量在规定范围或联系热工消除。
3．如接班发现氧量偏小，建议使用逐渐增加风量或减少燃料量的方法并结合烟温的变化来检验燃料的多少及氧量表的准确性。
4．如因某种原因造成氧量偏小时间稍长，有可能发生二次燃烧导致汽温升高时，最好在燃料及风量调整之前，首先增加减温水量遏制住汽温上升势头，防止超温事故发生。
5．加强技术培训，提高对事故的防范能力。
【同类事故】
【案例】二次燃烧处理不当 高汽温反复多次
事故经过：1983年9月13日，19时09分#3炉运行中主汽温度上升至561℃，司炉立即投油助燃降燃烧，停部分中、下排给粉机，全开一、二级减温水。5分钟后汽温下降。19时14分司炉逐渐投中、下排给粉机，主汽温度又很快上升至562℃，直至20时56分又反复出现超温三次，在处理超温过程中锅炉发生灭火一次。
原因分析：（1）煤粉二次燃烧是造成#3炉多次超温的根本原因。（2）当出现第一次超温经调整汽温恢复后，司炉没有能及时根据烟温、氧量等判断出二次燃烧。（3）处理过程中，多次恢复燃料，使二次燃烧过程延长。（4）熄火原因是燃烧调整幅度太大。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之九
9. 三次风带粉严重超温
1979年5月17日#4炉在启动制粉系统时，因操作调整不当，严重超温而导致停机。
【事故经过】
5月17日2时25分，#4炉运行人员在启动乙制粉系统时调整不当汽温升高，当汽温560℃时副司炉（汽水盘）汇报班长汽温上升较快。班长采取措施不力，先停三台给粉机，汽温继续上升。当停乙制粉系统时，指示表汽温已达600℃，记录表也已达580℃以上。汽机在汽温升高过程中负荷由100MW推至“0”，并手动跳机。
【事故原因】
1．乙制粉系统启动，三次风大量带粉，使进入炉膛的燃料量大幅度增加，造成汽温急剧升高，是造成这次事故的主要原因。
2．班长（代司炉）对三次风大量带粉的后果估计不足，采取措施不力，调整不当，导致汽温进一步升高。 3．制粉值班工没有及时从排粉机电流的增大发现三次风带粉，使班长（司炉）、副司炉处理滞后。 4．副司炉减温水开启不及时，提前量没有掌握好，汇报滞后，延误了班长（司炉）处理时间。 5．汽温升高是因为启动乙制粉系统引起，司炉没有及时采取停乙制粉系统的措施。 6．班长（代司炉）对该炉的运行性能、燃烧惯性了解不够，缺乏有效的处理手段。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十
10. 熄火满水汽温突降
#3炉熄火后恢复过程中(90MW)汽包满水，导致汽温下降至410度,汽机打闸。
【事故经过】：
1987年10月16日2时47分，#3炉运行中突然发生熄火，#3机负荷降至零，2时52分点火成功，2时55分#3机负荷恢复至90MW，此时锅炉汽包水位迅速上升至+300mm，锅炉紧急停炉。值班工及时开事故放水门，因一道门不能电动，手动操作尚未开启，主汽温度急剧下降（甲侧440℃、乙侧410℃），汽机紧急故障停机。2时57分汽包水位恢复正常，锅炉点火，#3机于3时09分并列。
【事故原因】：
1．熄火原因主要是#3炉因大修超周期、粉仓内煤粉结块、给粉机来粉不正常。
2．满水原因主要是给水系统阀门内漏量大，给水总电动门关不掉，事故放水一道门不能电动，手动来不及致使汽包水位上升快。
3．锅炉熄火后，由于给水系统内漏，向炉内补水较多，运行人员对汽包水位预控不够。
4．锅炉点火后，汽包水位膨胀；外界加负荷速度过快，引起汽压下降，水循环回路部分炉水汽化产生大量的汽泡，汽包水空间膨胀加剧，水位迅速上升。
5．汽包水空间汽泡逸出引起大量细小水滴飞溅，蒸汽湿度增加，蒸汽的焓降低，引起汽温降低。 6．汽包水位高，蒸汽空间减小，引起蒸汽大量带水，蒸汽焓值迅速降低，导致汽温迅速下降。 7．恢复时，外界加负荷速度太快，燃料增加风量调整跟不上，使单位蒸汽吸热量减少。 8．运行人员处理事故应变能力差。
【事故防范】：
5．事故时如主给水内漏量大可切换至给水旁路运行，防止恢复过程出现高水位
6．在事故放水门打不开时，可以考虑全开连排适当开启定排来缓解水位上升速度。同时应密切监视一、二级减温器进口汽温。
7．加强专业之间的配合，机、电加负荷速度严格按规程规定执行，司炉可根据油枪、粉量、火焰及有关参数决定恢复速度，避免急躁情绪，防止燃烧不稳及参数波动较大。 8、加强技术培训，提高运行人员的事故处理能力。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十一
