×MW机组锅炉事故预案原版

1、300mw锅炉事故预案-锅炉主、再热蒸汽压力异常事故预案（-）现象：1、主汽压力偏离运行设定值，再热蒸汽压力偏离当而负荷对应的止常值。2、主、再热蒸汽压力高或低报警。3、机组负荷短时大于（或小于）设定值。4、主、再热蒸汽压力高于安全门（包括pcv阀）整定压力时，安全门动作。5、主、再热安全门、高、低压旁路就地有泄漏声，高、低压旁路减温器后温度高或 高、低压旁路减温水门开启。6、主蒸汽流量可能不止常低于给水流量，锅炉泄漏监测装置报警。7、炉膛压力、汽包水位、锅炉风量和制粉系统等运行参数出现波动。（-）危险源预知：1、燃烧波动，甚至造成灭火2、降低设备使用寿命（三）原因：1、燃料控制异常。2、汽机

2、主汽电动门、调门、高、低压旁路异常动作，机组掉真空等。3、安全门、pcv阀、定排和疏放水门误动或严重内漏造成主蒸汽压力低。4、承压部件严重泄漏。5、锅炉引风机、送风机、一次风机、制粉系统和空气预热器等设备运行异常。6、邻炉用汽、供热投退或吹灰器启停。（四）处理：1、尽快调整燃烧，恢复锅炉主、再热汽压。2、若pcv阀误动应手动关闭，安全门误动应降压使其回座，不能回座应联系检修处 理，处理无效应屮请停炉。3、高、低压旁路误开造成主蒸汽压力低时应立即进行手动关闭，如高旁关闭无效或 内漏严重，关其隔绝门。4、若汽机调门动作异常时，应切至bf或手动方式，联系汽机进行处理。5、主、再热蒸汽系统严重泄漏按过

3、热器或再热器损坏进行处理。6、若机组负荷变化过大引起主、再热压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热汽压 恢复后再进行负荷调整。7、若主汽压力高，可通过增加负荷來使压力恢复，但注意不能超过机组允许负荷, 并注意汽包水位是否稳定。8、调整燃烧控制压力时应注意不得造成燃烧恶化。9、若汽压变化造成汽温波动时，应以处理汽温变化为主。(五) 防范措施：1、当锅炉所有汽包水位表记全部失灵，运行中无法判断锅炉汽包水位时，应立即紧 急停炉。2、锅炉超压水压试验和热态妥全门校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力失控造成超压现象。3、锅炉在超水压试验和热态安全门整定时，严禁非试验人员进入现场。4、机组

4、运行时，锅炉汽包安全门、主、再热安全门、pcv阀及厂用汽管道所有安全 门必须全部投入，严禁随意解列运行系统安全门，防止系统超压。5、dcs、远方模拟表、就地压力表必须指示准确一致，发现偏茅大于0. 2mpa应及时 校止、处理。6、锅炉水压试验时，安全门必须投入，并保证有三块以上压力表能可靠进行系统压 力监视。在水压前和升压过程中应对各压力表进行核对，各压力表指示偏差不得大于 0. 2mpao7、运行中锅炉主汽出口压力超过安全门动作压力(含pcv阀)而安全门拒动同时手 动pcv阀又无法打开时，应立即手动停炉。8、运行时锅炉禁止超负荷运行(锅炉蒸汽流量不得超过1198t/h,高加停止运行时 锅炉蒸

5、汽流量不超过932t/h),如果超负荷运行将会使锅炉检修工作量增加，锅炉寿命 缩短。9、加强汽轮机调速系统的维护、检查和试验，防止调速系统故障造成主汽系统超压。10、机组在增、减负荷时要平稳，速率不超过6mw/n)ir),不得急剧增加和减少热负荷, 防止受热面超压。二.锅炉主、再热蒸汽温度异常事故预案：(-)现象：1、主、再热汽温指示异常。2、主、再热汽温高或低报警。(-)危险源预知：1. 锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度超温运行会引起再热器金屈温度超过允许极限温 度，使其内部组织发生变化，许用应力、过热器降低，在管内压力卜产生塑性变形，最 后导致超温爆管；2主蒸汽温度、再热蒸汽温度超温对汽轮机设

6、备的安全运行也构成严重的威胁。因 此，超温意味着降低安全系数或减少机组使用寿命。3、锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度过低，严重时造成水冲击，威胁汽轮机安全（三）原因：1、主、再热减温水动调整装置失灵或调整不当，使减温水流量不止常地减小或增 大。2、汽包满水。3、高加投停操作不当。4、锅炉严重结焦、积灰或进行吹灰、除焦。5、入炉煤质、煤量改变，制粉系统运行异常。6、辅机故障。7、总风量异常或锅炉底部漏风严重。（四）处理：1、发现汽温异常，应立将汽温动切至手动，通过调整减温水量进行控制。2、对锅炉风量和燃烧工况进行调整。若汽温高时，适当减少风量、燃料量或适当增加机组负荷，调整上卜排二次风比例, 降低火

7、焰中心，减少炉膛漏风，加强水冷壁吹灰。若汽温低时，适当增加风量、燃料量或适当降低机组负荷维持正常汽压，调整上下 排二次风比例，抬高火焰中心，加强过热器和再热器吹灰。3、当汽温升至545°c以上时，应加大调整幅度，并向班长、值长汇报。4、汽温在547557°c范围内，运行不能超过15min；主、再汽温达到565°c,应紧 急停炉。5、汽温降至530°c时，应及时调整；机组满负荷时，降至510°c应减负荷运行，在 减负荷过程中如有回升趋势应停止减负荷。当汽温降至450°c时应减负荷到“0”，降至 430°c仍不能恢复时应打闸停机

