1、锅炉安全预防知识事故分析安全培训第1章 锅炉典型事故处理 1.1 MFT1.1.1 遇有下列情况之一，MFT动作，锅炉自动停运1.1.1.1 汽包水位达高值+280mm（延时90s）；1.1.1.2 汽包水位达低值-280mm（延时60s）；1.1.1.3 汽机跳闸（负荷大于15% BMCR）；1.1.1.4 两台送风机全停；1.1.1.5 两台引风机全停；1.1.1.6 失去全部燃料；1.1.1.7 全炉膛熄火；1.1.1.8 火检探头冷却风失去（LL3.23KPa延时900s）；1.1.1.9 总风量过低20%且机组负荷100MW（延时60s）；1.1.1.10 炉膛压力高II值+1700
2、Pa（延时5s）；1.1.1.11 炉膛压力低II值-2500Pa（延时5s）；1.1.1.12 锅炉手动MFT；1.1.1.13 两台一次风机全停（无油层运行时）；1.1.1.14 给水泵全停（延时20s）1.1.1.15 两台空预器全停；1.1.1.16 FSSS电源失去；1.1.1.17 重新吹扫请求（吹扫完成60分钟内未点火或首次点火失败）；1.1.2 现象1.1.2.1 MFT动作报警，光子牌亮，火焰电视显示无火，事故喇叭叫。1.1.2.2 DCS画面上显示MFT动作的首出原因。1.1.2.3 一次风机、密封风机、磨煤机、给煤机跳闸，锅炉所有燃料切断，炉熄火。1.1.3 MFT动作自
3、动进行如下处理： 1.1.3.1 汽轮发电机不跳闸，RB3动作机组负荷快速（900MW/MIN）减至最低运行。1.1.3.2 所有燃油跳闸阀和油角阀关闭，油枪和点火器退出。1.1.3.3 所有制粉系统全停，冷、热一次风门、密封风门联关。1.1.3.4 所有一次风机、排粉机、磨煤机、给煤机跳闸。1.1.3.5 B汽动给水泵跳闸，B汽动给水泵维持3000rpm运行，电动给水泵联启。1.1.3.6 关闭所有过热器、再热器减温水调节门、电动门。1.1.3.7 各二次风门在吹扫位。1.1.3.8 除尘器跳闸，中止吹灰，并退出正在运行的吹灰器。1.1.3.9 送、引风机自动控制切为手动。1.1.3.10
4、炉膛压力异常造成的MFT动作，若炉膛压力高III值，则跳两台送风机，炉膛压力低III值，跳两台引风机。1.1.4 MFT后手动（干预）处理原则：1.1.4.1 立即检查上述MFT自动动作是否正常，否则应进行人工手动干预，并对跳闸转机进行复位，汇报值长。1.1.4.2 检查B小机自动跳闸（A小机不跳），电泵自动启动，否则立即手动启动电泵，投入电泵电机冷却水，退出电泵电机电加热器。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，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。1.1.4.3 严密监视汽温、汽压的变化情况，核查并压严各减温水总
5、门、截止门，关闭主蒸汽管道疏水和连排，减少锅炉热损失。同时关小或关闭过热器侧烟气挡板，开大再热器侧烟气挡板，防止汽温突降。1.1.4.4 调整高旁开度，维持再热器压力，防止机组逆功率。1.1.4.5 将辅汽汽源倒至邻机或冷再供汽，维持轴封压力正常。1.1.4.6 全开低压汽缸喷水，维持低压缸温度正常。1.1.4.7 迅速查明机组跳闸首出原因，MFT后，尽快建立吹扫条件，调整风量至最低炉膛吹扫风量，将总风量调至3040之间（防止因点火不成功或点火推迟引起汽温快速下降），进行炉膛吹扫，吹扫结束。立即将分级风挡板关至510进行点火，投入46支油枪，着火后再适当开大油枪对应的燃烧器套筒风，关小未投运油
6、枪的燃烧器套筒风。调整风门时注意锅炉总风量不低于30%。1.1.4.8 锅炉MFT后风量大于30BMCR延时6分钟则可以点锅炉吹扫旁路按钮，直接进行点火。1.1.4.9 点火后的升温、升压带负荷按热态开炉进行。在投粉前，应将各一次风粉管逐个吹扫。1.1.4.10 若MFT动作原因一时难以消除，按正常停炉处理。1.1.4.11 若是烟道二次燃烧，则全停引送风机和火检冷却风机，关闭烟风挡板，密闭炉膛。1.1.4.12 若因炉管爆破停炉，则保持送、引风机吹扫510分钟，排除炉内烟气与蒸汽。1.1.4.13 若因空预器故障停炉，应对空预器进行手动盘车，做好安全措施。1.2 锅炉灭火1.2.1 现象1.
