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1、第六章典型事故处理第一节机组紧急停止一、锅炉遇到下列情况之一时，应按MFT手动停炉按钮，停止锅炉运行，联动汽机停机。1、MFT动作条件满足，而系统拒动时；2、锅炉汽水管道发生爆破或严重泄漏，不能维持机组正常运行或威胁人身设备安全时；3、过热器、再热器、省煤器、水冷壁等受热面爆管，虽经降低负荷仍无法维持汽包正常水位时；4、炉膛烟道内发生爆炸或尾部烟道发生二次燃烧；5、所有汽包水位计损坏无法判断汽包实际水位时；6、安全阀起座后不回座，压力下降，汽温或各段工质温度高到不允许运行时。7、锅炉紧急停炉后的处理同MFT处理。二、汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机并破坏真空。1、机组任一轴承强烈振动
2、达O.254mm以上而保护未动作时(#6轴承轴振达0.32mm以上)；2、汽机发生水冲击或高、中压缸上、下缸温差大于56C时；3、汽机断叶片或内部有明显的金属撞击声时；4、汽机轴封异常磨损并冒火花时；5、任何一个轴承断油或冒烟时；6、机组周围发生火灾无法扑灭已严重威胁机组安全运行时；7、主油箱油位下降到最低油位以下时；8、轴向位移突然增大至极限值且推力轴承温度异常升高时；9、机组转速超过3330rmin而危急保安器拒动时；三、汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机，但不破坏真空。1、凝汽器真空急骤下降至-0.08MPa(60711unHg)而保护未动作时；2、发电机、主变、厂高变及励磁系统
3、故障而保护装置拒动时；3、主变或厂高变失火；4、发电机严重漏水，危急设备运行；5、发电机、励磁机着火；6、发电机断水，保护拒动时。四、破坏真空紧急停机的操作。1、手动脱扣，检查TV1,TV2,GVIGV6,RSVbRSV2,IV1.IV2及各段抽汽逆止阀、抽汽隔绝门均关闭，负荷到零，转速下降；2、注意有关疏水门自动打开，否则手动开启；3、起动润滑油泵(BOP)：4、停用真空泵，开启破坏真空门；5、启动电泵后，手动脱扣汽泵；6、确认四级抽汽用户全部切换辅汽供给；7、检查机组情况，听测转动部分声音、振动；8、转子静止时，注意和比较惰走时间；9、完成运行规程规定的其它停机操作。注：如遇到水冲击及汽温
4、低即紧急停机，应及时检查汽机本体及各段抽汽管道疏水门自动打开，否则应强制开起。五、不破坏真空故障停机后操作1、手动脱扣，检查TV,GV,RSV,IV及各段抽汽隔离门，逆止门均关闭，负荷到零，转速下降；2、高低压疏水门自动打开；3、起动润滑油泵(B0P)；4、确认电动给水泵启动，手动脱扣汽泵并根据锅炉要求调整给水量；5、确认四级抽汽用户切换由辅汽供给：6、检查机组情况，按运行规程，完成其它停机操作。第二节机组故障停止机组发生一般故障或控制限额接近极限值，还不会立即造成严重后果时，应尽量采取措施予以挽回，无法挽回时，应故障停机。带负荷运行中，应尽可能先减负荷再停机。一、锅炉遇有下列情况，请示值长要
5、求停炉。1、炉内承压部件泄漏时；2、锅炉严重结焦，难以维持正常运行时；3、锅炉汽水管道泄漏，威胁设备和人身安全时；4、锅炉给水或蒸汽品质严重低于标准，经多方调整，无法恢复正常时；5、过热器或再热器管壁温度超过各自金属所允许的最高温度，经多方设法调整而不能恢复正常时；6、二台除尘器停电短时间内无法恢复时；7、控制气源失去，短期内无法恢复时；8、炉水循环泵低压冷却水中断或流量过低，5分钟内无法恢复时；9、主要设备支吊架发生变形或断裂时。10、锅炉故障停炉后操作处理同MET后处理。二、汽机遇到下列情况之一者，应故障停机。1、汽温、汽压变动超过限值，而在规定时间内不能恢复正常时；2、主管或其他管道破裂
