300MW机组锅炉运行规程锅炉事故处理.doc

300MW机组锅炉运行规程(锅炉事故处理)
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第五章　锅炉事故处理

1　         事故处理的原则
1.1　       事故处理应遵守下列原则
1.1.1　     设备运行、维护中所有操作应在值长的统一指挥下进行，运行人员相互间的协调联系，应按照规程规定主动进行处理。
1.1.2　     事故处理过程中必须下级服从上级、顾全大局、冷静果断。
1.1.3　     事故处理应遵循保人身、保主设备、保厂用电、保电网的原则。
1.1.4　     看清故障现象和保护信号，准确判断，尽快限制事故影响范围，消除事故根源，迅速解除对设备和人身的危害，必要时必须立即停止发生事故的机组和设备。
1.1.5　     尽可能保证锅炉的运行，必要时在不影响锅炉安全的情况下保证机组出力。
1.1.6　     尽快调整运行方式，使其恢复到正常运行方式。
1.1.7　     要详细记录事故当时的现象、事故时的主要参数，特别是跳闸首出、动作光字牌及各项操作的执行情况及时间。
1.2　       事故处理过程中的注意事项：
1.2.1       必须防止人员触电、窒息、中毒，烧伤、烫伤、高空坠落等人身伤害。
1.2.2       必须防止火灾、水灾、爆炸、可燃气体、液体和有毒气体大量泄漏，强酸、强碱大量泄漏。
1.2.3       必须严格控制系统参数，防止压力容器、管道参数严重超标。
1.2.4       必须防止人员误操作、主要辅助设备损坏。
2　         紧急停炉
2.1　       遇到下列情况之一时，应紧急停止锅炉机组运行，立即手动MFT：
2.1.1　     达到MFT动作条件之一，而MFT未动作时。
2.1.2　     主给水、蒸汽管道发生爆破，不能维持正常运行或威胁人身设备安全时。
2.1.3　     水冷壁、省煤器、过热器、再热器发生严重泄漏或爆破，不能维持参数(水位、汽温、汽压、炉膛压力)正常运行时。
2.1.4　     运行中无法判断汽包确实水位时或所有汽包水位计损坏时。
2.1.5　     锅炉尾部烟道发生再燃烧经处理无效时。
2.1.6　     锅炉压力超过安全门(含PCV阀)动作压力而安全门拒动时，手动PCV阀又无法打开时。
2.1.7　     两台空预器跳闸锅炉大联锁拒动时。
2.1.8　     锅炉厂房内发生火灾直接影响锅炉的安全运行时。
2.1.9　     单台空预器故障盘车无效，排烟温度超过250℃时有烧坏空预器的危险时。
2.1.10　    过热器减温水调节门失效和减温水总门关闭时，汽温超过规定值。
2.1.11　    炉膛内部或烟道内发生爆炸严重损坏设备时。
2.1.12　    热工仪表电源中断，运行人员无法监视水位、汽温、汽压及锅炉有关燃烧参数时。
2.2　       紧急停炉后的处理
2.2.1　     MFT动作后，下列设备应动作正常，否则应立即手动操作
2.2.1.1　    关闭燃油跳闸阀和所有油枪油阀，联开燃油再循环阀。
2.2.1.2　   停止所有磨煤机，关闭磨煤机出口煤阀。
2.2.1.3　   停止所有给煤机。
2.2.1.4　   停止两台一次风机。
2.2.1.5　   二次风调节挡板超驰关至点火吹扫位。若因引、送风机引起的MFT动作，则超弛全开二次风调节挡板。
2.2.1.6　   过热器减温水隔绝门关闭，调节门超驰关闭。
2.2.1.7　   再热器事故喷水隔绝门关闭，调节门超驰关闭。
2.2.1.8　   超驰关小引风机静叶后自动调节炉膛压力。
