事故现象

1、OS画面上送风机动叶在自动或手动状态下均无法操作，送风机油系统P N(压力正常)信号消失。

2、若油站油泵失电或掉闸，OS画面发报警信号。

3、OS画面上操作动叶调整块，增大或减小，风机电流、风量不变化。

4、风机的电流、风量与动叶开度不匹配，两台风机出力不平衡，甚至出现抢风现象。

5、就地检查油压低于2.5MPA或油泵已停止。

6、就地检查动叶执行机构脱开。

7、动叶自动关回，风量减少，机组负荷下降，汽温汽压参数下降，锅炉燃烧可能恶化。

送风机动叶调整失灵原因分析

油系统部分

（1）、油泵（两台）出力低或安全阀泄露，导致油压低于2.5MPA闭锁动叶调节；

（2）、实际油压正常，压力信号未返回；

（3）、电气或其他原因,导致油站油泵电源消失,油泵掉闸；

（4）、风机外油管泄露,油压下降；

（5）、风机内油系统故障或漏油导致工作失常；

（6）、风机油系统油温过高。

机械部分

（1）、动叶调节执行机构故障，卡涩、机构脱开；

（2）、 动叶调节执行器失电；

（3）、风机内部动叶调节机构故障；

其他原因

（1）、协调控制本身缺陷或其他原因引起包括动叶在内多项自动均无法操作；

（2）、投自动情况下或投氧量校正情况下，自动快失效或氧量信号风量信号失效。

送风机动叶调整失灵事故处理

不论何种原因引起动叶调节失灵，均应立即停止机组正在进行的操作，调整操作，及时汇报值长，将送风机动叶调节解至手动位，初步分析原因，根据具体原因具体处理。

1、只引起一台送风机动叶调节故障，具体可分为三种情况。

（1）、一台送风机动叶故障不允许操作，但动叶开度保持不变，两台送风机出力平衡。此时，可解送风自动，机组参数保持稳定，查明动叶失灵原因，具体处理；

（2）、一台送风机动叶故障不允许操作或允许操作但风机风量、电流不变，而另一台风机出力已增大或减少，两台风机出力不平衡，甚至出现抢风状态。此时，应立即解送风自动，将正常风机出力调整到与故障风机出力相近。（以风量、电流为主）负压摆动大时，及时投油枪助燃，并相应调整机组负荷极其其他参数；

（3）、一台送风机动叶操作失灵，且动叶逐渐关闭，自动情况下另一台风机出力增大，手动情况下，另一台风机出力不变。这种情况下应按一台送风机掉闸处理，将出力增大的送风机解除自动，适当调整防止其过出力。未投自动时，及时增大出力，但要防止过出力，同时机组快速降负荷至200MW以下，注意汽温、汽压参数调整。若判断为执行器故障引起动叶关闭，也可在降负荷同时派人去就地手动摇开动叶执行机构，增加二次风量，注意控制操作幅度，及时与主控联系。

2、两台送风机动叶均失灵，可分两种情况。

（1）、两台风机动叶均闭锁操作，但仍能保持原开度，风机风量、电流正常。这种情况下，应解除送风自动，保持机组参数不动，派人检查具体原因，密切观察送风机动叶变化，做好动叶逐渐关闭的事故预想；

（2）、两台送风机动叶调节失灵，且动叶逐渐关闭，风量减少。若判断是由于执行器故障引起，应立即派人去就地将执行器手动摇开，机组视风量变化快速降负荷，注意汽温、汽压参数调整。若是由于油压失去导致动叶关闭，且不能恢复时，如MFT已发出则按灭火处理（若未灭火，应立即手动MFT，防止发生炉膛爆燃事故）。若由于风量、氧量信号故障引起风机动叶大幅摆动时，应立即解除送风自动控制，手动调整。

3、动叶调节失灵，查明原因后，应根据具体原因具体处理。

（1）、油系统原因：

预防措施

1、加强巡回检查，发现异常及时汇报。

2、提高监盘质量，及时发现参数与设备异常。

3、做好事故预想，防止事故扩大。

事故现象

1、OS画面送风机风机轴承、电机轴承或线圈温度异常升高，报警。

2、就地测温电机轴承温度高或电机外壳温度高。

3、送风机轴承回油温度升高；

原因分析

1、轴承故障。

2、振动超限。

3、轴承油位低。

4、甩油环不带油。

5、电机故障。

6、油脂过多或过少。

7、油脂污染或变质（送风机轴承为润滑油，电机轴承为油脂）。

8、轴承间隙过小。

9、风机油系统油温过高，冷油器故障或冷却水中断。

10、风机过出力。

事故处理

1、监视异常点升高情况，判断是否为测点故障。（通过其它点升高情况及其就地检查）如为测点故障应通知热工及时处理，并解除相关保护，做好送风机电机温度或轴温达到跳闸值的故障处理。

2、根据故障原因及时处理：

（1）如为风机润滑油箱油位太低应及时加油. 风机油系统油温过高，冷油器故障时应采取措施及时降低油温，冷却水中断时应及时联系恢复，否则应严格执行紧停规定。

（2）通知检修检查如为油脂过多或过少,油脂变质或污染,应配合检修根据温升情况降负荷,降风机出力,进行处理.

（3）如为其他运行人员及检修人员在风机运行的情况下无法处理原因,应根据温升情况,降风机出力, 降负荷,无法维持则停运该侧风机.

（4）若是风机超出力运行时应及时降低风机出力，保证设备安全运行。

3、如确系送风机轴温，电机线圈温度升高较快时，应减小故障侧送风机出力，并同时增大正常运行送风机的出力，防止送风机抢风。监视送风机温度，如何继续升高时，故障侧送风机出力需大幅度减小时，应及时汇报值长，降负荷，增大正常运行送风机出力，减小故障侧送风机出力。（如当时为协调方式下时，可解除协调快速降负荷，保证燃烧稳定）。

4、根据单台送风机出力大小，按180MW目标负荷降低。在此过程中，应适当调小二次风挡板开度，维持二次风箱压力，调整主再热器温度，防止下降过快，控制汽包水位正常，并可根据燃烧情况，投入一支到两支油枪稳燃。并在调整风量的过程中，防止二次风量〈25%，触发MFT（当前风量保护退出期间，应严格执行紧停规定，防止炉膛发生爆燃）。

5、根据温升情况及时将故障侧送风机出力减小至0，使正常风机全部接带负荷。当送风机电机轴温达90度时报警，95度时跳闸。如保护未动应手动打闸；当送风机轴温达90度时报警，95度时跳闸，如保护未动应手动打闸；当送风机电机线圈温度达到110度时报警，达到120度时应手动打闸，并检查送风机出口挡板联关正常。按风机掉闸处理。

6、调整负荷，维持燃烧稳定，使主再热器温度正常，汽包水位正常。并重点监视运行送风机及其它参数正常。

注意事项

1、在确证送风机轴温，电机轴温，线圈温度升高较快时应及时联系检修检查处理。

2、应定期到就地检查送风机电机轴承温度，听音、测振。

3、保证送风机油站运行正常，油温正常。

事故现象

1、OS画面一次风机轴承温度、电机轴承或线圈温度高报警。

2、就地测温风机轴承、电机轴承温度高或电机外壳温度高。

原因分析

1、轴承故障。

2、振动超限。

3、轴承油位低。

4、甩油环不带油。

5、电机故障。

6、油脂过多或过少。

7、油脂污染或变质（一次风机轴承为润滑油，电机轴承为油脂）。

8、轴承间隙过小。

9、风机油系统油温过高，冷油器故障或冷却水中断。

10、风机过出力。

事故处理

1、轴承温度发生报警后，立即派人去就地检查，同时通知相关维护人员。

2、风机过出力时应立即降低出力，同时保持一次风压力调整负荷。

3、如在轴承温度异常升高的同时，一次风机振动值也明显增大，则可迅速手动停止一次风机运行。

4、适当降低故障一次风机的出力，观察温度变化趋势。

5、如就地轴承有故障，甩油环不带油，轴承磨损等原因引起的则立即汇报值长停运一次风机，如因冷却水中断、轴承漏油引起油位过低引起，则应迅速恢复冷却水，给轴承补油至适当油位。

6、检查处理过程中如一次风机轴承温暖度上升至95℃，保护动作一次风机掉闸，按一次风机故障掉闸处理，如电机轴承温度上升至85℃，立即手动停止一次风机。

7、如就地电机温度过高或有异味应汇报值长准备停运，如风扇如口堵或风扇工作失常等原因引起线圈温度异常升高，则根据运行中能否处理决定是否要停运一次风机，如一次风机线圈温度上升至120℃，汇报值长手动停运一次风机。

