3.1锅炉灭火放炮

3.1.1原因

3.1.1.1锅炉灭火原因

a)煤质过于低劣或煤种突然变化，挥发份减少，灰分和水份增加，对燃烧和一、二次风未及时调整。

b)锅炉负荷过低，未投油助燃，负荷波动时操作调整不当。

c)炉膛温度低，燃烧室负压过大或一次风速过高。

d)制粉系统故障，致使进入炉膛煤量突然减少。

e)二次风或点火源突然失去，造成瞬间灭火。

f)水冷壁爆管严重吹灭火焰。

g)锅炉塌焦严重，火焰被压灭。

h)磨煤机在低负荷运行时，风/煤比太高，致使煤粉自燃烧能力较低。

3.1.1.2锅炉放炮原因

a)锅炉点火前炉膛没有完全吹扫。

b)在锅炉闷炉期间有燃料进入炉膛。

c)锅炉熄火后，由于下列原因，燃料未被及时切断：

1）火焰检测逻辑未投用。

2）火焰检测器没有正确起作用。

3）MFT动作后，相关功能动作不正常。

d)锅炉低负荷运行时，炉膛吹灰不当。

e)锅炉低负荷运行时，没有投入点火油助燃。

f)锅炉启动点火时，油雾化不良，有未燃烬的油滴积存在受热面上，引起炉内爆燃。

g)锅炉长时间低负荷或空气不足情况下运行，在灰斗和烟道死区滞积有阴燃的燃料，当这些燃料被突然增大的通风或吹灰扰动时，引起爆燃。

3.1.2预防

3.1.2.1锅炉灭火预防

a)严格控制入炉煤的质量，控制燃煤热值和挥发份；当燃煤品质发生较大变化时，应及时调整配风，必要时应进行煤种适应性试验。

b)当煤种发生改变时，值长应及时通知各机组人员，做好调整燃烧的应变措施。

c)根据燃用煤种及时调整磨煤机出口风温和风量。燃煤挥发份＜25％时，磨煤机出口温度应大于75℃，燃煤挥发份＞30％时，磨出口温度不宜高于70℃，一次风量与煤量的比值应小于2.8。

d)当制粉系统故障或跳闸等原因引起燃烧不稳或进行对锅炉燃烧工况扰动较大的操作时，应投入对应层的点火油进行助燃。

e)当机组负荷低于500MW时，为防止低负荷燃烧不稳定，必须投油助燃。

f)在机组负荷小于500MW时，不得进行炉膛吹灰。

g)锅炉主汽流量在1500t/h以下，当磨煤机启动或停止时，磨煤机吹扫程序执行过程中风量增大对一次风母管和炉膛压力的冲击。

h)应做好防止锅炉严重结焦的工作。

i)锅炉燃烧的二次风量积磨煤机运行的一次风量供给，必须按规定的氧量曲线控制。

j)执行油定期试点火制度，确保雾化良好，以便能在低负荷稳燃、燃烧不稳或磨煤机启停时发挥助燃作用。

3.1.2.2防止灭火后放炮的措施

a)在MFT复归前，按照系统安全逻辑设计对炉膛和烟气通道进行充分吹扫，在点火前不允许旁路炉膛吹扫和燃油泄漏试验联锁。

b)在锅炉跳闸停运后，确保所有燃烧器不再有燃料进入炉膛：

1）确保一次风机立即跳闸停运，磨煤机出口挡板、进口冷、热风隔离挡板快速关闭。

2）确保点火油跳闸阀和低负荷油跳闸阀、各油油控制阀立即关闭。

3）在锅炉停运时，燃油泵运行且炉前处于油循环状态时，必须确保每支点火油和低负荷油的油控制阀关闭严密，不漏油。

4）当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油；当锅炉灭火后要立即停止燃料燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。

c)不要旁路火焰检测器。

d)定期对火焰检测器进行检查，校对。

e)启停磨煤机时一定要满足磨煤机点火能源要求，严禁采用强制点火能源启动磨煤机，启动第一台磨煤机时，在满足磨煤机点火能源的条件下，同时必须满足炉膛有足够高的温度，控制二次风温在180℃左右时，才允许启动磨煤机。