2.2.1.9　   所有吹灰器停运并退出。
2.2.1.10　  除尘器跳闸。
2.2.2　     MFT动作后重新启动时，要保持锅炉30%的风量及正常炉膛压力，对锅炉进行通风吹扫5分钟。如果因两台引、送风机跳闸引起的MFT应检查后建立自然通风，时间不少于15分钟；如果因锅炉尾部烟道二次燃烧引起的紧急停炉应禁止通风，并按其相关规定进行处理。
2.2.3　     MFT动作后应迅速查明跳闸原因，检查空预器、火检冷却风机在运行，否则应立即恢复其运行；检查所有吹灰枪已退出。
2.2.4　     控制主汽压力在允许的范围内：
2.2.4.1　   若汽包安全门、过热器安全门已起座，待各安全门均回座后用高低压旁路控制主汽压力稳定。
2.2.4.2　   若锅炉承压部件爆破引起的紧急停炉，MFT动作后应立即关闭至吹灰系统的供汽门、汽包排污门及本体疏放水门，尽可能减缓汽压的下降。
2.2.5　     控制汽包水位
2.2.5.1　   若给水泵在运行且汽包水位可见时，用给水旁路控制汽包水位正常。
2.2.5.2　   若运行给水泵跳闸备用泵联动后汽包水位可见，用给水旁路控制汽包水位正常。
2.2.5.3　   若因汽包水位低引起的MFT动作应立即关闭进水门，停止电动给水泵，严禁向锅炉进水，按照“锅炉缺水事故”处理。
2.2.5.4　   若全部给水泵均已跳闸应立即关闭主给水电动门及旁路门，防止倒流扩大事故。
2.2.6　     跳闸原因查明并消除,经值长许可后进行炉膛吹扫，复归MFT，启动锅炉运行。
3　         故障停炉
3.1　       遇到下列情况之一时，应申请停止锅炉运行：
3.1.1　     锅炉承压部件泄漏运行中无法消除，但尚能维持运行时。
3.1.2　     锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经多方调整无法恢复正常时。
3.1.3　     锅炉主、再汽温或金属壁温严重超温，经多方调整无法恢复正常时。
3.1.4　     锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行时。
3.1.5　     安全门动作后不回座，经降负荷、降压力调整仍不能回座时。
3.1.6　     锅炉汽包所有二次水位计损坏时。
3.1.7　     排烟温度大于200℃长时间运行时。
3.1.8　     控制气源失去短时间内无法恢复时。
3.1.9　     锅炉两侧排烟温度偏差大于100℃，不停炉不能恢复正常时。
3.2　       申请停炉操作按定参数停炉操作步骤执行。
4　         锅炉典型故障
4.1　       RB(快速减负荷)
4.1.1　     原因：当机组负荷＞50%发生下列情况之一时，机组将快速减负荷
4.1.1.1　   任一台吸风机跳闸时。
4.1.1.2　   任一台送风机跳闸时。
4.1.1.3　   任一台一次风机跳闸时。
4.1.1.4　   一台给水泵跳闸备用泵未联动时。
4.1.2　     现象：
4.1.2.1　   跳闸辅机的报警信号出现。
4.1.2.2　   机组负荷及蒸汽流量大幅度下降。
4.1.2.3　   汽包水位急剧下降。
4.1.3　     RB动作后的处理
4.1.3.1　   对跳闸的辅机按其相应的规定进行处理。
4.1.3.2　   检查各自动控制站的动作情况，必要时切为手动控制。
4.1.3.3　   控制汽温、汽压正常，调节汽包水位正常。
4.1.3.4　   调整锅炉燃烧稳定。
4.1.3.5　   若一台吸风机或送风机或一次风机跳闸，则由上而下跳闸上排磨组，保留最下层两台磨组运行，并立即投运最下层燃烧器的油枪稳定燃烧。
