A.
　　6.6.6 水冷壁及水冷蒸发屏泄漏、爆管
　　（1） 现象：
　　A. 轻微破裂，焊口泄漏时，会发出蒸汽嘶嘶声，给水流量略有增加；汽包水位下降，蒸汽压力降低，水位投自动时，给水量增加；
　　B. 严重时，爆管处有明显的爆破声和喷汽声，炉膛负压变正，给水流量不正常的大于蒸汽流量，汽包水位迅速下降，难以维持水位，燃烧室内有泄漏响声；
　　C. 如果爆管，炉膛压力急剧升高，孔洞及不严密处向外喷烟、汽水；
　　D. 汽包压力、蒸汽流量、排烟温度下降，两侧烟温差增大；
　　E. 烟道及引风机入口负压变小，引风机电流上升；
　　F. 旋风分离器进、出口烟温下降，料腿回料温度低；
　　G. 床压增大，床层压差增大，床料板结，流化不良，床温分布不均，底灰排放困难。
　　（2） 原因：
　　A. 给水、炉水品质长期超标，使管内壁结垢腐蚀；
　　B. 管外壁磨损或炉内浇注料脱落造成床料颗粒直接冲刷管壁；
　　C. 长期低负荷运行或排污不当使水循环不良；
　　D. 锅炉严重缺水，盲目急于进水或进水过快；
　　E. 管子材质或制造安装有缺陷，检修质量不合格，管内留有杂物，管子焊口质量不合格；
　　F. 锅炉启、停过程中未按规程操作，各部分膨胀不均，产生过大的热应力。
　　（3） 处理：
　　A. 水冷壁损坏不严重时
　　1. 如发现泄漏，未发生MFT且能维持汽包正常水位时，降压，保持低负荷运行，汇报值长，申请停炉；
　　2. 检查并注意损坏情况是否迅速扩大，密切监视水位，汽温，床温及底灰排出情况，调整炉膛负压、床压．视情况联系汽机增开给水泵；
　　3. 燃烧不稳定及时投油助燃。投油前布袋除尘器走旁路。
　　B. 若水冷壁严重损坏，发生MFT、锅炉已灭火或加强进水后难以维持汽包水位时应紧急停炉；
　　C. 切除主燃料，一次风维持在最小流化风量170000Nm/h，且继续排渣；
　　D. 维持一台引风机运行，消除炉内蒸汽；
　　E. 停炉时，布袋除尘器应切为旁路运行，防止泄漏物造成布袋堵塞或寿命降低；
　　F. 停炉后，继续上水维持水位。如给水耗量太大，水位维持困难可停止上水。停止上水后，禁止开启省煤器再循环；
　　G. 尽快将炉内床料排出炉膛，以防止床料结块；
　　H. 待炉内水蒸汽基本消失后，停运引风机，开通烟道自然通风；
　　I. 其余操作按正常停炉进行。
　　6.6.7过热器管损坏
　　（1） 现象：
　　A. 炉膛及烟道负压减小或变正；
　　B. 汽压下降，蒸汽流量不正常小于给水流量；
　　C. 泄漏、爆管处后烟温降低，两侧汽温、烟温差值增大，引风机电流增加；
　　D. 屏式过热器损坏，床压不正常的变化，过热器泄漏严重，对床料流化有影响；
　　E. 爆管处附近孔门及不严密处有蒸汽冒出；
　　F. 竖井烟道预热器灰斗可能堵灰；
　　G. 主汽温度不正常变化。
　　（2） 原因：
　　A. 管内壁结垢或管内杂物堵塞，导致传热恶化；
　　B. 管外壁磨损或高温腐蚀；
　　C. 局部堵灰过热，管子固定不牢长期晃动运行；
　　D. 汽温或管壁长期超限运行；
　　E. 锅炉启动期间疏水不够或低负荷时投减温水不当，造成水塞局部过热；
　　F. 管材不良，焊接质量不佳或吹灰不当；
　　G. 锅炉严重超压。
　　（3） 处理：
　　A. 及时汇报值长，加强监视及就地检查确证，注意损坏情况是否迅速扩大；
　　B. 如泄漏不严重，汽温、燃烧能维持基本正常，允许短时维持运行，尽量降低负荷，及时降低主汽压力，同时汇报值长请示生产副总或总工尽早停炉处理；以防泄漏加剧；
　　C. 严重爆破，应紧急停炉，避免扩大事故；
　　D. 保留一台引风机运行，抽尽余汽；
　　E. 清除布袋除尘、竖井烟道灰斗积灰及锅炉底灰；
　　F. 停炉后维持小流量补水，保持水位正常；
　　G. 炉内、烟道蒸汽基本消失，停运引风机进行自然通风；
　　H. 屏式过热器泄漏.一次风维持在最小流化状态，并及时排空床料；
　　I. 余操作按正常停炉处理。
　　6.6.8 省煤器管损坏
　　（1） 现象：
　　A. 汽包水位下降，给水流量不正常的增大；
　　B. 炉膛及烟道负压减小或变正，引风机电流增大；
　　C. 泄漏、爆管处后烟温降低，两侧汽温、烟温差值增大，热风温度降低；
　　D. 竖井烟道底部可能有水漏出，除灰设备堵塞可能性大；
　　E. 严重爆管，附近不严密处有汽水喷出，水位保持困难，可能导致MFT动作。
　　（2） 原因 ：
　　A. 给水品质不合格使管内腐蚀或管外壁磨损；
　　B. 给水温度、流量经常大幅度变化：
　　C. 管材质或焊接质量较差；
