300mw机组运行异常及事故处理Word文档下载推荐.docx

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4）所有汽包水位计损坏、无法判断汽包实际水位时。

5）安全阀动作不回座，汽压下降，汽温或各段工质参数变化不允许运行时。

6）锅炉蒸汽压力超限所有安全阀拒动，同时5%旁路及PCV阀无法打开时。

7）锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行时。

8）机组运行已经危及人身安全，必须停机才可避免人身事故时。

9）厂用电全部中断或局部中断，机组不能维持正常运行时。

10）MFT动作条件满足，而保护拒动时。

11）当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏或死机”）且无可靠的后备操作监视手段时。

12）DEH工作失常或高中压主汽门、调门门杆卡涩、连杆脱落折断，机组不能维持转速或负荷。

13）汽机侧高压汽水管道破裂，危及人身、设备安全，无法隔离。

14）主汽压升高，主汽门前压力升高至21.6MPa。

15）主再汽温566℃以上（机侧）。

16）高中压主汽门前汽温2min内下降50℃以上或两侧汽温相差达42℃。

17）低压缸排汽温度达121℃，无法降低时。

18）凝汽器真空急剧下降至81kPa。

19）发电机严重漏水。

20）发电机断水且保护拒动。

21）发电机转为电动机运行方式，带动汽轮机运行达1min。

22）高、中压缸上、下温差达56℃，采取措施无法降低时。

23）发电机滑环严重打火，并且发电机电压急剧下降。

24）发变组线路发生故障，且发变组保护装置拒动。

25）主变压器、励磁变压器或高压厂用变压器发生严重故障。

26）热控保护装置故障，在限时内无法恢复。

27）直流系统故障，发变线组开关操作回路直流电源消失。

28）热工仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障，电源无法及时恢复，机组无法维持原运行状态。

