事故应急处理.docx

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1、9.4 机组综合性事故9.4.1 锅炉灭火9.4.1.1 锅炉灭火现象：（1）炉膛负压大幅摆动或至最大。（2）火焰工业电视显示炉膛变黑，看不见火焰。火焰检测装置检测不到火焰。（3）锅炉“MFT动作”报警信号发，MFT动作，相关设备跳闸。（4）汽包水位瞬间下降而后上升。（5）蒸汽流量、汽温、汽压，负荷急剧下降。（6）排烟含氧量指示增大。（7）若为机械事故或电源中断引起灭火，还将出现事故鸣叫、故障机械信号报警。9.4.1.2 锅炉灭火原因：（1）制粉系统运行异常，磨煤机跳闸。（2）炉内燃烧工况组织不利，风煤比不合适。（3）燃用劣质煤或煤种突变引起。（4）全燃油时，油中带水或燃油系统故障。（5）水冷

2、壁等受热面严重爆管。（6）炉内大量掉焦、掉渣破坏燃烧工况，调整不及时。（7）厂用电中断。（8）机组低负荷运行时，燃烧调整不当，燃烧不稳定，投油助燃不及时。（9）燃料中断。（10）吹灰系统工作不正常，扰动过大。（11）达到MFT动作条件。（12）运行中重要辅机掉闸。9.4.1.3 锅炉灭火的处理（1）检查MFT保护动作正常，否则手动紧停。（2）检查所有一次风机，密封风机，磨煤机，给煤机联锁跳闸，磨煤机入口快关挡板、出口快关门，来、回油快关阀联锁关闭，过、再热器减温水总门各分门联锁关闭，否则手动紧停。（3）检查汽轮机、发电机联锁跳闸，机组大联锁动作正常，厂用电切换正常。（4）停止一台给水泵，手动调

3、整给水量，维持汽包正常水位（如果锅炉严重缺水，停炉时任何水位计均显示不出水位，停炉后禁止向锅炉上水）。（5）调整25%吹扫风量，进行吹扫，炉膛吹扫完毕停止引送风机运行，进行闷炉；查明灭火原因进行处理，恢复正常后等待中调命令重新点火（若炉管爆破停炉时，保留一台引风机运行）。（6）短时（四小时）内故障无法消除，则按正常停机处理。（7）锅炉灭火后，严禁向炉膛内供给燃料和采用爆燃方式点火。9.4.1.4 预防措施（1）根据DL435-91火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施。措施应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容。（2）加强燃

4、煤的监督管理，完善混煤措施。加强配煤管理和煤质分析，及时将煤质情况通知运行，做好调整燃烧的措施。（3）当炉膛已经灭火或局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪。灭火后应立即切断燃料供给，严禁用爆燃法引燃。（4）严禁随意退出灭火保护装置（包括火焰探头），因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，做好安全措施，限时恢复。（5）切实加强灭火保护装置的维护和管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。（6）炉膛漏风、一次风管堵塞、送风脉动、堵煤或断煤、热控设备失灵等缺陷是造成灭火的主要因素，必需加强相关设备的维修管理。（7）切实加强点火油系统的维修管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛。燃油速

5、断阀按要求定期试验，确保动作正确、关闭严密。（8）积极进行燃烧调整，保证合理的风煤比，均衡配风；保证合适的过剩空气系数，保持正常的一次风、辅助风速、风率；保证炉膛负压稳定在正常范围内；应及时了解煤质的变化，在低负荷、燃用劣质煤或煤种突变时及时调整，燃烧不稳时立即投油稳燃；消除炉膛各部漏风；应及时打焦，防止结焦过多。9.4.2 机组发生RB9.4.2.1 RB现象：（1）“RB动作”报警信号发，辅机跳闸声光报警发，跳闸辅机所控制的参数发生波动。（2）机组负荷快速下降至设定负荷。（3）主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低。（4）CCS自动将运行方式切至“汽轮机跟随”方式。（5）C

6、磨煤机跳闸，若引风机或给水泵RB，D层煤粉喷嘴联跳。9.4.2.2 RB动作原因：（1）两台运行，其中一台送风机跳闸（机组负荷180MW）。（2）两台运行，其中一台引风机跳闸（机组负荷180MW）。（3）两台运行，其中一台一次风机跳闸（机组负荷180MW）。（4）两台电泵运行，一台跳闸，备用电泵自投失败（机组负荷180MW）。（5）两台运行，其中一台单台磨煤机跳闸（机组负荷180MW）。9.4.2.3 RB动作处理：（1）在CCS方式下运行时，检查运行方式自动切至“机跟随”方式，否则手动切换至“机跟随”方式。（2）检查RB功能自动快速降负荷至设定值，否则应手动将负荷降至RB的要求值。（3）在R

