锅炉反事故措施（精选10篇）
锅炉反事故技术措施
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河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施 编制目的
为了保证国电濮阳热电机组的试运顺利进行，贯彻“安全 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施 的规定。
4.5 严禁违章指挥，冒险蛮干。5 防止重大事故发生的措施
5.1 防止锅炉灭火放炮的措施
5.1.1 锅炉门、孔应完整，关闭严密，冷灰斗水封水位应保持正常，以减少冷风漏入炉内。
5.1.2 在锅炉启动和试运中，BMS系统的所有联锁和保护均全部投入，并确保其动作可靠。应保证热控仪表、保护电源、给粉机电源和备用电源可靠，防止失去给粉机电源造成锅炉灭火。应保证仪表及信号正确，点火程控及灭火保护装置应投入，不得擅自退出保护。
5.1.3 锅炉点火前期应注意观察油枪雾化情况，正常情况为雾化良好，火焰形状完全、不分散，颜色呈金黄，炉膛内无黑烟、无油滴，发现火焰形状不好或发暗有黑烟，应分析其原因进行处理，如调整燃油压力、风量等。
5.1.4 加强煤场管理，对煤质定期化验，煤质变化时应及时通知运行人员，并做好记录，针对煤种、煤质变化，雨天煤湿，低负荷运行以及新机组性能未掌握等不利情况下，应及时投油助燃。
5.1.5 若投粉不着，应立即停止给粉机，抽粉5分钟后检查投粉条件是否满足，查明原因，并消除后方可准备再次投粉。
5.1.6 投粉时要保证炉内燃烧工况良好，投粉后应相应调整风量，使煤粉燃烧充分。煤粉应对角或层投入，尽可能避免同层缺角运行，同层给粉机给粉量要保持一致。
5.1.7 锅炉首次断油，应在负荷＞70%额定负荷时进行，为了保证安全，停油时应逐角停止。
5.1.8 保证制粉设备。给粉机、送、引风机运行稳定可靠，发现问题及时处理。5.1.9 注意监视炉膛负压的变化情况和炉内燃烧工况，在启、停油枪和给粉机以及启动制粉系统时，更应注意监视炉膛内燃烧情况。
5.1.10增减负荷时，如手动操作，增负荷时应注意先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风，调整要均匀，不可大幅度调整风量和燃料量。
5.1.11注意火检系统、火焰电视是否正常，观察炉内燃烧情况良好，火焰无偏斜。5.1.12定时吹灰，防止炉膛结焦。若发现结焦，应及时进行吹灰，并做及时的燃烧调河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施
整。燃烧不佳时，严禁吹灰。5.1.13保持合适的煤粉细度。
5.1.14燃烧不稳，炉膛负压波动大时，应精心调整燃烧，一旦发现炉膛灭火，应立即切断所有燃料，按照规程进行处理，MFT动作停炉和再次点火前要求对炉膛进行吹扫，严禁采用“爆燃法”点火。5.2 防止制粉系统自燃爆炸措施
5.2.1 检查制粉系统防爆门设计和安装是否符合要求，要加强防爆门检查和管理工作，防爆门应有足够的防爆面积和规定的强度，粉仓密封要严密，减少空气漏入。
5.2.2 设计、安装中，消除可能积粉的死角。
5.2.3 运行中维持磨煤机出口温度不超过规定值，煤粉不可过细。5.2.4 制粉系统消防设施处于良好备用状态。
5.2.5 制粉系统停运前应将内部煤粉抽空，磨煤机出口温度降到60℃以下，方可停止排粉机。
5.2.6 运行中，磨煤机再循环门不宜关的太小，并要求定期开大吹扫10～15分钟。5.2.7 发现漏粉时，应及时处理，漏出的煤粉应清理干净，以降低煤粉浓度，大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止粉尘爆炸。5.2.8 要坚持执行定期降粉制度和停炉前粉仓烧空的规定。
5.2.9 制粉系统发生异常时，要按照规程进行处理，严禁违章指挥，冒险蛮干。5.2.10吸潮管要保证畅通，吸潮门好用，运行和停炉后均要监视煤粉仓温度，发现问题及时采取措施。5.2.11保证风门挡板联锁正常。
5.2.12给粉机停运后要将一次风管吹扫干净。
5.2.13当一次风管发生堵粉时，应及时吹扫，若堵粉已自燃时，禁止吹扫，并隔绝风源，待积粉燃尽后再行处理。5.3 防止尾部受热面二次燃烧措施
5.3.1 锅炉启动前，全部吹灰器及吹灰汽源系统应吹扫调试完毕，确保所有吹灰器均能投入运行，5.3.2 锅炉点火投粉后受热面吹灰每天白班一次，运行初期可根据情况加强吹灰。5.3.3 调整好燃烧，防止尾部受热面积粉和油垢，油枪堵塞时，要及时清理，保证雾河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施
化质量和配风良好，不冒黑烟，煤粉细度要保证在要求范围内，给粉机转速平稳，下粉均匀。
5.3.4 制粉系统投入时，要保证三次风进入炉膛后着火良好。
5.3.5 油、煤混燃时要调整好配风，保证燃烧充分，并尽量缩短油煤混燃和低负荷运行时间。
5.3.6 运行中应严格监视烟、风温度变化。
5.3.7 应注意烟道各段差压变化，如差压值非正常增大，则应检查是否有堵塞现象并及时处理。
5.3.8 如果发现烟气温度急剧升高，各种现象表明为烟道二次燃烧时，应立即停炉，停止向炉膛供给煤粉，停止送、吸风机，严密关闭烟气和空气挡板及烟道上的门孔，只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能启动引风机，逐渐开启挡板，抽出烟气，待冷却后，对烟道内受热面全面检查。5.4 防止省煤器爆管措施
5.4.1 运行中应尽可能保持给水流量和温度稳定，避免给水猛增猛减。5.4.2 在点火时应及时开启省煤器再循环门。
5.4.3 当锅炉在运行中发生灭火而不能立即点火时，应保持一定的给水流量，在不向炉内进水情况下，及时开启再循环门，低负荷时不允许采用间断给水的方法。5.4.4 保持合格的给水品质，防止省煤器腐蚀和其他腐蚀。
5.4.5 省煤器管损坏时，应尽量维持汽包水位，如水位不能维持，事故可能扩大时，则应立即停炉。5.5 防止锅炉水冷壁爆管措施
5.5.1 锅炉上水时，上水速度和水温应符合要求，启动升压升温或升负荷速度及停炉时冷却和放水要符合规程要求，严禁超标。5.5.2 运行时负荷变化要平稳，以防水循环破坏。
5.5.3 调整好燃烧，保证火焰无偏斜，无刷墙现象，炉膛水冷壁上结渣时，应及时清除，并防止大渣掉落砸坏冷灰斗水冷壁。
5.5.4 保证汽包水位变化在±50mm范围内，防止水位过低使水循环恶化。5.5.5 保证给水和炉水水质符合规定。
5.5.6 保证水冷壁膨胀自由，无卡涩现象，当膨胀受阻时，应停止升温、升压，待故障消除后，方可继续升温升压。
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5.6 防止过热器爆管措施