8、。（五）、防范措施：1严格劳动纪律，忠于职守，增强职工的责任心，精心监盘，认真操作，及时发现 异常并进行止确处理；2加强技术培训工作，运行人员要了解设备特性，熟练掌握事故处理程序，对发生 的异常及时判断，心中有数；提高运行人员对事故的分析、判断、处理能力，在事故状 态下加强和汽机联系、相互配合，在危及安全时操作必须果断；3异常情况卜（减温水门故障；启、停磨煤机；运行中投入因故障停运的引、送风 机；机组启、停或甩负荷等）的运行操作耍有预见性不能肓目进行，耍善于全面考虑、 综合分析，避免炉内热负荷大幅度增加造成锅炉超温；4在机组异常运行情况卜，要加强机炉联系工作，尽力保证主汽压力变化率在较小 的范

9、围内，必要时联系适量增加负荷來控制汽温上升；5对于减温水系统经常发生故障的部分阀门，司炉、助手要作到心中有数，在操作 调整时尽量不投门动调整，保持手动操作并维持开度适当以减少故障次数；6为了保证发生异常时能够及时、止确的进行处理，各集控室任何时候都必须保持人员充足，耍求两台机组不应少于五人且班长、司炉、助手总人数不少于三人；同一机 组司炉、司机不得同时离开集控室；7保证通讯工具对讲机完好可用，以便减温水系统发生故障时同就地操作人员的联 系畅通，避免因联系不及时而造成事故；&生产现场要备有数量充足且完好、适用的钩头扳手以供操作阀门使用；9认真学习事故预案，结合实际开展运行分析，总结经验教

10、训，不断完善防范措施, 避免重复违章导致事故范围扩大。三、锅炉灭火事故预案：（）现象：1、锅炉mft保护动作并报警。2、炉膛变喑，火检和火焰工业电视火焰丧失。3、炉膛负压突然增大，氧量指示增大。4、汽温、汽压急剧卜降，主汽流量卜降，汽包水位瞬时卜降随后上升。5、热工信号误发（-）危险源预知：1 锅炉灭火后给水控制不当，导致汽包缺水、满水。2. 锅炉灭火恢复过程中超温。3. 锅炉灭火后发生炉膛爆炸或者尾部烟道再燃烧事故。4. 锅炉灭火后恢复中超压。5锅炉灭火后未及时停运电除尘、脱硫系统运行，导致该设备故障。号报警。（三）原因：1、mft动作。2、燃烧调整操作不当，风煤比不合理。3、煤质变劣，挥发

11、分低，水分太大，煤粉过粗，锅炉燃烧恶化，未及时投油稳燃。4、低负荷运行，燃烧调整不当或炉内大量掉焦。5、炉膛漏风大，炉膛温度过度降低。6、水冷壁严重爆管。7、吹灰不止常，扰动过大。8、火检信号故障。9、动装置失灵。（四）处理：1、如果mft止常动作，按mft动作处理步骤进行处理。2、如果mft拒动，应手动紧急停炉，再根据情况决定是否恢复。（五）防范措施：1、运行锅炉在不投油情况下必须保证有2台磨组运行；当有磨煤机检修，非止常磨 组运行方式时要做好事故预想，必要时投油稳燃。2、原仓必须保证有充足煤位，运行的制粉系统原煤插板应保持全开，防止磨煤机断 煤和棚煤，原煤仓空气炮应投运止常、定期试验。3、

12、运行锅炉的燃油系统必须处于良好备用状态，油循环打至枪前。油枪手动门开启， 吹扫蒸汽系统止常备用，油枪停运后要及时吹扫，定期对油枪吹扫;炉而燃油压力2. 453. 2mpa,回油量不小于2t/h,油枪的程控系统可靠备用，定期试投油枪，发现问题及时 联系处理，保证事故情况卜油枪能随时投入使用。4、锅炉运行中在不投油情况卞负荷不得低于机组安全负荷，并严格控制负荷变化速 率。 5、止常运行时，一台磨机跳闸或断煤、炉底漏风严重时应立即投入两支以上油 枪助燃。6、运行人员应在接班后及时了解入炉煤的煤质化验，根据煤质变化及时调 整燃烧，在入炉煤煤质变化幅度较大时要做好事故预想。7、在锅炉启动点火后应派专人检

13、查着火燃烧情况，发现燃烧不良应及时查明原因处 理，投粉时应保证磨组的相邻油枪全部运行正常，如杲投粉后煤粉不着火应将磨组停运, 充分吹扫炉膛lomin,重新调整油枪及配风后方可再次投粉。8、燃油系统快关阀和各油角阀必须保证关闭严密无泄漏，发现异常耍分析原因，及 时联系处理。锅炉启动前应进行炉而燃油系统的严密性试验。停炉后必须关闭油枪手动 门，防止停炉或锅炉灭火后产生爆燃。9、运行中锅炉的人孔、检杳孔必须关闭严密，防止锅炉进入大量冷风。10、锅炉停炉或停炉保护动作后磨煤机、给煤机不跳闸或油枪及油系统不能切断供 油时，应采取一切必耍措施强制停止其运行，防止炉膛可燃物聚集产生爆燃。11、锅炉停炉时要注

14、意调整炉膛压力，保证灭火后炉膛不少于lomin通风清除炉膛 内的可燃物，加强燃油系统的检查，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。12、热工人员应重视锅炉工业电视和火焰监视系统的维护和检查，发现问题及时处 理，保证其在锅炉运行中不间断可靠工作。13、锅炉mft保护、oft保护、炉膛压力高、低保护在检修或停炉后应进行传动试 验，在运行中加强检查维护，保证其能可靠动作。定期检查并校验炉膛压力变送器，确 保其可靠投入运行，负压表管、火检探头应经常检查，防止堵塞和烧坏。14、当锅炉热负荷突降、炉膛负压摆动大、燃烧不稳时要根据火焰监视系统，工业 电视判断锅炉是否灭火后慎重决定是否投油。在炉膛已经灭火或局部灭火并濒临

