CFB锅炉事故分析与处理

CFB机组协作网1第八章事故分析与处理第八章事故分析与处理二七年二七年_月月CFB机组协作网21锅炉事故的分类及处理原则锅炉故障与锅炉事故 锅炉是在高温和承受压力的状态下运行的，在压力的作用下具有爆炸的危险性，而且爆炸威力相当大。锅内具有一定压力的水和汽一旦爆炸，遇有炙热的床料，水汽将迅速膨胀，而且高温水急剧汽化，瞬间其体积将增加1000多倍，形成巨大的冲击波，可造成严重的危害，安全问题也是造成循环流化床锅炉早期曾一度影响其发展的重要因素。CFB机组协作网3 锅炉的工作条件恶劣，容易发生损坏。锅炉直接受热床料的冲刷，受热面的磨损；烟气灰垢，水中杂质对锅炉都有较大的腐蚀性，锅内形成的水垢严重堆积时会造成受热面的过热，鼓包、变形、甚至爆破。 锅炉的故障主要是由于运行操作不当或长期使用、维修保养不良造成的。如法兰之间泄漏，阀门不严，连接水位表的压力表旋塞漏水漏汽，排渣不畅等。这些故障可以在不停炉的情况下经过处理即恢复正常运行。但若不及时处理，或操作者对故障误判断，也可能造成事故。 CFB机组协作网4 锅炉的事故主要是指锅炉某部分损坏或运行失常，使锅炉的整套设备停止运行或减小供汽量。由此可知，事故比故障严重得多，他不但会迫使锅炉停止运行，严重时会造成人身伤害和设备的重大损坏。 锅炉的停炉方式分为紧急停炉和故障停炉两种，具体停炉条件见表8-1CFB机组协作网5表8-1停炉条件表CFB机组协作网6续前表CFB机组协作网7锅炉发生事故的处理原则1、发生事故时运行人员应迅速、果断、准确地按现场规程规定处理。2、发生事故后，应立即采取一切可行措施，防止事故扩大，查明原因并消除后，恢复机组正常运行。在确定设备不具备继续运行条件时，应立即停炉处理。3、紧急停炉时，必须立即切断供给炉内的所有燃料。4、事故处理完毕，运行人员应如实地将事故发生的时间、现象、所采取的措施等做好记录。按照电监会20044号电力生产事故调查暂行规定的规定组织有关人员对事故进行分析、讨论、总结经验，从中吸取教训。5、发生爆炸或重大事故，单位应迅速向上级主管部门和当地劳动部门报告。CFB机组协作网82循环流化床锅炉典型事故分析及处理炉膛爆燃汽包水位锅炉受热面管损坏电负荷骤减厂用电中断过、再热汽温度过高床温过高或过低结焦回料阀堵塞2.10 浇注料脱落2.11 压火操作CFB机组协作网9炉膛爆燃 CFB锅炉炉膛爆炸事故是大家在实际运行中比较容易忽视的事故，最重要的是认识到存在这种事故的危险，针对事故产生的原因，采取正确的启动顺序，同时应采取安全保护设计和反事故措施。根据CFB锅炉实际运行的经验，可以按下述方式启动CFB锅炉：先启动引风机，然后再启动J阀风机，二次风机、一次风机。按25%的系统风量吹扫炉膛；调整一次风到点火条件，启动点火风机，投入点火油枪。点火过程中，在保证床料流化的前提下，微开二次风，既可冷却二次风口，又可保证炉膛稀相区有足够通风量，减少和消除烟气滞留区，及时消除可燃物积聚。应建立正确的安全联锁保护系统，即只有床温达到设计煤种的着火温度时，给煤机才允许启动，以防止过早投煤。CFB机组协作网10 当启动失败时，必须停止给煤，继续提高床温，适当增加稀相区的风量以保证炉膛的安全。点火系统必须实现自动化，这样才能与正确的启动方式相适应。点火能量，即燃油量和油枪数，应足以保证点火启动工作在相对较短的时间内完成。 锅炉设计上采取防爆门设计，在事故发生时，防爆门可以及时及早释放爆炸能量，从而实现保护炉膛的目的。当然也可以采取对炉墙薄弱处进行加固的措施，以增加强度。 由于CFB锅炉启动方式的特殊性，启动过程中操作不当，会发生爆炸事故，应采取正确的运行和必要的反事故措施加以防范。采取启动前吹扫、保证启动中炉膛上部的通风量、从系统上完善点火设备并配合以防爆门炉膛及燃烧器设计，另外可通过炉膛压力保护来控制，预防此类事故发生并减少事故损失。CFB机组协作网11 炉膛及烟风道爆炸（燃）原因、现象和预防CFB机组协作网12炉膛爆炸的案例流化风量低引起的炉膛爆炸水冷壁爆管引起的炉膛压力骤升点火过程中给煤量控制不当， 造成爆燃风水联合冷渣器断水，造成的爆炸防止锅炉炉膛爆炸措施锅炉炉膛爆炸的处理CFB机组协作网132.1.2.1 流化风量低引起的炉膛爆炸 某单位试运机组，_年_月_日锅炉蒸发量460t/h，所有动力运行，流化风量22万Nm3/h,给煤量70t/h，突然氧量急剧下降至1%左右，运行中的一次风机和二次风纪、引风机入口调整挡板关闭，流化风量低至3万Nm3/h左右，锅炉未MFT，运行人员要求停止给煤，但调试单位没有理会，命令运行人员立即开启一、二次风机入口挡板，调整引风机，在恢复过程中造成炉膛爆炸。CFB机组协作网14爆炸造成的损失和炉膛的影响1）米锅炉尾部烟道处省煤器前后护板变形严重；2）米锅炉本体处左右侧水冷壁两根刚性梁变形；3）锅炉本体米37. 9米后水冷壁刚性梁变形（上下共计5根）； 4）锅炉尾部烟道米处冷段再热器入口集箱保温变形，有泄漏点； 5）锅炉尾部烟道米处冷段再热器出口集箱保温变形； 6）锅炉尾部烟道37米左右侧高过入口集箱、低过出口集箱保温变形； CFB机组协作网15爆炸造成的损失和炉膛的影响7）锅炉前包墙右侧管排处有泄漏点；8）锅炉本体38米水冷壁右后处撕裂，长度约米，最大宽度米；9）锅炉本体左侧旋风分离器出口非金属膨胀节蒙皮开裂；10）锅炉尾部烟道空气预热器前后连接烟道变形；11）锅炉炉膛内屏式再热器受热面有不同程度的变形； 12）锅炉炉膛内右侧第一片水冷屏至第二屏式再热器之间的悬吊管排有泄漏痕迹。CFB机组协作网162.1.2.2 水冷壁爆管引起的炉膛压力骤升 事故发生前机组负荷94MW，主汽流量290 t/h，主汽压力，主汽温538，再热汽温536，炉膛压力-25Pa，床温884，床压给水流量310 t/h，18：25监盘发现炉膛压力突然升至2000Pa左右，A、B引风机自动解除，立即调整炉膛压力，炉膛压力继续增大，锅炉MFT动作。