江苏新海发电集控运行规程6 事故处理

1、第六章 机组运行异常及事故处理6.1 事故处理原则6.1.1 事故处理应遵循“保人身、保电网、保设备”的原则，迅速解除对人身和设备的危害，必要时立即解列发生故障的设备。6.1.2 无论发生任何事故均应及时将情况汇报值长，在值长、单元长的统一指挥下进行事故处理。6.1.3 机组发生故障时，运行人员应保持冷静，根据运行参数、仪表指示和报警信息，正确地判断事故原因及影响范围，并迅速采取措施，首先解除对人身、电网及设备的威胁。隔离故障设备，限制事故范围。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，应紧急停止其运行，防止事故扩大，保证非故障设备的正常运行。6.1.4 根据事故情况，

2、必要时调整运行方式，保证厂用电，特别应确保400V保安段电源正常可靠，以确保机组事故保安设备的正常运行。6.1.5 当派人出去检查设备或寻找故障点时，应加强联系，在未与检查人员取得联系之前，不允许对被检查设备进行合闸送电。6.1.6 当发生规程内未列举的故障现象时，运行人员应根据事故处理原则，利用自己的知识和经验正确地加以分析、判断及时采取对策作相应处理。情况允许时，及时通知有关人员共同分析判断，正确处理。6.1.7 事故情况下，运行人员必须坚守岗位。事故发生在交、接班时，应停止交接班，由交班人员继续进行处理，接班人员应在当班值长、单元长的统一指挥下积极协助交班人员进行事故处理。当机组恢复正常

3、运行状态或处理至机组运行稳定后，按值长命令进行交接班。6.1.8 事故处理完毕后，各岗位要对事故发生的现象、时间、地点、处理措施、经过及处理过程中的有关数据，真实详细地记录在交、接班记录中。值长、单元长应负责收集有关资料，以备事故分折。6.2 事故停机事故停机是指机组继续运行将危及人身安全、损害设备或造成设备进一步毁坏时的被迫停机。6.2.1 遇下列情况应破坏真空紧急停机：6.2.1.1 机组发生强烈振动，瓦振达0.1mm以上或轴振达0.25mm。6.2.1.2 汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。6.2.1.3 汽轮机发生水击。6.2.1.4 任一轴承回油温度升至75或任一轴承断油冒

4、烟。6.2.1.5 任一支持轴承金属温度升至115或推力轴承金属温度升至110。6.2.1.6 轴封或挡油环严重摩擦、冒火花。6.2.1.7 润滑油压低至O.05MPa，启动辅助油泵无效时。6.2.1.8 主油箱油位降至-250mm以下，补油无效时。6.2.1.9 油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。6.2.1.10 轴向位移值超过跳闸值，而轴向位移保护未动作。6.2.1.11 汽轮机转速超过3300r/min，而超速保护未动作。 6.2.1.12 发电机、主变、高厂变、励磁变冒烟着火或氢系统发生爆炸时。6.2.1.13 高压缸排汽温度达420及以上时。6.2.2 遇下列情况应立即停机

5、（不需破坏真空）：6.2.2.1 MFT具备动作条件而保护拒动。6.2.2.2 汽包所有水位计损坏。6.2.2.3 主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道爆破或炉管爆破不能维持运行或威胁人身设备安全时。6.2.2.4 炉管、过热器、再热器、省煤器严重泄漏或爆破，不能维持主参数（水位、汽温、汽压、炉膛压力）正常运行时。6.2.2.5 再热蒸汽中断。6.2.2.6 过热器减温水调节阀失效或减温水总门关闭（无法打开），汽温变化达到汽机停机值时。6.2.2.7 炉膛或烟道内发生爆燃，使设备遭到严重损坏。6.2.2.8 锅炉尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，使排烟温度不正常升高到250，有烧坏空气预热器的危险时。6

6、.2.2.9 锅炉压力超过安全门（含PCV阀）动作压力而安全门拒动，同时PCV阀、向空排汽门、旁路系统均无法打开时。6.2.2.10 安全门动作经处理仍不回座，汽温、汽压下降到汽机不允许时。6.2.2.11 单台空气预热器故障，盘车无效，故障空气预热器出口烟气温度超过250时。6.2.2.12 两台火检冷却风机故障不能联动，且冷却风压与炉膛压力差1500Pa超过10秒时。6.2.2.13 凝结水泵故障,凝汽器水位过高,而备用泵不能投入。6.2.2.14 机组甩负荷后空转或甩负荷后带厂用电运行超过15分钟。6.2.2.15 DEH系统或调节保安系统故障无法维持正常运行。6.2.2.16 高中压缸

7、或低压缸胀差增大，调整无效超过极限值时。6.2.2.17 机组无蒸汽运行时间超过1分钟。6.2.2.18 油系统泄漏严重，无法维持运行时。6.2.2.19 抗燃油压力下降至7.8MPa以下。6.2.2.20 运行中机侧主、再热蒸汽温度升至565或降至430或主蒸汽、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50以上。6.2.2.21 循环水中断不能立即恢复时。6.2.2.22 凝汽器真空降至-81kPa以下时。6.2.2.23 机组负荷100MW以上，凝汽器真空低于-85kPa，运行时间达60min及以上时。6.2.2.24 发电机有明显故障，而保护拒动。6.2.2.25 主变、高厂变、励磁变异常必须停运

8、时。6.2.2.26 发电机定子及引线漏水。6.2.2.27 发电机严重漏氢，保证不了氢压时。6.2.2.28 发电机定冷水中断，超过28秒。6.2.2.29 机组范围发生火灾，直接威胁机组的安全运行时。6.2.2.30 当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死机”）时。6.2.3 遇有下列情况之一时，应申请停止机组运行：6.2.3.1 炉内承压受热面因各种原因泄漏，尚能维持短时间运行时。6.2.3.2 高压汽水管道、法兰、阀门泄漏无法隔离时。6.2.3.3 单台空气预热器故障，短时间内无法恢复时。6.2.3.4 两台除尘器停运短时间内无法恢复时。6.2.3.5 控制气源

