发电厂锅炉事故及处理第一节水冷壁管损坏3.1.1现象：1.炉管泄漏监视仪报警；2.给水流量不正常地大于蒸汽流量；3.炉膛燃烧不稳，火焰亮度减弱，炉膛压力偏正，严重时锅炉熄火；4.各段烟气温度下降；5.水冷壁爆破时有显著响声，严重时从不严密处漏出蒸汽和炉烟；6.引风机电流可能增加。

3.1.2原因：1.管子制造、安装焊接质量不良，管材不良；2.炉水品质不合格导致管内结垢、腐蚀；3.水冷壁管内有杂物积存、堵塞，致使水循环不良，管子过热损坏；4.水动力工况不稳定，或炉膛热负荷分配不均，造成管壁超温；5.锅炉严重缺水后继续上水；6.吹灰器运行不良，管壁被吹损；7.炉膛严重结焦或局部热负荷过高，使管子受热不均，过热损坏；8.炉内掉大焦，砸坏冷灰斗水冷壁；9.水冷壁膨胀受阻或锅炉内、外爆。

3.1.3处理：1.当泄漏不严重时，允许锅炉短时间运行，但应降低汽压及负荷，加强监视，汇报调度及有关领导，要求尽早停炉检查；2.如果泄漏严重，无法维持汽包水位时应紧急停炉；3.熄火后，应尽量保持给水，维持汽包水位在高水位。

注意汽包上、下平均温度差不大于66℃，如无法维持水位则停止进水，此时省煤器再循环阀严禁开启；4.停炉后，维持一台引风机运行，待蒸汽基本排尽后方可停运。

第二节省煤器管损坏3.2.1现象：1.炉管泄漏监测仪报警；2.给水流量不正常地大于蒸汽流量；3.泄漏处附近有异声，从人孔及烟道不严密处向外漏出烟气及水蒸汽；4.泄漏点后烟温下降；5.引风机电流可能增加；6.严重时省煤器灰斗不严密处有汽水泄出。

3.2.2原因：1.管子制造、安装焊接质量不良，管材不良；2.省煤器管内结垢、腐蚀、管壁磨损；3.停止进水后，省煤器再循环阀未及时开启；4.省煤器处发生二次燃烧使管子过热；5.吹灰器运行不良，管壁被吹损；6.飞灰磨损、低温腐蚀。

3.2.3处理：参照水冷壁损坏的处理。

第三节过热器管损坏3.3.1现象：1.炉管泄漏监测仪报警；2.主汽压力下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量；3.炉膛负压偏正，泄漏处附近有异声，烟道不严密处有蒸汽或烟气外冒；4.泄漏点后烟气温度下降；5.引风机电流有可能增加。

3.3.2原因：1.管子制造、安装焊接质量不合格，管材不良；2.汽包内汽水分离装置工作不良，蒸汽品质不合格导致管内结垢；3.管子长期超温，高温腐蚀；4.飞灰磨损过热器管；5.过热器管内有杂物堵塞或局部水塞，引起超温；6.过热器处发生可燃物再燃烧；7.吹灰器运行不良，管壁被吹损；3.3.3处理：1.过热器管损坏不严重时，应降低汽压及负荷，并汇报调度及有关领导，要求故障停炉处理；2.如过热器管严重爆破时，应立即停炉；3.当主蒸汽温度发生大幅度变化，则按主蒸汽温度过高或过低进行处理；4.停炉后闷炉时注意炉膛压力监视，联系检修及时打开部分检修人孔门。

第四节再热器管损坏3.4.1现象：1.炉管泄漏监测仪报警；2.再热器出口压力下降；3.负荷不变时主蒸汽流量升高；4.泄漏点附近有异声，泄漏点后烟温下降；5.引风机电流有可能增加。

3.4.2原因：1.管子制造、安装焊接质量不合格，管材不良；2.蒸汽品质长期不合格，导致管内结垢；3.管子长期超温，高温腐蚀；4.吹灰器运行不良或飞灰磨损再热器管；5.再热器处发生可燃物再燃烧；6.再热器干烧。