4.1.3.6　   若一台给水泵跳闸可根据实际情况，保留最下层燃烧器对应的磨组运行，并立即投运最下层燃烧器对应的油枪。
4.1.3.7　   检查RB动作后锅炉负荷与基机组负荷是否适应，若不适应则继续降低机组负荷，直至汽包水位、炉膛负压、氧量、风压均能维持在正常范围内。
4.1.3.8　   检查辅机跳闸原因，故障消除后重新启动跳闸的辅机，并启动磨组逐步恢复负荷至原工况。
4.2　       Fast Cut Back(甩负荷)
4.2.1　     甩负荷的原因：
4.2.1.1　   电力系统发生故障。
4.2.1.2　   发电机跳闸或汽机跳闸。
4.2.2　     甩负荷的现象：
4.2.2.1　   发电机跳闸或汽机跳闸，发报警信号。
4.2.2.2　   主蒸汽压力急剧上升，蒸汽流量急剧下降，处理不及时锅炉PCV 阀或安全门有可能起座。
4.2.2.3　   汽包水位先下降而后上升。
4.2.2.4　   锅炉负荷＞60%时MFT动作。
4.2.3　     甩负荷时的处理
4.2.3.1　   若锅炉负荷＜60%时高旁投运不成功，PCV 阀开启或安全门起座。
则立即停运磨组运行，立即投入对应磨组油枪运行，或投入等离子点火装置，维持锅炉燃烧稳定，燃烧稳定后，可减少油枪投入数量或全部解列油枪。若汽温超过规定值应手动MFT。
4.2.3.2　   若锅炉负荷＜60%旁路投运正常，立即按下列项目处理
4.2.3.2.1   立即手动停止最上排燃烧器对应的磨组，保留最下层两台磨组运行。应调整总煤量，并根据燃烧、汽温情况调整二台磨组的煤量分配，投入油枪或投入等离子点火装置稳燃，燃烧稳定后，可减少油枪投入数量或全部解列油枪。控制好汽压、汽温、汽包水位、炉膛压力等参数在允许范围内。
4.2.3.2.2   若安全门动作可通过开大旁路和降低燃烧率来降低汽压，以促使安全门尽早回座。
4.2.3.2.3   检查并关闭已跳闸磨组的二次风调节门，以稳定燃烧和控制汽温。
4.2.3.2.4   检查各自动控制站动作应正常，若控制站切为手动方式可手动调整控制各参数正常，待满足投自动条件后再投入自动。
4.2.3.2.5   若正在吹灰应立即停止吹灰，并退出吹灰枪。
4.2.3.2.6   调整过热汽温应缓慢，必要时停用过热器和再热器减温水。
4.2.3.2.7   引起甩负荷的原因已查清并排出故障后，应及时恢复机组正常运行。机组运行稳定正常后，可解列等离子点火系统。
4.2.3.2.8   若短时期内不能查明原因排除故障，不能恢复机组的负荷则按正常停炉步骤进行停炉。
4.3　       锅炉满水
4.3.1　     现象：
4.3.1.1　   锅炉各水位计指示高于正常水位，水位高报警发。
4.3.1.2　   给水流量不正常的大于蒸汽流量。
4.3.1.3　   蒸汽含盐量增加。
4.3.1.4　   若严重满水时主汽温度急剧下降，管道发生水冲击。
4.3.1.5　   若因燃料量突增引起汽包水位高，则机组的负荷及蒸发量均上升或汽压上升。
4.3.1.6　   汽包水位高至﹢250mm延时2秒MFT动作。
4.3.2　     原因:
4.3.2.1　   给水自动失灵，给水调整控制装置故障。
4.3.2.2　   水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不准确，造成运行人员误判断而误操作。
4.3.2.3　   运行人员对水位监视不严、调整不及时。
4.3.2.4　   负荷突增或安全门动作造成水位上升，自动(手动)调节跟不上。
4.3.3　     处理:
