锅炉反事故措施

1．紧急停炉条件 2．申请停炉条件 3．紧急停炉操作程序 4．锅炉水位事故 1）锅炉水位高或满水 2）锅炉水位低或缺水 3）锅炉水位不明 4）汽水共腾

5）给水流量骤降或中断 6）汽包水位计损坏 5．锅炉受热面事故 1）水冷壁损坏 2）省煤器损坏 3）过热器损坏 4）再热器损坏 6．承压部件管道事故 1）蒸汽或给水管道损坏 2）蒸汽或给水管道内水冲击 3）汽机中压缸调速汽门自动关闭 7．燃烧系统事故 1）引风机跳闸 2）送风机跳闸 3）锅炉灭火 4）尾部烟道再燃烧 5）锅炉结焦 8．外部系统事故 1)负荷骤增 2)负荷骤减 3)厂用电系统事故 4)6KV厂用电源中断

单侧电源中断 A、B段电源全部中断 5)380V厂用电源中断 6)给粉机电源中断 7)DCS电源中断 9.辅助设备系统事故 1)制粉系统自燃着火 球磨机入口着火的处理 煤粉仓温度高或自燃 2)制粉系统爆炸 3)磨煤机煤多 4)磨煤机断煤

5)粗分离或回粉管堵塞 6)细分离堵塞 7)球磨机跳闸 8)排粉机跳闸 9)给粉机故障

1．紧急停炉条件

遇有下列情况之一时，应立即紧急停炉：

(1) 锅炉缺水至汽包正常水位下－230mm，且延时15秒时。 (2) 锅炉满水至汽包正常水位上+200mm，且延时10秒时。 (3) 主给水管道，主、再热蒸汽管道发生爆破时。 (4) 所有水位计损坏时。

(5) 省煤器、水冷壁管爆破，增加给水仍不能维持汽包水位时。 (6) 锅炉尾部烟道发生再燃烧时。 (7) 两台引风机停。 (8) 两台送风机停。 (9) 再热蒸汽中断时。

(10) 锅炉压力升高到安全门动作压力，而所有安全门拒动时。 (11) 炉膛压力至±1666Pa时。 (12) 炉膛灭火时。

(13) 锅炉机组范围内发生火灾，直接影响锅炉安全时。 2．申请停炉条件

遇有下列情况之一时，应汇报值长申请停炉: (1) 炉水及蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。 (2) 锅炉承压部件发生泄漏无法消除时。

(3) 锅炉严重结焦、堵灰虽经努力清除，仍无法维持正常运行时。 (4) 安全门动作后不回座，经采取措施无效时。

(5) 汽包低位水位计全部损坏时。汽包就地水位计损坏时。

(6) 锅炉主、再热蒸汽温度超过5℃，过热器、再热器管壁温度达到极限值，经多方

调整无效时。

3．紧急停炉操作程序

1 手动MFT按钮，停止向炉内输送一切燃料，关闭各一次风门，保持汽包水位。 2 保留两台引风机，通风5分钟后停止。

3 联系汽机投入I、Ⅱ级旁路，视汽压无上升，15分钟后关闭。

4 解除所有自动为手动，关闭主汽及再热汽减温水总门，严格监视汽温、汽压和水位。 5 若尾部烟道再燃烧，还应立即停止引风机，密闭炉膛;若炉内爆管停炉，则应保留一台引

风机，保持炉膛负压。

6 其余操作按正常停炉进行。 4 锅炉水位事故 4．1 锅炉水位高或满水 4.1.1 现象

(1) 各水位计指示超过规定的正常值，高水位信号报警。 (2) 给水流量不正常地大于蒸汽流量。

(3) 严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道内发生水冲击，截门法兰不严处有

汽水冒出，蒸汽品质恶化。

(4) 当汽包水位达到水位保护定值时，保护延时动作，锅炉灭火。 4.1.2 原因

(1) 给水自动失灵，未及时发现。

(2) 给水调节器自动失灵，给水泵转速不正常地升高，至使给水流量增大。 (3) 水位计、给水流量表或蒸汽流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。 (4) 热工仪表电源消失或微机死机，使运行人员失去监控手段。 (5) 机组负荷增加太快，运行人员控制和操作不当。 (6) 炉水质量不合格或汽水分离装置损坏。 (7) 运行人员水位监视不够，给水调整操作不当。 4.1.3 处理

(1) 发现汽包水位高时，对照蒸汽量和给水流量，检查和校对汽包水位计指示是否正确。 (2) 若因给水变速自动调节失灵而影响水位升高时，应将给水变速自动倒手动，降低给

水泵转速（用调节阀调节给水时，应手动关小调节阀）。

(3) 若给水泵变速手动失灵，应倒备用泵运行，无备用泵时，联系汽机给水泵改为定速

运行。

(4) 经上述处理无效，高Ⅱ值（+100mm）时事故放水门应联锁打开，否则手动打开，将

水位控制在允许范围内。

(5) 汽包内水位仍继续上升至+200mm时，延时10秒后，锅炉水位高停炉保护应动作，

否则手按紧急停炉开关。

(6) 当热工仪表电源消失或微机死机，无法确定汽包水位时，应立即手动MFT。 (7) 立即停炉后，全开事故放水门，必要时开启集汽联箱疏水和汽机主汽门前疏水门。 (8) 停炉后，查明原因，消除故障尽快调整汽包水位到正常范围，重新点火恢复锅炉运

行。恢复后注意检查各段汽温的变化，机前汽温符合汽轮机要求。

(9) 停炉后，锅炉停止上水时，应打开省煤器再循环门。 (10) 若发生汽轮机进水，按汽轮机进水处理。 4.2 锅炉水位低或缺水 4.2.1 现象

(1) 所有汽包各水位计指示低，低水位信号报警。 (2) 严重缺水时主汽温度升高。

(3) 给水流量不正常地小于蒸汽流量（当水冷壁管或省煤器管破裂时，则相反）。 (4) 水冷壁、给水管爆破时，有异常响声。 4.2.2 原因

(1) 给水自动调节失灵，未及时发现。

(2) 给水泵转速不正常降低或给水泵故障掉闸，备用泵不能自投。 (3) 热工仪表电源消失或微机死机，使运行人员失去监控手段。

(4) 水位计、给水及蒸汽流量表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误。 (5) 给水压力、蒸汽压力骤变。 (6) 给水调节阀故障。

(7) 给水管道、水冷壁或省煤器管破裂。 (8) 安全门起座后长时间不回座。 (9) 锅炉排污门漏或不正确地进行排污。

(10) 停炉过程中，低负荷时，因降负荷速度过快，造成假水位。 (11) 运行人员误操作。 4.2.3 处理

(1) 当发现水位低时，应对照汽水流量，核对指示是否正确。

(2) 证实水位低，应立即切除自动，增加给水泵转速，提高给水压力，增加给水量，必

要时立即联系汽机启动备用给水泵。

(3) 若给水泵定速运行、给水旁路调整门或电动门关闭时，增投主给水。

(4) 若给水泵勺管低位卡涩时，立即通知汽机起动备用给水泵，若无备用泵时，通知汽

机立即到就地手摇将转速提高至最大。

(5) 给水压力低时，及时联系汽机提高给水压力或降低锅炉负荷。 (6) 如因安全门误动作，应将其强制复归。

(7) 若正在排污，必须立即停止排污工作，将水位控制在正常范围内。

(8) 如经采取恢复水位的措施后，水位继续下降，或一台给水泵故障、备用泵不能投入

时应根据给水流量，迅速相应地降低锅炉热负荷，降低汽压。

(9) 经上述处理仍无效，而至使汽包水位低至-230mm时，延时15秒后，锅炉水位低停

炉保护应动作，否则手拉紧急停炉开关。此时，可继续向锅炉进水，消除故障后，可重新点火。

(10) 设备故障，不能恢复机组运行时，应做好停炉后的各项维护工作。

(11) 由于运行人员监视不当，造成水位消失而未能及时发现，停炉后，通过叫水仍见

不到水位时，禁止向锅炉上水，应进行检查，经主管生产的副总经理批准后，方可重新上水。

4.3 锅炉水位不明 4.3.1 水位不明的处理

(1) 当汽包就地水位计看不到水位，低地位水位计不能判明水位时，应立即手动MFT，

并停止向锅炉进水。

(2) 停炉后，立即应用叫水法进行叫水。

(3) 通过叫水判明为严重减水时，禁止向锅炉上水，汇报值长，上水时间由主管生产的

副总经理决定。

(4) 必须查明水位不明的原因，否则严禁重新点火启动。 4.3.2 叫水法的操作程序

(1) 关闭汽侧快动门，此时注意水位是否从水位计下部出现。有水位出现时为缺水，可

以缓慢加大给水。若不见水面出现。应进行下一步操作。 (2) 关闭水侧快动门。

(3) 缓慢开启放水门，如果有水面从上面下来时，为满水。如果没有水面从上面下来，

为严重缺水。

(4) 叫水完毕，将水位计投入。 4.4 汽水共腾 4.4.1 现象

(1) 汽包水位计内水位发生剧烈波动，看不清水位，各水位表指示摆动。 (2) 过热蒸汽温度急剧下降。

(3) 严重时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。 (4) 蒸汽和炉水的含盐量增大。 4.4.2 原因