7、B自动降负荷过程中，运行人员须严密监视各重要参数变化情况，如有波动或变化幅度大时，及时进行调整。（4）维持锅炉燃烧稳定，炉膛负压正常，燃烧不稳时投油枪助燃。（5）密切注意汽包水位，使其维持在正常范围内，如水位自动偏差大，及时切为手动调整。注意汽压、汽温的调整。（6）检查汽轮机排汽压力，振动、胀差、推力轴承等的变化情况。（7）确认RB动作原因，即时复归RB 指令。查明RB动作原因，进行处理，故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式；如故障短时无法消除,则申请停炉。如为设备误动，应按照规定尽快恢复。9.4.3 单机厂用电全部中断9.4.3.1 现象（1）集控室照明变暗，事故照明自投。（2）事故喇叭响，

8、保护动作光字牌亮。（3）厂用6KV母线，380V母线电压为零。（4）掉闸电源开关及各负荷开关绿灯灭，黄灯亮。（5）所有运行的交流电动机均跳闸停运，各电动机电流表指示到零。（6）锅炉MFT动作，汽轮机跳闸，机组解列，负荷到零。（7）气温、气压、真空迅速下降。9.4.3.2 处理（1）厂用电失去后，应按不破坏真空停机处理。（2）检查直流润滑油泵、直流密封油泵已自投，否则手动启动，密切注意直流母线电压的变化，注意各瓦温的温升变化情况（注：直流润滑油泵供油温度为冷油器进油温度），同时注意密封油压正常。（3）检查柴油机是否自启，保安段有无电压。（4）若柴油机未自启，可检查满足启动条件，迅速手动开启柴油机

9、。（5）若柴油机启动，且出口电压正常，但保安段备用进线开关未合闸，可手动打掉应跳闸而未跳的设备开关及工作进线开关，手动合备用进线开关，保证保安段正常供电。（6）检查空预器运行情况，维持其转动状态（若辅驱不能投入运行，应进行手动盘车）。（7）禁止向排汽装置排汽、水，手动关闭可能有汽水进入排汽装置的阀门。（8）就地关闭轴封溢流站，选择用主汽供汽封，注意调整压力正常。（9）停止锅炉的所有放水，检查确认燃油系统无泄漏。（10）尽快恢复厂用电源，待厂用电源恢复后，逐次完成各种油泵、水泵的启动、切换工作，并对机组进行全面检查。（11）具备条件后，锅炉可以点火恢复运行。（12）汽温、汽压符合要求后，根据机组

10、状况进行机组的启动工作。9.4.4 厂用电部分中断9.4.4.1 现象（1）故障母线电压指示为零。（2）故障母线工作电源开关电流为零。（3）连接于该母线上运行的电动机失电。9.4.4.2 原因母线工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功或母线发生短路故障。9.4.4.3 处理（1）未查明原因之前，禁止给失电母线送电。（2）如果锅炉PC段失电，应立即检查事故保安段备用电源是否联动投入，否则应立即手动启动柴油发电机，恢复事故保安段母线供电。（3）立即启动未自投的备用设备。（4）手动断开未跳闸的设备。（5）拉开失电380V母线工作电源开关，确认负荷开关均在断开位置，合上联络开关给母线供电。（6）

11、磨煤机、一次风机、送风机、引风机、给水泵跳闸按照RB减负荷处理。（7）若汽轮机真空低保护动作，按照事故停机处理。（8）若真空低保护未动作，锅炉MFT未动作，应降低机组负荷维持运行，燃烧不稳可投油助燃。（9）若锅炉MFT动作，按MFT动作处理。（10）汽轮机跳闸，发电机解列，按照停机处理。（11）查明故障原因，尽快恢复故障母线供电，按照热态恢复机组启动。9.4.5 周波异常9.4.5.1 现象（1）发“频率异常”或“低频”信号。（2）周波指示上升或下降，汽机转速上升或下降。（3）发电机负荷减小或增大。（4）机组声音异常，振动可能增大。（5）辅机出力降低。9.4.5.2 原因（1）系统电源故障或电

12、源线路掉闸，可能为系统突然有机组掉闸或电力用户突然大量减少。（2）系统解列事故引起的电源出力与负荷严重不平衡。9.4.5.3 处理（1）正常系统周波变化范围为49.850.2Hz，在此范围内，当一次调频动作时,应注意监视，超出一次调频负荷调整限值时，运行应相应调整有功负荷，尽量保持系统周波在正常范围内变化。（2）当周波突然升至50.5Hz及以上时，此时汽轮机转速升高，锅炉应紧急停运12层煤粉喷嘴,如燃烧不稳投入油枪，尽快降低锅炉出口压力或者关小汽轮机调汽门，使周波恢复到正常范围内。此时，严禁增加有功负荷。（3）当周波突降低至49.5Hz及以下时，汽轮机转速降低，此时应增大机炉设备出力，值长应立