9、失去，短时间内无法恢复时。6.2.3.6 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经调整无法恢复时。6.2.3.7 锅炉严重结焦，经多方面处理难以维持正常运行时。6.2.3.8 烟道积灰、炉膛及预热器漏风，电除尘及引风机积灰等原因，经采取措施无法维持炉膛正常负压时。6.2.3.9 锅炉汽温和受热面壁温严重超标，经多方面调整无法降低时。6.2.3.10 除灰系统故障，短时间不能消除时。6.2.3.11 吹灰系统故障，无法正常吹灰，导致锅炉不能正常运行时。6.2.3.12 发电机线圈、铁芯温度或温升超过允许值，采取措施无效时。6.2.3.13 发生其它故障，威胁机组运行及人身安全时。6.3 紧急停机

10、的操作6.3.1 紧急停机条件之一出现时，满足保护条件的保护应动作，若保护未动或非保护条件应立即手操紧急停机或紧急停炉按钮，检查高、中压自动主汽门及调速汽门快速关闭，高排逆止门、各段抽汽逆止门及供热抽汽逆止门快速关闭，开启汽轮机润滑油泵；切断炉膛所有燃料供给，停止一次风机、制粉系统，关闭燃油快关阀，关闭过热器、再热器减温水门；发电机主开关及灭磁开关跳闸，厂用电切换正常。若厂用电无法保证，应紧急启动柴油发电机组恢复400V保安段供电。6.3.2 停用真空泵，打开真空破坏门，关闭所有通向凝汽器的疏水，停用旁路系统。6.3.3 检查启动电动给水泵，将各自动切为手动，检查开启电泵再循环门，用30给水旁

11、路控制汽包水位，停止上水时应开启省煤器再循环门。6.3.4 开启凝结水再循环门，关#5低加出口门，调整凝汽器及除氧器水位。6.3.5 严格监视汽包和过热器压力，用向空排汽门或手动PCV阀控制主汽压力，防止锅炉超压。6.3.6 在惰走过程中检查机组各部情况，倾听机内声音，准确记录惰走时间。当机组转速降至1250r/min时，检查顶轴油泵自启动，调整密封油压。转速到零时停用轴封供汽。6.3.7 调整炉膛负压在-100Pa，用大于30的风量对炉膛进行吹扫。6.3.8 立即汇报单元长、值长及有关领导。6.3.9 紧急停机后，若机组不具备重新启动条件，余下工作按正常停机进行。6.3.10 若非破坏真空停

12、机，则无停真空泵、开真空破坏门操作，应切换轴封备用汽源，维持真空。6.4 典型事故的处理6.4.1 锅炉灭火6.4.1.1 现象：1) 炉膛负压突然大幅度摆动或至最大。2) 火焰工业电视显示不出火焰，炉膛变黑。火焰检测装置检测不到火焰。 3) 炉膛灭火信号声光报警。4) 汽温、汽压、蒸汽流量迅速下降，汽包水位大幅度波动。5) MFT动作，主汽门关闭、发电机跳闸声光报警。6.4.1.2 原因：1) 炉内燃烧工况组织不合理，风煤比例不当。2) 机组低负荷运行时，燃烧不稳定3) 煤质变化剧烈，燃烧不稳定。4) 掉焦、掉渣破坏燃烧工况。5) 制粉系统运行异常。6) 水冷壁、再热器、过热器爆管破坏燃烧。

13、7) 运行中锅炉辅机故障。8) 锅炉保护动作。9) 全燃油时，油中带水或燃油系统故障。10) 厂用电中断6.4.1.3 处理：1) 锅炉灭火，MFT应动作，主汽门关闭，发电机跳闸。若MFT保护拒动，立即手动切除一次风机、磨煤机、给煤机的运行，手动关闭燃油速断门，锅炉解除全部减温水。2) 机组的厂用电源切换至备用电源，检查灭磁开关联跳，否则手动拉开，启动电动给水泵。3) 查明MFT原因后，迅速满足炉膛吹扫条件，调整3050的总风量，进行炉膛吹扫5min后，复位MFT、OFT，允许锅炉点火。油枪投入后应就地观察油枪着火情况。4) 检查汽机交流润滑油泵联启正常，高排逆止门、抽汽逆止门、供热逆止门关闭

14、，切除高、低压加热器，检查关闭轴封至除氧器进汽门，除氧器切换至辅汽供，轴封汽源切换为辅汽或再热冷段供。5) 锅炉点火后，通过增加燃料，打开向空排汽、投入旁路等手段尽力提高汽温，使汽温接近缸温。发电机解列，汽轮机处于隋走时，按热态重新启动；当汽轮机已处于盘车状态，则不允许立即启动，待盘车4h后，按热态启动处理。 6) 在快速恢复过程中，注意控制好升温、升压速度，防止过热器、再热器各段超温。7) 点火后，启动制粉系统时，启动前必须对磨煤机进行10min的吹扫，煤粉着火稳定后再投下一台磨煤机。6.4.2 任一6kV工作段厂用电源中断6.4.2.1 现象：1) DCS系统报警，对应母线工作电源开关跳闸

