余热发电应急操作.docx

1、余热发电应急操作余热发电系统典型应急事故处理对余热发电系统，锅炉、汽轮机运行中可能出现的事故，应以 预防为主，要求运行人员熟练的掌握设备的结构和性能，熟悉系统 和有关事故处理过程。 一旦发生事故运行人员应本着下列原则进行 处理： 事故发生时切忌主观、片面，应根据有关仪表指示、设备外部象征、声音、气味等进行综合分析，迅速准确判断出产生事故原因、部位、范围，并尽可能及时汇报操作员和上级，以便统一指挥，千万不可存在侥幸心理或担心承担责任而犹豫不决，拖延了处 理时间，造成事故扩大。 在事故处理中坚守岗位、沉着冷静、抓住重点进行操作主 力，迅速消除事故，保证人身和设备安全。 保证所有非事故设备的安全运行

2、，并加强对系统的监视与 调整。 事故消除后，应将事故的原因、事故的发展过程、损坏范 围、恢复正常运行采取的措施、防止类似事故发生的方法和事故发 生时的监视过程以及机组主要记住参数做好详细记录。发电机组运行事故种类很多， 下面主要介绍几种典型事故及处 理方法。一、真空下降 现象(1)、真空表指示下降。(2)、排汽室温度升高。(3)、凝汽器传热端差明显增大。(4)、在汽轮机高调门开度不变的情况下，负荷降低。 危害、排汽压力升高，做功能力减小，使机组出力减小。、排汽缸和轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组 产生振动。、凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂。、若保持负荷不变，将使轴向推力增

3、大和过负荷。 真空下降的原因 运行中，按真空降落速度的不同，可分为真空急剧下降和真空 缓慢下降两种情况；1、真空急剧下降的原因、循环水中断。、射水抽气器工作失常。、凝汽器满水。、轴封供汽中断。、真空系统管道严重漏气。 2、真空缓慢下降的原因、循环水量不足。、凝汽器水位升高。、射水抽气器工作水温升高。、真空系统管道及阀门不严密使空气漏入。、凝汽器内冷却水管结垢。、冷却水温上升过高。 防范措施、加强对循环水供水设备（包括循环水泵、阀门、滤网、冷 却塔等）的维护工作，确保正常运行。、加强对凝结水泵、射水泵及抽气器的维护工作，确保正常 运行。、严格控制好轴封供汽压力和凝汽器水位，调整阀门动作要可靠，并

4、加强对凝汽器水位和轴封压力的监控。、保证凝结水泵、循环水泵、射水泵备用设备可靠备用。二、汽轮机进水低温蒸汽或水进入汽轮机，会导致严重的结构损坏、机械故障 和非计划停机。汽轮机进水会造成的事故也称水冲击。 现象、汽轮机轴向位移、振动增大。、主蒸汽管道振动，主蒸汽温度急剧下降（一分钟下降超过 50C）,轴封有水击声，管道法兰、阀门、汽缸结合面和轴封处有 白色湿蒸汽冒出。、推力瓦温度和回油温度急剧增高。、均压箱、汽包或凝汽器满水。、机组负荷骤然下降。、上、下汽缸温差增大，下缸温度要降低很多。 危害、叶片的损伤与断裂。、动静部分碰磨。、永久变形，导致汽缸或法兰的结合面漏汽。、由于热应力引起金属裂纹。、

5、推力轴承的损伤。 产生的原因(1)、由于误操作或自动调整装臵失灵，锅炉蒸汽温度或汽包 水位失去控制，有可能使水从锅炉经主蒸汽管道进入汽轮机。(2)、轴封系统暖管不充分，疏水将被带入轴封内。(3)、凝汽器满水倒入汽缸。(4)、锅炉带负荷时过快，造成水位波动。(5)、炉水水质不合格，蒸汽和炉水的含盐量过高 预防措施、运行中和停机后密切监视汽缸金属温度和上下缸温差的变 化。、注意监视汽包、凝汽器、闪蒸汽水位，防止满水事故的发 生。、启动时，主蒸汽、补气、汽圭寸系统的暖管应充分，疏水应 通畅。、定期检查汽圭寸系统疏水的疏水管是否保持通畅。三、汽轮机轴瓦损坏、现象、瓦温及回油温度升高，轴瓦冒烟。、一旦油