8、如确定属热工测点问题，则应通知维护人员先将该点模拟后再处理。

9、准备停运一次风机步骤：

（1）机组降负荷至180MW，同时解除故障一次风机自动，降低其出力；停运的磨煤机挡板要关闭严密减少漏风；

（2）投入油枪稳燃，降低故障一次风机出力至最小；

（3）根据一次风压变化调整机组负荷，防止发生堵管；

（4）停止故障一次风机，注意一次风压的变化，尽量使之大于8KPA；

监视给水泵自动调整情况，监视汽包水位变化，必要时手动调整。

10、停运一次风机时，要注意一次风压大于8Kpa，防止停运时造成锅炉灭火。停运一次风机后机侧根据主汽压力的变化降负荷， 150MW至180MW期间炉侧要注意汽包水位调整，必要时解除给水自动，手动调整。

11、停运故障一次风机时要将另一台切手动，且电流应不大于额定电流，防止停运后自动情况下电流超过额定值，造成过流动作掉闸。

12、如在处理过程中，故障一次风机掉闸，按掉闸处理：

（1）如一次风压低保护动作，磨煤机全跳，锅炉MFT动作，按灭火处理；如MFT未动作，则维持油枪运行，并投入全部油枪，机降负荷到40MW；解除给水泵自动，手动调整汽包水位；

（2）如一次风压保护未动，应紧急投入所有油枪，以维持锅炉燃烧；解除另一台一次风机自动，调整其电流小于额定电流；解除给水泵自动，手动调整汽包水位；

（3）当锅炉燃烧已明显不稳时，严禁继续投油助燃，防止发生爆燃；

（4）根据趋势调整水位，防止锅炉发生满水或缺水事故。

注意事项

1、处理过程中应遵循保护设备宁停勿损的原则。

2、为防止设备突然掉闸引起燃烧不稳应提前投入油枪。

3、检查处理过程中应加强联系。

事故现象

1、OS画面发引风机轴承温度高报警。

2、就地测温电机轴承温度高或电机外壳温度高。

3、引风机轴承回油温度升高。

原因分析

1、轴承故障。

2、振动超限。

3、轴承油位低。

4、甩油环不带油。

5、电机故障。

6、油脂过多或过少。

7、油脂污染或变质（引风机轴承为润滑油，电机轴承为油脂）。

8、轴承间隙过小。

9、风机油系统油温过高，冷油器故障或冷却水中断。

10、风机过出力。

事故处理

1、发生报警后，立即派人去就地检查，同时通知维护人员。

2、风机过出力时应立即降低出力，同时保持炉膛压力正常，调整锅炉负荷。

3、如在轴承温度异常升高的同时，引风机振动值也明显增大，则可迅速手动停止引风机运行；有时间时应先联系退出引风机联掉送风机保护。

4、适当降低故障引风机的出力，投入油枪助燃；适当降低对应侧送风机的出力。

5、如就地轴承有故障，甩油环不带油，轴承磨损等原因引起的则立即汇报值长停运引风机，如因冷却水中断、引风机轴承冷却风机工作失常、轴承漏油引起油位过低等引起，则应迅速恢复冷却水、改变冷却风机运行方式（如冷却风机失电，尽快恢复）给轴承补油至适当油位。

6、检查处理过程中如引风机轴承温暖度上升至1２0℃，电机轴承温度上升到９5℃，保护动作引风机掉闸，按引风机故障掉闸处理。

7、如就地电机温度过高或有异味应汇报值长准备停运，如风扇如口堵或风扇工作失常等原因引起线圈温度异常升高，则根据运行中能否处理决定是否要停运引风机，如引风机线圈温度上升至120℃，汇报值长手动停运引风机。

8、手动停运引风机操作步骤：

⑴机组降负荷到200MW；

⑵解除故障引风机自动，降低出力至最小；

⑶通知仪电解除故障侧引风机联掉送风机保护；

⑷停止故障引风机运行，注意炉膛负压的变化，必要时手动调整。

9、如确定属热工测点问题，则应通知仪电先将该点模拟后，再行处理。

10、停运引风机时，要注意炉膛负压的变化。

注意事项

1、处理过程中应遵循保护设备宁停勿损的原则。

2、为防止设备突然掉闸引起燃烧不稳应提前投入油枪。

3、检查处理过程中应加强联系。

4、因引风机掉闸要引起送风机掉，所以在可能的情况下，应保证二次风量在故障侧送风机掉闸时大于２５％风量，防止因引风机掉闸引起二次风量保护触发MFT或炉膛爆燃。

事故现象

1、OS画面上引风机电流与对应静叶开度不匹配，静叶挡板在自动或手动状态下增加或减少时，引风机电流无变化。

2、未及时发现静叶拉杆断裂，期间进行升降负荷操作时，可能引起两台引风机出力不平衡，甚至出现抢风现象，负压调节变差，摆动增大负压报警光字可能发出。

3、就地检查，静叶拉杆脱开或断裂。

4、炉膛负压大幅度波动，风机电流及静叶挡板也相应波动。严重时两台炉炉膛负压同时波动。

原因分析

1、调节执行器与静叶连接销子损坏，导致静叶脱开。

2、静叶拉杆机构机械性断裂（可能由外部原因引起也有内部原因）。

3、 执行机构远近控开关误打至就地位。

4、引风机负压测点堵，导致负压调节失灵。

5、两台炉烟道发生塌方积灰、烟囱内防腐砖掉落，导致烟道特性改变。

6、引风机风机在不稳定工况下运行。

事故处理

当一台引风机静叶拉杆发生断裂或脱开后，将只有另一台引风机参与炉膛负压调整，调节状况会变差，可能会及时发现。此时应根据负压稳定情况采取投油稳燃及解除自动手动调整的措施；若未及时发现，同时进行了升降负荷的操作，造成两台引风机出力偏差，甚至抢风，负压摆动时，应立即解除引风自动，调整正常风机出力与故障风机相近，机组应注意负荷、汽温、汽压等参数调整，并及时投油稳燃；若两台风机已产生偏差，但负压工况仍稳定，由监盘发现异常或巡检汇报发现时，应解除引风自动，手动调整两台引风机出力平衡（调整正常风机），机组注意负荷及参数调整；若风机出力偏差不大，且负压稳定时，可不调整，待处理完毕后再作调整。及时汇报、联系检修人员，针对具体原因，具体处理：

1、执行器与静叶联接销子损坏，静叶脱开：

应派人去就地检查静叶实际开度，及与执行器开度偏差，与集控联系在OS画面上调整静叶开度与就地开度相同，检修处理连接好机构后，OS画面试调整正常，将两台风机出力调平，投引风自动及协调。

2、拉杆机械性断裂：

应将静叶与执行器脱开，做好静叶固定措施，防止在处理机械过程中静叶摆动，待机构处理好后，拆除相应措施，按1处理，期间集控应密切注意引风机出力变化并及时调整，防止检修人员在处理机械的过程中引起静叶开度变化，炉膛负压摆动。在机构连接好，进行试调整时，若操作正常，则将风机出力调平，投引风自动与协调。

若操作不动，且检修判断静叶内部叶片卡涩时，应做好单台风机停运准备。

当由于引风机负压测点堵；两台炉烟道发生塌方积灰、烟囱内防腐砖掉落，导致烟道特性改变；引风机风机在不稳定工况下运行；导致负压调节失灵、风机抢风时，应首先以稳定炉膛负压为主，可以根据情况投油稳定锅炉燃烧，解除负压调节自动，手动调节，根据风机特性适当调整机组负荷，降低送风量，躲开风机的不稳定工作区域。

预防措施

1、加强巡回检查，发现异常及时汇报。

2、提高监盘质量，及时发现参数与设备异常。

3、做好事故预想，防止事故扩大。

4、利用检修对风烟系统存在的缺陷合理技改及时处理。

单台一次风机掉闸的现象

1、RB动作。

2、DCS画面发 “一次风机事故掉闸”、“一次风压力低”等报警。

3、炉膛压力波动、火焰电视发暗、燃烧不稳。

4、当一次风压力低二值时（４Kpa）三台磨联掉，锅炉灭火（已取消）。

单台一次风机掉闸的处理

1、当一台一次风机掉闸后，一次风母管压力骤降，进入炉膛的煤粉量因一次风压力下降而迅速减少，甚至引起磨煤机掉闸，而送风机调整难以跟上，造成风煤比严重失调而灭火。

2、处理单台一次风机掉闸的关键就是维持一定的一次风母管的压力、减少送风量至合适，而且过程要迅速、准确。为了达到上述目的，建议处理如下：

一次风机掉闸后，迅速检查另一台一次风机调节挡板是否开到最大，否则手动加至最大出力（防止风机超出力）。将送风机减至１８０ＭＷ负荷左右，减风的速度在炉膛负压允许的情况下尽量快。

