锅炉副职事故处理完整方案.docx

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1、锅炉副职事故处理完整方案第一节、关于煤质不良、燃烧不稳的处理预案一、关于煤质不良.燃烧不稳现象：首先应该加强预判，我们在监盘的过程中，当发现负荷波动大、火焰电视火焰不稳、负荷下降、给煤量比平时异常增大时，也说明当前煤质不良，应当采取必要的措施。二、关于煤质不良.燃烧不稳处理：1.适当减少送风量。炉膛负压波动范围尽量小。2、磨严禁超出力运行，必要时降负荷。3、磨出口温度适当提高。4、了解各台磨的煤质情况，降低煤质差的磨的出力，增加煤质好的磨的出力。5、采取上述措施仍然无效的话，应投油助燃。6、如果经过上述调整仍然无效，燃烧恶化达到紧停条件时，应该坚决执行紧停。判断燃烧恶化的现象为：火焰电视看不到

2、火焰；炉膛负压大幅度波动；OM画面火检信号大量减少或时有时无，此时严禁投油，若保护未动作应手打MFTo第二节、一次风管着火的事故处理一.一次风管着火原因分析：一次风管正常投运时只要磨出口温度控制合适不会发生着火现象。一次风管着火的情况多为一次风管停运的情况下（停磨或堵管）加上磨出口闸板或吹扫风门不严使其中的煤粉自燃所引起。二.一次风管着火现象：1.一次风管处有冒烟或保温处烧红或一次凤管处已着火。2、着火初期一次风管发黑，有灼热感。3、炉侧有烧着异味。4、火势较大时炉膛负压有可能波动增大。三、发现火情后的判断及处理：1.发现一次风管冒烟或着火时应立即汇报本机机长。2、确证后，机长应立即拨打火警电

3、话119（公司）或通知保卫消防队，并通知机务检修人员，汇报值长。3、机长可以考虑按排炉巡检到就地关紧该一次风管的吹扫风挡板和闸板控制火势为消防人员的到来赢得时间。4、机长应派人到就地监视火势的发展，及时汇报防止事故扩大。第三节、锅炉灭火的处理预案一、锅炉灭火故障现象：1.主、再热蒸汽压力温度急剧下降，机组负荷下降；2、汽包水位急剧下降；3、火焰电视检测不到火焰；4、炉膛负压发出报警，负压大幅波动；5、MFT可能动作，显示出MFT动作及动作原因。二.锅炉灭火故障处理：1.明确锅炉确已发生灭火后，应检查MFT是否动作，如未动作应紧急手动MFT切断所有燃料，如动作则首先检查是否确已切断燃料供应；2、

4、机组迅速手动减负荷至5MW左右，防止汽温下降过快造成过热蒸汽带水；3、迅速手动切换厂用电为启/备变带；4、关闭减温水各电动门必要时就地校紧；5、锅炉灭火后如风机未跳闸，则保持40%风量吹扫5分钟,且维持汽包水位；6、解除A凝泵自动，手动调整除氧器水位；7、将低辅联箱并列，切换轴封汽源，切换除氧器汽源。调整轴封供汽，使轴封供汽压力、温度在正常范围；8、机组降负荷过程中应注意检查本体疏水是否已相应9、现场全面检查锅炉本体有无异常缺陷，若发现影响锅炉运行的缺陷应立即汇报机长、值长；10、通知热控人员查看灭火原因IL如因设备原因锅炉不能重新点火，则汇报值长申请停机；12、如锅炉可以重新启动时应由值长下

5、令尽快点火恢复至正常；13、点火后尽快启动一次风机投入一套制粉系统运行。14、稳定后撤油枪，倒厂用电，投电除尘。三.注意事项：1.锅炉已发生灭火或濒临灭火时禁止投油助燃，防止发生灭火放炮;2、机组减负荷时一方面速度要快，另一方面要避免发生超压现象；3、在锅炉灭火后尽可能维持主、再热蒸汽温度不低于450(;4、锅炉灭火后检查时要注意人员安全，如有泄露声，接近时要注意距F=J/5、启动电动给水泵时要注意6KV母线电压6KV防止因启电泵拉低母线电压；6、点火恢复时要密切注意汽包水位及主、再热蒸汽汽温、汽压的调整，防止发生大幅振动；7、注意轴封温度的变化，必要时手动调整；8、点火恢复时要投入空预器连续

6、吹灰；9、注意检查低压缸减温水自动投入。第四节、火检冷却风机掉闸处理预案一、火检冷却风机掉闸现象：1、DCS画面跳闸火检风机A报警。2、火检风压降低。3、火检风机入口滤网差压高可能发。4、火检风压低I值、低II值可能发。二.火检冷却风机掉闸原因：1.保安段失电或电气开关故障。2、火检风机入口滤网处被异物堵塞。3、火检风机叶片有异物卡涩或电机堵转。三、火检冷却风机掉闸处理：1.火检风机掉闸后,检查备用风机联起正常。监视出口风压，防止出口换向挡板未到位而漏风。可就地敲打出口管道使其回位。检查风机掉闸原因。做好安全措施联系仪电、机务处理。2、若风机掉闸后，备用风机未联起。无明显故障时可强合一次。未成

