06第六章机组事故处理1.docx

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06第六章机组事故处理1

第六章机组事故处理

1事故处理的一般原则

1.1发生事故时，遵照“保人身、保电网、保设备”的原则，机组长应在值长的统一指挥下，带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。

对值长、机组长的命令除对人身设备有直接危害外，均应立即执行。

否则应申明理由，拒绝执行。

值长坚持时，应向上级领导汇报。

1.2发生事故时，运行人员应迅速弄清事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。

事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。

任何情况下应尽量保证厂用电不失去。

220kV系统在事故处理中，注意不应成为不接地系统。

1.3事故发生时，报警信号只可确认，不允许立即复归，待详细记录报警信号后方可复归。

1.4机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行事故处理：

1.4.1根据各参数变化、CRT显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警及故障打印和机组外部现象情况，确定机组已发生故障，则：

1.4.1.1迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备；

1.4.1.2迅速查清故障的性质，发生的地点和范围，然后进行处理和汇报；

1.4.1.3保持非故障设备的正常运行；

1.4.1.4事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报值长和机组长，正确地采取对策，防止事故蔓延。

1.4.2当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能尽快恢复整套机组的正常运行。

1.4.3事故处理时，各岗位应互通情况，在值长、机组长统一指挥下，密切配合，迅速按规程规定处理，并努力防止事故扩大。

1.4.4处理事故时应当迅速、准确。

接到命令后应复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。

1.5当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。

时间允许时，请示值长、机组长，并在值长、机组长的指导下进行事故处理。

1.6事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动MFT或手动打闸；辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停运该辅机。

1.7若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清并消除后，应尽快恢复机组运行。

1.8在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。

如果事故处理发生在交接班时间，应延长交班。

在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。

接班人员应主动协助进行事故处理。

1.9事故处理过程中，禁止无关人员围聚在集控室或停留在故障发生地。

1.10事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将事故时间、现象、发展、处理经过及原因分析做好详细记录。

班后组织全班人员进行事故分析，并写出报告。

2汽轮机紧急停机条件

2.1机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机。

2.1.1汽轮机转速上升到3330r/min,而超速保护未动作。

2.1.2汽轮机突然发生强烈振动或汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。

2.1.3汽轮机轴向位移大于±1.0mm，保护不动作。

2.1.4汽轮发电机组任一轴承断油或润滑油压下降至0.048Mpa，而保护不动作

2.1.5润滑油箱油位下降至-563mm。

2.1.6汽轮机轴承（#1～#8）金属温度达112℃，发电机、励磁机轴承（#9～#11），金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃或任一轴承回油温度达82℃。

2.1.7汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达50℃，内缸上下温差达35℃。

2.1.8汽轮机轴封异常摩擦冒火花。

2.1.9发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。

2.1.10汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。

2.1.11厂用电全部失去。

2.1.12电网频率降至46.5Hz。

2.2机组遇有下列情况之一，应不破坏真空紧急停机：

2.2.1主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。

2.2.2DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。

2.2.3EH油压≤9.31MPa。

2.2.4凝汽器真空缓慢下降至-81KPa。

2.2.5主汽压力异常升高至21.7MPa。

2.2.6主汽温度异常升高超过564.8℃或降低至465℃或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。

2.2.7运行中、高压缸排汽温度升高至424℃或排汽压力升高至4.92MPa。

2.2.8高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7。

2.2.9发电机定子线圈冷却水中断30秒或定子冷却水出水温度达90℃。

2.2.10高压缸差胀达16.5mm，5.5mm；低压差胀达33mm，5.5mm保护动作值。

2.2.11汽机启动过程中，（在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm；）通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.254mm；正常运行中轴承振动突然增加0.05mm。

2.3破坏真空紧急停机操作

2.3.1在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，高压缸通风阀开启。

2.3.2启动SOB和BOP运行。

2.3.3检查高、低压旁路管道和主再热蒸汽管道的疏水门自动开启，注意主汽压力,及时关闭高、低压旁路。

2.3.4检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，厂用电切换成功，锅炉联动MFT，一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。

2.3.5停运真空泵、开启真空破坏门。

关闭至凝汽器所有疏水。

2.3.6启动电动给水泵，停运汽动给水泵A和B。

2.3.7将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供给。

2.3.8真空到0，停运轴封汽。

2.3.9转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

2.3.10停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

2.3.11运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。

2.3.12其它操作与正常停机相同。

3遇有下列情况之一时，应紧急停炉

3.1锅炉受热面、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道等严重爆破，无法维持汽包正常水位时。