(最大至7000帕) 给煤机跳闸，立即减风，关闭减温水门。加大排渣量，减负荷。此时给水流量由310 t/h增至410 t/h此时去炉顶检查人员回来汇报，发现B侧水冷壁33米处有泄漏声，零米无异常。汇报单元长、值长。18：48值长令#4机组停止运行。19：10值长令停所有动力。（检修交代A引风机继续运行）。床压排至，因冷渣器进水无法排渣，停止排渣，汇报单元长、值长。19：20就地检查发现D床下点火器满水、B冷渣器漏水。19：28汽包维持不住水位，值长令停止上水。汽包壁上、下温差最大到62度。CFB机组协作网17 此次事故经初步分析:是由于水冷壁泄漏，大量高压水、汽进入炉膛，体积急剧膨胀，造成炉膛压力增大。CFB机组协作网18点火过程中给煤量控制不当造成爆燃 _年_月某单位，锅炉点火启动过程中，由于人员操作问题，造成炉膛爆燃结焦，被迫停炉处理。 点火初期比较正常，当并列后，13：55分，机组负荷达到10MW时，床上四支油枪，床下四支油枪，床温达到660，床压，开始进行点动给煤。13：56分启动A给煤机，给煤量5t/h，投煤4分钟，停止给煤机，氧量和床温无明显变化，观察3分钟。14：04分启动B给煤机，进行第二次试投煤，给煤量为8t/h，投煤4分钟，停止给煤机，B侧氧量由12.36%降至11.21%，A侧氧量由12.5%降至12.3%，床温无明显变化，观察3分钟。14：14分，启动A给煤机，进行第三次试投煤，给煤机不下煤，即停。后启动B给煤机，进行第四次试投煤，给煤量为8t/h，投煤4分钟，停止给煤机，氧量有所下降，床上升了4，证明煤已着火。 CFB机组协作网19 14：20分B给煤机连续给煤，给煤量8t/h，A给煤机检修，床温以2-3/min的速度上升至770，15：14至15：18分，B给煤机给煤量由16.2 t/h升至25.6 t/h，床温升高较快7/min，此时床压，床温达到884，至15：39分，退出床上四支油枪，床温开始下降，至15：48分床温达到869后又开始升高，提高给煤量达到31 t/h，15：59分床温升高较快，达到7/min，床温达到907，立即停止床下四支油枪，同时切换主一次风，床温瞬间达到45/min，炉膛发生爆燃，中下层床温多点超过1000，持续时间约10分钟，最高点达到1119，16：14分现场发现炉膛后墙从二次风观察孔处有较大焦块。CFB机组协作网20 运行人员，进行多次一次流化风量的脉冲流化，希望将焦块冲击破碎。第二日下午14：50分再次将一次风增加至29万m3/h，10分钟后，床温下降至756，运行人员投入床上两只油枪，炉内再发生爆燃，主汽温度急剧上升，最高达到557，锅炉手动MFT。此时，排渣排不出来。最后被迫申请停炉处理。 打开人孔门发现，A侧前墙至后墙之间有2米高的焦块，硬度极高，经分析为高温结焦。CFB机组协作网21原因分析：（1）点火初期给煤量集中，且局部流化不好，是本次爆燃结焦的主要原因。（2）床温下降，没有及时调整给煤量和风量，局部聚集大量的可燃气体。（3）停止油枪后没有及时调整给煤量和风量。（4）运行人员业务不熟练，不能很好的判断炉内燃烧情况。CFB机组协作网22风水联合冷渣器断水， 造成的爆炸 某单位采用风水联合冷渣器冷却底渣，运行人员在冷渣器底部发现有湿渣，并伴有水滴，判断为冷渣器水冷管束有泄漏，经研究切除出该冷渣器运行，关闭该冷渣器出入口冷却水门，关闭进渣手动门，但由于煤质原因，排渣量较大，经研究，采用故障冷渣器排渣，即不通水，干烧，少量排渣，控制一室排渣温度不超450。 运行人员在排渣时，没有控制好排渣温度，使一室温度达到550，发生冷渣器爆炸。CFB机组协作网23原因分析：（1）冷渣器没有泄漏，运行人员判断错误（由于压缩空气带水造成）。（2）冷渣器冷却水出口门不严，造成水冷管束内有水，加热产生蒸汽。（3）冷渣器冷却水出、入口门关闭后，没有开启冷渣器空气门和疏水门。（4）运行人员在排渣时，控制不当，造成大量热渣进入冷渣器。CFB机组协作网24防止锅炉炉膛爆炸措施（1）加强对FSSS控制系统、联锁保护系统及热工声光报警信号的维护与管理，确保保护装置动作准确可靠。（2）保证热工仪表及保护电源可靠，防止失去热工电源造成保护拒动。（3）锅炉大小修启动前，按规程规定进行电动门、调整门、风门档板及有关联锁保护试验，并保证其动作正常（4）加强燃煤的监督管理，加强煤质分析，严禁向炉膛内送入湿煤，并及时将煤质情况通知锅炉主值，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火、爆燃。（5）严把入炉燃油质量关，防止油中带水。（6）调整燃油进油门、回油门时，应缓慢，防止燃油压力的大幅度波动。CFB机组协作网25（7）加强对点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃，点火前应进行OFT试验及燃油泄漏试验，试验合格且吹扫完成后，方可允许锅炉点火，燃油母管泄漏试验不合格，应查明原因，在缺陷未消除前禁止启动。（8）点火初期投油枪时，应从就地及火焰监视电视观察油枪着火情况，发现油枪未着火但火检信号存在时，应立刻手动停止该油枪，联系检修人员查明原因，禁止在查明原因之前重复点火。（9）油枪雾化不好时，及时联系检修清理油枪。运行人员应根据油枪着火情况及时调整送风量，保证燃油燃烧充分。（10）锅炉在投煤时应严格按要求进行，严禁在低床温下强行投煤，脉动投煤不着时，应立即停止投煤。CFB机组协作网26（11）正常运行未投油时，发现油罐油位原因不明下降或燃油流量计表码计量增加时，应联系检修检查油枪是否内漏。（12）当床温760时，应及时投油助燃，负荷变化时应及时调整风量，避免一、二次风量和风煤比失调。（13）防止炉内结焦，发现结焦时，应请示停炉处理。（14）受热面、炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应停炉处理。（15）加强对床温热电偶的检查，发现不正常的热电偶应及时更换。