锅炉事故预想.docx

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锅炉事故预想

锅炉事故预想

1水冷壁泄漏、爆管

1.1现象

1）给水流量不正常地大于蒸汽流量,机组除盐水补水量不正常增大，机组负荷降低。

2）炉膛负压瞬时偏正且不稳定,从炉墙门、孔不严密处喷出烟气或蒸汽，并有明显的泄漏声。

3）炉管泄漏检测装置报警。

4）主蒸汽压力下降。

5）锅炉两侧烟温差、汽温差增大，泄漏侧烟温降低.

6）锅炉燃烧不稳定火焰发暗，严重时引起锅炉灭火。

7）引风机投自动时，动叶开度不正常地增大、电流增加。

1.2原因

1）管内结垢超温。

2）管内腐蚀。

3）燃烧方式不当，火焰偏斜。

4）管内有异物，水循环不良。

5）管壁长期超温运行。

6）吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管。

7）管材质量不合格，焊接质量不良。

8）水冷壁结焦或磨损。

9）大块焦砸坏水冷壁管。

10）锅炉长期超压运行。

11）锅炉启动升温、升压速度过快。

12）管材老化失效。

1.3处理

1）水冷壁管泄漏应及早停运。

如泄漏不严重，尚能维持运行时，注意各自动装置的动作情况，若不正常，应立即将其切至手动，必要时可降压、降负荷运行。

密切监视损坏部位的发展趋势，做好事故预想，申请尽早停炉。

2）若泄漏严重，使爆破点后工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常运行或威胁设备安全时，应按紧急停炉规定进行处理，当汽温达到保护动作值，保护不动作时，应立即手动MFT。

3）退出脱硝系统运行。

4）停炉后，应保留一台引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止风机运行。

注意省煤器、电除尘灰斗的运行情况，积灰除净。

2省煤器泄漏、爆管

2.1现象

1）给水流量不正常地大于主蒸汽流量，机组补水量不正常增大，严重时机组负荷下降。

2）烟道负压变小，引风机电流不正常增大。

3）省煤器爆管处有泄漏声，并从不严密处可能冒蒸汽和烟气。

4）炉管泄漏检测装置报警。

5）空气预热器两侧出口风温偏差大，且风温降低。

6）省煤器两侧烟气温差变大，泄漏侧省煤器处、空气预热器出、入口烟温下降。

7）烟道下部不严密处可能漏灰、水。

8）投自动的引风机电流增大。

2.2原因

1）飞灰磨损使管壁变薄。

2）吹灰不当造成管壁磨损。

3）管材质量不合格，焊接质量不良。

4）管内有杂物堵塞。

5）运行中发生断水、严重缺水、超温。

6）尾部烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。

7）省煤器长期超压运行。

8）管内腐蚀。

2.3处理

1）省煤器泄漏不严重，给水流量能够满足机组负荷需要，金属温度不超温，应及时汇报，注意监视各受热面沿程温度，锅炉降负荷降压运行，严密监视损坏部位的发展趋势，申请停炉。

2）在省煤器人孔门、灰斗处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人。

3）退出脱硝系统运行，注意监视空气预热器的工作情况，加强巡视检查，如空气预热器堵灰严重无法正常工作应请示停炉处理。

4）若泄漏严重，无法维持正常运行时，应立即紧急停炉。

5）停炉后，应保留一台引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止引风机运行，注意省煤器、电除尘灰斗的运行情况，积灰除净。