15、，快切装置闭锁或切换失败。2) 该段带低电压保护的设备均跳闸，备用设备联启。6.4.2.2 原因：1) 发变组保护动作，快切装置动作不正常。2) 6kV母线故障。3) 6kV设备故障，保护越级动作。4) 运行人员误操作或保护误动。6.4.2.3 处理：1) 检查确认6kV（A或B段）母线确已失电，检查保护动作情况。 若保护动作，快切装置发“快切闭锁”信号时，在未查明原因前不得抢合备用及工作电源开关。 若快切装置因故未投入或拒动，则应检查工作分支开关确已断开后，立即手动合上该段备用分支开关。 若该段无备用电源，同时又不是发变组或高厂变主保护动作及发电机仍带有正常电压时，则对母线检查无异常后，可利

16、用跳闸的开关对其强送电一次。 若原为备用电源开关供电，备用开关跳闸，未查明原因前不得抢合工作及备用电源开关。此时若跳闸原因不是启动变差动或瓦斯保护动作引起时，则对母线检查无异常后，允许用跳闸开关对失电母线进行强送一次。2) 检查保安段正常或切换正常，若未切换立即手动切换。3) 检查在该母线上的低压厂变所带的400V母线确无电压,分别拉开低压厂变低压侧、高压侧开关，必要时手动合上联络开关。4) 若锅炉未灭火，汽机未掉闸，RB投入时，检查RB应动作，油枪联投正常，调整维持炉膛负压，维持汽包水位，并按锅炉辅机单侧运行规定处理。5) 具有联动备用的设备电源中断跳闸后，检查备用设备应联启正常。6) 检查

17、运行磨煤机所对应的给煤机是否正常，恢复受影响的给煤机。7) 若因失电造成锅炉灭火，按照锅炉灭火事故处理。8) 若机组跳闸，立即检查交流润滑油泵、密封油泵、小机交流油泵运行正常，否则启动直流油泵，按照汽轮机停机事故处理。9) 复位跳闸设备开关，切除有关联动设备开关。查明厂用电源中断原因，若保护动作引起6kV快切装置闭锁，应到现场查明保护动作原因： 若系负荷故障越级跳闸，应隔离故障点后恢复母线供电。 若母线上有明显故障点，将母线停电做好安措交检修处理。 若检查不到明显故障点，则拉开所有负荷分支开关，用备用分支开关对母线试送电一次，成功后逐路恢复分支供电。10) 厂用电恢复正常后恢复机组正常运行方式

18、。6.4.3 6kV工作段厂用电源全部中断6.4.3.1 现象：1) DCS系统报警，跳闸开关显示状态改变。2) 所有运行的带低电压保护的交流电动机均跳闸，各电动机电流到零。3) 6kV工作段、6kV公用段、400V工作段、400V公用段（IA段或IB段）、保安段母线电压到零，柴油发电机应自启动。4) 锅炉MFT动作，汽机跳闸，机组解列。5) 汽温、汽压、真空迅速下降。6.4.3.2 原因：1) 系统故障，同时#02启动变故障。2) 6kV快切装置自投不成功。3) 运行人员误操作或保护误动。6.4.3.3 处理：1) 检查高、中压主汽门、调门关闭；高排逆止门、抽汽电动门及逆止门关闭，转速下降。

19、2) 检查柴油发电机联启保安段电源切换电压恢复正常，否则应强启柴油机手动切换保安段电源；若本机组柴油发电机启动失败，则倒换运行方式由另一台柴油发电机带本机组保安段。3) 启动汽机直流润滑油泵，小机直流事故油泵，直流密封油泵运行，注意各瓦温的温升变化情况。全开真空破坏门紧急故障停机。4) 检查锅炉MFT动作正常，燃油快关阀关闭无泄漏，停止锅炉所有放水。空气预热器运行正常，必要时应手动盘车。检查火检冷却风机工作正常。5) 检查机、炉动力配电箱备用电源联动正常，电动门是否失电。6) 若另一台机组运行正常，检查关闭跳闸循环水泵出口蝶阀，在不影响另一机组安全运行的前提下，视情况开启部分循环水联络门。7)

20、 凝汽器未通水前禁止向凝汽器排汽、水，关闭主、再热蒸汽管道疏水、辅联至凝汽器疏水门，关闭连排。8) 复归跳闸设备，切除有关联动开关、查明厂用电中断原因，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、风机的启动、切换工作。6.4.3.4 机组恢复运行时应对机组进行全面检查，并注意如下问题：1) 认真检查汽轮机转子的弯曲情况，若大轴晃动度超规定，应进行盘车直轴后方可启动。2) 各主要监视数据应在允许范围内。3) 若循环水中断时间长，凝汽器汽、水侧温度升高较多，通循环水之前，应优先启动凝结水泵投入低压缸喷水，降温至50以下。凝结水采取补、排方式换水降温，恢复循环水系统运行时缓慢充水赶空

21、气。 6.4.4 400V工作段厂用电源中断6.4.4.1 现象：1) DCS系统报警，跳闸开关显示状态改变。2) 部分设备跳闸停运，备用设备启动。3) 400V工作段电压显示到零。6.4.4.2 原因：1) 6kV工作母线失电。2) 400V工作段母线故障。3) 运行低厂变故障。4) 运行人员误操作或保护误动作。6.4.4.3 处理：1) 如果低压厂用电源部分中断，而锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧。2) 检查保安段电源正常，否则强启柴油发电机手动切换保安段电源。3) 若小机掉闸，检查电泵联启正常，并调整水位正常。4) 具有联动备用的设备电源中断跳闸后，检查备用电源应联启正常。5) 空

22、气预热器主电机跳闸，辅助电机自动投入时，隔离跳闸空气预热器，若空气预热器主辅电机均不能运行时，应手动盘车。6) 根据低压厂用电源跳闸的具体情况，进行相应的处理： 若因6kV工作母线失电，应分别拉开所属低压厂变低压侧、高压侧开关，必要时手动合上联络开关由另一段400V母线供电。待母线电压正常，恢复因低电压跳闸的设备。 检查保护动作情况，未查明原因前不得抢合联络开关。 若联络开关在停役状态或由联络开关供电时开关跳闸，禁止强送，必须查明故障原因，待故障消除或隔离后再恢复400V母线供电。 如果是母线故障或负荷故障且保护未动或拒动而引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，用跳闸的开关试