13、即联系调度，在允许过负荷出力和时间内，恢复周波正常运行。（4）周波异常期间，应注意检查调节级压力、各抽汽压力及主汽流量不得超过极限值。（5）注意检查主再热蒸汽压力、温度、真空、轴向位移、推力轴承温度、振动、润滑油压及调速油压等正常。（6）注意各辅机设备运行情况。包括电流、压力、流量等。（7）当周波较低时，应注意监视汽轮机振动情况。（8）当周波恢复正常后，运行应对设备、系统详细检查，确认是否正常。（9）周波超过下列极限运行时间时，保护未动作时，应手动打闸。1）47.5Hzf48Hz 允许运行4min。2）48Hzf48.5Hz 允许运行40min。3）48.5Hzf51Hz 允许运行连续运行。4

14、）51Hzf51.5Hz 允许运行3min。5）f47.5Hz或f51.5Hz 不允许运行9.4.6 系统振荡系统振荡分为同步振荡和异步振荡，同步振荡以低频振荡为主。9.4.6.1 异步振荡（1）现象1）失去同步的发电机的功率表、电流表周期性地剧烈摆动，发电机、变压器发出不正常的、有节奏的轰鸣声。2）失去同步的系统间联络线或发电厂的输送功率往复摆动。3）系统中电压表指针周期性波动，照明灯光忽明忽暗，振荡中心附近的电压表波动最大，并周期性地降低到接近于零。4）发生振荡的系统没有统一的频率，失去同步的系统虽还有电气联系，但一般送端的频率升高，受端系统频率降低，并略有摆动。5）厂用电可能频繁切换。（

15、2）原因系统的静态或稳态破坏后，系统间或发电厂间将发生异步振荡。1）联络线输送功率超过极限值造成系统静态稳定的破坏。2）系统暂态稳定的破坏（发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生较大突变时）。3）电源间非同相合闸，未能拖入同步。4）大型发电机失去励磁等。（3）处理1）立即报告值长，同时退出机组AGC，服从调度的统一指挥。2）振荡时值班员应不待调度命令，在电压不超过运行控制上限条件下，尽量增加机组无功功率。3）按调度指令进行以下操作a.振荡时，频率降低系统的发电厂，应将有功出力按现场规程所允许的最大加出力速度和过负荷能力增加机组有功出力，直至振荡消除为止。b.振荡时，频率升

16、高系统的发电厂，应迅速减少机组有功出力，使与受端系统频率一致，但频率最低不得低于49.5赫兹。4）大型发电机组失磁引起的系统振荡时，应立即将失磁的机组解列，防止扩大事故范围。若失磁系运行人员调整不当所致，引起系统振荡时，则运行人员应立即增加励磁，消除振荡，并汇报值长。5）凡因投入设备时，由于操作不当而引起振荡，1分钟不能拖入同步，应立即拉开该设备。6）系统发生异步振荡时，不得自行解列发电机组，除非机组本身故障或因频率严重降低威胁厂用电安全时，可按保厂用电措施的规定解列部分机组以保证厂用电安全运行。7）为保证系统稳定运行，防止系统瓦解和大面积停电事故，所有保证系统安全稳定运行措施的继电保护及安全

17、自动装置，如快速保护装置、自动重合闸装置、发电机的自动励磁调整装置（包含PSS）、强行励磁装置、失磁保护装置、自动电压调整装置、联切（切机或切负荷）装置、系统失步或低频低电压解列装置、低频减载装置等均应正常投入运行状态。9.4.6.2 低频振荡（1）现象1）系统或机组的频率小幅变化。2）机组、线路及母线电压小幅波动，可能出现电压越限报警。3）机组、变压器、线路有功功率、无功功率、电流发生周期性摆动。（2）原因低频振荡通常出现在远距离、重负荷输电线上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。其持续振荡的频率很低，通常在0.12.5赫兹之间。1）系统在负阻尼时

18、发生的自发功率振荡。2）系统在受到扰动后，由于阻尼弱其功率振荡长久不能平息。3）系统振荡模式与系统中某种功率波动的频率相同，且由于弱阻尼，使联络线上该功率波动得到放大，产生强烈的功率振荡。4）由发电机转速变化引起的电磁力矩变化和电气回路耦合产生的机电振荡。（3）处理1）发现上述情况后立即报告值长，同时退出机组AGC，服从调度的统一指挥。2）在电压不超过运行控制上限的条件下，尽量增加机组无功功率。3）在前述措施执行后，振荡未明显衰减时，可根据系统频率，申请值长，适当增加或减少机组有功功率，改变当前运行工况。4）检查PSS正常投入运行。5）如振荡期间调速器出现异常，可将机组调速系统切“手动”运行，

