9.9.1.3. 损坏侧烟温烟温降低，泄漏段两侧烟温偏差增大、烟气差压增大。
　　9.9.1.4. 泄漏点后沿程温度升高，泄漏段管壁温度偏差增大。
　　9.9.2. 原因：
　　9.9.2.1. 再热器管材质存在缺陷或后期制造、安装对管材产生损伤；
　　9.9.2.2. 再热器防磨瓦安装位置不正确、掉落过多、检修周期过长造成管壁磨损减薄爆管；
　　9.9.2.3. 蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管；
　　9.9.2.4. 制粉系统运行方式不合理或炉膛热负荷不均或设计不当、部分吹灰器损坏管屏积灰不一致、管屏间距支撑或管卡损坏造成管屏或部分管子出列再热器产生热偏差，部分再热器管长期超温爆管；
　　9.9.2.5. 再热器管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低，管材超温爆管；
　　9.9.2.6. 协调、再热器自动跟踪不良或维持再热器长期超温运行造成长期超温爆管；
　　9.9.2.7. 事故减温水使用不当造成再热器进水或再热器严重超温造成短期超温爆管；
　　9.9.2.8. 锅炉启动期间再热器干烧，烟气温度超过再热器管材许用温度超温损坏；
　　9.9.2.9. 再热器吹灰器位置不正确，疏水未疏尽，吹损管壁。
　　9.9.3. 处理：
　　9.9.3.1. 停止锅炉吹灰，小心打开再热器检查门进行听诊，并进行仪表分析和参数的趋势分析。
　　9.9.3.2. 确认再热器损坏，如泄漏不严重，泄漏点后沿程温度、泄漏段管壁温度能维持正常运行，降低机组负荷，以防止损坏面积扩大、吸风机超负荷、维持凝器水位正常，注意监视再热器沿程温度和泄漏段管壁温度，关注泄漏情况的发展，汇报总工程师并申请停炉。
　　9.9.3.3. 如再热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管壁温度超过允许温度应立即手动MFT。
　　9.9.3.4. 在再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；
　　9.9.3.5. 停炉后，应保留一侧送、引风机运行，维持低风量（不大于15％BMCR）吹扫泄漏的汽水，待不再有汽水喷出后可停止送、引风机运行。
　　9.10. 锅炉灭火
　　9.10.1. 现象：
　　9.10.1.1. 炉膛负压异常波动，炉膛火焰监视、控制站无火焰显示，看火孔内无火光，烟囱冒黑烟。
　　9.10.1.2. 机组负荷下降，蒸汽流量迅速下降，各段工质温度、汽压下降，氧量值骤增。
　　9.10.1.3. 锅炉MFT动作。
　　9.10.2. 原因：
　　9.10.2.1. 锅炉制粉系统、燃油系统故障，造成燃料量大幅度减少或中断。
　　9.10.2.2. 锅炉负荷过低，燃烧工况不稳而无油枪助燃，或有油枪助燃而燃油中大量带水或杂质过多使油枪阻塞，或雾化空气压力过低。
　　9.10.2.3. 煤质变差，挥发份过低，煤粉过粗，煤粉的水份过大，磨煤机出口温度太低，配风挡板故障等燃烧工况恶化。
　　9.10.2.4. 炉内大面积垮焦。
　　9.10.2.5. 水冷壁严重爆破或锅炉吹灰操作不当，使燃烧室进入大量水蒸汽将火焰吹熄。
　　9.10.2.6. 风量不平衡，炉膛负压过大。
　　9.10.3. 处理：
　　9.10.3.1. 如果MFT保护拒动时，应按紧急停炉进行处理，停止供给燃料。
　　9.10.3.2. 确认所有燃料切断，并对锅炉充分吹扫。
　　9.10.3.3. 查明熄火原因，并设法消除，对锅炉进行全面检查，确认设备正常后，方可重新启动。
　　9.11. 尾部烟道二次燃烧
　　9.11.1. 现象：
　　9.11.1.1. 烟道、省煤器出口及空预器进、出口烟气温度不正常升高。
　　9.11.1.2. 一、二次热风温度不正常升高。
　　9.11.1.3. 空预器二次燃烧有热点监测报警并且空预器入口烟气温度和出口热风温度差降低甚至为负值。
　　9.11.1.4. 炉膛和烟道压力急剧波动，烟道差压增大。
　　9.11.1.5. 再燃烧处相应的受热面工质温度不正常升高。
　　9.11.1.6. 再燃烧处附近人孔、检查孔、吹灰孔等不严密处向外冒烟和火星，烟道、省煤器或空预器灰斗、空预器壳体可能会过热烧红，再燃烧处附近有较强热辐射感。
　　9.11.1.7. 烟囱冒黑烟，吸风机轴承温度升高。