3、联系油库提升燃油压力至3.4Mpa以上，迅速、尽量多地投入油枪，注意监视投入油枪的着火情况，投油枪时注意要优先投入炉膛中间的和运行磨对应的油枪。

4、一次风机掉闸时，RB动作掉一台磨煤机，检查磨入口关断挡板、吹扫风挡板是否关严，在，检查磨的时候，最好同时投入一定数量的油枪和减少一定量的送风。根据油枪的投入数量、送风量减少的情况及当时的燃烧情况调整两台磨煤机出力，维持一次风压力在８ＫＰＡ以上，尽量减少一次风用户。

经过上述处理，如果燃烧暂时稳定时，可逐步减少油枪到一两支。

可能出现的情况及注意事项

1、如果处理过程中一次风母管压力难以维持、燃烧恶化、火焰电视看不到火焰、火检信号过少、炉膛负压达到保护值、一次风压低二值时即４Kpa，出现这些情况时禁止投油枪，保护未动时应手打MFT。

2、整个过程汽机方面应快速减负荷以适应锅炉出力，电气方面应在负荷小于150MW时及时切换厂用电，还要有人监视汽包水位，主、再汽温避免大幅下降，其它重要参数也要注意监视。油枪投入大于3支时，应及时联系辅机解列电除尘和脱硫系统。

3、协调方式时，一次风机掉闸后，RB动作以每分钟200MW的速度减负荷到180MW，运行人员应迅速解除协调，稳定后复位“RB   RESET”操作块。

运行中一台送风机事故掉闸事故现象

1、RB动作，OS画面发 “送风机事故掉闸”报警。

2、炉膛火焰发暗，负压剧烈摆动，燃烧急剧恶化。

3、掉闸送风机闪黄，电流指示为零，出口门联关。

运行中一台送风机事故掉闸事故处理

1、迅速加大另一台送风机出力（防止超出力），保证风量满足燃烧需要，同时监视引风机自动跟踪情况，如果引风机静叶跳手动，应手动调整引风机出力，调整燃烧、风箱压力、炉膛负压，维持燃烧稳定。

2、若此时负荷高，三台磨煤机运行，RB动作，将联掉一台磨煤机，此时应及时调整将负荷快速减至180MW。

3、迅速查明送风机掉闸原因，如热工保护动作，应联系热工迅速处理，然后恢复送风机运行；若属电气保护动作，则严禁启动，待电气检修人员检查正常后方可投入运行。

4、正常情况一台送风机掉闸不会导致锅炉灭火，但如果锅炉煤质差又因此燃烧恶化时，则应紧急停炉，按灭火处理。

注意事项

1、在事故处理的过程中最好不要投油，因为此时炉膛里总风量急剧下降，导致一部分煤粉因缺氧而燃烧不尽，如果投油则有可能使炉膛里的氧量进一步降低，起到相反的作用。

2、如果发现火焰电视看不到火焰，禁止投油，在其他措施无效的情况下，手动MFT。

3、由于燃烧恶化的影响，蒸汽参数及汽包水位会发生变化，因此在整个过程中，密切监视汽温、汽压、汽包水位的变化情况，必要时需手动调整。

1、OS画面上送风机动叶在自动或手动状态下均无法操作，送风机油系统P N(压力正常)信号消失。

2、若油站油泵失电或掉闸，OS画面发报警信号。

3、OS画面上操作动叶调整块，增大或减小，风机电流、风量不变化。

4、风机的电流、风量与动叶开度不匹配，两台风机出力不平衡，甚至出现抢风现象。

5、就地检查油压低于2.5MPA或油泵已停止。

6、就地检查动叶执行机构脱开。

7、动叶自动关回，风量减少，机组负荷下降，汽温汽压参数下降，锅炉燃烧可能恶化。

运行中一台引风机事故掉闸事故现象

1、火焰监视电视监视到火焰开始摆动，有可能发现变暗，冒黑烟。

2、OS画面上，烟气系统“A”、“W”、“T”、“F”，报警全部发出。

3、负压曲线开始不稳，煤火检监视画面，煤火检有可能多个失去，且火焰信号不稳定。

运行中一台引风机事故掉闸事故处理

 1、发现引风机事故掉闸联掉送风机，检查引风机出口挡板，送风机出口挡板联关;检查送风机量>25%总风量，维持负压稳定，逐步加风量到40%总风量以上，可以将联掉的送风机启动以满足风量需要,同时快速减负荷至180MW，如果三台磨运行， RB动作掉一台磨煤机，同时严密监视过热器、再热汽温度和汽包水位。

 2、如果检查到火焰相对稳定且负压波动在500KPa以内可以考虑投23支油枪稳燃。

 3、如果机组在协调方式下，RB动作联掉C磨，同时快速甩负荷至200MW以下，在发生事故后，可以手动解除协调，快速减负荷，操作同上。

4、如果发现火检大部分失去和火焰已开始监视不到,燃烧不稳定时，则手动MFT。如果发生负压达到+1600Pa或汽包水位达到停炉值，都按锅炉灭火处理。

事故处理注意事项

 1、在风量加到40%总风量后，尽量维持负压稳定，同时防止风机超出力。减负荷要及时，减负荷过程中，机侧同步关小调门，维持一定的汽压、汽温;炉侧调稳汽包水位，过热蒸汽、再热蒸汽温度。风机在查明原因可以恢复后，启动引风机前通知热工解除引风机联掉送风机的联锁，正常后投用。

2、在判断为不可恢复时，则手按MFT，防止事故的扩大。事故发生后，确认风机挡板已联关防止因挡板没关，造成其它事故。

​锅炉水平和尾部烟道再燃烧事故现象

1、炉膛负压和烟道负压急剧变化。

2、排烟温度急剧升高，含氧量下降。

3、烟道不严密处，人孔门及引风机轴封处往外冒火星或冒烟。

4、热风温度，省煤器出口水温不正常升高。汽包水位调节变差。

5、空预器处再燃烧时，外壳烧红或有温度辐射感，空预电流摆动。

6、水平烟道再燃烧时，主汽温度，再热器温度急剧升高。

7、水平烟道出口出烟温升高。

锅炉水平和尾部烟道再燃烧事故处理

1、当烟气温度升高和排烟温度不正常升高时，应查找区域，吹灰系统疏水。

2、机组快速降负荷至180MW。

3、确认燃烧区域进行吹灰，以进行灭火。

4、确认燃烧情况逐渐减弱时，密切注意主、再热器温度的调整，逐渐恢复机组的出力。

5、如烟道燃烧情况仍在加强，不能维持正常的汽温、水位时，应紧急MFT。

6、停炉后，严密关闭所有风门挡板，使燃烧系统处于严密状态。

7、如在空预器处发生燃烧现象，则通入消防水。

8、保持空预器继续旋转。

9、确认燃烧现象完全熄灭后可启动引、送风机通风510分钟，复查设备损坏情况和有无积灰，火星，停止消防水和吹灰。

10、逐渐开启引、送挡板，排烟温度无升高现象时方可重新点火。

注意事项

1、发生烟道再燃烧现象时，一方面要先加强调整，另一方面要适当加快降负荷速度。

2、如在处理过程中炉膛负压保护动作MFT，则应关严各风门挡板，等待熄灭。

3、如在处理过程中主、再热气温超过565度，机侧达到打闸条件，则应立即打闸灭火。

4、停炉后，空预器应保持连续运行，不得停运。如电流大跳闸，应手动连续盘车。

燃油系统各部着火事故现象

1、主控室火警装置报警铃响，“燃烧器”火警灯亮。

2、炉巡检员现场发现着火。

3、燃烧器控制、火检信号失去。

燃油系统各部着火事故预案

1、炉前燃油平台着火

（1）机长安排锅炉巡检，立即持对讲机至就地察看火情，确认着火后，立即安排本机义务消防员就地灭火；

（2）炉副机长立即关闭燃油系统来、回油电磁阀，并用对讲机指令炉巡检员打开燃油系统事故放油手动门，防止火势蔓延至油枪平台；

（3）机长根据火势大小，可要求输煤燃油泵房立即停止供油泵运行，彻底切断油源；

（4）锅炉巡检员应根据机长命令，尽量切断油源，如关闭来、回油电磁阀前后手动门（使用门钩，戴手套），并与其他消防员一起，用干粉灭火器，1211灭火器，或沙子积极正确的救火，一直到厂部消防员到达接替后，方可撤离；