23、送电正常后恢复母线运行。若为母线故障，应立即隔离故障点，通知检修处理。7) 如果因低压设备跳闸而引起高压设备跳闸，造成机组停运或锅炉灭火，应紧急停机或紧急停炉。6.4.5 RUN BACK（快速减荷）6.4.5.1 当机组处于协调控制方式，且负荷50MCR工况下，机组发生下列情况之一时，应使机组快速降负荷到50。1) 失去一台送风机。2) 失去一台引风机。3) 失去一台一次风机，或一次风母管压力低。4) 失去一台给水泵。5) 失去一台空气预热器。6.4.5.2 自动RUN BACK的主要现象：1) 跳闸辅机的声、光报警出现。2) 机组负荷及蒸汽流量大幅度下降。3) 汽包水位急剧下降。6.4.5

24、.3 自动RUN BACK正常时：1) 检查RB后锅炉负荷与能力负荷是否适应，若不适应，则继续降低机组负荷，直至汽包水位、炉膛负压、氧量、风压均能维持在正常范围内。2) 检查关闭跳闸的磨煤机对应的二次风量调节风门。3) 若燃烧不稳，可投油稳燃。4) 锅炉负荷降至50，保留运行中相邻两层燃烧器对应的磨组运行，跳其余磨组，并有相应报警。5) 锅炉控制回路由RB目标值控制，负荷指令回路跟踪实发功率信号，汽机控制回路由主汽压力（机前压力偏差）控制，承担主汽压力的调节任务。6.4.5.4 自动RB不正常时：1) 人工干预，保留运行中相邻二层燃烧器对应的磨组运行，紧急停运其余磨组。2) 下层投油不成功时，

25、立即手控（远程）投入下层或中层油枪运行。3) 给水自动跟不上时，暂切为手操，水位正常后再投入自动。4) 当汽温下降过快时，立即先强关减温水总门，防止汽温突降。当汽温趋于稳定或有回升时，根据情况再做恢复调整。5) 密切监视燃烧，注意炉膛负压的调节，防止熄火。6.4.6 尾部烟道再燃烧6.4.6.1 现象：1) 烟道、省煤器出口及空预器进、出口的烟温均不正常地突然升高。2) 一、二次热风温度不正常地升高。3) 炉膛和烟道负压剧烈波动，烟道差压增大。4) 烟囱冒黑烟，引风机轴承温度升高。5) 燃料量远大于实际负荷应对应的燃料量。6) 再热器烟道发生再燃烧时，再热器出口汽温不正常升高或再热器挡板自动关

26、小（自动方式时），事故喷水可能投运；过热器烟道发生再燃烧时，屏过入口汽温不正常升高或一减温水流量大幅上升。6.4.6.2 原因：1) 燃烧不良，尾部积碳或在锅炉启、停时的燃油过程中，油压偏低，雾化不好，使烟道受热面上积油垢。2) 锅炉长时间低负荷运行，烟速低，使尾部烟道内积聚可燃物。3) 燃烧调整不当，煤粉粗，风量过小等原因引起燃烧不完全，造成大量可燃物在烟道内积聚燃烧。4) 在启、停炉或启、停制粉系统时，调整不当使着火和燃烧不良造成尾部积粉燃烧。6.4.6.3 处理：1) 发现烟道烟气温度不正常升高时，应全面分析并采用相应的调整措施，同时对烟道进行吹灰。2) 发现烟道温度不正常地升高是由于调

27、整不当或风、煤量测量不准造成风量不足引起时，应将风量和煤量控制切为手动方式，采用风量不变，减少煤量的方法处理。处理时应缓慢，尤其是汽温很高且减温水流量也很大的情况下更应注意。待烟温恢复正常，逐渐增加风量和煤量将负荷增至需要值。3) 当检查确认发生再燃烧时，执行紧急停炉，停运二台送、引风机并关闭其进、出口风门（挡板），密闭炉膛，同时设法用吹灰器向炉内喷蒸汽灭火。4) 检查烟道各段烟温正常后，方可打开检查门检查，确认无火源后，谨慎启动引风机通风。5) 通风后烟温无异常且设备未遭到损坏，重新点火启动。6.4.7 汽包水位高6.4.7.1 现象：1) 汽包水位指示高于正常水位。2) 各水位表同时向正值

28、增大，高水位报警。3) 给水流量不正常大于蒸汽流量。4) 蒸汽带水时，依蒸汽流程，各过热器壁温、减温器前后汽温、主蒸汽温度先后快速急剧下降。5) 严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击。6) 若燃料量突增引起，机组负荷及蒸发量均上升或汽压上升。7) 若水位高至+150mm，汽包事故放水门自动开启，若水位高于+200mm，3秒后MFT动作。6.4.7.2 原因：1) 给水自动失灵或被控设备（给水泵、调门等）故障失控，使给水流量大于蒸汽流量。高水位报警信号失灵，造成运行人员发现不及时。2) 手动调整不及时或误操作。3) 水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不正常，造成运行人员误判断而误操作。4) 负荷突增

29、或安全门动作，造成瞬间高水位，自动（手动）调节跟不上。6.4.7.3 处理：1) 对照汽、水流量和各水位计指示，判断水位指示是否正确。2) 发现各水位指示值均升至+100mm以上时，立即手动关小给水调门或降低给泵的转速，必要时还应打开汽包定排阀门或事故放水门。若因燃料量突增引起，则立即降低燃料量；若因主汽压力突降引起，应谨慎减少给水量，防止虚假水位过后继而发生缺水。3) 若过热器已带水，汽温明显下降，立即打开过热器和主汽管道疏水门，待汽温恢复正常后再关闭。4) 水位已控制在允许的范围内后，应进一步查找原因并作相应的处理。5) 若汽包水位+200mm，3秒后MFT应动作，否则应手动紧急停炉。6)

