锅炉事故和故障处理

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1、锅炉事故和故障处理锅炉事故和故障处理9.1 事故处理的原则9.1 事故处理的原则9.1.1 事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。9.1.2 发生事故时，值班员应在值长和值长助理的直接指挥下，迅速果断地按照本厂运行规程处理事故。9.1.3 事故发生后，立即采取一切可行措施，防止事故扩大，查明原因并消除后，恢复机组正常运行。在确认设备不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应立即停止其运行。9.1.4 遇到自动装置故障时，值班人员应正确判断，及时将有关自动装置切为手动，调整工况，维持锅炉正常运行参数，并汇报值长，通知热控人员，必要时可以降低负荷。9.1.5 事故处理

2、期间，值班人员要头脑清醒，保持镇静，分析、判断要正确，处理要果断、迅速。9.1.6 在发生规程中未列举的事故时，值班人员应根据自己的经验主动地采取对策，迅速处理。9.1.7 事故处理完毕后，值班人员应如实地把事故发生的时间、现象、所采取的措施等详细地记入值班日志中，并在班后会上认真组织讨论、分析,总结经验、吸取教训。9.2 MFT 停炉条件9.2 MFT 停炉条件 遇有下列情况之一，MFT 动作：9.2.1 风量25，延时 2 秒9.2.2 炉膛压力高至+1960Pa，延时 2 秒，（备注：#1 锅炉为延时 1 秒延时 1 秒）9.2.3 炉膛压力低至-1960Pa，延时 2 秒，（备注：#1

3、 锅炉为延时 1 秒延时 1 秒）9.2.4 汽包水位高至+250mm，延时 10 秒9.2.5 汽包水位低至-250mm，延时 15 秒9.2.6 两台空预器全停，延时 15 秒9.2.7 两台引风机全停9.2.8 两台送风机全停9.2.9 丧失一次风机（即有给粉机运行且锅炉负荷30%或无油层运行且锅炉负荷30%时，两台一次风机全跳）9.2.10 炉膛火焰失去9.2.11 燃料失去9.2.12 火检冷却风失去（火检冷却风压力低至 3.5KPa，延时 180 秒或两台火检冷却风机全停，延时 10 秒，锅炉 MFT）9.2.13 再热器失去保护9.2.14 手动 MFT9.2.15 FSSS 模

4、件未在执行方式或失电9.2.16 点火初期三次点不着火。9.3 紧急停炉条件9.3 紧急停炉条件9.3.1 MFT 达动作条件而拒动时。9.3.2 给水、蒸汽管道破裂，不能维持汽包正常水位或危及人身、设备安全时。9.3.3 水冷壁、省煤器管爆破，不能维持汽包正常水位时。9.3.4 所有汽包水位计损坏或失灵。9.3.5 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，同时高低压旁路和向空排汽阀均无法打开时。9.3.6 尾部烟道发生再燃烧，排烟温度升高超过 250时。9.3.7 过热器、再热器管严重爆破，无法维持正常汽温、汽压时。9.3.8 锅炉机组范围内发生火灾，直接威胁人身及

5、锅炉的安全运行时。9.3.9 热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数时。9.4 故障请示停炉条件9.4 故障请示停炉条件9.4.1 炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。9.4.2 锅炉承压部件泄漏，只能短期内维持正常水位时。9.4.3 汽包就地水位计全部损坏，而短时间内又无法恢复时。9.4.4 锅炉严重结焦、堵灰，无法维持正常运行时。9.4.5 安全门动作经降压后仍不回座时。9.4.6 受热面金属管壁严重超温，经多方调整无效时。9.4.7 失去控制气源或控制电源，短时间内无法恢复时。9.4.8 主要设备的支吊架发生变形或断裂时。9.5 事故紧急停炉的操作9.5 事故紧急停炉的操作9

6、.5.1 紧急停炉条件之一出现时，是保护条件保护应动作，如果保护未动或非保护条件应立即手按 MFT 按钮，切断炉膛所有燃料供给。9.5.2 如果 MFT 拒动，则手动关闭燃油跳闸阀，停止一次风机、给粉机、制粉系统，停止向锅炉供给所有燃料。锅炉熄火，严禁用爆燃法挽救灭火或点火。9.5.3 注意给水调节，维持汽包水位正常，启动电泵，停止汽泵。9.5.4 关闭过热器、再热器减温水，控制汽温。9.5.5 维持风量30%额定风量，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫，吹扫时间 510 分钟。9.5.6 若因炉管爆破停炉，应保持一台引风机运行，待排除炉内蒸汽后再停止。9.5.7 若因尾部烟道再燃烧停炉，则停止引

7、、送风机，禁止通风，关闭烟风挡板，密闭炉膛。9.5.8 若因引、送风机故障而停炉，则应消除故障后启动引、送风机进行通风吹扫。9.6 MFT 动作9.6 MFT 动作9.6.19.6.1 现象：9.6.1.1 MFT 动作报警，“MFT”光字牌亮。9.6.1.2 炉膛火焰工业电视变黑，无火焰。9.6.1.3 燃油跳闸阀、油枪角电磁阀关闭。9.6.1.4 一次风机、给粉机、排粉机、磨煤机、给煤机跳闸。9.6.1.5 操作员站画面上 MFT 动作的首出原因指示牌亮。9.6.1.6 汽机跳闸、发电机解列、机组负荷到零。9.6.1.7 汽泵跳闸，电泵自启。9.6.1.8 蒸汽流量、汽温下降，汽压短时会略

