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发电厂技术问答(部分)

汽机专业:

汽机紧急停机条件

1.汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。

2.轴向位移超过保护动作值而保护未动。

3.汽轮机发生水冲击、高中压缸上、下缸内表面温差超过 56℃。

4.机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声。

5.汽轮机任一轴承断油,或其回油温度达82℃。

6.汽轮机轴承(#1~#6)金属温度达113℃,发电机轴承(#7~#9)金属温度达107℃,汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃。

7.发电机氢气系统发生爆炸。

8.轴承或端部轴封磨擦冒火花时。

9.轴承润滑油压下降至0.045MPa,而保护不动作。

10.主油箱油位急剧下降至1391mm以下。

11.发电机冒烟、着火。

12.机组周围或油系统着火,无法扑灭并已严重威胁人身或设备安全。

13.厂用电全部失去。

汽机紧急停机操作及处理

1.在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄,确认发电机解列,汽轮机转速下降;检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭,高排通风阀开启,高压导汽管通风阀开启。

2.启动高压密封备用油泵、交流润滑油泵、顶轴油泵运行。

3.检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门自动开启。

4.停运真空泵、主机转速降到2700rpm以下开启真空破坏门,关闭至凝汽器所有疏水门。

5.检查汽动给水泵联动跳闸。

6.将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供汽。

7.真空到0,停轴封供汽。

8.转速至0,投入盘车运行,记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

9.停机过程中应注意机组的振动、轴向位移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

10.应到现场仔细倾听机组内部声音,当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时,严禁立即再次启动机组。

给水流量突降或中断的处理

1.给水泵故障,备用给水泵未能投运时,应立即手动启动备用给水泵。

2.有关阀门被误关时,应设法手动开启。

3.给水自动装置不正常时,应手动维持给水流量正常。

4.当给水流量≥402t/h时,应紧急减少燃料量,使燃料量与给水流量相适应,并检查风量自动正常。控制锅炉的汽压、汽温正常,并设法提高给水流量,尽快恢复机组正常出力。

5.当给水流量≤281t/h在15s内不能增加至>281t/h时,将产生MFT。若MFT未动作时,应立即手动MFT。

6.当给水流量≤246t/h在3s内不能增大至>246t/h时也将产生MFT。若MFT未动作时,也应立即手动MFT。

凝汽器真空下降的处理

1)发现真空下降,首先应对照低压缸排汽温度进行确认是否确实下降,并查找原因进行相应处理。

2)发现凝汽器真空下降至-88kPa时,立即启动备用真空泵运行,提高凝汽器真空,如真空继续降低,

应按真空每下降1kPa,减负荷60MW,凝汽器真空降至—76.64kPa,应减负荷至零。

3)机组负荷>10%额定负荷时,真空低至-73.34kPa时,应手动停机。

4)机组负荷≤10%额定负荷时,真空低于- 70.kPa,汽轮机真空低保护动作跳闸,否则手动停机。

5)凝汽器真空下降时,应根据低压缸排汽温度升高情况,开启低压缸喷水电磁阀,控制排汽温度不

超过79℃,排汽温度达121℃且持续15 min或>121℃应停机。

6)因真空低紧急停机时,应立即切除高、低压旁路,关闭所有进入凝汽器的疏水门。

7)真空低报警至停机时间不得超过60min。

8)检查当时机组有无影响真空下降的操作,如有立即停止并恢复到原运行方式。

9)因循环水中断或水量不足引起的真空下降,应立即启动备用循环水泵;如果凝汽器管脏污,加强

清洗;如循环水全部中断,应立即打闸停机,并关闭凝汽器循环水进出水门,待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时,再向凝汽器通循环水。