3.4.3处理：参见过热器管损坏的处理。

第五节烟道内二次燃烧3.5.1现象：1.再燃烧处工质温度不正常地升高；2.空预器进口或出口烟温不正常地升高，空预器出口风温升高；3.再燃烧处烟气负压急剧波动；4.烟道不严密处冒烟或冒火星；5.在空预器处二次燃烧时，热点检测将报警，严重时空预器外壳发热或烧红。

3.5.2原因：1.燃油雾化不良或着火不良，使油烟在尾部积存；2.燃烧调整不当或煤粉过粗；3.锅炉低负荷运行时间过长，燃油、煤粉在尾部积存；4.点火前和停炉后锅炉吹扫不充分；5.空预器吹灰不正常。

3.5.3处理：3.5.3.1如发现空预器进口或出口烟温不正常地升高或热点检测报警时，应立即查证发生二次燃烧的部位；3.5.3.2进行燃烧调整，投入二次燃烧区域附近的吹灰；3.5.3.3检查确认锅炉烟道内发生二次燃烧、两侧排烟温度均升高至200℃时：1.立即手动MFT，并停止所有一次风机、密封风机、送风机、引风机运行，严密关闭各风门挡板，投入二次燃烧区域附近的吹灰器；2.锅炉熄火后，保持汽包高水位，停止进水时立即开启省煤器再循环阀；3.当确认火已被熄灭时，可停止吹灰器运行，谨慎开启有关的风门、挡板，启动引、送风机，进行吹扫；4.锅炉冷却后，进行内部检查，确认设备正常后方可重新启动。

3.5.3.4当确认一侧空预器着火时：1.关闭着火空预器的风、烟道挡板，迅速降低机组负荷至50%，保持空预器的转动；2.投入空预器内的喷淋装置灭火；3.开启该空预器的风烟道放水门；4.确认空预器内火被熄灭后，停止喷淋装置运行，用吹灰器对空预器充分吹扫，检查空预器未损坏后，方可将其投运；5.充分放尽对应的空预器风烟道内存水后，关闭该放水门。

第六节锅炉灭火3.6.1现象：1.MFT动作，炉膛负压显著增大，炉膛火焰监视工业电视无火焰，；2.汽机、发变组跳闸报警；3.汽包水位先下降，后上升。

3.6.2原因：1.锅炉配风不当等造成燃烧不稳；2.负荷低，骤减负荷使磨煤机组点火能量失去或燃烧自动失灵；3.煤质突变，挥发份或燃煤发热值过低；4.燃烧自动失灵或火检故障造成磨煤机组跳闸；5.水冷壁管严重爆破或锅炉吹灰操作不当，使炉膛进入大量水蒸汽；6.制粉系统、燃油系统故障，造成燃料大幅减少或中断；7.燃油中大量带水或杂质过多使油枪阻塞，或雾化蒸汽压力过低。

3.6.3处理：1.按MFT动作处理，若MFT拒动，则应紧急停炉；2.查明熄火原因，并设法消除，对锅炉进行全面检查，确认设备正常后，方可重新启动；第七节锅炉结焦3.7.1现象：1.排烟温度上升；2.局部管壁温度升高；3.炉膛结焦严重时，减温水量将增加。

3.7.2原因：1.煤种灰熔点低；2.燃烧器热负荷过大，燃烧区温度过高；3.煤粉过粗；4.燃烧方式不合理或燃烧器工作不正常；5.吹灰器工作不正常或吹灰不及时。

3.7.3处理：1.进行燃烧调整，必要时视煤质情况，调整双调节燃烧器内、外二次风叶片角度以及磨煤机分离器叶片开度；2.对结焦的部位加强吹灰；3.当炉内结焦严重，过热器、再热器减温水量明显增大，无法维持机组正常安全运行时，应及时汇报调度及总工，申请故障停炉。

第八节锅炉满水3.8.1现象：1.汽包水位高报警；2.水位指示异常地升高；3.严重时，过热汽温迅速下降，蒸汽导电度增加。

3.8.2原因：1.给水自动调节装置失灵，未及时发现处理；2.水位指示不正确，或手动控制时操作不当；3.运行工况突变；3.8.3处理：1.水位异常升高时，应核对水位计；2.立即检查自动调节动作情况，并根据蒸汽流量、给水流量变化正确判断水位发展趋势，如属自动调节失灵，应立即手动调整；3.开大连排放水；4.当汽包压力小于5MPa，允许开启热放水联箱放水门；5.水位高保护拒动时，应立即手动MFT。

