330MW机组集控培训大纲.docx

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1、330MW机组集控运行培训大纲江苏华电扬州发电发电部2005年9月第一篇 锅炉巡 操一、 规程1. 第一篇之第一章之第一节、2. 第一篇之第二章第一、二、三节； 3. 第二篇之第一、二、三章二、 系统图图号02、03、04、05、06、07、08、11、12、14、16、17、18、19、20以及锅炉辅助用汽母管系统、锅炉侧闭冷水系统为重点掌握内容三、 巡检按照?330MW机组集控岗位监盘及巡检工作的规定?执行。四、主要操作1. 锅炉进水2. 投切锅炉辅助用汽母管3. 投切锅炉底部加热4. 定期排污及扩容器上管道阀门操作5. 炉疏水、取样、加药、空气门操作6. 水压试验相关操作7. 至脱硫、干

2、灰闭冷水切换8. 吹灰汽源切换9. 燃油系统打循环、燃油系统蒸汽吹扫10. 空压机、冷干机的启动与停止第二副值、公用副值一、规程1. 第一篇之第一章2. 第一篇之第二、三、四、五章汽水系统局部3. 第三篇之二、四、六、七条二、图纸图号02、03、04、05、06、07以及锅炉辅助用汽母管系统、锅炉侧闭冷水系统三、主要操作1. 锅炉进水2. 锅炉冷、热态启动之升温升压3. 锅炉冷、热态停止之降温降压4. 各种工况下水位及汽温之调整5. 大旁与主给水管路相互切换6. 电泵与汽泵相互切换7. 投切连扩四、监盘1水位调整 1.1画面上有三个差压式水位计信号，三个差压式水位计信号之间的偏差不应超过50m

3、m。正常水位控制在50mm。100mm一值报警，150mm二值报警。高一值联开事故放水#1门，高二值联开事故放水#2门事故放水联锁投入。250mm延时5秒，MFT停炉差压式水位计三取二。1.2正常两台汽泵运行，电泵处于后备抢水状态。一台汽泵运行中跳闸，电泵抢水功能投入，电泵自启成功，以最大速率增速。另一台汽泵自动调节。MFT时，如电泵处于备运状态，跳泵能够自启、但不抢水位。汽泵转速投自动的前提是MEH系统投入锅炉自动。汽泵的负荷响应速度通过MEH系统中的升速率设定来实现，正常运行时速率为800r/min。1.3 影响汽包水位的因素：1) 锅炉负荷变化时，当外界负荷突然变化，将引起锅炉汽压变化，

4、造成水位变化。当负荷骤变时，必须严密监视水位。只有给水量等于蒸发量水位才能保持稳定。2) 燃料量和燃烧工况的变化，在外界负荷及给水量不变的情况下，当燃料量突然增加，水位暂时升高而后下降；燃料突减，水位暂时降低而后升高，此种情况以锅炉熄火后水位先低后高最为明显。3) 给水压力变化，将使给水流量发生变化，从而破坏了给水量与蒸发量的平衡，引起水位变化。水压过低，那么汽包进水困难，假设给水压力低于省煤器进口压力，给水将无法进入汽包，会造成锅炉严重缺水。给水压力的大幅波动，还会造成减温水压的变化，使主汽温度的大幅波动，因此给水压力的稳定至关重要。4) 锅炉受热面管损坏。5) 给水自动失灵。1.4 不同阶

5、段汽包水位的控制：1) 启动过程中对汽包水位的控制：当汽包水位上至一50 mm(点火水位)时停止上水，翻开省煤器再循环门。点火后随着锅炉压力的不断升高，水位开始有所下降，此时应根据汽包水位的变化及时上水。投切汽机旁路时动作要缓慢、平稳，防止水位波动。2) 汽机冲转、并网、低负荷暖机时水位控制：汽机冲转前应将水位控制在一80 mm左右，冲转过程中在过临界时汽机升速率由100 r/min突增至300 r/min以及在2950 r/min进行阀切换时，都可能对水位造成一定影响，但实际并不明显。在汽轮机并网前，应将水位控制在一80mm左右，因为并网后会迅速开调门，带初始负荷15MW。冲转并网后，所需给

