燃机发电厂余热锅炉汽水系统.pptx

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1、2023/2/161余热锅炉汽水系统简介第1页/共78页目录概述汽水系统简介汽水系统启停操作运行主要参数监视及调整主要事故处理2023/2/162第2页/共78页一一 概述概述一、概述一、概述 本余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自身除氧、自然循环燃机余热锅炉。锅炉从进口烟道法兰面至尾部出口烟囱平台外侧总长约为57m，宽度约为20m（包括炉顶平台宽度）。它与M701F4燃气轮机匹配，是燃气-蒸汽联合循环电站的主机之一。2023/2/163第3页/共78页二、总体结构二、总体结构1 1、组成、组成 本锅炉由烟气系统、锅炉本体、本体安全门及排放管、仪器仪表、给水操作台及减温水操作台、除氧系统、给

2、水系统（含高、中压给水泵，低压省煤器再循环泵）、蒸汽管道及疏放水（高、中、低压）、氮气系统，整组脱硝（SCR）系统、连续排污、定期排污及扩容器、余热锅炉疏放水系统管道、阀门支吊架等电气系统、本体照明、保温等组成。锅炉本体包括汽包（高、中、低压），省煤器（高、中、低压），蒸发器（高、中、低压）、过热器（高、中、低压），再热器、给水泵（高、中压），低压省煤器再循环泵，锅炉本体上安装的管道、阀门、仪表、护壳及保温等。2023/2/164第4页/共78页2、锅炉本体炉本体结构尺寸构尺寸名称名称单位单位数值数值高压汽包中心线标高mm29200中压汽包中心线标高mm28895低压汽包中心线标高mm2975

3、0烟囱内径mm7600烟囱高度mm800002023/2/165第5页/共78页3 3、锅炉受热面的总体布置、锅炉受热面的总体布置 为便于安装和运输，整个余热锅炉受热面沿纵向分成六个模块，每个模块横向分成三个单元（左、中、右）。受热面沿整个炉膛方向（即沿烟气流动方向）依次布置模块1到模块6，具体布置情况如下图所示：2023/2/166第6页/共78页模块构成及受热面整体布置2023/2/167第7页/共78页锅炉受热面具体布置及屏数模块1模块2模块3模块4模块5模块6受热面名称 高三高 压级压 三再二 级热级 过器过 热 热 器 器1 1 1二 一 高 级 级 压再 再 一热 热 级器 器 过

4、 热 器1 1 1 高压蒸发器5低高中 中压压压 压过三过 蒸热级热 发器省器 器 煤 器 1 3 1 3 中高中高低 压压压压压 二二一一蒸 级级级级发 省省省省器 煤煤煤煤 器器器器 1 1 1 2 3低压省煤器72023/2/168第8页/共78页三、三、主要设计特点主要设计特点：2023/2/169 1、蒸发器为自然循环、管子垂直布置；并确保汽水混合物的循环和受热面管子的冷却。2、受热面管子均为顺列布置，其作用是在规定的烟气压降范围内提供最优化的热交换，并提供了有效的清理空间。3、每个受热面模块的管子直径和节距都是按最优化的热交换而选定的，并同时保证了过热器能有效的冷却及省煤器管内有合

5、理的流速以防止磨损。第9页/共78页2023/2/16104、受热面管子采用螺旋鳍片管，鳍片为开齿型，底部连接，用高频焊接成型。5、锅筒内部装置中一次蒸汽分离是为惯性分离；二次分离为钢丝网板（dimister）和波形板(chevron)。6、护板保温设计是采用烟气密封良好的外冷护板结构，护板包括内保温并带有可随热膨胀自由移动的内衬板，在高紊流烟气区域,每块内衬板还装有另外的支撑；这种护板结构可以最大限度的消除热膨胀的影响。第10页/共78页2023/2/1611 7、为减少受热面管子的振动，在受热面管子上装有中间隔板，同时为减少共振并设计有横向隔板。8、所有的模块都通过顶部的连接管或吊耳支撑在