8.2.3发生下列情况之一，应申请停机（停机时间由总工程师决定）：

1）锅炉汽水系统承压部件泄漏，运行中无法消除。

2）锅炉受热面管壁温度多点超温，经设法调整仍无法恢复正常运行。

3）锅炉严重结焦或严重堵灰难以维持正常运行。

4）一台空气预热器故障，短时无法隔绝检修。

5）安全门有缺陷，不能正常动作。

6）锅炉炉水、蒸汽品质严重恶化，经采取措施无效。

7）汽泡水位保护测点当有两点退出运行时，限期8小时内未恢复，否则停止锅炉运行。

8）不能保证两种类型水位计正常运行。

9）发变组失去主保护运行时。

10）发电机线圈、铁芯温度、温升超过允许值，采取措施无效时。

11）转子匝间短路，转子电流超过额定值。

12）发生其它故障，威胁机组运行时。

8.3紧急停机的操作

8.3.1紧急停炉的操作

8.3.1.1按下手动紧急停炉按钮“MFT1”、“MFT2”，检查锅炉所有燃料切断。

8.3.1.2若手按“MFT”拒动，则立即手动停止一次风机，手动关闭轻油进、回油快关阀（油枪投用时）。

8.3.1.3应检查厂用电备用电源自投，否则立即手动抢合备用电源开关，但工作电源开关应在分位。

8.3.1.4检查密封风机、磨煤机、给煤机均跳闸，轻油进油、回油快关阀、过热器、再热器减温水总阀及其调节阀均关闭，否则手动干预。

8.3.1.5维持风量＞30%额定风量，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫。

8.3.1.6如短时间不能恢复，按正常停炉处理。

8.3.2不破坏真空故障停机操作

8.3.2.1调换机组厂用电。

8.3.2.2迅速减负荷至0，解列发变组。

8.3.2.3脱扣汽轮机，检查机组转速下降，高中压主汽门、调门、高排逆止阀及各抽汽逆止阀关闭严密。

8.3.2.4启动交流润滑油泵及高压备用油泵。

8.3.2.5减负荷过程中启动电泵，停用汽泵，维持汽包水位正常。

8.3.2.6检查有关疏水阀自动打开或手动开启，注意机组凝汽器真空情况。

8.3.2.7严密监视机组振动、轴位移、缸温、差胀等情况，注意比较转子惰走时间。

8.3.2.8完成正常停机其它操作。

8.3.3破坏真空紧急停机操作

8.3.3.1手动脱扣，检查机组转速下降，高中压主汽门、调门、高排逆止阀及各抽汽逆止阀关闭严密，锅炉熄火。

8.3.3.2启动交流润滑油泵及高压备用油泵。

8.3.3.3检查电泵自启动，汽泵停用。

维持汽包水位正常。

8.3.3.4解除真空泵联锁，停用真空泵，开启真空破坏阀。

8.3.3.5检查开启高、中压主汽门后及抽汽管道有关疏水阀，注意机组凝汽器真空情况。

8.3.3.6破坏真空紧急停机严禁使用旁路系统，检查主汽管、高旁前疏水关闭严密。

8.3.3.7严密监视机组振动、轴位移、缸温、差胀等情况，注意比较转子惰走时间。

8.3.3.8应检查厂用电备用电源自投，否则立即手动抢合备用电源开关，但工作电源开关应在分位。

8.3.3.9完成正常停机其它操作。

8.4典型事故的预防及处理

8.4.1“MFT”动作

8.4.1.1“MFT”动作的主要象征：

1）MFT动作报警，并显示MFT首出原因。

2）切断锅炉所有燃料，锅炉熄火。

3）汽轮机跳闸、发变组解列。

8.4.1.2“MFT”动作后，检查下列设备应动作正常：

1）厂用电自投成功。

2）A、B一次风机跳闸。

3）A、B、C、D、E给煤机和A、B、C、D、E磨煤机均跳闸。

4）轻油进、回油快关阀关闭。

5）运行密封风机跳闸并闭锁备用密封风机的启动。

6）退出正在运行的吹灰器并闭锁投用。

7）关闭SOFA层各风门，其它各层二次风门全开。

8）关闭过热器、再热器减温水总阀、调节阀及调节阀前、后电动阀。

9）关闭磨煤机冷、热风隔绝门及出口一次风门。

10）关闭A、B一次风机出口挡板。

11）A、B汽动给水泵跳闸（汽包水位＞－170mm、有炉水泵运行时联启电动给水泵）。

12）“OFT”动作。

13）12只油角阀、退出12根油枪、停用点火器。

14）送风机及减温水调节由“自动”切至“手动”，引风机静叶关至15%后回原开度。

15）关闭连排调节门。

8.4.1.3“MFT”动作的处理：

1）炉水泵运行，检查炉水泵运行正常，备用电泵联启。

2）手动调整给水流量，维持汽包水位正常。

3）手动调整5%旁路，维持汽压正常。

4）复位跳闸开关。

5）联系停用电除尘及脱硫系统。

