个人经典事故经验+锅炉事故预想清单.docx
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个人经典事故经验+锅炉事故预想清单
个人经典事故经验
1.小机飞车事故
这个事故差点就发生在我的身上了，呵呵。
还好一个有经验的师傅立即制止了我，顺便我在别人那里听说了以前发生在厂里的一次小机毁机事故。
和我的操作一样，但是我后面的步骤被制止了。
经验就是教训啊，呵呵。
下面我就给大家分享这个事故吧。
（其中的参数我是大概理了下，但是基本是差不多的。
）
小汽轮机冲转是电厂里经常操作的吧，所以巡操和主操基本都很熟练了。
在一次小机冲转过程中，小机的转速到临界转速时振动值达125微米跳闸，转速下降，冲转失败。
紧接着主操汇报值长进行第二次挂闸冲转，挂闸之后开启低压主汽门，设置目标转速2000R/MIN（因为检修时间很短，所以小机是在热态），速率300R/MIN。
然后点击进行，在给定转速到了500多的时候发觉不对，因为实际转速还是0，照平时的经验这个跟踪延迟性不会这么大的，于是检查发现四抽至小机进汽电动门处于关闭状态，根本没有汽进入小机，一忙之下点击了下开启此电动门，结果大量蒸汽在小机0转速的情况下进入小机汽缸导致小机振动加剧，转速飞升，使小机轴系发生了断裂事故。
就是上述的操作我们这里很多主操都操作过，后来都在准备开启四抽电动进汽门的时候被有经验的师傅给制止了，不然都发生好几次了。
所以在平时我们应该多学习以前发生的事故，多了解辅机的相关逻辑，在忙的时候也要保证一个清醒的头脑，没有把握的时候就找个有经验的人在旁边躲提点下。
希望以上事故对大家有用
2.这个事故可能很多值班员都没有注意吧，但是事故发生后总结才发现专业间的学习是多么的重要，才发现在事故给定的时间是多么的短暂，才发现运行人身边一切皆有可能。
那是一个宁静的早班，也是我到现在为止唯一亲身经历低真空跳机事故。
早上接班就安排巡操出去隔离高加并放水泄压，但到了11:
00居然还没有放完。
于是值长令我出去查找下原因。
我出去看原来是放水槽底部有张油布堵住了放水口，巡操见水槽水位不降就将放水门开得很小，我看了之后非常郁闷。
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当我刚刚解决这个问题马上接到对讲机叫我：
汽机跳机了速度回来。
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当时心里才放松解决高加问题现在又一晴天霹雳：
跳机，偶的神啊，这就是我们运行人的悲剧：
事故随时在身边，一切皆有可能。
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当我慌慌忙忙的跑到集控室一看，吓我一跳：
集控室的照明黑了，天了，不会常用电失了吧，再一看我更郁闷：
跳机之后我的巡操1分多钟居然都在调整轴封压力，而且查趋势开始调到15kpa,后面看控制不住了又全开主汽来补汽，轴封压力猛涨。
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但是还好的是6KV失电.
