余热锅炉事故处理（最终5篇）

第一篇：余热锅炉事故处理

余热锅炉事故处理

1．事故处理原则 2．停炉分类 3．典型事故 事故定义

联合循环发电机组偏离正常运行方式的各种工作状态，统称为异常或故障。而当正常运行工况遭到破坏，设备出力被迫降低，以及造成设备损坏、人身伤亡时，则称为事故。

由于燃气-蒸汽联合循环发电机组广泛应用了计算机控制，同时具有较完善的热工保护装臵，对一般常见的典型故障能够自动处理。事故发生时，因热工保护装臵处理事故时动作很快，有时用很短的时间就能将设备紧急停运。事故后，计算机会显示出简要故障原因，并自动将事故前、后几分钟内机组主要运行工况追忆打印出来，如运行人员对故障分析判断不清，应立即查阅事故前、后运行工况，进行分析，查明故障原因，组织消除设备缺陷和决定是否恢复和如何恢复机组的运行。

一、余热锅炉事故处理原则

1、发生事故时，运行值班人员应在值长领导下，迅速、正确地按规程规定处理事故。

2、尽快找出事故根源，隔离故障点，发挥正常运行设备的最大出率。

3、当发生规程中未列举的故障时，运行值班人员应根据表计及设备的故障现象，结合自己的经验，加以准确的判断，主动采取有效的对策并尽快汇报上级领导。

4、在事故处理过程中，无关人员必须迅速离开事故现场。

5、事故发生在交接班时，必须等事故处理告一段落或接到值长允许后，方可进行交接班

6、事故处理完毕后，值班人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及经过，如实详细地记录在交接班薄上，并向接班人员交接清楚，班后应组织全体人员，进行事故分析。

二、正常停炉、故障停炉、紧急停炉

锅炉停炉分正常停炉、故障停炉和紧急停炉三种，这三种停炉是有区别的 锅炉计划内大、小修停炉和由于总负荷降低为了避免大多数锅炉低负荷运 行，而将其中一台锅炉停下转入备用，均属于正常停炉。

锅炉有缺陷必须停炉才能处理，但由于种种原因又不允许立即停炉，而要等常用锅炉投入运行或负荷降低后才能停炉的称为故障停炉。省煤器管泄漏但仍可维持正常水位，等待负荷安排好再停炉处理就是故障停炉的典型例子。

锅炉出现无法维持运行的严重缺陷，如水冷壁管爆破，锅炉灭火或省煤器管爆破无法维持锅炉水位，安全阀全部失效，炉墙倒塌或钢架被烧红，所有水位计损坏，严重缺水满水等，不停炉就会造成严重后果，不需请示有关领导，应立即停炉的称为紧急停炉。

紧急停炉与紧急冷却或正常停炉与正常冷却是两回事，两者之间并无必然的联系。即紧急停炉也可以采取正常冷却；正常停炉也可采取紧急冷却。当检修工期较长，紧急停炉可以采用正常冷却；当检修工期很短，甚至需要抢修时，为争取时间，正常停炉也可以采用紧急冷却。紧急冷却虽然是规程所允许的，但对锅炉寿命有不利影响，因此，只要时间允许尽量不要采用紧急冷却。

遇有下列情况之一，可根据运行情况按故障停炉处理：

1、蒸发器、省煤器、过热器管或联箱泄漏时。

2、锅炉给水、炉水及蒸汽品质超出标准，经多方面努力调整，无法恢复至正常时。

3、大板梁超温变形，锅炉排烟温度超过200℃。

4、主汽、给水管路或其它承压部件严重泄漏时。

5、过热器安全阀超压起座后不回座，经多方采取措施仍不回座或严重泄漏时

6、汽包水位传感器损坏，只有就地水位计维持运行时。

遇有下列情况之一，紧急停止锅炉的运行：

1、锅炉满水，使水位超过汽包水位计的上部可见水位时。

锅炉发生满水事故时，蒸汽温度下降，含盐量增加。

当汽包就地水位计的水位超过水位计上部最高可见水位时,出现了满水事故。

发生满水事故时，汽包内水位明显升高，蒸汽空间减少，汽包内的汽水分离设备不能正常工作，汽水分离效果变差，蒸汽带水量增加。带水的蒸汽进入过热器后，过热器从烟气吸收的一部分热量用于蒸发蒸汽携带的炉水，使烟气用于过热蒸汽的热量减少，因此，使过热器出口蒸汽温度下降。蒸汽温度下降的程度决定于蒸汽带水的多少，而蒸汽带水的多少取决于汽包满水的程度。因此，在生产中可以从汽温下降的程度大致估计汽包满水的程度。

炉水的含盐量比蒸汽大得多，蒸汽携带的炉水在过热器内吸收热量后，全部变为蒸汽，炉水中的含盐量一部分沉积在过热器管内，一部分进入蒸汽，使得蒸汽的含盐量明显增加。

2、锅炉缺水，使水位在汽包水位计中消失时。

锅炉严重缺水后，不能立即进水！

因为锅炉严重缺水后，此时水位已无法准确监视，如果已干锅，水冷壁管可能过热、烧红，这时突然进水会造成水冷壁管急剧冷却，锅水立即蒸发，汽压突然升高，金属受到极大的热应力而炸裂。因此锅炉严重缺水紧急停炉后。只有经过技术主管单位研究分析，全面检查，摸清情况后，由总工程师决定上水时间，恢复水位后，重新点火。

从水冷壁、对流管和沸腾式省煤器来的汽水混合物，虽然经汽包里的汽水分离装臵分离后，绝大部分水从中分离出来进入汽包的水容积，但仍有很少量的炉水随蒸汽进入过热器。混在蒸汽中的少量炉水含盐量比蒸汽大得多，这部分炉水吸收热量后成为蒸汽，而炉水含有的盐分则沉积在过热器管的内壁上。当汽水分离装臵工作不正常、水位控制太高或由于炉水碱度太大、锅炉负荷超过额定负荷太多、汽水分离恶化时，蒸汽携带炉水的数量显著增加，使过热器管内壁结的盐垢更多。

汽包水位太低会危及水循环的完全。对于安装了沸腾式省煤器的锅炉来讲，汽包中的水呈饱和状态，汽包里的水进入下降管时，截面突然缩小，产生局部阻力损失。炉水在汽包内流速很低，进入下降管时流速突然升高，一部分静压能转变为动压能。所以，水从汽包进入下降管时压力要降低。如果汽包的水位不低于允许的最低水位，汽包液面至下降管入口处的静压超过水进入下降管造成的压力降低值，则进入下降管的炉水不会汽化。如果水位过低，其静压小于炉水进入下降管的压降，进入下降管的炉水就可能汽化，而危及水循环的安全。

所以，为了获得良好的蒸汽品质，保证水循环的安全，汽包水位必须保持在规定的范围内。

3、所有水位计损坏时

仪表是运行人员监视锅炉正常运行的重要工具，锅炉内部工况都依靠它来反应。当所有水位计都损坏时，水位的变化失去监视，调整失去依据。由于高温高压锅炉，汽包内储水量相对较少，机组负荷和汽水损耗又随时变化，失去对水位计的监视，就无法控制给水量。当锅炉在额定负荷下，给水量大于或小于正常给水量的10％时，一般锅炉在几分钟就会造成严重满水或缺水。所以，当所有水位计损坏时，要求检修或热工人员立即修复，若时间来不及，为了避免对机炉设备的严重损坏，则应立即停炉。

4、省煤器、蒸发器、过热器管道爆破，汽包、除氧器不能维持正常水位时。

5、锅炉汽水管道爆破，威胁设备和人身安全时。

电厂高压管道内工质温度最低的给水管道，其给水温度也在200℃左右，并且高压管道内工质压力都在9.8MPa以上，此高参数的工质足以将人烫伤或致死。再者厂房的楼板负载一般允许值在10000N／㎡，即允许承受的压力为0.0lMPa，比高压管道内工质的压力要高1000倍，所以一旦高压管道爆破，管道内工质吹扫到楼板上，会造成楼板倒塌，设备损坏。

高压管道爆破还会在厂房内引起爆炸的危险。9.8MPa以上压力的饱和水变成大气压力下的蒸汽，体积会增大1600倍，产生相当大的冲击波，会造成支架损坏，管道脱落，威胁整台锅炉及汽轮机的安全运行。因此，高压给水、蒸汽管道爆破，无法切换，威胁人身及设备安全时，必须紧急停炉。

6、炉水循环泵、除氧循环泵均故障，循环流量低于允许值时。

7、燃机排气异常，危及锅炉机组安全运行时。

8、锅炉尾部发生再燃烧时。

锅炉尾部受热面通常布臵有省煤器、空气预热器。省煤器使用的一般都是20号钢，使用极限温度为480℃。空气预热器一般是A3F钢，极限温度为450℃，大型锅炉空气预热器采用回转式的，在正常运行中，各部受热面的温度都在允许值内。但在烟道再燃烧时，由于烟温急剧上升，管壁温度超过极限值，会使尾部受热面损坏，省煤器爆管，回转式空气预热器变形、卡涩，机械部分损坏，波形板烧毁。