(1) 炉水质量不合格。

(2) 排污不及时，炉内水处理不合格。 (3) 负荷增加过快或汽水分离装置损坏。 (4) 化学加药量过多。 4.4.3 处理

(1) 降低锅炉蒸发量，保持稳定运行。 (2) 开大连续排污门，加强定期排污。

(3) 开启集汽联箱疏水，向空排汽门，开启汽机主汽门前疏水，若汽轮机进水，按汽轮

机进水处理。

(4) 通知化学对炉水加强分析，采取措施改善炉水品质。 (5) 在炉水品质未改善前，不允许增加负荷。 (6) 故障消除后，必须冲洗水位计。 4.5 给水流量骤降或中断 4.5.1 原因

(1) 给水自动调节装置失灵，造成给水调节阀开度或泵转速骤减。 (2) 给水泵故障停运，备用给水泵未能正常自动投运。 (3) 给水泵出口门故障误关。 (4) 给水管道泄漏或爆破。

(5) 高压加热器故障时，系统阀门误动作。 4.5.2 处理

(1) 若因给水自动调节装置失灵，应立即将给水自动切至手动，增大给水泵出力，维持

正常给水流量。

(2) 给水泵故障跳闸，造成给水流量骤降处理:

a) 当运行给水泵故障掉闸，备用给水泵应自动投入运行，否则应立即手动启动备用给水泵，手动调整锅炉给水，保证汽包正常水位。

b) 当给水流量骤降，造成汽包水位下降，应立即降低过热蒸汽压力和机组负荷，分析原因，迅速提高给水流量。

c) 给水流量骤降或中断，造成汽包水位低Ⅲ值时，按事故紧急停炉处理。 d) 锅炉降负荷时，应注意维持炉内燃烧稳定，适时投油助燃，防止燃烧恶化导致锅炉灭火。

4.6 汽包水位事故的预防措施

4.6.1 运行中对各水位表计经常对照，发现水位不准或设备有缺陷，应及时通知检修消除，

水位自动、保护及报警定期试验，保证水位监控装置的正确、可靠。 4.6.2 严密监视给水压力、给水流量的变化，控制水量与汽量相适应。

4.6.3 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。 4.6.4 运行中应严格监视水位。 4.6.5 防止误操作、误判断。

4.6.6 按规定加药、排污，锅水含盐量应符合规定。 4.7 汽包水位计损坏 4.7.1 现象

(1) 有泄漏及爆破响声。 (2) 水位计有水汽喷出。 4.7.2 处理

(1) 立即将爆破的云母水位计解列。（注意汽水喷出方向）

(2) 如果有一台云母水位计损坏，应用另一台汽包云母水位计监视水位，并采取隔绝措

施通知检修人员修复损坏的水位计。

(3) 如果汽包云母水位计全部损坏，具备下列条件，允许锅炉继续运行2小时。 (4) 给水自动调节器动作可靠。 (5) 水位高低信号报警可靠。

(6) CRT水位表和电接点水位计指示正确，并且在4小时内与汽包水位计对照过。此时

应保持锅炉负荷稳定，并采取紧急措施，尽快修复一台汽包水位计。

(7) 如果汽包云母水位计全部损坏，CRT水位表和电接点水位表运行又不可靠时，应紧

急停炉。

5 锅炉受热面事故 5.1 水冷壁损坏 5.1.1 现象

(1) 严重损坏时，炉膛内发出爆破声，自炉膛检查孔听到汽水喷出的声音。 (2) 炉膛负压表偏正，自检查孔、炉墙不严密处喷出烟气或蒸汽。 (3) 严重时水位急剧下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。 (4) 各段烟温下降，蒸汽压力下降，引风机电流增加。 (5) 炉内燃烧不稳，甚至造成灭火。 5.1.2 原因

(1) 给水、炉水不合标准，化学处理不当，造成管内结垢或腐蚀。

(2) 运行操作不当或因严重结焦，使受热面长时间受热不均，造成水循环破坏。 (3) 长期低负荷运行，水循环不良。

(4) 安装或检修时，管内堵塞杂物，引起管子过热。 (5) 焊接质量不良，管材质量不合格。

(6) 喷燃器附近管子磨损严重。吹灰器吹损或因吹灰使管子产生疲劳裂纹。 (7) 锅炉严重缺水，使管壁过热。 (8) 炉膛内发生爆炸，使水冷管损坏。

(9) 锅炉大量结焦，焦块坠落，砸坏水冷壁冷灰斗管子。 (10) 水冷壁膨胀受阻。 5.1.3 处理

(1) 立即汇报值长，加强检查，注意损坏是否迅速扩大。

(2) 当水冷壁管泄漏不严重能维持正常水位时，可降低参数运行，申请停炉。 (3) 炉管爆破不能维持正常水位时，应立即停炉，保留一台引风机运行，排除炉内烟气

和蒸汽。

(4) 停炉后继续加强进水，监视汽包上下壁温差，如汽包水位仍不能回升时，则应停止

对锅炉的进水，但省煤器再循环门不应开启。

5.2 省煤器损坏 5.2.1 现象

(1) 严重损坏时，汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。 (2) 自省煤器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽水喷出的声音。 (3) 从烟道底部漏灰水。 (4) 损坏侧省煤器后烟温下降。

(5) 烟道阻力增加，可发现灰堆，引风机电流增大。 5.2.2 原因

(1) 给水品质不合格，管子内壁腐蚀。 (2) 管材或焊接质量不合格。 (3) 管壁被飞灰磨损。

(4) 管壁长期超限运行，管子过热。

(5) 启、停炉过程中，对受热面保护不好，使管子过热。 (6) 发生二次燃烧烧坏管子。 5.2.3 处理

(1) 省煤器轻微泄漏时，应加强给水，维持正常水位，适当降压、降低锅炉负荷，联系

值长，申请停炉。

(2) 省煤器爆破，维持不住水位时，应立即停炉，保留一台引风机继续运行，维持炉膛

负压，以排除蒸汽及烟气。

(3) 停炉后，为维持汽包水位，可连续向锅炉上水，禁止开启省煤器再循环门。 5.3 过热器损坏 5.3.1 现象

(1) 自过热器检查孔可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音。 (2) 炉膛负压减少或变正，引风机电流增加。 (3) 蒸汽流量不正常地小于给水流量，汽压降低，。 (4) 漏泄处后烟气温度降低，过热器温度发生异常变化。 5.3.2 原因

(1) 燃烧调整不当，火焰偏斜或过长，使部分过热器管长时间超温。

(2) 化学监督不严，汽水分离装置不良，致使蒸汽品质不良，管内结垢，使管子过热。 (3) 管子材料和制造不合格，焊接质量不良。

(4) 起动、停炉过程中对过热器没有很好的保护，低负荷时投入减温器，使蛇形管内发

生水塞，引起局部过热。

(5) 水冷壁结焦或过热器堵灰，使局部烟温升高。 (6) 过热器联箱或管内有杂物堵塞。 (7) 吹灰器安装不正确，蒸汽吹损过热器。 5.3.3 处理

(1) 过热器损坏严重时，必须立即停炉，避免扩大事故。

(2) 如过热器泄漏轻微，可适当降低锅炉负荷，适当降低汽压，维持汽温稳定，请示值

长停炉。

(3) 停炉后保留一台引风机继续运行，维持炉膛负压，以排除炉内烟气和蒸汽。 5.4 再热器损坏 5.4.1 现象

(1) 再热器附近有泄漏声。 (2) 炉膛负压变小或突然变正。 (3) 再热汽压下降。

(4) 再热汽温偏差大，泄漏侧烟气温度降低。

(5) 再热器检查孔不严处有汽水喷出。 (6) 引风机电流增加。 5.4.2 原因

(1) 管壁被飞灰磨损。

(2) 监视调节不当，再热器管经常超温运行。 (3) 管材或焊接质量不合格。 (4) 管内被杂物堵塞。

(5) Ⅰ、Ⅱ级旁路使用不当，锅炉起动工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷

却不够或产生腐蚀。

5.4.3 处理

(1) 再热器管泄漏不大时，应降低负荷，维持运行，请示值长要求停炉。 (2) 管子爆破时应立即停炉，保留一台引风机，待蒸汽排除后，停止引风机。 5.5 “四管”漏泄的预防措施

5.5.1 应按锅炉运行规程进行启动和停止 5.5.2 根据锅炉运行工况及时进行燃烧调整

5.5.3 控制好烟气流速，减小飞灰对受热面的磨损，加装必要的防磨装置。 5.5.4 蒸汽、锅水、给水品质要符合规定。 5.5.5 启、停炉过程中要保护好受热面。 5.5.6 停炉后要做好受热面的防腐工作。 6 承压部件管道事故 6.1 蒸汽或给水管道损坏 6.1.1 现象

(1) 损坏处保温材料潮湿，渗水或漏汽。 (2) 严重时汽、水喷出，有强烈的响声。 (3) 蒸汽或给水压力异常变化。

(4) 给水或蒸汽流量变化大（节流板前爆破流量小，节流板后爆破流量大）。 6.1.2 原因

(1) 长期超温，超压运行，或运行中流量、压力大幅度变化。 (2) 投运时暖管不充分，造成严重水冲击、振动。 (3) 易冲刷处管壁减薄，使金属强度降低。 (4) 焊口或管材不合格。

