国投哈密发电公司660mw机组事故处理预案(锅炉)

国投哈密发电公司660MW机组事故处理预案锅炉国投哈密发电公司660MW机组锅炉事故处理预案编制审核批准国投哈密发电公司发电运行部前言国投哈密发电公司660MW机组事故处理预案根据电力行业有关标准、运行导则、反措要求，结合运行规程、设备制造厂家资料、说明书及现场实际情况总结编制而成。“保人身、保电网、保设备”是事故处理的基本原则，本预案将锅炉专业常见的事故处理做重点介绍，使值班人员在监盘中对突发事故有预见性，做到心中有数。事故处理时头脑冷静、迅速、果断、正确地隔离故障点，避免扩大事故，尽快恢复机组运行。在机组启动、停机或正常运行中，主机、辅机或电气（设备、系统）均有可能发生故障，如果保护动作，能使设备免遭损坏，如果保护未动作，操作员应按照当时的参数，具体的情况手动操作，以保证保证电网的稳定、设备的安全。本预案作为规程的补充，力求做到详细，有指导性，其中对锅炉常见事故做了重点介绍。本预案有待于根据我公司机组的实际运行、调试情况做进一步的补充、完善。疏漏之处恳请广大运行人员提出宝贵意见，以便今后修订。本预案起草单位发电运行部本预案起草人本预案审核人本预案批准人本预案自批准之日实施，解释权归国投哈密发电公司发电运行部。目录第一章机组事故处理的原则1第二章锅炉紧急停炉的规定2第三章机组申请停机的规定2第四章锅炉事故处理预案2一、二、三、四、五、六、七、八、九、十、十一、十二、十三、十四、十五、十六、十七、十八、十九、二十、二十一、二十二、二十三、二十四、二十五、二十六、二十七、二十八、二十九、三十、三十一、三十二、三十三、三十四、三十五、三十六、三十七、锅炉灭火2炉膛爆炸4主蒸汽压力高4再热汽压力高5炉膛压力低5炉膛压力高6水冷壁爆管7省煤器爆管7过热器爆管8再热器爆管9锅炉汽水受热面超温10锅炉两侧汽温偏差大11过、再热汽温偏差大12主蒸汽温度异常12再热蒸汽温度异常13锅炉汽水分离器温度高14锅炉结焦14炉膛大量掉渣15锅炉给水流量低15RB事故16单侧送风机跳闸18单侧引风机故障跳闸19单侧一次风机跳闸19一次风机抢风20引风机发生喘振21风机润滑油压低22风机动调卡涩23风机轴承温度高23单侧空气预热器跳闸24空气预热器着火25空预器主、辅电动机过电流25空预器堵灰25空预器卡涩26空预器轴承油箱漏油26给煤机故障跳闸27磨煤机启动后给煤机启动不起来27给煤机断煤281三十八、三十九、四十、四十一、四十二、四十三、四十四、四十五、四十六、四十七、给煤机皮带卡涩，电机过载，电流增大28磨煤机着火29磨煤机出口一次风管堵29磨煤机堵煤30磨煤机冷、热风隔离门卡涩31磨煤机润滑油泵故障31磨煤机排渣量大31磨煤机轴承温度高32磨煤机跳闸32制粉系统自燃和爆炸33四十八、四十九、五十、五十一、五十二、五十三、五十四、五十五、五十六、五十七、五十八、五十九、六十、六十一、密封风机故障33密封风机跳闸34火检冷却风机跳闸，备用风机未联启34火检冷却风机风压低34锅炉正常运行，火检显示不正常35安全门故障35单侧PCV阀误动35锅炉尾部烟气挡板卡涩36吹灰器卡涩36减温水调门卡涩37炉水循环泵腔室温度高37贮水箱水位高且溢流阀拒动38尾部烟道二次燃烧38仪用压缩空气压力低392第一章机组事故处理的原则1、事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。2、事故发生时的处理要点（1）根据仪表显示及设备的异常现象判断事故发生的部位。（2）迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故扩大。