8、有上升，而后下降。9.6.1.9 炉膛负压增大。9.6.1.10 吹灰器全部跳闸。9.6.29.6.2 MFT 动作后，FSSS 应自动进行下列操作，否则人为干预。9.6.2.1 如“停炉不停机保护”未动作，汽机跳闸，否则汽轮机不跳。9.6.2.2 关闭燃油跳闸阀。9.6.2.3 停止锅炉吹灰。9.6.2.4 送信号至 MCS。1）关闭过热器减温水调整阀、电动阀。2）关闭再热器减温水调整阀、电动阀。3）跳 A、B 汽泵，联启电泵。4）置二次风挡板合适位置。9.6.2.5 跳给粉机电源。9.6.2.6 跳排粉机 A、B、C、D。9.6.2.7 跳所有油角阀。9.6.2.8 跳所有的给粉机。9.6

9、.2.9 跳一次风机 A、B。9.6.2.10 送信号至旁路控制系统。9.6.2.11 送信号至光字牌报警。9.6.39.6.3 MFT 后的处理：9.6.3.1 见 9.6.2 操作。如“停炉不停机保护”动作，见 9.7.3.3 的处理。9.6.3.2 注意汽包水位变化，维持汽包水位正常。9.6.3.3 监视汽温、汽压变化情况。9.6.3.4 迅速查明 MFT 动作原因，消除后立即进行炉膛吹扫，吹扫完毕后重新点火。9.6.3.5 若 MFT 的原因短时间内无法消除，则按正常停炉处理，吹扫 510 分钟后停止引、送风机运行。9.6.3.6 若因炉管爆破停炉，应保持一台引风机运行，待排除炉内蒸汽

10、后再停止。9.6.3.7 若因尾部烟道再燃烧停炉，则停止引、送风机，禁止通风，关闭烟风挡板，密闭炉膛。9.6.3.8 若因引、送风机故障而停炉，则应消除故障后启动引、送风机进行通风吹扫。9.7 锅炉灭火9.7 锅炉灭火9.7.19.7.1 现象：9.7.1.1 炉膛负压突然增大。9.7.1.2 火焰工业电视变黑，显示无火焰。9.7.1.3 炉膛灭火信号声光报警。9.7.1.4 蒸汽流量、汽温下降，汽压短时会略有上升，而后下降。9.7.1.5 汽包水位大幅波动。9.7.29.7.2 原因：9.7.2.1 运行中辅机故障跳闸或灭火保护动作。9.7.2.2 炉内燃烧工况组织不合理，风煤比例不当。9.

11、7.2.3 燃烧调整不当，燃烧不稳定，投油助燃不及时。9.7.2.4 运行中煤质变差，挥发分过低、煤粉变粗、水分过高、灰份过大等，造成燃烧不稳定。9.7.2.5 粉仓粉位过低或给粉机故障、来粉不均。9.7.2.6 掉焦、掉渣破坏燃烧工况，调整不及时。9.7.2.7 水冷壁、再热器、过热器爆管破坏燃烧。9.7.2.8 全燃油时，油中带水或燃油系统故障。9.7.2.9 厂用电中断。9.7.39.7.3 处理：9.7.3.1 如锅炉跳闸联跳机组，按事故紧急停炉处理。9.7.3.2 查明灭火原因并消除后，按热态启动重新点火。9.7.3.3 如“停炉不停机保护”动作，按下面处理：1）确认炉已灭火，锅炉所

12、有燃料已切断，所有减温水全部自动退出，立即到就地手动关闭所有运行中内漏的减温水电动阀、调节阀、手动门，防止汽温骤降。2）通知热控人员到达现场。3）检查 DEH 自动以 600MW/min 的降负荷率降负荷至 3%汽轮机阀门指令，炉侧主汽压超过17.2Mpa 时，DEH 自动闭锁减负荷，炉侧主汽压低于 16.9Mpa 时，DEH 又开始自动减负荷。在机组负荷减至 3%汽轮机阀门指令后，手动投入“功率反馈回路”，维持机组负荷不变，强制关闭机前疏水（脉冲信号），并强制关闭锅炉连排电动门、调节门（脉冲信号），强制关闭过热器侧烟气挡板（脉冲信号）。4）如果 DEH 自动减负荷失灵，立即手动投入功率反馈回

13、路，设定目标值 5MW，降负荷率600MW/min，快减负荷至 5MW。在减负荷过程中，若主汽压力超过 17.2Mpa,应停止减负荷；若主汽压力低于 16.2Mpa,则继续减负荷，防止汽温急剧降低。5）检查 A、B 小机自动跳闸，电泵自动启动，否则立即手动启动电泵，投入电泵冷却水。调整电泵转速，查锅炉主给水主路电动门关闭，开主给水旁路调节阀前后电动门，以较大流量向锅炉上水，尽快建立汽包水位并维持汽包水位稳定、正常，为尽快进行炉膛吹扫创造条件。6）迅速查明机组跳闸首出原因，MFT 后，尽快建立吹扫条件，立即将总风量调至 35（热控在逻辑中实现，为脉冲信号，防止因点火推迟引起汽温快速下降），进行炉

14、膛吹扫。7）吹扫结束，炉膛吹扫结束并旁路油泄漏试验。运行人员立即将 DE 层二次风挡板关至点火位（510左右）进行点火，投 DE 层 34 支油枪，然后调整 BC 层及 AB 层二次风门至510%左右，投入 BC/AB 层 34 支油枪，着火后再适当开大油枪层二次风挡板。调整风门时注意锅炉总风量不低于 30%。8）锅炉 MFT 后风量大于 30BMCR 延时 6 分钟则锅炉点火吹扫自动被旁路，可以直接进行点火。9）锅炉点火后尽快启动一次风机，及时投入 E、D、C 层粉，适当控制汽压上升速度。锅炉点火后，手动开启锅炉环形集箱疏水，手动全开过热器侧烟气挡板，手动关小再热器侧烟气挡板至20%，严格监