6、顶部的钢架上，这样可以使受热面管子在各种不同温度条件下都能向下自由膨胀。9、所有受热面管束都可以通过下集箱进行完全排污。第11页/共78页四、主要四、主要优点有优点有：1、模块化结构，安装方便，周期短。2、适应燃机频繁起停要求。3、运行操作方便可靠。4、采用高效传热元件，解决了小温差、大流量5、低阻力传热困难的问题。6、采用全疏水结构，锅炉疏排水方便，彻底。2023/2/1612第12页/共78页6、密封性能好。7、散热小，热膨胀量小。8、锅炉受热面采用顺列布置，可以在规定的烟气压降范围内提供最优化的热交换，并提供了有效的清理空间。9、优化各受热面内工质压降，工质沿锅炉宽度方向流速分布均匀。2

7、023/2/1613第13页/共78页二二 汽水系汽水系统简介介 一、一、总体介体介绍：余热锅炉汽水系统主要由四个子系统构成，分别是：低压汽水系统、中压汽水系统、高压汽水系统及锅炉排污及疏放水系统，四个系统既各自独立，又相互联系。2023/2/1614第14页/共78页锅炉受热面汽水流程简图2023/2/1615第15页/共78页锅炉汽水系统总图2023/2/1616第16页/共78页二、汽水系二、汽水系统介介绍1.低压汽水系统 低压省煤器工质流程为全回路，工质一次流过锅炉宽度方向的一排管子。低压省煤器进出口设置再循环回路，确保进入低压省煤器的凝结水温度高于露点温度。凝结水给水调节站过来的给水

8、由后至前依次流经省煤器的各个管排，经加热后以接近饱和的温度引出进入除氧器。其中低压省煤器出口部分工质由再循环泵打回给省煤器入口与调节站来的凝结水混合，以满足入口水温的要求。炉水通过下降管进入分配集箱，由连接短管引至蒸发器各管屏下集箱。工质在管管屏内被烟气加热，产生的汽水混合物经管屏上集箱由连2023/2/1617第17页/共78页接管引入低压汽包，分离后的蒸汽进入过热器过热后导出去低压缸。低压蒸发器整个回路采用自然循环形式，在变负荷工况时，能保持水位稳定。经水循环计算，确保各管屏循环倍率基本一致且在各运行工况下最小循环倍率大于15。2023/2/1618第18页/共78页2023/2/1619

9、第19页/共78页2.中压汽水系统 中压省煤器工质流程为全回路，工质一次流过锅炉宽度方向的一排管子。中压给水调节站过来的给水由后至前依次流经中压省煤器的各个管排，经加热后以接近饱和的温度，部分进入中压汽包，部分去燃料加热器（FGH），正常运行时，该部分工质加热天然气后并入锅炉入口凝结水管道，在其它工况下进入凝汽器。中压汽包炉水通过集中下降管进入分配集箱，由连接短管引至蒸发器管屏下集箱。工质在管屏内被烟气加热，产生的汽水混合物经管屏上集箱由连接管引入中压汽包，经分离后的蒸汽进入过热器过热后导出与高压缸排气汇合后去再热器加热后去中压缸做功。2023/2/1620第20页/共78页中压蒸发器整个回路

10、采用自然循环形式，在变负荷工况时，能保持水位稳定。中压蒸发器各管屏经过水循环计算，确保各管屏循环倍率基本一致且在各运行工况下最小循环倍率大于15。2023/2/1621第21页/共78页2023/2/1622第22页/共78页3.高压汽水系统高压省煤器（除高压省煤器2最前2排管子外）工质流程为全回路，工质一次流过锅炉宽度方向的一排管子。高压省煤器2前2排管子设计为双回路，工质流程全部向上，使低负荷等其它非设计工况运行时所产生的蒸汽能随给水进入汽包而不产生蒸汽堵塞。高压给水调节站过来的给水由后至前依次流经高压省煤器的各个管排，经加热后以接近饱和的温度进入汽包。高压汽包炉水通过集中下降管进入分配集

11、箱，由连接短管引至蒸发器各管屏下集箱工质在管屏内被烟气加热，产生的汽水混合物经管屏上集箱由连接管引入高压汽包，经分离后的蒸汽进入过热器加热后去高压缸2023/2/1623第23页/共78页做功。高压蒸发器整个回路采用自然循环形式，在变负荷工况时，能保持水位稳定。高压蒸发器各管屏经过水循环计算，确保各管屏循环倍率基本一致且在各运行工况下最小循环倍率大于8。2023/2/1624第24页/共78页2023/2/1625第25页/共78页4.锅炉排污及疏放水系统每个汽包都设置一路连续排污管路，从汽包底部引出的连续排污管路设有一个电动排污阀。每个汽包都设置一路事故放水管路（启动放水），管路上设有电动调