（5）机副机长应严密监视机组运行，保证机组正常；

（6）机、电巡检应该协助炉巡检积极救火，一直到厂部消防员接替救火任务。救火人员在进行救火时应注意观察火势和实际地理位置，首先注意个人安全；

（7）值长根据火灾损失，确定机组运行情况，若损失严重，须停机处理时，可申请停机处理；

（8）灭火后向值长汇报情况。

2、油枪平台及燃油电磁阀处着火：

（1）机长安排锅炉巡检员，立即持对讲机到就地察看火情，确认着火后，立即安排本机义务消防员灭火；

（2）炉副机长应立即关闭燃油系统来、回油电磁阀，并用对讲机只林炉巡检员打开燃油系统事故放油门，关闭来、回油电磁阀前后手动门，并严密监视火嘴情况；

（3）机长可根据火势，要求输煤燃油泵房立即停止供油运行，彻底切断油源；

（4）炉巡检员根据机长命令，尽量切断油源，并与其他义务消防员一起，用干粉灭火器，1211灭火器，或沙子积极正确的救火，一直到厂部消防员接替后，方可撤离；

（5）机副机长应严密监视机组运行，保证机组正常；

（6）机、电巡检员应协助炉巡检员积极救火，直到厂部消防员接替救火，救火人员在进行救火时应注意观察火势和实际地理位置，首先注意个人安全。油枪平台及燃油电磁阀处着火较大，扑灭困难或已经危及到煤粉管（保温已经烧坏）时，为防止事故扩大，减少设备损坏，应立即紧停锅炉运行；

（7）灭火后向值长汇报情况；

（8）值长根据火灾损失，确定机组运行情况，紧停锅炉运行或损失严重，须停机处理时，可申请停机处理。

锅炉掉焦灭火事故现象

1、炉膛负压增大，火焰监视器监视不到火焰。

2、火检指示全无。

3、灭火时，FSSS保护动作，灭火信号报警。一次风机、磨煤机、给煤机掉闸，引风机或送风机可能掉闸。

4、减温水电动门关闭，燃油快关阀关闭。

5、OS画面报警，立盘光字闪警。

6、汽温、汽压、负荷急剧下降。

7、氧量指示满表。

8、水位先下降后升高。

锅炉掉焦灭火事故原因

掉焦灭火主要是由于长期燃烧不良或不完全，造成不完全燃烧物大量积累，从而下落引起炉膛负压剧烈波动，火检监视不到火焰而保护动作灭火。

主要有以下几个方面：

1、风、粉配比不良。风量过大或过小都易造成不完全燃烧，过大则煤粉未燃烬即被带出燃烧室造成结焦，过小则氧量不足、不完全燃烧损失增大，未燃烬物积于炉膛及以下。

2、燃烧器一、二次风的出口风速和风率。一、二次风速的大小直接影响火焰中心高低，能提前或推后燃烧，造成燃烧不完全。

3、煤粉细度。煤粉过粗易造成燃烧不完全，过细易形成燃料过早燃烧、在燃烧器出口结焦。

4、各燃烧器间的负荷分配及投停方式。负荷分配应尽量均匀，以促进燃烧完全。

5、磨煤机的组合方式。避免A、C磨和B、C磨运行工况。

6、二次风和周界风的配比应合理。

7、燃烧器的倾角应合适。向下倾角过大，易造成吃风不足，冷灰斗及侧墙下部容易结焦；过小，易形成火焰上翘不完全燃烧。

锅炉掉焦灭火事故处理

1、当锅炉灭火后，FSSS保护和MFT均应动作，自动停炉，否则应手动MFT停炉。

2、应立即关闭减温水手动门，倒换厂用电，开机侧疏水门，关汽轮机主调门至负荷5MW左右。

3、严禁退出保护，严禁采用关小风门、继续给风、给煤投油的关风爆燃法恢复。

4、将汽包水位自动改为手动操作。

5、OS画面复归报警信号，关闭一次风机调门、挡板，将送风机的风量调至吹扫风量，满足吹扫条件。吹扫合格后迅速点火恢复，谨防低汽温保护动作。

6、启两台一次风机。

7、投入空预蒸汽连续吹灰。

8、如果掉焦引起水冷壁损坏，上水无法维持汽包水位，应按停机处理。

9、当油枪达到6支左右后，启第一台磨，逐步开调门加负荷，开减温水手动门，粗调一级减温水投自动，微调二级喷水。至第一台磨出力达60%以上后稍稳定，微减风，启第二台磨至磨负荷50%左右减油枪3—4支。维持负荷至200MW，如果汽温稳定时，将油枪逐渐撤出，注意燃烧情况。

