2×330MW机组锅炉事故预案原版

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1、300MW锅炉事故预案-＞锅炉主、再热蒸汽压力异常事故预案（-）现象：1、主汽压力偏离运行设定值，再热蒸汽压力偏离当而负荷对应的止常值。2、主、再热蒸汽压力高或低报警。3、机组负荷短时大于（或小于）设定值。4、主、再热蒸汽压力高于安全门（包括PCV阀）整定压力时，安全门动作。5、主、再热安全门、高、低压旁路就地有泄漏声，高、低压旁路减温器后温度高或高、低压旁路减温水门开启。6、主蒸汽流量可能不止常低于给水流量，锅炉泄漏监测装置报警。7、炉膛压力、汽包水位、锅炉风量和制粉系统等运行参数出现波动。（-）危险源预知：1、燃烧波动，甚至造成灭火2、降低设备使用寿命（三）原因：1、燃料控制异常。2、

2、汽机主汽电动门、调门、高、低压旁路异常动作，机组掉真空等。3、安全门、PCV阀、定排和疏放水门误动或严重内漏造成主蒸汽压力低。4、承压部件严重泄漏。5、锅炉引风机、送风机、一次风机、制粉系统和空气预热器等设备运行异常。6、邻炉用汽、供热投退或吹灰器启停。（四）处理：1、尽快调整燃烧，恢复锅炉主、再热汽压。2、若PCV阀误动应手动关闭，安全门误动应降压使其回座，不能回座应联系检修处理，处理无效应屮请停炉。3、高、低压旁路误开造成主蒸汽压力低时应立即进行手动关闭，如高旁关闭无效或内漏严重，关其隔绝门。4、若汽机调门动作异常时，应切至BF或手动方式，联系汽机进行处理。5、主、再热蒸汽系统严重泄漏

3、按过热器或再热器损坏进行处理。6、若机组负荷变化过大引起主、再热压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热汽压恢复后再进行负荷调整。7、若主汽压力高，可通过增加负荷來使压力恢复，但注意不能超过机组允许负荷,并注意汽包水位是否稳定。8、调整燃烧控制压力时应注意不得造成燃烧恶化。9、若汽压变化造成汽温波动时，应以处理汽温变化为主。(五)防范措施：1、当锅炉所有汽包水位表记全部失灵，运行中无法判断锅炉汽包水位时，应立即紧急停炉。2、锅炉超压水压试验和热态妥全门校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力失控造成超压现象。3、锅炉在超水压试验和热态安全门整定时，严禁非试验人员进入现场。4、机组

4、运行时，锅炉汽包安全门、主、再热安全门、PCV阀及厂用汽管道所有安全门必须全部投入，严禁随意解列运行系统安全门，防止系统超压。5、DCS、远方模拟表、就地压力表必须指示准确一致，发现偏茅大于0.2MPa应及时校止、处理。6、锅炉水压试验时，安全门必须投入，并保证有三块以上压力表能可靠进行系统压力监视。在水压前和升压过程中应对各压力表进行核对，各压力表指示偏差不得大于0.2MPao7、运行中锅炉主汽出口压力超过安全门动作压力(含PCV阀)而安全门拒动同时手动PCV阀又无法打开时，应立即手动停炉。8、运行时锅炉禁止超负荷运行(锅炉蒸汽流量不得超过1198t/h,高加停止运行时锅炉蒸汽流量不超过

5、932t/h),如果超负荷运行将会使锅炉检修工作量增加，锅炉寿命缩短。9、加强汽轮机调速系统的维护、检查和试验，防止调速系统故障造成主汽系统超压。10、机组在增、减负荷时要平稳，速率不超过6MW/n)ir),不得急剧增加和减少热负荷,防止受热面超压。二.锅炉主、再热蒸汽温度异常事故预案：(-)现象：1、主、再热汽温指示异常。2、主、再热汽温高或低报警。(-)危险源预知：1.锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度超温运行会引起再热器金屈温度超过允许极限温度，使其内部组织发生变化，许用应力、过热器降低，在管内压力卜•产生塑性变形，最后导致超温爆管；2•主蒸汽温度、再热蒸汽温度超温对汽轮机设备的安全运行也

6、构成严重的威胁。因此，超温意味着降低安全系数或减少机组使用寿命。3、锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度过低，严重时造成水冲击，威胁汽轮机安全（三）原因：1、主、再热减温水□动调整装置失灵或调整不当，使减温水流量不止常地减小或增大。2、汽包满水。3、高加投停操作不当。4、锅炉严重结焦、积灰或进行吹灰、除焦。5、入炉煤质、煤量改变，制粉系统运行异常。6、辅机故障。7、总风量异常或锅炉底部漏风严重。（四）处理：1、发现汽温异常，应立将汽温□动切至手动，通过调整减温水量进行控制。2、对锅炉风量和燃烧工况进行调整。若汽温高时，适当减少风量、燃料量或适当增加机组负荷，调整上卜•排二次风比例,降低火焰中心，减

7、少炉膛漏风，加强水冷壁吹灰。若汽温低时，适当增加风量、燃料量或适当降低机组负荷维持正常汽压，调整上下排二次风比例，抬高火焰中心，加强过热器和再热器吹灰。3、当汽温升至545°C以上时，应加大调整幅度，并向班长、值长汇报。4、汽温在547〜557°C范围内，运行不能超过15min；主、再汽温达到565°C,应紧急停炉。5、汽温降至530°C时，应及时调整；机组满负荷时，降至510°C应减负荷运行，在减负荷过程中如有回升趋势