4.3.3.1　   对照汽、水流量及各水位计，确认水位计指示是否正确。
4.3.3.2　   若水位高是因燃料量突增引起，应立即减少燃料量。
4.3.3.3　   水位高至100mm时将给水自动切为手动调整，减小给水量。
4.3.3.4　   水位高至125mm时开启事故放水门或锅炉定排放水，继续减小给水量。
经过放水后水位无下降趋势，且主汽温度明显下降，应关小或关闭减温水调整门，立即开启过热器及主汽管道疏水门，待汽温恢复正常后再关闭。
4.3.3.5　   水位高至﹢250mm延时2秒无下降趋势且MFT未动作时，应手动MFT紧急停炉。
4.3.3.6　   停炉后若水位仍高应加强放水，并注意水位变化情况。
4.3.3.7　   水位正常后停止放水，汇报值长，查明故障原因，缺陷消除后重新点火。
4.4　       锅炉缺水
4.4.1　     现象：
4.4.1.1　   汽包水位计指示低于正常水位，水位低报警。
4.4.1.2　   给水流量不正常小于蒸汽流量。
4.4.1.3　   缺水严重时过热汽温上升。
4.4.1.4　   汽包水位低至﹣330mm延时2秒MFT动作。
4.4.2　     原因：
4.4.2.1　   给水自动失灵，给水调整控制装置故障。
4.4.2.2　   运行人员对水位监视不严、调整不及时。
4.4.2.3　   水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不准确，造成运行人员误判断而操作错误。
4.4.2.4　   水冷壁或省煤器严重泄漏或爆破。
4.4.2.5　   给水泵跳闸或给水泵出力不足。
4.4.2.6　   定排门漏泄或排污量过大，省煤器放水门、下降管放水门、水冷壁下联箱放水门或事故放水门误开。
4.4.2.7　   负荷突降或主汽压力突升，造成瞬间低水位，自动(手动)调节跟不上。
4.4.3　     处理：
4.4.3.1　   对照汽、水流量及各水位计，确认水位计指示是否正确。
4.4.3.2　   当水位低至﹣150mm时,应将给水自动切为手动操作，开大给水门，提高给水泵转速，增大给水量。若给水压力仍低应启动备用给水泵。
4.4.3.3　   若给水流量始终小于蒸汽流量，且汽包水位仍有下降趋势，应超前降低锅炉负荷，使蒸汽流量小于给水流量。
4.4.3.4　   若放水门误开引起水位低时，除增大给水量外应及时关闭放水门。
4.4.3.5　   若是水冷壁、省煤器或给水管道爆管造成水位低时，按爆管的事故处理规定进行处理。
4.4.3.6　   汽包水位继续下降至﹣350mm延时3秒仍无上升趋势且MFT未动作时应立即手动MFT，紧急停炉。关闭给水口门停止给水泵，严禁向锅炉进水。
4.4.3.7　   汇报值长，再次上水应等锅炉冷却后由总工程师决定。
4.5　       汽包水位计损坏
4.5.1　     任一只就地双色水位计、差压式水位计或电接点水位计故障时，应立即联系检修人员进行处理。并在工作票上注明故障原因、处理方案、危险因素等注意事项，一般应在8小时内恢复，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24小时。在进行差压式水位计的解列操作前应由热控人员做好防止保护、联锁误动的措施，同时增加水位计的核对次数，加强对汽包水位的监视。
4.5.2　     任一只差压式水位计故障时，应加强对给水自动的监视；当两只差压式水位计工作不可靠或故障时，必须将给水自动切为手动进行控制，并尽可能保持负荷稳定。
4.5.3　     若须将水位保护解除后进行故障处理时，必须经值长请示总工同意后方可进行，同时设专人监视调整汽包水位，并做好事故预想。