因省煤器一般都采用非沸腾式的，管径都比较小，如果尾部再燃烧，将使省煤器工质汽化流动阻力增加，进水困难，导致缺水。如果省煤器的沸腾度过高，会使汽包、下降管入口处供水欠焓大大降低，使下降管带汽，则下降管与上升管内工质密度差降低，水循环运动压头降低，造成水循环故障。另外省煤器一般采用水平布臵，如果管内汽水两相并存，水平管上部是汽，因汽比水的换热系数小，会造成上壁超温。

尾部烟道内积有可燃物，当温度和浓度达到一定值时会发生爆炸，造成尾部受热面和炉墙严重损坏，故发现锅炉尾部受热面发生再燃烧时，要紧急停炉。

9、压力超限，安全门拒动，要采取紧急停炉

锅炉设备是通过强度计算而确定选用钢材的，为了有效的利用钢材，节省费用，所选的钢材的钢材安全系数都较低。安全门是防止锅炉超压，保证锅炉设备安全运行的重要装臵。当炉内蒸汽压力超过安全门动作压力值时，安全门自动开启将蒸汽排出，使压力恢复正常。如压力超过安全门动作压力，安全门拒动，则锅炉内汽水压力将会超过金属所能承受的压力值，造成炉管爆破事故。另外锅炉压力过高，对汽轮机也是不允许的。所以必须紧急停炉。

10、其它已达到停炉保护条件，而保护未动作时。

三、余热锅炉的几种典型事故

（一）锅炉满水 锅炉满水原因：

1、给水自动调节装臵失灵

2、蒸汽流量传感器，给水流量传感器不准确，造成运行人员误判断

3、给水压力突然升高或值班人员疏忽大意，对水位监视不严或误操作

4、锅炉汽压突然下降，造成水位上升 锅炉满水现象：

1、锅炉水位高于正常水位、高水位报警

2、所有水位计指示值增大

3、给水流量不正常地大于蒸汽流量

4、过热蒸汽温度下降

5、严重满水时，气温直线下降，蒸汽管道发生水冲击。锅炉满水处理：

1、将给水自动改为手动，关小或关闭给水调节门

2、检查汽包压力，给水压力是否正常，核对水位计的正确性

3、检查汽包紧急放水门或连排连锁动作打开，否则应手动打开

4、加强锅炉放水后，水位已在汽包水位计中出现，蒸汽温度又无明显下降,可继续保持锅炉的运行

5、由于处理不及时，造成蒸汽温度低或蒸汽管道法兰处冒白汽时，应按紧急停炉步骤处理。

（二）锅炉缺水 锅炉缺水的原因：

1、给水自动装臵失灵和调节阀故障，未能及时发现。

2、给水泵跳闸，备用泵未能连锁启动

3、给水压力低(包括给水管破裂，逆止门失常，给水泵等故障)

4、给水管道或省煤器，蒸发器等破裂。

5、汽机甩负荷后锅炉压力上升，安全阀起座后不回座。

6、由于值班人员疏忽大意，对水位监视不严，处理不及时或误操作

7、锅炉排污管，阀门泄漏，排污量过大。锅炉缺水现象：

1、汽包水位低于正常水位，低水位信号报警

2、给水流量不正常地小于蒸汽流量。

3、所有水位计指示负值增大

4、过热蒸汽温度升高 锅炉缺水的处理。

1、当锅炉汽压及给水压力正常时，将给水自动改为手动增加大给水量

2、验正所有水位计的正确性，关闭放水门、排污门

3、如水位继续下降至在水位计中消失时(极限值)，应按紧急停炉步骤处理

4、停炉后若判断为严重缺水，严禁向锅炉进水

5、停炉后若判断为不严重缺水，应谨慎地加强向锅炉进水

（三）过热器管损坏 过热器管损坏的现象：

1、过热蒸汽流量减少，明显小于给水流量。

2、严重损坏时锅炉气压下降。

3、过热蒸汽温度有不正常的变化。

4、泄漏过热器附近有异声，严重时产生排烟口冒白烟。

5、过热器后的烟气温度下降或两则烟气温差增大 过热器管损坏的原因：

1、化学监督不严，汽水分装臵结构不良或存在缺陷，致使蒸汽品质不好，在过热器管内结垢，2、过热器安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。

3、吹灰器安装不正确或吹灰蒸汽压力过高，蒸汽吹损过热器管。

4、过热蒸汽超温运行而引起过热管过热损坏

5、运行年久，管材蠕胀致使损坏 过热器管损坏时的处理：

过热器管损坏时，应及时停炉，以免破口处喷出的蒸汽将邻近管子吹损，造成事故扩大，停炉后应保持汽包水位正常。如果过热器泄漏不严重时，允许短时间维持运行，同时注意观察损坏情况及发展趋势，并提出申请停炉，以免扩大事故。

（四）省煤器管损坏 省煤器损坏时的现象：

1、给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时汽包水位下降。

2、损坏的省煤器烟道处有异声。

3、省煤器后排烟温度降低

4、从省煤器烟道不严密处向外冒汽，严重时烟道下部滴水。省煤器管损坏的原因：

1、给水品质不良，管道内部结垢或腐蚀

2、管子内外壁腐蚀

3、由于管材或管子焊口质量不合格，热胀受阻也会引起管子损坏。

4、吹灰器安装不正确或吹灰角变化后，吹损管子。省煤器损坏时的处理：

1、省煤器轻微泄漏时，加强给水量，维持正常水位，待申请停炉进行处理。

2、省煤器损坏严重时，不能维持正常水位时应立即停炉。

过热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。

（五）除氧蒸发器管损坏 除氧蒸发器损坏时的现象：、补给水量明显增大，严重时除氧水箱水位下降。(除氧循环泵的电流是否增加)2、除氧蒸发器烟道处有响声。3、排烟温度降低，烟囱冒白烟。、除氧蒸发器严重损坏时，烟道下部滴水。除氧蒸发器损坏的原因。、给水品质不良，管道内部结垢或腐蚀 2、管子外壁腐蚀、由于管材或管子焊口质量不合格，也会引起管子损坏。4、由于吹灰器安装不合理，或吹扫角度不对，将管吹损。除氧蒸发器损坏时的处理。、除氧蒸发器轻微泄漏时，应加强补水，维持除氧给水箱正常水位，待申请停炉进行处理。、除氧蒸发器损坏严重时，不能维持除氧给水箱正常水位时，应立即申请停炉处理。

（六）蒸汽及给水管道损坏 蒸汽或给水管道损坏时的现象：

1、管道有轻微漏泄时，会发出响声，保温层潮湿或漏汽滴水。

2、管道爆破时，发出显著响声，并喷出汽、水。

3、蒸汽或给水流量变化异常，若爆破部位在流量表前，流量读数减少。若在流量表之后，则流量读数增加。

4、蒸汽压力或给水压力下降。

5、给水母管爆破时，汽包水位迅速下降。蒸汽或给水管道损坏的原因：

1、管道安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良。

2、管道的支吊架装臵安装不正确，影响管道自由膨胀。

3、蒸汽管道超温运行，蠕胀超过标准或运行时间过久金属强度降低。

4、蒸汽管道暖管不充分，产生严重水冲击。

5、给水质量不良，造成管壁腐蚀。

6、给水管道局部冲刷，管壁减薄。

7、给水系统运行不正常，压力波动过大，水冲击或振动 蒸汽管，给水管道损坏时的处理：

1、如给水管道轻微泄漏, 能够维持锅炉给水，且不致很快扩大故障时，可维持短时间运行,若故障加剧，直接威胁人身或设备安全时，则应立即停炉处理。

2、若主蒸汽管轻微泄漏，不致很快扩大故障时，可维持短时间运行，若过热器管爆破，应按紧急停炉处理。

（七）一、二蒸发器管损坏 一、二蒸发器管损坏的现象：

1、汽包水位下降，给水流量不正常地大于给水流量。

2、严重损坏时锅炉气压下降。

3、炉水循环泵流量增加，严重时炉水循环泵电流增加。

4、蒸发器附近有异声，严重时烟囱冒白汽。

5、蒸发器后的烟气温度下降或两则烟气温差增大 蒸发器管损坏的原因：

1、化学监督不严，给水品质不合格，管道内腐蚀

2、蒸发器安装不当，制造有缺陷，管道膨胀受阻，焊接质量不良。

3、吹灰器安装不正确或吹灰蒸汽压力过高，蒸汽吹损蒸发器管。

4、鳍片管外部结灰，引起管道外腐蚀或管道弯头减薄破裂 蒸发器管损坏的处理：

1、蒸发器泄漏不严重，加强给水后能维持正常水位，可以加强监视继续运行，并申请停炉

2、蒸发器损坏严重时，加强给水仍不能维持正常水位时，应作紧急停炉处理。

（八）烟道尾部再燃烧

锅炉受热面再次燃烧事故是指在锅炉受热面烟道内，因某种原因存积可燃物，其经氧化升温而发生再次燃烧，造成锅炉受热面元部件烧损的事故。受热面再燃烧危害极大，所以应当防止余热锅炉发生受热面再燃烧事故。锅炉受热面再燃烧的现象：

