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1.4.205 某电厂#3机组为330MW 亚临界机组,2月2日,#3机组负荷242MW, 为 布置防冻措施,需关闭露天布置的锅炉主蒸汽就地压力表一次门。主值班员安排巡操 员检查操作,巡操员误认为至变送器的A、B 侧主蒸汽压力表一次门是就地压力表一 次门,将至变送器的A 、B 侧主蒸汽压力表一次门关闭,造成主蒸汽压力显示不准确, 对运行人员的操作造成影响,锅炉因为主蒸汽压力高发生MFT 。结合案例说明如何预防误操作的发生?
5月4日09:00,1号机组负荷185MW,17 台给粉机运行。锅炉斜坡墙发生跨灰, 部分燃烧器灭火,炉膛压力急剧下降,炉膛负压极低引起锅炉MFT 动作。结合案例分析锅炉灭火的原因包括哪些?如何预防锅炉灭火?
1)从管理制度和人员培训等方面分析如何保证冷渣机的安全?2)如何解决冷渣机运行监控参数较少、且部分重要参数的测量元件失效的问题?
1.4.203 某电厂总装机容量120MW, 配套三台240t/h 循环流化床锅炉。4月18日0 时左右,#1机组启动#1冷渣机,循环冷却水流量表盘值10.9t/h, 出口温度约34.5℃。 0 时24 分锅炉开始排渣,0时43 分循环冷却水出口水温开始上升,1时36分出口水温 至63℃ ( ),随后关排渣门,1时37分 30秒排渣门开度关至0%,至1时43分35秒,冷却水出口水温下降至39.3℃,此时 #1冷渣机内、外筒体受内压发生断裂、移位,本体沿轴线向前运行,造成前方定排管 排受损,导致6KV 开关室部分开关柜受损,#1、#2机组跳闸,#3锅炉MFT 。事后发现冷渣机循环冷却水流量偏小,运行监控参数较少、且部分重要参数的测量元件失效。
1.4.202 某电厂#5机组为660MW 超超临界机组,采用油枪点火助燃方式,在A 层 燃烧器安装等离子点火系统。5月13日,发现“#5炉前燃油进油滤网堵塞”缺陷,检修 开票清洗滤网,检修工作结束后。11时02分,运行人员操盘提高油压,当压力升至 0.54MPa 时滤网外压盖崩出,管道向外喷油。立即降低压力至最低0.38MPa,11 时03 分紧急拉停A 燃油泵后停止冒油。11时06分,现场发现火情。11时09分,锅炉MFT, 首出为炉膛全火焰丧失。11时15分,现场火情扑灭。现场检查,燃油进油滤网附近捞 渣机上方的电缆烧损,其中包含火检信号电缆,引发炉膛全火焰丧失信号出现,造成 锅炉MFT 保护动作。事后查看滤网筒形外压盖螺纹部分,几乎所有的螺牙已严重磨损, 滤网筒形外压盖已无法正常锁紧,当滤网油压升高时即发生崩出。结合上述案例,说明如何保证燃油系统安全?
1.4.200 某电厂#1机组为300MW 亚临界机组,循环流化床锅炉,绝热式旋风气固分 离器、滚筒式冷渣器,过热器采用三级喷水调节蒸汽温度,再热器采用外置床调节蒸汽温度为主、事故喷水调温为辅。4月16日7时30分,#1机组负荷88MW, 锅炉四台冷渣器均不下渣,炉膛结焦造成冷渣器排渣不畅,锅炉运行维持困难,申请停机。分析锅炉结焦的原因?如何预防结焦保持冷渣器正常运行?
1.4.199 2017年7月,某电厂#2锅炉CD 层#1角油枪软管接头漏油。2018年1月, #1锅炉EF 层#3角油枪套管大量漏油。现场查看发现,#1、#2锅炉炉前燃油管路多个 管阀、法兰接头存在泄漏痕迹,特别是#2锅炉CD 层#1角油管路连接法兰渗油明显,存在较严重的安全风险。为保证燃油系统安全,电厂应采取哪些措施?
1月2日,#7机组点火温态启动,负荷100MW,B 磨#2角等离子正在检修, B磨煤机#3角下层等离子点火装置因为故障退出,触发“等离子点火模式下任意两角等离子发生断弧停磨”保护动作,B 制粉系统停运,导致炉膛全部火焰信号消失,触发锅炉MFT。 结合案例,说明如何防止等离子点火系统故障导致锅炉MFT?
1.4.197 某电厂#1机组为300MW 亚临界机组,锅炉采用四角切圆燃烧方式,布置六 层、共24只燃烧器。制粉系统采用钢球磨煤机中间储仓式乏气送粉系统,配置4台排 粉风机,每台排粉机与6根一次粉管相连,4台排粉机共带24根一次粉管。折焰角未设置吹灰器,折焰角上存在大量积灰,机组长时间运行,没有检修机会清理积灰。6月14日#1机组负荷143MW,B、C、D 三台排粉机运行, C、D、E、F 四层给粉机运行,炉膛负压降低到-382Pa, 锅炉MFT, 首出“失去火焰跳闸”。请分析#1锅炉 MFT的原因?以及应该采取的预防措施?
1.4.195 2018年2月2号,某电厂机组负荷240MW, 因燃煤灰分、硫分偏高,脱硝 系统氨逃逸量大,且低低温省煤器烟气出口侧未安装吹灰器,导致低低温省煤器堵塞 严重,两台引风机出力达到上限,被迫申请停机消缺。针对低低温省煤器堵塞问题应采取哪些防范措施?