10)循环水水量减少时,应检查运行循环水泵工作是否正常、出口蝶阀是否全开,备用泵碟阀关闭是

否严密,否则启动备用泵,检查凉水塔来水滤网是否堵塞,特别是冬季防止冰块堵塞滤网,并及时清理滤网,检查循环水水室能否放出空气。

11)检查真空泵运行情况,及时调整汽水分离器水位正常,若备用真空泵入口门不严时切换备用泵运

行。

12)检查轴封系统工作情况,及时维持轴封压力正常。

13)检查凝汽器水位,水位高时及时调整。

14)检查凝水补水箱水位是否正常,如水位低时关闭凝水输送泵至凝汽器补水门,待水位正常后再打

开。

15)若仪用气压力低,导致真空泵入口碟阀关闭,及时恢复仪用气压力正常,并根据真空降负荷。

16)因凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降,按下列步骤处理

A.检查真空破坏门及真空系统的有关阀门是否误开,如误开立即关闭。

B.对真空系统的设备进行查漏和堵漏。如轴封加热器∪型管水封不正常,应注水至正常;真空破坏

门不严密,应关严并注水;给水泵密封水不正常,水封∪型管泄漏时,应立即调整水封∪型管水位正常或立即隔离水封∪型管,将密封水回水倒至地沟,待调整水封正常后重新倒回凝汽器。C.小机真空系统泄漏,不能维持在低真空报警值以上,减负荷至80%额定负荷,启动电泵、停故障

小机,关闭排汽碟阀及疏水,进行处理。真空降到-47.7kPa,小机跳闸,否则手动停机。

除氧器正常运行维护

1.除氧器正常运行中应注意监视除氧器压力<1.012MPa,温度≯374℃,与当时机组运行工况相对应,滑压范围0.05~1.012MPa。

2.除氧器的就地水位计与DCS上水位指示值要经常校对,保持一致。

3.除氧器的水位控制应投入自动,保证除氧器在正常水位运行。

4.除氧器正常运行中辅汽作为备用汽源时,辅汽至除氧器压力调节门手动隔离门应全开,门前疏水微开,压力调节门应投入自动。

5.除氧器正常运行中溶解氧应符合要求(≤5PPb)。

6.除氧器出水温度≤187℃。

规程修改润滑油压力低保护定值

#2机汽轮机润滑油油压降至 0.08MPa报警,降至0.075MPa联动交流油泵,降至0.06MPa联动直流油泵,并停机投盘车,降至0.03MPa时停盘车。

加热器投停操作原则

1加热器投运时,应先投水侧再投汽侧;停运时,应先停汽侧再停水侧。低压加热器在凝结水系统注水时应投运水侧,高压加热器在锅炉上水时应投入水侧,完成低压注水投运。

2#8A/B、#7A/B低加汽侧在机组冲转时随机滑启,#6、5低加在机组并列后依次投入。高压加热器在机组负荷达30%投入。投高加时应遵循从低压到高压的原则,停时则相反。

3严禁泄漏的加热器投入运行。

4加热器必须在水位计完好,报警信号及保护装置动作正常的情况下投入运行。

5加热器投停过程中应严格控制低加出水温度变化率≯3℃/min,高加出水温度变化率≯1.83℃/min。规程修改轴封汽温度定值 160-200℃

规程修改主蒸汽温度低保护定值

锅炉MFT主保护

当汽轮机主汽门前主蒸汽温度过热度低于56℃时,锅炉MFT动作。保护动作时,锅炉MFT,跳闸磨煤机、给煤机、一次风机,关闭燃油快关阀,切断进入锅炉的一切燃料,同时汽机联跳,发电机解

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规程修改给水压力低联泵报警值、联泵值

发电厂技术问答(部分)

