600MW机组锅炉论述题(难 )Microsoft Word 文档解析大全

第一篇：600MW机组锅炉论述题(难 )Microsoft Word 文档解析大全

论述及事故处理题（难）

1、锅炉启动过程中对过热器如何保护？

在启动过程中，尽管烟气温度不高，管壁却有可能超温，为了保护过热器的烟气温度，手段是限制燃烧率或调整炉内火焰中心位置，随着压力的升高，蒸汽流量增大，过热器冷却条件有所改善，这时可用限制锅炉过热器出口汽温的办法来保护。要求锅炉过热器出口汽温比额定温度低50-100℃。手段是控制燃烧率及排汽量，也可调整炉内火焰中心位置或改变过量空气系数，但从经济性考虑是不提倡用改变过量空气系数的方法来调节汽温的。

2、运行过程中影响汽温变化的因素有哪些？

1)运行过程中，引起蒸汽温度变化的因素是多方面的、复杂的，而主要的有以下各点：

2)燃料量或锅炉负荷变化 燃料或负荷变化，将会使锅炉辐射传热量与对流传热量的比例发生变化，使不同型式的过热器吸热量发生变化，从而引起蒸汽温度变化。

3)炉膛过量空气系数的影响 当过量空气系数增大时，使理论燃烧温度降低，烟气量增大，结果使炉内辐射传热量减小，对流传热量增大，由此引起的对蒸汽温度的变化，视过热器的具体布置情况而异。4)炉内工况的影响 炉内工况变化指火焰中心垂直位置变化、水冷壁结渣情况等。火焰中心上移，蒸汽温度上升；水冷壁结渣，炉内传热减小，蒸汽温度上升；炉膛吹灰后，炉内传热加强，蒸汽温度下降。

5)燃料性质变化 燃料的水分、灰分、挥发分、发热量等发生变化，对蒸汽温度都会有影响，尤以水分变化时明显。如水分增大时，使理论燃烧温度下降，烟气容积增大，结果，使辐射传热量减小，对流传热量增大，从而使蒸汽温度变化。

6)给水温度变化 当给水温度下降时，水变成蒸汽的吸热量（蒸发热）增多，在负荷不变的情况下，燃料量必然增加，蒸汽温度将上升；另外，以给水作减温水时，给水温度变化（即减温水温度变化）也将影响蒸汽温度变化。

7)蒸汽压力变化 蒸汽压力突然降低时，相应饱和温度下降，即过热器进口蒸汽温度下降；与此同时，锅炉蓄热量将产生附加蒸汽量，使蒸汽流量瞬时增大。两方面因素作用的结果使蒸汽温度降低。

3、锅炉启动注意事项有哪些？

1)当高、低旁路关闭条件下锅炉启动，应严格控制下列参数。2)炉膛出口烟温＜538℃； 3)炉水温升率＜1.5℃/min。

4)在锅炉启动过程中，密切注意空气预热器出口烟温及吹灰器投入情况。

5)油燃烧器投入运行后，应有专人检查，发现漏油、燃烧不良等现象应及时联系有关人员处理。

6)煤燃烧器应投入运行，注意炉内燃烧情况，防止燃烧不良引起汽温和烟温不正常上升。7)在冷态启动时温差最大,每小时对锅炉主要膨胀点进行一次检查,并记录膨胀值,直至带满负荷。8)初始燃烧率不超过锅炉燃烧率的5%。

4、如何调整和监视主、再热汽温度？

1)机组运行期间，过热器出口汽温和再热器出口汽温应保持541℃,汽机高、中压主汽门前汽温538℃。

2)过热器出口汽温由燃烧和锅炉配风及一、二级喷水减温器进行调节，第一级为粗调，喷水后蒸汽温度高于蒸汽压力下的饱和温度6℃, 设计第一级喷水量为总喷水量的2/3。第二级为细调。设计第二级喷水量为总喷水量的1/3。

3)再热器出口汽温主要由燃烧器摆动角度进行调节，出口汽温正常范围为541℃。只有当燃烧器摆动角度达极限位置，汽温仍超过545℃时，用再热器入口事故喷水减温器进行调节。

4)运行中主、再热蒸汽温度急剧上升，自动调节装置无法将汽温降到正常范围时，应首先查明汽温升高的原因，然后可以采取降低锅炉燃烧率、减小燃烧器摆角等措施。但要注意燃烧器火嘴摆动幅度不超过5%～95%的范围。

5)运行期间，主、再热蒸汽温度自动调节系统如发生故障，应切为手动，并立即通知热工设法尽快恢复自动调节装置运行。

6)当机组发生MFT以及运行中主汽温度急剧下降无法恢复时，过、再热减温水快关阀必须关闭。

5、控制循环锅炉的特点有哪些? 1)水冷壁布置较自由，可根据锅炉结构采用较好的布置方案。2)水冷壁可采用较小的管径，因管径小、厚度薄，所以可减少锅炉的金属消耗量。

3)水冷壁管内工质流速较大，对管子的冷却条件好，因而循环倍率较小，但由于工质流速大，流动阻力较大。

4)水冷壁下联箱的直径较大(俗称水包)，在水包里装置有滤网和在水冷壁的进口装置有不同孔径的节流圈。装置滤网的作用是防止杂物进入水冷壁管内。装置节流圈的目的是合理分配各并联管的工质流量，以减小水冷壁的热偏差。

5)汽包尺寸小。因循环倍率低，循环水量少，可采用分离效果较好而尺寸较小的汽水分离器(涡轮分离器)。

6)控制循环锅炉汽包低水位时造成的影响较小。因为汽包水位即使降到最低水位附近，也能通过循环泵向水冷壁提供足够的水冷却。7)采用了循环泵，增加了设备的制造费用和锅炉的运行费用。

6、运行中影响锅炉结渣的因素有哪些？

1)燃料灰分的特性 燃料的灰分熔点低、灰分含量高。

2)炉内空气动力特性 过量空气系数太小，燃烧不完全，烟气中出现CO等还原气体，使灰熔点下降，增大结渣的可能性；过量空气系数太大，使火焰中心上移，可能使炉膛出口结渣。各燃烧器风速差别大，造成火焰偏斜，促使某一侧墙结渣。旋流燃烧器旋向某一侧，促使该侧炉墙结渣。炉内气流涡流区易结渣。直流燃烧器切圆直径大，旋流燃烧器扩散角大，出现“贴壁”、“飞边”现象时，易结渣。3)锅炉漏风大 炉底漏风，火焰中心上移，可能使炉膛出口结渣；空气预热器空气侧漏风大而供风不足，烟气侧漏风多而使吸风机过负荷，被迫减小送风，导致燃烧不完全使结渣的可能性增大。4)锅炉运行负荷 负荷过高时，炉内温度水平及炉膛出口烟温均升高，使结渣的可能性增大。

5)吹灰、打渣 运行中吹灰、打渣不及时，促使结渣过程发展和结渣面积扩大。

7、控制炉膛负压的意义是什么？炉膛负压如何控制？

1)大多数燃煤锅炉采用平衡通风方式，使炉内烟气压力低于外界大气压力，即炉内烟气为负压。自炉底到炉膛顶部，由于高温烟气产生自生通风压头的作用，烟气压力是逐渐升高的。烟气离开炉膛后，沿烟道克服各受热面阻力，烟气压力又逐渐降低，这样，炉内烟气压力最高的部位是在炉膛顶部。所谓炉膛负压，即指炉膛顶部的烟气压力，一般维持负压为20—50Pa。炉膛负压太大，使漏风量增大，结果吸风机电耗、不完全燃烧热损失、排烟热损失均增大，甚至使燃烧不稳或灭火。炉膛负压小甚至变为正压时，火焰及飞灰将通过炉膛不严密处冒出，恶化工作环境甚至危及人身及设备安全。2)运行中，只要能维持从炉膛排出的烟气量等于燃料燃烧实际生成的烟气量，就能维持炉膛负压稳定。炉膛负压是通过调节吸、送风机风量的平衡关系实现的。

8、改变炉膛火焰中心位置的方法有哪些？

1)采用摆动式燃烧器改变其倾角。此方法多用于四角布置的燃烧方式。其优点是：调温幅度大，时滞性小，调节灵活。设备简单，没有功率消耗。缺点是摆角过大会造成结渣和不完全燃烧损失增加。2)改变燃烧器的运行方式。如果沿炉膛高度布置有多排燃烧器时，投入或停用不同高度的燃烧器可以改变火焰中心位置，达到调节汽温的目的。

3)改变配风工况。在总风量不变的情况下，改变上下二次风的比例可改变火焰中心位置。当汽温升高时，开大上二次风，关小下二次风，以压低火焰中心，使汽温下降。在汽温降低时，关小上二次风，开大下二次风，提高火焰中心，使汽温升高。

4)利用吹灰的方法调节。发现过热汽温偏低时，应及时加强对过热器的吹灰；发现汽温升高时，应加强对水冷壁及省煤器的吹灰，并在保证燃烧的前提下尽量减少锅炉的总风量。

9、燃料迅速而完全燃烧的基本条件有哪些？ 燃料能迅速而又完全燃烧的基本条件主要有：

（1）相当高的炉膛温度 温度是燃烧化学反应的基本条件，对燃料的着火、稳定燃烧、燃尽均有重大影响，维持炉内适当高的温度是至关重要的。当然，炉内温度太高时，需要考虑锅炉的结渣问题。

（2）适量的空气供应 适量的空气供应，是为燃料提供足够的氧气，它是燃烧反应的原始条件。空气供应不足，可燃物得不到足够的氧气，也就不能达到完全燃烧。但空气量过大，又会导致炉温下降及排烟损失增大。

（3）良好的混合条件 混合是燃烧反应的重要物理条件。混合使炉内热烟气回流对煤粉气流进行加热，以使其迅速着火。混合使炉内气流强烈扰动，对燃烧阶段向碳粒表面提供氧气，向外扩散二氧化碳，以及燃烧后期促使燃料的燃尽，都是必不可少的条件。

（4）足够的燃烧时间 燃料在炉内停留足够的时间，才能达到可燃物的高度燃尽，这就要求有足够大的炉膛容积。炉膛容积与锅炉容量成正比。当然炉膛容积也与燃料燃烧特性有关，易于燃烧的燃料，炉膛容积可相对小些。比如相同容量的锅炉，燃油炉的炉膛容积要比煤粉炉的小，而烧无烟煤的炉膛容积要比烧烟煤的炉膛容积稍大些。

10、排烟热损失与哪些因素有关？

1)排烟热损失的大小，主要取决于排烟体积的大小和排烟温度的高低。2)排烟温度高，排烟热损失q2将增大。一般排烟温度升高15℃左右，q2将上1%。排烟温度的高低，一方面是设计时布置受热面多少决定的；另一方面是运行中，受热面上积灰、结渣，使传热恶化，导致排烟温度的升高，因此，必须及时吹灰、打渣，保持受热面清洁。另外，如果汽水品质不良，引起受热面内部结垢，也使排烟温度升高。

3)排烟体积增大，排烟热损失q2升高。运行中采用较大的过量空气系数及锅炉各处的漏风，都会使排烟体积增大。特别是炉膛下部的漏风，不仅使排烟体积增大，还有可能使排烟温度升高。因此，在运行中，除供应合理的空气量外，应尽可能地消除或减小漏风。

11、锅炉结渣有哪些危害？

1)结渣对锅炉运行的经济性与安全性均带来不利影响，主要表现在如下一些方面。2)使运行经济性下降；

3)受热面结渣后，使传热恶化，排烟温度升高，锅炉热效率下降； 4)燃烧器出口结渣，造成气流偏斜，燃烧恶化，有可能使机械未完全燃烧热损失、化学未完全燃烧热损失增大； 5)使锅炉通风阻力增大，厂用电量上升； 6)影响锅炉出力；