11. 熄火恢复过程中汽温高
#6炉熄火恢复过程中，燃料投入超前，主汽温度560度，汽机打闸。
【事故经过】：
1997年9月9日大夜班，#6机因夜间调峰负荷带125MW。4时40分控制室事故音响发出，给粉机总电源中断，锅炉灭火，灭火保护动作。4时45分锅炉重新点火恢复，4时55分机组负荷升至120MW时，主汽温度升高至560℃，汽机打闸停机。5时05分汽温恢复正常，再次开机，5时12分并网。
【事故原因】
1．主要原因是在恢复过程中，由于恢复心切，投入给粉机过快过多，致使热负荷大于外界负荷偏多。
2．岗位之间配合、协调不好，在锅炉点火成功后，初期减温水量小，对二级减温器出口温度控制重视不够，汽温升速控制不当。
3．专业之间配合不理想，没能做到热负荷和电负荷之间相对应。
4．在有一定数量油枪运行的情况下，油燃料消耗氧量大，炉膛内过剩氧量偏少，使火炬拉长，使单位燃料的蒸发热和过热热比例发生变化，影响产汽量，导致单位过热蒸汽吸热量增加。
【事故防范】
3．在处理事故时，要进行汽压、汽温、燃烧的综合分析判断。加强各岗位之间的协调，升温升压时，以汽温能控制为依据，严禁为升负荷，快速增加燃料量。 4．给粉机的投用、加负荷速度应严格按运行规程有关规定执行。
5．恢复过程中，严格控制二级减温器出口温度在480℃左右，熟练掌握减温水的调温幅度；并保持屏过壁温不超温。
6．大力开展反事故演习活动，提高运行人员的反事故能力。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
12. 全甩负荷锅炉超压
#7机200MW全甩负荷，二级旁路打不开，安全门拒动，仪表管冻结，表计指示失灵，再热器超温、超压。
【事故经过】
1998年1月15日，#7炉主汽一、二级减温水流量指示，甲、乙再热汽减温水流量指示，甲、乙再热汽压力指示，汽包压力指示，压力自动补偿仪表管冻。机组负荷200MW，16台给粉机，甲、乙、丁制粉系统。15时49分负荷全甩到零，炉投油，停给粉机、制粉系统，调整燃烧；开启过热器向空排汽，联系机开一、二级旁路，机二级旁路未打开，开启再热器向空排汽。处理过程中：主汽压力14.3MPa，主汽弹簧式安全门起跳，乙侧再热器进、出口安全门动作，甲侧再热器出口安全门拒动，甲再热器超压，机高压缸轴封漏汽，汽机打闸，主汽温度最高甲侧545℃,乙侧539℃,再热汽温甲侧562℃,乙侧536℃。
【事故原因】：
1．设备缺陷管理不规范，设备健康水平差。
2．季节性的安全大检查落实不力，防寒防冻工作没做好。仪表管上冻较多，表计指示失常，炉运行人员无监视手段。
3．运行人员没有针对异常运行方式，采取有效的安全防范措施。 4．专业间配合、协调不理想，联系信息反馈迟缓。
5．二级旁路未打开，一级旁路全开，造成汽机高压缸闷缸。 6．降燃烧稍慢，再热器向空排汽开启稍晚。
【事故防范】：
1．加强管理，认真切实的开展季节性安全大检查活动。
2．做好防寒防冻工作，对热工仪表管的保温进行检查完善；对热工仪表管伴热系统进行改进。
3．值班中要认真分析表计变化，及时联系热工进行放水防冻。
4．可以参考汽机高压缸排汽压力来判断再热汽压力。
5．二级旁路不能用时，立即开启再热器向空排汽门，适当关小一级旁路。
6．机组突然甩负荷时，除立即投油降燃烧外，还应立即开启向空排汽门，因汽包炉蓄热量大，再热汽有较大的中间容积，旁路系统满足不了泄压要求。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
7．加强对设备的维护，提高设备的健康水平。
8．认真开展安全性评价活动，严格按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》有关规定，安全阀进行定期放汽试验。
9．经常开展反事故演习活动，针对季节特点做好事故预想。
【同类事故】
【案例1】投高加减温水调整不当导致高汽温
事故经过：1979年12月19日11时15分，#4机在投入高压加热器运行时，#4炉减温水量急剧下降，汽温上升，甲侧主汽温度570℃，乙侧主汽温度560℃，短时恢复。
原因分析：（1）当高加投运时，高加和高加旁路同时进水，造成给水泵出口压力下降，减温水与减温器之间压差减小。（2）高加投运时，减温水温度上升，降温能力下降。（3）运行人员对运行方式变化对汽温影响估计不足。（4）监盘质量差，发现不及时。
预防措施：（1）加强专业之间的配合联系。（2）加强劳动纪律管理，提高运行人员的责任心。（3）加强业务培训，增强专业之间相互了解。（4）在投高加时要加强对给水泵出口压力及汽温变化趋势的监视。