7、2.1.1 锅炉负压突然大幅摆动或至最大；1.2.1.2 火焰电视变黑，显示不出火焰；1.2.1.3 FSSS系统火焰检测装置检测不到火焰；1.2.1.4 烟气各点负压增大，一、二次风压大幅下降；1.2.1.5 汽温、汽压、蒸汽流量急剧下降；1.2.1.6 汽包水位先下降后上升；1.2.1.7 MFT动作声光报警。1.2.2 原因1.2.2.1 锅炉MFT保护动作；1.2.2.2 机组低负荷运行时，燃烧不稳而未及时投油助燃，或虽投油但助燃效果不好；1.2.2.3 全投油或投油量较多时，油质差、油枪雾化不好、油压低、油系统故障；1.2.2.4 煤质变差，煤粉过粗，一次风温过低，燃烧工况恶化；1.
8、2.2.5 炉内大面积垮焦；1.2.2.6 水冷壁严重爆破；1.2.2.7 减负荷时，未及时减风量，造成风粉配比严重失调；1.2.2.8 制粉系统故障，全燃煤工况下造成磨煤机全部跳闸；1.2.2.9 运行中的一次风机、送风机、引风机故障跳闸，造成炉膛负压过大或燃烧工况恶化；1.2.2.10 厂用电中断或MFT误动。1.2.3 处理1.2.3.1 锅炉灭火，MFT应动作，否则手动MFT。1.2.3.2 确认所有燃料切断，并对锅炉充分吹扫，跳闸转机开关复位。1.2.3.3 将水位调节切至手动，注意监视和调节汽包水位，维持汽包水位正常1.2.3.4 检查减温水门自动关闭，否则手动关闭。1.2.3.5
9、 迅速查明原因并消除后，吹扫炉膛，锅炉重新点火，恢复机组运行。1.2.3.6 灭火时停运的制粉系统，在重新点火后，如不需要投入运行，应启磨将磨内煤粉吹空后停运备用。1.2.3.7 若原因一时无法查清或消除，重新启动可能威胁人身和设备安全时，则按机组停运处理。1.3 汽包满水1.3.1 现象1.3.1.1 所有水位指示在高水位处，水位高报警。1.3.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量。1.3.1.3 满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击，管道剧烈振动，过热蒸汽导电度升高。1.3.2 原因1.3.2.1 给水自动调节失灵，小机转速控制失常，或电泵运行时其液力偶合器调节失常。1.3.2
10、.2 水位指示不正确，调整不当。1.3.2.3 运行工况突然变化，引起汽包虚假水位，判断不正确，调整不及时。1.3.3 处理1.3.3.1 首先对照各水位表，确认水位高，当水位指示升至100mm以上时，立即解除给水自动，手动降低小机转速或降低电泵转速，汽包水位仍不下降时应打开定排放水门。1.3.3.2 迅速查明原因，采取相应措施进行处理。1.3.3.3 若过热汽带水，立即打开过热器系统各疏水门，待汽温恢复正常后关闭。1.3.3.4 水位280mm，90秒钟后MFT保护不动作按紧急停炉处理。1.3.3.5 汇报值长，排除故障后，保持汽包正常水位，准备启动。1.4 汽包缺水1.4.1 现象1.4.