7)水冷壁结渣后，会使蒸发量下降；

8)炉膛出口烟温升高，蒸汽出口温度升高，管壁温度升高，以及通风阻力的增大，有可能成为限制出力的因素； 9)影响锅炉运行的安全性；

10)结渣后过热器处烟温及汽温均升高，严重时会引起管壁超温； 11)结渣往往是不均匀的，结果使过热器热偏差增大；对自然循环锅炉的水循环安全性以及强制循环锅炉的水冷壁热偏差带来不利影响； 12)炉膛上部渣块掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，造成炉膛灭火或堵塞排渣口，使锅炉被迫停止运行；

13)除渣操作时间长时，炉膛漏入冷风太多，使燃烧不稳定甚至灭火。

12、漏风对锅炉有什么危害？如何防止锅炉漏风？ 漏风对锅炉有以下危害：

1)锅炉漏风增加了炉膛内的空气量，破坏正常运行的一、二次风速度场，使火焰在炉膛内燃烧不稳定；

2)锅炉漏风会降低炉膛内温度，推迟燃烧进程，使火焰中心上移，火焰拉长，导致烟温升高，易使对流管束结焦；

3)炉膛漏风会使烟气量增加，流速加快，易造成受热面磨损，增加引风机电耗。

对防止锅炉漏风有以下措施： 4)运行中保持适当的炉膛负压；

5)严密关闭各处检查孔、人孔门、冷灰斗大灰门，保持水封良好。6)运行中坚持经常堵漏风；

7)提高检修质量，保持炉墙、烟道的严密性。

13、锅炉启动过程中如何控制好燃烧？

1)锅炉启动过程中注意对火焰的监视，并控制好炉内的燃烧过程。2)正确点火。点火前炉膛充分通风，点火时先投入点火装置，然后开启油枪。

3)对角投用燃烧器，注意及时切换，观察火焰的着火点适宜，力求火焰在炉内分布均匀。

4)注意调整引送风量，炉膛负压不宜过大。

5)燃烧不稳时特别要监视排烟温度值，防止发生尾部烟道的二次燃烧。6)尽量提高一次风温，根据不同燃烧合理送人二次风，调整两侧烟温差。

7)操作中做到制粉系统开停稳定，风煤配合稳定及氧量稳定，汽温、汽压上升稳定及升负荷稳定。

14、蒸汽压力波动对运行有何影响？

1)蒸汽压力是锅炉安全，经济运行的重要指标之一，一般要求压力与额定值的偏差不得超过±（0.05～0.1）MPa。

2)运行中，蒸汽压力超过规定值，会威胁人身及设备安全，影响机组寿命；另一方面，蒸汽压力过高会导致安全阀动作，不仅造成大量排汽损失，还会引起水位波动及影响蒸汽品质，安全阀频繁动作，还影响其严密性。

3)蒸汽压力低于规定值，降低了蒸汽在汽轮机内的做功能力，使机组热效率下降，还可能影响汽轮机轴向推力，不利安全。

4)蒸汽压力频繁波动，使机组承压部件的金属经常处于交变应力作用下，有可能使承压部件产生疲劳破坏。

15、单元机组主蒸汽压力有哪些调节方式? 单元机组主蒸汽压力一般有如下三种调节方式。

1)锅炉调压方式。当外界负荷变化时，汽轮机通过调速阀门开度保证负荷在要求值，锅炉通过调整燃烧来保证主蒸汽压力在要求值范围内。

2)汽轮机调压方式。锅炉通过调整燃烧满足外界负荷的需要，汽轮机通过调速阀门开度保证主蒸汽压力在规定范围内。

3)锅炉、汽机联合调节方式。当外界负荷变化时，汽轮机调整调速阀门开度、锅炉调整燃烧，此时主蒸汽压力实际值与定值出现偏差，偏差信号促使锅炉继续调整燃烧，汽机继续调整调速阀门开度，使主汽压力和给定值相一致。

16、影响汽包水位变化的因素有哪些？

1)锅炉运行过程中，汽包水位变化是经常的，引起其变化的基本因素是：物料平衡关系破坏，即给水与蒸发量的不平衡；工质状态变化，如压力变化引起比容变化和水容积中汽泡量的变化，导致汽包水位变化。具体因素有以下几点：

2)锅炉负荷变化 负荷升高时，汽包水位先上升而后下降；负荷降低时，汽包水位先下降而后上升。

3)炉内燃烧工况变化 在锅炉负荷及给水量不变的情况下，由于燃烧不良或燃料量不稳定，使炉内燃烧工况变化，从而引起的汽包水位变化随机组形式不同而不同：燃烧加强时，汽包水位先上升，然后下降，最后结果对单元制机组是汽包水位上升。

4)给水压力变化 给水压力变化使给水量与蒸发量平衡关系破坏，从而使汽包水位变化。给水压力升高，汽包水位升高；给水压力下降，汽包水位下降。

17、什么是锅炉停用后保养?防腐的基本原则是什么?常见的保养方法有哪些? 锅炉保养的方法是尽量减少锅炉水中的溶解氧和外界空气的漏入来减轻锅炉的腐蚀。防腐的原则如下：

1)不让空气进入锅炉的汽水系统内； 2)保持停用锅炉汽水系统金属表面的于燥； 3)在金属表面造成具有防腐作用薄膜，以隔绝空气； 4)使金属表面浸泡在含有除氧剂或其他保护剂的水溶液中。最常见的保养方法一般有湿式保养法、充氮置换法、烘干防腐保养法等几种。

18、单元机组机炉参数调节主要有哪些方面?

1)负荷调节。单元机组并入电力系统运行，电网中机组负荷的大小决定于外界用户的用电情况，发电负荷是随外界用电情况而改变的。2)蒸汽温度调节。正常运行时，过热蒸汽、再热蒸汽的温度应严格控制在上、下限范围内，两侧汽温的偏差也应不大于规定限值，否则应予调整。

3)锅炉燃烧调整。锅炉燃烧调整是保证燃烧稳定性，提高燃烧经济性，同时使燃烧室内热负荷分配均匀，减小热力偏差，防止锅炉结焦、堵灰等现象。

4)汽包水位调节。给水调整是锅炉安全稳定运行的重要环节，给水应连续不断地、均匀地送入锅炉。汽包水位应维持在允许的波动范围内。

19、在燃烧方面如何防止过热器或再热器超温？

1)保持锅炉燃烧稳定，火焰中心适当，炉内热负荷分布均匀，充满度好。

2)正确得使用减温水。

3)经常进行受热面吹灰和打焦，保持锅炉受热面清洁。4)调整好煤粉细度，保持制粉系统运行稳定。5)经常进行堵漏风工作。6)锅炉不能超负荷运行。

7)保持炉膛负压在规定范围内，防止火焰中心上移。8)保证给水、炉水和蒸汽品质合格，防止过热器和再热器内结垢。20、高压加热器退出运行时，对锅炉工况有何影响？

1)运行中高压加热器因漏泄或其它故障而退出运行时，锅炉的给水温度将明显降低。这时，单位质量工质在锅炉内的吸热量增多，为了维持一定的蒸发量D，就要增大燃料量B，使燃料量与蒸发量的比值B/D增大。

2)由于比值B/D的增大，使炉膛出口烟气温度及流速均升高，对流传热量上升，具有对流特性的过热器与再热器出口汽温将升高。为维持汽温稳定，就需加大减温水或采取其它辅助调温措施。在无法控制汽温或由于燃煤量增大而出现其它问题时，可能需被迫降低锅炉出力。

3)高压加热器退出运行，锅炉进口的给水温度要降低，增大了省煤器中的传热温差，使省煤器出口烟气温度下降。至于排烟温度及空气预热器出口热风温度下降的程度，要看空气预热器受热面的大小而定。

4)高压加热器退出运行，锅炉进口的给水温度要降低，增大了省煤器中的传热温差，使省煤器出口烟气温度下降。至于排烟温度及空气预热器出口热风温度下降的程度，要看空气预热器受热面的大小而定。

5)高压加热器退出运行后，即便锅炉热效率有所提高，也抵消不了机组循环热效率下降，结果使全厂效率降低。

21、机组启动升温升压过程中需注意哪些问题？（1）锅炉点火后应加强空气预热器吹灰。

（2）严格按照机组启动曲线控制升温、升压速度，监视汽包上下、内外壁温差不大于40℃。

（3）若再热器处于干烧时，必须严格控制炉膛出口烟温不超过管壁允许的温度，密切监视过热器、再热器管壁不得超温。（4）严密监视汽包水位，停止上水时应开启省煤器再循环阀。（5）严格控制汽水品质合格。

（6）按时关闭蒸汽系统的空气门及疏水阀。

（7）经常监视炉火及油枪投入情况，加强对油枪的维护、调整、保持雾化燃烧良好。

（8）汽轮机冲转后，保持蒸汽温度有50℃以上的过热度，过热蒸汽、再热蒸汽两侧温差不大于20℃，慎重投用减温水，防止汽温大幅度波动。

（9）定期检查和记录各部的膨胀指示，防止受阻。（10）发现设备有异常情况，直接影响正常投运时，应汇报值长，停止升压，待缺陷消除后继续升压。

22、冬季停炉，如何做好防冻保养? 1)进入冬季后应进行全面的防冻检查，不能有裸露的管道，保温完整。2)管道内介质不流动部分，能排空的尽量排空，不能排空者应定期进行排放或采取微流的方法，防止管道冻结。

3)停用锅炉尽可能采用干式保养。必须进行湿式保养时，可轮流启动一台炉水循环泵运行，过热器和再热器部分应采取加热措施。4)投入所有防冻伴热系统（投入炉侧暖气、暖风幕，必要时生火炉）。5)锅炉干式保养时，应将炉水泵电动机腔内的水放空，与锅炉同时冲氮保养或联系检修人员灌入防冻剂；炉水泵冷却器及其管道内的存水应放干净。

6)冷灰斗水封密封水适当开大保持溢流，防止冻结。

7)回转设备的冷却水应保持流动，否则应将冷却水系统解列放尽存水。8)油系统应保持打循环，同时投入油伴热。

9)若锅炉本体内有水，当炉水温度低于10℃时应进行上水与放水。

23、防止锅炉炉膛爆炸事故发生的措施有哪些？

1）加强配煤管理和煤质分析，并及时做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。

2）加强燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。

3）当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投油助燃。当锅炉灭火后，要立

即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前

4）必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。5）加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，确保装置可靠动作；严禁随意退出火焰探头或联

锁装置，因设备缺陷需退出时，应做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。6）加强设备检修管理，减少炉膛严重漏风、防止煤粉自流、堵煤；加强点火油系统的维护

管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。防止严重结焦，加强锅炉吹灰。

24、汽压变化对汽温有何影响?为什么? 当汽压升高时，过热蒸汽温度升高；汽压降低时，过热汽温降低。这是因为当汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽需消耗更多的热量；在燃料量未改变的情况下，由于压力升高，锅炉的蒸发量瞬间降低，导致通过过热器的蒸汽量减少，相对蒸汽量增大，导致过热汽温升高，反之亦然。上述现象只是瞬间变化的动态过程，定压运行当汽压稳定后汽温随汽压的变化与上述现象相反。主要原因为： 汽压升高时过热热增大，加热到同样主汽温度的每公斤蒸汽吸热量增大，在烟气侧

放热量一定时主汽温度下降。

汽压升高时，蒸汽的定压比热Cp增大，同样蒸汽吸收相同热量时，温升减小。

汽压升高时，蒸汽的比容减小，容积流量减小，传热减弱。

汽压升高时，蒸汽的饱和温度增大，与烟气的传热温差减小，传热量减小。

25、运行中影响燃烧经济性的因素有哪些? 1)燃料质量变差，如挥发分下降，水分、灰分增大，使燃料着火及燃烧稳定性变差，燃烧完全程度下降。2)煤粉细度变粗，均匀度下降。