30、 满水使MFT动作后，应查明原因并继续下列处理： 若各变送器水位指示值小于+205mm时，立即关小给水调节阀或降低给水泵的转速，将水位维持在正常水位。 若各变送器水位指示值大于+205mm时，关小给水调门，打开事故放水门，必要时还应关闭给水隔绝门，待汽包水位降至正常水位，关闭事故放水门。 若满水尚未造成设备损坏，水位和汽温正常后，应及时将锅炉重新投运。6.4.8 汽包水位低6.4.8.1 现象：1) 汽包水位指示低于正常水位。2) 各水位计同时向负值增大，低水位报警。3) 给水流量不正常小于蒸汽流量。6.4.8.2 原因：1) 给水自动失灵或被控设备（给水泵、调整门）故障失控，使给水流量小于蒸

31、汽流量。低水位报警信号失灵，造成运行人员发现不及时。2) 手动调整不及时或误操作。3) 水位计、蒸汽流量表，给水流量表指示不正确，造成运行人员误判断而误操作。4) 水冷壁或省煤器严重泄漏或爆破。5) 定排泄漏或排污量过大；省煤器、水冷壁下联箱放水门和事故放水门误开。6) 给水泵故障。7) 负荷突降或主汽压力突升，造成瞬间低水位，自动（手动）调节跟不上。6.4.8.3 处理：1) 对照所有水位计，确认水位低。 2) 因给水自动失灵，应将给水自动切为手动，提高给水泵转速，增加给水量；因给水泵失控，立即增加另一给水泵转速，并用其调整控制；若此时给水流量仍小于蒸汽流量，立即启动备用泵（电动泵），用电泵

32、控制，水位回升正常后停止失控泵。3) 在上述处理过程中，若发现给水流量始终小于蒸汽流量，汽包水位在-100-200mm，但仍有下降趋势时，应超前适当减负荷，使蒸汽流量小于或稍小于给水流量，以稳住水位。应避免在水位接近低限时急减负荷，造成瞬间低水位，引起MFT动作。4) 若由于燃料量突降或主汽压力突升引起，应谨慎增加给水量，防止虚假水位过后继而发生满水事故；若是放水门误开引起水位低时，除增大给水量外，应及时关闭放水门；若是爆管引起水位低时，按爆管事故进行处理。5) 因排污引起，应立即停止排污；若因给水泵汽化引起时，按引起给水泵汽化的原因进行相应处理。6) 经上述处理，水位仍低至-300mm时，达

33、3s后，MFT应动作，否则手动紧急停炉。7) 由于运行人员监视不严，水位低至停炉标准，停炉后经校水能见到水位时，应缓慢上水，如见不到水位时，应禁止上水，并对锅炉进行检查，经总工程师批准后方可重新上水。8) 缺水使MFT动作后，应尽快查明原因并继续下列处理： 若就地水位指示尚在水侧可见部份及以上，各变送器水位指示值也大于-300mm时，立即开大给水调节阀或增加给水泵的转速，将水位维持在正常水位，准备重新点火启动。 若就地水位已无指示，但各变送器水位指示可靠，并且指示值大于-300mm时，应继续进水，将水位维持在正常水位，准备重新点火启动。 若就地水位已无指示，变送器水位显示又不可靠，或各变送器指

34、示值-300mm时，应立即停运全部给水泵，关闭各给水门，炉膛吹扫或自然通风后执行闷炉措施。6.4.9 锅炉水位不明当汽包就地水位计中看不见水位，用低读水位计又难以判明，应紧急停炉，并停止上水。停炉后利用汽包水位计按下列程序查明水位。6.4.9.1 缓慢开启放水门，注意观察水位，水位计中有水位线下降，表示轻微满水。6.4.9.2 如不见水位，关闭汽门，使水部分得到冲洗。6.4.9.3 缓缦关闭放水门，注意观察水位，水位计中有水位线上升，表示轻微缺水。6.4.9.4 若仍不见水位，关闭水门，再缓慢开启放水门，水位计中有水位线下降，表示严重满水，无水位线下降，则表示严重缺水。6.4.9.5 查明水位

35、后，恢复水位计运行，并按水位高低的有关规定进行处理。6.4.10 汽包水位计损坏6.4.10.1 任一只就地水位计、水位变送器或水位开关故障，应及时联系有关检修人员修复，在进行水位变送器或水位开关的隔绝操作前，应由热控人员做好防止保护、联锁误动的措施，增加集控室水位指示与就地水位指示的核对次数，并加强运行中的监视。6.4.10.2 任一只水位变送器故障时，应加强对给水自动的监视，当二只水位变送器工作不可靠或故障时，必须将给水控制切至手动控制并尽可能保持负荷稳定。6.4.10.3 任一只水位开关故障时，应立即联系热控处理，若需将水位保护解除后进行处理，必须指定专人监视和控制水位。6.4.10.4

36、 二只水位开关故障时，若变送器水位指示可靠，允许锅炉运行2小时，但应尽量保持锅炉负荷稳定。如果变送器水位指示也不可靠，申请停炉。6.4.10.5 若所有的汽包水位全部故障，则按紧急停炉处理。6.4.11 汽水共腾6.4.11.1 现象：1) 汽包水位发生剧烈波动，就地水位计看不清水位。2) 汽温急剧下降。3) 严重时蒸汽管道发生水冲击。4) 饱和蒸汽含盐量增加，导电度增大。6.4.11.2 原因：1) 炉水品质不合格。2) 化学加药调整不当。3) 排污控制不当。4) 汽水分离装置损坏，负荷增加过快。6.4.11.3 处理：1) 减小燃烧率，降低机组负荷运行。2) 增大汽包连续排污量，必要时开启

