锅炉运行经验小总结[合集5篇]

第一篇：锅炉运行经验小总结

1.锅炉低负荷运行时应注意些什么?

（1）低负荷时应尽可能燃用挥发分较高的煤。当燃烧挥发分较低、燃烧不稳时，应投入点火枪助燃，以防止可能出现灭火。

（2）低负荷时投入的燃烧器应较均匀，燃烧器数量也不宜太少。

（3）增减负荷的速度应缓慢，并及时调整风量。注意维持一次风压的稳定，一次风量也不宜过大。燃烧器的投入与停用操作应投入油枪助燃，以防止调整风量时灭火。

（4）启、停制粉系统及冲灰时，对燃烧的稳定性有较大影响，岗位应密切配合，并谨慎、缓慢地操作，防止大量空气漏入炉内。

（5）在低负荷运行时，油枪投入时由于难以保证油的燃烧质量，应注意防止未燃尽油滴在烟道尾部造成复燃。

（6）低负荷运行时，要尽量少用减温水（对混合式减温器），但也不宜将减温水门关死。

（7）低负荷运行时，排烟温度低，低温腐蚀的可能性增大。为此，应投入暖风器或热风再循环。

2.锅炉在变压运行时应注意什么?

(1)变压运行中，注意负荷变化时厚壁部件的温度变化，特别是汽包壁温的变化，防止过大的热应力。由于受变压的影响，汽包内工质的饱和温度变化较大，因而要控制汽包内外壁温差和负荷的变化速度。

(2)在负荷较低的情况下，必须注意锅炉的安全问题。如炉内燃烧的稳定性和锅内水循环故障等问题。

(3)在负荷较低的情况下，还应注意汽动给水泵自动跟踪情况，防止给水泵因进汽压力低失灵。

3.手动紧急停炉的条件有哪些？

出现下列任一条件时，应手动紧急停炉

1)MFT动作而未动作时。

2)给水及蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身、设备安全时。

3)省煤器管、水冷壁管爆破，不能维持汽包正常水位时。

4)失去全部火焰检测冷却风时。

5)空气预热器全停时。

6)所有水位表损坏，不能正常监视汽包水位时。

7)排烟温度急剧升高，确认为尾部发生再燃时。

8)主要仪表，如主蒸汽压力表、主再蒸汽温度表、氧量表、给水流量表、炉膛压力表一起失灵时。

4.请示停炉的条件有哪些？

1)炉内承压部件因某种原因漏泄时。

2)炉水、蒸汽品质严重低于标准，经多方调整无法恢复正常。

3)锅炉严重结焦，难以维持正常运行。

4)承压汽水法兰、管道、阀门等泄漏，且无法隔离时。

5)过热器、再热器管壁温度超限，经多方调整无法恢复正常时。

6)水位计、安全门不能全部投入时。

7)DCS或OS不能正常运行时。

5.请求减负荷的条件有哪些？

1)机高加跳闸(或切除)汽温无法维持正常范围。

2)锅炉堵灰、结焦严重短时间无法消除时。

3)给水、蒸汽管道漏泄。

4)受热面有轻微漏泄点时。

5)由于主再热蒸汽受热面压损过大，个别安全门有动作危险时。

6)主再热蒸汽系统各部压力及温度(包括壁温)有超出设计值，经多方调整无法恢复正常时。

6.严禁锅炉启动的条件有哪些？

1)影响锅炉启动的设备和系统检修工作未结束，工作票未注销，或检修工作已结束，但经有关人员验收不合格时。

2)新安装或大修后的锅炉未进行水压试验或试验不合格。

3)锅炉主要仪表、主再热蒸汽温度表及压力表，炉膛压力表，水位表等缺少或不正常，且无其它监视手段时。

4)锅炉电磁阀，安全门和燃气、燃油速断阀经试验动作不正常。

5)炉膛安全监控系统，安全保护系统经试验不合格时。

6)旁路系统因故障不能投入运行时。

7)DCS或OS投入不正常时。

7.锅炉负荷聚减的现象、原因、处理？

现象

1)主汽压力急剧升高，蒸汽流量下降。

2)汽包水位先下降而后上升。

3)再热汽压急剧下降。

4)处理不及时安全门动作。

原因

1)电力系统发生故障。

2)汽轮机或发电机发生故障。

处理

1)根据负荷下降的程度，适当减少燃烧率，必要时切除部分制粉系统。

2)燃烧不稳时，及时投枪稳燃。

3)切给水自动为手动，控制好水位。

4)若汽压超过电磁阀动作压力，而电磁阀未动作，应手动开启。

5)根据汽温情况，应切为手动，关小或解列减温器。

6)若负荷到零，联系汽机投入旁路系统。

7)故障消除后，做好恢复负荷的准备。

8.“失火焰”和“失燃料”有何区别？

1)失去燃料跳闸条件：

当任一油枪已投运，则“失燃料跳闸”处于准备状态，如果下列任一条件发生，则引起“失去燃料跳闸”

A．全部给煤机、磨煤机均停，且全部油喷嘴阀或油跳闸阀关闭。

B、全部油枪未投运且全部角煤燃烧器未投运。

2)失去火球火焰条件：

在锅炉点火以及任一给煤机投运之前，煤火焰检测器始终不参与整个系统的灭火保护。当下列任一条件存在时，则发出失去火球火焰条件：

A当所有6角燃烧器均示无火。

B、偏烧（已解除）。

9.锅炉启动中的注意事项 ？

1)严格按升温升压曲线进行，期间汽包任意两点间壁温差不得超过50℃，否则应停止升压，分析原因及时处理。

2)控制好冲转前的炉膛出口烟温不超过538℃，同时升温升压过程中严格监视各受热面管壁温度不超过允许值。

3)投、停油枪时注意油压的变化，不得同时投入两支或两支以上油枪，加强与邻炉的联系工作，防止灭火；油枪应定期切换，保持炉内燃烧稳定，保证受热面受热均匀；及时发现油枪的漏油和漏汽现象。

4)给水及减温自动投入后，应保证调节性能良好，被调参数稳定，否则改为手动调节。

5)联系化学加强对炉水及蒸汽品质的监督，不合格时应加强排污。

6)点火初期应连续投入空气预热器吹灰至带上10%最大负荷，加强尾部烟温变化，防止再燃。

7)启动期间如机、电有稳定或试验要求，按其要求进行。

8)点火开始，每半小时按操作票附表记录一次参数。

10.机组冷态启动参数时，冲转参数是如何规定的？

当主汽压力达3.5MPa～5.0MPa，主汽温度达316℃～360℃，再热汽温达260℃～300℃。再热汽压达0.1MPa～0.2MPa，过热度大于56℃，保持汽温汽压稳定。

11.机组热态启动参数时，冲转参数是如何规定的？

1）汽轮机第一级金属温度或中压隔板套金属温度121℃以上时，机组启动即为热态启动。

2）锅炉的点火、升温、升压参照热态启动曲线，并参照冷态启动曲线，用汽机旁路来控制汽温、汽压。

3）热态启动时各参数与冷态启动各参数达到相同状态时，按冷态启动曲线进行。

4）冲转时参数及各部速率：

冲转前升温率：主汽温度4.2℃/分

再热汽温5.2℃/分

升压率：0.15MPa/分

起点参数：主汽/再热汽温：360℃/270℃

主汽压力：2.94MPa

冲转参数：主汽/再热汽温：425℃/400℃

主汽压力：6.86MPa

并网后：

主汽升温率：约4.15℃/分

再热汽升温率：约4.3℃/分

升压率：0.17MPa/分

12.AGC投入条件有哪些？

1)主辅机运行状态良好，主要参数正常。

2)机组处于协调控制状态（即，汽机在遥控、锅炉基本已自动），并稳定运行，主要控制指标达到规程要求。

3)RTU装置运行正常，与CCS之间的接口工作正常。

4)机组监控系统运行正常。

5)机组负荷调整能力在额定负荷的60%-105%之间（机组的负荷调整范围按省公司《机组最大调峰能力规定》执行）。

6)机组升降负荷的速率为：5MW/min。

13.停炉注意事项 ?

1)停止制粉系统时应将给煤机箱体煤刮净，停炉七天以上，有条件时应将原煤斗内煤烧空。

2)本操作票外有关操作或其它情况可参照规程及现场具体情况进行。

3)任何时候应加强与汽机的联系,保证过热度大于56℃。

4)停炉后加强对汽包壁温差的监视，不超过50℃，汽包内无水时联系汽机启动给水泵补水。

5)停炉后检查空气预热器的自密封装置应提起，否则应手动提起（预热器应按规程要求停止）。

6)加强对排烟温度的监视，防止再燃。

7)停炉后解列油系统及点火用气系统。

8)熄火前，应手动停掉最后一套制粉系统及油枪，防止制粉系统内爆。

9)停炉后附表每半小时记录一次，至排烟温度60℃时为止。

14.锅炉停炉后还应该做哪些工作？

1)关闭连续排污，取样(炉侧)、加药门。

2)解列液化汽系统，油枪及蒸汽雾化手动门。

3)空气预热器及风机继续运行，待其入口烟温达150℃时停止预热器及风机运行。

4)锅炉停炉后，仍应监视排烟温度的变化。当发现排烟温度不正常地升高，或尾部受热面有发生再燃烧可能时，应立即投入消防装置进行灭火。此时严禁通风。

5)在锅炉未泄压或电动机德电源未切断前，仍应监视锅炉仪表盘和有关设备。

6)停炉应继续记录主、再热蒸汽温度、压力、汽包壁温、冷热风温度、排烟温度、汽包压力、给水温度，炉膛出口烟温(烟温探针能投入时开始记录)，汽包水位。应一直记录到排烟温度降至60℃时为止。