3)风量及配风比不合理，如过量空气系数过大或过小，一二次风风率或风速配合不适当，一二次风混合不及时。

4)燃烧器出口结渣或烧坏，造成气流偏斜，从而引起燃烧不完全。5)炉膛及制粉系统漏风量大，导致炉膛温度下降，影响燃料的安全燃烧。

6)锅炉负荷过高或过低。负荷过高时，燃料在炉内停留的时间缩短；负荷过低时，炉温下降，配风工况也不理想，都影响燃料的完全燃烧。

7)受热面积灰、结焦，造成换热效率降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。

26、降低锅炉各项热损失应采取哪些措施？

（1）

降低排烟热损失：应控制合理的过剩空气系数；减少炉膛和烟道各处漏风；制粉系统运行中尽量少用冷风和消除漏风；应及时吹灰、除焦，保持各受热面、尤其是空气预热器受热面清洁，以降低排烟温度；送风进风应尽可能采用炉顶处热风或尾部受热面夹皮墙内的热风。

（2）

降低化学不完全燃烧损失：主要保持适当的过剩空气系数，保持各燃烧器不缺氧燃烧，保持较高的炉温并使燃料与空气充分混合。（3）

降低机械不完全燃烧热损失：应控制合理的过剩空气系数；保持合格的煤粉细度；炉膛容积和高度合理，燃烧器结构性能良好，并布置适当；

一、二次风速调整合理，适当提高二次风速，以强化燃烧；炉内空气动力场工况良好，火焰能充满炉膛。

（4）

降低散热损失：要维护好锅炉炉墙金属结构及锅炉范围内的烟、风，汽水管道，联箱等部位保温。

（5）降低排污热损失：保证给水品质，降低排污率。

27、从运行角度看，降低供电煤耗的措施主要有哪些？

1.运行人员应加强运行调整，保证蒸汽压力、温度和再热器温度，凝汽器真空等参数在规 定范围内。

2.保持最小的凝结水过冷度。

3.充分利用加热设备和提高加热设备的效率，提高给水温度。4.降低锅炉的各项热损失，例如调整氧量、煤粉细度向最佳值靠近、回收可利用的各种疏 水，控制排污量等。

5.降低辅机电耗，例如及时调整泵与风机运行方式，适时切换高低速泵，中储式制粉系统

在最大经济出力下运行，合理用水，降低各种水泵电耗等。

6.降低点火及助燃用油，采用较先进的点火技术，根据煤质特点，尽早投入主燃烧器等。

7.合理分配全厂各机组负荷。8.确定合理的机组启停方式和正常运行方式。

28、火焰中心高低对炉内换热影响怎样?运行中如何调整好火焰中心?

1)煤粉着火燃烧逐渐发展，燃烧放热量大于传热量，烟气温度不断升高，形成燃烧迅速，放热量最多，温度较高的区域，即火焰中心(或燃烧中心)。

2)在一定的过量空气系数下，若火焰中心上移，使炉内总换热量减少，炉膛出口烟气温度升高。若火焰中心位置下移，则炉膛内换热量增加，炉膛出口烟气温度下降。

3)运行中，通过改变摆动燃烧器倾角或上下二次风的配比来改变火焰中心位置。对于四角布置燃烧器要同排对称运行，不缺角，出力均匀。并尽量保持各燃烧器出口气流速度及负荷均匀一致。

29、锅炉运行中为什么要控制主蒸汽、再热蒸汽温度稳定? 1)温过高时，将引起过热器、再热器蒸汽管道及汽轮机汽缸、转子等部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重超温，还将使受热面爆破。

2)汽温过低，影响机组热力循环效率，末级叶片湿度过大。若汽温大幅度突升降，除对锅炉各受热面焊口及连接部分产生较大热应力，还使汽机胀差增大，严重时有可能动静碰摩，造成剧烈振动。3)汽机两侧汽温偏差过大，将使汽轮机两侧受热不均匀，热膨胀不均匀。

30、影响汽包水位变化的因素有哪些？ 具体因素有以下几点：

1)锅炉负荷变化 负荷升高时，汽包水位先上升而后下降；负荷降低时，汽包水位先下降而后上升。

2)炉内燃烧工况变化 在锅炉负荷及给水量不变的情况下，由于燃烧不良或燃料量不稳定，使炉内燃烧工况变化，从而引起的汽包水位变化随机组形式不同而不同：燃烧加强时，汽包水位先上升，然后下降，最后结果对单元制机组是汽包水位上升。

3)给水压力变化 给水压力变化使给水量与蒸发量平衡关系破坏，从而使汽包水位变化。给水压力升高，汽包水位升高；给水压力下降，汽包水位下降。

第二篇：锅炉论述题

一、论述题

1.叙述锅炉的三大附件及作用。答案：

锅炉的三大安全附件是安全阀、压力表和水位计。安全阀的作用是当锅内蒸汽压力超过允许值时，安全阀自动开放，向外排汽，当压力降到规定值时自动关闭，防止锅炉因超压而发生爆炸事故。压力表是用来测量锅炉内蒸汽压力大小的仪表，运行人员可以用来监视锅内蒸汽压力的变化。水位计是用以反映锅筒内水位状况的一次性直读仪表，以便运行人员监视锅筒内水位的变化。为了保证锅炉三大安全附件的可靠性，每天应校对水位计，定期清洗水位计，确保其指示正确；定期校对、冲洗压力表，防止水垢和杂质堵塞弯管，使其灵敏可靠；定期手动或自动启闭安全阀，保证安全阀动作灵活，保障锅炉在规定的压力下安全运行。

2.叙述启动分离器的作用。答案：

启动分离器是直流锅炉一个重要的辅助部件。直流锅炉开始启动时排出的热水、汽水混合物、饱和蒸汽和过热度不足的过热蒸汽均不能进入汽轮机。由于直流锅炉有一定的启动流量，为了减少启动时的热损失和凝结水的消耗，同时保证锅炉启动时对过热器的冷却效果，直流锅炉必须装有启动分离器才能达到以上的目的。启动分离器相当于自然循环锅炉的汽包，仅在锅炉启动时才起作用。

3.论述直流燃烧器为何采用四角布置。答案：

由于直流燃烧器单个喷口喷出的气流扩散角较小，速度衰减慢，射程较远，而高温烟气只能在气流周围混入，使气流周界的煤粉首先着火，然后逐渐向气流中心扩展，所以着火推迟，火焰行程较长，着火条件不理想。采用四角布置时，四股气流在炉膛中心形成一直径为600～1500mm左右的假想切圆，这种切圆燃烧方式能使相邻燃烧器喷出的气流相互引燃，起到帮助气流点火的作用。同时气流喷入炉膛，产生强烈旋转，在离心力的作用下使气流向四周扩展，炉膛中心形成负压，使高温烟气由上向下回流到气流根部，进一步改善气流着火的条件。气流在炉膛中心强烈旋转，煤粉与空气强烈混合，加速了燃烧，形成了炉膛中心的高温火球。另外，气流的旋转上升延长了煤粉在炉内的燃尽时间，改善了炉内气流的充满程度。

4.试述浓淡分离煤粉燃烧器的工作原理。答案：

浓淡分离煤粉燃烧器是利用一定的结构形式将一次风粉混合气流分离成浓相和淡相两股含粉浓度不同的气流，再通过喷口送入炉膛进行燃烧的稳燃装置。由于浓相气流的煤粉浓度高，对煤粉着火有以下几个有利条件：(1)它使煤粉的着火热量减少。(2)可以加速着火前煤粉的化学反应速度，促使煤粉着火。(3)增加了火焰黑度和辐射吸热量，加速着火和提高火焰传播速度。对于浓淡煤粉分离燃烧器，由于浓相气流着火提前和稳定，也为淡相气流的着火提供了稳定的热源，使整个燃烧器的燃烧稳定性提高。但是浓相气流的煤粉浓度并不是越高越好，当煤粉浓度过高时，会造成燃烧中氧气过少，影响挥发分的燃烧和燃尽，使得煤粉颗粒温度的提高受到影响，火焰的传播速度降低，火焰拉长，对整个燃烧器的燃烧工况带来不利影响，因而对不同的煤种应选取适宜的浓度值。

5.论述转动机械滚动轴承的发热原因。答案：

(1)轴承内缺油。(2)轴承内加油过多，或油质过稠。(3)轴承内油脏污，混入了小颗粒杂质。(4)转动机械轴弯曲。(5)传动装置校正不正确，如联轴器偏心，传动带过紧，使轴承受到的压力增大，摩擦力增加。(6)轴承端盖或轴承安装不好，配合得太紧或太松。(7)轴电流的影响。由于电动机制造上的原因，磁路不对称，在轴上感应了轴电流，而引起涡流发热。(8)冷却水温度高，或冷却水管堵塞流量不足，冷却水流量中断等。

6.论述对冷却水流量低的检查、判断与处理。答案：

(1)装有冷却水流量开关和冷却水流量监视器的冷却水系统，流量开关动作检查试验应在转动机械启动前进行。其试验方法是：将冷却水入口手动阀关闭，冷却水中断，冷却水流量开关应有关闭的动作声音，说明流量开关正常，然后将冷却水入口手动阀开启。再直接观察到监视器内挡板张幵角度或长键条摆动，当流量开关关闭，冷却水中断时，监视器内挡板关闭或长键条不动。(2)冷却水系统运行中冲洗方法(见图F-I)。

1)拆开回水管上活接头向外侧放水。2)关闭回水管上的阀门。3)冲洗冷却水管。4)冲洗结束后，开启回水管上阀门。5)恢复回水管上油位接头。

7.减温器在过热器系统中如何布置比较合理？ 答案：

(1)减温器除了将汽温调节到额定范围内，还要保护受热面不过热。既要保证调节汽温的准确性和灵敏性，又要保证受热面安全。(2)如果减温器布置在过热器入口端，能保证受热面安全及蒸汽温度合格。但由于距离出口较远，调节的灵敏性较差，饱和蒸汽减温后会出现水滴，水滴在各管中分布不均，会使热偏差加剧。(3)如果减温器布置在过热器出口端，能保证出口汽温合格，调节灵敏性较高。但在减温器前超温时，过热器就难以得到保护。(4)如果减温器布置在过热器的中间位置，既能保护高温过热器的安全，又使汽温调节有较高灵敏性。减温器越靠近出口，调节灵敏性就越高。

8.运行中影响燃烧经济性的因素有哪些？ 答案：

运行中影响燃烧经济性的因素是多方面的，复杂的，主要的有以下几点：(1)燃料质量变差。如挥发分下降，水分、灰分增大，使燃料着火及燃烧稳定性变差，燃烧完全程度下降。(2)煤粉细度变粗，均匀度下降。(3)风量及配风比不合理。如过量空气系数过大或过小，一、二次风风率或风速配合不适当，一、二次风混合不及时。(4)燃烧器出口结渣或烧坏，造成气流偏斜，从而引起燃烧不完全。(5)炉膛及制粉系统漏风量大，导致炉膛温度下降，影响燃料的安全燃烧。(6)锅炉负荷过高或过低。负荷过高时，燃料在炉内停留的时间缩短；负荷过低时，炉温下降，配风工况也不理想，都影响燃料的完全燃烧。(7)给粉机或给煤机工作失常，进入炉膛粉量不稳定。

9.叙述蒸汽参数对锅炉受热面布置有何影响。答案：

锅炉工质的加热过程可分为水的预热、水的蒸发和蒸汽的过热三个阶段。这三个阶段吸热量的比例是随着蒸汽压力变化而变化的，蒸汽压力低，蒸发热占的比例大；蒸汽压力越高，蒸发热的比例越小，预热热和过热热的比例越大。例如，低参数锅炉蒸发热所占比例为70%～75%，受热面以蒸发受热面为主；中压锅炉蒸发热约占66%,过热热约占20%,-般布置对流过热器即可；超高压及亚临界压力锅炉一般为再热锅炉，过热热和再热热占45%以上，就需要布置墙式、屏式、对流式过热器组合系统。因此，锅炉蒸汽参数对锅炉受热面的布置有很大影响，不同参数的锅炉对受热面布置的要求各不相同。

