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6.
7. 机、电、炉的配合，一定要在实际工作中做到位； 8. 根据汽压调整负荷、水位、燃料量。
其它：
1. 在没有技术积累和其它公司成功经验借鉴的情况下，不要盲目根据少数人的
想象就直接下达命令；
2. 对于这次锅炉高超温，有可能带来的设备损坏，应做一个评估（今后的大小
修工作中要进行特别的检查）；
3. 对于事故的总结工作一定要到位，真正做到“不放过”。而这个“不放过”
是要增加一个起到：指导以后工作的作用，事故不可怕，可怕的是不吸取教训！炉主汽温达598℃
具体工况不详，仅说过程： 1.
2. 启动某一台磨组，因为不下煤，造成炉膛负压下降较大，故开大送风量，而
引风机有一些超调，进一步使负压下降，运行人员因经验不足，再次调大送风量。
3. 就这样进行了几个调整过程后，当旁观者看到氧量达到七点几以上时，就说
氧量太高时，再看主汽温已达到非常高了，这时赶紧调整主汽温，经过努力，汽温降了下来，但是，最高时主汽温达到598℃。
4. 事后，因为曲线上的汽温过高，怕查出来要处理，就想办法对曲线进行了修
改。 ====
后来了解，
应当是在降负荷的过程中， 停一台磨组。
看到负压下降较大，赶急加送风
因为是新手，再后来，就把送风量大的事给忘了，只减负荷，忘了减风量。#2号给煤机跳闸 02．9
运行工况：
2、4、5三台磨运行，机组负荷：220MW，投CCS。 事故现象：
大屏幕上给煤量曲线掉下，发#2给煤机“断煤”和“跳闸”信号。 事故处理：
手动解CCS至手动，解除所有的给煤自动，迅速增大其它运行给煤机的出力。此时，机组负荷、汽包水位、汽压均有所下降。在调整过程中，由于开始时增加的煤较多，热负荷增加太多，汽压也就增加的较高，汽包水位下降较大。随后又赶紧调整热负荷、汽包水位。由于过调，所以来回反复了好几次。最后造成汽机调出力下降，时间约有30分钟。 存在问题：
1． 应先投两只油枪，一是稳燃、防灭火，二是迅速补上损失的热量；
2． 在调整时，各给煤机给煤量增加太多的新煤，使后来的
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机组负荷增加太多，这在今后应引起非常的重视！
3． 当发生断煤时，汽机应配合锅炉根据汽压、热负荷主动调整负荷，不能只看锅炉调整而不去协调；
4． 机组负荷和送、引风量要注意调整，当时引风量没有跟好。
5． 处理时过于紧张。 预防措施：
1． 在CCS或AGC运行时，当跳一台或两台给煤机（或磨组）时，给煤自动一定要及时解除，并注意机组负荷，迅速增加适当的煤量，但不是增加的越多越好（由于这时跳的一台磨内还有一定的存煤）特别是在大负荷时，容易发生堵煤；
2． 及时投入油枪，增加热负荷，防止燃烧工况被破坏。还要视炉膛内的燃烧工况、磨组运行的台数和运行的层次来定，一般情况在下两层磨组出现问题，煤质也不太好时，一定要投油助燃；
3． 调整给煤量时，应注意热负荷不要增加太多，一定要适量，这个适量的“量”字，一是从断煤前的量（有时降负荷所以要小一些），一是从事故处理的经验中去总结；
4． 适当减少断煤的磨煤机的一次风量（增加磨的运行时间，看能否将给煤机抢回来）；
5． 及时启动备用磨组（这要看断煤的程度）；
6． 注意汽包水位、汽压的变化，对应调整机组负荷、给水及风量；
7． 同时要注意各磨组的出口风温、热负荷的真实值，正确判断煤量的是真假（防堵煤、皮带打滑等）。 其它：
1． 以后，断煤是否能在：投油枪（在煤好、多磨组运行时，且断煤是暂时的，可考虑不投）、切手动、降负荷、增加其它运行磨煤量、减少故障磨组的风量和调整附助风门开度、准备启备用磨组、恢复正常，这样一个过程来做；
2． 在增加煤量时，要以在断煤前的参数做为参考虑； 3． 投油枪要投几根？降负荷速率设多少？增煤量一般应为多少？是否需要启备用磨组？应该组织人员研究（用断煤前煤量做参考）； 4． 切燃烧主控是否一定要切为手动方式，应根椐具体情况（如负荷的大小，断煤还是跳给煤机或磨组）等来决定。在高负荷、煤量大时要防止堵煤；