（3）必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。（4）速查清原因，消除事故。3、故障发生时，所有值班员应立即逐级向领导汇报，在值长统一指挥下及时正确地处理故障。值长应及时将故障情况通知非故障机组，使全厂各岗位做好事故预想，并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。4、机组运行中发生故障时，运行值班人员应保持冷静，根据仪表指示和报警信息，正确地判断事故原因，果断迅速采取措施，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故扩大蔓延，限制事故范围，必要时立即解列或停运发生故障的设备，确保非故障设备正常运行，消除故障根本原因，迅速恢复机组正常运行。5、当所发生的运行异常现象不明确，原因不能准确地判断时，应首先以保障人身、电网及设备安全的原则进行处理。若情况允许时，也可以立即汇报上级生产技术领导部门，各级生产领导及工程专业技术人员必须协助运行人员共同分析判断事故原因，正确进行处理，以确保机组设备安全。6、当运行人员到就地检查设备或寻找故障点时，未与检查人取得联系之前，不允许对被检查设备合闸送电或进行操作。如果发生的事故危及人身、设备安全时，必须按照本规程的有关规定，迅速消除对人身和设备的危害。当确认设备不具备继续运行的条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应紧急停止该设备或机组的运行。7、运行人员应力争设法保证厂用电的安全运行，尤其应保证事故保安段电源的可靠性，以确保事故保安设备的正常可靠运行。8、在故障处理过程中，接到命令后应进行复诵，如果不清，应及时问清楚，操作应正确、迅速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指令时，应坚决抵制，并报告上级值班员和领导。9、事故运行情况下，运行人员必须坚守岗位，如故障发生在交接班时间内，不得进行交接班，交班的运行人员应继续工作，接班人员应该协助交班人员进行事故处理，但不得擅自进行操作。当机组恢复正常运行状态或事故处理至机组运行稳定状态后，根据值长命令方可进行运行交接班。10、事故处理完毕后，值长必须收集事故过程中的各种计算机打印记录，保存资料以备事后分析。运行人员必须实事求是地将事故发生的时间、现象及处理过程中所采取的措施详细地记录在运行日志上。事后必须按照“四不放过”的原则对所发生的事故原因及处理过程进行认真分析总结，并写在异常分析记录薄内。11、事故处理完毕，应将所观察到的现象、汇报的内容、接受的命令及发令人、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。12、事故处理过程中，可以不使用操作票，但必须遵守有关规定。1第二章锅炉紧急停炉的规定1、达到任一锅炉MFT保护动作值，MFT拒动时。2、所有给水流量计或装置损坏，造成过热蒸汽温度不正常。3、过热器、再热器、省煤器、水冷壁等受热面爆管，机组无法运行时。4、炉管发生爆破或严重泄漏，危及人身、设备安全。5、再热蒸汽中断。6、锅炉压力升到安全阀动作压力，而所有安全阀（包括PCV阀）拒动。7、锅炉安全阀动作后不回座，蒸汽压力下降，蒸汽温度或各段工质温度超限时。8、炉膛烟道内发生爆炸或尾部烟道发生二次燃烧。9、发生火灾，直接威胁锅炉安全运行时。10、热控DCS系统全部操作员站出现故障（黑屏或死机），且无可靠的后备操作监视手段时。