15.锅炉启动前的试验项目有哪些？

1)所有电气联锁及热机保护试验。

2)辅机拉合闸试验和事故按钮试验。

3)热工保护装置及信号声光报警试验。

4)程控装置试验。

5)电动门、调整门、风门及挡板远方和就地开关试验。

6)上水后的水压试验。

7)点火装置的试验。

8)大联锁试验，锅炉大修或回路有检修后必须做动态验。

9)点火后的安全门试验。

16.锅炉点火前的准备有哪些？

1）提前12小时～24小时投入电除尘灰斗及大梁加热装置。

2）炉上水后，提前15小时投入炉底蒸汽推动。汽包下壁温加热到100℃时或点火前停止。

3）保持炉前油循环，调整油压正常，各油枪在程控位，开启各油枪仅有手动门；投入点火用气系统，调整压力0.045KPa-0.1KPa。

4）投入电除尘振打装置，锁气器系统。

5）启动供水泵房高低压水泵，投入炉底水封及除灰除渣系统。

6）空气预热器入口风温应保持不低于23℃，否则应投入暖风器系统。

7）投入火焰电视摄像系统。投入探头冷却风机，一台运行，一台备用，投入炉膛烟温探针。

8）投入点火用汽系统，调整压力在0.045kPa～0.1kPa之间。

9）联系热工人员解除发电机跳闸、汽轮机跳闸和锅炉汽包水位±300mm炉MFT保护。

10）开启炉侧连排，加药，取样门及5%旁路门，炉顶主再热系统及汽包空气门，开启PCV阀入口手动门。

11）启动空气预热器，3、4号炉投入自密封装置，确认风机启动条件具备，启动A侧或B侧引送风机(必要时A侧、B侧均启动)调整风量在30%～40%总风量之间，负压在50Pa～100Pa。

12）炉膛吹扫应结束

13）大小修后空预器应水冲洗8分钟—10分钟。

17.对流、辐射、半辐射式过热器各具有什么样的汽温特性?

(1)对流过热器的汽温特性是：当锅炉负荷增加时，过热蒸汽温度升高，反之则降低。当过热器离开炉膛出口越远或过热器入口烟温越低时。这种汽温特性越明显。

(2)辐射过热器的汽温特性是：当锅炉负荷增加时，过热蒸汽温度降低。反之，过热蒸汽温度升高。

(3)半辐射式过热器的汽温特性是，当锅炉负荷变化时，汽温比较平稳或接近对流或接近辐射过热器的汽温特性。即锅炉负荷增加时过热汽温稍有上升或稍有下降，这要取决于对流和辐射受热面的比例分配而定。

18.燃用低挥发分煤时如何防止灭火?

燃煤挥发分降低，着火温度升高，使着火困难，燃烧稳定性变差，严重时会造成灭火。为防止灭火，运行过程中应注意以下几个方面：

(1)锅炉不应在太低负荷下运行，以免因炉温下降，使燃料着火更困难。

(2)适当提高煤粉细度，使其易于着火并迅速完全燃烧，对维持炉内温度有利。

(3)适当减小过量空气系数，并适当减小一次风风率和风速，防止着火点远离喷口而出现脱火。

(4)燃烧器应均匀投入，各燃烧器负荷也应力求均匀，使炉内维持良好的空气动力场与温度场。

(5)必要时应投入点火油枪来稳定燃烧。

(6)在负荷变化需进行燃煤量、吸风量，送风量调节，以及投、停燃烧器时，应均匀缓慢、谨慎地进行操作。

19.漏风对锅炉运行的经济性有何影响?

不同部位的漏风对锅炉运行造成的危害不完全相同。但不管什么部位的漏风，都会使烟气体积增大，使排烟热损失升高，使吸风机电耗增大。如果漏风严重，吸风机已开到最大还不能维持规定的负压(炉膛，烟道)而被迫减小送风量时，会使不完全燃烧热损失增大，结渣可舶性加剧，甚至不得不限制锅炉出力。炉膛下部及燃烧器附近漏风可能影响燃料的着火与燃烧。由于炉膛温度下降，炉内辐射传热量减小，并降低炉膛出口烟温。炉膛上部漏风，虽然对燃烧和炉内传热影响不大，但是炉膛出口烟温下降，对漏风点以后的受热面的传热量将会减少。对流烟道漏风将降低漏风点的烟温及以后受热面的传热温差，因而减小漏风点以后受热面的吸热量。由于吸热量减小，烟气经过更多受热面之后，烟温将达到或超过原有温度水平，会使排烟热损失明显上升。综上所述，炉膛漏风要比烟道漏风危害大，烟道漏风的部位越靠前，其危害越大。空气预热器以后的烟道漏风，只使吸风机电耗增大。

20.升压过程中为何不宜用减温水来控制汽温?

启动过程的升压阶段，当采用限制过热器出口汽温的方法来保护过热器时，要求用限制燃烧率、调节排汽量或改变火焰中心位置来控制汽温，而不采用减温水来控制汽温。因为升压过程中，蒸汽流量较小，流速较低，减温水喷入后，可能会引起过热器蛇形管之间的蒸汽量和减温水量分配不均匀，造成热偏差，或减温水不能全部蒸发，积存于个别蛇形管内形成“水塞”，使管子过热，造成不良后果。因此，在升压期间应尽可能不用减温水来控制汽温。万一需要用减温水时，也应尽量减小减温水的喷入量。

21.汽压变化对其他运行参数有何影响？

汽压变化对汽温的影响：一般当汽压升高时，过热蒸汽温度也要升高。这是由于当汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽需要消耗更多的热量，在燃料不变的情况下，锅炉的蒸发量要瞬间减少，即过热器所通过的蒸汽量减少，相对蒸汽的吸热量增大，导致过热蒸汽温

度升高。

汽压变化对水位的影响：当汽压降低时，由于饱和温度的降低使锅水蒸发，引起锅水体积的膨胀，故水位要上升。反之当汽压升高时，由于饱和温度的升高，使锅水的部分蒸汽要凝结，引起锅水体积的收缩，枚水位要下降。如果汽压变化是由负荷引起的，则上述的水位是暂时的现象，接着就要向相反的方向变化。

22.在升压过程中，应特别注意哪些事项？

1)注意控制汽包壁温差，为此应严格控制升压速度；

2)注意监视汽包和水冷壁的热膨胀；

3)注意保护过热器和省煤器；

4)做好升压过程中的定期工作；

5)注意监视和调节燃烧，预防锅炉灭火和发生爆炸或二次燃烧事故。

6)注意保持水位正常，预防缺水、满水事故。

23.锅炉专业的技术经济指标有哪些?

锅炉专业的技术经济指标有：锅炉效率、蒸发量、主汽压力、主汽温度度、再热汽压力，再热汽温度、氧量、排烟温度、飞灰可燃物、制粉电牦，风机电耗、除灰电耗、点火与助燃用油量。

24.锅炉节能途径有哪些？

锅炉节能途径可归纳为节煤、节油、节电、节水等四个方面：

1)提高锅炉热效率，降低各项热损失；

2)减少锅炉启动热损失；

3)保持锅炉经济负荷；

4)减少各转机漏油和点火用油；

5)对冷却水、工业用水和疏水加强管理；

6)降低排污率，充分利用余热；

7)降低厂用电率；

8)加强燃料管理。

25.为什么给水高压加热器停运后要限制负荷运行?

汽轮机高压加热器停运后，锅炉的给水温度将比设计值低。给水温度降低后，从给水变为饱和蒸汽所需的热量增加很多，如要维持蒸发量，必须增加嬲料消耗量，这样不仅使整个炉膛温度提高，炉膛出口烟温升高，且流过过热器和再热器的烟气数量和流速增加，此时若机组带额定负荷，锅炉热负荷处于超负荷工况运行，其结果将造成汽温上升，管壁超温，受热面磨损加剧，损坏设备，所以给水高压加热器停运后要限制负荷运行。

第二篇：锅炉运行中总结的一些经验

锅炉运行中总结的一些经验

任建祖

对于运行人员，一个已经正常运行多年的热电厂，总的来说，锅炉运行包括几个方面：日常监视与调整操作；事故处理；启动与停止；优化运行方式与技术改进。我认为在锅炉正常运行的时候，日常运行的监视与调整操作占主要部分，我们运行人员的绝大部分时间都是围绕这一内容，干锅炉运行工作十几年了，别的方面就不多说了，只把自己在这十几年总结的一些经验归纳出来，抛砖引玉，希望大家指正。

我认为在日常运行的监视和调整操作方面来说，“稳定”是关键，压力，温度，水位，负压，制粉等等参数，保持稳定工况是安全经济运行的重要保证。简单来说，稳定工况主要通过“平衡”这一手段取得，例如外界负荷与炉内燃烧工况取得平衡，则压力稳定；给水量与蒸发量取得平衡，则水位稳定；引风量与送风量相平衡，则负压稳定。。。而根据锅炉运行调节的目的，采取必要的调节手段，是每一个运行人员应掌握的知识。我下面所说是个人在运行中的一些心得体会，是运行调节中的一些基本方面，粗浅技巧，希望对大家有所启发，共同进步。

（一）日常调节的关键--“汽压”。在锅炉各主要参数中，保持主汽压力稳定是其中关键，只有汽压稳定了，其余参数才能稳定下来。汽压不稳，汽温，水位都会随之变化，所以调节时首先要从压力着手。汽压分为外扰和内扰，对于我们厂，外扰即外界负荷一般变化不大，因此汽压的变化都是由内扰即炉内工况改变引起的，故保持炉内燃烧工况的稳定是汽压稳定的前提。如果燃烧工况发生改变，比如风粉比，煤粉发热量等因素改变，压力就会发生变化，要求我们进行调节，从而在炉内工况变化的过渡状态进入稳定燃烧状态。