19、并在控制室设专人监控。6）严密监视设备运行情况，发现异常立即上报。9.4.7 机组甩负荷9.4.7.1 现象（1）机组有功负荷表指示突然减小；全甩负荷时，负荷至零。（2）蒸汽流量急剧减小；全甩负荷时，流量及调节级压力接近零。（3）蒸汽压力急剧上升，高、低旁联锁开启,安全阀动作；调节级压力及各段抽汽压力急剧降低。（4）主、再热汽温升高。（5）锅炉汽包水位急剧变化，先降后升。（7）调节汽门开度大幅变化9.4.7.2 原因（1）电网或发电机发生故障。（2）主变压器、发变组出口开关及厂用电系统故障。（3）汽轮机电调系统故障。（4）汽轮机发生故障。（5）机组辅机故障。9.4.7.3 处理（1）根据机组负

20、荷情况，迅速减少燃料量和给水量，及时调整，稳定燃烧（必要时投油助燃），保持各参数恢复正常。（2）蒸汽压力过高应打开对空排汽阀或投入高、低压旁路系统。（3）注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。（4）当机组跳闸时，按大联锁保护动作处理。（5）全面检查机组各轴承温度、轴向位移、胀差、振动等是否正常，倾听汽轮机内有无异常声音。（6）注意调整轴封汽压力、排汽装置水位、除氧器水位、各加热器水位。9.5 锅炉异常运行及常规预防、事故处理9.5.1 汽包水位高9.5.1.1 现象（1）所有水位计指示水位高,且汽包水位高报警信号发。（2）给水流量与蒸汽流量出现不正常的偏差。（3）严重满水时主蒸汽温

21、度急剧下降,蒸汽管道发生强烈水冲击。（4）蒸汽含盐量增大导电度增大。（5）水位高至+250mm时,MFT动作。9.5.1.2 原因（1）给水泵调速系统失灵。（2）给水自动失灵。（3）水位计、给水流量表、蒸汽流量表指示不正确,引起误判断。（4）机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当。（5）正常运行监视水位不够或误判断误操作。9.5.1.3 处理（1）立即查看就地水位计,水位确实高并达到+100mm时,切给水自动为手动,适当减小给水流量。（2）水位达高值+150 mm时，检查紧急事故放水阀开启,否则手动开启；水位恢复正常后关闭。（3）若运行给水泵控制失灵,自动或手动均无法降低给

22、水流量时，停止其运行,并启动备用给水泵运行，查明故障原因，及时联系检修处理。（4）汽包水位升高至+250mm时，MFT应动作,否则手动MFT，机组按照锅炉灭火有关规定进行处理。（5）根据汽温下降情况适当关小或全关减温水,必要时开启过热器疏水阀。9.5.2 汽包水位低9.5.2.1 现象（1）所有水位计指示低于正常水位,水位低报警信号发。（2）给水流量不正常地小于蒸汽流量（炉管爆破或省煤器泄漏时相反）。（3）严重时蒸汽温度升高,投自动时减温水流量增大。（4）汽包水位低于-250mm时MFT动作。9.5.2.2 原因（1）给水泵调速系统失灵。（2）给水自动失灵。（3）水位计、给水流量表、蒸汽流量表

23、指示不正确,引起误判断。（4）机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当。（5）正常运行时对水位监视不够或误操作。（6）给水、排污系统阀门故障或管道泄漏严重。（7）水冷壁或省煤器爆管严重。（8）机组甩负荷。（9）一台给水泵跳闸，备用泵未联启。9.5.2.3 处理（1）立即查看就地水位计,水位确实低并达到-100mm时,切给水自动为手动,适当加大给水流量,维持正常水位。（2）停止连续排污及定期排污，检查事故放水门是否误开。（3）一台给水泵跳闸，备用泵未联启时，RB保护动作,适当加大另一台运行给水泵出力，维持正常水位。（4）给水压力低经调整无效时,联系汽机启动备用给水泵。（5）水冷

24、壁或省煤器爆管时,加大给水流量,如能维持汽包水位,则减负荷运行,汇报中调,申请停炉;如不能维持汽包水位,紧急停炉。（6）汽包水位低至-250mm,MFT动作，否则手动MFT;机组按照锅炉灭火有关规定进行处理。 （7）如果锅炉严重缺水，停炉时任何水位计均显示不出水位，停炉后禁止向锅炉进水。 9.5.3 水位计损坏9.5.3.1 如汽包双色水位计损坏时,应立即解列,联系检修尽快恢复,在所有DCS水位计可靠时锅炉可以继续运行。9.5.3.2 水位TV故障时,尽快处理，必须每班进行不少于两次就地水位计与DCS二次水位计指示的对照工作。9.5.3.3 如汽包两侧就地水位计均无法监视,具备以下条件准许锅炉