5.6.1 调整好燃烧，减小炉膛出口烟气温度场和速度场偏斜，燃烧器要对称运行，使火焰中心适中，煤粉细度不可过粗。
5.6.2 加强给水、炉水及蒸汽品质的检查化验，减少蒸汽带盐量。5.6.3 加强对过热器管壁温度的监视，如温度较高应及时调整。5.6.4 保证吹灰器可靠好用，加强吹灰。5.7 防止锅炉满水措施
5.7.1 保证水位计指示准确，定期校对。
5.7.2 运行人员应加强监视，给水压力不可过高。小流量进水时，不可将给水调节阀全开而反复大幅度调整勺管位置。
5.7.3 事故放水门试验好用，水位保护能正常投入。
5.7.4 给水自动调节性能应良好，一旦自动失灵时，应切为手动操作。
5.7.5 若发现水位过高时，应减少给水量，开启事故放水门，注意汽温变化,当汽温快速下降时,应立即停机;如严重满水时，应立即停炉，继续放水，严密监视水位，当水位放至正常水位时，关闭放水门，事故原因清除后，根据情况决定是否重新启动。5.8 防止锅炉缺水措施
5.8.1 保证水位计指示准确，定期校对。
5.8.2 运行人员应加强监视，给水压力不可过低。小流量进水时，不可将给水调节阀全开而反复大幅度调整勺管位置。
5.8.3 给水自动调节性能应良好，一旦自动失灵时，应切为手动操作。5.8.4 确认备用给水泵可靠和联锁正确，滤网及时清理。
5.8.5 如带负荷过程中出现水位过低加强给水无效时，应快速减负荷直至水位正常。5.9 防止过热器超温措施
5.9.1 启动时，蒸汽流速较低，应严格控制屏式过热器各点壁温及其前部烟温，初期限制燃烧率不能太大，为保护过热器对空排汽应保持较大开度。5.9.2 保持各段受热面进出口汽温尽可能接近设计值。
5.9.3 调整好燃烧，尽可能减少炉膛出口烟气温度和流速偏差，当受热面超温时，可采取合理的配风方式（如上大下小配风），降低火焰中心位置，必要时，使火焰适当下倾一定角度。
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5.9.4 调节风量，保持炉膛出口氧量在3～6%，应尽可能减少炉膛及烟道漏风。5.9.5 尽量保持给水温度在设计值运行，如需切除高加运行时，作好措施以避免汽温大幅度上升，必要时应适当降低负荷运行。
5.9.6 定期检查炉内结渣情况，水冷壁结渣时应及时清除。5.9.7 加强水冷壁吹灰。
5.9.8 调整好减温水量和烟气挡板开度。5.9.9 电厂运行人员经培训合格，方可上岗。
1.1 主变压器油温过高时
当变压器的油温升高到超过许可限度 (强迫油循环风冷的变压器不得超过85度, 自然循环的变压器不宜经常超过85度, 最高不得超过95度) 时, 应做如下检查:
a.检查变压器的负荷及油温, 并与以往同样负荷及冷却条件相比较。
b.检查温度计本身是否失灵。
c.检查散热器是否打开, 冷却装置是否正常。
若以上均正常, 油温比以往同样条件下高出10度, 且还在继续上升时, 则可判断变压器内部有故障如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致, 或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触, 或矽钢片间的绝缘破坏。此时, 差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火渐发展引起油色逐渐变暗, 并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐升高, 并达到发火点温度, 这是很危险的, 若不及时切除变压器, 就有可能发生火灾或爆炸事故。因此, 应立即报告上级, 将变压器停下, 并进行检修。
1.2 主变压器漏油和着火时
当变压器大量漏油而使油位迅速下降时, 禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面过低 (低于顶盖) 没有重瓦斯保护动作于跳闸, 会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝咝的放电声, 且变压器顶盖下形成了空气层, 就有很大的危险, 所以必须迅速采取措施, 阻止漏油。变压器着火时, 首先应将其所有开关和隔离开关拉开, 并将冷却系统停止运行。若是顶盖上部着火, 应立即打开事故放油阀, 将油放至低于着火处, 同时要用1211灭火器、二氧化碳、四氯化碳泡沫、干粉灭火器等灭火, 严禁用水灭火, 并注意油流方向, 以防止火灾扩大而引起其它设备着火。
1.3 主变压器保护动作时
a.瓦斯保护动作时的处理。瓦斯保护根据事故性质的不同, 其动作情况可分为两种:一种是动作于信号, 并不跳闸;另一种是两者同时发生。轻瓦斯保护动作, 通常有下列原因:因进行滤油、加油和启动强迫油循环而使空气进入变压器;因温度下降或漏油致使油面缓慢低落;因变压器轻微故障而产生少量气体;由于外部穿越性短路电流的影响;因直流回路绝缘破坏或接点劣化引起的误动作;引起重瓦斯保护动作跳闸的原因, 可能是由于变压器内部发生严重故障, 油面剧烈下降或保护装置二次回路故障;在某种情况下, 如检修后油中空气分离的太快, 也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。发生瓦斯信号后, 首先应停止音响信号, 并检查瓦斯继电器动作的原因。如果不是上述原因造成的, 则应立即收集瓦斯继电器内的气体, 并根据气体的多少、颜色、是否可燃等, 来判断其故障性质。轻瓦斯保护动作是, 可根据气体分析, 若属内部故障, 应汇报上级, 将变压器退出运行, 进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的, 则主变可继续运行。
b.差动保护动作时的处理。变压器差动作跳闸后, 应做如下检查处理:检查变压器本体有无异常, 检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏, 引线是否短路;如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障, 应检查继电器保护及二次回路是否故障, 直流回路是否有两点接地;经以上检查无异常, 应在空载试送一次, 试送后又跳闸, 不得再送;如果是因继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动, 应将差动保护退出运行, 将变压器送电后, 再处理二次回路故障及直流接地;差动保护及重瓦斯保护同时动作是变压器跳闸时, 不经内部检查和试验, 不得将变压器投入运行。
c.定时限过电流保护动作时的处理。当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸, 首先应解除音响, 然后详细检查有无越级跳闸的可能, 即检查各出线断路器保护装置的动作情况。
2 变压器故障预防措施