3.2锅炉尾部烟道再燃烧，使空预器出口烟温不正常地升至250℃时。

3.3锅炉安全阀动作，无法使其回座或汽包压力超限至19.95MPa，所有安全阀拒动时。

3.4所有汽包水位计均损坏或在运行中无法判断汽包确实水位时。

3.5DAS系统异常，无法进行监视时。

3.6控制气源失去，短期无法恢复时。

3.76KV厂用电源全部中断时。

3.8火检风机全部跳闸，保护未动作。

3.9出现MFT保护动作条件，MFT拒动时。

4遇有下列情况之一时，应请示值长停止锅炉运行

4.1锅炉给水、蒸汽品质严重恶化，经多方调整无法恢复时。

4.2锅炉承压部件泄漏时（依具体情况，具体部位决定是否申请停炉）。

4.3锅炉结焦严重，经多方处理难以维持正常运行时。

4.4锅炉烟道积灰严重，经采取措施仍无法维持炉膛正常负压时。

4.5锅炉汽温和受热面壁温严重超温，经多方调整无法降低时。

5紧急停炉的处理

5.1MFT动作，将自动进行紧急停炉，否则应手动MFT。

5.2检查下列联动动作应正常，否则立即手动操作：

5.2.1所有磨煤机、给煤机、一次风机均跳闸。

5.2.2燃油跳闸阀和回油关断阀关闭，所有油枪进油阀关闭，油枪吹扫闭锁。

5.2.3磨煤机分离器隔离阀、一次风关断挡板、给煤机密封风挡板关闭。

5.2.4过热器一、二级喷水、再热器事故喷水闭锁阀均关闭。

5.2.5闭锁吹灰，若发生MFT时锅炉正吹灰，则吹灰中止。

要就地确认吹灰器退出。

5.2.6跳闸汽轮机和DEH。

5.2.7跳闸电除尘器。

5.2.8如果条件满足，锅炉进行吹扫。

若吸、送风机全部跳闸，应强制自然通风15分钟后，才能启动风机进行锅炉点火前吹扫。

5.2.9控制过热器压力在允许范围内。

5.2.10通过汽包放水阀控制汽包水位正常。

5.2.11其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行。

6厂用电全部失去

6.1现象

6.1.1机组跳闸，锅炉MBT，汽机跳闸，发电机解列；报警响，各相应报警发出。

6.1.2各段厂用母线电压下降到零，6KV工作和备用电源进线开关均在断开位置。

6.1.3所有运行的交流辅机停运，备用交流辅机不联动；电动门操作不动。

6.1.4各直流设备联动。

6.1.5交流照明灯灭，直流照明灯亮，控制室变暗。

6.2原因

发电机解列，6KV各段工作电源失去，备用电源均未自投成功，或高备变故障跳闸，柴油发电机保安电源未自投成功。

6.3处理

6.3.1检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，关闭有关电动门；检查V.V开启。

打开炉侧有关疏水。

6.3.2确认主机、小机直流润滑油泵、发电机空侧直流密封油泵均已启动，否则可手动多次强合直至启动。

检查主机润滑油压、油氢差压正常。

6.3.3手动开启凝汽器真空破坏门，关闭至凝汽器所有疏水。

投入空预器气动马达。

关闭炉前燃油跳闸阀手动门和回油手动门。

6.3.4通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理。

复归各跳闸设备，解除备用设备联锁。

6.3.5立即至柴油机室对保安电源进行下列检查、操作：

6.3.5.1若柴油发电机未自启动，应手动启动，分批投入保安电源负荷。

6.3.5.2若保安电源进线开关未自投，确认保安各N/EMCC段工作开关已跳开，强投备用开关一次，恢复保安母线电源。

6.3.5.3保安母线电源恢复后，逐步恢复机、炉各段N/EMCC电源和交流事故照明。

6.3.6保安电源恢复后，进行下列工作

6.3.6.1启动主机BOP、SOP油泵、顶轴油泵、空侧、氢侧交流密封油泵、小机交流油泵、空预器电动马达，停直流油泵和空予器气动马达。

6.3.6.2投入各辅机润滑油系统。

6.3.6.3关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。

6.3.6.4检查调整所有停运制粉系统的风门、挡板位置正确。

过热器、再热器喷水阀、闭锁阀关闭。

6.3.6.5主机转速至零投入盘车运行。

如在投盘车前转子已静止，应先翻转转子180O，停留一段时间后偏心度合格，再投入连续盘车。

6.3.6.6检查UPS电源切换正常。

开启110V、220V直流系统跳闸的浮充机。

6.3.6.7停运有关直流设备。

6.3.6.8拉开6KV各段所有合闸开关。

检查6KV备用电源自投不成功原因，缺陷消除后，恢复6KV各段电源和低厂变运行。

6.3.6.9逐级恢复厂用电，根据机组情况逐步恢复各系统。

6.3.6.10若低压缸排汽温度大于50℃，应先启动凝泵，启动一台真空泵，保持凝汽器-20KPa的微真空，待铜管冷却，排汽温度小于50℃后，方可投入循环水系统。

6.3.6.11根据汽包壁温差情况，请示总工锅炉上水，保持汽包水位和除氧器水温正常。

6.3.6.12逐步进行恢复机组运行的其它操作。

7DCS故障的紧急处理

7.1当全部操作员站故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），应立即停机、停炉处理。

7.2当部分操作员站故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速通知热工人员排除故障。

7.3当运行中的控制器或相应电源故障时，应采取如下对策：

7.3.1辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行、并迅速处理系统故障，若条件不允许，则应将该辅机退出运行。

7.3.2调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动运行，同时迅速处理系统故障，并根据具体情况采取相应措施。

7.3.3涉及到机、炉保护的控制器故障时应立即联系热工人员更换或修复控制器模件，涉及到机、炉保护电源故障时则应采取强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施，若恢复失败则应紧急停机、停炉。