小机联锁保护

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电气专业

1、发电机紧急停运条件。

1.发电机着火或发电机内氢气爆炸。

2.危及人身安全。

3.发电机滑环碳刷严重冒火,且无法处理。

4.发电机滑环冒烟着火。

5.发电机断水,保护未动。

6.发电机漏水且伴随有定、转子接地。

7.发电机大量漏水。

8.发电机发生剧烈振动。

9.发电机定、转子温度急剧升高。

10.发电机定子冷却水导电度升高至9.5μs/cm。

11.发电机密封油系统故障,油氢差压维持不住,发电机大量漏氢。

12.发电机负序电流突然增加且不返回,同时发电机轴承振动突然增大,定冷水压突然升高,发电机线圈层间温度和进出水温度突然升高,内冷水检漏装置检测到发电机内漏时。

2、变压器紧急停运条件。

1.变压器内部有不均匀的噪声和爆炸声。

2.套管炸裂,闪络放电。

3.变压器冒烟着火,压力释放阀动作。

4.引线端子熔化。

5.变压器大量漏油且无法消除。

6.变压器绝缘油变色严重,且油内出现碳质。

7.变压器在正常负荷及冷却条件下,上层油温或线圈温度超过极限值,并急剧上升。

8.变压器过励磁达极限值,且保护未动作跳闸。

9.发生危及变压器安全的故障,而变压器有关保护拒动。

10.变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁。

11.发生人身触电而又无法脱离电源。

12干式变压器有放电声并有异臭味。

3、发变组保护运行规定。

1.发变组正常运行中,保护全部投入运行(转子接地保护只投入A屏或B屏的“转子一点接地保护”,另一屏“转子一点接地保护”及两屏“转子两点接点保护”不能投入,当“转子一点接地保护”动作信号发出后,投入本屏“转子两点接地保护”)。

2.发电机停机后应,解除“汽轮机联跳发电机”保护。

3.发变组保护动作后,应立即准确记录有何保护动作、保护动作时间,做好记录后再复归保护。

4.发电机并列前应投入“热工保护”压板。

5.发电机解列停机后,应解除“热工保护”压板。

6.高厂变、高硫变压力释放保护正常运行情况下仅投信号。

7.主变压力释放保护正常运行情况下投入。

4、发变组配备哪些主保护?

发电厂技术问答(部分)

发电厂技术问答(部分)

5、保护装置异常时的处理

1.运行中的保护装置,当“装置故障”信号发出时应立即汇报值长,停用该CPU所属保护。

2.当发电机失磁保护发出PT断线、直流电源消失或阻抗元件动作信号时,应请示停用发电机失磁保护。

3.变压器差动CT断线时应立即停用变压器差动保护。

4.变压器复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时,可不停用,但应及时处理。

5.变压器阻抗保护不得失去电压,若有可能失去电压时,应停用阻抗保护。

6.母线PT回路断线时,可不停用母差保护,但应立即处理。

7.母差保护故障、异常、直流电源消失、交流电流回路断线、大差电流超过允许值或母线上连接元件闸

刀位置信号指示灯与实际不对应时,应停用母差保护。

6、厂用电全部失去的处理。

1.确认报警,汇报值长。

2.检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭,否则手动关闭,汽机转速下降。

3.密切监视直流母线电压的变化情况,确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动,否则可手动强合两次,强合不成功迅速查明原因处理后启动。检查主机润滑油压、油氢差压正常。

4.检查柴油发电机自启动是否成功,如没有自启动立即手动启动,以保证保安段的正常供电。

5.关闭炉前燃油进回油手动门,在厂用电恢复前,严禁向凝汽器排汽水。

6.检查发电机励磁开关、6kV及400V所有开关在“分”位,否则手动拉开。

7.通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理。

8.检查制粉系统的风门、挡板位置正确,过、再热器喷水隔离门关闭。

9.保安电源恢复后进行下列工作:

a.逐步恢复机组保安PC和机、炉保安MCC电源及交流事故照明正常电源。

b.启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵、交流密封油泵,小机主油泵、EH油泵、盘车电机,空气预热器辅助电机、空气预热器油站和火检冷却风机等。

