事故处理原则
发生事故时，应采取一切可行的方法、手段消除事故根源。迅速恢复机组的正常运行，尽量满足系统负荷的需要，防止事故的扩大，在设备确已不具备运行条件时或继续运行对人身、设备有严重危害时，应停炉处理。
发生事故时，在值长的直接领导下，迅速果断地按照现场规程的规定处理事故。对于值长的命令，除对设备、人身有直接危害时，运行值班人员可以向值长指出其明显错误之处，并向车间领导和有关部门汇报，其余的应坚决执行
当发现本规程中没有列举的事故情况时，应根据自己的经验和当时的实际情况，主动果断地采取措施，事故处理完毕后，把事故发生的时间、现象，以及采取的措施，记录清楚。并在班后会或安全活动日进行研究讨论，分析事故原因，以及总结经验和吸取教训。
在任何情况下，都要尽量保持炉温和高温旋风分离器的湿度变化率净1.3℃/min,但由于机组事故造成床温急剧变化，在20分钟内，应尽可能快地恢复原床温值
12.2用事故按钮紧急停止风机、水泵运行的条件
12.2.1电机接线盒处冒火花或轴承冒烟时，
12.2.2风机、水泵发生威胁设备、人身安全时
12.2.3轴承温度、振动急剧上升，超过允许值时。
12.3紧急停炉条件
12.3.1锅炉严重缺水。双色水位计低于下部可见水位，压差水位计指示在一245mm.
12.3.2锅炉严重满水。双色水位计高于上部可见水位，压差水位计指在+250mm。
12.3.3所有水位计损坏
12.3.4主给水管道或画汽管道发生爆破时
12.3.5炉管爆破，经加强进水，仍不能维持汽包水位
12.3.6锅炉尾部烟道发生二次燃烧
12.3.7钢炉房内发生火警，直接影响锅炉的安全运行
12.3.8两台引、送风机故障停止运行时
123.9锅炉压力超过安全门动作压力，而安全门不动作。同时对空排汽门、汽机1级旁路无法开启时，
12.3.10锅炉严重结焦时，
12.3.11再热蒸汽中断时。
12.4请示停炉条件
12.4.1炉管汽水系统泄漏，但尚能维持汽包水位和锅炉正常运行时
12.4.2集控室盘面所有汽包水位计损坏时，
12.4.3主、再汽温>555℃，各段管壁温超过极限值，且有上升趋势时
12.4.4化学通知，汽水品质严重超过规定值，经多方处理仍无法恢复正常时
12.4.5锅炉房内发生火警，威胁设备安全时，
12.4.6炉顶吊杆、风道胀节被烧红时
12.4.7汽机故障停机，短时间不能恢复时
12.4.8锅炉汽水管道一次门前泄漏，威助人身设备安全时。
12.4.9炉内流化严重恶化，或锅炉轻微结焦，采取措施无效时，
12.4.10锅炉床压达11Kpa,经多方调整无法恢复正常时，
12.4.11当床温≥1000℃，经调整无效并有上升趋势，
12.5紧急停炉的操作
12.5.1汇报值长，联系机、电，锅炉紧急停炉，
12.5.2立即手按“紧急停炉”按钮，确认锅炉已想火，给煤机系统、石灰石粉输送系飞灰再循环系统已停运，油枪进油电磁阀已关闭，维持炉膛负压一100Pa,吹扫5分钟停止一、二次、高压流化风机、引风机运行。
12.5.3联系汽机开启1、Ⅱ级旁路，1级旁路因故不能开启时，则开过热器对空排汽开过热器集箱疏水。Ⅱ级旁路因故不能开启时，开再热器对空排汽。根据汽压情况旁路开度
12.5.4退所有自动为手动，关闭减温水，停止排污、打焦，吹灰等工作
12.5.5如果燃烧室内发生严重漏，则停止向锅炉进水，并迅速将床料排除掉，
12.5.6在满水事故下停炉，可保留风机运行，维持一定的风压和炉负压，待水位恢复正常，排除故障后，请示值长同意后，重新点火带负荷。
12.5.7若在缺水事故下停炉，缺水程度不明时，短期内禁止向锅炉进水。
12.5,8发生烟道再燃烧时，紧急停炉后，即停所有风机运行，并关闭其进出口风门，投入吹灰器进行灭火
12.5.9锅炉紧急停炉也尽保证床温变化率<80℃/h,
12.5.10紧急停炉后不具备恢复条件，按正常停炉操作，
12.6床温过高（或过低）
12.6.1现象
12.6.1.1CRT画面示床温高（或低），热工报警。
12.6.1.2汽温、汽压、负荷高（或低），氧量降低（或升高），
12.6.1.3床温高时，床面有结焦，管壁温度升高。
12.6.1.3减温水投自动时，减温水量增大（或减少）.
12.6.2原因
12.6.2.1床温热电得测量故障，
12.6.2.2给煤量过多（或过少），石灰石量过少（或过多），给煤粒度过大（或过细）.
12.6.2.3一、二次风配比失调.
12.6.2.4排渣系统故障。
12.6.2.5飞灰再循环系统故障。
12.6.3处理
12.6.3.1联系检修人员检查床温热电偶测量，
12.6.3.2查给煤机坚否正常运行。床温高时，降负荷，减少煤增量：床温低时，加负荷，
12.6.3.3合理配风，调整一、二次风比例，床温高时，增加一次风量，减少二次风量；增给煤增量。床温低时，减少一风量，增加二次风量。
12.6.3.4联系燃料八员，调节入炉煤的粒度。床温高时，调小入炉煤的粒度：床温低时，增大排造量。调小入炉床料的粒度：床温低时。减少排流量。增调大入炉媒的粒度，入炉床料的粒度
12.6.3.6检查飞灰再循环系统是否堵，如堵京用，飞灰输送风进行吹扫
12.7单侧给煤线中断
现象
12.7.1.1发出跳闸报警，跳闸给煤线给某流量显示为0.