(5) 安装、设计不合理，影响自由膨胀。 (6) 管道支吊架不好，腐蚀。 6.1.3 处理

(1) 当损坏不严重，不至很快扩大事故时，应立即采取以下措施： (2) 保持运行稳定。

(3) 漏泄处周围做好安全措施，以防汽水喷出伤人。 (4) 严密监视漏泄部位的发展趋势，做好事故预想。 (5) 报告值长，请示停炉处理。

(6) 当损坏严重或发展到爆破并威胁到人的生命安全，应立即停止锅炉运行。 6.1.4 预防

(1) 对检修后的高温、高压管道或焊口经技术部门检查合格后，方可投入运行。 (2) 对高温、高压管道或焊口由金属试验室定期检查。 (3) 对管道支吊架定期检查。

(4) 启动中，充分暖管及疏水，操作应缓慢，防止水冲击。 6.2 蒸汽或给水管道内水冲击 6.2.1 现象

(1) 管道有冲击、振动现象。 (2) 汽、水压力摆动。

(3) 蒸汽管道水冲击蒸汽温度下降，压力波动大。 (4) 给水管道水冲击，给水压力、流量波动大。 6.2.2 原因

(1) 启动时蒸汽管道暖管不充分或疏水未排净。

(2) 锅炉满水或汽水共腾，使水或湿蒸汽进入蒸汽管道内。 (3) 运行中减温水使用不当。

(4) 给水管道上水未开空气门或上水速度过快，给水温度剧烈变化。 (5) 上水时未排净管道内空气。 (6) 给水泵运行不正常，水压变化大。 (7) 给水管道支架、吊架不牢。 (8) 给水门两侧压差大。 6.2.3 处理

(1) 启动中因疏水不当而发生蒸汽管道水冲击时，应开大锅炉各部疏水及汽机主汽门前

疏水，必要时开启对空排汽。

(2) 启动中汽机冲转时发生水冲击，应立即停止冲转，检查并加强各部疏水，待冲击消

除后，检查蒸汽管道各部温度正常，方可重新冲转。

(3) 锅炉上水时发生水冲击，应立即停止上水，检查各空气门的跑水情况，待冲击消除

后再缓慢上水。

(4) 运行中发生给水管道水冲击，应联系汽机保持给水压力、温度稳定。

(5) 运行中发生蒸汽管道水冲击，应立即查明原因，若锅炉满水或汽水共腾按本规程条

款处理。

(6) 若减温水使用不当，汽温急剧下降，应立即关闭减温水门达到汽机打闸条件，应立

即停机。

6.2.4 预防

(1) 启动中应充分暖管、疏水、排气。 (2) 操作应平稳、缓慢。

(3) 运行中保持蒸汽温度、给水压力稳定。 (4) 发现的设备缺陷，及时处理。 6.3 汽机中压缸调速汽门自动关闭 6.3.1 现象

(1) 再热器出、入口压力迅速升高。 (2) 主汽压力升高，流量减少，电负荷下降。 6.3.2 处理

(1) 若汽机Ⅱ级旁路未能自动开启，应联系汽机值班员手动开启，严禁开启Ⅰ级旁路。 (2) 迅速降低电负荷及锅炉负荷与主汽压力，保证再热器不超压。 (3) 若汽机Ⅱ级旁路不能开启时，应按立即停炉处理。 7 燃烧系统事故 7.1 引风机跳闸 7.1.1 现象

(1) 一台引风机跳闸时:

a) 跳闸电机电流回零，CRT显示红灯灭，绿灯闪光，事故音响鸣叫。 b) 跳闸风机出入口挡板自动关闭。 c) 燃烧室负压变正，向外冒烟。 d) RB保护动作，电负荷自动减至100MW。

(2) 两台引风机跳闸时，总联锁保护动作，锅炉灭火。 7.1.2 原因

(1) 电动机过负荷。 (2) 电源故障。

(3) 机械部分故障，事故按钮误碰。 (4) 开关误动作。 7.1.3 处理

(1) 一台引风机跳闸时：

a) 立即复归跳闸风机开关至停止状态。入口挡板未自动关闭应手动关闭。 b) 减少给粉量和送风量，降低负荷，视情况停止制粉系统运行。

c) 切除炉压自动，手动提高运行风机转速，注意不超电流，维持炉膛负压正常。 d) 如燃烧不稳时，及时投油助燃，保持水位汽温稳定。若因引风机跳闸而灭火时，则按灭火处理。

e) 汇报值长，迅速检查掉闸风机机械及电气部分，查明原因，准备恢复。 (2) 两台引风机跳闸时，按立即停炉处理，并做好恢复前的准备工作。 7.2 送风机跳闸 7.2.1 现象

(1) 一台送风机跳闸时：

a) 跳闸送风机电流回零，CRT内红灯灭，绿灯闪光，事故音响鸣叫， b) 跳闸送风机入口挡板自动关闭。 c) 二次风压降低，炉膛负压增大。 d) RB保护动作，电负荷自动减至100MW。 e) 燃烧不稳，氧量下降，甚至影响锅炉灭火。 (2) 两台送风机跳闸时，总联锁保护动作，锅炉灭火。 7.2.2 原因

(1) 电机过负荷。 (2) 轴承或机械部分损坏。 (3) 电源故障。

(4) 误动事故按钮或开关误动。 7.2.3 处理

(1) 一台送风机跳闸时：

a) 立即复归跳闸风机开关至停止状态。入口挡板未自动关闭应手动关闭。 b) 停止部分给粉机，关小相应的二次风门，必要时投油助燃。

c) 切除炉压自动，手动提高运行风机转速，注意不超电流，维持炉膛负压正常。 d) 控制汽温、水位稳定。 e) 如果锅炉灭火，则按灭火处理。

f) 汇报值长，迅速检查掉闸风机的机械部分和电气部分，查明掉闸原因，准备恢

复。

(2) 两台送风机跳闸时，按立即停炉处理，并做好恢复前的准备工作。 7.3 锅炉灭火 7.3.1 现象

(1) 炉膛负压突然增大并发报警信号，一、二次风压减少。 (2) 炉膛变暗，火焰监视器无火焰，并发出灭火信号。 (3) 汽温、汽压下降，汽量下降。 (4) 水位先低后高。

(5) MFT动作，并显示首次跳闸原因。

(6) 燃油电磁总阀，角阀，减温水电动总门关闭。 (7) 排粉机、给粉机、球磨机、给煤机跳闸。 7.3.2 原因

(1) 厂用电失去。

(2) 引、送风机故障跳闸或给粉机电源失去。 (3) 炉膛负压过大或一次风速过高，气/粉比过大。

(4) 煤质突然变劣，挥发份过低，灰份过大，煤粉过粗，水份过大。 (5) 主压力或引、送风自动调节失灵未及时发现。 (6) 保护装置误动

(7) 负荷波动过大汽压高自动减粉，使风粉比例失调。 (8) 水冷壁严重爆破或制粉系统爆破。

(9) 制粉系统启、停倒风操作不当，一次风压波动过大。

(10) 低负荷或燃烧不稳时未投油助燃，或油故障没起助燃作用。

(11) 全燃油时油嘴雾化不好，油中水分大，油温、油压过低或燃油系统故障。 (12) 粉仓粉位过低，给粉机来粉不好或给粉机故障。除灰、打焦时，大量冷空气漏入

炉内。

(13) 排粉机掉闸。 7.3.3 处理

(1) 锅炉灭火后，灭火保护应动作，紧急停炉。

(2) 若灭火保护不动作，应手动MFT，按紧急停炉操作步骤处理。根据主汽压力降负荷，

维持主汽压力不低于9.8MPa，负荷最低10MW。 (3) 控制炉膛负压，以大于30%小于40%风量通风5分钟。

(4) 锅炉灭火后，禁止投入旁路系统，以免造成锅炉汽压过低恢复困难。

(5) 灭火原因查清后，可重新点火时，维持炉膛负压-20～-40Pa，投入下排四支油，

逐渐投入煤粉喷燃器，尽快恢复负荷。 (6) 负荷升至50MW，关闭所有疏水门。 (7) 负荷升至60MW，将高加疏水倒至正常。 (8) 根据给水流量的要求增开给水泵。

(9) 注意主汽温度和汽缸温度变化情况，发现主汽温度或汽缸温度急剧下降时，按汽轮

机进水处理。

(10) 注意汽温、汽压和水位的变化，及时投入减温器。

(11) 如果造成灭火的原因不能在短时间内消除时，则应按正常停炉后的程序处理。 (12) 严禁用爆燃的方法试点火。

(13) 锅炉灭火后，如果继续送粉或处理不当会发生爆炸，此时，必须立即停止向炉膛

供燃料，关闭所有一次风门，停止所有排粉机，停止送风机关闭其挡板，立即对锅炉本体进行详细检查，确认尾部受热面及烟道无火，设备无严重损坏，方可起动送风机，维持炉膛负压-100～-150Pa，加强通风5～10分钟后，方可重新点火。先点燃1～2个油，待燃烧稳定后，保持较大负压，从看火孔处检查水冷壁，确认内部无损坏，方可继续升压。 (14) 其他按发电机甩负荷处理。 7.3.4 预防

(1) 燃烧方式应合理，避免缺角、断层运行。

(2) 低负荷时加强燃烧调整，下层火嘴不投自动，保证稳燃火层。 (3) 保证制粉系统运行稳定。 (4) 提高燃煤、配煤及燃油质量。 (5) 加强设备管理，保证设备质量。 7.4 尾部烟道再燃烧

7.4.1 现象

(1) 排烟温度不正常升高。 (2) 炉膛、烟道内负压剧烈变化。

(3) 引风机轴封和烟道不严密处冒烟或喷火星，引风机电流增大。 (4) 再热汽温、省煤器出口水温、热风温度升高。 (5) 严重时，烟道防爆门动作，烟囱冒黑烟。 7.4.2 原因