c.主机转速至零时投入连续盘车。如投盘车前转子已静止,先翻转转子180°,等待一段时间后再投入连续盘车。

d.检查UPS正常,电源切换正常。投入直流系统的浮充装置,停用有关的直流设备。

10.其它操作按破坏真空停机处理。

11.检查厂用电中断的原因,尽快恢复厂用电。

7、发电机转子接地现象及处理。

现象:“发电机转子一点接地”信号发出。故障录波器动作。

处理

1.汇报值长。

2.投入“发电机转子两点接地”保护压板。

3.对励磁系统进行全面检查,有无明显接地。如接地的同时发电机发生失磁或失步,应立即解列停机。

4.配合检修人员确定接地点在转子内部或外部。

5.如为转子外部接地,由检修人员设法消除。

6.如为转子内部接地,汇报值长,尽快停机。

7.如转子两点接地保护动作跳闸,按主断路器跳闸处理。

8、发电机失磁现象及处理。

现象:1.转子电压、电流接近于零。

2.定子电压降低,电流显著增加。

3.有功负荷摆动并降低,无功负荷指示零值以下。

4.“失磁保护动作”信号发出,故障录波器动作。

处理:1.发电机失去励磁后,发电机失磁保护动作程序跳闸出口停机。如果失磁保护拒动或开关未跳时,则应立即停机。

2.发电机解列后应对励磁回路进行详细检查,无问题应迅速将发电机并入系统。

9.发电机振荡和失去同步原因、现象、处理。

原因:1.由于系统故障引起。

2.发电机失磁或欠磁引起。

3.人员误操作或保护误动引起。

现象:1.定子电流往复摆动,通常电流超过定值。

2.定子电压剧烈摆动,通常电压指示降低。

3.有、无功功率指针剧烈摆动。

4.转子电流在正常值附近摆动。

5.发电机发出有节奏的响声,且与参数摆动合拍。

6.如发电机和系统同步振荡,发电机参数与系统参数摆动一致,如发电机与系统发生振荡,发电机参数和系统参数摆动相反,失步保护动作停机,故障录波器动作。

处理1降低发电机有功。2.当手动励磁时,增加发电机励磁电流。当采用自动励磁时,严禁干扰励磁调节器动作。3.如果振荡原因是由于发电机误并列引起,立即将发电机解列。

4.如果发电机和系统发生振荡,失步保护未动作,应立即将发电机解列。

5.如果振荡原因由系统引起,应增加发电机励磁电流,维持系统电压,根据中调及值长命令处理。10.发电机变成同步电动运行现象、处理。

现象:1.“高压主汽门关闭”、“发电机逆功率跳闸”信号发出。故障录波器动作。

2.有功表指示零值以下。

3.无功表指示升高。

4.定子电流降低,电压降低。

5.转子电压、电流不变。

处理:1.当发电机保护动作跳闸时,发电机跳闸。

2.保护未动作时,汇报值长,根据汽机情况停机。

11、#2机励磁电压波动的运行操作措施?

1、#2发电机增容至630MW后,发电机的励磁电压额定值为424V、励磁电流额定值为4317A。

2、加强对#2发电机励磁电压、励磁电流的监视,保证机组励磁电压、励磁电流不超额定值运行。

3、在DCS画面中做出#2发电机励磁电压曲线,以便监视励磁电压的波动情况,如励磁电压波动±50V 时联系电气维护部处理,并及时汇报专业;如励磁电压波动超过额定电压时,应及时汇报值长,手动解除A VC控制,手动调整励磁电流。

4、按配电室空调运行规定对#2发电机励磁调节器室空调每两小时检查一次,防止发生空调故障时影响励磁系统稳定运行。

5、现#2发电机励磁调节器通道在通道Ⅱ运行,如发生励磁通道自动切换时,切换后应到就地检查励磁调节器运行参数,励磁电压、励磁电流、定子电压、定子电流在额定范围内。

6、#2发电机励磁电压波动大,引起发电机机端电压大于额定电压的8%时,励磁通道未自动切换,则手动就地对励磁通道进行切换,切换前应汇报专业,切换前后注意检查励磁系统运行正常。

7、如机组发生失磁时,应按机组停机事故处理。

8、其他未尽事宜按集控运行规定执行。

发变组停运破坏备用(以#1发变组为例)

1.将#1发电机励磁调节器交直流电源全部停电。

2.拉开#1主变高压侧PT二次小开关。

3.拉开#1发电机1PT、2PT、3PT二次小开关。

4.将#1发电机1PT、2PT、3PT小车拉至检修位置。

5.拉开6kV 1A、1B段工作进线PT二次小开关。

6.取下#1发电机1PT、2PT、3PT一次保险。

7.将6kV 1A、1B段工作进线PT拉至检修位置。

8.拉开#1机脱硫6kV工作进线PT二次小开关。

9.将#1机脱硫6kV工作进线PT拉至检修位置。

10.拉开#1发电机中性点接地变压器闸刀。

11.将6kV 1A、1B段工作进线开关拉至检修位置。

12.将#1机脱硫6kV工作进线开关拉至检修位置。

13.停用#1主变、#1高厂变、#1高硫变、#1励磁变冷却器。

14.测量发电机定子线圈和转子线圈绝缘电阻。

锅炉专业

事故处理原则

1.1发生事故时,遵照“保人身、保设备、保电网”的原则,班长在值长的统一指挥下,带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。对值长的命令除明显对人身、设备有直接危害外,均应立即执行,否则应申明理由,拒绝执行。值长坚持时,应向上级领导汇报。

