600MW机组反事故技术.docx

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600MW机组反事故技术

目录

1.防止汽轮机烧瓦事故的技术措施4

2.防止汽轮机严重超速的技术措施5

3.防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施6

4.防止汽缸进冷汽冷水的技术措施7

5.防止油系统着火技术措施8

6.防止除氧器超压爆破的技术措施9

7.防止锅炉汽包满水和缺水事故9

8.防止制粉系统爆炸事故12

9.防止锅炉炉膛爆炸事故12

10.防止锅炉尾部再次燃烧事故14

11.防止锅炉承压部件爆漏事故14

12.防止电缆火灾事故16

13.防止电气误操作事故17

14.防止发电机损坏事故19

15.防止大型变压器损坏事故21

16.防止开关爆炸损坏事故23

17.防止全厂停电事故24

18.防止厂电动机损坏事故25

1.防止汽轮机烧瓦事故的技术措施

1.1机组检修后或启动中

1.1.1机组检修后启动前，在冷油器充油和油系统投运前，各油箱油位应符合规程要求，并将各冷油器充油后，将冷油器进出口油门开启。

1.1.2油质不合格或机组启动时油温低于35℃时禁止机组启动。

1.1.3直流油泵的直流电源系统应有足够的容量（至少满足该泵维持60分钟以上的额定负荷），其各级熔断器应合理配置。

在机组故障时，不可使熔断器熔断使直流油泵失去电源。

交流油泵应有可靠的自投备用电源。

1.1.4任何一台油泵工作失常时，禁止机组启动。

1.1.5油系统投入后，应认真检查油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，要求装设齐全、指示正确。

当汽轮机转速达200r/min或润滑油压≥0.03Mpa检查低油压保护自动投入。

1.1.6投盘车前开启盘车油门、顶轴油泵，大修后需确认大轴顶起高度为0.06mm～0.1mm。

1.1.7机组启动中应及时调整油温，严禁油温大幅度摆动。

1.2机组运行中

1.2.1运行中油系统进行切换（如冷油器、辅助油泵、滤网等），必须在机组长的监护下按操作标准进行操作，操作中必须排尽各处空气并严密监视润滑油压的变化。

1.2.2在机组长的监护下，每星期进行一次辅助油泵的开停试验。

试验结束后，备用油泵的出口门必须在开启状态。

1.2.3定期试验低油压联动装置，润滑油压的数值以汽轮机中心线标高距冷油器最远的轴瓦为准，运行中低油压保护退出时，必须由总工批准。

1.2.4各油箱油位保持正常，主油箱滤网前后油位差达100mm时，即时通知有关部门进行清理。

润滑油高位补充油箱必须充满合格的润滑油。

1.2.5保持润滑油压在0.096～0.123Mpa之间。

1.2.6发现下列情况之一者，应立即停机

1.2.6.1推力轴承温度高107℃。

1.2.6.2支持轴承温度高113℃。

1.2.6.3轴承冒烟

1.2.6.4润滑油压低0.06Mpa，同时直流油泵联起。

1.2.6.5油箱油位低－270mm补油无效。

1.3停机中

1.3.1机组正常停机前应对各油泵进行试验，并对交、直流辅助油泵进行全容量的起动、联锁试验。

1.3.2机组惰走至1200r/min时检查盘车电磁阀及顶轴油泵应自投，否则，手动开启。

1.3.3机组盘车期间低油压保护必须投入，交流润滑油泵运行时，直流油泵不得退出备用。

1.3.4正常盘车期间，当汽缸温度在149℃以上时不可中断盘车和油循环，如有特殊需要而停盘车和油循环，应有付总工程师及以上领导批准后，按《集控运行规程》要求执行。

1.3.5机组惰走或盘车过程中，严密监视密封油压的变化。

1.4机组启动、停机、正常运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。

当温度超标时，应按规程果断处理。

2.防止汽轮机严重超速的技术措施

2.1在额定参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器转速以下。

2.2各种超速保护均能正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动。

2.3机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验，保证调节系统的速度变动率4～4.5%；迟缓率≤0.2%