6、水量开始逐渐增多，根据汽包水位、主汽压力的变化在保证适宜的给水旁路调门开度的情况下及时加电泵转速，保证给水旁路调门前后有3-5Mpa的压差，给水旁路调门有较好的调节裕度。3) 加负荷过程中水位的控制 ：为节约燃油，在条件满足的情况下应尽量提前启动制粉系统。目前一般在30MW启动磨煤机加负荷，在此阶段水位较难控制。主要由于1蒸汽流量、给水流量低，汽水循环比拟薄弱。2制粉系统启动初期，煤粉着火不完全，燃烧不稳定。因此磨煤机要缓慢下煤，并且掌握好汽机开调门加负荷的时机、速率。4) 主给水管路的调用。为减少主给水电动门前后压差，建议在100MW之内调用主给水管路。调管路前，降低给水泵转速，将给水旁路调

7、整门开足，在开主给水电动门后期，当给水流量增加时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。在此过程中应派人至就地给水平台，确认主给水电动门翻开，方可关闭旁路。由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。5) 并泵：在150MW阶段必须完成电泵与1台汽泵的并列工作应利用中速暖机首先将1台汽泵冲至3100 r/min备用，在汽包水位及负荷稳定的情况下，将待并泵(假设A汽泵)的转速逐渐提高，使A汽泵的出口压力逐步接近于电泵的出口压力。继续增加汽泵转速，当给水流量增加，说明汽泵开始带负荷，此时可适当降低电泵转速以保持给水量

8、不变。将两台泵给水量调平，投入自动。在180MW阶段应完成另1台汽泵的并列工作，将待并泵(假设B汽泵)的转速逐渐提高，使B汽泵的出口压力逐步接近于给水母管压力，继续增加B汽泵转速，当给水流量增加，说明B汽泵开始带负荷，此时应降低电泵转速，直至电泵不再带负荷，将两台汽泵给水量调平，投入自动。将电泵维持最低转速，待汽泵稳定运行半小时后，停止电泵，投入电泵联锁和抢水联锁。1.5.机组发生事故时汽包水位的控制：1) 保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。特别在事故处理水位手动调节过程中，一定注意不同负荷下对应蒸发量

9、，给水流量与之相匹配，相应的给泵转速对应给水流量，大致的范围一定要牢记在心。200MW对应汽泵转速4100rpm左右，250MW对应4500rpm左右，280MW对应4750rpm左右，300MW对应4900 rpm左右，330MW对应5100 rpm左右。同时注意，两台泵的出力匹配，防止一台泵被闷，更引起流量的大幅变动。2) 加强与燃烧盘的联系。事故处理过程中燃料量的大幅增减往往会造成水位急剧变化，尤其在一次风压大幅晃动时对水位影响更大3) 掌握汽泵的调节特性。由于汽泵受汽源压力以及升速率的限制，转速变化没有电泵快，在事故处理时可直接在MEH画面通过“软手操进行阀位增减。但无论何时，低调门开

10、度不应超过80%，以避开空行程。停机过程中水位控制：200MW时，应启动电泵备用，180MW时，并电泵，解列一台汽泵，120MW解列另一台汽泵，水位控制如启动时并泵。在100MW时，由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。这时尤其需要关注的不单是汽包水位，还有由于给水压力的变化导致减温水流量的大幅变化，防止汽温的大幅变化。汽水系统进行重大操作时，燃烧盘需要稳定燃烧，防止增加外扰，引起判断上的偏差。2汽温调整2.1过热器系统设置有三级喷水减温，减温水来源为给泵出口母管。一级喷水减温器一个，设置在低温过热器至大屏过

11、热器的连接管上，作为正常工况下汽温粗调用，过热蒸汽温度主要以一级喷水进行调节。三级喷水减温器数量2个，设置在后屏至高过的左、右交叉连接管上，作为正常工况下汽温微调用，用来维持过热蒸汽额定温度。二级喷水减温器数量2个，设置在全大屏至后屏左、右两个连接管上，正常工况下作为备用，根据锅炉运行情况可用来调节左右侧汽温偏差，防止后屏超温。一级减温器正常运行时其设定温度为460左右，二级减温器控制对象是各侧三级减温器前的汽温，根据300MW运行导那么规定，正常运行时其设定温度为500左右，两个三级减温器控制对象是高过出口的主汽温，正常运行时其设定温度为540左右。再热汽温的控制，虽然规程规定以火嘴摆角作为