CFB机组协作网27（16）对已投入的FSSS保护、联锁保护、燃烧自动控制系统，不应随意解除。若因工作需要，解除保护时，必须经副总以上领导批准，并做好相应的安全措施。（17）锅炉正常运行严格控制氧量在3.5%6%范围内，热工人员应定期校验氧量表，确保其正确性（18）给煤机密封风风温不超过80。（19）停炉后应保证所有油枪均已吹扫；就地确认所有点火枪、油枪在退出位置，进油手动门关闭。（20）引、一、二次风机均跳闸紧急停炉后，应全开引、一、二次风出、入口挡板，进行自然通风15分钟，以免可燃气体积存。（21）炉膛内发生受热面爆管，应立即手动MFT，停止向炉膛内供给一切燃料，调整一、二次风，保持炉膛微负压-50Pa -200Pa。CFB机组协作网28锅炉炉膛爆炸的处理MFT动作，否则手动MFT，紧急停炉。CFB机组协作网29汽包水位维持汽包正常水位的意义影响水位变化的主要因素锅炉水位事故的原因和预防 锅炉水位事故的案例2.2.4.1 汽包水位高2.2.4.2 原因分析2.2.4.3 处理过程中的不足之处2.2.4.4 汽包水位低水位事故的处理 CFB机组协作网30维持汽包正常水位的意义 锅炉运行中，汽包水位是一个重要的监视参数。汽包水位的高、低都将危及锅炉的和汽轮机的安全运行。 汽包水位过高，会使蒸汽中水分增加，蒸汽品质恶化，易造成过热器管内的积盐、超温和汽轮机通流部分结垢；汽包严重满水时，会造成蒸汽大量带水，引起主蒸汽温度急剧下降，甚至造成管道和汽轮机水冲击。 汽包水为过低，易引起下降管带汽，破坏水循环，造成水冷壁超温爆管；严重缺水时，会引起大面积爆管事故发生。 现代大型电厂锅炉，随着容量的增大，汽包的相对水容积愈来愈小，如给水中断或水量与蒸汽量的不适应，往往几秒钟内就可能出现满水或缺水事故。因此，运行中必须严格监视汽包水位并及时调整。运行中自然循环锅炉汽包的正常水位一般在汽包中心线下100200mm处，其正常变化范围为50mm。CFB机组协作网31影响水位变化的主要因素 锅炉运行中，汽包水位是经常变化的，引起汽包水位变化的根本原因是：蒸发设备中的物质平衡破坏，即给水量与蒸发量不一致；蒸汽压力变化引起工质体积及水容积中含汽量的变化。 运行中引起汽包水位变化的具体原因主要是锅炉负荷、燃烧工况、给水压力的变化等。CFB机组协作网32锅炉水位事故的原因和预防 CFB机组协作网33汽包水位高 某单位17：13 #1炉主给水流量为398t/h、蒸发量为442t/h、汽包水位、#4机负荷142MW。值长令，#4机开A给水泵停B给水泵，在切换过程中，17：19 A给水泵勺管指令突然在70%位置卡住，而反馈跟踪值在20.8%位置显示坏点，远控减增勺管指令无效，就地检查勺管开度70%且指示灯不亮，此时A给水泵流量为303t/h，主给水流量363 t/h，汽包水位正常。17：23 A给水泵流量由303t/h突然升至最大614t/h，主给水流量由359t/h突升至470t/h，立即开紧急放水门，开连排、定排放水门。通知就地手减A给水泵勺管开度。17：24 汽包水位高III值，MFT动作，同时停A给水泵，手动调整B给水泵将水位恢复至点火水位。同时，根据气温汽轮机减负荷。复位MFT后，投入B、C给煤机，此时炉膛下部床温783，床温变化率-50/min，投煤后床温变化率缓慢升至-6/min。17：35投床上油枪助燃。17：43逐渐恢复带负荷，17：55投A、D给煤机。18：00 全停油。19：00 #4机恢复正常。CFB机组协作网34原因分析1）A给水泵勺管执行器故障，指令在70%位置，而反馈跟踪值由70%突然降至20.8%位置且显示坏点，无法进行给水泵正常调整。2）在给水泵调整过程中勺管出现卡涩现象，给水泵勺管机械部分可能存在卡涩，在经过短时磨合后突然恢复开度，给水泵负荷增加至最大出力。3）A给水泵勺管执行器卡涩后，是否存在内部面板误发指令，需进一步检查。4）可能存在就地手动调整勺管造成。（经与安监部人员共同调查分析可排除）CFB机组协作网35处理过程中的不足之处1）A给水泵勺管卡涩后，未及时联系就地进行调整，在处理无效时未及时停止给水泵。2）在切换给水泵时，未及时解除给水泵勺管自动。3）24日A给水泵勺管执行器在66%时发生卡涩，手动增减后恢复。25日1：11再次发生执行器在51%时卡涩，就地手摇执行器手轮后，远控增减无效后停运。热工检修未及时进行检查处理。14：55热工更换执行器工作开工。4）在恢复初期，加煤量太大。5）床温低于700，且床温有下降趋势，没有及时投入床上油枪。6）恢复过程中，控制汽温不当，造成汽温短时超参数。7）在床温不长，氧量不降的情况下，停止给煤不及时。CFB机组协作网36汽包水位低（1）事故经过 某单位有两台流化床锅炉，单元制机组，一台机组运行，另一台机组根据调度命令在停炉操作，在减负荷至80MW时，突然掉闸，造成厂用电系统波动，并瞬间消失，运行中的DCS系统突然黑屏，运行机组给水泵掉闸，备用给水泵自启，后掉闸，造成两台给水泵同时不运行，汽包水位低三值，锅炉MFT，运行人员，为防止锅炉结焦，继续运行5分钟，其间两台给水泵一直不能恢复。（2）后停炉检查，发现水冷壁上部，三级球化。CFB机组协作网37（3）防范措施及处理1）运行中给水泵掉闸，备用给水泵不自启，立即减抽汽、减负荷，锅炉减煤，水位继续下降，给水泵仍不能确定恢复时间，造成汽包水位低三值，MFT保护动作，汽机应打闸停机。同时应立即停止两台引风机运行，联锁停止两台二次风机、两台一次风机、60秒后停运两台高压流化风机。2）立即关闭过热器、再热器减温水总门。3）关闭省煤器入口电动门，开启省煤器再循环门。4）汽机打闸后，全开过热器排汽一次门，微开过热器排汽二次门，保持过热汽压力稳定，不超压，冷却过热器。5）关闭各送风机入口挡板，微开引风机入口调整门，保持炉膛压力-50100Pa。6）严密监视汽包上、下壁温差。7）严密监视炉内下层各床温测点，发现异常升高立即汇报。