（二）关注氧量变化。氧量是监视炉内过量空气系数的一个指标，它与炉内燃烧工况的变

化息息相关，如果在外界负荷，燃烧方式，引送风量，漏风量等参数不变的情况下，氧量就与炉内燃料的放热量相对应。一般来说，稳定工况下，炉内的放热量与送风量相匹配，氧量保持基本不变，主汽压力也相应稳定在某一数值。氧量增大，说明炉内放热量小于送风量，这时压力就会下降，就要求加大燃料量供给，维持压力。而因为汽包的蓄热能力和燃烧设备的惯性，主汽压力的变化速度慢于氧量的变化速度，因此，关注氧量变化就可以提前判断压力的变化方向，从而对压力的调节起到超前调节的效果，这是调节压力稳定运行的一个主要依据。当然氧量变化也不能完全说明是燃料放热量引起，在一些引起燃烧工况变化的操作或事件发生时，也会引起氧量变化。如启停制粉系统，吹灰打焦等，但也可以根据其变化来判断操作的正确或分析事件的原因。总之，关注氧量变化除了可以控制燃烧的经济性，也是保持各参数稳定的一个重要手段。而在事故处理及燃烧不稳定的时候，氧量变化更为明显，特别是氧量突然之间大幅上升，很可能是炉内燃烧极微弱，这往往是即将灭火的一个征兆，出现这种情况，应立即投油稳燃，并加强燃烧，不能犹豫延迟。

（三）注意“提前调节”和“过度调节”相结合。对于蒸汽母管制系统，由于设备较复杂，燃烧系统和蒸汽系统惯性大，因此在参数变化时迟滞较大，但变化的趋势保持较长，所以在调节时应注意“提前调节”和“过度调节”相结合，特别是对于汽压来说，如果压力开始下降，就要求在下降初期开始增加燃料量，延缓其下降幅度，这就是“提前调节”，而如果压力已经降低一段时间，就要过多增加燃料量，使压力回升，即“过度调节”。同时对于母管制系统，压力变化时不能盲目调节，应分析其变化的具体原因，尽量针对性调节，这样才能更好更快恢复稳定。

（四）注意“粗调”与“细调”相结合。在运行参数变化幅度较大的情况下，应采用“快

速调节”和“过度调节”的方式，使参数能尽快改变其变化趋势，即“粗调”。特别是事故处理时，对水位的调节，尤应注意。事故情况下，如“甩负荷”“锅炉灭火”等，这时的水位变化幅度非常大，而且由于“虚假水位”的影响，变化速度也很快，要求运行人员反应迅速，及时调节。同时我们厂是母管制供水系统，两台炉相互影响，再加上平时给水压力较低，在事故情况下，两台炉水位同时变化，“抢水”现象严重，因此在“粗调”时更应相互协调，互通有无。避免人为调整不当造成事故扩大。例如“汽机甩负荷”而锅炉因为水位调节不当造成灭火；“锅炉灭火”时因为水位调节不当造成满水；甚至在锅炉一台送风机跳闸时下层给粉机转速过大造成风管堵塞等等。“粗调”之后，在参数趋于稳定时再采用“细调”“精调”的方式控制参数缓慢稳定下来。对于汽压的调节来说，“过度调节”是以增加热损失为代价的调节方式，特别是在给粉机转速大幅上下不波动，氧量随之波动，造成炉内燃烧工况也为之改变，这时部分燃料未完全燃烧损失大幅增加，对机组热效率影响很大。因此尽量避免这种运行方式，在采用“燃烧自动”时应对给粉机转速的波动幅度加以监视，发现其波动幅度过大，应解除自动运行，手动加以干预，采用人工“细调”，以提高机组热效率。

（五）抓住调节的目的与关键，避免因小失大。日常正常运行中，调节的目的与关键是保

持参数稳定，尽量提高机组经济性，要求我们精心操作，细心调整，耐心监视。而在机组异常运行时，则应根据需要采取不同运行方式进行调整。例如燃煤易结焦时，挥发份较高时，水份高时等等，这时就要求调节以安全运行为目的，就要采取相应的运行方式保证机组安全运行。特别是在事故处理的时候，以不扩大事故，尽快恢复为目的，要求运行人员心中有数，抓住调节关键，避免调节时机失误，造成事故扩大。比如在“汽机甩负荷”时，锅炉水位调节就是关键，反应不及时就会出现水位事故；而在“锅炉灭火”时，检查FSSS动作正确与否是关键，如果FSSS未能及时切断燃料，造成“爆燃”，或者未及时关闭减温水造成汽机水冲击，就使得事故扩大，损失严重。

（六）及时判断与分析参数变化的原因，避免盲目调节。任何参数的变化都有其内在原因，要求我们在发现其变化时及时判断与认真分析，找出根源，对症下药，针对性调节，避免盲目调节，反复调节。很多运行监视参数都是相互关联，相互影响，例如温度变化，不能仅仅依靠减温水调节，应综合其他参数分析温度变化的原因，而采取不同的处理方式，这样可以避免造成温度反复波动。要对各个参数变化的影响因素心中有数，对所监视的参数有一定的敏感性，及时找到根源，采取正确的应变措施。一般情况下，煤质发生改变时，运行参数是缓慢变化的，如果运行参数突然变化很大，说明燃烧工况有很大变化，十有八九是事故发生，应及时检查，及时分析，及时处理。

（七）注意理论与实践的差异。平时注意观察总结，以实践验证理论。炉内燃烧工况是一

个非常复杂的集体，影响因素很多，而分析起来非常困难，即使两台炉设计相同，运行方式相同，但运行的实际情况也不一样，因此日常运行中注意总结，以理论为指导，而以实际效果为目标，进行调节，尽量提高机组的安全经济性。

2012-2-4

第三篇：循环流化床锅炉运行经验介绍

循环流化床锅炉运行经验介绍

循环流化床锅炉简介

SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉为超高压中间再热，单锅筒自然循环、循环流化床锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进、吸收美国ALSTOM公司循环流化床锅炉技术的基础上，运用了ALSTOM公司验证过的先进技术和几十台超高压中间再热循环流化床锅炉设计、制造、运行的经验，进行本锅炉的全套设计。

SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉主要由锅筒、悬吊式全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。

炉膛上部布置4片水冷屏和16片屏式过热器，其中水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后烟井之间，布置有两台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置一台非机械的“U”型回料器，回料器底部布置流化风帽，使物料流化返回炉膛。

锅炉采用两次配风，一次风从炉膛底部布风板、风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有四个给煤点和四个石灰石给料口，均匀地布置在炉前。炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式，床上共布置4支（左右侧墙各2）大功率的点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置一台流化床冷渣器。

本锅炉锅筒中心标高为47000mm,G排柱至K排柱的深度为37200mm,主跨宽度为21000mm,左右侧副跨宽度均为5000mm。3 循环流化床锅炉常见故障分析及对策 3.1炉内受热面磨损

循环流化床锅炉（简称CFB锅炉）除了高效节能、低污染地清洁燃烧优点以外还有一个最大的特点就是燃料适用的广泛性。正因为如此，大多的循环流化床锅炉都燃用了高水份、含灰量极大的劣质煤，燃烧时，烟气中含有大量的飞灰颗粒，这些灰粒以极高的速度冲刷炉壁及其设备，使其表面受到剧烈的磨损，发生局部的严重破坏，甚至导致事故停炉。

炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡位置、温度测点周围、炉内悬吊受热面、顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近，由于上述位置均处于物料的次密相区和涡流区，飞灰浓度和速度相对较大，设计上没有在该处考虑受热面的防磨，因此就出现了防磨的盲点。据不完全统计，全国的流化床锅炉因磨损造成壁厚减薄而爆管的事故中有26.41%是出现在上述部位。3.1.1 各部位磨损机理分析 3.1.1.1 流化床区域

在燃烧室中，从床的底部至固体颗粒膨胀起来的床层界面称为流化床。要使流化床上的固体颗粒保持悬浮沸腾状态，使煤粉颗粒得以充分有效地燃烧，从炉底布风装置出来的空气流必须具有足够的速度、强度和刚度，以在支撑固体颗粒料层的同时，产生强烈的扰动，研究发现，当床料密度ρs(1-ε)=8-10kg/m3时（ρs??颗粒密度，ε??空隙率），床内细颗粒就会聚成大粒子团，团聚后的粒子团由于重量增加体积加大，以较大的相对速度沉降，并具有边壁效应，使流化床中气?固流动形成近壁处很浓的粒子团以斜下切向运动，下降到炉壁回旋上升，颗粒彼此之间以及与炉壁之间进行频繁的撞击和摩擦，使炉壁出现了严重的磨损。锅炉运行一年后大修检查，发现水冷壁密相区耐磨料过度部位的水冷壁普遍出现不同程度的磨损，经测厚最薄为4.7mm，磨损量达1.8mm。3.1.1.2炉膛内悬吊受热面

布置在炉膛内的过热器等受热面，所处的位置是烟气流必经通道，高浓度、高速度的飞灰颗粒，大大地增加了在单位时间内颗粒对受热面的撞击率，我们知道，管壁表面的磨损量是与撞击率以及流速成正比：

T∝(ηkω3/2g)τ

式中：T ??管壁表面的磨损量,单位为g/m3 τ??时间，单位为s g??重力加速度，g=9.18m/s2 ω??飞灰速度，可认为等于烟气流速，单位为m/s κ??烟气中飞灰浓度，单位为g/m3 η??飞灰撞击率

