电厂现场处置方案.docx

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电厂现场处置方案

电厂现场处置方案

1应急组织与职责

1.1应急组织体系

应急组织体系见图23—1。

图23—1生产事故应急组织体系图

1.2指挥机构及职责

1.2.1现场应急指挥部

组长：

厂长

副组长：

副厂长、副书记

职责：

发生事故后，现场应急指挥部全面组织开展事故应急工作。

现场应急指挥部下设办公室：

主任：

副厂长

成员：

各处室领导

职责：

负责沟通情况和汇总信息，并及时向电厂应急指挥部或电厂领导汇报。

1.2.2现场设备隔离组

组长：

运行分场副主任

成员：

当班运行值长、各专业班组长（单元长）

职责：

熟悉现场处置方案内容以及所对应的相关设备、系统；应急预案启动时迅速、准确隔离事故所涉设备、系统和其动力源。

1.2.3引导疏散组

组长：

生产设备处处长

成员：

生产设备处各专业工程师

职责：

熟悉现场处置方案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况；应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令；根据事故现场人员分布情况，开辟安全疏散通道，组织疏散人员至安全地点。

1.2.4安全保卫警戒组

组长：

生产设备处负责安全管理的处长

成员：

电厂安全监察、消防专干、运行分场安全员

职责：

熟悉现场处置方案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况；应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令，疏通事故现场通道，设立警戒区域，禁止无关人员进入事故现场；统计进入事故现场施救人员人数，采集事故现场信息、辨识事故现场可能出现的次生事故源，及时向事故应急现场指挥部报告。

1.2.5现场施救组

组长：

运行分场主任

成员：

值长、专工、义务消防队员等

职责：

熟悉现场处置方案的内容以及各类设备事故的施救方法、所涉位置水源、消防器材、通道等情况；应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，听从指挥，不盲目行动，有序展开施救行动。

1.2.6救护后勤保障组

组长：

综合办公室主任

成员：

总务员、保洁班班长、工资员、打字员等

职责：

熟悉现场处置方案的内容以及应急后备物资的存放地点；应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，设立现场临时救护站，置备应急车辆，联络专业救治资源，开辟人员救治绿色通道；记录事故应急现场指挥部下达的指令和过程。

1.2.7应急值班室

电厂设立事故应急值班室，值班地点为主控室，实行24小时不间断值班。

2事故报告程序

2.1事故现场报告程序：

事故现场第一发现人员→班组长→主控室（值长）→电厂应急指挥部→集团公司安全环保部→集团公司应急指挥部（见图23—2）。

图23—2生产事故报告程序流程

2.2生产安全事故应急救援组织报告程序：

各单位生产安全事故应急救援组织→集团公司生产事故应急救援组织→市级生产安全事故应急救援体系有关部门。

2.3生产安全事故应急救援程序：

生产安全事故→保护事故现场→控制事故扩大→组织抢救→疏导人员→调查了解事故简况和伤亡人员情况→向上级汇报（见图23—3）

生产安全事故

图23—3生产安全事故应急救援程

3应急处置

3.1汽机专业

3.1.1汽轮机组突然发生强烈振动

3.1.1.1事故特征：

汽轮机组发生水击、叶片断裂等会使机组产生强烈振动，同时DCS画面有报警，各振动值超标；就地测量各振动值超标；汽机本体有强烈的振动现象。

振动会危害机组的正常运行，不仅损害汽轮机，甚至处理不当会危及运行人员人身安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房8米。

3.1.1.2现场处置措施：

（1）应立即打闸破坏真空紧急停机。

（2）关闭电动主闸门、抽汽门，保证汽轮机的进汽被隔断。

（3）投入减温减压或增加其它机组的抽汽量以保证外网正常供汽。

（4）启动交流润滑油泵保证轴瓦的供油。

（5）机组转速到零后投入盘车运行。

（6）记录机组的惰走时间。

3.1.1.3注意事项：

（1）就地测量振动值时，与转动部位应有一定的安全距离。

（2）停机前、停机中应加强锅炉参数的监视和调整，防止发生MFT。

（3）紧急操作中要注意人身安全。

3.1.2汽轮机调速保护拒动（处理过程严格遵循事故处理规程）

3.1.2.1事故特征：

汽机热工保护系统失灵、机械保护装置卡涩或失灵会造成汽机转速失控，不仅会损坏汽轮机，而且处理不当会危及运行人员人身安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房8米。

