动力车间事故预案

事故预案

目 录

1.总则 ............................................................... 4 1.1紧急事故处理的原则 .................................................. 4 1.2重大事故处理的原则 .................................................. 4 1.3常见事故的处理原则 .................................................. 5 1.4故处理的信息传递 ................................................... 5 1.5事故发生的调查与处理 ................................................ 5 2.汽轮机事故预案 ....................................................... 6 2.1 紧急事故预案 ...................................................... 6 2.1.1 厂用电中断 ...................................................... 6 2.1.2 厂用电全部中断 .................................................. 6 2.1.3汽机油系统着火 ................................................... 7 2.2 重大事故预案 ...................................................... 8 2.2.1热控电源消失 ..................................................... 8 2.2.2汽机叶片断落 ..................................................... 9 2.2.3 主机轴向位移异常 ................................................. 9 2.2.4 汽轮机水冲击 .................................................... 10 2.2.5 失火事故 ...................................................... 11 2.2.6 汽轮机严重超速 ................................................. 12 2.2.7 轴承乌金烧损事故 ................................................ 13 2.2.8轴封进水 ........................................................ 14 2.3 常见事故预案 ..................................................... 15 2.3.1 凝汽器真空下降 .................................................. 15 2.3.2 轴承温度高 ..................................................... 16 2.3.3 机组负荷晃动 .................................................... 17 2.3.4给水泵因故跳闸处理 ............................................... 17 2.3.5 除氧器的防爆措施 ................................................ 18 2.3.6 调速给水泵汽化 .................................................. 18 2.3.7给水泵平衡盘磨损 ................................................. 18

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2.3.8 高压加热器水位升高............................................... 19 3.锅炉机组事故预案 .................................................... 19 3.1紧急停炉 ......................................................... 19 3.2请示停炉 ......................................................... 21 3.3锅炉重大事故 ...................................................... 24 3.3.1厂用电中断 ...................................................... 24 3.3.2锅炉主燃料跳闸（MFT） ............................................ 25 3.3.3锅炉灭火 ........................................................ 26 3.4.4水冷壁的泄漏 .................................................... 27 3.3.5过热器（屏）管的泄漏 ............................................. 28 3.3.6省煤器的泄漏 .................................................... 29 3.3.7锅炉满水 ........................................................ 29 3.3.8锅炉缺水 ........................................................ 31 3.3.9流化床结焦 ...................................................... 32 3.3.10返料器结焦 ..................................................... 33 3.3.11炉墙损坏 ....................................................... 34 3.3.12尾部烟道二次燃烧 ................................................ 34 3.3.13锅炉停车 ....................................................... 35 3.4锅炉一般事故 ...................................................... 36 3.4.1汽水共腾 ........................................................ 36 3.4.2汽包水位计故障 .................................................. 36 3.4.3蒸汽管道水冲击 .................................................. 37 3.4.4给水管道水冲击 .................................................. 38 3.4.5甩负荷 ......................................................... 38 3.4.6安全阀动作 ...................................................... 39 3.4.7床温异常 ........................................................ 40 3.4.8料层差压异常 .................................................... 40 3.4.9风机故障 ........................................................ 41 3.4.10冷渣机故障处理 .................................................. 42 3.4.11给煤机故障 ..................................................... 44

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3.4.12给水压力低 ..................................................... 45 3.4.13工业水断水 ..................................................... 46 3.4.14电除尘系统事故 .................................................. 47 3.4.15油系统的防火 ................................................... 49 3.4.16热控设施 ....................................................... 49 3.4.17锅炉防冻 ....................................................... 50 4.原料贮运事故预案 .................................................... 50 4.1重大事故处理预案 .................................................. 50 4.1.2原煤贮运蒸汽停运 ................................................. 50 4.1.3原煤贮运系统胶带断裂 ............................................. 51 4.1.4煤筒仓温升急剧升高 ............................................... 51 4.1.5煤尘自燃 ........................................................ 51 4.1.6系统火灾 ........................................................ 51 4.2一般事故处理预案 .................................................. 52 4.2.1汽车卸煤地槽格栅板堵煤 ........................................... 52 4.2.2汽车卸煤地槽蓬煤、堵煤 ........................................... 52 4.2.3汽车卸煤地槽冻煤 ................................................. 52 4.2.4叶轮给煤机事故 .................................................. 52 4.2.5胶带机事故处理预案 ............................................... 53 4.2.6输煤溜管堵塞 .................................................... 53 4.2.7振动筛事故 ...................................................... 54 4.2.8破碎机事故处理预案 ............................................... 54 4.2.9除尘器事故 ...................................................... 55 4.2.10煤仓满仓冒顶事故 ................................................ 55

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1.总则

在生产过程中，事故的发生是难免的，但对可能发生的事故进行早期的预料，制定出切实可行的事故预案，不仅能防止事故的发生，同时还能将某些事故消除在苗头状态。事故发生时，启动事故预案，按紧急事故、重大事故、常见事故判断准确后进行处理，能快速、准确地防止事故的扩大，保证人生及设备的安全。

1.1紧急事故处理的原则

1.1.1当发生紧急事故时，应采取果断、准确地控制本界区的一切设备。因紧急事故大体都是突发性的，诸如突然停电，发生火灾等。只有判断准确，处理果断才能保证设备和人身的安全。

1.1.2车间领导及技术人员应尽快赶到现场，准确和果断地指挥岗位人员处理事故。

1.1.3当发生紧急事故时，岗位人员应坚守岗位，镇定果断地处理事故。 1.1.4紧急事故发生的突然性很强，要求岗位人员平时熟悉紧急事故预案，多做反事故演习，事故突发时，要沉着、镇定、迅速和果断地处理。

1.2重大事故处理的原则

1.2.1重大事故发生的突然性不强，如：水冲击、轴承温度升高等。重大事故处理不及时、不果断，就会造成重大恶性事故。

1.2.2发生重大事故时，岗位人员在班长的统一指挥下正确处理事故，司机应在班长的直接领导下，带领全机组人员迅速按事故预案处理事故。

1.2.3发生重大事故时，岗位人员应迅速弄清事故发生原因，消除对人身和设备的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑好各项操作对相关系统的影响，防止事故扩大。

1.2.4事故处理过程中，不得进行交接班，接班人员在当班人员的许可下协肋当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经双方班长同意，方可进行交、接班。

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1.3常见事故的处理原则

1.3.1常见事故多发生于监盘精力不集中，巡检不到位，定期工作不按时或不到位。

1.3.2常见事故苗子出现时，岗位人员应积极处理。如处理不了，应采取防止事故扩大措施，同时向上级汇报。

1.3.3常见事故发生时，岗位人员应根据事故预案进行处理，处理过程中应尽量保证非故障设备的正常运行。

1.4故处理的信息传递 1.4.1紧急事故处理的信息传递

1.4.1.1紧急事故发生时，岗位人员应先处理事故，在解除对设备和人身的安全威胁后，方可向上级汇报。

1.4.2重大事故的信息传递

1.4.2.1重大事故发生时，岗位人员在时间的允许下，可向上级汇报。也可在人员富裕的情况下，边处理事故边汇报。在以上二者均不允许下，岗位人员应果断先处理事故，在解除对设备和人身的安全威胁后，方可向上级汇报。

1.4.3常见事故的信息传递

1.4.3.1常见事故发生时，岗位人员应向班长、调度汇报，尽量采取补救措施，以便相邻岗位有时间采取相应措施。为防止事故扩大，岗位人员应果断采取措施，同时向班长、调度汇报。

1.5事故发生的调查与处理

1.5.1不论发生何种的大小事故，事故发生后，都应按照“四不放过”原则，查明原因，分清责任，采取措施，事故处理，总结经验，做好记录存档。

1.5.2紧急事故发生后，应有厂主管领导组织有关专业口和安环部、生产部、技术部和质量部进行调查。事故发生车间应积极自查，以便对紧急事故的突发性的概率作出正确的判断。

1.5.3重大事故发生后，应有厂主管领导组织有关专业口和安环部、生产部、

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事故预案

技术部和质量部进行调查。事故发生车间应积极自查，以便作出防止此类重大事故发生和其他重大事故的发生。

1.5.4常见事故发生后，应有生产部和安环部组织进行调查。事故发生车间应积极自查，以便作出防止此类常见事故发生和其常见事故的发生。

2.汽轮机事故预案 2.1 紧急事故预案 2.1.1 厂用电中断 2.1.1.1部份厂用电中断

现象：部份6000V或400V厂用电中断，有关运行动力设备停转，备用动力设备自启动。

处理：

（1）若备用泵自投成功，调整运行参数至正常；

（2）若备用设备未自投，应手动启动（无备用设备，允许将已停用的设备强合一次）。若手动启动无效，降负荷或降负荷至“0”。任一参数达到停机极限值时，应打闸停机。同时联系电气，尽快恢复送电。根据具体情况进行有关操作；

（3）若厂用电不能尽快恢复，超过一分钟，解除跳闸泵联锁；

（4）若需打闸停机，应先启动润滑油泵，（交流润滑油泵启动正常，直流润滑油泵应及时停用。）

2.1.2 厂用电全部中断 现象：

（1）交流照明灯熄灭，事故照明灯亮。运行的电动设备突然停转，备用设备不联动。事故喇叭报警，电动门、调整门开关不动；

（2）有关电动阀用事故电源可以操作（1＃减温减压器出入口阀、2＃、3＃减温减压器出入口阀、汽轮机抽汽电动阀）

（3）主汽压力、温度、凝汽器真空下降。 处理：

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（1）厂用电中断后，机组自动减负荷到“0”； （2）开直流润滑油泵；

（3）厂用电中断30秒，保护拒动时，应手按“发电机危急按钮”，就地打闸（或手操硬手操盘上的停机按钮）停机；

（4）厂用电中断一分钟后仍不能恢复，解除各辅机联锁，要求电气迅速送厂用电；

（5）停机后应进行下列工作：

① 关闭抽汽管隔离门， 联锁打至手动位置； ②关闭凝汽器补水隔离门； ③ 轴封汽切至低压汽供应；

④ 如给泵发生倒转，应立即关闭高压加热器出口联成阀强制手轮（或手摇关闭高压加热器出水电动门）；

⑤ 当转子静止，而厂用电仍未恢复时，应采取措施定期盘动转子180°,并停供轴封汽；

⑥ 厂用电恢复后，关闭高、低压加热器进汽电动门。相继开启各辅机。投用后缸喷水。排汽温度不大于50℃，需经领导同意方可投运循环水；

⑦ 汽机真空达40kPa以上时，开启所有本体疏水和管道疏水。 ⑧??