2.1 预防变压器绝缘击穿
a.防止水及空气进入变压器。套管顶部将军帽, 储油柜顶部, 套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验, 如已发现绝缘受潮, 应及时采取相应措施。强迫循环变压器在投运前, 要启动全部冷却设备使油循环, 停泵排除残留气体后方可带电运行。防止安装和检修过程中在冷却器或油管中残留的空气进入变压器。对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油, 进油速度等均应达到要求。装设有载跳压开关的油箱要同时抽真空, 并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度, 避免开关油箱渗油。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时, 应立即检查气体继电器, 及时取气样检验, 以判明气体成份, 同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。应定期检查呼吸器的油封, 油位是否正常, 切实保证畅通, 干燥剂保持干燥, 有效。停止时间超过6个月的变压器在重新投入运行前, 应按预试规程要求进行有关试验。定期加强潜油泵, 储油柜的密封监测。如发现密封不良应及时处理。
b.防止异物进入变压器。如发现异物较多, 应进一步检查处理;要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。潜油泵应采用耐磨性能好的E级轴承, 要求轴承转速不大于1000r/mi, 潜油泵运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗油等异常时, 应安排停止运行。变压器内部故障跳闸后, 应切除油泵, 避免故障产生的游离碳金属微粒等异物进入变压器非故障部位;加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
c.防止变压器绝缘损伤。检修需要更换绝缘件时, 应采用符合制造厂要求, 检验合格的材料和部件, 并经干燥处理;变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。
d.防止变压器线圈温度过高, 绝缘劣化或烧损。当变压器有缺陷或绝缘出现异常时, 不得超过规定电流运行, 并加强运行监视;强迫油循环变压器冷却器冷却器全停时, 变压器允许带额定负荷运行20分钟;定期检查冷却器的风扇叶片应平衡, 定期维护保证正常运行, 对震动大, 磨损严重的风扇电机应进行更换。
e.防止过电压击穿事故。在投切空载变压器时, 中性点必须可靠接地;变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线, 且每根接地引下线均应符合热稳定要求
f.防止工作电压下的击穿事故。大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验;运行中的变压器油色谱异常, 怀疑设备存在放电性故障时, 进行局部放电试验。
g.防止保护装置误动/拒动。变压器的保护装置必须完善可靠, 严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行;气体继电器应安装调整正确, 定期实验, 消除因接点短路等造成的误动因素, 变压器应装设故障录波器, 变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电, 防止因故失去直流时, 造成后备保护全部瘫痪, 长时间切不断故障并扩大事故的后果。
2.2 预防措施
a.预防铁芯多点接地和短路故障。
b.预防套管事故。
c.预防引线事故。
d.防止分接开关事故。
e.预防绝缘油劣化。
f.预防变压器短路损坏事故。
g.提高直流电源的可靠性, 防止因失去直流电源而出现保护拒动。
h.防止变压器火灾事故。
参考文献
关键词：配电线路；安全运行；反事故；
中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1674-3520（2014）-03-000237-01
一直以来，我国都没有重视城市配网的建设，因此导致发电和输配电依然处于不均衡状态，这大大制约了我国城市的建设和发展。随着人们对电网要求的提高，国家这才把目光逐渐转移到了城市配网建设上来。因此，当务之急是提高城市配网的规划和建设。对于电网现有的问题，我们对其进行了如下總结：
一、城市配网当下存在的问题
电源安排不恰当，供电以及供电路线较长，导致形成了较高的线，由于在早期的规划建设中，城市配网的电源点分布的问题没有得到高度重视，导致后期供电损耗大、供电质量差、线路维修频繁、主变负载不均衡等诸多问题，这些问题造成了不必要的经济损失，影响了人们的生活质量。不健全的网络结构设计，导致日后的灵活操作性受到影响由于在前期的网络结构规划的过程中，缺乏整体规划，造成在遇到需要增加线路、线路检修等问题的时候，不能够灵活的进行设备调整，导致工作进程缓慢。由于环境以及技术水平越来越差，使得线路故障发生频率越来越高，供电的安全性也越来越低，方式成为城市的输电线路的主要方式，然而近些年，环境遭到相当大的破坏，突变天气时有出现，这导致高架线的毁损率升高。由于高架线毁损率的升高，导致修理的难度系数增加，供电可靠性无法得到保证。负荷快速增长、电网建设对于社会越来越重要，经济迅猛发展，城市整体水平稳步发展，城市房屋越来越高，越来越多，未利用的城市用地也渐渐减少。
二、配网线路故障分类
（一）外力的破坏引起的配网故障
外力因素对配网的破坏主要是由于现实生活中人们的不规范行为，再加上配网线路交跨各类道路、建筑物等的复杂性而造成的。一方面，随着城市化建设的不断开展，政府或者私人建设项目的数量都在与日俱增，在施工的过程中，基面的挖掘很容易对地下敷设的电缆造成破坏或损伤，机械设备的超高、超长也有可能会触及线路的带电部位，造成严重的线路故障。大量崛起的建筑物的包围也使原本排列有序的高压输电线路面临着很大的难题，另一方面，大部分的配网供电线路都是在公路旁边设立的，现代交通的繁忙以及部分驾驶员的违章违规行为，致使车辆撞斜或者撞断电线杆的事故时有发生。
（二）自然灾害与周围树木引起的配网故障
从目前的配网现状来看，对配网线路破坏最大的自然灾害是雷电。由于10KV配网线路的路径很长，并且沿途有很多地方属于空旷地带，没有比较高大的建筑物，因此，每到雷雨季节配网线路都会发生雷击事故。雷击事故能够造成10KV配网线路的绝缘子发生爆裂或是被击穿、避雷器发生断线或爆裂、配电变压器被烧毁等故障。另外，我国现阶段正在大力提倡植树绿化，这对我国的生态文明建设有重大意义，但是绿化过程中的考虑不周却给我国电力供电企业的配网线路造成了严重的影响。
