特种作业锅炉课件

null特种作业知识讲座特种作业知识讲座 超高压自然循环 煤粉炉null 温总理在2006年1月23日全国安全生产工作会议上第一次提出“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。并指出安全生产的极端重要性。null 内 容 提 要主要运行参数调整三null 火力发电厂生产电能的过程 首先由锅炉将燃料燃烧释放的化学能通过受热面使给水加热、蒸发、过热，转变为蒸汽的热能；再由汽轮机将蒸汽的热能转变为高速旋转的机械能，然后由汽轮机带动发电机将机械能转变为源源不断的向外界输送的电能。 电站煤粉锅炉机组框图电站煤粉锅炉机组框图锅炉锅炉本体辅助设备锅炉机组亚临界参数自然循环燃煤锅炉亚临界参数自然循环燃煤锅炉1-汽包；2-下降管；3-分隔屏；4-后屏；5-高温过热器；6-高温再热器；7-水冷壁；8-燃烧器；9-燃烧带；10-空气预热器；11-省煤器进口集箱；12-省煤器；13-低温再热器；14-低温过热器；15-折焰角；16-排渣装置一、煤、风、烟系统 一、煤、风、烟系统 二、汽 水 系 统 三、中间储仓式制粉系统图 煤、风、烟系统 煤、风、烟系统 冷空气 烟气 烟气 烟气 烟囱 引风机 除尘器 空气预热器 细微灰粒 飞灰 （二次风） 灰渣沟 原煤 排粉风机 （一次风） 烟气 烟气 给煤机 磨煤机 燃烧器 炉膛 水平烟道 尾部烟道 原煤 风、粉 风、粉 未燃煤粒 灰渣 灰渣 灰渣 灰渣沟 排渣装置 冷灰斗 未燃煤粒 未燃煤粒 直流燃烧器分级配风直流燃烧器分级配风 分级配风燃烧器一次风喷口相对集中布置，并靠近燃烧器的下部，二次风喷口则分层布置，一、二次风喷口间保持较大的距离，燃烧所需要的二次风分阶段送入燃烧的煤粉气流中，强化气流的后期混合，促使燃料燃烧与燃尽 分级配风燃烧器一次风喷口高宽比大，卷吸量大；煤粉气流相对集中，火焰中心温度高，有利于低挥发分煤的着火、燃烧 分级配风适合于燃用低挥发分煤种或劣质煤，常称为无烟煤和贫煤配风方式 燃烧器的作用是将燃料与燃烧所需空气按一定的比例、 速度和混合方式经喷口送入炉膛直流燃烧器四角布置 切圆燃烧方式直流燃烧器四角布置 切圆燃烧方式 切圆燃烧方式直流燃烧器的布置 炉膛四角或接近四角布置，四个角燃烧器出口气流的轴线与炉膛中心的一个或两个假想圆相切，使气流在炉内强烈旋转（图5-6） 切圆燃烧方式的特点 煤粉气流着火所需热量，除依靠本身外边界卷吸烟气和接受炉膛辐射热以外，主要是靠来自上游邻角正在剧烈燃烧的火焰的冲击和加热，着火条件好 火焰在炉内充满度较好，燃烧后期气流扰动较强，有利于燃尽，煤种适应性强 风粉管布置复杂汽、水 系 统 汽、水 系 统 汽机主凝结水 水 水 汽水混合物 给水泵 省煤器 汽包 汽水分离器 ① 化学补充水   汽水混合物 下降管 下联箱 水冷壁 上联箱 导汽管 水 水 水 汽水混合物 汽水混合物 ① 饱和蒸汽 过热蒸汽 过热器 汽轮机调节级null自然循环锅炉蒸发回路简图，主要设备的名称。 自然循环原理 自然循环锅炉是由汽包、下降管、下联箱和水冷壁四部分构成自然循环回路。 锅炉在运行状态下，水冷壁吸收高温火焰的辐射热，产生部分蒸汽，形成汽水混合物，密度减小，与炉外不受热的下降管内密度较大的水产生密度差。这个差值形成自然循环的推动力，称为运动压头。这样的循环方式叫做自然循环。 汽包与内部装置汽包与内部装置 涡轮式旋风分离器6沿汽包长度方向分两排对称布置，对汽水混合物进行第一次粗分离 波形板干燥器3 在汽包顶部沿长度方向分前后两组（每组两排，对称布置）呈鸟翼状倾斜的立式“V”形， 进行第三次分离 立式波形板（又称顶帽）布置在分离器的顶部，进行第二次分离 汽水混合物经三次分离，水经疏水管4引至汽包水容积，蒸汽通过顶部布置的多孔板进行均流，经饱和蒸汽引出管将蒸汽引至炉顶过热器null 汽包的作用 1、汽包将水冷壁、下降管、过热器及省煤气等各种直径不等、根数不同、用途不一的管子有机地连接在一起。是锅炉加热、蒸发和过热三过程的中枢。 2、将水冷壁来的汽水混合物进行汽水分离，分离出来的蒸汽进入过热器，水进入汽包下部水容积进行再次循环。 3、汽包储存有一定数量的水和热，在运行工况变化时可起一定的缓冲作用，从而稳定运行工况。 4、汽包里的连续排污装置能保持炉水品质合格，清洗装置可以用给水清洗掉溶解在蒸汽中的盐，从而保证蒸汽品质。汽包中的加药装置可防止蒸发受热面结垢。 5、汽包上装有安全阀、水位计、压力表等安全附件，确保锅炉安全运行。排 污排 污 连续排污 连续不断地从汽包中排出因水蒸发含盐量不断增大的部分锅水，代之以比较纯净的给水，以获得符合品质要求（含盐量和碱度保持在规定值内）的蒸汽 连续排污应从锅水含盐量最大的部位（通常是汽包水容积靠近蒸发面处）引出 定期排污 用以排除水中的沉渣、铁锈，以防这些杂质在水冷壁管中结垢和堵塞 定期排污应从循环回路的最低位置，即沉淀物积聚最多的地方（如水冷壁下部联箱或大直径下降管底部）引出，间断进行水冷壁的结构水冷壁的结构 水冷壁分光管壁、膜式壁两种 膜式壁炉膛气密性好,可减少漏风,降 低热损失,提高锅炉效率；有较大的辐射受热面积，可降低受热面金属耗量；炉墙重量轻，便于采用悬吊结构；可防止管壁超温。