6、已无法再运行时；3、汽机上、下缸温差，差胀超过限额时；4、DEH控制系统或配汽机构故障时；5、控制气源失去，短时间内无法恢复时；6、油系统故障，无法保持必须的油压与油位时；7、凝汽器真空逐渐下降至规定值以下时；8、机组冷却水失去短时无法恢复且影响主机及主要辅机安全运行时;9、MFT或发电机保护动作联锁保护拒动时。故障停机操作方法同不破坏真空故障停机。第三节MFT一、满足下列条件之一，MFT动作，BMS自动切除全部燃料：1、两台送风机全停；2、两台引风机全停；3、再热器保护失去；4、风量V3O%；5、炉膛压力高于+324OPa;6、炉膛压力低于-2490Pa;7、汽包水位高于+254mm；8、汽
7、包水位低于-381mm；9、手动MFT；10、全炉膛失火焰；11、燃料中断；12、失去冷却风；13、水冷壁循环不畅，持续5S以上；14、DCS电源失去2S：15、负荷30%汽机跳闸：16、负荷30%发电机跳闸。二、MFT动作后现象：1、MFT动作报警，“MFT”光字牌亮，引起MFT动作的首出原因指示牌亮；2、燃油进、回油快关阀及所有燃油枪角快关阀关闭；3、跳所有排粉机、给粉机，联跳所有磨煤机、给煤机；4、炉膛火焰探测器无火；5、汽机跳闸，逆功率保护动作，发电机解列，机组负荷到零：6、给水流量急剧下降；7、汽温、汽压、蒸汽流量急剧下降；8、炉膛压力偏负；9、跳所有电气除尘器及锅炉吹灰器。三、MF
8、T动作后的处理1、立即检查自动装置按下列情况动作：(1)全开所有周界风档板和辅助风挡板，并将辅助风档板切为手动：(2)将引送风机动叶自动控制切为手动：(3)关闭I、II级过热器减温水隔绝阀及调整阀，并将过热汽温控制切为手动；(4)关闭再热器减温水隔绝阀及调整阀，并将再热汽温控制切为手动。2、注意给水调节，维持汽包水位正常。3、注意炉水循环泵运行是否正常，当发生异常时应停止炉水循环泵。4、检查汽轮机、发电机均应跳闸。5、手动脱扣两台汽泵。6、检查所有燃油快关阀关闭。7、迅速查明MFT动作的原因，消除后接令进行锅炉吹扫，准备重新点火。8、MFT动作前如燃油枪在运行状态，则重新点火时应先进行燃油枪吹
9、扫。9、如MFT动作原因一时难以查明或消除，则应按正常停炉处理，停止风机运行，关闭各风门档板，保留必要的辅机运行，保持锅炉热备用状态，炉前燃油系统打循环保持油温。10、锅炉重新点火后，在煤粉燃烧器投运前，应对一次风管进行吹扫。第四节RUNBACK机组正常运行中，负荷大于165MW,一台辅机跳闸（引、送风机，给水泵）产生RB,目标负荷150M肌炉水循环泵跳闸，负荷大于190MW,发生RB,目标负荷180WV。一、现象：RB动作报警；主蒸汽流量下降；主再蒸汽温度下降；引起RB动作的跳闸设备报警。二、原因：1、二台送风机运行，其中一台跳闸；2、二台引风机运行，其中一台跳闸；3、二台炉水泵运行，其中一
10、台跳闸，备用泵自启动失败；4、二台汽动给水泵运行，其中一台跳闸，电动给水泵未启动；或一台汽泵及电泵运行，运行汽泵或电泵跳闸。三、处理：RB动作时，BMS和CCS自动进行下列处理，否则人工干预：1、RB工况机组进入TF方式，目标负荷指令降至150MW（或180MW）,机组压力定值是负荷的函数，由汽机主控通过遥控口维持，其定值低限为12MPa,当机前压力与压力设定值负偏差大于0.3MPa,由RB3快关调门来提高压力，负偏差VO.DIPa,RB3功能中断，恢复遥控口控制。如负荷大于210M肌同时机前压力与压力设定值正偏差不大于0.2MPa,由RB3快关调门来提高降负荷速率，正偏差大于0.2Mpa或负