8）注意旋风分离器入口烟温的变化。 CFB机组协作网38（4）恢复1）根据历史曲线确定汽包不见水的时间，判定水冷壁水位。2）根据汽包壁温和旋风分离器入口温度，由现场指挥决定是否上水。3）汽包见水后，根据值长命令，锅炉启动点火。4）恢复过程中的注意事项运行人员在不确定水冷壁水位的情况下，严禁私自上水。锅炉在恢复启动前，开启燃油雾化蒸汽疏水。控制床温变化率在100/h。控制汽包上下壁温差在50以内。启动过程中，要加强对炉前看火孔的检查。CFB机组协作网39水位事故的处理 CFB机组协作网40锅炉受热面管损坏受热面的磨损机理及部位循环流化床锅炉金属件的磨损受热面管损坏的原因和处理受热面爆管的案例CFB机组协作网41受热面的磨损机理及部位 炉内磨损是影响循环流化床锅炉机组安全运行的重要因素，磨损的形成原因很多，其中炉内结构以及气固流场分布是最直接的影响因素。 磨损与固体颗粒浓度、速度、颗粒的特性和流道的几何尺寸形状等密切相关。在循环流化床锅炉中，受热面和耐火材料受到大量固体物料的不断冲刷，下表(表8-5)给出了各种锅炉典型的固体物料浓度和烟速的范围。CFB机组协作网42表8-5固体物料浓度和烟速的范围 从表中的数据可以看出，循环流化床锅炉内的固体物料浓度为煤粉锅炉的几十倍到上百倍，因此受热面和耐火材料的防磨问题应特别重视。 通常情况下CFB锅炉在如下部位磨损比较严重，应设计防磨衬里（如图8-1）： 以下分别讨论循环流化床锅炉内部金属件和耐火材料的磨损现象。CFB机组协作网43图8-1CFB机组协作网44循环流化床锅炉金属件的磨损 1.布风装置2.炉膛水冷壁的磨损3.二次风喷嘴的磨损4.炉内受热面的磨损5.炉膛顶部受热面的磨损6.旋风分离器的磨损7.对流烟道受热面的磨损CFB机组协作网451.布风装置 循环流化床锅炉布风装置的磨损主要有两种情况。第一种情况是风帽的磨损，其中风帽磨损最严重的区域发生在循环物料回料口附近。其原因主要是由于较高颗粒浓度的循环物料以较大的平行于布风板的速度分量冲刷风帽。布风装置磨损的另一种情况是风帽小孔的扩大，这种现象也发生在鼓泡流化床锅炉中，这类磨损将改变布风特性，同时造成固体物料漏至风室。 CFB机组协作网462.炉膛水冷壁的磨损 水冷壁的磨损是循环流化床锅炉中与材料有关的最严重的问题。炉内水冷壁管的磨损可分为四种情况：炉膛下部卫燃带与水冷壁过渡区域管壁的磨损；炉膛四个角落区域的管壁磨损；一般水冷壁管壁的磨损；不规则区域管壁的磨损。CFB机组协作网47（1）炉膛下部敷设卫燃带与水冷壁管过渡（交界）区域的管壁磨损。 大型循环流化床锅炉，其炉膛下部敷设（卫燃带）高度通常为左右，而磨损就发生在炉膛下部卫燃带与水冷壁管的交界处。其磨损机理有两个方面一是过渡区域内由于沿壁面下流的固体颗粒与炉内向上运动的固体物料运动方向相反，因而在局部产生涡旋流；另一个原因是沿炉膛面下流的固体物料在交界区域产生流动方向的改变，因而对水冷壁产生冲刷。卫燃带与水冷壁过渡区内水冷壁管壁的磨损并不是在炉膛四周均匀发生的，而是与炉内的物料总体流动形式有关。CFB机组协作网48 为防止下部水冷壁耐磨材料终止线（前、后水冷壁拐点以上50m）以上区域的磨损，采用由516mm管子变为608mm的管子，并加装防磨护板。中部水冷壁由4m的高度采用厚壁管（608mm），从而增加此区域的防磨。（2）炉膛角落区域的水冷壁磨损 在一些已运行的循环流化床锅炉中，已发现炉膛角落区域的水冷壁磨损比较严重，其原因可能是角落区域内沿壁面向下流动的固体料浓度比较高，同时流动状况也受到破坏。CFB机组协作网49（3）炉膛一般水冷壁管壁的磨损 除卫燃带和水冷壁过渡区域以及炉膛角落以外，目前尚未发现炉膛水冷壁直管受严重磨损的情况，一般只是发现水冷壁管被磨亮。（4）不规则区域管壁的磨损 不规则区域管壁包括穿墙管、炉膛开孔处的弯管、管壁上的焊缝等，此外还有一些炉内的测试元件，如热电偶。运行经验表明即使很小的几何尺寸的不规则也会造成局部的严重磨损。CFB机组协作网503.二次风喷嘴的磨损 在循环流化床锅炉中，二次风喷嘴紧邻于炉膛下部浓相区的上方，二次风喷嘴有烧红现象,导致这种现象的发生是由于浓相区内的脉动将床料带入二次风喷嘴，从而产生二次风喷嘴的磨损。CFB机组协作网514.炉内受热面的磨损 在循环流化床炉膛内，除布置炉膛水冷壁外，还布置了屏式过热器和再热器，其磨损机理与水冷壁相似，主要取决于受热面的具体结构和固体物料的流动特性等。对于在浓相区布置埋管受热面的磨损，因本锅炉没有安装，在此不多介绍。CFB机组协作网525.炉膛顶部受热面的磨损 炉顶受热面的磨损主要是由于气固流在离开炉膛时在炉膛顶部区域转弯，产生离心作用，将大颗粒物料甩向炉顶而造成的。随着循环流化床锅炉容量的增大，炉膛高度也增加，因而炉膛顶部受热面的磨损问题也变得不严重。炉膛顶部受热面的磨损问题可通过将炉顶与旋风分离器的水平烟道拉开足够的距离来解决。CFB机组协作网536.旋风分离器的磨损 循环流化床锅炉旋风分离器的大部分构件，一般都敷设有耐火材料，因此旋风分离器金属件的磨损不是很严重，旋风分离器中心筒的损坏是由于受热变形所造成的。CFB机组协作网547.对流烟道受热面的磨损 循环流化床锅炉对流烟道的磨损就其特性而言与煤粉炉没有大的区别。但在循环流化床锅炉中，虽安装了旋风分离器，其效率达到95%以上，但由于炉内的固体物料浓度很高，分离器未能捕集而随烟气进入对流烟道的飞灰量的绝对值仍可能很高，因而对流烟道中的飞灰浓度仍相当大，同时在尾部烟道中烟气一般向下流动，固体颗粒一边随烟气流动，同时又受重力作用，颗粒的绝对速度是烟气速度加颗粒终端速度，比炉膛内的烟气的绝度速度要高。高的颗粒浓度加上高的颗粒速度，常常导致省煤器等尾部受热面磨损严重，因此在循环流化床锅炉的设计中对流受热面的磨损应引起高度重视。CFB机组协作网55受热面管损坏的原因和处理CFB机组协作网56续上表CFB机组协作网57受热面爆管的案例1.水冷壁爆管2.过热器爆管3.再热器爆管4.