（三）配电变压器故障引起的配网故障
造成配电变压器的故障原因有很多方面。没有按照要求操作配电变压器或变压器自身发生故障引起的弧光短路；保险跌落或者柱上的开关不合格；没有定期对变压器进行检修和校验；绝缘子破裂引起的接地事故或由于绝缘子脏污造成的放电、闪络等，这些都是配电变压器发生故障的原因。
（四）导线问题引起的配网故障
线路故障是影响配网安全的另一个重要因素。我们常见的线路故障大致有以下几个方面：线线路接触点氧化不良引起导线缺相运行；路某相超负荷运行，三项开关中的某相不能闭合或者闭合不良引起的跌落熔断器一相的熔断；气候变化引起的导线张力发生变化，尤其是高温的天气，导线发生膨胀，弧垂变大，增加了短路以及交叉跨处放电事故的发生几率。
三、配网运行薄弱点反事故措施
（一）针对外力因素采取的事故防范措施
为了避免外力对配网供电线路造成的危害，配网部门要建立健全配网线路杆塔和埋地电缆标志牌、警示牌的设立，加强城市建设与电力规划部门的业务联系，加大执法部门对破坏配网供电系统的惩治。另外，针对交通车辆对配网线路的破坏配网部门可以在电线拉线上设置反光标志，或者在道路旁边的杆塔上涂抹比较醒目的反光漆，以引起驾驶员的注意。
（二）加强对配电线路的施工管理及日常维护
施工人员进行配电线路施工的时候应该严格按照施工设计，防止导线因导线接触不良所引起的电线受损，从而使配电线路的施工质量得到充分的保障。当配电线路在正常运行的情况下，应该要注意观察10kV馈线的具体负荷状况，了解其是否已经超载，如若超载就要及时作出调整。在熔断器的安装过程中还要留心观察熔断器的负荷情况，以设计中所要求的容量安装高压或者低压的熔断器为标准来片段熔断器是否超载。另外，配电人员要对配电线路的安全定期做一次全面、有效的检查，以便及时发现问题所在并给予及时的处理。
（三）积极采用新技术以提高故障处理的效率
近些年来配电线路的故障处理技术发展迅速，为了使故障处理效率能够进一步提高，我们要积极采取新型的故障处理技术。在现实生活中能够引发配电线路的故障其实很多，然而当绝缘子因雷雨天气或其他原因受到损坏的时候，即使有故障产生却很难被发现。为了是故障能够被快速发现，我们可以运用磁场检测的方法来对之进行检验。检测人员在进行检测的时候应该对配电线路采取一段段巡查的方式，以提高故障检出率。配电线路电流的磁场面与地面呈垂直状态，而故障电流的此场面和地面形成一个平行的状态。所以在测量故障的时候要求检测人员将电杆前的导线同电杆和电杆后面的导线构成平面，用于检测的线圈应该与地面垂直，然后可只对检测磁场进行检测。当电杆里有电流流通则表示此处电杆有故障，且检测器上会显示检测数据，反之则表示不存在故障。
参考文献：
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[3]柯硕灏；配网故障自诊自愈新原理与新方法研究[D]；华中科技大学；2011年
1.压力容器爆炸事故预防措施
1.在设计上，应采用合理的结构。
2.修理、安装、改造时，加强焊接管理，提高焊接质量并按规范要求进行热处理和探伤；
3.加强材料管理，避免采用有缺陷的材料或用错钢材、焊接材料。
4.加强使用管理，避免操作失误，超温、超压、超负荷运行、失检、失修、安全装置失灵等。
5.加强检验工作，及时发现缺陷并采取有效措施。
2.锅炉尾部再燃烧预防措施
1.尽可能减少不完全燃烧损失，减少锅炉的启停次数。
2.加强尾部受热面的吹灰，保证烟道各种门孔及烟风挡板的密封良好。3.锅炉炉膛爆炸事故预防措施
1.根据锅炉的容量和大小，装设可靠的炉膛安全保护装置。
2.尽量提高炉膛及刚性梁的抗爆能力。
3.加强使用管理，提高司炉工人技术水平。
4.锅炉汽包缺满水预防措施
1、缺水事故
（1）轻微缺水时，可以立即向锅炉上水，使水位恢复正常。
（2）严重缺水时，必须紧急停炉。
2、满水事故
关闭给水阀停止向锅炉上水，启用省煤器再循环管路，减弱燃烧，开启排污阀及过热器、蒸汽管道上的疏水阀；待水位恢复正常后，关闭排污阀及各疏水阀；查清事故原因并予以消除，恢复正常运行。
为了加强对锅炉事故的防范，及时做好安全事故发生后的救援处置工作，最大限度地减少事故造成的损失，维护正常的社会秩序和工作秩序，根据《特种设备安全监察条例》的要求，结合本公司实际，特制定本公司锅炉安全事故应急救援预案。
一、范围
本预案适用于本公司生产生活用锅炉使用中发生的、造成或可能造成人身安全和财物损失的事故。
二、组织机构
成立锅炉安全事故应急救援指挥部，公司一把手总经理为救援指挥部总指挥。
三、安全措施
1、采购使用具备锅炉制造许可证的厂家生产的锅炉，请具备安装资质的安装公司安装锅炉，确保锅炉安装质量。
2、保持锅炉稳定负荷运行，防止负荷严重波动导致超压。
3、按检定周期检验压力表，如运行中发现压力表不准确或不正常，必须及时送检。
4、每年检验一次安全阀，防止安全阀失灵而造成的超压，定期每周作一次手动试验，每月作一次自喷试验，发现问题及时修复。
5、经常冲洗水位表，每班至少冲洗水位表一次，并严密监视水位。
6、司炉工必须持证上岗，具备一定的运行知识和操作技能，熟悉设备的性能、原理，并能够正确进行日常维护和操作。
7、锅炉房应配备足够的消防物品，并定期检查、维护、更新。
四、应急预案
1、首先拨打“119”请求增援，第一时间向市质量技术监督局和其他有关部门报告，并立即切断电源和供水管阀。
2、根据事故或险情情况，立即组织调集人员应急抢救人员、车辆、设备。组织抢救力量，迅速赶赴现场。
3、有人员伤亡时立即与急救中心和医院联系，请求出动急救车辆并做好急救准备，确保伤员得到及时医治。
4、事故现场取证救助行动中，安排人员同时做好调查取证工作，以利于事故处理，防止证据遗失。
按照建设“一强三优”现代公司的发展目标和“三抓一创”的工作思路，贯彻落实国家电网公司《关于加强安全生产工作的决定》和公司迎峰度夏安全生产电视电话会议精神，坚持“安全第一，预防为主”的原则，**供电所**对自身的反事故措施进行了全面落实、全员、全过程、全方位的安全管理，与一切不安全现象作斗争。
一年来通过反事故斗争，杜绝由于人员责任原因、设备问题和外部因素造成的人身、电网、设备事故，确保了不发生重特大人身死亡事故、重特大电网事故和设备事故，确保了不发生对社会严重影响的停电事故，保证了电网安全稳定运行，保证电力有序供应。
1、保证安规考试百分之百合格，安规要求百分之百执行，操作正确率百分之百实现，“三不伤害”（不伤害自己、不伤害他人、不被他人所伤害）措施百分之百落实；查在岗人员资格，查重大设备隐患，查管理薄弱环节。
2、年初就认真分析所辖配电网和中心区域等重点地区在电网安全运行和可靠供电存在的问题，全面评估重要地段停电可能造成的安全影响，有针对性地制定完善电网安全稳定运行和突发事件应急处理预案。提高自身应对突发大事件的应急处理能力。
3、针对夏季高温和重负荷等特点，对重要设备、长期
重载设备以及老旧设备，制定过载、过温运行的相关技术规定，确保出现过载、过温运行情况下的配电设备安全。