当我坐到盘上马上调整了其他系统，后来心里又一震撼：
真空开始下降了。
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我一说出这话旁边的主任、专工、值长等都在到处切换画面查找原因，就在这一会发出了锅炉MFT跳闸信号，紧接着不到30秒汽机真空低跳闸信号也来了。
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（这里大家不要误解：
锅炉MFT同时汽机也跳闸了，在这之后真空到跳机值-77.48）后来庆幸是锅炉先跳闸了，不然就是我汽机的原因了，嘿嘿。
查看首出是锅炉的风机跳闸了，我当时也就看见了循环水泵虽然CRT上状态显示运行，根据实际参数一看电流那些都没有了，实际已跳闸，立即启动备用循环水泵真空立即回复正常（唉，早发现几秒钟就不会发生低真空了。
运行值班员的时间就是财富啊）。
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锅炉的风机也是同样的。
通过上面的事故后我学到了很多东西：
重要的辅机（循环水泵、引风机等）存在一定的电气保护，所以在当时6KV单段失电的情况下CRT上继续显示运行状态，后来一问其他值的运行值班员，基本都不知道这个情况。
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然后扩充相关知识才知道汽泵前置泵等也存在一定瞬时断电保护，上次我就遇到过：
在6KVA段失电的情况下，A前置停运了，但显示还是继续运行，一通电后马上转动回复正常运行。
所以建议大家在事故时一定尽量在全方面考虑问题，平时多学习其他专业知识，呵呵。
3.顶轴油系统大家都很熟悉了吧，根据各自厂家的特性机组设置不同的停机联锁启动转速，我们厂的就是1200R/MIN联启。
但是大家为了安全起见，一般遇到事故停机时都会在这个转速前提前启动。
正常停机可以到联锁转速才启，因为停机前都试转合格了，呵呵，看个人的习惯了。
下面就开始讲解当时的类似情况吧，因为时间有点久了，只能记得大概的情况。
锅炉MFT跳闸，汽机当然联跳正常了，（这里顺便补充一句，上次我们机子跳闸了但是转速在10多秒内一直是3000R/MIN，是电气开关没有跳开，所以跳闸了大家在忙着处理其他辅机的时候一定要注意大机转速要下降。
不然低压缸和大气薄膜就危险咯。
）大机转速开始下降，到了1400多转时我手动启了顶轴油泵，当转速到了900多左右备用顶轴油泵联启了，首出为顶轴油压力低。
立即对讲机联系巡操就地检查。
正在这时检修部主任刚好打电话上来说顶轴油泵的母管压力变送器接入管道破裂，油大量泄漏。
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（心想，汗怎么发生在这个时候呢。
）但是转速还有这么多，只依靠交流油泵的压力估计在转子频繁变动下降过程中难以形成油膜（即使有可能没有问题也不敢去试啊，油漏了最多扣钱嘛，大轴出问题这辈子就费了），立即采取了提前破坏真空让转速快速到零，紧接着我准备启动直流油泵保持两台油泵并列运行提高一定的油压让转子盘车，有个有经验的老师傅说不用的，直接用交流油泵就好了，然后立即解除联锁将顶轴油泵停运隔离。
在事故总结时巡操说在我启顶轴油泵后才一会就在6.3米层听见0米有很大的异音传来，正准备去看，结果被别的领导叫去做其他停机操作了（我郁闷死，违章指挥呢，很多厂都存在吧）。
如果早点检查了汇报还可以少漏点，害我们下班了把3分之1个汽机地面的漏油弄干净。
在后来我们想了一个办法，将变送器的管道用更好的材质更换，然后适当降低顶轴油压。