15、视一、二、三减汽温，汽温回升时控制一减前汽温不超过 400，二减前汽温不超过 445，三减前不超过 500，否则应将 DE 层油枪往 BC 或 AB 层转移，根据汽温、汽压情况，决定是否投入 B 或 A 层给粉机。10）为防止点火后汽压上升过快以及由此引起的过热器出口蒸汽过热度降低，在过热器三级减温水后汽温达到 450并开始回升时，可以开启汽轮机机前疏水。11）加负荷条件：11.1）锅炉过热器出口汽温及三级减温器后汽温均大于 450并持续升高；11.2）锅炉过热器出口蒸汽过热度大于 80。12）加负荷速度以过热器出口汽温不下降为原则，汽温上升较快时可以加快加负荷速度。13）其他操作同机组极热态

16、启动，参见运行规程。14）加强主、再热汽温、汽包水位、差胀、轴向位移、机组振动、汽轮机上下缸温差、推力瓦温、汽轮机进水检测装置的监视，发现异常，按规程处理。15）在处理时如发生下列条件之一者，应立即打闸停机：15.1）主、再热汽温 10min 之内下降 50。15.2）汽轮机上、下缸温差突然增大超过 56。15.3）汽轮机发生水冲击，或任一主汽门、调节门冒白汽时。15.4）主蒸汽过热度低于 80。15.5）主汽温低于 430。15.6）汽轮机发生强烈振动或汽轮机内部有明显的金属摩擦声。15.7）汽轮机胀差高缸达到：+7mm 或4mm；或低缸达到：+15mm 时。15.8）汽轮机轴向位移达到1.

17、2mm 或1.65mm 时。15.9）汽轮机推力瓦金属温度达到 110。为“停炉不停机保护”而改动或增设的热控逻辑：为“停炉不停机保护”而改动或增设的热控逻辑：1)增加“停炉不停机保护”及相应投退按钮。2)利用 DEH 中的 RUNBACK 接口，增加锅炉 MFT 动作快减汽轮机负荷功能 RB，其 RB 动作目标值为 3%汽轮机阀门指令，正常运行时将其投入，一旦锅炉 MFT 动作，即触发对应的 RB逻辑，汽轮机以 600MW/Min 的速率自动减负荷至汽轮机阀门指令 3%，当炉侧压力超过17.2Mpa 时停止自动减负荷，低于 16.9Mpa 时，则继续以 600MW/Min 的减负荷速率自动减

18、负荷至目标值。3)增加锅炉过热器出口及汽轮机机前温度过热度显示：取汽轮机机前压力信号，分别经过新增蒸汽饱和温度函数发生器转换成锅炉过热器出口压力及汽轮机机前压力对应的蒸汽饱和温度值，再分别与锅炉过热器出口及汽轮机机前温度相比较，换算出锅炉过热器出口过热度及汽轮机机前温度过热度，为运行人员事故处理提供直观的参考依据。4)机前主汽过热度或炉侧主汽过热度低于 80时，过热度低保护动作，汽机跳闸，首出炉MFT，当机组负荷60MW 时，该逻辑自动退出（此条逻辑仅限于锅炉 MFT 且汽轮机未跳闸时起作用）。5)炉 MFT 后，汽机不联跳，机前主汽温度低于 430，汽机跳闸，首出炉 MFT（此条逻辑仅限于锅

19、炉 MFT 且汽轮机未跳闸时起作用）。6)汽机 RB 动作后，在机组负荷减至汽轮机阀门指令 3%，强制关闭机前疏水（脉冲信号），并强制关闭锅炉连排电动门、调节门（脉冲信号），强制关闭过热器侧烟气挡板（脉冲信号）。这些逻辑仅限于锅炉 MFT 且汽轮机未跳闸时起作用。7)MFT 后，DEH 减负荷率不受限制，允许减负荷率达到 600MW/min。8)锅炉 MFT 后风量大于 30BMCR 延时 6 分钟则锅炉点火吹扫自动被旁路，可以直接进行点火（此条逻辑仅限于锅炉 MFT 且汽轮机未跳闸时起作用）。9.8 汽包水位高或满水9.8 汽包水位高或满水9.8.19.8.1 现象：9.8.1.1 所有水位

20、计指示超过正常值。9.8.1.2+100mm 时，“汽包水位高”报警。9.8.1.3 给水流量不正常地大于蒸汽流量。9.8.1.4 水位高至+250mm 时，延时 10 秒，锅炉 MFT 动作。9.8.1.5 严重满水时，主蒸汽温度急剧下降，甚至发生蒸汽管道剧烈振动。9.8.29.8.2 原因：9.8.2.1 给水自动装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。9.8.2.2 运行人员对水位监视不够，调整不及时或误操作。9.8.2.3 汽包水位表计、给水流量表计、蒸汽流量表计的指示不正确，使运行人员误判断。9.8.2.4 机组负荷或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当。9.8.39.8.3 处

21、理：9.8.3.1 立即对照汽、水流量，校对汽包水位计指示是否正确。9.8.3.2 证实汽包水位高时应及时减少给水量，若因给水自动失灵，立即将自动切为手动，关小给水调节阀或降低给水泵转速；若因给水泵转速调节失灵，立即启动备用泵调节给水量，适时停止故障泵。9.8.3.3 水位高值时，自动开启事故放水门，否则手动打开。9.8.3.4 水位高值时，延时 10 秒，MFT 应动作，否则手动按下 MFT 停炉按钮，紧急停炉。9.8.3.5 停炉后按 MFT 动作进行处理，并进行以下操作：1）锅炉停止上水，打开省煤器再循环门。2）全开过热器、主汽管道疏水门。3）加强锅炉放水，放水到正常水位。4）检查减温水