省煤器泄漏CFB机组协作网581.水冷壁爆管 某公司事故发生前机组负荷94MW，主汽流量290 t/h，主汽压力12.5MPa,主汽温538，再热汽温536，炉膛压力-25Pa，床温884，床压给水流量310 t/h，18：25监盘发现炉膛压力突然升至2000Pa左右，A、B引风机自动解除，立即调整炉膛压力，炉膛压力继续增大,锅炉MFT动作.(最大至7000帕) 给煤机跳闸，立即减风，关闭减温水门。加大排渣量，减负荷。此时给水流量由310 t/h增至410 t/h，去炉顶检查人员回来汇报，发现B侧水冷壁33米处有泄露声，零米无异常。汇报单元长、值长。18：48值长令机组停止运行。19：10值长令停所有动力。（检修交代A引风机机继续运行）。床压排至千帕，因冷渣器进水无法排渣，停止排渣，汇报单元长、值长。19：20就地检查发现床下热烟发生器满水、#B冷渣器漏水。19：28汽包维持不住水位，值长令停止上水。汽包壁温最大到62度.CFB机组协作网59 此次事故经初步分析:可能是由于水冷壁泄漏，在炉膛负压测点处，造成炉膛压力急剧增大，初期未发现炉膛有水汽冒出。CFB机组协作网602.过热器爆管 某公司锅炉II级过热器_月_日运行中爆破停运，检查系北数第4管屏从炉后数第1排管子爆口。经抢修后于_月_日5:00恢复。在事故原因分析过程中，对爆破管子进行金相化验，发现管材长期超温过热，珠光体球化严重，遂于恢复过程中将此管道闷口。研究院金属室对爆破的第4管屏从炉后数第2排管子取样的管段进行金相化验，发现也存在珠光体4级球化现象。由此分析，受热面设计吸热量偏大、长期超温运行、管屏设计材质安全裕量不足是导致爆破事故的重要原因。CFB机组协作网61 锅炉爆管处理中将被汽水冲刷减薄超标的双面水冷壁管段共20根更换恢复；将爆破的II过管段割除，长度，采用相同规格、材质的管段恢复，从炉外部进、出口联箱部位将此根管子闷口，该管子在炉内部分仅作为屏蔽后排管子吸热之用。CFB机组协作网62 炉内共布置8屏II级过热器，每屏共有26根管子，节距70mm，规格，材质12Cr1MoV；鳍片为195mm，材质12Cr1MoV。管屏4片上行，4片下行，其中4片（北数第2、4、5、7屏）下行方向的II级过热器末段管屏，由于内部蒸汽温度高冷却效果差，在机组低负荷运行特别是机组启动时，壁温接近并间或超出该材质许用温度。 事故发生后联系电科院及锅炉厂设计部门，就处理方案进行了协调，锅炉厂设计处经了解运行情况并出具了改造方案，要求对第4、5屏进行优化，从米标高II过下弯头耐磨耐火材料的上缘，采用耐磨耐火材料向上继续处理，高度5m，宽度280mm。经论证，用高等级材质T91管屏替换3根12Cr1MoV管束的方案CFB机组协作网63处理方案如下： II过第2、4、5、7屏处理措施：从米标高II过下弯头耐磨耐火材料的上缘，采用耐磨耐火材料向上继续处理，高度8m，宽度。如下图8-2：CFB机组协作网64CFB机组协作网653.再热器爆管 _年_月_日20：42，某公司锅炉主汽流量317t/h，给水量300 t/h, 负荷107MW，一次风量165000Nm/h，总风量310000Nm/h，床温887，床压，炉膛压力+14Pa，炉膛压力突然增大至2648Pa，锅炉MFT动作，A、B一次风机掉闸，汽包水位下降不能维持，紧急停炉。就地检查发现炉膛A侧有泄漏声音，并从锅炉前墙二次风观察窗发现炉膛内部见水，初步判断系水冷壁泄漏。 至_月_日下午18:00左右，炉膛内脚手架扎设至泄漏部位，经检查系A侧炉膛左数第3屏高温再热器在25米标高处泄漏，将对面的双面水冷壁管屏大面积冲刷减薄，造成爆管。高温再热器漏点1个，双面水冷壁爆口1个，但被冲刷减薄十余根，需更换减薄超标管段。CFB机组协作网66爆管处如图8-3高温再热器漏点（）CFB机组协作网67爆管处如图8-3高温再热器漏点（）CFB机组协作网68爆管处如图8-3高温再热器漏点（）CFB机组协作网69爆管处如图8-3高温再热器漏点（）CFB机组协作网70图8-4双面水冷壁被冲刷减薄的漏点CFB机组协作网71 经专业技术人员初步分析，确定造成泄漏的主要原因为：图8-3中所示高温再热器管屏，因外圈三根报废的管子与第四根正常使用的高再管子存在较大的热膨胀应力，长期运行将管子拉裂造成泄漏，并最终将包覆的耐磨耐火可塑料冲掉，大量再热蒸汽携带大量炉内循环物料，直接冲刷对面双面水冷壁，造成冲刷减薄爆管。CFB机组协作网72 发现在再热器设计上存在严重问题，高温再热器超温问题严重，即使再热器减温水全开情况下，高再壁温超标问题仍然突出。遂被迫对减温水系统进行了改造，大幅增加了减温水喷水量，并根据锅炉厂意见，将炉内6片高温再热器悬挂管屏外圈6根管子包覆了4米高的耐磨耐火材料，但超温问题仍未彻底解决，又将每一屏的外圈三根管子割断，以减少高温再热器吸热面积，减少吸热量。外圈三根管子割断后，施工单位将其割除，但顶部穿出顶棚部位及底部浇筑料边缘，仍然保留部分长短不等约200mm左右的管茬。CFB机组协作网73 由于高温再热器TP304H材质，耐高温性能好，热延展性能非常强，高温膨胀系数大，在炉内900左右环境温度下即使无管内冷却介质仍然不碳化，无烧蚀。在_年_月_日抢修中，发现高温再热器割断的3根管子管茬由于其膨胀原高于第4根正常使用的管子，将第4根管子拉扁，并个别出现横向裂纹，如图8-5示： CFB机组协作网74图8-5CFB机组协作网75 于是采用等离子切割，将炉膛顶部管茬以及浇筑料标高米部位管茬进行了割除。由于耐磨耐火材料拆除异常困难，仅将高温再热器大弯头部位耐磨耐火浇筑料破坏后，将大弯头内部废弃三根管子割断，除1屏外，其余5屏投运后增加的耐磨材料内废弃3根管子未能全部割除。而大弯头部位耐磨耐火材料能够破坏拆除的原因，主要在于大弯头内高再管子均为光管，废弃的三根管子较大的热膨胀量能够将耐磨耐火材料胀裂损坏，拆除难度较小。