15、全部灭 火时严禁投入助燃油枪，防止造成灭火放炮。严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火両必须 对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。15、在机组快速升降负荷、磨煤机启、停过程中应暂停吹灰；当出现燃烧不稳，给 煤机断煤等异常情况时应暂停吹灰。16、锅炉在投油稳燃、煤油混烧期间应派专人检查燃烧情况，发现燃烧不良应及时 杳明原因处理。17、锅炉在运行中如发生主要辅机（如磨煤机、一次风机、空气预热器、送风机、 引风机等）跳闸故障，应及时投油，调整锅炉的风煤比，防止风煤配比不当锅炉灭火。18、如运行中发生锅炉mft,在恢复过程中启动第一台磨组时通风量不宜过大，以 防大量煤粉喷入炉膛引起爆燃。19

16、、严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准, 并事先做好安全措施。热工仪表、保护、制粉系统控制电源应可靠，防止因瞬间失电造 成锅炉灭火或锅炉灭火保护误动。20、运行人员应充分认识到锅炉灭火放炮的危害性，锅炉运行中应认真监视、经常 调整，勤调细调，保证锅炉在最佳工况卜运行。不论何种原因，一旦发生锅炉灭火，应 立即打闸停炉，并对锅炉充分吹扫后方可启动。21、在锅炉燃烧、制粉系统经过改造或大修后应进行冷态空气动力场试验，以检验 其符合设计要求。（一）现象:1、空气预热器进、出口烟温不止常升高，超过止常烟温50°c。2、空气预热器出口一、二次风温不止常升高。3、引

17、风机电流增大，炉膛和烟道压力急剧波动，烟道差压增大。4、再燃烧处相应的受热面工质温度不止常升高。再燃烧处附近人孔、检杳孔、吹灰孔等不严密处向外冒烟和火星，烟道、省煤器或空气预热器灰斗、空气预热器壳体 可能会过热烧红，再燃烧处附近有较强热辐射感。5、严重时烟囱冒黑烟，引风机轴頂温度升高。6、如空气预热器再燃烧，空气预热器火灾报警装置将报警，空气预热器电流波动大。7、氧量波动或减小。（-）危险源预知：1、烧坏设备，被迫减负荷运行2、发生爆炸，被迫停炉（三）原因：1、燃烧调整不当、风量不足或配风不合理。2、锅炉长时间低负荷运行或启、停过程中燃烧不良。3、燃烧器运行不止常，煤粉细度过粗长期超过标准。4

18、、燃油时，油枪雾化不良，油枪喷嘴脱落，或配风不合理。5、吹灰不及时或未按要求进行吹灰。（四）处理：1、发现烟道内受热面管壁温度及工质温度不止常升高时，应立即查明原因，并进行燃烧调整，改变不止常的燃烧方式，对受热面进行吹灰，及时消除可燃物在烟道内再燃 烧。2、锅炉运行中发生尾部烟道再燃烧，空气预热器出口烟温不止常升高超过200°c, 应作紧急停炉处理。停炉后继续保持空气预热器运行，并立即停运所有送风机和引风机, 关闭各风门、挡板及门孔，严禁通风，根据再燃烧部位，决定是否要进行小流量进水冷 却省煤器。3、强制投入再燃烧区域的吹灰器进行灭火。4、如果空气预热器受热面再燃烧，空气预热器未发生

19、卡涩，应提升扇形密封板，必 要时联系检修缩回所有密封装置，保持空气预热器止常运行；若空气预热器发生卡涩， 主电机和辅电机跳闸，除提升扇形密封板，必要时联系检修缩回所有密封装置外，还应 联系检修连续手动盘动空气预热器转了。投入空气预热器蒸汽吹灰进行灭火，必要时投 入空气预热器清洗水、消防水进行灭火。5、各人孔和检查孔不再有烟气和火星冒出后停止蒸汽吹灰或消防水。打开人孔和检 查孔检杳确认再燃烧熄灭后，可开启烟道排水门排尽烟道内的积水，打开烟风挡板进行 通风冷却。6、炉膛经过全面冷却，进入再燃烧处检查确认设备无损坏，受热面积聚的可燃物彻 底清理干净后方可重新启动锅炉。（五）防范措施:1、锅炉启动投油

20、期间耍注意锅炉燃烧调整和就地油枪看火检杳，运行的油枪配风门不得小于45%。及时调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤 粉存积在尾部受热面或烟道上。2、油枪供油压力不得低于2. 45mpa,发现运行中的油枪雾化不良应及时停止该油枪 运行，对油枪进行检查处理。3、在燃油和煤油混烧期间应投入空气预热器蒸汽吹灰器和声波吹灰器进行连续吹 灰，在止常运行期间严格执行吹灰规定，当烟道温度和排烟温度不正常升高时，应及时 进行燃烧调整，加强吹灰和适当降低机组负荷。4、止常运行中空气预热器吹灰蒸汽必须保证随时备用，各空气预热器吹灰蒸汽门、 各空气预热器消防水门、冲洗水门必须保证在随时能够投入状

21、态，空气预热器火灾报警 装置要求投入止常。5、空气预热器进、出口风烟挡板启炉而必须传动止常并保证其关闭严密。6、尾部烟道和空气预热器检查孔、人孔必须关闭严密，空气预热器应每月测量一次 漏风率，根据漏风情况进行调整，以减少尾部烟道中的含氧量。fff7、空气预热器电机电流波动或大于正常值应加强空气预热器蒸汽吹灰，并到就地检 杳有无摩擦或卡涩，并及时通知检修检查。若发现空气预热器停转，立即将其隔绝，投 入盘车装置。若挡板隔绝不严或转了盘不动，应立即停炉。8、当省煤器出口烟温超过450°c,排烟温度超过150°c,耍分析原因，必须立即派人到就地检查，如排烟温度仍不止常升高，空气预热