f)当发现锅炉熄火，而锅炉熄火保护拒动时，应立即手动MFT。

g)启动和停止磨煤机时，应具有足够的风量和时间以保证充分的暖磨和吹扫，防止煤粉积存在磨煤机内或管道内而引起锅炉爆燃。

3.2

水冷壁管损坏

3.2.1现象

3.2.1.1分离器压力不同程度下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，化学补充水量增加。

3.2.1.2炉膛内有泄漏声，水冷壁爆破时有显著响声，严重时从不严密处漏出蒸汽和炉烟。

3.2.1.3引风机进口调节挡板不正常地开大，电流增加。

3.2.1.4炉膛燃烧不稳，火焰亮度减弱。

3.2.1.5烟气温度下降。

3.2.1.6炉膛压力升高，并可能导致锅炉MFT。

3.2.1.7烟囱有白色蒸汽排出。

3.2.1.8“锅炉四管泄漏”报警。

3.2.2原因

3.2.2.1给水品质不符合标准，长期运行造成管内腐蚀或结垢。

3.2.2.2水冷壁管内有异物，或水动力工况不正常，造成管内工质质量流速下降，以及燃烧或结焦引起炉膛局部热负荷过高，导致管子超温爆管。

3.2.2.3管子制造、安装、检修、焊接质量不合格或材质不符合要求。

3.2.2.4升停炉过快，热应力过大，管子拉坏。

3.2.2.5吹灰器安装、运行不良，造成管壁吹损。

3.2.2.6水冷壁膨胀不畅。

3.2.2.7由于投用的燃烧器数目不合理而造成燃烧器区域热负荷过高而引起水冷壁局部过热。

3.2.2.8炉膛严重结焦，使管子受热不均。

3.2.3预防

3.2.3.1锅炉启停过程中应严格控制锅炉的升温、升压率。

3.2.3.2锅炉上水时水温和上水速度应严格按规定执行。

3.2.3.3合理投用燃烧器，保证火焰中心适宜，不冲刷水冷壁，防止炉膛结渣，减少热偏差，避免水冷壁局部过热，同时要注意控制好风量，避免风量过大或缺氧燃烧。

3.2.3.4合理投运吹灰器，防止锅炉结渣。投用吹灰器前，吹灰汽母管应充分疏水，不要提高吹灰器压力，运行中应加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或管漏汽漏水损坏受热面。

3.2.3.5锅炉结渣时，应及时进行吹灰、减负荷、更换煤种和燃烧调整等方式，防止形成大渣块掉落砸坏冷灰斗水冷壁管。

3.2.3.6控制水质，防止水冷壁结垢，定期对水冷壁管进行酸洗。

3.2.3.7必要时对水冷壁进口节流孔圈处进行拍片检查。

3.2.4处理

3.2.4.1锅炉适当减负荷、滑压运行，通知检修确认漏点。

3.2.4.2加强空预器吹灰。

3.2.4.3如水冷壁管子损坏不大，能维持锅炉燃烧稳定及主、再热蒸汽温度在正常水平，可允许在减负荷降压情况下作短时间运行，此时应加强对汽温、过热器壁温、水燃比及炉内燃烧工况的监视，必要时投油助燃，并汇报调度要求尽快安排停炉。

3.2.4.4如水冷壁损坏严重时以致于工质温度或壁温超限，无法维持正常运行，应立即停炉。

3.2.4.5停炉后，可维持一组送、引风机运行，待蒸汽基本排除后停运。

3.2.4.6停炉后，电除尘应尽快停运，防止电极积灰。

3.2.4.7停炉后，应迅速将电除尘、省煤器下部灰斗中的灰清出，以防堵塞。

3.3

省煤器管损坏

3.3.1现象

3.3.1.1“锅炉四管泄漏”大屏报警。

3.3.1.2给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组补充水量增加。

3.3.1.3水燃比不正常地变大。

3.3.1.4泄漏处附近有异声，泄漏点后烟温下降。

3.3.1.5炉膛压力升高，引风机调节挡板不正常地开大，电流增加。

3.3.1.6严重时省煤器灰斗有水溢出。

3.3.1.7省煤器两侧烟温差增大，空预器两侧出口风温差增大，省煤器、空预器出口烟温下降。

3.3.2原因

3.3.2.1管子制造焊接质量不良。

3.3.2.2给水品质长期不合格，导致管内结垢。

3.3.2.3安装或检修时管子内部被异物堵塞。

3.3.2.4省煤器区域发生二次燃烧而导致管子过热。

3.3.2.5被邻近泄漏的管子吹损。

3.3.2.6飞灰磨损，低温腐蚀。

3.3.2.7吹灰器运行不良，造成管壁吹损。

3.3.2.8给水温度、流量变化太大。

3.3.2.9锅炉启动过程中，过冷水流量不足，造成省煤器内出现沸腾，省煤器管子过热。

3.3.3预防

3.3.3.1锅炉上水时水温和上水速度应严格按规定执行。

3.3.3.2在锅炉启动阶段，控制好过冷水量，防止省煤器内出现沸腾。

3.3.3.3投用吹灰器前，吹灰汽母管应充分疏水，不要提高吹灰汽压力；加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或管漏汽漏水损坏受热面。

