来控制炉膛中部受热面金属管

7、壁温度。4、尽量降低一次风量降低流化高度，降低屏过处烟气温度。控制屏过壁温。5、如果屏过超温，可短时间减负荷，减弱锅炉燃烧，降低燃烧强度，降低屏过壁温。6、提高给水差压，加大减温水量，同时调节烟气挡板，控制屏过入口蒸汽温度低于395，屏式过热器出口温度511，高温过热器出口温度538。从而控制屏式过热器管壁温度不大于545高温过热器管壁温度不超过555。7、以通过调节烟气挡板为主，减温水调节为辅，控制低温再热汽入口蒸汽温度不大于319，出口蒸汽温度不大于456，屏式再热器出口蒸汽温度不大于538，从而控制屏式再热器金属管壁温度不超过575。8、正常运行中保持同侧再热器烟气挡板和过热器烟气挡板开

8、度之和大于110%，保证烟气通流面积，减少烟道阻力。 9、升负荷过程中，必须控制升压速率0.05MPa/min.防止升负荷过快，引起屏过超温，同时注意炉膛进、出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化，合理调节一二次风比例，及时排渣置换床料，保证稀相区燃烧份额，控制床温及升负荷速度。引起屏过超温。10、 低负荷时，一次风比例大，随床温升高，降低一次风比例，合理调节一二次风比例及二次风门开度，减小床温与分离器进出、口烟温差，减小两侧烟温差。11、高负荷时，加强再热器、过热器吹灰。当发生保持汽温额定与壁温超温相矛盾时，优先保证过热器、再热器壁温不超温，尽可能提高汽温，并满足主、再热汽温差<27

9、，主（再热）汽温A、B两侧之差<14的规定。12、 当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时，及时调整；当调整无效，壁温超温与机组负荷相矛盾时，减小锅炉负荷，保证受热面金属管壁温度不超温。13、 当发生断堵煤恢复时，缓慢增加给煤量，控制床温、汽压缓慢稳定上升，尽可能保证左右侧炉膛出口温度平衡，并注意对汽温、壁温的监视。14、当发生高加解列等异常情况时，应减负荷运行，控制床温上升速度，防止汽温、壁温超温。 锅炉床温低调整措施 一、当锅炉平均床温低至650炉MFT保护动作1、检查分析锅炉床温低原因，如因给煤机断煤、测点计算错误，立即手动恢复MFT保护。汽机根据锅炉压力，机组减负荷，电气

10、根据负荷调整电压至正常范围，防止低负荷时发电机逆功率保护动作。2、申请生产副总退出床温低保护，联系热工退出床温低保护，恢复机组运行。3、检查点火油系统正常，投入点火系统升床温650上，启动给煤机，脉动给煤提高床温，当床温660连续给煤。缓慢升温升压，机组加负荷。二、当床温低至690且仍有下降趋势1、分析原因，如因断煤造成锅炉偏床，床温各点差异大致使平均床温下降，立即联系热工人员进行低床温保护退出，并同时汇报生产副总和发电部主任、锅炉专业负责(如热工人员不能及时到位，马上投入一支点火油枪，保证炉MFT保护不动作)。2、立即加大断煤给煤机相邻给煤机煤量(压力自动投入时可以增加相邻给煤机煤量偏差值)

11、，减小锅炉偏床。3、立即处理断煤给煤机来煤正常，调整燃烧至正常。检查点火油系统处于备用。4、平均床温720且呈上升趋势，锅炉燃烧稳定，投入低床温保护。5、汇报生产副总及相关人员。三、当低床温保护退出时，经处理调整床温仍旧下降1、当平均床温低至640，且呈下降趋势，锅炉床温各测点均低于670，立即切断给煤，投入点火燃烧器升高床温。联系汽机根据压力带负荷，控制汽温在正常范围。汽机根据锅炉压力，机组减负荷，电气根据负荷调整电压至正常范围，防止低负荷时发电机逆功率保护动作。当床温局部点温度(左右两点)高于670时，可以投入对应点给煤机控制床温缓慢上升，并投入点火油系统控制床温缓慢上升。2、当平均床温升

12、至650，且呈上升趋势，间断投煤提高床温，床温660，连续给煤提高床温，升温升压机组加负荷。 给水中断锅炉缺水处理措施一、锅炉水位判别方法锅炉缺水可分两种情况，一是轻微缺水，一是严重缺水。如水位在规定的最低水位以下但还能看见，或者是水位已看不到而用“叫水法”叫水，能看见水位时，属于轻微缺水。如水位已看不到，而用“叫水法”叫水仍不见水位时属严重缺水。叫水的程序:先开启放水门，关闭汽侧门，冲洗水连通管部位，然后慢慢关闭放水门，注意水位计内是否有水位出现。机组或设备故障，造成给水中断，锅炉故障停运的密闭方法(水位低而故障停炉时，必须停止高流风机运行) 当锅炉给水中断后，立即严密封闭本炉,按下列进行:

