电厂水处理典型事故的分析处理与防范(下)

第一篇：电厂水处理典型事故的分析处理与防范(下)

电厂水处理典型事故的分析、处理与防范（下）离心水泵振动、温度发生异常：11.1后果：（１）如果电机轴承振动异常或温度异常不及时处理，可能会造成温度过高，引起电机过热、电机线圈烧毁。（2）如果水泵轴承振动异常或温度异常不及时处理，可能会造成轴承或水泵进一步损坏。（３）如果水泵泵体振动或温度异常，不及时处理可能会引起水泵严重损坏。（4）如果电机缺相，将会造成电机烧毁或开关跳闸。11.2现象：（1）用手摸或用测振仪测试显示振动超标。（2）用手摸或测温仪测试温度偏高。（3）如果轴承损坏严重或密封过紧或叶轮犯卡，则泵的运行电流比正常值升高。（4）如果电机发生缺相，电机运行电流明显过大；各相电流情况是：一相无电流、另两相明显偏高。11.3原因：（１）电机轴承振动异常或温度异常原因：轴承质量不合格造成损坏；轴承缺油或油质不合格；电机电源缺相。（2）水泵轴承振动异常或温度异常原因：轴承质量不合格；润滑油缺油或油质变质；盘根或机械密封压得过紧；由于电机振动异常带动泵的轴承振动异常；或电机与泵的找正不当；或底座、地基不牢固。（３）水泵泵体振动或温度异常原因：叶轮损坏或松动、盘根或轴承过紧；水泵汽化不打水；出口管道振动过大；出口管道阻力过大；底座或基础不牢固。（4）如果电机缺相，原因为电气接线错误或接线松动。11.4处理方法：（１）因为轴承、盘根、机械密封、底座、基础或油质等原因应当切换备用泵运行然后进行检修。（２）轴承润滑油缺油时应及时补加。（3）水泵汽化时应当停泵检查入口管道是否漏气、前置水箱液位是否过低，然后根据原因处理。（4）发现电机缺相时，应立即停止其运行、检查电机接线。11.5防范措施：（１）及时认真巡检，及时发现存在的异常并及时处理。（2）发现油量不足应当及时添加，发现油质不良应当及时更换。（３）保持前置水箱液位处于低液位以上。（４）应当加强设备检修质量，确保设备健康状况。12 酸碱系统跑酸、碱事故12.1事故后果：由于该公司将水处理系统排放水经过浓水系统输送应用于锅炉捞渣机水封、取样冷却器冷却等用途，因此酸碱泄漏到浓水中后将引起以下后果：（1）跑酸事故发生后将造成浓水系统腐蚀，引起设备腐蚀损坏。（２）跑碱时造成浓水系统结垢，进而堵塞浓水管路和取样冷却器；可能会造成浓水泵叶轮卡涩不转。（3）造成环境污染。12.2事故现象：（1）跑酸后取样冷却水有酸味；（２）跑碱后取样冷却水流出白色盐垢，手接触到冷却水后感觉滑；取样冷却水压力、流量降低。12.3事故原因：（1）操作人员责任心不强、粗心大意，在向酸碱计量箱进酸碱时人员未在现场看守，造成溢流。（2）酸碱阀门损坏或内漏，酸碱管道泄漏。12.4处理方法：（１）迅速关闭酸、碱储罐的出口阀门。（２）跑酸时加入适量的浓碱进行中和至中性，跑碱时加入适量的浓酸中和至中性。（３）处理过程中做好人身防护，一定要防止浓酸、浓碱溅到人身造成人员伤害。12.5防范措施：（1）加强操作人员责任心；（２）在计量箱补酸碱时现场应当有专人看护。（3）操作阀门时应当双手平衡用力、缓慢操作，以防将阀门板断。13 运行混床串碱事故13.1事故后果：（１）造成混床提前失效，使混床产水水质不合格。（2）如果发现不及时会污染除盐水箱水质。（３）碱性水进入热力系统，会造成锅炉水冷壁管碱性腐蚀；严重时引起锅炉爆管。13.2 事故现象：（1）运行混床的产水ＰＨ值急剧上升。（２）混床产水电导率迅速增大。（3）除盐水箱ＰＨ值较高及电导率很大。13.3 事故原因：（１）混床在再生之后手动进碱门未关闭或未关严或手动门内漏，同时进碱气动门关闭不严。13.4处理方法：（１）立即停运串碱的混床。（２）立即化验除盐水箱的PH值和电导率，判断除盐水污染程度。根据污染情况决定是否对除盐水箱进行换水。（３）除盐水箱不需要换水时，应当查明原因后投入备用混床运行。（4）除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。13.5防范措施：（１）加强运行操作的责任心，混床再生之后及时关闭进碱门。（2）发现混床进碱阀门损坏时应当及时联系检修处理。（3）在混床再生之前和再生过程中应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门、进碱门处于关闭状态。14 运行混床串酸事故14.1事故后果：（１）混床串酸之后，酸性水迅速污染除盐水箱。（２）酸性水进入热力系统，会迅速造成锅炉水冷壁管酸性腐蚀，引起锅炉爆管。14.2事故现象：（1）运行混床的产水ＰＨ值急剧下降。（２）混床产水电导率迅速增大。（3）除盐水箱ＰＨ值明显较低、电导率明显升高。14.3 事故原因：混床在再生之后手动进酸门未关闭或未关严或手动门内漏，同时进酸气动门关闭不严。14.4处理方法：（１）立即停运串酸的混床。（２）立即化验除盐水箱的PH值和电导率，判断除盐水污染程度。根据污染情况决定是否对除盐水箱进行换水。（３）除盐水箱不需要换水时，应当在查明原因后方可投入备用混床运行。（4）除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。14.5防范措施：（１）加强运行操作的责任心，混床再生之后及时关闭进酸门。（2）发现混床进酸门损坏时应当及时联系检修处理。（3）在混床再生之前和再生过程中应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门处于关闭状态。15 除盐水箱水质污染事故15.1 事故后果：处理不及时可能会造成锅炉热管发生结垢、酸性腐蚀或苛性腐蚀，引起锅炉爆管。15.2 事故现象：（1）除盐水箱水质化验结果中硬度或ＰＨ值或电导率数值超标或不正常。15.3 事故原因：（１）混床过度失效。（２）混床串酸。（３）混床串碱。（４）除盐水箱生产返回水水质发生异常。15.4处理方法：（１）发现混床失效时，应当立即停止混床运行，投入备用混床运行。（２）判断混床发生串酸或串碱事故时应当按照“14节”方法处理。（３）发现返回水水质异常时应当立即将返回水切换排向原水池或排掉，并查找水质异常原因。（4）除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。15.5防范措施：（１）混床接近失效终点时应当增加分析频率，防止过度失效。（2）混床再生之前和再生过程中，应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门、进碱门处于关闭状态。（３）坚持定期化验返回水水质，发现异常及时处理。16 炉水电导率异常16.1事故后果：（1）电导率明显偏大时，表明炉水中总的含盐量较大。一般来说，含盐量较大的炉水的腐蚀性和结垢的倾向较大。（２）造成电导率升高现象有多种不同的原因，各种原因造成的后果不尽相同。（3）炉水系统有泄漏或跑水时，将会造成炉水及热量损失。16.2事故原因：（1）电导率偏大的原因有：a、取样冷却器内的换热管泄漏;b、炉水加药量过大;c、锅炉排污量过低；d、除盐水、凝结水、疏水、给水等受到污染导致电导率过大。（2）电导率明显偏小的原因有：a、炉水排污量过大;b、炉水系统有泄漏的情况，如水冷壁管泄漏；c、炉水系统阀门未关严，如紧急放水门未不严或定排门未关严等。16.3处理方法：（１）应当首先查明是否为取样或化验的原因引起分析结果不正常。（2）电导率过大时，应当加大锅炉排污量、使其降低到正常水平；找出造成异常的原因，并有针对性地处理。（3）电导率过小时，应当查找泄漏或跑水的原因，然后设法排除。16.4防范措施：（1）坚持对各种水质按时取样化验，发现异常及时汇报并及时处理。（２）取样、化验方法应当按照化验分析规程要求认真操作。（3）注意加药量、加药泵冲程的日常变化规律，发现加药需求量有异常时应当及时查找原因。（4）要求锅炉人员在操作排污阀、紧急放水阀等阀门时应当确保阀门操作到位，该关闭的一定要关闭严实。（5）根据水质及时合理调整锅炉排污量。17 炉水PH 值超标17.1事故后果：（1）炉水PH值过高时容易造成碱性腐蚀，引起锅炉结垢和爆管。（2）炉水PH值过低时容易造成酸性腐蚀，引起锅炉爆管。17.2事故原因：（１）炉水PH值过高的原因：a、组成给水的某种水的PH值过高，重点怀疑除盐水;b、磷酸三钠投加量过大；c、凝汽器换热管发生泄漏，冷却水漏入凝结水侧。（2）炉水PH值过低的原因：a、组成给水的某种水的PH值过低，重点怀疑除盐水;b、所加药剂中磷酸氢二钠占得比例过大；c、混床新换了离子交换树脂或树脂漏入除盐水箱。17.3处理方法：（１）应当首先查明是否为取样或化验的原因引起分析结果不正常。（2）炉水PH值异常应当按照“三级处理值”的要求进行处理。即炉水PH达到一级处理值（9.0－8.5）时，应在72小时内恢复至标准值；水质达到二级处理值（8.5－8.0）时，应在24小时内恢复至标准值；当水质达到三级处理值（＜8.0）时，如水质仍不好转，应在4小时内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应要求采用更高一级的处理方法。（3）认真查找造成炉水PH异常的原因并针对原因进行处理。17.4防范措施：（1）坚持对各种水按时取样化验，发现异常及时汇报并及时处理。（2）水处理操作时杜绝跑酸碱事故。（3）合理调整锅炉加药量。（4）合理调整循环水质量，防止换热器腐蚀泄漏。（5）新离子交换树脂应当进行适当的预处理之后方可投入使用。（6）混床内碎树脂过多时应当对混床进行大反洗，将碎树脂反洗出去。18 蒸汽品质超标18.1事故后果：（1）饱和蒸汽品质异常时，会造成过热器内部积盐，引起换热管局部过热，造成爆管。（2）过热蒸汽品质异常时，会造成汽轮机叶片积盐，影响汽轮机安全经济运行。（3）过热蒸汽品质异常还会引起外供蒸汽品质超标，造成供汽管道内部积盐或腐蚀，引起管道破裂，影响正常供热。18.2事故现象：（1）化验蒸汽品质超标。（2）供热管网的疏水的质量异常。（3）严重时，在汽轮机开缸之后可以发现汽轮机叶片有盐类沉积。18.3事故原因：（１）由于锅炉排污量过小导致炉水含盐量过高。（2）由于加药量过多导致炉水含盐量过高。（3）由于补给水质量过差导致带入炉水的盐类过多。（4）汽包水位过高或水位波动过大。（5）锅炉负荷过高或负荷波动过大。（6）锅炉汽包内部汽水分离装置发生故障。18.4处理方法：（１）首先检查取样、化验分析过程、方法、药剂有无问题，如果确认分析结果正确无误，方可进一步判断异常的原因。（2）如果由于锅炉负荷或水位原因造成异常，应当要求锅炉班组调整锅炉负荷和水位，使之正常。（3）如果由于加药、水质原因造成蒸汽异常，应当加大排污量，同时设法减少带入锅炉的盐类含量。（4）如果确认为汽包内部汽水分离装置存在故障，应当根据蒸汽污染程度请示是否进行停炉处理。18.5防范措施：（1）运行人员应当坚持按照化验标准要求正确进行取样、化验。（2）应当按时取样分析各种蒸汽、水样，经常对各种水汽质量及变化趋势进行比较分析，发现问题及时处理。（3）要求合理调整锅炉排污量和加药量。（4）锅炉岗位应当合理调整锅炉负荷和水位，无特殊情况时应当按照规程要求使其控制在额定负荷和正常水位，并且设法保持稳定。（5）利用停炉机会检查汽包内部装置，确保设备完好。19 炉水磷酸根浓度超标19.1 事故后果：（1）磷酸根过高将导致蒸汽品质恶化。（2）磷酸根过低，可能会造成锅炉结垢。19.2 事故现象：化验结果显示磷酸根异常。19.3原因:（1）磷酸根过高的原因：a、磷酸盐加药量过大。b、发生“磷酸盐暂时消失现象”之后，磷酸根突然释放出来。c、锅炉排污量减小后，加药量未及时调小。（2）磷酸根过低的原因：a、磷酸盐加药量过小。b、锅炉炉水存在泄漏，如水冷壁管泄漏、定期排污阀未关严、连排量过大等。c、组成给水的除盐水、凝结水、返回水或疏水中含有硬度，如混床过度失效引起除盐水中有硬度，凝汽器管泄漏导致凝结水中有硬度等。19.4处理方法：（1）及时调整加药量，使炉水磷酸根维持在合格范围内。（2水处理岗位发现磷酸根浓度持续降低时（即使不低于下限），应当及时通知锅炉岗位查找炉水系统泄漏情况，为锅炉岗位争取事故处理有利时机。（3）磷酸根过低或降低速度较快时，应立即化验检查除盐水、凝结水、返回水、疏水等是否存在硬度，发现之后针对硬度来源进行处理。（4）磷酸根浓度过高时应当加大锅炉排污量、减小药剂投加量。19.5防范措施：（1）及时对炉水、给水、除盐水等进行化验分析，以便及时发现问题、争取处理时机。（2）正确合理地调整加药量和炉水排污量。（3）防止混床过度失效。（4）防止凝汽器换热管腐蚀泄漏。20 疏水硬度超标20.1 事故后果：（1）造成炉水磷酸根浓度迅速下降。（2）严重时造成锅炉水冷壁结垢。20.2 事故现象：炉水磷酸根浓度异常下降。20.3事故原因：（１）进入疏水箱的疏水硬度超标，如采暖换热站、浴室换热站换热管泄漏造成疏水被污染。（2）锅炉给水平台的疏水接水槽处有人倒入茶水或污水。20.4 处理方法：（１）放掉硬度超标的水。（2）查找污染源头予以消除。（3）向炉水中及时补充磷酸盐，维持磷酸盐浓度合格。20.5 防范措施：（1）及时化验分析，发现异常及时处理。（2）不要向疏水接水槽内倾倒污水。21 结语在生产实践中，针对具体的生产工艺特点，对各种可能发生的事故进行分析研究，总结出相应的事故分析、处理的方法，提出事故防范措施，可对生产运行管理提供一定的指导作用。