6、膜破坏，机组振动增大。、DCS俞出紧急停机信号。 危害、轴瓦乌金烧熔时，转子因轴颈局部受热而弯曲，弓I起轴承 振动和噪声。、推力瓦乌金烧熔时，转子向后窜动，轴向位移增大，将引 起汽轮机通流部分碰磨，导致机组损坏。 产生的原因、润滑油压过低。造成油压过低的原因有：主油泵磨损；入 口滤网脏堵；油系统逆止阀门不严密；各轴承的压力进油管及连接 法兰漏油。、润滑油温过高。冷油器运行失常使润滑油温升高，油的黏 度下降。、润滑油中断。造成润滑油中断的原因有主油泵故障；油系 统管道堵塞；油箱油位过低使主油泵不能正常工作等。、乌金脱落。产生的原因：轴承振动过大；乌金材料因疲劳 而变形；推力轴承负载过大。、油质不

7、良。包括：油质恶化，油中含水。 预防措施、不定期对油系统联锁关系进行试验，确保在紧急情况下能 及时启动。、为防止切换油系统时误操作，系统各阀门处应有明示牌。、定期开启真空滤油机并对系统油质进行检测，防止油质恶 化。、加强对油系统的监控力度，同时定期对油过滤器进行清洗， 以保证油质可靠。、加强各监视和保护装臵的监控力度（包括：轴承温度、推 力瓦温度、润滑油温度、油箱油位、轴向位移和低压保护装臵等）四、汽轮机振动 现象、操作系统出现振动报警信号。、现场机组振动加剧。、油系统油压波动及回油温度升高。 原因、油压下降，油量不足。、润滑油温过高或过低，油膜振荡。、润滑油质不良。、主蒸汽温度、压力过高或过

8、低。在运行过程中主蒸汽参数 波动。、启动过程中，汽缸金属温差过大，致使汽缸变形。、发电机负荷波动过大，励磁机工作失常。、汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。 危害、直接造成机组出现重大事故。、造成动静部分产生摩擦。、损坏机组转子零部件。 防范措施、加强油系统的油温控制。 润滑油温一般控制在 35C45C 之间。、控制好锅炉系统负荷，并做好相应的处理。、加强电网参数的监控。、做好发电系统的维护工作，利用检修机会将系统存在的问 题进行逐一排除。五、油系统着火 现象、透平油温度过高。、厂房内有异味，并有大量浓烟。 原因根据燃烧的三个条件可燃物、空气、温度，可知油系统着火 必要的两个原因：、油系统管道、法

9、兰、阀门处存在漏油现象。、附近有未保温或保温不完善的热体。 危害 可致烧毁设备、厂房、危及人身安全。 防范措施、防止油系统漏油或喷油。、做好油系统附近的热体保温。保温层表面温度不要超过、消防设施齐全。汽轮机厂房内应配臵足够的消防器材，并放在明显位臵，附近不得堆放杂物，保持通道畅通。六 . 锅炉超压事故： 现象：、锅炉超压时，汽压急剧上升，超过许可压力，安全阀动作。、蒸汽流量减小，蒸汽温度升高。 原因分析：、用汽设备发生故障而突然停止用汽。、安全阀失灵，压力表指示不准确。、处理方法：、发现锅炉超压时，可以开启启动阀或降低锅炉负荷。、如果安全阀失灵而不能自动排气， 可以手动开启安全阀排气，或打开锅