13、关闭各给水门电动门、调节门，防止逆止门不严给水倒流。如机组甩负荷及厂用电中断后，机组压力高，PCV阀、安全门动作，开过热器两组疏水泄压，压力13.8MPa时，检查个PVC阀、安全阀回座正常，并关闭严密，无泄漏(如不能严密关闭时，关闭PVC阀手动门，安全门联系检修尽快处理其归位)。压力13.75MPa时关闭开启的两组过热器疏水门。检查吹灰、定排个手动门关闭严密。关闭引风机、一次风机、二次风机、高流风机进出口门，关闭一二次主风道风门，严密密闭本炉。加强省煤器进出口烟温、汽包壁温、烟气含氧量监视，防止烟道二次燃烧(并按照烟道二次燃烧事故预案做好准备工作)。给水系统恢复正常，上水时方法及注意事项一、给

14、水系统恢复正常，具备上水条件，经检查就地水位计水位可见或叫水水位可见时，汽包上下壁温差小于50时，立即向锅炉补水，控制补水流量50-120T/h;二、给水系统恢复，具备上水条件，经叫水仍叫不出水时:1、汽包上下壁温差小于50时(上壁最高点减去下壁最低点) 利用给水旁路给锅炉缓慢上水,开启给水旁路电动门，旁路调节门开2%(流量小于10T/h)，就地倾听给水管路有水流声，管路无振动；就地给水管路、省煤器入口管、汽包平台设专人倾听，管路应有轻微水流声，管路应无振动、水锤和晃动。表盘监视省煤器入口压力大于汽包压力0.2MPa,省煤器入口温度温度下降速率小于5/min;经上水检查无振动、汽包上下壁温差较

15、上水前无大范围变化(小于5)等异常后，可以缓慢调节给水旁路门开度进行补水。2、汽包上下壁温差大于50时，锅炉严禁进水，放床料和循环灰减小锅炉蓄热量，锅炉进行自然冷却。待壁温差小于50时，采用间断小流量补水。 单台二次风机调整锅炉燃烧调整措施 单侧风机突然跳闸，往往是由于机械故障，如风机轴承甩油环断开，导致轴承温度快速上升；或由于电机线圈温度跳变，超过保护定值；或电气故障、热控故障（甚至会造成单侧所有风机跳闸）引起的。也可能是由于未能及时发现轴承温度的异常变化，及时采取防范措施造成的。尤其是对于单侧二次风机跳闸，在值班人员没有充分准备的情况下，经常会造成锅炉出力迅速下降甚至发生MFT。因此必须做

16、好相应预防措施和事故预想：1、在正常运行过程中尽量保持A、B侧风机出力均匀。2、应定时浏览各风机参数，必要时连续监视有关参数的变化趋势。3、如单台风机在无法预知的情况下突然跳闸，应立即切除炉膛负压自动，进行手动调整；在最短的时间内查清风机跳闸原因，如无报警出现，经机长和值长同意后，可重新启动该风机。4、如单台二次风机跳闸，首先应防止炉膛负压过大导致锅炉保护动作；在运行中，应根据锅炉负荷调整一、二次风量。单台风机跳闸后，应迅速将给煤机出力降为正常运行时的50%,但不得低于锅炉最小稳定负荷所对应的给煤量,也可首先停运一台给煤机，或将两台给煤机出力迅速减为0；同时及时加大运行二次风机的风量，降低炉膛

17、负压和一次风量。5、一、二次风的调整原则是：一次风调整流化、炉膛温度和料层差压，二次风控制总风量；在一次风满足流化、炉膛温度和料层差压需要的前提下，在总风量不足时，（正常运行时氧量在56左右）应在较低负荷时逐渐开启二次风门，随负荷的增加，二次风量逐渐增加。当达到额定蒸发量时，一、二次风的比例约为56：44左右。掺烧其他燃料时，一、二次风的比例应相应调整。6、将上排二次风电动调节门关至35-40%，以增加下排二次风通风冷却，防止下二次风管过热烧坏。7、随着锅炉负荷的下降，密相区的燃烧份额增大，因此单风机跳闸后必然出现床温、床压上升的现象，此时应首先确保炉内流化正常，防止发生结焦。8、在较低负荷，

18、燃烧稳定时，可以间隔停止中间给煤机，以提高其他给煤机煤量，以防止单侧断煤引起给煤机内温度升高。9、床温的调节：9.1正常运行时床温控制在850920；改变一、二次风的比例调节床温：增大一次风量，减小二次风量，可降低床温，反之可提高床温。9.2增加床料量或石灰石量，提高循环物料量，可降低床温；增大排渣量，炉膛差压下降，物料量减少，可提高床温；9.3床料平均粒度过大，会使床温较高。增大排渣量，排除较大粒径的床料，通过加料系统加入合格的床料，或加入石灰石以替换原来粒度不合格的床料，使床温恢复正常。9.4在较低负荷时，可以关小上排二次风，以增加下排二次风量来降低床温，反之可提高床温。9.5在较低负荷时