5． 当发生煤量指示上出现断煤信号时，还要注意热负何的情况，有一次断煤信号来后，热负何并没有发生减少，在运行快速加煤并投油后，热负何快速增加（相当的快）， 后来看到磨的电流没有减少，才想到当时就可能没有断煤，而是热式信号问题，并由于热工信号问题后，使给煤机失速，虽然煤量指示为零，但是，煤量却是最大的。
6． 举一反三的进行各种工况下的分析、学习，是针对异常处理的关键。
7． 对于断煤的处理还有一种是常断煤的，但是，立刻又能
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下来的那一种要特别注意。因为这里一般是不投油助燃的。注一下： 简单的说：
断煤时处理就几个步骤 1。投油
2。加其它几台煤量 3。关热风门 4。减负荷
5。启备用磨组
其间注意：
热负荷，汽包水位，炉膛负压，主汽压力、温度，磨出口温度，其它磨给煤量（防堵煤）、风量。
在升降负荷时，注意压力变化幅度，关键要做好机炉之间的配合。 除氧器水位调节阀失灵降负荷 2002年9月29日星期日 事故现象：
调节除氧器水位时调节阀门芯脱落，除氧器水位上升至2980mm、凝汽器水位由700下降到560、负荷由200MW负荷降至170MW，时间30多分钟。 处理过程：
除氧器水位调节失灵后，到水位调节旁路阀并开出，旁路阀出水后，一边开旁路一边关主路，并注意机组负荷、除氧器、凝汽器水位、凝泵流量及上除氧器的流量（并根据情况适当开凝水用户）。 存在问题：
1． 指挥人太多，是造成在这次一般性异常处理过程中，多次反复做无用功的原因之一； 2． 机组负荷有一段时间没有注意调整，监盘不认真有一定的关系； 3． 就地旁路阀的空行程太长，调节时不熟悉造成处理的时间太长；
4． 处理不果断。 5． 平时对各种工况下的给水流量不熟，造成后来开旁路阀时不知应开多少。 事故责任：
1． 产品不过关；
2． 对于可能出现的设备异常，运行要心中有数，检修要及时消除、或有所交代；
3． 由于是多次发生，而各班处理的结果并不一样，这就明班与班之间没有交流；
4． 运行处理不果断，水平不高。 事故预防：
1． 出事一定要一人指挥！！！！其它人员做到相互协调； 2． 出事、有异常后一定要重视，果断，这就要求提高业务水平；
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3． 平时应积累运行数据，可以做为指导事故、异常时使用； 例如（不同压力也不一样，参考。其它的，也同样可以自己搞一些运行时的参数，做为自己的经验积累）
机组负
荷 150MW 180MW 200MW 230MW 240MW 除氧器上水量
（T/H） 400 490 560 汽包上水量
（T/H） 560 600 680
#41送风机跳闸处理 2002-10-5
机组工况：机组带220MW负荷，投ADS，三套制粉系统运行。
事故原因：送风机润滑油泵切换过程不当造成油压低，后备泵不自启，送风机跳闸。
事故现象：CRT画面上低油压报警，备用泵没有启动。后送风机跳闸，但是，这时无报警，炉膛负压由-40急速下降到-60后急升至+300，负荷由此220MW降至200MW。 处理过程： 1．解除ADS至手动，（在协调上和DEH盘上切至手动，DEH盘上解除CCS） 2. 解除送、引风自动； 3．给水自动保持不变；
4．给煤自动是否解除记不清了（从后来的曲线上看可能忘解除）；
5． 调大引风量(实际上可能是减少了)（这时由于送风不足，炉膛压力在很短的时间里由-60到+300）{这里有一个问题：到底是人为调反，还是自动调整的}； 6． 开启送风机润滑油泵（就地）； 7． 减负荷（根椐汽压）；
8．开启原先跳闸的#41送风机；
事故责任：
1． 运行人员由于不完全了解送风机油站的特性，在切换过程中不当；
2． 送风机油站的切换过程存在一定的事故隐患（在后来的操作中又出现了同类事故）。
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