希望上面的事故对大家有用，其中还有些是在电厂必须懂得的东西，宁愿被考核也不要拿大轴这种重要设备去冒险。
4.在一次切换内冷水冷水器的操作中，导致内冷水中断，而内冷水停机条件是流量低于35延迟30秒动作，值长知道是误操作，所以马上命令电气解除保护，令汽机值班员回复操作前状态，结果一切巧合发生了，在电气值班员跑到开关前面站着的时候保护动作，刚好到30秒。
然后启备变出口线路在半小时前处于检修状态，只能依靠柴油发电机，结果出现故障导致无电，就剩下最后一道防线，通过蓄电池直接送电过来，但是谁都没有想过在送过来的几个并联的线路开关全部烧毁。
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悲剧就这样发生了，电脑显示器全部黑频，什么电都没有了。
而恐怖的事情发生了，氢气在5#轴承处泄漏并着火，据说当时很多人脚都吓软了，还是一个值长英明马上跑到房顶去排氢。
大家都知道氢气系统爆炸是非常危险的。
唉，现在想来心里都有点不敢相信会发生这种事故。
当初叫我们写这种事故预想我们都还说肯定不会发生的呢，看来不是的。
5.在看了刚刚有个朋友发的大轴差点完了 的帖子后，我突然想起了自己的一点小经验，给大家分享下，希望对值班员门有用。
记得上次机组停机大修时，盘车前面一天还运行得好好的，所有参数等都正常下降。
但第二天盘车不间断的跳闸，开始还能自动启盘车，到后面直接启不来，只有组织检修人员帮忙手动盘车，联系了各个领导，专家及检修人员查找原因，最终发现盘车控制柜内的元件温度较高，当温度降低后又可以投入盘车自动。
好景不长，没有过20分钟又跳闸，就这样连续不断。
后来一个巡操去操作投入小机冷油器侧工业冷却水进行清洗，无意间使大机油温从37度降至32度，盘车从此没有跳闸过。
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估计谁当时也想不到这个原因影响了盘车正常运行。
因为在停机才一天的情况下37度的油温不算高的了。
希望这对大家以后有用吧。
6.记得一次由于破坏真空降低引起的停机事故，最后查原因下来大家都觉得很无语。
在机组正常运行中，由于凝补水系统有相关工作，将凝补水至凝汽器直供门打开，在恢复时忘记关闭，凝补水泵至凝汽器补水门开度很小，用调门给凝汽器补水时真空开始下降，主要是除盐水至凝补水箱补水调节站处于关闭状态，而正常运行中除盐水至凝补水箱补水手动是常开，而且接入水箱的顶部，也就是与大气相连，这个管道的另外一头就与直供门相连，就形成了真空破坏门。
如果当时凝补水泵调节站直凝汽器补水的门开大点也许也会好点。
还有一次真空事故就是在加热器隔离时发生的，加热器在隔离时危急疏水门已打开，当水位下降差不多的时候就巡操在就地开启了加热器本体汽侧的排空门，准备采用开启就地地步疏水手动门的方式把残余的谁疏入地沟，结果本体上的排空门与凝汽器相连的危急疏水门形成了真空破坏门。
所以我们在操作隔离时需要操作的门也要周全的考虑下他们之间的联系，有个先后顺序。
7.内冷水箱是大家非常熟悉的一个设备，正常运行时补水水源有化学除盐水和凝结水两路（我们厂后来增加了一路从精处理后接出）。
特别是除盐水这一路由于是靠凝补水箱的静压将水压到内冷水箱中，补水非常慢（一般从接近低水位补到高水位得需要12分钟左右），所以很多人都会选择打开补水门后去巡视了设备或者操作了其他设备在回来关闭。
这应该是经常遇到的吧。
但是悲剧就是这样发生的。
一天一个巡操出去用除盐水给内冷水箱补水，也是一样的打开补水门就去巡视设备，后来接到命令要操作其他事项，心想着都已经走到设备旁边了，而且水箱补水又慢，暂时先不管水箱，按照平时的经验还要补一会呢，（就算水位高了也有溢流）操作完了再去关闭。