因此，布置在炉膛内的悬吊受热面，特别是第一、二排的管束，磨损较严重。

锅炉运行一年后大修检查，发现两侧水冷屏的第一排管束与侧墙相对的一面磨损较为严重，经测厚最薄壁厚为5.2mm。3.1.1.3 炉膛出口（分离器进口）

炉膛出口处烟气流流通截面骤降，并使粒径d50为40～70μm的固体颗粒加速到最大速度，以满足分离器所需分离临界速度，不同结构的分离器有着各自不同的临界速度，据我们了解，一般这一临界速度达25m/s左右，这样高速度的固体颗粒在炉膛出口转弯处（俗称靶区）将产生较大的离心力，强烈地冲刷炉膛出口管，同时，高密度的灰粒在与管表面碰撞时，使金属显微颗粒克服分子之间的结合力，使本已处在高温处的局部管表面温度升高引起该处金属变软，使金属颗粒更易与母体分离产生磨损。

锅炉运行一年后大修检查，发现分离器入口两侧水冷壁磨损较为严重，特别是与耐磨料结合处的一根水冷壁管冲刷出现许多凹坑，深度达2~3mm。3.1.2 设备改造情况

针对炉内受热面磨损严重的问题我们采取了如下措施：

（1）将水冷壁两侧的床温测点（约标高26米）拆除，将测点两侧的让管进行取直。（2）我们在过热屏的迎火面加装了部分耐磨鳍片，鳍片的两端与管子的角度磨成150斜角。（3）考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性，我们利用大修机会对炉内部分受热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上1.5米、焊缝两端各0.2米，顶棚往下1.5米和分离器入口两侧相对应的部位。3.1.3 运行采取的措施

（1）循环流化床锅炉受热面磨损速率与颗粒速度的三次方和颗粒粒径的平方呈正比，为了减少磨损必须严格控制入炉煤的粒度和热值，细碎机出料粒度总体标准如图（3-2）所示：

对煤粉粒度的具体要求如表（3-1）：

图3-2

表3-1煤粉粒度控制表

筛孔尺寸

(mm)10mm 8mm 6mm 3mm 1mm

100％ 98～100％ 95～100％ 78～90％ 38～60％

通过量占总量比例（%）

超过上表所示的范围，视为不合格。

（2）对入炉煤的热值进行严格的取样化验，确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种即大于19500KJ/Kg,发热量小于该值的煤种一律进行掺烧，防止煤量过大。

（3）由于我们公司现在的煤种的热值很难达到校核煤种的热值，为了减少飞灰磨损带来的危害，保证烟速在规定的范围内，决定对入炉煤进行定量燃烧，严格将燃料耗量控制在69t/h以下。

（4）炉内受热面的磨损与运行人员的调整有很大的关系，一、二次风的配比和物料浓度对受热面的磨损有直接的影响，在保证炉内床料流化良好的前提下，减小总风量，145MW合理风量在450t/h左右。

（5）在保证料层差压合理分布的前提下，降低炉膛差压，145MW合理床压在13.4~14.5KPa左右。

（6）根据燃烧工况，合理控制风量配比，减小“多余”风量的送入。（7）煤、风调整应缓慢均匀，精心监视，降低炉内的扰动。（8）高负荷，在保证蒸汽参数前提下，控制外循环物料量。（9）根据排渣粒度每360运行小时置换换床料一次。

（10）开展各种活动，不断优化燃烧调整，丰富经验，提高机组安全、经济性。3.2 炉内耐磨料损坏

非金属耐磨材料，由于热震稳定性好，施工维修简单，是循环流化床锅炉中应用最多的耐磨材料，从整台锅炉的经济比较来说也占了相当大的比例。非金属耐磨材料有定形制品与不定形制品，定形制品以预制品和砖为主，而砖在循环流化床锅炉中大面积的耐磨墙体应用较多，如分离筒、回料器，尾部烟道等，目前常用有硅线石砖、锆铬刚玉砖、碳化硅砖等。不定形制品有喷涂料、耐磨耐火可塑料、耐磨耐火捣打料、耐磨耐火浇注料等。

耐磨耐火可塑料，是由耐火骨料、结合剂和液体组成的混合料。交货状态为具有可塑性的软坯状或不规则形状的料团，可以直接使用，主要结合剂可以为陶瓷、化学结合剂。以捣打（手工或机械），震动、压制或挤压方法施工，在高于常温的加热作用下硬化，耐磨耐火捣打料的组成基本与耐磨耐火可塑料相同，所不同是耐磨耐火捣打料，一般来说均在现场调配，用多少配多少，最适用于用量不大的修补，而耐磨耐火可塑料，不宜久存，特别是开封后极易硬化，故较适用于用量较大的批量施工。如悬吊在炉膛内的受热管束，使用现存的可塑性软坯在管节距之间捣打挤压，即密实又施工方便。

耐磨耐火浇注料是由耐火骨料和结合剂组成的混合料。交货状态为干状，加水或其他液体调配使用。主要结合剂为水硬性结合剂，也可以采用陶瓷和化学结合剂，以浇注、震动的方法施工，无需加热即可凝固硬化。

保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、旋风分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置，其损坏主要有脱落和磨损两种情况，造成上述损坏的原因是多方面的。3.2.1 耐磨料损坏的原因

耐磨料的损坏主要有以下原因造成：

（1）有些耐磨料其本身的成分配比不符和要求，使耐磨料的稳定性达不到设计要求，表面硬度减弱以及粘结力降低，耐磨料极易磨损和脱落。

耐磨材料的的物理化学性能非常重要。一般来说，耐磨材料的耐压强度、抗折强度、耐磨性、热震稳定性和重烧线变化是主要的考虑指标，同时，高温耐压强度指标也要考虑。有许多种耐磨材料结合剂须1200℃以上温度烧结后才有一定强度，在1200℃以下使用，因耐火材料达不到烧结温度而导致强度很低，因此，在流化床锅炉上选用效果不理想。

（2）施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏，在施工中没有严格按照料水（或磷酸结合剂）浓度进行合理配比，耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、施工时欲留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等，在运行中极易造成耐磨料大片脱落。（3）设计结构不合理也会造成耐磨料脱落，例如：抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较低都会造成耐磨料大面积脱落。从目前情况来看，我公司两台循环流化床锅炉的分离器总体设计不是很合理；该墙原设计厚度304mm，内层为150mm厚高强度耐磨耐火砖，外层为154mm厚的耐火保温浇注料，用拉砖钩将耐火砖拉住。该结构的墙保温效果差，经常造成墙体塌落，现在设计中常设计成棋盘式结构，效果较好。

（4）运行操作不当也会造成耐磨料脱落，耐磨材料随温度的升降，产生膨胀或收缩，如果此膨胀或收缩受到约束，材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料，与金属制品相比，由于它的热导率和弹性较小、抗拉强度低、抵抗热应力破坏能力差、抗热震性较低，在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大，就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。3.2.2 针对耐磨料损坏所采取的措施

（1）对耐磨料进行了招标，选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工，在施工中严格施工工艺，加强质量监督，对耐磨料的成分进行不定期抽样检查，对不合格的产品一律拒绝使用。

（2）旋风分离器切向位置的耐磨料，飞灰碰撞积率最大、烟速和烟温最高，磨损最严重、三维热膨胀最大。我们对该处的耐磨料进行了施工改造，将原有的耐火砖拆掉（部分脱落）增加了

Y型抓钉，并在抓钉上面焊接了φ6mm的不锈钢网，外层用60mm的高温硅酸铝棉毡，中间用微孔保温砖，内层附以150mm厚的耐磨捣实料，经过8个多月的实际运行，保温效果和强度都非常好。

（3）回料器的水平段耐磨料经常脱落，致使该处的铁板烧红，我们利用大修机会对该处进行了改造：在耐磨料最内层加装了成型的碳化硅预制板，该板耐高温，抗磨损冲刷，使用效果比较好。

（4）对屏式过热器和水冷屏在下部增加了销钉数量。

（5）为了避免出现耐磨料脱落的现象发生，每次停炉和启动，都应严格按照温升曲线进行操作。

3.3 过热器超温

#

3、4炉自投产以来，屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高，在135MW冷段出口温度最高达475℃,比设计值高出50.8℃在一级减温器减温水量26.1t/h时，热段出口温度最高达534℃，比设计值高出40.6℃，其中＃

3、4炉屏式过热器高温段部分管子由于过热出现了球墨化现象。3.3.1 原因分析

（1)在锅炉设计时，由于设计人员比较保守，造成炉内过热器受热面较多。（2)在锅炉设计时，没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。（3)燃用煤种偏离设计煤种较大。（4)运行中风量配比偏差较大。3.3.2 设备改造

（1)#3炉分别将热屏和冷屏去掉了一屏，并在下部增加了部分耐磨料。

（2)#4炉在冷屏和热屏底部增加了部分耐磨料，以减少冷屏和热屏的整体吸热量。（3)为了减少屏过管子的热偏差，分别在每屏出口前后两侧的管子增加了部分耐磨料。（4)为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热，分别将#

3、4炉分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管加装了隔热护板。3.3.3 运行采取的措施

（1）

点火过程中，运行油枪应雾化着火良好，燃烧器风量适当；冲转并列时，调整回油门开度、调节ⅠⅡ级旁路，必要时，开启向空排气门，维持主汽压力稳定，保证屏过壁温不超温，必要时减少油枪投入数量。