10.煤粉炉为什么不宜使用含灰量过大的燃煤？ 答案：

煤粉锅炉燃烧的煤粉颗粒较细，锅炉的不完全燃烧损失q4较小，大、中型锅炉热效率大多在90%以上。因此，锅炉负荷一定，燃煤量的多少主要取决于煤的发热量。由于煤中的含氢量较少，而且差别不大，当燃煤含水量相同时，煤的发热量主要决定于含灰量，含灰量越大，发热量越低，反之则发热量越高。同等负荷情况下，燃用含灰量大的煤必然导致锅炉单位时间内的燃煤量增加，制粉耗电量增加。同时由于灰量增加，致使锅炉的物理热损失增大，从而造成了机组供电煤耗上升，发电成本增加。由于煤粉炉采用室燃方式，煤中90%的灰分以灰的形式与烟气一起流经对流受热面。燃用含灰量大的燃煤会使烟气中的灰浓度提高，由于其热值下降造成燃煤耗量增加，又使烟气中的灰浓度进一步提高。锅炉尾部受热面管壁磨损速度与烟气的灰浓度成正比，因此，燃用含灰量大的燃煤必然导致受热面管壁磨损速度加快，使受热面的寿命缩短，“四管”泄漏率上升，检修成本增加。一般来讲，劣质煤的含灰量高，发热量低，但其价格也低。故要权衡和比较燃料费用降低和其他费用的增加两者之间哪个对降低发电成本影响更大。在燃料价格相近时，应尽量选择含灰量低的燃煤，有利于降低发电成本。

11.试述燃料性质对锅炉受热面布置有何影响。答案：

燃料的性质和种类对锅炉的布置方式有很大影响。以固体燃料为例，挥发分、水分、灰分及硫分对锅炉布置就有很大的影响。挥发分低的煤，一般不易着火和燃尽，这就要求炉膛容积大一些，以保证燃料在炉内在足够的燃烧时间；另外还需要有较高的热风温度，即增加空气预热器受热面。燃料的水分较大时，将引起炉膛温度降低，使辐射吸热量减小，因而空气预热器应布置得多些。燃料的灰分较大时，将加剧对流受热面的磨损，为减轻磨损，可采用塔式布置方式；灰分熔点太低时，为保证在炉膛出口及后部受热面不结渣，可采用液态排渣方式。燃料的硫分较大时，在锅炉的布置上，还要采取各种防止低温腐蚀和堵灰的措施。

12.煤粉为什么有爆炸的可能性？它的爆炸性与哪些因素有关？ 答案：

煤粉很细，相对表面积很大，能吸附大量空气，随时都在进行着氧化。氧化放热使煤粉温度升高，氧化加强。如果散热条件不良，煤粉温度升高一定程度后，即可能自燃爆炸。煤粉的爆炸性与许多因素有关，主要的有：(1)挥发分含量。挥发分Vdaf高，产生爆炸的可能性大，而对于Vdaf〈10%的无烟煤，一般可不考虑其爆炸性。(2)煤粉细度。煤粉越细，爆炸的危险性越大。对于烟煤，当煤粉粒径大于100μm时，几乎不会发生爆炸。(3)气粉混合物浓度。危险浓度为1.2～2.0kg/m3。在运行中，从便于煤粉输送及点燃考虑，一般还较难避开引起爆炸的浓度范围。(4)煤粉沉积。制粉系统中的煤粉沉积，往往会因逐渐自燃而成为引爆的火源。(5)气粉混合物中的氧气浓度。氧气浓度高，爆炸危险性大。在燃用Vdaf高的褐煤时，往往引入一部分炉烟干燥剂，也是防止爆炸的措施之一。(6)气粉混合物流速。流速低，煤粉有可能沉积；流速过高，可能引起静电火花。所以气粉混合物过高、过低对防爆都不利，一般气粉混合物流速控制为16～30m/s。(7)气粉混合物温度。温度高，爆炸危险性大。因此，运行中应根据Vdaf高低，严格控制磨煤机出口温度。(8)煤粉水分。过于干燥的煤粉爆炸危险性大。煤粉水分要根据挥发分Vdaf、煤粉储存与输送的可靠性以及燃烧的经济性综合考虑确定。

13.论述运行中如何提高锅炉燃用劣质煤的稳定性。答案：

劣质煤主要指无烟煤，高灰分(大于40%)、低热值(低位发热量小于16.7MJ/kg)的烟煤(包括洗煤)，高水分(大于30%)、高灰分(大于40%)和低热值的褐煤等。为了保证锅炉的安全运行，必须首先确保锅炉的燃烧稳定性。提高运行中锅炉燃用劣质煤的稳定性，可以从以下几个方面进行：(1)保持适当的一次风率。燃用劣质煤应适当降低一次风率。对于高挥发的劣质煤，一次风率应在25%～30%；对于低挥发的劣质煤，一次风率应在20%～25%。(2)保持合理一次风速。燃烧劣质煤时，一次风速一般选取24～28m/s。(3)适当降低三次风量。一般燃用劣质烟煤时，三次风率控制在小于或等于30%，三次风速小于或等于60m/s，以50～55m/s为宜；当燃用高水分的烟煤时，运行的三次风速高于此值。(4)保持合适的煤粉细度。从经济性考虑，煤粉细度应维持在最佳值。但对于劣质煤而言，煤粉细度的控制还要考虑锅炉运行的安全可靠性。对高灰分的劣质煤，煤粉细度可按照下式确定：R90＝Var(l+n)或/R90＝2+1.1Vdaf(Vdaf〉18%，n＝0.2；Var〈18%,n＝0.15)；对于无烟煤的煤粉细度R90应小于10%。

14.论述假想切圆直径的大小对锅炉工作的影响。答案：

角置式燃烧器以同一高度喷口的几何轴线作切线，这些切线在炉膛横截面中部形成的几何圆形称为假想切圆。燃烧器的四股气流沿假想圆的切线方向喷射，在炉内形成绕假想切圆强烈旋转的气流。对于不同燃料、不同类型的锅炉，假想切圆的直径完全不一样；同一锅炉的一、二次风也可能采用不同直径的假想切圆。一般切圆直径大约在600～1300mm。较大直径的假想切圆，可使邻角火炬的高温火焰更易达到下游邻角的燃烧器根部，有利于煤粉气流的着火，同时使炉内气流旋转强烈，燃烧后期混合得以改善，有利于燃尽过程。但假想切圆大，一次风气流偏斜程度增大，易引起水冷壁的结渣、磨损。切圆直径过大时，气流到达炉膛出口还有较强的残余旋转，会引起烟温和过热汽温的偏差。由于切圆存在负压无风区，故使炉膛的火焰充满程度也受到不利影响。

15.论述四角布置的直流燃烧器气流偏斜的原因及对燃烧的影响。答案：

(1)气流偏斜的原因。1)射流在其两侧压力差的作用下，被压向一侧而产生偏斜，由于直流燃烧器的四角射流相切于炉膛中心的假想切圆，致使射流两侧与炉膛夹角不同。夹角大的一侧，空间大、高温烟气补充充分，另一侧补气不充分，致使夹角大的一侧静压大于夹角小的一侧，在压差的作用下，射流向夹角小的一侧偏斜。2)炉膛宽、深尺寸差别越大，切圆直径越大，两侧夹角差别越大，射流偏斜越大。3)射流受上游邻角燃烧器射流的横向推力作用也迫使气流发生偏斜。4)射流刚性的大小，也影响气流的偏斜。(2)气流偏斜对燃烧的影响。射流偏斜不大时，可改善炉内气流工况，使部分高温烟气正好补充到邻组燃烧器的根部，不但保证了煤粉气流的迅速着火和稳定燃烧，又不至于结焦，这正是四角直吹式直流燃烧器的特点。但气流偏斜过大时，会形成气流刷墙致使水冷壁炉墙结焦、磨损等不良后果，且炉膛火焰充满度降低。

16.论述锅炉的热平衡。答案：

锅炉的热平衡：燃料的化学能+输入物理显热等于输出热能+各项热损失。根据火力发电厂锅炉设备流程可分为输入热量、输出热量和各项损失。(1)输入热量。1)燃料的化学能即燃煤的低位发热量。2)输入的物理显热。燃煤的物理显热和进入锅炉空气带入的热量。3)转动机械耗电转变为热量。一次风机(排粉机)、球磨机(中速磨煤机)、送风机、强制循环泵等耗电转变的热量，这部分电能转换为热能在计算时将与管道散热抵消。4)油枪雾化蒸汽带入的热量。这部分热量，当锅炉正常运行时，油枪是退出运行的。因此锅炉正常运行时，输入热量为燃料的化学能+输入的物理显热。(2)输出热量。1)过热蒸汽带走的热量Qgq＝Dgq(hgq-hgs),kJ/h式中Dgq-过热蒸汽流量，kg/h；hgq-过热蒸汽焓，kJ/kg；hgs-给水焓，kJ/kg。2)再热蒸汽带走的热量Qzq＝Dzq，kJ/h式中Dzq-再热蒸汽流量，kg/h；hgq-过热蒸汽焓，kJ/kg；h″,h′-再热器的出口、入口蒸汽焓，kJ/kg。3)锅炉自用蒸汽带走热量Qzy＝Dzy(hzy-hgs),kJ/h式中Dzy-锅炉自用蒸汽量，kg/h；hzy-锅炉自用蒸汽的焓，kJ/kg。4)锅炉排污带走热量Qpw＝Dpw(hb-hgs)，kJ/h式中Dpw-排污水量，kg/h；hb-汽包压力下的饱和水焓，kJ/kg。(3)锅炉各项热损失。1)锅炉排烟热损失。①干烟气热损失；②水蒸气热损失(空气带入水分，燃煤带入水分，氢生成成分)。2)化学未完全燃烧热损失(CO，CH4)。3)机械未完全燃烧热损失。①飞灰可燃物热损失；②灰渣可燃物热损失。4)散热损失。锅炉本体及其附属设备散热损失。5)灰渣物理热损失。6)吹灰蒸汽热损失。7)灰斗水封冷却水热损失。

17.论述直流锅炉启动时的清洗。答案：

直流锅炉运行时没有排污，给水中的杂质除少部分随蒸汽带出外，其余将沉积在受热面上，机组停运期间，受热面内部还会因腐蚀而生成少量氧化铁。机组启动若不及时清除这些杂质，会影响直流锅炉的给水品质及锅炉的安全运行，因此，机组每次启动时应进行直流锅炉的清洗工作。直流锅炉的清洗有冷态清洗和热态清洗两种方式。(1)直流锅炉的冷态清洗。直流锅炉冷态清洗是指在锅炉点火前，用除盐水或凝结水冲洗包括低压加热器、除氧器、高压加热器、省煤器、水冷壁、炉顶过热器及启动分离器等在内的汽水系统。冷态清洗分低压系统清洗和高压系统清洗两个阶段。1)低压系统清洗。清洗给水泵前低压系统，启动凝结水泵和凝升水泵，按照从凝汽器至除氧器再回到凝汽器的循环进行，具体为凝汽器→凝结水泵→除盐装置→轴封加热器→凝结水升压泵→低压加热器→除氧器→凝汽器，根据前置过滤器进口水的含Fe量控制清洗过程。2)高压系统清洗。清洗给水泵后的高压系统，启动凝结水泵、凝升水泵及给水泵，按照从凝汽器至除氧器、给水泵经启动分离器再回到凝汽器的循环进行，具体为凝汽器→凝结水泵→除盐装置→凝结水升压泵→轴封加热器→低压加热器→除器→给水泵→高压加热器→锅炉→启动分离器→凝汽器，根据启动分离器出口水的含Fe量控制清洗过程。(2)直流锅炉的热态清洗。锅炉点火后，随着启动过程的进行，水温、水压逐渐升高，于是会把残留在汽水系统内的杂质冲洗出来，使水中杂质含量增加，降低锅炉启动时的汽水品质，因此应该在启动过程中设法将之除去。锅炉启动过程中，当水温升到一定值后，应暂时停止升温并维持，使水仍然沿着高压系统冷态清洗时的循环回路流动，清洗出的杂质在水通过前置过滤器和混合床除盐装置时不断被除去，该种清洗过程称之为热态清洗。