1、排烟温度剧烈升高，烟囱冒黑烟，排烟温度超过200℃。

2、炉墙保温壳有烧焦现象。

3、烟道各点烟压剧烈变化。

4、烟道不严密处有烟冒出或喷出火星。

5、各排烟热电偶检测到的温度异常增大。锅炉受热面再燃烧预防：

1、余热锅炉运行时应每天进行锅炉吹灰工作。在燃机长期低负荷运行时应当增加吹灰次数。

2、余热锅炉正常运行过程中，运行人员应当严密监视烟气温度、受热面温度、烟道压力的变化情况。发现烟气温度、受热面温度不正常升高或烟道压力变化大时，应及时查明原因。如确认烟道发生再燃烧时，应当立即进行处理。

3、每次余热锅炉烟道检修中，应当检查受热面的积灰情况，并对受热面进行清理、扫灰。

4、余热锅炉停炉后，炉水循环泵、除氧循环泵应保持运行，直至排烟温度低于120℃为止。

烟道受热面再燃烧的处理：

1、当发生受热面再燃烧时，立即开出给水泵，炉水循环水泵，除氧循环泵，禁止打开人孔门。

2、进出口挡板关闭严密，严禁通风。

3、立即对发生再燃烧的受热面及该燃烧处上方的受热面进行手动吹灰灭火。

四、余热锅炉反事故措施

1、防止超温和超压

1）严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。

2）对余热锅炉的除氧蒸发器、省煤器、蒸发器、过热器等处烟道应有完整的温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。3）锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。

2、防止受热面大面积腐蚀 1）加强化学监督工作。

2）在凝汽器管发生泄漏、凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。3）品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。4）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。

5）安装或更新凝汽器管前，要对凝汽器管全面进行探伤检查。

3、防止炉外管道爆破

1）加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管道有漏气、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

2）每年对导汽管、汽连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。3）加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。4）按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝结合大修进行检查。

5）对支吊架每年进行检查。结合大修的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。

6)对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，结合大修全部更换。

7)要加强我厂锅炉及管道和安装的质量监督、检查。电站管件制造单位应持有有关的资质证书。

8)要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。9)加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。

10)在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。11)结合大修对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。

12)加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到有关部门进行注册登记办理使用证。

4、防止锅炉四管泄漏

5、防止压力容器爆破事故

6、防止锅炉尾部再次燃烧事故

7、防止锅炉汽包满水和缺水事故 1）汽包锅炉应至少配臵两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配臵应采用两种以上工作原理共存的配臵方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。

2）按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30㎜时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。3)严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组起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。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试转专项报告，列入验收主要项目之一。

4)当一套水位测量装臵因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8小时内恢复。若不能完成，应制定措施，经副厂长批准，允许延长工期，但最多不能超过24小时。

5)锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，因自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经副厂长批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。

6)锅炉汽包水位保护结合检修在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校验。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

7）在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响。

8）锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

9）汽包锅炉水位保护是锅炉起动的必备条件之一，水位保护不完整严禁起动。10）当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。

11）给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。

12）建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。

13）运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。

第二篇：锅炉常见事故处理

第一节 紧急停炉的条件及操作步骤

5.1.1 锅炉运行时，凡发生下列情况应紧急停炉：

5.1.1.1锅炉严重缺水（水位在水位计内消失时）； 5.1.1.2锅炉严重满水（水位超过水位计上部可见部分）； 5.1.1.3水冷壁管爆破，且床温急剧下降时； 5.1.1.4汽水系统管道损坏，不能维持炉内水位时； 5.1.1.5所有水位计损坏时；

5.1.1.6燃料在尾部烟道内发生再次燃烧，使排烟温度不正常升高； 5.1.1.7锅炉汽水管道爆破，危及人身、设备安全时；

5.1.1.8锅炉汽压超过动作压力，而安全门不动作，同时向空排汽无法打开； 5.1.1.9安全门动作后，经采取措施无法回座；

5.1.1.10当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死机”）且无可靠的后备操作监视手段时；

5.1.1.11 MFT应动而拒动； 5.1.1.12炉膛或烟道内部发生爆炸。

5.1.2紧急停炉的操作步骤及注意事项：

5.1.2.1同时按下两个“MFT”按钮手动停炉；

5.1.2.2同时通知汽机电气值班员锅炉紧急停炉，急速减负荷或停机；

5.1.2.3将各自动改为手动操作，控制好汽包水位、床温、汽温、汽压，关闭减温水电动门；

5.1.2.4调整风量大于20%小于40%，维持炉膛负压吹扫5分钟，方可重新点火（热态启动时除外）；

5.1.2.5根据事故情况，维持汽包水位，若严重缺水，严禁向锅炉进水。5.1.2.6若受热面爆管，则引风机不停，关小引风机风门挡板，保持炉膛负压。泄漏严重时，则停止向锅炉进水。

5.1.2.7若短时间内锅炉不能启动时，停止各转动机械，按正常停炉要求操作。5.1.2.8若尾部烟道再燃烧应立即停止风机，密闭烟风挡板，严禁通风其他操作按正常停炉操作。

5.1.2.9将事故原因及操作记录到班长及司炉运行日志内｡ 5.1.3锅炉运行时，发生下列异常情况应申请停炉（停炉时间由总工程师决定）：

5.1.3.1给水管路、受热面或承压部件泄漏无法消除；

5.1.3.2过热蒸汽温度及各段管壁温度超过极限，经多方调整或降压、降负荷仍不能恢复正常时；

5.1.3.3锅炉给水、炉水、及蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时 5.1.3.4汽包二次水位计全部损坏

5.1.3.5炉墙裂缝且有倒塌危险或炉架横梁烧红时 5.1.3.6锅炉结焦，难以维持正常运行时；

5.1.3.7风帽及绝热材料损坏严重，锅炉不能正常运行时； 5.1.3.8床温超过规定值，经多方调整无效时； 5.1.3.9流化质量不良，经多方调整无效时； 5.1.3.10排渣系统故障，经多方处理无法排渣时； 5.1.3.11回料器堵塞，经多方调整无效时； 5.1.3.12回料器保温脱落，管壁烧红时；

5.1.3.13床温测点有四点损坏且短时间不能修复时； 5.1.3.14料层差压测点都损坏且短时间不能修复时。

第二节 锅炉MFT动作

5.2.1锅炉MFT动作的现象：

5.2.1.1 MFT动作，发出报警；

5.2.1.2所有给煤机跳闸，石灰石系统切除，床下点火系统切除燃油快关阀关闭； 5.2.1.3床温、床压下降； 5.2.1.4汽温、汽压下降；

5.2.1.5蒸汽流量剧减，汽包水位先下降后上升； 5.2.1.6减温水电动门关闭； 5.2.1.7切除冷渣器运行；

5.2.1.8自动调节回路切至手动方式。

5.2.2锅炉MFT动作的原因：

5.2.2.1同时按下操作盘上的两个“MFT”按钮； 5.2.2.2床温总平均值高于1050℃；

5.2.2.3汽包水位高于＋250mm或低于－200mm； 5.2.2.4炉膛压力高于＋2500Pa或低于－2500Pa； 5.2.2.5引风机均跳闸； 5.2.2.6一次风机跳闸； 5.2.2.7所有高压流化风机跳闸； 5.2.2.8一次流化风量小于30000Nm/h时；

35.2.2.9床温低于650℃且未启动油枪； 5.2.2.10 总风量＜25％，延时5秒； 5.2.2.11给水泵全停；

5.2.2.12汽机跳闸（30％负荷）

5.2.3锅炉MFT动作的处理

5.2.3.1如不是因为引风机、一、二次风机跳闸，DCS系统故障所致，可直接按以下原则处理：

(1)调节风机档板，保持正常的炉膛负压；(2)调节给水流量，保持汽包水位正常；(3)迅速查明MFT动作原因；

5.2.3.2如MFT动作原因在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用状态；

5.2.3.2如MFT动作原因能在短时间内查明并消除，可按热态启动恢复锅炉运行； 5.2.3.2如因尾部烟道再燃烧停炉时，禁止通风，停运所有风机。

5.2.4如因引风机、一、二次风机跳闸，DCS故障所致，除按以上原则处理外，还应考虑床料局部堆积和流化停滞,现象如下：

5.2.4.1一个或多个床温显示值与其它床温显示值相差较大；

5.2.4.2所有床压显示值是静态读数（正常床压显示值读数为波动读数）。5.2.4.3床料自流化步骤： 5.2.4.4将锅炉风量调节置于手动操作方式；

5.2.4.5迅速开大一次风总门，再恢复至原位，观察床压显示有无恢复正常； 5.2.4.6如果在10分钟内重复三次而无效果，则应采取排放床料量的进一 5.2.4.7措施来流化床料，直至达到满意效果； 5.2.4.8将锅炉风量调节改置于自动控制状态。

第三节 锅炉满水的现象、原因及处理

5.3.1锅炉满水的现象：

5.3.1.1汽包水位高于正常水位，且继续上升； 5.3.1.2一、二次水位计指示增大，报警讯号响； 5.3.1.3给水流量不正常的大于蒸汽流量；

5.3.1.4严重时，蒸汽温度下降，蒸汽管道中有冲击声，法兰处向外冒汽； 5.3.1.5如汽包水位高于＋250mm保护正常，MFT动作。

5.3.2锅炉满水的原因：

5.3.2.1运行人员监视疏忽或误操作。或水位自动保护装置失灵； 5.3.2.2给水泵调整装置失灵未及时发现；

5.3.2.3水位计指示不准确或仪表电源中断，使运行人员误判断造成误操作； 5.3.2.4启动给水泵后未及时调整或切换给水管路时操作不当。5.3.2.5负荷变动幅度大，调整不及时。