6）“MFT”、“OFT”复位后，轻油循环正常，手动调整油压正常。

7）查明“MFT”动作原因，待故障消除后，得值长通知方可重新点火启动。

8）导致MFT动作的故障短时间无法消除时，则按正常停炉后的规定执行。

8.4.2锅炉灭火

8.4.2.1主要象征：

1）火焰工业电视监视无火；

2）汽压、汽温下降，水位大幅度波动。

3）炉膛压力负向增大。

4）燃烧器火焰检测装置检测不到火焰。

5）炉膛出口烟温急剧下跌。

6）MFT动作。

8.4.2.2主要原因：

1）燃烧不稳时油枪未能及时投用。

2）煤质太差。

3）火检装置检测不到火焰。

4）锅炉负荷过低或减负荷时，炉内大面积塌焦。

5）燃烧调整不当。

6）发生RB时处理不当。

7）熄火保护误动。

8）厂用电中断。

9）磨煤机故障跳闸。

10）炉底水封破坏大量冷风漏入。

11）给煤机来煤不均或断煤。

12）全燃油时，油中带水或燃油系统故障。

13）锅炉受热面损坏，大量蒸汽进入炉膛。

8.4.2.3处理：

1）如熄火导致“MFT”动作，按“MFT”动作处理。

2）如“MFT”未动作，按“紧急停炉”处理，严禁采用关小风门增投燃料爆燃的方法点火。

3）查明灭火原因并消除后，进行炉膛吹扫，清除积存燃料，按热态启动重新点火。

8.4.3锅炉尾部烟道二次燃烧

8.4.3.1主要象征：

1）二次燃烧点后烟道内各段烟温剧增。

2）炉膛压力和烟道负压剧烈变化。

3）烟道内不严密处有火星和烟冒出。

4）若空气预热器处发生二次燃烧，空气预热器电流晃动大，外壳有热辐射感，燃烧严重时空气预热器发生卡涩。

8.4.3.2主要原因：

1）长期燃烧不良，大量可燃物在烟道内积存。

2）低负荷运行时间过长，烟速低，使烟道内积存大量未燃尽的煤粉。

3）煤油混烧时，油枪雾化不良使尾部受热面积油垢和粘附大量未燃尽煤粉。

8.4.3.3处理：

1）烟道内烟气温度不正常地升高时，应立即采取调整燃烧和受热面蒸汽吹灰等措施；

如遇空气预热器处发生二次燃烧，立即投用空气预热器喷淋灭火装置进行灭火。

2）降低锅炉热负荷，运行方式切至“TFB”（机跟炉）方式。

3）经采取措施无效，烟气温度仍急剧升高时，排烟温度大于250℃，作紧急停炉处理。

4）锅炉熄火后停止吸、送风机，关闭所有风门挡板和烟气挡板。

5）待内部明火熄灭，并经检查确认，可开启烟、风道挡板通风，烟道内烟气温度不再上升时，启动吸、送风机进行吹扫，如无设备损伤，即可进行点火。

6）如故障严重不能重新点火时，作停炉处理，并对空气预热器进行清扫积灰。

7）若省煤器附近发生二次燃烧，停炉后应保持省煤器连续进水，防止省煤器烧坏。

8.4.4锅炉水位故障

8.4.4.1汽包水位低

8.4.4.1.1主要象征：

1）汽包水位低报警，光字牌亮。

2）各水位计显示水位低。

3）给水流量不正常小于蒸汽流量（水冷壁或省煤器泄漏则相反）。

4）严重缺水时，主汽温度升高。

5）炉水泵进、出口差压变小，电流减小，严重时炉水泵跳闸。

8.4.4.1.2主要原因：

1）给水自动失灵。

2）运行人员监视不严，给水泵故障，汽泵调门或电泵勺管卡涩故障发现不及时。

3）运行人员操作调整不当，使给水流量下降。

4）水位计指示不正确，造成运行人员误判断。

5）水冷壁或省煤器泄漏。

6）给水系统阀门故障。

7）运行人员调整不当。

8）外部扰动引起汽包压力升高。

8.4.4.1.3处理：

1）汽包水位异常时，应对照汽、水流量是否平衡，校对汽包水位计指示是否正确，以差压式水位计为准。

2）若某台汽动给水泵控制系统失灵造成手、自动都无法增加给水流量时，开启电动给水泵，控制给水流量。

3）将给水“自动”切除，手动提高汽泵转速或开大电泵勺管开度，增加进水量。

4）如因汽包压力高造成水位低，应迅速采取降压措施，维持汽压至正常值。

5）汽包水位低时，严禁排污，若正在排污，应立即停止。

6）经处理后汽包水位仍低则汇报值长，要求减负荷处理。

7）汽包水位跌至低限值-300mm时，水位保护应动作；

如保护不动作，应紧急停炉，并加强进水，调整给水流量维持汽包水位正常。

当汽包所有水位计均无可见水位，并且三台炉水泵压差均≤105kPa时，严禁锅炉进水，请示总工程师、并会同检修进行检查，确认水冷壁正常后，方可重新向锅炉进水。

8）分析汽包缺水原因，消除后准备重新启动。

8.4.4.2汽包水位高