　　D. 长期飞灰磨损；
　　E. 停止进水时未及时开启省煤器再循环，省煤器过热；
　　F. 锅炉长期超压，吹灰操作不当。
　　(3) 处理：
　　A. 及时汇报值长，加强监视调整及就地检查，注意损坏情况是否迅速扩大；
　　B. 损坏不严重时，加强给水、维持水位正常。注意汽温、预热器风温变化，调整炉膛负压正常，请示值长降低负荷维持低参数运行，并要求安排停炉时间；
　　C. 严重爆管难以维持汽包水位或发生MFT时，紧急停炉；
　　D. 停炉后，禁止开启省煤器再循环，保留一台引风机运行维持炉膛负压，待烟道汽水基本消失后停止，让其自然通风；
　　E. 烟道汽水未完全消失前，严禁打开人孔门检查；
　　F. 停炉后，尽量将布袋除尘和竖井烟道下部灰道中的灰放掉；
　　G. 其它操作按正常停炉进行。
　　6.6.9 再热器管爆破
　　（1） 现象：
　　A. 炉膛及烟道负压变小；
　　B. 再热器附近有响声，炉墙不严密处向外喷蒸汽或烟气；
　　C. 再热器出口压力下降，再热汽温度不正常的变化；
　　D. 再热器两侧烟温差增大，泄漏侧烟温下降；
　　（2） 原因：
　　A. 蒸汽品质不合格，长期运行使管内结垢或腐蚀；
　　B. 管子安装焊接质量不良，材质不合格或制造有缺陷；
　　C. 飞灰磨损或吹灰器安装不当，长期被吹灰蒸汽磨损；
　　D. 甩负荷时，一、二级旁路投入不及时或误操作，造成严重超温；
　　E. 再热器进口汽压、汽温过高；
　　F. 再热器处发生二次燃烧；
　　G. 管子被杂物堵塞；
　　H. 长期超温运行。
　　（3） 处理：
　　A. 立即汇报值长，加强对泄漏处的检查；
　　B. 若损坏不严重，应适当降低负荷，维持短时间运行，请示停炉时间；
　　C. 若损坏严重，无法维持汽温、汽压时，应立即停炉；
　　D. 停炉后保留一台引风机运行，待烟道内蒸汽消失后停止；
　　E. 停炉后尽量将布袋除尘和竖井烟道下部灰道中的灰放掉；
　　F. 屏式再热器泄漏,应及时排空床料；
　　G. 其它操作按正常停炉进行。
　　6.6.10 床压高或低
　　（1） 现象：
　　A. 发出床压高或低报警；
　　B. CRT画面显示床压升高或降低；
　　C. 床压输出值过大或过小；
　　D. 冷渣器排渣负荷严重增加或者几乎停止排渣；
　　E. 底部风箱压力值过高或过低，流化风量过高或过低；
　　F. 床温波动较大.
　。?） 原因：
　　A. 床压测点故障；
　　B. 石灰石给料量或给煤不正常；
　　C. 流化一次风量不正常；
　　D. 煤质变化大；
　　E. 锅炉增减负荷过快，调整不及时；
　　F. 冷渣机故障，排渣量过小或过大；
　　G. 回料器故障。
　　（3） 处理：
　　A. 床压过高，冷渣机变频器应调大，增大排渣量，减少给煤量，停止炉内加沙或石灰石；反之，冷渣机变频器应调小，减少排渣量，增加给煤量，必要时加大石灰石给料量或向炉内加沙；
　　B. 如果床压测点故障，应及时通知检修处理；
　　C. 若因回料器故障返料减少造成床压降低,应及时疏通回料器.尽快建立正常的返料；
　　D. 若因冷渣器故障造成床压升高,应及时清理疏通,必要时对地排渣.若因锥形阀故障造成床压升高应联系检修人员疏通锥形阀；
　　E. 经处理无效，床压继续上升时，汇报值长降负荷、投油、停煤、停止石灰石系统；
　　F. 当床压上升到20KPa以上严重影响锅炉正常运行且无有效手段降低时应申请停炉。
　　6.6.11 床温过高或过低
　　（1） 现象：
　　A. 炉内各温度计显示温度高或低；
　　B. 发生床温高(或低)报警；
　　C. 分离器出入口烟温升高或降低.可能MFT；
　　D. 返料器返料不正常或堵塞；
　　E. 从观察孔看到炉内较正常明亮或暗淡；
　　F. 主汽温度发生变化.
　　（2） 原因：
　　A. 床温热电阻测量故障；
　　B. 给煤机运行不正常，煤量过多或过少；
　　C. 一、二次风量配比失调或总风量不当；
　　D. 底灰排放故障，排放量过少或过多，使床压远离规定值；
　　E. 给煤粒度过大或过细,给煤煤质突变；
　　F. 启动过程中床温温升率控制不当,或给煤量控制不当；
　　G. 石灰石系统不能正常运行；
　　H. 回料器故障；
　　I. 炉内流化不良或者结焦。
　　（3） 处理：
　　A. 检查给煤机运行及控制是否正常；
　　B. 如床温测点发生故障，应及时联系检修处理；
　　C. 控制床压在正常范围，如冷渣器发生故障应及时处理,若回料器故障应及时疏通；
　　D. 合理配风，调整一、二次风量比调节入炉煤的粒度；