5.3.3锅炉满水的处理：

5.3.3.1正确判断水位高的原因，根据原因正确处理；

5.3.3.2如给水压力正常，则应核对一、二次水位计，以判断水位计的正确性； 5.3.3.3确认水位高时，应解列给水自动，减少给水量；

5.3.3.4如水位仍不下降，应立即开启紧急放水阀和定期排污阀进行放水； 5.3.3.5如水位上升超过水位计上部可见部分时应大幅减少进水，并加强放水； 5.3.3.6根据汽温下降情况关小或关闭减温水门，必要时开启过热器疏水门。5.3.3.7采取以上措施后仍不见汽包水位下降，应汇报值长，立即压火停炉，联系汽机减负荷或紧急停机。

5.3.3.8故障消除后，尽快恢复锅炉机组运行。

第四节 锅炉缺水的现象、原因及处理

5.4.1锅炉缺水的现象：

5.4.1.1汽包水位低于正常水位，一、二次水位计负值增大，报警讯号响； 5.4.1.2给水流量不正常的小于蒸汽流量（水冷壁管、省煤器管爆破则相反）； 5.4.1.3如汽包水位低于－200mm保护正常，MFT动作。5.4.1.4过热蒸汽温度升高。

5.4.2 锅炉缺水的原因：

5.4.2.1运行人员监盘疏忽大意对水位监视不到位或误操作；

5.4.2.2给水自动失灵（给水泵调速系统故障）或给水阀门故障未作及时调整； 5.4.2.3水位表计指示不准或仪表电源中断，误判断造成误操作； 5.4.2.4给水管道、给水泵发生故障或其它原因造成给水压力低； 5.4.2.5炉管爆破或省煤器管爆破造成大量泄漏； 5.4.2.6安全门动作后调整不及时。

5.4.2.7锅炉疏水及排污系统泄漏或排放过量；

5.4.3锅炉缺水的处理：

5.4.3.1当锅炉汽压正常，给水压力正常，而汽包水位低于-50mm时，而二次水位计表计指示继续下降时，应进行一、二次水位计的核对。以判断水位计的正确性；，必要时冲洗水位计。

5.4.3.2若给水自动调整器失灵，则改为手动调节，若给水调节装置失灵，可切换旁路或备用管路，适当增加给水量。

5.4.3.3若水位继续下降，且到-100mm时，除继续增加给水外，须检查排污门和放水门是否关严，必要时，可适当降低锅炉蒸发量。

5.4.3.4如给水压力低引起水位下降，应立即通知汽机值班人员提高给水压力，如给水压力迟迟不能恢复，汽包水位继续下降，应适当降低锅炉蒸发量。

5.4.3.5如汽包水位继续下降，并且从水位计中消失时，必须立即压火停炉并继续向锅炉上水。

5.4.3.6由于运行人员疏忽大意，致使水位从汽包水位计中消失，电接点水位计无法判明时，立即停止向锅炉进水，并紧急停炉，停炉后进行汽包水位计的校水，如校不出水，严禁向锅炉上水，经校水后，水在水位计中出现时，可增加锅炉进水，并注意水位恢复。故障消除后，尽快恢复锅炉机组运行。

第五节 汽水共腾的现象、原因及处理

5.5.1 汽水共腾的现象：

5.5.1.1汽包水位计内水位发生剧烈的波动，水位模糊不清，二次水位计晃动很大，高低水位警报动作；

5.5.1.2严重时，蒸汽温度下降，管道冲击，法兰冒汽； 5.5.1.3蒸汽与炉水品质含盐量增大。

5.5.2汽水共腾的原因：

5.5.2.1炉水品质不合格； 5.5.2.2负荷发生剧烈变化； 5.5.2.3没有进行必要的排污； 5.5.2.4汽水分离装置不良。

5.5.3汽水共腾的处理：

5.5.3.1立即汇报值长，降低负荷，保持燃烧稳定； 5.5.3.2完全开启连续排污阀，并加强定期排污； 5.5.3.3将给水自动改为手动，保持水位在－50mm；

5.5.3.4开启过热器疏水阀和蒸汽管道上的疏水阀，停止减温器运行；

5.5.3.5通知化学炉水取样进行分析，并按照分析的结果进行排污改善炉水品质； 5.5.3.6在炉水品质未改变前，不允许增加负荷；

5.5.3.7经上述处理后，如事态继续恶化，主汽温度低于480℃，汇报值长，进行停炉。

第六节 汽包水位计损坏

5.6.1汽包水位计阻塞的现象：

5.6.1.1汽包水位计左右侧相差较大； 5.6.1.2水位计内水位呆滞不动；

5.6.1.3汽包水位计与二次水位计指示不符。

5.6.2汽包水位计阻塞的处理： 应立即进行水位计的冲洗，使水位计汽、水管道畅通。

第七节 水冷壁管（水冷屏）损坏

5.7.1水冷壁管（水冷屏）损坏的现象：

5.7.1.1炉内有爆破声，炉膛冒正压，有炉烟从燃烧室不严密处喷出。严重时锅炉本体防爆门动作；

5.7.1.2汽包水位迅速下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量； 5.7.1.3汽包压力、蒸汽流量、排烟温度下降，两侧烟温差增大； 5.7.1.4烟道及吸风机入口负压变小，吸风机电流上升； 5.7.1.5旋风分离器进、出口烟温下降，料腿回料温度低；

5.7.1.6床压增大，床料板结，流化不良，床温分布不均，底渣排放困难。

5.7.2水冷壁管（水冷屏）损坏的原因：

5.7.2.1化学水处理不当，监督不严造成给水品质不合格等原因引起的水冷壁（水冷屏）管内或管外腐蚀及管内结垢等；

5.7.2.2定期排污不适当，时间过长，引起水循环破坏； 5.7.2.3锅炉长时间低负荷运行，引起水循环破坏；

5.7.2.4安装质量、焊接质量不合格或管子本身质量有问题而引起破裂； 5.7.2.5水冷壁管（水冷屏）磨损严重；

5.7.2.6锅炉发生过严重缺水后，不适当的大量进水引起剧烈的收缩，脆化而破裂； 5.7.2.7不正确的升炉方式，致使管子受力不均匀，产生应力。

5.7.3水冷壁管（水冷屏）损坏的处理方法：

5.7.3.1加强锅炉进水，尽量维持汽包水位，如不能维持正常水位，应紧急停炉，保持一次风机、引风机运行，将床料放净。

5.7.3.2根据炉烟外冒的情况，增加吸风量，维持炉膛负压；

5.7.3.3如水冷壁（水冷屏）泄漏不严重，尚能维持汽包水位，且不致很快扩大时，可短时间低负荷运行，若事故继续加剧，异声增大，给水流量增加，危及相邻炉进水时，必须立即停炉。

5.7.3.4如床温急剧下降且床温分布不均时，应按紧急停炉处理； 5.7.3.5锅炉停炉后，仍需保持汽包水位；

5.7.3.6停炉后，保持一台吸风机运行，直至炉内蒸汽消失不冒，方能停止吸风机运行； 5.7.3.7停炉后，静电除尘器应立即断电。其余操作按正常停炉要求操作。

第八节 省煤器管损坏的现象、原因及处理

5.8.1省煤器管损坏的现象：

5.8.1.1给水流量不正常的大于蒸汽流量，严重时，汽包水位下降；

5.8.1.2省煤器烟道附近有响声，不严密处向外冒汽。严重时，下部水平烟道漏水和冒汽；

5.8.1.3省煤器、预热器的烟气温度和排烟温度下降，两侧烟温差增大； 5.8.1.4炉膛负压变小或冒正压； 5.8.1.5烟气阻力增大，吸风机电流增大。5.8.1.6飞灰变潮

5.8.2省煤器管损坏的原因：

5.8.2.1给水品质不合格，使省煤器结垢腐蚀；

5.8.2.2热状态下停止给水时，未开再循环阀，使省煤器内因汽化过热而损坏； 5.8.2.3给水温度、流量变化太大；

5.8.2.4焊接质量不合格，管子材料制造有缺陷； 5.8.2.5管内有杂物堵塞，引起管子过热； 5.8.2.6飞灰磨损造成。

5.8.3省煤器管损坏的处理：

5.8.3.1解除给水自动，手动控制水位。加强对泄漏处的监视检查； 5.8.3.2加强进水，加强对汽压、汽温、燃烧的调整； 5.8.3.3适当增大吸风量，维持炉膛负压；

5.8.3.4如泄漏不严重时，汽包仍能维持正常水位，则允许在短时间低负荷运行。如泄漏严重，不能维持汽包水位，则应紧急停炉；

5.8.3.5停炉后,应维持汽包水位｡当影响邻炉进水时,须关小进水门｡停止进水后,禁止开启再循环｡ 5.8.3.6停炉后，应保持一台吸风机运行维持炉膛负压，待烟道内烟气及蒸汽基本消失后停止