7.3.4加强对DCS系统的监视检查，特别是发现MFP、网络、模件、电源等故障时，运行人员应及时通知热工人员，迅速做好相应对策。

8磨煤机组故障跳闸

8.1磨煤机组跳闸的现象：

8.1.1汽温、汽压下降。

8.1.2汽包水位波动。

8.1.3磨煤机功率到零或仅罐体跳闸时，功率到空载功率。

8.1.4有声、光报警。

8.1.5炉内燃烧工况失稳，炉膛负压波动。

8.2磨煤机组跳闸的原因：

8.2.1磨煤机任一端密封风差压值小于1.3KPa时。

8.2.2空气压力低，离合器脱开

8.2.3就地的事故按钮被按下时。

8.2.4电气保护动作磨煤机电机跳闸。

8.2.5锅炉MFT。

8.2.6手动紧急停磨。

8.2.7磨煤机差压高于2kPa，延时15分钟。

8.2.8两台润滑油泵跳闸。

8.2.9磨煤机电机轴瓦温度大于90℃时。

8.2.10磨煤机绕组温度大于180℃时。

8.2.11磨煤机负荷低。

8.2.12磨煤机失去油支持。

8.3磨煤机组跳闸的处理：

8.3.1磨煤机组跳闸后应维持炉膛负压、汽包水位；调整机组负荷、主汽温度和再热汽温度。

8.3.2检查磨煤机组跳闸后，两台给煤机确已停止，一次风关断挡板关闭，粗粉分离器隔离阀关闭，冷风挡板全开，热风挡板全关。

8.3.3根据燃烧情况，投用部分油枪，稳定燃烧。

8.3.4迅速查明原因，及时恢复，不能恢复则联系检修处理，如果仅罐体跳闸而磨煤机马达没有停止，应停止马达运行。

9厂用气失去

9.1现象

9.1.1厂用气压力低报警。

9.1.2气动调节门调节失灵，各水位、温度等无法调整。

9.1.3部分气动调节门位置发生变化，失气全开或全关。

9.1.4运行磨煤机“大牙轮喷油装置故障”信号发出。

9.1.5运行磨煤机离合器脱扣

9.2原因

9.2.1运行空压机全部跳闸，备用空压机未投入，或运行空压机带负荷不够。

9.2.2厂用气管道严重泄漏，气压维持不住。

4.2.3总气源门被误关。

9.3处理

9.3.1立即联系空压机值班员，增大运行空压机的出力，启动备用空压机，对压缩空气系统全面检查、调整。

9.3.2全面检查系统有无严重泄漏点，有则设法隔离。

9.3.3气压恢复前，就地手动调整一些重要调门或旁路手动门，保证除氧器、凝汽器水位，主汽温、主机润滑油温等重要参数正常。

9.3.4对其它一些气动阀门、风门、挡板等，能做手动调整的可做相应手动处理。

9.3.5严密监视机组运行工况，当无法维持机组运行时，紧急停炉、停机。

9.3.6停炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板，防止设备损坏。

10机组RUNBACK

10.1现象（自动R.B）

10.1.1有重要辅机跳闸声光报警。

跳闸辅机所控制的参数发生波动。

10.1.2运行磨煤机按程序跳闸。

10.1.3机组负荷快速下降至300MW稳定。

10.1.4主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低。

10.2原因

10.2.1一台一次风机跳闸。

10.2.2一台吸风机跳闸。

10.2.3一台送风机跳闸。

10.2.4一台汽泵跳闸。

10.3处理

10.3.1R.B自动成功时

10.3.1.150%R.B时磨煤机自动跳闸顺序为：

A→E→F磨，间隔时间秒，直至剩余三台磨。

10.3.1.2机组控制方式由CCS切至“机跟随”方式，按照R.B减负荷设定强减负荷至50％MCR。

10.3.1.3在自动R.B过程中，运行人员须严密监视各参数变化，及时投入油枪助燃。

只要自动动作正常，一般不需干涉，直至机组稳定。