　　E. 必要时，增大排渣量，加强床层流化及床料置换；
　　F. 床温达到990℃时，MFT动作，否则手动紧急停炉；
　　G. 非因缺氧燃烧造成床温过低，导致燃烧不稳，床温接近650℃时应及时投油稳燃；缺氧燃烧造成床温低应进行床料置换，防止床温急剧上升；
　　H. 必要时降低负荷,减少给煤量,控制给煤粒度。
　　6.6.12 甩负荷
　　（1） 现象：
　　A. 主汽压力急剧升高，发出汽压高报警；
　　B. 严重时安全门动作,形成虚假水位,可能MFT；
　　C. 蒸汽流量急剧下降；
　　D. 汽包水位先降后升；
　　E. 有可能发生低水位报警连锁。
　　（2） 原因：
　　A. 电网系统故障；
　　B. 汽机或发电机故障跳闸；
　　C. 人员误操作；
　　D. 电动主汽门自动关闭。
　　（3） 处理：
　　A. 将部分调节器切为手动，特别应加强汽包水位、汽压、给煤量和风量的监视、调节；
　　B. 根据情况，及时调整燃烧，必要时投油助燃；
　　C. 根据压力上升情况及时进行对空排汽进行泄压，防止安全门动作；
　　D. 若因水位低MFT动作时按紧急停炉处理，水位恢复后，应尽快恢复；
　　E. 听候值长命令，做好重新带负荷准备或进行停炉操作；
　　F. 若因汽包水位造成MFT动作，应按“紧急停炉”处理，水位正常后，尽快恢复机组运行。
　　6.6.13 锅炉结焦
　　（1） 现象：
　　A. 流化床内有白色火花；
　　B. CRT显示床温、床压分布极不均匀，局部床温床压测点急剧变化；
　　C. 从观察孔可见渣块，床料在炉内不正常地运动或炉内火焰颜色过暗；床压正常情况时，床下风室压力增大；
　　D. 燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大。严重时炉膛负压增大，一次风机电流下降。
　　（2） 原因：
　　A. 投运启动燃烧器时，严重配风失调或燃烧功率过大；
　　B. 点火过程中给煤量加入过大过快，或者调风不当，煤颗粒沉积爆燃。煤油混燃时间过长；
　　C. 一次风量过小，低于临界流化风量。造成炉内局部流化不良；
　　D. 燃烧负荷过大，燃烧室温度过高或煤质颗粒度大，灰熔点过低；
　　E. 返料器返料不正常或者堵塞时间过长；
　　F. 增降负荷过快，操作不当；
　　G. 流化风咀堵塞过多或有耐火材料等杂物脱落留于炉内；
　　H. 二次风咀堵塞或二次风咀变形，二次风射流刚性及射程不足造成局部燃烧不良,边壁扰动不良；
　　I. 床温长时间过高；煤质发生较大变化；
　　J. 停炉过程中，床料未完全燃烧，造成低温燃烧；
　　K. 床料过少且床料粒径过大，没有及时补充床料，造成床面流化不均。
　　（3） 处理：
　　A. 增大一、二次风量及加大排渣，适当降负荷并减少给煤量控制结焦恶化；
　　B. 加大床料置换(高温结焦加石灰石，低温结焦加砂)，填充新床料；
　　C. 适当降低床温，特别是启动过程中进行投煤操作时应注意防止床温急剧上升；
　　D. 更换煤种，控制煤种颗粒度；
　　E. 经调整后，仍无改善，应请示停炉；
　　F. 如发生炉内严重结焦，应紧急停炉；
　　G. 停炉后彻底检查各流化风嘴堵塞情况，清除炉内结焦后方可重新启动。
　　6.6.14 烟道再燃烧
　　（1） 现象：
　　A. 烟道再燃烧后烟温不正常升高，管内介质温度不正常升高；
　　B. 旋风分离器内再燃烧时，烟气含氧量下降主蒸汽温度异常升高；
　　C. 一、二次风温升高，省煤器出口水温升高；
　　D. 炉膛烟道负压波动过大或变正，引风机电流增大并摆动；
　　E. 烟道不严密处冒烟火，烟囱冒黑烟。
　　（2） 原因：
　　A. 运行中风煤配比严重失调；
　　B. 煤质变化时。煤种颗粒度过低；
　　C. 启动过程中油枪雾化不良，同时长时间燃油运行；
　　D. 床温过高，风量过大，炉内燃烧不良，大量未燃尽的颗粒进入分离器内燃烧。
　　（3） 处理：
　　A. 运行中发现烟道烟温异常升高时，应及时检查，确定燃烧段位置；
　　B. 加强运行调整，密切监视各重要参数，必要时降低负荷；
　　C. 对燃烧段烟道受热面吹灰，根据烟温变化趋势及时解列布袋除尘器；
　　D. 若经处理无效，排烟温度升到180℃时开启事故喷水进行冷却,排烟温度升至200℃时，应切换烟气至旁路运行并紧急停炉；
　　a) 全停风机，密闭锅炉燃烧，风烟系统；
　　b) 保持锅炉连续进水；
　　E. 当烟温下降合格，经检查确认火源已消除，设备无损坏，可重新恢复；
　　F. 启动引风机前应盘车检查合格，充分通风15分钟后方可重新点火。
　　（4） 预防措施：