22、门应关闭，否则手动关闭。9.8.3.6 查明原因，消除故障后，重新点火。9.9 汽包水位低或缺水9.9 汽包水位低或缺水9.9.19.9.1 现象：9.9.1.1 所有水位计指示低于正常值。9.9.1.2 100mm 时，“汽包水位低”报警。9.9.1.3 给水流量不正常地小于蒸汽流量（水冷壁、省煤器泄漏时除外）。9.9.1.4 水位低至-250mm 时，延时 15 秒，锅炉 MFT 动作。9.9.1.5 严重缺水时，过热蒸汽温度升高。9.9.29.9.2 原因：9.9.2.1 给水自动装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。9.9.2.2 运行人员对水位监视不够，调整不及时或误操作。9.9

23、.2.3 汽包水位表计、给水流量表计、蒸汽流量表计的指示不正确，使运行人员误判断。9.9.2.4 给水管道、水冷壁、下联箱、省煤器漏泄严重。9.9.2.5 定期排污门漏泄或排污量过大。9.9.2.6 机组负荷或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当。9.9.39.9.3 处理：9.9.3.1 立即对照汽、水流量，校对汽包水位计指示是否正确。9.9.3.2 证实汽包水位低时应及时增大给水量，若因给水自动失灵，立即将自动切为手动，开大给水调节阀或增加给水泵转速。若因给水泵转速调节失灵，立即启动备用泵调节给水量。9.9.3.3 汽包水位低时，停止排污。9.9.3.4 水位低值时，延时 15 秒，MF

24、T 应动作，否则手动按下 MFT 停炉按钮，紧急停炉。9.9.3.5 如果锅炉严重缺水，停炉时任何水位计均显示不出水位，停炉后严禁向锅炉进水。会同检修进行全面检查，经过公司领导批准后，方可重新向锅炉上水。9.10 尾部烟道二次燃烧9.10 尾部烟道二次燃烧9.10.19.10.1 现象：9.10.1.1 烟道内烟温不正常地升高，排烟温度也不正常地升高，一侧燃烧时两侧烟温差增大。9.10.1.2 炉膛、烟道负压发生不正常大幅波动。9.10.1.3 氧量变小，烟筒冒黑烟，烟道人孔门或不严密处冒火星。9.10.1.4 如在空预器内发生二次燃烧，空预器电机电流摆动大，外壳温度升高或烧红。9.10.1.

25、5 一、二次风温不正常升高。9.10.29.10.2 原因：9.10.2.1 燃烧调整不当，燃料燃烧不充分，机械不完全燃烧严重，飞灰可燃物含量过高并积存在尾部烟道内。9.10.2.2 煤粉过粗，未燃尽物增多。9.10.2.3 启、停炉过程中或低负荷运行时炉膛温度过低，风、煤、油配比不当，烟速过低使可燃物积存在烟道内。9.10.2.4 煤油混烧，油枪雾化不良，燃烧不充分，使尾部受热面积油垢和大量未燃尽煤粉。9.10.2.5 启、停炉时对炉膛及烟道通风不彻底。9.10.2.6 尾部受热面吹灰不及时，可燃物未及时清除。9.10.39.10.3 处理：9.10.3.1 当发现尾部烟温不正常升高时，应立

26、即查明原因，加强燃烧调整，并对尾部受热面进行蒸汽吹灰。9.10.3.2 当确认尾部烟道再燃烧、排烟温度升高超过 250时紧急停炉，停止引、送风机，禁止通风，关闭烟风挡板，密闭炉膛和烟道。9.10.3.3 停炉后应加强对各部烟温的监视，如烟温仍升高，可开启高、低压旁路或该处疏水门，以防止管子超温损坏。9.10.3.4 若省煤器发生二次燃烧，利用吹灰蒸汽灭火，停炉后保持适量进水和放水，以冷却省煤器。9.10.3.5 若空预器发生二次燃烧，应关闭空预器进、出口烟气挡板，隔离空预器，停炉后保持空预器运行，如着火严重，投入空预器清洗装置灭火，并打开空预器下部排水门。9.10.3.6 烟道内各部烟温正常后

27、，可停止空预器清洗装置，打开空预器检查孔检查，确认火熄灭、设备未损坏后，方可重新启炉。9.11 炉膛压力高9.11 炉膛压力高9.11.1 现象：9.11.1.1 炉膛负压偏正。9.11.1.2 炉膛压力高至+80Pa 时，“炉膛压力高”信号报警。9.11.1.3 严重时从炉膛不严密处冒烟气。9.11.1.4 炉膛压力高至+1960Pa 时，延时 2 秒 MFT 动作。（#1 炉延时 1 秒）9.11.2 原因：9.11.2.1 炉膛负压“自动”失灵。9.11.2.2 燃烧不稳，波动大。9.11.2.3 引风机入口静叶/档板、出口挡板或者烟道内烟气挡板误关。9.11.2.4 锅炉承压部件爆破。

28、9.11.2.5 尾部烟道发生爆燃。9.11.2.6 单台引风机跳闸，运行的送、引风机未能及时跟踪调整。9.11.3 处理：9.11.3.1 如炉膛负压自动调节失灵，则将自动切为手动，调节各送、引风出力，维持炉膛负压正常。9.11.3.2 如燃烧不稳，应及时调整，必要时投油稳燃。9.11.3.3 误关的挡板及时恢复原状态。9.11.3.4 如果是锅炉承压部件爆破，则按受热面爆管处理。9.11.3.5 若单台引风机跳闸，RB 动作，按 RB 动作处理，RB 未动作，按单台引风机跳闸处理。9.11.3.6 炉膛压力高至+1960Pa 时（#2 炉延时 2 秒，#1 炉延时 1 秒），MFT 动作后