5.8.3.7停炉后，应尽量将电除尘和竖井烟道下部灰斗中的积灰放掉。

第九节 过热器管损坏的现象、原因及处理

5.9.1过热器管损坏的现象：

5.9.1.1过热器附近有泄漏声，并从不严密处有烟气及蒸汽外冒； 5.9.1.2蒸汽流量不正常的小于给水流量；

5.9.1.3燃烧室负压不正常的变小过热器两侧烟温差增大（损坏处烟温低）； 5.9.1.4锅炉蒸汽压力、蒸汽流量下降，过热蒸汽温度发生不正常的变化，吸风机电流增大

5.9.2过热器损坏的原因：

5.9.2.1化学监督不严、汽水分离器结构有缺陷致使蒸汽品质不合格，在过热器管内部结垢；

5.9.1.2过热器处发生二次燃烧、过热蒸汽或过热器管长期超温； 5.9.1.3点火升压过程中，过热器通汽量不足，引起管子过热； 5.9.1.4飞灰磨损造成；

5.9.1.5过热器管材料不合格、安装质量、焊接质量不合格； 5.9.1.6管子内发生汽塞、水塞或有杂物堵塞。

5.9.3过热器损坏的处理：

5.9.3.1如过热器轻微泄漏时，汇报值长要求降低负荷运行，注意控制汽温稳定； 5.9.3.2调整风量，适当增大吸风量，保持炉膛负压；

5.9.3.3加强对泄漏处的检查，汇报上级领导，尽快采取措施，若发展迅速，应立即停炉；

5.9.3.4停炉后维持小流量补水，保持水位正常；

5.9.3.5保持一台吸风机运行维持炉膛负压，待炉内、烟道蒸汽基本消失后，停止吸风机运行，进行自然通风。

第十节 给水、蒸汽管道损坏的现象、原因及处理 5.10.1给水、蒸汽管道损坏的现象：

5.10.1.1管道轻微泄漏时，发出响声，保温层潮湿，漏汽或滴水； 5.10.1.2管道爆破时，发出显著响声，并大量喷出汽水；

5.10.1.3蒸汽或给水流量变化异常，爆破部位在流量表前，则流量减小；在流量表后，则流量增加；

5.10.1.4蒸汽压力或给水压力下降 5.10.1.5给水母管爆破，锅炉水位下降。

5.10.2给水、蒸汽管道损坏的原因：

5.10.2.1管道安装不当，制造有缺陷，材料不合格，焊接质量不合格； 5.10.2.2管道的支吊装置不正确，影响自由膨胀；

5.10.2.3蒸汽管道长期超温运行或运行时间过长，金属强度降低； 5.10.2.4给水、蒸汽品质不合格，造成管道腐蚀； 5.10.2.5蒸汽管道暖管不充分，产生严重水冲击；

5.10.2.6给水系统运行不正常，如压力波动大，水冲击或振动等。

5.10.3给水、蒸汽管道损坏的处理：

5.10.3.1汇报值长，如轻微泄漏不会很快扩大时，可维持短时间运行，5.10.2.2若泄漏严重，直接威胁人身及设备安全时，则作紧急停炉处理； 5.10.2.3如蒸汽母管爆破应立即作紧急停炉处理。

第十一节 锅炉结焦的现象、原因及处理

5.11.1锅炉结焦的现象：

5.11.1.1床温急剧升高，并超过 ℃以上，超过1050℃时MFT动作； 5.11.1.2氧量指示下降甚至到零；

5.11.1.3一次风机电流减小，炉膛负压增大，吸风机电流减小； 5.11.1.4床料不流化，床温、床压分布不均； 5.11.1.5燃烧不稳定，相关参数波动大，偏差大； 5.11.1.6落煤管堵塞，炉膛出现正压并向外喷火星； 5.11.1.7观察火焰时，局部或大面积火焰呈白色。5.11.1.8冷渣器排渣不畅或根本无法排渣。

5.11.2锅炉结焦的原因：

5.11.2.1煤的灰熔点过低，入炉煤粒度严重超标，煤中铁器较多； 5.11.1.2燃烧时，监视、调整不当造成超温； 5.11.1.3一次风量过小，低于临界流化风量；

5.11.1.4点火升压过程中，燃煤加得过快、过多或加煤时未及时调整风量； 5.11.1.5一次风箱（道）破裂，造成一次风压低，床料不能流化；

5.11.1.6压火操作不当或压火启动时由于操作缓慢，造成床料流化不起来，从而造成局部结焦；

5.11.1.7炉内有异物或耐火材料大面积脱落，破坏床料流化； 5.11.1.7回送装置返料不正常或堵塞； 5.11.1.8负荷增加过快，操作不当；

5.11.1.9床温表计失准，造成运行人员误判断； 5.11.1.10风帽损坏，渣漏至风箱，造成布风不均匀； 5.11.1.11放渣过多，造成床位低；

5.11.1.12未及时放渣，造成床位过高、过厚。

5.11.3锅炉结焦的处理：

5.11.3.1适当增大一次风量，加大床料置换并适当降低床温； 5.11.3.2调整入炉煤的煤质和粒度；

5.11.3.3经调整后无效应立即停止给煤、给风，停止锅炉运行； 5.11.3.4打开人孔门，检查结焦情况后关闭； 5.11.3.5根据要求，启动风机冷却，而后进行处理。

5.11.4防止结焦的措施：

5.11.4.1严格控制入炉煤的粒度：最大粒不超过10mm，80%应控制在7mm以下； 5.11.4.2点火过程中，严格控制进煤量不超过20%；

5.11.4.3升负荷时，严格做到先加风后加煤，降负荷时则相反； 5.11.4.4燃烧调整时，做到少量多次的调整，避免床温大起大落； 5.11.4.5经常检查给煤机的给煤情况，观察火焰及回送装置是否正常； 5.11.4.6放渣时根据床料差压做到少放勤放； 5.11.4.7严格监视床温的变化情况，保持炉内良好的流化状态。

第十二节 锅炉熄火的现象、原因及处理

5.12.1锅炉熄火的现象：

5.12.1.1 床温急剧下降，烟气温度下降； 5.12.1.2 燃烧室变暗，看不见火光；

5.12.1.3 氧量指示大幅度上升，床温低于650℃以下； 5.12.1.4 MFT动作报警； 5.12.1.5 主汽温度、压力下降。

5.12.2锅炉熄火的原因：

5.12.2.1 6KV（400V）失电，吸风机或一、二次风机跳闸； 5.12.2.2给煤机故障或堵煤，未及时发现，造成长时间断煤； 5.12.2.3回送装置返料不正常，循环灰大量返入炉膛；

5.12.2.4锅炉在低负荷运行时，操作调整不当致使床温低于650℃以下； 5.12.2.5煤质变化较大，挥发份或发热量过低，运行人员未及时进行调整； 5.12.2.6其它符合MFT动作的条件成立，MFT动作。

5.12.3锅炉熄火的处理：

5.12.3.1立即停止给煤机的运行。并将各自动装置改为手动调整； 5.12.3.2启动点火油泵，投入油枪助燃； 5.12.3.3根据情况适当减小风量，调整循环灰量；

5.12.3.4减少给水量，控制汽包水位在－30mm处严格监视水位；

5.12.3.5根据汽温下降趋势，关小或关闭减温水，开启疏水阀及向空排汽门； 5.12.3.6如给煤机故障，联系检修尽快修复，若堵煤应尽快进行疏通； 5.12.3.7等汽温、汽压恢复正常后重新并炉；

5.12.3.8 MFT动作熄火后，当平均床温低于650℃时不允许热态启动。

第十三节

回送装置堵塞的现象、原因及处理

5.13.1回送装置堵塞的现象： 5.13.1.1床温难以控制，稍增给煤床温上升很快，不易稳定，床压下降； 5.13.1.2汽压、返料温度下降；

5.13.1.3旋风筒料位上升，“J”阀差压、密度均上升。

5.13.2回送装置堵塞的原因：

5.13.2.1回送装置内风帽孔堵塞； 5.13.2.2有异物落入回送装置内； 5.13.2.3 “J”阀风机故障； 5.13.2.4回送装置内结渣；

5.13.2.5浇注料大面积脱落，致使返料无法正常流化； 5.13.2.6床内结焦或床压过高堵塞返料口。

5.13.3回送装置堵塞的处理：

5.13.3.1汇报值长，适当降低负荷；

5.13.3.2适当降低一次流化风量，控制循环灰量； 5.13.3.3调整回送装置上下料腿流化风及各层松动风门；

5.13.3.4如“J”阀风机故障，应启动备用风机，同时联系检修处理。

第十四节

二次燃烧的现象、原因及处理

5.14.1二次燃烧的现象：

5.14.1.1排烟温度剧增，且烟囱冒黑烟；

5.14.1.2烟道及炉膛负压剧烈变化，烟道不严密处有火星冒出； 5.14.1.3一、二次风温升高并超过额定值； 5.14.1.4严重时，烟道防爆门动作。

5.14.2二次燃烧的原因：

5.14.2.1吸风量过大，造成负压过大；

5.14.2.2旋风分离器故障，大量未燃尽的可燃物进入烟道； 5.14.2.3风量不足或配风不合理；

5.14.2.4低负荷运行时间过长，烟速过低，烟道内堆积大量可燃物。5.14.3二次燃烧的的处理：

5.14.3.1发现烟温不正常升高时，首先查明原因，并校对有关仪表的准确性； 5.14.3.2加强燃烧调节，保持燃烧稳定；

5.14.3.3如烟温继续升高，确认烟道后部燃烧时，应立即停炉，关闭各风门、挡板、孔门等；

5.14.3.4当烟温下降后，确认无火源时，可启动吸风机吹扫10分钟，然后再重新点火； 5.14.3.5调整过程中，注意保持参数的稳定。

第十五节

锅炉厂用电消失的现象及处理

5.15.1 6KV厂用电消失的现象：

5.15.1.1所有运行的电动机均停止转动，电流指示到零，锅炉MFT动作； 5.15.1.2电气事故警报发讯，6KV电压表指示到零；

5.15.1.3锅炉熄火，汽温、汽压、床温、床压、负荷均下降，水位急剧下降； 5.15.1.4工作照明熄灭，事故照明暗一暗又亮。

5.15.2 6KV厂用电消失的处理：

5.15.2.1将吸风机及所有跳闸辅机的开关复位。汇报值长，要求恢复电源； 5.15.2.1将各自动装置改为手动调整，并通知各岗位将跳闸辅机开关复位。关闭有关阀门；