第九节锅炉缺水3.9.1现象：1.汽包水位低报警；2.水位指示异常下降；3.9.2原因：1.给水自动调节失灵；2.水位指示不正确，造成运行人员误判断；3.运行工况突变；4.水冷壁、省煤器、给水管道爆破。

3.9.3处理：1.水位异常降低时，应核对水位计；2.立即检查自动调节动作情况，并根据蒸汽流量、给水流量变化正确判断水位发展趋势，如属自动调节失灵，应立即手动调整；3.水位低保护拒动时，应立即手动MFT。

4.停炉后，确认汽包水位可见时且省煤器出水温度与汽包壁温差小于83℃时可缓慢进水，否则严禁进水，具体进水时间由总工程师决定。

第十节过热器、再热器管壁温度超限3.10.1现象：CRT管壁温度显示过热器、再热器管壁温度超限报警；3.10.2原因：1.炉膛燃烧中心上移，炉膛出口烟温升高；2.水冷壁结渣、结灰严重；3.炉内燃烧工况扰动；4.煤种变化；5.尾部烟道档板开度变化；6.主、再热汽温超限；7.烟道二次再燃烧；8.高加未投，给水温度低。

9.内壁氧化皮脱落造成管内蒸汽流量过小。

3.10.3处理：1.加强受热面吹灰；2.尽量投用下层磨煤机或增大下层磨煤机出力；3.若风量偏大时，应适当减小风量；4.通过调节尾部烟道档板来调节汽温，必要时适当降低主、再热汽温来控制壁温；5.若系煤种变化引起，应及时调整。

第十一节空预器电流晃动3.11.1现象：1.单侧或双侧空预器电流不正常大幅晃动；2.就地可听见较大磨擦声。

3.11.2原因：1.检修后密封片调整不良，动静碰磨；2.空预器进口烟温高，热端膨胀量过大；3.空预器LCS系统跟踪不良，扇形板与径向密封片发生磨擦；4.由于下雨等原因造成空预器外壁骤冷，动静碰磨；5.空预器内发生二次燃烧现象。

3.11.3处理：1.若单侧空预器电流发生晃动，应先至就地将该空预器扇形板提升至最大，如电流晃动现象消失，则可确认为LCS系统工作不良，填写缺陷并联系检修处理；2.若是密封片检修调整后发生空预器电流晃动，可适当降低机组负荷并联系检修对密封片进行调整；3.若是下雨雪等原因致空预器外壁冷却引起空预器电流幌动，可联系检修采取措施进行遮挡，同时对空预器轴向密封片进行调整，必要时进行减负荷处理；4.高负荷时发生空预器电流幌动，一般情况下是因为空预器进口烟温较高致空预器热端膨胀量过大，而与轴向/周向密封片发生碰磨，可采取投用受热面吹灰降低空预器进口烟温的方式来处理，必要时可降低机组负荷，同时联系设备处对空预器密封片进行调整；5.若处理过程中发生空预器跳闸，则按空预器跳闸处理。

第十二节空预器跳闸处理3.11.1现象：1.BTG盘、CRT上空预器跳闸，空预器停转报警；2.跳闸空预器烟气侧、二次风侧进出口档板联锁关闭；3.一、二次风母管压力下降，风机出口压力上升，总风量及氧量下降；4.一、二次风温下降，磨煤机出口温度下降。

3.11.2处理：1.确认跳闸空预器烟气侧、二次风侧进出口档板联锁关闭；2.立即保留三台磨运行，投入运行磨油枪，减负荷到360MW；3.确认炉膛负压、二次风母管压力、一次风母管压力正常，必要时可手动调整；4.关闭跳闸空预器的一次风进出口档板，监视运行磨的一次风流量及出口温度，必要时手动调整正常。

5.就地检查LCS是否自动提升至最高位，否则在空预器跳闸15分钟内应将其扇形挡板手动提到最高，试投空气马达盘动转子，注意倾听空预器内部声音，若无异常可试投空预器交、直流马达，注意电流是否正常；6.若空预器跳闸15分钟内没有转动空预器，则禁止启动空预器交、直流马达及气动马达；当空预器烟气侧入口温度低于204℃后，检查满足投运条件后，投入空预器运行，空预器投运后，应连续吹灰。