37、汽包定排门。3) 开启过热器疏水和主汽管道疏水，待汽温正常后关闭。4) 通知化学对炉水加强分析。5) 炉水品质改善前，保持锅炉负荷稳定。6.4.12 水冷壁损坏6.4.12.1 现象：1) 炉膛负压偏正（引风机控制自动投入且有调节余量时，电流增大，炉膛负压尚可维持），炉膛负压不稳，炉内有响声。2) 泄漏点下部不严密处有汽水从炉墙流出。3) 泄漏较大时，给水流量大于蒸汽流量，两侧烟温差大，泄漏侧烟温偏低。4) 泄漏严重或爆破时，汽包水位迅速下降，汽压、蒸汽流量、电负荷下降，燃烧不稳定，引风机出力达高限，炉膛负压变正压。6.4.12.2 原因：1) 炉水品质长期不合格或长年运行使炉管内壁结垢超标，

38、而又未进行化学清洗，造成传热恶化和氢脆爆管。2) 停炉保养不良，造成坑点腐蚀。3) 管材质量不良，制造有缺陷，焊接质量不合格。4) 安装、检修质量不良，管内有杂物堵塞，燃烧器和吹灰器安装角度不对，炉管受到冲刷。5) 热负荷偏斜，负荷过低，排污量过大，燃烧室结焦等原因，造成水循环不良。6) 一次风口烧坏，煤粉冲刷炉管。7) 大块焦渣坠落砸坏炉管或除焦时损坏炉管。8) 有干锅历史，炉管过热，蠕胀变形。6.4.12.3 处理：1) 发现炉内有异声时，应小心地打开看火门进行听诊，并进行仪表分析，确认水冷壁损坏时，应申请停炉。2) 投入运行的煤燃烧器相邻的油枪，降低机组负荷，同时按0.15MPa/min

39、的速率适当降低过热器压力，以防止损坏面积扩大，并防止给水泵、引风机超负荷运行。3) 若水冷壁爆破，按规定执行紧急停炉。4) 停炉后，应继续向锅炉进水，关闭排污门和省煤器的再循环门。当发现汽包上、下壁温差明显增加或补水后水位不能回升时，停止向汽包进水。5) 炉膛吹扫结束后，停运送、引风机，保持自然通风24小时，然后重新启动引、送风机，保持2530风量，强制通风冷却。当汽包上下壁金属温差达40以上时，应停运引、送风机，保持自然通风状态。6) 当过热器出口压力降至0.2MPa时，打开汽包空气门和过热器空气门。6.4.13 省煤器损坏6.4.13.1 现象：1) 省煤器后两侧烟温偏差增大，排烟温度偏差

40、增大，泄漏侧烟温降低。2) 省煤器附近有泄漏声。3) 泄漏侧省煤器灰斗有湿灰现象，甚至有灰浆流出。4) 烟气阻力增加，引风机电流增大。5) 空气预热器两侧出口风温偏差加大。6) 泄漏较大时，给水流量大于蒸汽流量，严重泄漏或爆管时，汽包水位迅速下降，汽压及负荷下降。6.4.13.2 原因：1) 给水品质不合格，管内壁结垢超标，造成传热恶化和氢脆爆管。2) 停炉保养不良，造成坑点腐蚀。3) 管材质量不良，制造有缺陷，焊接质量不合格。4) 飞灰磨损，防磨板损坏。5) 超负荷运行或炉膛漏风量大，烟气流速增大，加速磨损。6) 省煤器堵灰形成烟气走廊，流通部分烟速增大，磨损严重。6.4.13.3 处理：1

41、) 发现省煤器附近有异声时，应小心打开检查门，进行听诊，并进行仪表分析，确认省煤器损坏时，应申请停炉。2) 当省煤器损坏使汽包水位下降时，应密切监视给水系统的动作情况，必要时应将给水自动切至手动，维持汽包水位正常。3) 降低机组负荷，同时按0.15MPa/min的速率适当降低过热器压力，以防止损坏面积扩大，并防止给水泵、引风机超负荷运行。4) 监视过热器一、二级喷水减温器和再热汽温自动控制的动作情况，必要时切至手动控制，维持主汽温度和再热汽温在正常范围内。5) 若省煤器管爆破，不能维持汽包水位，按规定执行紧急停炉。6) 停炉后，严禁打开省煤器的再循环门，继续进水尽量维持汽包水位。7) 炉膛吹扫

42、结束后，停运送、引风机，保持自然通风24小时，然后重新启动引风机运行，保持2530风量，强制通风冷却，当汽包上下壁金属温差达40以上时，应停运送、引风机，保持自然通风状态。8) 当过热器出口压力降至0.2MPa时，打开汽包空气门和过热器空气门。9) 打开省煤器侧灰斗排灰口，疏通管路，防止灰浆沉积，压垮烟道或灰浆进入空预器。6.4.14 过热器损坏6.4.14.1 现象：1) 按烟气流程，泄漏的过热器后部两侧烟温偏差增大，损坏侧烟温偏低。2) 按蒸汽流程，后一级过热器对应侧的汽温、壁温升高。3) 过热器区域有泄漏声。4) 炉膛负压波动，引风机电流增加。5) 泄漏较大时，蒸汽流量不正常地小于给水量