谁知道才过几分钟，听见机房传来了一个很大的爆破声，结果是内冷水箱爆炸。
后来调查是在补水过程中化学值班员启动了除盐水泵，使补水量提高了，溢流门远不及补入的水量，导致水箱爆炸。
这就是一个小操作导致的重大事故，我正常运行中也几次在接班时遇见别人正常补水，水位都快到水箱顶部了，但是补水门还大大的开着，现场人影都没有一个，这个多危险呢。
部门也因此考核了几次，但是都没有用，大家都想着会出什么事情，但是经历过的人感触就不一样了。
特别是的交接班的时候一般都要下去补水到正常水位好交班，而当时刚好也是要启动除盐水泵给凝补水箱补水到规定水位交班，所以那时候交接班工作又多，很容易出现这种事情。
希望这个建议对大家以后有用。
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中间说话可能有点啰嗦，但是句句肺腑。
8.做定期工作--盘车试转 时盘车与大轴接触卡死。
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盘车定期试转是每个厂都应该做的吧。
一般都要求一个月试转两次，而且可以算是一个很小很简单的操作，结果还是出事故了。
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还记得那天三值早班，一个资深巡操和平时一样去进行盘车试转，结果悲剧发生了，试转的时候盘车离奇动作，与3000r/min的大轴发生接触。
盘车卡死，幸运的是大机没有受到什么伤害。
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后来分析可能是电磁阀出现故障，由于当时现场只有巡操一个人在现场操作，所以也不能排除误操作。
但是也不能排除在热控逻辑上存在缺陷。
我今天的重点就是说下对于类似事故做的措施：
对于这种重要设备的操作在就地控制柜上贴了具体的操作步骤，平时操作时由熟练人员带着，和电气一样。
一人操作，一人监护。
正常运行时试转盘车就地要有一个人扳着手柄，以免盘车误动。
最后厂里商议之后加了一条：
正常运行时关闭盘车的进油门。
当时失去润滑油压正常信号之后盘车就没有启动允许。
同样希望这事故对大家有用。
9.11月05日事故经过
11月05日晚上23:
09分，在所有人都没有准备的情况下，机组从150MW负荷甩至15MW，并网信号未跳闸，四抽供的小机跳闸，30%电泵联启，汽机OPC动作，阀位总
开度指令未60.立即手动阀位控制将阀位指令设置到50，阀位开始往下动作，锅炉主汽压力11MPA还在继续往上升，升得趋势较快，锅炉制粉系统未跳闸，值班员手动解列制粉系统，投入油枪运行。
手动开启高低旁协助锅炉降压力（当时压力为13MPA）。
正在调整的同时，两个汽机操作盘黑屏自动重启（重启之后还打不开。
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），只有霸占锅炉一个盘操作，我跑到电气盘去操作负荷。
手动开启本体等各段疏水，再一看，发现轴封压力降至15KPA，立即查看：
主汽至轴封开度为17%，辅汽至轴封开度为42%。
明显发生了抢汽现象，立即将辅汽至轴封关掉，轴封压力立即上升，然后调整正常。
辅汽带的小机由于辅汽基本为高旁过去的汽，压力不稳定（OPC一直动作），改用电泵直接调节水位。
由于OPC动作频繁，请示值长是否打闸，由于电气原因，打闸之后无厂用电，令加强监视与调整，如发现任一重要参数达到跳机值停机。
这时锅炉操作盘有一个发生短时死机现象（非常无语），阀位指令到达50（每个调门的开度在20左右），再设置为40往下降。
在降得过程中突然机组于23:
17电网并上，机组负荷3秒钟由17MW升至250MW，锅炉压力急剧下降，高低旁关闭，由于负荷高，给水量需求很大，电泵供应不了，汽包水位直线下降。
立即阀位控制，在两分钟内根据汽包水位由240MW降至100MW（我目前用过最大的降负荷速度），汽包水位维持在-299mm（差1mm动作熄火），然后开始回升，慢慢恢复各个系统运行，这时汽机操作盘恢复正常。
在以上的过程中还有很多重要的细节，比如再热汽温由520多度于几分钟内狂降到432度。
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整个过程中汽机的振动，缸温等都很平稳，其重要监视参数变化缓慢。
统计了下，整整8分钟内，OPC动作了49次。
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查找与电网解列的原因是因为业主方的操作员误操作，对系统降电压，将其GIS的四串连线全部断开（#1、#2、#3机组及启备变），导致厂内与电网系统断开。
机组负荷能够顺势冲到250MW个人分析觉得是当时OPC动作正在恢复过程中，四个调门刚好开到36的时候与电网并上（纳闷的是机组一次调频一直没有投过，负荷怎么冲了这么多），因为主汽门都是全开的，调门都开到36得带多少负荷啊，还想请教大家的一个就是，opc动作调门全关恢复的过程中，这个调门的开度是根据什么参数来决定开度的，因为在OPC动作期间，上次的恢复时调门开了26，这次就开了36，而且是无规律性的，但是两次动作时的最低转速，主汽压力都没有变化，为什么这开度相差这么多。
以上仅为个人分析，请大家帮忙解析下，顺便指出其中的不足，以后做改进。
锅炉运行事故预想
目录
1、锅炉设备典型故障事故预想
1.1锅炉灭火
1.2锅炉受热面爆管
1.3锅炉尾部烟道再燃烧
1.4锅炉汽水分离器出口温度异常
1.5过热汽温度异常
1.6再热汽温度异常
1.7主蒸汽压力高
1.8再热器压力高
1.9锅炉给水流量低
1.10锅炉单侧运行
1.10.1单台空预器跳闸事故处理
1.10.2单侧引、送风机跳闸事故处理
1.10.3单侧一次风机跳闸事故处理
1.11锅炉结焦
1.12水汽品质异常处理
1.13尾部烟道二次燃烧
1.14水冷壁管壁超温
2、锅炉系统故障事故预想
2.1引风机事故处理
2.2送风机事故处理
2.3空气预热器事故处理
2.4一次风机系统事故处理
2.5制粉系统的事故处理
2.6给水温度骤降
2.7燃烧异常
2.8负荷骤减2.9主汽释放阀或屏过进口过热器安全门、高过出口安全门、再热器进出口安全门的故障
2.10空压机系统事故处理
1、锅炉设备典型故障事故预想
1.1锅炉灭火
1）现象
a）火焰电视显示火焰闪烁不稳或消失，火检探头检测不到火焰信号。
b）炉膛负压不正常增大，锅炉灭火信号声光报警，MFT动作声光报警。
c）锅炉各级烟气温度明显降低。
2）原因
a）纯燃煤时，煤质恶化，挥发份过低，煤粉细度严重不合格，磨煤机出口温度太低，煤粉湿度太大，磨煤机一次风量不足，所有给煤机故障；
b）燃料量和风量配比过分失调，导致着火氧量不足，或风量太大达不到着火点温度；
c）水冷壁严重泄漏，将炉膛火焰吹熄；
d）燃烧器配风不合理，低负荷时燃烧不稳定。
3）处理
a）锅炉灭火MFT保护动作，联动下列设备跳闸，否则紧急手动停止下列设备的运行,迅速切断进入炉膛的所有燃料。
1.进油快关阀、回油快关阀及所有油枪电磁阀关闭，油枪吹扫闭锁；
2.所有磨煤机、给煤机跳闸，所有磨煤机出口门关闭；
3.两台一次风机跳闸；
4.过热器一、二级减温水、再热器事故减温水电动截止阀关闭；
5.蒸汽吹灰器自动跳闸退出;
6.汽轮机跳闸，发电机逆功率保护动作解列；