　　A. 运行中加强对竖井烟道各温度及压力测点的监视，发现异常及时汇报并采取正确的方法进行处理；
　　B. 锅炉吹灰要按时认真进行；
　　C. 锅炉经过低负荷运行，在负荷恢复后要及时对风烟系统进行不少于1小时的大风量吹扫，及时清楚炉内因风量小而产生的积灰；
　　D. 因厂用电中断而造成的锅炉停炉事故，在恢复时一定要对风烟系统进行吹扫后方可进行点火；
　　E. 锅炉在运行中因故发生MFT短时不能恢复时，要严密关闭风烟系统各风门挡板，在正式启动前禁止单独启动一、二次风机或引风机，同时不得放弃对炉内各参数的监视。
　　6.6.15 给煤线故障
　　（1） 现象：
　　A. 给煤线故障停转或断煤，给煤机皮带打滑或断裂。给煤流量显示为零或发断煤信号；
　　B. DCS发出故障报警；给煤自动投入时运行侧给煤线自动增加出力。CCS或AGC投入时可能退出自动模式；
　　C. 烟气氧量先下降后上升；炉膛负压增大；床温、汽温、汽压急剧变化，机组负荷明显下降；两侧氧量可能发生偏差；
　　D. 汽包水位先低后高；
　　E. 就地观察炉内火焰变暗。
　　（2） 原因；
　　A. 电气故障；
　　B. MFT动作；
　　C. 给煤机自身故障，堵煤、断煤、超温、断链、皮带撕裂、密封风流量低等原因造成给煤线跳闸 ；
　　D. 运行人员误操作。
　　（3） 处理：
　　A. 单侧给煤线跳闸时应汇报值长，及时调整运行给煤机出力，就地检查跳闸原因并恢复，根据情况降低锅炉负荷，避免汽包水位急剧波动；
　　B. 若是煤仓断煤或堵塞，应及时联系燃料上煤，并就地对给煤仓振打，严格监视运行侧给煤线。若八条给煤线全部故障，应及时减风。防止床温下降过快；
　　C. 根据床温变动情况及时投入油枪稳燃，稳定床温，适当降低锅炉总风量；
　　D. 及时调整减温水，防止低汽温导致汽机打闸；
　　E. 若电气故障，要求电气恢复供电，待恢复供电后，恢复锅炉运行；
　　F. 若给煤线恢复正常应及时启动，在恢复过程中应特别注意加强与汽机、电气的配合，防止配合不当造成汽机打闸，在处理过程中，应特别加强床温的控制和监视；
　　G. 若原因不明，短时不具备恢复的条件时，应汇报值长按正常停炉处理。
　　6.6.16 6KV厂用电中断
　　（1） 现象：
　　A. 6KV电压表回零，所有6KV运行转机停运，电流表回零，交流照明灯灭，电流值为零；事故照明灯亮，事故喇叭响；
　　B. DCS系统发出报警；
　　C. 汽温、汽压、床温，、床压急剧下降；
　　D. 锅炉MFT。
　　（2） 原因：
　　A. 电网系统故障；引起厂用母线开关跳闸、备用电源自投不成功；
　　B. 电气设备故障或人员误动作；
　　（3） 处理：
　　A. 按紧急停炉处理，紧闭风烟系统；
　　B. 将各跳闸电机在CRT上确认，改各调节器自动为手动。注意控制水位，汽温，汽压等重要参数；
　　C. 派专人监视水位，维持汽包正常水位；
　　D. 关闭减温水，如汽温低于480℃，开启疏水阀；
　　E. 作好启动前的准备，待电源恢复后，接值长令重新启动。
　　（4） 6KV厂用电其中一段中断的处理
　　A. 汇报班长、值长，降低机组负荷；
　　B. 将各掉闸开关复位，自动改为手动，保持单侧最大出力运行，注意氧量变化，防止冒黑烟，及时调整水位、汽温；
　　C. 电源恢复后，重新启动掉闸设备，恢复正常运行；
　　D. 若锅炉MFT，按停炉处理；若给水泵跳闸无法维持汽包水位，应紧急停炉。
　　6.6.17 400V厂用电中断
　　（1） 现象：
　　A. 400V电压表指示到零；
　　B. 低压转动设备失电，电流指示到零，声光报警；
　　C. 恢复不及时造成锅炉灭火。因冷却水系统设备跳闸造成各风机轴承温度升高；
　　D. 电动执行机构电源中断。压缩空气系统设备跳闸，各气动执行机构无法操作；
　　E. 锅炉可能MFT
　　（2） 原因：
　　A. 低压厂用变压器或厂用母线故障；
　　B. 电气故障或误操作，备用电源自投不成功。
　　（3） 处理：
　　A. 立即复位各跳闸设备，自动切换为手动操作，汇报值长，要求尽快恢复电源；
　　B. 手动关闭各减温水，防止汽温突降 ；
　　C. 手动调整给水量 ，关闭给水门尽量维持汽包水位，手动开启省煤器再循环；
　　D. 短时间内可能恢复400V电源时应加强对运行风机轴承温度的监视，尽量缩小一二次风量，降低床温变化速率。必要时停止风机运行。压火等待恢复；
　　E. 短时间内恢复不了，按正常停炉处理，等待恢复；
　　F. 400V电源恢复后，锅炉重新启动，否则按正常停炉处理。