12、节阀和电动截止阀，放水分别引到排污扩容器。高、中、低压蒸发系统分别各设三个定期排污点，其定期排污从集中下降管的底部（分配集箱）引出。每个定排管路上设置一只手动阀，母管上设有一只电动阀，定期排污分别引到排污扩容器。疏水点设在受热面下集箱、各个管道的最低点等处，锅炉启动和停炉过程中需操作的疏水二次阀门均采用电动阀门，可以在控制室内进行操作。2023/2/1626第26页/共78页2023/2/1627第27页/共78页三、三、主要技术规范主要技术规范：1.锅炉水容积2023/2/1628部件名称容积（m3）高压系统高压过热器系统26高压蒸发系统68高压省煤器系统50高压汽包55高压系统管道20高压

13、系统总水容积219第28页/共78页部件名称容积（m3）中压系统再热器系统35中压过热器系统3中压蒸发系统28中压省煤器系统5中压锅炉17中压系统管道16中压系统总水容积104低压系统低压过热器系统8低压蒸发系统36低压省煤器系统85低压锅炉及除氧器112低压系统管道9低压系统总水容积2502023/2/1629第29页/共78页2023/2/16302.2.锅炉汽包水位参数锅炉汽包水位参数名称 正常值（mm）报警值（mm）跳闸值（mm）由正常至跳闸时间低压汽包-50,+50-280,+260-500,+5002分钟中压汽包-50,+50-200,+200-400,+4002分钟高压汽包-62

14、0,+680-750,850-1000,11005分钟 汽包正常水位线（运行水位线）一般在汽包几何水平中心线以下，第30页/共78页3.主要蒸汽技术参数：高压主蒸汽参数：最大连续蒸发流量：277.67t/h额定蒸汽出口压力为：10.32MPa.a额定蒸汽出口温度：540 再热蒸汽（含中压主汽和再热蒸汽）参数：最大连续再热蒸汽流量：308.0t/h额定再热蒸汽压力：3.44MPa.a额定再热蒸汽温度：5682023/2/1631第31页/共78页 低压主蒸汽参数：过热蒸汽流量：48.49t/h过热蒸汽压力：0.47MPa过热蒸汽温度：248.22023/2/16323.主要蒸汽技术参数：第32页

15、/共78页4.锅炉安全门设计参数安 全 阀 名 称数量(个)压力整定值（Mpa）高压过热器安全阀112.06高压汽包安全阀1112.93高压汽包安全阀2113.31再热器入口安全阀114.28再热器入口安全阀214.3再热器出口安全阀14.07中压过热器安全阀14.24中压汽包安全阀14.412023/2/16334.锅炉安全门设计参数：第33页/共78页安 全 阀 名 称数量(个)压力整定值（Mpa）低压过热器安全阀10.62低压汽包安全阀110.79低压汽包安全阀210.81中压省煤器入口安全阀18.03凝结水进口安全阀14.0连拍扩容器安全阀11.0TCA入口安全阀122.75FGH入口

16、安全阀17.932023/2/1634 锅炉安全门设计参数第34页/共78页三 汽水系统启停操作锅炉汽水系统监视调整的目的就是保证锅炉安全的前提下为汽机提供合格的蒸汽即1、防止锅炉受热面、各容器及连接管道阀门超温超压。2、调整蒸汽温度，使蒸汽温度达到设计值，调高机组运行效率。2023/2/1635第35页/共78页2023/2/1636一、余热锅炉启动前的检查 1、余热锅炉本体及烟道内应无人、无积灰、无杂物，各受热面清洁，各门孔关好。2、余热锅炉各处膨胀节密封良好，膨胀位移无受阻现象。3、余热锅炉烟道壳体的密封性良好，保温层和内护板完好。4、炉墙和各汽水管道吊架及支架应完整牢固，炉墙及各汽水管

17、道能自由膨胀。5、各限位、导向装置、膨胀指示器都正确安装，并且膨胀位移无受阻现象。6、记录膨胀指示器初始值。7、各高温、高压管道保温良好，无变形，支吊牢固。8、各安全门完整且投入，疏水畅通 9、锅炉充氮系统与承压部件已隔离。第36页/共78页2023/2/163710、余热锅炉在启动前确认锅炉系统各电动门、调门可正常开关，各阀门及相关的仪表、化学取样、加药门状态如附表高压系统启动前检查操作卡、中压系统启动前检查操作卡和低压系统启动前检查操作卡。余热锅炉各处膨胀节密封良好，膨胀位移无受阻现象。11、高、中、低压汽包的水位计应在投入状态，水位计高、低水位线应明显，云母片清洁，防护罩齐全可靠，安装牢