10、炉汽包上的放空阀，使锅炉逐渐降压。、保持水位正常，进行给水和排污，降低锅炉内温度、检查锅炉超压原因和本体有无损坏后， 再决定停炉或恢复 运行。7.锅炉满水： 锅炉水位高于水位计最高安全水位刻度线时，叫锅炉满水。 满水会造成蒸汽大量带水，从而会使蒸汽管道发生水击：降低蒸汽 品质，影响正常供汽：还会造成过热器结垢或损坏。 现象：、汽包水位高于正常水位；、汽包水位报警值出现高报；、过热蒸汽温度下降；、蒸汽含盐量增大；、锅炉给水流量不正常大于蒸汽流量；(6)、当锅炉严重满水时蒸汽管道发生水冲击； 原因分析：、锅炉给水阀自动失灵；、水位变送器、蒸汽量或给水量表指示不正确，使运行人 员误判断而操作错误；、

11、锅炉负荷突然增加太快；、运行人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或操 作不当；、处理方法：、中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；、若因给水自动调整失灵而影响水位升高时，应手动关小 给水阀，减小给水量；、如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀；、 若水位超过最高报警时应立即停炉， 关闭主蒸汽截止阀；、停止向锅炉上水，开启省煤器与汽包联箱排污阀； 6、由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时应暂缓增加负荷；、因给水压力异常而引起汽包水位升高时，应立即启动备 用泵，停止原始泵进行处理；八、锅炉缺水：锅炉正常运行中，当水位低于水位计最低安全水位刻度线时，即形成了缺水事故。锅炉缺水，会使锅炉蒸发

12、受热面管子过热变形 甚至爆破；胀口渗漏或脱落；处理不当时，甚至导致锅炉爆炸，造 成严重的损失。 现象：、汽包水位低于正常水位，报警值低报；、给水流量不正常；、严重缺水时造成过热蒸汽温度升高； 原因分析：、操作人员对水位监视不严，当锅炉负荷增大时，未能及时调整进水、水位变送器、蒸汽量或给水量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误；、给水设备或给水管路故障，自动调节失灵，而未能及时改用手动、给水压力突然下降；、锅炉管道阀门泄漏或排污量过大，排污后忘记关排污阀、锅炉受热面或者省煤器管子破裂漏水、处理方法： 发生缺水事故时，应首先判断是轻微缺水还是严重缺水，然 后给予不同的处理。判断缺水程度的方法是

13、“叫水” 。“叫水”的操 作方法是：打开水位表的放水旋塞冲洗汽连管及水连管，关闭水位 表的汽连管旋塞，关闭放水旋塞。如果此时水位表中有水位出现， 则为轻微缺水；如果通过“叫水”水位表内仍无水位出现，属于严 重缺水。轻微缺水时，可以立即向锅炉上水，使水位恢复正常。如 果上水后仍不能恢复正常，则应立即停炉检查。严重缺水时，必须 紧急停炉。必须要注意的是，在未判定缺水程度或者已判定属于严 重缺水的情况下，严禁给锅炉上水，以免造成锅炉爆炸事故。、中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；、若因给水自动调整失灵，应手动开大给水阀，增大给水量；、若汽包严重缺水，水位处于低低报以下时，应立即甩炉， 关闭主

14、蒸汽截止阀，缓慢向锅炉内加水（一般控制在 5-10t/h ，防 止应力过大）；、若因给水压力下降引起，应立即启动备用泵，提高给水 压力。九、省煤器管道、阀门汽塞 现象：、省煤器出口水温180C高温报警；、打开省煤器出口温度调节阀温度持续上升至 192C;、闪蒸器中控显示为满水位；、AQC锅炉蒸汽流量下降；、发电机功率下降；、锅炉给水泵电流下降，出口压力升高；、现场水位计无法看清水位，锅炉实际处于缺水状态。 原因分析：、省煤器出口水温报警，省煤器出口温度调节阀手动调节 不及时；、当温度超过 180C时，管道内出现汽化现象，且各调节 阀处出现“汽塞” ，造成水循环受阻；、闪蒸器出现虚假高水位，闪蒸