5.15.2.1派专人监视水位，维持汽包正常水位； 5.15.2.1关闭减温水，如汽温低于480℃，开启疏水阀； 5.15.2.1做好恢复准备工作，待电源恢复，立即启动锅炉； 5.15.2.1如短时间电源不能恢复，按正常停炉处理。

5.15.3 400V电源消失的现象：

5.15.3.1事故警报发讯。各电气仪表指示至零或呆滞不动； 5.15.3.2所有400V辅机停转，MFT动作； 5.15.3.3各电动阀门无法遥控。

5.15.4 400V电源消失的处理：

5.15.4.1立即将跳闸辅机开关复位，将各自动装置改为手动调整； 5.15.4.2以热工一次表计为准，监视各调整水位； 5.15.4.3如MFT动作，则按压火处理。

5.15.4.4手动关闭锅炉过热蒸汽出口电动阀，关闭机炉隔离截止阀，开启过热蒸汽出口联箱的疏水门和过热蒸汽管道上的疏水门。

第十六节 外线故障

5.16.1外线故障减电的现象：

5.16.1.1锅炉汽压急剧上升。5.16.1.2蒸汽流量减小。

5.16.1.3汽包水位瞬间下降而后上升。5.16.1.4过热蒸汽温度升高。5.16.1.5电压表和电流表的指示摆动。5.16.1.6电负荷表的指示突然减小。

5.16.1.7严重时，汽包和过热蒸汽出口集箱的安全门动作。

5.16.2外线故障减电的处理：

5.16.2.1根据负荷下降的情况，较大幅度地减少给煤，适当降低一次风量，汽压超限应立即开启过热器向空排汽门，注意维持锅炉正常汽压。

5.16.2.2将所有自动装置改为手动调整，加强对汽压、汽温和水位的监视； 5.16.2.3若安全门动作，应在恢复到工作压力时手动回座，回座后，检查安全门是否关闭严密；

5.16.2.4将全部情况汇报值长，记录入薄。

5.16.3外线故障加电的现象：

5.16.3.1事故照明暗一暗又亮，各电流表指示晃动；

5.16.3.2汽压急剧下降，蒸汽流量迅速增大，汽包水位先上升后下降。

5.16.4外线故障加电的处理：

5.16.4.1尽可能加强燃烧，维持汽压；

5.16.4.2如经加强调整，汽压仍有下降趋势时，应汇报值长，调整负荷； 5.16.4.3加强对水位、汽压、汽温的监视。

第十七节

风机故障的现象、原因及处理

5.17.1风机故障的现象：

5.17.1.1故障风机有振动、串轴、冲击等现象，或有其它异声（如转子和外壳摩擦声等）；

5.17.1.2外壳磨损漏灰； 5.17.1.3轴承温度不正常升高； 5.17.1.4风机过负荷，电流超额定电流。

5.17.2风机故障的原因：

5.17.2.1风机叶轮磨损，造成转子不平衡； 5.17.2.2风机或电动机地脚螺丝松动，引起振动；

5.17.2.3润滑油质不良，冷却水中断或阻塞，引起轴承温度升高； 5.17.2.4轴与叶轮间松驰，风机伺服电动机靠背轮螺丝松驰； 5.17.2.5轴瓦磨损及叶轮积灰严重；

5.17.2.6风机没有找好平衡或电动机中心位置不正； 5.17.2.7风机本体各支柱等发生共振。

5.17.3风机故障的处理：

5.17.3.1若风机故障影响燃烧时，司炉应及时调整，保证床料的流化，尽量维持床温、床压的正常；

5.17.3.2如因油质不良，在不允许停机时，可用加油放油的方法维持风机的运行，直到油质调好为止；

5.17.3.3因冷却水中断或阻塞，应立即设法使其畅通； 5.17.3.4因地脚螺丝松动，则设法拧紧； 5.17.3.5遇有下列情况，应紧急停止风机的运行：(1)、轴承串轴，振动超过规定值时；

(2)、轴承温度超过80℃时，电动机温度超过规定值时；(3)、电气设备故障，危及人身、设备安全时；(4)、发生火灾，电动机着火时。5.17.3.6开大另一台风机的挡板，使其保持最大出力。（电流不得超过规定值）； 5.17.3.7使用事故按钮紧急停用事故风机时，须手按事故按钮30秒，防止强行合闸损坏风机，并汇报班长、值长；

5.17.3.8当电动机发生故障重新启动风机时，必须得到值长的同意；

5.17.3.9风机跳闸后，如机械部分无严重缺陷，电流变化不大时，可将跳闸风机重合一次，如无效则立即停止。

第十八节

给煤机故障的现象、原因及处理

5.18.1给煤机故障的现象：

5.18.1.1蒸汽压力、流量、温度下降； 5.18.1.2给煤机调整指示回零或最大；

5.18.1.3显示器上显示给煤机“跳闸”或“故障”，并报警； 5.18.1.4床温分布不均，平均床温、床压降低，氧量上升。

5.18.2给煤机故障的原因：

5.18.2.1给煤机被杂物卡住；

5.18.2.2电动机、电动机变频器或电动机控制器回路出现故障； 5.18.2.3给煤量过多造成堵塞；

5.18.2.4给煤机皮带跑偏、无煤或皮带断裂； 5.18.2.5给煤口堵塞或播煤风量小于最小值。5.18.2.6清扫装置故障造成给煤机跳闸。

5.18.3给煤机故障的处理：

5.18.3.1有一台给煤机损坏时，停止该给煤机的运行，并关闭该给煤机的气动门，加大其余给煤机的给煤量，尽量维持锅炉负荷；

5.18.3.2所有给煤机同时故障无法维持床温，且短时间不能恢复运行时，立即压火，按压火处理操作；

5.18.2.3查明原因予以消除；

5.18.2.4恢复后，按压火启动操作进行； 5.18.2.5电气和机械故障可通知相关人员处理。5.18.4蒸汽管道内发生水冲击的原因及处理：

5.18.4.1原因：

（1）、并炉前,没有很好的进行暖管和放疏水｡

（2）、锅炉发生满水或有低温蒸汽进入管道而引起冲击｡

（3）、并炉时,新蒸汽温度太低,阀门开得太快,大量低温蒸汽冲击而引起管道冲击｡ 5.18.4.2处理：

（1）、及时加开管路上的疏水和过热器疏水｡

（2）、并炉时要缓慢进行,如汽温太低冲击严重时,应停止并列,并设法提高汽温｡（3）、水冲击后,要对受冲击设备的支架､吊架等进行检查｡

第三篇：锅炉典型事故处理

锅炉典型事故处理

11.7.1 锅炉满水 11.7.1.1 现象：

1.工业水位电视显示就地水位计指示超过可见部分； 2.各水位指示均大于203mm，高水位报警，MFT动作； 3.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

4.满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽导电度增加，甚至蒸汽管道内发生水冲击，法兰处、轴封处向外冒汽。11.7.1.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节故障； 2.运行人员监视不够，操作不当或误操作；

3.水位表失灵或指示不正确，使运行人员误判断； 4.负荷突变，调整不及时。11.7.1.3 处理：

1.自动MFT或手动按MFT按钮紧停处理；

2.停止上水，开省煤器再循环门，全开过热器、再热器疏水和主汽管疏水（含再热器）； 3.加强放水，注意汽包水位出现；

4.水位恢复正常后，汇报值长重新点火启动。11.7.2 锅炉缺水 11.7.2.1 现象：

1.工业水位计电视显示就地水位计指示低于可见部分； 2.各水位计指示均低于-279mm，低水位报警，MFT将动作； 3.给水流量不正常地小于蒸汽流量（水管道爆破，泄漏除外）； 4.主汽温度升高。11.7.2.2 原因：