1.2发生事故时,运行人员应迅速弄清事故首发原因,消除对人身和设备安全的威胁,同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑各步操作对相关系统的影响,防止事故扩大。任何情况下应尽量保证厂用电不失去。

1.3事故发生时,报警信号可确认,但不允许立即复归,待详细记录报警信号后方可复归。

1.4机组发生故障时,运行人员应按下列步骤进行处理

1.1.1根据各参数变化、LCD显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警及故障打印和设备外部现象等情况,确定机组已发生故障。

1.1.2迅速消除对人身和设备的威胁,必要时立即解列发生故障的设备。

1.1.3迅速查清故障的性质、地点和范围,进行处理和汇报。

1.1.4保持非故障设备的正常运行。

1.1.5事故处理的每一阶段,都要尽可能迅速汇报值长和班长,正确地采取对策,防止事故蔓延。1.5当判明是系统发生故障时,则应采取措施,维持各辅助系统正常运行,以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。

1.6事故处理时,各岗位应及时互通情况,在值长、班长统一指挥下,密切配合,迅速按规程规定处理。

1.7事故处理时应迅速、准确。接到操作命令后应复诵一遍,命令执行后,应迅速向发令者汇报执行情况。

1.8当发生本规程以外的事故或故障时,值班人员应根据自己的经验作出正确判断,主动采取对策,迅速处理。时间允许时,应首先请示值长、班长,并在值长、班长的指导下进行事故处理。

1.9事故处理中,达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时,应立即手动打闸;辅机达到紧急停运条件而保护未动作时,应立即停运该辅机。

1.10若出现机组突然跳闸情况,事故处理完后,事故原因已查清并消除后,应尽快恢复机组运行。1.11在机组发生故障和处理事故时,运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间,应延长交班。在未办理交接手续前,交班人员应继续工作,直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理。

1.12事故处理过程中,禁止无关人员围聚在集控室操作台前或故障发生地。

1.13事故处理完毕,值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况,并将事故发生的时间、现象、发展、处理经过及原因分析做好详细记录。班后组织全班人员进行事故分析,并写出报告。

锅炉紧急停炉的条件

A.出现MFT保护动作条件,MFT拒动时。

B.给水管道、蒸汽管道破裂,不能维持正常运行或威胁人身及设备安全时。

C.水冷壁、省煤器爆破,无法维持各段工质温度和壁温正常时。

D.锅炉尾部烟道再燃烧,使空气预热器出口烟温不正常地升至250℃时。

E.锅炉燃油管道爆破或油系统发生火警,运行中无法隔离和威胁人身、设备安全时。

F.当空气预热器主电机故障跳闸,而辅助电机和气动盘车都无法投运,且转子手动也不能盘动或空

气预热器进口烟气挡板不能隔离时。

G.安全阀动作后无法使其回座或主汽释放阀动作后不能关闭,且压力及温度等参数变化到运行不允

许的范围时。

锅炉应故障停炉的条件?

1.锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除时。

2.锅炉严重结焦,无法维持正常运行时。

3.锅炉给水、蒸汽品质严重低于标准,经处理无效时。

4.锅炉安全阀有缺陷不能正常起座时。

5.控制气源失去,短时间无法恢复时。

6.水冷壁、过热器或再热器壁温超过所允许的最高温度,经调整不能恢复正常时

锅炉MFT现象、处理?