18、固，照明良好。各汽包各水位计完好，OPS上汽包水位监视正常，水位计指示一致。承压部件已隔离。12、疏水扩容器完好。13、烟囱挡板试验操作灵活。14、高压给水泵、中压给水泵、低压省煤器再循环泵完好备用。15、检查高、中、低压汽包上下壁温差分别小于30、50、50第37页/共78页2023/2/1638二、余热锅炉启动1.检查凝结水系统运行正常，根据高中低压锅炉系统启动前检查卡检查完毕。2.开启低压给水调门给低压汽包上水，根据化学要求启动氨加药泵，给低压给水加药。3.低压汽包上至正常水位后，启动高、中压给水泵系统，给高、中压汽包上水。控制上水速度：使高压系统上水过程，夏季不小于2小时，冬季不小于4

19、小时；中压系统上水过程，夏季不小于1小时，冬季不小于2小时。4.确认最终高、中、低压汽包启动水位正常，分别为-300mm、-150mm、-350mm，检查高、中、低压给水调门动作正常，投入自动。5.检查确认开启锅炉烟囱挡板。6.检查确认开启高、中、低压过热蒸汽出口电动门投自动。第38页/共78页2023/2/16397.过程监视：水期间，检查凝结水、给水系统运行正常，凝汽器、低压汽包、除盐水箱水位正常。高、中、低压汽包上水时，注意汽包上下壁温差分别不能超过30、50、50。汽包水位可见后，对照汽包就地与OPS水位是否一致。监视高、中压给水泵系统运行正常。第39页/共78页1、对于余热锅炉冷态启

20、动，燃机点火时，高中低压蒸发器疏水电动门开启，当高、中、低压汽包压力分别升至0.2MPa、0.2MPa、0.035MPa时，对应蒸发器疏水电动门关闭；对于锅炉温、热启动，则不开蒸发器疏水电动门。2、对于锅炉冷态启动，燃机点火时，高、中、低压系统蒸汽侧管道疏水电动门开启，当对应蒸汽管道压力达到0.07MPa（低压系统为0.035MPa）时关闭；对于锅炉温、热启动，燃机点火时，高、中、低压系统蒸汽侧管道疏水电动门开启，2023/2/1640三、温、热态时与冷态启动过程的不同第40页/共78页全开维持5分钟（低压过热蒸汽出口疏水电动门为1分钟）后关闭，疏水门开启时注意凝汽器真空变化。3、温、热态启动

21、要注意启动准备中加强疏水，避免冷汽、冷水进入汽轮机，防止管道水冲击现象的发生。4、对于余热锅炉温、热态启动，锅炉上水时应密切注意汽包壁温差，如温差过大或者温差上升过快时，要控制上水速度甚至停止上水。2023/2/1641第41页/共78页1.燃机打闸后，余热锅炉高、低压主汽出口电动门（锅炉侧）关闭，确保锅炉水位高于低低水位。2.关闭高、中、低压汽包连续排污门。3.关闭低压省煤器再循环泵出口门，停低压省煤器再循环泵。4.锅炉上水至高水位，关闭给水泵出口门，停给水泵运行。5.机组停机后，热负荷后移，中低压系统压力容易超限，必要时对中低压系统进行泄压。2023/2/1642四、余热锅炉停炉第42页/

22、共78页6.按照停炉时间采取相应的停炉保养措施，保养方法有：湿法停炉保养防冻干法停炉保养：a)按规程将机组停机，停机过程中锅炉加强排污，防止炉内有沉渣。b)待汽包压力降至0.5MPa以下时，开启相应省煤器、蒸发器、过热器、（再热器）、汽包的疏放水门、排污门及启动排气门，将水放尽。待压力到0后4小时内关闭所有疏放水门、排污门及启动排气门，防止二次吸潮。2023/2/1643第43页/共78页四 运行主要参数监视及调整一、汽包水位的调节 1、三冲量调节取值方式如下：（1）汽包水位值：有三个测点作为水位调节用，可选择其中任一点或取中间值。每一测点水位值都经过压力补偿的。（2）给水流量：三个测点，经温