2.4机组的转速表显示不正确或失效时，严禁机组启动，运行中的机组在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

2.5透平油和抗燃油的油质应合格，油质不合格时，严禁机组启动。

2.6正常停机时，先打闸，检查有功功率到零，千瓦表停转或逆转后，方可解列发电机，或用逆功率保护动作停机。

严禁带负荷解列。

2.7机组大修后，停机一个月以上再启动，甩负荷试验前，运行2000小时（可用充油试验代替）后必须做超速试验。

2.7.1超速试验应由值长统一主持指挥，发电、设备部高级主管参加。

2.7.2危急保安器动作转速定为额定转速的108%～110%。

2.8机组运行中应经常化验油质，确保油质合格。

2.9高中压自动主汽门、调速汽门开关灵活，严密性试验合格。

机组大修后，甩负荷试验前必须做汽门严密性试验。

2.10定期做好如下试验

2.10.1进行阀门的松动试验。

试验时，应在机组长主持下进行。

2.10.2每月进行一次抽汽逆止门活动试验。

2.10.3机组正常运行不具备做超速试验应由喷油试验代替。

2.11运行中发现主、调汽门卡涩时，通知有关人员设法消除。

运行中不能消除应停机处理。

2.12在升负荷过程中，当发现负荷升不上去，判断为汽门卡涩后，应先减负荷后增负荷进行汽门活动。

2.13每次停机打闸后，检查主、调汽门，抽汽逆止门应关闭严密。

3.防止汽轮机组大轴弯曲的技术措施

3.1汽轮机冲转前必须检查大轴偏心度＜0.076mm，大轴晃动值不超过原始值的0.02mm。

汽轮机大修后启动时，必须用千分表在每个轴承挡油环上测量主轴的跳动量＜0.0254mm。

3.2汽缸上下缸温差（指调端高压缸上下部排汽区；中压缸上下两端排汽区）＞42℃汽轮机组禁止启动。

主汽阀入口温度至少具有56℃的过热度。

3.3机组冷、热态启动应按“启动时主蒸汽参数”、“冷态启动转子加热规程”、“热态启动推荐值”图表曲线进行。

3.4在任何情况下，汽轮机第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度低56℃或高111℃。

3.5热态启动时，应先送汽封后抽真空，汽封送汽前必须充分疏水，确认管道无水后才可向汽封送汽。

3.6汽封供汽必须具有14℃以上的过热度，低压供汽封汽温度控制在121～177℃之间。

3.7机组未盘车前禁止向汽封供汽。

3.8当高、中压汽封供汽温度小于150℃或汽封供汽温度与调端高压缸端壁温差小于85℃时，检查汽封喷水应关闭。

3.9在机组启动过程中，按“汽轮机转速保持推荐值”“冷态转子加热规程”“热态启动推荐值”曲线进行暖机，暖机时间由中压缸进汽温度达到260℃时开始计算。

3.10在机组启动过程中，要有专人监视汽轮机组各轴瓦振动，汽轮的轴振动应在0.125mm以下，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.254mm时立即打闸停机。

严禁强行通过临界转速或降速暖机。

3.11机组运行过程中轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.254mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm时，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。

3.12按《集控运行规程》，当发现有汽轮机水冲击现象时，立即打闸停机。

3.13所有高、低加、除氧器水位保护应投入运行且定期试验，发现加热器泄漏时，应立即停止加热器运行并将抽汽逆止门关闭。

3.14停机后应按及时投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应及时通知各有关部门及领导，查明原因及时处理。

如发生汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车1800进行直轴。

当盘车不动时，严禁用吊车强行盘车。

停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车1800，待盘车正常后及时投入连续盘车。

3.15机组启动、运行、停机过程中，按《防止汽轮机进冷汽、冷水技术措施》严格执行，开关各汽水阀门时严防蒸汽、冷空气、疏水、凝结水进入抽汽管、漏汽管、或疏水管返回汽缸。