3过热器泄漏、爆管

3.1现象

1）给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组补水量不正常增大，严重时机组负荷下降。

2）炉膛负压瞬时偏正且不稳定。

3）过热器爆管侧有泄漏声，不严密处可能向外冒蒸汽。

4）炉管泄漏检测装置报警。

5）主蒸汽压力下降。

6）过热器爆管侧排烟温度下降。

7）低温过热器爆管，主蒸汽温度升高。

8）过热器、再热器两侧汽温偏差增大。

9）投自动的引风机电流不正常地增大。

3.2原因

1）飞灰磨损造成管壁减薄。

2）吹灰器使用不当造成管壁磨损。

3）过热器区域发生二次燃烧。

4）管材质量不合格，焊接质量不良。

5）过热器管内结垢、热偏差等，引起管壁长期超温。

6）过热器管内有杂物。

7）过热器管内水塞引起局部过热，或交变应力引起疲劳损坏。

8）锅炉启动升压、升温速度过快。

9）锅炉长期超压运行。

10）管内腐蚀。

11）管材老化失效。

3.3处理

1）过热器泄漏不严重，泄漏点后沿程温度能维持正常运行，应及时汇报，锅炉降负荷降压运行，严密监视损坏部位的发展趋势，申请停炉处理。

2）在过热器泄漏不严重维持运行期间，在泄漏点人孔、检查孔处增设围栏并悬挂标示牌，防止蒸汽喷出伤人。

3）退出脱硝系统运行。

维持运行期间注意监视空气预热器的工作情况，加强巡视检查，如空气预热器堵灰严重应申请停炉处理。

4）若过热器泄漏严重，泄漏点后工质温度急剧升高或过热器壁温严重超限时，应立即紧急停炉。

5）停炉后，应保留一台引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止风机运行。

注意省煤器、电除尘灰斗的运行情况，积灰除净。

4再热器泄漏、爆管

4.1现象

1）炉管泄漏检测装置报警。

2）再热器泄漏点有泄漏声，不严密处向外冒蒸汽。

3）泄漏点后的再热管壁温度上升，泄漏点前壁温下降。

4）再热蒸汽压力下降，再热蒸汽流量下降。

5）再热器泄漏侧排烟温度下降。

6）过热器、再热器两侧汽温偏差增大。

7）投自动的引风机电流不正常地增大。

8）机组补水量不正常增大，严重时机组负荷降低。

4.2原因

1）飞灰磨损使管壁变薄。

2）吹灰器使用不当。

3）再热器区域发生二次燃烧。

4）管材质量不合格，焊接质量不良。

管材质量不合格，焊接质量不良。

5）管内有杂物堵塞。

6）再热器管内结垢、热偏差等，引起管壁长期超温。

7）管壁腐蚀。

8）管材老化失效。

4.3处理

1）再器泄漏不严重，泄漏点后沿程温度能维持正常运行，应及时汇报，锅炉降负荷降压运行，严密监视损坏部位的发展趋势，申请停炉处理。

2）在再热器泄漏不严重维持运行期间，在泄漏点人孔门、检查孔处增设围栏并悬挂标示牌，防止蒸汽喷出伤人。

3）退出脱硝系统运行。

维持运行期间注意监视空气预热器的工作情况，加强巡视检查，如空气预热器堵灰严重应申请停炉处理。

4）若再热器泄漏严重，爆破点后工质温度急剧升高或再热器壁温严重超限时，应立即紧急停炉。

5）停炉后，应保留一台引风机运行，待不再有汽水喷出后再停止风机运行。

注意省煤器、电除尘灰斗的运行情况，积灰除净。

5尾部烟道二次燃烧

5.1现象

1）尾部烟道二次燃烧部位及以后烟道温度急剧升高。

2）炉膛、烟道内负压急剧变化，烟道不严密处冒烟气、火星。

3）空气预热器电流摆动大，轴承、外壳温度升高，严重时发生卡涩。

4）汽温、省煤器出口水温、热风温度不正常地升高。

5）引风机动叶自动开大，引风机电流上升。

6）如在一侧燃烧时，两侧烟温差增大。

5.2原因

1）燃烧调整不当，燃料燃烧不充分，机械不完全燃烧严重，飞灰可燃物含量过高并积存在尾部烟道内。

2）油燃烧器燃烧或雾化不良，使未燃尽的油滴沉积在烟道内。

3）锅炉低负荷运行时间过长，炉内温度过低或过剩空气量太小造成煤粉或油燃烧不完全在尾部积聚。

4）停炉后燃料漏入炉内并在尾部积聚或停炉及MFT后炉膛吹扫不充分使未燃尽的煤粉或油在尾部积聚。

5）吹灰器故障，长期投运不正常。

5.3处理：

1）若发生轻微二次燃烧时，排烟温度不正常升高20℃以内时应立即检查各段烟温，判断出二次燃烧部位并进行蒸汽吹灰。

2）停止上部燃烧器运行，调整燃烧使火焰中心下移。

3）若锅炉运行中发生严重的尾部烟道二次燃烧，应立即停止锅炉运行，立即停止送、引风机运行并关闭所有烟风挡板和炉膛、烟道各门、孔，并检查关闭严密，锅炉严禁通风,保持空气预热器继续运行。