4、切实做好防雷、防雨、防火、防污闪等工作。有针对性开展大档距、交叉跨越线路导线弧垂和交叉跨越距离的检测和线路走廊的清理。
5、积极配合当地公安部门开展严厉打击盗窃破坏电力设施的行动。采取有效措施，避免各类施工作业对电力设施造成损坏或对电网安全构成威胁。努力减少因外力破坏对配电设施安全稳定运行的影响。
6、强化施工现场安全管理。施工前要制定完善的施工方案，认真落实安全技术措施，严格执行安全技术交底制度，严格按施工方案进行施工作业，保证施工现场安全和施工质量。
**供电所
1 发电机损坏线圈事故原因分析
(1)定子线圈绝缘击穿和绝缘水平下降,是由于电机线圈绝缘存在局部损坏,造成相间击穿的事故,大部分发生在使用不到10年左右的电机中,造成烧损比较严重,维修工期较长,费用大的特点。
(2)由于定子线圈的烧损严重,对相复励的电机来说,严重的会烧毁电流互感器、电抗器、桥式整流器以及发电机转子线圈绕组,使转子线圈匝间短路及变形,振动增加。
(3)造成定子线圈的绝缘层损坏的主要原因有土尘、水泥等硬质颗粒及水份油污等绝缘线圈或浸湿绝缘层,加上浸漆不透绝缘分层,特别在槽口拐弯区域,而在这些部位,电场较为集中,承受振动交变应力较大,运转一段时间后便暴露出来,造成电压击穿或接地烧毁事故。
(4)由于电机维护保养不及时造成轴承磨损,造成转子扫膛,使定子产生高温,使之烧毁线圈。
2 绝缘老化分析
线圈绝缘老化最突出的表现在相组运行条件下,出现电压击穿现象,接地电阻、匝间绝缘电阻及相间绝缘电阻均达不到规定的最底耐压标准。
2.1 运行年数久出现绝缘老化
一些运行10年左右的机组,大多都是我国七八十年代设计的,大多采用云母及黄腊绸绝缘结构,漆包线采用耐温120度的漆包线绕制而成,运行年久后,不可避免地由于虫胶溶剂的挥发,使绝缘内残留空隙,在强电场的作用下,产生内游离,逐渐地使绝缘松散分层,普遍脆化。机组运行中稍有异常,如系统电压波动,油垢浸蚀,短路冲击,或机械振动等,便立刻引起绝缘击穿事故。
2.2 浸胶不良,绝缘脱壳,股线松散
由石油南南海石油公司1997年维修180KVA发电机为例,该机组已使用1 1年,绝缘漆发生脱壳和股线松散现象,刚起动时电压调不上去,运行两小时后,电压慢慢正常,这主要是线圈绝缘不良槽底绝缘纸老化造成,由于浸漆不透,胶的粘合度较差,绝缘内部含气量大,在强电场的作用下,绝缘内部游离,引起导线与主绝缘间出现空隙,并逐渐扩大造成脱壳。在电磁力和机械力的综合作用互相互摩擦,股线之间会出现短路或击穿现象。从线圈取下检查发现,脱壳的线较多,内部游离腐蚀较严重,绝缘内有麻点,铜绣斑痕的现象。
3 转子线圈过热烧损分析
发电机在运行过程中,较长时间的超负荷运行,势必引起绝缘老化,造成匝间短路,机组振动较大,对风扇冷却的发电机,如何提高线圈的耐温系数,对发电机正常运行,出力监定和绝缘寿命关系极大,特别是提高出力运行,这成为行业重要技术问题之一。
七八十年我国生产的300KW以下发电机组大都在定子线圈中不放置测温元件,其观察电槽内线圈匝间温度,发电机线圈的最热点在正常运行时,应在槽内沿轴向长度的中部,但在提高出力时,曾会出现在线圈某些部位的温度比槽中部温度升高,最热点已经转移到端部了。通过观察,发电机由于过荷引起定子线圈绝缘加速老化,过热烧损线圈和铁芯,更危险的是加速引起端部的线圈过热着火事故。
4 定子线圈温度分布的分析
4.1 首先分析槽内单层线圈的情况
最初假设线圈的全部横断面上的电流密度j是一样的。由(1)式可知:
从槽底到槽口的磁密度应当是直线增大的。但是,涡流也产生自己的交变磁场,方向与原主电流建立的磁场相反,削弱原主电流建立漏磁场。一般是二者的相位不同,几何相加,结果是沿槽交磁通密度分布如图(1)所示。
从槽底到槽口的密度是逐步增大的,靠槽底的导线感应电动势最小,靠槽口的感应电动势最大。
因此,涡流的电流密度沿槽高度分布是不均匀的,槽底导线的电流密度最小,槽口导线电流密度最大。
4.2 轴向温度分布
一般发电机额定出力及以下运行时,定子线圈的最热点是沿轴向长度的中部。端部的温度因受风的散热较低。
发电机定子线圈槽部和端部的损伤是不同的,严格的说由于端部各部分的漏磁密度不等,部端各部分的损坏也是不同的,另一方面,沿轴向长度。每一小段的散热情况是不一样的,比如,槽部的径向通风量不一定相等。端部有绑线沿线圈长度的风量分布就更加不均匀了。再加发电机底部线圈因受泥沙、油污的浸蚀,堵满了槽口,因此沿外圆端部的散热情况也是不同的,可以用公式表示为:
式中:θcup——整个线圈铜线平均温度。
LW——整个线圈的长度。
θCU1θCU2θCU3……——各小段线圈的平均温升
△L1△L2△L3——各小段线圈长度。
可以推论各小段线圈铜线的平均温升也是大约与定子电流平方成正比的。
在长度力一向上温度高低规律随电流变化的典型实例是有些发电机带额定负荷,特别是提高出力后,端部线圈的温度比槽部的温度高,有的发电机端部过热后,有沥青胶流出,而槽部仍很正常,有的发电机最端部线圈过热着火烧坏,拔出线圈检查槽部发黑的情况轻微些。
当电流超过一定值后,端部线圈比槽部线圈温度高的现象可以解释如下:槽部线圈主要靠铁芯传热,随着电流的增大,槽部的铜、铁温差增大,相对地说线圈的散热条件逐渐改善了,所以槽部线圈的温升一电流平方关系直线斜率小一些。端部线圈主要是靠冷却气体传热,随着电流的增大,端部温度逐渐升高,所以端部线圈的温升一电流平方关系直线的斜率大一些。这样,当电流超过一定值后,端部线圈的温度比槽部的温度高了,此外,端部线圈焊接接头因发热而松动,而引起温度升高,也会使端部发热情况加重。
5 发电机反事故技术措施
根据多年来发电机损坏事故和重大事故分析,以及运行维护的经验,下面谈谈发电机反事故的技术措施,以提高发电机出力。
(1)严格控制发电机定子线圈的温度,采用线圈中埋设测温仪,在配电屏安装温度计,其观察定子线圈的温度不超过改造后的线圈耐温值。
(2)发电机定子线圈最热点和局部铜温的最高允许值提高,是受所用材料的耐温性能的限制,所以选择漆包线,绝缘材料,绝缘漆及绝缘套管等犹为重要,建议选材如下:1)线选用QYB-1/220聚酰亚胺漆包线。2)绝缘纸选用方香族聚酰胺纤维纸或方香族聚砜胺纤维纸,可与聚酯薄膜,聚脂酰亚胺薄膜合用槽内绝缘。3)套管选用聚氨酯聚酯纤维漆管,绝缘漆选用聚酰胺酰亚胺漆。4)线圈绕好后,将定子放在烤炉内烘烤,温度调至150—170度之间干后取出。经选用上述材料及方法,发电机的耐温系数提高后,它的过载能力也同时提高。使原设计过荷能力10 In提高30 In;有效地提高了发电机的效率和工作时间,相应地经济效益也提高了。尽管有人认为原材料价格过高,它做出了经济效率,和内在质量和延长了使用寿命,减少了维修次数。如果从经济效益和投资成本考虑这还是值得的。特别适合小型水利发电站,野外施工作业现场,和建筑工地,公路建设工程等环境条件较差,负荷较重的发电机当中。
参考文献
[1]张颂,李向伟.水轮发电机磁极线圈匝间绝缘的检测.电工技术,1998.第03期.