25、运行两小时。（1）给水自动调节正常可靠。（2）DCS水位记录表指示在四小时以内与水位TV或就地水位计对照,正常可靠。（3）水位高低报警信号可靠。（4）水位保护可靠。9.5.3.8 两侧就地水位计无法监视,同时给水自动不可靠,申请停止锅炉运行。9.5.3.9 仅有两侧远方水位指示时,立即申请停止锅炉运行。9.5.3.10 仅有水位TV可用时,应立即申请停止锅炉运行。9.5.3.11 集控室无任何监视水位手段,应立即紧急停止锅炉运行。9.5.4 汽水共腾9.5.4.1 现象（1）汽包水位剧烈波动,各汽包水位计指示摆动,就地水位TV看不清水位。（2）严重时蒸汽管道发生水冲击。（3）主蒸汽温度急剧下降

26、。（4）蒸汽含盐量不正常的增大。9.5.4.2 原因（1）给水炉水品质不合格。（2）排污不及时,炉水处理不当。（3）加药调整不当。（4）负荷增长过快,汽水分离装置损坏。（5）锅炉长期超负荷运行。9.5.4.3 处理（1）切给水自动为手动,减少给水流量，保持汽包水位在-50mm运行。（2）降低负荷并保持负荷稳定。（3）全开连续排污门,加强定期排污。（4） 通知化学化验炉水品质，并进行相应处理。（5）视汽温下降情况开启过热器疏水门。 （6）水质未改善前不允许增加锅炉负荷。（7）炉水合格后冲洗汽包就地水位计并进行校对。9.5.5 水冷壁损坏9.5.5.1 现象（1）汽包水位下降,严重时水位急剧下降。

27、（2）给水流量不正常的大于蒸汽流量。（3）炉膛负压变小或变正压。（4）严重时炉膛不严密处向外喷烟气和水蒸气,并有明显响声。（5）过热蒸汽压力下降。（6）各段烟气温度下降,排烟温度降低。（7）锅炉燃烧不稳定火焰发暗,严重时引起锅炉灭火。（8）引风机投自动时,静叶开度不正常的增大，电流增加。9.5.5.2 原因（1）给水炉水品质不合格使管内结垢超温。（2）停炉后防腐不当,管内腐蚀。（3）燃烧方式不当,火焰偏斜。（4）排污门泄漏,水循环破坏。（5）严重缺水,下降管带汽引起水冷壁过热。（6）炉内严重结焦,使水冷壁管受热不均匀。（7）吹灰器安装不当冲刷水冷壁管。（8）管内异物。（9）大块焦砸坏水冷壁管。

28、（10）水冷壁膨胀受阻。（11）钢材质量不合格,焊接质量不合格。（12）操作不当,锅炉超压运行。（13）启动升温升压速度过快。 9.5.5.3 处理（1）如水冷壁泄漏不严重,尚能维持正常燃烧和水位时,退出机炉协调控制，减负荷运行,汇报值长，申请停炉。（2）给水自动时，如汽包水位剧烈波动，切为手动控制。（3）减负荷过程中，如燃烧不稳，投油助燃。（4）如水冷壁泄漏严重,不能维持燃烧和水位时,紧急停止锅炉运行，并停止向锅炉上水。（5）停炉后水位不能维持时,关闭给水门停止向锅炉上水,省煤器再循环门不能开启。（6）停炉后保留一台引风机运行,待炉膛正压消失后停止引风机运行。（7）通知电除尘，脱硫。（8）如

29、锅炉灭火按MFT动作紧急停炉处理。9.5.6 省煤器损坏9.5.6.1 现象（1）给水未投自动时,汽包水位迅速下降。（2）投自动时,给水流量不正常的大于主蒸汽流量。（3）省煤器两侧烟气温差大,泄漏侧排烟温度下降。（4）空预器两侧出口风温偏差大,且风温降低。（5）烟道负压变正。（6）烟道不严密处漏灰水。（7）省煤器爆破处有泄漏声,严重时从不严密处冒蒸汽和烟气。（8）投自动的引风机电流增大。9.5.6.2 原因（1）给水品质不合格,使管内腐蚀。（2）停炉后防腐不当,使管壁腐蚀。（3）飞灰磨损,冲刷使管壁变薄。（4）材质量不合格,焊接质量不良。（5）管内有杂物。（6）操作不当,省煤器超压运行。（7）