11、热控仪表电源中断、控制电源中断、热控系统故障、空压机及系统故障造成控制气源消失，电源及气源无法及时恢复，机组不能维持正常运行时。12、锅炉主要保护装置故障，在限时内无法恢复，影响机组安全运行时。第三章机组申请停机的规定1、水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生泄漏尚能短时维持运行时。2、锅炉各受热面壁温严重超温经多方调整无效时。3、汽水品质超标按“机组水汽质量异常处理原则”中的有关条款进行处理后，仍不能恢复正常时。4、机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时。5、锅炉炉膛严重结焦、结渣或堵灰经处理后难以维持正常运行时。6、锅炉安全门动作后经处理无法回座时。7、控制气源失去，短时间无法恢复。8、现场发生火灾无法扑灭，有威胁到设备安全时。9、锅炉回转式空气预热器停转，若挡板隔绝不严或转子盘不动时。第四章锅炉事故处理预案一、锅炉灭火1、现象（1）锅炉灭火声光报警信号发。（2）炉膛负压大幅度波动或至限值并报警。（3）火焰检测器无火焰，火焰电视显示无火焰。（4）烟气氧量异常波动。（5）汽温汽压急剧下降。（6）炉膛变黑，烟囱冒黑烟。（7）烟气温度降低。（8）MFT动作，汽轮机跳闸，机组解列。22、原因（1）MFT保护动作。（2）长期低负荷运行或燃烧不稳时，未及时投入等离子。（3）炉内大面积垮焦，砸灭火焰；水冷壁严重爆管将火焰吹熄（4）投等离子系统时，等离子系统故障。（5）煤质变差，煤粉过粗，煤粉的水份过大，燃烧调整不及时（6）风煤配比不合理或燃烧器运行方式不合理。（7）火检信号故障。（8）炉膛吹灰操作不当，造成炉膛大量落灰影响锅炉火检的正常工作。（9）炉膛漏风过大，炉膛温度过度降低。（10）一次风温、风压过低。（11）全燃煤工况下，制粉系统故障造成磨煤机大部分或全部跳闸（12）部分辅机如一次风机、送风机、引风机、空气预热器跳闸，引起炉膛燃烧工况不稳3、处理（1）锅炉灭火，MFT保护应动作，否则手动MFT。（2）汽轮机跳闸，发电机跳闸，厂用电快切成功，否则手动切换。（3）锅炉下列设备联动正常，否则紧急手动停止下列设备的运行，迅速切断进入炉膛的所有燃料。A所有等离子点火器断弧。B所有磨煤机、给煤机跳闸，两台一次风机跳闸，两台密封风机跳闸。C闭锁蒸汽吹灰，蒸汽吹灰器自动退出。D磨煤机所有密封风门、磨煤机冷、热风隔绝门关闭。E过热器一、二级减温水、再热器事故减温水电动门关闭。F两台电除尘器跳闸。G所有二次风挡板开至“吹扫”位。（4）汽轮机跳闸后检查转速下降，高中压主汽门、调节汽门、补汽阀、高排逆止阀关闭，各抽汽电动门、抽汽逆止门关闭，汽轮机本体疏水、各抽气管道疏水、主再蒸汽管道疏水自动打开，否则手动打开。（5）转速降至2700R/MIN时，检查主机交流润滑油泵、顶轴油泵联启正常，油压正常，监视汽轮机TSI参数正常，记录机组惰走时间。转速到0，盘车自投。（6）对辅汽汽源、轴封汽源进行倒换，确认真空正常。（7）检查MFT首出，确认MFT动作原因。满足炉膛通风吹扫条件，调整总风量3050BMCR，进行5分钟的炉膛吹扫。监视空预器电流正常。（8）由于送、引风机引起的MFT，送、引风机恢复正常后按正常程序进行炉膛吹扫。（9）锅炉灭火后注意主、再热器压力的变化，开启PCV阀泄压，点火后关闭PCV阀，开启一二级旁路控压。（10）迅速查明原因，设法消除故障后锅炉可以重新点火，恢复机组运行。（11）锅炉通风冷却降温降压，锅炉上水，贮水箱水位满足条件后，启动炉水泵，注意控制省煤器入口流量不小于650T/H，防止MFT再次动作。