第二篇：电厂水处理典型事故的分析

电厂水处理典型事故的分析、处理与防范

摘 要 本文对电厂水处理系统常见的各类典型事故进行了分析研究，对各事故提出了分析判断、事故处理的方法，并提出了相应的事故防范措施。

关键词 水处理

事故处理

事故防范

前言

我公司炉外水处理系统基本工艺为：来自市政自来水管网的原水经原水加热器加热到18－25℃之后，进入盘式过滤器（DF）进行预过滤处理，然后经超滤装置(UF)进行深度过滤处理，超滤产水经过反渗透装置(RO)进行预脱盐处理，然后进入混合离子交换器进行二级脱盐处理，二级脱盐水作为该公司锅炉的补给水。炉内水处理基本工艺为协调PH-磷酸盐处理。

在水处理系统运行控制过程中，由于设备种类和水质品种繁多，影响安全运行的因素错综复杂。为指导运行人员合理调整运行参数、全面检查运行状况和安全操作运行设备，笔者对该公司水处理系统各个环节的常见易发事故进行分析研究，提出了事故分析与处理的方法，提出了相应的事故防范措施。

原水加热温度超标事故

2.1

事故后果：加热器出水超温严重时，可能会造成盘滤装置、超滤膜甚至反渗透膜的超温损坏或烧毁事故，引起设备报废。

2.2

事故现象：（1）加热器出水的温度表显示数值偏高；（２）手摸盘滤装置及进出水管道较热。（3）严重时会导致DF、UF、RO产水量迅速下降。（4）严重时超滤水箱、反渗透产水箱顶部冒出热汽。

2.3

事故原因：（１）加热器控制失灵造成加热过量；（2）停运制水装置后忘记停运加热器。（３）加热器进汽阀门关闭不严实，造成蒸汽内漏。

2.4

事故处理方法：（１）发现加热温度过高时应迅速关闭进汽阀门，检查热水串入到了哪些设备，检查热水对系统的影响程度，发现热水串入后续设备且温度高于40℃时应立即放掉或置换掉其内部热水，然后查找超温原因。（2）发现温度稍微偏高时可及时进行调整。

2.5

事故防范措施：（１）制水装置停运之后要及时停运加热器、关闭进汽阀门；加热器启动之前一定要先启动制水装置运行。（２）设备处于停运状态时也要坚持定期对加热器系统进行巡检，以防蒸汽阀门内漏引蒸汽向后串汽，造成设备烧毁。（３）巡检设备时不仅要观看温度计显示值，还要用手摸设备和管道的温度，以防温度计失灵造成误导。

加热器发生水冲击事故：

3.1

事故后果：（1）水冲击严重时会导致加热器设备损坏、泄漏，影响设备的正常使用，影响系统的正常运行。（２）可能会引起管道支架脱落或变形。

3.2

事故现象：（1）现场存在较大的撞击声；（２）管道、设备剧烈振动。（３）压力表指针大幅度摆动。

3.3

事故原因：（１）加热器进汽压力过高；（２）加热器疏水排水不畅。

3.4

事故处理方法：（1）通过关小进汽阀门开度、增加减温水的流量的方法，降低加热器进汽压力。（２）检查加热器疏水排出管道是否通畅。

原水质量恶化事故：

4.1

事故后果：（1）处理不及时会引起超滤膜堵塞，引起超滤产水量迅速下降，不能满足生产要求。（2）超滤膜堵塞后，会进一步导致膜丝断裂，造成产水水质下降。（３）严重时会由于超滤产水水质较差导致反渗透膜污堵。