30、吹灰不当造成管壁磨损。（8）运行中发生断水严重缺水超温。（9）长期低负荷运行，烟道发生二次燃烧,使省煤器管壁过热。9.5.6.3 处理（1）汇报值长，退出机炉协调和自动控制系统。（2）解列给水自动，手动调节水位，保持汽包水位正常。（3）泄漏不严重尚能维持正常汽包水位时,可降负荷运行，确认泄漏点，并请示值长停止锅炉运行。（4）泄漏严重无法维持正常汽包水位时,紧急停止锅炉运行，并停止向锅炉上水。（5）注意监视汽包水位给水流量以及泄漏情况，防止损坏范围扩大。（6）关闭所有排污门及放水门。（7）停炉后水位不能维持时停止向锅炉汽包上水。（8）禁开省煤器再循环门。（9）停炉后保留一台引风机运行,排除炉内烟

31、气和蒸汽，按照锅炉强制冷却的规定，为尽快检修创造条件。（10）锅炉灭火,则按MFT动作停炉处理。9.5.7 过热器损坏9.5.7.1 现象（1）炉膛冒正压,投自动的引风机电流不正常的增大,烟道负压减小。（2）主蒸汽流量不正常的小于给水流量，机组负荷降低。（3）过热器爆管侧烟气温度下降，两侧汽温偏差增大。（4）主蒸汽压力下降。（5）过热器爆管侧有泄露声,不严密处向外冒蒸汽。（6）屏式过热器爆管时,可能导致锅炉灭火。（7）低过爆管,主蒸汽温度升高。9.5.7.2 原因（1）化学监督不严,蒸汽品质不合格,过热器管内结垢,引起管壁超温。（2）燃烧组织不合理,炉膛结焦,局部过热。（3）过热器管壁长期超温

32、运行。（4）汽水分离器损坏或长期超负荷运行,使蒸汽品质恶化。（5）飞灰磨损造成管壁减薄。（6）过热器区域发生烟道二次燃烧。（7）管材质量不合格,焊接质量不良。（8）过热器管内有杂物。（9）吹灰器使用不当造成管壁磨损。（10）使用减温器操作不当造成水塞引起局部过热,或交变应力引起疲劳损坏。（11）启动升压升温速度过快。（12）操作不当,锅炉超压运行。（13）停炉后防腐不当,使管内腐蚀。（14）运行年久,管材老化。9.5.7.3 处理（1）汇报值长,退出机炉协调控制和自动控制系统。（2）过热器管壁爆破不严重时,能维持正常燃烧，则降压降负荷运行，确认泄漏点，申请停炉。（3）严密监视给水流量与蒸汽量的

33、偏差,防止损坏范围扩大。（4）爆管严重无法维持正常燃烧时,紧急停止锅炉运行。（5）锅炉灭火时,则按MFT动作停炉处理。（6）停炉后保留一台引风机运行,排除炉内烟气和蒸汽，按照锅炉强制冷却的规定，为尽快检修创造条件。（7）通知电除尘值班员解列电除尘器。9.5.8 再热器损坏9.5.8.1 现象（1）再热蒸汽压力下降,再热蒸汽流量下降，机组负荷下降。（2）炉膛负压波动,烟道负压减小或变正。 （3）爆管侧再热汽温不正常的升高,减温水量增大。（4）再热器爆破处有响声,不严密处向外喷烟气。（5）泄漏侧排烟温度下降，泄漏受热面后两侧烟温偏差增大。（6）投自动的引风机电流增大。9.5.8.2 原因（1）烟气

34、调整挡板故障或卡涩, 再热器管壁长期超温运行。（2）管材质量不合格,焊接质量不良。（3）受热面积灰、结焦使管壁受热不均，造成局部传热恶化，管壁超温。（4）管内有杂物堵塞。（5）飞灰磨损使管壁变薄。（6）吹灰器使用不当。（7）蒸汽品质不合格使管内结垢。（8）再热器区域发生二次燃烧。（9）锅炉启停时对再热器保护不够，造成管壁超温损坏。 （10）操作不当,再热器超压运行。（11）停炉防腐不当,使管壁腐蚀。（12）运行年久,管材老化。9.5.8.3 处理（1）汇报值长,退出机炉协调控制和自动控制系统。（2）爆管不严重时,维持汽温在规定范围，降压降负荷运行，确认泄漏点，汇报中调，申请停炉。（3）严密监视