(1) 燃烧调整不当，煤粉细度大，使未燃尽的可燃物积存在尾部受热面或烟道内。 (2) 油雾化不好或长期低负荷运行、烟速低可燃物大，使可燃物积存在烟道内。 (3) 在启、停过程中，或低负荷运行时，炉温或风速过低，部分煤粉未燃尽或未燃烧积

存在烟道内。

7.4.3 处理

(1) 当发现尾部烟温不正常地升高时，应首先查明原因，加强燃烧调整，对受热面进行

吹灰，或利用吹灰器向烟道内通蒸汽。

(2) 当检查确认发生再燃烧时，应立即停炉，并将引、送风机停止，严密关闭各风门、

挡板及烟道各人孔门，禁止通风。 (3) 必要时可从检查孔向烟道内打灭火剂。

(4) 加强锅炉上水、放水，保护省煤器，不上水时开启再循环。 (5) 通知汽机投入Ⅰ、Ⅱ级旁路，以保护再热器。 (6) 立即投入蒸汽吹灰进行灭火。

(7) 尾部烟道各段烟温正常后，方可打开检查孔检查，确认无火源后，谨慎地起动引风

机进行通风。

(8) 检查设备未遭到损坏时，汇报值长重新点火起动。 7.4.4 预防

(1) 投油时保持雾化良好，合理配风。

(2) 启、停炉过程中，经常检查炉内燃烧工况，发现冒黑烟、油漏油时，要及时调整

和消除。

(3) 锅炉启动初期投粉时，应最低保证三只油运行且燃烧良好，炉膛温度达到投粉条

件。

(4) 机组50MW负荷以下时，球磨机只允许运行一台，以防一次风带粉量过大不燃烧而

带入尾部烟道。

7.5 锅炉结焦 7.5.1 现象

(1) 水冷壁结焦时:

a) 炉膛火焰白亮、有焦块形成。 b) 锅炉各烟气温度、热风温度升高。

c) 主、再热蒸汽温度、受热面壁温升高，减温水流量增大。 d) 锅炉负荷、主汽压力降低。 (2) 炉膛出口结焦时：

a) 燃烧室负压减小或冒烟，尾部负压增大。

b) 局部结焦，炉两侧烟温、受热面壁温、蒸汽温度偏差增大。 c) 影响锅炉负荷。 d) 冷灰斗掉焦或灰量减少。

7.5.2 原因

(1) 燃用煤灰熔点低。

(2) 燃烧调整不合理，风量不足或局部热负荷过大。 (3) 锅炉超负荷运行或吹灰不及时。

(4) 燃烧器有缺陷或切圆过大、偏斜：火焰中心不正确。 7.5.3 处理

(1) 发现结焦时，应及时对结焦部位吹灰、打焦。 (2) 调整风量，适当增加过剩空气量。

(3) 调整燃烧，改变燃烧方式，加强汽温、汽压的控制。

(4) 焦渣结在不易清除位置时，应请示值长适当降低锅炉负荷运行。

(5) 当结焦严重，运行中无法清除或有大焦块掉落而损坏水冷壁的可能性时，应请示停

炉处理。

(6) 停炉过程中应缓慢降低负荷，以防大焦块坠落，损坏水冷壁管。 7.5.4 结渣的预防

(1) 锅炉受热面结渣的主要原因取决于燃煤的结渣特性及燃烧工况，满负荷长时间连续

运行时，可采用隔层燃烧方式并尽量采用制粉系统双磨运行。 (2) 注意入炉煤质的变化和各段受热面汽温的变化。 (3) 运行中坚持定期吹灰，防止受热面积灰、结渣。

(4) 发现结渣严重应逐级汇报，机组降负荷时注意控制燃烧稳定，防止掉焦造成锅炉灭

火。

(5) 运行人员应经常分析炉膛及烟风道压力、烟温各参数的变化，分析是否存在漏风，

积灰，结渣等情况，并及时作出相应的调整，保证锅炉安全、经济运行。 (6) 燃烧器大修或更换应对切圆校正。 8 外部系统事故 8.1 负荷骤增 8.1.1 现象

(1) 汽压急剧下降，蒸汽流量急剧增大。 (2) 过热蒸汽温度下降，水位先高后低。 8.1.2 原因

(1) 电网、汽机或电气故障。

(2) 汽机或电气人员操作不当或误操作。 8.1.3 处理

(1) 立即改自动为手动调节。 (2) 加强水位、汽温的控制。

(3) 根据汽量适当增加锅炉负荷，但不准超负荷运行。 (4) 故障消除后恢复正常运行。 8.2 负荷骤减 8.2.1 现象

(1) 汽压急剧升高，蒸汽流量下降。 (2) 蒸汽温度升高，水位先低后高。 (3) 控制不及时安全门动作。 8.2.2 原因

(1) 电网，汽机或电气故障。

(2) 汽机或电气人员操作不当或误操作。 8.2.3 处理

(1) 立即改自动为手动调节。

(2) 根据汽压、负荷情况立即停止部分给粉机及制粉系统运行。 (3) 控制好汽温、水位、送、引风量，保持燃烧稳定，必要时投油稳燃。 (4) 视汽压上升情况，开启过热器对空排汽门。

(5) 当负荷骤减至30％以下，应联系汽机开启Ⅰ、Ⅱ旁路。

(6) Ⅱ级旁路汽机因故不能开启，锅炉应开再热器对空排汽，以冷却再热器。 (7) Ⅰ级旁路不能开启时，锅炉应熄火停炉。 (8) 故障消除后，按值长命令恢复锅炉运行。 8.3 厂用电系统事故 8.3.1 6KV厂用电源中断 8.3.1.1 单侧电源中断

(1) 现象

a) 故障段引风机、送风机、排粉机、球磨机、给粉机、给煤机跳闸，电流回零。 b) 与中断电源相接的低电压设备失电：声、光信号报警。 c) RB保护动作，电负荷快减至100MW. d) 炉膛负压波动。 e) 汽温、汽压、汽量下降。 f) 水位先低后高。

g) 如控制不及时，可能引起锅炉灭火，MFT动作。 (2) 原因

a) 高工变故障，备用电源自投失败。 b) 单侧母线故障。 (3) 处理

a) 立即控制炉膛负压，投油稳燃。 b) 立即将跳闸转机开关复位。

c) 解自动为手动，控制水位、汽温、汽压、燃烧稳定。 d) 若MFT动作，按立即停炉操作处理。 e) 根据电源及值长命令重新点火启动。

8.3.1.2 A、B段电源全部中断

(1) 现象

a) 所有6KV转机跳闸，电流、电压回零。 b) 事故信号报警。

c) MFT动作，汽温、汽压、水位汽量下降。 (2) 处理

a) 跳闸转机开关复位，按紧急停炉操作。 b) 无电设备就地手动操作。

c) 电源恢复，重新点火启动。

8.3.2 380V厂用电源中断 8.3.2.1 现象

(1) 中断的低压设备失电，信号报警。

(2) 与中断电源相接的有关仪表、控制装置失电。 (3) 给粉电源中断,MFT动作，锅炉灭火。 8.3.2.2 处理

(1) 部分电源中断，锅炉未灭火时：

a) 立即将跳闸开关复位，解自动为手动。 b) 远方失去控制的设备改就地操作，并做好联系。 c) 保持运行稳定，必要时投油稳燃。 d) 通知电气，迅速恢复故障电源。

e) 失去监视、控制手段，不能维持机组安全运行时，应立即停炉。 (2) 锅炉灭火按紧急停炉操作处理。 (3) 电源恢复后，报告值长，重新点火启动。 8.3.3 给粉机电源中断 8.3.3.1 现象

(1) 工作电源中断，备用电源自动合闸，失电的工作电源显示绿色闪光，备用电源显示

红色闪光信号报警。

(2) 备用电源自投失败时，对应侧给粉机转数回零，锅炉汽温、汽压、水位、汽量下降，

严重时MFT动作。锅炉灭火。

8.3.3.2 处理

(1) 备用电源自动投入时：

a) 立即将跳闸的工作电源复位，将备用电源至合闸状态。 b) 立即联系电气人员检查、处理。

c) 原因查明，故障消除后，应倒回工作电源。 (2) 备用电源自投入失败时：

a) 一组电源中断，锅炉未灭火，应立即投油稳燃，将跳闸电源复位。 b) 减负荷至130MW,控制汽包水位、汽温稳定。 c) 通知电气，原因查明，故障消除后，恢复正常运行。 d) MFT动作，按立即停炉处理。

8.3.4 DCS电源中断 8.3.4.1 原因

(1) 电气故障，开关或刀闸故障，备用电源又未投入。 8.3.4.2 现象

(1) 盘前微机电源及CRT电源失去，CRT黑屏。 (2) 锅炉燃烧不稳，甚至灭火。 8.3.4.3 处理

(1) 立即手按事故停炉按钮，手动紧急停炉。

(2) 必要时，就地手动停止给水泵，停泵后手摇开启省煤器再循环门。 (3) 手动关小送、引风机偶合器导管，控制炉膛负压正常。

(4) 检查MFT联动应正常：给粉电源中断，给粉机停止，燃油速断阀及各角阀关闭，过

热器、再热器减温水电动总门关闭，制粉系统各转机跳闸。 (5) 联系电气迅速恢复DCS电源。

(6) DCS电源恢复后，进行必要的远方操作试验。 (7) 全面检查一切正常后，尽快恢复锅炉运行。 9 辅助设备系统事故 9.1 制粉系统自燃着火 9.1.1 现象