23、度、压力补偿后取中间值。（3）蒸汽流量：三个测点，经温度和压力补偿后取其中任一点或取中间值。2023/2/1644第44页/共78页2、汽包水位保护设置汽包水位采用三取二作为报警跳闸信号，当任二个信号满足列条件时，执行相关的动作：（1）高一值报警。（2）高二值报警并联锁打开汽包紧急放水电动门直至水位正常。（3）高三值报警并联跳机组。（4）低一值报警。（5）低二值报警并联跳机组2023/2/1645第45页/共78页汽包水位调整主要是维持汽包进出量的平衡问题，即进水量，与排水量，泄漏量和蒸汽量之和，正常情况下，给水量大于蒸汽流量，根据泄漏量和减温水的量等来确定大体数值，正常运行时，大约100吨左

24、右，一般特备注意机组启动过程中几个重要节点时（水温100、主汽旁路开关、挂闸冲转、机组并网、安全门启停，负荷突变等时的虚假水位的产生。1、运行中要经常监视给水压力与给水流量的变化，对照给水流量与蒸汽流量的比例（对低压汽包还要对照高、中压汽包的给水流量），若给水自动失灵或给水压力、给水流量不正常变化时，改给水自动为手动，联系有关人员查明原因及时处理。2023/2/1646第46页/共78页2、由于锅炉高、中压汽包给水从低压汽包来，调整水位时要注意低压汽包水位的变化，及时作出调整。3、锅炉进水应均匀，不允许断断续续，调整水位时，要使给水量平稳防止扰动过大。4、锅炉正常运行时中、低压汽包给水调节阀投

25、自动，高压汽包给水在锅炉30%负荷以下时，由旁路调节阀单冲量自动控制，大于30%负荷时，自动转为主调节阀三冲量自动控制。5、当汽包水位上升过大，过快，可能造成满水时，可采用启动排污、定排或汽包紧急放水门放水，降低水位至正常值，注意防止水位降低太多造成汽包低水位。2023/2/1647第47页/共78页6、手动调节汽包水位时，若汽包水位低，可通过开大给水调节阀的开度来增加给水流量；若汽包水位高则关小给水调节阀开度来降低给水流量。调整时要注意汽包水位变化的延迟性，对汽包水位的变化趋势作出正确的判断，防止严重过调。7、汽包水位由“手动”投至“自动”前，应手动调节汽包水位至设定值附近，防止投自动时调节

26、系统扰动过大。8、给水自动投入时，仍须注意监视锅炉汽包水位的变化，当自动失灵时，应立即切为手动控制，维持汽包水位在正常范围内，并尽快联系检修人员处理。2023/2/1648第48页/共78页9、在负荷变化较快或进行引起蒸汽流量、压力变化较快的操作时，注意虚假水位的出现，及时作出正确的判断和处理。二、蒸汽温度的调节1、机组正常运行时，应严格监视和调整高压过热器出口汽温在540-10+5范围内，再热器出口汽温在568-10+5范围内。2、高压过热蒸汽温度和再热蒸汽温度均采用一级喷水减温，通过调节过热器、再热器的减温水调节阀开度来改变过热器、再热器减温水量，从而调节相应的汽温在要求范围内。汽温调节时

27、（尤其在低负荷时）必须保证减温后的蒸汽温度高于饱和温度13.9。2023/2/1649第49页/共78页3、过热汽温和再热汽温设定值是机组负荷的函数，在过热汽温、再热汽温控制装置投入时，两出口蒸汽温度将维持在计算的设定值。4、手动调节高压过热汽温度和再热蒸汽温度时，应注意喷水减温的迟延特性，注意减温器前后汽温的变化，防止负荷变化时，汽温的大幅度波动而超限。5、若在运行中汽温急剧上升或下降，自动调节装置无法将汽温保持在正常范围时，应立即切为手动方式调整，使汽温恢复正常范围，并查明原因。6、运行中蒸汽温度自动调节装置发生故障时，自动装置应自动切到手动，否则手动切除自动装置，进行手动调节，并通知热工