厂用电恢复后，各动力设备应分别启动，根据机组状态进行重新启动。

2.1.3汽机油系统着火 现象：

（1）火灾监视控制报警。 （2）就地发现火苗、烟气。 （3）主油箱油位下降。

（4）润滑油系统泄漏时，润滑油压下降，“润滑油压低”信号可能发出，交、直润滑油泵可能联动。

（5）调速保安油系统泄漏时，相关油压（安全油压、控制油压、）下降。 原因：

（1）油系统漏油。

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（2）漏油至高温热体或故障的电气设备上。 （3）外部原因将油管道击破，漏油至热体上。 处理：

（1）发现油系统漏油，应查明泄漏点并设法消除，同时设法与周围热体部分和运行设备隔离，防止油系统着火，同时联系检修人员进行处理。

（2）机组油系统的设备及管道损坏发生漏油时，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道上已渗入油的，应立即停机处理。

（3）油系统着火后，应立即切断火势危及的设备电源，然后进行灭火，并立即通知消防人员。灭火时，使用干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器、或使用石棉布、湿布灭火，不能扑灭时，再用泡沫灭火器灭火，不得已时可用水和干砂灭火。地面上的油着火时，应用干砂灭火。灭火过程中，应注意防止火势蔓延。主油箱附近着火时，应设法采取消防水喷淋等措施，降低主油箱外部温度。喷淋时注意保护交、直流油泵的绝缘不被破坏。

（4）电动机及油泵着火时，不得使用干砂灭火，防止干沙进入汽机油系统。 （5）若着火不能很快扑灭，火势严重危及设备及人身安全时，应立即破坏真空紧急停机。解除高压油泵联锁，禁止启动高压油泵，而应使用润滑油泵停机；若润滑油系统着火无法扑灭而停机，可在确保轴承正常润滑的前提下，降低润滑油压，以减少漏油量；火灾特别严重的，根据具体情况，在征得调度同意后，也可停用润滑油泵。

（6）火势威胁主油箱或机头平台、厂房、临机安全时，在打闸停机后应开启主油箱事故放油门，在转子静止前维持最低允许油位，转子静止后放净存油。

2.2 重大事故预案 2.2.1热控电源消失 现象：

（1）热控电源指示灯熄灭，光字牌亮。 （2）仪表指示异常，各指示灯熄灭。

（3）电动门、调节门失去电源，各自动调节失灵。 （4）机组各保护、联锁不能动作。

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处理：

（1）立即联系热工恢复电源，并检查监视就地一次表计，将自动改为手动调节。 （2）汇报调度，尽量保持机组负荷稳定。

（3）尽量避免调整，根据就地表计指示值及各辅机电流表等监视设备运行情况，就地进行必要的调整。

2.2.2汽机叶片断落 现象：

（1）汽缸内有金属撞击声。 （2）机组剧烈振动。

（3）轴向位移、差胀异常变化，推力瓦温度及回油温度升高。 （4）抽汽压力发生不正常变化。

（5）若为低压缸叶片断裂，断叶进入凝汽器内打破铜管，将使凝结水导电度、硬度等增加，热井水位有可能异常升高。 处理：

（1）确认叶片断裂，机组剧烈振动，应紧急故障停机。 （2）凝汽器水位升高，应维持正常水位。 2.2.3 主机轴向位移异常 现象：

（1）DCS及记录仪显示轴向位移超限。 （2）推力瓦块温度升高。

（3）推力轴承及其回油温度异常升高。机组可能振动增大。 （4）达保护动作定值时汽机跳闸。 原因：

（1）汽机发生水冲击。

（2）机组过负荷或机组负荷、蒸汽流量突变。 （3）同一负荷，蒸汽参数偏低，或抽汽工况突变。 （4）推力瓦磨损。 （5）叶片结垢严重。

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事故预案

（6）叶片断裂。 （7）凝器真空低。 （8）机组轴向振动异常。 处理：

（1）运行中发现轴向位移异常时，应立即检查推力瓦温度是否升高，机内是否有异音，润滑油压、油温是否正常，机组振动是否正常，蒸汽参数、凝汽器真空是否正常等。

（2）若为上述参数异常引起，应调整各参数至正常。

（3）汇报班长，适当降低机组负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常。

（4）若为叶片断裂或汽机水冲击引起，立即紧急故障停机。

（5） 轴向位移及推力瓦块温度上升到极限值保护不动作时，应紧急故障停机。 2.2.4 汽轮机水冲击 现象：

（1）汽机大量进水或低温蒸汽，白色湿蒸汽从有主汽门法兰、调速汽门门盖、汽机轴封、汽缸结合面等处冒出。 （2）机组负荷晃动。

（3）汽轮机内部、主蒸汽管及抽汽管内有水击声。

（4）差胀、轴向位移有明显变化，推力瓦温度及回油温度升高。 （5）汽机上下缸温差增大。

（6）机组振动增加，严重时发生强烈振动。水冲击是汽机的恶性事故之一，以上现象不一定同时出现，处理时应慎重。 原因：

（1）汽温自动调节失灵或主汽减温水门泄漏，造成主蒸汽温度急剧下降，过热度不够。

（2）运行中备用电动给水泵突然启动，减温水压力突升，减温水调门关闭不及时。

（3）汽包水位控制不当或给水泵工作失常，造成汽包满水。

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（4）高压加热器、除氧器满水，或抽汽逆止门关闭不严。 （5）低负荷时，汽机各有关蒸汽管道疏水不畅。 （6）轴封系统疏水不良。 （7）机组负荷突变。 处理：

（1）确认水冲击时，必须立即破坏真空紧急停机。

（2）汽机水冲击时，应尽快切断相关汽、水源，加强主汽管、本体抽汽管道、轴封汽母管等有关系统的疏水。

（3）如因加热器、除氧器满水引起，应立即隔离故障加热器或开启除氧器事故放水，同时加强抽汽管道疏水。 （4）调整汽包水位和主汽温正常。 水冲击处理的特别注意事项

（1）停机过程中，应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、上下缸温差、高、差胀、汽缸缸胀、机组的振动情况等。

（2）必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值，仔细倾听机内声音，以确定机组是否可以重新启动。

（3）若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力瓦温度、上下缸温差、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声音，应及时汇报有关领导。

（4）投盘车时，要特别注意盘车电流、大轴晃动是否异常增大，严禁强行盘车。 （5）汽机水冲击紧急停机后，必须连续盘车。只有在惰走时间，轴向位移、推力瓦温度、上下缸温差、振动、偏心度、大轴弯曲值等参数均正常且机内无异常声音后方可重新启动。

2.2.5 失火事故

2.2.5.1 机房内失火，但尚未危及机组安全时的处理。 （1）报告班长，立即联系消防人员。

（2）在消防队未到来之前，值班人员应使用现场灭火器进行灭火。 （3）失火地点有电线时，应首先切断电源。

（4）运行人员不得擅离工作岗位，严密监视机组运行情况，严重危协机组安全

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时应紧急停机。

（5） 灭火时，根据具体情况，分别使用不同的灭火器。 ①机房内木质等杂物着火，可用泡沫灭火器或使用黄沙灭火；

②油箱或其它容器中的油失火时，可用泡沫灭火器，但不得使用黄沙和水灭火； ③电器设备着火时，应切断电源后用CO2干式灭火器灭火，不得使用黄沙灭火； ④发电机冒烟着火时，应紧急停机，解列后用CO2、CCL4灭火，必要时，在电气人员许可下用水灭火。禁止在火尚未最后扑灭之前将发电机完全停下。如需停下，必须立即投入盘车，以防发电机转子变形。；

⑤汽轮机或发电机转动部份冒烟着火，可用CO2、CCL4、干式灭火器进行灭火，不得使用黄沙灭火。

2.2.6 汽轮机严重超速

汽轮机甩负荷与电网解列，因调速汽门、高、中压主汽门、抽汽逆止门关不严，危急保安器卡涩，超速保护失灵，使汽轮机转速超过危急保安器动作转速还继续上升，如不能正确迅速制止，即将发生重大恶性事故。

象征：

（1）机组负荷突降至“0”。 （2）汽轮机发生不正常的声音。

（3）转速指示超过3360r/min，并继续上升。 （4）调速油压急剧上升。 （5）机组振动增大。 处理：

（1）当发生严重超速时，应揿“汽机危急按钮”，破坏真空，紧急停机。并采取最快的方法关闭相应的汽门（高压自动主汽门、调门及抽汽逆止门、电动门，电动主汽门）

（2）停机后，检修应活动危急保安器，必要时进行调整。并检查机组无明显异常，可以重新启动。机组在升速过程中及定速后，应全面检查机组运转情况，倾听汽封及汽缸内有无磨擦声，机组振动正常。

（3）机组空转正常后，按有关要求进行危急保安器提升转速试验和超速保护

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事故预案

试验。合格后方可并网正常运行。

2.2.6.1 运行注意事项

（1）按规定进行机组危急保安器的打闸试验，充油压试验和超速试验，均应合格。

（2）高压自动主汽门、调速汽门和抽汽逆止门应定期试验、活动。 （3）机组大修前、后应进行自动主汽阀和调节汽阀的严密性试验。 （4）蒸汽品质应合格，防止结垢卡涩。 （5）汽轮机油质应合格，及时消除杂质和水分。 （6）电动主汽门运行时必须带电备用。