关键词：锅炉;爆管;事故原因;预防
中图分类号：TU832 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）26-0168-02
1 产生爆管的主要原因
①管内积盐、管壁腐蚀：锅水品质不合格、饱和水蒸汽带水，造成过热管内积盐，导致管壁过热而爆管;給水含氧量高;給水含氧量高，或水流速低，经常会引起省煤器内壁点状腐蚀而爆管;高温腐蚀是引起过热器、水冷壁管爆管的原因之一。
②缺水或升火、停炉操作程序不当，使管子的加热或冷却不均匀，产生较大的热应力。
③运行过程中，汽压、汽温超限（偏离设计的运行条件），火热偏差过大，使管子蠕胀速度加快，致使管子爆裂。
④负荷变动大，引起锅内压力突变，使水循环不正常（缓慢、停滞），使管子过热或出现交变应力而疲劳破裂。
⑤运行调节不当，如火焰偏斜、局部结渣、炉排风室烧损、煤层厚度及变速箱调整不当、鼓引风不匹配或调整不协调等，都会导致局部管子过热。
⑥制造、安装、检修质量不良。如管材质量不良或管材钢号用错;管子的焊口质量不合格;弯头处壁厚减薄严重;管子内部有异物致使管子截面积变小或都塞;检修时对已蠕胀超限的管子漏检，已经磨损减薄的管子没发现。
⑦飞灰磨损是导致省煤器爆管的主要原因。燃烧器出口气流偏斜，出现“飞边”、 “贴壁”现象，使水冷壁管磨损，是引起水冷壁管爆管的原因之一。
2 几种典型爆管事故的原因及预防
缺水（超温）造成的爆管：蒸汽锅炉是不允许缺水的，锅炉上装有水位计、水位报警器、自动給水装置等是为了保护锅炉运行时的正常水位的。造成锅炉缺水的主要原因有：
①司炉人员疏忽大意，对水位监视不够，调整不及时或操作水平低等;
②水位是假水位，蒸汽流量表或给水流量表指示不正确导致操作人员做出错误的判断;
③锅炉给水自动调节阀失灵给水压力降低，汽水压力减小;
④受热面烧损以后发生严重泄漏而大量缺水，如水冷壁管或烟管损坏或保管等，都会引起缺水爆管事故;
⑤排污不当或短管泄漏，都会引起缺水爆管事故;
⑥锅炉水位表的汽水连管堵塞都是造成缺水爆管的原因之一。
锅炉由于缺水，炉管的局部或大部分得不到水的冷却，致使管子温度迅速升高，机械强度很快降低，由于管子承压产生的应力超过了材料的屈服极限，导致管子变形、鼓包、爆管。
锅炉运行过程中必须保持正常水位。当水位低于低于安全水位标识线以下时，称为缺水事故，缺水事故又分严重缺水事故、一般缺水事故两种。按照新的标准要求：低于水位表最低可见边缘即为严重缺水，应该立即停炉（不必叫水）。在安全水位标识线与最低可见边缘之间的称为一般的缺水。
为了避免缺水事故，应：
①经常注意监视水位，定期冲洗水位表，校正水位表的指示;
②严格控制、调节给水流量表，使之与蒸发量相适应;
③正确执行排污规定;
④加强日常维护，定期检修锅炉，提高操作人员的判断能力、操作水平和处理事故的实际能力，消除事故隐患，加强操作人员的工作责任心，严格遵守操作规程。
3 水质不良造成的爆管
水质不良造成爆管有以下三种。
3.1 水质硬度高造成管内结垢损坏炉管
由于水质硬度高，锅炉金属的内表面很快就结上一层坚硬的水垢，水垢越结越厚，直至把管子堵死，这种现象多出现在高温区，因为管子内结垢，管壁得不到水的冷却，管子产生蠕变（低碳钢管一般超过450 ℃就开始产生蠕变），就会产生变形、鼓包直至爆管。
3.2 氧腐蚀使炉管强度大大降低直至爆管
由于中、低压锅炉一般都没有除氧设备，给水中的溶解氧往往很高，炉水受热后，溶解氧便在水中释放出来，进而腐蚀锅炉金属。影响氧腐蚀的主要因素有：
①炉水中的含氧量;
②炉水的温度;
③炉水的流速;
④负荷的大小。
炉水的含氧量越高腐蚀就快;炉水的温度越高腐蚀就快;炉水的流速越快腐蚀的就快;锅炉的负荷越大腐蚀的就快;
3.3 溶解盐腐蚀损坏管子使其强度降低直至爆管
锅炉给水中的含盐量大小是不同的，特别是存在氯化钙和氯化镁含量的給水，这种高含盐水进入锅炉，在锅炉内成为很好的电解质，在进水附近的对流管束，尤其是烟气温度较高的对流管束处，电化学腐蚀以很快的速度进行，这样管子很快就烂透。
以上三种爆管的预防措施：
①加强操作人员的责任心，做好锅炉给水的处理工作;
②严格检查、化验锅炉给水的各项指标，达到规定要求;
③严格控制饱和蒸汽的含盐量;
④提高汽水分离器的分离效率和检修质量，保证给水装置严密性，锅炉运行中严防水位过高、超负荷、超温运行。
4 水循环不正常造成管子爆管
4.1 水循环不正常造成爆管的原因
①设计结构不合理，下降管、上升管分布和分配偏差太大而导致水循环不良，造成个别管路水流速低，甚至造成停滞、倒流现象，而使管子局部汽化，致使管壁长期过热而引起变形、鼓包直至爆管。
②由于炉内各循环管路的阻力不均匀，阻力大的管路水流量、水流速较低，会使局部汽化而过烧，发生爆管;
③热负荷过高或过低均有可能发生爆管;
④其他原因，如：因异物堵塞等也会造成爆管。
4.2 预防水循环不正常防止爆管的措施
①在设计、选购方面要看好结构合理性，是锅炉整体有一个良好的水循环系统;
②管道布置要合理，尽量减少流动阻力的偏差;
③尽量减少热负荷偏差和流量偏差;
④上升管与水平面的倾角不得小于15 °，上升管最好直接引入上锅筒，且最好引至上锅筒水空间;
⑤下降管应连接在锅筒水位最低位置与连接在水空间的上升管保持足够的距离;
⑥下降管应直立布置，减少转弯;
⑦下降管不受热或有可靠的绝热措施;
⑧在下联箱上，上升管、下降管、排污管管口应互相错开布置;
⑨尽量避免锅炉超负荷运行。
5 在制造、运行中因管材损伤造成爆管的原因及 预防
5.1 在制造、运行中因管材损伤造成爆管的原因
在制造中因弯管机有缺陷，将管子弯头外弧面拉伤形成纵向裂纹或因弯曲半径过小引起弯头外弧面裂纹，也有因弯管而导致弯头外侧壁减薄太多，内侧产生折皱;制造过程中受热面管子受机械挤压或切割削损伤;由于烟速设计不当造成受热面局部磨损等引起锅炉管子的局部强度降低致使锅炉管子破裂或爆管。
5.2 在制造、运行中因管材损伤造成爆管的预防
在锅炉制造过程中应对弯管进行通球试验，对焊接连接管处进行无损探伤，对整根焊接管子及修理后的锅炉本体进行水压试验。在运行应按照锅炉运行、检验、检修规程对锅炉定期检查和检验，发现问题及时处理以防止事故的扩大。
6 锅炉管原材料质量缺陷造成爆管的原因及预防
6.1 锅炉管原材料质量缺陷造成爆管的原因
管材的化学成分、机械不能满足设计要求;有严重的局部腐蚀;在扎制过程中出现夹层、偏心和化学成分偏析等缺陷;有气孔、砂眼、裂纹、折皱等缺陷。
6.2 锅炉管原材料质量缺陷造成的爆管事故预防
首先锅炉制造厂在选购管材时必须按照《锅炉安全技术监察规程》的要求，进行购买，原材料必须附有相关的材质证明书。加强对新进管材的复检工作，检后并附上相关的材质证明，尤其在焊接前管接头的清理中，要仔细检查有无裂纹等缺陷。
7 定期排污操作不当造成锅炉爆管的原因及预防
7.1 定期排污操作不当造成锅炉爆管的原因
高负荷的情况下排污;排污时间长。
7.2 定期排污操作不当造成锅炉爆管的预防
不要再高负荷的情况下排污;排污时间不能过长，排污时间一般不超过30 s。
8 运行期间造成的爆管原因及预防
8.1 运行期间造成的爆管原因
①缺水;②负荷变换大;③操作不当;④停炉起炉过于频繁;⑤运行期间辅机不协调;⑥风量分配室烧穿;⑦超温、超压;⑧水质不良。
8.2 运行期间造成的爆管的预防
上面已谈，略。
9 结 语
综上所述，锅炉是特种设备之一，尤其在北方的冬季热水锅炉是我们日常生活中所离不开的，所以，我们要加强对锅炉的管理、了解，使其更好地为人类服务。
参考文献：
[1] 牛正，曾雪松，姚朋伟.电厂施工中如何预防锅炉爆管和泄露[J].企业技 术开发（下半月），2015，（1）.