29、，按 MFT动作处理。9.12 炉膛压力低9.12 炉膛压力低9.12.1 现象：9.12.1.1 炉膛负压指示增大。9.12.1.2 炉膛压力低至-300Pa 时，“炉膛压力低”信号报警。9.12.1.3 炉膛压力低至-1960Pa 时，延时 2 秒 MFT 动作。（#1 炉延时 1 秒）9.12.2 原因：9.12.2.1 炉膛负压“自动”失灵。9.12.2.2 燃烧不稳，波动大。9.12.2.3 送风机入口动叶、出口挡板或者风道各挡板误关。9.12.2.4 二次风调节挡板失灵或误关。9.12.2.5 部分给粉机故障，跳闸或不来粉。9.12.2.6 送风机跳闸。9.12.3 处理：9.12

30、.3.1 如炉膛负压自动调节失灵，则将自动切为手动，调节各送、引风出力，维持炉膛负压正常。9.12.3.2 如燃烧不稳，应及时调整，必要时投油稳燃。9.12.3.3 误关的挡板及时恢复原状态。9.12.3.4 如二次风调节挡板失灵或误关，则切手动调整。9.12.3.5 给粉机故障，及时联系维护人员处理。9.12.3.6 炉膛压力低至-1960Pa 时（#2 炉延时 2 秒，#1 炉延时 1 秒），MFT 动作后，按 MFT动作处理。9.13 汽水管道水冲击9.13 汽水管道水冲击9.13.1 现象:9.13.1.1 管道有振动声及冲击声。9.13.1.2 汽、水压力波动大。9.13.2 水管道

31、冲击原因:9.13.2.1 上水时未排净管道内空气。9.13.2.2 给水泵运行不正常，压力变化大。9.13.2.3 管道支架未固定好。9.13.2.4 给水温度变化大。9.13.2.5 阀门前、后压差大。9.13.3 水管道冲击的预防及处理:9.13.3.1 排净管道内的空气。9.13.3.2 保持压力、温度稳定。9.13.3.3 设法降低阀门前、后的压差。9.13.4 蒸汽管道水冲击的原因:9.13.4.1 未充分暖管及疏水。9.13.4.2 减温器反冲时开启阀门速度过快。9.13.4.3 疏水管道阀门位置不合理，无法排出疏水。9.13.5 蒸汽管道水冲击的预防及处理:9.13.5.1 充

32、分暖管疏水。9.13.5.2 操作阀门时应缓慢进行。9.13.5.3 若发生水冲击应立即缓慢或停止操作。9.13.5.4 改进不合理的疏水系统。9.13.5.5 检修支吊架系统。9.14 水冷壁爆管9.14 水冷壁爆管9.14.1 现象：9.14.1.1 炉膛内有泄漏声，炉膛负压变小，泄漏严重时负压偏正，甚至燃烧不稳或灭火。9.14.1.2 炉膛不严密处向外冒蒸汽。9.14.1.3 汽包水位下降，给水流量不正常大于蒸汽流量。9.14.1.4 两侧烟温差增大且烟温降低。9.14.1.5 引风机投自动时，静叶不正常地开大，电流上升。9.14.2 原因：9.14.2.1 给水、炉水品质长期不合格，水

33、冷壁管内结垢腐蚀。9.14.2.2 管材质量或焊接质量不合格。9.14.2.3 管内有杂物堵塞，造成水循环不良，部分水冷壁管壁过热损坏。9.14.2.4 受热面结焦、积灰时间较长，造成部分管子局部传热恶化，管壁超温爆管。9.14.2.5 吹灰器或燃烧器安装角度不正确，对水冷壁长时间冲刷。9.14.2.6 吹灰器长时间未退出，冲刷受热面，运行人员未及时发现。9.14.2.7 炉膛爆炸或大块焦渣脱落，使水冷壁损坏。9.14.2.8 飞灰长时间冲刷使受热面磨损变薄。9.14.2.9 运行时，调整不当，造成受热面管壁长期超温。9.14.2.10 锅炉严重缺水，使水冷壁过热爆管。9.14.2.11 排污

34、不当，排污门长时间未关或严重漏泄破坏了水循环。9.14.2.12 停炉保养不良，管内壁腐蚀。9.14.3 处理：9.14.3.1 如泄漏不严重时，汇报值长请示降负荷、降压运行，并申请停炉。9.14.3.2 如泄漏严重，无法维持燃烧和汽包正常水位，应紧急停炉，并维持通风以排除炉膛内的烟气和蒸汽后再停止引风机。9.14.3.3 停炉后应继续向汽包上水维持汽包水位（严重缺水除外），如水位无法维持，应停止上水。9.14.3.4 停止电除尘器运行。9.14.3.5 停炉后应立即将电除尘器、省煤器灰斗中的灰放净，防止堵灰。9.15 省煤器爆管9.15 省煤器爆管9.15.1 现象：9.15.1.1 炉膛负

35、压变小，泄漏严重时变正压。9.15.1.2 省煤器泄漏处有响声，省煤器灰斗有滴水或湿灰现象，严重时从烟道不严密处漏水。9.15.1.3 汽包水位下降，给水流量不正常大于蒸汽流量。9.15.1.4 省煤器后两侧烟温偏差增大，泄漏侧排烟温度下降。9.15.1.5 引风机投自动时，静叶不正常地开大，电流上升。9.15.2 原因：9.15.2.1 给水品质长期不合格，水冷壁管内结垢腐蚀。9.15.2.2 管材质量或焊接质量不合格。9.15.2.3 管内有杂物堵塞，造成水循环不良，部分省煤器管壁过热损坏。9.15.2.4 吹灰器安装不当，直接冲刷省煤器管。9.15.2.5 吹灰器长时间未退出，冲刷受热面

36、，运行人员未及时发现。9.15.2.6 飞灰长时间冲刷使受热面磨损变薄。9.15.2.7 省煤器再循环门使用不当。9.15.2.8 停炉保养不良，管内壁腐蚀。9.15.2.9 尾部受热面低温腐蚀，造成省煤器管损坏。9.15.3 处理：9.15.3.1 如泄漏不严重，能够维持正常水位时,应加强监视，汇报值长请示降负荷、降压运行，并申请停炉。9.15.3.2 如泄漏严重，无法维持汽包正常水位，应紧急停炉，并维持通风以排除炉膛内的烟气和蒸汽后再停止引风机。9.15.3.3 停炉后应继续向汽包上水维持汽包水位，如水位无法维持，应停止上水，禁止开启省煤器再循环门。9.15.3.4 停止电除尘器运行。9.