现象:1.MFT声光报警,并显示MFT的首出原因。

2.火焰电视无火焰显示。

3.所有运行制粉系统跳闸,一次风机跳闸。

4.所有燃油快关阀关闭。

5.过、再热器减温水电动门、调节门关闭。

6.吹灰程序中断。

处理。①应立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机、给煤机,关闭两台一次风机进口调节动叶。

②确认所有燃油快关阀、各供油阀关闭,过、再热器减温水电动门、调节门关闭,否则应立即手动关闭。③确认所有磨煤机热风隔离门、冷风隔离门、出口门、冷风调节门、热风调节门均关闭。④进行跳闸后吹扫,即维持35%的风量对炉膛进行5min吹扫。经吹扫后方可停运送风机、引风机。⑤检查主汽压力正常,当压力过高时可开启锅炉PCV阀进行泄压。⑥检查螺旋水冷壁、垂直水冷壁的壁温和进出口工质温度应正常,必要时维持小流量(≤200t/h)进水,控制水冷壁的温度正常。⑦停用空气预热器漏风控制的扇形密封挡板,将密封挡板全部提升至最大位。⑧通知除灰值班退出电除尘运行。⑨将未退出炉膛的吹灰器退出。⑩从FSSS首显跳闸画面,查明MFT首出原因。⑾若引、送风机全部跳闸,应强制自然通风15min后,才能启动风机进行锅炉点火前吹扫。⑿及时消除故障,做好热态启动准备。⒀如故障难以在短时间内消除,按常规停炉处理。

锅炉RB 保护动作处理?

(1)当RB功能投运时,机组主控将自动减负荷至运行辅机所能承受的负荷(煤主控自动减至内部设定煤量,设定煤量值与BTU修正有关),同时FSSS将自动切除部分运行中的磨煤机,切除顺序按C、E、D磨执行保留三台磨煤机运行。

(2)在RB动作机组自动快速减负荷时,应检查跳闸辅机的风门、挡板动作正常,同时还应检查和维持锅炉风量、炉膛压力正常。当锅炉燃烧不稳时,应先投运点火油枪稳燃。

(3)在RB动作机组自动快速减负荷时,还应检查和维持汽温、汽压正常,在条件允许时,应根据辅机出力尽量提高机组负荷。

(4)当产生一次风机跳闸的RB,在系统需要负荷时可投运启动油枪,增加机组出力,满足系统对负荷的需要。

(5)当RB功能未投运时,任一台一次风机跳闸时,也将切除部分磨煤机而保留三台磨煤机运行。此时应立即关闭停运磨煤机的冷风隔离门、热风隔离门和对应侧空气预热器出口一次风门。当燃烧不稳时可投运点火油枪。

(6)当RB功能未投运,其它辅机跳闸时,机组主控不会自动快速减负荷,运行磨煤机也不会跳闸,此时应立即手动降低负荷至运行辅机能承受的限度,停运部分磨煤机。检查跳闸辅机的风门、挡板动作正常。检查和维持锅炉风量、炉膛压力、燃烧正常,必要时可投运点火油枪稳燃,检查和维持汽温、汽压正常。

(7)当一台空气预热器主电机跳闸时,应检查辅助电机或气动马达联动,若辅助电机或气动马达联动不成功,应立即设法启动辅助电机或气动马达,否则需人工盘车。检查跳闸侧空气预热器进口烟气挡板、二次风出口挡板、一次风出口挡板联锁关闭,否则应手动关闭。若短时间无法恢复,应加强监视跳闸侧烟道各点温度,防止发生再燃烧,根据情况停运单侧送、引风机运行。

(8)当两台汽动给水泵中一台故障跳闸时,如电动给水泵联动成功,则减负荷至能承受负荷值运行。如电动给水泵联动不成功,应立即手动启动电动给水泵,并减负荷至能承受负荷

水汽质量劣化处理?

1.当水汽质量劣化时,应迅速检查取样是否有代表性,化验结果是否正确,并综合分析系统中水、汽质量的变化,确认判断无误后,除立即汇报和要求化水值班人员采取措施外,还应按以下规定处理

2.当有下列情况之一,应在72小时内恢复至标准值

2.1 给水pH<9.0或>9.5。

2.2 给水电导率>0.30μS/cm且<0.40μS/cm。

2.3 给水溶解氧>7μg/L且<20μg/L。

3.当有下列情况之一,应在24小时内恢复至标准值

3.1 给水电导率>0.40μS/cm且<0.65μS/cm。

3.2 给水溶解氧>20μg/L。

6.4 当给水电导率>0.65μS/cm 应在4小时内停炉。

给水温度骤降的处理

1.给水自动控制不正常时,应手动控制给水流量,当水冷壁出口温度变化时,根据给水温度下降值,迅速调整煤水比(减少给水流量或增加燃料量),维持中间点温度正常,并相应调整减温水,维持主蒸汽温度正常。

2.若系高加紧急解列,应维持机组负荷至≯600MW。

3.高加汽水管道、阀门泄漏爆破时,将造成给水压力大幅度下降,此时应按给水流量突降或中断的规定进行处理。

风机喘振的现象、处理?

