停炉不停机处理方法（附案例）

一、规程规定

1、正常运行时炉膛吹扫时间应为300S，运行人员不得随意改动，防止锅炉发生吹扫不足而爆燃。

2、当检查锅炉MFT保护动作原因不明或机组有明显缺陷不具备重新启动条件时要立即打闸停机。

3、处理过程中，各项保护必须按要求全部投入，任何人不允许临时退出。

4、在整个处理过程中要严密监视汽轮机胀差（18.98mm）、轴位移(正负1mm)、上下缸温差（50度）、各轴承振动（25.4丝）且瓦振（10丝）及轴瓦温度（1-4瓦113度，5-7瓦及推力瓦107度）等参数在规程规定的范围内，否则应打闸停机。

5、要严格监视主、再热蒸汽温度的变化速度严防汽轮机进水，当DEH汽机侧主汽温降至435℃或10min内主、再热汽温下降50℃，应立即打闸停机。

二、处理

1、当发生锅炉MFT后，应由专人监视水位，监视水位人员不得进行其他方面的操作，同时值长应指派一名有控制水位经验人员协助、提醒其调整水位，调集其他人员进行检查MFT原因、吹扫、点火等工作，并保持与监视水位人员的及时沟通，确保水位的稳定。锅炉发生MFT后水位会大幅度的下降，此时应检查电泵联启，否则应检查无异常手动启一次，电泵联启后给水流量大约600～800T/H（电泵备用时勺管位置在70％左右），MFT后水位大约会降至-280mm左右，水位回头较为迅猛，水位回头后应大幅度的减少给水流量（水位的大幅度下降至大幅度回头时间大约在30～40秒左右），水位回头时应迅速将二台小机打闸，降低电泵出力，防止汽包水位达到高三值（280mm），使汽轮机跳闸；同时应注意与蒸汽流量、汽包压力的匹配，维持水位在-150～-200mm之间，及时将主路切至旁路调节，待水位稳定后再进行恢复工作。

2、要严格监视主、再热蒸汽温度的变化速度严防汽轮机进水。

3、发现锅炉MFT保护动作停炉时，应立即检查RB4是否立即被触发将机组快速降至10MW（MFT动作后如主汽门前蒸汽压力高于16.67MPa则不触发RB4，待压力小于16.67MPa再触发），否则应立即降机组控制方式切至DEH操作员自动，设定负荷目标值10MW，并将负荷变化速率设为100MW/min，尽快地将机组负荷降低至10MW左右。同时炉MFT后应联关过再热器减温水电动门。（若RB4动作后150s内负荷未降至10MW，运行应根据情况在DEH上手动降负荷至10MW，降负荷速率可设定为100MW。）

4、当RB4动作150s后或DEH高调门1和2开度均低于20％时将自动复归RB4，随着锅炉汽包压力的下降负荷会下降，此时应注意保持负荷在10MW，RB4复归后如负荷过低用DEH操作员自动适当开启调门（防止逆功率，但在逆功率时应监视低压缸排汽温度，防止超限）。在开启高调门时，会造成汽包压力进一步下降或升高，汽包水位急剧升高，因此必须提前向锅炉运行监盘人员通报，并提前维持汽包低水位，尽量降低升负荷率。

5、在降负荷过程中检查锅炉全部燃料已切除、燃油速断阀关闭、两台一次风机跳闸、两台密封风机跳闸、所有着火检信号消失、所有减温水门关闭，防止灭火放炮事故发生；同时汽机应及时切换轴封汽源和辅汽汽源，切除除氧器四抽汽源，在负荷降至一定值后确认高排逆止门前后疏水和再蒸汽管道疏水打开，并立即到就地开启相应的手动隔离门。值长同时通知有关人员检查协助处理事故。

6、在降负荷过程中，检查炉水循环泵应保持运行，检查电动给水泵应联启，否则应手动启电泵，给水控制解为手动，另外，在减负荷过程中还要按照规程要求及时检查打开汽轮机各疏水门，检查各排汽温度在规程规定的范围内。

