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给水泵因进汽压力低失灵。
3.手动紧急停炉的条件有哪些?
出现下列任一条件时,应手动紧急停炉
1)MFT动作而未动作时。
2)给水及蒸汽管道破裂,不能维持正常运行或威胁人身、设备安全时。
3)省煤器管、水冷壁管爆破,不能维持汽包正常水位时。
4)失去全部火焰检测冷却风时。
5)空气预热器全停时。
6)所有水位表损坏,不能正常监视汽包水位时。
7)排烟温度急剧升高,确认为尾部发生再燃时。
8)主要仪表,如主蒸汽压力表、主再蒸汽温度表、氧量表、给水流量表、炉膛压力表一起失灵时。
4.请示停炉的条件有哪些?
1)炉内承压部件因某种原因漏泄时。
2)炉水、蒸汽品质严重低于标准,经多方调整无法恢复正常。
3)锅炉严重结焦,难以维持正常运行。
4)承压汽水法兰、管道、阀门等泄漏,且无法隔离时。
5)过热器、再热器管壁温度超限,经多方调整无法恢复正常时。
6)水位计、安全门不能全部投入时。
7)DCS或OS不能正常运行时。
5.请求减负荷的条件有哪些?
1)机高加跳闸(或切除)汽温无法维持正常范围。
2)锅炉堵灰、结焦严重短时间无法消除时。
3)给水、蒸汽管道漏泄。
4)受热面有轻微漏泄点时。
5)由于主再热蒸汽受热面压损过大,个别安全门有动作危险时。
6)主再热蒸汽系统各部压力及温度(包括壁温)有超出设计值,经多方调整无法恢复正常时。
6.严禁锅炉启动的条件有哪些?
1)影响锅炉启动的设备和系统检修工作未结束,工作票未注销,或检修工作已结束,但经有关人员验收不合格时。
2)新安装或大修后的锅炉未进行水压试验或试验不合格。
3)锅炉主要仪表、主再热蒸汽温度表及压力表,炉膛压力表,水位表等缺少或不正常,且无其它监视手段时。
4)锅炉电磁阀,安全门和燃气、燃油速断阀经试验动作不正常。
5)炉膛安全监控系统,安全保护系统经试验不合格时。
6)旁路系统因故障不能投入运行时。
7)DCS或OS投入不正常时。
7.锅炉负荷聚减的现象、原因、处理?
现象
1)主汽压力急剧升高,蒸汽流量下降。
2)汽包水位先下降而后上升。
3)再热汽压急剧下降。
4)处理不及时安全门动作
原因
1)电力系统发生故障。
2)汽轮机或发电机发生故障。
处理
1)根据负荷下降的程度,适当减少燃烧率,必要时切除部分制粉系统
2)燃烧不稳时,及时投油枪稳燃。
3)切给水自动为手动,控制好水位。
4)若汽压超过安全阀动作压力,而安全阀未动作,应手动开启。
5)根据汽温情况,应切为手动,关小或解列减温器。
6)若负荷到零,联系汽机投入旁路系统。
7)故障消除后,做好恢复负荷的准备。
8.“失火焰”和“失燃料”有何区别?
1)失去燃料跳闸条件:
当任一油枪已投运,则“失燃料跳闸”处于准备状态,如果下列任一条件发生,则引起“失去燃料跳闸”
A.全部给煤机、磨煤机均停,且全部油喷嘴阀或油跳闸阀关闭。
B、全部油枪未投运且全部角煤燃烧器未投运。
2)失去火球火焰条件:
在锅炉点火以及任一给煤机投运之前,煤火焰检测器始终不参与整个系统的灭火保护。
当下列任一条件存在时,则发出失去火球火焰条件:
A当所有6角燃烧器均示无火。
B、偏烧(已解除)。
9.锅炉启动中的注意事项?
1)严格按升温升压曲线进行,期间汽包任意两点间壁温差不得超过
50C,否则应停止升压,分析原因及时处理。
2)控制好冲转前的炉膛出口烟温不超过538C,同时升温升压过程中
严格监视各受热面管壁温度不超过允许值。
3)投、停油枪时注意油压的变化,不得同时投入两支或两支以上油枪,加强与邻炉的联系工作,防止灭火;
油枪应定期切换,保持炉内燃烧稳定,保证受热面受热均匀;
及时发现油枪的漏油和漏汽现象。
4)给水及减温自动投入后,应保证调节性能良好,被调参数稳定,否则改为手动调节。
5)联系化学加强对炉水及蒸汽品质的监督,不合格时应加强排污。
6)点火初期应连续投入空气预热器吹灰至带上10%最大负荷,加强尾部烟温变化,防止再燃。
7)启动期间如机、电有稳定或试验要求,按其要求进行。
8)点火开始,每半小时按操作票附表记录一次参数。
10.机组冷态启动参数时,冲转参数是如何规定的?
当主汽压力达3.5MPa〜5.0MPa,主汽温度达316C〜360C,再热汽温达260C〜300Co再热汽压达O.IMPa〜0.2MPa,过热度大于56C,保持汽温汽压稳定。
11.机组热态启动参数时,冲转参数是如何规定的?
1)汽轮机第一级金属温度或中压隔板套金属温度121C以上时,机组启动即为热态启动。
2)锅炉的点火、升温、升压参照热态启动曲线,并参照冷态启动曲线,用汽机旁路来控制汽温、汽压。
3)热态启动时各参数与冷态启动各参数达到相同状态时,按冷态启动曲线进行。
4)冲转时参数及各部速率:
冲转前升温率:
主汽温度4.2C/分
再热汽温5.2C/分
升压率:
0.15MPa/分
起点参数:
主汽/再热汽温:
360C/270C
主汽压力:
2.94MPa
冲转参数:
主汽/再热汽温:
425C/400C
6.86MPa
并网后:
主汽升温率:
约4.15C/分再热汽升温率:
约4.3C/分
0.17MPa/分
12.AGC投入条件有哪些?