8.4.4.2.1主要象征：

1）汽包水位高报警，光字牌亮。

2）各水位计均显示水位高。

3）给水流量不正常大于蒸汽流量。

4）严重满水时，主汽温度急剧下降，严重时主蒸汽管道内发生水冲击。

8.4.4.2.2主要原因：

3）运行人员操作调整不当，使给水流量突升。

5）给水系统阀门故障。

6）运行人员监视不严或调整不当。

7）安全阀或PCV阀动作引起虚假水位。

8）加负荷速度过快或DEH故障引起汽压下跌过快。

8.4.4.2.3处理：

2）若某台汽动给水泵控制系统失灵造成手、自动都无法降低给水流量时，紧急停用汽动给水泵，联动电动给水泵，并控制给水流量。

3）将给水“自动”切除，手动降低汽泵转速或关小电泵勺管开度，降低给水流量，维持汽包水位。

4）安全门或PCV阀动作不回座，造成汽包水位高，立即采取强关措施，如仍不回座，则先稳定汽压，待水位稳定后再降压处理。

5）开大排污门，增加排污量。

6）根据汽温情况，调整减温水流量，维持汽温正常。

7）汽包水位升至高限值＋250mm时，水位保护应动作；

如保护不动作，应紧急停炉，并加强放水，调整给水流量维持汽包水位正常。

8）锅炉停止上水后，开启省煤器再循环门，开启过热器、再热器疏水，注意监视过热器、再热器各段汽温的变化，开启主汽门前疏水。

9）分析汽包满水原因，消除后准备重新启动。

8.4.5锅炉受热面损坏

8.4.5.1水冷壁损坏

8.4.5.1.1主要象征：

1）炉膛内有泄漏声，管子爆破时有明显的响声。

2）汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

3）炉膛压力减小或变正，炉膛不严密处有汽水、炉烟冒出。

4）吸风机静叶投“自动”时，不正常地开大。

5）锅炉燃烧不稳定，严重时造成锅炉熄火。

6）炉膛出口烟气温度下降。

8.4.5.1.2主要原因：

1）炉水品质不合格，长期运行后管内结垢超温或化学腐蚀。

2）燃烧器附近的水冷壁管被煤粉冲刷、磨损。

3）安装质量不良，焊口泄漏或水冷壁管被异物堵塞。

4）吹灰器安装不良或使用不当，受热面管子被吹损。

5）膨胀不均，管子被拉坏。

6）管材长期运行老化，管材质量下降。

8.4.5.1.3处理：

1）加强进水，维持汽包正常水位；

汽包水位不能维持正常时，可降低负荷、降低汽压维持运行，并汇报值长申请停炉。

2）加强监视，注意故障点的发展。

3）水冷壁严重损坏，无法维持汽包水位时，立即停炉，保持吸风机运行，排除炉内蒸汽。

4）停炉后尽可能继续进水，维持汽包水位。

5）如泄漏严重，停炉后无法维持汽包水位时或严重烧干锅后，应停止进水，同时停止炉水泵运行，解除省煤器再循环门“联锁”，严禁开启省煤器再循环门。

8.4.5.2省煤器损坏

8.4.5.2.1主要象征：

1）汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

2）炉膛压力减小或变正，尾部烟道不严密处有汽水、炉烟冒出。

3）省煤器附近有泄漏声。

4）省煤器灰斗有水漏出，仓泵输送灰阻力大。

5）省煤器两侧烟温偏差增大，漏水侧烟温下降。

6）严重时空预器进口烟温两侧偏差大，出口两侧一、二次风温温差增大。

7）吸风机静叶投“自动”时，不正常地开大。

8.4.5.2.2主要原因：

1）省煤器管被飞灰磨损。

2）吹灰器安装不良或使用不当，省煤器被吹损。

3）制造安装质量不良。

8.4.5.2.3处理：

2）加强监视，注意泄漏点的发展。

3）省煤器泄漏严重，经采取措施仍无法维持汽包水位时，则停止锅炉运行，保持吸风机运行，排除炉内蒸汽。

4）停炉后尽可能继续进水，维持汽包水位，严禁开启省煤器再循环门。

5）清除灰斗内积灰。

8.4.5.3过热器损坏

8.4.5.3.1主要象征：

1）过热器附近有泄漏声。

2）炉膛压力减小或变正，系统不严密处有汽水、炉烟冒出。

3）泄漏严重时主蒸汽压力下降，主汽温度异常，机组负荷下降。

4）蒸汽流量不正常地小于给水流量。

5）吸风机静叶投“自动”时，不正常地开大。

6）过热器损坏侧烟气温度降低，两侧烟温差增大。

8.4.5.3.2主要原因：

1）蒸汽品质不合格，管内结垢，引起超温爆管。

2）由于热偏差，过热器局部管道过热。

3）过热器超温运行。

4）过热器管被飞灰磨损。

5）吹灰器安装不良或使用不当，受热面管子被吹损。

6）过热器管被异物堵塞。