22、器电流摆动，确认省煤器或空气预 热器着火应立即停止锅炉运行，停止送、引风机运行，关闭所有风烟挡板。空气预热器 着火应投入吹扫蒸汽灭火，必要时投入消防水进行灭火。在着火部位烟温显著卞降，确 认火源熄灭，设备未损坏方可重新通风启炉。在着火未彻底熄灭期间严禁进行炉膛通风 和打开人孔、检查孔观察火情。9、锅炉负荷低于25%额定负荷时空气预热器应连续吹灰，锅炉负荷大于25%额定 负荷时至少每6h吹灰一次，当空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增 加吹灰次数。10、在每次停炉后应进行空气预热器蓄热板进行检查，发现蓄热板积存油垢或积灰 堵塞应进行清理或视情况安排空气预热器水冲洗或碱洗，并进行通风干

23、燥。五. 锅炉结焦事故预案：(-)现象：1、锅炉水冷壁、燃烧器、过渡渣斗等处有焦渣聚集。2、过热器、再热器出口蒸汽温度异常。3、燃烧器结焦严重可能造成燃烧不稳定，炉膛热负荷不均。4、锅炉排渣量增大。5、过渡渣斗可能堵渣。6排烟温度升高(-)危险源预知：1、减负荷运行2、停炉除焦3、引起受热面爆管(三) 原因：1、入炉煤质发生变化。2、锅炉长时间超出力运行。3、炉膛配风不合理或火焰中心偏斜贴壁。4、水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设置不当。5、燃烧器运行中摆动机构脱落，炉内火焰偏斜。6、锅炉运行中氧量保持过低。7、磨煤机出i温度过高、一次风量过低，煤粉细度过细、周界风偏小造成着火点提而。8、制粉

24、系统运行方式不合理造成局部热负荷过高。(四) 处理：1、锅炉不得长时间超过额定出力运行，如果炉膛结焦严重，通过吹灰和调整燃烧仍然 不能改善结焦状况应降低锅炉出力运行。2、调整和保持合理的配风，防止火焰贴壁造成结焦。3、做好入炉煤调整，避免出现“窝了煤”。4、保持正常的磨煤机出丨i温度、一次风量和煤粉细度。磨煤机负荷应分配均匀，分离器杂物应及时清理防止燃烧器出力不均。5、水冷壁吹灰器应按要求止常投入，炉膛结焦严重时应适当提高吹灰次数。6、经常检杳燃烧器的摆动机构，停炉时要对对燃烧器进行检杳，必要时通过动力场试 验对燃烧器进行标定。(五) 预防措施：1、止常运行时保证引风机出力控制炉膛负压-100

25、opo,严禁炉膛冒止压运行。2、加强燃烧调整，按规定运行方式，不运行磨保持二次风开度3040%,相邻二次风 应适当关小，不超过50%,以保证炉膛切圆燃烧。3、控制二次风压及总风量，使煤粉着火不提而不滞后，以防止喷燃器喷口结焦和火焰 中心上移使炉膛出口结焦。4、锅炉在正常运行中应严格执行定期吹灰及磨组切换制度，锅炉不允许长期超负荷运 行，以防锅炉严重结焦。5、锅炉运行中各火嘴摆角应一致，不得随意偏斜，及时检查火嘴摆角销了有无脱落， 并利用停炉机会对各喷口检查校止。6、磨煤机运行中尽量平均分配负荷，保证炉膛燃烧均匀稳定。7、按时化验原煤成分，定期化验煤粉细度，煤质不好时，提高锅炉氧量并加强吹灰，

26、锅炉运行中最大煤量不能超过200t/h,最大出灰量为50t/ho8、锅炉启停过程中尽量缩短煤油混烧时间并加大氧量和进行空气预热器连续吹灰。9、严格执行吹灰管理规定，保证吹灰压力和温度满足要求。10、高加汽侧解列或冬季排烟温度低时，应加强空气预热器吹灰。11、每班检查锅炉水冷壁结焦和排渣机排渣情况，发现排渣机排渣量不止常减小时， 要加强燃烧调整，做好掉焦的预想。六、锅炉满水事故预案：()现象：1、所有水位指示高于止常水位，给水流量不止常地大于主汽流量。2、水位高信号报警，事故放水门动作，超过最高值时mft动作自动停止锅炉运行，联 跳汽轮机。3、严重满水时，过热蒸汽温度急剧卜降，蒸汽管道发生水冲击

27、。(-)危险源预知：1、包水位过高，蒸汽空间将缩小，会引起蒸汽带水，使蒸汽品质恶化，还将导致在过 热器管道内产生盐垢沉积，使管了过热，金属强度降低而发生爆管。保持汽包的止常水 位是汽包锅炉和汽轮机安全运行的重要条件z-o2、严重满水时，将使蒸汽大量带水，引起管道和汽轮机内严重的水冲击，造成设备损 坏。(三) 原因：1、给水口动装置失灵，给水调整门、给水泵调速装置故障使给水流量增大或给水压力 升高。2、二次水位计失灵，指示偏低，使运行人员误判断引起误操作。3、锅炉热负荷增加过快，使水冷壁内汽水混合物的温度上升过快，体积迅速膨胀而水 位上升，造成满水。4、锅炉汽压突然降低，产生虚假水位，给水流量受

28、压羌大的影响迅速大量增加，控制 不及时使水位上升。5、运行人员对水位监视不够、控制不当或误操作。（四）处理：1、当汽包水位不止常地上升超过规定值时，应对照有关表计指示值（如：水位计、蒸 汽流量、给水流量、给水压力、给水泵转速、主给水门、调整门位置），判明水位上升 原因，进行调整。2、当汽包水位超过高i值（+50nini）时，可采用卜列手段控制水位上升：（1）若属给水门动装置失灵，应解列给水门动，关小调整门或降低给水泵转速。（2）若属热负荷增加过快，应适当减缓升负荷速度或停止升负荷。（3）若给水调整门或给水泵调速装置故障，应当关小主给水电动门减少给水量。（4）若属汽轮机调速汽门突然开大或安全门动