10、再热器也应严防超温。一旦发现有上升趋势，应开启减温水，使其上升缓慢。在启动整个过程中应用烟气挡板配合调整。如果上升过快可减少油枪支数或减少送风。

11、水位的控制应勤调细调，可以不切换主给水门，也可用一台汽泵调整水位，尽可能不大幅度调整，防止减温水量变化太大影响温度。

12、负荷至200MW后全撤油枪，倒厂用电，投电除尘脱硫，维持机组参数在正常范围。

13、全面对炉侧设备检查一次，炉本体全面吹灰一次。

​过热器,再热器泄漏事故现象

1、过热器.再热器通道处有泄漏或爆破声。

2、燃烧不稳，炉膛压力变小或变正，烟道不严密处往外冒烟气或蒸汽。

3、蒸汽压力下降，主汽温度发生变化，机组负荷降低。

4、给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5、两侧烟温差增大，泄漏侧偏低。

6、引风机自动时，电流增大。

7、再热器爆管时，汽轮机中压缸进口汽压降低。

8、烟气被泄漏蒸汽挤向一侧，局部管束可能出现超温，尾部烟道负压.烟气温度左右侧偏差增大。

发生过热器.再热器泄漏的原因有

1、燃烧调整不当，使火焰拉长或偏斜，造成局部过热器和再热器长期超温。

2、燃料中有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀.管子损坏。

3、化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内结垢使管子损坏。

4、启停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温。

5、检修不当如焊口质量不合格，错用低质金属材料，造成不能承受高温而发生爆管。

6、吹灰装置安装.操作不当，吹坏管子。

7、长期超温运行及飞灰磨损。

8、过热器.再热器处堵灰使局部温度升高。

过热器,再热器泄漏事故处理

1、泄漏较轻，适当加强给水就能维持汽包水位，短时间内不致扩大事故。同时又不影响其它设备安全。

A、炉侧处理：

①、确认泄漏具体部位，及时汇报各级领导，通知检修负责人到场确认；

②、维持汽包正常水位，机组降负荷，降参数运行，防止给水泵出力过负荷；

③、稳定燃烧，维持炉膛负压，必要时投油枪稳燃；

④、如为尾部烟道包墙管过热器外漏，应注意对炉侧设备的影响，采取对应的防淋、防湿、防冲刷措施，隔离泄漏区域，设置围栏，警告牌，防止人员烫伤；

⑤、加强对泄漏点和仪表的监视，等待停炉命令；

⑥、接到停炉命令后，按要求停止锅炉运行；

⑦、在未接到停炉命令而锅炉达到紧停条件时，应立即紧停锅炉；

⑧、停炉后，留一台引风机继续运行，抽出炉膛和烟道中的蒸汽和烟气，整个过程中，维持汽包高水位。将汽包上下壁温差控制在允许范围内。

B、机侧处理：

①、做好机组 停运准备工作；

②、锅炉发生灭火后，快速降负荷，防止汽温突降；

③、加强巡回检查，注意停炉后电泵的运行正常；

④、机组停运过程中，认真完成停机各项工作；

⑤、若达紧停条件，严格执行紧停规定；

⑥、配合电气人员切换厂用电完成机组解列；

泄漏严重，出现下列情况时

燃烧恶化，锅炉灭火 ：汽包水位无法维持；无法维持正常汽温、汽压；直接威胁人身和设备安全。

①、锅炉应手动MFT，停止锅炉运行，完成停炉各项操作；

②、停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽；

③、维持汽包最高可见水位，控制汽包壁上下温差在规定范围内；

④、汽机应在炉灭火后，快速降负荷，完成停机的各项操作；

⑤、整个操作过程中应汇报值长运行情况，确认泄漏部位，通知各检修负责人，确认泄漏部位时，要注意安全。

事故处理过程中各人员分工

值长：接到泄漏报告后，及时汇报上级领导，根据机组状况及领导指示，联系中调，申请停炉，通知外围车间，调整系统运行方式及机组负荷。

机长：及时汇报值长泄漏情况，通知检修人员共同确认，做好事故预想，机组停运过程中，合理进行人员分工，保证机组顺利停运。

炉付机长：锅炉发生泄漏后，视泄漏情况认真操作，保证机组顺利停运。

机付机长：稳定机侧参数正常，机组停运过程中，配合锅炉降负荷，完成机侧停机操作。

炉巡检：  确认漏点，及时汇报，加强检查，停炉过程中配合炉付机长完成停炉操作，检查过程中要注意自己的安全。

机巡检：  加强检查，做好停机准备，配合机付机长完成停机操作。

电气巡检：机组停运过程中，负责切换厂用电及机组解列操作。

空预器跳闸事故现象

1、DCS画面“空预器火警”“空预器事故跳闸”报警发出。

2、空预主电机跳闸，辅电机未联启或联启后跳闸。

3、对应烟风挡板联关，DCS画面轴承温度报警，空预器跳闸前电流突增突摆。

4、炉膛、烟道负压剧烈摆动，且经常冒正

空预器跳闸事故处理总原则

尽可能保护空预器（包括运行空预器），防止扩大性损坏空预器。处理过程可以按两个预案进行：

A、预案一

 如空预器着火燃烧跳闸，则按锅炉尾部烟道燃烧来处理，紧停锅炉。

B、预案二

因其它原因引起空预器跳闸时，按单台空预器运行要求，紧急降负荷至180-200MW。

空预器跳闸事故处理

（一）、“预案一”：

1、空预器着火燃烧跳闸现象：

⑴、DCS画面“空预器事故跳闸” 、“空预器火警” 报警发出；

⑵、空预器电流大幅摆动，着火侧排烟温度、一次风温度、二次风温度急剧升高；

⑶、省煤器出口给水温度急剧升高，对应侧氧量急剧降低；

⑷、烟道负压急剧摆动；

⑸、就地空预器外壳有灼烧感或冒烟气或外壳烧红，引风机轴封处往外冒火或冒烟。

2、空预器着火燃烧原因：

⑴、可燃物沉积在空预器上，停炉后或启炉前未吹扫或吹扫不充分；

⑵、锅炉启动或停炉时大量使用油枪，油枪雾化不良或未按规定进行空预器蒸汽连续吹灰；

⑶、低负荷长时间投运大量油枪；

⑷、炉膛负压过大，使未燃尽燃料沉积在空预器。

3、处理：

⑴、退出协调，手动紧急MFT（炉副机长），检查MFT连动情况，紧停送、引风机，关闭烟风挡板，密闭锅炉；

⑵、炉副机长立即投入跳闸空预器蒸汽冷、热端吹灰（余汽），并监视排烟温度是否降低；

⑶、值长通知检修人员到场，通知输煤集控启动高压消防泵；

⑷、机长监护机副机长、电气巡检完成切换厂用电，汽机打闸，发电机解列等操作；

⑸、机、电巡检按正常停机完成相关操作。并优先投运机侧冷再供空预器吹灰系统（携带对讲机，戴劳保手套，安全帽）；

⑹、炉副机长、炉巡检（携带对讲机，戴劳保手套，安全帽，携带摇把）共同去跳闸空预器现场：炉巡检投入冷再供空预器吹灰系统；炉副机长检查空预器着火燃烧情况，防止空预器外壳灼烧身体，向机长汇报检查情况；将空预器主辅电机停电并采取安全措施后，炉副机长、炉巡检共同手盘跳闸空预器{ 使用摇把}，将盘转情况汇报机长，尤其是手盘不动时，必须立即汇报机长，机长立即汇报值长；

⑺、机长监视着火侧排烟温度降低，着火应逐步减弱，保持蒸汽吹灰；

⑻、保消人员接受值长命令后去现场检查火势，维持秩序，制定灭火方案；

⑼、机炉人员接受值长命令后去现场，一方面组织人力手盘空预器，另一方面检查火势，制定灭火方案；

⑽、保消人员，机炉人员、炉副机长、机长向值长汇报空预器灭火效果；

⑾、如果蒸汽吹灰效果明显，着火趋于熄灭，可保持蒸汽吹灰直至熄灭；

⑿、如果蒸汽吹灰灭火效果差，应立即投入消防水灭火，该方式灭火易造成空预器及其轴承变形；

⒀、确证着火熄灭后汇报值长；

⒁、炉副机长启引、送风机，对炉膛，烟道逐步冷却；

⒂、机炉人员打开检修孔初步检查跳闸空预器故障现状，汇报值长；

⒃、值长汇报现场总负责人，值长向中调报出检修计划，并通知个检修值班负责人或部门负责人；

⒄、机长安排本机人员对机组全面检查，监视，做好处理记录。

（二）、“预案二”：

空预器跳闸现象：

⑴、“DCS画面“空预器事故跳闸”报警发出；

⑵、空预器电流不正常摆动，突然摆至很大又突然至零；

⑶、对应烟风挡板联关。炉膛，烟道负压急剧摆动且常冒正，引风机自动跳至手动；

⑷、DCS画面轴承温度高可能报警；

⑸、空预器入口烟温高可能报警且指示较高，厂用电失去报警可能发现。

空预器跳闸原因：

⑴、厂用电失去；

⑵、电气设备故障；

⑶、空预器轴承损坏或轴承温度超限；

⑷、温升或温降速度过快造成空预器严重变形。

处理

⑴、机长退本机组协调；

⑵、炉副机长：检查跳闸空预器对应烟风挡板联关正常，否则手动关闭一次；

⑶、炉巡检、机巡检：（携带对讲机、带头盔、劳保手套、摇把两个）去现场负责两项工作：首先检查跳闸空预器烟风挡板关闭，否则手摇关闭。其次，将空预器主辅电机停电并采取安全措施后，开始两人手盘空预器，炉巡检向机长汇报盘转情况，如无法盘转应立即汇报机长，然后逐级汇报；

⑷、紧急降负荷至180—200MW（按单台空预器运行工况）。机长控制给粉量，炉副机长控制送、引风机，调整负压。机副机长根据压力关调门，并监视凝汽器、除氧器、汽包水位；