3.1.2.2现场处置措施：

（1）应立即破坏真空紧急停机。

（2）关闭电动主闸门、抽汽门，保证汽轮机的进汽被隔断。

（3）投入减温减压或增加其它机组的抽汽量以保证外网正常供汽。

（4）启动交流润滑油泵保证轴瓦的供油。

（5）机组转速到零后投入盘车运行。

（6）联系检修人员进行处理，并做好重新启动的准备。

（7）处理过程严格遵循事故处理规程。

3.1.2.3注意事项：

（1）就地工作中时，与转动部位应有一定的安全距离。

（2）停机前、停机中应加强锅炉参数的监视和调整，防止发生MFT。

（3）紧急操作中要注意人身安全。

3.1.3汽轮机组甩电负荷2MW以上

3.1.3.1事故特征：

汽机调速汽门在减负荷过程中发生卡涩或机组投入抽汽压力自动控制时外网压力剧减时，机组在运行中负荷会骤减2MW以上。

虽然机组未跳闸，但是会影响机组稳定运行，导致锅炉负荷波动，可能导致安全门动作。

事故发生地点为汽轮机主厂房8米。

3.1.3.2现场处置措施：

（1）如果因调速汽门卡涩，需请示值长要求将机组负荷做大幅增减操作，活动调速汽门的油动机活塞，消除卡涩后恢复正常负荷运行。

（2）如因外网压力变化导致则只需将负荷调至原负荷。

（3）在发生甩负荷的情况下需加强轴向位移、振动、汽轮机转速等参数的监视。

3.1.3.3注意事项：

（1）在增减电负荷的操作中，要注意监视锅炉运行参数，防止锅炉超参运行。

（2）外网负荷、参数的调整要及时联系集团公司总调，得到批准后方可操作。

3.1.4汽轮机管路运行中蒸汽泄漏

3.1.4.1事故特征：

汽轮机管道上的焊口开焊、阀门盘根损坏或阀体破损等，会造成高温高压的蒸汽泄漏，不仅会导致机组停止运行，甚至会直接危及运行人员安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房0～8米高温高压管道。

3.1.4.2现场处置程序：

（1）汽轮机主蒸汽管道或其它管道发生故障，须采取积极措施，不使人身及设备受到威胁，迅速隔绝。

如隔绝后影响汽轮机运行，应故障停机。

（2）主汽管、排汽管运行中发生水冲击，应立即开启汽管上所有直接疏水门，查明原因，并监视汽轮机运行情况，检查汽温、推力瓦温度、轴位移及振动情况，防止汽轮机发生水冲击。

暖管过程中发生水冲击，可能因有积水造成，除大开直接疏水外，还应检查是否有堵塞现象；

（3）主蒸汽管道破裂时，应隔绝故障部分的管道，同时开启窗户，放出蒸汽，防止被汽流烫伤，无法隔绝时，迅速故障停机。

3.1.4.3注意事项：

（1）在处理过程中要与泄漏的设备保持一定的安全距离，当确定不了具体的泄漏地点时，要扩大隔离范围，并用警示带将危险区域隔离。

（2）操作中，要穿戴防烫用品。

（3）如有人员烫伤，要立即汇报当班值长，并立即救援，救援中要做好相应的安全防护措施。

3.1.5运行中主汽门关闭或阀芯脱落

3.1.5.1事故特征：

运行中汽轮机的主汽门机械故障，阀芯突然脱落或主汽门关闭，会使汽轮机因断汽而停机；而锅炉会因突然停机，造成汽压快速升高，处理不当，会引起锅炉安全门动作。

事故发生地点为汽轮机主厂房8米。

3.1.5.2现场处置程序：

（1）通知锅炉配合减负荷，保持主汽母管压力，防止锅炉安全门动作。

（2）检查就地调速汽门油动机的实际开度及控制盘上的阀位控制器上的开度指示，如已全开，并且自动主汽门仍保持开的状态，可断定自动主汽门门蕊脱落或电动主闸门关闭或门柄脱落。