4.2

事故现象：（1）盘滤反洗排水颜色或浊度明显异常；（２）超滤反洗排水颜色、浊度明显异常；（3）盘滤反洗水箱的水颜色异常或明显浑浊。（４）超滤和盘滤装置的进水、产水压差明显升高。（５）自来水水龙头放出的水较浑浊。（6）超滤浓水流量计处可以看到浓水的颜色或混浊度明显异常。

4.3

事故原因：（１）自来水厂生产运行控制产生异常，导致水质恶化；（2）市政自来水管道发生事故，污染水源。（３）生产返回水补入原水池时，返回水水质可能不合格。

4.4

事故处理方法：（１）如果水源水质很差且除盐水箱液位较高，可以立即停止向原水箱补水；同时汇报值长联系水源主管单位进行处理，并及时了解水源质量变化情况。同时，放掉原水池被污染的水；待水源好转之后及时冲洗原水池、补充质量较好的水源。然后，对盘滤和超滤进行彻底反洗之后投运设备。（2）如果水质轻度污染，或者除盐水箱液位较低不允许停止制水，应采取以下措施：根据除盐水量需要可适当降低系统制水产量，增加盘滤反洗频率，增加超滤反洗频率，开大超滤浓水流量；同时解列两台原水池中的一台放空存水，保持另一台运行。

4.5

防范措施：（１）巡检时要注意观察盘滤和超滤反洗排水，注意观察盘滤反洗水箱中水的颜色。（2）使用自来水的时候发现水质异常要及时汇报并查找原因。

超滤膜断丝事故：

5.1

事故后果：（１）超滤水质恶化，SDI值变差或超标。（2）造成反渗透膜发生污堵，导致反渗透产水率迅速下降。

5.2

事故现象：（１）超滤产水SDI值增大；（２）超滤产水SDI值测试膜片颜色变深。

5.3

事故原因：（1）超滤进水温度过低，导致运行阻力增加。（２）由于原水污染、菌藻过多等原因造成超滤膜污堵。（3）超滤进水流量偏大，大于超滤膜的产水能力。

5.4

事故处理方法：断丝较多、影响产水水质时应当逐台停运修补断丝。

5.5

防范措施：（１）保持加热器正常运行，保证进水温度正常。（2）保持超滤进水量不超过额定流量，及时调整几台原水泵的运行方式。（３）及时对原水水质进行监测，原水恶化时要及时采取有效控制措施。（4）膜丝污堵造成进产水压差大于0.08MPa时对超滤膜进行化学清洗。（5）定期进行杀菌灭藻处理。

超滤产水SDI值超标事故：

6.1

事故后果：（１）造成反渗透膜被污堵，产水率迅速下降。（2）为了消除反渗透污堵，需要对反渗透进行化学清洗，进而引起反渗透脱盐率降低。

6.2

事故原因：（１）超滤膜断丝；（2）原水水质恶化；（３）盘滤运行不正常；（4）测试SDI值时取样管道未进行充分放水冲洗。

6.3

处理方法：（１）超滤补丝；（2）控制原水水质恶化问题；（３）检查盘滤运行不正常的原因并处理；（4）测试SDI值之前先冲洗引水管道。

6.4

防范措施：做好预处理的运行控制。

反渗透产水电导率上升

7.1

后果：（１）导致混床周期制水量减小，引起混床再生消耗的酸、碱、水、电耗增加。（2）更换反渗透膜需要增加较大的生产成本。

7.2

主要原因：（１）反渗透膜被氧化剂所氧化。（2）化学清洗方法不当或过于频繁。（３）反渗透回收率调整得过高，即浓水量调整得过小。（4）还原剂等药剂的投加量过高。（5）原水电导率增大。

7.3

处理方法：（1）当反渗透产水电导率过高、脱盐率达到报废标准要求之后，应当更换反渗透膜。（２）由于药剂投加过多造成电导率加大时，应当合理调整药剂投加量。（3）由于水源原因造成电导率增大时应当查找水源恶化原因，联系处理。

7.4

防范措施：（１）注意加强预处理系统的运行维护与保养，防止反渗透膜被污染。（２）注意合理调整反渗透药剂投加量，特别是严格控制阻垢剂的投加浓度，防止反渗透膜结垢。（3）注意做好反渗透进水余氯的化验检测，发现余氯超标要及时加大还原剂的投加量；当余氯值一直稳定在不超标的范围时，运行人员应当适当减小还原剂投加量，努力降低药剂消耗。（４）化学清洗时注意合理控制清洗用药配方，同时避免长时间用强烈药剂浸泡反渗透膜。

反渗透产水率下降

8.1

后果：（1）产水率降低之后，产水量可能无法满足锅炉需要，影响全厂生产。（２）产水率降低导致系统水耗升高，影响经济运行。

8.2

现象：（1）反渗透产水量小于额定量。（2）反渗透段间压差升高。

8.3

原因：（１）因预处理系统出现问题导致反渗透膜一段受到污染。（２）因阻垢剂投加量控制不当，导致反渗透结垢。（3）反渗透浓水阀被不恰当地开大。

8.4

处理方法：（１）对反渗透进行化学清洗。（２）如果因为浓水阀被不恰当调整，应当重新调整浓水阀开度。

8.5

防范措施：（１）做好预处理系统的运行维护与保养。（2）做好反渗透药剂投加量的调整，定期检查加药系统运行状况。（３）在启动反渗透装置之前要对系统全面、细致检查，具备条件之后再开启反渗透装置。（4）反渗透浓水阀门开度由技术人员调整，运行操作人员不要调整。

混床失效过快

9.1

后果：（1）混床失效过快导致混床再生用的酸碱水电消耗量上升。（2）严重时可能会影响到系统产水能力，影响到水处理装置的安全供水。

9.2

现象：混床周期制水量减少，低于正常制水量。

9.3

原因：（１）混床进水水质恶化，如反渗透产水脱盐率下降、水质变差。（２）混床再生过程中有关参数控制不当，如再生使用的酸、碱量不足，再生自用水量不足或过大等。（3）混床运行流速过快。（4）运行水的温度偏低。（5）离子交换树脂老化、中毒或被污染。

9.4

处理方法：（1）及时查找原因并处理。（２）对失效的混床及时进行再生。

9.5

防范措施：（１）解决混床进水水质恶化的问题。（２）合理调整再生过程中的各项参数，确保再生质量。（3）合理控制运行流速，在不大于额定流速的工况下运行。（４）调整加热器运行，防止水温过低。（５）离子交换树脂出现问题时应对树脂进行清洗、复苏或更换。

混床跑树脂事故

10.1

事故后果：（１）将会降低混床的总交换容量，降低混床产水能力。（2）如果泄漏的树脂进入除盐水箱、随后进入热力系统，会导致锅炉水的ＰＨ值迅速降低，处理不及时会造成锅炉酸性腐蚀甚至水冷壁爆管。

10.2

事故现象：（1）从混床视镜处可以观察到混床内树脂层高度降低。（２）底部跑树脂时混床的进口、出口压力表指示的压力值都比正常值有所升高。（３）底部跑树脂量较大时可以从混床产水取样口放出树脂，从树脂捕捉器排污口可以放出树脂。（4）中排跑树脂时可从中排排水中发现树脂。

10.3

事故原因：（１）混床下部水帽存在破裂或水帽丝扣存在松动的情况。（2）离子交换树脂大量破碎。（3）中排装置损坏。

10.4

处理方法：（１）将混床内树脂倒出后更换损坏的水帽。（２）将松动的水帽紧固。（3）如果因为树脂破碎造成跑树脂，应当对树脂进行彻底的大反洗，以清除破碎的树脂。

10.5

防范措施：（１）使用质量可靠的水帽。（2）水帽安装时应当确保每一个水帽紧固适当。（3）防止树脂破碎的措施：混床运行流速不可过高；再生到空气混脂步骤时，混合时间不得任意延长；备用树脂在储存时应当保持不失去水分；使用质量可靠的树脂。

离心水泵振动、温度发生异常：

11.1

后果：（１）如果电机轴承振动异常或温度异常不及时处理，可能会造成温度过高，引起电机过热、电机线圈烧毁。（2）如果水泵轴承振动异常或温度异常不及时处理，可能会造成轴承或水泵进一步损坏。（３）如果水泵泵体振动或温度异常，不及时处理可能会引起水泵严重损坏。（4）如果电机缺相，将会造成电机烧毁或开关跳闸。

11.2

现象：（1）用手摸或用测振仪测试显示振动超标。（2）用手摸或测温仪测试温度偏高。（3）如果轴承损坏严重或密封过紧或叶轮犯卡，则泵的运行电流比正常值升高。（4）如果电机发生缺相，电机运行电流明显过大；各相电流情况是：一相无电流、另两相明显偏高。