（12）A、B磨（第一台）启动前必须先投入等离子拉弧成功，再启一次风机，小风量吹扫磨煤机再启动磨煤机。其余磨煤机跳闸后再次启动时，都必须对跳闸磨煤机进行充分的吹扫后，再启动给煤机运行。（13）MFT动作后，汽轮机已处于盘车状态时，必须连续盘车直至汽轮机偏心度恢复正常，方可重新冲转（14）若原因一时无法查清或消除，重新启动可能威胁人身和设备安全时，严禁启动。（15）其它操作按MFT相关规定执行。3二、炉膛爆炸1、现象（1）炉膛压力正负超量程。（2）锅炉MFT灭火。（3）炉墙可能出现裂缝。2、原因（1）MFT动作后，一次风机未停，使磨煤机内残留煤粉吹进炉膛。（2）MFT动作后，燃料为完全切断。（3）启动初期，提前投粉，致使部分煤粉未燃而沉积于炉内。（4）热态启动中，由于炉膛温度高，在磨煤机的吹扫过程中，吹入煤粉。（5）风煤比不当，风量过小，部分煤粉无法燃烧而存于炉内。（6）燃烧不稳局部灭火或者全炉膛频临灭火时，投等离子稳燃。3、防止措施（1）炉膛压力超限保护要可靠投入，炉膛火焰电视摄像装置完好。（2）当达到保护值而保护拒动时，要立即按下“MFT”按钮，紧急停止锅炉运行。（3）锅炉每次启动前必须进行炉膛负压和“MFT”手动停炉按钮试验，试验不合格禁止启动。（4）火监探头冷却风机运行正常，冷却风压要大于7KPA，各参数符合规定。（5）加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知值长，作好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。（6）启动A、B磨（第一台）前确保等离子拉弧正常，若等离子缺角，则关闭对应的出口气动插板。（7）保证合理的风煤比，使燃烧正常。（8）如锅炉发生灭火，应立即切断所有入炉燃料，并维持风量在30以上，对炉膛吹扫不少于5MIN，才可重新点火。当点火不成功时，必须再次执行炉膛吹扫程序方可再次点火。（9）重新点火时，由于磨煤机和煤粉管中有存煤，启动A、B磨煤机时，必须先拉弧成功，再启动磨煤机。防止由于炉膛温度高，存煤吹入炉膛发生爆炸。锅炉启动期间，不得随意提前投粉，如等离子投运时给煤机启动后180S内发现煤粉未燃，磨煤机应跳闸，否则应立即手动MFT，重新吹扫点火。（10）运行中当发现炉膛局部灭火，濒临全炉膛灭火时或炉膛已灭火时，禁止投等离子稳燃，应立即手动MFT，切断全部燃料供给，防止锅炉灭火放炮。严禁用爆燃法恢复燃烧。三、主蒸汽压力高1、现象（1）主蒸汽压力高报警。（2）DCS画面显示主汽压力高。（3）PCV阀投自动时，达动作值时PCV阀动作。（4）压力达到整定值时，过热器出口安全阀动作。（5）级（高调门后）前压力达DEH限制器动作值（25147MPA）时，限制器动作快减负荷直至压力小于25147MPA。2、原因（1）协调故障，机组负荷控制失灵。（2）给水自动控制失灵。（3）汽机调门异常，动作关小或者关闭，负荷骤降。（4）磨煤机起停时机不恰当、增加给煤量幅度过大。（5）给煤机断煤瞬间进入炉膛内的粉量增加。4（6）自动调节品质不好或手动调节不及时，风煤比失调。（7）煤质骤变，炉内燃烧不稳。（8）机电原因机组甩负荷。3、处理（1）及时解除AGC和协调控制，手动减少给煤量，维持主、再热汽压力稳定。（2）根据主汽温、受热面壁温减少给水量，煤水比合适。（3）汽机侧调门无故障，手动开调门来降低主汽压力，但要防止汽机超负荷。（4）保持燃烧稳定切除部分制粉系统，降负荷期间注意调节汽温在正常范围，防止汽温聚降。（5）PCV阀拒动时可手动强开，但当压力降至关闭动作值及以下时应关闭。（6）压力高时，要注意及时调整分离器出口温度和主再热汽温，防止压力过高发生受热面大面积超温。