19、，可以关小J阀出口风门，以减小返料量来提高床温，反之可降低床温。10、克服炉膛负压和锅炉负荷的剧烈扰动后，应尽量控制床温的变化，防止床温低于790，必要时投入床下油枪。同时床压将会迅速升高，布风板阻力明显降低，此时根据引风机出力情况应尽量增大一次风量，或继续减少给煤量，以控制床压的上升幅度，保证炉内流化正常。11、在锅炉工况过渡到稳定状态后，应尽量保证锅炉负荷不低于额定负荷的50%，保证锅炉氧量在正常范围内，氧量尽可能保持在5-6%之间保证燃烧充分，以尽量减少事故损失。12、为防止风机停运后挡板关闭不严造成风机出力降低，必要时应手动关闭风机挡板。13、锅炉负荷的快速变化必然会引起汽温、汽压和水

20、位的剧烈扰动，尤其应注意主汽温度和水位的变化，减负荷过程中应及时将有关自动切为手动，防止水位超限造成锅炉保护动作；或汽温产生过大偏差引起汽机保护动作。14、运行人员在平时应充分掌握本炉的运行特性，对于给煤量、风量、氧量和负荷等主要参数间相互的对应关系做到心中有数，在事故情况下力争做到超前调整，才能最大限度地减少外界的干扰。15、加强受热面吹灰，严密监视氧量和烟道各部温度，若有异常变化，随时核实情况。尤其氧量过低，烟道局部温度升高且偏差较大时，应加强吹灰，必要时减负荷运行以控制烟道局部温度异常升高；并做好辅汽吹扫的检查和应急投用。经过吹灰和减负荷仍然无效，烟温升高过快过高时应紧急停炉，锅炉密闭。

21、锅炉风机出力调节及异常情况下启停措施一、运行中风机出力下降1、 原因1) 风机出入口挡板故障(销子、连杆脱落、导叶挡板卡涩)2) 给定值输入错误，导致风机转速下降3) 风机叶轮等机械故障2、 现象1) 风机电流下降2) 风机出口风压、风量下降3) 锅炉氧量值变小(一二次风机)4) 炉膛负压变正(引风机)3、 处理1) 风机出力下降小，两台风机并列运行不发生抢风现象，机组根据燃烧工况降低负荷，主值复核风机参数输入正确(液偶转速、风机给定频率)，巡检就地检查风机出力下降原因，根据原因进行处理。2) 风机出力下降大，两台风机并列运行发生抢风现象，出力下降风机发生倒转，立即关闭风机进出口挡板，后逐步减

22、小风机转速到最小，DCS盘和就地检查风机各运行工况，根据具体原因予以消除。2、 异常情况风机启停当单台风机故障，需要停止运行检修(不包含风机重大故障紧急停运)，具体操作如下:1、 机组降负荷至120MW2、 调节锅炉燃烧稳定3、 缓慢关闭需停运风机进口挡板4、 根据燃烧调节运行风机转速5、 入口挡板关闭完毕后，缓慢降低需停运风机转速至零，停止风机运行，关闭出口挡板。三、机组正常单风机运行，备用及检修后风机启动1、 风机检查具备启动条件2、 启动风机，观察风机电流已平稳，出口挡板已联开3、 增加风机转速与运行风机相等(偏差小于3%)4、 缓慢开启风机进口挡板，根据燃烧同步调节两台风机转速直至入口

23、挡板全开。 输煤系统故障机组运行措施 1、输煤系统正常运行时，无其它定期工作或检修时，必须保证各煤仓煤位不低于2/3处。 2、当输煤系统故障，不能进行上煤时，及时通知检修相关专业尽快处理。汇报发电部、生技部相关领导。抢修时可以不办理工作票，做好安全措施记入操作记录本内,待检修工作结束后补办工作票。检修必须交代清楚抢修时间长短，当抢修工期时间发生变化时第一时间汇报值长。燃运值班人员就地观察煤位情况，每半小时向值长汇报一次。 3、当抢修2小时内完成，且煤仓煤位在2/3以上时，机组可以不降出力，督促检修尽快完成。煤仓煤位在1/2时，机组降出力至160MW运行。 4、当抢修在3小时内完成，且煤仓煤位在

24、2/3以上时，机组可以降出力140MW运行，督促检修尽快完成。煤仓煤位在1/2时，机组降出力至100MW运行。 5、当抢修在4小时内完成，且煤仓煤位在2/3以上时，机组可以降出力100MW运行，督促检修尽快完成。煤仓煤位在1/2时，机组降出力至80-90MW运行。 6、当抢修在4小时内无法完成，机组直接降出力80-90MW运行，7、 锅炉运行人员做好燃烧调整，根据各煤仓煤位情况，及时调整给煤机转速，保持各煤仓煤位高低均衡，并检查燃油系统处于良好备用，做好投油稳燃准备工作。 锅炉床压下降调整措施 一、现象： 1、锅炉排渣管、排渣门、冷渣机人孔门处大量喷红渣。 2、冷渣机排渣量不能控制。 3、锅炉