　　9.11.1.8. 如空预器再燃烧，空预器火灾报警装置将报警。
　　9.11.2. 原因：
　　9.11.2.1. 燃烧调整不当、风量不足或配风不合理。
　　9.11.2.2. 长时间低负荷运行或启、停过程中燃烧不良。
　　9.11.2.3. 燃烧器运行不正常，煤粉细度过粗长期超过标准。
　　9.11.2.4. 炉膛负压大，使未完全燃尽的燃料带入烟道。
　　9.11.2.5. 燃油时，油枪雾化不良或油枪喷嘴脱落或配风不合理。
　　9.11.3. 处理：
　　9.11.3.1. 发现烟道内受热面的金属温度及工质温度不正常升高时，应立即查明原因，并进行燃烧调整，改变不正常的燃烧方式，对受热面进行吹灰，及时消除可燃物在烟道内再燃烧的苗子。
　　9.11.3.2. 锅炉运行中发生尾部烟道再燃烧，空预器出口烟温不正常升高超过200℃，应作紧急停炉处理。停炉后继续保持空预器运行，并立即停运所有送风机和吸风机，关闭各风门、挡板及门孔，严禁通风，根据再燃烧部位，决定是否要进行小流量进水冷却省煤器。
　　9.11.3.3. 强制投入再燃烧区域的吹灰器进行灭火。
　　9.11.3.4. 如果空预器受热面再燃烧，空预器能正常运行，提升扇形密封板，必要时联系检修缩回所有密封装置，保持空预器正常运行；空预器发生卡涩，主驱动马达和辅助驱动马达跳闸，除提升扇形密封板，必要时联系检修缩回所有密封装置外，联系检修连续手动盘动空预器转子。投入空预器蒸汽吹灰进行灭火，必要时投入空预器清洗水、消防水进行灭火。
　　9.11.3.5. 各人孔和检查孔不再有烟气和火星冒出后停止蒸汽吹灰或消防水。打开人孔和检查孔检查确认再燃烧熄灭后，开启烟道排水门排尽烟道内的积水后开启烟风挡板进行通风冷却；
　　9.11.3.6. 炉膛经过全面冷却，进入再燃烧处检查确认设备无损坏，受热面积聚的可燃物彻底清理干净后方可重新启动锅炉。
　　9.12. 蒸汽或给水管道损坏
　　9.12.1. 现象：
　　9.12.1.1. 管道轻微泄漏时，保温层潮湿，冒汽或滴水，有泄漏声。
　　9.12.1.2. 管道爆破时，发生巨响，并有大量汽、水喷出。
　　9.12.1.3. 蒸汽或给水压力下降，流量变化异常
　　9.12.2. 原因：
　　9.12.2.1. 管材不良，管道设计、制造、安装或焊接质量不合格。
　　9.12.2.2. 管道长期超压或超温运行。
　　9.12.2.3. 运行时间过长，易磨损部位（如弯头、孔板附近）局部管壁减薄，使管材强度降低。
　　9.12.2.4. 投运时暖管不充分，产生严重水冲击。
　　9.12.2.5. 运行中发生流量、温度、压力大幅度冲击。
　　9.12.2.6. 给水品质不良，造成管壁腐蚀
　　9.12.3. 处理：
　　9.12.3.1. 如管道损坏不严重，且不致于很快扩大故障，尚能维持锅炉正常的给水流量及保持运行工况正常时，降低机组负荷，以防止损坏扩大、维持凝器水位正常，汇报总工程师并申请停炉。
　　9.12.3.2. 泄漏或爆破处周围应做好安全措施，防止汽水喷出伤人，密切监视损坏部位的发展趋势。
　　9.12.3.3. 管道爆破，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人身、设备安全时，应立即紧急停炉处理。
　　9.13. 汽水管道水冲击
　　9.13.1. 现象：
　　9.13.1.1. 水冲击时，压力、流量大幅度波动。
　　9.13.1.2. 有水击声，管道发生振动，严重时支吊架损坏。
　　9.13.1.3. 汽水分离器满水时，分离器水位高报警，当满水严重时，包覆过热器及以后的工质温度明显下降。
　　9.13.2. 原因：
　　9.13.2.1. 给水管道或省煤器充水时未排尽空气。
　　9.13.2.2. 蒸汽管道通流前暖管不充分，疏水未排尽或操作过快。
　　9.13.2.3. 热态启动时，由于省煤器、冷渣斗处工质处于汽化状态而进水量大时，管内工质的压力、流量、温度发生剧烈变化。
　　9.13.2.4. 管内蒸汽温度突降。
　　9.13.2.5. 汽水分离器满水造成水冲击。
　　9.13.3. 处理：
　　9.13.3.1. 给水管道或省煤器水冲击时，应适当降低流量充分暖管、排尽空气，直至恢复正常。
　　9.13.3.2. 蒸汽管道通汽充压时发生水冲击，应降低流量充分暖管、疏水，待水冲击消失后，方可逐步增加流量。
