锅炉熄火不跳机处理措施

1、锅炉MFT动作后的事故处理措施(修改)讨论会议纪要时 间：2009年6月09日17:30地 点：二控集控室主 持： 谢总参加人员：厉总、刘爽、李安强、杨立明、张跃、宋福昌、石开缔 内 容：1、经过讨论，大家一致同意如下锅炉MFT动作后的事故处理措施(修改)，并要求发电部及时对运行各值进行技术交底。 2、原2006年5月10日下发的“锅炉MFT动作后的事故处理措施讨论会议纪要”同时废止。 3、请发电部及各位运行人员注意措施中的黑体部分为修改后的措施。 附：锅炉MFT动作后的事故处理措施(修改) 2009年6月11日 锅炉MFT动作后的事故处理措施(修改)为降低机组非计划停运次数，决定取消锅炉熄火

2、联跳汽机逻辑（保留汽包水位高三值MFT联跳汽机）。采用汽机快速减负荷，控制主、再热汽温的下降速度，保证机侧主、再热汽温不低于471，机组负荷稳定在5MW，待锅炉点火恢复后重新接带负荷。为确保事故处理成功，特制订如下措施：一、锅炉专业的处理1、当锅炉熄火（汽包水位高值动作除外），原因明确，可以立即恢复时，锅炉主操检查锅炉跳闸设备联动正常后，降低引风机变频器频率（未装变频器的调整引风机静叶开度）维持正常的炉膛负压。查送引风机运行正常，且燃料切断，吹扫条件满足立即启动“吹扫按钮”进行吹扫5分钟，同时降低送风机动叶开度，保持A/B送风机电流在40A左右，控制进入炉膛的总风量能满足吹扫即可，在吹扫过程中

3、，及时将需投油枪对应的二、三次风门调整至点火位置。2、炉熄火时巡操立即关闭过热器一二减和再热器喷水隔绝门；检查电泵联启运行正常（勺管位40%），若未联启手动抢合电泵运行，迅速用勺管提高给水压头向锅炉补水，控制水位在偏低位置（150mm左右），锅炉点火后再将水位控制在正常位置（100mm）。汽机打掉一台汽泵，另一台汽泵的汽源倒为邻机提供，维持旋转备用，由锅炉开启运行汽泵再循环门，关闭其出口电动门。在熄火恢复过程中，巡操必须严密监视水位，根据负荷恢复进度将运行的汽泵保持在一个固定转速，不大幅度调整。此时主要用电泵来调节汽包水位，严防汽包高水位造成机组跳闸。3、锅炉吹扫完成，关闭炉前燃油回油调节门，

4、打开进回油电磁阀，将油压设定为2.5MPa左右。为保证能尽快点火，将熄火后重新点火条件中的汽包水位由150mm150mm改为在水位高、低三值范围以内（即#1、2炉400mm200mm，#3、4炉280mm320mm）若几台炉同时用油，先将炉前燃油进口手动门关闭，作好联系工作，再打开进回油电磁阀，关闭炉前燃油回油调节门，然后微开进油手动门进行充油，油压正常后，全开进油手动门。1、2号炉的油枪按D、C、B、A磨的顺序连续全部投入，3、4号炉的油枪按A、D、B、C磨的顺序连续全部投入，立即派人到就地观察油枪是否点燃以及是否有漏油情况（少数投不燃暂可不管），是否点燃以工业电视和就地看火为准；投燃10支

5、以上油枪后，立即启动一台密封风机（风压不超3kPa），启动一台一次风机正常后（风压不超2kPa,防止另一台倒转），再启动另一台一次风机，将密封风机的差压自动设置好（3kPa）。熄火后值长或单元长应尽快安排巡操检查一台密封风机、两台一次风机、DC磨机，保证随时可启动，启时有专人在就地。4、将D或C磨（或A、D磨）的通道建立，即打开磨机和给煤机的所有密封风门，打开磨出口2个快关门和入口快关门，开出部分冷热风门和容量风门（旁路风根据情况可开出部分），通道建立后立即启动一台磨机运行。若1-2个出口快关门开不出暂不用处理，不会影响升负荷，若入口快关门到位信号未到（闭锁启磨信号已解），开出热风门和容量风门

6、，根据磨进出口风压来判断入口快关门是否开出（只要开出一半即可），若确实未开出来（通知检修处理），立即准备启动另一台磨。5、投粉初期为了保证炉膛亮度，先保持两个火嘴运行，进入炉膛的总风量不应太大，将四只角的二次风关小，控制两台送风机电流均在40A左右（总风量必须保证在30%以上，可以打开部分热风再循环门），这样更易升压和控制汽温；根据炉膛亮度情况（至少呈暗红色），主汽压力、汽温以及电负荷均在上升，逐渐增大D磨容量风开度后，再启动C磨运行（先保持1-2个火嘴运行），若C、D磨火嘴投运6个后，将B磨的通道建立准备启动。6、锅炉根据压力汽温及炉膛亮度情况及时地补充火嘴或磨机运行，加负荷时，应根据当时投