12.7.1.2炉负压增大，氧量增大
12.7.1.3床温、汽温、汽压、负荷、主蒸汽流量明显下降
12.7,L4A、B侧汽温偏差拉大，
原因
12.7.2.1给煤机、旋转给料阀跳闸，
12.7.2.2煤仓空仓或煤结块搭桥。
12.7.2.3运行人员误操作，误停给煤机
处理
12.7.3.1加大另一侧给煤量，视燃烧情况，投入床上油枪助燃，调整风量、减温水量，控好负荷、汽温、水位。联系值长适当降负荷。
12.7.3.2若属煤仓空仓，联系燃料上煤
12.7.3.3若为煤仓的煤结块搭桥，应敲打煤仓或人工捅煤
12.7.3.4若属给煤机、旋转给料阀跳闸，联系检修处理。若是有杂物卡，采用人工清通
12.7.3.4查明原因，消除故障后，投入该侧给煤线运行。
12.8两条给煤线中断
现象
12.8.1.1发出故障报警，两侧给煤量均显示为0。
12.8.1.2炉负压增大，氧量急剧上升，就地观察炉内火焰颜色急剧变暗。
12.8.1.3床温、汽温、汽压、机组负荷、主蒸汽流量急剧下降。
12.8.1.4汽包水位先低后高，
原因：
12.8,2.1电气故障，两条给煤线、旋转给料阀跳闸。
128.2.2锅炉MFT保护动作，
12.8.2.3煤仓空在，查量，调大
处理
12.8.3.1及时投入床上、床下油枪稳定床温，适当降低一、二次风量。汇报值长，联系电气，根据情况降低锅炉负荷。
12,8.3.2全关减温水量，控好汽。给水退自动，调好汽包水位，
12.8.3.3若属电气故障，联系检修处理，消除故障后，投入两侧给煤线运行
12.8,3.4若属锅炉MFT保护动作，则按炉T保护动作处理，
12,8.3.5若原因不明，短时不具备恢复条件时，汇根值长按正常停炉处理，
12.9水冷壁泄湿及爆管
现象
12,9.1.1炉压力变正，火焰变暗。炉内不严密处向外喷灰渣。并有响声。可能造成炉压力高保护动作，
12.9.1,2汽包水位急剧下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，严重时难以维持水位。
12.9.1.3床温急则下降。
12.9.1.4炉墙不严密处、冷渣器底部有喷雾或流水现象，
12.9.1.5给水压力降低，蒸汽压力、流量下降，汽温、负荷下降，引1风机电流增大，
12.9.16旋风分离器进、出口温度、排烟温度下降，各点床温及旋风分离器温差增大，
原因
12.9.2.1炉水、给水品质长期超标，使管内结垢。可引起传热恶化，
12.9.2.2管子材质不合格，焊接质量差，管外壁磨损严重，
12.9.2.3锅炉严重缺水，育目急于进水或进水过快，
12.9.2,4升、停炉操作方式不正确，升温速度太快，造成炉内严重热力不均
12.9.2.5吹灰装置安装不良或吹灰操作不当，管子被吹坏。
处理
12.9.3.2水冷壁损坏不严重时，投油助燃，退给水自动，加大进水，维持汽包正常水位
12.9.3.1立即停止石灰石系统。
12.9.3.3检查损坏情况是否扩大，密切监视汽温、水位、床温及炉底排渣情况，并随同时汇报值长降负荷运行。汇报值长，停止排污、放水工作。
12.9.3.4水冷壁严重爆破，无法维持正常水位，或汽包水位保护已经动作时，控紧炉停处理，停止向锅炉上水，严禁打开省煤器再循环门
12.9.3.5维持一台引风机运行，排除炉内蒸汽，如床温下降率>1.7C/min,应停运引机并关闭其进、出口风门
12.9.3.6其它操作按正常停炉进行
12.9.3.7停炉后，尽快清除炉内的床料，防止受湖腐蚀
12.10过热器澜及爆管
12.10.1现象
12.10.1.1炉膛压力正向增大，不严密处向外喷蒸汽和烟气，并伴有泄漏响声，燃烧不或炉MFT有可能动作：
12.10.1.2负荷、过热蒸汽压力下降，蒸汽流量不正常小于给水流量。
12.10.1.3床温、泄漏处后烟温、排烟温度下降，两侧汽温、烟温偏差增大，引风机电流增大。
12.10.1.4Ⅱ级过热器爆破时，床温及旋风分离器进、出口温度下降，可能造成燃烧不稳
12.10.1.5竖井烟道空预热器、灰斗处可能堵灰。
12.10.2原因
12.10.2.1炉水、给水品质长期超标，管内结垢，引起传热恶化。汽温或壁温长期超限运行
12.10.2.2管子材质不合格，焊接质量差，管外壁磨损严重或高温腐蚀。
12.10.2.3烟气流速过大，或形成烟气走腐，管壁磨损严重。过热器处发生二次燃烧，使管壁过热超温。
2.10.2.4升炉时，升温速度太快，波动较大。吹灰装置安装不良或吹灰操作不当，吹坏子，
.10.3处理措施
10.3.1立即停止石灰石系统。
10.3.2控制好燃烧，及时投油稳燃，给水退自动调好水位，调整减温水，控好主、再温，同时汇报班、值长。
0.3.3泄漏不太严重，汽温、水位能维持在正常范围内，汇报班、值长，要求降压限负荷运行，同时加强检查，注意各参数的变化，并请示值长停炉时间。
12.10.3.4如属过热器爆管引起炉MFT动作，按紧急停炉处理
12.10.3.5严重爆管时，紧急停炉并汇报值长.