12、主要调整手段，但由于摆动火嘴，对炉内燃烧工况的影响实在太大，故而摆角正常运行时，一般固定在一定角度。两个微量喷水减温器起主要调节作用，壁式再热器进口管道上还设置事故喷水减温器，作为备用，减温水来源为给泵的中间抽头。两个微量喷水减温器，控制对象为各侧的高再出口汽温，正常运行时其设定温度为540左右，最大流量约40T。事故喷水减温器的控制对象也为高再出口汽温。其设定值随微量喷水减温器的设定值变化而自动变化，比后者高5。当喷水调阀指令大于4%时，翻开喷水截止阀。喷水阀指令小于2%时，关闭喷水截止阀。锅炉运行中，主再热蒸汽温度控制在540士5，两侧汽温偏差10，。当负荷变化、吹灰、启、停磨煤机、给水旁

13、路切换、给水压力大幅变动，切除高加时,，都应加强监视主蒸汽温度和再热汽温度。汽机高压加热器投入和停用时，给水温度变化较大，应适当调整燃烧量，及时调整减温水量，维持控制过热蒸汽温度在规定范围内。当锅炉发生MFT或事故情况下，减温水调整阀和隔绝阀将接受超驰关闭指令强行关闭，待机组运行正常后进入正常控制状态。 在机组启停过程中，对汽温的变化速率都有严格的要求，启动时要求升温速率/Min，并要保持主汽温度过热度56，且比机高压缸第一级金属温度高50100。注意汽包上下壁温差56，内、外壁温差28，滑参数停机时应注意温降 1 / min，主蒸汽过热度56，主、再汽温度偏差28 ，汽包任两测点间的温差32

14、；在滑停过程中，主、再热蒸汽温度骤降，10分钟内下降幅度超过50应立即停机。汽缸金属温度急剧下降超过50也应故障停机。2.5主汽压高，过热器出口ERV阀首先动作，动作值；再热器压高，再热器进口平安门第一个动作压力为4.07 Mpa；凝汽器真空低到-87kpa将报警并联启备用真空泵，如继续下降，必须快减负荷以维持-87kpa的真空，低至-81kpa将跳机。2.6 连排分为两路，一路直通定排扩容器启动初期用一路进连排扩容器，回收局部热量和工质。然后再排到定排扩容器。有连排流量调整门，和连扩压力调整门，以及连扩水位调整门，根据实际情况进行相应调整。根据水质情况，调整连排流量和定排次数。定排系统还可用

15、作汽包水位在紧急状况下的辅助调整手段。2.7炉疏水主要有环形集箱疏水5%旁路疏水、顶棚疏水、壁再疏水、省煤器疏水、给水母管疏水在启停过程中需要用到。尤其5%旁路疏水，在锅炉启动初期，起到调整汽温汽压匹配和缩短启动时间的作用。5%旁路疏水有两个去处一去定排扩容器，一去机高加疏扩，回收工质。定排扩容器的水排向机组排水槽，为防止排水温度过高，设置有工业水减温。排水量大时，要适当开大减温水。2.8汽水系统的最高处省煤器出口至锅筒连接管、饱和蒸汽连接管、旁路管、低过至大屏、大屏至后屏、后屏至高过连接管、壁再至中再连接管均设有DN20放空气管路。 温度测点是锅炉在启停、运行时对蒸汽温度和管子金属壁温进行监

16、视和保护的重要手段。过热器壁温控制：低过出口495，大屏出口505，后屏出口555，高过出口580。再热器壁温控制：中再出口545，高再出口580。3.0主、再热蒸汽参数1项目单位额定正常运行最大非正常运行条件停机最大极限主汽压力MPa超过极限值再热汽压力MPa主汽温度538545550565超过极限值或在最大值运行超过15分钟再热汽温度538545550565主、再汽温差2842超过42主再两侧汽温差144242运行15分钟或超过422主、再热汽温下降至495，机组带额定负荷，假设汽温继续下降，联系单元长或值长采取滑压运行，汽温每下降降负荷10MW，开启汽机本体疏水，并保持蒸汽过热度不小于1

17、50。汽温下降与机组负荷对照见表汽温 495490485480475470465465以下负荷 MW300250200150100500停机3主、再热汽温下降，在10分钟内下降50以上，汇报单元长或值长，脱扣停机单元长、主值、第一副值一、规程、图纸全部内容二、主要操作1. 火嘴的检查2. 给煤机的检查3. 炉本体吹灰器器的检查4. 机组启停：熟悉机组启停整套程序。5. 机组负荷调整三、必备知识1辅岗单元长、主值1) 电除尘工作原理，何时切投？2) 锅炉除渣系统高中低压水源的用途？3) 如何出石子煤？4) 送风机液压润滑油系统图，了解一、二次油压正常范围，作用，如何调节？2巡操、第二副值全部内容