35、再热汽温和汽压,有明显下降趋势时紧急停炉。（4）爆管严重无法维持正常汽温汽压时,应立即停止锅炉运行。（5）锅炉灭火时,则按灭火紧急停炉处理。（6）停炉后保留一台引风机运行,排除炉内烟气和蒸汽，按照锅炉强制冷却的规定，为尽快检修创造条件。（7）高压旁路不允许开启。（8）通知外围值班员,停止电除尘器运行及脱硫装置。9.5.9 汽水管道损坏9.5.9.1 现象（1）泄漏处保温潮、渗水、漏汽水，并有泄漏声音。（2）严重时有汽水喷出。（3）蒸汽或给水压力降低。（4）给水或蒸汽压力流量测量点前泄漏时,流量减小（流量表后管道泄漏时,流量增大）。9.5.9.2 原因（1）长期超温超压运行。（2）管材质量不良,

36、安装焊接质量不合格,膨胀受阻。（3）投运时暖管时间不足,造成水冲击。（4）停炉后防腐不当,造成管道腐蚀。（5）运行中流量压力温度变化幅度大。9.4.9.3 处理（1）泄漏不严重尚能维持水位压力且不至于很快扩大故障范围时：降压降负荷运行；做好安全措施,防止汽水喷出伤人；严密监视故障点;汇报值长请示停炉。（2）泄漏严重有扩大事故的危险或无法维持正常运行时,应立即停止锅炉运行。（3）停炉后立即解列故障段。9.5.10 锅炉安全门动作9.5.10.1 锅炉安全门突然动作现象：（1）机组负荷突降。（2）主、再热汽压力下降。（3）锅炉有剧烈的排汽声。（4）过热器安全阀或PCV阀动作时，主汽温度、流量、压力

37、下降；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低。（5）汽包安全阀动作时，汽包压力下降，主汽压力下降，主汽温度升高；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低；过热器受热面壁温升高。（6）再热器入口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度升高；再热器壁温升高 。（7）再热器出口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度下降 。（8）旁路可能已打开。（9）锅炉可能由于水位高灭火。9.5.10.2 锅炉安全门突然动作原因（1）机组调整不当造成锅炉超压。（2）汽机掉闸或调门突然关闭。（3）发电机掉闸或甩负荷。（4）协调投入时，协调失灵引起。（5）安全门误动。（6）高旁突开，造成再热

38、器超压，安全门动作。9.5.10.3 锅炉安全门突然动作处理：（1）PCV阀及其他安全门误动时，应手动解列，通知维护检查处理。（2）安全门正确动作及旁路开启时，应立即调整燃烧，降低锅炉出力，关小旁路，同时开大汽机进汽调门以降低主汽压力，同时调整各参数至正常，严禁锅炉超压。（3）协调失灵造成超压时，应立即解除协调。（4）在调整中，密切监视汽温、汽压、汽包水位，自动不可靠时，应立即解列自动，手动干预。（5）汽包安全门动作后，调整水位过程中，要考虑到会出现汽包虚假水位，正确控制给水流量，维持汽包水位稳定。（6）在调整温度的过程中，要防止汽温大幅的波动，严禁调整不当造成温度的直线下降。（7）控制减温器

39、后温度有11以上的过热度，防止过热器带水和汽机进水。（8）监视安全门回座压力正常，安全门不回座时应立即通知维护人员处理，相应减小负荷。（9）锅炉灭火时，按相关规定执行。9.5.10.4 锅炉安全门突然动作预防措施： （1）安全门检修后应进行热态整定，机组大小修时应将安全门检查列入检修项目。（2）合理调整锅炉燃烧，避免锅炉超压。9.5.11 炉膛压力高9.5.11.1 现象（1）炉膛压力高并报警。（2）各风压表指示异常高。（3）炉膛不严密处冒火星。（4）炉膛压力高至+1960Pa时MFT动作。9.5.11.2 原因（1）引风机静叶、出口挡板、烟气挡板关。（2）引风机跳闸而未联动送风机跳闸。（3）

40、启动制粉系统时操作不当。（4）燃烧不稳局部爆燃。（5）炉膛负压自动控制失灵。（6）启动初期油煤混烧控制不当，可燃物积聚在锅炉内爆燃。9.5.11.3 处理（1）如未达MFT动作值时立即控制炉膛负压。（2）当引风机投自动时,应立即解列自动手动调节,调节过程中注意风机喘震。（3）控制汽温水位燃烧。（4）根据不同原因分别进行处理。（5）炉膛负压+1960Pa时,MFT动作紧急停止锅炉运行,否则手动MFT。（6）MFT动作后按其操作执行。9.5.12 炉膛压力低9.5.12.1 现象（1）炉膛压力低并报警。（2）各风压表指示异常低。（3）炉膛压力低至-1960Pa时MFT动作。9.5.12.2 原因（