12.10.3.6保留一台引风机运行，控制床温下降速率>1.7C/min.否则停止引风机运行
12.10.3.7其它操作按正常停炉进行
12.10.3.8级过热器爆管时，在停炉后，尽快清除炉内的床料，防止受湖腐烛
12.11省煤器泄漏及爆管
12.11.1现象
12.11.1.1炉膛压力正向增大，不严密处向外喷水和烟气，并伴有泄漏声
12.11.1.2汽包水位下降较快，给水流量不正常地大于蒸汽流量。
12.11.1.3泄漏、爆管处后烟温降低，热风温度、排烟温度下降，引风机电流增大。
12.11.1.4尾部烟道可能有水漏出，尾部烟道灰斗可能堵塞，
12.11.1.5严重爆管，附近不严密处有汽水喷出，水位维持困难，烟肉冒白汽.
12.11.1.6如严重爆破，不能维持汽包水位时，汽包水位保护动作。
12.11.2原因
12.11.2.1给水品质长期不合格，造成管内壁积盐、结垢、腐蚀，使传热恶化，
12.11.2.2给水温度、给水流量经常大幅度变化。升、停炉过程中，停止上水后未及时开启省煤器再循环门，使省煤器管过热。烟气流速太大，或形成烟气走廊，管壁磨损严重。
12.11.2.3管子材料质量或焊接质量不合格。
12.11.2.4严重超压。吹灰不当或吹灰器故障，省煤器处发生二次燃烧，使管壁过热。
12.11.3处理
12.11.3.1控制好燃烧，及时投油稳燃，退给水自动并加强进水，维持汽包正常水位，同时汇报值长。
12.11.3.2加强监视及调整，就地检查损坏是否迅速扩大，
12.11.3.3爆破不严重，能维持汽包正常水位时，汇报值长，适当降低负荷，同时请示停炉，
12.11.3.4严重爆破，经加强进水后，仍不能维持汽包正常水位时，或汽包水位保护动作时，按紧急停炉处理。
12.11.3.5保留一台引风机运行，控制床温下降速率1.7℃/min。待炉内的水汽排净后再停止，
12.11.3.6尽可能将汽包水位上满，停止进水后，严禁开启省煤器再循门
12.11.3.7尽快清除尾部烟道下灰斗的灰
12.11.3,8其余操作按正常停炉进行
12.12再热器泄漏及爆管
12.12.1现象
12.12,1.1再热器附近有泄漏声，严重时炉股压力正向增大，从检查孔向外喷烟和蒸汽
12.12,1.2再热蒸汽流量不正常的减小，再热汽压下降。
12.12.1.3再热器泄漏侧烟气温度降低，若为二级再热器时，床温及旋风分离器进、出口温度下降，可能造成燃烧不稳，
12.12.2原因
12.12.2.1运行调整不当，经常超温运行，两侧烟气偏差过大，使局部管壁长时间超温运行，
12.12.2.2蒸汽品质长期不合格，造成管内壁积盐、结垢，使传热恶化。
12.12.2.3管子材料质量或焊接质量不合格。烟气流速太大，或形成烟气走席，管壁磨损严重，
12.12.2.4启、停或甩负荷过程中，没有及时投入旁路系统，使管壁没有得到冷却而超温。
12.12.2.5设计制造不良，蒸汽流量不均，流速过低。
12.12.3处理
12.12.3.1控制好燃烧，及时投油稳燃，调整减温水量，控好再热汽温，停止石灰石系统。并汇报值长，
12.12.3.2泄漏不严重时，汇报值长，降低负荷运行，同时请示停炉。
12.12.3.3泄漏严重，按紧急停炉处理，
12.12.3.4保留一台引风机运行，控制床温下降速率1.7℃/min。待炉内的水汽排净后再停止。
12.12.3.5其它操作按正常停炉进行，
12.12.3.6Ⅱ级再热器爆管时，在停炉后，尽快清除炉内的床料，防止受潮腐蚀。
12.13高、低温结焦
12.13.1现象
12.13.1.1各点床温、床压偏差较大
12.13.1.2床压正常时，出现风箱压力上升、一次风量减下降，
12.13,1.3显示床温、床压分布不均匀
12,13.1.4从床上油枪观察孔看到炉内床料流化较差，严重时可见到渣块。
12.13.1.5床内床料夹带着白色火花，
12.13.1.6上二次风口、启动燃烧器及炉内火焰较暗，结焦严重时，燃烧波动大、床温波动大，床温有可能大幅度下降、
12.13.2原因
12.13.2.1投、退油枪时，风量调整不当，或油枪出力过大，
12.13.2.2炉照的风帽喷嘴堵塞过多，或炉内耐火材料脱落，
12.13.2.3锅炉床料熔点太低，床温过高（高温结焦>），
12.13.2.4锅炉运行中，长时间风煤配比不当。
12.13.2.5一次风量偏低.
12.13.2.6炉腺内有杂物堵塞喷嘴
12.13.2.7低负荷长时间投油助燃（油枪雾化差）.