15、器补水阀处于关闭状态， 无法进行补水；、闪蒸器、锅炉补给水中断，省煤器出口水温持续升高， 情况进一步恶化，导致系统给水瘫痪，各系统自动控制失灵，机组 被迫解列停机。、处理方法：、当系统省煤器出口水温达到 180 C时,增大给水流量，降 低省煤器出口水温；、当水温继续上升时，而增加给水流量锅炉给水泵出口压力 和流量无明显变化 , 此时应判断系统发生汽塞现象 ;、调节AQC炉旁路挡板，减少入炉风量，必要时甩炉；、通知现场人员打开 AQC炉省煤器出口排汽阀排汽；、若因闪蒸器水位失真造成缺水引起，应立即向闪蒸器加 水，并调整核对水位，若系统紊乱无法控制，应立即解列停机。、待系统水位恢复正常后，通知现场

16、人员冲洗闪蒸器水位计 , 并核对水位 ;、当省煤器出口水温降至设定值 167 C时，缓慢带AQC锅炉; 防范措施、运行中及时调节省煤器出口水温，保证其在正常允许范围内；、经常与现场核对闪蒸器水位，确保水位正常；、在低负荷时或甩 AQC炉前，使混汽系统提前退出运行， 以稳定闪蒸器压力，从而稳定水位。十、水泥窑甩分解炉 现象：、PH锅炉出入口废气压力、入口废气温度及主蒸汽温度迅 速升高；AQC锅炉入口废气温度及主蒸汽温度存在短暂高温，稍后 因窑产量低会出现长时间低温。、两锅炉水位下降速率快。、功率变化大； 原因分析：窑因各种原因短暂甩分解炉，PH AQC锅炉入口温度和汽轮机 入口主蒸汽温度迅速升高

17、，锅炉给水出现不足，蒸汽流量及负荷发 生变化。、处理方法：、密切注意PH锅炉烟气温度、蒸汽温度变化速度，逐步开 旁路挡板适当降低锅炉负荷，减缓蒸汽温度上升速率。若挡板开度 速率过小，会造成汽机主蒸汽温度迅速升高报警，速率过大，会造 成发电机功率下降过快。过程中及时给汽包补水，控制汽包水位在 正常范围。、密切注意 AQC锅炉烟气温度及蒸汽压力变化，逐步开或 关旁路挡板，以控制好锅炉负荷。手动调节闪蒸器进水阀开度使省 煤器出口水温尽量保持正常值。 在确认AQC锅炉烟气温度由于长时 间低温而致使锅炉退出运行后， 做好相关操作待系统恢复锅炉需重 新投运。、若汽轮机入口主蒸汽温度、压力能控制在正常范围，

18、发电机可维持低负荷运行，若主蒸汽温度出现超温（要求温度 360 C不得大于30min, 380C不得大于15min）时机组应立即解列、蒸汽 走旁路，维持汽轮机辅机运转，并保持两炉一定的压力，待窑系统 恢复正常、 蒸汽温度下降后重新投锅炉、 汽机冲转和机组并网发电；、若窑系统无法恢复时，应做好机组解列等相关操作。十一、发电系统全厂失电时应急操作1、现场操作1.1确认直流油泵是否已自动启动供油， 若未自动启动， 将直流控 制箱上转换开关切至手动，并按下“ start ”按钮启动油泵，同时确认 汽轮机轴承润滑正常。1.2打开真空破坏阀，以防高压蒸汽冲破汽轮机安全阀。1.3关闭汽轮机轴封供汽手动阀。1

19、.4通知电气人员发电系统失电，需立即开启备用柴油发电机供 电。1.5待汽轮机停止后，投入盘车，此刻柴油发电机还未供电，需 手动对汽轮机进行盘车，要求转子间隔 5 分钟旋转 180。2 中控操作2.1确认主蒸汽旁路阀、混汽旁路阀处于关闭状态，若没有关闭， 通知现场人员关闭121003V及121103V2.2联系电气人员，确认失电原因，要求尽快恢复市电。二、恢复正常供电后操作：1、现场操作：1.1通知中控人员开启高压润滑油泵， 停直流油泵， 确认汽轮机各 轴承润滑正常。1.2待汽轮机停止后，现场投入盘车装置，要求中控开启盘车并 保证连续运转。1.3协助中控操作员开、关系统内各挡板，确认挡板开度正确

