锅炉应急处理这些方案你还不知道

锅炉应急处理第一节应急处理原则：1.保人身、保设备、保电网。当发生威胁人身的设备事故时，应立即停止该设备运行后，汇报值长。当发生设备泄漏事故时要立即汇报值长后，按规程有关规定处理。当电动机发生异常时应立即捅事故按钮停止，再向值长汇报。当设备发生火灾事故时应先进行灭火再汇报值长。设备发生保护动作跳闸时，应查明原因后在恢复运行。事故发生后，应在值长的统一指挥下进行，若发出的命令威胁人身和设备安全时应拒绝执行。事故处理过程中，应暂停交接班，待故障处理结束后方可进行交接班工作。事故处理结束后，各岗位值班人员应做好详细记录交班，并向下一班人员交接清楚。第二节锅炉应急处置：1.紧急停炉(自动)条件：1.1锅炉负荷＞30%(10MW)，汽机跳闸。1.2两台送风机全停。1.3两台引风机全停。1.4两台空预器全停。1.5炉膛压力高高三取二（+3240Pa）。1.6炉膛压力低低三取二（-2490Pa）。1.7火检冷却风机全停或火检冷却风母管压力低低三取—*O1.8全燃料丧失。1.9全炉膛灭火。1.1（）有任一煤层运行时两台一次风机停运且油枪都未投、—*15。1.11锅炉点火四次失败。1.12汽包水位高高三取二（+250mm）。1.13汽包水位低低三取二（・350mm）。1.14操作员跳闸。1.15脱硫故障。2.紧急停炉（手动）条件：2.1MFT应动作而未动作时。2.2给水及蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身、设备安全时。2.3所有水位表损坏，不能正常监视汽包水位时。2.4在尾部烟道发生再燃烧，经处理无效时。2.5中间再热蒸汽中断时。2.6主要仪表，如主蒸汽压力表、主再热蒸汽温度表、氧量表、给水流量表、炉膛压力表一起失灵时。2.7锅炉汽压超过安全门动作压力，所有安全门和电磁泄放阀无法开启时，安全门动作后不回座，压力下降，汽温变化到汽机不允许时。2.8炉膛内或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重破坏时。2.9锅炉电缆或油系统着火，危及设备或人身安全时。.应停炉条件：3.1炉内承压部件因各种原因泄漏，尚能维持短期运行。3.2锅炉汽水品质恶化，低于标准，经努力调整不能恢复正常时。3.3受热面严重结焦、堵灰、不能维持正常运行时。3.4过热器或再热器管壁温度超过金属极限，经多方设法调整仍无法恢复正常时。3.5承压汽水法兰、管道、阀门等泄漏，且无法隔离时。3.6水位计、安全门不能正常运行或安全门动作后无法回座时。3.7控制气源失去，短期无法恢复时。3.8燃烧器摆角长时间不能调节至零角度且明显影响燃烧工况时。3.9给水、减温水调节系统失灵，参数无法控制在正常范围，短时间无法恢复正常时。.紧急停炉的处理步骤：4.1MFT动作主要现象：4.1.1发出声光报警，窗口图标报警CRT显示报警并启动追忆打印。4.1.2紧急停炉按钮灯亮。MFT动作原因首出显示。4.1.4切断所有燃料，炉膛灭火。4丄5所有一次风机，磨煤机跳闸、所有给煤机跳闸。4丄6油系统快关阀、所有油枪阀关闭，所有点火器切除并退出运行。4丄7送风机调节、引风机调节切换至手动。4.1.8自动关闭过热器喷水调节阀和截止阀。自动关闭再热器喷水调节阀和截止阀。4.1.9自动闭锁吹灰系统的运行，投入运行的吹灰器应退出。4.1.10汽机跳闸。4.1.11发电机跳闸。4.1.12所有风门挡板处于吹扫位置。4.1MFT动作时，自动进行下列动作，否则应手动处理：4.2.1关闭油跳闸阀、油角阀，进油关断阀、回油关断阀。4.2.2所有制粉系统跳闸。423汽机及发电机跳闸，旁路自动时应投入，否则根据压力情况开启。-次风机全停，密封风机全停。4.2.5吹灰器跳闸并自动退出。4.2.6自动关闭过热器一、二级减温水闭锁阀和调节阀，再热器喷水闭锁阀和调节阀。4.2.7自动打开各层燃料风挡板和辅助风挡扳。4.2.8调整电泵转速，使给水压力略高于汽包压力，维持汽包水位正常。4.2.9强制关小引风机动叶开度到一定值，维持炉膛压力在一1OOPa左右。 4210燃烧器摆角调至水平位置。4.2.11等离子点火装置跳闸。4.2手动处理原则4.3.1确认MFT自动处理正常，否则手动处理。4.3.2联系汽机投入旁路系统。4.3.3监视汽包水位的变化，手动控制锅炉水位正常。4.3.4检查过热器、再热器的减温水各门严密关闭否则应手动关闭，防止汽温突降。