12.13.3处理
12.13.3.1调整上下二次风量，特别是后墙上、下二次风量。
12.13.3.2控制好一次风量，尽可能提高一次风量，
12.13.3.3维持各冷渣器运行，避免床料堆积。
12.13.3.4低负荷情况下，控制好床压在5一6Kpa。
12.13.3.5加辅助床料
12.13.3.6高温结焦：加石灰石。低温结焦：加砂
12.13.3.7加强监视，结焦明显加剧时立即停炉，如为喷嘴堵塞只能停炉处理，
12.146KV厂用电中断
12.14.1现象
12.14.1.1事故喇叭响，6KV电压表指示到0,380V电源跳闸，运行中的电动机跳闸，电流指示到零，电动阀门远操失灵。
12.14.1.2炉MFT保护动作，负荷、汽压、汽温、床温下降，汽包水位下降较快。
12.14.2原因
12.14.21主变或高厂广交故障，各用高厂变自投不成功，6KV厂用电母线或电缆故，
12.14.2.2电气保护误动作或电气人员误操作
12.14.3处理
12.14.31一县外部电源恢复。给汽包上水时，若省煤器出口水温与汽包壁温差超过112℃时，停止向省煤器和汽包上水，
12.14.3.2锅炉严重缺水且水位不明时，禁止向省煤器和汽包上水
12.14.3.3复位各跳电机的开关，手动关闭燃油电磁阀、各风门挡板，同时汇报值长
12.14.3.4联系汽机关闭主汽阀，开1、旁路，打开过，再热器对空排汽门。在主、再汽压力不超过额定值时，关闭过、再热器对空排汽门，
12.14.3.5手动关闭减温水门和给水各进水门，开启省煤器再循环门，加强汽包水位计的监视，
12.14.3.6由于炉内蓄热较大，打开各风道挡板，控制床温下降速率1.7C/min,降低床温。
12.14.3.7在电源未恢复前，按正常停炉操作进行：电源恢复，接到值长命令后，重新点火启动，
12.15汽包缺水事故
12.15.1现象
12.15.1.1“汽包水位低”热工信号亮牌报警，汽包水位计指示低于正常值，
12.15.1.2给水流量不正常地小于蒸汽流量，水冷壁或省煤器管漏时相反。
12.15.1.3严重缺水时，主、再汽温上升较快。
12.15.1.4汽包水位<-245mm时，水位保护动作，锅炉MFT保护动作。
12.15.2原因
12.15.2.1监盘人员对水位调整不当，表计指示不准，使监盘人员误操作，
12.15.2.2给水自动失灵，给水压力低，给水泵故障，除氧器水位低，监盘人员处理不及时
12.15.2.3锅炉疏水及排污系统泄漏或排放过量，
12.15.2.4锅炉给水管道（此时给水流量可能增大）或水冷壁、省煤器泄漏或爆管。
12.15.3处理措施
12.15.3.1立即校对各水位计，检查给水压力是否正常，给水流量与蒸汽流量是否相符。
12.15.32将给水自动切为动，增大给水流量，正常的汽包水位。知满水泵故时，联系汽机投入各用聚运行，
12.15.3.3停止一切排污、放水工作，检查各排污门已关闭产密，检查给水管、省煤器水冷壁是否泄漏，
12.15.3.4经调整汽包水位仍下降时，汇根值长，降负荷运行，调整燃烧，及时投治稳
12.15.3.5如汽包水位继续下降至-245m时，手动停炉处理，待查明原因排除故路经请示值长同意后。方可重新进水、点火族复锅炉运行，
12.15.3.6若缺水程度不明时，严禁向锅炉进水。
12.16汽包满水事故
12.16.1现象
12.16.1.1“汽包水位高”热工信号亮牌报警，水位计指示高于正常值。
12.16.1.2给水流量不正常地大于蒸汽流量。
12.16.1.3严重满水时，主汽温度急剧下降，蒸汽含盐量增加。甚至发生水冲击造成管道振动，
12.16.1.4汽包水位>+125=时，汽包事故放水门自开，汽包水位>+250时，水位保护动作，锅炉MF保护动作，
12.16.2原因
12.16.2.1监盘人员对水位调整不当，表计指示不准，使监盘人员误操作，
12.16.2.2给水自动调节失灵或给水压力过高，给水泵勺管在开度较大位置卡湿、
12.16.2.3汽包安全门动作。形成虚假高水位
12.16.2.4锅炉MFT保护动作后，未及时调整水位，或恢复时加负荷太快
12.16.3处理指施
12.16,3.1立即校对汽包各水位计，检查给水流量与蒸汽流量是否相符。
12.16.32将给水自动切为手动，调整给水量维持汽包正常水位。如属给水系或给水泵勺管故障时，应请示值长，要求汽机投入备用泵，
12.16.3.3水位上升至+125mm时，开启事故放水门，就地检查已开启，必要时增大排污
12.16.3.4根据汽温变化趋势，调整或关闭减温水，控好主、再汽温，必要时开主蒸汽
12.16.3.5汽包水位组续上开至高250m时，动MF停炉处理，查明原因排除放障经请示值长同意后，方可重新点火
12.17管道水由
12.17.1现象
1217.11管道内有冲击声，管道振动增大，
12.17.12阀门、法兰处发生漏现象，水管道时压力发生波动，
12.17,2原因
12.17,2.!蒸汽管道送汽前没有充分暖管和疏水或管道残存有空气
12.17.2.2给水泵止回阀忽开忽闭，造成水压不稳。
12.17.3处理措施
12.17.3.1开启集箱、管道疏水门，及时排除管道内空气，
12.17,3.2提高蒸汽温度，防止蒸带水。
12.17.3.3给水管道水击则需稳定水压、排除空气，
12.18外界负荷骤减
12.18.1现象
12.18.1.1负荷下降很快，蒸汽流量剧降，汽压猛升，安全门动作。