25、床压，一次风室压力急剧下降。二、处理： 1、立即停止所有冷渣机运行，停止输渣线运行。 2、立即降低锅炉负荷至100MW，降低流化风量至150NKm3/h。 3、组织人员穿好防烧伤工作服，防烫鞋，戴好护目镜及防烫手套，做好安全措施，关闭故障冷渣机排渣门。如确诊为排渣门前渣管断裂按紧急停炉处理。 4、如锅炉床压急剧下降，一次风室压力降至7.2KPa，立即紧急停炉(停引风机使以下各设备跳闸)，汽机减负荷至20MW，利用锅炉余热继续维持机组运行，待故障冷渣机或排渣管隔离后，值长根据现场情况安排锅炉启动。 5、对于喷渣至地面的热渣及时布置警戒线，悬挂明显标识，防止人员烫伤。 锅炉风机跳闸事故措施一、引风

26、机1、跳闸条件1.1引风机前后轴承温度大于85，延时5S1.2引风机电机前后轴承温度大于75度，延时5S1.3 MFT已动作，且炉膛压力2小于-3800pa。1.4引风机运行，润滑油站压力低至0.05Mpa，且电机轴承温度大于65延时3S1.5 两台油泵全停，延时3秒2、 一台引风机跳闸现象：（1）DCS发出报警，可能发生MFT保护动作。（2）跳闸引风机电流到零，运行风机电流增大。（3）跳闸后引风机入口调节门、出口挡板自动关闭。（4）炉膛负压变正。 (5)跳同侧二次风机处理：（1）发现引风机跳闸，在未查明原因前不得强送。（2）检查跳闸引风机入口调节门、出口门自动关闭。否则应手动关闭，将风机频率

27、关至0；同时加大运行引风机出力，维持炉膛负压正常。（3）联系值长要求降负荷，最大连续负荷不超过50%MCR。（4）加强汽温、水位调整。（5）监视另一台运行引风机不得超电流。（6）及时查明原因，消除故障启动风机恢复负荷。3、两台引风机同时跳闸现象：（1）DCS报警。（2）锅炉MFT动作，所有风机跳闸，显示电流到零。（3）汽轮机跳闸，负荷到零，锅炉安全阀可能动作。（4）汽温、汽压、床温、床压急剧下降。（5）锅炉MFT，给煤机、启动燃烧器均跳闸。处理：（1）检查MFT信号发出，汽轮机跳闸，负荷到零，若MFT拒动，立即手按“MFT”按钮停炉，并汇报值长。（2）检查MFT动作对象执行正确，否则手动操作。

28、（3）确认所有风机已停运，检查关闭各风机挡板。（4）及时开启过热器向空排汽门、疏水门，严禁锅炉超压。调节喷水减温装置，保证过热器、再热器壁温正常。分离器出口烟温>538时投入I级旁路，开启再热器向空排汽门，防止再热器壁温超温。（5）调整汽包水位在正常范围，控制床温下降速度不超过2.25/min。（6）紧急停炉后应加强对炉膛温度、汽包及各受热面壁温的监视，发现异常及汇报，采取措施进行处理。（7）尽快查明引风机跳闸原因，具备恢复条件后，按顺序启动各风机运行，进行旁路吹扫（中排床温高于600）或正常炉膛吹扫（中排床温低于600）完成后，方可重新点火。（8）短时间不能恢复，将汽包水位上至+300

29、mm，停止上水，开启省煤器再循环门。（9）其它操作按紧急停炉规定处理。二、一次风机1、跳闸条件1.1 A、B引风机停止1.2一次风机前后轴承温度大于85度，延时5S1.3一次风机前后轴承温度大于75度，延时5S1.4一次风机润滑站润滑油压低0.1MPa“与”电机前后轴承温度大于651.5 MFT已动作，且炉膛上部压力大于3800pa。2、一台一次风机跳闸现象：（1）DCS发出报警，可能发生MFT保护动作。（2）跳闸一次风机电流到零，运行风机电流增大（两台一次风机投入自动的情况下）。（3）跳闸一次风机入口档板、出口门自动关闭。（4）炉膛负压变大。（5）氧量降低、汽温、汽压、床压急剧下降。（6）下

30、层床温升高。处理：（1）一次风机跳闸，在未查明原因前不得强送。（2）跳闸后一次风机进口调节门、出口门挡板自动关闭。否则应手动关闭；调整炉膛负压正常，同时增大运行一次风机出力，确保流化风量不低于临界流化风量。（3）联系值长要求降负荷，最大连续负荷不超过50%MCR。（4）加强汽温、水位调整。（5）监视另一台一次风机不得超电流。（6）及时查明原因，消除故障启动风机恢复负荷。3、两台一次风机同时跳闸现象：（1）DCS发出报警，锅炉MFT动作。（2）汽温、汽压、床温、床压急剧下降。（3）锅炉MFT，给煤、启动燃烧器均跳闸。（4）二次风机均跳闸。处理：（1）检查MFT信号发出，若MFT拒动，立即手动MF

31、T，检查MFT动作对象执行正确，否则，手动操作。并汇报值长。快速降负荷，尽可能维持主压力、床温。（2）严密监视各参数符合汽轮机安全运行的要求，否则立即将汽轮机打闸，汽机按不破坏真空停机处理。（3）将自动改为手动操作，加强汽温、汽压、汽包水位、炉膛压力的监视、调整，保证参数正常。（4）调整炉膛出口压力-100Pa，控制床温下降速度不超过2.25/min。（5）尽快查明一次风机跳闸原因，具备恢复条件，按顺序启动各跳闸风机运行，旁路吹扫（中排床温高于600）或正常炉膛吹扫（中排床温低于600）完成后，若床温不低于510，即可启动B、C、D、E给煤机进行给煤，控制温升率5/min，若床温低于510，重