4.3.5监视并调整炉膛压力正常。4.3.6监视汽包壁温差不超过40°C,汽包内饱和温度下降速率小于55°C/ho4.3.7查明MFT动作原因，消除故障后立即进行吹扫，MFT自动复位。4.3.8接值长命令点火，若MFT动作前正在油煤混烧，点火前须进行油枪吹扫，点火后升温、升压、带负荷按热态启炉进行。4.3.9若MFT动作的原因短时间内无法消除，则炉进行吹扫lOmin,停止送、引风机运行，保持锅炉的热备用状态，并作好随时恢复的准备。4.3应停炉的处理步骤4.4.1因为锅炉机组外部或内部的原因发生故障，为了防止故障扩大，锅炉机组己不宜长时间运行下去，由电厂申请，经电网调度安排在一定时间内停止其运行。4.4.2申请停炉应下达操作命令后执行，停炉程序按正常滑停进行,按正常停炉的速率降负荷，如果故障可能扩大，应适当加大速率。4.4.3锅炉熄灭后，维持至少30%的风量进行5min吹扫，吹扫结束后，停送、引风机，严密关闭各风烟挡板。当预热器进口烟温降至以150C下，停止空预器运行。4.4.4停炉12小时后打开烟风通道挡板，锅炉进行自然通风。4.4.5锅炉停炉后，需放水时，仍应在炉水温度小于95°C后进行。停炉后转入检修，做停炉保养工作。4.4.6其余设备操作，切换与滑参数停炉相同。5.锅炉故障处理：5.1锅炉灭火：5.1.1现象：⑴“MFT动作”报警；（2） 炉膛负压急剧增大，或大幅波动；（3） 炉膛火焰电视中火焰消失，全部火焰监测器红灯熄灭；（4） “全炉膛火焰失去”报警；（5） 其他同MFT动作的现象相同。5.1.2原因：（1） 给煤机或磨煤机跳闸；制粉系统堵煤、断煤，使炉膛燃烧恶化，处理不正确；（2） 发生RB时自动处理过程有异常；（3） 锅炉负荷太低，未及时投油助燃；（4） 运行中煤质变差，挥发份过低、煤粉太粗、水分过咼；（5） 全燃油时，燃油雾化不良；油中带水或燃油系统故障；（6） 燃料风挡板执行机构动作异常，使燃料与空气混合不良；（7） 受热面严重爆破或炉内掉大焦块；（8） 运行中锅炉主要辅机（磨煤机、给煤机、送风机、引风机、一次风机）故障或电源中断跳闸；（9） MFT动作；（10） 厂用电中断。5.1.3处理：（1） 禁止继续向炉膛供给燃料，使用爆燃的方法来点火；（2） 按MFT动作规定处理；（3） 查明锅炉灭火原因并消除后，经充分通风吹扫后按热态启动重新点火；（4） 锅炉重新投入运行后，理应加强尾部烟道受热面的吹灰。厂用任一10kV工作电源中断6.1现象：6.1.1该段所载10kV电机停转，电流到零。6.1.2辅机跳闸信号报警。6.1.3RB工况发生，自动进行燃烧选择切断。6.1.4汽压、汽温、蒸汽流量、机组负荷急剧下降。6.1.5锅炉燃烧不稳或灭火。6.2原因：厂用电设备或系统故障而备用电源未能自动投入。6.3处理：6.3.1若A段或B段电源失去而造成锅炉熄火时，按锅炉熄火处理。6.3.2若A段和B段10kV电源均失去，MFT应动作，否则手动紧急停炉，按MFT动作处理。6.3.3当某一段10kV电源失去，锅炉未熄火时，立即投油助燃，保持单侧风机运行，按RB工况处理，同时复位跳闸电机开关，关闭跳闸风机动叶和出口挡板，开启风机出口联络门，调整风量，维持各参数正常，并注意调整两侧烟温，控制主、再热汽温度，过热器和再热器温差不超过规定值。6.3.4当380V动力电源失去，备用润滑油泵应联动或启动备用润滑油泵，空气预热器跳闸，停止相对应制粉系统，停止相对应跳闸转机。6.3.5做好启动前准备，电源恢复后，锅炉即可重新点火按热态启动进行。厂用任一380V工作电源中断：7.1现象：7.1.1该段所载380V电机停止转动，电流到零，声光报警，备用电机联动。7.1.2与中断电源有关的热工、电气仪表指示异常，其电动门，调节门不能调节。CRT±380V转机变成黄色。炉膛负压增大，汽压急剧升高，严重时安全门动作。7.2原因：厂用电设备或系统故障而备用电源未能自动投入。7.3处理：7.3.1当A段或B段380V电源中断，而未造成灭火时，应复位跳闸辅机开关，锅炉运行方式切为手动，调整运行各参数在正常范围内，尽量保持稳定，迅速查明原因，尽快恢复电源，不能进行遥控操作应就地操作，关闭跳闸预热器进出口风烟挡板门，并进行人工盘车。7.3.2如A段和B段380V电源均中断，引起锅炉灭火，按锅炉灭火处理，复位跳闸辅机开关，检查预热器，若主备电机跳闸，盘车投不上，应组织人员进行盘车，同时重新做好启动准备工作。