7、用油枪总数、煤火嘴燃烧和主汽压力变化情况（即炉内热负荷）而定。负荷升至100MW后，稳定负荷，尽快地并汽泵运行，负荷升至150MW以上后根据燃烧情况逐步撤除部分油枪，负荷升至200MW时撤除全部油枪，根据负荷接带情况启动A磨。7、锅炉增加热负荷时要按照升温升压曲线控制蒸汽参数,机、炉专业人员要密切配合，若高旁在快速减负荷时压力高联开及时地联系汽机关闭（高旁的开启和关闭，由汽机操作，开度由锅炉提出，低旁的开启和关闭应注意真空变化）；锅炉增加热负荷时，汽机将DEH投入到阀控位，锅炉根据受热面壁温及主、再热汽温情况来控制热负荷。汽机根据锅炉主汽压力上升速度及缸温变化情况同步调整负荷，如缸温下降，适当

8、加快升负荷速度；缸温升高时，减缓升负荷速度，控制金属温度变化率不超过规定值22.5/min。8、升负荷期间，必须有专人调整汽温和水位，特别是油粉混烧阶段，热负荷波动较大，控制好锅炉升压速度是控制好水位和汽温的关键，根据热负荷变化超前地调整汽温和水位。若汽温和壁温制约升负荷时，投粉之前先将给水主路切为旁路运行来提高减温水压头，合理调节过再热器烟气档板把再热器喷水用起来，在负荷较稳定时，汽温应维持低一些（不低于480），一级减温水始终保持较大的开度，严格控制汽温和壁温不超限。9、恢复原负荷后，将启动过程中所强制的信号联系热控恢复，对DCS画面和现场设备全面地检查一遍，及时投入有关联锁和自动。10、

9、为保证熄火后恢复过程中油枪能顺利点火，维护对各台炉的油枪雾化片每四个月定期清洗一次。对各油火检定期检查并更换已老化的油火检。二、汽机专业的处理1、汽机专业人员应了解下列逻辑及热工报警1.1 增加锅炉MFT动作后联开高、低加事故疏水逻辑。1.2 取消原MFT动作跳机条件，保留“汽包水位高三值”MFT动作跳机条件。1.3取消透平压比低保护跳闸，将透平压比低保护、高缸排汽温度高404报警级别提高到事故报警级别。1.4将辅汽至轴封调节站气动门、主汽至轴封调节门及电动门投自动。轴封调节自动暂定：轴封母管压力低0.06MPa联开辅汽至轴封调节站气动门；轴封母管压力低0.04MPa联开主汽至轴封调节站气动门

10、及电动门；轴封母管压力高0.1MPa联开轴封溢流主路调节门，高0.13MPa联开溢流旁动电动门。轴封母管压力低0.05MPa联关轴封溢流主路调节门及旁动电动门1.5将#1、2、3高加事故疏水调节门联关定值由283mm改为0mm。1.6将小机“锅炉自动”跳闸后MEH中CCS给定值与目标值改为3100r/min。1.7锅炉MFT动作（除汽包水位高值外）后，汽机DEH系统首先以300MW/min的最快速率减负荷至20MW，再由运行人员以20MW/min的速率减负荷至5MW左右，靠锅炉余热维持机组并网运行，等待锅炉重新点火启动。2、汽机主要操作步骤2.1锅炉熄火，启动电泵交锅炉，联系锅炉后，手动脱扣A

11、小机。联系邻机倒汽源供辅汽联箱。2.2将其中一台CRT画面切到“汽机阀位”，检查调门的关闭状况，在大屏幕上监视轴承振动及差胀、轴向位移。注意锅炉主汽压力的变化，压力高造成高旁动作后应联系锅炉收关高、低旁汽水侧。2.3汽机负荷快速降至10MW后，及时投功率回路，设目标负荷：5MW。根据主汽压力及温度设定降负荷速率，最高可按每分钟20MW速率减负荷、最低可按每分钟5MW速率减负荷。降负荷过程中严密监视调门是否有晃动情况，如出现调门频繁动作，应切除功率回路，手动调整调门开度，维持机组最低负荷不低于5MW，防止逆功率动作。2.4将除氧器水位自动解除，开凝结水再循环调节门，关闭凝结水流量调节旁路电动门，

12、调整除氧器水位控制调节门和凝泵变频器频率（未装变频器除外），将除氧器进水流量调整到100120t/h左右，手动开出本体及高扩减温水电动门。2.5锅炉熄火后立即检查高加水位调节切事故疏水，低加水位调节切事故疏水。开出低缸喷水，控制排汽温度。2.6关闭四段抽汽电动门、四段抽汽至除氧器加热进汽电动门、四抽至辅联电动门、四抽至小机低压进汽电动门。2.7锅炉熄火后及时关闭主蒸汽总管疏水及A、B侧进汽管疏水、高旁前疏水、导汽管疏水。如汽机脱扣则需及时开启。2.8锅炉点火正常后，按锅炉要求、将DEH切手动加负荷。负荷40MW后开出四抽电动门暖管到小机低压进汽电动门前。2.9负荷60MW对备用小机安排冲转。2