32、新点火。（6）若汽机已打闸，及时开启过热器向空排汽门、疏水门，严禁锅炉超压。调节喷水减温器，保证过热器、再热器壁温正常。分离器出口烟温>538,投入I级旁路、开启再热器向空排汽门，防止再热器壁温超温。（7）若停炉后短时间内不具备恢复条件，应停止所有运行风机，将汽包水位上至+300mm，停止上水，开启省煤器再循环门。（8）加强对炉膛温度、汽包及各受热面壁温的监视，发现异常及时汇报，采取措施进行处理。（9）做好机组启动准备，待查明原因具备恢复条件，方可重新启动。（10）若由引风机跳闸引起的风机全停，按引风机全停规定处理。三、二次风机1、跳闸条件1.1两台一次风机均停 1.2二次风机前后轴承温

33、度大于85度，延时3S1.3二次风机前后电机轴承温度大于95度，延时3S1.4MFT已动作，且炉膛压力大于3800pa。1.5二次风机运行30S，液力耦合器进油压力小于0.03Mpa,延时3S1.6液耦进油温度大于65度，延时3S1.7液耦排油温度大于85度，延时3S 2、一台二次风机跳闸现象：（1）DCS发出报警，可能发生MFT保护动作。（2）跳闸二次风机电流到零，运行风机电流增大。（3）跳闸二次风机入口档板、出口门自动关闭。（4）炉膛压力变大。（5）氧量降低、汽温、汽压、床压急剧下降。处理：（1）二次风机跳闸，在未查明原因前不得强送。（2）跳闸二次风机入口档板、出口门自动关闭。否则应手动关

34、闭，将风机勺管开度置0；同时增加另一台二次风机出力，维持氧量正常。（3）联系值长要求降负荷，最大连续负荷不超过50%MCR。（4）加强汽温、水位调整。（5）监视另一台二次风机不得超电流。（7）及时查明原因，消除故障启动风机恢复负荷。3、两台二次风机同时跳闸现象（1）DCS发出报警。（2）锅炉MFT动作，高流风机跳闸，显示电流到零。（3）汽温、汽压、床温、床压急剧下降。（4）锅炉MFT，给煤、启动燃烧器均跳闸。处理（1）检查MFT信号发出，若MFT拒动，立即手动MFT停炉，检查MFT动作对象执行正确，否则，手动操作。汇报值长，快速降负荷，尽可能维持主汽压力、床温。（2）检查两台一次风机联动跳闸，

35、否则手动停止。（3）严密监视各参数符合汽轮机安全运行的要求，否则，立即将汽轮机打闸，汽机按不破坏真空停机处理。（4）将自动改为手动操作，加强汽温、汽压、汽包水位的监视、调整，保证参数正常。（5）调整炉膛出口压力-100Pa，控制床温下降速度不超过2.25/min。（6）尽快查明二次风机跳闸原因，具备恢复条件，按顺序启动各跳闸风机运行，旁路吹扫（中排床温高于600）或正常炉膛吹扫（中排床温低于600）完成后，重新点火。（7）若汽机已打闸，及时开启过热器向空排汽门、疏水门，严禁锅炉超压。调节喷水减温装置，保证过热器、再热器壁温正常。分离器出口烟温>538,投入I级旁路、开启再热器向空排汽门，

36、防止再热器壁温超温。（8）停炉后短时间内不具备恢复条件，停止所有运行风机；汽包水位上至+300mm，停止上水，开启省煤器再循环门。（9）加强对炉膛温度、汽包及各受热面壁温的监视，发现异常及时汇报，采取措施进行处理。（10）做好机组启动准备，待查明原因具备恢复条件，方可重新启动。（11）由引风机跳闸引起的二次风机全停，按引风机全停规定处理。四、高压流化返料风机1、跳闸条件1.1高压流化风机前后驱轴承温度大于100,4选一1.2高压流化风机前后轴承温度大于85度，延时5S2、一台高压流化风机跳闸现象：（1）DCS发出报警，备用高压流化风机自启动。（2）跳闸高压流化风机电流到零，出口门自动关闭，备用

37、高压流化风机联启。处理：（1）检查备用的高压流化风机启动后运行正常，母管风压正常；否则应手动启动备用高压流化风机。（2）高压流化风机跳闸，在未查明原因前不得强送。（3）检查跳闸的高压流化风机出口门自动关闭。否则应手动关闭。（4）及时查明原因，消除风机故障。3、两台高流风机同时跳闸现象：（1）DCS发出报警，锅炉MFT动作。（2）汽温、汽压、床温、床压急剧下降。（3）锅炉MFT，给煤、启动燃烧器均跳闸。处理：（1）检查MFT信号发出，若MFT拒动，立即手动MFT停炉，检查MFT动作对象执行正确，否则，手动操作。并汇报值长。快速降负荷，尽可能维持主压力、床温。（2）检查两台一次风机跳闸，否则手动停