43、，严重泄漏或爆管时，主蒸汽压力、机组负荷下降，锅炉温度、炉膛负压不能维持。6.4.14.2 原因：1) 蒸汽品质不合格，管内壁结垢，造成传热恶化，管材超温。2) 燃烧不正常，火焰中心上移，过热器区域烟温升高。3) 燃烧方式异常，火焰偏斜，烟气侧热偏差过大。4) 过热器设计的结构、布置、受热面积不合理，吸热量过大或流速不均，蒸汽侧热偏差过大。5) 主汽温度保持过高或减温水使用不当，人为造成蒸汽侧热偏差加大。6) 水冷壁结焦，炉膛出口烟温升高。7) 过热器区域结焦堵灰，形成烟气走廊，流通部分烟速增加，传热量增大，磨损增大。8) 停炉保养不良，管内壁氧化，甚至积水坑点腐蚀。9) 管材质量不良，甚至错

44、用，制造有缺陷，焊接质量不合格。10) 吹灰器安装不正确、吹坏过热器管。11) 安装、检修失误，管内有杂物堵塞。12) 减温器内喷嘴脱落，堵塞管口或影响流量分配不均。13) 超负荷运行或运行年久，飞灰磨损严重。6.4.14.3 处理：1) 发现过热器有异声时，应小心地打开检查门进行听诊，并进行仪表分析，确认过热器损坏时，应申请停炉。2) 降低机组负荷，同时按0.15MPa/min的速率适当降低过热器压力，以防止损坏面积扩大，并防止给水泵、引风机超负荷运行。3) 检查给水控制、主汽温和再热汽温控制的动作情况，必要时应立即切为手动控制，应继续向锅炉进水，维持汽包水位、主汽温度和再热汽温度在正常的范

45、围内。4) 若过热器爆破，按规定执行紧急停炉。5) 停炉吹扫后，停运送、引风机，自然通风24小时，然后重新启动送、引风机，强制通风冷却。当汽包上下壁金属温差达40以上时，应停送、运引风机，保持自然通风状态。6) 当过热器出口压力降至0.2MPa时，打开汽包空气门和过热器空气门。6.4.15 再热器损坏6.4.15.1 现象：1) 再热器附近有异声，损坏严重时，炉外能听到明显的响声。2) 损坏严重时，再热器压力下降。3) 爆破点后汽温升高，再热器烟气挡板自动关小，甚至事故喷水投运。4) 损坏严重时，若机组主控系统投运时，燃烧量自动增加，机组负荷不变，在“TF炉主控手动”方式运行时，主汽压力不变，

46、机组负荷下降。若机组在手动方式运行，主汽压力和机组负荷均下降。5) 损坏严重时，炉膛压力升高或引风机静叶自动开大，引风机电流上升。6) 损坏侧烟温降低，两侧烟温偏差增大。6.4.15.2 原因：1) 蒸汽品质不合格，管内壁结垢，造成传热恶化，管材超温。2) 燃烧不正常，火焰中心上移，再热器区域烟温升高。3) 燃烧方式异常，火焰偏斜，烟气侧热偏差过大。4) 再热器设计的结构、布置、受热面积不合理，吸热量过大或流速不均，蒸汽侧热偏差过大。5) 再热蒸汽温度保持过高，人为造成蒸汽侧热偏差加大。6) 水冷壁结焦，炉膛出口烟温升高。7) 再热器区域结焦堵灰，形成烟气走廊，流通部分烟速增加，传热量增大，磨

47、损增大。8) 停炉保养不良，管内壁氧化，甚至积水坑点腐蚀。9) 管材质量不良，甚至错用，制造有缺陷，焊接质量不良。10) 吹灰器安装不正确、吹坏再热器管。11) 安装、检修失误，管内有杂物堵塞。12) 超负荷运行或运行年久，飞灰磨损严重。6.4.15.3 处理：1) 发现再热器有异声，应小心地打开检查门进行听诊，并进行仪表分析，确认再热器损坏时，应申请停炉。2) 降低机组负荷，以防损坏面积扩大，防止引风机超负荷运行。3) 检查再热汽温控制站的动作情况，必要时应立即切手动控制。4) 若再热器爆破，按规定执行紧急停炉。5) 停炉后，继续向锅炉供水，维持汽包水位。6) 炉膛吹扫后，停运送、引风机，自

48、然通风24小时后，再重新启动送、引风机，强制通风冷却，当汽包上、下壁温差大于40，应停运送、引风机，继续自然通风冷却。6.4.16 汽、水管道损坏6.4.16.1 现象：1) 过热蒸汽、再热蒸汽管道泄漏或爆破时，只听到响声，看不见工质；水管道泄漏或爆破时，既听到响声，又可见汽、水外喷。2) 汽、水管道的泄漏点被保温层盖住时，该处保温潮湿或有水渗出。3) 蒸汽管道爆破时，主汽流量急剧升高或急剧降低，主控系统投运时，燃烧量自动增加，机组负荷不变，在“TF炉主控手动”方式运行时，主汽压力不变，机组负荷下降。若机组在手动方式运行，主汽压力和机组负荷均下降。4) 给水管道爆破时，给水流量急剧升高或急剧降

49、低，给水门自动关小（给水泵转速自动降低）或自动开大（转速自动上升）。给水在手动方式时，汽包水位急剧下降。5) 减温水管道爆破时，减温水流量不正常地升高或降低。6.4.16.2 处理：1) 发现汽、水管道泄漏，尚能维持锅炉运行并且对泄漏点周围的设备或人身安全没有危害时，维持锅炉运行，申请停炉。2) 对泄漏点周围设围栏或红白带等安全措施，防止汽水伤人。3) 当汽水管道爆破，按规定执行紧急停炉。4) 紧急停炉后，应视爆破点的位置采取有效的措施，尽可能维持汽包水位和主汽压。当无法维持汽包水位时，在炉膛吹扫结束后，应采取闷炉措施。当过热器压力不能维持，汽包水位尚能维持时，应严密监视汽包上下壁金属温差，当