　　（4） 400V厂用电其中一段中断处理
　　A. 立即复位各跳闸设备，可投入油枪稳定燃烧；
　　B. 汇报值长、适当降低机组负荷，调整运行风机风量，确保床温床压稳定；
　　C. 解列各自动，注意对汽包水位和一、二次汽温的调整；
　　D. 如锅炉灭火，按灭火处理。
　　6.6.18 引风机跳闸
　　（1） 两台引风机运行其中一台跳闸
　　A. 现象：
　　a) DCS发出报警，炉膛压力控制投入时控制可能自动退出；
　　b) 跳闸引风机电流显示为零，运行风机电流增大；
　　c) 炉膛负压变正。
　　B. 原因：
　　a) 巡检员发现异常时，就地按事故按钮或人员误动作；
　　b) 电气故障或机械故障过负荷跳闸；
　　c) 保护误动作。
　　C. 处理 ：
　　a) 若跳闸前无明显故障，跳闸风机无过电流现象，可立即强合闸一次，合闸成功应及时恢复正常；
　　b) 若强合不成功或不能强合时，复位跳闸开关，增大另一台风机出力，加强运行风机监视，电机不能过电流；
　　c) 根据单台引风机出力调整一二次风量，密切监视各参数变化情况，汇报值长要求降负荷；
　　d) 查明原因，消除故障，重新恢复。
　　（2） 两台引风机运行同时跳闸或单台运行跳闸
　　A. 现象：
　　a) DCS系统发出报警， 炉膛负压冒正；
　　b) 锅炉MFT动作，其余风机均跳闸，跳闸辅机电流为零；
　　c) 汽温，汽压，床温，床压急剧下降 ；
　　d) 锅炉灭火，给煤，给石灰石及油燃烧器均跳闸。
　　B. 原因：
　　a) 6KV厂用电中断；
　　b) 电气回路故障或误动。
　　C. 处理：
　　a) 锅炉MFT动作，则自动停炉：若MFT不动作，则立即手动MFT，汇报值长；
　　b) 以下步骤按紧急停炉处理。
　　6.6.19 二次风机故障
　　（1） 现象：
　　A. 二次风机电流不正常的摆动，超过额定电流或到零；
　　B. 现场有明显的异音，震动大，窜动大，转子和外壳发生摩擦，轴承温度不正常升高；
　　C. 若风机掉闸，电流回零，事故喇叭响；
　　D. 两台二次风机运行其中一台故障跳闸，炉膛负压增大，发出声光报警，跳闸风机出口挡板自动关闭，运行风机电流增大；
　　E. 两台风机运行跳闸或一台风机运行跳闸时，炉膛负压急剧增大，连锁保护动作，发生MFT；
　　F. 氧量降低，燃烧损失增大；
　　（2） 原因：
　　A. 叶片磨损严重，使之失去平衡，发生震动；
　　B. 轴承润滑油质不良或冷却水中断，轴承温度升高损坏；
　　C. 叶轮与其轴间松弛，地脚螺栓松动；
　　D. 检修时风机平衡未找好，或电机未找正中心；
　　E. 电动机故障跳闸，或误按事故按钮，或电气故障；
　　F. 风机热工保护定值误动作 。
　　（3） 处理：
　　A. 两台风机运行，其中一台风机跳闸时
　　a) 若跳闸前无过电流或机械缺陷时，可立即抢合一次，成功时可恢复正常运行，如抢合不成功立即将故障风机置于停止位，关闭其入口挡板，增大运行风机出力，但不能过电流；
　　b) 若发现有过流或其他机械缺陷，不允许抢合，应及时增大另一台风机出力，联系降负荷，维持锅炉运行；
　　c) 若给煤机密封风降低导致称重给煤机跳闸，应及时调整运行侧二次风机出力，使得给煤机密封风恢复正常,尽快恢复给煤机运行。
　　B. 两台风机运行同时跳闸或一台风机运行跳闸
　　a) 锅炉MFT动作，若不动作，应立即手动MFT；
　　b) 查明跳闸原因，及时恢复锅炉运行。
　　6.6.20 一次风机故障
　　（1） 现象：
　　A. 一次风机电流不正常的摆动，超过额定电流或到零；
　　B. 震动大，窜动大，转子和外壳发生摩擦，轴承温度不正常升高；
　　C. 若风机掉闸，电流回零，事故喇叭响；
　　D. 两台一次风机运行时，一台故障掉闸，炉膛负压增大，发出声光报警。跳闸风机、一次风机出口挡板自动关闭，运行风机电流增大，入口挡板自动开大，床压分布不均；
　　E. 两台风机运行跳闸或一台风机运行跳闸时，炉膛负压急剧增大，连锁保护动作，发生MFT；
　　F. 氧量降低，燃烧损失增大；
　　G. 一次风机跳闸，一次风量急剧下降，可能导致一次风量低于最低流化风量，MFT动作。
　　（2） 原因：
　　A. 叶片磨损严重，使之失去平衡，发生震动；
　　B. 轴承润滑油质不良，冷却水中断或不足，轴承温度升高损坏；
　　C. 叶轮与其轴间松弛，地脚螺栓松动、断裂；
　　D. 检修时风机平衡未找好，或电机中心找正未找好；
　　E. 电动机故障跳闸，或误按事故按钮，或电气故障；
　　F. 热工保护定值误动作。
　　（3） 处理：