11.3

原因：（１）电机轴承振动异常或温度异常原因：轴承质量不合格造成损坏；轴承缺油或油质不合格；电机电源缺相。（2）水泵轴承振动异常或温度异常原因：轴承质量不合格；润滑油缺油或油质变质；盘根或机械密封压得过紧；由于电机振动异常带动泵的轴承振动异常；或电机与泵的找正不当；或底座、地基不牢固。（３）水泵泵体振动或温度异常原因：叶轮损坏或松动、盘根或轴承过紧；水泵汽化不打水；出口管道振动过大；出口管道阻力过大；底座或基础不牢固。（4）如果电机缺相，原因为电气接线错误或接线松动。

11.4

处理方法：（１）因为轴承、盘根、机械密封、底座、基础或油质等原因应当切换备用泵运行然后进行检修。（２）轴承润滑油缺油时应及时补加。（3）水泵汽化时应当停泵检查入口管道是否漏气、前置水箱液位是否过低，然后根据原因处理。（4）发现电机缺相时，应立即停止其运行、检查电机接线。

11.5

防范措施：（１）及时认真巡检，及时发现存在的异常并及时处理。（2）发现油量不足应当及时添加，发现油质不良应当及时更换。（３）保持前置水箱液位处于低液位以上。（４）应当加强设备检修质量，确保设备健康状况。

酸碱系统跑酸、碱事故

12.1

事故后果：由于该公司将水处理系统排放水经过浓水系统输送应用于锅炉捞渣机水封、取样冷却器冷却等用途，因此酸碱泄漏到浓水中后将引起以下后果：（1）跑酸事故发生后将造成浓水系统腐蚀，引起设备腐蚀损坏。（２）跑碱时造成浓水系统结垢，进而堵塞浓水管路和取样冷却器；可能会造成浓水泵叶轮卡涩不转。（3）造成环境污染。

12.2

事故现象：（1）跑酸后取样冷却水有酸味；（２）跑碱后取样冷却水流出白色盐垢，手接触到冷却水后感觉滑；取样冷却水压力、流量降低。

12.3

事故原因：（1）操作人员责任心不强、粗心大意，在向酸碱计量箱进酸碱时人员未在现场看守，造成溢流。（2）酸碱阀门损坏或内漏，酸碱管道泄漏。

12.4

处理方法：（１）迅速关闭酸、碱储罐的出口阀门。（２）跑酸时加入适量的浓碱进行中和至中性，跑碱时加入适量的浓酸中和至中性。（３）处理过程中做好人身防护，一定要防止浓酸、浓碱溅到人身造成人员伤害。

12.5

防范措施：（1）加强操作人员责任心；（２）在计量箱补酸碱时现场应当有专人看护。（3）操作阀门时应当双手平衡用力、缓慢操作，以防将阀门板断。

运行混床串碱事故

13.1

事故后果：（１）造成混床提前失效，使混床产水水质不合格。（2）如果发现不及时会污染除盐水箱水质。（３）碱性水进入热力系统，会造成锅炉水冷壁管碱性腐蚀；严重时引起锅炉爆管。

13.2

事故现象：（1）运行混床的产水ＰＨ值急剧上升。（２）混床产水电导率迅速增大。（3）除盐水箱ＰＨ值较高及电导率很大。

13.3

事故原因：（１）混床在再生之后手动进碱门未关闭或未关严或手动门内漏，同时进碱气动门关闭不严。

13.4

处理方法：（１）立即停运串碱的混床。（２）立即化验除盐水箱的PH值和电导率，判断除盐水污染程度。根据污染情况决定是否对除盐水箱进行换水。（３）除盐水箱不需要换水时，应当查明原因后投入备用混床运行。（4）除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。

13.5

防范措施：（１）加强运行操作的责任心，混床再生之后及时关闭进碱门。（2）发现混床进碱阀门损坏时应当及时联系检修处理。（3）在混床再生之前和再生过程中应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门、进碱门处于关闭状态。

运行混床串酸事故

14.1

事故后果：（１）混床串酸之后，酸性水迅速污染除盐水箱。（２）酸性水进入热力系统，会迅速造成锅炉水冷壁管酸性腐蚀，引起锅炉爆管。

14.2

事故现象：（1）运行混床的产水ＰＨ值急剧下降。（２）混床产水电导率迅速增大。（3）除盐水箱ＰＨ值明显较低、电导率明显升高。

14.3

事故原因：混床在再生之后手动进酸门未关闭或未关严或手动门内漏，同时进酸气动门关闭不严。

14.4

处理方法：（１）立即停运串酸的混床。（２）立即化验除盐水箱的PH值和电导率，判断除盐水污染程度。根据污染情况决定是否对除盐水箱进行换水。（３）除盐水箱不需要换水时，应当在查明原因后方可投入备用混床运行。（4）除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。

14.5

防范措施：（１）加强运行操作的责任心，混床再生之后及时关闭进酸门。（2）发现混床进酸门损坏时应当及时联系检修处理。（3）在混床再生之前和再生过程中应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门处于关闭状态。

除盐水箱水质污染事故

15.1

事故后果：处理不及时可能会造成锅炉热管发生结垢、酸性腐蚀或苛性腐蚀，引起锅炉爆管。

15.2

事故现象：（1）除盐水箱水质化验结果中硬度或ＰＨ值或电导率数值超标或不正常。

15.3

事故原因：（１）混床过度失效。（２）混床串酸。（３）混床串碱。（４）除盐水箱生产返回水水质发生异常。

15.4

处理方法：（１）发现混床失效时，应当立即停止混床运行，投入备用混床运行。（２）判断混床发生串酸或串碱事故时应当按照“14节”方法处理。（３）发现返回水水质异常时应当立即将返回水切换排向原水池或排掉，并查找水质异常原因。（4）除盐水箱需要换水时，应当在保证锅炉安全运行的前提下对两个水箱逐一换水。除盐水箱及给水污染十分严重时，应当请示紧急停炉。

15.5

防范措施：（１）混床接近失效终点时应当增加分析频率，防止过度失效。（2）混床再生之前和再生过程中，应当对不再生的其它混床的阀门状态进行检查，确保进酸门、进碱门处于关闭状态。（３）坚持定期化验返回水水质，发现异常及时处理。

炉水电导率异常

16.1

事故后果：（1）电导率明显偏大时，表明炉水中总的含盐量较大。一般来说，含盐量较大的炉水的腐蚀性和结垢的倾向较大。（２）造成电导率升高现象有多种不同的原因，各种原因造成的后果不尽相同。（3）炉水系统有泄漏或跑水时，将会造成炉水及热量损失。

16.2

事故原因：（1）电导率偏大的原因有：a、取样冷却器内的换热管泄漏;b、炉水加药量过大;c、锅炉排污量过低；d、除盐水、凝结水、疏水、给水等受到污染导致电导率过大。（2）电导率明显偏小的原因有：a、炉水排污量过大;b、炉水系统有泄漏的情况，如水冷壁管泄漏；c、炉水系统阀门未关严，如紧急放水门未不严或定排门未关严等。

16.3

处理方法：（１）应当首先查明是否为取样或化验的原因引起分析结果不正常。（2）电导率过大时，应当加大锅炉排污量、使其降低到正常水平；找出造成异常的原因，并有针对性地处理。（3）电导率过小时，应当查找泄漏或跑水的原因，然后设法排除。

16.4

防范措施：（1）坚持对各种水质按时取样化验，发现异常及时汇报并及时处理。（２）取样、化验方法应当按照化验分析规程要求认真操作。（3）注意加药量、加药泵冲程的日常变化规律，发现加药需求量有异常时应当及时查找原因。（4）要求锅炉人员在操作排污阀、紧急放水阀等阀门时应当确保阀门操作到位，该关闭的一定要关闭严实。（5）根据水质及时合理调整锅炉排污量。

炉水PH 值超标

17.1

事故后果：（1）炉水PH值过高时容易造成碱性腐蚀，引起锅炉结垢和爆管。（2）炉水PH值过低时容易造成酸性腐蚀，引起锅炉爆管。

17.2

事故原因：（１）炉水PH值过高的原因：a、组成给水的某种水的PH值过高，重点怀疑除盐水;b、磷酸三钠投加量过大；c、凝汽器换热管发生泄漏，冷却水漏入凝结水侧。（2）炉水PH值过低的原因：a、组成给水的某种水的PH值过低，重点怀疑除盐水;b、所加药剂中磷酸氢二钠占得比例过大；c、混床新换了离子交换树脂或树脂漏入除盐水箱。

17.3

处理方法：（１）应当首先查明是否为取样或化验的原因引起分析结果不正常。（2）炉水PH值异常应当按照“三级处理值”的要求进行处理。即炉水PH达到一级处理值（9.0－8.5）时，应在72小时内恢复至标准值；水质达到二级处理值（8.5－8.0）时，应在24小时内恢复至标准值；当水质达到三级处理值（＜8.0）时，如水质仍不好转，应在4小时内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应要求采用更高一级的处理方法。（3）认真查找造成炉水PH异常的原因并针对原因进行处理。