29、作，则应适当降低锅炉负荷，但不宜大 量减少给水流量，以防调速汽门关回或安全门回朋后给水流量不足造成锅炉缺水事故。3、汽包水位达到+120mm时事故放水一道门应联开；达到+140mm时，事故放水二道门 应联开，否则应手动打开。同时还可节流主给水电动门控制水位上升。此时，应严密监 视汽温的变化，适当减少减温水量，防止减温水压茅升高使减温水量增大而导致汽温降 低。4、如水位继续上升应开大连排，必要时开启定排进行排污放水，当水位回落时应立即 关闭。5、若汽包水位达到高iii值（+240nini）且超过规定的延时时间后，mft动作动停止锅 炉运行，联跳汽轮机。若保护拒动，应立即手动紧急停止锅炉运行，并通

30、知汽机关闭口 动主汽门。6、停炉后继续放水至汽包止常水位，待查明异常原因且消除后恢复机组运行。（五）预防措施:1、机组启动时，锅炉汽包就地两侧水位计和数字水位计必须可靠、准确地投入运行,否则应停止启动，查清原因，缺陷消除后方可继续启动。2、机组启动时（尤其冷态时），汽包水位变送器指示可能出现误差，为防止启动中水 位保护谋动作，经批准后可暂时解除炉水位保护，但汽轮机冲转前务必将炉水位保护恢 复运行，否则不得冲转。3、炉汽包压力在0. lompa. 9. 8mpa时，应对汽包就地水位计进行冲洗并校核指示止确。在机组冲转而，要联系热工校核水位变送器偏差。4、机组启动过程中，应加强汽包水位控制和监视，

31、启动初期单台给水泵运行，给水旁 路调整门与给水泵液偶勺管相互配合调整，在单冲量调整时，应注意保持合适的给水茅 压，调整时要注意而置泵入口流量与给水流量的变化。5、在启动第一台磨组时，水位控制应考虑燃烧由弱转强产生的虚假水位扰动量，运行 人员应提而将水位控制在-30-50価z间为好，要有预见性的提而控制水位。6、在机组带负荷初期，炉膛热负荷较小，严禁带负荷过快造成主汽压力大幅波动，造 成汽包水位波动，尤其在投入汽机跟随运行方式卜：耍加强对机组负荷的监视。7、当机组负荷至100mw后，在进行给水主路、旁路切换时，要求负荷稳定，水位控制 在-30-50mm z间为好；先开主路，确证主路过水后，方可关

32、闭旁路调整门、电动门， 要加强对给水流量的变化幅度及切换而后给水流量的监视。8、单台给水泵切换为两台给水泵运行时，启动备用给水泵时要将给水泵液偶勺管关至 最小，开启出i门后，增加给水泵液偶勺管要缓慢，两台运行泵要相互配合，在保持给 水总量不变，水位稳定情况卜：逐步减小两台泵液偶勺管开度偏差。9、负荷150mw后，给水管路切换正常，两台给水泵运行止常，方可投入给水三冲量调 整。10、在正常运行时，应将水位三冲量投入运行。在给水泵的倒换操作时，应注意给水 泵出力偏置的调整，同时注意各参数的匹配。11、在机组负荷及汽压变化（正常增减及故障情况）时，应加强对水位门调情况的监 视，正常运行期间不得随意解

33、除水位口动运行，特别注意高加跳闸时的汽包水位变化及 调整；高加止常投停操作应缓慢进行，防止给水温度过度扰动。12、在正常运行或启动时，如发生汽包水位异常及满水事故时，运行人员应严格按运 行规程中有关规定处理。13、作好相关的事故预想，并熟记各种有关保护定值，运行人员必须熟知锅炉严重满 水的极限值。14、运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。15、给水系统中齐备用设备应处于止常备用状态。当失去备用时，应制定安全运行措 施，各监盘人员要做好事故预想，限期恢复备用。16、运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化， 调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训

34、，提高其事故判断能力及 操作技能。七、锅炉缺水事故预案：（一）现象：1、所有水位指示低于止常水位，给水流量不正常地小于主汽流量（省煤器或水冷壁爆 破时相反）。2、水位低信号报警，超过最低值时mft动作门动停止锅炉运行。3、严重缺水时，过热蒸汽温度急剧升高。（二）危险源分析：1、汽包水位低处理不及时将引起锅炉mft。2、若锅炉严重缺水，还可能引起受热面大面积爆破。（三）原因：1、给水自动装置失灵，给水调整门、给水泵调速装置故障使给水流量减少或给水压力 降低。2、二次水位计失灵，指示偏低，使运行人员误判断引起误操作。3、给水压力低或给水系统故障停运，高压加热器跳闸旁路阀开启速度慢或未开启，运 行中

35、给水泵故障停运，备用泵未联动，给水泵再循坏门自开等。4、给水管道阀门故障，给水管道放水门、省煤器放水门或事故放水门误开，定期排污 操作不当或排污门严重泄漏。5、负荷或汽压变化大。6、给水管路、水冷壁、省煤器或过热器泄漏。7、运行人员对水位监视不够、控制不当，造成锅炉缺水。（四）处理：1、当汽包水位不正常地降低时，应对照有关表计指示值（如：水位计、蒸汽流量、给 水流量、给水压力、给水泵转速、调整门位置），判明水位下降原因，进行调整。2、当汽包水位降至低i值（一50価）时，可采用下列手段控制水位下降：（1）若属给水自动装置失灵，应解列给水自动，开大调整门或提高给水泵转速。（2）若属热负荷降低过快，