7.3.3当380V动力电源失去，备用润滑油泵应联动或启动备用润滑油泵，空气预热器跳闸，停止相对应制粉系统，停止相对应跳闸转机。当操作员站有一台或两台死机应立即联系热工处理。当操作员站全部发生死机的情况时，应迅速到热工机房重新启动计算机。当死机情况发生后，应尽快通知热工人员。8.锅炉热控仪表电源中断：8.1现象：8.1.1控制室“热控仪表电源中断”报警。8.1.2部分CRT黑屏或画面显示内容不正常，操作无效。8.2原因：8.2.1热控电气系统及母线故障。8.2.2热控电源开关或刀闸故障，备用电源未投入。8.3处理：8.3.1将自动切换至手动。若锅炉灭火，应按锅炉灭火处理。若锅炉未灭火，应尽量维持机组负荷稳定。同时监视汽包就地水位计、压力表。参照汽轮机有关参数值综合分析，不可盲目操作。8.3.2尽快恢复电源，不能恢复时应请示停炉。仪用控制气源中断（重点）：9.1现象：9.1.1压缩空气压力指示低并报警。9.1.2气动挡板、阀门开关不动或动作不正常。9.2原因：9.2.1空压机故障或电源中断。9.2.2空压机自启停装置失灵。9.2.3压缩空气系统管路大量泄漏。9.2.4空气干燥器过滤器堵塞严重。9.3处理： 9.3.1当压缩空气压力低于0.62MPa时，备用空压机应自启动，否则立即去就地手动启动。9.3.2当压缩空气母管压力低于0.6MPa时，光字牌报警，应立即查找原因，予以消除。9.3.3当控制气压低于0.5MPa时，应立即将运行方式切锅炉手动控制，带固定负荷，尽量不要操作有关气动调节阀，闭锁阀等，加强对调节门及蝶阀动作状态监视。9.3.4联系检修迅速查找原因处理，同时检查干燥器系统及滤网前后压差情况，若压差大则立即切换旁路运行。9.3.5如调节门不能处于规定位置或闭锁不良，而引起调节自动开大或关小，影响机组正常运行时，应汇报值长停止机组运行。lO.RUNBACK(RB)：RB动作的现象：RB动作报警，报警灯亮，DCS画面显示RB动作及动作的原因。10.1.2跳闸设备的电流到零，相对应联锁动作。、10.1.3负荷下降，蒸汽流量下降，水位波动。RB动作的原因及负荷要求：10.2.1两台送风机运行，其中一台跳闸。10.2.2两台引风机运行，其中一台跳闸。10.2.3两台一次风机运行，其中一台跳闸。10.2.4两台空预器运行，其中一台主电机跳闸备用电机未联动。10.2.5一台给水泵停运，5s内未联启备用给水泵。10.2.6至少4层给煤机运行，且负荷＞55%。RB动作的处理：RB动作时，自动进行下列处理，否则应手动处理。(1)自动减负荷至相对应数值。⑵50%RUNBACK的动作：按照E,D的顺序每隔10S停一层煤燃烧器，直到运行的给煤机少于4层。RB动作后的手动处理：10.4.1调整风量，维持炉膛压力。10.4.2将运行方式切至“操作员自动”。10.4.3注意汽温、水位的调整，加强监视烟道各部烟温的变化。 10.4.4注意余下制粉系统的煤量增减情况，维持燃烧稳定。10.4.5尽快查明设备故障原因，清除后重新启动增加负荷，恢复锅炉正常运行。10.5遇有下列情况，应申请降低锅炉负荷。10.5.1汽机高加故障，给水温度下降，使汽温无法维持正常时。10.5.2锅炉堵灰、结渣严重，短时间不能消除时。10.5.3给水、水冷壁、省煤器、蒸汽管道泄漏时。11.锅炉结焦：11.1现象：11.1.1各部烟气温度、排烟温度升高。11.1.2锅炉汽温升高，减温水流量增大。11.1.3冷灰斗内常有大块焦渣坠落。11.2原因：11.2.1燃煤质量差，灰熔点低。11.2.2煤油混烧时间过长。11.2.3风量不足，燃烧不完全，火焰中心上移，局部还原性气体过浓。11.2.4炉膛热负荷及炉温过高。11.2.5炉膛火焰偏斜，温度场分布不均。11.2.6吹灰器故障或未进行吹灰。11.3处理：11.3.1全面彻底进行吹灰。11.3.2调整燃烧，降低火焰中心和调整火焰中心位置，适当增加过剩空气量。11.3.3请示值长，适当降低负荷、燃烧率、炉膛温度。提高炉膛负压，进行除焦工作。11.3.4如经过努力调整，不能维持正常主汽温或过热器壁温有超过允许值，应申请停炉。空预器故障（重点）：12.1主传动电机过电流原因：（1） 传动装置故障（轴承损坏，或电动机绕组故障，缺相运行）。（2） 密封过紧，动静摩擦。（3） 转子热变形，膨胀不均，卡涩。（4） 发生再燃烧。（5） 磁力耦合器故障。