3.3.3.4合理投运吹灰器，防止省煤器区域积灰。

3.3.3.5控制水质，防止省煤器管内结垢。

3.3.4处理

3.3.4.1当泄漏不严重时，允许锅炉作短时间运行，但应降低汽压及负荷，加强对各受热面沿程温度和故障点监视，汇报调度及有关领导，要求尽早停炉检修；停炉后适当加强进水，尽量维持锅炉贮水箱水位。

3.3.4.2停炉后，可维持一组送、引风机运行，待蒸汽基本排除后方可停运。

3.3.4.3加强空预器吹灰。

3.3.4.4停炉后，电除尘应尽快停运，防止电极积灰。

3.3.4.5停炉后，应迅速将电除尘、省煤器下部灰斗中的灰清出，以防堵塞。

3.4

过、再热器管损坏

3.4.1过热器管损坏现象

3.4.1.1“锅炉四管泄漏”大屏报警。

3.4.1.2主汽压力下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，化学补充水量增加。

3.4.1.3泄漏处附近有异声。

3.4.1.4炉膛压力升高，严重时从不严密处向外喷烟气。

3.4.1.5引风机进口静叶不正常地开大，电流增加。

3.4.1.6过热器二侧汽温（减温水量）偏差异常，故障点后管壁温度升高。

3.4.1.7过热器泄漏侧烟气温度下降。

3.4.1.8电除尘工作可能不正常，除灰系统、空预器可能堵灰。

3.4.2再热器管损坏现象

3.4.2.1“锅炉四管泄漏”大屏报警。

3.4.2.2再热器出口压力下降。

3.4.2.3负荷不变时，主汽流量升高，化学补充水量增加。

3.4.2.4泄漏点附近有异声。

3.4.2.5再热器二侧汽温（减温水量、烟气调节挡板）偏差异常，泄漏点后管壁温度升高。

3.4.2.6引风机进口静叶不正常地开大，电流增加。

3.4.2.7炉膛压力升高，严重时从不严密处向外喷烟气。

3.4.2.8电除尘工作可能不正常，除灰系统、空预器可能堵灰。

3.4.3原因

3.4.3.1过、再热器管长期超温或短时严重超温。

3.4.3.2被邻近泄漏的管子吹损。

3.4.3.3吹灰器安装位置不正确，吹灰蒸汽压力过高或带水，管子被吹损。

3.4.3.4尾部烟道过热器、再热器飞灰磨损或积灰造成腐蚀。

3.4.3.5蒸汽品质不合格，管内结垢。

3.4.3.6低负荷时，减温水调节阀开关幅度过大，使过热器、再热器发生水塞引起过热、再器管损坏。

3.4.3.7锅炉启停时对过、再热器冷却不够。

3.4.3.8过热器处发生可燃物再燃烧。

3.4.3.9制造，安装、检修质量不好或使用材质不合格。

3.4.3.10过热器管内有异物堵塞。

3.4.3.11锅炉启动阶段，汽水分离器水位控制不当，造成蒸汽带水。

3.4.4预防

3.4.4.1定期使用炉膛吹灰器，确保炉膛的吸热量，防止过热器和再热器管壁超温。

3.4.4.2吹灰器投用前应充分疏水，不要把吹灰器压力提高，加强对吹灰器的监视，防止吹灰器卡涩或管漏汽漏水损坏受热面。

3.4.4.3合理使用吹灰器，防止过热器和再热器的积灰、结渣。

3.4.4.4在进行过热器和再热器减温水操作时，幅度不应太大，保证减温器出口的蒸汽温度应有10℃以上的过热度。

3.4.4.5进行合理的燃烧调整，避免锅炉两侧的烟气温度和汽温出现大的偏差，防止局部区域管壁温度超温。

3.4.4.6控制水质，防止管内结垢。

3.4.4.7在锅炉启动阶段，应确保过热器和再热器内有蒸汽流通，在再热器流量尚未完全建立之前，应控制炉膛出口温度小于580℃。

3.4.4.8利用停炉机会，加强对各受热面吹损和磨损情况的检查，重点对容易形成烟气走廊区域和吹灰器区域受热面的检查，及早发现问题、及早进行处理。

3.4.4.9加强对过热器、再热器壁温的监视，发现超温应及时进行调整，并分析原因。