3.16每班应校对一次除氧器、加热器就地水位表与CRT上水位指示值。

4.防止汽缸进冷汽冷水的技术措施

4.1汽轮机组启动、运行、停机过程中防进水保护必须投入运行。

4.2锅炉灭火后应立即关闭各减温水电动门、调整门。

4.3锅炉灭火后，在旁路系统停止运行后，关闭给水泵中间抽头门。

4.4停机后，检查各段抽汽逆止门、电动门和凝汽器补水门应关闭。

凝结水补充水泵应切除联锁改为手动控制。

4.5严密监视凝汽器、各加热器、除氧器水位，不得超过正常水位，其溢流、危急疏水应投入自动并定期校验。

各加热器水位保护不得退出。

4.6对疏水阀开关的要求

4.6.1机组停机后尚未冷却之前必须开启。

4.6.2机组启动及轴封供汽之前开启。

4.6.3负荷＜10%额定负荷，再热主汽阀前疏水阀开启。

4.6.4负荷＜20%额定负荷，再热调节阀前疏水阀开启。

4.6.5负荷降至10%额定负荷，打开再热主汽阀前疏水阀。

4.6.6负荷降至20%额定负荷，打开再热调节阀前疏水阀。

4.7汽轮机停止后每1小时检查并记录一次以下参数直到高压缸第一级金属温度低于150℃。

4.7.1高压缸上下温差。

4.7.2中压缸上下温差。

4.7.3盘车电流及其晃动值。

4.7.4转子偏心度。

4.7.5胀差。

4.7.6汽缸膨胀。

4.7.7复水器水位。

5.防止油系统着火技术措施

5.1油系统管道法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。

5.2油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁门。

5.3油管道的法兰、阀门及可能漏油的部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其它热体的保温应坚固完整并包好铁皮。

5.4事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并应有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。

5.5机组油系统管道的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。

油系统的排烟风机要保证运行良好，排烟风机系统的疏油水门要每班排放污油水一次。

轴承箱负压维持在20～40mmH2o柱。

5.6事故放油池应每月检查一次，发现内部积水应立即通知有关部门进行处理。

5.7经常检查润滑油管道不漏油，密封油差压阀、平衡阀工作正常，各油系统母管油压在正常范围内。

5.8油系统运行区域，要有足够的消防设施。

如：

沙箱、灭火器等。

6.防止除氧器超压爆破的技术措施

6.1由压力容器监察工程师组织在机组大修后或运行三个月按压力容器定期校验的有关规定进行各安全门的整定校验工作。

除氧器安全门整定值为0.97Mpa。

辅助蒸汽联箱安全门整定压力为：

1.47Mpa

6.2机组启动时应试验除氧器进汽门、脱氧门开关灵活。

6.3除氧器正常运行中滑压运行。

调整辅助蒸汽联箱压力在0.48～1.18Mpa之间。

6.4当汽轮机四段抽汽压力大于0.147Mpa时，检查辅助蒸汽到除氧器供汽门关闭。

6.5正常运行时，经常监视除氧器压力调节阀的工作情况，除氧器压力不得大于汽轮机四段抽汽压力。

6.6严禁在任何一个安全门不严密或误动情况下，闭锁安全门。

6.7每班至少进行一次除氧器就地和远方压力仪表的校验工作。

6.8机组在停机状态下，除氧器排汽门必须在开启位置，各辅助供除氧器供汽门在关闭位置。

6.9机组正常运行中，要经常检查高加疏水至除氧器调整门的工作情况，防止高加无水位运行，高加疏水门自动失灵造成除氧器超压。

7.防止锅炉汽包满水和缺水事故

7.1确保汽包水位计指示正确，水位保护可靠投入。

7.1.1当汽包水位计有一套发生故障时，首先应维持机组稳定运行，避免加减负荷和进行重大操作，联系有关人员尽快处理，处理时必须办理工作票并写明故障原因、处理方案和危险因素控制措施等，如8h内不能恢复正常运行时应制定措施，经总工程师批准后允许延长工期至24小时。