18、四、监盘1燃烧调整1) 热量信号：调节级压力迭加汽包压力的微分前馈。它能够及时反映锅炉当前产生的热量。通过对热量信号变化的趋势的观察可以了解炉膛内燃烧强度的变化。要求不超过12.95MPa。2) 总煤量：当前给煤机的入磨煤量，正常运行时一般不超过140吨，在设计煤种低位发热量21.87MJ/KG的情况下，大约每增加4吨煤可以增加10MW负荷。3) 总风量：为一次风量5台磨的一次风量之和与二次风量的总和。锅炉的总风量主要是由二次风控制，即通过改变送风机的动叶开度来控制总风量。具体总风量的给定值为总燃料量经函数运算和氧量信号校正后的风量值，但必须大于吹扫的30%的风量。范围3001100km3/h

19、4) 负压：炉膛负压是锅炉运行监视的最重要的参数之一，正常范围为-30Pa左右，在50-100之间晃动都属于正常。它可以第一时间直接反映炉膛内部燃烧稳定的情况；几乎所有的燃烧扰动都会集中反映到炉膛负压上，在启停制粉系统时，由于一次压风变化较大，对炉膛负压的影响也较大，操作不当更会影响到一次风的总风压，从而影响所有磨的出粉情况，极易造成炉膛内的燃烧工况恶化。5) 氧量：氧量是锅炉运行监视的最重要的参数之一，正常范围为3.05.0。一般正常运行时在3.6左右。它是炉膛内燃烧强度变化的重要参考量。由于送风量的变化始终滞后炉膛内部燃烧工况的变化，所以在给煤量不变的情况下，当氧量短时间内下降时就说明炉内

20、的热强度增强，反之亦然。6) 引风机电流：330MW时单侧风机一般在135A左右，全炉膛吹灰后一般会下降510A。180MW时电流在80A左右。注意两侧风机电流偏差不应超过10A，偏差较大时可改变偏置来将两台风机电流调均匀。7) 送风机电流330MW时单侧风机一般在66A左右，180MW时电流在30A左右。注意两侧风机电流偏差不应超过10A，偏差较大时可改变偏置来将两台风机电流调均匀。8) 一次风机电流：正常两台一次风机运行时，330MW单侧电流大约在100A左右。9) 空预器主电机电流：一般在1112A之间小幅度晃动，如果电流晃动较大应立刻切至空预器间隙控制画面，紧急提升。如发现有第二上限开

21、关动作应及时联系热控处理。10) 空预器辅电机电流：主电机工作时辅电机不工作，电流为零，当主电机跳闸时，辅电机应立刻启动，运行时一般电流为67A。11) 二次风压：该处的压力取自空预器后二次风压力，正常运行时应在0.71.2KPa，低负荷时二次风压可以适当低些。12) 热一次风压：此处为热一次风母管压力，正常运行9.010.5 KPa，在低负荷或者煤质较差的情况下可以保持磨出口风速1820m/s，热一次风压9.09.5 KPa。13) 冷一次风压：由于没有经过空预器，所以一般冷一次风压大于热一次风压，但如果各磨的冷一次风门开的较大那么可能小于热一次风压。14) 密封风：为密封风与一次风的压差，

22、要求大于2.0KPa。15) 转向室温度：锅炉运行监视的最重要的参数之一。该处为水平烟道后竖井前的烟气温度，能够在一定程度上反映炉膛的出口烟温。当烟道积灰严重时，转向室的温度会升高，烟道吹灰后，会降低20左右。一般330MW时610/560。280MW时540/500左右。如果转向室温度下降过快，那么可能说明炉膛烟温下降，燃烧恶化，当然还要根据其他参数来确定燃烧工况。16) 火检：当给煤机运行，角火检有火，指示灯亮。在监盘时如发现该指示灯熄灭要高度重视，必要时投油稳燃。当再熄灭一只指示灯，会跳磨煤机。2磨煤机1) 煤量：单磨的煤量正常运行在2540t/h。2) 磨出口风压：一般在5.06.0K

23、Pa。3) 磨出口温度：磨出口温度是十分重要的参数，易引起磨着火及爆炸，要特别关注。启动要求大于55，正常运行在80左右。当冷风门处于自动状态，磨出口温度上升到90时冷风门会超弛开，当温度下降可切至手动调整。120时超弛关热风门。4) 磨入口温度：不超过240。5) 磨的出口风速：一般为22m/s左右,当挥发份大于20%或者就地观察着火距离过近时可适当提高一次风压来增加出口风速至26m/s左右。6) 磨入口风压：一般在8.09.0 KPa左右，和该磨的煤量和可磨性有关。煤量越多，可磨性系数HGI越小，越小越难磨入口的风压就越大。7) 一次风量：在磨正常运行时，风量必须大于30km3/h8) 一