（3）门蕊脱落后，机组转速仍保持不降则为发电机受电。

（4）打闸停机，停机具体操作参见《汽轮机运行操作规程》。

（5）如机组抽汽供外网则需关闭抽汽一次门，增加其它机组的抽汽量或投入减温减压器运行，保持外网正常供汽。

3.1.5.3注意事项：

（1）判断要及时正确，处理要迅速果断，防止锅炉安全门动作。

（2）检查主汽门时，要注意做好防烫措施。

3.1.6工业水中断

3.1.6.1事故特征：

电厂的工业水采用xx市自来水，由于自来水系统故障或电厂工业水设备故障，会使电厂的工业水中断，易导致主要附属设备（如水泵、风机等）因冷却水不足而损坏。

事故发生地点为汽机主厂房0米工业水系统。

3.1.6.2现场处置程序：

（1）工业水中断时，现场工业水压力下降。

发现工业水中断时，立即汇报值长，联系水调了解情况，同时检查循环水水塔水位及消防水水池水位尽可能保持高水位。

（2）根据现场工业水的压力情况，切换工业水到循环水管并启动工业水泵。

（3）根据水调通知来水的时间及化学除盐水箱的水量，适当调整降低外网的供汽量。

3.1.6.3注意事项：

（1）要加强监视锅炉、汽轮机等主设备的运行参数，及时合理的调整负荷。

（2）电负荷和外网负荷的调整，值长应及时与集团公司总调联系。

（3）如果是自来水问题，值长应及时联系自来水公司，确认恢复时间，提前做好生产安排。

3.1.7除氧器超压、爆破

3.1.7.1事故特征：

除氧器（高压或低压）的压力调整器自动失灵或进水量异常等故障，会造成除氧器超压、水位波动的异常运行，处理不当会使除氧器泄漏或爆破，甚至危机工作人员的人身安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房16米。

3.1.7.2现场处置程序：

（1）压力调整器自动失灵时，应及时改手动调整。

（2）抽汽压力高，应适当关小进汽门。

（3）进水量减少时调整进汽量。

3.1.7.3注意事项：

（1）就地操作中，工作人员应密切观察除氧器的运行状况，如有异常声响，应与除氧器保持一定距离，穿戴防烫用品后，再进行操作。

（2）处理中，要加强监视锅炉、汽轮机的运行参数，防止超参运行。

3.1.8凝汽器真空迅速下降

3.1.8.1事故特征：

循环水系统、射水抽汽系统、水封系统等故障，均会造成汽轮机真空快速下降，此时汽轮机各真空表数值下降、保护报警。

如果处理不当，会导致汽轮机停机（真空值在-64KPA时应打闸停机）。

事故发生地点为汽轮机主厂房0米。

3.1.8.2现场处置程序：

（1）发现真空下降，应对照真空表与排汽室温度表，找出原因并报告单元长。

（2）如真空急剧下降，立即启动备用射水泵，投入备用射水抽气器，仍无效时，应根据情况降低负荷，当负荷降至零，真空低至0.064MPa，故障停机。

（3）真空下降时，在下列情况下，允许机组暂时带下降后所对应的负荷运行，但应在短时间内恢复正常真空：

①真空维持一定值不再下降；

②机组振动正常；

③轴承温度正常；

④监视段压力在规定范围内；

⑤排汽温度在规定范围内；

⑥轴承无摩擦。

3.1.8.3注意事项：

（1）判断要及时正确，处理要迅速果断，防止真空下降过快。

（2）真空降至打闸条件时，应立即故障停机。

（3）停机前、停机中，要加强锅炉运行参数的监视，防止超参运行，甚至安全门动作。

3.1.9高低压加热器汽侧、水侧管路爆破

3.1.9.1事故特征：

汽轮机高低压加热器汽侧、水侧的管路由于长期冲刷或腐蚀等原因，会造成管路破裂。

此时高低压加热器水位异常、保护动作，不仅影响加热器的正常使用，而且会使水反窜至机本体内发生水击事故。

事故发生地点为汽轮机主厂房0～4.5米。

3.1.9.2现场处置程序：

（1）关闭高压加热器进汽门，防止汽轮机进水。

（2）检查自动旁路保护是否动作，否则手动切换。

（3）检查水位自动调整门是否正常。

（4）关闭高压加热器疏水去高压除氧器截门。

（5）若发生给水返到抽汽管，有水冲击现象，要迅速手动关闭抽汽水压逆止门，并开启抽汽管道疏水门，以防止汽轮机进水。

3.1.9.3注意事项：

（1）检查和操作等工作中，要注意周围高温高压设备，必要时应穿戴防烫用品。

（2）隔离加热器时，应加强锅炉、汽轮机等设备运行参数的监视，防止超参运行。

3.1.10汽轮机润滑油系统着火

3.1.10.1事故特征：

为了保证汽轮机正常运行，每台汽轮机都配置了润滑油系统，并在汽机4.5米处安装了油箱。

一旦润滑油系统泄漏，周围的高温高压设备容易使润滑油着火，严重威胁机组安全和工作人员的人身安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房0～8米的油系统。