4.5.4　     当两只或两只以上差压式水位计故障且锅炉负荷不稳定，水位指示不可靠时，应申请停炉。
4.5.5　     运行中无法判断汽包确实水位时或所有的汽包水位计全部故障时，应紧急停炉。
4.6　       水冷壁管损坏
4.6.1　     现象：
4.6.1.1　   炉膛内有响声，炉膛压力由负压变正压(吸风机投自动时电流增大)，严重时从看火孔内喷出烟气和蒸汽，电除尘器极板之间会造成短路。
4.6.1.2　   汽包水位下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量。
4.6.1.3　   燃烧不稳，主汽压力、蒸汽流量下降，泄漏侧烟气温度下降。
4.6.1.4　   锅炉炉管泄漏报警仪报警。
4.6.2　     原因：
4.6.2.1　   炉水品质长期不合格，使管内壁结垢造成传热恶化。
4.6.2.2　   管材质量不良、制造有缺陷或焊接质量不良。
4.6.2.3　   安装、检修质量不良，管内有遗留杂物堵塞。
4.6.2.4　   燃烧器和吹灰器安装角度不对，炉管受到冲刷。
4.6.2.5　   锅炉长期低负荷运行，燃烧调整不当使水冷壁受热不均，定期排污量过大，水循环不良。
4.6.2.6　   锅炉严重缺水运行。
4.6.2.7　   炉膛结焦严重，掉大焦砸坏水冷壁。
4.6.3　     处理：
4.6.3.1　   发现炉内有异音时应小心打开看火孔听诊，并进行仪表分析和参数的趋势分析。
4.6.3.2　   确认水冷壁损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压时，应降低机组负荷和主汽压力，防止损坏面积扩大，汇报值长申请停炉。
4.6.3.3　   加强对给水和过热汽温自动调整的监视和控制，维持汽包水位和汽温正常。
4.6.3.4　   若损坏严重不能维持正常运行或造成锅炉灭火，应紧急停炉。
4.6.3.5　   停炉后应继续向锅炉进水，关闭排污门和省煤器再循环门，若汽包上下壁温差明显增加或补水后水位不能回升时，停止向锅炉进水。
4.6.3.6　   待炉膛吹扫结束后，停止送、引风机，保持自然通风2小时；然后重新启动送、引风机，保持25～30%风量强制通风冷却。当汽包壁温差≥50℃时，应停运送、引风机并关闭风烟通道。
4.7　       省煤器管损坏
4.7.1　     现象：
4.7.1.1　   省煤器附近有漏泄声，给水流量增大，锅炉炉管泄漏报警仪报警。
4.7.1.2　   炉膛压力变正，泄漏侧烟温降低，省煤器两侧烟温偏差、排烟温度偏差及空预器出口两侧风温偏差增大。
4.7.1.3　   泄漏严重时给水流量大于蒸汽流量，汽包水位、负荷及汽压下降，吸风机电流增大，省煤器冷灰斗有汽水冒出，电除尘器极板之间会造成短路。
4.7.2　     原因：
4.7.2.1　   给水品质长期不合格使管内壁结垢，造成传热恶化。
4.7.2.2　   管材质量不良，制造有缺陷，焊接质量不良。
4.7.2.3　   给水温度变化频繁，使金属产生疲劳。
4.7.2.4　   防磨板损坏，飞灰磨损严重。
4.7.2.5　   省煤器堵灰严重，形成烟气走廊，使流通部分烟气流速增大，加速冲刷磨损。
4.7.3　     处理：
4.7.3.1　   发现省煤器附近有异常声音时应小心打开检查门听诊，并进行仪表分析和参数的趋势分析。
4.7.3.2　   确认省煤器损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压时应降低机组负荷和主汽压力，防止损坏面积扩大，汇报值长，申请停炉。