　　A. 两台风机运行，其中一台风机跳闸时
　　a) 若跳闸前无过电流或机械缺陷时，可抢合一次，成功时可恢复正常运行，如抢合不成功立即将故障风机置于停止位，关闭其入口挡板，开大另一台风机挡板，增大出力，但不能过电流，密切监视床温床压的变化；
　　b) 若发现有过流或其他机械缺陷，不允许抢合，应及时减少给煤量，增大另一台风机出力，联系降负荷，尽量保持床温床压的正常，维持锅炉运行；
　　c) 若风机跳闸造成一次风量低引起MFT动作，应按MFT动作处理；
　　d) 若风机跳闸时一次风量未低于MFT动作值，应立即加大运行侧风机出力，防止一次风量低导致MFT动作，然后再进行相应调整；
　　e) 如不能维持锅炉正常的流化及运行时，应请示停炉。
　　B. 两台风机运行跳闸或一台风机运行跳闸
　　a) 锅炉MFT动作，若不动作，应立即手动MFT；
　　b) 查明跳闸原因，及时恢复锅炉运行。
　　6.6.21 高压流化风机故障
　　（1） 现象：
　　A. 高压流化风机电流不正常的摆动，超过额定电流或到零；
　　B. 震动大，窜动大，转子和外壳发生摩擦，轴承温度不正常升高；
　　C. 若风机掉闸，电机显示黄色，电流回零，事故喇叭响；
　　D. 旋风分离器回料腿料位高，风压，回料温度，高压流化风量均降低，严重时回料腿堵塞。
　　（2） 原因：
　　A. 叶片磨损严重，使之失去平衡，发生震动；
　　B. 轴承润滑油质不良或冷却水中断，轴承温度升高损坏；
　　C. 叶轮与其轴间松弛，地角螺丝松动；
　　D. 电动机故障跳闸，或误按事故按钮，或电气故障；
　　E. 风机热工保护定值误动作。
　　（3） 处理：
　　A. 故障风机跳闸，备用风机联动启动成功立即调整风压至规定值，同时将故障风机置于停止位；
　　B. 若备用风机联动不成功，则立即抢合备用风机，抢合不成功2S后MFT动作，按紧急停炉处理；
　　6.6.22 DCS电源中断
　　（1） 原因；
　　A. 电气系统故障，备用电源未自动投入；
　　B. 热控系统故障。
　　（2） 处理：
　　A. 立即联系检修人员现场排查故障，迅速处理；
　　B. 如果是单个或者部分操作员站失电，可利用其他操作员站监控运行，尽量维持机组稳定。做好事故预想。就地监控和必要调整；
　　C. 全部失电锅炉MFT动作，按紧急停炉处理；
　　D. 联系尽快恢复电源。恢复电源后根据值长命令重新点火。
　　(3) 预防措施
　　A. DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。
　　B. 主要控制器应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。
　　C. 系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。
　　D. 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现"瓶颈"现象）之内，接口设备（板件）应稳定可靠。
　　E. DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。
　　F. 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。
　　6.6.23 回料器故障
　　（1） 现象：
　　A. 旋风分离器料腿下部压力急剧增大，上部压力向正方向增大，回料阀差压、密度均上升；
　　B. 炉床温急剧上升，床压急剧下降；
　　C. 回料阀温度降低，风室风量降低，分离器上下壁温差大，旋风分离器出口烟温上升；烟温异常导致锅炉可能MFT；
　　D. 分离器分离效率降低，飞灰变粗。
　　（2） 原因：
　　A. 高压流化风量或风压不足，返料不畅；
　　B. 旋风分离器防磨材料脱落，造成循环物料大量堵塞；
　　C. 回料阀风室风帽堵塞，料腿松动风口堵塞，造成循环物料大量堵塞堆积；
　　D. 循环物料含碳量过高，在返料装置内二次燃烧，料腿内循环灰高温结焦；
　　E. 料阀的流化松动风风管堵塞或开度太小。
　　（3） 处理：
　　A. 及时增大高压流化风量，减少给煤量，严格监视床温的变化；
　　B. 调整流化风上升段以及下降段风门的开度，来回活动各流化风门；
　　C. 必要时增开一台高压风机，进行大风量强行吹通；
　　D. 严重时，开启事故放渣；
　　E. 适当降低一次风流化风量，控制床温床压的变化，根据情况联系降负荷；
　　F. 处理无效，且发展严重，汇报值长，申请停炉。