20、。2、中控室操作：2.1启动高压润滑油泵，停直流油泵，并投入相关连锁。2.2监控汽轮发电机各轴承温度变化情况， 发现异常及时通知岗位 工进行处理。2.3在窑操和原料磨操的允许下打开 PH AQC锅炉旁路挡板，关闭 PH AQC锅炉入口挡板。2.5逐步打开 13161MV 14161MV 11116MV世压；2.6在冷凝器排汽室温度小于 80C，方可启动冷却水泵，水泵出 口阀开度小于 10%以小流量送水， 以防止急剧冷却造成冷凝管胀口松漏。2.7 AQC PH锅炉辅机设备逐步开启后，此时对锅炉缓慢补水，由 于汽包因长时间干烧处于低水位状态，将补水阀打至手动小流量补水， 控制在 5-10t/h 为

21、宜，确保锅炉安全运行。十二 锅炉爆管事故在锅炉运行中，炉管突然破裂，汽水大量喷出，造成锅炉爆管事故。炉管爆 破时可将临近的管壁喷射穿孔，在极短时间内造成锅炉严重缺水。故障现象：（1） 汽包水位下降较快；（2） 纯水消耗量明显增大（3） 蒸汽压力和给水压力下降；（4） 给水量不正常大于蒸汽流量；（5） 排烟温度升高；（ 6）轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著的响声；原因分析：（1）水处理方式不正确，化学监督不严，未按规定排污，致使管内结垢腐蚀；（2）制造、检修或安装时管子或管口被杂物堵塞，致使水循环不良引起管壁过 热，产生鼓包或裂纹；（3）锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成水循环

22、平衡被破坏；（4）升温升压时受热面联箱或受热面受热不均，出现过局部热应力变化，造成 焊口出现裂纹；（5）锅炉高速含尘废气与受热面冲刷磨损严重，致使受热面管壁变薄；（6）锅炉循环水流量偏低，导致管壁热负荷过大，发生爆管。处理方法：（1）应立即停炉，全关入口挡板，全开旁路挡板，关闭锅炉主蒸汽截止阀；（2）如损坏严重时致使锅炉汽压迅速降低，给水消耗太多，经增加给水仍不能 保持汽包水位时应停止给水；（3）锅炉入口风温降至100C以下时，压力低至O.IMPa时，锅炉进行放水；（ 4）进入锅炉后发现漏点，采取两头封堵的方式进行处理，暂时退出运行；（ 5）锅炉故障处理完毕后，必须经水压试验合格后方可投入运行

23、。防范措施：（ 1）加强炉水监控力度，严格遵照操作规程定期对炉进行排污操作；（ 2）加强对锅炉入口废气温度的控制，防止锅炉长时间超温运行，造成受热面 损坏；（ 3）严格按照锅炉升温升压操作规程进行操作，严格杜绝升温升压过快现象；（ 4）利用停机检修时间对锅炉均布板及受热面进行严格检查，防止锅炉受热面 磨损，并对PH锅炉强制循环水泵出口滤网进行清洗；（ 5）加强锅炉加药药品的监控管理力度，保证药品质量合格。十三、汽水共腾锅炉蒸发表面汽水共同升起， 产生大量泡沫并上下波动翻腾的现象， 叫做汽水共腾。汽水共腾会使蒸汽带水，降低蒸汽品质；造成过热器结垢；严重时蒸汽管道产生水击现象，损坏过热器或影响用汽

24、设备的安全故障现象：（1）蒸汽和炉水的含盐量增大；（2）过热蒸汽温度下降；（3）汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；严重时，蒸汽管道内发生水冲 击；（4）汽轮机热效率下降；原因分析：（1）炉水水质电导率不合格；（2）锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈；处理方法：（1）适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行；（2）全开锅炉连续排污阀必要时开启事故放水阀或其它排污阀， 同时增加给水量；（3）停止向锅炉汽包内加药；（4）尽量维持低汽包水位；（5）开启过热器和蒸汽管道上所有疏水阀；（6）通知现场人员对排污水进行检测，并采取一定措施改善水质量；（7）锅炉炉水质量未改善之前，不允许增加锅炉负荷；（8）待故障消除后应冲洗水位计；