余热发电应急操作.docx

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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：

⑴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。

⑵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。

⑶保证所有非事故设备的安全运行，并加强对系统的监视与调整。

⑷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

㈠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。

㈡危害

⑴、排汽压力升高，做功能力减小，使机组出力减小。

⑵、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。

⑶、凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂。

⑷、若保持负荷不变，将使轴向推力增大和过负荷。

㈢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

⑴、循环水中断。

⑵、射水抽气器工作失常。

⑶、凝汽器满水。

⑷、轴封供汽中断。

⑸、真空系统管道严重漏气。

2、真空缓慢下降的原因

⑴、循环水量不足。

⑵、凝汽器水位升高。

⑶、射水抽气器工作水温升高。

⑷、真空系统管道及阀门不严密使空气漏入。

⑸、凝汽器内冷却水管结垢。

⑹、冷却水温上升过高。

㈣防范措施

⑴、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。

⑵、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。

⑶、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，并加强对凝汽器水位和轴封压力的监控。

⑷、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。

㈠现象

⑴、汽轮机轴向位移、振动增大。

⑵、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。

⑶、推力瓦温度和回油温度急剧增高。

⑷、均压箱、汽包或凝汽器满水。

⑸、机组负荷骤然下降。

⑹、上、下汽缸温差增大，下缸温度要降低很多。

㈡危害

⑴、叶片的损伤与断裂。

⑵、动静部分碰磨。

⑶、永久变形，导致汽缸或法兰的结合面漏汽。

⑷、由于热应力引起金属裂纹。

⑸、推力轴承的损伤。

㈢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

㈣预防措施

⑴、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。

⑵、注意监视汽包、凝汽器、闪蒸汽水位，防止满水事故的发生。

⑶、启动时，主蒸汽、补气、汽圭寸系统的暖管应充分，疏水应通畅。

⑷、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

㈠、现象

⑴、瓦温及回油温度升高，轴瓦冒烟。

⑵、一旦油膜破坏，机组振动增大。

⑶、DCS俞出紧急停机信号。

㈡危害

⑴、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。

⑵、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。

㈢产生的原因

⑴、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。

⑵、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。

⑶、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。

⑷、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。

⑸、油质不良。

包括：

油质恶化，油中含水。

㈣预防措施

⑴、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。

⑵、为防止切换油系统时误操作，系统各阀门处应有明示牌。

⑶、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。

⑷、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。

⑸、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

㈠现象

⑴、操作系统出现振动报警信号。

⑵、现场机组振动加剧。

⑶、油系统油压波动及回油温度升高。

㈡原因

⑴、油压下降，油量不足。

⑵、润滑油温过高或过低，油膜振荡。

⑶、润滑油质不良。

⑷、主蒸汽温度、压力过高或过低。

在运行过程中主蒸汽参数波动。

⑸、启动过程中，汽缸金属温差过大，致使汽缸变形。

⑹、发电机负荷波动过大，励磁机工作失常。

⑺、汽轮发电机组各轴瓦地脚螺丝松动。

㈢危害

⑴、直接造成机组出现重大事故。

⑵、造成动静部分产生摩擦。

⑶、损坏机组转子零部件。

㈣防范措施

⑴、加强油系统的油温控制。

润滑油温一般控制在35C〜45C之间。

⑵、控制好锅炉系统负荷，并做好相应的处理。

⑶、加强电网参数的监控。

⑷、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

㈠现象

⑴、透平油温度过高。

⑵、厂房内有异味，并有大量浓烟。

㈡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：

⑴、油系统管道、法兰、阀门处存在漏油现象。

⑵、附近有未保温或保温不完善的热体。

㈢危害可致烧毁设备、厂房、危及人身安全。

㈣防范措施

⑴、防止油系统漏油或喷油。

⑵、做好油系统附近的热体保温。

保温层表面温度不要超过

⑶、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：

㈠现象：

⑴、锅炉超压时，汽压急剧上升，超过许可压力，安全阀动作。

⑵、蒸汽流量减小，蒸汽温度升高。

㈡原因分析：

⑴、用汽设备发生故障而突然停止用汽。

⑵、安全阀失灵，压力表指示不准确。

㈢、处理方法：

⑴、发现锅炉超压时，可以开启启动阀或降低锅炉负荷。

⑵、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，或打开锅炉汽包上的放空阀，使锅炉逐渐降压。

⑶、保持水位正常，进行给水和排污，降低锅炉内温度

⑷、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。

㈠现象：

⑴、汽包水位高于正常水位；

⑵、汽包水位报警值出现高报；

⑶、过热蒸汽温度下降；

⑷、蒸汽含盐量增大；

⑸、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；

㈡原因分析：

⑴、锅炉给水阀自动失灵；

⑵、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；

⑶、锅炉负荷突然增加太快；

⑷、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；

㈢、处理方法：

⑴、中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；

⑵、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；

⑶、如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀；

⑷、若水位超过最高报警时应立即停炉，关闭主蒸汽截止阀；

⑸、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；

⑺、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。

㈠现象：

⑴、汽包水位低于正常水位，报警值低报；

⑵、给水流量不正常；

⑶、严重缺水时造成过热蒸汽温度升高；

㈡原因分析：

⑴、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

⑵、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；

⑶、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

⑷、给水压力突然下降；

⑸、锅炉管道阀门泄漏或排污量过大，排污后忘记关排污阀

⑹、锅炉受热面或者省煤器管子破裂漏水

㈢、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“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。

⑴、中控与现场核对水位，必要时应立即冲洗水位计；

⑵、若因给水自动调整失灵，应手动开大给水阀，增大给水

量；

⑶、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）；

⑷、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

㈠现象：

⑴、省煤器出口水温180C高温报警；

⑵、打开省煤器出口温度调节阀温度持续上升至192C;

⑶、闪蒸器中控显示为满水位；

⑷、AQC锅炉蒸汽流量下降；

⑸、发电机功率下降；

⑹、锅炉给水泵电流下降，出口压力升高；

⑺、现场水位计无法看清水位，锅炉实际处于缺水状态。

㈡原因分析：

⑴、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；

⑵、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；

⑶、闪蒸器出现虚假高水位，闪蒸器补水阀处于关闭状态，无法进行补水；

⑷、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。

㈢、处理方法：

⑴、当系统省煤器出口水温达到180C时,增大给水流量，降低省煤器出口水温；

⑵、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;

⑶、调节AQC炉旁路挡板，减少入炉风量，必要时甩炉；

⑷、通知现场人员打开AQC炉省煤器出口排汽阀排汽；

⑸、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。

⑹、待系统水位恢复正常后，通知现场人员冲洗闪蒸器水位

计,并核对水位;

⑺、当省煤器出口水温降至设定值167C时，缓慢带AQC锅炉;

㈣防范措施

⑴、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；

⑵、经常与现场核对闪蒸器水位，确保水位正常；

⑶、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

㈠现象：

⑴、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。

⑵、两锅炉水位下降速率快。

⑶、功率变化大；

㈡原因分析：

窑因各种原因短暂甩分解炉，PHAQC锅炉入口温度和汽轮机入口主蒸汽温度迅速升高，锅炉给水出现不足，蒸汽流量及负荷发生变化。

㈢、处理方法：

⑴、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。

⑵、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。

⑶、若汽轮机入口主蒸汽温度、压力能控制在正常范围，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360C

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；

⑷、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。

1.4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121103V

2.2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。

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PHAQC锅炉旁路挡板，关闭PHAQC锅炉入口挡板。

2.5逐步打开13161MV14161MV11116MV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。

2.7AQCPH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。

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；