17.4

防范措施：（1）坚持对各种水按时取样化验，发现异常及时汇报并及时处理。（2）水处理操作时杜绝跑酸碱事故。（3）合理调整锅炉加药量。（4）合理调整循环水质量，防止换热器腐蚀泄漏。（5）新离子交换树脂应当进行适当的预处理之后方可投入使用。（6）混床内碎树脂过多时应当对混床进行大反洗，将碎树脂反洗出去。

蒸汽品质超标

18.1

事故后果：（1）饱和蒸汽品质异常时，会造成过热器内部积盐，引起换热管局部过热，造成爆管。（2）过热蒸汽品质异常时，会造成汽轮机叶片积盐，影响汽轮机安全经济运行。（3）过热蒸汽品质异常还会引起外供蒸汽品质超标，造成供汽管道内部积盐或腐蚀，引起管道破裂，影响正常供热。

18.2

事故现象：（1）化验蒸汽品质超标。（2）供热管网的疏水的质量异常。（3）严重时，在汽轮机开缸之后可以发现汽轮机叶片有盐类沉积。

18.3

事故原因：（１）由于锅炉排污量过小导致炉水含盐量过高。（2）由于加药量过多导致炉水含盐量过高。（3）由于补给水质量过差导致带入炉水的盐类过多。（4）汽包水位过高或水位波动过大。（5）锅炉负荷过高或负荷波动过大。（6）锅炉汽包内部汽水分离装置发生故障。

18.4

处理方法：（１）首先检查取样、化验分析过程、方法、药剂有无问题，如果确认分析结果正确无误，方可进一步判断异常的原因。（2）如果由于锅炉负荷或水位原因造成异常，应当要求锅炉班组调整锅炉负荷和水位，使之正常。（3）如果由于加药、水质原因造成蒸汽异常，应当加大排污量，同时设法减少带入锅炉的盐类含量。（4）如果确认为汽包内部汽水分离装置存在故障，应当根据蒸汽污染程度请示是否进行停炉处理。

18.5

防范措施：（1）运行人员应当坚持按照化验标准要求正确进行取样、化验。（2）应当按时取样分析各种蒸汽、水样，经常对各种水汽质量及变化趋势进行比较分析，发现问题及时处理。（3）要求合理调整锅炉排污量和加药量。（4）锅炉岗位应当合理调整锅炉负荷和水位，无特殊情况时应当按照规程要求使其控制在额定负荷和正常水位，并且设法保持稳定。（5）利用停炉机会检查汽包内部装置，确保设备完好。

炉水磷酸根浓度超标

19.1

事故后果：（1）磷酸根过高将导致蒸汽品质恶化。（2）磷酸根过低，可能会造成锅炉结垢。

19.2

事故现象：化验结果显示磷酸根异常。

19.3

原因:（1）磷酸根过高的原因：a、磷酸盐加药量过大。b、发生“磷酸盐暂时消失现象”之后，磷酸根突然释放出来。c、锅炉排污量减小后，加药量未及时调小。（2）磷酸根过低的原因：a、磷酸盐加药量过小。b、锅炉炉水存在泄漏，如水冷壁管泄漏、定期排污阀未关严、连排量过大等。c、组成给水的除盐水、凝结水、返回水或疏水中含有硬度，如混床过度失效引起除盐水中有硬度，凝汽器管泄漏导致凝结水中有硬度等。

19.4

处理方法：（1）及时调整加药量，使炉水磷酸根维持在合格范围内。（2水处理岗位发现磷酸根浓度持续降低时（即使不低于下限），应当及时通知锅炉岗位查找炉水系统泄漏情况，为锅炉岗位争取事故处理有利时机。（3）磷酸根过低或降低速度较快时，应立即化验检查除盐水、凝结水、返回水、疏水等是否存在硬度，发现之后针对硬度来源进行处理。（4）磷酸根浓度过高时应当加大锅炉排污量、减小药剂投加量。

19.5

防范措施：（1）及时对炉水、给水、除盐水等进行化验分析，以便及时发现问题、争取处理时机。（2）正确合理地调整加药量和炉水排污量。（3）防止混床过度失效。（4）防止凝汽器换热管腐蚀泄漏。

疏水硬度超标

20.1

事故后果：（1）造成炉水磷酸根浓度迅速下降。（2）严重时造成锅炉水冷壁结垢。

20.2

事故现象：炉水磷酸根浓度异常下降。

20.3

事故原因：（１）进入疏水箱的疏水硬度超标，如采暖换热站、浴室换热站换热管泄漏造成疏水被污染。（2）锅炉给水平台的疏水接水槽处有人倒入茶水或污水。

20.4

处理方法：（１）放掉硬度超标的水。（2）查找污染源头予以消除。（3）向炉水中及时补充磷酸盐，维持磷酸盐浓度合格。

20.5

防范措施：（1）及时化验分析，发现异常及时处理。（2）不要向疏水接水槽内倾倒污水。

结语

在生产实践中，针对具体的生产工艺特点，对各种可能发生的事故进行分析研究，总结出相应的事故分析、处理的方法，提出事故防范措施，可对生产运行管理提供一定的指导作用。

第三篇：电厂设备典型常见故障分析与处理

电厂设备常见故障分析与处理

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

目 录

一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理

1、汽前泵非驱动端轴承温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

2、汽前泵非驱动端轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

3、开式水泵盘根甩水大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

4、IS离心泵振动大、噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

5、单级离心泵不打水或压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12

6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12

7、采暖凝结水泵轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

8、磷酸盐加药泵不打药„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

9、胶球系统收球率低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

10、胶球泵轴封漏水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

11、氢冷升压泵机械密封泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

12、开式水泵盘根发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15

13、开式水泵轴承发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15

14、采暖补水装置打不出水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

15、低压旁路阀油压低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

17、发电机密封油真空泵温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17

18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17

19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18

21、顶轴油油压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19

22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„19

23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„20

25、汽泵入口法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

27、采暖补水装置不进水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

14、烟风道系统常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„41

15、离子燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42

16、直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42

17、点火枪常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44

18、送风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44

19、离心式一次风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„45 20、引风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„46

21、密封风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47

22、磨煤机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47

23、给煤机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49

24、除灰空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50

25、冷干机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50

26、仪用空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„51

27、空气预热器气动马达运行声音异常故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52

28、干燥器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52

29、负压吸尘器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53 30、火检风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53

31、等离子水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54

32、电动挡板门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54

33、气动插板隔绝门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55

34、电除尘常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55

35、除灰MD、AV泵常见故障 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„56

36、一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„57

37、三、四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„58

38、灰库顶切换阀常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„58

39、灰库给料机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 40、灰库搅拌机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59

41、细灰库落料伸缩节常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60

42、灰库气化风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60

43、立式排污水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„61

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

23、盘式除铁器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„76

24、#8皮带犁煤器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77

25、排污泵故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77

26、皮带伸缩装置故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78

27、多管冲击式除尘器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78

28、斗轮机行走变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„79

29、斗轮机回转变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 30、6kV开关进退困难„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 31、6kV开关不能正常合闸与分闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

32、引风机油站故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

33、变压器油温表故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

34、主封母线微正压装置频繁动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82

35、变压器假油位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82

36、变压器渗漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83

37、变压器油色谱分析异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83 38、220kV升压站SF6断路器频繁打压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84

39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84 40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„85

41、电动机过热或冒烟„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86

42、电动机轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86

43、电动机有不正常的振动和响声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87

44、电动机外壳带电„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87

45、电动机运行时有异常噪声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„88

四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理

1、取样表管堵„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89

2、温度测点波动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89

3、温度测点坏点„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90

4、吹灰器行程开关不动作或超限位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90

5、低加液位开关误动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91

6、石子煤闸板门不动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91

电力技术实用资料（鉴赏2015）

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

5、托辊不转、声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104

6、清扫器清扫不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104

7、清扫器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

8、减速机轴承有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

9、减速机齿轮有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

10、减速机振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

11、减速机温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106

12、减速机输入或输出轴不转„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106

13、减速箱漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107

14、滚筒轴承有异音、发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107

15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏„„„„„„„„„„„„„„„„„107

16、制动器制动架闸瓦不能完全打开„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

17、制动器制动时间过长„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

19、制动器闸瓦磨损快„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109 20、液力偶合器油温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109

21、液力偶合器运行时易熔塞喷油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109

22、液力偶合器运行时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

23、液力偶合器停车时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

24、液力偶合器启动、停车时有冲击声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

25、液力偶合器噪声大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

26、柱销联轴器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

27、柱销联轴器驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

28、落煤筒漏粉„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

29、落煤筒堵煤„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111 30、多管冲击式除尘器压差不正常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112

31、多管冲击式除尘器风机振动大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112

32、多管冲击式除尘器水箱补不满水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

电力技术实用资料（鉴赏2015）

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

65、多吸头排污泵渗油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 66、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 67、供油泵油泵不吸油，真空度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 68、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 69、供油泵流量低于设计要求„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 70、供油泵消耗功率过大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 71、供油泵内部声音反常，油泵不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 72、供油泵振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 73、供油泵轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 74、斗轮机液压系统油泵噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 75、斗轮机液压系统工作压力不稳定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 76、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓„„„„„„„„„„„„„127 77、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 78、斗轮机液压系统油路漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 79、斗轮机轴承声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 80、斗轮机斗轮驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 81、斗轮机行走机构减速机启动不了„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 82、犁式卸料器犁不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 83、犁煤器犯卡„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 84、犁煤器轴断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。原因分析：