12.18.1.2汽包水位急剧下降后升高，
12.18.1.3压力投自动时，所有投入自动的给煤机转速降到最低限度，锅炉联锁可能动作。
12.18.2原因
12.18.2.1汽轮机或发电机故障，或系统故障。
12.18.2.2电气、汽机有关保护动作。
12.18.2.3人员误操作。
12.18.3处理
12.18.3.1若安全门已达起座压力而未动作，开启主汽集箱对空排汽门，同时汇报值长。
2.18.3.2视汽压情况，停一侧或两侧给煤线，及时投油助燃。联系汽机开1、Ⅱ级旁路，制床温×500℃，防止Ⅱ级再热器超温，投用再热器减温水，控制再热器进口温度450
18.3.3水位退自动，调整汽包正常水位，关主汽减温水。
12.18.3.4在机、电处理正常后，请示值长加回负荷，加负荷时意床温、水位、汽温的除故障
12.18.3.5如故障一时排除不了，则应请示值长，待令停炉，操作按正常停炉进行，
12.19烟道再燃烧
12、19.1现象
12.19.1.1烟道再燃烧后烟温不正常升高。
12.19.1.2水平斜烟道再燃烧时，烟气含氧量下降主汽温度异常升高。
12.19.1.3竖井烟道再燃烧时，、二次风温升高。省煤器出口水温升高，
12.19,1.4炉股负压波动大或变正，引风机电流增大并摆动，
12.19.1.5烟道不严密处冒烟火、
12.19.2原因
12.19.2.1运行中风煤配比产重只调。
12.19.2.2启动过程中油枪雾化不良，同时长时间燃油运行，
12.19.3.1运行中发现烟道烟温常升高时，及时就地检查，确定燃烧段位置，
12.19.3处理
12.19.3.2加强运行调整，密切视各重要参数，必要时降低负荷，
12.19.3.3对燃烧段烟道受热面灰，
12.19.3.4若经处理无效，排烟度升至200℃时，应作紧急停炉处理，
12.19.3.5全停风机，紧闭锅炉烧、风烟系统。
12,19.3.7当烟温下降合格，经查设备无损坏，可重新恢复。启动引风机前应盘车检
12.19.3.6保持锅炉连续进水。合格，充分通风15分钟后方可新点火，
12.20引风机跳闸
12.20.1.1两台运行中的一台引机跳闸时，事故喇叭响，跳闸的引风机电流指示到
12.20.1现象进、出口挡板自关。
12.20.1.2炉膛正压增大，炉胶严密处向外喷火烟，燃烧恶化，
12.20.1.3床温、负荷、汽温、压下降。
12.20.1.3引风机全跳闸时，炉FT保护动作。
12,20.2原因
12.20.2.1转机值班员发现异常时，地按事故按组，或人员按事故按
12.20.2.2偶合器回油温度≥110℃，或工作油压<0.03MPs
12.20,2.3电气机械故障引起跳闸，
12.20.3处理
1220.31两台引风机运行中的一台跳时，如果跳前电流无异常，则可抢合一次，合成功的，恢复风机的正常运行，合失败时，在锅炉MFT保护未动作时，速投油稳燃增大另一侧引风机出力。减少给煤量，降低一、二次风量，维持正常炉腰负压，并汇报值长，要求降负荷至90以下运行，
12.20.3.2调整减温水，维持主、再汽温正常维持，汽包正常水位，控制床温下降1.7C/min.
12.20.3.3通知零米值班人员就地检查，并联系电气或检修有关人员处理，处理正常后，恢复风机运行
12.20.3.4引风机全跳闸时，按紧急停炉处理，待事故原因查明，故障排除，请示值长同意后，重新启动风机点火带负荷，
12.21一次风机跳闸
12.21.1现象
12.21.1.1两台运行中的一台一次风机跳闸时，事故喇叭响，电流指示到零，风机进、出口挡板自关，
12.21.1.2、炉腔负压变正，炉内流化效果变差，燃烧恶化。
12.21.1.3主汽温度、压力、负荷、床压、一次风压急剧下降。床温升高。
12.21.1.4一次风机全跳闸时，炉MFT保护动作，
12.21.2原因
12.21.2.1转机值班员发现异常时，就地按事故按纽，或人员按事故按组。
12.21.2.2电气或机械故障引起跳闸，
12.21.2.3风机报动过大、轴承温度过高（保护动作）.
12.21.3处理
12.21.3.1两台一次风机运行中的一台跳闸时，如果跳闸前电流无异常，则可抢合一次，合闸成功的，恢复风机的正常运行。合闸失败时，速投油稳燃，增大另一侧一次风机出力，调小引风机、二次风机的出力，减少给煤量，维持正常炉题负压，汇报值长，要求降负荷至90M以下运行
12.21.3.2调整减温水量，维持主，再汽温、汽包正常水位，控制床温下1.7C/mn
12.21.3.3通知零米值班人员就地检查，并联系电气或检修有关人员处理，处理正常后恢复风机运行
12.21.3.4次风机全跳闸时，按紧急停炉处理，待事放原因查明，故障排除，请示值长同意后，重新启动风机点火带负荷，
12.22二次风机跳闸
12,22.1.1两台运行中的一台二次风机跳闸时，事故喇叭响，电流指示到零，风机进、出
12.22.1现象口挡板自关，
12.22.1.2炉负压变正，燃烧恶化，
12.22.1,3主汽温度、压力、负荷、床压、二次风压急剧下降。床压升高
12.22.1.4二次风机全跳闸时，炉MFT保护动作，
12.22,2.1转机值班员发现异常时，就地按事故按组，或人员按事故按组。
12.22.2原因
12.22.2.2电气或机械故障引起跳闸。
12,22.2.3风机报动过大、轴承温度过高（保护动作），
12.22.3.1两台二次风机运行中的一台跳闸时，如果跳闸前电流无异常，则可抢合一次，