4.7.3.3　   加强对给水和汽温自动调整的监视和控制，必要时切为手动进行调整，维持汽包水位和主、再汽温在正常范围内。
4.7.3.4　   若省煤器爆破，不能维持参数正常运行应紧急停炉。
4.7.3.5　   停炉后继续向锅炉进水，严禁开启省煤器再循环门。
4.7.3.6　   待炉膛吹扫结束后停止送、引风机运行，保持自然通风2小时然后重新启动送、引风机，保持25～30%风量强制通风冷却。当汽包壁温差≥50℃时应停运送、引风机并关闭风烟通道。
4.8　       过热器管损坏
4.8.1　     现象：
4.8.1.1　   过热器附近有漏泄声，炉膛压力变正，锅炉炉管泄漏报警仪报警。
4.8.1.2　   泄漏的过热器后烟温降低，两侧烟温偏差增大，泄漏点后过热汽温升高，金属壁温升高。
4.8.1.3　   泄漏严重时蒸汽流量不正常地小于给水流量，主汽压力、负荷、汽包水位下降，炉膛压力无法维持，吸风机电流增大，电除尘器极板之间会造成短路。
4.8.2　     原因：
4.8.2.1　   蒸汽品质不合格，过热器管内壁结垢造成传热恶化。
4.8.2.2　   管材质量不良，不符合要求，制造有缺陷，焊接质量不良，安装、检修质量不良，管内有遗留杂物堵塞。
4.8.2.3　   燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成过热器区域烟温升高或烟气侧热偏差过大。
4.8.2.4　   水冷壁结焦使炉膛出口烟温升高。
4.8.2.5　   过热器结焦堵灰严重，形成烟气走廊，使流通部分烟气流速增大，加速冲刷磨损。
4.8.2.6　   减温水使用不当造成蒸汽侧热偏差过大；减温器内喷嘴脱落，堵塞管口或造成流量分配不均。
4.8.2.7　   吹灰器安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。
4.8.3　     处理：
4.8.3.1　   发现过热器附近有异音时，应小心打开检查门听诊，并进行仪表分析和参数的趋势分析。
4.8.3.2　   确认过热器损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压时，应降低机组负荷和主汽压力，防止损坏面积扩大，汇报值长，申请停炉。
4.8.3.3　   加强对给水和汽温自动调整的监视和控制，必要时切为手动进行调整，维持汽包水位和主、再汽温在正常范围内。
4.8.3.4　   若过热器管爆破按规定紧急停炉。
4.8.3.5　   停炉后继续向锅炉进水，待炉膛吹扫结束后停止送、引风机运行保持自然通风2小时，然后重新启动送、引风机，保持25～30%风量强制通风冷却。当汽包壁温差≥50℃时，应停运送、引风机并关闭风烟通道。
4.9　       再热器管损坏
4.9.1　     现象：
4.9.1.1　   再热器附近有漏泄声，炉膛压力变正，锅炉炉管泄漏报警仪报警。
4.9.1.2　   泄漏的再热器后烟温降低，两侧烟温偏差增大，泄漏点后再热汽温升高。
4.9.1.3　   泄漏严重时再热汽压力、负荷、汽包水位下降，吸风机电流增大，电除尘器极板之间会造成短路。
4.9.2　     原因：
4.9.2.1　   蒸汽品质不合格，再热器管内壁结垢造成传热恶化。
4.9.2.2　   管材质量不良，不符合要求，制造有缺陷，焊接质量不良。安装、检修质量不良，管内有遗留杂物堵塞。
4.9.2.3　   燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成烟温升高或烟气侧热偏差过大。
4.9.2.4　   旁路系统投入不正常，再热器管壁超温.