50、汽包上下壁金属温差达40时，应立即停运全部给水泵，关闭主给水门，执行闷炉措施。5) 当过热器出口压力降至0.2MPa时，打开汽包空气门和过热器空气门。6.4.17 蒸汽温度过高6.4.17.1 原因：1) 减温水系统或蒸汽温度自动调节装置故障，造成减温水量减少；烟气调温挡板开度不当。2) 燃烧调整不当，造成火焰中心上移；燃烧器负荷分配不当，上层燃烧器负荷过大导至炉膛热负荷上移。3) 锅炉负荷增长过快。4) 送风量过大或炉膛漏风严重。5) 煤质过差或煤粉过粗。6) 炉膛结渣严重。7) 高压加热器停运，给水温度降低。8) 高压缸排汽压力、温度偏高。9) 制粉系统故障，造成进炉燃料量不正常增加。10

51、) 烟道内可燃物发生再燃烧。11) 再热器进口安全门启座。6.4.17.2 处理：1) 自动装置失灵时，切至手动，增大减温水量。再热器入口蒸汽温度过高时可投用事故喷水。同时注意避免汽温回降过快造成低汽温事故。2) 调整燃烧，设法降低火焰中心，合理减小过剩空气系数。3) 调整无效时，机组适当减负荷。4) 应加强监视机组振动、轴向位移、推力轴承温度、胀差、金属温度及转子应力等变化趋势，并对汽轮机进行全面检查。5) 汽温超过552应设法降低，连续运行不得超过15分钟。当机侧主、再热汽温达565时应立即打闸停机，汽压高时，应投入旁路系统，视情况打开向空排汽门。迅速降低锅炉热负荷，投油维持运行。消除故障

52、后，重新启动。6) 详细记录越限时间及越限数值。6.4.18 蒸汽温度过低6.4.18.1 原因：1) 减温水系统或蒸汽温度自动调节装置故障，造成减温水量增加。2) 燃烧调整不当造成锅炉热负荷降低，火焰中心下移。3) 制粉系统故障使燃料量不正常的减少。4) 给水温度升高。5) 蒸汽压力大幅度下降。6) 过热器、再热器严重结渣或积灰。6.4.18.2 处理：1) 蒸汽温度自动装置失灵时，切至手动，关小或关闭减温水门，调整烟气挡扳。2) 调整燃烧，提高火焰中心，调整各燃烧器的负荷分配。3) 必要时开启过(再)热器和主、再热管道疏水。4) 加强过(再)热器吹灰。汽温()520510500490480

53、470460450430负荷(MW)300260220180140100500停机5) 在额定负荷运行时，当机侧汽温低于532时应及时调整恢复，若汽温继续下降至520时，开机侧管道疏水，若进一步下降应按下表进行减负荷，减负荷过程中汽温有回升趋势应停止减负荷。6) 当汽温低于450时，负荷应减到零，若汽温继续下降到430应手动打闸停机。7) 主、再热蒸汽温度下降引起主汽与再热汽温偏差增大时，应及时进行调整，尽快恢复到允许温差范围内。8) 主蒸汽温度和再热蒸汽温度在连续10分钟内下降（上升）达50以上时应手动打闸停机。9) 详细记录越限时间及越限数值。6.4.19 锅炉结焦6.4.19.1 现象：

54、1) 水冷壁结焦时： 炉膛出口烟气温度、排烟温度升高。 锅炉汽温升高、减温水流量增大。 炉膛看火孔、检查孔处可见焦渣悬挂。 冷灰斗常有大块焦渣坠落，甚至有硬焦块使捞渣机、碎渣机故障。2) 过热器结焦时： 两侧烟温差增大，流通侧烟温升高。 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。6.4.19.2 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) 超负荷运行，燃烧率过高。5) 火焰偏斜，炉膛温度场分布不均。6) 吹灰器故障或未进行吹灰。6.4.19.3 处理：1) 进行全面彻底的吹灰。2) 调整燃烧，降低

55、火焰中心，适当增加过剩空气量。3) 在稳定燃烧工况下，暂时减少负荷，降低燃烧率，炉膛温度降低而自然垮焦。4) 经上述努力，在减温水开到最大值，主汽温仍不能维持正常，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，应申请停炉。6.4.20 空气预热器停转6.4.20.1 现象：1) 失速报警装置动作，该预热器停止。2) 空气预热器跳闸时，红灯灭绿灯闪光，电流到零，事故声光报警。3) 由于空气预热器主传动装置联接部分故障时，空气预热器电流变小。4) 停运侧排烟温度升高，热风温度降低。6.4.20.2 原因：1) 机械部分故障，转子卡死或卡涩，过负荷引起电机跳闸。2) 主传动联接部分故障。3

56、) 电气部分故障跳闸。4) 人为或控制部分误动。5) 保护动作。6.4.20.3 处理：1) 若因主电机故障，立即检查辅助电机是否联动，否则手动启动辅助电机。2) 若主、辅电机同时失电或主电机故障而辅助电机不能启动，应停止该空预器运行，做好安全措施，对故障空预器进行手动盘车。3) 减负荷至5060，短时无法恢复时，应申请停炉。4) 如发生空预器卡死的紧急情况，严禁用盘车手柄人为强行盘车。此时应及时关闭空预器烟、空气侧挡板，打开热端烟气侧人孔门，适当开启引风机挡板，对空预器进行冷却。待空预器冷却到用手动盘车手柄可以轻松盘动后，方可投入电机驱动空预器。5) 电源恢复正常，至少在30分钟后方可重新启动主电机。6) 处理过程中若排烟温度仍上升至250以上时，立即按规定执行紧急停炉。7) 解列停运侧一次风暖风器，投用停运侧二次风暖风器，保持空