12.22.3处理合闸成功的，恢复风机的正常运行。合闸失败时，速投油稳燃，增大另一侧二次风机出力，调小引风机、一次风机的出力，减少给煤量，维持正常炉负压，汇报值长，要求
12.22.3.2调整减温水，维持主、再汽温正常维持，汽包正常水位。控制床温下降+1.7降负荷至90MW以下运行
12.22.3.3通知零米值班人员就地检查，并联系电气或检修有关人员处理。处理正常后
12.22.3.4二次风机全跳闸时，按紧急停炉处理，待事故原因查明，故障排除，请示值长恢复风机运行，同意后，重新启动风机点火带负荷
12.23高压流化风机跳闸
12.23.1现象
12,23.1.1事故喇叭响，高压流化风机县示跳闸状态，电流到0，
1223.1.2各用的高压液化风机投联锁时，自肩动。没有备用高压流化风机时，流化风急则下降，MPT可能动作
12.23.1.3回料腿处的温度升高，料位升高，高压流化风风箱压力低报警
12.23.1.4高压流化风机全跳闸时，炉MFT保护动作。
12.23.2原因
12.23.2.1零米值班员发现异常时，就地按事故按组，或误按事故按钮
12.23.2.2电气或机械故障引起跳闸，风机皮带断裂，
12,23、3处理
12.23.3.1两台高压流化风机运行中的一台跳闸时，投入备用的高压流化风机运行，
12.23.3.2通知零米值班人员就地检查，并联系电气或检修有关人员处理、处理正常后，恢复风机运行，
12.23.3.3高压流化风机全跳闸时，按紧急停炉处理，待事故原因查明，故障排除，请示值长同意后，重新启动风机点火带负荷
12.24冷渣器故障
12.24.1、隔离仓堵塞处理
12.24.1.1第一室堵塞时，必须增大第一室的流化风量，同时反复数次启动第一室的粗灰排放阀，必要时开启事故排渣口进行排渣，
12.24.1.2第二室堵塞时，必须增大第二室的流化风量，且将第一室的粗灰排放阀打开、
12.24.1.3第三室堵塞时，打开第三室的粗灰排放阀，直至这个室粗灰渣排空、
12.24.1、4第一室、第二室堵塞不能清通时，可开启事故排渣口进行排渣、
12.24.2主排渣口堵塞、旋转给料阀故障的处理
12.24.2.1关小锥形阀，确保第一、第二室辅排渣管的排渣温度低于250℃，关闭溢流排渣口处的插板门，退出旋转给料阀后，对旋转给料阀进行盘车处理，如无效则联系检修处理。
12.24.2.2冷渣器旋转给料阀盘车处理时，根据负荷情况减少排渣量。
12.24.23加大另一侧冷清器的排流量，或话当降低负荷，如果是电气故降，可联系电气进行处理，
12.24.3排渣温度高于250℃以上的处理
12,24,3.1当冷凌器某个室的排渣温度250℃以上应，立即关闭对应的排渣门，禁止排渣，防止高温炉流烧坏刮板输渣机。
12.24.3.2减少排渣量，并及时调整减温水量和流化风量，使排渣温度低于250℃以下时可打开排渣门进行排渣，
12.24.4冷渣器内结焦的处理
12.24,4.1关闭锥形阀，增大结焦企的流化风量，同时反复数次启动排放阀，使焦块及时排出。12.24.4.2如焦块不能排出，可开启事故接渣门进行排渣，如事故排渣口堵寒或因故不能打开时则必须停止该侧冷器运行，增加另一则冷渣器的出力，或适当降低荷运行，
12.24.4.3如两侧冷渣器结焦堵塞，则必须停炉进行处理。
12.24.5水冷管束漏水的处理
12.24.5.1在运行中如在冷流器风室下或其他部件有渗水现象，应停运冷渣器，待停炉处理。
12.24.5.2检查冷却水管是否泄画。确认水冷管束泄后，应停运冷渣器及时处理。
12.25空压机故障
12.25.1油压突然降低
12.25.1.1现象
12.25.1.1.1低油压信号报警
12.25.1.1.2油压低于0.1Ma时，控制系统发出信号，空压机跳闸。
12.25.1.2原因
12.25.1.2.1油管突然破裂断开：油压表失灵，
12.25.1.2.2油泵或转动机构故障；油泵调压阀失灵，
12.25.1.3处理
12.25.1.3.1跳闸停车后，气源压力低于0.5Ma时，应联动备用空压机
12.25.1.3.2如联动系统故障，可手动启动、调整气源压力正常。
12.25.1.3.3联系检修处理。
12.25.2空压机有不正常响声
12.25.3.1现象
12.25,3.1,1机械有撞击声，空压机报动增大：
12.25,3.2原四
12.25.3.2,1气缸内掉入硬物：
1225.3.2.2油泵注油不正常，号引起螺杆摩擦大：
12.25.3.2.3螺杆机构与气缸中心不一致：
12.25.3.2.4曲轴摩损严重。
12.25.3.3处理
12.25.3.3.1停故障空压机运行。启备用空压机，
12.25.3冷却水出口带气
12.25,3.1原因
12.25.3.1.1冷却盘根漫漏：
12.25,3.1.2排气进水管胀口不严密：
12.25.3.1.3冷却水管腐蚀严重：
12.25.3.1.4气缸大垫子损坏
12.25.4排气压力不正常
12.25.4.1现象
12.25.4.1.1气源压力不稳定，忽高忽低，
12.25.4.2原因
12.25.4.2.1排气阀漏气或损坏
12.25.4.2.2系统气耗大于设备出力：
12.25.4.2.3表管漏气或堵塞；
12.25.4.2.4加载或卸载系统故障。
12.25.5空压机出力低
12.25.5.1现象
12.25.5.1.1气源压力低，周期性联动多台空压机.