现象:1.风机喘振报警。

2.炉膛压力或风量大幅度波动,风机动叶投自动时,另一侧风机动叶自动调节频繁,炉内燃烧不稳。

3.喘振风机电流大幅度晃动,就地检查风机异音、振动严重。

处理:1、立即将风机动叶控制置于手动方式,关小另一台未失速风机的动叶,适当关小失速风机的动叶,同时协调调节引、送风机,维持炉膛压力在允许范围内。

2、若风机并列操作中发生喘振,应停止并列,尽快关小失速风机动叶,查明原因消除后,再进行并列操作。

3、若因风烟系统的风门、挡板被误关引起风机喘振,应立即开启,同时调整动叶开度。若风门、挡板故障,立即降低锅炉负荷,联系检修处理。若为吹灰引起,立即停止。

4、若经上述处理喘振消失,则稳定运行工况,进一步查找原因并采取相应的措施后,方可逐步增加风机的负荷。经上述处理后无效或已严重威胁设备的安全时,应立即停止该风机运行。

尾部烟道二次燃烧现象、处理

现象:1.空预器进、出口烟温升高,排烟温度升高,烟压异常,氧量变小。热点探测装置报警。

2.空预器电流摆动大,轴承、外壳温度升高,严重时发生卡涩。

3.热一次、二次风温升高。

4.炉膛压力波动,引风机静叶自动开大,电流上升。

5.再热器侧发生再燃烧时,再热汽温不正常地升高,烟气挡板自动关小。过热器侧发生再燃烧时,屏过入口汽温升高,一级喷水量增大。

处理:1.空预器入口烟温不正常升高时,应分析原因并采取相应调整措施,同时对烟道及空预器受热面进行吹灰。

2.经处理无效使空预器出口烟温上升至250℃时,汇报值长,按紧急停炉处理。

3.停炉后,停引、送风机,炉膛严禁通风,投入相应吹灰器进行灭火。

4.空预器燃烧严重时,投入水冲洗进行灭火。灭火期间,保持空预器运转,严禁打开空预器人孔门观察。

5.确认着火已熄灭,接值长命令后,进行通风、吹扫,准备恢复。

汽水分离器温度高的处理

1.机组协调系统故障造成煤水比失调应立即解除协调,根据汽水分离器温度上升速度和当前需求负荷,迅速降低燃料量或增加给水量。为防止加剧系统扰动,当煤水比失调后应尽量避免煤和水同时调整,当煤水比调整相对稳定后再进一步调整负荷。

2.给水泵跳闸或其它原因造成RB,控制系统工作在协调状态但工作不正常,造成分离器温度高应立即

解除协调,迅速将燃料量降低至RB要求值,待分离器温度开始降低时再逐渐减少给水流量至燃料对应值。

3.机组升、降负荷速度过快应适当将升、降负荷速度降低。在手动情况下升、降负荷为防止分离器温度高应注意监视分离器温度变化并控制燃料投入和降低的速度。大范围升、降应分阶段进行调整,当一阶段调整结束,受热面和分离器温度相对稳定后再进行下一步的调整。

4.当锅炉启动过程中或制粉系统跳闸等原因需要投入油枪时应注意油枪投入的速度不能过快,防止分离器温度高。

5.当炉膛严重结焦、积灰、煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常运行工况等原因,造成炉膛辐射传热和对流传热比例发生变化,超出协调系统设计适应范围,可对给水控制系统的中间点温度进行修正或将给水控制切为手动控制。及早清理炉膛和受热面的结焦和积灰,当煤质发生变化时燃料值班员要提前通知运行部门制定相应的措施调整燃烧,及早恢复制粉系统正常工况运行。

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