【案例2】#5炉水位+70mm时汽温突降
事故经过：1982年4月5日，上级科研单位对我厂670t/h锅炉做蒸汽品质试验，8时35分测定正常水位，不同汽包压力下的汽质，情况良好。6日做200MW负荷，汽包压力14.5MPa条件下，做不同水位时的汽质试验。16时23分做完水位+50mm的汽质试验正常。16时30分，准备做+75mm水位试验，16时32分水位提升至+70mm时，主汽温度迅速下降，由520℃降至480℃，压力由14.5Mpa升至15MPa。将电负荷降至170MW，汽温仍降，主汽流量由670t/h升至最高达710t/h，汽机紧急打闸停机，停机后汽温已急降至398℃，#1导汽管法兰处有蒸汽冒出。18时06分#5机重新并网。为搞清原因，在4月13日又进行复核试验，当机组负荷205MW，汽包压力14.5MPa，主汽流量670t/h，水位升至+60mm时，主汽温由535℃下降至490℃，主汽流量升至715t/h。立即打闸停机，数分钟后恢复正常。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
原因分析：（1）原始设计不合理，汽包直径偏小。（2）由于汽包直径偏小，蒸汽空间高度小，汽
包水位高时水滴重力分离高度进一步减小，分离效果变差。（3）在额定蒸发量下（670t/h），由于产汽量大，一方面使进入汽包的汽水混合物动能增加，从而导致生成的细小水滴增多；另一方面也使“蒸汽空间负荷”Rk和“蒸发面负荷”Rm增加。Rk大使蒸汽在汽包空间逗留时间减少，蒸汽中的水滴没有更多的机会落入水容积中，因而被蒸汽带走的水滴就多。Rm增加蒸汽在汽包蒸汽空间上升速度增加，蒸汽带走水滴能力上升。（4）在额定压力下（14.5Mpa），由于汽压高，汽水密度差减小，汽水分离更加困难，导致蒸汽携带水滴的能力增加，即在较小的蒸汽速度下就可卷起水滴，使蒸汽更容易带水；蒸汽压力高，饱和温度就高，水分子热运动加强，相互间引力减小，使饱和水的表面张力减小，水就越容易破碎成细小水滴被带走。压力越高允许的蒸汽空间负荷越低，超高压锅炉允许蒸汽空间负荷是中压锅炉的1/5；压力高蒸汽携带水滴的直径就大。
预防措施：（1）在额定流量下，严格控制汽包水位在略低于正常水位线运行，并适当降低汽包压力。（2）严格控制汽压变化速度，杜绝汽压突降，防止汽包水位大幅度变化。（3）严防超压、超流量同时出现。
【案例3】运行操作不当 超温故障停机
事故经过：1982年11月7日，#2炉单风机（乙台）运行，负荷限制在20MW左右，甲引风机因开关故障抢修，22时24分，甲引开关修好风机投运，在此情况下，由于司炉心中无数，风、煤配比又不当，造成主汽温超温，达到汽机停机极限，#2机全减负荷并向主控室发出解列信号，此时负差胀继续上升至1.5mm，停机后负差胀增大到1.8mm，不能马上恢复开机。在单引风机运行时，为了保证炉膛负压，送风量偏小，炉膛内有局部缺氧情况，当甲引风机投运时，风量增加，燃烧加强，炉膛出口烟温上升，单位过热蒸汽吸热增加，汽温升高。所以要在风量调整时，有预见性的调整汽温。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
【案例4】减温水调门失控 汽温波动机打闸
事故经过：1989年7月2日23时00分，#5机负荷150MW，炉运行人员发现甲侧二级减温水调门自动状态失控，乙侧主汽温度由530℃上升到541℃，立即切至手动，手动操作无效，即又去就地手操开调门，23时18分乙侧主汽温度从541℃下降到491℃，在汽温下降过程中，将机组负荷降至120MW，后乙侧主汽温度从491℃上升到541℃时，炉又将甲侧二级减温水调门开启，乙侧主汽温度又下降，23时23分汽机打闸，炉熄火。23时50分#5炉点火，3日0时20分#5机并网，0时50分负荷恢复150MW。
原因分析：（1）二级减温水调门运行中有失控现象。（2）运行人员手操处理中方法欠妥，经验不足。（3）控制室内外联系信息不畅。
预防措施：（1）加强技术培训，提高锅炉值班人员对事故的分析判断处理能力。（2）应根据失调前甲二级减温水流量，控制二级减温器出口温度在适当范围。（3）熟练掌握减温水的调温能力，将甲二级减温水调门设法固定在中间适当位置，用电动门或乙一级减温水调节，以烟道挡板和燃烧方面进行辅助调节。（4）提高监盘质量，及早发现故障。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十三
13. 跑错位误拉风机事故开关