10.3.1.4若为一台汽泵跳闸，电泵联启后要立即增大其转速手动调整上水。

10.3.1.5锅炉负荷＞50％MCR，两台汽泵全跳，电泵自启动成功，甩负荷至30％MCR。

10.3.1.6若自动R.B过程中出现异常，应立即将有关自动切至手动进行调整。

10.3.2R.B自动不成功时

10.3.2.1立即手动跳闸一台后拱磨煤机，投入一台运行磨煤机油枪助燃。

必要时继续停止部分磨煤机运行。

根据具体情况解除炉膛压力自动，调整汽包水位、汽包压力、炉膛压力、氧量等参数在允许范围内。

同时关小汽机调门降低电负荷，直至与锅炉热负荷相匹配。

11汽包满水

11.1现象

11.1.1各汽包水位显示高，报警窗高水位报警。

11.1.2给水流量不正常地大于蒸汽流量。

11.1.3满水严重时，主汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击。

11.2原因

11.2.1给水自动调节失灵，小机转速控制失常，或电泵运行时其液力偶合器调节失常。

11.2.2水位指示不正确，调整不当。

11.2.3运行工况突然变化，引起汽包水位虚假，判断不正确，调整不及时。

11.3处理

11.3.1水位指示升至100mm以上时，立即解除给水自动，手动降低小机转速或降低电泵转速，汽包水位仍不下降时应打开汽包大流量放水门。

11.3.2迅速查明原因，采取相应措施进行处理。

11.3.3若过热汽带水，立即打开过热器系统各疏水门，待汽温恢复正常后关闭。

11.3.4水位≥254mm，5秒钟后保护不动作按紧急停炉处理。

11.3.5汇报值长，排除故障后，保持汽包正常水位，准备启动。

12汽包缺水

12.1现象

12.1.1各汽包水位显示低，报警窗低水位报警。

12.1.2若锅炉受热面泄漏，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

12.1.3若给水系统故障，给水流量不正常地小于蒸汽流量。

12.2原因

12.2.1给水自动失灵，小机转速控制失常或电泵转速控制失常。

12.2.2小机运行中突然跳闸，电泵启动不及时或机组负荷太高，给水跟不上。

12.2.3锅炉给水电动门或过热器减温水调压阀被误关。

12.2.4给水管道、锅炉受热面爆破。

12.2.5运行工况突变（例安全阀起座后回座时等），造成汽包虚假水位，判断不正确，操作不当。

12.3处理

12.3.1水位指示降至-100mm以下时，立即解除给水自动，手动增加小机转速或增加电泵转速，加大上水。

12.3.2检查锅炉给水电动门和过热器减温水调压阀，若阀门误关CRT无法开启时，立即至就地开启。

12.3.3若给水流量远大于蒸汽流量汽包水位仍下降，可怀疑锅炉泄漏，就地仔细倾听声音进行确认。

判断为泄漏时应停炉处理。

12.3.4汽包水位降至保护动作值-365mm保护应动作，否则手动停炉。

12.3.5汇报值长及有关领导，迅速查明原因并处理，机组重新启动。

13送风机喘振

13.1现象

13.1.1风机喘振光字牌报警。

13.1.2炉膛负压或风量大幅度波动，风机动叶投自动时，另一侧风机动叶自动调节频繁。

炉内燃烧不稳。

13.1.3喘振风机电流大幅度晃动，就地检查机壳异音严重。

13.1.4风机喘振严重达跳闸时，延时跳闸。

13.2原因

13.2.1受热面、空预器严重积灰或烟气系统挡板误关，引起系统阻力增大，造成风机动叶开度与进入的风量、烟气量不相适应，使风机进入喘振区。

13.2.2操作风机动叶时，幅度过大使风机进入喘振区。

13.2.3动叶调节特性变差，使并列运行的二台风机发生“抢风”或自动控制失灵使其中一台风机进入喘振区。