38、止。（3）严密监视各参数符合汽轮机安全运行的要求，否则立即将汽轮机打闸，汽机按不破坏真空停机处理。（4）将自动改为手动操作，加强汽温、汽压、汽包水位、炉膛压力的监视、调整，保证参数正常。（5）调整炉膛出口压力-125Pa，控制床温下降速度不超过2.25/min。（6）严密监视分离器、立管、回料器各处温度正常。（7）尽快查明高压流化风机跳闸原因，具备恢复条件，按顺序启动各跳闸风机运行，旁路吹扫（中排床温高于600）或正常炉膛吹扫（中排床温低于600）完成后，重新点火。（8）若汽机已打闸，及时开启过热器向空排汽门、疏水门，严禁锅炉超压。调节喷水减温器，保证过热器、再热器壁温正常。分离器出口烟温&g

39、t;538,投入I级旁路、开启再热器向空排汽门，防止再热器壁温超温。（9）若停炉后短时间内不具备恢复条件，应停止所有运行风机，将汽包水位上至+300mm，停止上水，开启省煤器再循环门。（10）加强对炉膛温度、汽包及各受热面壁温的监视，发现异常及时汇报，采取措施进行处理。（11）做好机组启动准备，待查明原因具备恢复条件，方可重新启动。（12）高压流化风机若由引风机跳闸引起的风机全停，按引风机全停处理。 #1炉主给水调节门故障运行调整措施 #1炉主给水调节门故障，现为保证机组安全运行，要求巡检人员就地进行操作，操作时密切联系(对讲机)，严禁大幅操作(可以多次少量操作)，每次操作开关量不允许大于10

40、%。具体事项要求如下: 1、运行中尽可能保持#1炉负荷稳定，调节幅度不能过大。避免主汽温度大范围变化。 2、当锅炉负荷调变化时，通过就地调节主给水调节门开度，控制锅炉给水差压达到运行需求，确保锅炉主汽温度正常。 调节方法: 1)运行系统要求，给水旁路门全部关闭，主给水电动门保持全开位置。 2)将调节门转化开关打至现场；根据给水差压调整主给水调节电动门开度，差压低时手动关小给水调节门，差压高时手动开大给水调节门。(如下图)4)当高加解列或负荷大范围变化时，主汽温度控制，经调节主给水调节门至最大程度，汽温无法控制时，可就地调节主给水电动门开度控制给水差压，保证汽温在合格范围。 锅炉主给水调节门热工

41、调整限位运行措施具备条件:1、 炉检、热工经检查处理主给水调节门故障已排除，具备调整限位条件。2、 机组负荷降至100MW-120MW之间。3、 试验给水旁路电动门能够正常开启和关闭。4、 试验给水旁路调节门能够正常打开，手动能关闭。(现旁路调节门卡涩至33%)5、 试验给水电动门就地可以进行电动开关，并可及时在中停位进行停止。6、 给水电动泵液偶自动投入正常，运行平稳无异常。调整限位分工:首先调整“0”位 锅炉运行人员就地缓慢手动关小给水调节门(保证给水流量大于蒸汽流量，如给水流量小于蒸汽流量时，打开给水旁路保证水位正常，利用减温水调节门、电动门控制汽温在合格范围。在手动关闭给水调节门时，炉

42、检现场确认限位，防止阀门关过头而损坏)，当给水差压在1.8-2.0MPa之间，运行保持稳定负荷运行，热工进行调整。调整全“开”位 “ 0”位调整工作已结束，开始调整全开位，就地缓慢开启给水调节门，每次开启量小于5%，当给水差压变化时，利用就地关小给水电动门控制差压，达到运行需求(开关时需勤联系，少量多次操作)。炉检就地确认给水调节门是否开启到位，当确认已到全开位置时，机组运行平稳，热工开始调整全开限位。调整完毕验收:调整完毕，进行阀门开关试验，开关灵活、无卡涩、输入指令与反馈一致，给水差压可以满足运行需求(关小调节门、全开电动门)。当在调整过程当中机组发生异常时，需停止工作，运行人员就地操作控

43、制各阀门开度。煤泥掺烧运行调整措施1、煤泥系统投入前的准备1.1投入条件1.1.1煤泥冷却水系统运行正常。1.1.2锅炉燃烧工况稳定，油枪正常备用。1.1.3二次风机开启，锅炉来煤正常，料层正常、流化良好，烟道各部温度、床温测点及氧量表计指示正常；吹灰系统良好备用，运转正常；临炉辅汽系统正常好用，备足够的氮气；消防水系统良好备用。1.1.4床温应该稳定在850920之间。1.1.5机组负荷在140MW（锅炉蒸发量420t/h）以上；1.2启动前的检查1.2.1煤泥冷却水泵运行正常，备用泵良好，投联锁。1.2.2炉顶立式给料机液压控制部分油位、油压正常，调节灵活。2、煤泥系统运行3.1投入操作2