而投运后敷设的耐磨材料内三根管子仍联有鳍片，与正常运行管子为一整体，废弃管子热膨胀尚不能破坏耐磨耐火材料，拆除异常困难。CFB机组协作网76 此三根管子与第4根正常运行的高再管子之间存在较大的膨胀热应力，长期运行后将管子拉扁以致拉裂。且由于管茬包覆在耐磨耐火材料内，检查无法发现。由于裂纹泄漏泄漏量小，运行中难以发现。而管子蒸汽自裂纹泄漏，被管子周围耐磨材料阻碍，反向冲刷管子本身，直至减薄爆破，将包覆其自身的耐磨材料冲破脱落，大面积冲刷对面双面水冷壁管子，爆管。CFB机组协作网77（2）防范及处理措施1）更换泄漏及磨损超标的双面水冷壁及高温再热器管段，对高温再热器焊接销钉，采用耐磨耐火可塑料进行修补。2）将5屏高温再热器外圈废弃的3根高再管子全部割除（B修中割除了1屏），对第4根管子进行全面监督检查，存在问题进行处理，然后用耐磨耐火材料予以完整包覆。3）同时对炉内耐磨耐火材料状况进行全面检查，存在松动、裂纹的耐磨耐火材料进行全面修补。CFB机组协作网784.省煤器泄漏（1）事故经过及处理过程 22:32 锅炉蒸发量280t/h，汽压，主汽温度533，再热汽温535，电负荷94MW，床温860，床压，总给煤量48t/h，一次风量14万Nm3/h，总风量31万Nm3/h。风烟系统各温度正常，氧量正常4.0%左右。突然，炉膛压力迅速增大致18000Pa以上，MFT动作，汽包水位下降-100mm左右。 立即调整吸风机挡板，炉膛压力调至300400Pa，关小一、二次风量，调整汽包水位、汽温正常。停止A二次风机，降低流化风量至910万Nm3/h，就地检查尾部烟道省煤器前包墙爆开，并有泄露声，炉膛前墙40米左右、后墙30米左右有汽水漏出。汇报值长。22：45停一台一次风机，保持流化风量至910万Nm3/h，启动C冷渣器流化风机加强排渣。23：20停运所有动力。 CFB机组协作网79 （2）取样分析 白班在尾部烟道取灰样化验：飞灰含碳量为南侧11.23%，北侧12.14%； 三班在尾部烟道取灰样化验：飞灰含碳量为南侧13.16%，北侧10.35%； A3电场取样分析飞灰18.58%； 给煤机取煤样分析灰分28.06%，挥发分16.78%，低热值。CFB机组协作网80燃用煤种CFB机组协作网81燃用煤的粒度CFB机组协作网82（3）初步分析： 1）事故前，运行各参数正常，运行人员无发现床温、床压、汽温、汽压的异常变化，尾部烟道各温度和压差温无异常，可排除尾部烟道再燃烧的可能 2）根据现场现状，尾部烟道省煤器前包墙爆开.因此分析，此次爆开，是炉膛压力突然增大所至，炉膛压力突然增大的原因为炉膛内有水冷壁爆管和尾部烟道省煤器爆管所致。 3）从打印曲线分析，汽包水位突然下降，无上升现象，表明过热器系统无爆管，只是水冷壁或省煤器爆管。CFB机组协作网83电负荷骤减电负荷骤减简介电负荷骤减的原因和处理电负荷骤减案例故障原因关于甩负荷处理要点CFB机组协作网84电负荷骤减简介在运行中，汽轮发电机组的负荷突然大幅度减少或降到零，这种事故称为汽轮发电机组甩负荷。1.引起机组甩负荷的可能原因（1）电网或发电机发生事故；（2）汽轮机发生事故；（3）汽轮机调速系统事故。CFB机组协作网852.机组甩负荷时有以下主要现象（1）机组有功负荷表指示突然减小或到零；（2）过热蒸汽流量急剧下降；（3）过热蒸汽压力急剧上升，调节级压力及各段臭气压力急剧降低。（4）汽包水位急剧变化；（5）调速系统二次油压、调节汽门开度变化较大。CFB机组协作网863.机组甩负荷事故的处理原则 根据现象和表计的指示，应迅速分析确定机组甩负荷的原因。如果由于电网、发电机、汽轮机及其调速系统发生事故，锅炉应立即停止给煤，检查厂用电是否正常，如不正常，立即倒为备用电源。注意锅炉汽包水位，若给水泵不能启动，汽包水位不能维持，应立即停止两台引风机运行，联锁跳其它锅炉动力。CFB机组协作网87电负荷骤减的原因和处理表8-7电负荷骤减的原因和处理CFB机组协作网88电负荷骤减案例1.事故前220kV运行方式2.故障前机组运行情况3.故障现象及处理过程（1）电气处理过程（2）#4机组处理步骤（3）#3机组处理步骤（4）220KV及#3、4机组恢复CFB机组协作网891.事故前220kV运行方式 220kV主系统接线为内桥接线，3、4机组通过220kV南付线、南峪线与系统并网。因220kV系统改造，南峪线停电，#3、4主变110Kv侧103、104开关断开备用，3、4机组负荷仅通过220kV南付线与系统并网连接。南付线电流，功率，桥联电流，有功。#3、4高厂变带各自的厂用电运行。#1启备变106开关在110KV系统母线运行，6.0Kv、段厂用块切投入。CFB机组协作网902.故障前机组运行情况 #3机组：有功140（138）MW，无功47MVAR，真空，轴向位移，高压胀差，低压胀差，主汽流量426t/h，主汽温度537，再热汽温537，主汽压力，床温897，床压6.5 kPa，一次风量18万Nm3/h；总风量43万Nm3/h；运行动力为A、B引风机，A、B一次风机，A、B二次风机，A、C高压流化风机。 4机组：有功140MW，无功，真空，润滑油压0.11 MPa，润滑油温39.1，EH油压，EH油温42；主汽温度537，再热汽温538，主汽压力，主汽流量432t/h。CFB机组协作网913.故障现象及处理过程（1）电气处理过程 _月_日15：46（15:39）分，主控正常照明失电，直流自投。 网控发“南付线高频方向保护光纤接口动作”、“南付线距离保护光纤接口动作”、“南付线保护跳闸”、“南付线断路器控制回路断线”、“220KV南付线压力降低禁止合闸”、“220KV桥断路器保护跳闸”、“220KV桥断路器控制回路断线”、“线路故障录波器启动”信号；CFB机组协作网92 DCS发“#3发变组A保护柜闭锁”、“#3发变组B保护柜闭锁”、 “#3发电机灭磁开关跳闸”、“#3机励磁系统故障”、“#4发变组A保护柜闭锁”、 “#4发变组B保护柜闭锁”、 “#4发电机灭磁开关跳闸”、“#4机励磁系统故障”、“发变组故障录波器启动”、“6KVA、B厂用闭锁”、“400VA、B、A、B低电压动作”、“#3机跳原动机”、“#4机跳原动机”信号。 