1）、盘根压兰螺丝松，2）、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。3）、盘根材质太硬将轴套磨损。处理方法：

1）、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。2）、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上

3）、将盘根更换为柔韧性发软的盘根（浸油盘根或高水基盘根），有条件的话将盘根改造为注胶盘根。

检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。防范措施：

1）、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。2）、安装盘根时应正确安装。

4、IS离心泵振动大、噪音大

故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音 原因分析：

1）、泵轴与电机轴不同心。2）、泵轴弯曲。

3）、泵体各部件动静摩擦。4）、轴承间隙过大或损坏。

5）、泵转子不平衡。

6）、地脚不牢。

7）、对轮连接梅花垫损坏。

处理方法：

1)、将泵与电机重新找正。2)、将泵轴校正或更换新轴。3)、检查、调整泵内动静间隙。4）、更换或修复轴承。5)、泵转子找动平衡。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。防范措施：

1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。

2)、加强点检及时检查供油压力是否超出设计压力并加强电泵的滤油工作。3)、提高检修质量。

7、采暖凝结水泵轴承烧毁

故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁

原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁

防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。

8、磷酸盐加药泵不打药

故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。原因分析：

1)、泵出口泄压阀未关闭 3)、泵出口安全阀泄漏

2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。3)泵体单向阀接合面垫片损坏。处理方法：

1)、将泵出口泄压阀关闭。

2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。

防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。

9、胶球系统收球率低处理

故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。原因分析：

1)、收球网未关到位。

2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。3)、胶球泵出入口门打不开。处理方法：

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。5)、解体检查硬更换两端的轴承。6)、更换机械密封密封圈。7)、更换机械密封弹簧。防范措施：

1)、设备检修时应精心检修。2)、认真检查设备，做好事故预想。

12、开式水泵盘根发热

故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。原因分析： 1)、填料压的过紧。

2)、盘根密封冷却水水量不足。3)、盘根安装不当或材料规格不当。处理方法：

1)、填料不应压的过紧。2)、增大密封冷却水水量。

3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。防范措施：

1)、按要求安装盘根。

2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。3)、及时维护合发现问题。

13、开式水泵轴承发热 故障现象：泵轴承过热 原因分析：

1)、轴承室内油位过低。2)、轴承间隙不对。3)、泵与电动机中心不好 处理方法：

1)、注油至正常油位。2)、调整轴承间隙。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

2)、滤油机下方没有放置油盘。

3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。防范措施：

1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。

2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。3)、滤油机下方应放置油盘

4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。

5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。

17、发电机密封油真空泵温度高

故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。原因分析：

1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞 2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞 处理方法：

1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网

2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。处理后的结果：泵体运行正常。防范措施：

1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。

18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油处理

故障现象：循环水出口逆止门液压油站阀块有一螺丝死堵漏油严重，造成油箱油位下降，油泵出口压力低。

原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。

处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。防范措施：

1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

防范措施：

1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。

21、顶轴油油压力低

故障现象：顶轴油系统压力低。原因分析： 1)、顶轴油泵损坏。2)、顶轴油泵出力调整低。3)、油管泄漏。消除方法：

1)、更换新顶轴油泵。

2)、将顶轴油泵出口压力调到合适范围内。3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。防范措施： 1)、加强设备巡检

2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。

22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。

故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差 原因分析： 1)、比重环孔径过小 2)、分离温度不对 3)、流量过大

4)、沉淀桶中聚满沉淀物 5)、碟片组间被堵塞

6)、油净化装置出入口门未打开 处理方法：

1)、更换大孔径的比重环 2)、调整分离温度 3)、降低流量

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。

防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。

25、汽泵入口法兰泄漏

故障现象：汽泵入口法兰泄漏严重

原因分析：由于汽泵入口给水管道振动大，在启泵前水锤造成泵入口法兰泄漏 处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。防范措施：

1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。

2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理

26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏

故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重 处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。

防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固

27、采暖补水装置不进水

故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。

原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。

处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。防范措施：

1)、加强巡视，发现问题及时处理。

2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。

28、高加加热管泄漏

故障现象：高加水位“高”、“高－高”报警。水位计指示高 原因分析：

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1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小 2）、凝汽器有漏空气地方，密封不好 处理方法：

1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。

2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面（包括法兰、焊口、人孔等）处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。

在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。

处理后的效果：真空度达到设计要求。防范措施：

1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。

3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。

31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂

故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。原因分析：

1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。处理方法：

1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。

2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。

3)、对除氧器其它接管座做金相分析。

处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。

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原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。

处理方法：将加酸管道加装伴热管。

处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。

防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。

35、发电机漏氢

故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d, 原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是

1)、管道、阀门法兰接合面。2)、阀门盘根压兰处。3)、管道丝扣接口处

4)、密封油排油风机排气口处 5)、氢管道排污阀未关严

处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。防范措施：

1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。

36、给水再循环手动门自密封泄漏

故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。原因分析：

1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题，2)、阀门选型不符

处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。防范措施：

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胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。处理后的效果：凝结水水质达到合格水平，安全防范措施：

1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。3)、做好防腐层和循环水的化学监督。

39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞

故障现象；在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。

原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。处理方法：

1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。

2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。防范措施：

1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。40、消防水管法兰泄漏造成跳机

故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。

原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。

处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。防范措施：

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1)、使用质量过关的垫片。2)、清理结合面，使其平整、光滑。3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。防范措施：

检修阀门时，应严格执行工艺标准。

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（2）电动机故障。（3）枪管烧变形或卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。

（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。（5）吹灰器入口法兰石墨金属缠绕垫失效损坏。处理方法：

（1）联系电热人员检查控制系统及膨胀电源线是否拉卡在设备上。

（2）吹灰器外枪管炉内部分烧弯曲变形迅速就地手动或用手动摇把退出，如枪管脱离滑动轴承支架应重新调整并校正枪管，如枪管变形严重应更换新的。

（3）隔绝单项系统后检修提升阀，用专用工具对提升阀进行拆卸并对阀芯与阀座进行研磨检修，如阀芯或阀座损坏严重及进行更换。

（4）隔绝单项系统后对内管密封填料进行更换，注意填料压盖螺栓适度拧紧。（5）重新更换法兰密封垫片。防范措施：

（1）严格检修工艺。

（2）加强点检，及时发现问题及时处理。

3、短吹灰器常见故障

吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。故障现象：

（1）吹灰器启动失败及吹灰器不自退。（2）吹灰器内漏。

（3）吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。（4）吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。原因分析：

（1）控制部分故障。（2）电动机故障。

（3）螺旋管滑道，凸轮损坏卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。

（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（4）阀门检修时，认真检查阀芯、阀座结合面损坏情况，根据检查制定检修方案。（5）阀门研磨过程中，严格按照检修文件包进行，选用合适的研磨工具。

（6）系统能隔绝重新更换相同规格的阀门，系统无法隔绝采用待压堵漏的方法进行修补。防范措施：

（1）严格检修工艺。

（2）加强点检，及时发现问题及时处理。

5、高压气动阀门常见故障 见汽机高压气动阀门常见故障。

6、暖风器管道常见故障

暖风器在冬季可以保持一、二风机入口温度为规定的环境温度（设计25℃）保护空气预热器前后温差和正常经济运行。故障现象：（1）管道振动。（2）支吊架松动。（3）法兰漏水。

（4）暖风器换热管冻，暖风器无法正常投运。原因分析：

（1）汽水两相流动。（2）支吊架拉杆螺栓松动。

（3）管道振动连接螺栓松，法兰漏水。

（4）系统操作不当，造成暖风器疏水不畅在暖风器内部冻住。处理方法：

（1）运行人员进一步调整暖风器供汽阀门开度。

（2）重新加装支吊架（滑动支架、固定支架），保证管道有一定的坡度。（3）重新拧紧拉杆连接螺栓并加装锁紧螺母点焊牢固。

（4）为了保证暖风器运行，在一次风机吸入口用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以烤化疏水。二次风入口由于与地面高度相距太远，需搭架子高度在6米以上用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以疏通冻住的疏水。防范措施：

（1）进入冬季加强点检，发现问题及时处理。

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（3）管子发生泄漏。（4）管排磨损。（5）管排变形。

（6）管子发生蠕胀现象。原因分析：

（1）烟速过低。吹灰失灵。管子有泄漏。

（2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。

（3）厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。

（4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。

（5）管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。

（6）运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。管内有异物造成管子蠕胀。

（7）各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。处理方法：

（1）适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。（2）清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。

（3）在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。

（4）校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。

（5）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。（6）保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。（7）利用临修、小修对受热面进行全面检查。（8）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。

