一、经过

12月18日，运行人员早班接班后发现吹灰系统不能正常使用，排烟温度高达177℃。运行人员采取压负荷运行，负荷降至46MW。18日至21日，吹灰系统经过几次检修，但一直不能恢复正常。运行人员只能采取降负荷手段保持排烟温度不超过规定温度。

12月20日1#炉补水量突然增大（夜班补水量150t，早班补水量190t，二班补水量230t），厂领导安排相关专业人员检查1、2#炉联络门是否关好，锅炉本体及管道沟内是否存在泄漏点。直到20时，均未发现有漏点，可以判断炉内存在漏点。运行人员观察调整运行，开始准备启动2#炉。

12月21日1#机、炉运行，汽温537℃，汽压8.48MPA，负荷34MW，给水流量182t/h。5时50分，汽温535℃，汽压8.2MPA，床温748℃。6时，汽温499℃，汽压4.7MPA，床温448℃。已不能维持锅炉正常运行。值长通知相关领导后，1#炉停止给煤，准备停炉。6时19分，1#机解列运行，17:50分2#炉点火， 23:44分1#机并网运行。

二、原因分析

1、燃煤颗粒度达不到锅炉设计要求，大量飞灰积聚到烟道尾部，造成排烟温度高。

2、吹灰系统一直不能正常运行，锅炉受热面积灰多，造成排烟温度高，导致压负荷运行。

3、几次检修水冷屏过程中，检修队伍只更换明显损坏的部分管道，对其它的管道受损情况未进行认真检查。

4、压负荷运行造成运行人员对1#炉炉内泄漏未能及时发现，没有提前做好启动2#炉的准备。

三、防范措施

1、严格执行吹灰系统的运行说明，加强吹灰系统的检修维护。

2、严格按规程进行锅炉运行调整，提高水处理对锅炉给水品质要求，提高各级人员技术素质，提高对事故的判断、处置能力。

3、燃料部加强配煤和给煤管理，保证燃煤的发热量、颗粒度达到锅炉运行要求，提高锅炉热效率，加强机组的安全及经济性运行。

4、检修部加强检修管理工作，提高检修质量，加强工作责任心，严格按照打压标准进行试验。