220kV桥联200开关及南付线211开关相继跳闸，3、4机组主开关跳闸，励磁开关跳闸，#4高厂变040开关跳闸，6.0KVA、B段工作电源6401、6402开关跳闸，备用电源6403、6404开关自投成功。#3高厂变030开关拒跳，值班人员手动拉开6.0KVA段工作电源6301开关，合上备用电源6303开关，手动拉开6.0KVB段 工作电源6302开关，合上备用电源6304开关。手动拉开#3高厂变030开关，#3、4低厂变低电压保护跳闸，复归信号，恢复工作电源供电。 CFB机组协作网93 派人到电子间检查发现#3发变组保护A柜、B柜发“励磁系统故障”信号，#4发变组保护A柜、B柜发“励磁系统故障”信号，#3机厂用快切屏发“#3机厂用电快切装置闭锁”信号。 到现场检查220kV南付线及桥联开关保护，操作箱跳闸指示灯亮，南付线保护柜“发A”信号发出。联系继电保护班，检查220KV桥联200开关及南付线211开关压力无异常。检查#3、4主变、高厂变及发电机无发现异常情况。CFB机组协作网94（2）#4机组处理步骤 15：46分#4机ETS、DCS、DEH失电，机械超速动作，机组解列，#4炉MFT。 CRT和大屏幕全部无显示，立即强启直流油泵硬手操，就地检查除氧器水位高，开除氧器手动放水门；就地检查#4机UPS无异常，手动倒至蓄电池供电，后倒至自动旁路。 15：50 DCS、DEH恢复，#4机A循环水泵自投成功，切换汽封汽源。#4炉经检查A引风机跳闸，其他动力未影响，手动调整风量保持负压正常。排汽门CRT无法打开，立即手动就地开启。关闭省煤器入口门，开省煤器再循环，关闭减温水总门及各电动分门。CFB机组协作网95 15:50 #4机发直流母线负接地信号，联系电气检修，检查确定为#4机引风机液粘控制端子接地，处理。 15：55#4机转速降至1000r/min，开顶轴油泵（强启B泵）。 16：00开B凝结水泵。 16：02值长令#4机、炉停所有动力，复位各操作开关。 16：05 #4机开A射水泵。 16：09 #4转速到零，投盘车，开A EH油泵。 16：18值长令#4机开B冷却水泵。#4炉开B引风机、A高压流化风机、B二次风机、A一次风机，调节风量吹扫。 16：36 #4机开A给水泵。#4炉开始上水。 16：40 #4机开交流油泵，停直流油泵。CFB机组协作网96 16:40 因6KV母线电压低（），调整#1启备变有载调压分接头至10档，6KV母线电压升至。继电保护班检查南付线211开关及桥联200开关保护装置报告，显示电流波形异常，电压波形正常，且无故障分析报告。 16：51 值长令#4炉投B床下油枪。 16：53 #4机开A凝结水泵。 16：55 值长令#4炉投C床下油枪。 17:10 值长令：拉开#3主变220KV侧201-3刀闸，拉开#4主变220KV侧202-3刀闸。合上南付线211开关，对220KVI母线充电良好。投入桥联200开关充电保护压板，合上桥联200开关，对220KVII母线充电良好，退出200开关充电保护压板。 CFB机组协作网97（3）#3机组处理步骤 15：49 #3发电机跳闸引起机组掉闸OPC同时动作，汽轮机转速最高升至3233r/min，#3机组厂用电消失，所有动力掉闸，开直流润滑油泵。#3炉所有动力跳闸，发一次风量低于40%信号，锅炉MFT动作，锅炉安全阀动作。 15：53 #3机厂用电源恢复，#3机交流润滑油泵自启动，停直流润滑油泵。#3炉立即关闭各风门挡板，关闭省煤器入口门，开省煤器再循环，开过热器排汽泄压，关闭减温水总门及各电动分门，复位各动力。 15：55切换汽封汽源，除氧器汽源关闭机本体所有电动门，降真空。CFB机组协作网98 16：15 #3炉下床温781，值长令：开动力。依次启动A引风机、A高压流化风机、B二次风机、A一次风机，维持一次风量10万Nm3/h，就地检查床料流化良好。 16：17 #3机转速至1000 r/min，开顶轴油泵，顶轴油压。开B循环水泵，出口门不能开启，停泵，热工处理好后，开B循环水泵，开B冷却水泵 16：18 #3机开B凝结水泵。 16：20 #3机启动A给水泵，锅炉开始上水。 16：30联系热工复位跳闸信号解低真空保护。 16：54 下床温448，值长令：停#3炉所有动力，维持锅炉上水。 20:20拉开#3发电机机3-1刀闸，#3发电机停机测绝缘。CFB机组协作网99（4）220KV及#3、4机组恢复 _月_日08:30 值长令：送#3主变倒厂用电，合#3主变210-3刀闸，合南付线211开关，#3主变充电良好，投南付线重合闸。 08:45送#4主变倒厂用电，倒#4主变中性点刀闸，合202-3刀闸，投入200充电保护压板，合桥联200开关，检查#4主变充电良好。合#4高厂变040开关，检查充电良好， 拉开6.0KVA段备用电源6403开关，合上工作电源6401开关；拉开6.0KVB备用电源6404开关，合上工作电源6402开关。投入6.0KVA、B厂用电快切。CFB机组协作网100 13:40合#3高厂变030开关，检查充电良好。拉开6.0KVB段备用电源6304开关，合上工作电源6302开关；拉开6.0KVA段备用电源6303开关，合上工作电源6301开关。倒6KV厂用电时，#3、4低厂变、除尘变、空压机变跳闸，备用电源自投，处理好恢复供电。 13:48 #4发电机与系统并列。 15:02 #3发电机作开机前准备。 19:03 #3发电机与系统并列。CFB机组协作网101故障原因系统原因。关于甩负荷处理要点 同样是由于CFB锅炉蓄热量大的原因，在发生机组甩负荷解列的故障时，事故处理操作有许多不同于煤粉炉的地方，通过总结实际操作，我们认为需要注意以下几点：CFB机组协作网1021.安全阀动作时，要安排专人监视调整汽包水位，结合汽压变化率，正确分辨虚假水位。