41、1）部分或全部一次风机、送风机、空预器故障。（2）锅炉灭火。（3）锅炉风压自动控制失灵。（4）送风机动叶、一次风机入口挡板、空预器一、二次风挡板关闭。9.5.12.3 处理（1）如炉膛负压未达到MFT动作值时立即控制炉膛风压。（2）当引风机投自动时,应立即解列自动手动调节,调节过程中注意风机喘震。（3）投入助燃油稳定燃烧。（4）控制汽温水位正常。（5）根据不同原因分别进行处理。（6）如锅炉灭火或炉膛负压至-1960Pa时MFT动作,紧急停止锅炉运行,否则手动MFT。（7）MFT动作后按其操作执行。9.5.13 锅炉尾部二次燃烧9.5.13.1 现象（1）尾部烟道二次燃烧部位及以后烟道温度急剧升

42、高。（2）炉膛烟道内负压急剧变化,烟道人孔冒烟气火星。（3）烟囱冒黑烟,炉膛氧量减小。（4）汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常的升高。（5）空预器部位发生二次燃烧时其电流摆动大有卡涩时跳闸。（6）排烟温度急剧升高。9.5.13.2 原因（1）燃烧调整不当,风粉配合不好。（2）煤粉粗、水分大、燃烧不完全。（3）送风量不足缺氧运行。（4）长时间低负荷运行,炉膛温度低、烟速低。（5）长时间油煤混燃,油枪雾化不良。（6）锅炉灭火后清扫炉膛时间太短。9.5.13.3 处理（1）轻微二次燃烧时,排烟温度不正常的升高20以内时应立即检查各段烟温,判断二次燃烧部位并进行灭火。（2）停止上部燃烧器运行,调整燃

43、烧使火焰中心下移。（3）停止暖风器系统运行。（4）增减减温水量控制过热蒸汽温度、再热蒸汽温度。（5）汇报值长联系汽机电气降低部分负荷。（6）二次燃烧严重排烟温度不正常继续升高时紧急停止锅炉运行。（7）蒸汽温度 550时应请示停炉。（8）运行中严禁用减风的方法降低汽温。（9）停炉后停止所有引风机、送风机,并关闭所有风门挡板密封炉膛,严禁通风。（10）空预器着火则应投入空预器灭火装置,维持其运转。（11）检查尾部烟道各段烟温正常后,开启检查孔,确认无火源谨慎启动引风机冷却。（12）点火前应充分干燥空预器防止堵灰。（13）如设备未损坏请示值长点火启动。9.5.14 锅炉结焦 9.5.14.1 锅炉结

44、焦现象：（1）水冷壁结焦时：1）炉膛出口烟气温度、排烟温度升高。2）锅炉汽温升高，减温水流量增大。3）炉膛看火孔，检查孔处可见焦渣悬挂。4）冷灰斗常有大块焦渣坠落，甚至有硬焦块使干渣机故障。（2）过热器结焦时：1）两侧烟温差增大，流通侧烟温升高。2）两侧蒸汽温度偏差大，流通侧管壁温度高，甚至超过极限允许值，结焦侧管壁温度偏低。9.5.14.2 锅炉结焦原因（1）燃煤质量差，灰熔点低。（2）煤油混烧时间过长。（3）风量不足，燃烧不完全，火焰中心上移。（4）调整操作不当，投停燃烧器喷口不对称或同层射流速度差异偏大，火焰偏斜，炉膛温度场分布不均。（5）吹灰器故障或未进行吹灰。（6）燃烧器的设计和布置

45、不当。（7）炉膛温度设计偏低，炉膛热负荷过大。9.5.14.3锅炉结焦处理（1）进行全面彻底的吹灰。（2）调整燃烧，适当增加过剩空气量。（3）稳定燃烧工况下，暂时减少负荷，降低燃烧率，炉膛温度降低而自然垮焦。（4）组织人员捅焦。（5）经过上述努力，在减温水开到最大值，主汽温度仍不能维持正常，或过热器管壁温度超过极限允许值温度，有超温爆管的可能时，申请停机。9.5.14.4 锅炉结焦预防措施：（1）保证适当的过量空气系数，避免缺氧燃烧。（2）燃用设计煤种，尽量避免燃用混煤，煤种偏离设计煤种时，应作相应的燃烧调整。（3）定期校正二次风量和二次风挡板开度，保证炉内均匀配风，保持合理的一二次风速。（4）保证吹灰系统定期正常投入。（5）锅炉应工作在铭牌出力及以下，严禁锅炉超负荷运行。（6）保证磨煤机出口风煤比正常，煤粉细度在设计值左右。（7）保证出灰，出渣系统工作正常。（8）保证热一二次风温满足设计要求。（9）尽量减少炉膛漏风量。（10）选择适当的切圆直径，防止火焰直接冲刷水冷壁。9.5.15 锅炉辅机事故掉闸9.5.15.1 空预器故障（1）现象1）空