1/2水冷壁的结渣水冷壁的结渣 结渣的产生 液态的渣粒在凝固之前冲刷水冷壁或炉墙形成，结渣是自动加剧过程 结渣的危害 受热面吸热减少，炉温升高，水冷壁高温腐蚀；燃烧工况恶化；燃料消耗量增加； 炉膛出口烟温及排烟温度升高,过热蒸汽超温；降低锅炉出力和效率； 大块焦渣自行脱落时可能压灭炉膛火焰，导致熄火，并会砸坏冷灰斗水冷壁管，造成设备损坏； 造成烟通的局部堵塞，增加烟道阻力和引风机的负荷，使厂用电增大 水冷壁管外烟气温度最高，易发生结渣、高温腐蚀及水动力异常水冷壁结渣的防治水冷壁结渣的防治 选择适当的炉膛热强度及切圆直径；避免炉内温度过高 组织良好的空气动力场，避免火焰偏斜、贴壁冲墙；炉内局部温度过高 保持适当的过剩空气量，过剩空气量大，炉膛出口气温升高；过剩空气量太小，燃烧不完全，造成还原性气氛使灰熔点温度降低，促进炉内结渣 避免锅炉超负荷运行 采用适当的煤粉细度，提高煤粉的均匀度 加强运行监视，及时吹灰、清渣 炉膛结渣，煤耗量增加，炉膛出口烟气温度升高，蒸汽温度升高且减温水量增大，锅炉排烟温度升高； 炉膛出口结渣时，炉膛的负压值减小，严重时甚至会出现正压null过热器和再热器 作用和工作特点 1．过热器的作用：将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽。再热器的作用：提高再热蒸汽的温度达到一定数值。 2．提高过热蒸汽的温度和压力、采用蒸汽再热可以提高锅炉机组的效率。 3．过热器和再热器是锅炉中工作温度最高的部件，再热器的工作条件一点不比过热器优越。它们的工作温度都接近其温度的极限值。在运行中要尽量使金属温度不要太高。 4．对于过热器和再热器的金属而言，提高10℃工作温度，金属的寿命要减少一半。 过热器和再热器的种类过热器和再热器的种类 过热器与再热器的结构形式基本相同过热器与再 热器的种类半辐射式—对流+辐射，稀疏管屏，布置在炉膛的上部对流式—以对流传热方式为主，密集蛇型管束，布置在对流烟道辐射式—以辐射传热方式为主，布置在炉膛的壁面上过热器和再热器的布置对流式过热器和再热器烟气与管内蒸汽的相互流向顺流，逆流，混合流辐射式过热器布置在炉膛壁面上直接吸收炉膛的辐射热量布置在水平烟道和垂直烟道采用的原因： （1）大容量高参数锅炉的过热吸热份额超过50%， （2）降低炉膛出口烟温； （3）布置在高温区可降低金属耗量； （4）汽温特性平稳。半辐射式屏式过热器布置在悬吊在炉膛上部，对流烟道入口，吸收辐射热与对流热。降低进入密集管束的烟气温度，防止结渣，传热性能较好。过热器和再热器的布置过热器和再热器的布置将过热器划分为若干段，各段之间采用集箱联接，中间进行交叉混合，保证吸热均匀。（1）经济性：从传热性能出发，省金属。先对流后辐射，形成总的逆流，温差 大，传热最理想。 （2）安全性：顺流最安全，使高温介质处于低温烟区，先辐射后对流。再热器与过热器布置的原则基本一致，再热器一般均为对流式，分为低温段与高温段， 原则上再热器蒸汽不能采用喷水调温方式（经济性考虑）， 只设置事故喷水减温，在汽温过高时采用。 过热器和再热器的布置null 作用 1．利用锅炉尾部烟气的热量加热给水，提高进入汽包的给水温度，减少蒸发受热面； 2．早期是为了降低排烟温度，提高效率，蒸发受热面 降低排烟温度的幅度有限； 3.给水在省煤器中吸热，省煤器可以代替部分造价高的水冷壁，节约投资； 4.提高进入汽包的水温度，减少汽包热应力。 省煤器null空气预热器 一、作用 1．电站锅炉用汽轮机抽汽预热锅炉给水，省煤器入口水温很高，锅炉排烟温度降低受限制，须利用空气预热器降低排烟温度； 2．磨制、烘干煤粉，改善燃料着火与燃烧，强化炉内辐射换热，要求将空气加热到较高的温度，空气预热器是必须的。 二、空气预热器的分类： 传热式和蓄热式；管式和回转式。 管式空气预热器管式空气预热器 管式空气预热器中烟气在管内由上而下纵向流动，空气从管外横向流过，两者成交叉流动。热量连续地由烟气通过管壁传给空气回转式空气预热器大型电站锅炉均采用回转式空气预热器 工作原理：再生式，烟气和空气交替地流过受热面（蓄热元件） 放热和吸热。 两种结构：受热面旋转式（用的较多），风罩旋转式。 优点：尺寸小，重量轻，制造水平要求高； 烟气侧腐蚀小，受热面温度高，允许有较大磨损量和腐蚀量，检修方便。 缺点：存在漏风，结构复杂，耗电大。工作过程 每分钟旋转1~4周。转子受热面顺序通过烟气侧，吸热升温，通过空气侧放热降温，旋转一周完成一个热交换过程。回转式空气预热器null 一、腐蚀 1．烟气中SO3与烟气中水蒸气结合成硫酸蒸汽， 2．烟气中硫酸蒸汽在“冷”受热面上凝结发生在沿烟气 流程 快递问题件怎么处理流程河南自建厂房流程下载关于规范招聘需求审批流程制作流程表下载邮件下载流程设计 一段范围，凝结的硫酸浓度逐渐降低 3．开始烟气中硫酸浓度大，可在较高温度的壁面上凝结下来，随着浓度降低，露点下降，可以在较低温度的壁面上凝结； 4．凝结的硫酸浓度对受热面腐蚀的速度影响很大，浓硫酸几乎不腐蚀，稀硫酸腐蚀（40%~50%）很强。 尾部受热面运行中的若干问题防腐措施 ： 1．提高金属管壁温 a、提高空气预热器入口空气温度（暖风器，热风再循环等） b、预热器水平布置， c、新型换热器等采用等； 2．采用防腐材料； null二、受热面的飞灰磨损 （1）飞灰磨损主要取决于灰量。 （2）飞灰磨损和烟气流速的三次方成正比。 （3）横向冲刷的管子磨损的部位是与烟气流动方向成45°角的地方。 （4）高灰分的煤对管子的磨损严重。 （5）对于烟气磨损比较严重的省煤器，烟气流速不宜超过9m/s。 防磨措施： 防磨板、防磨护瓦、防磨套管等。三、尾部受热面的积灰 尾部受热面有两种积灰：松散积灰和酸性积灰。 