陕西华电瑶池发电有限公司发电部防范技术措施汇编

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820~900℃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。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℃，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)，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，⑴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。⑵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: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5－6％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