（7）机前压力达到限制器动作值时，限制器动作快减负荷。（8）联系检修检查主调门异常关闭原因，无法处理时，应申请停机处理。（9）联系热控检修检查自动调节品质。四、再热汽压力高1、现象（1）再热汽压力高报警。（2）DCS画面显示压力高。（3）压力达整定值时，再热器出口安全阀动作。2、原因（1）汽机负荷过高。（2）中压主汽门、调节汽门误关。（3）协调调节失灵，燃料量超标。（4）高加解列。（5）高旁误开。3、处理（1）及时解除AGC和协调控制，手动减少给煤量、给水量，维持主、再热汽压力稳定。（2）适当降低机组负荷。（3）若高旁误开时，应及时关闭高旁。（4）若为汽轮机中压主汽门、调门关闭时，应手动开启中压主汽门、调门或降低负荷运行，努力使其在在规定范围。（5）若高加跳闸引起，应按相应规定处理。五、炉膛压力低1、现象（1）炉膛压力低报警。（2）DCS炉膛压力显示异常低。（3）炉膛压力低至25KPA时，MFT动作。（4）炉膛压力低至40KPA，引风机跳闸。2、原因（1）部分或全部制粉系统故障。（2）炉膛负压自动控制失灵。（3）引风机发生喘振。（4）燃烧不稳，波动大，锅炉局部灭火。（5）炉膛掉渣。5（6）锅炉灭火。（7）一次风机、送风机或空气预热器跳闸。（8）空气预热器一、二次风挡板、送风机/一次风机动叶及出口挡板误关。（9）送风机跳闸，对应侧引风机未联跳。（10）引风机自动故障，开度突增。3、处理（1）如炉膛负压未达到MFT动作值时应立即调整炉膛负压正常。（2）炉膛负压自动控制失灵，应立即切除自动，手动调节，调节过程中注意防止风机喘振。（3）投等离子稳定燃烧。（4）如果引风机喘振，按引风机喘振处理。（5）对风烟系统挡板进行检查恢复，若有误关的挡板及时恢复原状态。（6）送风机跳闸，对应侧引风机未联跳，立即停运该引风机。（7）一次风机、送风机、空气预热器、制粉系统故障，应及时调整炉膛负压正常。（8）若MFT动作，则按锅炉灭火处理。六、炉膛压力高1、现象（1）炉膛压力高报警。（2）DCS炉膛压力显示异常高。（3）炉膛不严密处冒烟灰、火星。（4）炉膛压力高于25KPA，MFT动作。（5）炉膛压力高于40KPA，送风机跳闸。2、原因（1）引风机动叶、进出口挡板、空预器入口烟气挡板关闭。（2）送风自动故障，动叶开度突增。（3）引风机发生喘振。（4）锅炉四管发生泄漏。（5）启动制粉系统时操作不当，制粉系统工作不正常。（6）燃烧不稳局部爆燃。（7）引风机跳闸，对应侧送风机未联跳。（8）炉膛负压自动控制失灵。（9）尾部过热器和再热器烟气挡板误关，烟气通流量减小。3、处理（1）如炉膛负压未达到MFT动作值时，应立即调节炉膛负压。（2）炉膛负压自动控制失灵，应立即切除自动，手动调节，调节过程中注意防止风机喘振。（3）燃烧不稳，立即调整燃烧，必要时投等离子稳燃。（4）若为引风机喘振，按引风机喘振处理。（5）若为锅炉四管泄漏，按四管泄漏处理。（6）若锅炉发生爆燃，应联系检修对锅炉进行检查。（7）引风机跳闸，对应侧送风机未联跳，立即停运该送风机，按RB动作处理。（8）对风烟系统风门挡板进行检查，对所操作挡板及时恢复，对误关的挡板及时开启。（9）对其他原因引起炉膛压力高，应快速调整炉膛负压正常。（10）若MFT动作，则按锅炉灭火处理。4、注意事项（1）炉膛正压时，应暂停炉侧的工作票。防止从锅炉不严密处，喷火伤人。（2）炉膛正压时，应停止吹灰打焦，防止人员受伤。6（3）炉膛正压后，对炉本体全面检查。七、水冷壁爆管1、现象（1）锅炉四管泄漏装置报警。（2）给水流量不正常的大于蒸汽流量。（3）炉膛内有异常声响，炉膛不严密处可能向外喷烟气和水蒸汽。