（7）正常停机时，打闸后，解列发电机前负荷一定要到零，才能解列发电机。否则应查明原因，并关闭电动主汽门和抽汽电动门。

（8） 检查公共热力系统情况，防止外来蒸汽进入汽缸。 2.2.7 轴承乌金烧损事故 2.2.7.1 推力轴承乌金烧损事故

象征：轴向位移增大，推力瓦块乌金温度急剧升高，推力轴承冒烟，轴承内声音异常，振动增大。

处理原则：确认推力轴承乌金烧损应紧急停机。

原因：汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降处理不当；蒸汽品质不良，叶片结垢；机组突然甩负荷或中压汽缸主汽门、调速汽门瞬间误关；油系统进入杂质等

2.2.7.2 支持轴承乌金烧损事故 现象：

轴承乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴承冒烟。 原因：

润滑油中断，油系统内积存空气，主油箱油位低到规定值以下，直流润滑油泵工作不正常，进油管油孔堵塞，机组强烈振动等。

处理原则：

当任一轴承回油温度超过75℃或突然升高到70℃时，或轴承乌金温度超过100℃时，或润滑油压下降到0.04MPa，启动交、直流润滑油泵无效时，均应立即

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事故预案

打闸，解列发电机。

2.2.7.3 运行注意事项

（1）保证油泵和联动装置电源的可靠性。

（2）油系统的切换、严格按要求进行，避免误操作。

（3）机组定速后，停用高压油泵时，操作要缓慢，应监视主油泵出、入口油压、润滑油压的变化。

（4）停机前或启动升速到接近3000r/min时，发现高压油泵、交直流润滑油泵均故障时，应维持主机空负荷运行，直到一台油泵修复为止。

（5）保持主油箱油位在规定的范围内。

（6）正常运行中润滑油温保持在40℃～45℃之间。 （7）油过滤投运时，机组保护装置要可靠动作。

（8） 正常启动、停机过程中，要保证正常启动顶轴油泵。 2.2.8轴封进水 现象：

（1） 真空降低和排气温度降低。 （2） 轴封处冒白色水汽。

（3） 严重时能听到轴封处有摩擦声 原因：

（1） 高压加热器满水。

（2） 均压箱减温水阀调节不当或减温水阀内漏。 （3） 除氧器满水。 处理：

（1） 解列高压加热器，关闭高压端一段轴封漏汽向高压加热器供汽阀。 （2） 关闭均压箱减温水阀，开启均压箱疏水阀。 （3） 关闭高压端二段轴封漏汽除氧器汽平衡供汽阀。 注意事项：

（1） 开停车期间要保证轴封供汽系统的充分暖管和疏水。 （2） 轴封系统的进水处理要保证机组的正常运行。

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事故预案

（3） 要判断准确，处理果断，避免引起轴封处摩擦，造成事故。 2.3 常见事故预案 2.3.1 凝汽器真空下降

发现真空下降，应立即查对排汽温度属实，汇报机班长，当真空下降0.072MPa时应启动备用射水泵及抽汽器。

现象：

（1）DCS、就地各凝汽器真空指示下降。 （2）排汽温度升高。

（3）机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高。 （4）真空降至0.072kPa时，发出报警信号。 原因：

急剧下降原因：

（1）循环水泵工作失常或跳闸，凝汽器循环水进、出水阀误关； （2）射水泵工作不正常或跳闸。 （3）真空破坏阀误开。

（4）轴封供汽中断或压力明显降低。 （5）凝汽器热井水位过高。 （6）真空系统误操作。 缓慢下降原因：

（1）真空系统阀门、法兰泄漏。

（2）循环水压力低、射水泵、凝汽器水室内积空气。 （3）轴加回汽负压过高。 （4）真空破坏门不严。 （5）凝汽器铜管严重脏污。

（6）真空系统带水封的阀门失去水封。 处理：

急剧下降处理：

（1）循环泵跳闸或运行不正常，要求立即启动备用泵。备用泵出口门误开

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立即关闭。凝汽器进出口水门误关，立即开启。

（2）真空泵跳闸或运行不正常立即启动备用泵。 （3）真空破坏阀误开立即关闭。

（4）轴封供汽压力明显降低立即调整正常，必要时投入备用汽源，轴封汽中断时应立即切换至备用汽源。

（5） 凝汽器热井水位过高：如是凝结泵跳闸或运行不正常立即启动备用泵；如是补水量大减小补水量；凝结水系统阀门误关应立即开启。必要时增转备用泵，开启低加出口门前放水门降低水位。

（6） 真空系统误操作，立即恢复原运行方式。 缓慢下降处理：

（1）真空系统阀门、法兰泄漏，联系检修处理。 （2）射水泵、凝汽器水室内积空气，应排净空气。 （3） 轴加回汽负压过高，调整轴加负压至正常。 （4）真空破坏门不严应关严，必要时。联系检修处理。

（5）若凝汽器进水压力增大，出口水温升高，端差增大，则系凝汽器铜管严重脏污，此时应对凝器进行清洗。

（6）真空系统带水封的阀门失去水封，调整处理水封正常。

（7）负荷降低时真空下降，负荷升高时真空恢复正常，真空下降可能时某些低压管道和汽缸连接的地方或低压缸结合面漏引起。应查找原因进行处理。

（8）凝器真空下降原因一时难以查明，启动备用射水泵投入运行。若采取措施后，真空降至0.06kPa，停机保护未动作，手动打闸停机。

2.3.2 轴承温度高 现象：

（1）DCS显示轴承温度高或报警。 （2）就地轴承回油温度计指示高。 （3）机组振动可能增大。 原因

（1）冷油器冷却水系统故障，润滑油温高。 （2）润滑油压低或油质不合格。 （3）轴承进、回油不畅。

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事故预案

（4）机组强烈振动。 （5）轴承损坏。 （6）轴封漏汽大。 处理

（1）发现轴承温度及回油温度比正常值高时，应立即核对下列参数和进行现场检查：

a.同一轴承温度DCS显示和就地回油温度是否均升高。

b.各个轴承温度均升高时，一般是润滑油温高、润滑油压低或机组振动大等引起，应立即调整至正常。

c.检查轴承回油窥视窗油流情况，就地仔细倾听轴承内部声音。 （2）调节润滑油温、润滑油压至正常值。 （3）若油质不合格，应加强滤油或换油。

（4）若轴封漏汽量大，应在保证凝汽器真空的前提下，适当降低轴封蒸汽压力。

（5）支持轴承径向轴瓦温度达100℃或回油温度达到70℃时，经处理无效，应故障停机。

2.3.3 机组负荷晃动 原因

（1）系统冲击、振荡。 （2）发电机失步。 （3）控制 回路故障。 （4）调速系统油压波动。 处理

（1）根据DCS显示，有关仪表指示、外部象征，迅速查明原因。 （2）若系统发生振荡，应迅速按班长的命令执行相关操作。 （3）发电机失步，应降低发电机有功，手动增加励磁。

（4）若由于电网周波变化引起机组负荷突变，应严格控制机组出力，不得超出力运行。

（5）机组负荷晃动，若调速系统大幅度摆动无法稳定时应停机。 2.3.4给水泵因故跳闸处理

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事故预案

（1）发现给水泵跳闸，应立即启动备用给水泵和故障泵的辅助油泵。联系锅炉运行人员，紧急停机。

（2）迅速检查跳闸泵有无明显重大故障，通知有关人员处理。

（3）凡属人为的误操作跳闸，应立即开启备用给水泵和跳闸泵的辅助油泵，并作好记录。

（4）厂用电中断后，按厂用电中断有关规定处理。 2.3.5 除氧器的防爆措施

（1）除氧器正常运行中，随外界负荷增大而增加负荷。

（2）当高压加热器投入运行，严禁高压加热器无水位运行。水位应维持在正常水位。如遇高压加热器水位自动调整失灵或不准确时，应及时联系热工人员修复，在缺陷未消除之前，运行人员应及时手动调整，保证高压加热器水位在正常范围内运行，严防除氧器超压运行。

（3）机组启动前，应对除氧器进汽调整门、高压加热器疏水调整门进行开关试验，发现问题及时联系检修处理。

（4）除氧器汽侧安全门应在机组小修后进行校验。动作压力应为正常工作压力的1.15倍。

（5）向除氧器大量补水时，应特别注意除氧器压力变化。补水量大幅度减少时，应首先减少除氧器进汽量。

（6）运行中应经常核对除氧器压力表及高压加热器磁浮式水位计的准确性。 2.3.6 调速给水泵汽化 现象：

1) 如磁性滤网堵塞造成汽化时，滤网前、后压差增大。 2) 给水流量小于120t/h且摆动。

3) 给水泵电流、出水压力急剧下降并晃动。 4) 泵内有不正常噪声。 处理：

1) 给水泵轻微汽化，应立即查找原因，迅速消除。 2) 汽化严重，应立即启动备用泵，停用汽化给水泵。 2.3.7给水泵平衡盘磨损 现象：

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事故预案

1) 电流增大并晃动。

2) 平衡盘压力比进口压力大0.2MPa以上和轴向位移增大。 处理：

1) 立即启动备用给泵，停运故障泵。

2) 如无备用泵，应联系电气运行人员降负荷，报告单元长、值长。 2.3.8 高压加热器水位升高 原因：

1) 钢管胀口松弛泄漏。

2) 高压加热器钢管折断或破裂。

3) 疏水自动调整门失灵，门芯卡涩或脱落。 4) 电接点水位计失灵误显示。 处理：

1) 校验电接点水位计与就地水位计是否一致。 2) 手动开大疏水调整门，查明水位升高的原因。

3) 高压加热器水位高至300mm时，自动疏水调整门应自动开足，值班人员应严密监视高压加热器运行情况。

4) 高压加热器水位升高至500mm，关闭高压加热器进汽电动门，同时自动开启高压加热器危急疏水电动门。

5) 高压加热器水位升高至700mm，高压加热器保护应动作，给水走液动旁路，关闭抽汽逆止门。关闭至除氧器疏水电动门，强开高压加热器危急疏水电动总门。如保护失灵，应按高压加热器紧急停用处理。