24、般情况下，磨煤机煤量与磨风量对应关系：a) #6炉 24t/h30KNm3 36t/h55KNm3 b) #7炉 24t/h30KNm3 36t/h50KNm3 9) 进出口压差：和该磨的煤量和可磨性有关。煤量越多，可磨性系数HGI越小越小越难磨，磨进出口的压差就越大。正常范围：压差在3.54.5之间，当压差到达5.0时就应该减煤量控制来压差继续升高。10) 磨石子煤斗进口门：该门在磨煤机运行应开启，仅在出石子煤时关闭11) 给煤机的报警：容积报警是指当给煤机的称重系统故障或者数模转换系统故障时，由称重测量模式转换成容积测量模式，同时报警。12) 磨油站：磨润滑油压一般要求大于0.25MPa。

25、进油温度：要求大于30小于40，油箱温度不大于42。13) 磨煤机跳闸：a) MFT动作；b) 给煤机运行3分钟内煤层点火允许信号消失或给煤机停运后煤层点火允许信号消失c) 给煤机运行3分钟后煤层火焰丧失延时3秒。d) 磨煤机2只出口门关e) 润滑油站冷却器后压力低低0.7 bar，延时2秒跳磨煤机；f) 在磨煤机运行的情况下，磨煤机齿轮箱轴承八点任一点温度高(80)g) 磨煤机运行的情况下，磨煤机电机轴承两点任一点温度高 (90)h) 大联锁跳14) 给煤机跳闸：a) MFT动作；b) 磨煤机跳闸；c) 给煤机运行的情况下，出口门关d) 给煤机运行的情况下出口堵煤就地柜实现15) 熟知煤样报

26、表各项内容及对燃烧的影响。3风烟系统1) 负压测点：3个分布在炉膛的就地负压测点，测量范围-1000+1000Pa，一个大量程的负压测点,测量范围：+3000-4000Pa。2) 二次风温、热一次风温：额定负荷下320左右。3) 飞灰含碳量：2%6%4) 排烟温度：满负荷时130左右，280MW时120左右。是监视炉膛积灰，炉内管泄漏，尾部再燃烧的一个参考量。要经常检查排烟温度，当发现排烟温度不正常升高，务必引起高度重视。5) 空预器进出口差压：不超过800Pa。否那么要加强空预器的吹灰。6) 空预器主电机跳闸、辅电机自启时要注意辅电机虽然已自启，但可能发空预器跳闸信号造成各挡板联关，要立即手

27、动翻开。齿轮油泵直接关系到空预器电机运行，要特别关注。4.FSSS画面1)MFT动作条件：a) 两台送风机停止。b) 两台引风机停止c) 2/3炉膛压力高高跳闸：+ 1960 Pad) 2/3炉膛压力低低跳闸：-1960 Pae) 2/3汽包水位高高跳闸：+250mm延时5秒f) 2/3汽包水位低低跳闸：-250mm延时5秒g) 两台一次风机全部停止运行。h) 手动MFT跳闸i) 火焰丧失跳闸：任意磨组在投运的情况下，且无任何油层运行时，五层煤火焰丧失。j) 燃料丧失跳闸k) 火检冷却风丧失跳闸l) 点火失败跳闸：当锅炉吹扫完成后准备点火，在1小时内没有油角投运，发此信号。m) 汽机跳闸n)

28、发电机主保护动作o) 两台空预器全停说明：画面中风量小于30%锅炉MFT已取消。2)机跳炉联锁、电跳炉联锁：该开关机组并网后必须投上。3)锅炉辅机联锁a) 两台空预器全停，停止两台引风机b) 两台引风机全停，停止两台送风机c) 两台送风机全停，停止两台一次风机d) 两台一次风机全停，停止五台磨煤机、给煤机e) 两台一次风机全停，停止两台密封风机f) 两台送风机全停，停止一台静叶开度大引风机在两台引风机运行的情况下4)机、炉、电大联锁锅炉联跳汽轮机：汽轮机联跳发电机及锅炉：发电机联跳汽轮机及锅炉：5火焰检测1火检：当给煤机运行，角火检有火，指示灯亮。在监盘时如发现该指示灯熄灭要高度重视，必要时投