（2）

并列后初期升负荷，保持高压调门全开，使汽压、汽温、负荷按规程规定上升，宁慢勿快，监视屏过壁温变化。

（3）

初期投煤执行“脉动”给煤的规定，根据床温变化率、氧量变化，确已着火方可连续少量给煤，否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加，使汽压稳定升高，注意一二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧，床温失去控制。

（4）

根据汽温变化情况，及时投入、调整减温水，特别注意一级减温水的调整，保证屏过热段出口汽温、壁温不超温。

（5）

给煤稳定后，根据床温变化率，床温升至600℃以上，及时逐一切除油枪运行，注意停止大油枪对床温的影响。

（6）

升负荷过程中，注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化，合理调节一二次风比例，及时排渣置换床料，保证稀相区燃烧份额，控制床温及升负荷速度。（7）

低负荷时，一次风比例大，随床温升高，一次风比例降低，合理调节一二次风比例及二次风门开度，减小各层床温与分离器进出口烟温差，减小两侧烟温差。

（8）

防止过热器、再热器壁温超温，应烟气侧与蒸汽侧调整相结合；升负荷过程中，应以烟气侧为主，调整减温水为辅。

（9）

高负荷时，严格按规程规定调节床温，均匀给煤，根据煤质，适当提高床压，通过控制床温控制屏过壁温超温；合理调节一二次风比例及二次风门开度，保持氧量，通过控制分离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。

（10）高负荷时，注意协调一、二级减温水比例，保证屏过出口、再热器出口、过热器出口汽温、壁温在规定范围内。

（11）高负荷时，加强再热器、过热器吹灰，不允许为汽温而造成壁温超温，当发生保持汽温额定与壁温超温相矛盾时，优先保证过热器、再热器壁温不超温，尽可能提高汽温，并满足主、再热汽温差<27℃，主（再热）汽温A、B两侧之差<14℃的规定。

（12）当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时，加强责任心，及时调整，不等不靠；当调整无效，壁温超温与机组负荷相矛盾时，减小锅炉负荷并汇报值长。（13）稳定运行工况下，主、再热汽温保持正常，不允许超过540℃的现象出现。减温水调整应缓慢均匀，避免汽温不允许大幅度变化。

（14）当发生断堵煤恢复时，缓慢增加给煤量，控制床温、汽压缓慢稳定上升，并注意对汽温、壁温的监视。

（15）当发生高加解列等异常情况时，可适当减负荷，控制床温上升速度，防止汽温、壁温超温。

3.4 冷渣器排渣困难

本台锅炉共设置两台流化床冷渣器，分布于炉膛下部两侧，布置在零米层，采用以水冷为主、风冷为辅的双冷却形式，锅炉总灰量为14188.4kg/h，一台冷渣器的设计底灰排出量为锅炉总灰量的50%，一台冷渣器即能满足锅炉正常运行的需要。冷渣器的进渣温度为880°C，经过冷渣器的两个冷却室的冷却，落渣口的出渣温度为150℃，而冷却室蛇形管中的水温从35℃加热到70℃左右再引出到汽轮机的回热系统。冷却水的进口温度为35℃，压力为1.2MPa，流量为80000kg/h。设计从冷渣器侧面的正常排渣口排渣。

运河发电厂自投产以来，频繁发生冷渣器堵渣现象，炉膛床料无法排出，造成床压升高，被迫减负荷进行处理；后期出现冷渣器结礁现象，造成停炉。3.4.2 原因分析

造成冷渣器频繁堵渣的原因主要有以下三点： 3.4.2.1 高温结礁（1）

床温过高造成结礁

（2）

细碎机未及时调整，粗细煤粒的分布不合理，造成密相区燃烧份额加大，床温提高结礁。

（3）

点火过程中投入冷渣器运行，给煤落入冷渣器内，使冷渣器内发生煤粒再燃，造成高温结礁。3.4.2.2 低温结礁

（1）

停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽，产生低温结焦，焦块进入冷渣器内。（2）

配风不合理和锅炉长期低负荷运行，炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。（3）

炉膛内流化不良，存在部分死区，易使低温焦块生长。

（4）

低温焦块进入冷渣器中，在冷渣器停运及吹扫过程中，以其为内核滚雪球似的长大，形成低温焦。

3.4.2.3 其它原因结焦

（1）锅炉本身缺陷造成的冷渣器堵塞：如炉膛内有渣块、落渣管处的风帽堵塞、落渣管中耐火材料脱落等易造成结焦堵塞。

（2）冷渣器设计缺陷：冷渣器中间隔墙过高，较大的渣料由于流化困难，很难被从Ⅰ室吹到Ⅱ室。

（3）渣器堵塞后，不能与炉膛隔离，运行中没有清渣手段。（4）运行调整过程中，冷渣器运行关键参数的监视不到位。3.4.3 设备改造情况

（1）将冷渣器内的中间隔墙降低，保留5块耐火企口砖，高度约400mm。目的是便于主室内的渣进入副室，从而自正常排渣口排出。

（2）降低正常排渣口的高度。即：将标高从4.733米下降至3.84米。做法：a、将4.733米高处的正常排渣口用厚度8mm的不锈钢板（1Cr18Ni9Ti）满焊封住。B、标高3.84米处在冷渣器侧墙用风镐开孔ф273mm，孔的直径可适当稍大，然后用ф273x10的钢管与原正常排渣管道相连。管道规格：ф273x10，材质：Q235-A。管道与冷渣器外箱体之间圆周焊接，焊缝高度8mm。

（4）

在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用：一是当炉膛排渣口堵塞时可以将该门关闭，利用冷渣风机的风将排渣口鼓开；二是当冷渣器内结礁或冷却水管道泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。

（5）

在冷渣器底部加装了压力测点，根据压力合理控制排渣时间。3.4.4 运行采取的措施：

（1）严格控制床温，将床温控制在850℃~900℃，严禁床温超过950℃。

（2）每天对入炉煤进行检验，严格控制入炉煤粒度的均匀性，并保证粒度不大于10mm，发现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。

（3）冷渣器投运时，选择床温达到600℃时，应平缓投入，保证床料得到良好的流化和床料中的煤粒燃尽，使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。

（4）在停炉熄火后，应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却，并严密监视床温不得超过400℃，如果发现有生温倾向应加大通风量。（5）合理控制一、二次风配比，保证床料得到充分燃尽和流化。

（6）合理控制A、D给煤机的进煤量，使A、D给煤机的给煤量尽量小一些，一方面可以减少排渣的含碳量，另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。

（7）实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置，以减少排渣的可燃物含量和使床料得到充分的冷却。3.5 给煤机堵煤

本台锅炉共设四台给煤机两个原煤仓，一个原煤仓分别对应两台给煤机，自标高30米至22米为一体，自22米向下至18.5米分成两个金属煤斗分别与两台给煤机连接。每台给煤机所连接的煤斗设有4台空气炮。原煤仓设计形状为方锥型，12mm厚的Q235钢板，内衬3mm不锈钢板；煤斗下部收口为方型，安装电动插板门，由“天方地圆”收成圆筒，接入给煤机。自投产以来，频繁发生给煤机堵煤、断煤现象，仓壁挂煤严重，虽经空气炮疏松但无明显效果，只能用人工进行敲打和投通。特别是雨季煤湿，堵煤现象更为严重。3.5.1 原因分析

经过认真观察分析，认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成：（1）

入炉煤含水量较大，增加了煤的粘度。实践证明：当煤的含水量在8%~15%范围内粘性最大，煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。

（2）

煤仓和入口电动门结构不合理：煤仓设计为方锥型，入口电动门为方型结构，两台给煤机共用一个原煤仓。中间分叉后变两个煤斗接入给煤机，由于仓壁四角产生“双面摩擦”和挤压，越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大，所以在四角部位积煤特别严重。电动插板门后为“天方地圆”结构，由于设计时预留高度太短，所以收缩太快，造成坡度减小容易堵煤。

3.5.2 设备改造情况

（1）

对原煤仓进行了改造，从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构，分三节形成双曲线型结构，内贴高分子PST板，去掉空气炮，每个煤斗对称加装了由北京派通公司生产的疏松机。

（2）

将给煤机入口电动插板门更换为双向液压门，该门为圆形桶体结构，采用液压双向插板设计，相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构，从而减少了煤和门壁的摩擦，避免了门后堵煤现象的发生。3.5.3 运行采取的措施

（1）加强入炉煤的掺配，严格入炉煤的化验制度，将入炉煤的水分控制在8%以内。（2）每周利用低负荷运行时，进行一次煤仓低煤位燃烧，以便于将积在煤仓四周的积煤“清理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。

（3）

加强上煤巡检制度，杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。

（4）

如果长时间停炉，必须进行空仓燃烧处理，防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。

（5）

遇到雨天和煤湿时，煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法，始终让煤位在较低状态下运行，避免湿煤在仓中结块。3.6 非金属膨胀节的损坏

就SG?440/13.7?M562循环流化床锅炉总体而言，炉膛与旋风分离器进口烟道之间、分离器与旋风分离器出口烟道之间、出口烟道与尾部前墙入口之间、分离器与直管之间、回料器入炉斜管与回料弯管之间、冷渣器进渣管与冷渣器箱体之间及回料管与箱体之间皆有非金属柔性膨胀节，以解决从冷态到热态两者之间的三维的相对位移。自投产运行以来，炉膛与旋风分离器进口烟道之间的非金属膨胀节，经过几次停炉检查发现伸缩节导向板部分变形、烧坏，且磨损较为严重，以至于部分缝塞和高温棉被烟气吹跑，虽经多次处理但始终没有达到满意的效果。3.6.1 原因分析