　　6.6.24 一次风母管撕裂
　　（1） 现象：
　　A. 一次风风量不明原因降低,一次风机电流与风量不匹配；
　　B. 床温上升,氧量下降,锅炉汽温汽压下降.炉膛负压增大；
　　C. 一次风母管泄漏严重时,操作不及时,可能导致锅炉因一次风量低而MFT；
　　D. 现场有明显异音。
　　（2） 处理：
　　A. 汇报值长,联系检修对撕裂处进行临时处理,根据检修量请示领导决定压火检修时间；
　　B. 及时增加一次风机出力,满足负荷要求；
　　C. 等待停炉、压火期间适当降低负荷,保证正常的一次风量不低于最低流化风量；
　　D. 若锅炉MFT已动作,按停炉处理。
　　6.6.25水冷布风板漏渣
　　（1） 现象：
　　A. 水冷风室两侧压力发生偏差 ,局部可见流化不良；
　　B. 锅炉床压较正常时不增加或异常下降；
　　C. 从观察孔可见水冷风室内灰渣堆积；
　　D. 水冷风室内堵塞严重时风室压力异常升高,一次风机出口压力上升,极易造成一次风道撕裂；
　　E. 布风板处水冷壁管可能泄漏,水冷风室内可见蒸汽。
　　（2） 原因：
　　A. 床料燃烧及流化严重不均，局部结焦或过热造成布风板漏渣；
　　B. 布风板上风帽严重损坏、磨损、脱落,或者局部风帽不出风,从小孔处漏渣；
　　C. 炉内风速过大,磨损严重,造成布风板局部磨穿；
　　D. 床压过大,或者返料量突然过大引起布风板局部漏渣；
　　E. 事故放渣没有定期开展。
　　（3） 处理：
　　A. 适当增加一次风量,加强炉内流化；
　　B. 开启事故放渣，加大放渣力度；
　　C. 汇报值长,降负荷运行,等待命令停炉处理；
　　D. 漏渣量过大,或影响锅炉安全运行,应及时停炉。
　　6.6.26 给水、蒸汽管道泄漏
　　（1） 现象
　　A. 轻微泄漏时，发出响声，保温层潮湿或漏汽、滴水；
　　B. 管道泄漏严重时，发出巨响并喷出蒸汽；
　　C. 蒸汽或给水流量变化异常，泄漏部位在流量孔板前时，流量减少，泄漏部位在流量孔板后时，流量则增大；
　　D. 蒸汽压力或给水压力下降。
　　（2） 原因
　　A. 管道安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量差；
　　B. 管道的支吊装置不正确，影响管道自由膨胀；
　　C. 蒸汽管道超温运行，蠕胀超过标准或运行时间过长，金属强度降低；
　　D. 管道运行前暖管不充分，发生水冲击；
　　E. 给水品质差造成管壁腐蚀或给水系统运行不正常，压力波动大，管道发生水冲击或振动。
　　（3） 处理
　　A. 若给水管道泄漏不严重，能维持锅炉给水，且不致使事故扩大时，可维持运行，汇报值长，请示压火时间，联系检修尽快处理；
　　B. 若泄漏加剧，直接威胁人身或设备安全时，应紧急停炉；
　　C. 蒸汽管道泄漏，无法维持汽压或直接威胁人身及设备安全时，应紧急停炉，汇报值长；
　　D. 尽快将泄漏段与系统解列。
　　(4) 预防措施
　　A. 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。
　　B. 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。
　　C. 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。
　　D. 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438－91），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。
　　E. 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL／T616－1997）的要求，对支吊架进行定期检查。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。
　　F. 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行100kh后，宜结合检修全部更换。
　　G. 要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站等件制造单位应持有有关的资质证书。
　　H. 要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。