造成锅炉出力不足或超温 预防措施： 加强吹灰，煤的组成特性煤的组成特性煤的分类煤的分类 我国煤的主要分类指标 干燥无灰基挥发分Vdaf含量 可分为三大类：褐煤（ Vdaf含量＞37% ）、烟煤（ Vdaf含量＞10% ）、无烟煤（ Vdaf含量≤10% ） 无烟煤 碳化程度高，含碳量很高，达95%，杂质很少，发热量很高,约为25000～32500 kJ/kg； 挥发份很少，小于10%，Vdaf析出的温度较高（可达400℃），着火和燃尽均较困难,储存时不易自燃null 褐煤 碳化程度低，含碳量低，约为40～50%，水分及灰分很高，发热量低, 约10000～21000 kJ/kg； 挥发分含量高，约40～50%，甚至60%，挥发分的析出温度低（＜200℃），着火及燃烧均较容易 烟煤 碳化程度次于无烟煤，含碳量较高，一般为40～60%,杂质少，发热量较高, 约为20000～30000 kJ/kg； 挥发分含量较高，约10～ 45%，着火及燃烧均较容易 贫煤 挥发分含量10～20%的烟煤 挥发份较少，性质介于无烟煤与烟煤之间，燃烧性能方面比较接近无烟煤； 劣质烟煤 挥发份20～30%；但水分高，灰分更高的烟煤 发热量低，为11000～12500 kJ/kg 这两种烟煤着火及燃烧均较困难 null中间储仓式制粉系统图 1-原煤仓；2-给煤机；3-钢球磨煤机；4-粗粉分离器；5-细粉分离器；6-中间贮粉仓 7-给粉机；8-高温风机；9-燃烧器；10-三次风喷口；11-排粉风机；12-炉膛；13-送风机。 空气经送风机→空预器→混合器（热气与煤粉）→一次风喷口 乏气经细粉分离器→排粉机→乏气风箱→三次风喷口 适用无烟煤、贫煤及劣质煤 null 一、中间储仓式制粉系统的启动过程 1、启动排粉机，确信正常运转后，先开启出口挡板（一般制粉系统热力试验时已调整、固定好），然后开大入口挡板及磨煤机入口热风门，关小入口冷风门，使磨煤机出口风温达到规定要求。调节磨煤机入口负压及排粉机出口风压达规定值； 2、启动磨煤机的润滑油系统，调整好各轴承的油量，保持正常油压、油温； 3、启动磨煤机； 4、启动给煤机； 5、给煤正常后，开大排粉机入口挡板及磨煤机入口热风门或烟气、热风混合门，调整好磨煤机入口负压及出入口压差，监视磨煤机出口气粉混合物温度符合要求； 6、制粉系统运行后，检查各锁气器动作是否正常，筛网上有无积粉或杂物。下粉管挡板位置应正确。煤粉进入煤 null二、中间储仓式制粉系统停止顺序 1、逐渐减小给煤量，然后停止给煤机，控制磨煤机出口温度； 2、给煤机停止运行后，磨煤机继续运行10min左右，将系统煤粉抽净后，停止磨煤机； 3、停止排粉机。对于乏气送粉系统，排粉机要供一次风，磨煤机停止后，排粉机应倒换热风或冷、热混合风继续运行。对于热风送粉系统， 4、在磨煤机停止后，即可停止排粉机； 5、磨煤机停止后，停止油泵，关闭上油箱的下油门，并关闭冷却水。null锅炉机组的保护锅炉灭火保护是防止锅炉炉膛爆燃的重要保护设备。它由DCS内FSSS（锅炉炉膛安全监察系统）子功能系统实现。其主要功能如下： 锅炉点火前及MFT动作后的全炉膛吹扫； 全炉膛火焰监视； 切断燃料（MFT）； 炉膛吹扫计时（5min）和点火时间限制（20min）； 炉膛压力越限，炉膛压力开关节点故障，燃烧不稳、吹扫失败等声光报警并提供首出跳闸原因显示。当锅炉设备发生重大故障，以及汽轮机由于某种原因跳闸或厂用电母线发生故障时，保护系统立即使整个机组停止运行。即切断供给锅炉的全部燃料，并使汽轮机跳闸。这种处理故障的方法，称为主燃料跳闸MFT保护。一、灭火保护null MFT动作条件 当“灭火保护”按钮投入，下列条件满足其一时，MFT动作。 火焰保护投入，全炉膛灭火延时3s； 炉膛压力高至 +1.5kPa； 炉膛压力低至 -1.5kPa； 燃料中断； 送风中断：两台送风机开关断开； 引风中断：两台引风机开关断开； 汽机主汽门关闭； 发电机主开关跳闸； 水位保护投入时，汽包水位保护动作； 给水泵全停（两个给水泵开关断开，脉冲量信号，延时40s）； 手动停炉，即同时手动按下两只紧急停炉按钮； 一、灭火保护锅炉机组的保护nullMFT动作结果 汽包水位高保护动作，锅炉熄火，MFT动作将联跳汽轮机（布置于ETS盘的炉跳机保护投入）； MFT动作，跳给粉机总电源；＃5、＃7炉直跳排粉机、磨煤机、给煤机（无论制粉系统联锁是否投入）；＃6炉跳排粉机，制粉系统联锁投入时，跳磨煤机、给煤机； 关闭燃油电磁总阀； 关闭所有一次风小风门； 关闭主、再热蒸汽减温水分路电动门、总门，事故喷水电动门（＃6炉仅关闭主再减温水总门）； 发音响报警信号，并显示“首出跳闸原因”。一、灭火保护锅炉机组的保护null二、水位保护 水位保护的功能 水位监视与报警： “联锁”按钮与“保护”按钮均置于“解除”位置时，具有水位监视与报警的功能。 当水位达到+30mm时，水位高Ⅰ值报警；当水位达到+50mm时，水位高Ⅱ值报警；当水位达到+250mm时，汽包水位高Ⅲ值报警；当水位达到-50mm时，水位低Ⅰ值报警；当水位达到-75mm时，水位低Ⅱ值报警；当水位达到-250mm时，汽包水位低Ⅲ值报警。 联动事故放水门： “水位联锁”按钮置于“投入”位置时水位达到+75mm时，联动事故放水一道门、延时5秒开启事故放水二道门；当高Ⅱ值、高值Ⅰ相继消失后，事故放水一、二道门自动关闭。＃6炉水位达到+50mm时，水位高Ⅱ值报警，经高Ⅰ值证实后延时5s、10s，分别联动事故放水一道门、二道门；当高Ⅱ值、高Ⅰ值消失后联动关闭事故放水二道门，延时5s，联动关闭事故放水一道门。 停炉保护： “水位保护”按钮置于“投入”位置同时“灭火保护”按钮投入时，若水位达到+250mm或-250mm，汽包水位高、低Ⅲ值报警。延时9sMFT动作，锅炉熄火锅炉机组的保护null锅炉大联锁的作用是保护锅炉炉膛及有关设备的安全。联动设备依照一定的顺序排列，包括并联运行的引、送风机等燃烧设备及制粉系统设备。当并联运行的两台引风机（或送风机）或制粉系统中某台设备故障停运或跳闸时，能依照既定的顺序联跳下行的有关系统及设备，从而保证炉膛及有关系统的安全。 