4.9.2.5　   水冷壁结焦使炉膛出口烟温升高。
4.9.2.6　   再热器结焦堵灰严重，形成烟气走廊，使流通部分烟气流速增大，加速冲刷磨损。
4.9.2.7　   吹灰器安装不正确或冷段再热器防磨板损坏，造成管壁冲刷磨损。
4.9.3　     处理：
4.9.3.1　   发现再热器附近有异音时应小心打开检查门听诊，并进行仪表分析和参数的趋势分析。
4.9.3.2　   确认再热器损坏，但泄漏不严重能维持正常水位和炉膛负压时，应降低机组负荷，防止损坏面积扩大，汇报值长，申请停炉。
4.9.3.3　   加强对给水和汽温自动调整的监视和控制，必要时切为手动进行调整，维持汽包水位和主、再汽温在正常范围内。
4.9.3.4　   若再热器管爆破按规定紧急停炉。
4.9.3.5　   停炉后继续向锅炉进水，待炉膛吹扫结束后停止送、引风机运行保持自然通风2小时，然后重新启动送、引风机，保持25～30%风量强制通风冷却。当汽包壁温差≥50℃时，应停运送、引风机并关闭风烟通道。
4.10        管道故障
4.10.1　    管道泄漏现象：
4.10.1.1　  蒸汽、给水管道损坏处保温材料潮湿、渗水或漏汽，并有泄漏声。
4.10.1.2　  过热蒸汽、再热蒸汽管道泄漏或爆破时只听到响声，基本看不到喷出的工质；水管道泄漏或爆破时既能听到响声，又可看见汽、水喷出。
4.10.1.3　  蒸汽管道爆破时主汽流量不正常的升高或降低。
4.10.1.4　  给水管道爆破时给水流量不正常地升高或降低。
4.10.1.5　  减温水管道爆破时，减温水流量不正常地升高或降低。
4.10.1.6　  蒸汽压力或给水压力下降。
4.10.2　    管道泄漏或破裂处理方法：
4.10.2.1　  发现汽、水管道漏泄，设法隔离故障管道。
4.10.2.2　  若无法隔离且泄漏或破裂较轻，没有危及人身及设备安全时应根据情况降低锅炉负荷和主汽压力维持运行，汇报值长并联系检修处理，同时对泄漏点周围加设围栏等安全措施，防止汽水伤人。
4.10.2.3　  若严重泄漏危及设备和人身安全时应申请停机。
4.10.2.4　  停机后应视泄漏点的位置采取有效的措施，尽可能维持汽包水位，当汽包上下壁温差＞50℃时应停运给水泵。
4.10.3　    蒸汽管道发生异常振动
4.10.3.1　  应检查管道疏水及暖管情况，开启有关疏水。
4.10.3.2　  检查管道的支吊架是否正常。
4.10.3.3　  若抽汽管道振动应检查是否因加热器满水引起。
4.10.3.4　  当检查蒸汽管道振动是由于水冲击引起时按水冲击处理。
4.10.4　    汽水管道故障处理中的原则
4.10.4.1　  尽可能不使工作人员和设备遭受损害。
4.10.4.2　  尽可能不停运行设备。
4.10.4.3　  先关来汽、来水阀门，后关送汽、送水阀门。
4.10.4.4　  先关离故障点近的阀门，若无法接近隔离点应扩大隔离范围，待可以接近隔离点时应迅速缩小隔离范围。
4.10.5　    管道泄漏或破裂时的其它注意事项
4.10.5.1　  若漏出的汽水有可能导致保护装置误动时，可汇报值长同意后联系热控人员将保护暂时解除。
4.10.5.2　  采取必要的防水及防止电气设备受潮的临时措施。
4.10.5.3　  管道泄漏或破裂时切勿乱跑，以防被汽、水烫伤、吹伤。
4.11　      尾部烟道再燃烧
4.11.1　    现象：
4.11.1.1　  炉膛负压和烟道负压剧烈变化，氧量减小，烟道差压增大。
4.11.1.2　  烟道、省煤器出口烟温及空预器进、出口烟温均不正常的突然升高，空预器出口一、二次风温升高。