7.1.2按规程要求对汽包水位计进行零位校验，当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。

7.1.3进行水位计校验时，运行人员和校验人员要密切配合，并要求机组负荷在满负荷情况下且运行稳定，试验期间禁止锅炉吹灰。

7.1.4在运行中当发现汽包水位大幅度变化时，应首先分析水位变化的原因，不能盲目操作，如汽包水位变化超过规定值而保护拒动时应执行紧停。

7.1.5冬季应保证汽包水位计测量表管伴热的投入，水位测量小间暖气可靠投入，防止表管冻坏，引起水位指示错误。

7.2汽包水位保护

7.2.1在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。

用上水方法进行高水位保护校验，用排污门放水的方法进行低水位保护校验，禁止采用信号短接的方法校验。

7.2.2在锅炉启动前如果汽包水位保护不完整，锅炉禁止启动。

7.2.3汽包水位保护的投退必须严格执行审批制度。

7.3加强炉水循还泵的运行监视和调整

7.3.1当炉水循环泵差压保护故障不能投用时，应立即停止该循环泵的运行。

7.3.2正常运行时，要求三台炉水泵同时运行，特殊工况下炉水循环泵备用切换时要坚持先起后停的原则，以防止造成汽包水位的波动。

7.3.3加强对炉水循环泵高低压冷却水系通的监视和调整，防止因电机超温造成炉水循环泵掉闸。

7.3.4严格按规程规定对炉水循环泵进行注水和冲洗，确保泵内无气泡。

7.4保证锅炉给水系统、汽包连续排污阀门开关灵活，锅炉启动前应对有关阀门进行开关试验，发现问题及时联系处理。

停机期间应对高加入口三通阀进行开关活动试验，确保其在高加故障掉闸时能动作，以防止造成锅炉断水。

7.5电动给水泵保持正常备用状态，按规程进行定期切换试验和检查。

失去备用时要制定相应的安全运行技术措施，限期恢复投入备用。

7.6按规程要求调整锅炉燃烧、给水，保证汽包水位正常。

7.6.1机组正常运行中要加强对汽包水位的监视，给水调节应保持自动控制方式，经常检查给水系统的工作情况是否良好，发现自动异常或水位异常时要及时处理。

7.6.2加减负荷要按照规程规定进行，大幅度改变负荷后要稳定10~15分钟，以防止因燃烧的变化而导致汽包水位大幅度波动。

7.6.3锅炉负荷在10%以下给水自动采用单冲量控制，10%以上应采用三冲量控制。

7.6.4当因调整不当造成汽包水位上升时，可以用开大连排的方法降低水位至正常范围。

7.7防止省煤器汽化，在锅炉启动初期省煤器再循环门要保持开启状态，当蒸汽流量大于30%MCR时方可关闭。

7.7.1以下情况容易引起汽包水位的变化，运行中要引起注意：

7.7.2负荷增减幅度过快；

7.7.3安全门动作；

7.7.4燃料增减过快；

7.7.5启动和停止给水泵时；

7.7.6给水自动失灵；

7.7.7承压部件泄漏。

8.防止制粉系统爆炸事故

8.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》中有关制粉系统防爆的规定。

8.2制粉系统启动前和停止后要按照规程的规定进行蒸汽消防和冷风吹扫。

8.3定期对排渣箱渣量进行检查，及时排渣；正常运行中当排渣箱渣量较少时也要定期排渣，以防止渣箱自燃。

8.4磨煤机要定期切换运行，防止因长期停运导致原煤仓或磨煤机内部自燃。

8.5停炉前要尽量将原煤仓走空或保持较低的煤位，防止因长期停运导致原煤仓自燃。