　　9.13.3.3. 热态启动或停炉后进水时，如省煤器、冷渣斗处发生水冲击时，应迅速降低给水流量。热态启动进水过程中要待炉本体各点工作温度均低于饱和温度后，方可增大给水流量。
　　9.13.3.4. 由于分离器满水而造成水冲击时，应迅速确认分离器水位控制阀A、B的开度及其前隔绝门开启状态。若系阀门未开启应立即手动开启，恢复分离器水位正常。
　　9.13.3.5. 当汽水管道内的水冲击消失后，应及时检查设备及支吊等有否损坏。
　　9.14. 锅炉结焦
　　9.14.1. 现象：
　　9.14.1.1. 锅炉水冷壁、燃烧器、冷灰斗等处有焦渣聚集。
　　9.14.1.2. 分离器出口温度、过热器出口或沿程温度、再热器出口或沿程温度、过热器减温水调门或燃烧器摆角不正常。
　　9.14.1.3. 燃烧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，燃烧器摆动机构卡涩。
　　9.14.1.4. 锅炉排渣量增大。
　　9.14.1.5. 冷灰斗可能堵渣。
　　9.14.2. 原因：
　　9.14.2.1. 燃煤品质发生变化。
　　9.14.2.2. 锅炉长时间超出力运行。
　　9.14.2.3. 炉膛配风不合理或火焰中心偏斜贴壁。
　　9.14.2.4. 磨煤机出口温度过高、一次风量过低、煤粉调整过细、燃料风偏小造成着火点提前。
　　9.14.2.5. 制粉系统运行方式不合理造成局部热负荷过高。
　　9.14.2.6. 运行中氧量设置过低。
　　9.14.2.7. 水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设置不当。
　　9.14.3. 处理：
　　9.14.3.1. 锅炉应控制在额定出力以下运行，如果炉膛结焦严重，通过吹灰和调整燃烧仍然不能改善应降低锅炉出力运行。
　　9.14.3.2. 调整和保持合理的配风，燃烧器损坏或结焦应及时处理，防止火焰贴壁造成结焦。
　　9.14.3.3. 保持正常的磨煤机出口温度、一次风量和煤粉细度，如果燃烧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、适当增加燃料风风量和适当降低煤粉细度，将着火点适当延后。
　　9.14.3.4. 维持正常的制粉系统运行，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，如果通过加强吹灰和调整无法解决应降低锅炉出力运行。
　　9.14.3.5. 锅炉结焦严重可适当降低风箱与炉膛差压，适当降低燃尽风量并增加整体炉膛的过量空气系数运行。
　　9.14.3.6. 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。
　　9.15. 过、再热器管壁超温
　　9.15.1. 现象：
　　9.15.1.1. 过、再热器管壁金属温度高于正常值。
　　9.15.1.2. 过、再热器管壁金属温度存在偏差。
　　9.15.2. 原因：
　　9.15.2.1. 制粉系统运行方式不合理、炉膛热负荷不均或设计不当、部分吹灰器损坏，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、炉膛严重结焦造成过、再热器产生热偏差。
　　9.15.2.2. 过、再热器管内结垢造成管壁超温。
　　9.15.2.3. 过、再热器管内杂物堵塞或焊口错位造成通流量低。
　　9.15.2.4. 主、再热汽温度超温运行造成管壁超温。
　　9.15.3. 处理：
　　9.15.3.1. 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将至正常值以下应降低过、再热蒸汽温度运行。
　　9.15.3.2. 根据烟温偏差情况，适当调整SOFA燃烧器水平方向的角度。
　　9.15.3.3. 加强锅炉本体吹灰，吹灰器损坏应及时处理投入运行。
　　9.15.3.4. 加强化学监督，如锅炉运行时间长，过、再热器管内积盐严重应降低主、再热蒸汽温度运行。尽早安排锅炉酸洗。
　　9.15.3.5. 如部分过、再热器管壁超温应适当降低蒸汽温度运行并在锅炉停炉时安排割管检查。
　　9.15.3.6. 调整主、再热汽温度至正常范围。
　　

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