一、防止继电保护事故
1、落实《继电保护用电流互感器二次绕组的配置及反措要求》（南方电网调【2007】3号），防止出现继电保护动作死区。
1.1在继电保护装置安装、调试、验收过程中，严格按要求进行保护死区检查，并将检查结果作为运行资料进行归档管理。
1.2 做好CT等电位点清查整改工作，已查明存在问题的上海MWB厂生产的CT在2011年迎峰度夏前完成整改，其它型号的CT在2012年6月30日前查清明是否需要调整，并根据检查结果制定措施逐步完成整改。
2、逐步推进保护双通道升级改造工作。2011年内完成百永双线、永南双线的双通道升级改造和罗马线、南玉双线、平来双线、梧罗双线保护更换改造，改造后每套保护均为双通道。罗百、天马、天平双线
3、对投运6年以上的微机保护逆变电源模块进行更换。4、2012年内完成LFP系列保护装置更换改造
5、保护整组试验应尽可能模拟实际运行工况进行，严禁通过改变保护装置控制字方式简化整组试验。
6、加强保护及二次回路的运行维护，对照《防止断路器及保护拒动特殊维护技术规范》的要求，做好并按时完成相关变电站的保护及二次回路部分的定检、核查和专项检查工作，确保故障快速切除率100%。
7、新投运的220kV及以上保护设备在站内同一电压等级其他设备（线路）第一次故障发生（第一次区外故障）时，应及时打印保护装置和故障录波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。
8、采取有效措施，防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。8.1 对于基建投产的强迫油循环变压器，应在单台油泵启动、2台及以上油泵同时启动时（多次试验），观察记录重瓦斯接点的抖动情况。
8.2 对于已运行的强迫油循环变压器，应结合变压器停电预试等机会，补做上述试验。
二、防止电网自动化事故
1、对投运6年以上的变电站监控系统的测控装置电源模块进行更换。
三、防止变电站直流系统事故
1、变电站内蓄电池核容工作结束后投入充电屏的过程中，必须监视并确保新投入直流母线的充电屏直流电流表有电流指示后，方可断开两段直流母线分段开关，防止出现一段直流母线失压。2、6月30日前完成独山站调度自动化UPS不间断电源整改。3、2012年底前，完成站用蓄电池组搬迁至专用蓄电池室的改造工作。
4、做好直流熔断器（空气开关）上下级配合的校核，防止越级跳闸。
摘要：随着煤炭价格的上涨因素，造成火力发电厂煤质严重偏离设计值，导致锅炉事故呈上升趋势。为了遏制火电厂锅炉事故，必须提高运行人员的操作技能和防范事故能力，有效控制锅炉灭火，杜绝灭火放炮，加强燃烧调整，特别是启、停炉、低负荷运行、煤质差、混配煤、燃烧调整、雨季煤湿、炉内严重结焦、蒸汽参数异常等情况下更应加强监视和调整，做好重要保护的投退，制定切合实际的防止锅炉爆燃事故发生的防范措施。
关键词：锅炉灭火
燃烧调整 保护装置
措施
随着近年煤炭价格的上涨，对火力发电厂的电煤供应、经济核算、供煤质量都带来不同程度的影响，电厂为了完成任务实现减亏，造成煤质严重偏离设计值，导致锅炉事故较往年呈上升趋势。为了遏制电厂锅炉事故发生，必须提高运行人员的操作技能和防范事故能力，有效控制锅炉灭火，杜绝锅炉灭火放炮，加强燃烧调整，保证炉膛着火集中稳定，特别是点、停炉、低负荷运行、启、停制粉系统、煤质差、雨季煤湿、燃烧不稳、炉内严重结焦、蒸汽参数异常等情况下更应加强监视和调整，防止发生炉膛灭火。提出以下工作措施进行探讨，来确保机组的安全稳
定运行。
一、加强日常和定期监督管理，制定落实各项防范措施
为了吸取近段时间内锅炉发生的炉膛爆燃事件，从设备着手针对点火过程中使用等离子点火装置和燃烧不正常的工况下保护的投退要求，从煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行、同时对如何加强设备维护、提高人员素质及规章制度的贯彻执行进行了布置和安排，并要求运行组织反事故演习就锅炉灭火的多种原因执行事故处理及防范措施的能力给予提高，制定切合实际的关于防止锅炉爆燃事故发生的防范措施，做好提前预防和操作性强的措施方案。
1.加强燃煤的监督工作，落实配煤管理和煤质分析，及时将煤质情况通知值长或锅炉主控，做好燃烧调整的应变措施，防止发生锅炉灭火。当低负荷运行时，保证炉内工况稳定，每台磨煤机的给煤机转速应保证高于60%以上，否则随时准备助燃燃料保证锅炉燃烧稳定。2.安排化学化验人员取入炉煤煤样，并协调输煤运行及时配合，上煤前通知化学取样，保证入炉煤样报告以电子版及时通知值长和锅炉主控，为运行的调整提供依据，同时运行根据报告联系燃管安排配煤，配煤比应保证发热量不低于4000大卡，确保机组低负荷运行工况避免因煤质原因导致灭火，及带负荷时不能因为煤质原因造成，机组参数无法保证设备处理，避免因为煤质热量低造成大负荷运行时，制粉
系统5台磨煤机运行，降低机组经济运行能力。做好煤场煤质储存分布管理，输煤运行及时掌握煤场储煤情况和煤质储煤分配情况，在煤垛取煤时运行班长针对煤垛及时通知原煤仓前的操作人员根据上煤量，及时切换煤仓保证煤仓内的煤质符合配煤要求。
3.当实际供应燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷工况。
4.当锅炉炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（煤、油）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。加强点火油系统的管理，锅炉在停炉或备用期间运行人员必须经常检查燃油系统的阀门是否关闭严密，以免误投油枪，要防止燃油漏入炉膛发生爆燃。
5.加强锅炉燃烧调整，特别是一次风压、一次风速的监视，防止风速过低造成煤粉堵管熄火。
6.加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题。定期对灭火保护探头进行检查清理，认真落实灭火保护定期试验制度，防止因保护误动造成锅炉灭火。7.做好火焰监视系统的维护、管理和改进工作，提高其准确性。严禁随
意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。炉膛压力超限保护要可靠投入，炉膛火焰电视摄像装置完好。锅炉每次启动前必须进行炉膛负压和“MFT”手动停炉按钮试验，试验不合格禁止启动。
8.火检探头冷却风机运行正常，冷却风压合格，各参数符合规定。当达到保护值而保护拒动时，要立即按下“MFT”按钮，紧急停止锅炉运行。当炉膛负压表失灵，不能正常监视炉膛压力或进行炉膛压力调节，短时间不能恢复时，应申请停炉。