处理：（1） 动静摩擦不严重时，可维持运行，并检查原因。（2） 当电流超过额定电流10%时，最长运行时间不得超过8小时。（3） 如果属于卡涩引起电流过大，电机过热时，停止预热器运行，根据情况停运同侧风组，关闭预热器进出口烟、风挡板。将负荷减到50%以下，控制故障侧空预器进口烟气温度205°C以下，联系检修处理。 （4） 若入口烟气挡板关不严，致使故障侧排烟温度仍继续上升，应申请停炉处理。（5） 联系检修人员检查磁力耦合器是否故障，并予以消除。12.2预热器转子停转现象： （1） DCS画面发出“空预器转子停转”声光报警。（2） 预热器转子停转，排烟温度不正常升高，一、二次风温下降。（3） 预热器主、备用电机电流到零。原因：（1） 主、备电机均故障或失电。（2） 传动装置或轴承损坏。（3） 动静部分卡住使电机超负荷跳闸。（4） 磁力耦合器故障。（5） 空预器内部着火，转子发生严重变形。处理：（1） 锅炉运行中，发生单台预热器跳闸，备用电机未联动且跳闸前电流正常无晃动时，可按规定程序启动主电机或备用电机一次。（2） 如果重合闸不成功，RB动作，应关闭故障侧预热器出入口烟风挡板，将负荷降至160MW以下，手动盘 动转子，注意排烟温度应下降。 （3） 若上述处理不能使排烟温度下降，即入口烟气挡板不严时，应申请停炉。（4）联系检修检查处理，待故障消除后，重新启动。单台引风机故障停运（重点）：13.1现象：13.1.1跳闸风机停转，电流为零。13.1.2同侧送风机联锁跳闸。13.1.3风机跳闸报警。发生RBo13.1.5炉膛压力波动，氧量下降。13.1.6烟道负压下降，风量下降。13.2原因；13.2.1引风机电动机电气保护动作跳闸。13.2.2引风机轴承温度高到保护值动作。13.2.3引风机电机轴温高到保护值动作。13.2.4误动引风机事故按钮。13.2.5误停引风机。13.2.6误发跳闸信号。13.2.7引风机润滑、调节油站故障。13.3处理-台引风机跳闸，应联跳同侧送风机，关送、引风机出口挡板，开两侧送风道及两侧烟道联络挡板。 13.3.2发生RB,按相对应规定处理；如不发生RB,应立即减负荷，按单套送、引风机的岀力带负荷，同时投油助燃。13.3.3跳风机后注意总风量不小于3（）%。13.3.4注意维持汽温、汽压。水位、炉膛压力在正常范围内。13.3.5查明引风机跳闸原因并排除后（检查引风机电动机电气保护、轴承温度高到保护、误动引风机事故按钮、误停引风机，、误发跳闸信号），尽快恢复跳闸引风机运行。13.3.6如锅炉灭火，按灭火处理。单台送风机故障停运（重点）：14.1现象：14.1.1跳闸风机停转，电流为零。14.1.2风机跳闸报警。14.1.3发生RBo14.1.4炉膛压力波动，氧量下降。Z1次风压下降，风量下降。14.2原因；14.2.1引风机跳闸，联跳同侧送风机。14.2.2送风机电机电气保护动作跳闸。14.2.3送风机轴承温度高到保护动作值。14.2.4送风机电机轴承温度高到保护动作值。14.2.5送风机振动高保护动作。14.2.6送风机失速跳闸。14.2.7误动送风机事故按钮。14.2.8误停送风机。14.2.9送风机油站润滑油泵故障，油压低，备用泵未联启。14.3处理：一台送风机跳闸，关送风机出口挡板，开启风道联络挡板。

14.3.2发生RB,如不发生RB,应立即减负荷，按单套送引风机的出力带负荷，同时投油助燃。14.3.3跳风机后注意总风量很多于3()%。14.3.4注意燃烧调整，维持汽温、汽压、水位、炉膛压力在正常范围内。15.单15.单台一次风机故障停运(重点):15.1现象15.115.115.115.115.115.11跳闸一次风机电流回零并报警。2锅炉汽温、汽压下降。3炉膛负压增大。4一次风机出口风压降低，磨煤机通风量减小。5单台一次风机故障跳闸，RB保护动作。6两台一次风机故障跳闸，锅炉MFT保护动作紧急停止锅炉运行。15.2原因一次风机电机电气保护动作跳闸。一次风机轴承温度高到保护动作值。一次风机电机轴承温度高到保护动作值。一次风机振动高保护动作。一次风机失速跳闸。15.2.6误动一次风机事故按钮。15.2.7误停一次风机。15.2.8-次风机油站润滑油泵故障，油压低，备用泵未联启。15.3处理15.3.1复位跳闸一次风机开关。15.3.2RB应动作自动进行燃料选择，否则应手动执行（可参照RB逻辑）。15.3.3退出机、炉协调控制系统紧急减负荷至160MW（停运2台磨煤机）。