6) 开启一级、二、三级抽汽逆止门后疏水门。 7) 完成紧急停用高压加热器的其它操作。 3.锅炉机组事故预案

3.1遇有下列情况之一时，必须紧急停炉： 3.1.1严重缺水，MFT拒动时； 3.1.2严重满水，MFT拒动时；

3.1.3锅炉全部水位计失灵，无法监视汽包液位；

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事故预案

3.1.4受热面爆管，不能维持汽包正常水位时；

3.1.5锅炉尾部烟道发生二次燃烧，排烟温度不正常升高时；

3.1.6系统减负荷、汽压急剧上升，超过安全门动作压力，而安全门不动作，对空排汽门无法开启，失去泄压手段时；

3.1.7安全门动作后不回座，压力骤降，汽温变化到热网系统不能允许时； 3.1.8锅炉发生火警，直接威胁安全运行时；

3.1.9锅炉燃油管道爆破或着火，威胁人身及设备安全时； 3.1.10高压给水、主蒸汽管道爆破威胁人身及设备安全时； 3.1.11炉墙破裂且有倒塌危险，危及人身及设备安全时；

3.1.12流化床严重结焦，不能维持正常燃烧，一次风量低低MFT拒动时； 3.1.13风机发生严重故障，需要立即停止运行，MFT拒动时。 紧急停炉操作步骤：

（1） 同时按下两个手动MFT按钮，停止全部燃料供给； （2） 立即关闭主蒸汽门；

（3） 将所有自动切换为“手动”，开启过热器对空排汽门； （4） 切除减温水系统；

（5） 调整控制好汽包液位（炉水管爆破除外）； （6） 炉温降至900℃ 停二次风机；

（7） 炉温降至800℃ 停一次风机、流化风机和引风机；

（8） 若是流化床大面积结焦，可暂不停一次风机和引风机，以保护风帽，当床温降至550℃以下时，再停止一次风机、引风机运行；

（9） 若是水冷壁、过热器、省煤器管泄漏或爆管，应保持引风机运行一段时间；

（10） 紧急停炉后应关闭加药阀、连排阀，并将返料器内灰放净； （11） 若炉膛受热面泄漏，则应迅速将床料全部放掉； （12） 紧急停炉时应停止电除尘器运行，并将积灰放净； （13） 其它操作可按正常停炉进行；

（14） 同时汇报调度和车间，并做好详细记录。

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事故预案

3.2遇有以下情况之一，应及时采取措施，并向有关领导请示停炉： 3.2.1水冷壁管、过热器管、省煤器管、给水管、减温水管及部件泄漏，但能维持汽包液位时；

3.2.2锅炉汽温或受热面壁温超过极限时，经调整和降负荷，仍无法恢复正常时；

3.2.3流化床或返料器有结焦现象，虽经处理，仍难以消除时；

3.2.4锅炉给水、炉水或蒸汽品质严重低于标准，虽经处理仍难以恢复正常时； 3.2.5炉内的耐磨耐火材料脱落时；

3.2.6燃烧室内与烟气接触的联箱上的绝热材料脱落时； 3.2.7锅炉放渣管堵塞或返料器堵灰，经处理无法消除时； 3.2.8风机故障，不能维持正常运行时；

3.2.9空气预热器烟道积灰，除尘器故障，短期不能恢复时； 锅炉运行中事故预防；

1.防止炉膛及烟风道可燃气体爆炸

（1） 在可能存在易燃气体的烟风道和炉膛，装设防爆门。

（2） 确保锅炉油枪严密性良好，不往炉内漏油，油枪雾化良好，确保燃烧完全。

（3） 锅炉尽量避免长期低负荷和空气量不足的情况下运行。

（4） 加强煤质和颗粒度的分析并及时调整，避免燃烧不完全形成可燃气体沉积。

（5） 紧急停炉后，及时检查所有油门是否关闭，检查给煤机完全停运，停炉压火前，料层温度须降低至800～820℃以下、氧量提高到14.5％以上时方可酌情停运风机。

（6） 定期检查吹灰系统各阀门的严密性，点火系统的可靠性，确保系统阀门无泄漏，点火系统安全可靠。

（7） 加强锅炉观火设施和火检的维护，以保证其能正常投入运行。 2.防止锅炉尾部二次燃烧

（1） 锅炉尾部烟道各部测温元件在安装前必须认真校验，有校验合格证方可安装。

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事故预案

（2） 运行中密切注意尾部烟道负压和温度的变化情况，异常时必须查明原因，采取措施及时处理。

（3） 加强旋风分离器的严密性和返料器的连续运行状态的检查，一经发现异常，立即查明原因予以消除。

（4） 随时检查锅炉燃烧情况，不得出现锅炉冒黑烟和燃油雾化不良现象，一经发现立即调整。

（5） 经常定期校对锅炉尾部各热工仪表，及时更换损坏表记。 3.防止锅炉超压、超温

（1） 各压力、温度测量元件安装前，必须经过校验，有合格校验报告后方可安装。

（2） 锅炉进行水压试验前，必须做好防止超压的安全措施，确定泄压排放口并由专人负责到位。

（3） 试压所用压力表，精度等级符合电力行业试压标准，且经过有资质单位校验，试压期间，通讯联络工具必须可靠。

（4） 锅炉进行安全门调校时，要有可靠的泄压保证，所用压力表，精度等级符合电力行业标准，且经过有资质单位校验，调试期间，通讯联络工具必须可靠，同时要有压力设备管理单位、安全部门参加并验收后方可投入使用。

（5） 锅炉运行人员必须严密监视锅炉各部壁温、烟温和汽温，严格按措施规定执行，不得私自决定更改参数。

（6） 对锅炉烟风调整挡板和减温水调节门，要在投运前进行认真调试和检查，有问题及时联系消除，运行期间要定期调试检查，发现问题及时消除。

（7） 运行中严格控制蒸汽压力，绝不允许达到或超过安全阀动作压力； （8） 定期校验蒸汽压力表，确保数据正确，指示无误； 4.锅炉汽包水位事故

（1） 汽包各水位计及水位取样变送器安装时，必须保证与汽包正常水位中心线持平，并有严格记录、签证，各水位计及采样器中心线误差在合格范围内。

（2） 汽包水位计水侧取样管孔位置，必须低于汽包正常水位保护动作值，并应有足够的余量。

（3） 汽包水位测量系统应采取正确的保温、伴热防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及可靠性。

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事故预案

（4） 运行人员应经常冲洗、校对、检查各水位计的偏差值，并查明其原因予以消除。

（5） 严格按照运行规程及各项制度对水位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，做好调试专项记录和报告。

（6） 汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动校验，用上水法进行高水位保护试验；用排污门放水方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接法进行模拟传动试验，此项实验要定期进行。

（7） 当运行中无法判断汽包实际水位时必须紧急停炉。

（8） 出现电源中断紧急停炉时，等电源恢复时根据水位校准状态和当时的紧急处理情况适量补水，如出现低水位，就地水位计不能叫出水位时不能强行补水。

（9） 严密监视给水压力、给水流量的变化，控制给水流量和蒸汽流量相适应。

（10） 锅炉定期排污时，要保持偏高水位，排污后应严密关闭排污门，低水位不准排污。

（11） 锅炉运行中应严格监视水位。 （12） 运行中要防止误操作，误判断。 （13） 按规定进行排污，保证含盐量符合规定。 5.防止料层大面积严重结焦

（1） 严格控制料层的运行温度850～980℃，点火期间、调峰或煤质波动期间最高不得突破1020℃。

（2） 严格确定热态最低流化风量和风压，控制各负荷下料层高度适当，防止流化不良造成的局部高温。

（3） 定期检查烟风系统档板和风机出、入口档板，确保其开度位置正确. （4） 一次风机、二次风机、引风机、流化风机启动、停止必须严格按有关运行规定进行操作。

（5） 流化风的密封效果及漏风量应严格控制在允许范围内。

（6） 严格控制返料器物料工作温度不得超限，一般情况下不得超过950℃。 （7） 随时调整各风机运行时的风量，保持其热平衡，避免温度不均匀现象出现。

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事故预案

（8） 严格控制入炉燃料的颗粒度适中，避免死料存在。 （9） 严格保证放渣、放灰管的密封，防止漏风形成复燃结焦。 6.锅炉受热面爆管事故的预防

（1） 锅炉应按规程规定进行启动和停止。 （2） 根据锅炉运行工况及时进行燃烧调整。 （3） 启、停炉过程中要保护好各受热面。

（4） 控制好烟气流速，减小飞灰对受热面的磨损。 （5） 蒸汽、炉水及给水水质要符合规定。 （6） 停炉时做好受热面的防腐工作。 3.3锅炉重大事故 3.3.1厂用电中断 现象：

（1） 锅炉蒸汽流量、汽压、汽温、水位均急剧下降； （2） 给水泵停止运行，锅炉给水中断； （3） MFT动作，DCS事故报警装置报警；

（4） 转动设备跳车，电机电压表，电流表指示为零。DCS所有电机运行信号变为“绿色”；

（5） DCS盘上各电动阀处于事故状色；

（6） 原料贮运大量的物料堵塞到各转运点及堆积在设备上；

（7） 工作照明灯灭，事故照明投入，事故电源投入，锅炉主汽阀、生火排汽阀、再循环阀、给水总阀正常带电，减温减压器、减温器出入口电动阀正常带电；

处理：

（1） 立即汇报调度及车间，按紧急停炉处理； （2） 各专责岗位对管辖范围电机停止按钮复位； （3） DCS盘上关闭锅炉电动主汽阀、给水总阀； （4） 打开汽包与省煤器再循环电动阀；