11、1.1 所有水位指示显示低水位，汽包水位低报警。1.4.1.2 给水流量不正常地小于蒸汽流量。1.4.1.3 水位低严重时，汽温升高，过热器管壁温度升高。1.4.2 原因1.4.2.1 给水自动失灵，小机转速控制失常或电泵转速控制失常。1.4.2.2 小机运行中突然跳闸，电泵启动不及时或机组负荷太高，给水跟不上。1.4.2.3 给水管道、锅炉受热面爆破、安全阀起跳长时间不回座。1.4.2.4 运行工况突变（例安全阀起座后回座时等），造成汽包虚假水位，判断不正确，操作不当。1.4.3 处理1.4.3.1 首先对照各水位表，确认水位低，当水位指示降至-100mm以下时，立即解除给水自动，手动增加小
12、机转速或增加电泵转速，加大上水，并暂时停止锅炉排污。1.4.3.2 检查锅炉给水电动门，若阀门误关，DCS远方操作器无法开启时，立即至就地开启。1.4.3.3 若给水流量远大于蒸汽流量汽包水位仍下降，可怀疑锅炉泄漏，就地仔细倾听声音进行确认。判断为泄漏时应停炉处理。1.4.3.4 水位-280mm，60秒钟后MFT保护不动作按紧急停炉处理1.4.3.5 汇报值长及有关领导，迅速查明原因并正确处理，得到领导命令后机组可重新启动。1.5 水冷壁爆管1.5.1 现象1.5.1.1 炉膛负压变小或变正，燃烧不稳，炉膛内有泄漏声。1.5.1.2 给水流量不正常的大于蒸汽流量，汽包水位下降甚至难以维持。1
13、.5.1.3 炉膛负压变正且不稳定。1.5.1.4 炉管泄漏检测装置报警。1.5.1.5 炉膛不严密处向外喷烟气和水蒸气。1.5.1.6 两侧烟温差增大且烟温降低，汽温、汽压、蒸汽流量下降。1.5.1.7 主蒸汽压力下降。1.5.1.8 引风机投自动时，静叶开度不正常的增大、电流增加。1.5.2 原因1.5.2.1 给水、炉水品质不合格使管内结垢超温。1.5.2.2 停炉后防腐不当，管内腐蚀。1.5.2.3 燃烧方式不当，火焰偏斜。1.5.2.4 管内有异物，水循环不良。1.5.2.5 长期超温运行。1.5.2.6 吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管。1.5.2.7 管材质量不合格，焊接质量
14、不良。1.5.2.8 煤质不良，结焦或磨损。1.5.2.9 大块焦砸坏水冷壁管。1.5.2.10 操作不当，锅炉超压运行。1.5.2.11 启动升温升压速度过快。1.5.2.12 运行年久，管材老化。1.5.3 处理1.5.3.1 加大给水量，维持汽包正常水位，汇报值长，申请停炉。1.5.3.2 投油助燃，稳定燃烧，控制炉膛负压正常。1.5.3.3 水冷壁泄漏不严重，尚能维持燃烧时，可以降低压力、负荷短时运行，同时向生产副总请示停炉。1.5.3.4 水冷壁泄漏严重，不能维持燃烧或不能维持汽包水位时，应立即停止锅炉运行。1.5.3.5 如引起灭火，按MFT紧急停炉处理。1.5.3.6 停炉吹扫结
15、束后，保留一台引风机维持炉膛负压正常，待正压消失后，停止引风机，保持自然通风。冷却过程中，若汽包上、下壁温差达50时，应减慢冷却速度。1.5.3.7 锅炉熄火6小时后可自然通风。1.5.3.8 锅炉熄火12小时后可强制通风。1.6 过热器爆管1.6.1 现象1.6.1.1 炉管泄漏检测装置报警。1.6.1.2 漏泄严重时，汽包水位下降。1.6.1.3 主蒸汽压力下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量。1.6.1.4 炉膛负压变正且不稳定。1.6.1.5 过热器爆管侧有泄露声，不严密处向外冒蒸汽。1.6.1.6 过热器后两侧烟温差增大，损坏侧烟温下降。1.6.1.7 投自动的引风机电流不正常的增大。