（1）现场施工时，没有严格按照施工要求进行施工，伸缩缝内的缝塞质量较差致使缝塞经常被抽走。

（2）所用的导流板耐温性能较差，经常发生过热变形。

（3）

运行操作不当造成该处“负压”过大，致使缝塞被烟气带走。（4）

伸缩节前后耐磨料脱落，造成伸缩缝内缝塞失效。3.6.2 其它防范措施

（1）加强运行监督，确保分离器入口的压力保持在“微正压”运行。

（2）利用停炉机会对伸缩节进行检查，及时清理伸缩缝内的积灰，发现缝塞和导流板损坏时要及时进行更换处理，防止缺陷扩大。

（3）伸缩节前后由于运行膨胀不匀会出现纵向裂纹，每次停炉时要对裂纹中的灰及时进行清理，避免炉运行时膨胀受限而损坏伸缩节。3.6.3 设备改造情况

（1）伸缩节仍然采用上锅厂原设计的“Z”型结构，伸缩节前两侧墙比伸缩节后增加15mm厚度，并采用平滑过渡。

（2）伸缩缝内部缝塞必须固定好，并用φ5mm销钉插入缝塞中，向火侧采用φ2mm的不锈钢网制成的“U”型护网，最后焊上导流板。不锈钢网和导流板材质为1Cr25Ni20Si2耐高温材料。4 结

论

循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广，低温燃烧氮氧化物排放量低，可实现炉内脱硫等优点，适应了当今社会对能源与环境保护同时提出了更高要求的潮流，因此，近年来循环流化床锅炉得到了迅猛的发展，循环流化床锅炉的容量也日趋扩大，本文所述均为我公司两台440t/h循环流化床锅炉运行一年以来出现的问题讨论，随着对流化床锅炉认识的加深和经验的进一步积累，流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高，希望本文能够给其它同类流化床锅炉的工作者提供有益的帮助，同时，也希望各位同行就本文的不足之处给予指正和提出宝贵的建议

第四篇：小网运行锅炉应急预案

小网运行锅炉应急预案

由于十堰供电局进行龙虎沟变电站综合自动化改造工作，10月26日至12月13日期间，龙虎沟变电站110kV系统间断单母运行，且龙白Ⅰ、Ⅱ回线间断轮流停运，为保证此期间电厂安全稳定运行特制定如下措施。

1、正常运行要求

1.1严格执行值长生产调度指令，保证有一名班长在控制室协调指挥。

1.2接班后检查清理点火油枪可靠备用，扎好火把两把和手电备用。

1.3各岗位加强巡检发现异常及时汇报联系处理。

1.4锅炉运行加强燃烧监视和调整，确保不发生锅炉灭火等事故。

1.5制粉系统加强制粉，保证各炉粉位在4.5米以上。

2、小网运行

2.1发现主汽流量和压力不正常波动，现场照明忽明忽暗，联系值长确认是否小网运行

2.2小网期间司炉加强对汽包水位、主汽压力的监视调整，防止超压和水位事故，保证锅炉燃烧稳定，必要时及时投油稳燃。

2.3小网期间禁止启停6KV辅机设备，如确需启停必须征得值长同意。

2.4如锅炉全部灭火，控制好水位（必要时就地手动控制），不关主汽门实施余汽带厂用，尽快通风吹扫后点火恢复。

峰平段大负荷保证水位措施

现阶段四炉三机运行方式两台给泵运行最大流量890t/h，10月21日白班#3炉水位低至—300mm，为了保证运行安全防止水位事故的发生，特制定如下措施： 1、2、3、4、5、锅炉车间2010、10、25

各炉在顶压过程中要做好协调，要求压力最高的炉主汽压力不超9.2MPa。如发生主汽压力高，给泵全速时，各炉严禁抢水，应迅速减风减粉减弱燃烧，降低主汽压力。如水位给水流量与主汽流量相差过大，汽包水位下降较快，联系值长启动备用给泵。备用给泵启动后根据汽包水位，给水流量和主气流量，适当逐渐关小给水门，防止锅炉满水。主汽压力调整到位，汽包水位正常后，联系值长停运备用给泵。

第五篇：锅炉运行个人经验题、问题及答案

锅炉运行个人经验题、问题及答案

1、汽包的作用？

答：⑴是加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽，同时作为一个平衡器，保证水冷壁循环所需的压头;⑵存有一定容量的水与汽，具有相当的蓄热量，在锅炉工况变化时，能起缓冲稳定汽压的作用;⑶装有汽水分离装置，保证饱和蒸汽的品质;⑷装有测量表计与安全附件。

2、什么叫自然循环？

答：蒸发系统内依靠蒸汽与水的密度差产生的推动力进行的循环，称为自然循环。

3、离心泵的工作原理是什么？

答：当泵叶轮旋转时，泵中液体在叶片的带动下向叶轮外缘高速运动，压力、能量升高。在此压力的作用下，液体从泵的压力管排除。同时叶轮中心的压力降低形成真空，液体便在外界大气压力的作用下，经吸入管吸入叶轮中心。这样离心泵不断地将液体吸入与排出。

4、定期排污与连续排污的作用有何不同？

答：定期排污的作用是排走沉积在水冷壁下联箱中的水渣；连续排污的作用是连续不断地从锅水表面附近将含盐浓度最大的锅水排出。

5、风机振动的原因一般有哪些？

答：⑴基础或基础刚度不够或不牢固（如地脚螺丝松动）;⑵转轴窜动过大或联轴器松动;⑶风机流量过小或吸入口流量不均匀;⑷除尘器效率低，造成风机叶轮磨损或积灰，出现不平衡;⑸轴承磨损或损坏。

6、什么是煤粉经济细度？ 答：粉细度是衡量煤粉品质的重要指标。煤粉越细，机械不完全燃烧热损失越小，同时可适当减少送风量，减少排烟损失。但煤粉越细，制粉电耗与钢耗越高。使上述两方面损失之和最小时的煤粉细度称为煤粉的经济细度。

7、什么叫煤的工业分析？

答：在规定条件下把煤样进行干燥、加热和燃烧来确定煤中的水分、灰份、挥发份、固定碳的百分含量，从而了解煤在燃烧方面的某些特性。这一过程称为煤的工业分析。

8、燃料油燃烧前为什么首先进行雾化？

答：燃料油油滴的燃烧必须在油气与空气混合状态下进行，其燃烧速度取决于油滴的蒸发速度以及油气与空气的混合速度。蒸发速度与直径的大小和温度有关，直径愈小、温度愈高，蒸发愈快。同时直径愈小增加了与空气的接触面积，有利于混合与燃烧的进行。所以燃油燃烧前必须进行雾化，使油进入炉膛后能迅速加热蒸发，充分燃烧。

9、什么叫过量空气系统？什么叫最佳过量空气系数？ 答：燃料燃烧实际所用的空气量与燃料燃烧所需理论空气量之比称为过量空气系数。

在运行中，排烟热损失、机械不完全燃烧热损失、化学不完全燃烧热损失总和为最小时的过量空气系数称为最佳过量空气系数。

10、煤粉在炉膛内的燃烧过程经历哪几个阶段？

答：分为三个阶段：着火前的准备、燃烧阶段、燃尽阶段。

11、影响煤粉气流火焰传播速度的因素有哪些？ 答：煤粉的挥发分、水分、最佳风粉比与煤粉细度。

12、要使煤粉迅速而又完全燃烧，应满足哪些条件？ 答：⑴炉内维持足够的温度；

⑵要供给适量的空气；

⑶煤粉与空气的充分混合； ⑷足够的燃烧时间。

13、水压试验时如何防止锅炉超压？

答：水压试验是一项关系到锅炉安全的重大操作，必须慎重进行。⑴进行水压试验前必须检查压力表投入情况；

⑵向空排汽电源接通，开关灵活、紧急放水门、放水管畅通。

⑶试验时应有总工程师或其指定的专业人员在现场指挥，并由专人控制升压速度，不得中途换人。

⑷锅炉升压后，应关小进水调节门，控制升压速度不超过0.3Mpa。

⑸升压至工作压力的70%时，应放慢升压速度，控制升压速度不超过0.2Mpa，同时做好防止超压的措施。

14、使用底部蒸汽加热有哪些优点？

答：在锅炉冷态启动之前或点火初期，投用底部蒸汽加热有以下优点： ⑴促进水循环的建立，减小汽包上下壁温差； ⑵缩短启动过程，降低启动过程中燃油的消耗量； ⑶提高炉膛温度，有利于点火初期油与煤粉的着火； ⑷容易满足锅炉在水压试验时对汽包壁温的要求。

15、滑参数启动有何优点？

答：⑴安全性好。对于汽轮机，由于开始进入汽轮机的是低温、低压蒸汽，容积流量较大，而且汽温是从低逐渐升高，所以，汽机各部件加热均匀，温升迅速，避免产生过大的热应力与膨胀差。对于锅炉，低温低压蒸汽通流量增加，过热器可得到充分冷却，并促进水循环，减少汽包壁的温差，使各部件均匀膨胀。⑵经济性好。锅炉产生的蒸汽能得到充分利用，减少热量与工质损失，缩短启动时间，减少燃料消耗。

⑶对汽温、汽压要求严格，对机炉的运行操作要求密切配合，操作比较复杂，而且低负荷运行时间较长，对锅炉的燃烧与水循环有不利的一面。

16、什么叫变压运行？

答：变压运行是指汽轮机在不同负荷工况下运行时，不仅主汽门全开，而且调节汽门也基本全开，过热汽温维持额定值，不随外界电负荷的变化而变化的运行方式。锅炉则按负荷需要改变出口汽压，负荷低，出口汽压低；负荷高，出口汽压高。