（5） 严密监视锅炉压力，对空排汽微开，以保持过热器有足够的冷却量； （6） 现场关闭一次风机、二次风机、流化风机各入口挡板；

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事故预案

（7） 引风机入口挡板开启适当时间，以抽吸净炉内可燃物，然后关闭； （8） 待厂用电恢复后，根据锅炉缺水程度及炉膛温度，确定点火时间； 3.3.2锅炉主燃料跳闸（MFT） 锅炉主燃料跳闸（MFT）的原因： （1） 床温高于1100℃；

（2） 一次风量均值小于临界流化风量，延时10S，联锁旁路开关未投； （3） 流化风机出口压力均值低于14KPa；

（4） 烟气氧含量均值小于3%，延时120S，联锁旁路开关未投； （5） 汽包水位高高（+250mm，三取二）延时30S； （6） 汽包水位低低（-200mm，三取二）延时30S；

（7） 左右炉膛出口压力任一路大于2800Pa，5取3延时30S； （8） 左右炉膛出口压力任一路低于-2200Pa，5取3延时30S； （9） 任一台引风机跳车；

（10） 流化风机A、B、C任二台跳车，延时10S； （11） 一次风机跳车； （12） 二次风机跳车； （13） 两台空分空压机跳车； （14） DCS手动MFT按钮按下；

（15） 紧急事故手动MFT两个按钮同时按下。 MFT动作后现象：

（1） DCS内部所有风量控制自动切手动； （2） 给煤机跳车； （3） 石灰石给料机跳；

（4） 进油母管切断阀关闭，回油调节阀关闭； （5） 点火器禁止打火；

（6） CRT声光报警，打印出MFT动作时间和原因。 MFT动作后处理：

（1） 若不是风机跳车所引起锅炉MFT，应按以下原则处理：

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事故预案

（2） 调节风机入口挡板，保持炉膛负压； （3） 调节给水量，保持汽包水位正常； （4） 停止冷渣器运行； （5） 迅速查明MFT动作原因。

（6） 若MFT动作原因短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，并保持锅炉处于热备状态。

（7） 若MFT动作原因短时间查明并消除后，请示车间及调度后，可按热态启动方式启动锅炉。

（8） 若是因风机跳车或炉膛压力高高、低低所导致的MFT动作，应按以下处理：

1) 迅速依次序启动所有跳车风机； 2) 将锅炉风量控制置于手动状态； 3) 锅炉负荷保持在70%MCR以下；

4) 迅速开大一次风机挡板，再恢复到原状，当一次风量大幅上升后，观察料层差压显示读数是否恢复正常；

5) 如果五分钟内重复三次而无任何效果，则必须进一步采取排放床料的措施来松动床料，直至达到满意效果，必要时做停炉处理；

6) 若MFT动作原因短时间内难以查明或消除，应按停炉处理，反之，则按热态启动方式启动锅炉。

3.3.3锅炉灭火 现象：

（1） 炉膛负压突然增大，蒸汽流量急剧减小； （2） 床温急剧下降，燃烧室变暗，看不见火焰； （3） 汽温、汽压急剧下降，氧量升高； （4） 水位先降后升。 原因：

（1） 长期低负荷运行，燃烧调整不当； （2） 风机跳车，MFT动作；

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事故预案

（3） 给煤机断煤，未能及时发现； （4） 煤质突然变差，挥发份或发热量太低； （5） 风煤配比不当，床料流化工况差；

（6） 锅炉爆管扑灭火焰（此时炉膛压力为正压）； （7） 床层严重结焦。 处理：

（1） 如MFT动作，按以下处理： （2） 立即切断所有燃料及石灰石给料； （3） 维持汽包水位正常，汇报调度关闭主汽门；

（4） 保持合适的风量，维持炉膛负压正常，查明灭火原因消除后，汇报调度重新启动；

（5） 若造成灭火原因不明或短时间内不具备恢复条件时，请示调度后按正常停炉处理。

3.4.4水冷壁的泄漏 现象：

（1） 轻微泄漏时，炉内有响声，炉膛正压，不严密处向外喷烟气、蒸汽，爆破时，有显著响声，燃烧不稳或造成灭火； （2） 汽包水位下降；

（3） 在给水投自动的情况下，给水流量不正常地大于蒸汽流量； （4） 蒸汽压力、给水压力下降；

（5） 引风机挡板不正常地开大，引风机电流显著增加； （6） 排烟温度降低；

（7） 床温下降，床压大幅度波动； （8） 排渣有困难；

（9） 严重时发生MFT动作。 原因：

（1） 锅炉给水水质不良，炉水处理不当引起结垢和腐蚀，化学监督不严，未按规定进行定期排污；

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事故预案

（2） 检修安装时，管子被杂物堵塞，致使水循环不良，引起管子局部过热； （3） 管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良； （4） 未按规定启、停炉造成局部受热不均匀；

（5） 锅炉设计制造不良，长期低负荷运行或某个系统排污量过大，造成水循环破坏；

（6） 炉内动力场破坏，或耐磨浇铸料脱落，管外壁局部磨损。 处理：

（1） 汇报调度后，立即按紧急停炉进行操作；

（2） 维持汽包水位，加强上水，如损坏严重，增加给水量后仍看不见水位，可停止上水；

（3） 及时排尽床料，防止床料结块。 3.3.5过热器（屏）管的泄漏 现象：

（1） 蒸汽流量不正常的小于给水流量； （2） 过热蒸汽压力下降；

（3） 炉膛负压不正常的减少或变正压，严重时由炉墙不严密处向外喷汽和冒烟；

（4） 过热器处烟气温度突然降低或两侧烟气温度偏差增大； （5） 过热器处有漏汽声； （6） 引风机电流显著增加； （7） 床压不正常的波动； （8） 严重时发生MFT动作。 原因：

（1） 由于运行工况或煤种变化，引起汽温升高，未及时调整； （2） 点火升压过程中，过热器通汽量不足而引起过热； （3） 过热器管磨损；

（4） 过热器安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良； （5） 严重超压或长期超温运行。

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事故预案

处理：

（1） 若泄漏轻微，汇报调度，申请停炉； （2） 若爆管严重，汇报调度，按紧急停炉进行。 3.3.6省煤器的泄漏 现象：

（1） 给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时水位下降； （2） 省煤器和空气预热器处的烟气温度下降或两侧烟气温差增大； （3） 烟气阻力大； （4） 省煤器处有漏汽声；

（5） 省煤器烟道不严处漏汽，严重时烟道下部漏水； （6） 若爆破严重时，导致MFT动作。 原因：

（1） 飞灰磨损；

（2） 给水品质长期不合格，造成管内壁腐蚀； （3） 点、停炉时，省煤器再循环门使用不当； （4） 焊接质量不合格或材质不合格。 处理：

（1） 增加给水，维持汽包正常水位，联系调度，申请停炉； （2） 当管子爆破不能维持正常水位时，应紧急停炉； （3） 停炉后，将电除尘器和预热器下部灰斗中的灰放掉；

（4） 为了维持汽包水位，可继续向锅炉上水，关闭所有放水门，严禁开启再循环门。

3.3.7锅炉满水 锅炉满水现象：

（1） DCS上汽包水位指示大大高于正常水位，汽包就地水位计看不见水位； （2） DCS上显示汽包水位高并闪烁声、光报警； （3） 给水流量不正常地大于蒸汽流量；

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事故预案

（4） 蒸汽SiO2和Na+含量大于正常值；

（5） 严重满水时会造成过热蒸汽温度急剧下降，甚至发生水冲击，造成管道剧烈振动。

原因：

（1） 运行人员疏忽大意，对水位监视不够严格或误操作； （2） 给水自动调节装置失灵，没有及时发现； （3） 给水调节阀故障，使给水量猛增；

（4） 水位计指示不正确，使运行人员误判断、误操作；

（5） 工况变化或负荷剧增，安全阀起跳，对水位调整不及时，造成瞬间虚假满水位；

（6） 锅炉启动期间调整水位不当，联络不及时； （7） 启动锅炉备用给水泵，给水压力突然增高。 处理：

（1） 当蒸汽压力、温度及给水压力正常，而汽包水位超过正常值+50mm时，采取以下措施：

1) 立即核对各水位计指示的正确性，进行上下水位对照；

2) 若因给水自动失灵而使水位升高时，应将给水自动切为手动操作，并减少给水量，如仍不能控制水位时，应联系给水岗位降低给水压力或切换备用泵运行；

3) 如水位继续升高，立即开启事故放水阀。

（2）经上述处理后，水位仍在升高至+125mm时，采取如下措施： 1) 继续降低给水压力；

2) 开大事故放水阀，进行下联箱排污；

3) 如汽温呈下降趋势，立即解列减温水装置，必要时开过热器及主汽管道疏水，并通知调度。

（3）如现场水位计满水，DCS上水位超过+250mm而联锁未动作时，则按以下处理：

1） 按紧急停炉处理，汇报调度；

2） 停止向锅炉上水，开启省煤器再循环阀，全关主汽阀及并汽阀、减温水调节阀；

3） 加强放水至汽包水位0±50mm，查明并消除故障后，重新点炉；

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事故预案

（4）由于锅炉负荷骤增而造成水位升高时，则应暂缓增加负荷，待水位正常后再平缓增加负荷；

（5）因给水压力骤增引起水位升高时，应立即将给水自动切换手动后，并降低给水压力，至水位恢复正常。

3.3.8锅炉缺水 现象：

（1） DCS上水位指示低于规定的正常水位；

（2） 汽包就地水位计见不到水位或水位低于正常值； （3） DCS上显示汽包水位低并闪烁声、光报警； （4） 严重缺水时过热蒸汽温度上升；

（5） 给水流量不正常地小于蒸汽流量（水冷壁管或省煤器管爆破造成缺水时，现象相反。

3.8.2原因：

（1） 运行人员疏忽大意，对水位监视不够严格或误操作； （2） 给水自动调节装置失灵，没有及时发现； （3） 给水调节阀故障，使给水量减少；

（4） 水位计失灵，指示不正确，使运行人员误判断、误操作； （5） 给水管路、给水泵发生故障造成给水压力降低；

（6） 启动期间或正常运行时负荷波动过大，对水位调整不及时; （7） 锅炉定期排污阀或事故放水阀大量泄漏；

（8） 锅炉定期排污时未与司炉联系或操作不当，排污时间太长，排污量过大； （9） 水冷壁或省煤器管爆破；

（10） 安全阀起座后不回座，造成大量汽水损失。 处理：

（1） 当锅炉蒸汽压力和给水压力正常，而汽包水位低于正常水位-50mm时，采取以下措施：

1) 进行各水位表的对照及冲洗，以检查其指示是否正确； 2) 将给水自动切换手动，开大给水调节阀，加强锅炉进水；

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事故预案

3) 锅炉正在排污、放水时立即停止。

（2） 经过上述处理后，水位仍在下降，汇报班长，并检查省煤器放水阀，下联箱排污阀，事故放水阀是否关严。如发现有损坏的放水阀大量泄漏而又无法消除时，立即汇报调度及车间，并停止锅炉运行；