16、1.6.1.8 低过爆管，主蒸汽温度升高。1.6.1.9 过热器、再热器两侧汽温偏差增大。1.6.2 原因1.6.2.1 蒸汽品质不合格，过热器管内结垢，引起管壁超温。1.6.2.2 过热器管壁长期超温运行。1.6.2.3 飞灰磨损造成管壁减薄。1.6.2.4 受热面积灰结焦使管壁过热。1.6.2.5 过热器区域发生烟道二次燃烧。1.6.2.6 管材质量不合格，焊接质量不良。1.6.2.7 过热器管内有杂物。1.6.2.8 吹灰器使用不当造成管壁磨损。1.6.2.9 使用减温器操作不当造成水塞引起局部过热，或交变应力引起疲劳损坏。1.6.2.10 启动升压、升温速度过快。1.6.2.11 操作
17、不当，锅炉超压运行。1.6.2.12 停炉后防腐不当，使管内腐蚀。1.6.2.13 运行年久，管材老化。1.6.3 处理1.6.3.1 过热器管壁爆破不严重时，立即降压、降负荷运行，同时汇报值长，申请停炉。1.6.3.2 严密监视过热器管壁损坏情况，防止扩大损坏范围。1.6.3.3 爆管严重无法维持正常燃烧、汽温时，应立即停止锅炉运行。1.6.3.4 锅炉灭火时，则按MFT紧急停炉处理。1.6.3.5 停炉吹扫结束后，保留一台吸风机维持炉膛负压正常，待正压消失后，停止吸风机，保持自然通风。冷却过程中，若汽包上、下壁温差达50时，应减慢冷却速度。1.7 再热器爆管1.7.1 现象1.7.1.1
18、炉管泄漏检测装置报警。1.7.1.2 再热蒸汽压力下降，再热蒸汽流量下降。1.7.1.3 炉膛负压变正且不稳定。1.7.1.4 再热汽温的变化随损坏部位的不同而异，高温段损坏汽温下降，低温段损坏汽温上升，壁温亦上升。1.7.1.5 两侧烟温差增大，再热器爆管侧排烟温度下降。1.7.1.6 再热器爆管侧有泄露声，不严密处向外冒蒸汽。1.7.1.7 投自动的引风机电流不正常的增大。1.7.1.8 过热器、再热器两侧汽温偏差增大。1.7.2 原因1.7.2.1 蒸汽品质不合格使管内结垢，引起管壁超温。1.7.2.2 再热器管壁长期超温运行。1.7.2.3 操作不当，再热器超压运行。1.7.2.4 管
19、材质量不合格，焊接质量不良。1.7.2.5 受热面积灰结焦使管壁过热。1.7.2.6 再热器区域发生二次燃烧。1.7.2.7 管内有杂物堵塞。1.7.2.8 飞灰磨损使管壁变薄。1.7.2.9 吹灰器使用不当。1.7.2.10 停炉防腐不当，使管壁腐蚀。1.7.2.11 运行年久，管材老化。1.7.3 处理1.7.3.1 再热器管壁爆破不严重时，立即降压、降负荷运行。1.7.3.2 严密监视再热器管壁损坏情况，防止扩大损坏范围。1.7.3.3 爆管严重无法维持正常汽温时，应立即停止锅炉运行。1.7.3.4 锅炉灭火时，则按MFT紧急停炉处理。1.7.3.5 停炉吹扫结束后，保留一台吸风机维持炉
20、膛负压正常，待正压消失后，停止吸风机，保持自然通风。冷却过程中，若汽包上、下壁温差达50时，应减慢冷却速度。1.8 省煤器爆管1.8.1 现象1.8.1.1 炉管泄漏检测装置报警。1.8.1.2 给水流量不正常的大于主蒸汽流量。1.8.1.3 省煤器两侧烟气温差变大，泄漏侧排烟温度下降。1.8.1.4 烟道负压变小。1.8.1.5 空预器两侧出口风温偏差大，且风温降低。1.8.1.6 省煤器爆破处有泄漏声，并从不严密处冒蒸汽和烟气。1.8.1.7 严重爆管时，省煤器灰斗有滴水或湿灰现象。1.8.1.8 投自动的引风机电流增大。1.8.2 原因1.8.2.1 给水品质不合格，使管内腐蚀。1.8.