8.6磨煤机正常运行中其蒸汽消防系统处于良好的备用状态，保证随时都可以投入运行。

8.7磨煤机正常运行中要加强对磨煤机出口温度的监视，出口温度控制采用自动调节方式，确保磨煤机出口温度小于90℃。

8.8磨煤机附近消防设施齐全，定期试验合格，运行值班人员要懂得灭火常识。

8.9加强燃煤管理，防止煤中混入雷管等易爆物品。

8.10当发现备用磨煤机内着火时，要立即关闭其所有的出入口风门挡板以隔绝空气，并用蒸汽消防进行灭火。

8.11停磨时要先停将磨出力降至最小，然后先停给煤机，15秒钟后再停磨煤机，以防止磨煤机内积煤自燃。

9.防止锅炉炉膛爆炸事故

9.1防止锅炉灭火

9.1.1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。

9.1.1.1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。

9.1.1.2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。

9.1.1.3火监探头冷却风机运行正常，冷却风压要大于7kpa，各参数符合规定。

9.1.1.4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。

9.1.2严格点火操作，油枪要对角投入，严禁缺角运行，当某一只油枪停运无法恢复运行时，要将其对角的油枪退出。

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。

9.1.3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。

9.1.4锅炉点火时油枪要按规定顺序投入，

9.1.5启动第一台磨煤机时，必须相邻层的油枪全部投入，且燃烧稳定，火监信号全部返回。

9.1.6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。

9.1.7锅炉低负荷运行中尽量投下层主燃烧器，若锅炉负荷过低且又必须投上两层喷嘴时，需投入油枪，以稳定燃烧。

9.1.8当炉内工况稳定，并至少有两台磨煤机在运行，而且每台磨煤机的给煤机转速高于50%时助燃燃料才可以切除；如果降负荷至两层喷嘴运行，给煤机转速又降至50%以下时，则与运行喷嘴相邻的油枪必须投入，以保证着火稳定。

9.1.9停炉过程中，当油枪投入后，应密切注视和检查油枪的着火情况，发现异常应及时消除后方可继续降负荷。

9.1.10防止磨煤机因失去火检跳闸

9.1.10.1加强对磨煤机火监信号的监视，当发现有一角信号消失时，要立即进行复归。

9.1.10.2当发现有两个角火监信号消失时，要先投入对应的油枪，待调整配风或复归信号使火监信号正常后，再撤油枪。

9.1.10.3磨煤机启动前，要首先检查相应辅助风挡板偏值设置情况。

9.1.10.4磨煤机一次风量偏值设置要适当，当磨煤机出力小于35t/h时偏值应为0，正常运行中，最大一次风量偏值不应超过10km3/h，以保证燃烧器适当的着火距离。

9.1.10.5注意对总燃煤量的监视，以便当煤质较差时加强对火监信号的监视。

9.1.10.6低负荷时，要尽量保持BCD三台磨煤机运行，当机组负荷低于300MW而停止B磨煤机时，应先投油助燃，磨煤机停止后再撤油枪，以避免因燃烧不稳造成A磨煤机失去火监跳闸。