(1) 系统内部负压不稳，着火部位外皮温度异常升高，风压摆动。。 (2) 从检查孔中发现火星及明火，制粉系统温度不正常地升高。

(3) 磨煤机滚筒内部着火时，磨出口温度升高，出入口可能喷出火星，磨煤机出入口压

差不稳，系统负压不稳，并常在正、负之间变化。 (4) 细分离着火时，排粉机入口风压不稳，排粉机电流摆动。 9.1.2 原因

(1) 系统内有积煤、积粉自燃。 (2) 有外部火焰进入系统内。

(3) 运行中调整不当，使磨出口温度超过80℃。 (4) 外来火源。

(5) 煤质好，挥发份高，水份低。

(6) 调整波动大断煤，使煤粉浓度达到危险值。 9.1.3 球磨机入口着火的处理

(1) 解列制粉联锁，加大给煤，压住回粉管锁气器，停止球磨机，关闭再循环，开冷风

门，关热风门。

(2) 经加大给煤量仍压不住火时，可由给煤机处向煤中加水，仍无效时，应减少系统通

风量后停止给煤机，采用灭火蒸汽或水灭火。 (3) 严重时应立即停止球磨机。

(4) 火源消除后，对系统全面检查，正常后方可重新启动。 9.2 煤粉仓温度高或自燃 9.2.1 现象

(1) 粉仓温度高，超过80℃。 (2) 严重时粉仓上部有燃烧气味。 (3) 从不严处冒烟。

(4) 煤粉温度升高，给粉机下粉管温度升高。 9.2.2 原因

(1) 停炉时煤粉未烧净，氧化自燃。 (2) 粉仓不严密进水或漏风。 (3) 煤粉过细或水分过高。

(4) 定期降粉不彻底，粉仓内壁积粉时间过长。 (5) 运行中粉仓吸潮气管未投或堵塞。 9.2.3 处理

锅炉运行中发现粉仓温度高且超过80℃时，应采取下列措施： (1) 立即报告值长、主值。

(2) 在允许范围内降低球磨机出口温度，将粉仓粉位制满后停止球磨机的运行。 (3) 粉仓上部严禁明火。 (4) 关闭吸潮门。

(5) 进行彻底降粉后，迅速提高粉位，仍无效时，请示领导进行C02灭火。 (6) 自燃严重时，没有C02，可将蒸汽灭火系统的水疏尽，进行蒸汽灭火。

(7) 停炉期间发现粉仓温度升高或着火，应使用CO2降温灭火，将粉仓不严密处密封。 9.3 制粉系统爆炸 9.3.1 现象

(1) 整个系统风压变正，有爆炸声响，防爆门爆破。 (2) 一次风压大（排粉机出口防爆门爆破时一次风压小）。

(3) 排粉机电流大。

(4) 制粉系统负压小或变正压，球磨机出入口及爆破防爆门向外冒烟、冒粉。仅排风机

出口防爆门破时，系统负压大。 (5) 炉膛负压变正压，严重时影响锅炉灭火。 (6) 从爆破的防爆门或系统不严处喷出煤粉、火星。 9.3.2 原因

(1) 运行中调整不当，使磨出口温度超过80℃。 (2) 管道内粘煤或积粉自燃。

(3) 煤中有易燃易爆物或外来火源进入系统内。 (4) 煤质过细或煤质好，挥发份高，水份低。 (5) 调整波动大断煤，使煤粉浓度达到危险值。 9.3.3 处理

(1) 当球磨机出入口，粗、细粉分离器防爆门爆破时：

a) 立即停止爆破的制粉系统、倒换风路。 b) 切除自动，控制一次风压稳定。

c) 尽快消除火源，查明爆破点，通知检修快速修复。 (2) 排粉机入口或出口防爆门爆破时：

a) 立即停止爆破侧的排粉机、给粉机、球磨机，关闭一次风门。 b) 解列全部自动为手动，燃烧不稳应及时投入油。 c) 联系汽机、电气降低电负荷。

d) 尽快消除火源，查明爆破点，通知检修快速修复。

e) 防爆门修复后，对制粉系统全面检查，无火源及设备损坏。方可重新启动。

9.3.4 预防

(1) 消除系统水平管段和死角。 (2) 磨入口着火要及时处理。

(3) 当煤质好时，严格控制磨出口温度在规定值，煤粉细度不宜过小。 (4) 制粉系统起停力求平稳，运行中发生断煤应及时处理，立即减少通风量。 9.4 磨煤机煤多 9.4.1 现象

(1) 球磨机出入口压差增大，入口负压减小或变正压。 (2) 球磨机出口后负压增大。

(3) 球磨机电流增大，严重时电流小，波动小。 (4) 排粉机电流小，一次风压小或波动。 (5) 球磨机出口温度降低，回粉量增大。 (6) 严重时影响锅炉负荷和蒸汽温度下降。 9.4.2 原因

(1) 煤质变化未及时发现。 (2) 监控调整不及时。 9.4.3 处理

(1) 减小给煤量，严重时停止给煤机，增加通风量，抽粉。 (2) 一次风压时，应适当开大风门，对一次风压加强监控。

(3) 用风门不能控制一次风压时，应适当开启排粉机入口温风门或冷风门，保持一次风

压。

(4) 待球磨机出入口压差、系统负压、球磨机电流均恢复正常后，恢复正常运行。 (5) 当用上述方法处理无效，且球磨机电流超过允许值时，应立即停止球磨机运行，通

风后切换风路，进行人工取煤。

9.5 磨煤机断煤 9.5.1 现象

(1) 球磨机出口温度不正常地升高。

(2) 球磨机入口负压增大、出口负压减小，系统负压减小。 (3) 球磨机电流减小，一次风压增大。 (4) 球磨机钢球撞击声音增大，清脆。

(5) 若因给煤机故障卡住，电流上升超过正常值。 9.5.2 原因

(1) 下煤管或原煤仓堵、棚煤，原煤仓无煤或漏眼。 (2) 给煤机故障。

(3) 有大块煤或石头、木块等杂物卡住给煤机。 (4) 原煤水份过大，造成下煤筒不下煤。 9.5.3 处理

(1) 开球磨机入口冷风门，关小或全关热风门，保持球磨机入口负压，降低其入口温度，

控制球磨机出口温度不超过允许值。 (2) 查明断煤原因。

(3) 堵煤、断煤、棚煤、卡煤及时疏通和处理。

(4) 原煤仓无煤或漏眼及时倒备用仓，并及时通知燃料值班员上煤。 (5) 断煤超过15分钟，应停止球磨机运行。

(6) 给煤机电机或机械故障，应停止球磨机，及时通知检修处理。 9.6 粗分离或回粉管堵塞 9.6.1 现象

(1) 球磨机出入口负压减小，压差减小，粗粉分离器后负压增大。 (2) 一次风压降低，排粉机电流减小。 (3) 回粉管锁气器不动作，回粉管温度降低。 (4) 给煤机加煤量减小，煤粉细度变粗。 9.6.2 原因

(1) 回粉管内有杂物堵塞或锁气器故障。

(2) 启炉过程中制粉系统暖管不充分，煤粉温度过低、潮湿。 (3) 粗粉分离器导向挡板调整不当。 9.6.3 处理

(1) 停止给煤机，开球磨机入口冷风门，关热风门，控制好一次风压。 (2) 活动锁气器，疏通回粉管。

(3) 无效时，应停止球磨机，切换风路，打开锁气器或粗粉分离器检查门处理。 (4) 设备故障应及时通知检修处理。 9.7 细分离堵塞 9.7.1 现象

(1) 排粉机电流上升或波动，排粉机入口负压增大。 (2) 细粉分离器入口前负压减小，出口负压增大。

(3) 汽压、汽温、蒸汽流量升高燃烧不稳，火色发暗，烟囱冒黑烟。 (4) 细粉分离器锁气器动作不正常或堵塞不动作。 9.7.2 原因

(1) 细粉分离器下小筛子被杂物堵塞。 (2) 粉仓满粉，未及时发现。

(3) 启炉过程中制粉系统暖管不充分，煤粉潮湿。 (4) 细粉分离器下锁气器故障。 9.7.3 处理

(1) 根据汽温、汽压降低锅炉负荷，并保持锅炉汽温、水位正常。 (2) 控制一次风压稳定。 (3) 停止球磨机，切换风路。

(4) 清理小筛子上的杂物或积粉，活动锁气器，疏通下粉管，向粉仓放粉。 (5) 锁气器故障应及时通知检修处理。 (6) 堵塞消除后，重新启动制粉系统。

(7) 处理结束后，应将跑在地面上的煤粉及时清理干净，防止煤粉自燃。 9.8 球磨机跳闸 9.8.1 现象

(1) 跳闸的球磨机电源显示由红色变绿色闪光，事故信号报警。 (2) 相应的给煤机跳闸，其入口冷风门开启，热风门关闭。 (3) 跳闸球磨机电流回零，一次风压增大。 9.8.2 处理