（4）炉膛负压偏正，严重时，锅炉燃烧不稳定甚至灭火。（5）各段烟温下降，两侧烟温偏差变大。（6）过热器爆管侧排烟温度下降。（7）低过爆管，主蒸汽温度升高。（8）主蒸汽压力下降。（9）引风机投自动时，动叶开度不正常的增大、电流增加。2、原因（1）给水质量不符合标准，化学水处理不当或监督不严，造成水冷壁内部结垢腐蚀。（2）安装或检修时管内有杂物堵塞，未及时发现、清除。（3）管材或焊接质量不良。（4）燃烧方式不当，火焰偏斜。（5）炉膛内严重结焦或磨损。（6）锅炉给水流量低，水循环不良。（7）炉膛内发生爆炸，使水冷壁管损坏。（8）大块塌焦砸坏冷灰斗处水冷壁管。（9）喷燃器附近管子，受一次风冲刷磨损爆管。（10）受热面管壁长期超温。（11）吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管。（12）锅炉启动升温、升压速度过快。（13）管材老化失效。3、处理（1）若泄漏不严重，能维持给水、壁温及其它参数，应加强监视，投等离子稳燃，稳定燃烧，控制炉膛负压正常。密切监视损坏部位的发展趋势，做好事故预想。同时向专业及相关领导汇报。并且向调度申请尽早停炉。（2）降低机组负荷和压力运行，加强机组补水。（3）注意各自动装置的动作情况，若不正常，应立即将其切至手动，调整水燃比及风量，维持各段工质温度正常。（4）降负荷过程中，调节分离器出口温度、过热度正常，主再热汽温正常、监视炉膛负压自动调节正常、注意监视锅炉受热面的温度。（5）注意监视加热器、除氧器、凝汽器水位并维持在正常范围。（6）若泄漏严重，使爆破点后工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常运行或威胁设备安全时，应按紧急停炉规定进行处理。（7）若损坏严重造成锅炉灭火，应按锅炉灭火处理。停炉后保留引风机运行，维持炉膛负压正常，待无汽、水冒出可停用引风机。八、省煤器爆管1、现象（1）炉管泄漏检测装置报警。（2）给水流量不正常地大于蒸汽流量。7（3）炉膛负压偏正，省煤器后两侧烟温差偏大，泄漏侧排烟温度下降。（4）省煤器附近有异常响声，并从不严密处可能冒蒸汽和烟气。（5）空气预热器两侧出口风温偏差大，且风温降低。（6）烟道下部不严密处可能漏灰、水。（7）投自动的引风机电流增大。2、原因（1）管内腐蚀。（2）管材或焊接质量不良。（3）飞灰磨损。（4）管内有杂物堵塞。（5）省煤器长期超压运行。（6）运行中发生断水、严重缺水、超温。（7）尾部烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。（8）吹灰器使用不当，造成受热面管壁吹损严重。（9）吹灰器泄漏，造成受热面管壁。3、处理（1）若泄漏不严重，能维持给水及其它参数，应加强监视，同时向专业及相关领导汇报。并且向调度申请尽早停炉。（2）保持炉膛负压，投等离子稳燃。并降低机组负荷和压力运行，加强机组补水。（3）降负荷过程中，调节分离器出口温度、过热度正常，主再热汽温正常、监视炉膛负压自动调节正常、注意监视锅炉受热面的温度。（4）注意监视加热器、除氧器、凝汽器水位并维持在正常范围。（5）若省煤器爆管，虽然降低负荷、压力仍不能维持运行，汇报调度、专业及相关领导，申请紧急停炉。（6）其余按MFT紧急停炉处理。停炉后保留引风机运行，维持炉膛负压正常，待无汽、水冒出可停用引风机。九、过热器爆管1、现象（1）锅炉四管泄漏装置报警。（2）给水流量不正常的小于主蒸汽流量。（3）炉膛或烟道内有异常响声，炉膛负压变正。（4）主蒸汽压力下降。（5）过热器爆管侧有泄漏声，不严密处可能向外冒蒸汽。