15.3.4手动调整汽温、汽压、水位。15.3.5注意运行磨煤机的监视调节，防止风量低发生堵磨现象。15.3.6投油枪助燃时注意燃烧情况，防止大量油瞬间进入产生虚假水位或炉膛正压。15.3.7调整运行引风机动叶、送风机动叶、一次风机入口调节挡板控制炉膛负压正常。15.3.8MFT动作按其操作执行。16.火检冷却风机故障（重点）：16.1现象：16.1.1火检冷却风压＜3.5kpa时，“火检冷却风压低”报警，同时备用风机联动。16.1.2若风压继续降低V2.5kpa时，火检冷却风压低低（三取二），MFT动作。16.2原因：16.2.1风机传动机构故障。16.2.2风机人口滤网堵塞。16.2.3风机出入口门误关。16.2.4电气保护动作或失电。16.3处理：16.3.1当运行风机跳闸或“火检冷却风压低”报警出现时，备用风机应联动，否则手动合闸。16.3.2备用风机启动不成功，跳闸风机外观无异常时可启动一次，若该风机还无法启动，延10s后，若MFT不动作，应手动MFTo16.3.3停炉后，应尽快恢复火检冷却风系统运行。17.省煤器管泄漏（重点）：17.1现象：17.1.1发“炉管泄漏”报警。17.1.2汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。17.1.3炉膛和烟道负压变小，变正。17.1.4引风机动叶角度不正常开大（投自动时），引风机电流增加。17.1.5两侧烟温差增大，泄漏侧排烟温度下降。17.1.6煤器附近异常声音，泄漏严重时省煤器灰斗有漏水现象。17.1.7烟囱冒白烟。17.2原因：17.2.1给水质量不合标准，使管子内部结垢，腐蚀。17.2.2焊接质量不佳，管材质量不合格。17.2.3给水温度、流量变化大，金属疲劳。17.2.4邻近承压管泄漏，吹损省煤器管。17.2.5吹灰器使用不当。17.2.6管壁磨损严重或省煤器发生再燃烧，使管壁超温爆管。17.2.7启停炉过程中省煤器再循环使用不当。17.2.8操作不当，省煤器超压运行。17.2.9烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。17.3处理：17.3.1通过泄漏报警仪了解泄漏具体位置和泄漏情况。17.3.2汇报值长，运行方式切至“操作员自动”。17.3.3解列给水自动，手动调节水位。保持汽包水位正常。17.3.4泄漏不严重尚能维持正常汽包水位时，可降压、降负荷运行。并请示停止锅炉运行。17.3.5泄漏严重无法维持正常汽包水位时，紧急停止锅炉运行。17.3.6注意监示汽包水位、给水流量以及泄漏情况，防止扩大损坏范围17.3.7关闭所有排污阀及放水门。17.3.8水位不能维持时停止向锅炉汽包上水。17.3.9停炉后，禁开省煤器再循环门。17.3.10停炉后保留一台引风机运行，以排岀炉内的烟气和蒸汽，但时间不宜过长，一般为20〜30分钟。17.3.11停止电除尘器运行。18.水冷壁管泄漏：18.1现象：18.1.1发出“炉管泄漏”报警。18.1.2汽包水位下降，蒸汽压力下降。18.1.3给水流量不正常地大于蒸汽流量。18.1.4炉膛负压变小或变正，炉膛不严密处有炉烟和水蒸气喷出。18.1.5泄漏侧烟气温度下降。18.1.6在燃烧室内有蒸汽喷出的声音，管子爆破时有明显响声。18.1.7引风机动叶角度不正常开大（投自动时），引风机电流增加。18.1.8泄漏严重时，锅炉燃烧不稳或灭火。18.2原因：18.2.1锅炉给水，炉水质量不合标准，长期运行后使管内壁结垢、腐蚀。18.2.2焊接质量不佳，管材不合格。18.2.3燃烧方法不合理，锅炉结渣等原因使水冷壁受热不均造成水循环破坏。18.2.4燃烧器和吹灰器安装角度不对，使煤粉或蒸汽冲刷管壁。18.2.5大块渣块跌落将冷灰斗管砸坏。18.2.6锅炉严重缺水。18.2.7个别水冷壁管入口节流圈堵塞。18.2.8操作不当，锅炉超压运行。18.2.9启动升压升温速度过快，膨胀不不均，管子被拉坏。18.3处理：18.3.1通过泄漏报警仪了解泄漏具体位置和泄漏情况。18.3.2汇报值长，运行方式切至“操作员自动”。18.3.3投油助燃，稳定燃烧，控制炉膛压力正常。18.3.4解列水位自动手动调整水位正常。18.3.5水冷壁泄漏不严重，尚能维持燃烧和水位时，能够降低压力、负荷运行。请示值长停止锅炉运行。 