3.1.10.2现场处置程序：

（1）应立即汇报值长，组织义务消防队员携带就近的干式灭火器到着火部位采取相应的灭火措施，将火扑灭或控制在最小范围内，维持机组运行。

（2）如果火不能立即扑灭，威胁机组运行，应破坏真空，故障停机；立即拨打“119”，请求xx市消防队灭火；同时派人到厂门口接车。

（3）若调速油着火，禁止启动调速油泵，用润滑油泵停机，威胁主油箱时开启事故放油门，并控制油位下降速度，以保持转子在惰走过程中轴承不断油，待转子静止后方可将油放完。

（4）切断火区电气设备电源。

3.1.10.3注意事项：

（1）根据着火情况和范围启动相应的专项应急预案。

（2）灭火时，应使用干式灭火器或1211灭火器，禁止使用水灭火。

（3）灭火时，应站在上风向，必要时，应佩带正压式空气呼吸器。

（4）停机时，应加强锅炉运行参数的监视，防止超参运行。

（5）灭火或操作中，如果有工作人员受伤，应立即急救并联系车辆送往就近医院。

3.1.11给水泵出口管路爆破

3.1.11.1事故特征：

由于给水管路泄漏，管路中的高温高压水会大量喷出，并伴有强烈声音和蒸汽出现。

给水管路泄漏后，会使给水压力下降，锅炉会因断水而停炉。

同时高温高压的水（汽）会危及工作人员的人身安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房0米。

3.1.11.2现场处置程序：

（1）高压给水管道破裂，锅炉给水压力将下降，备用给水泵将联动。

如果管道爆破位置靠近给水泵，应采取措施将爆破位置隔离。

（2）如果爆破位置在公用部位，应采取措施进行隔离，以保证锅炉供水；无法保证锅炉供水时，应停炉处理。

3.1.11.3注意事项：

（1）处理中要采取防烫措施，防止被高温高压的水（汽）烫伤。

（2）加强锅炉、汽轮机运行参数的监视和调整，防止超参运行。

（3）及时联系电气运行人员将泄漏点周围的电气设备进行切电或采取遮挡措施。

3.1.12汽轮机运行中叶片损坏和掉落

3.1.12.1事故特征：

汽轮机的叶片在运行中金属疲劳或发生水击等时，会发生损坏或断裂事故。

此时汽轮机的主汽参数、真空、主汽流量未变，但是负荷自动降低，通流部分会发出金属碰撞、冲击的异常声音，并产生强烈振动（振动值一般会超过0.05mm），推力瓦块温度也会升高，如果叶片掉落，可能将凝汽器铜管打坏，引起凝结水流量增大，凝结水泵电流升高，凝结水硬度增加。