(1) 立即将跳闸转机复位。 (2) 保持一次风压稳定。

(3) 尽快查明原因，在短时间不能恢复时，应切换风路。 (4) 根据粉位情况确定锅炉负荷。 9.9 排粉机跳闸 9.9.1 现象

(1) 跳闸的排粉机电源显示由红色变绿色闪光，事故信号报警。 (2) 相应侧的给粉机、球磨机、给煤机跳闸。 (3) 跳闸转机电流回零。

(4) 跳闸侧的一次风压回零，炉膛负压增大。 (5) 负荷低或调整不当，锅炉灭火。 (6) 汽温、汽压、汽量、水位下降。

(7) 只一台排粉机运行或两台排粉机同时跳闸, MFT动作锅炉灭火。 9.9.2 原因：同送风机跳闸。 9.9.3 处理

(1) 立即将跳闸转机开关复位。

(2) 切自动为手动，保持汽温、汽压、水位正常。 (3) 及时投油稳燃。

(4) 锅炉灭火按立即停炉处理。

(5) 快速查明原因，故障消除后，恢复正常运行。 9.10 给粉机故障 9.10.1 现象

(1) 给粉机转数波动，回零或最大。

(2) 给粉机不下粉，锅炉汽温、汽压、汽量下降。 9.10.2 原因

(1) 给粉机内有杂物，或煤粉潮湿。 (2) 给粉机下粉管堵塞。 (3) 电机过负荷或销子断。 9.10.3 处理

(1) 停止故障给粉机运行，对故障给粉机停电。

(2) 若给粉机内有杂物或潮粉，应进行盘车，无效时应关闭给粉机插板和一次风门，打

开给粉机检查门，清理给粉机内的杂物和积粉。 (3) 若给粉机下粉管堵塞应进行疏通。

(4) 处理及疏通后，对给粉机送电，试转，正常，关闭其检查门，开其入口插板和一次

风门，恢复正常运行。

(5) 若电机或机械故障应及时通知检修处理。 (6) 处理过程中应控制燃烧稳定。 9.11 转动设备常见故障 9.11.1 现象

(1) 轴承温度升高

(2) 轴瓦振动、串轴，叶轮与机壳磨擦或撞击。 (3) 电动机过热，严重时冒烟烧损。 (4) 转机跳闸。

9.11.2 轴瓦温度升高的原因

(1) 轴瓦缺油，油质变质、润滑油压低或中断。 (2) 油环损坏或带油不正常；油中进水。 (3) 冷却水中断或水量不足。

(4) 轴承丢转或受机械振动、磨擦影响。 9.11.3 振动、串轴的原因

(1) 叶片磨损，使转子不平衡。 (2) 叶轮与轴松动，轴承松动、丢转。 (3) 对轮螺丝掉或基础螺丝松动。 (4) 转子掉入硬物。 (5) 减速机传动装置故障。

(6) 球磨机大、小牙轮缺油或进入杂物及牙轮掉齿。 (7) 电动机定、转子之间气隙不均，超过规定值。 9.11.4 处理

(1) 发现轴承温度升高或振动、串轴后，应及时查明原因，及时报告值长，采取应急措

施。

(2) 缺油及时加油，油质变质应及时换油，冷却水中断或不足应及时恢复正常。 (3) 设备原因应及时通知检修处理。 (4) 对异常运行的设备应增加检查次数。

(5) 达紧急停止条件时，应使用事故按钮立即停止，并立即报告值长。

MFT动作

1.1 现象

1.1.1 MFT动作声光报警。

1.1.2 MFT首出显示相应的故障内容。 1.1.3 汽压、汽温、蒸汽流量急剧下降。 1.1.4 炉膛火焰电视显示无火。 1.1.5 汽包水位急剧下降。

1.1.6 炉膛及烟道系统负压向负值增大。

1.2 MFT动作后联动的设备（见本规程联锁部分） 1.3 处理

1.3.1 迅速查明跳闸的原因及报警情况，汇报值长并通知有关岗位。

1.3.2 检查空气预热器、火检冷却风机、等离子冷却风机、等离子冷却水泵应运行正常，否

则应立即恢复其运行。因厂用电系统故障，使空预器无法恢复运行时，应关闭空预器出入口挡板并进行手动盘车。

1.3.3 立即启动电动给水泵，电泵启动正常后，停止一台汽动给水泵，保持汽包水位正常，

根据汽包水位情况停止另一台汽动给水泵。

1.3.4 检查吹灰器退出运行、吹灰汽源总门关闭，

1.3.5 检查主、再热减温水各电动隔绝门、调节门应关闭。

1.3.6 确认所有给煤机、磨煤机、油全部停止、燃油速断门关闭，一次风机全部停止、一

次冷、热风挡板关闭，否则应立即手动停止（关闭）。

1.3.7 根据事故性质，如果机组没有跳闸时，迅速用“快减负荷”功能降低负荷，原则上降

负荷速度以不使汽压升高为宜。降负荷的最终目标值不低于机组的初负荷值（30MW）。

1.3.8 适当减少锅炉送风量，但应高于最小风量值。 1.3.9 锅炉灭火后，禁止开启高、低压旁路。

1.3.10 如果机组跳闸原因已查清，可以重新恢复运行时，应迅速复归MFT，点火启动。 1.3.11 在任何情况下绝不可强行复归MFT。 1.3.12 若机组不能恢复运行时，锅炉应以30％的风量通风5分钟后，关小二次风门至10%，

停止吸、送风机，保持炉内温度。其余操作按正常停机进行。 锅炉灭火

1.4 现象 1.4.1 报警，“锅炉MFT动作”光字牌亮。

1.4.2 炉膛负压、烟道系统负压都不正常增大。 1.4.3 火焰监视电视看不见火、火检系统显示灭火。 1.4.4 汽包水位迅速下降。 1.4.5 汽压下降。 1.5 原因

1.5.1 负荷低。 1.5.2 煤质次。

1.5.3 运行方式不合理。 1.5.4 风量使用不合理。 1.5.5 运行调整不当。 1.5.6 设备故障。 1.6 处理

1.6.1 锅炉发生灭火后，若MFT拒动，应立即按下紧急停炉钮。

1.6.2 锅炉灭火后的处理操作，请参照“MFT动作”的处理。

1.6.3 处理灭火时要果断，不得有侥幸想法而延误时间，造成煤粉在炉膛内爆炸损坏设备。

当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投油助燃，锅炉灭火后，应立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。

1.6.4 开启高中压缸本体、调速汽门室、导管疏水及抽汽管疏水。 1.6.5 注意轴封压力在0.021～0.028MPa，异常时应手动调整。 1.6.6 降负荷过程中密切注意主、再热汽温和汽缸温度变化情况。 1.6.7 低压缸排汽温度高时应开启排汽缸喷水旁路门。

负荷骤降或甩负荷

1.7 现象

1.7.1 有功急剧下降。

1.7.2 锅炉汽包水位急剧下降。

1.7.3 汽压急剧升高，蒸汽流量急剧下降。 1.8 处理

1.8.1 手动开启主汽EBV排汽门。汽压高达到安全门启座压力时，安全门应动作。

1.8.2 根据负荷情况，紧急停止部分磨煤机运行，停止磨煤机时应考虑其对燃烧及蒸汽参数

的影响因素。并注意调整锅炉风量，保持适当的风/粉比。

1.8.3 根据燃烧情况投入部分油稳燃。 1.8.4 注意保持蒸汽温度稳定。

1.8.5 根据负荷情况，决定启动电动给水泵，并根据汽包水位及负荷情况停止汽动给水泵。 1.8.6 故障消除后，机组负荷可以恢复时，应迅速恢复机组负荷。

1.8.7 若甩负荷造成机组跳闸，应按照机组跳闸处理。故障点消除后，按热态启动方法恢复

机组运行。

1.8.8 若安全门动作，事后应检查安全门的严密性。

1.8.9 若甩负荷造成机组跳闸，应按照机组跳闸处理。故障点消除后，按热态启动方法恢复

机组运行。

1.8.10 电气主开关跳闸，发电机甩负荷至零，OPC动作正常，危急保安器未动作， DEH

应将转速维持在3000 r/min，并稳定运行，否则应手动将转速控制在3000 r/min，电气恢复正常后，可重新并列。

1.8.11 电气主开关跳闸，发电机甩负荷至零，OPC保护电磁阀工作不正常，而电调超速保

护动作，在消除OPC故障后，试验正常方可重新启动。

1.8.12 电气主开关跳闸，发电机甩负荷至零，OPC保护电磁阀工作不正常，电调超速保护

未动作，致使危急保安器动作时，消除OPC及电调超速故障后，试验正常方可重新启动。

1.8.13 电气故障，发电机甩负荷至零，OPC动作不正常，电调超速保护拒动，而危急保安

器拒绝动作时，立即手动停机，消除OPC及电调超速保护故障，试验正常后，对危急保安器进行冲油活动试验，然后进行超速试验，只有超速试验格后方可投入运行。 DCS故障

1.9 操作员站故障 1.9.1 现象

1.9.2 单台或多台或全部操作员站出现“黑屏”或“死机”。 1.9.3 处理

1.9.3.1 操作员站未全部故障，应停止故障操作员站上的任何操作，相应的操作转移至可用的操作员站进行。

1.9.3.2 应立即汇报调度解除AGC，稳定机组负荷，尽量减少操作，维持当前工况，立即通知有关人员排除故障。

1.9.3.3 分路机群（辅机）控制器或相应电源故障时，相应控制的辅机设备可切至后备手动方式运行，并及时处理系统故障，必要时将该辅机退出运行。 1.9.3.4 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切手动维持运行，同时迅速处理系统故障。并根据情况采取相应措施。汇报有关领导，若切至手动无法维持运行的，应汇报总工，申请停机。