18.3.6水冷壁泄漏严重，不能维持燃烧和水位时，应立即停止锅炉运行18.3.7停炉后水位不能维持时，关闭给水门，停止向锅炉上水，关连续排污、定期排污门，省煤器再循环阀严禁开启。18.3.8停炉后保留一台引风机运行，以排出炉内的烟气和蒸汽，但时间不宜过长，一般为20〜30分钟。18.3.9停止电除尘器运行。18.3.10锅炉灭火则按MFT动作紧急停炉处理。18.3.11停炉后，尽量维持汽包较高水位。监视汽包上、下壁温差。19.过热器泄漏：19.1现象：19.1.1发出“炉管泄漏”报警。19.1.2过热器附近有不正常泄漏响声。19.1.3主蒸汽压力下降，机组负荷下降。19.1.4给水流量不正常地大于蒸汽流量。19.1.5炉内压力增大，严重时从不严密处向外喷汽或冒烟。19.1.6引风机动叶角度不正常地开大（投自动时），电流增加。19.1.7泄漏侧烟气温度降低。19.1.8过热汽温的变化随泄漏部位而异，高温段损坏时汽温下降。低温段损坏时汽温上升。过热器两侧蒸汽温度偏差增大。19.2原因：19.2.1汽水品质长期不合格，过热器管内结垢，管壁严重超温。19.2.2过热器长期超温运行。19.2.3管材质量不合格，安装、检修焊接质量不佳。19.2.4飞灰磨损严重，受热面局部结焦、积灰，造成局部传热恶化。19.2.5吹灰蒸汽压力调整不当，磨损严重。19.2.6过热器结构不合理，使蒸汽分布不均匀或蒸汽流速太低，使管壁冷却不好。19.3处理：19.3.1通过泄漏报警仪了解泄漏具体位置和泄漏情况。19.3.2加强对损坏部位的检查，密切注意其发展情况，控制好壁温，尤其是爆管本段及其后面过热器的壁温，防止事故扩大。19.3.3如损坏不严重，应加强泄漏点的检查和监视，同时联系值长降压降低机组负荷维持运行，同时请示停炉，若过热器损坏严重，无法维持正常汽温和管壁严重超温，有可能吹损临近管子致使事故扩大时，应紧急停炉。19.3.4停炉后保留一台引风机运行，以排出炉内的烟气和蒸汽，但时间不宜过长，一般为20〜30分钟。19.3.5停止电除尘器运行。20.再热器管泄漏：20.1现象：20.1.1发出“炉管泄漏”报警。 20.1.2再热器附近有不正常泄漏响声。 20.1.3再热器进出口压差升高，机组负荷下降。 20.1.4炉膛负压变小或变正，严重时从不严密处向外冒 汽或冒烟。 20.1.5引风机动叶角度不正常地开大（投自动时），电流增加。 20.1.6再热汽温变化随损坏部位的不同而异，高温段损坏汽温下降，低温段损坏汽温上升，壁温亦上升。再热 器两侧汽温偏差增大。 20.1.7泄漏侧排烟温度下降。20.2原因：20.2.1汽水品质长期不合格使管内部结垢或腐蚀。20.2.2焊接质量不佳，管材不合格。20.2.3飞灰磨损严重，吹灰器安装不当或吹灰器泄漏长期冲刷磨损。20.2.4受热面积灰，结渣使管壁过热。20.2.5管壁温度长期超限运行。20.2.6锅炉启停时，对再热器保护不够（汽机旁路使用不当），造成管壁超温损坏。20.3处理：20.3.1通过泄漏报警仪确认泄漏具体位置和了解泄漏情况。20.3.2加强对损坏部位的检查，密切注意其发展情况，控制好壁温，尤其是爆管本段及其后面过热器的壁温，防止事故扩大。20.3.3如损坏不严重，汇报值长降压降负荷维持运行，同时请示停炉。若损坏严重，无法维持运行时，应紧急停炉。20.3.4停炉后保留一台引风机运行，以排出炉内的烟气和蒸汽，但时间不宜过长，一般为20〜30分钟。20.3.5停止电除尘器运行。.主汽压力高：21.1现象21.1.1主汽压力高报警。 21.1.2各主汽压力表指示高。21.1.3当压力上升至安全门动作值时，安全门起座。21.1.4安全门动作后，汽包水位先上升后下降。21.1.5如因燃料量引起主汽压力高，则氧量减少。21.1.6如因负荷减少引起主汽压力高，则主汽流量减少。21.1.7炉顶发出排汽声。21.2原因：21.2.1电负荷骤减。21.2.2安全门拒动。21.2.3锅炉制粉系统失控。21.2.4高低压旁路投入不成功。21.3处理21.3.1校对压力表正确性，如压力表失灵，则联系检修人员处理。表计正确时，手动打开PCV阀。21.3.2如正在投油抢，检查油枪头有无脱落，如油枪头脱落，将该油枪手动门关闭并注意燃烧工况的变化，联系检修处理。21.3.3如因燃料量增加引起，燃料自动失灵时，贝懈除燃料自动手动减少给煤量。21.3.4如因负荷减少引起主汽压力高，则可联系值长尽快增加负荷，并减少燃料量，调整风量，维持燃烧稳定，将主汽压力调整至正常值。