设置再热器旁路保护的目的主要是在机组进行冷、热态启动或停止，以及在事故状态下甩去大量或全部负荷时，保证再热器仍有足够的蒸汽流通量，以冷却其管壁，防止超温；同时兼有在机组启、停过程中，调整主汽或再热蒸汽温度；保持锅炉一定的蒸发量和正常的水循环；回收工质；减少安全门或向空排汽门动作而产生噪音等作用；三、锅炉大联锁四、再热器的旁路保护锅炉机组的保护null五、锅炉安全阀、向空排汽、事故放水保护 锅炉安全阀 安全阀是保护锅炉承压部件的安全，提高机组在事故状态下的应变能力的主要保护设备之一； 过热器出口、再热器出口必须装安全阀。 汽包及过热器上所装全部安全阀排放量的总和应大于锅炉最大连续蒸发量。当锅炉上所有安全阀全开时，锅炉超压幅度不大于 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 压力的6％。再热汽进出口安全阀总排放量应大于再热器最大设计流量； 向空排汽 设置向空排汽门的目的是在机组进行冷、热态启动或停止、以及在事故状态下甩去大量或全部负荷时，保护锅炉受热面，防止超温、超压； 事故放水 事故放水门是防止锅炉汽包满水的重要保护设备； 事故放水管汽包内进水口设在汽包中心线下150mm处（汽包0水位线处）； 汽包水位放至正常水位线后应立即关闭事故放水门； 事故放水使用后，应检查阀门的严密性，防止内漏。 锅炉机组的保护null锅炉运行调节的主要任务是： 使锅炉蒸发量随时适应外界负荷的需要。 根据负荷需要均衡给水。对于汽包锅炉，要维持正常的汽包水位±50mm。 保证蒸汽压力、温度在正常范围内。对于变压运行机组，则应按照负荷变化的 需要，适时地改变蒸汽压力。 保证合格的蒸汽品质。 合理地调节燃烧，设法减小各项热损失，以提高锅炉的热效率。 合理调度、调节各辅助机械的运行，努力降低厂用电量的消耗 锅炉主要运行参数调整null（1）风量的调整。及时调整送、引风机风量，维持炉膛压力正常；炉膛出口的过量空气系数，应根据不同燃料的燃烧试验确定，保证最佳过量空气系数；各部漏风率符合设计要求。值班人员应确知炉前燃料的种类及其主要成分（挥发分、水分、灰分、燃油粘度）、发热量和灰熔点等，不同燃料通过调整试验确定合理的一、二、三次风率、风速、风压，达到配风要求，组织炉内良好的燃烧工况。当锅炉增加负荷时，应先增加风量，随之增加燃料量；反之，锅炉减负荷时应先减少燃料量，后减少风量，并加强风量和燃料量的协调配合。一、燃烧的调整 锅炉的稳定、经济燃烧，直接关系到机组的安全、经济运行。因此，燃烧调整的任务，必须保证在各种运行工况下，使燃料燃烧工况良好，火焰均匀地充满燃烧室，并使中心位置适当。燃料在炉膛内达到完全燃烧，热负荷分配均匀，消除热偏差和炉内受热面结渣，减少污染物排放，尽可能提高锅炉效率，并保证各参数的正常与稳定。 锅炉主要运行参数调整null（2）燃料量的调整。配直吹式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统的出力来满足负荷的要求；负荷变化较大时，通过启、停制粉系统的方式满足负荷要求。配中间储仓式制粉系统的锅炉，负荷变化不大时，通过调整给粉机转速的方法即可满足负荷的需要；负荷变化较大时，通过投、停给粉机的方法满足负荷的需要。（3）煤粉燃烧器的组合方式。对配中间储仓式制粉系统的锅炉，煤粉燃烧器应逐只对称投入或停用，四角布置、切圆燃烧的锅炉严禁煤粉燃烧器缺角运行；对配直吹式制粉系统的锅炉，各煤粉燃烧器的煤粉气流应均匀；高负荷运行时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，并合理分配各煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减小热偏差；低负荷运行时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度；煤粉燃烧器投用后，及时进行风量调整，确保煤粉燃烧完全。锅炉主要运行参数调整一、燃烧的调整null锅炉主要运行参数调整（1）引起蒸汽压力变化的基本原因 外部扰动：外部负荷变化引起的蒸汽压力变化称外部扰动，简称“外扰”。当外界负荷增大时，机组用汽量增多，而锅炉尚未来得及调整到适应新的工况，锅炉蒸发量将小于外界对蒸汽的需要量，物料平衡关系被打破，蒸汽压力下降。 内部扰动：由于锅炉本身工况变化而引起蒸汽压力变化称内部扰动，简称“内扰”。运行中外界对蒸汽的需要量并未变化，而由于锅炉燃烧工况变动(如燃烧不稳或燃料量、风量改变)以及锅内工况(如传热情况)的变动，使蒸发区产汽量发生变化，锅炉蒸发量与蒸汽需要量之间的物料平衡关系破坏，从而使蒸汽压力发生变化 二、汽压的控制和调整null（2）判断蒸汽压力变化的原因是属于内扰或外扰 通过流量的变化关系，来判断引起蒸汽压力变化的原因是内扰或外扰。 在蒸汽压力降低的同时，蒸汽流量表指示增大，说明外界对蒸汽的需要量增大；在蒸汽压力升高的同时，蒸汽流量减小，说明外界蒸汽需要量减小，这些都属于外扰。 也就是说， 当蒸汽压力与蒸汽流量变化方向相反时，蒸汽压力变化的原因是外扰。 在蒸汽压力降低的同时，蒸汽流量也减小，说明炉内燃料燃烧供热量不足导致蒸发量减小；在蒸汽压力升高的同时，蒸汽流量也增大，说明炉内燃烧供热量偏多，使蒸发量增大， 这都属于内扰。即蒸汽压力与蒸汽流量变化方向相同时，蒸汽压力变化的原因是内扰。锅炉主要运行参数调整二、汽压的控制和调整null 当内扰引起汽压高于正常值时，应降低给粉机转速，根据燃烧情况可停用部分给粉机，必要时开启向空排汽或一二级旁路，并检查制粉系统运行是否正常。