17、煤粉气流着火点的远近与哪些因素有关？

答：⑴原煤的挥发分含量。挥发分含量越高，着火点越近，着火越迅速，否则着火点就远。

⑵煤粉细度的大小。煤粉越细，着火点越近，燃尽时间越短，否则着火点远。⑶一次风的温度高低。风温高着火热降低，煤粉易着火，着火点较近。⑷煤粉浓度。风粉混合物浓度在0.3∽0.6kg/m3时最容易着火。⑸一次风速。风速越高着火点越远，否则着火点越近。

⑹炉膛温度。炉膛温度越高，着火点越近，否则着火点越远。

18、滑参数停炉有何优点？停炉过程中应注意什么？  答：滑参数停炉是锅炉以压力、温度逐渐降低的蒸汽供给汽轮机，逐步降低负荷，机炉联合停运方式。采用滑参数停炉有以下优点： ⑴可以充分利用锅炉余热多发电，节约能源。

⑵利用温度逐渐降低的蒸汽使汽轮机部件得到比较均匀与较快的冷却。⑶对于待检修的汽轮机，利用滑参数停机可缩短停机到开缸的时间。滑参数停炉应注意以下事项：

⑴控制汽温、汽压下降的速度要均匀；

⑵汽温在任何情况下均要保持50℃以上的过热度。防止汽温的大幅度波动，在使用减温水降汽温时更应注意。⑶在停炉过程中，应始终监视和确保汽包上下壁温差不大于40℃； ⑷为防止汽轮机停机后的汽压回升，应使锅炉熄火时的参数尽量降低。

19、什么叫锅炉效率？? 答：锅炉效率就是锅炉有效利用热量占输入热量的百分数。

20、什么叫锅炉反平衡？

答：利用反平衡法，通过确定锅炉各项热损失，根据热平衡方程确定的锅炉效率称为锅炉反平衡效率。即：

ηgl=100%-（q2+q3+q4+q5+q6）% 由于入炉煤的计量不完善和不准确，采用正平衡法求锅炉效率常会存在较大误差，而反平衡法必须先求得各项损失，有利于对各项热损失进行分析，以便找出提高锅炉效率的途径。

21、什么叫制粉电耗？

答：在制粉过程中，制出1吨煤粉，制粉设备所消耗的电量。单位：kw.h/t煤。

22、什么叫发电煤耗和供电煤耗？

答：发电厂的燃料消耗量（折算成标准煤）与发电量之比，叫发电煤耗。单位：kg/（kw.h）。

发电厂中发电量扣除厂用电，实际供出的电量所消耗的燃料（折算成标准煤）叫做供电煤耗。单位是：kg/（kw.h）。

23、事故处理的总原则是什么？

答：⑴沉着冷静、判断准确并迅速处理；

⑵尽快消除故障根源，隔离故障点，防止事故扩大；

⑶在确保人身安全与设备不受损坏的前提下，尽可能恢复锅炉正常运行，不使事故扩大；

⑷发挥正常运行设备的最大出力，尽量减少对用户的影响。

24、联锁保护的作用是什么？绘出锅炉联锁图。

答：为保护锅炉炉膛及有关设备的安全，联动设备依照一定顺序排列，包括并联运行的引送风机等燃烧设备及制粉设备。当并联运行的两台引风机或两台送风机，以及制粉系统的某台设备故障停运或跳闸时，能依照指定的顺序跳闸下行的有关系统或设备，从而保护炉膛及有关系统的安全。

25、锅炉灭火功能有哪些？ 灭火保护的功能：

⑴锅炉点火前及MFT动作后的全炉膛吹扫；• ⑵全炉膛火焰监视； ⑶主燃料跳闸（MFT）•；• ⑷炉膛吹扫计时（5分钟）和点火时间限制（20分钟）；

⑸炉膛压力越限，炉膛压力检测开关节点故障，燃烧不稳等声光报警并提供首出跳闸原因显示和打印输出。

26、锅炉灭火保护的动作条件是什么？动作结果是什么？

答：⑴炉膛灭火：四组火检中每组均失去3只及以上火焰信号时，MFT动作（延时3秒）；

⑵炉膛压力高：炉膛压力+0.5KPa报警，+1.5Kpa时MFT动作； ⑶炉膛压力低：炉膛压力-0.5KPa报警，-1.5Kpa时MFT动作；

⑷燃料中断：当炉内有火，所有给粉机转速低于400rpm（中下排给粉机低于300rpm），并且燃油压力低于0.2 MPa时，延时3秒MFT动作；（#6炉）⑸送风中断：两台送风机均停运； ⑹引风中断：两台引风机均停运；

⑺手动MFT，同时按下操作盒上的２个手动MFT按钮，即发出跳闸信号，MFT动作；（#6炉手动MFT不经过灭火保护开关，无论灭火保护是否投入，手动MFT，灭火保护均动作）⑻汽机主汽门关闭；（#6）⑼发电机主开关跳闸；（#6）⑽水位保护动作。MFT动作结果：

⑴MFT动作，跳给粉机总电源；跳排粉机（#6）；制粉系统联锁投入时，跳排粉机（#

5、#7）；

⑵燃油电磁阀关闭；

⑶关闭一次风风门挡板（#

5、#6）；

⑷关闭主、再热蒸汽减温水电动门、调节门，事故喷水电动门；（#6）⑸发音响报警信号，并显示“首出跳闸原因”，对所有开关量的动作顺序打印记录。

27、什么情况下，应紧急停运制粉系统？ 答：⑴制粉系统着火、爆炸时；  ⑵设备异常运行危及人身安全；

⑶制粉系统附近着火，危机设备安全时；

⑷轴承温度上升过快或过高，经采取措施无效，温度继续升高并超过限额时； ⑸润滑油中断，对轴承有损坏危险时； ⑹发生严重振动危机设备安全时； ⑺磨煤机电流突然增加或减小时； ⑻电动机发生故障时； ⑼锅炉灭火时。

28、煤粉管堵塞的原因是什么？

答：⑴一次风速测管堵塞，指示失灵造成误判断； ⑵运行人员疏忽大意，一次风速异常未及时吹扫； ⑶给粉机下粉量增加过多，煤粉过粗或潮湿；、

⑷一次风挡板开度过小或误关，或伺服机脱落造成自动关闭为及时发现；、⑸煤粉管弯头处长期积粉或有结焦； ⑹燃烧器喷口处结焦。

29、什么情况下风机应紧急停运？ 答：⑴危及人身安全时；

⑵风机发生剧烈振动，有撞击现象时； ⑶风机有异常噪音时；

⑷轴承温度急剧上升超过规定值时； ⑸电动机有严重故障时。

30、转动机械轴承温度高的原因有哪些？ 答：⑴油位低，缺油或无油； ⑵油位过高，油量过多； ⑶油质不合格或变坏； ⑷冷却水不足或中断； ⑸油环不带油或不转动； ⑹机械振动或窜轴过大； ⑺轴承有缺陷或损坏。

31、电动机运行时轴承振动不应超过多少？

答：按转速区别对待：额定转速（r/min）3000、1500、1000、750以下振动值（mm）0.05、0.085、0.10、0.12。

32、电气设备着火应如何处理？

答：电气设备着火，应立即切断电源，然后进行救火。对带电设备、发电机、电动机等应使用干式灭火器、CO2灭火器或1211灭火器进行灭火。对油开关、变压器（已隔离电源）可使用干式灭火器灭火，不得已用干砂灭火，不能扑灭时可用泡沫灭火器灭火。地面绝缘油着火，应用干砂灭火。

33、锅炉水位不明时，如何判断汽包水位？

答：⑴缓慢开启水位计放水门，若水位计中有水位线下降，则表示轻微满水； ⑵若不见水位，关闭水位计汽侧一次门，使水侧得到冲洗； ⑶缓慢关闭放水门，若水位计中有水位上升，则表示轻微缺水；

⑷若不见水位，关闭水侧一次门，再开放水门若有水位线下降，表示严重满水，无水位线下降为严重缺水； ⑸恢复水位计运行，将情况汇报司炉。

34、什么叫空气动力场试验？

答：根据相似理论，在冷态模拟热态的空气动力场工况下所进行的冷态试验。动力场试验时应遵循几何相似、动力相似（雷诺数相等或进入自模化区）、运动相似（一、二、三次风动量比相等）。

动力场试验一般用于定性分析和观察炉内空气流动情况。

35、辅机试转合格标准是什么？

答：⑴转动方向正确，电机及机械部分无异常声音；

⑵轴承工作温度正常，一般滑动轴承不高于70℃，滚动轴承不超过80℃电机滚动轴承不超过100℃，滑动轴承不超过80℃；

⑶振动不超过规定值，振动在额定转速750r/mim的不超过0.12mm，1000r/min的不超过0.10mm，1500 r/mim的不超过0.085 mm； ⑷无漏油、漏水现象；