7、在降负荷过程中，调出锅炉MFT首出画面，尽快检查MFT动作的原因，确证锅炉是否可以重新启动，如不能启动，则可按停机处理；如可以启动，则应尽快恢复设。

8、机组降负荷后，要严密监视主再热蒸汽温度的变化，汽轮机达到打闸条件时，汽机必须打闸。

9、锅炉点火时最好采用连续投油枪的方法，保证在5min内将全部油枪投入，但要注意速度不能太快，以防止燃油压力低MFT跳闸。（若恢复过程中再次发生MFT，汽机应立即打闸。）投油后应投入空预器连续吹灰。

10、投油枪后要及时调整相应辅助风，确保燃烧良好，关小上层辅助风防止汽温过快下降。

11、油枪全部投入后，逐渐稳定机组运行参数，应及早启动一次风机、密封风机，及时启动2、3号磨煤机减小汽温的下降速度，启动磨组前应注意要解除全炉膛熄火内的油枪投切按钮，防止再次MFT。

12、在煤粉进入炉膛时蒸汽参数达到最低点，此时参数开始恢复，加燃料；在参数恢复至接近跳机前参数，应加快开调门，维持低汽压，加大通流，加快汽温上升。

13、停炉不停机的处理过程中，不要进行厂用电的切换。

14、停炉不停机的处理过程中，及时调整该机组轴封压力，将汽源切至新蒸汽，并启动真空泵，关闭两台机的真空联络门。

15、若辅汽为该机组供给，应立即切至邻机供给。

16、除氧器汽源倒至辅汽供给，并开启除循泵。

17、密切监视凝汽器、除氧器水位，并调整至正常值。

18、若发现排汽温度上升，应开启后汽缸喷水。

19、MFT后恢复过程中，若小机汽源由辅汽供给应将小机打掉。

20、机组恢复应根据主汽压力、主汽温度接带负荷，主汽压力、主汽温度下降过程中不得升负荷。

三、附停炉不停机处理案例

（一）2004年4月22日5号炉由于煤质差煤火

1、事故经过：  

4月22日5号机协调控制CCS机组负荷153MW，51、53、54、55号磨组运行，煤量98T/H。21:23:54，锅炉总风量由600T/h突降至390T/h，运行人员立即加强监视，并投入BC层＃1，3油枪助燃。

21:24:14，锅炉总风量再次突降至266T/h,总风量<25%报警后迅速恢复，炉膛负压上升至＋314pa，此时，总风量和炉膛负压在不断大幅波动。监盘人员立即解除送、引风自动，手动调节炉膛负压至正常，并汇报值长联系热控值班人员查找原因。

22:47:50，炉膛负压突降至－272pa后上升至＋337pa，此时总风量剧烈变化波动值在300－500T左右。运行人员立即再次加投两根油枪。

22:48:25，炉膛负压至最低值－500pa，汽包水位迅速下降。监盘人员启动53号电动给水泵运行，增加给水流量以调整汽包水位。

22:48:43：ccs水位降至－298mm后回头。22:49:06，炉膛负压突然变正至最大值，炉膛发生爆燃，水位急速上升。22:49:14，汽包CCS水位上升至＋300mm。

22:49:17，汽包FSSS水位达高四值，汽机跳闸，发电机程序跳闸，锅炉MFT。

23:40，机组重新并网。

2、原因分析：

由于煤质差，炉膛燃烧不稳，负压波动导致总风量急剧变化，炉膛实际灭火后，由于FSSS逻辑原因，锅炉没有MFT，四台磨仍在大量进粉，导致炉膛爆燃，汽包水位急剧升高，在10秒内汽包水位从－200mm左右急剧升高至＋300mm，导致机组跳闸。