降负荷注意事项：

①降负荷过程要保证燃烧稳定，汽温稳定；

②降负荷速度要快，降10万负荷不得超过30分钟，实践证明20分钟内降10万负荷可操作性强；

③空预器跳闸后，单台引风机平衡能力差，负压易冒正，而且剧烈摆动。应加大跳闸侧引、送、一次风机电流，适当减少另一侧电流；

④机副机长关调门；

⑤降负荷时可考虑投油枪2—3支；

⑥注意监视正常运行空预器电流摆动情况，防止过负荷运行；

⑸、降负荷至180—200MW时，稳定机组运行，汇报值长；

⑹、维护人员到场后，组织人力保持跳闸空预器转动防止严重变形；

⑺、维护人员采取措施后，打开跳闸空预器检修孔，逐渐冷却空预器，同时观察空预器故障状况；

⑻、运行、维护部门技术人员分析判断后，决定跳闸空预器恢复运行的可能性；

⑼、如果故障轻微，维护人员抢修后，试启空预器电机磨合，监视电流摆动情况；

⑽、逐步投入跳闸空预器：

①逐步依次开启、开大送风、一次风、引风挡板。

②开启时，监视空预器电流上升及摆动情况。

③可以关小烟气联络挡板，待正常后全开投入。

⑾、空预器正常后，升负荷运行，重点监视空预器视运行工况；

⑿、如果空预器故障严重，维护部门向值长递申请票，值长向中调报临修申请，停炉修复空预器。

​空预器二次燃烧事故现象

1、空预器入口烟气温度异常升高。

2、空预器出口、一次风温、二次风温异常升高。

3、“空预器火警”光字牌发出。

4、空预器的外壳烧红或有温度辐射感。

5、空预器电流摆动。

6、排烟温度急剧升高、烟气含氧量下降。

空预器二次燃烧事故原因

1、锅炉启停频繁或长时间低负荷投油助燃。

2、没有按规定对预热器进行吹灰，造成可燃物沉积在空预器蓄热元件上。

3、燃烧不稳或煤质变坏调整燃烧不合理。

4、一台预热器故障停止，锅炉继续运行时由于烟气挡板不严，发现不及时造成故障预热器再燃烧。

5、灭火后，未及时切断燃料进入炉膛，点火前，通风吹扫不足；。

6、煤粉过粗或制粉系统工作不正常，三次风带粉多，造成燃烧不完全，使可燃物沉积。

空预器二次燃烧事故处理

1、确认空预器发生二次燃烧时，应手动MFT，紧急停炉，切断锅炉燃料供应。

2、停止引、送、一次风机运行。

3、关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，此时严禁打开人孔门。

4、打开上下清洗管路上的阀门，投入消防水，同时打开预热器下部灰斗排水门。

5、如空预器电机掉闸，应组织人力盘转空预器，维持预热器转动，保证全部受热面得到消防水流。

6、确认彻底熄灭时关闭清洗水阀门，进入预热器内部检查设备损坏情况，并扑灭残存的火源。布置好安全措施，交检修部门处理。

锅炉水冷壁泄漏事故现象

1、汽包水位下降，给水流量不正常大于蒸汽流量，汽泵转速突升或超限。

2、机组负荷下滑，主汽参数下降。

3、就地打开炉膛看火孔可听见泄漏声，外漏时可见炉墙保温层内呲水。

4、汽包上、下壁温差增大。

5、引风机电流不正常增大，排烟温度降低，左右侧可能出现偏差。

6、烟囱冒白汽。

7、炉膛负压波动（视泄漏部位、轻重不同）。

8、水冷壁金属温度测点可能报警。

9、汽包水位在泄漏严重时可能无法维持。

10、电除尘灰斗下灰不畅，电场电流增大且摆动。

11、机侧凝结水补水量增大。

锅炉水冷壁泄漏事故原因

1、锅炉水循环不良，造成局部水冷壁循环恶化。

2、锅炉内部结焦，掉焦时砸坏水冷壁。

3、打焦时，使用锋利工具，操作不当，造成水冷壁人工泄漏。

4、吹灰器安装角度不合适，吹坏水冷壁，长期吹灰磨损造成水冷壁泄漏。

5、长期局部水冷壁超温，管壁氧化减薄泄漏或炉内燃烧工况局部加强导致水冷壁短时超温严重泄漏。

6、锅炉安装工艺不合格，焊口质量不过关或检修后更换管子时焊接不良，导致泄漏。

7、水冷壁管材选型不合适或管材内本身有缺陷未及时发现导致泄漏。

8、水冷壁或上、下联箱异物堵塞，引起局部水循环破坏而导致传热恶化。

9、炉内燃烧组织不良，热量分布不均匀，造成局部水循环停滞。

10、炉墙保温敷设不合理，导致水冷壁及联箱膨胀不均长期承受热应力，疲劳变形引起破裂泄漏。

11、炉水水质长期不合格，导致水冷壁管内结垢、堵塞或腐蚀引起泄漏。

锅炉水冷壁泄漏事故处理

（一）、发生外漏处理

1、确认泄漏具体部位，及时汇报相关领导，通知检修负责人。

2、注意汽包水位，适当降低机组负荷，防止汽泵过负荷。

3、注意外漏蒸汽对炉侧设备的影响，采取对应的防淋、防湿、防冲刷措施。

4、隔离泄漏区域，设备围栏警示牌，防止人员靠近烫伤。

5、接到停炉命令后按要求停止锅炉运行。

6、在未接到停炉命令而锅炉已达到紧停条件时，应立即紧停锅炉运行。

（二）、发生轻微内漏处理

1、汇报机长，由机长汇报值长及相关领导。并通知检修人员，确证泄漏及泄漏具体位置。

2、注意汽包水位调整，汽温左、右侧出现偏差时注意调整燃烧。

3、观察炉膛负压变化及引风机自动调整情况，引起燃烧摆动时应适当投油助燃。

4、锅炉遇吹灰，排污工作时应立即停止。

5、待令，降负荷运行或停炉。

发生较严重泄漏处理

1、汇报机长，由机长汇报值长及相关领导。并通知检修人员，确证泄漏及具体位置。

2、泄漏引起汽包水位大幅度下降时，应加强给水，维持汽包水位，适当降低机组负荷，防止汽泵超出力运行。

3、联系除灰解除电除尘。

4、注意炉侧汽温汽压的调整，防止汽温偏差过大或大幅度降低。

5、注意监视引风机电流的变化，防止其超出力运行。

6、加强空预器吹灰，防止出现堵灰。

7、机侧应协助炉侧降负荷，并做好停机准备。注意中间水箱、凝汽器、除氧器水位变化，及时加强补水。

8、接到停炉命令后，按停炉处理。机侧不破坏真空停机，完成停炉停机工作。及时倒厂用电至备用电源。

9、尽量维持汽包水位，防止汽包壁温差增大。

10、灭火后，严格执行吹灰制度，时间不少于5分钟，关严各风门、挡板、看火孔，防止热散失。

11、空预入口烟温降至200以下时，开启风门、挡板，对炉膛通风冷却。可根据汽包壁温差变化，启一组风机强制冷却。

12、严禁开省煤器再循环门。

发生严重泄漏处理

1、水冷壁严重泄露，甚至发生爆破时，汽包水位大幅下降，炉膛负压大幅摆动，燃烧恶化，保护动作，MFT信号发出。

2、确认水冷壁严重泄露且无法维持汽包水位时应停止给锅炉上水。

3、机侧倒厂用电互备用电源带，准备不破坏真空停机。

4、通知除灰解列电除尘。

5、灭火后，认真执行吹灰制度，时间不少于5分钟，关严各风门、看火孔，防止热散失。

6、空预入口烟温降至200以下时，开启风门、挡板，对炉膛通风冷却。可根据汽包壁温差变化，启一组风机强制冷却。

锅炉水冷壁泄漏后，汽机侧主要操作

1、做好机组停运准备工作。

2、锅炉发生灭火后，应快速降负荷，防止汽温突降。

3、加强巡回检查，注意除氧器，凝汽器及中间水箱水位变化。

4、机组停运过程中，认真完成停机各项工作。

5、若达到紧停条件时，应坚决执行紧停规定。

6、配合电气人员切换厂用电及完成机组解列操作。

事故处理过程中各人员分工：

值长：接到泄漏报告后，应及时汇报相关领导，联系中调，申请停炉，通知外围车间调整系统运行方式，调整各机组负荷。

机长：及时汇报值长泄漏情况，并通知检修共同确证，做好事故预想，在机组停运过程中，协调指挥机组人员，保证机组顺利停运。

锅炉副机长：机组发生泄漏后，应积极稳定锅炉燃烧，保证锅炉各参数正常，达到紧停条件紧急停炉，接到停炉命令后，按规定认真操作，保证机组顺利停运。

汽机副机长：稳定机侧参数正常，机组停运过程中，配合锅炉降负荷，保证机组顺利停运。

锅炉巡检：确认漏点，及时汇报，加强巡回检查，停炉过程中配合锅炉副机长完成停炉操作。

汽机巡检：加强巡回检查，做好停机准备，配合汽机副机长完成停机操作。

电气巡检：机组停运过程中，负责切换厂用电及机组解列操作。

​制粉系统爆炸的危害性

制粉系统爆炸是辅机设备最严重的事故之一，其对辅机设备造成严重的损害，影响对机组机组的安全稳定运行，甚至危机人身安全，给公司造成巨大的财产经济损失。

制粉系统爆炸的原因分析

1、制粉系统系统比较复杂安装工艺不良，由于连接设备的管道较多容易出现不水平的管道和一些死角，使煤粉长时间积存。

2、在整个制粉的过程中气粉混和物流速过低引起煤粉存积，气流过高与管道摩擦而产生静电火花。

3、 磨煤机出口温度不正常的升高超过规定值。

4、长时间停运制粉系统有较多的煤粉存积。

5、原煤在输送的过程中把易燃易爆物带入原煤斗。

6、检修设备期间防火措施不得力检修工作时有电火焊引起。

7、 设备周围发生火灾处理不当引起。

制粉系统的爆炸现象

1、粉仓温度急剧升高，粉仓顶部有强烈的辐射感或烧红烧裂，或从不严处冒烟，并伴有巨大的爆炸声。

2、 原煤斗 磨煤机发生爆炸时伴有巨大的响声。

3、整个制粉系统负压急剧变小，便正，排粉机电流增大。

4、 炉膛负压变正，火焰发暗 发黑，燃烧不稳，甚至发生灭火。

5、 爆炸引起大火，危及人身设备安全。

事故判断及处理

1、一旦发生制粉系统爆炸，应立即停运该制粉系统 立即汇报机长。

2、机长应立即拨打119火警电话和拨打保卫消防队电话。

3、 机长应汇报值长启高压消防泵，为事故处理做好准备。

4、 立即派炉巡检到现场检查，根据现场情况做出以下几点：

⑴、立即汇报机长事故情况。

⑵、立即疏散有关检修人员 打扫卫生人员或现场其他人员等。

⑶、等待有关人员到达现场并于机长保持时刻联系。

5、根据有关人员的分析判断此爆炸不危及其他设备，不影响机组运行应做到以下几方面对其该制粉系统进行隔离并配合消防部门作近一步的安全防范处理措施：

⑴若磨煤机内发生爆炸，应校严热风挡板，冷风挡板，关断挡板（电动和气动），出口档板，使磨煤机处于封闭的状态。通知消防人员，必要时切断磨煤机油源（润滑油减速油喷淋油）；

⑵若一次风系统切不严，应安排投入一次风抽吸系统，投运时注意操作缓慢，注意监视引风机出力变化和空预后温度变化。如果投入该系统后，一次风仍切不出，则应投入适量油枪，将一次风机停运，停运所有磨煤机，机组维持30MW左右负荷；