（6）低过爆管，主蒸汽温度升高。（7）两侧主蒸汽温度差值大，减温水流量两侧偏差大，过热器后两侧烟温差增大。（8）过热器爆管侧排烟温度下降。（9）投自动的引风机电流不正常的增大。2、原因（1）过热器管内结垢、热偏差等，引起管壁长期超温。（2）飞灰磨损造成管壁减薄。（3）过热器区域发生二次燃烧。（4）管材质量不合格，焊接质量不良。（5）过热器管内有杂物。（6）吹灰器使用不当造成管壁磨损。（7）过热器管内水塞引起局部过热，或交变应力引起疲劳损坏。8（8）锅炉启动升压、升温速度过快。（9）锅炉长期超压运行。（10）管内腐蚀。（11）管材老化失效。3、处理（1）若泄漏不严重，能维持给水及其它参数，应加强监视，同时向专业及相关领导汇报。并且向调度申请尽早停炉。（2）投等离子稳燃，控制炉膛负压正常。（3）降低机组负荷和压力运行，加强机组补水。（4）降负荷过程中，调节分离器出口温度正常，主再热汽温正常、监视炉膛负压自动调节正常、注意监视锅炉受热面的温度。（5）注意监视加热器、除氧器、凝汽器水位并维持在正常范围。（6）若过热器爆管；虽降低负荷、过热蒸汽压力、温度仍不能维持运行，汇报调度及公司生产领导，紧急停炉。（7）其余按MFT紧急停炉处理，停炉后保留引风机运行，维持炉膛负压正常，待无汽、水冒出可停用引风机。十、再热器爆管1、现象（1）炉管泄漏检测装置报警。（2）再热蒸汽压力下降，再热蒸汽流量下降。（3）泄漏点后的再热管壁温度上升，泄漏点前壁温下降。（4）再热器泄漏侧排烟温度下降。（5）再热器泄漏点有泄漏声，不严密处向外冒蒸汽。（6）电负荷有所下降。（7）投自动的引风机电流不正常的增大。（8）过热器、再热器两侧汽温偏差增大。2、原因（1）再热器管内结垢、热偏差等，引起管壁长期超温。（2）管材质量不合格，焊接质量不良。（3）管壁被飞灰磨损。（4）再热器区域发生二次燃烧。（5）管内有杂物堵塞，或其它原因造成蒸汽分配不均。（6）吹灰器使用不当。（7）管壁腐蚀。（8）管材老化失效。（9）受热面积灰结焦使管壁过热。（10）启、停炉或事故状态下，对再热器冷却不够。（11）两侧再热蒸汽流量不均。3、处理（1）若泄漏不严重，能维持给水、壁温及其它参数，应加强监视，同时向专业及相关领导汇报。并且向调度申请尽早停炉。（2）投等离子稳燃，控制炉膛负压正常。（3）降低机组负荷和压力运行，加强机组补水。（4）降负荷过程中，调节分离器出口温度正常，主再热汽温正常、监视炉膛负压自动调节正常、注意监视锅炉受热面的温度。9（5）注意监视加热器、除氧器、凝汽器水位并维持在正常范围。（6）若再热器爆管，虽降低负荷、过热蒸汽压力、温度仍不能维持运行，汇报调度及公司生产领导，紧急停炉。（7）其余按MFT紧急停炉处理，停炉后保留引风机运行，维持炉膛负压正常，待无汽、水冒出可停用引风机。十一、锅炉汽水受热面超温1、现象（1）锅炉汽水受热面超温报警。（2）受热面部分测点显示温度超高限。2、原因（1）启动前疏水不充分，或减温水投入过早、过剩，在立式布置的蛇形管中形成水塞。（2）检修工艺不良或减温器损坏，管内残留杂物。（3）机组长期未清洗、清洗效果不好、水质不合格或停炉保养措施不力，造成管中结垢、积盐严重。（4）受热面严重结焦。（5）机组负荷过高，煤质太差。（6）燃料增加速度太快、幅度太大。（7）水煤比失调，造成煤多水少，受热面内汽水温度超出设计值。（8）烟道发生二次燃烧造成烟道内受热面超温。（9）启动初期循环流量不足，造成水冷壁超温。（10）启动初期给水温度太低，过热器冷却流量不足。燃料投入过快、过多，炉膛出口烟温超过规定值，造成过热器、再热器超温。（11）火焰偏斜，两侧烟温差大，受热面受热不均。