18.什么是直流锅炉的启动压力？启动压力的高低对锅炉有何影响？ 答案：

直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合循环锅炉启动时，为保证蒸发受热面的水动力稳定性所必须建立的给水压力，称为启动压力。直流锅炉给水是一次通过锅炉各受热面的，所以，锅炉一点火就要依靠一定压力的给水，流过蒸发受热面进行冷却。但直流锅炉启动时一般不是一开始就在工作压力下工作的，而是选择某一较低的压力，然后再过渡到工作压力。启动压力的高低，关系到启动过程的安全性和经济性。启动压力高，汽水密度差小，对改善蒸发受热面水动力特性、防止蒸发受热面产生脉动、减小启动时的膨胀量都有好处。但启动压力高，又会使给水泵电耗增大，加速给水阀门的磨损，并能引起较大的振动和噪声。目前，国内亚临监界参数直流锅炉，启动压力一般选为6.8～7.8MPa。

19.论述锅水pH值变化对硅酸的溶解携带系数的影响。答案：

当提高锅水中pH值时，水中的OH-浓度增加，硅酸与硅酸盐之间处于水解平衡状态，即Si+H2O→HSi+OHHSiO

+H2O→H2SiO3+OH

使锅炉水中的硅酸减少，随着锅水中pH值的上升，饱和蒸汽中硅酸的溶解携带系数减小。反之，降低锅水中pH值，锅水中的硅酸增多，饱和蒸汽中硅酸的溶解携带系数将增大。

20.叙述烟气流速与受热面管壁磨损的关系。答案：

在燃料的种类和烟气冲刷受热面方式相同的情况下，对流受热面管壁磨损的速度，即管子金属被磨去的数量与冲击管子表面飞灰颗粒的动能和冲击次数成正比。飞灰颗粒动能越大，冲击次数越多，则对流受热面管壁的磨损速度越快。由于烟气中飞灰的流速与烟气流速基本相同，飞灰的动能大小和冲击受热面管子次数决定于烟气流速，而且飞灰的动能与其速度的平方成正比，飞灰冲击次数与烟速的一次方成正比。也就是说，对流受热面管子的磨损速度与烟气速度的三次方成正比，即烟气流速增加一倍，对流受热面管壁磨损速度增加七倍。

21.论述对流受热面积灰的危害。答案：

锅炉对流受热面一般指对流过热器、对流再热器、省煤器和空气预热器。它们与烟气间的换热以对流换热为主，因此称之为对流受热面。锅炉运行时，对流受热面积灰是无法避免的。研究发现，对流受热面的积灰颗粒度很小，当灰的当量直径小于3μm时，灰粒与金属间和灰粒间的万有引力超过灰粒本身的质量。因此当灰粒接触金属表面时，灰粒将会黏附在金属表面上不掉下来。烟气流动时，因为烟气中灰粒的电阻较大会发生静电感应。虽然对流受热面的材料是良好导体，但是当其表面积灰后，会变成绝缘体，很容易将因静电感应而产生异种电荷的灰粒吸附在其表面上。实践证明，对流受热面的灰大多是当量直径小于10μm的灰粒。由于灰粒的导热系数很小，对流受热面积灰，使得热阻显著增加，传热恶化，烟气得不到充分冷却，排烟温度升高，锅炉热效率降低，甚至影响锅炉出力。积灰还会使锅炉烟气通流截面减小，通道阻力增加，引风机电耗增加。因此，应采取合适的技术措施做好对锅炉受热面的定期清灰工作，提高锅炉热效率，节约风机耗电，降低供电煤耗。

22.叙述锅炉停炉后的保养方法。答案：

实践证明，在相同时间内，运行中的锅炉比冷备用状态时锅炉的金属腐蚀程度低得多。为了使冷备用的锅炉保持完好的状态，锅炉停炉后的保养工作很重要。防止腐蚀是锅炉在冷态备用期间保养工作的主要任务。锅炉在冷备用期间受到的腐蚀主要是氧化腐蚀。锅炉汽水系统内氧的来源主要有两个：①溶解在水中的氧；②由大气进入到系统中的氧。因此，减少水中和外界漏入的氧，或者减少氧与受热面金属接触的机会，就能减轻腐蚀。除电厂根据实际情况安排锅炉轮换备用进行保养的方法外，常用的冷备用锅炉的保养方法还有以下几种：(1)湿法保养。湿法保养包括压力法防腐、联氨法防腐和碱液法防腐等几种。压力法防腐常用的有蒸汽压力法和给水压力法两种，这两种方法适用于停炉时间一周左右的锅炉保养。联氨法防腐适用于长期备用的锅炉保养，防腐效果较好。碱液法防腐就是采用加碱液的方法，使锅炉中充满pH值达10以上的水。锅炉采用湿法保养方法时，在冬季还应做好防冻工作。(2)干法保养。锅炉停炉后，放尽炉内各部分受热面内的水，利用锅炉余热或利用点火装置进行微火烘烤，将金属内表面烘干。清除沉积在锅炉汽水系统内的垢、渣，然后放入干燥剂并将汽水系统阀门全部关严，以防空气进入。常用的干燥剂有无水氯化钙、生石灰、硅胶等。锅炉需长期备用时采用此法。(3)气体防腐保养。气体防腐保养法适用于长期备用的锅炉，常用的防腐气体有氮、氨两种。充氮防腐时，氮气的压力应维持在0.3MPa，当氮气压力下跌至0.1MPa时，应继续充气维持氮压。氮气的纯度应定期检验，应保持在99.8%以上。充氨防腐时，锅炉系统内应保持过量氨气压力在1.333X103Pa左右；锅炉重新启动点火前，应将氨气全部排出，并用水冲净。

23.论述汽包锅炉运行中汽包水位不断波动的原因。答案：

锅炉正常运行中，蒸汽压力的变化反映了外界用汽量与锅炉蒸发量之间的动态平衡关系。当锅炉蒸发量与外界用汽量相等时，蒸汽压力不变，否则汽压将发生变化。锅炉蒸发量与外界用汽量的平衡是相对的，锅炉蒸发量、外界用汽量实际上是不断变化的。当锅炉蒸发量大于外界用汽量时，由于水冷壁中产汽量增加，汽水混合物总体积增加，汽包水位出现上升，蒸汽压力也随之升高；随着蒸汽压力的不断上升，炉水的饱和温度将逐渐上升，进入炉膛的燃料一部分用来提高炉水和蒸发受热面金属的温度，剩余部分用来产生蒸汽，水冷壁中产汽量又将减少，汽水混合物中蒸汽所占体积减少，汽包里的炉水将补充这一减少的体积，汽包水位又出现下降。反之，锅炉蒸发量小于外界用汽量时，汽包水位将先下降、后上升。当外界用汽量大于锅炉蒸发量时，将造成蒸汽压力下降，炉水的饱和温度将随之下降，一部分炉水汽化，汽水混合物总体积增加，汽包水位升高；当外界用汽量小于锅炉蒸发量时，将造成蒸汽压力上升，炉水的饱和温度将随之上升，一部分蒸汽凝结成水，汽水混合物总体积减少，汽包水位下降。给水量的波动，也会造成汽包水位的波动。所以锅炉运行中汽包水位是不断波动的，当汽包水位指示出现呆滞不动时，应立即査明原因，消除故障，使之恢复正常。

24.什么是直流锅炉启动时的膨胀现象？造成膨胀现象的原因是什么？启动膨胀量的大小与哪些因素有关？

答案：

直流锅炉点火后，蒸发受热面内的水是在给水泵推动下强迫流动的。随着热负荷的逐渐增大，水温不断升高，一旦达到饱和温度，水就开始汽化，工质比体积明显增大。这时会将汽化点以后管内工质向锅炉出口排挤，使进入启动分离器的工质容积流量比锅炉入口的容积流量明显增大，这种现象即称为膨胀现象。产生膨胀现象的基本原因是蒸汽与水的比体积差别太大。启动时，蒸发受热面内流过的全部是水，在加热过程中水温逐渐升高，中间点的工质首先达到饱和温度而开始汽化，体积突然增大，引起局部压力升高，猛烈地将其后面的工质推向出口，造成锅炉出口工质的瞬时排出量很大。启动时，膨胀量过大将使锅内工质压力和启动分离器的水位难以控制。影响膨胀量大小的主要因素有：(1)启动分离器的位置。启动分离器越靠近出口，汽化点到分离器之间的受热面中蓄水量越多，汽化膨胀量越大，膨胀现象持续的时间也越长。(2)启动压力。启动压力越低，其饱和温度也越低，水的汽化点前移，使汽化点后面的受热面内蓄水量大，汽水比体积差别也大，从而使膨胀量加大。(3)给水温度。给水温度的高低，影响工质开始汽化的迟早。给水温度高，汽化点提前，汽化点后部的受热面内蓄水量大，使膨胀量增大。(4)燃料投入速度。燃料投入速度即启动时的燃烧率。燃烧率高，炉内热负荷高，工质温升快，汽化点提前，膨胀量增大。

25.论述锅炉运行中氮氧化物的生成与控制。答案：

由于燃煤中含有氮化合物，在燃烧过程中与氧气产生接触，伴随着高温条件的存在，则会生成氮氧化物，主要有：NO、NO2,另外还有少量的N2O等，它们统称为NOx在通常的燃烧温度下，生成物NOx中三种成分的比例为：NO(90%)，NO2(5%～10%)，N2O(1%)。由于氮氧化物毒性很大，其对人类自然环境的危害很大。煤粉燃烧过程中，生成NOx量的多少与煤粉的燃烧温度、过量空气系数、燃烧器的布置方式以及运行工况等因素有关。NOx的生成途径有三个:①热力型NOx，②燃料型NOx,③快速型NOx。NOx排放控制技术总体可分为三大类：①使用低氮燃料；②烟气净化技术；③低NOx燃烧技术。(1)低氮燃料的使用。气态燃料的氮含量较固体燃料要小得多，但由于我国能源政策和能源结构的限制，固体燃料的使用占主导地位。通过使用低氮燃料来降低燃煤电站锅炉NOx的排放是不现实的。(2)烟气净化技术简单地讲就是利用氨将已生成的NOx还原为N2。目前主要有两种方法，选择性催化剂还原法(SCR)和选择性非催化剂还原法(SNCR)。烟气净化技术尽管能大幅度降低排放量，相比低NOx燃烧技术来讲，其投资成本巨大、运行费用昂贵，目前仅在少数发达国家应用。(3)在锅炉NOx排放控制技术中低NOx燃烧技术是广泛使用、实用性较强的一种技术。低NOX燃烧技术主要包括燃烧优化、炉内空气分级、燃料分级、烟气再循环以及低NOx燃烧器的使用等。其中分级燃烧技术是降低NOx排放的最有效、最经济方法，它在控制热力型、快速型NOx都处于较低生成水平的同时，可较大幅度降低燃料型NOx的生成量。低NOx分级燃烧技术即将锅炉燃烧所需的空气量分级送入炉内，降低锅炉主燃烧区域的O2浓度，使其α〈1，炉膛火焰中心形成富燃料区，从而大大降低火焰中心的燃烧速度和温度水平，使得主燃烧区的生成量得到降低；而煤粉完全燃烧所需空气量则由锅炉燃烧中心的其他部位引入。低NOx分级燃烧根据锅炉设备特性不同主要分为轴向和径向分级燃烧两种。