28、人员处理。2023/2/1650第50页/共78页三、三、锅炉排炉排污调节 1、为了保证汽、水品质合格，必须对锅炉进行排污。2、锅炉的排污量应由化学专业确定，一般情况下，锅炉连续排污能满足要求，炉水质量差时，可根据汽水品质好坏临时打开定排排污。3、高、中、低压汽包都设置有连续排污，排到连排扩容器，操作人员根据化学人员要求，调整连排调整门开度，控制排污率的大小，以确保炉水品质合格。4、高、中、低压系统各设有一路定期排污，蒸发器下联箱的排污是排整个压力级水循环系统的沉淀物。2023/2/1651第51页/共78页四、注意事项1、上水温度与上水速度的控制以控制汽包壁温差（上下壁，内外壁）在规定值。不

29、得超限，否则降低上水速度。2、汽包水位的调整要注意其水位趋势变化及滞后性，调整幅度不要过量，否则适得其反。3、要统观全局，严密监视调整后的变化情况，如有异常，及时手动调整。4、注意虚假水位的产生，调前预调，同时也要防止过调。5、蒸汽温度的调整具有预见性，不能猛增猛减。2023/2/1652第52页/共78页6、高中低压主汽集箱对空排气门在锅炉上水时打开，当主汽压力及温度达到一定值时，对空排汽门自动关闭。2023/2/1653第53页/共78页五 主要事故处理汽水系统主要故障为汽包水位故障、蒸汽温度异常事故、受热面及管路系统泄漏等，引起紧急停机或申请停机的事故。下列情况事故紧急停机：1、任一压力

30、等级的锅炉汽包水位所有的远方指示器损坏。2、锅炉汽、水品质恶化，低于规定标准，经多方处理无效时。3、锅炉省煤器、蒸发器、再热器、过热器等承压部件泄漏，尚能维持汽温、汽压、水位等参数，则降2023/2/1654第54页/共78页负荷，并申请停机。4、安全门动作后无法回座，汽温、汽压尚能满足汽机要求。一、高压主蒸汽、再热蒸汽参数异常 1、高压主蒸汽、再热蒸汽温度高（1）现象：高压蒸汽温度552时，触发报警。再热蒸汽温度580时，触发报警。（2）原因：燃机排气温度过高，IGV温控故障。减温水自动失灵，使减温水调节门关小或由于减2023/2/1655第55页/共78页温水系统故障造成减温水量减少引起过

31、热、再热汽温高。主蒸汽压力控制故障，使主蒸汽压力升高，流量减少，从而使温度上升。测温元件故障。（3）处理：高压蒸汽温度升至546、再热蒸汽温度升至574，应立即进行调整。减温水控制阀切至手动调整，加大减温水量。如主蒸汽压力过高，可手动开启蒸汽旁路降低主蒸汽压力。2023/2/1656第56页/共78页必要时降低燃机负荷，降低高压主汽和再热蒸汽温度在允许范围内。测温元件故障，联系热工立即处理。高压主汽和再热蒸汽温度规定：过去12个月运行的高压缸入口平均蒸汽温度不得超过额定温度538，中压缸入口平均蒸汽温度不得超过额定温度566。在满足a.的同时，高压主汽和再热蒸汽温度通常不超过额定温度8以上。高

32、压主汽和再热蒸汽温度超过额定温度814，在过去12个月运行期的总运行时间不超过400小时。2023/2/1657第57页/共78页高压主汽和再热蒸汽超出额定温度1428，运行时间应15分钟，在过去12个月运行期的总运行时间不超过80小时。k高压缸、中压缸进汽温度不允许超过额定温度28以上（高压缸进汽温度566、中压缸进汽温度594）。2、高压主蒸汽、再热蒸汽温度低（1）现象：高压或再热蒸汽温度不正常下降。（2）原因：燃气轮机排气温度过低，IGV温控故障。减温水自动控制失灵，减温水量过大。2023/2/1658第58页/共78页主蒸汽压力控制故障，使主蒸汽压力过低，流量增大，从而使温度下降。测温

33、元件故障。（3）处理：调整燃机负荷，提高燃机排气温度。调整相应汽包水位在正常范围内，避免蒸汽带水。减温水自动控制失灵时，立即解为手动调整，减少减温水量；无法调整时，用调门前电动门调整减温水量，密切注意汽温变化；联系检修处理，尽快恢复。出现蒸汽带水现象时，开启高中压蒸汽管道、导汽管疏水阀。2023/2/1659第59页/共78页如汽温下降加快,10分钟内下降达50，应按紧急停机处理。测温元件故障，联系热工立即处理。二、汽包水位高或满水 1 现象：对应汽包就地水位计指示过高或满表，DCS显示水位高，发信号报警。对应过热蒸汽温度降低。对应过热蒸汽流量不正常少于给水流量。严重满水时，对应的过热蒸汽温度