1.9.3.5 机组运行参数已达到规程规定的停机值或出现其它的停机条件时，或主、辅机故障，机组无法维持运行时，应立即停机。

1.9.3.6 若全部操作员站出现故障，无法正常监视和调整时，应立即停机。 1.9.3.7 若机组已故障停运，务必作好停机后的安全措施。确认锅炉所有燃料均已可靠切断，汽机主汽门、调门关闭正常，发电机出口开关断开，厂用电切换正常，汽轮机进入惰走状态，确保汽轮机润滑油、密封油、顶轴油系统工作正常。

汽包满水

1.10 现象

1.10.1 汽包水位高三值报警，水位高三值保护动作，机组跳闸。

1.10.2 严重满水时，过热蒸汽温度迅速下降；蒸汽导电度增大；蒸汽管道内发生水冲击，

汽机进水。

1.11 原因

1.11.1 给水自动调节系统失灵。

1.11.2 水位计、蒸汽流量或给水流量表显示不正确,使运行人员误判断而操作错误。 1.11.3 锅炉负荷骤增或给水压力突然升高。

1.11.4 运行人员对水位监视不够,调整不及时或误操作。 1.12 处理

1.12.1 水位高达到保护动作值，而保护拒动时，应立即手动MFT，紧急停炉。 1.12.2 停止向锅炉上水，开启省煤器再循环门。

1.12.3 开启排污门或下联箱放水门，放水至锅炉正常水位。 1.12.4 其余操作按“机组跳闸”进行。

1.12.5 迅速查明故障原因，消除后，如果调度允许启动，通风净化，复归MFT。按照机组

热态启动方式，尽快恢复机组运行。 锅炉缺水

1.13 现象

1.13.1 汽包水位低于正常水位。 1.13.2 汽包水位低报警。

1.13.3 给水流量不正常的小于蒸汽流量(炉管爆破时则相反)。 1.14 原因

1.14.1 给水自动调节系统失灵。

1.14.2 水位计、蒸汽流量表或给水流量表显示不正确,使运行人员误判断而操作错误。 1.14.3 锅炉负荷骤减。

1.14.4 水冷壁管或省煤器管严重泄漏。

1.14.5 运行人员对水位监视不够,调整不及时或误操作。 1.15 处理

1.15.1 如锅炉汽压及负荷正常，而汽包水位低于正常水位值时应验证二次水位计的正确性。

1.15.2 因给水自动调节系统失灵而影响水位降低时，应手动增加给水量。 1.15.3 水位降低，经调节无效时，应立即启动电动给水泵，增加给水量。

1.15.4 经上述处理后，汽包水位仍下降，且降至－100mm以下时，除继续增加给水外，须

停止锅炉排污、停止吹灰，必要时，可适当降低锅炉蒸发量。

1.15.5 如汽包水位继续下降，达到MFT动作值时，MFT动作；否则应立即手动MFT，紧

急停炉。

1.15.6 继续向锅炉上水至正常水位，恢复锅炉运行(如果是由于水冷壁，省煤器损坏造成的

停炉，水位不能维持或影响邻炉运行时则停止上水)。

1.15.7 严重缺水停炉后，应停止向汽包进水并按照下列程序处理 1.15.7.1 进行汽包水位计叫水。

1.15.7.2 经叫水，水位在汽包水位计中出现时，可继续向汽包给水，恢复锅

炉正常水位。

1.15.7.3 经叫水，水位未在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水，停止炉水泵运行。待锅炉冷却后，给水温度与汽包壁温差小于50℃时，方可重新向锅炉上水。

水冷壁管损坏

1.16 现象

1.16.1 锅炉泄漏检测装置报警。

1.16.2 炉膛内有泄漏声。严重时炉膛压力变正，自检查孔、门、炉墙不严密处喷出烟气或

蒸汽；特别严重时炉膛正压保护动作。

1.16.3 汽包水位迅速下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量。 1.16.4 蒸汽压力、给水压力下降。

1.16.5 炉内燃烧不稳定，甚至造成灭火。 1.17 原因

1.17.1 炉水质量不符合标准，造成管内结垢。 1.17.2 燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损。 1.17.3 个别水冷壁管被异物堵塞。

1.17.4 吹灰器卡在工作位置，管子被吹漏。 1.17.5 水冷壁材质不良或制造、安装不良。 1.17.6 膨胀不匀，管子被拉坏。 1.18 处理

1.18.1 汇报值长，机组可切至“机跟炉”控制方式。 1.18.2 尽快确定损坏部位。

1.18.3 经加大给水量，能够维持汽包水位时，应降低机组负荷及主汽压力；同时加强对故

障点的监视，保持燃烧稳定，并做好停炉准备。

1.18.4 若水冷壁管损坏严重，造成锅炉灭火或加强进水后仍不能维持正常水位或影响到邻

炉的正常运行时，应立即停炉。停炉后继续加强进水，汽包水位仍不能回升时，则应停止对锅炉进水，停炉后省煤器再循环门不得打开。

1.18.5 停止一切对外供汽，关闭连续排污门。

1.18.6 若水冷壁管严重泄漏，使炉膛正压保护动作或锅炉灭火，且主汽压力急剧下降时，

不得重新点火。

1.18.7 停炉后汽包水位不能维持时，停止炉水泵，保留其低压冷却水运行。 1.18.8 停止电除尘。

1.18.9 停炉后应保留一台吸、送风机运行，加强通风冷却，汽包上下壁温差超过40℃时，

停止通风。其它按正常停炉后的操作进行。 过热器管损坏

1.19 现象

1.19.1 锅炉泄漏检测装置报警。

1.19.2 从过热器附近检查孔看到汽、水喷出，并能听到尖锐的泄漏声音。 1.19.3 严重时，炉膛负压减小或变正，吸风机负压增大，入口静叶自动开大。 1.19.4 过热器损坏侧烟温降低，过热蒸汽温度及过热器管壁温度发生异常变化。 1.19.5 蒸汽流量不正常的小于给水流量。

1.19.6 过热器发生爆破时，水位先上升而后下降。 1.20 原因

1.20.1 蒸汽品质不良，管内结垢，引起超温爆管。 1.20.2 过热器管壁超温。 1.20.3 飞灰磨损。 1.20.4 被吹灰器吹损。

1.20.5 材质不合格或施工质量不良。 1.20.6 严重超压。 1.21 处理

1.21.1 尽快确定损坏部位、同时汇报值长，申请停炉。

1.21.2 停炉前可申请适当降低锅炉主汽压力，并保持其他参数正常，加强水位、汽温调节。 1.21.3 如汽温超过标准，可倒换磨煤机运行方式，降低负荷，调整燃烧及两侧温差，使汽

温及壁温在正常范围。对泄漏部位加强监视，注意发展情况。

1.21.4 如果汽温或管壁温度严重超标，经采取措施不能恢复时，应停止锅炉运行。

再热器管损坏

1.22 现象

1.22.1 锅炉泄漏检测装置报警。

1.22.2 自再热器附近检查孔可看到汽、水喷出和听到泄漏声。 1.22.3 损坏侧再热器后烟温下降，再热汽温及壁温发生异常变化。 1.22.4 严重时，主蒸汽流量增加，再热汽压下降。 1.23 原因

1.23.1 蒸汽品质不合格，管内结垢。 1.23.2 飞灰磨损或吹灰器吹损管子。

1.23.3 运行中再热器长期超温或短期严重超温。 1.24 处理

1.24.1 参照“过热器管损坏”进行处理。 1.25 省煤器管损坏 1.26 现象

1.26.1 锅炉泄漏检测装置报警。

1.26.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时汽包水位迅速下降。 1.26.3 省煤器和空气预热器后的烟气温度降低或两侧烟温差增大。 1.26.4 吸风机入口静叶开大，吸风机电流增大。

1.26.5 省煤器烟道内有异常响声，从不严密处向外冒汽或漏水，严重时省煤器下部灰斗漏

水。

1.27 原因

1.27.1 省煤器管磨损严重。

1.27.2 省煤器管材质或施工质量不良。 1.27.3 吹灰器吹损省煤器管。 1.27.4 省煤器再循环使用不合理。 1.28 处理

1.28.1 参照“水冷壁管损坏”，停炉后严禁开启省煤器再循环门。

汽包水位计损坏

1.29 处理

1.29.1 单侧汽包水位计损坏时，应将损坏的水位计隔绝，并及时通知有关人员处理。水位

监视电视切至另一侧运行。核对另一侧汽包水位计和二次水表显示的一致性，加强对汽包水位的监视调节。

1.29.2 如果二只汽包水位计都损坏，必须在有两只二次水表准确可靠（在四小时内与一次

表校对无误）、给水自动调节良好的前提下，允许以二次水表监视调节水位，继续维持锅炉运行2小时。但此时必须加强监视给水自动调节装置的工作情况，并注意给水流量和蒸汽流量的平衡，保持锅炉负荷稳定，对损坏的汽包水位应立即检修。二次水表不具备上述条件时，应申请停炉处理。

1.29.3 当用于调节（三取中水位）的三套水位测量装置中有一套退出运行时，应将汽包水

位由“自动”切至“手动”控制，汽包水位应以电视水位为准。

1.29.4 用于修正汽包水位的汽包压力测量装置因故退出运行时，在退出前可采取人工修正

的方法或将水位控制切至“手动”方式。 控制气源失去

1.30 现象

1.30.1 控制气源压力低报警。

1.30.2 控制用压缩空气压力降低。 1.30.3 气控设备闭锁或失调。 1.31 处理

1.31.1 迅速查清气源压力降低的原因，采取相应措施。

1.31.2 若运行空压机故障，备用空压机未自投时，应立即手动开启备用空压机。

1.31.3 若备用空压机投入后，系统压力仍低，应检查系统是否存在大量漏气的地方。 1.31.4 若由于管道损坏造成压力降低时，应先投入备用空压机，而后迅速隔绝故障点。 1.31.5 经采取措施系统压力不能恢复正常，甚至继续降低时，应将重要气控设备切至就地