3、处理（1）发现受热面超温报警，应立即查找对应受热面温度，并确认报警的正确性。（2）发现DCS故障导致水/煤比失调时或减温水失控应立即解除自动，手动调整水/煤比和减温水，控制过热汽各段温度在规定范围内，DCS系统正常后将水/煤比和减温水投入自动。（3）出现RB动作、跳磨、掉焦、吹灰、给水泵跳闸、高加投停等引起燃烧工况发生大幅扰动时，汽温控制由DCS自动调整，值班员应注意自动调节状况和汽温的变化，必要时可修正给水偏置，加减给水量、给煤量，保证各点温度在允许范围内。当发现自动调节工作不正常，汽温急剧变化时值班员应果断切为手动调整汽温。（4）减温水阀门故障造成汽温异常时，将相应的减温水自动切换为手动调整，及时通知检修处理。（5）加强受热面吹灰。（6）风烟挡板调节失灵，调整无效时，及时通知检修处理。（7）主汽系统受热面或管道泄漏应及时停炉处理，泄漏可能会造成蒸汽温度异常，在维持运行期间如主汽温度自动不能正常工作，应将其切为手动进行调整。（8）任何情况造成主汽温度和受热面金属温度超温且短期调整无效时，应果断切除上排制粉系统降负荷，确保受热面的安全。（9）处理中，如果机侧主、再汽温度在10分钟内急降50以上时，应手动紧急停机。4、防范措施（1）锅炉启动前应对受热面充分疏水。（2）启动初期应按规定建立足够的循环流量，保证水冷壁的充分冷却。（3）机组并网前，炉膛出口烟温不宜超过540，否则应适当减少燃料或减慢增燃料速度。（4）机组冷态启动时，给水温度在冷态清洗完成后应逐渐提高至较高值，使在等量的燃料下能10产生更多的蒸汽。（5）冷态启动初期，因汽压受旁路开度、给水未饱和度影响较大，且过热器冷却流量很低，故升温升压速率应以启动分离器温度为准，并比启动后期及正常运行的速率要低。（6）提高检修工艺，加强质量监督，定期检查减温器管有无破损，避免受热面内存留杂物。（7）加强水质监督、处理，完善并落实停炉保养措施，按规定对各受热面进行清洗，减轻管子内壁的结垢和积盐。（8）根据煤质变化，及时调整燃烧，经常检查消除炉膛及烟道各部漏风，以形成良好的炉内空气动力场，防止或减轻结焦，使各受热面处温度分布合理，受热均匀。（9）维持合适的风量、一、二次风率和燃尽风率，定期检查等离子阴阳极损耗情况，避免出现烟道再燃烧。（10）按规定定期吹灰，结渣严重时，增加吹灰次数。（11）手动增加燃料量时，应控制速率，小幅多次分阶段操作，待给水自动调节跟上并稳定后再进行下一次操作，避免因自动调节的滞后性造成煤水比严重失衡。（12）如因给水、汽温自动失灵导致受热面超温，应及时切手动调节，维持稳定、合适的煤水比例。（13）确认受热面超温，可适当降低机组负荷和汽水流程温度，根据机组所处阶段对照上述超温原因，查明原因并进行相应处理。十二、锅炉两侧汽温偏差大1、现象（1）DCS画面两侧汽温偏差大。（2）某一段或多段受热面的蒸汽温度或金属壁温超过允许限值。（3）两侧减温水量偏差大。2、原因（1）水煤比失调引起锅炉水动力不稳。（2）炉膛工况发生大幅度扰动，自动调整品质不好或手动调节不及时。（3）炉膛严重结焦或积灰。（4）风烟挡板调节失灵。（5）烟气分流的影响，两台引风机出力不一致。（6）运行中锅炉受热面吹灰不及时。（7）主汽系统受热面或管道泄漏。（8）减温水阀门故障。（9）升降负荷时调整不当。3、处理（1）水/煤比失调时或减温水失控应立即解除自动，手动调整水/煤比和减温水，控制过热汽各段温度在规定范围内。（2）出现RB动作、跳磨、掉焦、吹灰、给水泵跳闸、高加投停等引起燃烧工况发生大幅扰动时，汽温控制由DCS自动调整，值班员应注意自动调节状况和汽温的变化，必要时可对中间点温度定值进行适当的修正，保证各