44、.1.1锅炉启动后，值长通知煤泥泵值班员做好煤泥上料的准备工作，全面检查系统正常且投用位置正确，锅炉炉膛出口烟温达到750以上，氧量正常且锅炉运行必须稳定。达到投入条件后，汇报值长，值长下令煤泥值班员启动煤泥泵或切换系统进行投料。2.1.2投料初期，煤泥管路内水分较大，煤泥投料过程应较缓慢，同时炉主值要经常与煤泥值班员联系。2.1.3煤泥量每次增加不超过5%，正常以1%为宜，调节间隔为510min，流量设定值的范围在25%100%。工况不稳定时，应延长调节间隔时间，或减少煤泥给料量，待正常后再进行调节，根据床温、氧量等参数的变化同步减少给煤量。2.1.4投煤泥过程中严密监视屏过、屏再、分离器、

45、尾部烟道各部烟温，出现异常或严重超温时应及时调整，(应立即停止)。如燃烧工况出现异常、排烟温度不正常升高时或床温变化较大炉主值应及时通知煤泥值班员停止投煤泥，炉主值改用给煤机给煤并汇报值长。2.1.5在投煤泥的整个过程中，锅炉主值要经常与煤泥泵房联系。随时了解煤泥投运状况；同时煤泥泵房值班员每小时向炉主值汇报一次，紧急情况及时汇报，并做好相应措施。2.1.6根据炉内实际情况进行风量、煤量等锅炉参数调整，控制好床温，保持锅炉稳定运行。2.1.7如有异常，应根据情况减少或停止煤泥。2.2运行参数控制2.2.1床温度的控制：运行中，司炉要密切监视床温，并积极调整给煤量或煤泥量，保持床温稳定。床温一般

46、控制在850920，过高易结焦，过低易灭火，正常控制最低不应低于800。炉床温度变化较大时，除调节煤泥量和给煤量外，还应调整送风量，但严禁低于最低流化风量。对于料层温度、返料器温度不均衡现象，应利用对应的不均衡给煤机进行调整，尽量减少床温偏差，要均衡控制各点床温。2.2.2料层差压的控制：由于煤泥颗粒较小、质量轻，在炉内燃烧时间短，燃烧过程发生在炉膛稀相区，炉膛热惯性相对较小，这就需要炉内有较多的蓄热能力，也就是要保持较高的料层，料层差压一般保持在8.810.5kPa。由于燃烧煤泥料层增长很慢或降低，运行中应适当增加给煤，以补充底料的数量及可燃物含量。应定时用不同渣管轮流放渣，用来了解炉内燃烧

47、情况并保持渣管畅通。2.2.3返料器灰量的控制：一般情况利用返料室压力或分离器料位来监视返料器灰量充足的返料器灰量才能保证较高的循环倍率，保证锅炉的带负荷能力及效率。2.2.4返料温度的控制：分离器入口温度一般控制在800920，严禁超过950，正常运行时要与炉床温对照，如果超温应立即停止煤泥加入。2.2.5炉膛负压的控制：由于煤泥颗粒较小，入口又在炉顶距炉膛出口较近很容易被烟气带出炉膛，因此需要保持较低的炉膛负压，一般控制在50100Pa。运行中，如果烟道尾部烟温上升很快，说明有大量煤泥颗粒进人尾部烟道。此时，应减小一、二次风量和引风量降低烟气流速来解决这一问题。过大会造成分离器超温结焦。正

48、常运行中，应经常注意监视各部位的烟气温度和烟气压力通过各部位烟温和压力来分析炉内燃烧情况。2.2.6氧量控制及煤泥量控制煤泥投运前应保持较大氧量，以防止不完全燃烧，分离器超温，或尾部烟道二次燃烧。煤泥掺烧比例控在给煤量的10%。严密监视烟道温度，如烟道温度超过正常温度10以上立即停止煤泥掺烧，并汇报值长，待查明原因后重新掺加煤泥。2.2.7燃烧调整如在煤泥投运期间，发生偏床，短时间不能调整正常，应退出煤泥系统。待燃烧正常后，再视情况决定是否投入煤泥系统。运行中尽量保证锅炉空气预热器出口左右侧压力均衡。如出现排烟温度及压力差值过大，应退出煤泥系统，待恢复正常后，再投入煤泥系统。3、煤泥系统的退出

49、3.1当锅炉需要压火或者停运时，炉主值要提前半小时通知煤泥泵值班员，并做好停煤泥系统或切换煤泥系统的准备。3.2炉主值在接到值长压火或停炉的命令后，及时通知煤泥泵值班员，如需要停泵，等烧尽管道内的煤泥后，停用煤泥系统。压火操作按常规操作进行。3.3当煤泥泵出现故障停运时，炉主值要及时进行调整，尽快利用给煤机维持燃烧，同时汇报值长和煤泥值班员。如有需要可以适当放部分循环灰维持正常料层温度。4、煤泥系统停用后的保养煤泥系统在停止运行后，为防止煤泥在管道内沉积，要对管道进行清洗，其操作方法为：煤泥打空后，联系煤泥值班员，清洗煤泥管道，然后把给料器切换至清洗位，通知煤泥泵值班员启动煤泥清洗设备进行清洗