但必须注意防止燃料量减少过多或者操作不当造成锅炉灭火。 当内扰引起汽压低于正常值时，应增加给粉机转速或投入备用给粉机加强燃烧，并检查各火咀来粉和制粉系统运行工况。 当外扰引起汽压高于正常值时，应及时联系电气或汽机值班工恢复原负荷，并适当降低燃烧或开启向空排汽，尽快降压恢复正常。 当外扰引起汽压低于正常值时，应注意蒸汽流量是否超过额定，并联系电气或汽机恢复原负荷，提高汽压至正常，防止超流量运行。锅炉主要运行参数调整二、汽压的控制和调整（3）根据蒸汽压力变化原因调整汽压三、 汽温调节锅炉主要运行参数调整三、 汽温调节(1)影响锅炉出口汽温的因素 1．锅炉的负荷—最频繁的影响因素 2．燃料的特性 3．燃烧组织方式 5．给水温度等 运行中规定汽温偏离额定值的波动不能超过一10℃～十5℃ 汽温过高，金属的许用应力下降，危及机组的安全运行； 汽温下降，循环热效率降低；再热汽温变化过于剧烈，还会引起汽机中压缸的转子与汽缸之间的相对胀差变化，汽机振动增大 null调整一、二级减温器或再热蒸汽减温水的喷水量。 调整两侧烟道档板的开度。 调整喷燃器喷口的倾斜角度（机组检修期间，由试验组进行）。 调整上、下层给粉机的出力和二次风量的配比。 必要时改变过量空气系数。 蒸汽侧调节 通过改变蒸汽热焓调节汽温，主要有喷水减温器 烟气侧调节 通过改变锅炉内辐射受热面和对流受热面的吸热量分配比例的方法（如烟气再循环、摆动燃烧器）或改变流经过热器、再热器烟气量的方法（如分隔烟气挡板）调节汽温（3）蒸汽调温的主要方式（2）正常运行时调整汽温的方法锅炉主要运行参数调整喷水减温方法 喷水减温器是将清洁度很高的水直接喷入过热蒸汽中以降低汽温 喷水减温装置通常安装在过热器连接管道或联箱中 主要有旋涡式、多孔喷管式两种 结构简单、调节灵敏，易于自动化，可靠性高喷水减温方法锅炉主要运行参数调整分隔道挡板 分隔道挡板 用挡板将尾部烟道分隔成两个并列烟道，其一布置再热器，另一侧布置过热器 调节布置在受热面后的烟气挡板开度，可改变流经两烟道的烟气量达到调节再热汽温的目的 结构简单，操作方便但延迟较大，挡板宜布置在烟温低于 400 OC 的区域，以免烧坏锅炉主要运行参数调整null四、汽包水位的控制和调整锅炉主要运行参数调整（1）什么是“虚假水位”? 汽包水位的变化不是由于给水量与蒸发量之间的物料平衡关系破坏所引起，而是由于工质压力突然变化，或燃烧工况突然变化，使水容积中汽泡含量增多或减少， 引起工质体积膨胀或收缩，造成的汽包水位升高或下降的现象，称为虚假水位。 “虚假水位”就是暂时的不真实水位，如：当汽包压力突降时，由于炉水饱和温度下降到相应压力下的饱和温度而放出大量热量并自行蒸发，于是炉水内气泡增加，体积膨胀，使水位上升，形成虚假水位；汽包压力突升，则相应的饱和温度提高，一部分热量被用于炉水加热，使蒸发量减少，炉水中气泡量减少，体积收缩，促使水位降低，同样形成虚假水位。null锅炉主要运行参数调整（2）下列情况下容易出现虚假水位： 在负荷突然变化时：负荷变化速度越快，虚假水位越明显； 如遇汽轮机甩负荷； 运行中燃烧突然增强或减弱，引起汽泡产量突然增多或减少，使水位瞬时升高或下降； 安全阀起座或旁路动作时，由于压力突然下降，水位瞬时明显升高； 锅炉灭火时，由于燃烧突然停止，锅水中汽泡产量迅速减少，水位也将瞬时下降。四、汽包水位的控制和调整null（3）锅炉出现虚假水位时应如何处理? 当锅炉出现虚假水位时，首先应正确判断，要求运行人员经常监视锅炉负荷的变化，并对具体情况具体分析，才能采取正确的处理措施。如当负荷急剧增加而水位突然上升时，应明确：从蒸发量大于给水量这一平衡的情况看，此时的水位上升现象是暂时的，很快就会下降， 切不可减少进水，而应强化燃烧，恢复汽压，待水位开始下降时，马上增加给水量，使其与蒸汽量相适应，恢复正常水位。如负荷上升的幅度较大，引起的水位变化幅度也很大，此时若控制不当就会引起满水，就应先适当减少给水量，以免满水，同时强化燃烧，恢复汽压； 当水位刚有下降趋势时，立即加大给水量，否则又会造成水位过低。也就是说，应做到判断准确，处理及时 锅炉主要运行参数调整四、汽包水位的控制和调整null大型机组都采用较可靠的给水自动来调节锅炉的给水量，同时还可以切换为远方手动操作。当采用手动操作时，应尽可能保持给水稳定均匀，以防止水位发生过大波动。 监视水位时必须注意给水流量和蒸汽流量的平衡关系，及给水压力和调整门开度的变化。 此外，在排污，切换给水泵，安全门动作，燃烧工况变化时，应加强水位的监视与调整。正常运行中锅炉进水量应平稳地调整，不得大幅度地变化。当给水投入自动时，也应加强对各表计的监视。 当发生自动失灵时或事故状态下应立即解除自动，手操控制水位，待热工人员处理好或恢复正常时，方可重新投入自动。 锅炉主要运行参数调整四、汽包水位的控制和调整（4）如何维持运行中的水位稳定?null对事故处理的基本要求 事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。 事故发生时的处理要点： 根据仪表显示及设备异常现象判断事故确已发生。 迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故蔓延。 必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备的运行。 迅速查清原因并消除。 将所观察到的现象、事故发展的过程和时间及采取的消除措施等进行详细的记 录。 事故发生及处理过程中的有关数据资料等应保存完整。 