手动位置，并且手锁。

1.31.6 尽快联系有关人员消除设备缺陷，恢复系统正常运行。 1.31.7 处理过程中，尽量维持机组工况的稳定。

1.31.8 控制气源完全失去后，对于气开阀门，可根据事故处理需要，用旁路门调整。 1.31.9 如果控制气压下降至无法维持机组运行，或影响机组整体安全，且无法恢复时，应

申请故障停机。

1.31.10控制气源恢复时，部分积分调节器可能出现过调现象，为了减少对运行参数的影响，

应手动缓慢操作，待调节偏差消除后再投入自动。 锅炉尾部烟道二次燃烧

1.32 现象

1.32.1 锅炉尾部烟道着火点以后各点烟气温度不正常地升高，预热器出口风温和省煤器出

口水温相应上升。

1.32.2 严重时，尾部烟道负压剧烈波动，烟囱冒黑烟，烟气含氧量降低。

1.32.3 若空预器处发生二次燃烧时，空气预热器外壳发热、空预器电流波动加大，严重时

空预器可能因变形而发生卡涩跳闸；同时，从空预器检查窗观察，预热器内有燃烧现象。

1.33 原因

1.33.1 燃烧调整不当，煤粉过粗或燃烧恶化，使未燃烬的煤粉进入烟道，或者锅炉灭火后，

吹扫不彻底。

1.33.2 油燃烧器燃烧不良或配风不当，使未燃烬的碳黑和油滴沉积在烟道受热面上。 1.33.3 锅炉启动和停炉的时间过长，吹灰不及时，使空预器蓄热板上沉积油垢。

1.33.4 煤油混燃时间太长，炉膛温度低，燃烧不完全，造成大量可燃物在烟道内燃烧。 1.34 处理

1.34.1 尾部烟温不正常升高时应立即查清原因。特别应检查锅炉尾部烟道是否发生二次燃

烧，同时对该受热面进行吹灰。

1.34.2 经采取措施无效，烟温继续不断升高并已确认尾部烟道发生二次燃烧时，应立即紧

急停炉，并投入消防系统进行灭火。

1.34.3 紧急停止吸、送、一次风机运行。

1.34.4 严密关闭空气预热器出、入口空气挡板及烟气挡板，关闭吸风机出、入口挡板、送

风机出口挡板，隔绝空气。

1.34.5 空气预热器继续运行，必要时保持锅炉连续少量进水，以冷却省煤器。但应注意省

煤器再循环门应关闭。水位高时可使用连续排污进行放水。

1.34.6 停炉后应迅速查明燃烧部位，必要时可打开人孔，用灭火器材进行灭火。

1.34.7 尾部烟道各段温度正常后，启动吸、送风机，以30％MCR的总风量通风10分钟后，

停止风机，进行检查。

1.34.8 确认设备未遭到破坏、清除可燃物质后，锅炉重新启动。 1.35 尾部烟道再燃烧的预防

1.35.1 燃油母管泄漏试验合格后，方可允许锅炉点火。燃油母管泄漏试验不合格，应查明

原因，在缺陷未消除前禁止锅炉点火。

1.35.2 点火初期投油时，应在就地及火焰监视电视观察油着火情况，发现油未着火

但火检信号存在时，应立刻手动停止该油，查明原因，禁止在未查明原因之前重复点火。

1.35.3 油雾化不好时，及时清理油。运行人员应根据油着火情况及时调整配风，保

证燃烧充分。

1.35.4 低负荷投入磨煤机时，应将所选磨煤机相邻层油投入，以保证有足够的能量点燃

煤粉。当磨煤机已有三台运行且燃烧稳定后，方可停止助燃油。

1.35.5 有油投入时，预热器保持连续吹灰；油停止后，每班吹灰两次。

1.35.6 加强对锅炉尾部烟道温度的监视，特别是在点火初期、长时间低负荷运行、煤油混

烧期间；并加强燃烧的调整。

1.35.7 停炉后对空预器进行内部检查，根据预热器转热元件污染程度调整吹灰时间、次数，

污染严重时应对预热器传热元件进行水冲洗。 重要转机跳闸的50％RB

1.36 触发条件

1.36.1 一台空预器、一台吸风机、一台送风机、一台一次风机跳闸。 1.36.2 一台炉水泵跳闸（备用泵不自启时），一台汽泵跳闸（电泵不自启时）。 1.37 现象

1.37.1 跳闸设备电流落至“0”，盘上显示故障状态，发出报警。 1.37.2 RB动作后，与跳闸设备同侧的下一级设备联锁跳闸。 1.37.3 RB动作时，机组控制应自动切至“机跟炉”控制方式，并快速自动减负荷至50％ECR。

1.37.4 机组在协调方式时，RB动作，否则不发生RB。此时运行人员应立即手动执行RB操

作。

1.37.5 RB动作时，最上一台磨煤机立即跳闸，10秒钟后，自上向下第二台磨煤机跳闸，最

终保留下层三台磨煤机运行。

1.37.6 负荷降低至50％MCR时，自动投入B层油。 1.38 处理

1.38.1 检查协制自动切至“机跟炉”方式，目标负荷指令变为300MW。 1.38.2 注意转机及风烟系统各挡板联锁动作正常。

1.38.3 注意各自动调节系统工作应正常，否则应将“自动”控制切至“手动”控制。 1.38.4 根据负荷及燃烧情况，可投入部分油稳定燃烧。

1.38.5 RB动作时，确认关闭停运制粉系统的一次冷、热风挡板。

1.38.6 根据情况可启动电泵，停止一台汽泵（给水泵故障触发时，不执行此项操作中的停

泵操作）。

1.38.7 调整水位时，不可加水过快，防止造成给水泵跳闸和水位大幅度波动。 1.38.8 处理过程中应注意监视运行侧设备的运行工况，防止参数超限跳闸。 1.38.9 保持省煤器出口烟气氧量在3～5%，避免风粉比例失调。 1.38.10提前控制主、再热蒸汽温度，避免其大幅度降低。 1.38.11停止吹灰和除焦工作。

1.38.12一次风机RB发生后，应注意一次风母管压力不得低于7.5KPa，否则必须立即紧急

停止一套制粉系统，关闭其一次入口一次风门、冷、热风门。

1.38.13送风机RB时，应注意避免达到最小风量的极限数值，造成锅炉跳闸。 1.38.14处理中若发生锅炉灭火或机组跳闸，则应按规程中的相关条文进行处理。

1.38.15故障消除后，应尽快恢复跳闸设备，使其投入运行。操作中应平稳，避免造成运行

参数大幅度波动。

1.38.16当RB失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速将机组负荷降至300MW，并完成

RB设定的其他操作内容。 70％负荷的RB

1.39 触发条件

1.39.1 一台汽泵跳闸，电泵自启时。 1.40 现象

1.40.1 跳闸汽泵转速急剧降低，盘上显示故障状态，发出报警。 1.40.2 备用电动给水泵自启动，并自动加大给水。

1.40.3 RB动作，机组自动切至“机跟炉”方式，并快速自动减负荷至70％MCR。

1.40.4 RB动作时，最上一台磨煤机立即跳闸，10秒钟后，自上向下第二台磨煤机跳闸，最

终保留下层四台磨煤机运行。

1.40.5 负荷降低至70％MCR。 1.41 处理

1.41.1 确认协制自动切至“机跟炉”方式，目标负荷指令变为420MW。

1.41.2 注意各自动调节系统工作正常，否则应将“自动”控制切至“手动”控制。

1.41.3 汽泵跳闸后，如果电泵不能自启时，应立即手启电泵，成功后RB保护应自动将目标

负荷设定变为70％。

1.41.4 根据负荷及燃烧情况，可投入部分油稳定燃烧。 1.41.5 手动调整水位时要稳，不可操作过猛，防止造成给水泵故障、跳闸或水位大幅度波动。 1.41.6 保持省煤器出口烟气氧量在3～5%，避免风粉比例失调。

1.41.7 提前控制主、再热蒸汽温度等参数，避免大幅度降低。 1.41.8 停止吹灰和除焦工作。

1.41.9 处理中若发生锅炉灭火或机组跳闸，则应按规程中的相关条文进行处理。

1.41.10故障消除后，及时恢复机组负荷。操作中应缓慢，避免运行参数大幅度波动。 1.41.11RB失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速将机组负荷降至420MW，并完成RB

设定的其他操作内容。 磨煤机跳闸的RB

1.42 现象

1.42.1 故障磨煤机电流落至“0”。 1.42.2 汽压或负荷降低。 1.43 原因

1.43.1 磨煤机过负荷，电气保护动作。 1.43.2 磨煤机热工保护动作。 1.44 处理

1.44.1 确认协制自动切至“机跟炉”方式，自动减负荷。按每跳闸一台磨煤机降负荷

120 MW的幅度降低负荷指令。

1.44.2 RB失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速降低负荷，满足蒸汽参数。

1.44.3 操作中应注意保持汽压、汽温、水位等参数的稳定，自动系统失调时，应切至“手动”

控制。

1.44.4 造成燃烧不稳时，投入油，稳定燃烧。