3、经验教训：

（1）、油枪投入时应注意油压下降、油枪着火良好。

（2）、炉膛实际灭火后，锅炉没有MFT，是因为磨组火检投切按钮未投入，所以磨组火检投切按钮正常运行时应投入。

（3）、当煤质差时应提早投油助燃，按发电部投油原则处理。

（4）、在22:48:25，炉膛负压至最低值－500pa，汽包水位迅速下降，22:48:43：ccs水位降至－298mm，此时应该判断出炉膛已灭火，应手动MFT，以防爆燃。

（5）、在炉膛爆燃后，水位明显不可控制的情况下，没有及时将两台汽动给水泵打掉，加剧了水位的上升速度。

（二）2004年4月7日5号炉断煤跳机

1、事故经过：

负荷200MW，52、53、54、55号磨煤机运行，4、5号机真空系统联络，41号真空泵运行，其它设备都在正常运行方式。

11：16，52号给煤机发断煤信号，经人工砸煤，时而零星下煤，处理约4分钟左右，仍不能恢复正常。

11：20当运行人员发现炉膛火焰变暗，准备投油枪时，出现全炉膛灭火，锅炉MFT。监盘人员按停炉不停机事故预案操作，由于真空系统共用一台真空泵，首先进行真空系统隔离；同时进行倒辅汽操作，在点火时，燃油油压消失，经重启燃油泵恢复油压。

12：26，在点第二根油枪时，由于水位没控制好，水位高四值跳机。经运行人员和专业人员共同进行恢复操作，于12：24并网。

2、原因分析：

（1）、52号磨煤机持续断煤，使运行工况逐渐恶化，同时由于煤质不好，加之燃烧调整不及时，造成锅炉灭火（根据煤质化验报告，53、54号磨煤机取样，发热量为3250Kcal/Kg、3500Kcal/Kg，挥发分为18.66%）。

（2）、在点火过程中，运行人员在调整水位时，考虑不全面，经验不足，水位没有控制稳定。

（3）、机炉协调方面存在欠缺，在汽机高调门全部关闭时，为了防止逆功率动作，汽机监盘人员手动开启高调门，没有向锅炉监盘人员通报，造成水位在稳定后又重新上涨。

3、经验教训：

（1）、运行中时刻注意煤质的变化，当发现断煤、负压波动的时候，及时投入油枪稳燃，保持炉膛热负荷水平，按发电部投油原则处理。

（2）、运行中当一台磨煤机断煤的时候，应及时将断煤的给煤机指令降下来，让其他几台给煤机的指令自动上涨加煤，以保持炉膛的热负荷不至于下降过快。但是当原来运行的各台磨煤机已经在35吨煤量左右的时候，此时应及时的切除燃烧自动，手动控制各台磨煤机的煤量，以防止自动增加煤量，造成磨煤机堵煤抽粉，进而发生MFT。

（3）、MFT之后，要保证吹扫时间不能少，防止点火后发生爆燃。

（4）、MFT之后，应有专人控制水位，并加强机炉之间的协调。尤其是在汽机开高调门前、开疏水前必须通知锅炉监盘人员，提前降低汽包水位。

（5）、在锅炉灭火之后，水位首先是快速下降的过程，此时电泵联起后控制水位不过低造成炉水泵跳闸，当水位回头之后，可以将汽泵打掉，降低电泵出力，控制水位不要过高造成汽机跳闸，控制在低水位的时候再点油枪，水位可以控制在－150mm左右。

（三）2007年5月4日一次风机变频器故障跳机

1、事故经过

5月4日7号机组负荷300WM，运行方式CCS,71、72、74、75号磨组运行，给煤量124T/h,71、72号一次风机变频运行。

22点59分14秒 盘前监盘人员发现7号炉炉膛负压急剧下降至-285Pa，立即投入油枪助燃，并汇报值长，此时发现锅炉热负荷急剧下降，汽包压力急剧下降，4台磨组煤量指令全部自动增至到75%给煤量增至150T/h，四台磨组出现严重堵煤现象。火焰监视器中火焰忽明忽暗，汽包水位开始下降。立即解除给水自动，手动调节给水流量，解除煤量自动，将各台磨组给煤量降至120T/H，解除CCS遥控手动降负荷，立即投入油枪稳燃。发现71号一次风机电流为0，翻至一次风机变频器画面，发现71号一次风机变频器状态为停运状态，上口开关06M54A仍为运行位置，变频器进线刀闸K711、出线刀闸K712在合闸位置。变频器无任何报警信号。