锅炉机组事故处理null锅炉机组事故处理（一）锅炉灭火（1）锅炉灭火灭火现象： 炉膛负压突然增大，表计指示负值到头； 工业电视火焰信号和灭火保护火检信号消失； 烟气含氧量突然增大； 主汽压力、温度下降； 汽包水位瞬间下降随后上升； “MFT”动作光字牌亮，事故报警信号发出。null锅炉机组事故处理（一）锅炉灭火（2）灭火原因 几台给粉机同时故障或煤粉仓内煤粉流动性差，造成来粉中断； 低负荷运行时燃烧调整不当； 制粉系统操作不当； 煤质差，挥发份低或煤粉过粗； 炉膛负压过大； 炉管严重爆破； 燃料自动调节失灵未及时发现； 引、送风机或排粉机跳闸，处理未跟上； 送、引风自动故障或调节装置失灵，未及时发现； 燃烧不稳时投油不及时或燃油突然中断、油中大量带水； 炉内大面积塌焦； 灭火保护动作； 手动MFT； 水位保护动作； 仪表电源中断导致给粉机转速降到最低或停运 null锅炉机组事故处理（一）锅炉灭火（3）灭火处理 立即停止向炉内供应燃料：拉脱给粉机总电源，紧急停止运行中的制粉系统，关闭燃油电磁阀及一次风挡板（灭火保护投入时，上述操作自动完成，应立即检查动作是否正确，否则手动进行上述操作），复归给粉机总电源、各给粉机开关。 立即将给水自动改为手动控制汽包水位正常，关闭主汽及再热蒸汽减温水各阀门（炉灭火保护投入时，主再热汽减温水电动门应自动关闭。） 立即联系电气、汽机值班员，迅速降低机组负荷(推负荷时要防止发电机逆功率保护和锅炉安全门动作)，保证锅炉参数，以利恢复； 调整引、送风量和二次风量，炉膛、烟道通风吹扫3～5min； 向单元长、值长汇报，检查并消除熄火原因重新点火； 加强同汽机、电气主值班员的联系和配合，尽快恢复正常； 如熄火原因短时不能消除炉无法点火时，按故障停炉处理，并向值长汇报，要求汽机停机； 在未判明锅炉确未熄火前，严禁盲目投油； 熄火后，严禁不切除燃料，不进行炉膛通风，强行投油爆燃。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故锅炉水位事故的危害 保持汽包正常水位是保证锅炉和汽轮机安全运行的重要条件之一。汽包水位过高，会影响汽水分离装置的汽水分离效果，使饱和蒸汽湿度增大，同时蒸汽空间缩小，将会增加蒸汽带水，使蒸汽含盐量增多，品质恶化，造成过热器积盐、超温和汽轮机通流部分结垢。 汽包水位严重过高或满水时，蒸汽大量带水，会使主汽温度急剧下降，蒸汽管道和汽轮机内发生严重水冲击，甚至造成汽轮机叶片损坏事故。 汽包水位过低会使控制循环锅炉的炉水循环泵进口汽化、泵组剧烈振动，汽包水位过低时还会引起锅炉水循环的破坏，使水冷壁管超温过热；严重缺水而又处理不当时，则会造成炉管大面积爆破的重大事故。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故（1）满水现象 热工报警发出“汽包水位高一值或二值、三值”信号； 差压水位计、电接点、就地汽包水位表指示正值高出正常范围； 给水流量不正常地大于蒸汽流量； 一级减温器进口或主蒸汽温度下降； 严重满水时，主蒸汽管道发生水冲击，法兰处向外冒汽。 汽水共沸时，汽包水位发生剧烈波动，各水位表指示摆动，一级减温器进口或主蒸汽温度急剧下降，严重时主蒸汽管道内发生水冲击，饱和蒸汽含盐量增大。而给水压力、流量、蒸汽量基本正常。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故（2）满水原因 运行人员疏忽大意，对汽包水位监视不够或误操作； 水位计指示不正确，造成运行人员误判断或误操作； 给水自动调节装置失灵未及时解除； 给水泵勺管或给水管路阀门故障，处理不及时； 低负荷运行时，给水阀门漏流量过大； 负荷突然变化，没有及时调整给水量； 给水管路切换不当。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故（3）满水处理 当低地水位计指示超过+50mm时，应解除给水自动，减小给水泵转速或关小主给水调节门，减少进水；若给水泵勺管卡涩，重新输入合适的勺管开度指令，联系机专业人员处理勺管； 给水调节门卡涩，应切换备用给水管路。 当汽包水位上升到+75mm时，开启事故放水门进行放水，水位正常后关闭； 当汽包水位超过+75mm时，应严密监视主蒸汽和一级减温器进口汽温，若迅速下降时，应立即关闭减温水门，联系汽机司机开启有关疏水门，并做好紧急停机的准备； 当水位继续上升至+250mm时，一级减温器进口汽温下降时应立即按紧急停炉处理.立即全开事故放水门，使水位迅速恢复正常。关闭主汽减温水各门，必要时开启集汽联箱疏水门（注意及时关闭）。 消除故障原因后重新点火恢复； 及时地向单元长、值长及分场汇报； 在所有的低地水位计失灵或解列，以监视云母水位计的指示维持运行的异常情况下，如果运行人员疏忽以致云母水位计内水位消失而未及时发现时，应立即停止锅炉运行。再次进水须经总工程师批准。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故缺水现象 热工报警发出“汽包水位低一值或二值、三值”信号； 差压水位计、电接点、就地汽包水位计指示低于正常值； 给水流量不正常地小于蒸汽流量（当水冷壁或省煤器泄漏时相反）； 严重低水位时主汽压力下降，主汽温度升高。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故 给水自动调节装置失灵，未及时解除； 运行人员监视水位不严或误操作； 给水管路阀门故障； 水位计指示不正确，造成运行人员误判断或误操作； 给水泵或给水泵调速系统故障或汽机人员误操作造成给水压力低； 给水压力与汽包压力的差值过小； 定期排污操作不当或排污门严重泄漏； 水冷壁、省煤器或给水管泄漏； 切换给水管路操作不当； 给水管道疏水、省煤器放水或事故放水门被误开； 安全门动作或突升负荷时未及时加强进水。