（3） 如采取恢复水位措施后水位仍在下降，立即降低锅炉负荷运行，汇报调度；

（4） 当水位计水位消失（DCS上水位显示—200mm）时，联锁未动作，按紧急停炉处理，手动“MFT”；

（5） 如系监盘不严或运行人员疏忽，DCS水位指示失灵，就地水位计又看不清水位而无法判断时，应按紧急停炉处理；

（6） 锅炉停运后，停止向锅炉进水，就地“叫水”。其方法如下： 1) 开启放水阀（汽包水位计）； 2) 关闭汽侧阀门；

3) 缓慢关闭放水阀，是否有水位出现，经“叫水”后，水位重新在就地水位计中出现时，为轻微缺水，应根据情况继续加强对锅炉上水，注意水位的出现和上升，如经“叫水”后仍不见水位，视为严重缺水，严禁向锅炉内进水，只有当汽包壁温接近于给水温度时才允许向锅炉上水，并须经总工程师批准。

3.3.9流化床结焦 现象：

（1） 流化床内有白色火花，局部位置出现固定位置的火舌； （2） 从检查孔和看火孔可见渣块，结焦严重时带负荷困难； （3） 一次风压波动较大；

（4） 床温不正常的超过灰熔化温度； （5） 料层差压迅速降低，排渣困难； （6） 氧量增加，汽温汽压下降。 原因：

（1） 燃煤灰熔点突然变低；

（2） 在启动过程中，局部或全部不流化；

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事故预案

（3） 运行中床温控制过高，风煤配比不当；

（4） 进煤颗粒太大，床内有大颗粒沉积，流化工况恶化； （5） 风帽堵塞或损坏；

（6） 返料器故障，返料突然停止，没有及时加大一次风量或减小给煤量，超温结焦。

处理：

（1） 运行中发现床温有陡长趋势时，应减小或停止给煤，并合理调节一次风量，设法使床温回至正常值；

（2） 发现轻微结焦时，应保持较高炉膛负压，适当减小负荷，打开两侧人孔门，用钩子将焦块去除;

（3） 发现有大颗粒沉积或料层过厚时，应加强放渣次数，以排除焦块和异物；

（4） 结焦严重经多方处理无效，申请停炉；

（5） 待炉膛冷却后，立即组织人员清焦，清焦后，重新点火。 3.3.10返料器结焦 现象：

（1） 炉膛差压消失；

（2） 蒸汽流量、汽压急剧下降；

（3） 返料器及整个返料系统温度升高后缓慢下降； （4） 从返料器观察孔发现返料终止； （5） 放循环灰时有焦块或堵塞放不下来； （6） 床压逐渐下降。 原因:

（1） 煤质及粒度突然变化，造成返料器内超温结焦； （2） 返料风室损坏或返料系统漏风严重；

（3） 正常运行中，返料风中断或风量减小，风量波动过大； （4） 返料器内风帽损坏或堵塞。 处理：

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事故预案

（1） 若轻微少量结焦时，联系调度，适当降低锅炉负荷，通过事故放灰门进行疏通，放出小焦块，进入现场操作人员应穿戴好放护用品，防止烫伤。同时加大一次风量控制床温，防止流化床结焦；

（2） 经以上处理无效时，进行压火，压火后打开返料器事故放灰门，放出循环灰，清出焦块。

3.3.11炉墙损坏 现象：

（1） 锅炉支架或护板发热甚至烧红； （2） 由炉墙不严密处向外漏灰或冒烟； （3） 放渣时有浇注料块； （4） 严重时炉墙出现裂缝倒塌。 原因：

（1） 烘炉不当，点火或停炉操作不当； （2） 耐火浇注料质量差；

（3） 施工质量不合格，或养护时间不够； （4） 炉墙设计膨胀不均匀； （5） 运行磨损严重。 处理：

（1） 降低负荷，加强检查，确定损坏部位和损坏程度； （2） 如损坏部位在流化床或返料器内，应申请停炉； （3） 如炉墙和返料器护板烧红，应申请停炉。 3.3.12尾部烟道二次燃烧 现象：

（1） 排烟温度迅速升高；

（2） 一、二次风温度不正常的升高； （3） 烟道及燃烧室内负压剧烈变化；

（4） 从引风机入口和烟道不严密处向外冒烟或喷火星；

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事故预案

原因：

（1） 燃烧调整不当，配风不合理；

（2） 燃烧室负压过大，将未燃尽物料带入尾部烟道； （3） 返料器结焦或堵灰时，物料被带入尾部烟道。 处理：

（1） 如发现烟温不正常升高时，应查明原因，根据具体情况采取下列措施： 1) 加强燃烧调整，消除不正常的燃烧方式；

2) 如因返料器堵塞造成，应放掉部分循环灰，使之正常。 （2）

如排烟温度超过300℃以上，应按以下处理：

1) 联系调度，立即停炉，省煤器通水，对空排打开； 2) 关闭烟风系统所有挡板和烟道的各种孔门，严禁通风；

3) 当排烟温度下降至200℃时，并已稳定在1小时以上，可试探性打开检查孔检查；

4) 经检查确认无火源后，可启风机重新点炉。 3.3.13锅炉停车

锅炉正常运行中，司炉密切注意炉膛负压、给水流量、蒸汽流量、排烟温度等关键参数的变化，当锅炉发生爆管事故时，或者由于仪表、电气、操作失误等原因造成锅炉跳车。处理方法如下：

（1） 班长确认一台锅炉跳车后立即汇报调度。

（2） 另两台运行锅炉立即增加煤量，锅炉可在短时间之内超负荷运行。 （3） 汽轮机立即降负荷至最低，立即投入1＃减温减压器保证蒸汽管网正常运行；停一台汽动给水泵，电泵解除联锁，必要时可停汽轮机发电机。

（4） 要求调度通知各机组将疏水阀关至最小，停循环水汽泵。

（5） 若两台炉跳车，班长通知汽轮机停车；和调度联系要求空压机降负荷，必要时停一台，合成压缩机减负荷，停循环水汽泵，启电动给水泵，停两台汽泵。

（6） 当发生爆管事故停车时，司炉以最快的速度将给水调节器切换至手动，并迅速回关给水调节伐，防止两炉抢水，造成事故扩大。

（7） 查明原因或征得调度同意，立即组织人员开车（若锅炉爆管，立即做相

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事故预案

应处理，若由于其他原因跳车，联系尽快处理后再次开车）。

3.4锅炉一般事故 3.4.1汽水共腾 现象：

（1） 所有汽包指示水位剧烈波动，严重时看不清汽包就地水位； （2） 过热蒸汽温度急剧下降； （3） 蒸汽含盐量不正常地明显增大；

（4） 严重时，蒸汽管道发生水冲击，法兰结合面处冒汽。 原因：

（1） 炉水品质不合格，含盐量过高或含有油质及悬浮物； （2） 加药过多；

（3） 没有进行必要的排污； （4） 加负荷过快。 处理：

（1） 报告班长，降低锅炉负荷，适当降低汽包水位，并保持稳定； （2） 立即停止加药；

（3） 调整减温水量，保持汽温正常； （4） 冲洗和校对就地水位计；

（5） 蒸汽品质未合格前，应保持负荷稳定，绝不允许增加负荷；

（6） 如采取以上措施仍得不到控制，发生严重汽水冲击，主汽温度严重下降，应按紧急停炉处理。停炉后控制好汽包水位，加强炉内换水，炉水合格后重新启动。

3.4.2汽包水位计故障 汽包水位计故障的两种情况: A.汽水管堵塞造成假水位。 现象：

a.水位不变、水位界面无轻微波动或无水位指示。

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事故预案

原因：

水位计联通管堵塞、防爆阀动作或安装不合理。

B.玻璃管爆破 现象:

b.看不到水位，水位计处有向外喷汽或水的现象。 原因：

安装不合理，玻璃片未定期检查，超过使用寿命，水位计或玻璃片激冷激热。

处理:

（1） 当汽水管堵塞时，应冲洗水位计，直至指示良好为止； （2） 如果是玻璃管爆破时，应解列水位计，通知检修更换；

（3） 如果汽包就地水位计全部损坏，但水位保护联锁可靠，并且远传水位计在4小时内曾与汽包水位计对照过，证明指示正确时，允许锅炉继续运行2小时，此时应立即汇报车间及调度，保持锅炉负荷稳定，并采取紧急措施，尽快修复一台水位计；