36、应适当减缓降负荷速度或停止降负荷。（3）若属给水调整门或给水泵勺管卡涩，应当开大主给水电动门增加给水量。（4）若属排污引起应停止排污。（5）若属给水泵故障应立即切换或启动备用泵。3、当汽包水位降至低i【值（一 180rmn）时，应根据给水泵可供给的最大流量迅速降低 锅炉负荷并保持稳定，关闭排污、疏放水门，停止吹灰用汽。4、当汽包水位降至低iii值（一330価）口超过规定的延时时间后，mft动作自动停止锅 炉运行，若保护拒动，应立即手动紧急停止锅炉运行。（1）如果看着水位逐渐消失，可缓慢上水至汽包正常水位，检查正常后启动。（2）若锅炉严重缺水，所有水位计均无水位显示，停炉后严禁向锅炉上水，应请示

37、总 工并组织检查消除故障后再缓慢重新上水。5、查明原|大i,消除故障，保证正常汽包水位，重新点火恢复运行。（五）、预防措施：1、锅炉启动时就地两侧水位计必须可靠地投入运行，数字水位计必须准确投运，否则 应停止启动，查清原因，消除后方可启动。2、机组启动时（尤其冷态时），炉汽包水位变送器指示可能出现误差，为防止启动中 水位保护谋动作，经批准后可暂时解除炉水位保护，但汽轮机冲转前务必将炉水位保护 恢复运行。3、机组启动过程中，应加强汽包水位控制和监视，启动初期单台给水泵运行，给水旁 路调整门与给水泵液偶勺管相互配合调整，在单冲量调整时，应注意保持合适的给水茅 压。4、在启动第一台磨组时，水位控制应

38、考虑燃烧由弱转强产生的虚假水位扰动量，运行 人员应提而将水位控制在-30-50価z间为好，要有预见性的提而控制水位。5、严格执行水位计冲洗制度，每班核对就地和远方水位计；保证水位指示准确、可靠。6、进出炉顶汽包小间应随手关门，应保持汽包小间和水位计有充足的照明。7、机组维持额定出力运行，严禁机组超出力运行。8、热工人员定期检验锅炉水位调整参数，对于偏离的参数应查清原因，彻底消除。9、对给水泵须停机处理的设备缺陷，检修应在停机后予以彻底的根治。10、在炉水水质不合格的情况下尽可能采用锅炉连排进行排污，如水质太茅，要求定 排时，待请示领导同意后安排在低负荷时进行定排。11、机组额定出力运行时，汽包

39、正常水位控制在土30mm,若无备用给水泵时，尽可能 木机不带辅汽运行。12、当机组真空较低时，严禁锅炉超出力运行，防止煤质突变时主汽流量超限。13、运行中发现给水流量曲线波动时必须及时查清原因，对于分析不清时必须及时汇 报有关领导，及时解决，决不拖延。14、监盘人员要加强对运行给水泵参数的监视，发现威胁给水泵安全运行的问题，影 响到锅炉汽包水位时，应快速降负荷处理。查清原因后方可升负荷至正常运行出力。15、机组额定出力时，一定要加强对运行给水泵（包括备用给水泵）的就地巡回检杳, 发现问题及时处理。16、做好相关的事故预想，并熟记各种有关保护定值，运行人员必须熟知锅炉严重缺 水极限值。17、给水

40、系统中齐备用设备应处于止常备用状态。当失去备用时，应制定安全运行措 施，限期恢复投入备用。八. 汽水共腾事故预案：（-）现象：1、汽包水位发生剧烈波动，各水位计指示摆动，就地水位计看不清水位。2、过热蒸汽温度急剧卜降。3、饱和蒸汽含盐量和炉水导电度增大。4、严重时，蒸汽管道发生水冲击。（二）危险源预知：1、汽包水位失去监视2、严重时造成蒸汽带水（三）原因：1、炉水品质不合格。2、没有按规定进行排污。3、锅炉负荷增加过快，汽水分离装置损坏。4、化学加跖调整不当。（四）处理：1、适当降低锅炉负荷，保持负荷稳定，维持汽包水位在稍低水位运行，保持燃烧稳定。2、关闭炉水加约门，全开连续排污，加强炉内换水

41、。3、影响蒸汽温度时，应关小或停用减温水并开启集箱疏水和汽轮机主汽门而疏水。4、化学加强汽水品质监督，采取措施改善品质。5、在汽水品质改善前应保持锅炉负荷稳定，品质合格后应冲洗汽包就地水位计，恢复 汽包水位止常运行。（五）防范措施:1、化学人员加强给水蒸汽化验，如有异常，及时联系锅炉人员排污。九、汽包水位计损坏事故预案：（一）现象；1、就地水位计有蒸汽泄漏2、严重有泄流声（）原因：1水位计云母片质量差。2、检修工艺差或水位计本身质量差。3、投入或冲洗的方法不止确。（三）危险源预知：1造成设备损坏2、锅炉减负荷运行3、所有水位计损坏被迫停炉（四）处理：1、发现水位计泄漏时，应立即解列，关闭來水、

42、來汽门，开启放水门。2、当水位计爆破时，首先切断该水位计的照明，然后再解列水位计。3、如汽包就地水位计中有一只损坏时，应监视另一只水位计运行，同时尽快检修。4、如汽包就地水位计全部损坏，而其他水位计指示正确，水位报警止常时，可连续运 行2ho5、如汽包就地水位计全部损坏，而低置水位计运行也不可靠时，应立即停炉。（五）防范措施:1、检修人员加强设备维护2、运行人员加强设备检杳，发现问题及时汇报处理。十、水冷壁泄漏事故预案：（-）现象：1、汽包水位低，蒸汽流量、蒸汽压力卜降，严重时汽包水位急剧卜降，给水流量不止 常地大于蒸汽流量。2、炉膛负压变止，燃烧不稳，火焰发喑，严重时锅炉灭火。3、各段烟气温