9.严格执行点火操作，点火过程中如某一油枪点火不成功，要及时检查关闭其供油门。锅炉点火前保证至少为满负荷风量的30%通风量对炉膛进行通风吹扫5分钟。当点火不成功时,必须再次执行炉膛吹扫程序方可再次点火。
10.对油枪要进行定期试验，确保油枪雾化良好，动作正确，速断阀关闭严密。加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。锅炉点火初期，由于炉膛温度较低，油枪喷出的燃油往往不能完全着火，尤其是在冬季冷炉点火启动时，如果遇上油质不好、吹扫蒸汽疏水不净等问题，往往出现油枪频繁进退，反复多次点火不着的情况。在这种情况下会出现捞渣机内的水面上有油质。
如果发现水中明显带油，应尽快查明原因。做好暖风器的检修工作，保证暖风器能够很好的投运，尽量提高暖风器温度，保证一次风温尽可能满足燃烧条件。
11.制粉系统故障如断煤、棚煤或磨煤机满煤时易引起磨煤机供粉不均或断粉，若处理不当可能引起炉膛灭火，如发生上述情况短时间内无法处理时应停止磨煤机的运行。
二、严格执行锅炉保护装置投退制度，落实相应的安全措施 1.严格执行主保护投退制度，即在点火初期或在低负荷稳燃时，由于燃烧器着火不稳定需对火检信号进行强制时必须请示总工并征得同意后，由值长在保护投退单上带签字交热工人员进行相应信号的强制。火检信号强制后运行人员热工人员就地检查燃烧器的着火情况，如发现就地燃烧器不见火立即解除强制信号。
2.加强点火系统的定期工作，对油枪点火枪及火检进行定期传动，即每周一配合运行人员进行油枪、点火枪、火检的传动试验，发现设备有故障，立即检修，确保设备不带病运行。
3.加强BMS系统设备管理，大、小修及临修，必须对BMS系统保护逐条传动检查，确保每条都能正确动作防止保护误动或拒动。4.加强等离子图像火检、炉膛火焰电视、火检的定期工作，每2周对等离子的图像火检、炉膛火焰电视火检进行清理维护，确保镜头光洁
度符合生产要求，防止吹扫空气带油，污损镜头。
5.加强锅炉正负压的取样、变压器的维护，锅炉压力变送器凡在大、小修中必须校验，每2周进行一次在线检查，锅炉正负压取样管20天吹扫一次，确保变送器正确显示。
6.计划点火时进行油系统快关阀、油枪电磁阀关闭严密性试验，避免发生油枪不严密向炉内泄露点火油。蒸汽吹扫阀开关灵活且严密不漏，避免发生燃油带水，导致油枪着火不稳定。
7.燃油泵滤网清洗干净，全部处于备用状态，保证燃油系统油压保持在一定的水平。检查清理油枪头有无堵塞。
8.锅炉启动前等离子拉弧试验应合格，启动时现场安排人员进行紧急的抢修，备好足够的阴阳极，试验等离子无漏水现象，避免等离子频繁断弧。
三、抓好运行调整工作，落实低负荷防范措施
运行人员监盘时要注意监视烟风系统的自动跟踪情况，发现自动跟踪不良时应及时切换手动调整并查找原因处理。机组的负荷变化不应设置过快，防止调节系统不稳定造成燃烧不稳。操作引、送风机挡板时要注意监视炉膛负压，防止因为静叶下滑而造成炉膛正压。处理事故要果断，锅炉掉焦引起燃烧严重不稳时，应按灭火处理，不能盲目抢火；锅炉停炉到最后阶段应投等离子或油枪稳燃，然后逐套停运制粉系统，停
炉后要及时停用本炉油循环，检查各油枪手动门的严密性；锅炉一次粉管堵塞时应逐一吹管，防止一次粉管突然吹通，大量煤粉进入炉膛引起爆燃；当锅炉热负荷突降、炉膛负压摆动大、燃烧不稳时要根据火焰监视电视判断锅炉是否灭火后慎重决定是否投油。加强对炉膛负压、氧量、火焰监视器的严密监视，发现异常及时分析处理。发现锅炉灭火而灭火保护拒动时，应立即手动MFT，当运行人员判断不清是否真正灭火时，按紧急停炉处理。
机组低负荷锅炉的各项防范措施：
1.当锅炉在低负荷运行时，监盘人员要集中精力，提高监盘质量，加强对各仪表的分析，对出现的异常作出正确判断和处理；同时做好锅炉突然熄火的事故预想，杜绝熄火后事故扩大。
2.运行管理部门经常监督检查来煤情况，了解煤质即挥发份，低位热值等情况，制定依据机组负荷、给煤机转速等情况判断不同时间所烧不同煤种，提前做好燃烧调整工作，并经常到就地观察炉火及排烟颜色。3.燃用劣质煤时，值长应通知监盘人员做好灭火的事故预想，同时派专人现场观察火焰，调整一次风压，维持火焰离燃烧器距离0.5-0.6m，检查炉膛火焰应为金黄色且充满炉膛，运行中如发现燃烧不稳定应及时投入等离子或油枪助燃，对于灭火或炉膛看不到火光时禁止投油枪助燃。
4.保持合理的一、二次风速，根据不同的负荷，保持相应的一、二次风量，尤其是在低负荷或降负荷过程中，应保持着火集中稳定。当负荷低于50%时，运行人员应监视CRT画面维持正常的炉膛负压控制氧量在4%～6%左右，确保低负荷时燃烧完全，根据燃烧情况投入等离子或一层油枪稳定燃烧。
5.在运行中除按《运行规程》规定控制合理的风煤比及炉膛出口氧量外，辅助风门开度的控制应以均匀配风为原则，在此工况下如燃烧不稳，可手动调整运行磨的辅助风挡板，顶层二次风尽量开大，当有底层磨停运时，应关小该磨辅助风门至20%开度，以提高炉膛断面热负荷。6.磨煤机运行方式尽可能采用下层A、B、C为主，如有A、B、C磨检修，磨煤机的检查或消缺工作应尽量安排在煤质较好、负荷较高时段，并尽力缩短工期，检修结束后的磨煤机应及时投运。
7.在煤量调整中，应控制下两层煤量较大，为基础煤量，最上层为调节煤量，用于正常的调节。控制煤量的原则是最底层最大，最上层最小。8.磨的煤量增减时，应及时调整磨的一次风量、出口温度（高限下）、辅助风挡板、周界风挡板，以提高煤粉的着火温度及减小煤粉的着火距离。另外，在调节辅助风挡板时操作一定要谨慎、缓慢，每一次的操作幅度不要超过10％，保证二次风差压正常和燃烧稳定。9.低负荷时，燃烧器摆角应保持水平位置。停止炉膛的吹灰工作，减少
吹灰对燃烧的影响。
10.制粉系统要保持平稳运行，一次总风压要尽量保持在低限运行，一次风温尽量保持在上限运行；应经常检查给煤机来煤情况，防止给煤机突然断煤而影响燃烧，当出现给煤机突然断煤时，要及时对一次总风压进行调整，同时要加强对燃烧的调整，必要时要投油助燃或投入等离子运行。在启停磨煤机时，操作一定要稳定，避免一次风压大幅波动。
11.机组升降负荷时，操作要谨慎缓慢，引、送风量要及时跟踪调整，将氧量保持在最佳值运行，炉膛负压不宜过大。
参考文献：
容銮恩主编
燃煤锅炉机组
中国电力出版社
1998 刘爱忠主编
燃煤锅炉机组
中国电力出版社
2001 国电发［２０００］５８９号
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