事故发生地点为汽轮机主厂房8米。

3.1.12.2现场处置程序：

（1）立即打掉危急保安器，向电气发出“注意”“机器危险”信号，解列发电机，破坏真空，紧急故障停机。

（2）若凝汽器铜管被打破，凝结水质严重破坏，应关闭＃3低加出口门，开启＃3低加出口放水门。

（3）故障停机中，应注意惰走时间、内部声音，发现问题禁止投入盘车。

3.1.12.3注意事项：

（1）判断要及时正确，处理要迅速果断，避免延误处理时间将事故扩大。

（2）停机时，应加强锅炉运行参数的监视和并及时调整，防止超参运行。

（3）操作低压加热器时，应做好防烫措施，防止人员烫伤。

3.1.13减温减压器蒸汽泄漏

3.1.13.1事故特征：

减温减压器（高压或低压）内的介质为高温高压的水蒸汽，如果泄漏，减温减压器的蒸汽压力将下降，并伴有强烈的泄漏声，而且大量的蒸汽泄漏，将严重危及工作人员的人身安全。

事故发生地点为汽轮机主厂房0米的高减室、4.5米的低减室。

3.1.13.2现场处置程序：

（1）运行中的减温减压器泄漏时，根据泄漏情况，立即进行切换运行，保证外网的正常供汽。

（2）同时对故障减温减压器进行系统隔离，然后进行检修处理。

3.1.13.3注意事项：

（1）操作中，应采取防烫措施，穿戴防烫用品。

（2）联系电气人员将泄漏点周围的电气设备进行切电或采取必要的遮挡措施。

3.1.14热网管路爆破

3.1.14.1事故特征：

热网管路因材质、操作不当、水击或管道锈蚀等情况，会发生泄漏或爆破事故，此时热网管道蒸汽压力下降，现场有强烈的泄漏声，并伴有蒸汽出现，不仅影响外网正常供热，而且还会危及工作人员的人身安全。

事故发生地点为厂内东、西网供热管路。

3.1.14.2现场处置程序：

（1）根据管路的泄漏或爆破情况，首先做好人身安全措施，然后切换网管运行，保证外网的正常供汽。

（2）同时对故障网管进行系统隔离，然后进行检修处理。

3.1.14.3注意事项：

（1）操作中，应采取防烫措施，穿戴防烫用品。

（2）联系电气人员将泄漏点周围的电气设备进行切电或采取必要的遮挡措施。

（3）倒网操作应及时联系集团公司总调。

（4）如有人员受伤发生，应立即启动相应的专项应急预案，并进行急救。

3.1.15调速系统卡涩或失灵

3.1.15.1事故特征：

汽轮机调速系统信号传递异常、油不洁净等会造成调速系统卡涩或失灵，此时调节同步器时油动机没有响应，油动机活塞上下油压差增大，处理不当会导致停机。

事故发生地点为汽轮机主厂房8米。

3.1.15.2现场处置程序：

（1）汽轮机加、减负荷时，发现调速系统出现卡涩或失灵时，根据高压油动机活塞上下的油压压差，在高压油动机滑阀上下压差不大的情况下，活动调速系统，尽可能使调速系统恢复正常。

（2）如果经过活动仍然无法恢复正常，立即通知检修人员检查处理。

同时根据汽机当时的负荷情况，稳定锅炉负荷。

3.1.15.3注意事项：

（1）调整中，应密切观察汽轮机各运行参数的变化，发现异常，应立即停止操作，经查明原因后，再采取相应的措施。

（2）调整或处理中，如果负荷变化较大，应通知电气运行人员，并加强锅炉运行参数的监视和调整。

3.2锅炉专业

3.2.1锅炉汽包水位突升（锅炉满水）

3.2.1.1事故特征：

锅炉给水自动失灵、给水调整装置故障、运行人员对水位监视不够、调整不及时、误操作、相关表计指示不正确使运行人员误判断操作错误、锅炉负荷增加太快、给水压力突然升高、当安全门动作等使汽包压力突降，出现虚假水位等时，锅炉汽包水位会高于正常水位，甚至会达到满水。

此时锅炉远方水位计指示值增大；高水位信号报警；过热蒸汽含盐量增大，汽温下降；给水流量不正常地大于蒸汽流量；当水位超过＋280mm时（＃3、4炉为＋200mm），MFT动作；严重满水时，蒸汽管道内会发生水冲击，法兰处向外冒汽。