7、功火检风压低11值不能恢复时，手动MFT,按灭火处理。第五节、密封风机全停处理预案一、密封风机全停原因：1、厂用电失去。2、掉闸后备用风机未联起。二、密封风机全停现象：1、DCS画面密封风机跳闸报警2、密封风压和一次风差压低报警三、密封风机全停处理：1、厂用电失去时，按厂用电失去处理。2、密封风机掉闸后，备用风机未联启。无明显故障，可手动强启一次，仍未启动，可启动掉闸风机一次。3、密封风机全停后，紧急投油枪，紧停磨煤机，快降负荷。紧停磨时燃烧恶化灭火，按灭火处理。第六节、锅炉吹灰系统故障处理预案一、锅炉吹灰系统故障现象：1、DCS画面吹灰器卡涩报警2、DCS画面吹灰蒸汽压力、流量低报警3、就地

8、吹灰器泄露声异常大4、火焰电视变黑闪动。锅炉负压冒正。吹灰器全部进入炉膛。二.锅炉吹灰系统故障原因：1.吹灰器机械卡涩。2、吹灰器压力调节门故障。3、吹灰器密封堤斗不严或管材质量差。4、吹灰控制系统故障。三、锅炉吹灰系统故障处理：1.机械卡涩时，通知吹灰器厂家就地摇出吹灰器。2、压力调节门故障时，检查退出吹灰器，停止吹灰。通知检修处理。3、吹灰器泄露时，及时退出吹灰器，防止受热面吹损。4、吹灰器全部进入炉膛时，若燃烧恶化灭火，按灭火出理。未灭火及时退出吹灰器，稳定燃烧。第七节、安全门动作处理预案一.安全门动作原因：1、机组调整不当造成锅炉超压。2、汽机掉闸或调门突然关闭。3、发电机掉闸或甩负荷

9、。4、高加突然解列。5、协调投入时，协调失灵引起。6、安全门误动。7、高旁突开，造成再热器超压，安全门动作。二.安全门动作现象：1.机组负荷突降。2、主、再热汽压力下降。3、锅炉有剧烈的排汽声。4、过热器安全阀或PCV阀动作时，汽包压力下降，主汽温度、压力下降；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低。5、汽包安全阀动作时，汽包压力下降，主汽压力下降，主汽温度升高；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低；过热器受热面壁温升高。6、再热器入口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度升高；再热器壁温升高。7、再热器出口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度下降。8、旁路

10、可能已打开。9、锅炉可能由于水位高灭火。三、安全门处理：1.PCV阀及其他安全门误动时，应手动解列，通知维护检查处理。2、安全门正确动作及旁路开启时，应立即关小旁路，调整燃烧，降低锅炉出力，同时可开大汽机进汽调阀以降低主汽压力，同时调整各参数至正常，严禁锅炉超压。3、协调失灵造成超压时，应立即解除协调。4、在调整中，密切监视汽温、汽压、汽包水位，自动不可靠时，应立即解列自动，手动干预。5、增大给水量，维持汽包水位稳定。6、在调整温度的过程中，要防止汽温大幅的波动，严禁调整不当造成温度的直线下降。7、控制减温器后温度有11。C以上的过热度，防止过热器带水和汽机进水。8、监视安全门回座压力正常，安

11、全门不回座时应立即通知维护人员处理，相应减小负荷。9、锅炉灭火时，按相关规定执行。10、高旁突开、高加解列、汽轮发电机等原因造成安全门动作时，除按以上规定执行外，还应执行其相关操作。四、预防措施：1.安全门检修后应进行热态整定，机组大小修时应将安全门检查列入检修项目。2、合理调整锅炉燃烧，避免锅炉超压。第八节、汽包水位故障处理预案一、汽包水位故障原因：1、水位计质量问题。2、安装不合格。3、投退或冲洗方法不正确。4、锅炉超压试验未解列。5、汽包压力或温度骤变。6、冬季防冻措施不完善。7、外部其它损坏。二.汽包水位故障现象：1、双色水位计或电接点水位计故障，指示可能不正确，两侧有偏差，冒白汽，有

12、泄漏声。2、平衡容器故障，指示可能不正确，严重时给水自动失灵，可能MFTo三、汽包水位故障处理：1.任一只就地水位计或水位变送器或水位开关故障，应及时联系有关检修人员修复，在进行水位变送器或水位开关的隔绝操作前，应由热控人员做好防止保护、联锁误动的措施，增加集控室水位指示与就地水位指示的核对次数，并加强运行中的监视。2、任一只水位变送器故障时，应加强对给水自动的监视，当两只水位变送器工作不可靠或故障时，必须将给水控制切至手动控制并尽可能保持负荷稳定。3、任一只水位开关故障时，应立即联系热控处理，若需将水位保护解除后进行处理，必须指定专人监视和控制水位。4、两只水位开关故障时，若变送器水位指示可

13、靠，允许锅炉运行2小时，但应尽量保持锅炉负荷稳定。如果变送器水位指示也不可靠，申请停炉。5、若所有的汽包水位全部故障，则执行紧急停炉。6、双色水位计或电接点水位计泄漏应隔离水位计。四.预防措施：1.汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计,水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任可运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。2、汽包水位计的安装(1)取样管应穿过汽包内壁隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时应在汽包内取样管口加装稳流装置。(2)汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽

14、包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。(3)水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1:100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。(4)新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。(5废压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通器(平衡容器),再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。3、对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准.汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。(1)差压水位计(变送器)应采用压力补偿.汽包水位测量应充

15、分考虑平衡窗口的温度变化造成的影响,必要时采用补偿措施。(2)汽包水位测量系统,应采用正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。4、汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准,并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，给出不同压力就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值h,仅供参考：就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值小汽包压力(MPa)16.1417.6517.6618.3918.4019.60h(mm)761021505、按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时,应立即汇报,并查明原因预以消除.当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。6、严格按照运行规程及各项制度,对水位计及其测量系统进行检查及维护.机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收入要项目之一。7、当一套水位测量装置因故障