34、直线下降，蒸汽管道发生水冲击。2023/2/1660第60页/共78页2原因水位计指示不正确，造成误判而调整不当。给水自动调节装置失灵或调节机构故障，未能及时发现和处理。主蒸汽流量或给水流量变送器不准确，汽水流量不平衡。汽包压力急剧变化。汽包给水调门漏流严重，采取措施不当。启动初期，炉水膨胀。运行工况突变，调节不及时。3处理2023/2/1661第61页/共78页确认DCS水位显示与就地水位计指示是否一致。联系检修校对远传水位测点。运行工况变化时，及时调整，注意压力剧变会导致虚假水位。当高压汽包水位低至-50mm、中压汽包水位低至-50mm时,DCS发水位低一值报警，监盘人员应检查给水自动调节

35、情况。若对应的给水自动跟踪不及时，切为手动，开大给水调节阀开度，增加给水流量。此时运行人员应判明水位低的原因并进行处理。检查排污系统。汽包水位低时，停止汽包排污。若给水调节阀卡涩，按相关规定处理。若给水管道或省煤器管泄漏，按相关规定处理。2023/2/1662第62页/共78页若给水泵故障或给水压力低调整无效，切换为备用泵运行。当高压汽包水位低至-250mm、中压汽包水位低至-200mm时,DCS发水位低二值报警，如调整后水位继续下降无恢复趋势时，燃机减负荷。注意低压汽包水位，防止高、中压汽包大量补水，造成低压汽包水位低。若低压汽包水位低造成高、中压汽包上水不足时，除加强低压汽包上水外，应注意

36、给水泵电流的变化，防止给水泵出现汽蚀。k当处理无效，中压汽包水位低至-400mm、高压汽包水位低至-500mm时，汽包水位低三值主保护动作2023/2/1663第63页/共78页燃机跳闸。如保护拒动，则应手动停炉。l汽包水位正常后，及时查明原因消除故障，方可重新恢复锅炉正常运行。三、高中低压汽包水位低或缺水1、高、中压汽包水位低或缺水（1）现象：对应汽包就地水位计指示低，DCS显示水位低，发信号报警。对应过热蒸汽温度升高。对应给水流量不正常少于过热蒸汽流量。汽包上、下壁温度、内壁温度明显变化，上、下壁2023/2/1664第64页/共78页温差加大。（2）原因水位计指示不正确，造成误判而调整不

37、当。给水自动调节装置失灵或调节机构故障，未能及时发现和处理。给水管道或省煤器管破裂。汽包压力急剧变化。运行工况突变，调节不及时。给水泵故障或跳闸。给水压力过低。汽包进行排污时调整不当2023/2/1665第65页/共78页（3）处理确认DCS水位显示与就地水位计指示是否一致。联系检修校对远传水位测点。运行工况变化时，及时调整，注意压力剧变会导致虚假水位。当高压汽包水位低至-50mm、中压汽包水位低至-50mm时,DCS发水位低一值报警，监盘人员应检查给水自动调节情况。若对应的给水自动跟踪不及时，切为手动，开大给水调节阀开度，增加给水流量。此时运行人员应判明水位低的原因并进行处理。检查排污系统。

38、汽包水位低时，停止汽包排污。若给水调节阀卡涩，按相关规定处理。2023/2/1666第66页/共78页若给水管道或省煤器管泄漏，按相关规定处理若给水泵故障或给水压力低调整无效，切换为备用泵运行。当高压汽包水位低至-250mm、中压汽包水位低至-200mm时,DCS发水位低二值报警，如调整后水位继续下降无恢复趋势时，燃机减负荷。注意低压汽包水位，防止高、中压汽包大量补水，造成低压汽包水位低。若低压汽包水位低造成高、中压汽包上水不足时，除加强低压汽包上水外，应注意给水泵电流的变化，防止给水泵出现汽蚀。2023/2/1667第67页/共78页k当处理无效，中压汽包水位低至-400mm、高压汽包水位低