（2）缺水原因null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故（3）缺水的处理 汽包水位低于正常水位-50mm以下时，应解除自动，调整给水泵转速，加强进水，并进行上、下水位计的校对； 若因给水泵或给水泵勺管故障或其它原因使给水压力低造成汽包水位下降时，应尽快提高给水压力； 因给水管路或阀门故障，立即切换备用给水管路； 若因定期排污引起水位低时，应立即停止排污； 检查各放水门是否关闭严密，各受热面有无泄漏现象； 向单元长、值长汇报，如水位降至-75mm，仍不能判断原因将水位恢复正常时，应切除CCS至手动，降低机组负荷运行； 当汽包水位继续下降至-200mm时，不能判断原因，立即恢复水位，应紧急停止锅炉运行，继续向锅炉进水。 待水位恢复正常，故障原因消除后，重新点火恢复运行。若故障短时不能消除，其它操作按正常停炉的操作进行； 若因运行人员监视不严，以致汽包水位低到-250mm而未及时发现时，应立即停止锅炉运行。严禁向锅炉进水，重新进水应由总工程师批准。null锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故（1）现象 汽包水位发生剧烈波动，各水位表指示摆动，就地水位计看不清水位。 蒸汽温度急剧下降，严重时蒸汽管道内发生水冲击。 饱和蒸汽含盐量增加，炉水导电度增大。 （2）原因 炉水品质不合格，含盐量过大。 未按规定进行排污，化学加药不当，炉水处理不符合要求。 锅炉负荷增加过快，汽水分离装置损坏。null 立即切除CCS方式至手动，降低锅炉蒸发量及机组负荷，维持锅炉稳定运行。 降低锅炉水位至－50mm左右，开大连续排污，加强定期排污，加强炉内换水并认真监视主汽温度变化。 开启集汽联箱疏水，通知汽机运行人员开启主闸阀门前疏水或向空排汽门，防止品质恶化的蒸汽进入汽轮机； 通知化学对炉水进行分析，水质未改善前应保持锅炉负荷稳定。锅炉机组事故处理（二）锅炉水位事故（3）证明为汽水共沸时null锅炉机组事故处理水冷壁管损坏的现象 汽包水位急剧降低，给水流量不正常地大于蒸汽流量； 炉膛或竖井烟道内有异常响声，从检查孔、门处能听到汽、水喷出的声音； 炉膛负压偏正，严重时燃烧不稳，甚至造成灭火； 各段烟气温度下降，两侧偏差大。（三）水冷壁管损坏null给水质量不符合 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ，化学水处理不当或监督不严，造成水冷壁内部结垢腐蚀； 安装或检修时管内有杂物堵塞，未及时发现、清除； 管材或焊接质量不良； 锅炉启动中，水冷壁热膨胀受阻造成焊口拉裂； 炉膛内严重结焦，定期排污门大量内漏或锅炉长期低负荷运行，使正常的水循环被破坏；或升火方式不当等，造成水循环不良，使管子过热损坏； 锅炉严重缺水； 炉膛内发生爆炸，使水冷壁管损坏； 被相邻的其它受热面管泄漏而吹损； 大量塌焦砸坏冷灰斗处水冷壁管； 喷燃器附近管子，受一次风冲刷磨损爆管 锅炉机组事故处理（三）水冷壁管损坏（2）水冷壁管损坏的原因 null若泄漏不严重，能维持汽包水位及其它参数，应加强监视，向班长、值长及分场汇报，请示停炉； 燃烧不稳时立即投油助燃，保持炉膛负压，加强给水保持水位正常； 向值长要求改滑压运行，并尽量安排降低负荷运行； 加强泄漏点的检查，控制粉仓粉位，由总工程师决定停炉时间； 若损坏严重造成锅炉灭火或汽包水位不能维持正常时，应按紧急停炉处理； 熄火后，汽包水位消失时，请示值长，要求锅炉进水时，进水需小心缓慢进行并注意监视汽包上下壁温差。 停炉后保留一台引风机运行，注意保持炉膛负压，10分钟后停运。有关孔门按锅炉冷态滑参数停炉要求严密关闭。锅炉机组事故处理（三）水冷壁管损坏（3）水冷壁损坏的处理null过热器管损坏的原因 过热蒸汽温度或过热器管壁温度长期超温运行； 管材或焊接质量不良； 化学监督不严，汽包内汽水分离器结构不良，使过热器管内积聚盐垢； 管内有杂物堵塞； 炉膛火焰中心偏移，过热器进口烟温经常超限，或低负荷时使用减温水不当，造成过热器管水塞，局部管壁超温； 锅炉启停工况不适当或停炉保护工作未做好，造成过热器管冷却不够或产生腐蚀； 设计、安装或检修造成的水力分配不均或屏式过热器联箱隔板位移造成蒸汽短路； 锅炉长期超负荷运行或高压加热器不投等造成过热器超温； 烟气冲刷、飞灰磨损。锅炉机组事故处理（四）过热器管损坏null过热器管损坏的现象 炉膛或烟道内有异常响声，炉膛负压变正，引风机电流增大； 两侧主蒸汽温度差值大，减温水流量两侧偏差大，过热器后两侧烟温差增大（损坏侧汽温高，烟温低）； 蒸汽流量下降，不正常地小于给水流量； 主汽压力突降，压力自动投入时，压力会重新恢复正常； 电负荷有所下降（CCS方式下，电负荷会重新恢复正常）； 就地检查，炉内有泄漏声响。锅炉机组事故处理（四）过热器管损坏null过热器管损坏的处理 立即向班长、值长及分场汇报，并维持炉膛负压； 向值长要求定压改滑压运行，并尽量安排降低负荷运行； 控制粉仓粉位，由总工程师决定停炉时间； 若损坏严重，汽温变化过大难以维持正常，并且炉膛正压严重，炉火不稳定时，应立即投油助燃，降低负荷，并向值长和分场汇报要求停炉处理，锅炉熄火前汽包保持高水位（＋300mm）； 停炉后保留一台引风机运行5～10min。 停炉后，有关孔门按锅炉冷态滑参数停炉要求严密关闭。