1.给水自动失灵或调整门故障及给水泵调节失灵； 2.运行人员监视不够，或调整不当和误操作； 3.水位计失灵使运行人员误判断； 4.负荷变化大，调整不及时；

5.水冷壁、省煤器、泄漏严重或爆破。11.7.2.3 处理：

1.自动时MFT动作，手动时，手按“MFT”按钮紧停外理； 2.停止一切放水、排污工作和加药工作； 3.加强上水，汽包水位出现后重新启动；

4.若水冷壁、省煤器和给水管道爆破，则停止上水，关闭省煤器再循环门，按紧急停炉处理。11.7.3 主汽压力高 11.7.3.1 现象：

1.主汽压力高，光字牌报警； 2.各主汽压力表指示升高；

3.电磁泄压阀在“自动”时应动作； 4.安全门可能动作。11.7.3.2 原因： 1.负荷骤减；

2.PCV未投自动或拒动；

3.启制粉系统时，操作不当； 11.7.3.3 处理：

１ 1.调整磨煤机出力和一次风挡板开度（一单元）； 2.强制开启PVC阀；

3.联系汽机开启高、低旁路；

4.主汽压力恢复正常后，关闭PVC阀，联系汽机关闭高、低旁路；

5.若达安全门动作压力，而安全门不动，汽压急剧上升时，应手按“MFT”紧急停炉； 6.负荷当时未带满时，可临时紧急加负荷，控制汽压，操作时注意水位变化。7.二单元检查三次风是否带粉多，确证后可停止相应制粉系统运行。11.7.4 主汽温度高 11.7.4.1 现象： 1.汽温指示表超限；

2.主汽温度高，声光报警； 11.7.4.2 原因：

1.燃烧调整不当，风量调节不当； 2.减温水系统故障； 3.粉量或燃油量过大； 4.烟道二次燃烧； 5.汽压升高； 6.火焰中心偏高。11.7.4.3 处理：

1.若减温水自动故障，应切换为手动，增大减温水量； 2.调节风煤比例，使O2或CO2在规定范围； 3.调整燃烧，降低火焰中心； 4.加强水冷壁吹灰工作；

5.若由于尾部烟道再燃烧引起，按二次燃烧的情况处理。11.7.5 主汽温度低 11.7.5.1 现象：

1.汽温指示下降，超过正常规定值； 2.汽温低声光报警。11.7.5.2 原因： 1.减温水系统故障； 2.燃烧调整不当； 3.汽包水位高或满水；

4.锅炉加负荷过快或发生灭火。11.7.5.3 处理：

1.若减温水自动失灵，应改为手动调节，关小或关闭减温水，适当降负荷运行； 2.调燃烧和风煤比例，使O2或CO2含量在规定范围内；

3.再热汽温低时，可提高过剩空气系数和开大再热器侧烟温挡板；

4.汽温低于520℃时，机应根据汽温下降情况降负荷，汽温降至450℃时，负荷应减至零，汽温继续下降时（430℃），应打闸停机。11.7.6 锅炉灭火 11.7.6.1 现象：

1.炉膛负压增大，火焰监视器监视不到火焰； 2.火检指示全无；

3.灭火时，FSSS保护动作，灭火信号报警，一次风机、磨煤机、给煤机跳闸、给粉机跳闸，排粉机跳闸；

4.汽压、汽温、负荷急剧下降；

２ 5.氧量指示增大。11.7.6.2 原因：

1.锅炉负荷低，燃烧调整不当； 2.煤质突变，挥发分过低；

3.有油助燃时，油中带水多或燃油中断； 4.MFT动作；

5.主要辅机故障或电源中断；

6.二次风量控制系统失灵，使炉膛负压和氧量过大； 7.水冷壁爆破；

8.低负荷时，冷灰斗密封不严，大量冷空气从底部侵入； 9.炉膛内掉大焦。11.7.6.3 处理：

1.当锅炉灭火后，FSSS保护和MFT均应动作，自动停炉，否则应手动“MFT”停炉； 2.严禁退出保护，严禁采用关小风门，继续给风，给煤投油的关风爆燃法恢复； 3.将各自动改为手动操作，关小或关闭减温水门，最好用电泵维持水位； 4.停炉步骤参照“MFT”紧停一节；

5.停炉后查明灭火原因，消除故障后，对锅炉进行全面检查和通风吹扫，方能重新点火； 6.恢复时，根据汽温情况，开启各疏水阀。11.7.7 省煤器、水冷壁泄漏和爆破 11.7.7.1 原因：

1.材质不良，制造安装焊接质量不合格；

2.给水品质长期不合格，使管内结垢，管壁发生腐蚀； 3.省煤器外壁飞灰磨损严重；

4.水冷壁管、支吊安装不正确，造成自由膨胀不均； 5.炉膛发生爆炸，使水冷壁损坏；

6.燃烧器安装角度不合理，火焰直冲管壁，或大块焦渣坠落、砸坏水冷壁。11.7.7.2 现象：

1.炉膛内或省煤器处有泄漏声和爆破声； 2.汽包水位难以维持；

3.排烟温度降低，两侧烟温差增大； 4.给水流量不正常大于蒸汽流量；

5.炉膛负压变小或变正，燃烧不稳，引风机电流增大； 6.机组负荷下降；

7.水冷壁泄漏严重时，炉膛灭火，保护动作； 8.省煤器下部灰斗发生冒汽或跑水现象。11.7.7.3 处理：

1.泄漏较轻微时，应适当降负荷运行，保持各参数稳定，要求停炉并重点注意事态的发展； 2.泄漏严重或发生爆破，无法维持水位及其它参数正常时，应手按MFT紧急停炉； 3.停炉后，留一台引风机运行，维持负压，排除蒸汽和烟气；

4.停炉后，应及时停电除尘，以防电极积灰，并及时清理电除尘和省煤器下部灰斗积灰。11.7.8 过热器、再热器泄漏和爆破 11.7.8.1 现象：

1.过热器、再热器通道处有泄漏或爆破声；

2.燃烧不稳，炉膛负压变小或变正，烟道不严密处往外冒烟气或蒸汽； 3.蒸汽压力下降，主汽温度发生变化，机组负荷降低； 4.给水流量不正常地大于蒸汽流量；

３ 5.两侧烟温差增大，泄漏侧偏低； 6.引风机自动时，电流增大。11.7.8.2 原因：

1.燃烧调整不当，使火焰拉长或偏斜，造成局部过热器和再热器长期超温； 2.燃烧料中的有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀，管子损坏；

3.化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内给垢使管子损坏； 4.启、停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温； 5.汽机甩负荷时，高旁动作，使再热器超温； 6.过热器、再热器处堵灰使局部温度升高； 7.吹灰装置安装、操作不当，吹坏管子； 8.长期超温运行及飞灰磨损。11.7.8.3 处理：

1.漏泄较轻时，加强给水，维持炉膛负压，同时适当降负荷，降参数运行； 2.维持现状，加强观察损坏情况，防止事态扩大，提出停炉申请； 3.泄漏或爆破严重时，应手按“MFT”紧急停炉； 4.停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽。11.7.9 尾部烟道二次燃烧 11.7.9.1 现象：

1.炉膛负压和烟道负压急剧变化； 2.排烟温度急剧升高，含氧量下降；

3.烟道不严密处、人孔门处及引风机轴封处往外冒火星或冒烟； 4.热风温度，省煤器出口水温不正常地升高；

5.空预器处再燃烧时，外壳烧红或有温度辐射感，空预器电流摆动。11.7.9.2 原因：

1.长期燃烧不良或调整不当，煤粉过粗，油枪雾化不良，使未燃烧的燃料进入烟道内； 2.点火初期或长时间低负荷运行及停炉，造成大量可燃物沉积在烟道内； 3.炉膛负压过大，使未燃尽燃料吸入烟道；

4.灭火后未及时停止燃料，而点火前通风吹扫不足。11.7.9.3 处理：

1.当烟道温度和排烟温度不正常升高时，应查找区域调整燃烧，进行吹灰和适当降负荷； 2.经上述处理无效，或烟道内已发生燃烧现象时，应手按“MFT”按钮，紧急停炉；

3.停炉后，严密关闭所有风门挡板，使燃烧系统处于密闭状态，通入蒸汽消防或水消防； 4.保持空预器继续转动；

5.确认燃烧现象完全熄灭后，可启动引、送风机，通风5-10min，复查设备损坏情况，和有无积灰、火星，停止消防设备和吹灰；

6.逐渐开启引、送风机挡板，排烟温度无升高现象时，方可重新点火。11.7.10 水位计损坏 11.7.10.1 处理：

1.任一个汽包水位计泄漏或损坏时，应对其隔离，汇报值长通知检修处理；

2.任一个汽包就地水面计损坏或水位电视故障，锅炉仍可继续运行，但应汇报值长，通知检修尽快修复，并加强水位监视，增加校对次数；

3.两侧汽包水位计全损坏，但电接点水位计运行正常，或CRT水位正常可靠，给水自动调节正常，锅炉仍可继续运行一段时间（2-3h）汇报值长，要求紧急修复水面计；

4.给水自动不可靠时，只能根据机械水位表，电接点水位计做短时间的运行（15-20min）并申请停炉；

5.两侧就地水位计损坏，而机械表，电气表不可靠，自动也不可靠时，应手动“MFT”紧急停

４ 炉；

6.任一汽包水位计损坏，应将运行方式切为“锅炉基本”或“锅炉基本自动”。11.7.11 回转式空气预热器故障 11.7.11.1 现象：

1.回转式空预器电机电流不正常的摆动； 2.相关报警牌亮，空预器可能掉闸。11.7.11.2 原因：

1.传动部分卡涩，密封板损坏；

2.转子与外壳之间有杂物，或盘根扭曲变形； 3.受热面严重堵灰，烟温偏差大； 4.电气设备故障；

5.轴承损坏和轴承温度超限； 6.启动中烟温上升速度过快。11.7.11.3 处理：

1.一台转式空气预热器跳闸，若在跳闸前无电流过大现象或机械部分故障，可重合一次，若重合闸成功，则应查明原因消除，若重合闸无效，应投入盘车装置，降低锅炉负荷，控制排烟温度，不超过规定值；