9、水冷壁管排泄漏常见故障

5电力技术实用资料（鉴赏2015）

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（3）保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管子必须通球，防止炉膛上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。（4）校正管排，消除烟气走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之间的碰装和摩擦。

（5）按设计要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。

（6）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰，防止管排结焦，校正已变形的管排。

（7）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。

（8）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。及时焊补各膨胀节，确保严密。防范措施：

（1）利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。（2）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。（3）制定应急预案，发现问题及时解决。

10、省煤器管排泄漏常见故障

省煤器是利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。故障现象：（1）管排积灰。

（2）管子内壁结垢、外壁腐蚀。（3）管子泄漏。（4）管排变形。

（5）管子发生蠕胀现象。（6）漏风。

（7）防磨罩损坏或脱落。（8）管子磨损。

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（1）利用临修、小修对受热面进行仔细检查。（2）严格检修工艺。

11、云母水位计常见故障

云母水位计是运行人员监护汽包水位的重要测量装置，通过观察水位可以有效的帮助运行人员进行操作，保证机组安全经济的运行，防止发生汽包烧干锅或汽包满水事故的发生。故障现象：（1）云母片泄漏。（2）云母片不清晰。原因分析：

（1）汽包水位计超期运行，造成云母片老化或表体变形，形成泄漏。（2）汽包水位计在运行中多次冲洗，使云母片减薄，形成泄漏。

（3）汽包水位计长期运行，汽包内水质差，水位计云母板内有结垢现象，使光线无法透过。

（4）紧固水位计云母板时，紧力过大或不均匀使石墨垫片呲开，造成光线无法透过。处理方法：

（1）如运行中处理，隔绝系统并拆下外罩充分冷却24小时，降低水位计螺栓与螺母热应力。

（2）汽包水位计应定期检修，在机组临修、小修中应及时更换云母片，避免应超期运行，造成老化。

（3）认真检查表体，发现云母板紧固螺栓和螺母有蠕胀超标或损坏现象时，应及时更换。发现表体有严重变形或沟道应更换水位计。

（4）汽包水位计更换云母板时，应选用透光率好的云母板，避免使用茶色的云母板。（5）紧固水位计云母板压盖螺栓时，用力要适中，各个螺栓的紧力要一致。（6）定期调整水位计后彩色玻璃为合适位置。防范措施：

（1）加强云母水位计检修工艺的培训，提高职工的检修水平。（2）加强点检，出现问题及时处理。

12、中央空调系统常见故障

中央空调系统在电厂运行中启到重要的作用，在夏季和冬季保证控制室电气设备正常

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（4）弹簧支吊螺杆没有调整。处理方法：

（1）弹簧加载螺栓松，需要重新调整。

（2）重新调整弹簧加载螺栓，保持压盖保持水平并上下动作灵活。（3）重新制作弹簧标记块并安装好。

（4）重新调整弹簧支吊架，保持螺杆长度合适。防范措施：

（1）加强点检，出现问题及时处理。

（2）利用临修、小修对弹簧支吊架重新进行调整。（3）提高员工检修工艺培训，严格检修工艺。

14、烟风道系统常见故障

烟风道系统由送、引、一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟风系统的作用是送风机、一次风机克服送风流程（包括空气预热器、风道、挡板、支撑）的阻力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风机克服烟气流程（包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等）的阻力，将烟气送入烟囱，排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。故障现象：

（1）人孔门漏风、灰。

（2）风道内支撑迎风面磨损严重。（3）档板门操作卡涩。轴头漏灰。原因分析：

（1）人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。（2）煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。（3）挡板门与风道两侧膨胀卡涩。

（4）挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。处理方法：

（1）更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度高的连接螺栓。（2）适当调整空气、烟气流速。对磨损严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。（3）利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。

（4）利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。

1电力技术实用资料（鉴赏2015）

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流，喷口都是狭长形。

旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的设计布置位置较为方便。故障现象：

（1）炉膛燃烧吊焦。

（2）燃烧器入口插板门漏粉。（3）燃烧器出口浓向分流板磨损严重。（4）燃烧器外壳有裂纹。原因分析：

（1）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的ST温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受热面管排不平整，造成受热面结焦。

（2）火焰中心偏向#1角，阻塞了喷口面积，使#1角阻力增大，发生结渣。（3）插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。（4）一次风流速过高。（5）燃烧器材料与设计不符。处理方法：

（1）严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。（2）检查#1角燃烧器角度是否与其它三个角一致。（3）运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。

（4）利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一致。

（5）利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。（6）利用临修、小修重新更换浓向分流板。

（5）用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。防范措施：

（1）加强点检，发现问题及时分析并做响应的调整。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（2）液压调节头油管接头损坏。（3）轴承箱内部测点有松动。（4）风机轴承箱油管有损坏。（5）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：

（1）利用临修，拆下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。（2）紧固液压调节头油管接头。（3）联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。（4）更换损坏的轴承箱油管。

（5）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。防范措施：

（1）加强点检，发现问题及时处理。

（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。

（4）利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。

19、离心式一次风机及油站常见故障 故障现象：

（1）一次风机周期性振动超标。（2）电机润滑油站润滑油乳化。

（3）电机润滑#1油泵启动后系统压力不足联启#2油泵。（4）一次风机入口有异音 原因分析：

（1）叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造成吸风量不足。

（2）油冷却器端盖螺栓松油水连通。

（3）#1油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作失灵。（4）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：

（1）利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度一致。（2）检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（1）加强点检，发现问题及时处理。

（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。

（4）利用临修、小修对引风机进行全面、仔细的检查。

21、密封风机常见故障 故障现象：

（1）密封风机振动超标。（2）轴承箱轴封漏油。（3）滤网报警。原因分析：

（1）风机低部支撑框架强度不够。（2）风机轴承损坏。（3）轴承箱润滑油变质。（4）轴承轴封（毛毡）失效。（5）电机、风机地脚螺栓松动。（6）滤网堵。处理方法：

（1）在风机底座钢梁上重新加固横梁。（2）重新更换新的轴承。

（3）进一步调整轴承端盖膨胀间隙，保证轴承良好运行。（4）定期更换轴承箱润滑油及轴封毛毡。（5）检查电机及风机外壳地脚螺栓。（6）清理密封风机入口滤网。防范措施：

（1）加强点检，发现问题及时处理。

（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。

（4）利用临修、小修对密封风机进行全面、仔细的检查。

22、磨煤机及油站常见故障 故障现象：

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（8）重新调整喷嘴环通流截面。重新调整磨辊加载螺栓，保持受力均匀。适当提高一次风量。

（9）定期清理或更换磨煤机密封风滤网。防范措施：

（1）利用临修、小修对磨煤机内部进行彻底的检查。（2）加强点检，出现问题及时处理。

（3）提高职工的检修工艺的培训，严格检修工艺的质量。（4）利用临修、小修对磨煤机进行全面、仔细的检查。

23、给煤机常见故障 故障现象：

（1）给煤机皮带卡涩，给煤机跳。（2）给煤机驱动马达及减速箱振动大。（3）给煤机轴承有异音（4）给煤机皮带损坏。（5）清扫链连接销磨损严重。（6）清扫电机损坏。原因分析：

（1）原煤斗有大块煤、木头、耐磨陶瓷砖卡涩给煤机。（2）给煤机驱动滚筒上的缓冲销松动。（3）轴承不定期补油造成轴承进粉损坏。（4）给煤机皮带长时间运行磨损。（5）清扫链伸长磨损连接销。（6）清扫电机骨架密封损坏。处理方法：

（1）通知输煤专业人员加强巡检，发现大煤块、木头等不合格物及时进行清理。（2）更换驱动滚筒缓冲销。

（3）更换轴承及轴护套，检查润滑脂油管是否畅通。（4）定期调整给煤机皮带，保持张紧滚筒在中间位置。

（5）适当调整落煤口调节板，减少煤块下落缓冲力。定期调整清扫链长度。（6）更换清扫电机骨架密封。对磨损严重的皮带进行更换。

第四篇：水电站运行中的事故处理与防范分析

水电站运行中的事故处理与防范分析

余德军

摘 要：结合自身工作经验，阐述了水电站运行中需要注意的事项、措施和方法。关键词：水电站 事故处理 防范

安全生产是水电站的生命线，抓好安全生产，减少人身伤亡、设备损坏事故是电站管理的首要任务。

目前，中坝水电站由于部分设备年久老化，机组运行的稳定性相对减弱，运行过程中出现故障、事故处理的能力较低。如何做好电站运行事故的处理与防范，成为了我们运行人员刻不容缓的一个问题。为此，我根据近几年的工作经验，谈谈电站安全生产管理的几点看法。

一、安全教育要到位

牢固树立安全意识是保证电站安全生产的基础。中坝水电站近几年一直把安全工作放在首位，把安全教育工作做到位，把职工从被动的“要我讲安全”转移到“我要讲安全”，其具体做法是：正面教育，通过树立先进典型，以先进事迹为榜样，使职工自觉增加安全责任心，反面教育，以常见事故案例为教材，使职工牢记血的教训，时刻引以为戒；奖励教育对工作中认真负责、遵章守纪、制止“三违”行为、及时发现和排除事故隐患、避免人身伤亡和设备损坏事故发生的有功人员，大力宣传、表彰，并给予重奖、重用；处罚教育对因工作失职，自由散漫，或由于“三违”造成事故者，严格按有关制度进行处罚，使职工感到罚得心痛，触及灵魂。