26.叙述单冲量水位与三冲量水位调节的区别和优缺点。答案：

单冲量水位自动调节系统是最简单的调节方式，它是按汽包水位偏差量来调节给水调节阀开度的。单冲量水位调节方式的主要缺点是当蒸发量或蒸汽压力突然变化时，会引起炉水中蒸汽含量迅速变化，使得锅炉汽包产生虚假水位，导致给水调节阀误调。因此，单冲量调节一般用于负荷比较稳定的小容量锅炉。三冲量水位自动调节系统是较为完善的调节方式，该系统中除汽包水位信号H外，还有蒸汽流量D和给水流量G。汽包水位是主信号；蒸汽量流量是前馈信号，由于前馈信号的存在，能有效地防止“虚假水位”引起的调节器误动作，改善蒸发量或蒸汽压力扰动下的调节质量；给水流量信号是介质的反馈信号，它能克服给水压力变化所引起的给水量的变化，使给水流量保持稳定，同时也不必等到水位波动之后再进行调节，保证了调节品质。三冲量自动调节系统综合考虑了蒸汽流量与给水流量平衡的原则，又考虑到水位偏差的大小，它既能克服“虚假水位”的影响，又能解决给水流量的扰动问题，是目前大容量锅炉普遍采用的汽包水位调节系统。

27.论述降低火电厂汽水损失的途径。答案：

火力发电厂中存在着蒸汽和凝结水的损失，简称汽水损失。汽水损失是全厂性的技术经济指标，它主要是指阀门泄漏、管道泄漏、疏水、排汽等损失。全厂汽水损失量等于补充水量减去用蒸汽损失水量、对外供热不返回凝结水部分的损失水量、锅炉的排污水量。汽水损失也可用汽水损失率来表示，即汽水损失率[■IIMMGG-187■]发电厂的汽水损失分为内部损失和外部损失两部分：(1)发电厂内部损失。1)主机和辅机的自用蒸汽消耗。如锅炉受热面的吹灰、重油加热用汽、重油油轮的雾化蒸汽、汽轮机启动抽汽器、轴封2)热力设备、管道及其附件连接处的不严所造成的汽水泄3)热力设备在检修和停运时的放汽和放水等。4)经常性和暂时性的汽水损失。如锅炉连续排污、定排罐开口水箱的蒸发、除氧器的排汽、锅炉安全门动作，以及化学监督所需的汽水取样等。5)热力设备启动时用汽或排汽，如锅炉启动时的排汽、主蒸汽管道和汽轮机启动时的暖管、暖机等。(2)发电厂的外部损失。发电厂外部损失的大小与热用户的工艺过程有关，它的数量取决于蒸汽凝结水是否可以返回电厂，以及使用汽水的热用户的汽水污染情况。降低汽水损失的措施如下。1)提高检修质量，加强堵漏、消漏，压力管道的连接尽量釆用焊接，以减少泄漏。2)采用完善的疏水系统，按疏水品质分级回收。3)减少主机、辅机的启停次数，减少启停中的汽水损失。4)降低排污量，减少凝汽器的泄漏。

28.论述锅炉结焦、结渣的危害及预防。答案：

结焦、结渣是燃煤锅炉运行中比较普遍的现象。当锅炉燃用劣质煤时，锅炉结焦、结渣的可能性大大增加，严重威胁锅炉的安全、经济运行。灰的熔融特性是测定煤的结焦、结渣、积灰性能的重要指标。我国对灰的熔融特性测定方法是等腰三角锥体标准灰样法。灰的熔融特性温度指标有三个：变形温度、软化温度tst和熔化温度t0其中，灰的软化温度与结焦、结渣过程有着密切的关系。锅炉受热面结焦、结渣的危害很大。锅炉受热面结焦、结渣，直接影响锅炉受热面的热传递，使得炉内烟温上升，受热面产生热偏差，受热面使用寿命缩短，严重时引起汽、水管道爆破；锅炉结焦、结渣会使锅炉排烟温度上升，锅炉热效率η降低，厂用电耗上升，供电煤耗上升，机组运行成本增加，机组被迫停运。锅炉结焦、结渣掉落时，会引起锅炉炉膛负压波动，压灭炉膛火焰，影响锅炉火检检测，触发锅炉炉膛压力保护、灭火保护；热焦、热渣掉入渣斗会产生大量水蒸气，熄灭炉膛火焰，容易造成冷灰斗堵塞、锅炉被迫停炉事件的发生，甚至导致人身伤害事件的发生。为了防止锅炉结焦、结渣，要通过试验寻找锅炉的适应性燃煤数据，根据锅炉适应性燃煤数据，采购适合锅炉燃烧的煤种，加强入炉的配煤工作，控制好入炉煤的灰熔点；加强锅炉检修后质量验收工作，组织合理良好的炉内空气动力场，保证炉内假想切圆在合适的范围内；假想切圆直径增加，实际切圆直径也随之增加，使得燃烧器出口两侧夹角差增大，火焰偏斜的可能性增大，从而造成一次风射流贴边，使得炽热的煤粉气流直接冲刷水冷壁壁面，致使水冷壁壁面局部超温而产生结焦、结渣；定期对一、二次风挡板进行校验，绘制挡板曲线，以指导运行人员作好运行调整。提高锅炉本体吹灰设备的可靠性，保持锅炉本体吹灰工作的正常性；运行中应加强调节，控制好锅炉的炉膛火焰中心，使炉膛出口烟温运行在合适的范围内；加强锅炉汽温、烟温的监视和调整，严禁超温运行；提高汽轮机加热器的投用率，提高锅炉给水温度，降低锅炉热负荷。保证锅炉汽水品质正常，防止锅炉受热面内部结垢，做好过热器反冲洗工作，提高锅炉受热面传热效果。

29.论述锅炉冷态动力场试验的目的、方法、内容。答案：

锅炉冷态动力场试验的目的是通过喷燃器和炉膛的空气动力工况，即燃料、空气和燃烧产物三者的运行工况，来决定锅炉炉膛燃烧的可靠性和经济性。试验为研究燃烧工况，运行操作和燃烧调整提供科学的依据。试验时的理想工况：从燃烧中心区有足够的烟气回流，使燃料入炉后迅速受热着火，并保持稳定的着火区域；燃料和空气分布适宜，燃烧着火后能得到充分的空气供应，并得到均匀的扩散混合，以迅速燃尽；火焰充满度良好，并形成区域适当的燃烧中心，气流无偏斜，不冲刷管壁，无停滞区和无益的涡流区，燃烧器之间射流不发生干扰和冲击等。动力场试验方法有飘带法、纸屑法、火花示踪法和测量法。这些方法就是利用布条、纸屑和自身能发光的固体微粒及测试仪器等显示气流方向，微风区、回流区、涡流区的踪迹，也可以综合利用。动力场试验中，燃烧器射流的主要观察内容有：对于旋流喷燃器，射流形式是开式气流还是闭式气流；射流扩散角、回流区的大小和回流速度等；射流的旋流情况及出口气流的均匀性；

一、二次风的混合特性；调节挡板对以上各射流特性的影响。对于四角布置的直流燃烧器，射流的射程及沿轴线速度衰减情况；射流所形成的切圆大小和位置；射流偏离燃烧器中心情况；

一、二次风混合特性，如一、二次风气流离喷口的混合距离，射流相对偏离程度；喷嘴倾角变化对射流混合距离及其对相对偏离程度的影响等。对于炉膛气流的观察内容：火焰或气流在炉内充满度；炉内气流是否有冲刷管壁、贴壁和倾斜；各种气流相互干扰情况。

30.论述锅炉安全阀的校验。答案：

(1)安全阀校验的原则。1)锅炉大修后，或安全阀部件检修后，均应对安全阀定值进行校验。带电磁力辅助操作机械的电磁安全阀，除进行机械校验外，还应作电气回路的远方操作试验及自动回路压力继电器的操作试验。纯机械弹簧式安全阀可采用液压装置迸行校验调整，一般在75%～80%额定压力下进行，经液压装置调整后的安全阀，应至少对最低起座值的安全阀进行实际起座复核。2)安全阀校验的顺序，应先高压，后低压，先主蒸汽侧，后进行再热蒸汽侧，依次对汽包、过热器出口，再热器进、出口安全阀逐一进行校验。3)安全阀校验，一般应在汽轮发电机组未启动前或解列后进行。(2)安全阀校验。1)锅炉点火前炉膛吹扫，炉膛吹扫的通风量应大于25%额定风量，吹扫时间不少于5min。2)锅炉点火，按照规定进行升温、升压。3)当锅炉压力升到额定工作压力时，应对锅炉进行一次全面的严密性检查，同时尽量开大过热器对空排汽阀开度。4)当锅炉压力接近安全阀动作压力时，采用逐渐关小过热器对空排汽阀开度升压，使其安全阀动作(记录安全阀动作压力)。在安全阀调整过程中，安全阀起座压力偏离定值时，对脉冲式安全阀应调整脉冲安全阀的重锤位置，若是弹簧安全阀和弹簧式脉冲安全阀，则调整弹簧的调整螺母，使其在规定的动作压力下动作。5)迅速减少锅炉热负荷，同时开大过热器的对空排汽阀，或根据制造厂要求灭火停炉，降低锅炉汽压，使安全阀回座(记录安全阀回座压力)。6)将安全阀起座压力和回座压力记录在运行日程上。7)安全阀校验有关规定如下。①汽包和过热器上，所装全部安全阀排放量的总和应大于锅炉最大连续蒸发量；②当锅炉上所有安全阀均全开时，锅炉的超压幅度，在任何情况下均不得大于锅炉设计压力的6%；③再热器进、出口安全阀的总排放应大于再热器的最大设计流量；④直流锅炉启动分离器安全阀的排放量中所占的比例，应保证安全阀开启时，过热器、再热器能得到足够的冷却；⑤安全阀的回座压差，一般应为起座压力的4%～7%，最大不得超过起座压力的10%。

31.论述机组负荷调整与控制的几种方式。答案：

机组负荷控制方式常用的有以下几种方式:AGC方式、协调方式(CCS炉跟机)、锅炉跟踪方式、汽轮机跟踪方式。(1)AGC方式。由网调EMS主机发出AGC请求信号送至电厂网控计算机监控系统，电厂网控监控系统将其保持为长信号，送至机组DCS，机组DCS在AGC方式下接受省调EMS主机发出机组负荷指令值(即“调度负荷指令”)，调整控制机组负荷。(2)协调方式(“CCS炉跟机”)。“汽轮机主控”与“锅炉主控”均处于“自动”。汽轮机侧的压力调节器处于跟踪，汽轮机侧的功率调节器及炉侧的主控调节器投入自动。DEH由DCS控制，控制汽轮机调门开度，满足外界负荷的需求；炉侧的主控调节器投入自动状态，根据前馈信号及DEB直接能量平衡方式迸行调节。(3)锅炉跟踪方式。“汽轮机主控”处于“手动”，“锅炉主控”处于自动。汽轮机侧的压力调节器和功率调节器处于跟踪状态，负荷指令跟踪实发功率，汽轮机调节汽门手动控制。通过调节汽轮机调门开度，调节功率；炉侧的主控调节器投入自动状态，根据前馈信号及DEB直接能量平衡方式进行调节。(4)汽轮机跟踪方式。“汽轮机主控”处于“自动”，“锅炉主控”处于手动。汽轮机压力调节器调节机前压力，锅炉主控制器手动。机侧汽压调节器投入自动运行，维持机前压力定值运行，机侧的功率调节器和炉侧的压力调节器处于跟踪状态。锅炉手动调功，锅炉的主控制器手动。外界负荷的需求调整靠炉主控制器遥控来实现。