7.所有给水泵跳闸；
8.MFT时总风量＜30％，所有空气和烟气挡板解除“自动”控制；
b）通知除灰值班停止电除尘器运行；
c）查看MFT首出，查明MFT动作原因。
满足炉膛通风吹扫条件，调整总风量大于30%BMCR，进行5分钟的炉膛吹扫。
d）注意主、再热器压力的变化，过热器压力超压到27.5MPa时开启PCV阀泄压。
e）蒸汽压力降低后，自动打开各段疏水阀进行疏水。
f）确认锅炉灭火而MFT保护未动作跳闸时，严禁向锅炉投入点火装置进行强行点火，必须手动按下“MFT按钮”紧急停止。
g）确认锅炉故障消除可以启动后，按极热态启机规定，点火启动。
1.2锅炉受热面爆管
1）现象
a）炉管泄漏检测装置报警。
b）炉本体有明显的泄漏响声,爆管严重时，不严处向外喷炉烟或蒸汽。
c）锅炉给水流量不正常的大于蒸汽流量。
d）锅炉补水流量不正常的增加。
e）炉膛及烟道负压减小或变正，负压波动剧烈。
f）引风机导叶不正常的开大，风机电流增大。
2）原因
a）管材不良、制造、安装、焊接工艺不合格。
b）使用材料不当，使运行温度超过管材允许的最高使用温度范围。
c）给水、炉水及蒸汽品质长期不合格，使炉管严重腐蚀。
d）控制不当，造成受热面管壁超温过热。
e）管内异物堵塞，传热恶化。
f）爆管处受热面积灰结焦严重，长期无法清理，导致传热恶化。
g）管子严重磨损减薄。
h）炉膛压力失控或大块焦渣脱落，使水冷壁冷灰斗损坏。
i）破损处受到局部严重冲刷，如吹灰器长时间停留炉内且保持蒸汽供应或吹灰器提升阀发生内漏。
3）处理
a）检查确认泄漏后立即向调度部门申请降低机组负荷，并申请停机。
b）当发生受热面严重泄漏，无法维持炉膛燃烧的稳定，或者因爆管引起蒸汽温度大幅超温，无法维持正常运行，应立即汇报调度紧急停机，可将机组直接手动打闸。
c）爆管停炉后，至少保留单侧风组运行，排出炉内蒸汽并冷却锅炉。
d）通知电除尘电场停止运行，保持电场灰斗的加热和振打运行。
e）加强对省煤器、空预器、电除尘灰传送器的运行监视，防止管道堵塞。
1.3锅炉尾部烟道再燃烧
1）现象
a）空预器着火监测装置报警。
b）空预器前后及尾部烟道负压大幅波动，严重时，炉膛负压也会大幅波动。
c）尾部各段烟气温度不正常的升高，空预器出口风温不正常升高，排烟温度不正常升高。
d）尾部烟道、空预器，人孔、吹灰孔等不严密处向外冒烟和火星。
e）烟囱冒黑烟。
2）原因
a）锅炉燃烧调整不良、煤粉过粗，燃烧不完全，未燃尽的大量煤粉沉积在尾部受热面上。
b）锅炉长期低负荷运行，煤油混烧，空预器吹灰不及时。
c）燃油雾化不良，油滴沉积在受热面上。
d）空预器吹灰不及时可燃物未及时清除。
e）锅炉灭火后，吹扫不彻底。
3）处理
a）排烟温度升高时，立即采取调整燃烧和受热面蒸汽吹灰等措施，使烟气温度降低。
b）在确认空预器等处发生再燃烧事故后，或排烟温度上升至250℃时应紧急停炉。
停引、送风机，关闭各烟风挡板，隔离空气预热器。
c）在确认省煤器处再燃烧时，启动给水泵以不低于150t/h的给水流量进行上水冷却。
d）必须维持空预器运行，必要时手盘空预器，投入吹灰蒸汽或空预器清洗水进行灭火。
e）无法确认再燃烧完全熄灭时，禁止启动引、送风机向锅炉通风冷却。
f）燃烧被扑灭且烟道各段烟温正常后，打开检查孔，检查设备损坏情况，同时空预器进行彻底检查、清理。
g）锅炉负荷低于25％BMCR或油煤混烧时，应保持空预器连续吹灰。
h）经检查确认设备无问题，符合启动条件后，方可重新点火启动。
1.4锅炉汽水分离器出口温度异常
1）现象
a）锅炉汽水分离器温度高报警。
2）原因
a）MCS系统控制异常造成燃/水比失调（如给煤机出口堵煤或磨煤机出口堵煤）。
b）机组升、降负荷速度过快。