13.3处理

13.3.1立即将风机动叶控制置于手动方式，关小另一台未喘振风机的动叶，适当关小喘振风机的动叶，同时协调调节吸、送风机，维持炉膛负压在允许范围内。

13.3.2若风机并列操作中发生喘振，应停止并列，尽快关小喘振风机动叶，查明原因消除后，再进行并列操作。

13.3.3若风烟系统的风门、挡板有被误关的引起风机喘振，应立即打开，同时调整动叶开度。

若风门、挡板故障，立即降低锅炉负荷，联系检修处理。

13.3.4经上述处理喘振消失，则稳定运行工况，进一步查找原因并采取相应的措施后，方可逐步增加风机的负荷；经上述处理后无效或已严重威胁设备的安全时，应立即停止该风机运行。

14空预器跳闸

14.1现象

14.1.1空预器主电动马达电流到零，辅助电动或气动马达自动投入，相应声光信号报警。

14.1.2辅助电动或气动马达不能投入时，空预器停转报警，跳闸侧烟温升高。

14.2原因

14.2.1空预器机械部分卡涩，电机过负荷。

14.2.2电气保护动作。

14.2.3辅助电动或气动马达未自投。

14.3处理

14.3.1若跳闸前主电动马达无超电流现象，应立即强合一次，成功则继续运行。

14.3.2强合不成功或启动后电流超限，立即停止，并检查辅助电动或气动马达运行正常。

14.3.3若辅助电动或气动马达都不能正常运行，空预器停转，则应立即关闭跳闸空预器进口烟气挡板，隔离一、二次风，减负荷至300MW以下，必要时停运该侧风机。

14.3.4若短时间内不能消除故障，应停机处理。

14.3.5排烟温度上升至250℃时，立即手动MFT。

15锅炉受热面泄漏

15.1现象

15.1.1炉膛或烟道内爆管附近有异音。

15.1.2泄漏严重时，汽包水位下降。

给水流量明显大于蒸汽流量仍难以维持汽包正常水位。

15.1.3水冷壁泄漏时，炉膛压力升高，炉墙不严密处有蒸汽冒出。

15.1.4省煤器泄漏时，空预器入口烟温异常，省煤器下灰斗有水流出。

15.1.5过热器、再热器泄漏时，爆破点前汽温下降，爆破点后汽温上升或减温水量增大。

15.1.6吸风机电流上升，空预器入口烟温降低。

15.1.7声波检漏装置报警。

15.2原因

15.2.1管材质量不合格，安装工艺不良。

15.2.2长期飞灰磨损。

15.2.3受热面超温烧坏。

15.2.4吹灰器退不出，长期定点吹刷。

15.2.5蒸汽品质长期不合格，造成腐蚀、结垢，传热恶化。

15.2.6管内有异物，水循环不良。

15.3处理

15.3.1加大给水量，维持汽包正常水位，汇报值长，申请停炉。

15.3.2降低锅炉负荷，适当降低过热器压力。

15.3.3维持主、再热汽温度，炉膛压力及吸风机电流等参数在正常范围内。

15.3.4泄漏严重，汽包水位无法维持时，达到保护动作值紧急停炉。

15.3.5停炉后，尽量维持汽包水位，若水位无法维持，或汽包上、下壁温差达99℃，应立即停运全部给水泵，停止上水。

15.3.6炉膛吹扫结束后，保留一台吸风机维持炉膛负压正常，待蒸汽消失后，停止吸风机，保持自然通风。

冷却过程中，若汽包上、下壁温差达99℃以上时，应停止吸风机，保持自然通风状态。

16锅炉尾部烟道二次燃烧

16.1现象

16.1.1空预器进、出口烟温不正常地升高，排烟温度升高，烟压异常，氧量变小。

16.1.2空预器电流摆动大，轴承、外壳温度升高，严重时发生卡涩。

16.1.3热一次、二次风温升高。

16.1.4炉膛压力波动，吸风机静叶自动开大，吸风机电流上升。

16.1.5低温过热器处发生再燃烧时，分隔屏入口汽温升高，一级喷水量增大。

16.2原因

16.2.1锅炉启动（停运）过程中，煤、油混燃时间太长，使尾部受热面、空预