32.论述不同锅炉形式、设备状态、工艺要求时锅炉的放水操作程序。答案：

(1)对于汽包、联箱有裂纹的锅炉，停炉6h后开启烟道挡板，进行缓慢的自然通风。停炉8h开启烟道和燃烧室的人孔、看火孔、打焦门等，增强自然通风。停炉24h后方可放水。紧急冷却时，只允许在停炉8～10h后，向锅炉上水和放水，锅水温度不超过80℃，可将锅水放净。(2)锅炉停炉后进行检修，停炉后4～6h内，应紧闭所有孔门和烟道，制粉系统有关风门、挡板，以免锅炉急剧冷却。经4～6h后，打开烟道挡板逐渐通风，并进行必要的上水、放水。经8～10h，锅炉再上水放水，如有加速冷却的必要，可启动引风机(微正压锅炉启动送风机)，适当增加放水和上水的次数。当锅炉压力降至0.49～0.7848MPa，方可进行锅炉放水。(3)中压锅炉需要紧急冷却时，则允许关闭主汽阀4～6h，启动引风机(微正压锅炉启动送风机)加强通风，并增加放水上水的次数。(4)液态排渣锅炉在熔渣池底未冷却前，锅炉不得放水，以免炉底管过热损坏。

33.论述选择润滑油(脂)的依据。答案：

(1)负荷大时，应选用黏度大或油性、挤压性好的润滑油。负荷小时应选用黏度小的润滑油。间歇性的或冲击力较大的机械运动，容易破坏油膜，应选用黏度较大或挤压性较好的润滑油，或用这种润滑油制成的针入度较小的润滑脂。(2)速度高时，需选用黏度较小的润滑油，或用黏度较大的润滑油制成的润滑脂。对于高速滚动轴承的选择润滑油(脂)，为了补足所用润滑油(脂)的机械安全性和成渠性，以及克服离心力的作用，最好选用稠度较大的3号润滑脂。对一般转速不太高的轴承来说,为了降低轴承的转矩，特别是启动转矩，则尽可能选用低稠度的润滑脂。(3)在高温条件下，应选用黏度较大、闪点较高、油性好以及氧化安定性好的润滑油，或用热安定性好的基础油和调化剂制成的滴点较高的润滑脂。在低温条件下，应选用黏度较小、凝点低的润滑油，或用这种油制成的低温性能较好的润滑脂。温度变化大的摩擦部位，应选用黏温性能较好的润滑油或使用温度范围较宽的润滑脂(如锂基脂)。(4)在潮湿的工作环境里，或有与水接触较多的工作条件下，应选用抗乳化性能较强的油性、防锈性能较好的润滑油(II),不能选用钠基脂。(5)摩擦表面粗糙时，要求使用黏度较大或针入度较小的润滑油(脂)，反之，应选用黏度较小或针入度较大的润滑油(脂)。(6)摩擦表面位置。在垂直导轨、丝杠上润滑油容易流失，应选用黏度较大的润滑油，立式轴承宜选用润滑脂，这样可以减少流失，保持润滑。(7)润滑方式。在循环润滑系统中，要求换油周期长、散热快，应选用黏度较小，抗泡沫性和抗氧化安定性较好的润滑油。在飞溅及油雾润系统中，为减轻润滑油的氧化作用，应选用加有抗氧抗泡添加剂的润滑油。在集中润滑系统中，为便于输送，应选用低稠度的1号或0号润滑脂。

34.试述火力发电厂节能降耗的意义。答案：

(1)节能降耗有利于环境保护。目前，我国煤炭产量的一半用于发电，排放大量二氧化硫等有害气体，：二氧化硫排放形成酸雨覆盖面积已占国土面积的30%以上。因此，节能成为减少温室气体、减缓全球气候变暖的最经济、最有效的措施。(2)节能降耗是提高经济效率和降低生产成本的重要措施。火电厂煤炭成本占发电成本的70%左右，降低煤耗，就可以大大降低生产成本。目前，我国火电机组能耗水平与世界工业发达的国家差距仍然很大，如果供电煤耗达到发达国家能耗水平，发电企业年节约标煤量约为1亿t左右。(3)节能降耗有利于缓解能源运输压力。从煤炭基地的煤炭外运量占全国铁路煤炭运量的45%左右。大量煤炭的开发和长距离运输，严重制约国民经济的发展。(4)节能降耗是实现经济可持续发展的重要保证。根据测算，21世纪节能率达到3.72%，其能源供应仍然有较大的缺口，还必须进口一定数量的石油、天然气等优质能源。(5)节能降耗有利于提高人民的生活质量。通过节能能使工业走上高效率、高效益、低成本、低污染的循环经济之路；通过节能可以使人民享受绿色环境、绿色产品的小康生活。

35.叙述最佳过量空气系数的意义。答案：

当炉膛出口过量空气系数α过大时，燃烧生成的烟气量增多，烟气在对流烟道中的温降减小，排烟温度升高，排烟量和排烟温度增大，使排烟热损失q2变大；但在一定范围内炉膛出口过量空气系数α增大，由于供氧充分，炉内气流混合扰动好，有利于燃烧，使燃烧损失q3+q4减小。因此，存在一个最佳的过量空气系数αzj可使q2、q3、q4损失之和最小，锅炉效率η最高。最佳αzj可通过燃烧调整试验来确定，运行中应按最佳的αzj(O2)来控制炉内用风量。过量空气系数α过小或过大都会使锅炉效率η降低。锅炉运行中，过量空气系数α的大小与锅炉负荷、燃料性质、配风方式等有关。锅炉负荷越高，所需α越小；负荷越低时，由于形成炉内空气动力场有最低风量的要求，导致最佳过量空气系数增大；煤质差(如燃用低挥发分煤)时，着火、燃尽困难，需要较大的过量空气系数α值；如燃烧器不能做到均匀分配风、粉，则锅炉效率降低，而且最佳过量空气系数值要大些。通过燃烧调整试验可以确定锅炉在不同负荷、燃用不同煤质时的最佳过量空气系数。若锅炉没有其他缺陷，应按最佳过量空气系数所对应的氧量控制锅炉的送风量。

36.漏风对锅炉运行的经济性和安全性有何影响？ 答案：

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，都会使气体体积增大，使排烟热损失升高，使引风机电耗增大。如果漏风严重，引风机已开到最大还不能维持规定的负压(炉膛、烟道)，被迫减小送风量时，会使不完全燃烧热损失增大，结渣可能性加剧，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，会降低炉膛出口烟温。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，只使引风机电耗增大。

37.锅炉启动过程中，汽包上、下壁温差是如何产生的？怎样减小汽包上、下壁的温差？ 答案：

在启动过程中，汽包壁是从工质吸热，温度逐渐升高的。启动初期，锅炉水循环尚未正常建立，汽包中的水处于不流动状态，对汽包壁的对流换热系数很小，即加热很缓慢。汽包上部与饱和蒸汽接触，在压力升高的过程中，贴壁的部分蒸汽将会凝结，对汽包壁属凝结放热，其对流换热系数要比下部的水高出很多倍。当压力上升时，汽包的上壁能较快地接近对应压力下的饱和温度，而下壁则升温很慢。这样就形成了汽包上壁温度高、下壁温度低的状况。锅炉升压速度越快，上、下壁温差越大。汽包上、下壁温差的存在，使汽包上壁受压缩应力，下壁受拉伸应力。温差越大，应力越大，严重时使汽包趋于拱背状变形。为此，我国有关规程规定：汽包上、下壁允许温差为40℃，最大不超过50℃。为控制汽包上、下壁温差不超限，一般采用如下一些措施：(1)按锅炉升压曲线严格控制升压速度。加热速度应控制汽包下壁温度上升速度为0.5～1℃/min，汽包饱和温度上升速度不应超过1.5°C/min。(2)汽包强制循环锅炉和自然循环锅炉可采用锅炉底部蒸汽推动投入，利用蒸汽加热锅水，均匀投入燃烧器，自然循环锅炉还可采用水冷壁下联箱适当放水等。(3)采用滑参数启动。

38.锅炉停炉过程中，汽包上、下壁温差是如何产生的？怎样减小汽包上、下壁的温差？ 答案：

锅炉停炉过程中，蒸汽压力逐渐降低，温度逐渐下降，汽包壁是靠内部工质的冷却而逐渐降温的。压力下降时，饱和温度也降低，与汽包上壁接触的是饱和蒸汽，受汽包壁的加热，形成一层微过热的蒸汽，其对流换热系数小，即对汽包壁的冷却效果很差，汽包壁温下降缓慢。与汽包下壁接触的是饱和水，在压力下降时，因饱和温度下降而自行汽化一部分蒸汽，使水很快达到新的压力下的饱和温度，其对流换热系数高，冷却效果好，汽包下壁能很快接近新的饱和温度。这样，和启动过程相同，出现汽包上壁温度高于下壁的现象。压力越低，降压速度越快，这种温差就越明显。停炉过程中汽包上、下壁温差的控制标准为不大于50℃，为使上、下壁温差不超限，一般采取如下措施：(1)严格按降压曲线控制降压速度。(2)采用滑参数停炉。

39.造成受热面热偏差的基本原因是什么？ 答案：

造成受热面热偏差的原因是吸热不均、结构不均、流量不均。受热面结构不一致，对吸热量、流量均有影响，所以，通常把产生热偏差的主要原因归结为吸热不均和流量不均两个方面。(1)吸热不均方面：1)沿炉宽方向烟气温度、烟气流速不一致，导致不同位置的管子吸热情况不一样。2)火焰在炉内充满程度差，或火焰中心偏斜。3)受热面局部结渣或积灰，会使管子之间的吸热严重不均。4)对流过热器或再热器，由于管子节距差别过大，或检修时割掉个别管子而未修复，形成烟气“走廊”，使其邻近的管子吸热量增多。5)屏式过热器或再热器的外圈管，吸热量较其他管子的吸热量大。(2)流量不均方面。1)并列的管子，由于管子实际内径不一致(管子压扁、焊缝处突出的焊瘤、杂物堵塞等)，长度不一致，形状不一致(如弯头角度和弯头数量不一样)，造成并列各管的流动阻力大小不一样，使流量不均。2)联箱与引进出管的连接方式不同，引起并列管子两端压差不一样，造成流量不均。现代锅炉多采用多管引进引出联箱，以求并列管流量基本一致。

40.论述提高锅炉热效率的途径。答案：

提高锅炉热效率就是增加有效利用热量，减少锅炉各项热损失，其中重点是降低锅炉排烟热损失和机械未完全燃烧损失。(1)降低锅炉排烟热损失。1)降低空气预热器的漏风率，特别是回转式空气预热器的漏风率。2)严格控制锅炉锅水水质指标，当水冷壁管内含垢量达到400mg/m2时，应及时酸洗。3)尽量燃用含硫量低的优质煤，降低空气预热器入口空气温度。现代大容量发电锅炉均装有空气预热器，防止空气预热器冷端受热面上结露，导致空气预热器低温腐蚀。采用提高空气预热器入口空气温度，增大锅炉排烟温度(排烟热损失增加)的方法，延长空气预热器使用寿命。(2)降低机械未完全燃烧热损失。1)根据锅炉负荷及时调整燃烧工况，合理配风，尽可能降低炉膛火焰中心位置，让煤粉在炉膛内充分燃烧。2)根据原煤挥发分及时调整粗粉分离器调整挡板，使煤粉细度维持在最佳值。3)降低锅炉的散热损失，主要加强锅炉管道及本体保温层的维护和检修。