50、，清洗工作结束后，按顺序停止煤泥泵运行。5、事故处理5.1锅炉发生MFT时，及时停止煤泥，防止煤泥进入炉膛。为防止烟道二次燃烧，应在煤泥系统退出30分钟后方可进行停炉操作。事故状况下进行停炉，应延长引风机运行时间，通风10分钟后停止引风运行。5.2防止二次燃烧：对流化床锅炉掺烧煤泥时要严格按照相关规程操作、调整，并严密监视引风机电流、炉膛出口烟温、主汽温度、床温和氧量等主要参数变化。控制煤泥水分30%，保持微正压运行。5.3（事故状态下，可直接停运煤泥泵）接到值长压火或停炉命令后，及时通知煤泥泵值班员，如需要正常停泵，待管道内的煤泥烧尽后，迅速递减煤泥投入量，增加给煤机开度维持燃烧。煤泥系统退

51、出后，为防止锅炉尾部烟道二次燃烧，应在煤泥系统退出运行30分钟后，方可进行停炉操作。在事故状态下进行停炉时，应延长引风机运行时间，通风10分钟后方可停止引风运行。流化床锅炉燃烧调整措施 锅炉正常运行调整的主要参数除了汽温、汽压、炉膛负压之外，还应重点监视床温、床层压力、旋风分离器灰温、旋风分离器料层高度、风室风压、布风板压力、渣温、排渣温度等。所以循环流化床锅炉燃烧调整有以下原则： 一、流化床锅炉燃烧调整原则1、在保证密相区床层物料的充分流化的前提下，可尽量降低一次风量，调整上下二次风比率进行床温的控制，以满足燃烧各阶段用氧要求；2、在维持氧量的前提下适当调整二次风量，合理搭配上下二次风量，保

52、持合适的过剩空气。3、适当降低密相区高度，根据负荷变化选择合适的床层差压、床层密度及烟气流速。可进一步延长燃煤颗粒在炉内的停留时间，降低飞灰含碳量，同时也有减小水冷壁管的磨损效果。提高旋风分离器分离效率，延长固体颗粒在炉内的停留时间。4、控制入炉煤在规定的筛分范围，保证锅炉燃烧的稳定、安全和经济。运行人员要关心来煤质量，根据排渣情况判断煤矸石含量、筛分粒度，减小煤矸石和大颗粒在来煤总量中的比例。5、运行人员要根据锅炉床压情况，及时排放粗渣，减少粗渣对炉内受热面磨损。 二、运行中需要控制的参数 1、料层温度料层温度是指炉膛下部燃烧室密相区内流化物料的温度。它是一个关系到锅炉安全稳定运行的关键参数

53、。料层温度的测定一般采用耐热耐磨不锈钢套管热电偶作一次元件，布置在距布风板200-500mm，一般布置于燃烧室前后或者左右墙密相层中，插入炉墙深度15-25mm，在运行过程中要加强对料层温度监视，一般将料层温度控制在830-930之间，温度过高，容易使流化床体结焦造成停炉事故；温度太低不易燃料燃尽及有灭火危险，脱硫效果下降，降低了传热系数，严重时会使大量未燃烧的煤颗粒聚集在尾部烟道发生二次燃烧，或者密相区燃烧份额不够。流化床锅炉内的温度必须严格控制，料层温度最高不能超过990，最低不应低于750。温度高限的确立是防止温度超过料层物料的变形温度，低限防止锅炉熄火。在锅炉运行中，当料层温度发生变化

54、时，可通过调节给煤量、一次风量或一二次风量比，调整料层温度在控制范围之内。如料层温度超过950时，应适当减少给煤量、相应增加一次风量或增加下二次风量，使料层温度降低；如料层温度低于820时，应首先检查是否有断煤现象，并适当增加给煤量，减少一次风量或减少下二次风量，使料层温度升高。一但料层温度低于760，检查稳燃油系统投入并应做压火处理，需待查明温度降低原因并排除后再启动。 调节床温的主要手段是调整给煤量和一、二次风量配比。如果保持过剩空气量在合适范围内，增加或减少给煤量就会使床温升高或降低。但此时要注意煤的颗粒度的大小，颗粒过小时，煤一进入炉膛就会被一次风吹至稀相区，在稀相区或水平烟道受热面上

55、燃烧，而不会使床温有明显地上升。当煤粒径过大时，操作人员往往会采用较大的运行风量来保持料层的流化状态，否则会出现床料分层，床层局部或整体超温结焦，这样就会推迟燃烧时间，床温下降，炉膛上部温度在一段时间后升高。当一次风量增大时，会把床层内的热量吹散至炉膛上部，而床层的温度反而会下降，反之床温会上升。当然，一次风量一但稳定下来，一般不要频繁调整，否则会破坏床层的流化状态，所以很多循环流化床锅炉都把一次风量小于某一值作为MFT动作的条件。但在小范围内调节一次风量却仍是调整床温的有效手段。二次风可以调节氧量，增加二次风后就加强了对炉膛上部的扰动作用，会出现床温暂时下降的趋势。床温是通过布置在密相区和炉膛各处的热电偶来精确监测的，床温测点位置对床温值