3.4.4.10合理进行燃烧调整，尤其在锅炉启动投油阶段，防止未燃烬燃料在对流受热面上沉积。

3.4.4.11锅炉启动阶段，应严格控制汽水分离器的水位，尤其是在锅炉汽水膨胀阶段，防止因水位过高而造成蒸汽带水。

3.4.5处理

3.4.5.1过热器或再热器管损坏不严重时，应降低汽压及负荷，可维持短时运行，并汇报调度及有关领导，要求尽早停炉处理。

3.4.5.2在维持运行期间，应加强对泄漏点的监视，防止故障扩大。

3.4.5.3若过热器或再热器管壁超温时，应继续降低负荷。

3.4.5.4如过热器或再热器管严重爆破时，应立即停止锅炉运行，停止电除尘运行。

3.4.5.5加强空预器吹灰。

3.4.5.6停炉后，保留一台引风机运行维持炉膛负压正常，待蒸汽消失后，停止引风机，保持自然通风。

3.5

尾部烟道二次燃烧

3.5.1现象

3.5.1.1二次燃烧区域的烟气温度和工质温度上升，空预器进出口烟温不正常地升高，空预器出口风温升高。

3.5.1.2燃烧处附近的烟气负压急剧波动。

3.5.1.3省煤器出口烟气含氧量降低。

3.5.1.4烟囱冒黑烟。

3.5.1.5在烟道门孔等不严密处冒烟或冒火星。

3.5.1.6空预器处二次燃烧时，空预器火警报警，空预器外壳发热或烧红，空预器电机电流晃动，严重时空预器发生卡涩。

3.5.2原因

3.5.2.1燃烧调整不当或煤粉过粗，使着火不完全，末燃尽的煤粉进入烟道。

3.5.2.2燃油雾化或着火不良，使未燃烬的碳黑和油滴沉积在烟道内。

3.5.2.3锅炉低负荷运行时间过长，煤粉燃油在尾部积聚。

3.5.2.4点火前和停炉后锅炉吹扫不充分。

3.5.2.5空预器吹灰不适当。

3.5.3预防

3.5.3.1调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。

3.5.3.2投运油时应严格监视油的雾化情况，调整好油压，一旦发现油雾化不良应立即停运，并进行清理检修。

3.5.3.3若发现空预器停转，立即将其隔离，并组织人员进行手动盘动，必要时投入消防水或投运空预器吹灰，当挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。

3.5.3.4锅炉负荷小于25％时，应对空预器进行连续吹灰，锅炉负荷大于25％时，空预器吹灰至少8小时一次，当空预器烟、风侧的差压增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。

3.5.3.5锅炉正常运行时应保证空预器前烟气含氧量在规程规定的范围内。

3.5.3.6定期检测磨煤机出口的煤粉细度，做好燃烧调整工作，防止未完全燃烧的煤粉带入烟道并沉积。

3.5.4处理

3.5.3.1运行人员如发现尾部烟道烟温不正常升高或空预器进出口烟温不正常地升高或空预器着火报警时，应立即检查原因，加强燃烧调整，对该区域受热面进行吹灰，并确认是否发生了二次燃烧。

3.5.3.2检查确认锅炉尾部烟道内发生了二次燃烧时：

a）立即手动MFT并停止所有一次风机、送引风机运行，严密关闭各风门挡板，投入二次燃烧区域附近的吹灰器，用蒸汽进行灭火。

b）锅炉熄火后应尽量维持连续进水，适当开启高、低压旁路对省煤器、过热器、再热器进行冷却。

c）当确认火已被熄灭后，可停止吹灰器运行，谨慎开启挡板、风门，启动引、送风机，进行必要的吹扫。

d）锅炉冷却后进行内部检查，确认设备正常后方可重新启动。

3.5.3.3当确认空预器着火时：

a）迅速降低机组负荷至50％，停运对应侧送引风机、一次风机运行，关闭该空预器的风烟挡板、保持空预器转动，以水冲洗的方式进行灭火，投入该空预器冷、热端的二台喷淋装置。