⑸轴承箱高低油位线清楚，油位正常，油质良好。

36、强化煤粉气流燃烧的措施有哪些？ 答：⑴提高热风温度；

⑵保持适当的空气量并限制一次风量； ⑶选择适当的气流速度； ⑷合理送入二次风； ⑸在着火区保持高温； ⑹选择适当的煤粉细度；

⑺合理组织炉内空气动力工况；

⑻在强化着火阶段的同时燃烧阶段本身。

37、一、二、三次风各有何作用？

答：一次风：用来输送加热煤粉，使煤粉通过一次风管送入炉膛，同时提供挥发分着火所需的空气量；

二次风：为高温热风，配合一次风搅拌混合煤粉，强化燃烧，提供煤粉着火所需空气量；

三次风：为制粉系统的乏气，温度较低，从单独布置的喷口送入炉膛，以利用未被分离出的少量煤粉燃烧产生热量。

38、锅炉运行调整的主要任务是什么？

答：⑴使锅炉的蒸发量随时满足外界负荷的需要； ⑵均衡给水，维持汽包正常水位； ⑶汽温、汽压维持在正常范围内；  ⑷保持锅水与蒸汽品质的合格；

⑸维持经济燃烧，尽量减少热损失，提高锅炉效率。

39、锅炉灭火的原因有哪些？

答：⑴锅炉负荷低，炉内温度低，燃烧不温，投油助燃不及时； ⑵煤质变差，挥发分太低，灰分太大； 

⑶风量调整不当，一次风速过高，风粉比例失调，过量空气系数太大； ⑷炉膛负压维持过大；

⑸粉仓粉位过低或塌粉，使给粉机来粉不均； ⑸炉膛大面积踏焦，使炉内扰动过大；

⑹除灰、打焦时间过长，特别是低负荷时漏入大量冷空气造成炉膛温度下降； ⑺炉管爆破，大量汽水冲入炉膛； ⑻灭火保护动作； 

⑼设备发生故障，如送、引风机、排粉机跳闸，厂用电消失等。

40、燃烧调节的目的是什么？

答：⑴保证正常稳定的汽温、汽压和蒸发量；

⑵着火稳定、燃烧中心适当，火焰分布均匀，不烧坏燃烧器、过热器等设备，避免结焦；

⑶使机组运行保持最高的经济性。

41、简述结焦的危害？如何防止？ 答：结焦的危害：

⑴结焦引起汽温偏高：炉膛结焦时，炉膛吸热量减少，炉膛出口烟气温度升高，过热器传热强化，造成过热汽温偏高，导致过热器管超温；

⑵破坏水循环：炉膛局部结焦后，结焦部分水冷壁吸热量减少，循环流速下降，严重时循环停止造成水冷壁爆管；

⑶排烟损失增加：由于结焦使炉膛出口温度升高，造成排烟温度升高，排烟损失增加，降低锅炉效率； ⑷降低锅炉出力。

防止结焦可采取以下措施：

⑴组织好炉内燃烧：使炉内火焰分布均匀，火焰中心适中； ⑵保证适当的过量空气系数，防止缺氧燃烧； ⑶避免机组超出力运行；

⑷提高检修质量，保证燃烧器安装正确。

42、短期超温爆管与长期超温爆管有什么区别？

答：短期超温爆管是沿一点破裂而相继张开，所以破口呈喇叭型撕裂状，断面锐利，减破较多，破损时伴随较大的塑性变形，破口处管子胀粗较多，有时在爆破情况下高压工质的作用力会是使管子明显弯曲。管子外壁没有氧化层，破口处金相组织为淬硬组织或加部分铁素体。

长期超温爆管在爆破前有明显胀粗，破口周长增加不如短时过热爆破大，破口内外壁有一层疏松氧化皮，组织上碳化物明显呈球状，合金元素由固溶体向碳化物转移，破口断面较粗，内外壁有许多纵向平行裂纹。

43、提高锅炉效率的途径有哪些？

答：⑴降低排烟热损失：防止受热面结焦与积灰，合理使用燃烧器，控制送风机入口风温，注意给水温度的影响，避免入炉风量过大，注意制粉系统运行的影响； ⑵降低机械不完全燃烧热损失：合理调整煤粉细度，控制适当的过量空气系数，重视燃烧调整；

⑶保证锅炉燃煤质量；

⑷减少汽水损失：保证锅炉的给水品质，提高汽水分离装置的安装与检修质量，运行中保持锅炉负荷、水位、汽压等参数稳定，使锅炉汽水分离装置在正常情况下运行；

⑸坚持锅炉小指标管理。

44、过热汽温调节的方法有哪些？ 答：⑴利用减温器调节过热汽温；

⑵改变火焰中心位置：改变燃烧器的运行方式；改变配风工况；改变锅炉总风量及受热面吹灰。

45、什么叫真空法滑参数启动？什么叫压力法滑参数启动？

答：真空法滑参数启动：在锅炉点火前，从锅炉出口到凝汽器，蒸汽管路的所有阀门打开，启动抽气器，使锅炉的汽包、过热器、再热器及汽轮机的各汽缸均处于负压状态。锅炉点火后产生的蒸汽通入汽轮机进行暖机，当蒸汽参数达到一定值，汽轮机被冲动旋转，并随蒸汽参数的逐渐升高而升速、带负荷。全部启动过程由锅炉进行控制。?_粄堂G? 压力法滑参数启动：汽轮机冲转时，主汽门前的蒸汽已具有一定的压力和一定的过热度，在升速过程中，进汽参数保持不变，用逐渐开大调节门的方法增加进汽量，直至调节门全开后，保持开度不变，锅炉逐步升温升压，汽轮机逐步带负荷。

46、提高蒸汽品质的途径有哪些？

答：⑴提高给水品质；⑵汽水分离；⑶蒸汽清洗；⑷加强排污；⑸锅内水处理。

47、如何保证制粉系统经济运行？

答：⑴保持适当的钢球装载量与钢球尺寸； ⑵保持最佳的煤粉细度； ⑶保持一定的磨煤机通风量； ⑷减少漏风；

⑸保持制粉系统的最大出力； ⑹合理启停制粉系统；

⑺加强对设备的检查与维护，及时消除设备缺陷，保证设备的可靠性。

48、简述三冲量给水调节系统。

答：三冲量给水调节系统是目前锅炉普遍采用的水位调节系统，其调节器接受变送器送来的主信号：汽包水位，反馈信号：给水流量；补偿信号：蒸汽流量，并与调节器内的定值进行比较，再经过比例，积分运算后指挥执行机构，改变进水量，保持汽包水位在规定值。

49、为什么要定期切换备用设备？ 答：定期切换备用设备是使设备经常处于良好状态下运行或备用必不可少的重要条件之一。运转设备若停运时间过长，会使电机受潮、绝缘不良、润滑油变坏、机械卡涩、阀门锈死，而定期切换备用设备正式为了避免以上情况的发生。对备用设备存在问题及时消除、维护、保养，保证设备的运转性能。

50、防止炉膛爆炸的措施有哪些？

答：⑴锅炉设备状况良好，发现缺陷及时消除；

⑵严密监视炉膛燃烧状况，及时调整燃烧，使燃烧稳定，避免炉膛灭火； ⑶现锅炉灭火后，立即停止一切燃料供应，进行充分通风，禁止关小风门，继续供应燃料使其爆燃；

⑷安装火焰监视器及大量程炉膛风压表； ⑸安装灭火保护装置；

⑹提高来煤质量，在煤种杂、质量差别大时，应采取混煤措施；严格燃料管理； ⑺提高运行人员的技术水平，严格考核办法。

51、过热器向空排汽门的作用是什么？

答：的主要作用是在锅炉启动时用以排出积存的空气和部分过热蒸汽，保证过热器有一定的流通量，以冷却其管壁。例外，在锅炉压力升高或事故状态下同安全门一同排汽泄压，防止锅炉超压。在启动过程中，还能起到增大排汽量、减缓升压速度的作用，必要时还可通过排汽调节两侧汽温偏差。在锅炉进水、放水时起到空气门的作用。

52、锅炉排污扩容器的作用是什么？

答：锅炉排污扩容器有连续排污扩容器和定期排污扩容器。它们的作用时：当排污水进入扩容器后，容积扩大、压力降低，同时饱和温度也相应降低。这样原来压力下的排污水，在降低压力后就有一部分热量释放出来，这部分热量作为汽化热被水吸收而使部分排污水汽化，53、什么情况下应使用事故开关？

答：⑴危及人身、设备安全，必须立即停运才能解救时； ⑵电动机冒烟、着火或有焦糊味时；

⑶转动设备内部有明显的摩擦声或发生强烈振动和窜轴，超过规定值时。

54、什么叫压红线运行？有何意义？

答：所谓压红线运行就是把机组的运行工况稳定在设计参数上运行。意义：⑴可以提高机组效率，降低发电煤耗；

⑵由于运行人员需精心操作，集中精力，能及时发现和处理异常情况，提高了安全运行水平和操作技能；

⑶需要设备运行可靠，提高了设备健康水平。

55、煤的主要特性有哪些？

答：煤的主要特性有煤的发热量、水分、灰分、挥发分、焦结性、灰的熔融性、煤的可磨性等。

56、如何识别真假油位？

答：⑴油中带水造成的假油位。因密度不同，油比水轻，可从油位计或油面镜看出油水分界线；

⑵油位计下部孔道堵塞造成的假油位，可拧开油位计上部螺帽，用小皮管对着油位吹一口气，油位下降不能复愿是假油位，能复原是真油位；

⑶带油环的电动机轴承室油位，可先拧开小油位计上部螺帽，然后打开加油盖，小油位计中的油要上升，上升前的油位为真油位。

57、锅炉禁止启动的条件有哪些？

答：当锅炉存在以下问题时，禁止启动：

⑴当锅炉总联锁及其他保护装置故障或有缺陷不能保证可靠动作时；

⑵当主要的远操机构和机械部分有缺陷造成卡涩、拒动、失调时（有备用设备系统除外）；

⑶当两只就地水位计均不能投用时； ⑷当低地水位计投用少于两只时；

⑸主要设备、管道的支吊架松脱或损坏，有坠落危险时； ⑹锅炉水压水压试验不合格，有明显泄漏时； ⑺主要汽水管道保温不完整时。