⑶若由于制粉系统爆炸引起炉膛燃烧急剧变化，导致灭火应按灭火处理。

6、若制粉系统爆炸严重威胁设备，人身，机组安全运行是应紧急停机，防止事故进一步扩大。

7、在机长的统一指挥下，将机组安全的停运下来（炉侧 机侧 电气侧应相互配合，相互协调）。

8、炉侧人员在停机后应在机长的安排下，系统地对爆炸现场做详细的检查并汇报机长。

9、在办理工作票时，应做到仔细认真，详细地询问情况，在每步执行操作当中也应该做到仔细，认真。

10、炉巡检应在机长的安排下对消防水系统做全面的检查，尤其是对发生事故点作做好仔细检查，防止有漏水，系统不正确，影响消防人员对事故进行处理。

关于煤质不良、燃烧不稳现象

首先应该加强预判，我们在监盘的过程中，当发现负荷波动大、火焰电视火焰不稳、负荷下降、给煤量比平时异常增大时，也说明当前煤质不良，应当采取必要的措施。

关于煤质不良、燃烧不稳处理：

1、适当减少送风量。炉膛负压波动范围尽量小。

2、磨严禁超出力运行，必要时降负荷。

3、磨出口温度适当提高。

4、了解各台磨的煤质情况，降低煤质差的磨的出力，增加煤质好的磨的出力。

5、采取上述措施仍然无效的话，应投油助燃。

6、如果经过上述调整仍然无效，燃烧恶化达到紧停条件时，应该坚决执行紧停。判断燃烧恶化的现象为：火焰电视看不到火焰；炉膛负压大幅度波动；OM画面火检信号大量减少或时有时无，此时严禁投油，若保护未动作应手打MFT。

​一次风管着火原因分析

一次风管正常投运时只要磨出口温度控制合适不会发生着火现象。一次风管着火的情况多为一次风管停运的情况下（停磨或堵管）加上磨出口闸板或吹扫风门不严使其中的煤粉自燃所引起。

一次风管着火现象

1、一次风管处有冒烟或保温处烧红或一次凤管处已着火。

2、着火初期一次风管发黑，有灼热感。

3、炉侧有烧着异味。

4、火势较大时炉膛负压有可能波动增大。

发现火情后的判断及处理

1、发现一次风管冒烟或着火时应立即汇报本机机长。

2、确证后，机长应立即拨打火警电话119（公司）或通知保卫消防队，并通知机务检修人员，汇报值长。

3、机长可以考虑按排炉巡检到就地关紧该一次风管的吹扫风挡板和闸板控制火势为消防人员的到来赢得时间。

4、机长应派人到就地监视火势的发展，及时汇报防止事故扩大。

​

锅炉灭火故障现象

1、主、再热蒸汽压力温度急剧下降，机组负荷下降。

2、汽包水位急剧下降。

3、火焰电视检测不到火焰。

4、炉膛负压发出报警，负压大幅波动。

5、“MFT”可能动作，显示出“MFT”动作及动作原因。

锅炉灭火故障处理

1、明确锅炉确已发生灭火后，应检查“MFT”是否动作，如未动作应紧急手动MFT切断所有燃料，如动作则首先检查是否确已切断燃料供应。

2、机组迅速手动减负荷至5MW左右，防止汽温下降过快造成过热蒸汽带水。

3、迅速手动切换厂用电为启/备变带。

4、关闭减温水各电动门必要时就地校紧。

5、锅炉灭火后如风机未跳闸，则保持40%风量吹扫5分钟，且维持汽包水位。

6、解除A凝泵自动，手动调整除氧器水位。

7、将低辅联箱并列，切换轴封汽源，切换除氧器汽源。调整轴封供汽，使轴封供汽压力、温度在正常范围。

8、机组降负荷过程中应注意检查本体疏水是否已相应。

9、现场全面检查锅炉本体有无异常缺陷，若发现影响锅炉运行的缺陷应立即汇报机长、值长。

10、通知热控人员查看灭火原因。

11、如因设备原因锅炉不能重新点火，则汇报值长申请停机。

12、如锅炉可以重新启动时应由值长下令尽快点火恢复至正常。

13、点火后尽快启动一次风机投入一套制粉系统运行。

14、稳定后撤油枪，倒厂用电，投电除尘。

注意事项

1、锅炉已发生灭火或濒临灭火时禁止投油助燃，防止发生灭火放炮。

2、机组减负荷时一方面速度要快，另一方面要避免发生超压现象。

3、在锅炉灭火后尽可能维持主、再热蒸汽温度不低于450℃。

4、锅炉灭火后检查时要注意人员安全，如有泄露声，接近时要注意距离。

5、启动电动给水泵时要注意6KV母线电压>6KV防止因启电泵拉低母线电压。

6、点火恢复时要密切注意汽包水位及主、再热蒸汽汽温、汽压的调整，防止发生大幅振动。

7、注意轴封温度的变化，必要时手动调整。

8、点火恢复时要投入空预器连续吹灰。

9、注意检查低压缸减温水自动投入。

​火检冷却风机掉闸现象

1、DCS画面跳闸火检风机A报警。

2、火检风压降低。

3、火检风机入口滤网差压高可能发。

4、火检风压低Ⅰ值、低Ⅱ值可能发。

火检冷却风机掉闸原因

1、保安段失电或电气开关故障。

2、火检风机入口滤网处被异物堵塞。

3、火检风机叶片有异物卡涩或电机堵转；

火检冷却风机掉闸处理

1、火检风机掉闸后，检查备用风机联起正常。监视出口风压，防止出口换向挡板未到位而漏风。可就地敲打出口管道使其回位。检查风机掉闸原因。做好安全措施联系仪电、机务处理。

2、若风机掉闸后，备用风机未联起。无明显故障时可强合一次。未成功火检风压低Ⅱ值不能恢复时，手动MFT，按灭火处理。

​密封风机全停原因

1、厂用电失去。

2、掉闸后备用风机未联起。

密封风机全停现象

1、DCS画面密封风机跳闸报警。

2、密封风压和一次风差压低报警。

密封风机全停处理

1、厂用电失去时，按厂用电失去处理。

2、密封风机掉闸后，备用风机未联启。无明显故障，可手动强启一次，仍未启动，可启动掉闸风机一次。

3、密封风机全停后，紧急投油枪，紧停磨煤机，快降负荷。紧停磨时燃烧恶化灭火，按灭火处理。

​锅炉吹灰系统故障现象

1、DCS画面吹灰器卡涩报警

2、DCS画面吹灰蒸汽压力、流量低报警。

3、就地吹灰器泄露声异常大。

4、火焰电视变黑闪动。锅炉负压冒正。吹灰器全部进入炉膛。

锅炉吹灰系统故障原因

1、吹灰器机械卡涩。

2、吹灰器压力调节门故障。

3、吹灰器密封填料不严或管材质量差。

4、吹灰控制系统故障。

锅炉吹灰系统故障处理

1、机械卡涩时，通知吹灰器厂家就地摇出吹灰器。

2、压力调节门故障时，检查退出吹灰器，停止吹灰。通知检修处理。

3、吹灰器泄露时，及时退出吹灰器，防止受热面吹损。

4、吹灰器全部进入炉膛时，若燃烧恶化灭火，按灭火出理。未灭火及时退出吹灰器，稳定燃烧。

安全门动作原因

1、机组调整不当造成锅炉超压。

2、汽机掉闸或调门突然关闭。

3、发电机掉闸或甩负荷。

4、高加突然解列。

5、协调投入时，协调失灵引起。

6、安全门误动。

7、高旁突开，造成再热器超压，安全门动作。

安全门动作现象

1、机组负荷突降。

2、主、再热汽压力下降。

3、锅炉有剧烈的排汽声。

4、过热器安全阀或PCV阀动作时，汽包压力下降，主汽温度、压力下降；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低。