　　I. 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL5007－92）有关规定。
　　J. 在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。
　　K. 定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。
　　6.6.27 锅炉汽、水管道的水冲击
　　（1） 现象：
　　A. 汽水管道水冲击时，给水、蒸汽压力表指示不稳；
　　B. 管道内有水击响声，严重时管道振动。
　　（2） 原因：
　　A. 给水压力和给水温度剧烈变化。给水泵出口逆止门动作不正常；
　　B. 进水时，没有排尽空气或给水流量过大；
　　C. 冷炉上水快，水温过高。锅炉启动时，蒸汽管道暖管不充分；
　　D. 启动过程中，省煤器再循环门开关不符合要求；
　　E. 省煤器中给水汽化。管道支吊架损坏或松脱。
　　（3） 处理：
　　A. 当给水管道发生水冲击时，可适当减少上水量；
　　B. 如蒸汽管道发生水冲击时，则必须关闭减温水门，开启过热器、蒸汽管道及有关疏水门；
　　C. 在启动过程中，省煤器发生水冲击时，应适当延长启动时间，并增加上水与放水次数。
　　6.6.28安全阀故障
　　（1） 现象
　　A. 安全门到动作压力不动作；
　　B. 安全门未到动作压力时误动作；
　　C. 安全门动作后不回座或回座过快；
　　D. 安全门内漏。
　　（2） 原因
　　A. 安全门有卡涩现象；
　　B. 弹簧材料不良；
　　C. 热工仪表出现异常；
　　D. 安全门提升杆卡涩或变形。
　　（3） 处理
　　A. 安全门到动作压力不动作，且向空排汽门和旁路系统不足以泄压，应按紧急停炉处理；
　　B. 安全门未到动作压力而动作时，汇报值长，维持锅炉较低负荷运行，迅速联系检修进行处理，若热态下无法处理，视情况请示停炉；
　　C. 当安全门起座后，压力低于回座压力时仍不回座，联系汽机减负荷，联系检修强制使其回座，当压力降到不满足汽机要求时，汇报值长，请示停炉。
　　6.6.29炉墙损坏
　　（1） 现象：
　　A. 炉墙护板和耐火保温材料脱落；
　　B. 炉墙支架、圈梁发热甚至烧红；
　　C. 燃烧室漏风或向外冒烟火。
　　（2） 原因：
　　A. 燃烧调整不当，床层流化不均；
　　B. 设计安装或检修质量不合格；
　　C. 耐火材料质量不良；
　　D. 严重结焦侵蚀耐火材料。
　　（3） 处理：
　　A. 如炉墙损坏不严重时，可降低负荷继续运行。增加炉膛负压，严密注意炉墙损坏的发展情况。
　　B. 炉墙严重损坏不能维持负压或炉架烧红时，应汇报值长，请示停炉。
　　第七章《二十五项反措》(锅炉部分)
　　
　　7.1《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
　　7.1.1防止火灾事故；
　　7.1.2防止电气误操作事故；
　　7.1.3防止大容量锅炉承压部件爆漏事故；
　　7.1.4防止压力容器爆破事故；
　　7.1.5防止锅炉尾部再次燃烧事故；
　　7.1.6防止锅炉炉膛爆炸事故；
　　7.1.7防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故；
　　7.1.8防止锅炉汽包满水和缺水事故；
　　7.1.9防止汽轮机超速和轴系断裂事故；
　　7.1.10防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故；
　　7.1.11防止发电机损坏事故；
　　7.1.12防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故；
　　7.1.13防止断电保护事故；
　　7.1.14防止系统稳定破坏事故；
　　7.1.15防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故；
　　7.1.16防止开关设备事故；
　　7.1.17防止接地网事故；
　　7.1.18防止污闪事故；
　　7.1.19防止倒杆塔和断线事故；
　　7.1.20防止枢纽变电所全停事故；
　　7.1.21防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故；
　　7.1.22防止人身伤亡事故；
　　7.1.23防止全厂停电事故；
　　7.1.24防止交通事故；
　　7.1.25防止重大环境污染事故。