4）空气预热器受热面发生二次燃烧，应立即投入空预器蒸汽吹灰进行灭火，空预器应尽量保持运行，并紧急停炉。

空气预热器发生卡涩，主电机和辅电机均无法运行，立即就地手动盘车空气预热器转子。

火焰难以扑灭时，应投入空预器消防水或空预器冲洗水进行灭火。

5）停炉期间发生尾部烟道二次燃烧时，应立即关闭所有烟风挡板和炉膛、烟道各孔、门，并检查关闭严密，锅炉严禁通风。

6）待二次燃烧现象消除，烟道内温度不再上升并趋稳定下降时，方可缓慢调节风、烟挡板，进行必要的通风冷却和吹扫。

5.4运行中防止二次燃烧的措施

1）锅炉点火前应对锅炉进行30％额定风量吹扫；锅炉灭火后必须用30％额定风量对锅炉进行不少于5min的吹扫，否则严禁锅炉重新点火。

2）精心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）锅炉烧油时，应调节合适的风量、燃油流量及雾化压力，确认油枪雾化良好、燃烧完全。

若发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理。

4）油层投入时进行投粉，投粉前应确认油燃烧器着火良好，否则不准投粉。

5）锅炉在油粉混燃期间，应加强对燃油系统及油枪着火情况的检查，防止运行中发生油层缺角燃烧。

6）正常运行中，运行人员注意监视省煤器、空气预热器烟道在不同工况下的烟温，发现异常，应就地检查及时发现火情。

7）空气预热器出入口烟/风挡板，能电动投入且挡板能全开、关闭严密。

8）若发现预热器停转，应立即重新投入运行，若无法重新转动，应将其隔离。

9）锅炉点火后应加强预热器吹灰，25％负荷前及燃油投入时应投连续吹灰，以后至少8h吹灰一次。

当空气预热器烟侧压差增加时，应增加吹灰次数。

10）若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混燃，可根据具体情况利用停炉对空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。

11）锅炉停炉1周以上时，必须对空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵灰现象，应及时清理并进行通风干燥。