23点01分44秒抢合71号一次风机变频器，

23点01分50秒炉膛压力从-464Pa急剧上升至67Pa，

23点02分01秒立即手动打掉75号磨组，水位由127mm迅速上升，

23点02分19秒汽包水位高三值延时两秒23点02分21秒锅炉MFT、

23点02分23秒水位升至高四值汽机跳闸，发变组解列。

23点08分7号炉经吹扫后，重新点火，

23：20汽机冲至3000转，

0点21分7号机并网。

2、原因分析：

（1）、由于负荷300MW，一次风机跳闸水位很难控制，而且变频器故障无报警，给运行处理带来很大的困难，在水位、负压大幅波动的情况下延误运行人员判断，不联关71号一次风机出口挡板倒风，导致风压下降剧烈，由于第一时间未发现故障，煤量自动加大导致磨煤机堵煤，进一步加快热负荷的下降速度，对水位影响加大，

（2）、运行人员对锅炉水位控制的能力依然存在不足，处理突发事件的能力不高，由于汽包压力下降快，没有及时根据给水流量的变化调节，处理经验不足，处理不果断。水位基本稳定情况下，在高水位＋160mm中抢合一次风机、打掉75号磨，导致一次风压上升，其它磨煤机出粉，再加上为了恢复热负荷增投油枪，导致水位升高至跳机值＋280mm，所以在燃烧调整上我们仍欠缺，太过加强燃烧，未考虑全面。高负荷下一次风机跳闸水位控制：应解除给水自动，派专人调整汽包水位：一次风机跳闸后磨组风量下降燃烧减弱水位先下降，此时水位下降一般不会造成锅炉MFT，只要维持给水流量比蒸汽流量大100T/h即可，水位回头时应立即降低给水流量低于蒸汽流量150T/h，待水位稳定回落后应逐步调整给水流量和蒸汽流量配备，最好给水流量比蒸汽流量小100T/h，待水位回至0位时再调整。在此过程中由于汽包压力下降给水流量会不停增大，要注意勤调整给水流量。尤其在高负荷下，由于热负荷、汽包压力下降很快，水位上升时给水流量始终调不下来，如果水位上升过快应将一台汽泵指令直接减至30％或更低让其不出水，这样就会降低一半的给水流量，此时应注意防止小机流量低、再循环未开跳小机，电泵联启的情况，待水位稳定回落后再直接输指令，此时应注意防止汽泵进口压力低跳小机，电泵联启的情况，（假设另一台小机指令50％，给水流量400T/h，那么直接输入50％的指令话给水流量在再循环关闭后应该在800 T/h左右，如果此时蒸汽流量是900 T/h的话，那么50％指令就是比较合适的，如果此时蒸汽流量不是900 T/h的话，那么输入指令相应有所改变。总之要参照另一台小机的开度和给水流量调整给水流量与蒸汽流量配备，最好给水流量比蒸汽流量小100T/h，待水位回至0位时再调整）。

经验教训：

（1）、充分利用仿真机加强各种预案的演练和学习，提高运行人员对突发事件的判断和处理能力，尤其应提高运行人员对锅炉水位的控制能力。

（2）、加强全能值班员的培训工作，做到机、电、炉各专业在事故处理情况下能自如应对，相互协调，避免事情的进一步扩大。

（3）、增加一次风压低于9KPa、和变频器电流低于50A的报警。

（4）、运行各值应认真吸取此次非停的经验和教训，加强人员的培训工作。

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