11、荷小于210MW,RB3功能中断恢复遥控口控制。2、快速降负荷由BMS完成粗调：（DRB发生前四层粉运行时：立即切除D层，投AA层油枪。（2）RB发生前三层粉运行时：负荷190MW（炉循泵220Mw）投一层油；负荷小于190大于165MW（炉循泵小于220MW、大于190MW）,不投油。3、CCS快速降负荷（I）RB发生时四层给粉机运行，CCS立即将C层给粉机转速快速降至290RPM（炉循泵R、B,C层降至340RPM）,延迟10秒，B层给粉机转速下调50RPM,A层给粉机转速60秒内保持不变。（2）RB发生时三层给粉机运行，负荷小于190大于165WV（炉循泵小于220MW、大于190MW）
12、,不投油。CCS立即将C层（或D层）给粉机转速快速降至290RPM（炉循泵RB,C或D层降到340RPM）,延迟10秒，B层给粉机转速下调50RPM,A层给粉机转速60秒内保持不变。（3）RB发生时三层给粉机运行，负荷大于190MW（炉循泵220MW）,BUS投一层油。CCS立即将C层（或D层）给粉机转速快速降至290RPu（炉循泵RB,B、C或D层降到340RPM）,延迟10秒，B层给粉机转速下调50RPM,A层给粉机转速60秒内保持不变。4、细调由CCS完成RB发生时切除给粉机或强制某层给粉机转速下调（CCS）,60秒内其它给粉机转速保持不变。同时引风调节前馈关小（幅度与切除燃料量成比例）
13、。（1）负荷变化率大于12MWInirb同时负荷小于180MW（炉循泵RB,负荷大于195MW）,给粉机转速保持不变。（2）负荷变化率大于12MWmin,同时负荷小于175MW（炉循泵RB,负荷大于190MW）,A、B层给粉机超驰开5%,超驰时间20秒。20秒燃料调节器处于跟踪状态。（3）负荷变化率小于IoMWmin,R、B以9MWmin速率接近目标值。（4）如粗调负荷已低于目标值，R、B过程结束。5、RB过程汽温控制RB发生时，超驰关闭喷水减温阀门，同时摆动火嘴超驰上摆5乐以便减少汽温下降幅度。6、如引、送风机跳闸引起RB则跳闸风机动调强制关闭，SCS强关跳闸风机进、出口风门，处于自动状态的
14、另一台风机出力迅速增大，以求总风量不变。如送风机跳闸，对引风机进行前馈调节，以求炉膛负压稳定。7、如两台汽动给水泵运行一台跳闸，电泵自启动成功不产生RB,电泵延时3S以最大速率增速，增速最大时间为15S,勺管目标值为原汽泵运行转速给定值，电泵增速率受增速时间和原汽泵转速限制如给水泵跳闸产生RB处于自动工况下的泵将快速增速（高限为5700RM）,以求总给水量不变。如MFT引起汽泵跳闸，电泵如自启但不抢水位，水位由运行控制。8、维持汽包水位正常，检查给水自动调节情况。9、注意汽温汽压变化，尽量维持汽温不过多下降。10、尽快查明辅机故障原因，设法消除故障，待故障排除后，重新启动该辅机重新升负荷。11
15、、如故障辅机短时间内无法消除，根据炉膛燃烧情况，决定是否停油。12、注意调节发电机无功。第五节锅炉典型事故一、水冷壁管损坏1、现象炉膛内有泄漏声，管子爆破时有明显的响声；汽包水位下降，汽包压力下降；锅炉给水流量不正常地大于蒸汽流量，化学补水量增加；炉膛负压减小或偏正，严重时，从不严密处漏出蒸汽和炉烟，锅炉燃烧不稳，严重时会造成炉膛熄火；引风机动叶开度不正常地增大;炉内烟气温度下降。2、原因：锅炉水质不合格，长期运行，管子内结垢，造成腐蚀损坏或过热损坏；水冷壁管进口节流圈有杂物堵塞，至使个别管子水循环不良；管子制造、焊接有砂眼、缺陷；炉膛吹灰过于频繁，或吹灰器安装不良，管壁被吹损；燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损；水冷壁膨胀不均，管子被拉坏；锅炉缺水时，突然进入大量冷水，造成管子热应力过大、损坏；火焰中心偏斜，部分管屏热负荷过高，管子长期过热；大块焦渣坠落，砸坏水冷壁管：3、处理：3.1 将机组运行方式切为“TF”的自动方式；3.2 当水冷壁管泄漏不严重，经加强给水尚能维持汽包水位时，应降低负荷，加强对故障的监视，维持炉膛燃烧稳定，汇报值长准备停炉。