b）开启对应侧烟风道的疏排水阀，确认该空预器疏水系统疏通无阻。

c）确认空预器内着火熄灭后，方可停止水冲洗装置运行，用吹灰器对空预器充分吹扫后检查空预器未损坏后，方可将其投运。

d）停止水冲洗装置运行，充分放尽该空预器内的存水后，关闭该放水阀。

e）经过上述灭火处理，仍不能灭火时，应紧急停炉。

3.6

过热器、再热器管壁温度超限

3.6.1现象

3.6.1.1CRT上过热器、再热器管壁温度超限报警。

3.6.1.2主、再热汽温偏高。

3.6.1.3减温水流量偏高。

3.6.2原因

3.6.2.1炉膛燃烧中心上移，炉膛出口烟温升高，如只投运上几层磨煤机。

3.6.2.2水冷壁受热面结渣，结灰偏重。

3.6.2.3炉内燃烧工况扰动，如：升、降负荷；投、停磨煤机；增、减风量等。

3.6.2.4煤种影响，如燃用含碳量较高的煤种。

3.6.2.5磨煤机一次风量增大或出口煤粉细度变粗。

3.6.2.6尾部烟道烟气挡板开度变化。

3.6.2.7高加未投，给水温度低。

3.6.2.8燃烧器摆角上摆太多。

3.6.2.9受热面处发生可燃物二次燃烧。

3.6.2.10受热面发生严重泄漏、爆破。

3.6.3处理

3.6.3.1增大水燃比。

3.6.3.2加强水冷壁受热面吹灰。

3.6.3.3尽量投用下层磨煤机或增大下层磨煤机出力。

3.6.3.4若风量偏大时，应适当减少风量。

3.6.3.5在增减机组负荷或启停磨煤机时，应考虑适当的提前量，必要时将汽温的控制撤至手动进行调节。

3.6.3.6通过调节尾部烟道烟气挡板来调节汽温，必要时适当降低主、再热汽温度来控制壁温。

3.6.3.7适当开大过燃风门、辅助风门和上层备用燃烧器的小风门。

3.6.3.8若系煤种变化引起，应汇报值长，建议改烧合适的煤种。

3.6.3.9根据锅炉的运行情况，适当增减负荷。

3.6.3.10若超温发生在高负荷运行时，应联系值长减负荷运行。

3.6.3.11经上述处理无效，应减机组出力，直至管壁温度恢复为止，并汇报有关领导。

3.6.3.12若系水冷壁严重结渣，经处理无效，应申请故障停炉。

3.6.3.13管壁温度超限时，禁止投运对流受热面高温段长伸缩式吹灰器。

3.7

锅炉结焦、结渣

3.7.1现象

3.7.1.1主蒸汽、再热蒸汽温度异常升高，减温水量增加。

3.7.1.2就地从锅炉观火孔观察炉膛，有结焦现象，火焰颜色呈白色并刺眼，结渣处炉膛温度升高。

3.7.1.3过热器、再热器管壁温异常增大或管壁温偏差增大。

3.7.1.4排烟温度异常升高。

3.7.1.5有时发生明显的塌焦迹象。

3.7.2原因

3.7.2.1燃用易结焦性的煤种。

3.7.2.2二次风量太小，导致炉膛内形成还原性气氛而使灰熔点降低。

3.7.2.3锅炉持续高负荷运行时间过长。

3.7.2.4煤粉太粗或燃烧器故障。

3.7.2.5炉膛长时间未吹灰或吹灰器投用不合理。

3.7.2.6炉底排渣不畅或渣斗搁渣。

3.7.3预防

3.7.3.1尽量燃用设计范围内煤种，避免燃用易结焦性煤。

3.7.3.2若因故燃用有结焦倾向的煤种时，应进行合理掺烧。

3.7.3.3加强水冷壁及炉膛上部吹灰，采用定期吹灰和选择性吹灰相结合的方法。

3.7.3.4加强就地巡检，发现结焦及时处理。

3.7.3.5根据煤种的变化情况，及时合理地进行燃烧调整。如改变炉膛与风箱差压、煤粉细度、配风等。

3.7.3.6适当增加二次风量，控制锅炉氧量正常，避免锅炉局部缺氧燃烧。

3.7.4处理

3.7.4.1锅炉运行中应加强对减温水量、 烟道挡板开度及各段受热面壁温的监视，发现参数异常应及时分析,进行燃烧调整。

3.7.4.2过热器、再热器壁温接近或达到运行限值，或过热器减温水量达到相应负荷对应的设计流量80％时，应立即进行水冷壁吹灰。

3.7.4.3检查和更换燃用煤种。

3.7.4.4适当开大结焦区域的小风门。

3.7.4.5经加强水冷壁吹灰，过、再热器管壁温或减温水未见明显下降，应申请降负荷处理。

3.7.4.6加、减机组负荷，使渣产生一个热力振动。

3.7.4.7若机组负荷已降至500MW，管壁温仍超限或减温水量超过相应负荷的设计流量，持续时间超过1小时，应继续减负荷，直至管壁温和减温水量正常。

3.7.4.8经上述处理无效时，应申请停炉处理。下载本文