37、15.3.5 停炉后应立即将电除尘器、省煤器灰斗中的灰放净，防止堵灰。9.16 过热器爆管9.16 过热器爆管9.16.1 现象：9.16.1.1 过热器爆破处有泄漏声，炉膛负压变小或变正。9.16.1.2 蒸汽流量不正常的小于给水流量，蒸汽压力下降。9.16.1.3 过热器泄漏侧烟温下降，爆管受热面后两侧烟温差增大。9.16.1.4 引风机投自动时，静叶不正常地开大，电流上升。9.16.2 原因：9.16.2.1 蒸汽品质长期不合格，过热器管内结垢腐蚀。9.16.2.2 管材质量或焊接质量不合格。9.16.2.3 过热器长期超温运行，使管子过热疲劳。9.16.2.4 吹灰器安装角度不正确，对

38、过热器长时间冲刷。9.16.2.5 吹灰器长时间未退出，冲刷受热面，运行人员未及时发现。9.16.2.6 飞灰长时间冲刷使受热面磨损变薄。9.16.2.7 停炉保养不良，管内壁腐蚀。9.16.2.8 过热器受热面设计不合理或管内有杂物堵塞，引起局部管子超温损坏。9.16.3 处理：9.16.3.1 如泄漏不严重时，汇报值长请示降压、降负荷运行，并申请停炉。9.16.3.2 如泄漏严重，无法正常运行，应紧急停炉，并维持通风以排除炉膛内的烟气和蒸汽后再停止引风机。9.16.3.3 停炉后注意保持汽包水位。9.16.3.4 停止电除尘器运行。9.16.3.5 令除灰值班员注意 AV、TD 泵打灰情况

39、，防止堵塞，必要时将灰斗存灰放净。9.17 再热器爆管9.17 再热器爆管9.17.1 现象：9.17.1.1 再热器爆破处有泄漏声，炉膛负压变小或变正。9.17.1.2 再热蒸汽压力下降。9.17.1.3 在机组负荷不变的情况下，主蒸汽流量上升。9.17.1.4 再热器泄漏侧烟温下降，爆管受热面后两侧烟温差增大。9.17.1.5 引风机投自动时，静叶不正常地开大，电流上升。9.17.2 原因：9.17.2.1 蒸汽品质长期不合格，过热器管内结垢腐蚀。9.17.2.2 管材质量或焊接质量不合格。9.17.2.3 再热器长期超温运行，使管子过热疲劳。9.17.2.4 吹灰器安装角度不正确，对再热

40、器长时间冲刷。9.17.2.5 吹灰器长时间未退出，冲刷受热面，运行人员未及时发现。9.17.2.6 飞灰长时间冲刷使受热面磨损变薄。9.17.2.7 启停炉过程中，高低压旁路使用不当，未保护好再热器。9.17.2.8 停炉保养不良，管内壁腐蚀。9.17.2.9 再热器受热面设计不合理或管内有杂物堵塞，引起局部管子超温损坏。9.17.3 处理：9.17.3.1 如泄漏不严重时，汇报值长请示降负荷、降压运行，并申请停炉。9.17.3.2 如泄漏严重，无法正常运行，应紧急停炉，并维持通风以排除炉膛内的烟气和蒸汽后再停止引风机。9.17.3.3 停炉后注意保持汽包水位。9.17.3.4 停止电除尘器

41、运行。9.17.3.5 令除灰值班员注意 AV、TD 泵打灰情况，防止堵塞，必要时将灰斗存灰放净。9.18 6KV 厂用电中断9.18 6KV 厂用电中断9.18.1 现象：9.18.1.1 中断侧的 6KV 电机电流均回零。9.18.1.2 跳闸转机信号报警。9.18.2 处理：9.18.2.1 6KV 一段厂用电中断，若锅炉未灭火，立即投油助燃，调整好燃烧，根据单套风机运行情况带负荷，如果 RUN BACK 动作，则自动投油切粉、减负荷，进行监视和辅助调整。9.18.2.2 6KV 一段厂用电中断，如锅炉灭火，则按灭火处理。9.18.2.3 6KV 电源全部中断时，锅炉灭火，按锅炉灭火处理

42、。9.18.2.4 检查空预器运行情况，维持其转动状态；火检风机维持运行。9.18.2.5 停炉后做好启动准备，电源恢复后，请示值长重新点火。若长时间电源不能恢复，按停炉及冷却的步骤进行。9.19 380V 电源中断9.19 380V 电源中断9.19.1 现象：9.19.1.1 失电段所带电动机跳闸，电流到零，发出报警信号。9.19.1.2 380V 电源全部中断时，锅炉灭火，按灭火处理。9.19.2 处理：9.19.2.1 380V 一段失电时，如果锅炉未灭火，投油助燃，稳定燃烧。9.19.2.2 380V 电源全部中断时，锅炉灭火，按锅炉灭火处理。9.19.2.3 检查空预器运行情况，维