2.立即将一次风量降低至最低流化风量，以延缓床温下降速度，同时减小二次风量，调整引风机出力保持正常的负压，如果机组解列原因清楚，可以在短时间内恢复并列，可维持风机运行，否则如果故障原因不清，10分钟内不能进行热态启动，应停运风机。3.机组解列后应立即开启再热器对空排汽门，开启并逐步开大高旁门，对再热器系统送汽冷却，尽快将高旁门全开。4.如果过热器、再热器减温水气动总门不能联锁关闭，应立即手动关闭，适当开启过热器、再热器各疏水门。CFB机组协作网1035.如果原因查明，锅炉进行极热态启动，开启风机调整好风量，迅速投入全部床上油枪，开启两侧给煤线，床温在600以上时可以以5t/h的给煤量进行连续投煤，否则应先进行脉动投煤。确定煤已着火后及时增加一次风量和下二次风量，防止流化不良和炉内缺氧。6.当过热汽温与再热汽温偏差过大时，可微量使用减温水控制过热汽温，使用减温水必须谨慎，流量不能过大，减温后的汽温不能有超过50的降幅，而且务必要确认各疏水门已全开。7.并列前当床温、汽压都上升较快，且主/再热汽温也偏高时，应及时降低煤量或减少油量，严禁燃烧负荷过高，大量投用减温水，否则并列后蒸汽流量突然增大时易发生过水引起汽温骤降。8.汽机全速后并列时如果转速不稳，可以先关小或关闭高旁门，机组并列后要以最快速度增加负荷，增大蒸汽量，以减轻再热汽温的上升幅度。CFB机组协作网104厂用电中断厂用电中断事故简介1.低压厂用电母线失电2.厂用电全部中断3.热控电源中断厂用电中断的原因和处理厂用电事故处理原则CFB机组协作网105厂用电中断事故简介 由于厂用电系统对发电厂的正常运行极为重要，故应保证它的工作可靠性，因此当厂用电发生事故时，其处理原则是尽可能保持厂用设备的运行，特别是重要的厂用设备。 厂用电中断的事故通常可分为三类，即厂用电部分中断，厂用电全部中断和控制电源中断。 目前，大容量的循环流化床机组大部分为中间再热机组，即单元机组，正常运行时均由单元机组自身供电。一般厂用电除具有正常的工作电源外，还应具有备用电源。当工作电源事故跳闸时，备用电源应自投。若备用电源自动投入装置失灵、备用电源侧断路器拒动或厂用母线发生永久性事故致使备用电源自投不成功或自投后复跳时，将发生厂用电源中断事故。CFB机组协作网1061.低压厂用电母线失电（1）现象 语音报警响，所属厂变或工作电源保护动作光字牌亮，电压表、电流表机指示消失CFB机组协作网107（2）处理 1）若给煤机跳闸 立即减少流化风量和二次风量，尽量防止床温大幅度下降，及时投入油枪。要求机组减负荷，严密监视汽包水位和主、再热蒸汽温度，及时关闭减温水门，防止汽温大幅度下降。根据厂用电恢复和床温情况，及时投入油枪和给煤机运行。 2）若高压流化风机跳闸，联跳锅炉一、二次风机，锅炉MFT。 立即停止一台引风机，保持炉膛压力稳定。要求机组减负荷，严密监视汽包水位和主、再热蒸汽温度，及时关闭减温水门，防止汽温大幅度下降。根据厂用电恢复和床温情况，及时投入油枪和给煤机运行。CFB机组协作网1082.厂用电全部中断（1）现象1）厂用电全部中断时，交流照明灯熄灭，直流事故照明灯亮；2）所有运行动力停止转动；3）锅炉MFT，汽轮机跳闸，负荷到零；（2）处理1）立即关闭省煤器入口电动门，开启省煤器再循环门；2）关闭送引风机挡板，保持炉膛压力-50Pa至-100Pa，严密监视床温、汽包水位。CFB机组协作网1093.热控电源中断（1）现象1）热控电源消失时，指示灯电源熄灭，开度指示失常，电动门、调整门不能操作。2）仪表盘电源消失时，仪表指示失常，还可能引起联锁保护误动；3）恒温箱电源失去时，仪表指示会发生偏差；4）计算机电源失去时，计算机的功能全部消失；5）如DEH计算机，本身就有保护，当电源消失时，保护动作，机组跳闸停机。CFB机组协作网110 （2）处理 发生汽轮机热控电源和热工电源消失事故时，除要求尽快恢复电源外，如确认机组运行情况没有异常，应尽量维持原状，极个别电动门、调整门的必要操作，只能到就地手动操作，但时间不能过长。CFB机组协作网111厂用电中断的原因和处理表8-8厂用电中断的原因和处理CFB机组协作网112厂用电事故处理原则1.首先保证厂用电，避免全厂停电。2.迅速限制事故的发展，消除事故根源，防止事故进一步扩大。3.保证非事故设备继续良好运行，尽可能不影响机组运行。4.给水泵不能恢复时，停止引风机运行，严密关闭引、送风门，防止烧损水冷壁。 CFB机组协作网113过、再热汽温度过高过、再蒸汽温度的控制1.过热汽温变化的原因2.过热汽温的调节过、再蒸汽温度过高的原因和处理过、再热汽温度过高的案例CFB机组协作网114过、再蒸汽温度的控制过、再蒸汽温度的变化是由蒸汽侧和烟气侧两方面因素引起的，因而其调节方法也有蒸汽侧和烟气侧两方面。一般以蒸汽侧调节为主，烟气侧配合调节。1.过热汽温变化的原因1)烟气侧传热工况的变化对汽温的影响炉内燃烧工况的变化；给水温度的变化；受热面的清洁程度。2)锅炉负荷吸热量工况的变化锅炉负荷的变化；饱和蒸汽湿度和减温水的变化。CFB机组协作网1152.过热汽温的调节1)蒸汽侧调节方法 蒸汽侧调节过热汽温的原理是利用给水或蒸汽凝结水作为介质，直接或间接地冷却蒸汽，从而达到改变过热蒸汽温度的目的。减温器分为表面式和喷水式两种。表面式减温器是一种管壳式热交换器，利用给水间接地冷却蒸汽。喷水减温器则是把给水和蒸汽冷凝水直接喷入过热蒸汽中，以降低蒸汽温度。目前电站锅炉的过热蒸汽温度的调节，一般都以喷水减温为主。表面式减温器只应用在低参数的小型锅炉上，这是因为这些小锅炉的给水品质很差，不能把水喷入蒸汽，去影响蒸汽品质。型循环流化床锅炉，过热蒸汽温度由在过热器之间布置的两级喷水减温器调节，减温喷水来自锅炉给水泵，一级减温器为粗调，二级减温器为细调。再热汽温通过布置在两级再热器之间的喷水减温器调节，减温水来自给水泵抽头。在再热器入口安装有事故喷水装置，减温水来自给水泵抽头。 在采用