6锅炉主蒸汽温度异常

6.1现象

1）主蒸汽温度异常报警。

2）主蒸汽温度快速变化。

3）若蒸汽带水，机组会发生水冲击。

4）DCS画面显示主蒸汽温度异常。

6.2原因

1）锅炉燃料与给水比例失调，分离器出口温度异常。

2）煤质影响或燃烧工况变化，如升降负荷过快，投停磨煤机及制粉系统异常，自动装置失灵增减风量幅度过大等。

3）炉膛火焰中心改变，制粉系统层次变化等。

4）减温水控制失灵，使减温水流量不正常地减小或增大。

5）给水温度突变。

6）受热面二次燃烧。

7）炉膛严重结焦。

8）受热面泄漏、爆管。

9）烟气挡板开度不正常。

10）煤质发生骤变。

11）送粉均匀度发生大幅度变化。

6.3处理

1）自动装置失灵时，应立即将其切至手动，手操调节使之恢复正常。

2）修正分离器出口温度过热度。

3）适当改变煤水比，并及时调整风量。

4）设法调节减温水量。

5）调节烟气挡板至适当开度。

6）若汽温异常是由于受热面泄漏、爆管或烟道内可燃物二次燃烧引起，除按汽温过高处理外，还应分别按相应规定处理。

7）按规定对炉膛水冷壁进行吹灰，判断为锅炉受热面污染严重时，应增加炉膛吹灰次数。

8）加强对汽轮机膨胀、胀差、轴向位移，轴振及轴瓦温度的监视，若出现异常，按相应规定处理。

9）采取上述措施后，如果无效，应立即降负荷处理。

10）主汽门前主蒸汽温度10min内急剧降低50℃时，应紧急停机。

7锅炉再热蒸汽温度异常

7.1现象

1）再热蒸汽温度异常报警。

2）再热蒸汽温度快速变化时，汽轮机膨胀、胀差、振动等有异常变化。

3）DCS画面显示再热蒸汽温度异常。

7.2原因

1）再热器烟道挡板开度过大或控制失灵。

2）再热器减温水调节失灵。

3）锅炉总风量过大或过小。

4）炉膛水冷壁结垢、结焦、积灰等，造成炉膛出口烟气温度偏高。

5）再热器受热面泄漏、爆管或再热器处发生二次燃烧。

6）主蒸汽温度过高，高压缸排汽温度比正常值偏高。

7）高压旁路误开启，高压旁路后减温水调节不正常，汽温偏高。

8）再热蒸汽管道爆管。

9）吹灰器损坏长期冲刷。

7.3处理

1）再热器减温水或烟道挡板自动调节不正常时，应立即将其切至手动调节正常。

2）如是风量过大则应及时调整风量正常。

3）若是炉膛水冷壁脏污，应对水冷壁进行吹灰，必要时可适当降低主蒸汽温度。

4）如再热器受热面泄漏、爆管或再热器处发生二次燃烧，造成再热蒸汽温度升高时，除迅速采取降温措施外，还应分别按相应规定进行处理。

5）汽轮机侧再热蒸汽温度10min内急剧降低50℃时，应紧急停机。

6）若为高压旁路误动作，应立即关闭，并调整高压旁路后蒸汽温度在规定范围。

8主蒸汽压力高

8.1现象

1）主蒸汽压力高报警。

2）PCV投“自动”时，压力达27.0MPa时动作开。

3）DCS画面显示压力高。

8.2原因

1）机组负荷控制失灵。

2）给水自动控制失灵。

3）汽轮机主/调速汽门异常动作、关闭。

4）机组负荷骤降。

5）煤质发生骤变。

6）送粉均匀度发生大幅度变化。

8.3处理

1）切除机组协调控制，手动调节给水平衡。

2）减少燃料量，控制汽温、汽压在正常范围内。

3）PCV拒动时可手动强开，但当压力降至关闭动作值及以下时应关闭。

4）可通过增加汽轮机调门开度使压力恢复，但注意机组不许超负荷。

5）联系检修人员检查主调门异常关闭原因，无法处理时，应申请停机处理。

6）安全阀起座后经采取措施仍不能回座时，应请示停炉。

9再热蒸汽压力高

9.1现象

1）再热蒸汽压力高报警。

2）压力达高限时，再热器出口安全阀动作开。

3）DCS画面显示压力高。

9.2原因

1）机组过负荷。

2）高压旁路误开。

3）高压加热器解列。

4）中压主汽门、调速汽门误关。

9.3处理

1）适当降低机组负荷。

2）关闭高压旁路。

3）联系检修人员检查，开启中压主汽门、调速汽门。

4）若高压加热器解列引起，应按相应规定处理。

5）安全阀起座后经采取措施仍不能回座时，应请示停炉。

10锅炉灭火

10.1现象

1）MFT动作，汽轮机跳闸，机组解列。

2）火焰检测器无火焰，火焰电视显示无火焰。

3）炉膛负压大幅度波动或至限值并报警。

4）烟气氧量异常波动。

5）汽温、汽压急剧下降。

6）烟气温度降低。

7）炉膛变黑，烟囱冒黑烟。

10.2原因

1）炉内燃烧工况组织不合理，风煤比例不当。

2）负荷太低，燃烧工况不稳而未投油助燃，或虽投油但助燃效果不好。

3）投油时，油质差、油枪雾化不好、油压低、油系统故障或投入等离子时，等离子工作异常。

4）煤质变差，煤粉过粗，煤粉的水分过大，燃烧调整不及时。

5）一次风温、风压过低。

6）锅炉MFT保护动作。

7）炉内大面积垮焦，砸灭火焰。

8）水冷壁严重爆管将火焰吹熄。

9）全燃煤工况下，制粉系统故障造成磨煤机大部分或全部跳闸。

10）部分辅机如一次风机、送风机、引风机、空气预热器跳闸，引起炉膛燃烧工况不稳。

11）吹灰不当，造成炉膛大量落灰影响锅炉火检的正常工作。

10.3处理

1）锅炉灭火，MFT应动作，否则手动MFT。

2）检查MFT联动设备联动正常，确认所有燃料切断。

3）MFT动作后，检查送、引风机正常运行，自动进行炉膛通风。

4）MFT动作后，检查所有二次风挡板置吹扫位，总风量自动调整至30％～40％BMCR风量进行充分吹扫。

5）迅速查明原因设法消除后，锅炉必须彻底通风吹扫后方可重新点火，恢复机组运行。

6）重新点火后，汽轮机处于盘车状态时，必须连续盘车直至汽轮机偏心度恢复正常，方可重新冲转。

7）磨煤机跳闸后再次启动时，必须对跳闸磨煤机进行充分的吹扫后，再启动给煤机运行。

8）若原因一时无法查清或消除，重新启动可能威胁人身和设备安全时，严禁启动。

9）其余按MFT相应规定处理。

10.4预防

1）加强燃煤的监督管理，完善混煤措施。

加强配煤管理和煤质分析，及时将煤质情况通知运行，做好燃烧调整措施。

2）当炉膛已经灭火或局部灭火并濒临全部灭火，严禁投等离子或油助燃。

灭火后应立即切断一切进入炉膛的燃料，严禁用爆燃法引燃。

3）严禁随意退出灭火保护装置（包括火焰探头），因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，做好安全措施，限时修复。