21、2.2 飞灰磨损使管壁变薄。1.8.2.3 管材质量不合格，焊接质量不良。1.8.2.4 管内有杂物。1.8.2.5 操作不当，省煤器超压运行。1.8.2.6 吹灰不当造成管壁磨损。1.8.2.7 运行中发生严重缺水、超温。1.8.2.8 尾部烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。1.8.3 处理1.8.3.1 省煤器管壁爆破不严重时，立即降压、降负荷运行。1.8.3.2 严密监视省煤器管壁损坏情况，防止扩大损坏范围。1.8.3.3 爆管严重无法维持正常水位时，应立即停止锅炉运行。1.8.3.4 锅炉灭火时，则按MFT紧急停炉处理。1.8.3.5 停炉吹扫结束后，保留一台吸风机维持炉膛负压正常，
22、待正压消失后，待蒸汽消失后，停止吸风机，保持自然通风。冷却过程中，若汽包上、下壁温差达50时，应减慢冷却速度。1.9 炉膛压力低1.9.1 现象1.9.1.1 DCS炉膛压力显示异常1.9.1.2 炉膛压力低750Pa报警。1.9.1.3 炉膛压力低至2500Pa时，延时5S，MFT动作。1.9.1.4 炉膛压力低至3250Pa，所有引风机跳闸。1.9.2 原因1.9.2.1 部分或全部制粉系统故障。1.9.2.2 部分或全部一次风机、送风机、空预器故障。1.9.2.3 锅炉灭火。1.9.2.4 炉膛负压自动控制失灵。1.9.2.5 送风机动叶、一次风机入口挡板、空预器一、二次风挡板关闭。1.
23、9.3 处理1.9.3.1 如炉膛负压未达到MFT动作值时立即控制炉膛负压。1.9.3.2 当引风机投自动时，应立即解列自动手动调节，调节过程中注意风机喘振。1.9.3.3 投入助燃油稳定燃烧。1.9.3.4 及时调整给水、减温水维持汽温稳定。1.9.3.5 若MFT动作，则按MFT紧急停炉处理。1.10 炉膛压力高1.10.1 现象1.10.1.1 DCS炉膛压力显示异常高。来炉膛压力高高报警。1.10.1.2 炉膛压力高于500Pa，炉膛压力高报警。1.10.1.3 炉膛不严密处冒火星。1.10.1.4 炉膛压力高于1700Pa，延时5S，MFT动作。1.10.1.5 炉膛压力高3250P
24、a，所有送风机跳闸。1.10.2 原因1.10.2.1 引风机静叶、进出口挡板、烟气挡板关。1.10.2.2 启动制粉系统时操作不当。1.10.2.3 燃烧不稳局部爆燃。1.10.2.4 炉膛负压自动控制失灵。1.10.2.5 尾部烟气挡板误关，烟气通流量减小。1.10.3 处理1.10.3.1 如炉膛负压未达到MFT动作值时立即控制炉膛负压。1.10.3.2 当引风机投自动时，应立即解列自动手动调节，调节过程中注意风机喘振。1.10.3.3 投入助燃油稳定燃烧。1.10.3.4 对系统风门挡板进行检查，对所操作挡板及时恢复。1.10.3.5 若MFT动作，则按MFT紧急停炉处理。1.11 尾
25、部烟道二次燃烧1.11.1 现象1.11.1.1 烟气温度、热风温度和蒸汽温度均升高，烟气含氧量下降。1.11.1.2 炉膛、烟道内负压急剧变化，烟道人孔冒烟气、火星。1.11.1.3 空预器电流摆动大，轴承、外壳温度升高，严重时发生卡涩。1.11.1.4 汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常的升高。1.11.1.5 引风机静叶自动开大，引风机电流上升。1.11.1.6 如在一侧燃烧时，两侧烟温差增大。1.11.2 原因1.11.2.1 燃烧调整不当，风粉配合不好。1.11.2.2 煤粉粗、水分大，燃烧不完全。1.11.2.3 煤油混烧时，油燃烧器燃烧不良，雾化不良，使尾部受热面上积油垢和大量