锅炉机组事故处理（四）过热器管损坏null 再热器管损坏的原因 再热器管壁温度经常超限运行； 管材或焊接质量不良； 管壁被飞灰磨损； 烟道内烟温分布不均，再热器处烟温经常超限； 管子被杂物堵塞，或其它原因造成蒸汽分配不均； 冷端再热器蒸汽温度长期超限； 升、停炉或事故状态下，旁路系统流量不足，对再热器冷却不够； 两侧再热蒸汽流量不均。锅炉机组事故处理（五）再热器管损坏null锅炉机组事故处理再热器管损坏的现象 水平烟道或竖井烟道内有异常响声； 炉膛负压偏正，引风机电流增大； 两侧再热蒸汽温度，再热器后烟气温度偏差增大，损坏侧蒸汽温度偏高，烟气温度偏低； 电负荷有所下降； 再热汽压力下降。（五）再热器管损坏null再热器管损坏的处理 立即向班长、值长及分场汇报，并维持炉膛负压； 向值长要求定压改滑压运行，并尽量安排降低负荷运行； 控制粉仓粉位，由总工程师决定停炉时间； 若损坏严重，汽温变化过大难以维持正常，并且炉膛正压严重，炉火不稳定时，应立即投油助燃，降低负荷，并向值长和分场汇报要求停炉处理， 停炉后保留一台引风机运行5～10min。 停炉后，有关孔门按锅炉冷态滑参数停炉要求严密关闭 锅炉机组事故处理（五）再热器管损坏null省煤器管损坏的现象 汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量； 炉膛负压偏正，省煤器后两侧烟温差偏大，泄漏侧排烟温度下降； 省煤器附近有异常响声，省煤器放灰斗内有灰水流出。 省煤器管损坏的原因 给水品质不合格，管内壁腐蚀； 管材或焊接质量不良； 飞灰磨损； 升、停炉或低负荷运行时，没有保证连续进水，造成管内水汽化过热使管壁超温。锅炉机组事故处理（六）省煤器管损坏null锅炉机组事故处理省煤器损坏的处理 省煤器损坏不严重时，应加强进水，保持正常水位，保持低粉位运行； 汇报班长、值长，定压改滑压运行并尽量降低负荷，待令停炉； 如泄漏严重，无法维持正常水位，应立即停炉； 停炉后保留一台引风机低速运行，待烟道内蒸汽基本消失后停运。 汽水管道的震动及水冲击（六）省煤器管损坏null锅炉机组事故处理汽水管道震动及水冲击的原因 管道支吊架松脱或固定不牢； 管道内空气没有排尽即通入汽水，或进汽、水速度过快； 暖管时间过短或没有很好地疏水； 介质温度或压力急剧变化； 突然关闭或开启给水系统隔绝门； 给水泵逆止门失灵，忽开、忽关。（七）汽水管道震动及水冲击null汽水管道震动及水冲击的处理 给水或放水管道发生水冲击及震动时，就立即关小阀门，并进行充分的放空气、暖管，待水击消失时再缓慢进行操作； 蒸汽管道发生水击时，应立即恢复水击前系统状态并立即开启有关的疏水门，进行充分的暖管、疏水，再缓慢投入蒸汽管道系统； 当突然关闭或开启给水系统隔绝门发生水冲击时，应立即将该隔绝门恢复至水冲击前的位置，以消除水冲击； 检查汽、水管道的支吊架是否松脱，汽机给水泵逆止门是否正常，针对具体情况进行处理。 锅炉机组事故处理（七）汽水管道震动及水冲击null尾部烟道二次燃烧的现象 尾部烟道烟气温度，受热面金属温度及热风温度，排烟温度不正常地突然升高； 自尾部烟道孔、门处可发现火星或冒烟，烟囱冒黑烟； 若为空气予热器处发生二次燃烧时，空气予热器外壳发热或烧红，其电流表指示晃动； 烟道内烟气压力剧烈地变化； 烟道防爆门动作。锅炉机组事故处理（八）尾部烟道二次燃烧null锅炉机组事故处理尾部烟道二次燃烧的原因 启、停炉时，操作调整不当，炉膛燃烧恶化，油或煤粉进入尾部烟道内沉积在受热面上； 低负荷时燃烧不良，尾部烟道内积聚了油或煤粉； 25%负荷以下预热器没有进行连续吹灰或油煤混烧时吹灰次数过少； 正常运行中，风量调节不当，使大量油和煤粉进入尾部烟道内燃烧，没有进行定期吹灰； 制粉系统调节不当，煤粉太粗或细粉分离器堵塞，锅炉燃烧不良，尾部烟道内积聚大量煤粉 （八）尾部烟道二次燃烧null尾部烟道二次燃烧的处理 当发现尾部某处烟温不正常地升高50℃和排烟温度不正常地升高20℃时，应立即加强燃烧调整，对受热面进行蒸汽吹灰； 检查原因，特别应检查尾部烟道内是否有二次燃烧。 检查确定锅炉尾部烟道内二次燃烧时，应立即紧急停炉处理，并停止引、送风机运行，严密关闭各风门、挡板，必要时保持锅炉连续少量进水，以冷却省煤器。稍开一、二级旁路冷却尾部受热面； 继续利用预热器吹灰装置向烟道充入蒸汽灭火； 检查尾部烟道各段温度正常后，谨慎地启动引风机通风10min，复查正常设备无损坏时，向值长汇报，重新点火恢复运行。锅炉机组事故处理（八）尾部烟道二次燃烧null磨煤机断煤现象： 磨煤机出口温度升高； 磨煤机入口负压增大，磨煤机出口风压和进出口压差减小，磨煤机中杂音大； 排粉机电流增大。 磨煤机断煤的原因： 给煤机故障或给煤机闸板开度太小； 原煤仓水分太大或煤中有杂物、大块造成堵塞； 原煤仓下空或搭桥。 磨煤机断煤处理： 适当调整冷、热风门，控制磨入口、出口温度； 立即联系热工人员消除给煤机故障； 疏通给煤机或落煤管处堵塞的杂物、大块或开大煤闸； 如系空仓，联系值长通知运输值班上煤； 短时间内不能恢复下煤，应先停止磨煤机运行 锅炉机组事故处理（九）磨煤机断煤null磨煤机堵塞的现象： （1）磨煤机入口负压减少或变正，出口风压、出入口差压增大，系统各段风压增大；严重时各风压表大幅度摆动； （2）磨煤机出口温度下降； （3）磨煤机滚筒内噪音低哑，出、入口向外跑粉； （4）磨煤机、排粉机电流下降，严重时摆动大； （5）排粉机出口风压降低。 磨煤机堵塞的原因： （1）制粉系统通风量过低； （2）运行人员疏忽大意； （3）回粉管大量塌粉。 （4）清理木块分离器时，没有停止给煤。 磨煤机堵塞的处理： （1）停止给煤机运行，保持磨入口为负压； （2）适当增加系统通风量，进行抽粉。必要时压住回粉管锁气器，防止大量（3