机组正常运行中的风烟系统事故及异常处理

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1、机组正常运行中的风烟系统事故及异常处理一、风烟系统-）风机叶片或挡板执行机构故障1、原因1）执行机构连杆销子脱落2）执行器电动头电路故障2、危险点1）并列运行的风机发生喘振。2）锅炉因风量调节问题无法正常加减负荷。3）层风、燃尽风、烟气挡板故障时造成汽温偏差无法调节。3、处理1）通知设备部专工及时消除缺陷。2）通过调整减温水、配风和燃烧来调节汽温。3）通过调节左右侧燃尽风开度调节受热面温度偏差。4）合理调整风机出力，以防止风机喘振情况发生。5）根据风机出力调整燃烧及负荷。二）炉膛负压突然变正1、原因1）煤质发热量突然变好，伴随过热度、主汽压、负荷上升、氧量下降等变化。2）引风机

2、执行机构故障，未能及时自动调节。3）送风机或一次风机动叶突开。4）某台磨断煤。5）炉底水封失去。2、危险点1）炉底水封失去时，会引起底部燃烧条件恶化，如不能短时发现并处理，会导致炉膛灭火。2）引风机执行机构故障时，炉膛冒正压，会烧损吹灰器等设备。3）送风机动叶突开时，氧量上升，各层燃烧器、燃尽风配风增大，除炉膛冒正压外，可能导致燃烧不稳定。4）煤质发热量突然变好时，除负荷超限、炉膛冒正压外，可能导致受热面管壁超温。5）某台磨断煤时，初期现象与煤质突然变好相同，但1-2分钟后因余粉吹尽，风速很髙的一次风会严重影响对侧燃烧器的稳燃，进而可能引发炉膛灭火。3、处理监盘发现锅炉负压持续

3、升高时，应立即参照氧量、汽水风烟和汽水系统参数变化趋势查找原因：若氧量下降，可能是煤质、某台磨断煤问题，应立即检查制粉系统和汽水系统参数，加以调节；若氧量上升，可能是炉底水封失去，应从风机电流、扌当板开度及汽水系统的减温水开度、各级过热器汽温变化初步判断是否炉底水封失去，若不能排除该原因，立即投入油枪助燃,派人就地检查水封予以确认；若氧量不变，应检查引风机电流、静叶开度变化情况，并参照汽水系统参数判断是引风机调节失灵或其它原因。三）空预器71X1、空预器电流摆动或有异音因升降负荷、间隙调整装置故障等引起空预器间隙异常。空预器发生二次燃烧。空预器局部受冷变形或膨胀不均。原a)b

4、)c)危a)b)c)处D处2)整3)4)5)2)3)空预器密封磨损，造成漏风增大；空预器壳体变形导致动静摩擦损坏空预器。严重时空预器电机跳闸。如果时升降负荷引起的，立即停止操作，维持当前负荷进行O就地有摩擦声音时，根据声音判断是哪个密封摩擦并进行调空预器发生二次燃烧按相应规定处理。若为省煤器仓泵冷却水泄露时应立即消除漏点。做好空预器跳闸预想。2、空预器导向或推力轴承油温高1）原因a）油温高至55£油泵没有按照逻辑联启；b）冷油器结垢或部分堵塞，传热效果差；c）冷却水量减少；d）轴承有缺陷，动静摩擦造成油温升高；e）油位低或油质乳化，冷却效果差；f）空预器热风漏风严重。2）危险点

5、a）造成轴承损坏；b）空预器油系统着火；c）严重时可能造成空预器跳闸。3）处理a）检查保证油箱油位和油质合格，根据具体情况加油或换油；b）增开备用油泵；c）检查冷却水回路及压力正常；d）切换至备用冷油器，通知维护清扫冷油器；e）处理空预器热风泄漏。。f）温度接近跳闸值时减负荷或停止故障空预器运行，防止空预器损坏。3、空气预热器密封调整装置系统故障1）原因a）调整装置电机故障。b）调整装置控制系统故障。C）调整装置就地控制柜电源故障或柜内空开未合。d）扇形挡板传动系统中减速器坏。e）扇形挡板限位开关坏。f）径向间隙测量系统故障。2）危险点a）空预器径向间隙过小，扇形挡板与径向密封

6、摩擦过大，空预器摆动剧烈电流或超限引发空预器跳闸。b）空预器径向间隙测量探头磨损。3）处理a）当空预器密封调整装置发生报警时，必须到就地确认。b）当发生以下报警时，控制系统自动将扇形板提至预定位置：c）下极限位开关动作。d）传感器不正常。e）控制电源失去。f）马达故障时，应到就地提起扇形板。g）当发生“下极限开关动作”时，检查扇形板提至预定位置，否则手动提升。h）查明原因，联系检修处理，恢复密封调整装置运行。i）预器入口烟温不正常升高时，应分析原因并采取相应调整措施,同时对烟道及空预器受热面进行吹灰。4、空预器进出口压差大1）原因空预器堵塞2）危险点a）空预器严重堵塞时，炉膛负

7、压、风机出力出现周期性波动，影响燃烧稳定和风机运行安全。b）两侧空预器堵塞程度不同时，并列运行的风机运行曲线出现较大偏差，可能引发风机喘振。c）空预器堵塞时，换热系数下降，排烟温度上升，一、二次热风温度下降。3）处理a）确定空预器堵塞后，应汇报上级领导，根据指令进行空预器连续吹灰。b）运行中严密监视风机电流偏差，及时调节动、静叶开度，防止风机喘振。C）严密监视炉膛负压变化，负压大幅波动引起火检闪烁或负压波动趋势发散时，应按照《保证炉膛安全的措施》中的规定执行。四)送风机1、送风机油压低>/