39、至-500mm时，汽包水位低三值主保护动作，燃机跳闸。如保护拒动，则应手动停炉。l汽包水位正常后，及时查明原因消除故障，方可重新恢复锅炉正常运行。2、低压汽包水位低或缺水（1）现象低压汽包就地水位计指示低，DCS显示水位低，发信号报警。低压过热蒸汽温度升高。（2）原因2023/2/1668第68页/共78页水位计指示不正确，造成误判而调整不当。给水自动调节装置失灵或调节机构故障，未能及时发现和处理。高、中压汽包给水量过大。汽包压力急剧变化。运行工况突变，调节不及时。凝结水泵故障或跳闸，给水流量下降。给水管道、凝结水加热器、或热网水水换热器泄漏严重（3）处理确认DCS水位显示与就地水位计指示是否

40、一致。2023/2/1669第69页/共78页联系检修校对远传水位测点。运行工况变化时，及时调整，注意压力剧变会导致虚假水位。检查给水自动调节情况。若对应的给水自动跟踪不及时，切为手动，开大给水调节阀开度，增加给水流量。检查排污系统。汽包水位低时，停止锅炉排污。减小高中压汽包上水量。若给水调节阀卡涩，按相关规定处理。若给水管道、低压蒸发器或凝结水加热器泄漏，按相关规定处理。2023/2/1670第70页/共78页热网水水换热器管泄漏时，切除热网水水换热器运行。检查凝结水泵运行情况及凝结水压力变化，切换凝结水泵或增加凝结水泵运行台数如采取措施调整后汽包水位继续快速下降无恢复趋势时，燃机减负荷。k

41、当处理无效，低压汽包水位低至-750mm时，汽包水位低三值主保护动作，燃机跳闸。如保护拒动，则应手动停炉。l汽包水位正常后，及时查明原因消除故障，方可重新恢复锅炉正常运行。2023/2/1671第71页/共78页四、蒸汽或给水管道损坏 1 现象（1）管道有轻微漏泄时，会发出响声，保温层潮湿或漏汽滴水。（2）管道爆破时，发出显著响声，并喷出汽水。（3）蒸汽或给水流量变化异常，若爆破部位在流量表前，流量表读数减少。若在流量表之后，则流量表读数增加。（4）蒸汽压力或给水压力下降。2 原因 （1）蒸汽管道暖管不充分，产生严重的水冲击。2023/2/1672第72页/共78页（2）蒸汽管道超温运行，蠕胀

42、超过标准或运行时间过久，金属强度降低。（3）汽水品质不合格，造成管壁腐蚀。（4）给水管道局部冲刷，管壁减簿。（5）管道的支架装置安装不正确，影响管道自由膨胀。（6）管道安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。（7）给水系统运行不正常，压力波动大，水冲击或振动。3 处理2023/2/1673第73页/共78页（1）若蒸汽管、给水管轻微泄漏，能够维持锅炉给水，且不致很快扩大故障时，可维持短时间运行。但必须加强监视和检查，必要时降低负荷运行。（2）若泄漏加剧，直接威胁人身或设备安全时，则应紧急停炉处理。五、过热器蒸发器管损坏 1 现象（1）过热蒸汽流量减少，给水流量不正常地大于蒸汽流量。（2

43、）严重损坏时锅炉汽压下降。（3）过热蒸汽温度由于流量减少而温度增高。2023/2/1674第74页/共78页（4）过热器、蒸发器附近有汽流冲击声2原因（1）蒸汽品质长期不合格，管内结垢腐蚀造成受热不均。（2）过热器、蒸发器管材焊接或材质不合格，管内杂物堵塞。（3）长期超温或短期严重超温运行，造成管壁高温腐蚀。（4）机组启、停操作不当或不正确的启、停方式使过热器、蒸发器造成疲劳损坏。3处理2023/2/1675第75页/共78页（1）立即汇报，加强检查并注意事故发展情况。（2）如损坏不严重，允许短时间维持运行，适当降低参数，低负荷运行，申请停运燃机检修。（3）如爆破或泄漏严重危及设备安全时，立即停止燃机运行。（4）燃机停运后，保持各汽包水位正常（5）烟囱挡板保持开启，排除烟气。打开炉底放水门放水。2023/2/1676第76页/共78页2023/2/1677第77页/共78页2023/2/1678感谢您的观看！第78页/共78页