5、汽包安全阀动作时，汽包压力下降，主汽压力下降，主汽温度升高；汽包水位突升而后下降；给水流量剧烈波动，先增大而后降低；过热器受热面壁温升高。

6、再热器入口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度升高；再热器壁温升高。

7、再热器出口安全阀动作，再热汽压力下降，再热汽温度下降。

8、旁路可能已打开。

9、锅炉可能由于水位高灭火。

安全门处理

1、PCV阀及其他安全门误动时，应手动解列，通知维护检查处理。

2、安全门正确动作及旁路开启时，应立即关小旁路，调整燃烧，降低锅炉出力，同时可开大汽机进汽调阀以降低主汽压力，同时调整各参数至正常，严禁锅炉超压。

3、协调失灵造成超压时，应立即解除协调。

4、在调整中，密切监视汽温、汽压、汽包水位，自动不可靠时，应立即解列自动，手动干预。

5、增大给水量，维持汽包水位稳定。

6、在调整温度的过程中，要防止汽温大幅的波动，严禁调整不当造成温度的直线下降。

7、控制减温器后温度有11℃以上的过热度，防止过热器带水和汽机进水。

8、监视安全门回座压力正常，安全门不回座时应立即通知维护人员处理，相应减小负荷。

9、锅炉灭火时，按相关规定执行。

10、高旁突开、高加解列、汽轮发电机等原因造成安全门动作时，除按以上规定执行外，还应执行其相关操作。

预防措施

1、安全门检修后应进行热态整定，机组大小修时应将安全门检查列入检修项目。

2、合理调整锅炉燃烧，避免锅炉超压。

汽包水位故障原因

1、水位计质量问题。

2、安装不合格。

3、投退或冲洗方法不正确。

4、锅炉超压试验未解列。

5、汽包压力或温度骤变。

6、冬季防冻措施不完善。

7、外部其它损坏。

汽包水位故障现象

1、双色水位计或电接点水位计故障，指示可能不正确，两侧有偏差，冒白汽，有泄漏声。

2、平衡容器故障，指示可能不正确，严重时给水自动失灵，可能MFT。

汽包水位故障处理

1、任一只就地水位计或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。

2、任一只水位变送器故障时，应加强对给水自动的监视，当两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。

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。

4、两只水位开关故障时，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。

5、若所有的汽包水位全部故障，则执行紧急停炉。

6、双色水位计或电接点水位计泄漏应隔离水位计。

预防措施

1、汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计,水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。

2、汽包水位计的安装

（1）取样管应穿过汽包内壁隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时应在汽包内取样管口加装稳流装置；

（2）汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量；

（3）水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜；

（4）新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求；

（5）差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。

3、对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准.汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。

（1）差压水位计(变送器)应采用压力补偿.汽包水位测量应充分考虑平衡窗口的温度变化造成的影响,必要时采用补偿措施；

（2）汽包水位测量系统,应采用正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。

4、汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准,并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8—1给出不同压力就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考：

就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h

5、按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时,应立即汇报,并查明原因预以消除.当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。

6、严格按照运行规程及各项制度,对水位计及其测量系统进行检查及维护.机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收入要项目之一。

7、当一套水位测量装置因故障退出运行时,应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。

8、锅炉高、低水位保护。

（1）锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行进，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行；

（2）锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验；用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代；

（3）在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同造成的实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响；

（4）锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度；

（5）汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必要条件之一，水位保护不完整严禁启动。

9、当在运行中无法判断汽包真实水位时,应紧急停炉。

10、建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案,对各类设备缺陷进行定期分析,找出原因及处理对策,并实施消缺。

11、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,调整及时,准确判断及处理事故.不断加强运行人员的培训,提高其事故判断能力及操作技能。

12、当汽包水位至汽包水位高(或低)保护动作定值而保护未动作时,应立即手动MFT。

13、应严格执行水位的定期工作,进行水位计的定期核对和定期冲洗以及事故放水门的定期开关试验。

14、进行对汽包水位存较大影响的操作时,应加强相互间的联系,加强对水位进行监视,当汽包水位调节系统存在设备缺陷时,也应加强对汽包水位的监视,必要时应人为干预。

15、需修改水位保护定值时,应同生技部门出具方案,并经总工批准。

16、严格执行巡回检查制,发现设备缺陷及时联系检修处理。

17、严格执行工作票、操作票制度；严禁无票操作。

18、锅炉启动、停止过程中必须唯有专人对锅炉水位进行监视、调整。

锅炉减温水系统故障现象

1、主蒸汽或再热蒸汽温度突然升高或降低。

2、减温水流量突然减小或增大。

3、操作减温水门，反馈不变。

4、开减温水门时，无流量。

锅炉减温水系统故障原因

1、减温水自动调节故障。

2、减温水调门压缩空气失去。

3. 减温水门就地卡涩或执行器故障。

4、冬季减温水长时间不投用，管道冻结。

锅炉减温水系统故障处理

1、迅速派人就地手动调节电动门。温度超限时，严格实行紧停。

2、通知仪电、机务检查故障原因。紧急处理。

3、调整减温水时，不要幅度过大，注意汽包水位正常。

4、管道结冻时，稍开减温水门，减温水管道疏水暖管。

水封破坏原因

1、炉底水封系统补水故障。

2、炉膛冒正压破坏水封。

3、炉膛掉焦破坏水封。

4、误开渣斗放水门。

水封破坏现象

1、锅炉燃烧不稳，火焰闪动，炉膛负压波动。

2、炉膛火焰中心升高，汽温、烟温、风温升高。

3、过、再热器受热面可能超温。

4、机组负荷、汽压下降。

水封破坏处理

1、投油助燃,维持燃烧稳定。

2、调整燃烧，降低火焰中心。

（1）可适当开大炉膛上部二次风，减小底部二次风；

（2）加大炉膛下部喷燃器出力，降低上部喷燃器出力或切除上部喷燃器来降低火焰中心；

（3）如蒸汽温度继续升高时，可适当降低锅炉负荷运行，首先切除炉膛上部喷燃器。

3、可适当降低送风量，维持负压稳定，在不能维持炉膛负压时，应解列引风机自动，手动调整维持，防止火焰中心过分抬高。

4、减温水自动不可靠时，应立即手动开大减温水，注意要保持有一定的过热度。

5、可适当开大汽机进汽调阀，以增加通流量。

6、检查水封破坏原因，采取相应措施建立水封。

7、水封短时不能恢复正常，不能维持炉膛燃烧稳定或各参数正常时，应申请停炉。

运行中检修给煤机一般要做以下措施

1、给煤机上闸板关闭，停电。

2、给煤机走空停运停电。

3、给煤机下闸板关闭，停电。

4、关给煤机密封风挡板。

相应运行调整及注意事项

1、给煤机停运后本侧磨分离器出口温度会升高，防止超温可关闭本侧旁路风门，调整冷热风挡板。

2、根据需要运行给煤机增加出力，防止运行侧出口分离器温度过低，可开大同侧旁路风门。

3、监视磨料位，防止走空。

4、若给煤机温度高或打开给煤机检修门时冒粉，可就地点动给煤机，给煤机出口门压煤。

5、检修完试转时，检查检修门已关好，措施已恢复。

主要辅机油系统着火事故现象

1、主控室火警报警铃响。

2、炉巡检员现场发现着火。

主要辅机油系统着火汇报程序

1、义务消防人员查看报警后，立即汇报机长、值长（确认着火后）。

2、本机机长拨打119报火警，并讲清楚着火地点及着火物。

3、值长汇报厂值班领导和部值班领导。

4、本机机长通知巡检人员救火。

5、值长通知检修人员到主控。

事故预案

1、机长安排锅炉巡检，立即持对讲机至就地察看火情，确认着火后，立即安排就地灭火。

2、并做好辅机油站停运及辅机停运的事故预想。（按单台磨、风机掉闸处理）

3、着火初期，可扑灭火势，不影响辅机正常运行时可继续运行。无法维持运行时紧停辅机及油站。用干粉灭火器，1211灭火器，或沙子积极正确的救火，一直到厂部消防员到达接替后，方可撤离。

4、机副机长应严密监视机组运行参数，保证机组正常运行。

5、值长根据火灾损失，确定机组运行情况，若损失严重，须停炉处理时，可申请停炉处理。

6、灭火后向值长汇报情况。

救火时的注意事项及联系方法

1、作为义务消防员的巡检人员，应为消防培训合格，能熟练操作灭火器。

2、应使用适合的灭火器材，既干粉灭火器、1211灭火器、或干沙。

3、在消防员到来前，义务消防员应该积极救火，厂消防员到达后，义务消防员就应撤离火场。

4、义务消防员灭火时，要注意安全，佩带必要防护用品。

5、值长对外联系及汇报应使用录音电话，互通姓名，并做好记录。

捞渣机故障时，主控操作人员注意以下几点

1、处理捞渣机故障，要关闭液压闸板。关闸板时炉膛漏空冒正。可提前投油稳定燃烧。适当降低送风，监视炉膛负压，负压自动跟不上时，手动调整。注意监视主、再热气温，防止超温。可适当降低火焰中心。

2、若短时捞渣机处理不好，适当降低负荷减少渣量。

3、捞渣机处理好，试转正常，水封注水正常开液压闸板。主控操作同关液压闸板。

4、若捞渣机未处理好，渣仓满，可适当放渣。放渣时，主控操作注意事项同开、关液压闸板。

*本文来源：锅炉圈

由本公众号进行整理编辑