（4） 如汽包就地水位计全部损坏，且远传水位计运行不可靠时，应立即汇报，紧急停炉。

3.4.3蒸汽管道水冲击 现象：

（1） 管道内有咔咔的响声； （2） 蒸汽管道发生强烈振动；

（3） 蒸汽管道的阀门填料、法兰处冒白汽。 原因：

（1） 锅炉满水或蒸汽温度过低；

（2） 送蒸汽前没有很好地暖管和疏水，造成管内积水； （3） 锅炉发生汽水共腾；

（4） 锅炉水压猛增，使水位升高，蒸汽带水； （5） 蒸汽管道支吊架松脱、不牢固，造成摆动。 处理：

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事故预案

（1） 检查汽包水位及过热蒸汽温度，并进行调整，使其保持在正常范围； （2） 立即开启过热器及蒸汽管道疏水门，并通知调度联系热网用户开启进汽管道上的疏水门；

（3） 检查蒸汽管道的支吊架是否牢固。 3.4.4给水管道水冲击 现象：

（1） 给水管道内有澎澎的响声； （2） 管道产生强烈振动。 原因：

（1） 锅炉进水时，没有将给水管道上的空气门开启，使管内集聚空气； （2） 给水压力、给水温度剧烈变化；

（3） 给水泵运行不正常，给水泵出口止逆阀忽开忽关，引起给水压力剧变； （4） 给水调节阀故障或阀芯脱落； （5） 给水管道固定不牢固或支吊架松脱。 处理：

（1） 如进水时管内积有空气引起的水冲击，则开启省煤器空气门和汽包空气门，排除管内空气；

（2） 如因给水主调节阀故障引起的水冲击，应立即隔离给水主调节阀，切换至旁路进水，并尽快修复阀门；

（3） 发现给水温度、压力剧烈变化时，立即通知调度联系相关部门查明原因进行处理；

（4） 检查给水管道支吊架有无松脱现象，如有立即联系处理。 3.4.5甩负荷 现象：

（1） 汽压急剧升高，发生汽压高声光报警； （2） 蒸汽流量突然下降； （3） 汽包水位先下降后上升；

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事故预案

（4） 过热蒸汽温度上升；

（5） 严重时，过热器安全阀或汽包安全阀动作。 原因：

外界主要用户机组突然跳闸。 处理：

（1） 立即开启对空排汽门，防止水位突然降低和锅炉安全阀起跳； （2） 及时降低燃料量，减少风量，降低程度视甩负荷的程度而把握，以控制蒸汽压力和减少排放为宜；

（3） 控制好水位，汽温等各运行参数； （4） 停止吹灰等其他定期工作；

（5） 检查安全阀是否起跳，如起跳，应记录起跳、回座压力，并检查回座后有无漏汽；

（6） 注意给水温度下降后对锅炉负荷的影响，要给予及时适当的调整； （7） 做好恢复负荷的准备。 3.4.6安全阀动作 现象：

（1） 安全阀处大量冒汽，伴有剧烈响声； （2） 蒸汽流量下降； （3） 蒸汽压力下降；

（4） 汽包水位先急剧上升，后降低。 原因：

（1） 操作不当，锅炉超压； （2） 甩负荷处理不当，锅炉超压； （3） 安全阀误动作。 处理：

（1） 可适当开大启炉点火放空阀。

（2） 减弱燃烧，降低汽包压力，使安全阀尽快回座；

（3） 安全阀起跳时水位会暂时升高，这时可适当关小给水，待水位不再升高

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事故预案

时应及时开大给水，防止安全阀起跳后汽包出现低水位；

（4） 汽压降至回座压力，安全阀仍不能回座时，要与调度协商进一步适当降低汽包压力，迫使安全阀回座。如仍不能回座要及时联系检修处理；

（5） 如属安全阀误动，回座后应将此安全阀解列；

（6） 如果汽包安全阀起跳，要特别注意过热蒸汽温度的控制；

（7） 安全阀恢复正常后，可根据压力、水位情况进行调整，使锅炉负荷恢复到正常运行值。

3.4.7床温异常

在锅炉运行中，床温异常应做以下检查和处理： （1） 检查床温热电偶和有关仪表是否正常； （2） 检查给煤机是否正常，给煤量是否均匀适当；

（3） 检查各风机运行情况，检查一次风量及一、二次风配比情况； （4） 检查烟气含氧量是否正常； （5） 检查底渣排放是否正常； （6） 检查料层差压是否正常； （7） 检查炉膛水冷壁是否泄漏；

（8） 如床温过高，必要时可增大一次风，减小给煤量，直至床温下降为止； （9） 如床温过低，致使床温不稳时，应投入油枪助燃； （10） 查明原因后予以消除。 3.4.8料层差压异常

锅炉运行中，料层差压异常应做以下检查和处理：

（1） 通知仪表检查料层差压变送器和相关仪表是否正常，验证所显示的风量和风压是否正常；

（2） 检查煤质变化情况； （3） 检查底渣排放是否正常；

（4） 检查风室和布风板压力显示值有无异常，并确认整个通道的严密性； （5） 检查给煤系统是否正常；

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事故预案

（6） 检查返料器是否正常； （7） 查出原因予以消除。

3.4.9风机故障（如果是可引起跳车的事故，即按重大事故处理） 现象：

（1） 风机电流变化过大，电流突然增大或超过额定电流； （2） 风机进出口风压发生变化；

（3） 风机发生强烈震动，串轴超过规定值，有冲击、摩擦及不正常声响； （4） 轴承温度过高；

（5） 风门挡板调节不灵活或不能调节； （6） 转子与外壳摩擦；

（7） 风机跳车，锅炉MFT动作。 原因：

（1） 电气故障或机械过载跳闸；

（2） 风机叶片磨损、积灰和叶轮腐蚀，造成转子不平衡，中心不对称； （3） 风机或电机地脚螺栓松动；

（4） 风机或电机轴承润滑油油质不良，油量不足或冷却水中断； （5） 轴承、转子制造或检修质量不良；

（6） 风机执行机构发生故障，挡板积灰卡涩或连杆滑轮销子脱落。 处理：

A.遇有下列情况，应立即停止风机的运行：

（1） 风机发生强烈振动，撞击和摩擦，危及设备和人身安全；

（2） 风机和电机轴承温度不正常的升高，经采取措施处理无效，超过允许极限；

（3） 电机运行中电流突然上升并超过允许值； （4） 发生火灾危及设备运行时。

B.如风机所产生的振动、撞击或摩擦不至于引起设备损坏，可适当减少锅炉负荷，降低风机出力，继续运行并查明原因，尽快消除，如经处理后，缺陷仍未消除或继续加剧时，应申请停用风机；

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事故预案

C.风机轴承温度升高时，应检查油量、油质的情况，必要时可采取加油、换油，经处理后，轴承温度仍继续升高，超过极限值时，应停止风机运行；

D.检查风机执行机构工作是否正常，必要时就地手工操作。 3.4.10冷渣机故障处理 A.出渣口不出渣或渣量小 原因：

（1） 进渣口有大焦块堵塞。 （2） 锅炉出渣口有大焦块堵塞。 （3） 冷却通道堵塞或部分堵塞。 处理方法：

（1） 关闭闸板门，由事故放渣门清理大焦块。 （2） 打开事故下渣管，清理渣管大焦块。

（3） 关闭闸板门，拆下冷渣器进渣管将堵塞物清理干净。 B.冷却水进、出水反差小 原因：

（1） 进渣管或冷却通道堵塞。 （2） 冷却水量过大。 处理方法：

（1） 关闭闸板门，由事故放渣门清理大焦块。 （2） 适当降低冷却水量。 C.电动机过载 原因：

（1） 前后动静结合处摩擦。 （2） 轴承进灰或缺油或损坏。 （3） 减速机电动机损坏。 （4） 托轮轴承缺油或损坏。 处理方法： （1） 调整间隙。

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事故预案

（2） 清洗轴承或注油或更换。 （3） 维修或更换。 （4） 注油或更换。

D.冷却水智能流量控制仪数字显示变化范围过大，显示不准 原因：

（1） 屏蔽线没接或接触不良。 （2） 放大器损坏。 （3） 智能流量控制仪损坏。 处理方法： （1） 可靠地接入。 （2） 维修或更换。

E.冷却水智能流量控制仪无显示 原因：

（1） 涡轮流量计内进入异物卡涩停止转动。 （2） 智能流量控制仪损坏。 （3） 没接入电源。 处理方法： （1） 清除异物。 （2） 维修或更换。 （3） 接入电源。

F.变频器显示不正常或主控无法操作 原因：

（1） 变频器接线错误。 （2） 电流转换器烧坏。 （3） 未使用屏蔽电缆。 G.变频器损坏 处理方法： （1） 重新接线。 （2） 更换转换器。 （3） 更换电缆。

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事故预案

（4） 更换变频器 H.冷渣器内部结焦 原因：

（1） 冷却水量不足或中断。 （2） 出口堵塞内部积渣过多。 处理方法

（1） 保证冷却水进出口阀全开，保证水压在允许范围内。 （2） 清除出口堵塞物。

（3） 如果已结焦，必须立即停止排渣，关闭冷渣器入口阀，解体冷渣器进行处理。

3.4.11给煤机故障 现象:

（1） DCS报警系统发出故障报警。 （2） 给煤机运行指示灯由红变绿。 （3） 锅炉负荷降低，汽温汽压下降。 （4） 炉膛压力升高变正，氧量升高。 （5） 床温下降炉膛变暗。 （6） 水位先降后升。 （7） 清扫链脱落。 （8） 计量不准。 原因:

（1） 电气故障，电源中断。

（2） 仪表信号指示错误，造成误判断。 （3） 仪表信号失灵，造成误动作。 （4） 操作人员误操作。

（5） 断煤、堵煤、跑偏、超温报警。 （6） 变频器制动保护。 （7） 清扫链链条及链轮磨损。

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事故预案

（8） 皮带秤的皮重发生变化。 （9） 称重桥架上有硬物卡压或积煤。 处理方法

（1） 给煤机发生跳车报警、运行状态指示灯灭时,首先要确认给煤的煤量（记录仪和煤量调节仪显示的煤量）是否下降，记录仪煤量显示迅速回零，煤量调节仪显示的煤量逐渐下降。若上述现象都有，并且发现及时，主汽流量和主汽压力没有显著变化，立即在中控室重新启动给煤机一次；若启不起来，将煤量调节器输出值减小到零位；中控室再启动给煤机一次，若还是启不起来，按停车处理。

（2） 一台给煤机跳车时，可加大其它相邻几台给煤机的给煤量，以保证锅炉燃烧所需燃料；同时有两到三台给煤机发生跳车，此时尽快对燃烧做出调整，维持最低燃烧工况，保证锅炉不发生灭火事故。

（3） 若给煤机跳车报警、运行状态指示灯还亮时，煤量显示没有变化，按误报警处理。

（4） 处理事故时操作人员要沉着冷静，切忌忙中出错将事故扩大。 （5） 尽快通知相关的部门对问题进行处理，恢复锅炉的正常运行。 3.4.12给水压力低 现象:

（1） DCS系统发出给水压力低报警。

（2） 锅炉给水调节阀门、减温水调节阀如果在自动位，会不正常打开。 （3） 给水流量小于蒸气流量，汽包水位下降。 （4） 主汽温度升高。

（5） 给水压力低到一定值时锅炉跳车。 原因:

（1） 给水泵跳车，或备用泵切换时操作失误造成停车。 （2） 给水泵转速不够、或出口阀开度不够。 （3） 给水泵再循环阀开度大或设计不合理。

（4） 给水管道泄漏，或用户用水量增加，调节跟踪不及时。 （5） 脱盐水系统故障。

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事故预案

（6） 热工仪表故障造成自动系统误动作、操作人员误判断。 处理方法:

（1） 给水泵正常运行时，两台汽泵、一台调速电泵运行，一台定速电泵备用并挂联锁；锅炉正常运行时，若发生给水泵有一台跳车，处理方法如下：

1）有一台给水泵跳车，立即检查给水泵电泵是否自启，若不自启，和调度联系好，立即将给水泵电泵启起来。

2）锅炉给水调节阀、减温水调节阀立即打手动操作，严禁抢水，若给水泵电泵启动不及时，应将一台锅炉降负荷，保证另两台锅炉运行，如还不能保证运行，将第二号炉降负荷，必要时可停用一台锅炉，以保证其他锅炉的正常运行；

3）班长积极和调度联系，发电机、空压机、甲醇压缩机可减负荷，来保证后面工段的正常运行，必要时可以停发电机。

4）主操要认真监盘，保证除氧器的液位和另两台给水泵的运行。

（2） 若由于脱盐水、仪表、电气等原因造成三台给水泵全停，电泵自启，就按以下处理：

1）锅炉给水调节阀、减温水调节阀立即打手动操作，锅炉严禁抢水，应立即停锅炉一台，另两台降负荷运行处理，或停两台保一台运行；

2）班长积极和调度联系，停掉发电机、甲醇压缩机、和一台空压机，来保证一台空压机正常运行 。

3）主操要认真监盘，保证除氧器的液位和给水泵的运行。 4）若是由于误操作造成给水量不足，应立即进行更正。

（3） 由于给水管线泄漏造成，视泄漏情况决定是否停车，如漏量不大，可降负荷运行，联系相关单位立即处理。

（4） 由于脱盐水故障而造成脱盐水中断，应立即停炉，按压火步骤进行。 3.4.13工业水断水

（1） 工业水断水时，一次、二次、流化风机可关断工业水进口、出口阀，打开进出管线连通阀，启动工业水泵进行循环。

（2） 引风机可视各轴承温度、液力耦合器油温上升情况确定，可降低负荷运行或停车。

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事故预案

3.4.14电除尘系统事故

A.二次电流指向最大，二次电压接近于零 原因：

（1） 放电极高压部分可能被导电性异物接触。 （2） 折断的阴极线与阳极板搭通造成短路。 （3） 高压回路已短路。

（4） 某处绝缘子破损、积灰严重对地短路。 （5） 高压隔离开关处于接地位置。 处理：

（1） 清除异物。

（2） 去掉已断的阴极线，停炉后彻底处理。 （3） 检修高压回路。

（4） 清除积灰结露，更换已击穿绝缘子。

B.二次电压升不高，电流很小或电压一升高就产生严重闪络而跳闸（二次电流很大）

原因：

（1） 电场内烟气的温度低导致低电压情况下气体被击穿。 （2） 阴极、阳极沾灰太厚造成极间距变短。

（3） 阴极、阳极发生晃动导致极间距变小低电压闪络。 （4） 灰斗灰积满造成阴、阳极导电性增强或对地放电。 处理：

（1） 提高电除尘器烟温不低于100℃。 （2） 启动振打系统清除极板及阴极上的灰。 （3） 清除灰斗积灰。 C.二次电流激烈振荡： 原因：

（1） 高压电缆对地击穿。 （2） 电极弯曲，造成局部短路。 （3） 放电极支持网剧烈振动。

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事故预案

处理：

（1） 立即停运该电场，处理击穿部位。 （2） 校正弯曲极板。 （3） 消除振荡。

D.振打电机转动，振打失灵： 原因：

（1） 保险销脱落或损坏。 （2） 链条断裂。 处理：

（1） 停止振打机构运行，断电挂警告牌。 （2） 属于保险销折断时更换。 （3） 链条断裂应通知检修及时更换。 E.电除尘器运行中跳闸： 原因：

（1） 电源故障跳闸。 （2） 保护动作跳闸。

（3） 电缆及电缆头击穿绝缘损坏而跳闸。 （4） 阴、阳极短路。 处理：

及时查找原因针对处理。 F.灰斗及卸灰装置阻塞。 原因：

（1） 灰斗内粉尘搭桥。 （2） 卸灰器进入异物。 （3） 排灰容量不足。

（4） 锁气器漏风渗水粉尘结块。 处理：

（1） 清除卸灰器内异物。 （2） 加强振打。

（3） 灰斗加大输灰容量和修补漏气部分。

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事故预案

（4） 恢复灰斗加热装置。 3.4.15油系统的防火

（1） 油系统的运行和检查必须符合有关的的安全规定条例。

（2） 锅炉各岗位，必须了解柴油的性质和有关防火、防爆的规定，对不熟悉的人员应进行有关油系统操作维护的安全教育和岗位培训考试，考试合格后方可独立上岗。

（3） 岗位专责范围内应保持清洁，如有泄漏及时消除和汇报。 （4） 油库周围不准放置易燃品和杂物，如有易燃杂物应及时清除。 （5） 油库周围禁止吸烟和明火。

（6） 系统动火作业时，必须进行系统的吹扫和置换，且分析合格，作业者必须持有Ⅰ类动火证，并要落实监护和防火措施。

（7） 岗位消防器材应配备齐全，定期检查、确保备用。 （8） 系统使用完毕后，必须进行蒸汽吹扫。 3.4.16热控设施

为保证机组安全稳定运行，自机组整套试运开始将对DCS等系统（包括：汽机电调DEH、汽机保护ETS、汽机安全监视TSI、锅炉控制部分、电气控制盘等）进行严格管理，具体规定如下：

1) 除仪表及相关人员外，其他人员不得随意进入主机房，如工作需要必须进入的，须取得有关人员同意方可进入；

2) 各机柜卡件的插拔由仪表及相关人员进行操作，其他人员不得操作； 3) 如需对与DCS等系统连接的现场设备进行接线改动时，必须通知有关仪表人员，必要时做好安全措施；

4) 对DCS系统已联调完毕的设备，一般应切至DCS方式，如需切至其他方式，应通知有关人员；

5) 对工程师站必须由专人管理，密码不得随意泄漏。

6) 任何单位要求修改控制逻辑及画面都必须填写有关的申请单，经有关领导批准后实施；

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事故预案

7) 对DCS等系统进行软件修改必须由专人进行，修改后必须填写修改记录，并注明修改日期及修改人姓名；

8) 任何人未经调试人员允许，不得在操作员站对数据点进行强制操作。对已强制操作的数据点，要做好记录；

9) 在机组启动后，严禁在主机房各机柜附近使用对讲机，以免造成机组保护误动；

10) 在机组启动后，无关人员不得在操作员站前围观，以免影响运行人员正常操作。

3.4.17锅炉防冻

（1） 冬季锅炉停炉2天之内，且采暖系统停用时，采用定排定期排放；风机冷却水、取样、加药、连排系统解列，排尽管内积水，脱盐水系统解列排尽系统积水，凝结水回收系统、工业水系统解列，排尽系统积水，各疏放水定期排放，定排集箱最低点，要加就地放水排放口。（定期排放，视情况决定排放量和排放间隔时间。）

（2） 冬季锅炉停炉2天以上，要采用全系统放水，氮气吹扫的方法，排尽各个系统所有积气积水，系统充氮气保养，以保证系统不被腐蚀、冻坏。

4.原料贮运事故预案 4.1重大事故处理预案 4.1.1系统停电

(1)车间发生突然停电现象时，现场设备自动停机，输煤总控制室控制系统备用电源启动供电，PLC自动报警，打印机打印故障原因。

(2)现场设备停车后操作人员要去现场检查设备负载情况，将现场设备控制开关调到手动位置；检查各落煤管物料堵塞情况；检查电动三通的分料位置；检查水冲洗阀门开关情况（关闭水冲洗阀门）；做好记录，并作相应的处理。

(3)向车间领导及调度室汇报故障原因及事故处理情况。 (4)准备供电正常时启用备用线恢复运行。 4.1.2原煤贮运蒸汽停运

（1）如因锅炉系统停车造成蒸汽系统压力下降或停蒸汽，应迅速将各蒸汽排

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