4.11.1.3　  烟囱冒黑烟，吸风机轴承温度升高。
4.11.1.4　  如果单侧烟道发生二次燃烧时，两侧烟气温差增大。
4.11.1.5　  过热器烟道发生再燃烧时，屏过入口汽温不正常升高或一级减温水流量大幅上升。
4.11.1.7　  空预器发生二次燃烧时，空预器电机电流摆动大，外壳温度高或烧红，严重时空预器卡涩。
4.11.2　    原因：
4.11.2.1　  燃烧调整不当、煤粉粗、风量过小等引起燃烧不完全，造成大量可燃物在烟道内积聚燃烧。
4.11.2.2　  锅炉低负荷运行时间过长，烟速低使大量可燃物积聚在尾部烟道内。
4.11.2.3　  在启、停炉过程中由于炉膛温度低，油枪雾化不好，大量未燃尽的可燃物积存在烟道内或附着在受热面管壁上。
4.11.2.4　  在启、停制粉系统时，因调整不当、燃烧不良，造成尾部积粉燃烧。
4.11.3　    处理：
4.11.3.1　  发现烟道内烟气温度不正常的升高时应全面分析原因并采取相应的调整措施，同时对烟道进行吹灰。
4.11.3.2　  发现烟道温度不正常升高是由于调整不当或煤量测量及风量测量不准引起时，应将风量和煤量控制由自动切为手动调整，采用风量不变减少煤量的方法进行处理.处理时应缓慢，尤其是汽温很高且减温水流量也很大的情况下更应注意，待烟温恢复正常后逐渐增加风量和煤量，将负荷加至需要值。
4.11.3.3　  当检查确认烟道或空预器发生再燃烧时应紧急停炉。
4.11.3.4　  停炉后停止吸、送风机运行，关闭其进、出口风门及空预器出口烟气挡板，关闭送、引风侧联络风门烟门，隔绝空气。
4.11.3.5　  空预器继续运行，投入蒸汽吹灰器向烟道内喷蒸汽灭火。
4.11.3.6　  保持锅炉连续少量进水，冷却省煤器并保持汽包正常水位。
4.11.3.7　  检查烟道各段温度正常后方可小心地打开人孔门进行检查，确认无火源后谨慎启动吸风机通风。
4.11.3.8　  通风后烟温无异常且设备无损坏时方可重新点火启动。
4.12　      锅炉结焦
4.12.1　    现象：
4.12.1.1　  水冷壁结焦：
4.12.1.1.1  炉膛看火孔、检查孔处有焦渣悬挂。
4.12.1.1.2  炉膛出口烟温、排烟温度及主、再汽温升高，减温水流量增大。
4.12.1.1.3  冷灰斗有大焦块坠落。
4.12.1.2　  过热器结焦：
4.12.1.2.1  两侧烟温差增大，流通侧烟温升高。
4.12.1.2.2  两侧蒸汽温度偏差大，流通侧管壁温度高甚至超过极限允许值，结焦侧管壁温度偏低。
4.12.2　    原因：
4.12.2.1　  燃煤质量差，灰熔点低。
4.12.2.2　  风量不足燃烧不完全。
4.12.2.3　  燃烧调整不当使火焰中心上移或火焰偏斜，炉膛内温度场分配不均。
4.12.2.4　  锅炉长期超负荷运行，燃烧热强度过大，炉膛出口温度增高。
4.12.2.5　  吹灰器故障或未进行吹灰。
4.12.3　    结焦的预防和处理：
4.12.3.1　  加强燃烧调整，合理配比一、二次风量，尤其是在大负荷运行或燃用灰熔点低的煤种时，更应该加强燃烧调整和加强检查，防止结焦。
4.12.3.2　  当发现有结焦时，应进行全面彻底的吹灰。
4.12.3.3　  通过调整燃烧器摆角和一、二次风速，降低火焰中心，适当增加过剩空气量。
4.12.3.4　  保持合适的煤粉细度，控制一次风量。
4.12.3.5　  在稳定燃烧工况下汇报值长暂时降低负荷，使炉膛温度降低而自然掉焦。
4.12.3.6　  经处理后锅炉结焦严重，无法维持参数正常运行或过热器管壁温度超过允许值，应申请停炉。