26、未燃尽煤粉。1.11.2.4 锅炉低负荷运行时间过长，炉内温度过低或过剩空气量太小造成煤粉或油燃烧不完全在尾部积聚。1.11.2.5 停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及MFT后炉膛吹扫不充分使未燃尽的煤粉或油在尾部积聚。1.11.3 处理1.11.3.1 排烟温度不正常升高20以内时应立即检查各段烟温，判断再燃烧发生的区域，投入该区域及空预器蒸汽吹灰，并向值长汇报，降低锅炉负荷运行。1.11.3.2 当排烟温度升高到250或威胁锅炉设备安全，应紧急停炉。1.11.3.3 停炉后停止送、引风机、一次风机运行，保持空预器运行，关闭各风烟档板隔离通风并采取灭火措施，开启省煤器再循环。1.11.3
27、.4 继续投入蒸汽吹灰器灭火，无效时投入消防系统。1.11.3.5 待烟温降至正常后停止吹灰及灭火，缓慢打开人孔门，检查无火源后启动引风机进行通风。1.11.3.6 检查设备确未遭损坏，请示值长重新按热态启动锅炉。1.11.3.7 如设备遭到严重损坏不能恢复正常运行时，按正常停炉处理。1.12 辅机振动大1.12.1 现象：1.12.1.1 就地测量、远方指示振动值均大，相应辅机振动高可能出现报警，有振动保护的达动作值时辅机跳闸。1.12.1.2 就地倾听一般有异音，轴承温度可能升高。1.12.1.3 送风机因喘振或水泵因汽化造成振动大时，就地有较大异音。1.12.2 原因：1.12.2.1
28、联轴器对中不合要求或联轴器损坏。1.12.2.2 转子中心不正。1.12.2.3 轴承安装间隙过大或轴承损坏。1.12.2.4 地脚螺丝松动或机械连接部分松动。1.12.2.5 送风机喘振或水泵汽化。1.12.3 处理：1.12.3.1 转子中心不正的要重新找正。1.12.3.2 检查轴承是否损坏；地脚螺丝或机械连接部分松动的要紧固。1.12.3.3 发生喘振或汽化时要立即进行有效调整。1.12.3.4 对无振动保护的设备，振动异常增大达限值时应停运。1.12.3.5 辅机振动超过下表数值应视为振动大：额定转速(rpm)300015001000750振动值(双振幅um)50851001101.
29、13 压缩空气失去1.13.1 现象1.13.1.1 压缩空气压力低报警。1.13.1.2 气动调节门调节失灵。1.13.1.3 部分气动调节门位置发生变化，失气全开或全关。1.13.2 原因1.13.2.1 运行空压机全部跳闸，备用空压机未投入，或运行空压机带负荷不够。1.13.2.2 压缩空气管道严重泄漏，气压维持不住。1.13.2.3 总气源门被误关。1.13.3 处理1.13.3.1 立即启动备用空压机，增大运行空压机的出力。1.13.3.2 全面检查系统有无严重泄漏点，有则设法隔离。1.13.3.3 压缩空气压力低于0.5Mpa时维持负荷稳定，减少操作。1.13.3.4 气压恢复前，
30、就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证除氧器、凝汽器水位、汽包水位，主汽温、主机润滑油温等重要参数正常。1.13.3.5 对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。1.13.3.6 压缩空气压力继续下降时，由于油枪可能投不上，应维持锅炉燃烧稳定，防止灭火。1.13.3.7 严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。1.13.3.8 停炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板，防止设备损坏。1.14 仪用空压机启不动的原因及处理1.14.1 原因1.14.1.1 开关电源未送到位或控制电源未送好。1.14.1.2 就地控制面板上故障信息尚未确认。1.14.1.3 压力储存器压力未释放。1.14.1.4 电机有故障1.14.1.5 空气端有故障1.14.1.6 环境温度低于+11.14.1.7 在压力或温度显示区显示“E”1.14.2 处理1.14.2.1 检查电源开关及控制电源，并送到位。1.14.2.2 确认故障信息。1.14.2.3 等机器压力释放后再起动。1.14.2.4 检查接头、绕组等。1.14.2.5 手工转动空气端，必要时更换空气端。1.14.2.6 保证环境温度不低于+1，必要时安装一个加热