1)主辅机运行状态良好,主要参数正常。
2)机组处于协调控制状态(即,汽机在遥控、锅炉基本已自动),并
稳定运行,主要控制指标达到规程要求。
3)RTU装置运行正常,与CCS之间的接口工作正常
4)机组监控系统运行正常。
5)机组负荷调整能力在额定负荷的60%-105%之间(机组的负荷调整范围按省公司《机组最大调峰能力规定》执行)。
6)机组升降负荷的速率为:
5MW/min。
13.停炉注意事项?
1)停止制粉系统时应将给煤机箱体煤刮净,停炉七天以上,有条件时应将原煤斗内煤烧空。
2)本操作票外有关操作或其它情况可参照规程及现场具体情况进行。
3)任何时候应加强与汽机的联系,保证过热度大于56C。
4)停炉后加强对汽包壁温差的监视,不超过50C,汽包内无水时联系汽机启动给水泵补水。
5)停炉后检查空气预热器的自密封装置应提起,否则应手动提起(预热器应按规程要求停止)。
6)加强对排烟温度的监视,防止再燃。
7)停炉后解列油系统及点火用气系统。
8)熄火前,应手动停掉最后一套制粉系统及油枪,防止制粉系统内爆。
9)停炉后附表每半小时记录一次,至排烟温度60C时为止。
14.锅炉停炉后还应该做哪些工作?
1)关闭连续排污,取样(炉侧)、加药门。
2)解列液化汽系统,油枪及蒸汽雾化手动门。
3)空气预热器及风机继续运行,待其入口烟温达150C时停止预热器
及风机运行。
4)锅炉停炉后,仍应监视排烟温度的变化。
当发现排烟温度不正常地升高,或尾部受热面有发生再燃烧可能时,应立即投入消防装置进行灭火。
此时严禁通风。
5)在锅炉未泄压或电动机德电源未切断前,仍应监视锅炉仪表盘和有关设备。
6)停炉应继续记录主、再热蒸汽温度、压力、汽包壁温、冷热风温度、排烟温度、汽包压力、给水温度,炉膛出口烟温(烟温探针能投入时开始记录),汽包水位。
应一直记录到排烟温度降至60C时为止。
15.锅炉启动前的试验项目有哪些?
1)所有电气联锁及热机保护试验。
2)辅机拉合闸试验和事故按钮试验。
3)热工保护装置及信号声光报警试验。
4)程控装置试验。
5)电动门、调整门、风门及挡板远方和就地开关试验。
6)上水后的水压试验。
7)点火装置的试验。
8)大联锁试验,锅炉大修或回路有检修后必须做动态验。
9)点火后的安全门试验。
16.锅炉点火前的准备有哪些?
1)提前12小时〜24小时投入电除尘灰斗及大梁加热装置。
2)炉上水后,提前15小时投入炉底蒸汽推动。
汽包下壁温加热到100C时或点火前停止。
3)保持炉前油循环,调整油压正常,各油枪在程控位,开启各油枪
仅有手动门;
投入点火用气系统,调整压力0.045KPa-0.1KP。
4)投入电除尘振打装置,锁气器系统。
5)启动供水泵房高低压水泵,投入炉底水封及除灰除渣系统。
6)空气预热器入口风温应保持不低于23C,否则应投入暖风器系统。
7)投入火焰电视摄像系统。
投入探头冷却风机,一台运行,一台备用,投入炉膛烟温探针。
8)投入点火用汽系统,调整压力在0.045kPa-O.lkPa之间。
9)联系热工人员解除发电机跳闸、汽轮机跳闸和锅炉汽包水位±
300mm炉MFT保护。
10)开启炉侧连排,加药,取样门及5%旁路门,炉顶主再热系统及汽包空气门,开启PCV阀入口手动门。
11)启动空气预热器,3、4号炉投入自密封装置,确认风机启动条件具备,启动A侧或B侧引送风机(必要时A侧、B侧均启动)调整风量在30%〜40%总风量之间,负压在50Pa-100PQ
12)炉膛吹扫应结束
13)大小修后空预器应水冲洗8分钟—10分钟。
17.对流、辐射、半辐射式过热器各具有什么样的汽温特性?
(1)对流过热器的汽温特性是:
当锅炉负荷增加时,过热蒸汽温度升高,反之则降低。
当过热器离开炉膛出口越远或过热器入口烟温越低时。
这种汽温特性越明显。
(2)辐射过热器的汽温特性是:
当锅炉负荷增加时,过热蒸汽温度降低。
反之,过热蒸汽温度升高。
(3)半辐射式过热器的汽温特性是,当锅炉负荷变化时,汽温比较平稳或接近对流或接近辐射过热器的汽温特性。
即锅炉负荷增加时过热汽温稍有上升或稍有下降,这要取决于对流和辐射受热面的比例分配而定。
18.燃用低挥发分煤时如何防止灭火?
燃煤挥发分降低,着火温度升高,使着火困难,燃烧稳定性变差,严重时会造成灭火。
为防止灭火,运行过程中应注意以下几个方面:
(1)锅炉不应在太低负荷下运行,以免因炉温下降,使燃料着火更困难。
(2)适当提高煤粉细度,使其易于着火并迅速完全燃烧,对维持炉内温度有利。
(3)适当减小过量空气系数,并适当减小一次风风率和风速,防止着火
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