2.一台回转式空气预热器故障停运，而排烟温度超过定值，或两台回转式空预器故障停运时，应按紧急停炉处理；

3.启动中升烟温速度要均，每小时不超过50℃，最高烟温值不超过409℃。11.7.12 空压机控制气源中断 11.7.12.1 现象：

1.控制气源压力表指示下降或到零； 2.光字牌上控制气源压力低报警； 3.所有气动执行机构断气自锁。11.7.12.2 原因： 1.空压机故障；

2.控制气源管路和系统漏气严重； 3.干燥塔切换不正常。11.7.12.3 处理：

1.当控制气源压力低于0.6MPa时应启动备用空压机运行；

2.若气压继续降至0.4MPa左右时，所有气动执行机构断气自锁，保持固定调节位置；

3.此时，操作人员禁止操作所有气动执行机构，应维持锅炉稳定运行，机侧水环真空泵入口碟阀关闭，应严密监视真空变化；

4.若控制气源短期无法恢复正常时，应申请停机。11.7.13 热工控制和仪表电源中断 11.7.13.1 现象：

1.仪表电源失去，指示回零或消失；

2.交直流电源指示灯灭、光字牌不亮、电铃和喇叭也不响； 3.所有自动调节失灵，手动也不能远方操作； 4.所有调整门和调节挡板失去电源，指示消失。11.7.13.2 处理：

1.若部分热控电源消失，锅炉主要参数还有监视手段时，应稳定机组运行，减少不必要操作，严密监视主要参数；

2.汇报值长，要求迅速恢复电源，并将自动解列，切为手动或就地操作； 3.就地对引、送风机挡板控制，维持负压；

５ 4.部分电源中断，短时无法恢复时，应申请停炉；

5.运行参数超限，无调整手段，或热控及仪表电源全部中断时，应手按“MFT”紧急停炉。

６

第四篇：余热锅炉整治措施

余热锅炉整治措施

一、作业前的安全检查

1、作业前安排专人对余热锅炉周围的设备设施进行全面检查做好记录；

2、检查锅炉的仪表压力是否归零；

3、锅炉供水设施断电挂牌；

二、作业前的安全要求

1、进入锅炉内劳保必须齐全；

2、进入锅炉内工作每次不得少于两人；

3、锅炉外必须设监护人员；

4、进入锅炉内工作时，照明灯具电压不得超过36Ⅴ或12Ⅴ；

5、进入前对容器内进行有害气体检查，有害气体浓度不得超过20ppm；

6、进行焊割作业时必须装有通风设施；

7、进入锅炉内工作每次不得超过2小时；

三、作业过程中的安全要求：

1、严禁作业人员在有毒、窒息环境下摘下防毒面具。

2、进入余热锅炉内作业时应采取轮换作业。

3、进入余热锅炉内高处作业应应按高处作业安全规范的规定进行，应搭设安全梯或安全平台。

4、进入锅炉内进行焊割作业应按动火作业安全规范的规定进行。

5、作业前后应清点作业人员和作业工器具。作业结束后作业人员应将作业工器具带出。

6、锅炉内作业结束后，由锅炉所在单位和作业单位共同检查锅炉内外，对锅炉内焊渣、电焊条等杂物彻底清理，确认无问题后方可封闭余热锅炉。

四、职责要求

1、作业负责人的职责

1）对余热锅炉作业安全负全面责任。

2）对余热锅炉作业环境、作业方案和防护设施及用品达到安全要求后，可安排人员进入余热锅炉作业。

3）在余热锅炉及其附近发生异常情况时，应立即停止作业，并通知作业人员离开作业环境。

4）检查、确认应急准备情况，核实内外联络及呼叫方法。

5）对未经允许试图进入或已经进入余热锅炉者进行劝阻或责令退出。

2、监护人员的职责

1）对余热锅炉作业人员的安全负有监督和保护的职责。

2）了解可能面临的危害，对作业人员出现的异常行为能够及时警觉并做出判断。与作业人员保持联系和交流，观察作业人员的状况。

3）当发现异常时，立即向作业人员发出撤离警报，并帮助作业人员从余热锅炉逃生，同时立即呼叫紧急救援。

4）掌握应急救援的基本知识。

3、作业人员的职责

1）负责在保障安全的前提下进入余热锅炉实施作业任务。作业前应了解作业的内容、地点、时间、要求，熟知作业中的危害因素和应采取的安全措施。

2）确认安全防护措施落实情况。

3）遵守受限空间作业安全操作规程，正确使用受限空间作业安全设施与个体防护用品。4）应与监护人员进行必要的、有效的安全、报警、撤离等双向信息交流。

5）服从作业负责人、监护人的指挥，如发现作业监护人员不履行职责时，应停止作业并撤工作现场。

6）在作业中如出现异常情况或感到不适或呼吸困难时，应立即向作业监护人发出信号，迅速撤离现场。

4、审批人员的职责

1）审查《作业证》的办理是否符合要求。2）到现场了解锅炉内外情况。

3）督促检查各项安全措施的落实情况。

第五篇：余热锅炉水压试验方案

余热锅炉水压试验方案

水压试验的要点如下：

1.1水压试验前应做好如下工作。

1.1.1进行所试部件的内部清理和表面检查。1.1.2装置校验合格的压力表 1.1.3装设好排水管道和放空气阀。

1.2试验压力以汽包为测量基准点，试验时应装设两套以上经检验合格的压力表，中压锅炉系统水压试验压力为2.61MPa，除氧器系统水压试验压力为0.66MPa。1.3水压试验时水质和温度要求。1.3.1试验用水应为除盐水。

1.3.2水压试验时，周围空气温度应高于5℃，否则应有防冻措施。1.3.3试验水温不应低于露点温度和高于50℃

1.4汽包上水位计只做工作压力试验，不参与超压试验。1.5按JB/T1612-94技术条件进行锅炉整体水压试验。1.6水压试验压力升降速度一般不应超过每分钟0.3MPa。

1.7锅炉充满水后金属表面结露应清除，当压力升至试验压力的10%左右时，应作初步检查，清除异常现象。

1.8水压试验升至工作压力时，应进行全面检查，并且保证工作压力值无下降情况，则可继续缓慢均匀地升压，进行超压试验。在试验压力下保持20分钟后降至工作压力再进行全面检查。检查期间压力应保持不变，检查中若无裂纹、变形及漏水现象，则可认为水压试验合格。

1.9整体水压试验后，应将水放尽，尤其是水压后至启动时间较长时，更应考虑汽水系统内部的防腐措施。必要时可微开烟气挡板把本体管子温度升高至150℃烘干。

水压试验时，中压系统水容积约为38m3，低压系统水容积约为44m3。2.水压试验条件和操作步骤：

2.1汽包就地压力表和表盘压力表投入，并校对准确性。2.2锅炉事故放水门送上电源，开关灵活，放水管系统畅通。

2.3检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，检修工作票全部终结，炉内及烟道内无人工作。

2.4检查各处膨胀情况一次。

2.5试验时，汽包壁温度维持在35～75℃之间，因此，水压试验用水宜在40～80℃之间。

2.6汽包水位计只作工作压力试验，不参与超压试验，安全阀不参与水压试验，届时，将安全阀压死。

2.7给水门关闭，所有放水门关闭。所有空气门及向空排汽门开启，待有水喷出时逐个关闭。上水完毕后，汇报值长，联系汽机做好防止汽轮机进水的措施（将至汽机的主汽管路疏水门打开）。用给水管路（中压系统）或凝结水旁路（低压系统），其升压速度≤0.3MPa/min，中压锅炉系统升压至0.1MPa，暂停升压，利用事故放水门试放水一次。然后继续升压，升压速度减慢至0.1MPa/min，在接近工作压力时，升压速度减慢至0.05MPa/min，严防超压。升压到0.26MPa时进行一次全面检查。压力升至工作压力时，关闭进水门5分钟，记录压力下降值，再微开进水门保持工作压力，进行全面检查。

3.若进行超水压试验，在升压至工作压力时，检查无问题后，继续升压至超压试验压力，保持5分钟。然后关闭进水门，缓慢开启过热器集箱疏水门降压至工作压力保持5分钟，记录压力下降值，再微开进水门保持工作压力，进行全面检查。锅炉本体超压试验时，汽包水位计应解列，严禁进行检查工作。4.水压试验的合格标准

4.1 受压元件金属壁和焊缝上没有任何水雾、渗水现象。4.2 锅炉本体的压力降每分钟≤0.1MPa。4.3 承压部件无明显残余变形。

5.水压试验检查结束后，泄压应缓慢，一般泄压速度不超过0.5MPa/min，当汽包压力降至0.2MPa，开启所有空气门和向空排汽门，压力降至零，方可进行放水。6.在冬季水压试验后，若短时不点炉，则应采取防冻措施，防止冻坏设备。