4）切实加强灭火保护装置的维护和管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。

5）炉膛漏风、给煤机下煤不均、煤粉自流、堵煤或断煤、一次风管堵塞、送风喘振、热控设备失灵等缺陷是造成灭火的主要因素，必须坚持相关设备的维护管理。

6）切实加强点火油系统的维修管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛。

燃油速断阀按要求定期试验，确保动作正常，关闭严密。

11锅炉给水异常

11.1现象

1）省煤器入口给水流量波动大，锅炉湿态运行时储水罐水位波动。

2）锅炉直流工况，给水流量波动，引起分离器出口压力、温度波动。

3）锅炉湿态运行时水位报警。

11.2原因

1）给水调节失灵。

2）给水流量指示不准。

3）给水管道破裂。

4）锅炉启动系统故障，如储水罐水位异常、361调节阀调节故障等。

5）给水泵再循环门动作异常。

6）给水泵故障。

11.3处理

1）若因给水调节自动装置失灵，应立即将给水自动切至手动，调节给水调节阀开度，维持正常给水流量。

2）校对给水流量计，确认给水流量准确。

3）锅炉给水流量异常会造成煤水比不合适，进而会引起汽温异常等现象，应严格控制煤水比合适。

4）若361调节阀自动故障，将361调节阀自动切换至手动调节，维持储水罐水位正常范围。

5）迅速查明故障原因，尽早排除。

6）给水流量一直降低时，机组应根据给水流量情况立即降负荷，降低煤量、风量等，严密监视煤水比正常；若因给水流量低MFT，应按MFT处理。

12炉膛压力高

12.1现象

1）炉膛压力高报警。

2）DCS炉膛压力显示异常高。

3）炉膛不严密处冒烟灰、火星。

4）炉膛压力高于+3.0kPa，MFT动作。

12.2原因

1）引风机动叶、进出口挡板误关。

2）制粉系统工作不正常。

3）燃烧不稳局部爆燃。

4）炉膛负压自动控制失灵。

5）尾部烟气挡板误关，烟气通流量减小。

6）锅炉受热面爆管。

7）引风机跳闸，对应侧送风机未联跳。

8）脱硫增压风机跳闸且脱硫旁路挡板未及时开。

9）脱硫旁路挡板误关。

10）送风自动故障，动叶开度突增。

12.3处理

1）MFT未动作，立即调整炉膛负压正常。

2）炉膛负压自动控制失灵，应立即切除自动，手动调节，调节过程中注意防止风机喘振。

3）对风烟系统挡板进行检查恢复。

4）引风机跳闸，对应侧送风机未联跳，立即停运该送风机。

5）对其他原因引起炉膛压力高，应快速调整炉膛负压正常。

6）若MFT动作，则按MFT处理。

13炉膛压力低

13.1现象

1）炉膛压力低报警。

2）炉膛压力显示异常低。

3）炉膛压力低至−3.0kPa时，MFT动作。

13.2原因

1）部分或全部制粉系统故障。

2）一次风机、送风机或空气预热器跳闸。

3）锅炉MFT。

4）炉膛负压自动控制失灵。

5）空气预热器一、二次风出口挡板、送风机动叶关闭、送风机或一次风机出口挡板关闭。

6）送风机跳闸，对应侧引风机未联跳。

7）脱硫系统旁路挡板突然全开。

8）引风自动故障，开度突增。

9）锅炉启动初期等离子断弧或油枪断油灭火。

13.3处理

1）MFT未动作，立即调整炉膛负压正常。

2）炉膛负压自动控制失灵，应立即切除自动，手动调节，调节过程中注意防止风机喘振。

3）投等离子和油系统助燃稳定燃烧。

4）送风机跳闸，对应侧引风机未联跳，立即停运该引风机。

5）若空气预热器一、二次风挡板、送风机动叶关闭、送风机或一次风机出口挡板关闭，应立恢复打开。

6）一次风机、送风机、空气预热器、制粉系统故障，应及时调整炉膛负压正常。

7）若MFT动作，则按MFT处理。

14给水温度骤降

14.1现象

1）高压加热器解列信号报警。

2）给水温度大幅度下降，给水压力可能有波动。

3）省煤器出口和各段水冷壁出口工质温度逐渐下降。