21.3.5当主汽压力超过安全门动作压力而安全门拒动时，手动紧急停炉，同时采取措施降压。21.3.6待锅炉压力恢复后，关闭PCV阀。21.3.7当汽压降至安全门回座压力时，如安全门仍不回座可手动强制关闭安全门。如安全门卡死不回座，可申请值长停炉处理。21.3.8严密监视锅炉水位和汽温的调节，必要时可改为手动调节。.汽包水位高：22.1现象。22.1.1所有水位表指示高于正常水位，汽包水位高值报警。22.1.2给水流量比正常运行时不正常的增大。22.1.3严重满水时主汽温度下降，蒸汽管道内发生水冲击，蒸汽品质恶化。22.1.4当水位超过+125mm时，事故放水门自动开启。22.1.5蒸汽含盐量增加，导电度升高。22.1.6水位保护投入时，水位高至+250mm持续3s,MFT动作。22.2原因：22.2.1汽压急剧降低，炉水急剧汽化。22.2.2冷态启动中，炉水达到沸点后，炉水中汽泡量急剧增加。22.2.3燃料量增加太快，使炉水中汽泡量增加太快。22.2.4给水自动失灵或给水调门、电泵调速器故障，使给水流量不正常大于蒸汽流量。22.2.5水位计失灵，给水流量和蒸汽流量指示不正确，导致误判断。22.2.6机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，控制不当。22.2.7对汽包水位监视不认真，调整不及时。22.2.8运行中切换给水管道操作不当。22.3处理：22.3.1发现汽包水位高时（+75mm），首先对照检查各水位计，确认指示是否正确，检查给水自动是否正常，并做相对应处理。22.3.2当汽包水位到报警值或水位上升太快时，应立即解列给水自动，迅速减少给水量。并且能够用汽包事故放水门，连排或定排放水来协同处理，水位出现回落时及时将其关闭。22.3.3如果汽包压力下降较快，应及时关小各处排汽，保持压力稳定。22.3.4若是增加燃料引起汽包水位升高则适当减少燃料。22.3.5当水位大于+250mm时，持续3s,MFT动作。MFT拒动时，应手动MFT、并加强放水、注意水位出现。22.3.6当水位降至正常时，故障消除后，得到值长命令，重新点火。22.3.7待汽包水位恢复正常后，停止放水，锅炉重新启动。22.3.8其它操作按MFT动作后规定处理。22.3.9给水切换在负荷汽压稳定的工况下进行，并在切换过程中控制给水量不突变。22.3.10严格控制炉水品质，避免汽水共腾。22.3.11给水投自动时，加强对汽水流量和水位监督，同时经常检查水位变送器之间的差值，掌握变送器的工作状况。.汽包水位低：23.1现象：23.1.1所有水位表计指示低于正常值，汽包水位低值报警。23.1.2给水流量不正常小于蒸汽流流量。23.1.3如锅炉受热面或汽、水管路泄漏或爆破造成减水时，给水流量比正常运行时不正常增大。23.1.4严重缺水时，主汽温度升高。汽温自动投入时减温水调整门开度指示增大。23.1.5水位保护投入时，水位低至-350mm持续3s,MFT动作。23.2原因：23.2.1给水自动失灵，给水量不正常地小于蒸汽流量。23.2.2手动调整水位时，水位计失灵，导致操作人员误判断和误操作。23.2.3负荷骤减，导致汽包压力迅速升高。23.2.4给水泵发生故障。23.2.5排污门、放水门泄漏。23.2.6水冷壁或省煤器管泄漏。23.2.7安全阀动作后回座，水位瞬时降低。23.2.8汽轮机调门误关。23.2.9给水系统的阀门发生故障或管道泄漏。23.2.1机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，控制不当。23.2.2运行中切换给水管道操作不当。23.3处理：23.3.1发现汽包水位低时(-75mm),应立即对照检查水位计，确认指示是否正确，若水位计故障应按水位计损坏的规定处理。23.3.2给水自动失灵时，应解列自动，手动调整。23.3.3给水泵故障不能继续运行时，应立即启动备用给水泵停用故障给水泵，通知检修处理。23.3.4若给水系统的阀门故障、管道泄漏，或排污门、放水门泄漏，应尽量维持汽包水位，通知检修立即处理。23.3.5若是降负荷太快引起汽包水位低则适当增加燃料，维持负荷、燃烧稳定。23.3.6汽包水位低报警或水位下降较快时，应解列给水自动，增大给水流量，关闭锅炉的排污门和放水门。23.3.7汽包水位低于-350mm,持续3s后，MFT动作。