c）给水泵跳闸时，煤量自动跟踪控制不良。
d）煤质变化太快，或操作员手动控制时，调节不当。
3）处理
a）发现水/煤比失调后应立即修订自动设定值或切至手动调整，查明异常原因，及时调整燃料量和给水量。
b）运行中升、降负荷应按规定的负荷变动率执行，尽量避免升、降负荷速度过快，造成分离器温度高时应暂停升、降负荷，待汽温稳定后再进行调整。
1.5过热汽温度异常
1）现象
a）过热蒸汽温度超过报警限值，DCS指示温度变色报警；具体温度限值见“锅炉运行时的参数超限报警值”表。
2）原因
a）MCS协调系统故障或手动调节不良时造成燃/水比失调。
b）煤质突变，炉膛燃烧工况发生大幅度扰动。
c）给水系统故障或给给水控制系统异常，锅炉给水量波动。
d）发生辅机故障甩部分负荷时，燃/水比失调。
e）炉膛严重结焦或积灰。
f）过热器减温水调节失灵，导致减温水调节阀不正常关小或开大。
g）主汽系统受热面或管道泄漏。
3）处理
a）发现MCS故障导致水/煤比失调时或减温水失控应立即解除自动，手动调整水/煤比和减温水，控制过热汽各段温度在规定范围内，MCS系统正常后将水/煤比和减温水投入自动。
b）出现RB动作、跳磨、给水泵跳闸、高加解列等工况发生大幅扰动时，汽温自动调整不及,操作员应手动干预，保证各点温度在允许范围内。
c）因炉膛吹灰引起的主汽温度异常时，值班人员应当暂停吹灰，待温度调整正常后继续执行。
d）减温水阀门故障造成汽温异常时，将相应的减温水自动切换为手动调整，严防主汽温度和管壁超温或突变。
e）主汽系统受热面或管道泄漏应及时停炉处理，泄漏造成蒸汽温度异常时，在维持运行期间，应将其切为手动进行调整。
f）主汽温度和受热面金属温度超温且短期调整无效时，应降低锅炉负荷，确保受热面的安全。
g）机侧主汽温度在10分钟内急降50℃以上时，应手动紧急停机。
1.6再热汽温度异常
1）现象
a）再热蒸汽温度超过报警限值，DCS指示温度报警；具体温度限值见“锅炉运行时的参数超限报警值”表。
2）原因
a）MCS协调系统故障，引起燃/水比值失调。
b）煤质突变或炉膛工况发生大幅度扰动。
c）燃料和空气配比失调。
d）炉膛严重结焦或积灰。
e）烟气挡板或事故减温水调节故障。
f）再热蒸汽系统受热面或管道泄漏。
3）处理
a）发现MCS调节故障导致再热汽温超限，应立即解除自动，手动调整燃料量和烟气挡板开度，MCS系统正常后再投入再热汽温调整自动。
b）出现RB动作、跳磨等燃烧工况发生大幅扰动时，汽温控制由MCS自动调整,值班员尽量不要手动干预，但应注意自动调节状况和汽温的变化。
当发现自动调节工作不正常，汽温急剧变化时值班员应果断切为手动调整汽温。
c）烟气挡板故障造成汽温异常时，将烟气挡板自动切换为手动调整，必要时投入事故减温水降低温度，防止再热蒸汽温度和管壁超温。
d）事故减温水门故障造成汽温异常时，切除事故减温水自动，烟气挡板保持自动方式运，密切监视再热汽温，必要时可实行就地手动调节减温水阀。
e）再热蒸汽系统受热面或管道泄漏应及时停炉处理，泄漏可能会造成蒸汽温度异常，在维持运行期间如再热蒸汽温度自动不能正常工作，应将其切为手动进行调整同时适当加快降负荷速度，以免再热器金属大幅超温。
f）因煤质变化引起的温度异常，可通过风量修正进行调节和切换投入燃烧器层来实现，如果再热器严重急剧超温时，应果断切除运行磨煤机，直至切除所有运行制粉系统，保证再热器受热面安全。
g）旁路误动引起的再热器超温时，要立即关闭旁路电动截至阀。
1.7主蒸汽压力高
1）现象
a）主蒸汽压力显示值变色报警
2）原因
a）运行中锅炉、汽机出力不匹配；
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