4）高压加热器汽侧停用时，机组负荷上升，再热器压力瞬间升高。

14.2原因

1）高压加热器水管爆破，紧急停用高压加热器。

2）高压加热器汽、水管道阀门爆破。

3）高压加热器保护装置误动作。

14.3 处理

1）根据给水温度下降幅度，减少给水量，控制汽温正常。

2）若高压加热器全部停用，则应迅速降低机组负荷至规定范围。

如安全阀起座，还应按安全阀起座处理。

3）当高压加热器给水管道爆破或高压加热器保护动作过程中，发生阀门误动作，造成给水流量降低，则应按锅炉给水流量剧降或中断的规定处理。

15锅炉结焦

15.1现象：

1）锅炉排烟温度不正常地升高。

2）主再热汽温升高，过热器、再热器减温水量增大。

3）渣井内有大焦，排渣机出渣量增大并有大块的焦渣排出。

4）喷燃器结焦严重可能造成燃烧不稳定，炉膛热负荷不均，受热面金属温度偏差增大。

5）火焰颜色呈白色并刺眼，结渣处炉膛温度升高。

15.2原因：

1）燃煤品质发生变化。

2）锅炉长时间超出力运行。

3）炉膛配风不合理、燃烧器旋流强度调整不当或喷燃器损坏造成火焰贴壁。

4）磨煤机出口温度过高、一次风量过低、煤粉调整过细造成着火点提前。

5）制粉系统运行方式不合理造成局部热负荷过高。

6）运行中氧量设置过低。

7）水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设置不当。

15.3处理：

1）及时了解煤质化验数据，煤质发生变化时，采取相应的调整措施。

2）如炉膛结焦严重，通过吹灰和调整燃烧仍不能改善应降低锅炉出力运行。

3）调整和保持合理的一次风及内、外二次风配比，以维持喷燃器出口的二次风旋流强度，喷燃器损坏或结焦及时处理，防止火焰贴壁造成结焦。

4）保持正常的磨煤机出口温度、一次风量和煤粉细度，如果喷燃器附近结焦严重可适当降低磨煤机出口温度、适当增加一次风量和适当降低煤粉细度，将着火点适当延后。

5）维持正常的制粉系统运行方式，如部分磨煤机检修不得已非正常方式运行，可视情况调整配风和各磨煤机的负荷分配。

6）锅炉结焦严重可适当增加喷燃器的配风，降低燃尽风量并增加整体炉膛的过量空气系数运行。

7）水冷壁吹灰器应按要求正常投入，炉膛结焦严重时应适当提高吹灰频率。

8）冷灰斗内有大焦时，用炉底液压挤压头进行挤压破碎，并控制好排渣量，防止钢带排渣机过载。

9）经上述处理无效难以维持正常运行时，应申请停炉处理。

16受热面管壁超温

16.1现象

1）水冷壁、过热器、再热器管壁金属温度、工质温度高于正常值，报警信号发出。

2）水冷壁、过热器、再热器管壁金属温度存在偏差。

16.2原因

1）锅炉湿态运行时给水流量控制过大，产汽量过少。

2）制粉系统运行方式不合理。

3）炉膛热负荷不均，热负荷增加过快。

4）吹灰器损坏，局部吹灰效果不好。

5）管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列造成热偏差。

6）炉膛严重结焦造成过、再热器产生热偏差。

7）受热面管内结垢、管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低，管壁超温。

8）燃烧调整不良，火焰中心偏高。

9）机组协调、主、再热汽温度自动跟踪不良或主、再热器管内蒸汽温度超温运行造成管壁超温。

16.3处理：

1）锅炉启动过程中应严格控制最低允许给水流量，并严格控制加减燃料量的速度，减少大幅度操作。

2）尽量维持制粉系统正常方式运行，如部分制粉系统检修不能投入运行应通过调整配风和各制粉系统的出力使炉膛热负荷趋于均匀，经过调整仍不能使金属温度降至正常值以下应降低过、再热蒸汽温度运行或降低分离器出口蒸汽过热度运行。

3）适当增加炉膛及烟道吹灰次数，吹灰器损坏应及时处理投入运行。

4）严格控制锅炉汽水品质，出现异常及时查找原因处理。

5）热