29、油稳燃。当再熄灭一只指示灯，会跳磨煤机。2火检风机：火检风机的切换按照操作票执行。切换前必须解保护，要检查备用风机出口档板在开启位置。火检冷却风压力OK值7.0kpa，低I值6.5kpa，低II值6.0kpa，联动备用风机。当火检冷却风与炉膛差压低低kpa3只开关有2只动作延时5秒，锅炉MFT。 1燃油母管压力：正常2.83.2MPa，低于2.0MPa时OFT动作。投油时防止瞬间油压过低，造成OFT动作。(目前该逻辑已取消)7空预器油站：1推力和导向轴承的油温55自动启动油泵，70报警，85跳空预器2注意检查空预器推力和导向轴承的油位8风机8.1送风机重要报警出现以下条件之一，送风机报警：1)

30、 送风机轴承温度六个测点中任一点温度大于90；2) 送风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于90；3) 送风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于110(115)；4) 送风机轴承振动大6.3mm/s(10mm/s)1) 出现以下条件之一，送风机跳闸：2) 送风机轴承前中后三个温度中任一温度大于95同一位置两点与3) 送风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于95；4) 两台引风机全停时，停止送风机5) MFT动作且炉膛压力上下二值6) 送风机启动60秒后，出口挡板在关闭位置；8.3 引风机重要报警出现以下条件之一，引风机报警：1) 引风机轴承温度三个测点中任一点温度大于80；2) 引风机电

31、机轴承温度二个测点中任一点温度大于70；3) 引风机电机线圈温度六个测点中任一点温度大于110135；4) 引风机机壳振动4.6mm/s7.1 mm/s。5) 引风机失速8.4 引风跳闸出现以下条件之一，引风机温跳闸：1) 引风机轴承前中后三个温度中任一温度大于100延时10秒；同一位置两点与2) 引风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于85；3) 两台空预器停运4) MFT动作且炉膛压力上下二值5一次风机重要报警出现以下条件之一，一次风机报警：1) 一次风机轴承温度四个测点中任一点温度大于60；2) 一次风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于90；3) 一次风机电机线圈温度六个测点中任一

32、点温度大于115120；4) 一次风机轴承振动二个测点中任一点振动大于6.3mm/s10 mm/s。6一次风机跳闸出现以下条件之一一次风机跳闸：1一次风机轴承前后两个温度同时大于60；切任一点温度大于75；同一位置两点与2一次风机电机轴承温度二个测点中任一点温度大于953MFT动作4一次风机启动60秒后，出口挡板在关闭位置；5锅炉大联锁跳一次风机7送风机油泵的切换按照操作票，不要改变原先的远控方式五、事故处理1事故处理的原那么1) 发生事故时，单元长应在值长的直接指挥下，带着全班人员迅速果断地按照运行规程的规定处理事故。2) 发生事故时，立即采取一切可行措施，防止事故扩大，限制事故范围，消除事

33、故根源，迅速恢复机组正常运行。在设备被确定不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停炉处理。3) 值长、单元长在指挥处理事故的同时，必须及时向有关领导汇报。2事故及故障停炉 遇有以下情况之一，MFT动作停炉：略2.2 MFT动作主要现象1） 所有一次风机，磨煤机跳闸、所有给煤机跳闸2） 油系统快关阀，所有油枪阀关闭，所有点火器切除并退出运行3） 送风机调节、引风机调节切换至手动；关闭过热器喷水调节阀和截止阀。关闭再热器喷水调节阀和截止阀。闭锁吹灰系统的运行，投入运行的吹灰器应退出。4） 汽机跳闸5） 发电机跳闸6） 停止汽动给水泵；电泵应联锁启动。7） 所有风门挡板处于吹扫位置。8

34、） 跳闸信号启动炉膛吹扫程序。如果在MFT信号发生20秒后，炉膛负压仍超过高高或低低跳闸值，FSSS系统要求跳闸送、引风机。9） MFT动作后当无送风机在运行时，将自动进行900S的跳闸后吹扫。要求SCS系统相应翻开风烟系统通道内的档板炉膛自然通风。遇有以下情况之一，应手动紧急停炉：1) MFT应该动作而拒动时；2) 管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身、设备平安时；3) 所有汽包水位计损坏或失灵，无法监视水位时；4) 锅炉压力升到平安阀动作压力，而所有平安阀(包括ERV)拒动，同时上下压旁路无法翻开时；5) 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250时；6) 再热蒸汽中断