1225.2原
12521过述器地，力大
122,22吸、物气我，及位第反：
2三3电机转送成不达到服定值
1225.6气虹发热
12.2561原因
2冷红水中或不足：流中：
122E1,1气两瑞气体互相牛流
1225.6.2处理
122521加大冷水量或水管
22622检查注油管路。加有惠应将其通
122523检量处理。
12.25.7注油都不注油
1225.T.1原因
12257,11油质太：油内运水s两
12.25.7.2处理
12.25721更换新：放木新油：洗滤问
12258空压机电源中断
1225.&1现象
1225.8上1空三机房然无，运行空压机止运行电麦示至，气源压力至0用电源自没未成成线电，
1225工1拉下武空压的电的开关及控系统开充，：
1225&.3处理
2258.工2联系值长远复电源：
22258生3电源饭复后规定要空压礼系统运行，
1225床压过高或红低
1226现象：
26,11C87养测示床压高成低，
2612发出床压商或低报警。
1226、13冷流器持流负荷产重增加或几乎停止排渣，
1226、，4底部压力值过高或过低，
12.26.2原四
1226.21床压测量放障。
12.26.22橙形阀敏障，排清量过小或过大
12.262.3石灰石给料量和料不正常，
1226.2.4一次风量不正常，
12.26.25锅炉增减负荷过快或煤质变化过大。
12.26,3处理
12.26.3.1床压高，加大冷清器排渣量，投油减煤，停止向炉内加砂或石灰石：床压过低减少冷流器排排渣量，必要时，加大石灰石供给量或适当向炉内加砂。
12.26.3.2检查床压测点，若有故障，及时消除。
12.26.3.3经以上处理，床压仍过大于12Kpa,应停炉
12.27安全门故障
12.27.1安全门达到起座压力而未起座的处理
12.27,1.1立即开启对空排汽门，迅速恢复压力至正常。汇报值长，
12.27.1.2视汽压情况，停一侧或两侧给煤线，及时投油助燃，联系汽机开1、Ⅱ级旁路，投用再热器减温水，控制再热器进口温度净450℃，并根据汽温变化情况适当降负荷运行。
12.27.1.3水位退自动，调整汽包水位正常，关主汽减温水，
12.27.1.4如故障一时排除不了，则应请示值长，待令停炉，操作按正常停炉进行，
12.27.2安全门动作后不回座的处理
12.27.2.1视汽压情况，停一侧或两侧给煤线，及时投油助燃。联系汽机开1、Ⅱ级旁路。投用再热器减温水，控制再热器进口温度净450℃，并根据汽温变化情况适当降负荷运行，
12.27.2.2水位退自动，调整汽包水位正常，关主汽减温水。
12.27.2.3压力降至5Ma时安全门仍不回座，请示值长停炉处理。在降压过程中，应特别注意汽温、汽包水位的变化和汽包上、下壁温差→40℃，
12.28锅炉MFT动作
12.28,1动作原因
12.28.1、1达MFT动作条件，
12.28.2现象
12.28,2.1光字牌亮，警铃响，
12,28.2.2汽温、汽压、床温、负荷下降。
12.28.2.3水位升高，
12.28.2.4给料系统跳闸，燃油阀关闭，石灰石系统跳闸，
12.28.2.5氧量上升、
12.28.3处理
12.28.3.1确认给料系统、石灰石系统、飞灰再循环系统已跳闸，燃油阀关闭，
12.28.3、2汇报值长，根据汽温、汽压联系汽机、电气减负荷
12.28.3.3给水自动切换为手动，调整好汽包水位，关闭减温水，调整好汽温。
12.28.3.4关闭锥形阀，控制好床压在6~8KPa。
12.28.3.5调整总风量、引风量，一、二次风量，控制炉脱负压在正常，控制好床温下降率
12.28.3.6查明MFT动作原因、且属动作正常后，根据床温决定是否进行吹扫，
12.28.3.7消除MFT动作条件后，根据床温直接投煤成投入油枪重新接带负荷
13.电除尘器运行规程
13.1电除尘设备简介
13.1.1系统概述
用高压静电作用于含尘气体，从而使之净化的方法称为电除尘，而电除尘设备则称为电除尘器。我厂使用的是双室四电场静电除尘器，一炉配一台。每台电除尘器由一个或几个室或场组成，具体设备包括放电极（阴极线）、尘极（网极板)、振打装置（阴、阳极槽板系统）、灰斗、排灰装置（输灰器）等、所谓“室”，横向烟气流通分支，一般按烟气大小可分成单室、双室或三室。所谓“场”即沿烟气流方向的除尘单元，每一个单元各有一套独立的工作系统。电除生的工作原理：在高压的静电场中，气体受电场力作用发生电离，产生大量的电子和负离子，在电场力的作用下，这些电子和离子在移运过程中与尘结合并使之学电。带负电的尘粒趋集阳极（沉淀极），接着放电并吸附在阳极上。与此同进，也有一部分带正电的尘粒趋集阴极，当此类尘粒聚到一定厚度以后，通过振打装置的振打，生粒便从阴阳极表面剥离下来，并落入灰斗，收过程即完成
13.1.2本体方面电除尘器型号：BE260/2-4/26/405/13.4/8×4-G配置方式：每台440t/h的锅炉配一台F197/2-3电除尘器除尘效率：≥99.7%电场有效面积：197m2/台设备阻力：≤245Pa漏风率：3.5%正常运行时烟气温度：≤400℃处理的最大烟气量：不限极线型式：针刺线
13.2电除尘操作
13.2.1运行前的检查
13.2.1电除尘检修工作票己结束，确认电除尘本体内已无人工作，各人孔门已关闭。
13.2.2检查电除尘器各层平台、扶梯、栏杆牢圈齐全，通道畅通，照明充足。
13.2.3检查阴、阳极板振打和灰斗仓振装置完好，灰仓振装置完好，处于正常备用状态
13.2.4检查电除尘进出口挡板开关灵活，且处在开启位置.