13、.10 机组正常后,辅汽系统按规定倒换到正常运行方式。3、汽机注意事项3.1正常运行中要求大屏幕画面显示为“汽机本体系统”，2台CRT上显示为“凝结水系统”、“汽机阀位”或“抽汽系统”。3.2 熄火后将汽机阀门控制方式由顺阀切为单阀运行方式，快速减负荷过程中对汽机振动、差胀、轴向位移、缸温差的严密监视，汽机轴承轴振应小125m，瓦振小于50m。3.3 汽机减负荷过程中，目标值不能低于5MW，不能解除功率回路，防止因汽压低造成发电机逆功率动作跳机。3.4 邻机主操应及时调整加热蒸汽母管压力、控制压力在0.60.8MPa。3.5 负荷下降过程中应注意真空的变化，备用轴封汽源是否自动投入。3.6 事

14、故处理中，应严防汽机进冷汽，根据缸壁温差、真空情况，及时关闭有关疏水。3.7巡操在现场发现高中压主汽门、调门、汽缸法兰冒汽立即就地脱扣并汇报主操。机组明显振动且声音异常立即就地脱扣并汇报主操。3.8小机脱扣后应立即检查汽水侧联关正常，尤其是辅汽至小机进汽电动门。巡操应检查停运小机转速到零，将冷油器出油温度调整在3845。3.9运行小机由锅炉自动切为汽机自动后，检查CCS定值与目标值是否在3100 r/min，转速下降应联系邻机提高汽源压力。小机长期3100 r/min运行时应注意排汽温度的变化，最高允许温度80。3.10小机进行汽源切换时，辅汽压力与低压进汽压力偏差小于0.1MPa。3.11熄

15、火后及时开出小机给水再循环调节门，防止给水泵闷泵运行。3.12高加汽水侧因故解列后，重新投运前应将高加水位保护解除、高一值联关事故疏水逻辑解除。3.13事故处理中，高低旁路的开关由汽机负责，高旁开度由锅炉要求，开启低旁时，应注意真空变化。3.14熄火不跳机处理过程中，必须严密监视高排逆止门开启情况。若高排逆止门关闭，应迅速查明原因后开启，若暂无法开启时，加强高压透平比及高排汽温监视。3.15熄火不跳机处理过程中机侧主、再汽温度在任何时候都必须要大于471，否则应盘上脱扣停机。3.16事故处理过程中凡出现以下情况应手动脱扣停机：3.16.1机组突然发生强烈振动，轴振大于254m或盖振大于100m

16、无下降趋势时； 3.16.2汽轮机发生水冲击(有以下现象，不一定同时出现：DEH-A CRT显示汽轮机上、下缸温差56；轴向位移增大，推力瓦温度上升；机侧主、再热汽温急剧下降；汽轮机振动增大，差胀异常变化，TSI报警；主、再热汽管道振动且有水击声，轴封有水击声，阀门、管道法兰、汽缸结合面、轴封处有白色蒸汽冒出；机组声音骤变，监视段压力异常摆动)；3.16.3机组任一轴承断油或冒烟，轴承回油温度急剧升高达82，或推力瓦块温度达107或支持轴承瓦块温度达113；3.16.4机侧主、再热汽温在10分钟内突然下降50或出现直线下降时；3.16.5 机侧主、再热汽温低于471，而锅炉仍未点火，且汽温仍有

17、下降趋势时。3.16.6事故处理中必须保证机侧主、再蒸汽温度有80以上的过热度，否则应盘上脱扣停机。3.16.7相对膨胀达-1.5mm或+16.5mm，保护不动作；3.16.8轴向位移超过停机值（±1.0mm）而保护未动作；3.16.9高排后汽温427。3.16.10高中压外缸内壁温度上下温差超过56。三、电气专业的处理 1、检查发电机电压、电流及励磁系统变化情况，若汽机负荷压得过低应及时提醒汽机人员防止逆功率保护（-7.15MW，延时30S全停）动作。当发电机负荷-7.15MW，时间达30S时逆功率保护未动作，通知汽机人员紧急打闸停机。2、如汽机打闸，电气主操立即检查6kV厂用电切

18、换成功，6kV工作段母线电压稳定后检查公用系统及0.4kV系统运行情况。若快切装置未动作，无“装置闭锁”信号，立即进行手动启动快切装置；3、锅炉熄火后要随时作好跳机事故预想，安排人员在跳机(非电气原因)后复位保护信号，便于恢复机组。4、做好启动电动给水泵导致厂用电中断的事故预想厂用电中断后电气主操立即告诉锅炉、汽机人员厂用电中断，电气主操第一时间内检查直流系统电压是否正常。检查柴油发电机启动情况，若未启动立即解除机、炉保安PC段联锁，断ZDK04(ZDK06)、ZDK08(ZDK010) 开关，在集控室盘台按下“柴油发电机紧急启动”按钮启动柴油发电机。若柴油发电机远方启动失败、立即派人到柴油发电机室进行“就地”启动。若汽机人员告大机直流润滑油泵不能启动时，电气人员立即到就地控