7）材质不良或安装焊接不良。

8.4.5.3.3处理：

1）过热器损坏不严重时，允许作短时间运行，可适当降低汽压，并汇报值长及早申请停炉。

2）加强监视，注意故障的发展。

3）如主汽温异常时，可适当降低机组负荷，维持汽温正常。

4）若过热器损坏严重，无法维持正常汽温或管壁严重超温时，应立即停炉。

8.4.5.4再热器损坏

8.4.5.4.1主要象征：

1）再热器附近有泄漏声。

2）再热器蒸汽压力下降。

3）吸风机静叶投“自动”时，不正常的开大。

4）严重时再热汽温两侧偏差大或异常升高。

5）再热器管爆破，炉膛压力减小或变正，不严密处有蒸汽或炉烟冒出。

6）在机组负荷不变的情况下，主蒸汽流量增加。

7）再热器损坏侧烟温下降，两侧烟温差增大。

8.4.5.4.2主要原因：

2）由于热偏差，局部管道过热。

3）再热器超温运行。

4）再热器管被飞灰磨损。

6）再热器管被异物堵塞。

8.4.5.4.3处理：

1）再热器损坏不严重时，允许作短时间运行，可适当降低机组负荷，降低再热器压力，并汇报值长及早申请停炉。

3）如再热汽温异常时，可适当降低机组负荷，维持汽温正常。

4）若再热器损坏严重，无法维持正常汽温或管壁严重超温时，应立即停炉。

8.4.6蒸汽参数异常

8.4.6.1主、再汽温高

8.4.6.1.1主要象征：

1）主蒸汽、再热蒸汽温度指示超高限，汽温高报警。

2）汽温调节投“自动”时，减温水调节门自动开足。

3）如因受热面泄漏或爆管引起的汽温高，则泄漏点之前的各段工质温度下降。

8.4.6.1.2主要原因：

1）风量调整不当，造成锅炉缺氧燃烧后，增加风量过快。

2）过热器、再热器出口汽温减温水系统故障或自动装置失灵，使减温水流量不正常地降低。

3）摆动火嘴自动失灵，火嘴上翘过多。

4）加负荷速率过快，汽温调整未及时跟上。

5）制粉系统故障，造成给煤机给煤量不正常增加或一次风速上升造成煤粉不正常增加。

6）燃油系统故障造成燃油量不正常增加。

7）烟道内发生二次燃烧。

8）过热器或再热器进口侧发生泄漏或爆破。

9）再热器进口安全阀起座。

10）炉本体水封破坏，燃烧工况不佳，火焰中心偏高。

11）高加跳闸或停用时，给水温度下降过快。

12）运行人员监视不严，汽温调整不当或误操作。

13）锅炉严重结焦。

14）锅炉严重缺水。

15）过热器或再热器受热面吹灰。

8.4.6.1.3处理：

1）将汽温自动切换至手动，增大减温水量；

减去部分燃料量，停止过热器或再热器吹灰，并对水冷壁进行吹灰。

2）再热汽温高时，将摆动火嘴自动解列下摆并可适当降低主蒸汽温度。

3）调整风、煤比例，保证炉内燃烧良好，保持适当的过剩空气系数，设法降低炉膛火焰中心。

4）加负荷时可应先将汽温定值定下限，待加负荷结束再恢复至正常。

5）如炉本体水封被破坏，应迅速恢复。

6）汽温高如系高加出系所至，立即降低机组负荷至280MW，然后根据汽温情况调整机组负荷。

7）经采取措施后，主蒸汽温达551℃以上（机前蒸汽温度达552℃，12个月周期内累计运行时间不超过400h），仍有上升趋势时，立即降低负荷，必要时可开启PCV阀，以减少对汽轮机的影响，但应注意防止再热汽温和机组负荷下降太多。

8）机前主、再热汽温上升至566℃，运行15min仍不能恢复或超过566℃，汇报值长，故障停机（主、再热蒸汽温度达566℃，12个月周期内累计运行时间不超过80h），需原因查明、消除后方可重新启动。

8.4.6.2主、再汽温低

8.4.6.2.1主要象征：

1）主蒸汽、再热蒸汽温度指示超低限，汽温低报警。

2）汽温调节“自动”时，减温水调门自行关闭或摆动火嘴自动向上。

8.4.6.2.2主要主要原因：

1）运行中调整不当，使煤（油）、水、风比例失调或炉膛火焰中心偏低。

2）给水系统故障造成给水压力上升、减温水系统自动装置故障，使减温水流量不正常地升高。

3）过热汽压降低，使减温水流量不正常地升高。

4）制粉系统或油系统的故障，造成燃料量不正常地减少。

5）高加投用，给水温度上升过快。

6）摆动火嘴自动失灵，火嘴下摆过多。

7）过热器、再热器出口安全门动作不回座。

8）旁路减温水倒入蒸汽系统。

9）汽包水位过高或汽包内汽水分离效果不佳，使蒸汽带水严重。

10）水冷壁吹灰。

11）减负荷速率快，汽温调整未及时跟上。

12）水质不合格，汽水共腾。

8.4.6.2.3处理原则：

1）将过