43、持其转动状态；火检风机维持运行。9.19.2.4 停炉后做好启动准备，电源恢复后，请示值长重新点火。若长时间电源不能恢复，按停炉及冷却的步骤进行。9.20 仪用压缩空气压力低9.20 仪用压缩空气压力低9.20.1 现象：9.20.1.1 光字牌“仪用压缩空气压力低”报警。9.20.1.2 就地仪用压缩空气压力降低。9.20.1.3 严重时气动阀门控制失灵。9.20.1.4 全投油时或低负荷投油时锅炉可能灭火(油跳闸阀关闭)。9.20.2 原因：9.20.2.1 空压机故障或空压机跳闸。9.20.2.2 压缩空气管路泄漏严重。9.20.2.3 压缩空气管路堵塞。9.20.2.4 压缩空气过滤器

44、堵塞未及时清理。9.20.3 处理：9.20.3.1 立即通知空压机值班员,恢复仪用压缩空气压力。9.20.3.2 压缩空气压力低于 0.5MPa 时，维持负荷稳定，减少操作。9.20.3.3 必要时，可以解列不重要的用户。9.20.3.4 气源中断，短时间内无法恢复，汇报值长，申请停炉。9.20.3.5 如果 MFT 动作，则按其规定处理。9.21 热控仪表电源中断9.21 热控仪表电源中断9.21.1 现象：9.21.1.1 仪表电源失去，热控仪表指示失灵。9.21.1.2 热控系统不能正常工作，调节控制系统失灵。9.21.2 原因：9.21.2.1 与热控仪表电源对应的厂用电源故障。9.

45、21.2.2 开关或刀闸故障，备用电源未投。9.21.3 处理：9.21.3.1 热控仪表电源失去时，应维持机组负荷稳定，尽量减少不必要的操作，严密监视主要运行参数的变化。9.21.3.2 联系热控人员，迅速查明原因，恢复电源，若短时间失电，发现运行参数越限，应手动就地操作调整。如短时间电源无法恢复正常时，应申请停炉。9.21.3.3 当发现锅炉运行参数越限，又无调整手段，机组安全运行受到威胁时，应紧急停炉。9.22 减温器堵塞9.22 减温器堵塞9.22.1 现象:9.22.1.1 减温水量偏小或回零，投入或退出减温水时汽温变化不明显。9.22.1.2 过热汽温度或再热汽温度升高。或两侧汽温

46、差增大。9.22.2 处理:9.22.2.1 及时调整燃烧，控制汽温在正常范围内。9.22.2.2 必要时可降低锅炉负荷。9.22.2.3 在条件允许时进行减温器反冲洗。9.22.2.4 经处理无效，汽温超过规定值时请示值长停止锅炉运行。9.23 主蒸汽压力高9.23 主蒸汽压力高9.23.1 现象:9.23.1.1 主蒸汽压力高报警。9.23.1.2 主蒸汽压力达 18.01MPa 电磁泄放阀(PCV)开启。9.23.1.3 主蒸汽压力达 18.19MPa 过热器#1 安全阀起座。9.23.1.4 主蒸汽压力达 18.22MPa 过热器#2 安全阀起座。9.23.1.5 汽包压力达 19.4

47、5MPa 汽包#1 安全阀起座。9.23.1.6 汽包压力达 19.84MPa 汽包#2 安全阀起座。9.23.1.7 汽包压力达 20.00MPa 汽包#3 安全阀起座。9.23.1.8 安全阀动作后汽包水位先高后低。9.23.1.9 甩负荷时汽包水位先低后高。9.23.2 原因：9.23.2.1 电负荷骤降且幅度大。9.23.2.2 锅炉主控失调。9.23.3 处理:9.23.3.1 如果锅炉主控失调，应退出锅炉主控自动。9.23.3.2 调整锅炉燃烧，减少燃料量。9.23.3.3 压力高至动作值时开启电磁泄放阀。9.23.3.4 注意调节汽包水位及主再热汽温。9.23.3.5 如主蒸汽压

48、力恢复正常时，关闭电磁泄放阀。9.23.3.6 查明原因消除缺陷。9.24 蒸汽或给水管道损坏9.24 蒸汽或给水管道损坏9.24.1 现象:9.24.1.1 泄漏处保温潮湿、渗水、漏汽水，并有泄漏声音。9.24.1.2 严重时有汽、水喷出。9.24.1.3 蒸汽或给水压力降低。9.24.1.4 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。9.24.2 原因:9.24.2.1 长期超温、超压运行。9.24.2.2 管材质量不良。9.24.2.3 安装质量不合格，膨胀受阻。9.24.2.4 投运时暖管时间不足，造成水冲击。9.24.2.5 停炉后防腐不当，造成管道腐

49、蚀。9.24.2.6 运行中流量、压力、温度变化幅度大。9.24.3 处理：9.24.3.1 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:1）做好安全措施，防止汽、水喷出伤人。2）降压、降负荷并保持其稳定运行。3）严密监视故障发展情况。4）汇报值长请示停炉。9.24.3.2 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。9.24.3.3 停炉后应立即解列故障段。9.25 RUN BACK9.25 RUN BACK当锅炉、汽机重要辅机跳闸时，协调控制系统应根据跳闸辅机的类型，选择适当的甩负荷速率和幅值，将机组尽快的稳定到机组允许的最大出力上。9.25.1 RB 投

50、入条件9.25.1 RB 投入条件协调控制系统在自动状态或 DEH 在遥控方式。9.25.2 RB 类型：9.25.2 RB 类型：包括：引风机 RB、空预器 RB、送风机 RB、一次风机 RB、给水泵 RB。9.25.3 RB 判断条件：9.25.3 RB 判断条件：即当 RUNBACK 投入后，下列任一条件存在时，将发生负荷 RUNBACK 请求：即当 RUNBACK 投入后，下列任一条件存在时，将发生负荷 RUNBACK 请求：（此时工作在机跟随控制方式，维持机前压力,随着锅炉出力的降低将机组负荷降到辅机对应的出力水平。）9.25.3.1 负荷大于 190MW，运行中一台引风机跳闸延时