MFT拒动时，手按MFT按钮，立即停止锅炉运行。23.3.8MFT动作，待查明原因后锅炉可继续进水，水位恢复正常后，锅炉可重新启动。23.3.9缺水原因不明或无法消除，则须停炉处理，若所有水位计均看不到水位，严禁向锅炉上水。.汽包水位不明：24.1现象：24.1.1汽包水位发生剧烈波动,各水位计指示摆动大，指示不一致，就地水位计无法确定水位。24.1.2蒸汽温度急剧下降，饱和蒸汽含盐量增加。24.1.3严重时蒸汽管道内发生水冲击。24.2原因：24.2.1发生汽水共腾，无法判断水位。24.2.2排污不及时,炉水处理不合规定，炉水质量不合格，化学加药调整不当。24.2.3加负荷过快或压力突降。24.2.4汽水分离装置损坏。24.3处理：24.3.1降低锅炉蒸发量，保持稳定运行。24.3.2开启连续排污门，加强定期排污。24.3.3开启集汽联箱疏水,通知汽机开启主闸门前疏水门。24.3.4通知化学对炉水加强分析。24.3.5水质未改善前应保持锅炉负荷稳定。24.3.6若汽包水位线消失立即紧急停炉，并停止上水。24.3.7停炉后用叫水法判明水位；若为满水故障，应降低水位至正常，充分疏水后恢复锅炉运行；若为严重缺水，禁止向锅炉给水，待锅炉冷却后，得到总工程师批准再上水至正常，恢复锅炉运行。.汽包水位计损坏：25.1处理：25.1.1如果汽包就地水位计有一只损坏应立即隔绝检修，并核对剩下的就地汽包水位计与主控室内远传水位计指示的正确性，加强水位监视。并立即报告值长。25.1.2水位电视故障时，每小时应将集控室内各水位指示同就地水位计核对两次。25.1.3汽包就地水位计均损坏，在损坏前已核对过主控室内的远传水位计正确可靠，且给水自动调节正常，DCS水位指示可靠时，可监视水位继续维持锅炉运行2h,注意给水和蒸汽流量平衡和锅炉负荷稳定。立即将损坏的水位计隔绝检修。25.1.4如控制室内无法进行水位监视时，应立即派人在汽包就地水位计监视水位，用对讲机与集控室保持联系，并维持负荷稳定，请示停炉。25.1.5全部水位计损坏时，紧急停炉。25.1.6如果所有汽包就地水位计都损坏且远传水位计指示不可靠时应停炉处理。.尾部烟道再燃烧：26.1现象：26.1.1烟道内烟温不正常升高，排烟温度不正常升高。26.1.2再燃烧侧一、二次风温不正常升高。26.1.3炉膛压力和烟道负压波动增大。26.1.4从烟道门、孔不严密处发现火星和冒烟。26.1.5燃烧处汽温或水温均不正常地升高。26.1.6氧量变小，烟囱冒黑烟。26.2原因： 26.2.1燃烧调节不当、煤粉过粗、炉膛燃烧恶化，未燃尽的煤粉积存在烟道内。26.2.2油燃烧器雾化不良，使未燃尽的碳黑和油滴沉积在烟道受热面上。26.2.3启、停炉过程中，低负荷运行时间太长，炉膛温度过低或风、煤、油配比不当，使燃烧不完全，造成大量可燃物沉积在烟道内燃烧。26.2.4点火初期投粉过早，部分煤粉未燃烬，沉积在尾部烟道内。26.2.5尾部烟道吹灰器故障或吹灰不及时，可燃物未及时清除。26.2.6发生紧急停炉时未能及时切断燃料，停炉后或点火前炉膛吹扫时间过短，或风量过小，造成可燃物质沉积在尾部烟道内或受热面上。26.3处理：26.3.1烟道内烟气温度不正常升高10°C以上时，应首先查明原因，加强燃烧调整，并进行受热面吹灰，使烟气温度降低。26.3.2降低负荷，调整一、二次风配比，降低火焰中心，减少引送风量，运行方式切至“操作员自动”。26.3.3若属省煤器区域发生再燃烧，应保证锅炉连续上水，若无法保证连续上水，则必须打开省煤器再循环门。26.3.4烟道内烟气温度急剧升高时，应紧急停炉，停止引风机、一次风机运行，关闭全部挡板。26.3.5若证实空预器着火，应停止风机，停炉熄火，关闭所有风烟挡板，继续保持预热器运行，投入水冲洗系统或消防水系统。26.3.6检查再燃烧现象清除后，烟道内温度不再回升时，打开检查孔，全面检查设备损坏情况。符合启动条件后，方可重新点火启动。27.给水温度降低：27.1现象：27.1.1给水温度低于设计值。27.1.2燃料量增大，带不上满负荷。27.1.3主、再热汽温上升，结焦增多。27.2原因：27.2.1汽机加热器故障或退出运行。27.3处理：27.3.1调整燃烧，降低火焰中心，增大减温水，保持主、再热汽温正常，防止超温。27.3.2适当降低负荷运行，及时吹灰、打焦。27.3.3及时联系将给水温度调至正常。28.给水流量