13.2.5检查绝缘子电加热加热良好正常，
13.2.6所有仪表、电源开关、调节器、报警信号、保护装置开关正常
13.2.2启动程序
13.2.1在烟气进入电场前4小时，投入绝缘子电加热进行加热，当加热到1001℃时，电加热器自动投入，设定低温度100℃，高温度120℃，
13.2.2并投入阴、阳极板振打
13.2.3投入除灰空压机运行，启动仓泵运行，置电动三通于出灰位置，开启灰斗板开仓泵至粗灰仓、或细灰仓、或飞灰再循环灰仓
13.2.4排湖温度>100℃、给煤机已投入运行且油枪不多于2支时，投入电除尘高压相量的
132.5投入电除尘器高压柜的步骤之带
13.2.51将电位电器置于手动位置开调到0位置，调电流楼限电位器至“10“位置调上升率至0
132.5.2将电源开关打置“通”位置，按“起动”键后再按“送行”健启动高压框，
13.25.3调整上升率和电位电器，调整一次电压：300350V,一次电流1：100~150A:二次电压U2:5060Kv,二次电流12：300广500=A,检查正常后电位继电器打置“自动”位置，保持高压柜自动运行
13.2.5.4全面检查无异常后，汇报罚炉，
13,2.3正常运行与维护
13.2.3.1检查每个电场的一、二次电流和电压、电除尘进出口烟温及绝子温度和灰斗蒸汽加热系统正常。
13.2.3.2检查极板和灰斗振打装置动作正常，要注意振打是否有周期不对、停打成报打力度不够的现象发生，
13,2.3.3检查各电场的收尘量、灰装置送行正常，灰斗下灰畅通，冲灰箱水封良好，水量充足。如果出现堵应及时处理，
13.2.4停止程序
13.2.4.1将电位继电器打置“手动”并调整至0
13.2.4.2按“复位”键，再按“停止”键，将电源开关打置“断”位置，高压柜退出运行，
13.2.4.3将灰斗内积灰排空井经人工敲打各灰斗，确认设灰后，退出极板振打和灰斗仓振。
13.2.4.4退出绝缘子电加热，退出仓泵、除灰空压机运行，
13.2.5安全注意事项
13.2.5.1运行中禁止打开高压控制柜的门，柜门要上锁。
13.2.5.2电除尘器各部位的接地装置不得随意拆除。
13.2.5.3在电除尘运行中，严禁打开各种孔门和封盖。
13.2.5.4锅炉全烧油时，原则上不得投入高压电场，以防止电极污染
13.2.5.5当锅炉发生灭火时，应通知电除尘值班员立即退出电除尘器运行，特恢复正常负荷后重新投入运行，
13.25.6需进入电除尘器内部工作时，应将电除尘器全部停止使用，隔绝有关电源并性牌加锁，工作地点应
132.57直接并可靠楼地。月应制订具体的安全措施。
13.2.5.8进入电除尘器内部前，降温至40℃左右。并进行充分通风，检查内部无有害气体后，方可开始工作，
13.3电除尘器常见故障检修
13.3.1二次工作电流大，二次电压升不高，甚至接近于零，
13.3.1.1原因：
(1)收尘极板和电晕极之间短路，
(2)电晕极振打装置的给缘破坏，对地短路。
(3)高压电缆或电缆终端接头击穿短路。
(4)灰斗内积灰过多粉尘堆积至电晕极框架，
(5)电聚极断线，线头靠近收尘极，
13.3.1.2处理：
(1)清除短路杂物或剪去折断的电晕线。
(2)修复损坏的绝缘。
(3)更换损坏的电缆或电缆接头，
(④)清除下灰斗内的积灰、
(5)剪去折断的电晕线线头，
13.3.2二次工作电流正常或偏大、二次电压升至较低，电压便发生闪烁
13.3.2.1原因：
(1)两极间的局部距离变小，
(2)有杂物挂在收尘极板或电阴极上.
(3)保温箱或绝缘室温度不够，绝缘套管内壁受潮漏电。
(4)电晕极振打装置绝缘套管受潮积灰造成漏电，
(5)保温箱内出现正压，含湿量的烟气从电晕极支承绝缘套管向外排气、
(6)电缆击穿或漏电，
13.3.2.2处理：
(1)调整极间距，
(2)清除杂物，
(3)擦拭绝缘套管内壁，提高保温箱内温度、
(4)提高绝缘套管箱温度。
(5)采取措施，防止出现正压或增加一个热风装置鼓入热风，
(6)更换电缆，
13.3.3二次电压偏高，二次电源显著降低
13.3.3.1原因：
(1)收尘极板积灰过多，
(2)收尘极或电晕极的报打装置未开或失灵
(3)电量线肥大或放电不良，
(④)烟气中粉尘浓度过大，
13.3.3.2处理：
(1)清除积灰。
(2)检查并修复振打装置，
(3)分析肥大原因，采取必要措施.
(4)改进工艺流程，降低烟气的粉尘含量。
13.3.4二次电流不稳定，毫安指针急剧摆动
13.3.4.1原因：
(1)电晕线折断，其残留段受烟风吹摆动，
(2)烟气湿度过小，造成粉尘比电阻值下降。
(3)电晕极支承绝缘套管对地产生沿面放电，
13.3.4.2处理：
(1)剪去残留段。
(2)通知工艺人员，进行适当处理。
(3)处理放电的部位。
13.3.5一、二次电流、电压均正常，但收尘效率显著降低。
13.3.5.1原因：
(1)气流分布板孔眼被堵，气流分布不均，
(2)灰斗的阻流板脱落，气流发生短路，
(3)靠出口处的排灰装置重海风，
(4)粉尘的二次飞扬。
13.3.5.2处理：
(1)检查气流分布板的振打装置是否失灵，
(2)检查阻流板，并做适当处理。
(3)加强排灰装置的密闭性检查、处理，
(4)①训整振打强度、时间和周期。
②改善气流分布
③改进密封，调节闸板和整个系统，减少漏风。
④防止产生反电晕，
⑤调整火花率。