51、1s 产生 RB。负荷降到 170MW 时 RB结束。9.25.3.2 负荷大于 190MW，运行中一台空预器跳闸（主电机跳闸延时 15s 辅助电机停止，或辅助电机跳闸延时 15s 主电机停止）延时 1s 产生 RB。负荷降到 170MW 时 RB 结束。9.25.3.3 负荷大于 190MW，运行中一台送风机跳闸延时 1s 产生 RB。负荷降到 170MW 时 RB结束。9.25.3.4 负荷大于 170MW，运行中一台一次风机跳闸延时 1s 产生 RB。负荷降到 150MW 时 RB结束。9.25.3.5 负荷大于 190MW，两台汽泵运行，一台汽泵跳闸延时 3s 且电泵没有联启；或一台汽

52、泵及一台电泵运行，一台泵跳闸延时 1s，产生给水泵 RB。负荷降到 150MW 时 RB 结束。9.25.4 RB 动作过程：9.25.4 RB 动作过程：9.25.4.1 两引风机都在运行，RB 投入时，空预器跳一台（主电机跳闸延时 15s 辅助电机停止，或辅助电机跳闸延时 15s 主电机停止），联跳同侧引风机，联关跳闸引风机出、入口门及静叶；9.25.4.2 两台送风机都在运行，引风机跳一台，联跳同侧送风机，联关跳闸送风机出口门和动叶；9.25.4.3 两引风机都在运行，送风机跳一台，跳同侧引风机，联关跳闸引风机出、入口门及静叶；9.25.4.4 RB 动作时，联跳 E 层和 D 层给粉机

53、。具体动作如下：RB 动作后，0S 联跳 E 层#2、#4 给粉机，5S 联跳 E 层#1、#3 给粉机，10S 联跳 D 层#2、#4 给粉机，15S 联跳 D 层#1、#3 给粉机 D 层给粉机，50S 以 300r/min 的速率减 C、B 层给粉机转速至 RB 目标负荷对应的转速（根据 RB 动作时的负荷对应的转速计算 RB 目标负荷对应的转速）；一次风机 RB 动作，0s 同时联跳 E、D 层给粉机，50S 以 300r/min 的速率减 C、B 层给粉机转速至 RB 目标负荷对应的转速；9.25.4.5 RB 动作投 BC（#2 机组同时投 AB）层油枪（常规逻辑）：延时 0S 投

54、#1、#3 角，延时 5S 投2、#4 角；（RB 动作时，负荷大于 165MW，B 或 C 煤层有火，BC 层投油时，可只进油枪不进点火枪即投油点火；RB 动作时，负荷大于 165MW，A 或 B 煤层有火，AB 层投油时，可只进油枪不进点火枪即投油点火）9.25.4.6 RB 动作延时 10S 联跳 D 排粉机，再延时 3s 联跳 A 排粉机；排粉风机停止联跳制粉系统；9.25.4.7 一次风机 RB 动作联跳 E、D 层给粉机时，立即联关给粉机对应的一次风门,不吹扫。9.25.4.8 RB 动作时发 2 秒脉冲信号超驰关闭过热汽温、再热汽温减温水调整门和电动门，减温水调节由自动转手动调整

55、。9.25.4.9 RB 动作时屏蔽送风、引风、一次风、汽包水位、除氧器水位、主汽压力调节系统 SP-PV 偏差大切手动条件。9.25.4.10 RB 动作后协调切为机跟随方式，滑压方式运行（300MW16Mpa,150MW12MPa）；9.25.4.11 RB 结束条件：RB 结束条件：当机组负荷降到 RB 目标负荷时；或者运行人员手动退出。9.26 汽水共腾9.26 汽水共腾9.26.1 现象：9.26.1.1 汽包水位升高，且水位波动剧烈，就地水位计内水位不清晰。9.26.1.2 主汽温度急剧下降，严重时主蒸汽管内发生水冲击。9.26.1.3 炉水与蒸汽品质恶化。9.26.2 原因：给水

56、或炉水品质不合格，炉水含盐达到或超过临界含盐量。9.26.3 处理：9.26.3.1 降低锅炉负荷，稳定锅炉燃烧。9.26.3.2 开大连排、定排，加强给水，以改善炉水品质。9.26.3.3 保持稍低的汽包水位。9.26.3.4 维持汽温，必要时打开过热器疏水门、主蒸汽管道的疏水门。9.26.3.5 通知化学，加强炉水化验。9.27 DCS 故障9.27 DCS 故障9.27.1 现象：9.27.1.1 全部或部分辅机自动控制失灵。9.27.1.2 全部或部分自动调节回路失灵。9.27.1.3 全部或部分操作员站“黑屏”或“死机”。9.27.1.4 严重时锅炉负荷不能控制调节。9.27.1.5

57、 FSSS 失电时，锅炉 MFT。9.27.2 原因：9.27.2.1 调节控制装置本身异常或被调控设备异常。9.27.2.2 调节控制电源失电或电源质量异常。9.27.2.3 调节控制气源压力低或失气。9.27.2.4 部分反馈信号故障。9.27.2.5 网络、CPU 故障。9.27.2.6 部分控制模件失电。9.27.3 处理：9.27.3.1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至手动方式控制并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。9.27.3.2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时通知热控立即处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。9.27.3.3 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采取强送措施，并应防止控制器初始化。若恢复失败则应紧急停炉。9.27.3.4 部分操作员站出现故障时的处理：a）在用可用操作员站继续承担机组监控任务的同时，立即通知热控处理，并保持锅炉负荷稳定，停止一切重大操作。b）若故障无法排除时，应根据当时运行状况，在值长的统一指挥下，酌情处理。9.27.3.5 当全部操作员站出现故障时（即“黑屏”或“死机”）的处理：应立即停止锅炉运行。