二、技术培训要到位

1、对新职工进行岗前培训、跟班见习

其具体内容包括：学习设备构造、原理、性能、技术状况、操作技术要领、安全技术规程、规范等，见习期满后，经考试合格后，方可上岗。

2、定期开展全员技术培训

充分利用运行班、维护班、安全主管休息时间，组织全体职工进行集中学习。由主管技术的站长授课，从基础理论学起，结合电站实际情况，有理、有节地授课，使职工都能够从机组构造、性能和工作原理等方面加深对技术的学习掌握。每年进行两次闭卷考试，考试分三个层次：班员、主值班员、班长。每个层次命题不一样，要求也不一样。班员前2名可以晋升主值班员、主值班员前2名可以晋升班长、班长前2名进行奖励。相应地，班长后2名降为主值班员、上值班员后2名降为班员、班员后2名重新跟班学习，学习期满经考试合格后重新上岗。考试成绩直接和工资挂钩，极大地促进了职工学习技术的积极性。

三、生产设备管理要到位

生产设备是电站的主要生产工具，要保证安全生产，提高经济效益，就需要现代的管理技术，维护好生产设备，保证生产设备安全、高效运行。

1、建立健全设备台帐

其做法是对每台机组建立技术档案，记录机组安装时的技术参数，运行中发生过哪些异常、故障或事故，是什么原因造成的，当时是怎样处理的，更换过哪些零部件，机组的维修期限，以及每次大修后的试验记录，随时对设备的运行状况进行查询和分析，做到心中有数。对备品备件准备充足，并及时补齐，做到检修时能快速方便地更换。

2、全体职工参与设备管理

每件设备都有人专门负责，要求职工对所管理设备的结构、性能、工作原理必须掌握，熟悉常见故障及处理，加强正常巡视、维护。每月每班必须把当月设备运行缺陷报管理处。

3、建立良好的反馈制度

每月定期召开一次运行分析会议，由各班长参加，共同研究分析问题的症结所在，找出解决问题的办法。共同分析各班上月上报的设备缺陷，落实检修班，检查维护，并做好记录。实行销号制，有条件解决的，及时销号；一时得不到解决的，记录在案，并积极创造条件，缺陷解决后再销号。

四、电站运行人员必须具备良好的技术素质和心理素质

电站出现事故往往是突发性的，而且伴随着事故常有许多不正常的工作状态出现，如顶盖水泵有时不能自动抽水、机组停机制动不能自动投入，直流消失、厂用电电源消失恢复时照明开关拒动，调速器导叶轮叶发卡等。在这种情况下，要求我们运行人员必须具备良好的技术素质和心理素质，特别是值班负责人、主岗位人员。如果我们缺乏良好的事故应变及处理能力，就极有可能在处理中发生误判断、误指挥、误操作，造成事故的扩大，比如未能判断清越级的情况下盲目供电，将会再次对系统造成冲击；或由于慌乱而走错间隔，造成误操作；以及延误事故处理的最佳时机，甚至给事故后的检验带来极大的困难等，所以电站运行工作应注重人员技术素质和心理素质的提高。

根据电站运行实际工作的经验，人员综合素质的提高应以个人主动提高为主，单位组织培训为辅，分层次、结合实际的进行。同时，应教育和引导职工学会善于总结、善于吸取教训，加强个人修养，才能真正得到提高。要做好这项工作，首先要让职工有紧迫感和压力，这种紧迫感和压力不应一味地依靠政策压力，而应来源于思想教育和职工的自觉性，要让职工真正意识到“我靠企业生存，企业靠我发展”的理念，从而真正激发职工提高综合素质的主动性和积极性，有了主动性和积极性，单位组织的培训才能达到目的，收到好的效果。

五、熟练掌握相关规程，正确处理各类事故

一般情况下，电站运行人员在处理各类事故时均按调度规程、水电厂运行规程、现场运行规程、事故处理预案及相关的事故处理、汇报程序，同时及时与调度及有关上级部门取得联系，反映所发生的事故情况、原因及运行方式的变化情况，在值班调度员的正确指挥下进行事故处理。所以，应强调各种规程的正确性安全生产和可操作性，特别是现场运行规程和事故处理预案应符和现场实际并具备较强的可操作性。对于现场运行规程和事故处理预案应按照正常、特殊运行方式下现场的实际情况来制定，并根据总结的经验教训和工作中积累的运行经验不断的进行修编和完善，使其能够在运行人员进行事故处理中真正起到指导性的作用，并通过对规程的不断学习，使运行人员熟悉各种方式下事故处理的原则、规范和汇报程序，确保事故处理的正确性，将事故损失降低到最低程度。

六、突出设备巡视的重要性，全面掌握设备的运行状况

运行人员日常的主要工作是围绕着设备的巡视维护而展开的。设备巡视工作首先应充分发挥人员的主观能动性，确保每一次巡视的质量，目前我们的巡视工作中还存在运行人员对设备的熟悉程度及技术水平参差不齐，从而必然在巡视效果上产生一定的差异；平时不注意积累巡视经验，并存在工作责任心不高，走马观花，应付了事的现象，从而导致了巡视不彻底质量不高的问题，究其主要原因，应该是班员平时缺乏学习的主动性、自觉性，对设备巡视在电站运行中的重要性缺乏认识，导致设备巡视次数不够，检查不细，质量不高等现象。因此，班值长应努力在电站形成一个注重巡视工作的良好风气，并教会自己的职工善于发现问题和积累经验；其次，班值长应根据人员的实际水平合理的划分和调整设备巡视的范围，能够及时在实际工作中发现问题并加以督促和改正，从而提高设备巡视的质量。

在设备的巡检工作中，运行人员要准确把握设备的运行状况，要严格做到全面、仔细，不留死角，做到心中有数。首先要通过走、看、听、闻、摸，从设备表计、声音、温度、气味和振动等表面现象，观察和判定设备运行状况。其次应对重点运行设备进行重点性检查。通过认真仔细的检查和分析，以便及时发现设备隐患，尽快处理。只有这样才能减少或避免因设备原因，从而导致设备事故的发生。

在设备巡视上还应提倡运行人员与检修专业人员对水电厂设备的巡视。因为，运行人员对设备结构、性能及特点能够达到全部了解的程度需要一个过程，多数情况下运行人员只能巡视到设备的外表，如果检修专业人员能够利用检修工作的同时，协同运行人员对所负责的设备进行一次全面的巡视，对于提高运行人员巡视水平是有很大意义的，也容易发现问题。

同时，检修专业人员通过巡视还可以及时发现新设备的缺陷和不足，以便及时研究和改进，检修专业人员在巡视中若发现一时无法处理的问题，可以通知运行人员加强监视，即便发生事故也有利于事故的分析和处理，对设备的健康水平是有利的。

七、认真开展危险点分析与预控工作

认真贯彻执行运行所有关“危险点分析预控”的精神和内容，制定了“标准化危险点分析预控方案”，要求在各项操作中严格执行。开展这项工作的目的就是要求操作人员在每项操作前，根据人员、设备、环境、管理等方面存在的不安全因素，找出可能发生的事故隐患，并将其消灭在形成之前，以确保操作安全。

对于运行来说，设备危险点的分析与预控工作十分重要，它利用反向思维的工作方式，对于工作中存在的危险点进行分析与预控，容易让人接受，也容易让人去自觉遵守，它弥补了两票三制中的一些空白点，对于加强运行人员自我保护意识，纠正现场违章，对安全生产有着举足轻重的意义。要使其真正在安全生产中起到实质性的作用，就必须把该项工作真正做到实处，而不是仅停留在口头上或书面上，在班组中对于该项工作的实施应加强监督、指导和总结工作。

在工作实践中，中坝水电站一直把这项工作纳入议事日程，制定了《系统事故处理预案》，防洪预案，对设备突发事故点进行分析，如：如2010年11月发现2#机组水导声音异常，温度升高，油质发生变化油位在降低现象，值班人员马上采取降低负荷，并立即向有关领导进行了汇报，进行原因分析，找出了原因并及时得到处理，避免了机组设备故障的进一步加大。

开展运行分析和事故预想，定期组织运行人员参加仿真培训，提高运行人员对故障、事故的准确判定和快速处理能力。只有这样才能在运行工作中，不断提高技术水平，同时，安全意识也得到提高，从而保证设备安全稳定的运行。

总之，在做好以上几点的同时，在当前大力推广设备标准化检修、状态检修的过程中，我们还应确保设备检修质量及设备验收质量，使发电设备处于健康状态，毕竟设备本身是安全运行的先决条件。只有这样，我们才能真正做好发电机组运行事故的处理与防范工作，从而确保发电机组设备的的安全可靠。

2010-11-29

第五篇：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。

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