43、度卜降，引风机电流增大。4、炉管泄漏监测装置报警。5、炉膛内有异常声咅，从看火孔、人孔、炉墙不严密处向外喷烟气和水蒸汽，并能听 到泄漏声。（-）危险源预知：1、燃烧不稳引起灭火。2、泄漏蒸汽可能烫伤人员。3、给水流量大给水泵超电流引起跳闸，可能造成水位事故（三）原因：1、给水或炉水品质不合格，使管内壁结垢、腐蚀。2、管材不合格，焊接质量差，制造安装工艺不良。3、管内有杂物堵塞，造成管了局部过热。4、燃烧方式不合理、长期低负荷运行、排污门严重泄漏、锅炉结焦严重、水冷壁长时 间受热不均，造成水循环不良，引起管了局部过热爆管。5、燃烧器运行不止常，造成气流偏斜，冲刷管壁造成磨损。6、炉内大块焦脱落，

44、砸坏卜部水冷壁。7、吹灰器阀门内漏，造成管了被吹坏。8、锅炉严重缺水后，又强行上水，或严重缺水使管了过热爆管。9、燃煤含硫量高，致使炉内高温区产生高温腐蚀，使管壁减薄而爆管。10、停炉期间防腐措施不良，造成管壁腐蚀而爆破。（四）处理：1、若水冷壁泄漏不严重，能维持正常水位和燃烧，不致很快扩大事故时，应降压降负 荷运行，屮请停炉。2、如不能维持止常水位、燃烧恶化或受热面金属壁温超限时，应紧急停炉。3、停炉后，保留一台引风机运行，维持炉膛负压，抽尽炉内烟气和蒸汽。4、打开电除尘器一、二电场顶部旁通阀（注意加装销了），关闭袋除尘器顶部提升阀, 烟气走旁路。5、停炉后若水位计中仍能看见水位，应继续上水

45、维持汽包水位，如水位无法维持时， 应停止上水。如省煤器出口水温与汽包壁温差超过80°c,则停止上水。6、冷却过程中监视汽包壁温差，必耍时停止风机运行，降低冷却速度。1、2、3、 求,4、（五）防范措施：加强汽水系统冲洗并进行摸管检查。运行中，发现四管泄漏监测报警时，耍及时到就地检查，并通知检修。 加强锅炉汽水品质监督，运行人员应掌握汽水品质标准，当汽水品质达不到规定要 急剧恶化时应立即请示停炉。加强对锅炉齐部膨胀的检查，消除阻碍锅炉膨胀的地方。在启炉各阶段（上水前后、 洗硅阶段、满负荷等），运行人员应加强巡检，并注意监视锅炉的膨胀值。5、锅炉汽包水位保护不得随意退出或改动保护定值。6

46、、当锅炉汽包水位保护达到保护动作值而保护未动作，应立即手动停炉，避免发生水 冷壁大面积超温损坏或满水事故。7、炉膛吹灰中加强监控，防止吹坏水冷壁。8、加强燃烧调整，防止火焰偏斜冲刷水冷壁。9、利用停炉机会对各火嘴、风口进行检查，防止边缘处水冷壁局部磨损。10、锅炉启停过程中应严格执行规程，按启停曲线进行，控制汽包上下壁温差在规定 范围内，油枪应定期切换，锅炉负荷大幅度变化时应注意监视管壁金属温度和主、再热 汽温，防止受热面超温。11、当发现水冷壁爆破时应尽快停炉防止事故扩大。十一、省煤器爆管事故预案：（一）现象：1、给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时汽包水位下降，给水泵转速升高，机侧补 水量

47、增大。2、省煤器后烟气两侧烟温偏差大，泄漏侧热风温度、排烟温度卜降。3、炉膛负压变小，引风机电流增大。4、省煤器附近有异声，损坏严重时，炉外能听到明显的响声，省煤器灰斗不严密处冒 汽、冒水。5、锅炉泄漏检测装置报警。（二）危险源分析：1、泄漏量较大时，补水量大引起给水泵超电流或补水跟不上引起汽包缺水。2、易引起烟道内积灰、积水。3、泄漏高压蒸汽吹坏临近管子。（三）原因：1、省煤器管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤。2、省煤器防磨瓦安装位置不止确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管。3、给水品质长期不合格，造成管内结垢，管壁腐蚀。4、省煤器处发生再燃烧造成省煤器管超温损坏。5、

48、省煤器吹灰器位置不止确，吹损管壁。6、飞灰磨损严重。7、停止上水时省煤器再循环未及时开启，止常运行中未及时关闭，使管壁过热损坏。（四）处理：1、停止锅炉吹灰，小心打开省煤器附近的检杳门进行听诊，并进行仪表分析和参数的 趋势分析。2、确认省煤器损坏，如泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需耍，可降低机组负 荷和主汽压力，打开电除尘器一、二电场顶部旁通阀（注意加装销了），关闭袋除尘器 顶部提升阀，烟气走旁路，维持短时间运行，并注意监视各受热面管段温度，密切关注 泄漏情况的发展，并立即屮请停炉。3、加强对给水、过热汽温门动调整的监视和控制，必耍时切手动控制。4、如省煤器爆破，爆破点后工质温度急剧升高

49、无法维持正常运行时，应立即手动mft。5、停炉后加强上水，尽量维持汽包水位，注意汽包壁温差，若水位维持不住，应停止 上水，严禁开启省煤器再循环门。6、停炉后，应保留一侧引风机运行，抽出炉内烟气和水汽。（五）防范措施:1、锅炉酸洗时应加强系统的冲洗和摸管检杳，及时清理堵塞管。2、在省煤器发生泄漏时应尽早停炉检修，防止吹损临近受热面。3、加强锅炉给水水质监测，防止管材内部结垢造成管材长期超温和腐蚀。4、启、停炉过程中，停止上水后耍及时开启省煤器再循环门。5、省煤器区域吹灰时，加强监控，防止吹坏省煤器。6、停炉时对省煤器易磨损部位进行检查，防磨瓦有脱落和磨损的要进行更换。十二、过热器爆管事故预案：（