汽包满水时可能造成蒸汽带水，严重时造成水冲击，危及汽机的安全，危及设备人身安全。

事故发生地点为锅炉汽包及周围设备。

3.2.1.2现场处理程序：

（1）当发现水位有异常时，应验证远方水位计指示的正确性（如对其有怀疑时，应与汽包就地水位计对照；必要时还应冲洗水位计。

）

（2）撤出给水自动，手动关小给水调整门，减少给水。

（3）当汽包水位超过＋100mm时，应继续关小或关闭主给水调整门或其它能控制给水的阀门（停止给水后应开启汽包与省煤器再循环阀）

（4）开启紧急放水阀，锅炉放水。

（5）视汽温下降情况，将减温自动改为手动，关小或关闭减温水，必要时开启过热器和蒸汽管道疏水阀。

（6）当汽包水位超过＋280mm时（＃3、4炉为＋200mm），MFT动作。

（7）停止向锅炉上水，继续加强锅炉放水，注意水位在水位计中出现。

（8）故障消除后，待汽包水位恢复正常，停止放水，锅炉重新启动。

（进水时关闭省煤器再循环阀。

）

（9）其它操作，按MFT动作后规定处理。

3.2.1.3注意事项：

（1）加强锅炉运行参数的监视，采取有效措施防止主汽管道发生水击现象。

（2）运行人员就地操作中要注意人身安全，必要时要采取安全防护措施。

（3）如果发生水击等严重情况，应启动相应的专项应急预案。

3.2.2锅炉汽包水位突降（锅炉缺水）

3.2.2.1事故特征：

锅炉给水自动失灵，给水调整装置故障；运行人员对水位监视不够，调整不及时或误操作；相关表指示不正确，使运行人员误判断而操作错误；锅炉负荷骤减；给水压力下降或给水泵故障；锅炉排污管、阀门泄漏或排污量过大；给水管道、水冷壁（屏）管、省煤器管破裂等，会使锅炉汽包水位低于正常水位，远方水位计指示负值增大；低水位信号报警；过热蒸汽温度升高；给水流量不正常地小于蒸汽流量（炉管爆破时则相反）；当水位低于－280mm时，MFT动作。

如果锅炉发生缺水，水冷壁的水循环造成破坏，水冷壁超温损坏、暴管，危及设备人身安全。

事故发生地点为锅炉本体。

3.2.2.2现场处理程序：

（1）当发现水位有异常时，验证远方水位计指示的正确性（如对其有怀疑时，应与汽包就地水位计对照，必要时还应冲洗水位计）。

（2）撤出给水自动，手动开大调整门，增加给水。

（3）若给水压力低造成给水量减少应设法提高给水压力。

（4）当汽包水位降至－100mm以下时，除应继续增加给水外，尚须关闭所有的排污阀及放水阀，必要时，可适当降低锅炉蒸发量。

（5）如汽包水位继续下降，且低于－280mm时，MFT动作。

（6）由于运行人员疏忽大意，使水位在汽包水位计中消失，且未能及时发现，应进行汽包就地水位计的叫水。

（7）经叫水后，水位在汽包水位计中出现时，可增加锅炉给水，并注意恢复水位。

（8）经叫水后，水位未能在汽包水位计中出现时，严禁向锅炉上水。

（何时上水由总工程师或委托生技部通知执行）

（9）在给水流量小于蒸汽流量时，禁止用增加锅炉蒸发量的方法来提高汽包水位。

（10）故障消除后，汽包水位恢复正常，锅炉重新启动。

（11）其它操作，按MFT动作后规定处理。

3.2.2.3注意事项：

（1）加强锅炉运行参数的监视，采取有效措施防止水冷壁管超温。

（2）运行人员就地操作中要注意人身安全，必要时要采取安全防护措施。

（3）处理中各专业人员要加强协调。

3.2.3锅炉超压时安全门、向空排汽门失灵

3.2.3.1事故特征：

汽轮机甩负荷或主汽系统相关阀门非正常关闭等均会导致锅炉超压，此时主蒸汽压力高报警，汽包水位波动。

锅炉超压时，如果安全门、向空排汽门失灵，会导致汽包、受热面爆裂，不仅危及汽轮机的安全，而且会发生锅炉爆炸等恶劣事故。

事故发生地点为锅炉炉顶。

3.2.3.2现场处理程序：

（1）锅炉超压时，安全门、向空排汽门在失灵的情况下应按紧急停炉处理，紧急停炉不受当时负荷的限制。

（2）在停炉过程中，应尽量维持汽包的水位（锅炉严重缺水时除外）和炉膛负压。

3.2.3.3注意事项：

（1）判断要及时正确，处理要迅速果断，采取有效措施控制主汽压力。

（2）处理中各专业要互相配合，避免发生因沟通不畅而发生其他事故。

（3）处理要注意人身安全。

3.2.4锅炉承压部爆破、泄漏

3.2.4.1事故特征：

锅炉周围的承压设备内往往为高温高压的水蒸汽，当承压设备发生爆破或泄漏时，锅炉的给水或蒸汽压力会下降，现场有强烈的泄漏声，并伴有蒸汽出现，对周围的设备，特别是电气设备，和工作人员造成严重的危险。

事故发生地点为锅炉本体。

3.2.4.2现场处理程序：

（1）锅炉汽水管道爆破，威胁设备及人身安全时，按紧急停锅炉处理。

（2）锅炉水冷壁、下降管及其它承压部件轻微泄漏时，按申请停炉处理。

3.2.4.3注意