35、时；手动紧急停炉操作步骤：1) 立即手动MFT，使其联动，如联动失败，那么应立即停止一次风机、磨煤机、给煤机、手动切断燃油。2) 大风量进行炉膛吹扫。3) 通知汽机翻开上下压旁路；4) 严密监视汽温、汽压、水位并进行适当的调整；5) 假设是烟道二次燃烧，那么全停吸送风机和火检冷却风机，关闭入口挡板密闭炉膛；6) 假设因炉管爆破停炉，那么保存一台引风机运行，待烟气与蒸汽消失后，再停止其运行；7) 假设因空预器故障停炉，应对空预器做好手动盘车，并做好平安措施。3局部常见事故处理事故处理以满负荷330MW，CCBF，1、2、3、4磨运行为例1) “引风机跳闸报警，跳闸侧引风机电流到零，联关停运引风机

36、的出入口挡板及静叶。2) 炉膛压力正向增大，“炉膛压力高报警；3) 炉膛燃烧不稳定。1) 如锅炉未熄火，迅速快投下层、中层油枪助燃。2) 检查风烟系统中跳闸侧引风机挡板应联关，否那么手动关闭。3) 迅速将运行侧引风机静叶开度开至100%，检查电流不超过180A。将两台送风机动叶开度各减15%，防止炉膛正压。15%这一数值应根据炉膛负压灵活及时进行调整。如发生喘振，应将电流小的送风机动叶先关小直至电流正常，并同时开大另一台送风机动叶。4) 立即手动停止一台磨煤机，同时大幅减其他磨煤机煤量，维持总煤量70吨/小时左右，负荷200MW以下。注意磨煤机停后及时迅速手动关闭调整门，隔绝门，尽快将负荷减下

37、来。在关隔绝门时尤其注意保持一次风压稳定78Kpa左右，以防一次风压波动造成燃烧不稳。减煤后应及时调整二次风量。5) 减负荷时应根据主汽压力、汽包水位、汽温情况，协调汽机调门开度。6) 水位的调整如果自动未跳可以自动方式进行，如自动跳或切置转速自动，可在MEHAB画面采用阀位增减进行，注意保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。7) 在任何情况下注意汽温下降速度，10分钟下降50，必须紧急停机。8) 检查跳闸原因，尽快恢复送、引风机运行并加强监视空预器出口温度，以防二次燃烧。9) 处理过程中如锅炉MFT，按紧

38、急停炉处理。3.2.2现象：1) “送风机跳闸报警，跳闸风机电流到零，跳闸送风机出口风门、动叶联关。2) 炉膛压力负向增大，“炉膛压力低报警。3) 锅炉总风量、氧量大幅度下降。4) 炉膛燃烧不稳定3.2.3处理：1) 如锅炉未熄火，投中层、下层油抢。2) 检查跳闸送风机出口风门、动叶联关，否那么强关一次，仍关不了，就地手动关闭。3) 迅速将运行侧送风机动叶开度开至100%，检查电流应在80A左右。迅速将两台引风机静叶开度各减20%，防止炉膛负压。20%这一数值应根据炉膛负压灵活及时进行调整。4) 立即手动停止一台磨煤机，同时大幅减其他磨煤机煤量，维持总煤量70吨/小时左右，负荷200MW以下。

39、注意磨煤机停后及时迅速手动关闭调整门，隔绝门，尽快将负荷减下来。在关隔绝门时尤其注意保持一次风压稳定78Kpa左右，以防一次风压波动造成燃烧不稳。减煤后应及时调整二次风量。是否需要停第二台磨煤机根据实际情况而定。5) 减负荷时应根据主汽压力、汽包水位、汽温情况，协调汽机调门开度。6) 水位的调整如果自动未跳可以自动方式进行，如自动跳或切置转速自动，可在MEHAB画面采用阀位增减进行，注意保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。7) 在任何情况下注意汽温下降速度，送风机跳闸会使二次风量大幅减少，尤其注意汽温下降

40、幅度。10分钟下降50，必须紧急停机。8) 检查跳闸原因，尽快恢复送、引风机运行并加强监视空预器出口温度，以防二次燃烧。9) 处理过程中如锅炉MFT，按紧急停炉处理。单台一次风机跳闸1) “一次风机跳闸报警，跳闸侧一次风机电流到零，一次风压力大幅度下降；2) 运行磨煤机入口风量下降，出口压力下降；3) 锅炉燃烧恶化，负压波动大4) 锅炉可能发生MFT。3.3.2处理：1) 如锅炉未熄火，应立刻投中、下层油枪，2) 将运行侧的一次风机入口导叶开足，检查电流在130A左右，检查跳闸一次风机出口风门联关，如未联关，应手动关闭。3) 紧急停一台磨煤机，并迅速收去该磨煤机的冷热一次风调整门，并检查一次风