9.2锅炉灭火保护装置可靠投入，加强运行维护与管理。

因设备缺陷必须退出运行时，应经总工程师批准，并做好相应的安全措施。

9.3发现锅炉灭火后，要立即检查并切断主燃料供给，对炉膛进行通风吹扫，并尽快去就地核查主燃料确被切除，严禁用爆燃法恢复燃烧。

9.4加强点火油系统的管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。

坚持每周五对油枪要定期进行试验，确保油枪动作正确，且燃油速断阀关闭严密。

9.5防止严重结焦

9.5.1燃用煤种要与设计煤种一致，当煤种改变时，要进行变煤种燃烧调整试验。

9.5.2运行人员要经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现有严重结焦，应及时处理。

9.5.3吹灰系统要正常投入，吹灰压力和温度在规定值。

当发现有吹灰器不能退出炉外时，应立即联系检修人员处理。

9.5.4加强燃烧调整，投入运行的喷嘴要尽量集中。

在锅炉运行中要注意观测火焰监视器、二次风挡板位置显示及炉内火焰情况，定期就地检查各燃烧器、二次风箱风门，发现问题及时处理。

10.防止锅炉尾部再次燃烧事故

10.1锅炉点火时保证油枪雾化良好

10.1.1油枪投运后要检查其雾化情况，对雾化不良的油枪应及时解列。

10.1.2油枪点火不成功要检查燃油速断阀严密关闭，禁止大量未燃油喷入炉膛。

10.1.3点火结束后，应检查各二次风门在油枪点火位置。

位置不正确时要设法处理。

10.2空气预热器蒸汽吹灰系统正常投运，吹灰压力和温度在规定值范围内。

当机组负荷在350MW以下或长时间煤油混烧时，空气预热器应采用连续蒸汽吹灰。

10.3空气预热器着火报警装置可靠投入，当发现着火报警时应立即关闭其出入口风烟挡板，投入消防系统进行灭火。

在灭火过程中空气预热器应尽量保持运行。

10.4利用停炉机会对空气预热器消防装置进行检查和试验，发现磨损，要及时修补或更换。

10.5定期对空气预热器在停机状态下进行水冲洗，保持受热面清洁。

10.6定期检查空气预热器风烟挡板，确保开关灵活且关闭严密。

风烟挡板的密封片要定期检查，对磨损严重的要及时更换。

10.7正常运行中当排烟温度不正常升高时，要检查省煤器和空气预热器处烟气温度的变化，当烟气温度超过规定值时应立即停炉。

11.防止锅炉承压部件爆漏事故

11.1防止锅炉超温超压

11.1.1锅炉超水压试验和安全阀整定应严格按规程规定执行。

11.1.2严禁锅炉在安全阀解列的状况下运行。

11.1.3加强运行操作维护工作，防止锅炉超温超压。

在机组正常运行中，要注意OFA挡板的控制，保证抹级再热器出口管壁温度低于636℃。

11.1.3.1锅炉升温升压过程中，过热器、再热器疏水门全部开启，待压力达到规定值时再逐步关闭。

11.1.3.2锅炉均匀上水，保持省煤器出口水温度低于对应压力下的饱和温度20℃。

11.1.3.3按规定进行锅炉各部位蒸汽吹灰，保持受热面清洁，避免受热面大面积结焦或结渣。

11.1.3.4机组启动过程中，要控制炉膛出口烟温小于538℃，烟温探针可靠投入，机组并网后确认炉膛出口烟温大于540℃时烟温探针退出运行。

严格控制升温、升压速度，特别是在锅炉启动初期，暖炉时间要适当控制，加强对受热面各部壁温的监视，当壁温超限时，立即停止增加锅炉燃烧率。

11.1.3.5停炉后要可靠关闭各减温水门，炉膛吹扫后停止吸、送风机的运行，并关闭风门挡板使锅炉自然冷却。

11.1.3.6机组大小修后启动前要进行汽包、过热器和再热器安全门活动试验；机组正常运行中每6个月进行活动试验一次，确保其能可靠动作。

11.1.3.7正常运行中认真巡检，发现泄漏要及时汇报。

11.1.3.8发现受热面有泄漏时，应申请停炉，以避免扩大事故。

11.1.3.9建立锅炉超温超压台帐，并详细记录锅炉超温超压的原因。

11.1.3.10发现受热面超温超压要尽快采取措施，如采取措施无效且保护拒动时应执行紧停。

11.2防止受热面大面积腐蚀。

11.2.1严格化学监督，锅炉启动时水质不合格不上水；正常运行中，汽包连排电动门保持开启状态，当发现水质超标时要及时开启水冷壁下联箱排污门排污。

11.2.2凝结水精处理设备严禁退出运行。

因凝汽器泄漏导致凝结水质超标时要及时查找、堵漏。

11.2.3按规定进行停炉保养。

11.2.3.1停炉时要按要求进行化学加药。

停炉时间要适当控制以保证化学药品全部加入，并有