50、-）现象：1、主汽压力卜降，机组负荷降低。损坏严重时，给水流量不止常地大于蒸汽流量；给 水泵转速升高，机侧补水量增大。2、过热器损坏侧烟温降低，两侧烟温偏差增大。如爆管在低温段过热器时，将造成过 热蒸汽温度升高。3、炉膛压力升高或引风机电流上升。4、过热器附近有异声，损坏严重时炉外能听到明显的响声，从孔、门处向外喷烟气和 蒸汽。5、锅炉泄漏监测装置报警。（-）危险源预知:1、轻微泄漏时可引起补水量增大，尾部烟道积灰，空气预热器积灰。2、泄漏严重时，给水泵电流增大，严重时超电流。3、爆管在低温段时，将造成过热蒸汽温度升高。4、泄漏在高温段时可能引起锅炉灭火。5、可能吹坏其它相邻管排。6、长时间泄

51、漏可引起尾部烟道积灰，空预器积灰。7、引起电除尘极板积灰。（三）原因：1、蒸汽品质、给水品质不合格，使过热器管内结垢。2、管材不合格，焊接质量差，制造安装工艺不良。3、管内或集箱内有杂物堵塞，造成管子局部过热。4、过热蒸汽温度或过热器管壁温度长期超限运行。5、炉点火初期操作不当，过热器内蒸汽流速低、升温快，引起管壁超温。6、燃烧调整不当，局部烟温偏斜，个别管壁超温或超压运行。7、低负荷运行时使用减温水不当，造成过热器水塞引起超温。8、防磨瓦安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管；过热器 管排变形，产生烟气走廊导致飞灰磨损，使管子变薄。9、吹灰器安装不当或阀门内漏，造成管子磨

52、损。10、停炉期间防腐措施不良，造成管壁腐蚀而爆破。11、锅炉运行中，燃料在炉膛内有还原性气体产生高温腐蚀。（四）处理：1、停止锅炉吹灰，小心打开过热器处检查孔进行听诊，并进行仪表分析和参数的趋势 分析。2、确认过热器泄漏，应降低机组负荷和主汽压力，注意监视各受热面管段温度和泄漏 段管壁温度，密切关注泄漏情况的发展，并立即申请停炉。3、加强对给水和过热汽温自动调整的监视和控制，必要时切至手动控制。4、如过热器爆管，爆管点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管壁温度超过允许 温度，应立即手动mft。5、在过热器泄漏不严重维持运行期间，在泄漏点人孔、检查孔处增设围栏并悬挂标示 牌，防止蒸汽喷出伤人

53、。6、停炉后，应保留一侧引风机运行，抽ill炉内烟气和水汽。（五）防范措施:1、锅炉酸洗时应加强汽水系统冲洗并进行摸管检查。2、加强锅炉汽水品质监督，当汽水品质达不到规定要求，急剧恶化时应立即请示停炉。3、正确调整锅炉燃烧工况，保持合理的火焰中心高度，严禁炉膛出口烟温超温。4、及时进行锅炉过热器的吹灰工作，以降低过热器的传热温差。5、在发生尾部再燃烧时应立即停炉，关闭所有风烟挡板。6、发现锅炉局部过热器超温时，及时查找原因处理。7、在锅炉吹灰时，当发现其进汽阀不严时，及时停止吹灰操作，避免过热器吹损爆管。8、锅炉启动时，应控制好升温、升压速率，严格控制过热器管壁金屈温度不超过规 定值；使用减温

54、水调整汽温时，严禁一次大量投入，以免造成管内积水，形成水塞，引 起超温爆管。9、过热器的金屈壁温测点要指示止确，定期抄表，并经常与dcs过热器各段出口温度 对照，避免因测点故障造成过热器长期超温。10、锅炉止常运行时，根据减温水的用量尽量调整两侧烟温的偏差不大。11、过热器爆管时，应尽快停炉处理，防止吹损附近受热面，造成事故扩大。运行人 员每班检查一次锅炉四管泄漏监测装置各测点的频率和芦强的变化，及时发现过热器的 泄漏。十三、再热器爆管事故预案：（一）现象：1、爆管侧再热器出i蒸汽压力下降，出入口压差增大，如再热器低温段爆管时，将造 成再热器出口蒸汽温度升高。2、再热器爆管侧烟温、热风温度、排

55、烟温度卜降。3、再热器附近有异声，损坏严重时炉外能听到明显的响声，从孔、门处向外喷烟气和 蒸汽。4、锅炉泄漏监测装置报警。（-）危险源预知：1、轻微泄漏时可引起补水量增大，尾部烟道积灰，空气预热器积灰。2、泄漏严重时，给水泵电流增大，严重时超电流。3、爆管在低温段时，将造成过热蒸汽温度升高。4、泄漏在高温段时可能引起锅炉灭火。5、可能吹坏其它相邻管排。6、长时间泄漏可引起尾部烟道积灰，空预器积灰。7、引起电除尘极板积灰。（三）原因：1、蒸汽品质、给水品质不合格，使再热器管内结垢。2、管材不合格，焊接质量差，制造安装工艺不良。3、管内或集箱内有杂物堵塞，造成管子局部过热。4、燃烧调整不当，引起管壁超温。5、锅炉启、停炉及甩负荷过程中，对再热器保护不够，使再热器管子过热。6、再热器处有烟气走廊，飞灰磨损使管了变薄。7、吹灰器安装不当或者阀门内漏，造成管了磨损。8、停炉保养不当，管束中长期积水，造成内部腐蚀。（四）处理：1、停止锅炉吹灰，小心打开再热器检杳