41、压变化情况，风压偏低立即再停一台磨煤机，并收去该磨煤机的冷热一次风调整门。4) 调整运行磨的冷热风量正常，检查运行磨出口风速应该在15M/S以上，调整送引风量，稳定炉膛负压-100Pa。调整一次风压在6KP。5) 减负荷时应根据主汽压力、汽包水位、汽温情况，协调汽机调门开度。6) 水位的调整如果自动未跳可以自动方式进行，如自动跳或切置转速自动，可在MEHAB画面采用阀位增减进行，注意保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。7) 在任何情况下注意汽温下降速度，尤其注意汽温下降幅度。10分钟下降50必须紧急停机。

42、8) 检查一次风机的跳闸原因，在故障消除后，重新启动该一次风机，恢复原运行方式；9) 如果锅炉MFT动作，按照锅炉MFT动作处理。1) “空预器主电机跳闸信号报警；空预器主电机电流指示到零；辅电机应联启2) “炉膛压力高报警，炉膛正压3) 跳闸侧一、二次风温下降，排烟温度上升4) 锅炉总风量下降，氧量下降；3.4.2处理：3.4.2.1如辅电机联启：1) 确认烟气入口及一、二次风出口档板在翻开位置；2) 调整炉膛压力至正常；并复位跳闸的主电机；启动失败，1) 检查烟气入口及一、二次风出口档板是否自动关闭，如未自动关闭，应强行关闭。2) 迅速快投下层、中层油枪助燃。 3) 四台磨煤机运行时，应立

43、即停止一台磨煤机，减负荷180MW。4) 调整送吸风量，维持炉膛压力正常。5) 立即进行手动盘车，并通知检修人员尽快消除故障，恢复电动机运行；6) 待空预器入口烟温降到150以下后，可停止手动盘车；锅炉灭火3.5.1现象：1) 炉膛压力突然大幅度减小，一、二次风压同时降低；2) 全炉膛失去火焰信号报警；火焰监视器显示无火焰；各层燃烧器的火检均消失；3) MFT动作；4) 汽温、汽压、主汽流量迅速下降；水位先下降后上升。3.5.2处理：1) 无论MFT动作是否动作，再次手动MFT。2) 如MFT联动失败，那么应立即停止一次风机、磨煤机、给煤机、燃油快关阀；检查磨煤机各档板是否关闭；保证完全切断燃

44、料。3) 保持送、吸风机档板不动，大风量进行炉膛吹扫。4) 检查减温水各门是否联关；检查电泵是否联启，并及时补水至点火水位。5) 通知汽机翻开上下压旁路；6) 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒监全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料含煤、油、燃气、制粉乏气风供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。36负荷骤减3.6.1现象：1) 汽压急剧升高，蒸汽流量急剧减小，发电机负荷下降；2) 汽包水位先下降，后上升，汽温升高；3) 严重时，ERV阀和平安门动作；4) 再热器进出口压差减小；5) 再热器管壁温度上升。3.6.2处理：1

45、) 突甩局部负荷时，应及时停止局部制粉系统运行，根据燃烧情况投油助燃，尽量保持燃烧稳定；2) 维持好水位、严格控制汽温，防止超温。3) 注意锅炉汽压变化，当压力超过平安门动作压力而平安门拒动且上下压旁路无法翻开时应紧急停炉；假设上下压旁路投入后，汽压仍继续上升而平安门拒动，应立即投油，并停止全部制粉系统运行；4) 上下压旁路投入后，应防止再热器壁温超过许可值；5) 假设负荷甩到零，那么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，那么请示值长停炉。防止锅炉尾部再次燃烧事故3.7.1保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。锅炉点火时应严

46、格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。当烟气温度超过规定值时正常值大于50，应立即停炉，利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。锅炉负荷低于25额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。如果锅炉要停运较长时间直至冷炉状态，那么应按下述程序操作：停炉前对预热器进行连续吹灰；维持空气预热器继续运转，直至空气预热器进口烟温度降至150以下；应监视烟气进口和空气出口温度，以防预热器内着火。3.7.2预热器停转后，如仍处于烟气和空气气流中，转子将发生不对称变形，因此一旦在运行中