41.试述超临界直流锅炉机组的紧急停运条件。答案：

超临界直流锅炉机组遇下列情况之一时，应紧急停运：(1)汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动。(2)汽轮机发生水冲击。(3)机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作，或机组内部有明显的金属撞击声。(4)汽轮机任一轴承断油，或任一轴承金属温度达121℃，或其回油温度达75℃。(5)机组轴承或端部轴封摩擦冒火时。(6)机组轴承润滑油压下降至0.069MPa，而保护不动作。(7)凝汽器真空急剧下降至保护动作值，而保护不动作。(8)发电机冒烟、冒火。(9)密封油系统油、氢差压失去，发电机灭封瓦处大量漏氢。(10)锅炉受热面、给水、蒸汽管道等严重爆破，无法维持正常运行时。(11)锅炉尾部烟道再燃烧，无法维持正常运行时。(12)锅炉安全阀动作，无法使其回座。(13)锅炉炉膛或烟道发生爆炸使设备遭到严重损坏。(14)两台引风机或两台送风机停止运行。(15)DAS系统异常，无法进行运行监视时。(16)6kV厂用电源全部中断。(17)出现主燃料跳闸(MFT)保护动作条件，MFT拒动。

42.叙述炉膛爆燃的防止。答案：

锅炉炉膛发生爆燃造成的危害巨大。防止炉内发生爆燃的关键是避免炉内可燃物的存在，防止炉内可燃物的积存应从以下几个方面考虑：(1)燃料和空气混合物进入炉膛，要有稳定的点火能量使燃料着火稳定。(2)具备可靠的热控保护系统(包括硬接线保护系统)。确保锅炉灭火后，能可靠切断对炉膛的燃料输送。(3)加强锅炉燃烧调整，使燃料燃烧充分，提高煤粉燃尽率，同时防止缺角燃烧情况的发生。(4)锅炉炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部熄火时，严禁投用助燃油枪。(5)锅炉熄火后，在立即切断燃料的基础上，应以足够风量进行吹扫，将进入炉膛的可燃物冲淡，并排出炉膛。严禁采取爆燃法对锅炉点火。(6)加强对点火油系统的维护、管理，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。(7)燃油速断阀应定期试验，确保动作正确、关闭严密。(8)锅炉热态启动时，严禁对煤粉管道吹扫。(9)炉内空气动力场分布合理，不存在死角，以防止可燃物在死角积存。(10)锅炉严禁无保护运行。

43.试述压力容器爆破的预防。答案：

为了防止压力容器爆破事故的发生，应做好以下工作：(1)根据设备特点和系统的实际情况，制定压力容器的运行规程，确保压力容器在任何情况下不超压、超温。(2)各种压力容器安全阀应定期进行校验和实际排放试验。(3)运行中各压力容器的安全附件应处于正常工作状态。有关保护的短时间退出应经总工程师批准。(4)压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。(5)压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。(6)结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。(7)停用超过2年以上的压力容器重新启用时，需进行再检验，耐压试验确认合格方能启用。(8)从事压力容器操作的人员，必须持证上岗。

44.论述锅炉尾部再次燃烧的预控。答案：

当确认锅炉发生二次燃烧时，应立即事故停炉。为了有效防止锅炉尾部再次燃烧须做好下列工作：(1)空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经各方验收合格后方可投入运行。(2)回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统、消防系统和必要的碱洗手段。(3)回转式空气预热器进行水冲、碱洗后，必须采取可靠的措施对其进行干燥。(4)锅炉点火时，应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不良应立即停用，并进行清理。(5)精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的燃料积存在尾部受热面或烟道内。(6)运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的空气预热器烟气温度限制值。(7)回转式空气预热器进、出口烟、风挡板，应能电动开、关，且关闭严密。(8)若发现回转式空气预热器停转，应立即将其隔离，加强监视，必要时投入消防系统。(9)锅炉负荷低于25%额定负荷时，回转式空气预热器应连续吹灰；锅炉负荷大于25%额定负荷时，回转式空气预热器至少8h吹灰一次；当回转式空气预热器烟气侧差压增加时，应适当增加吹灰次数。(10)锅炉停炉一周以上，必须对回转式空气预热器受热面进行检查。

45.如何防止锅炉汽包满水和缺水事故的发生？ 答案：

为了有效防止锅炉汽包满水和缺水事故的发生，须认真落实下列措施：(1)汽包锅炉应至少配置1～2套彼此独立的就地水位计和3套差压式水位计。(2)对于过热器出口压力大于或等于13.5MPa的汽包锅炉，其汽包水位计以差压式(带压力修正回路)水位计为准。汽包水位信号应采用三取中值的方式进行优选。(3)汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施。(4)汽包水位计之间偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须立即停炉处理。(5)当一套水位测量装置因故障退出运行时，应8h内恢复，否则必须制定详细的措施，并征得总工程师批准，但最多不得超过24h。(6)锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二逻辑判断方式；一点故障时自动转为二取一逻辑判断方式；两点故障时自动转为一取一逻辑判断方式，但须制定相应的安全措施，并得到总工程师批准。(7)锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动试验。(8)锅炉汽包水位保护的投退，必须严格执行审批制度。(9)锅炉汽包水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。(10)运行人员应加强监视，正确进行“虚假水位”的判断，及时作好水位调整。(11)DCS系统故障，导致运行人员无法进行远控操作时，应作好防止锅炉满水、缺水的事故预想。

46.如何调整燃料量？ 答案：

燃料量的调节，是燃烧调节的重要一环。不同的燃烧设备和不同的燃料种类，燃料量的调节方法也各不相同。（1）配有中间储仓制粉系统的锅炉。中间储仓式制粉系统，其制粉系统运行工况变化与锅炉负荷并不存在直接关系。当锅炉负荷发生变化时，需要调节进入炉内的燃料量，它通过改变投入(或停止)燃烧器的只数(包括启停相应的给粉机)或改变给粉机的转速，调节给粉机下粉挡板开度来实现。当锅炉负荷变化较小时，只需改变给粉机转速就可以达到调节的目的。当锅炉负荷变化较大时，用改变给粉机转速不能满足调节幅度的要求，则在不破坏燃烧工况的前提下可先投停给粉机只数进行调节，而后再调给粉机转速，弥补调节幅度大的矛盾。若上述手段仍不能满足调节需要时，可用调节给粉机挡板开度的方法加以辅助调节。投停燃烧器(相应的给粉机)运行方式的调节。由于燃烧器布置的方式和类型的不同，投运方法也不同。一般可参考以下原则：①投下排、停上排燃烧器，可降低燃烧中心，有利于燃尽；②四角布置的燃烧方式，宜分层停用或对角停用，不允许缺角运行；③投停燃烧器应先以保证锅炉负荷、运行参数和锅炉安全为原则，而后考虑经济指标。(2)配有直吹式制粉系统的锅炉。配有直吹式制粉系统的锅炉，由于无中间储粉仓，它的出力大小将直接影响到锅炉的蒸发量，故负荷有较大变动时，即需启动或停止一套制粉系统运行。在确定启停方案时，必须考虑到燃烧工况的合理性及蒸汽参数的稳定。若锅炉负荷变化不大，则可通过调节运行的制粉系统出力来解决。当锅炉负荷增加，应先开启磨煤机的排粉机的进口风量挡板，增加磨煤机的通风量，以利用磨煤机内的存粉作为增加负荷开始时的缓冲调节；然后再增加给煤量，同时相应地开大二次风门。反之当锅炉负荷降低时，则减少磨煤机的给煤量和通风量及二次风量。总之，对配有直吹式制粉系统的锅炉，其燃料量的调节，基本上是用改变给煤量来调节的。

47.怎样调整再热汽温？ 答案：

再热汽温常用的调节方法有烟气挡板、烟气再循环、摆动式燃烧器以及喷水减温等。(1)烟气挡板调节。烟气挡板调节是一种应用较广的再热汽温调节方法。烟气挡板可以手控，也可自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量，达到调节再热汽温的目的。如当负荷降低时，可开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，就可以提高再热汽温。(2)烟气再循环调节。烟气再循环是利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。运行中通过对再循环气量的调节，来改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。(3)摆动式燃烧器。摆动式燃烧器是通过改变燃烧器的倾角来改变火焰中心的高度的，从而使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。当燃烧器的下倾角减小时，火焰中心升高，炉膛辐射传热量减少，炉膛出口温度升高，对流传热量增加，使再热汽温升高。(4)再热喷水减温调节。喷水减温器由于其结构简单，调节方便，调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调，但它的使用使机组热效率降低。因此在一般情况下应尽量减少再热喷水的用量，以提高整个机组的热经济性。为了保护再热器，大容量中间再热锅炉往往还设有事故喷水。即在事故情况下危及再热器安全(使其管壁超温)时，用来进行紧急降温，但在低负荷时尽量不用事故喷水。遇到减负荷或紧急停用时应立即关闭事故喷水隔绝门，以防喷水倒入高压缸。除了上述几种再热蒸汽调整方法以外，还有几种常用的方法，如：汽-汽热交换器、蒸汽旁路、双炉体差别燃烧等。总之，再热蒸汽的调节方法是很多的，不管采用哪种方法进行调节，都必须做到既能迅速稳定汽温，又能尽量提高机组的经济性。

48.论述过热器、再热器的高温腐蚀及其预防措施。答案：

过热器、再热器的高温腐蚀有硫酸型高温腐蚀和钒腐蚀两种。(1)硫酸型高温腐蚀。又称煤灰引起的腐蚀，受热面上的高温积灰分为内灰层和外灰层，内灰层中含有较多的碱金属，它们与烟气中通过外灰层扩散进来的氧化硫以及飞灰中的铁、铝等进行较长时间的化学作用，生成碱金属硫酸盐，处于熔化或半熔化状态的碱金属硫酸盐复合物会对过热器、再热器合金钢产生强烈的腐蚀。灰分沉淀物温度越高，腐蚀越强烈，700～750℃时腐蚀速度最大。(2)过热器、再热器的钒腐蚀。当锅炉使用油点火、掺烧油或燃烧含钒煤时，过热器、再热器受热面可能会产生钒腐蚀。煤灰中的钒一钠比(V2O5/Na)为3～5时，灰熔点降低，高温腐蚀速度最快，发生饥腐蚀的受热面壁温范围为590～650℃。由于燃料中含有硫、钠、钒等成分，要完全避免受热面的高温腐蚀有一定难度。通常采用以下几种方法来防止过热器、再热器的高温腐蚀。1)严格控制受热面的管壁温度，降低管壁温度以防止和减缓腐蚀。目前主要通过限制蒸汽参数来达到控制受热面壁温的效果。2)采用低氧燃烧技术来降低烟气中的SO3和V2O5含量，当过量空气系数小于1.05时，V2O5含量迅速下降。3)选择合适的炉膛出口温度并予以控制，避免出现炉膛出口烟温过高。4)定期对锅炉受热面进行吹灰，清除含有碱金属氧化物和复合硫酸盐的灰污层，阻止高温腐蚀的发生。当已存在高温腐蚀时，过多的吹灰反而会因为吹落灰渣层而加速腐蚀进度。5)合理组织锅炉燃烧，通过改善炉内空气动力场，防止水冷壁结渣、炉膛中心倾斜等可能引起的热偏差的现象发生，减少过热器、再热器的沾污结渣。

49.叙述汽包的作用。答案：

汽包的作用主要有：(1)汽包是工质加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽。同时作为一个平衡器，保持水冷壁中汽水混合物流动所需压头。(2)汽包存有一定数量的水和汽，加之汽包本身的质量很大，因此有相当的蓄热量，在锅炉工况变化时，能起缓冲、稳定汽压的作用。(3)汽包内装设汽水分离装置、蒸汽净化装置和加药装置，保证饱和蒸汽的品质。(4)汽包装置测量表计及安全附件，如压力表、水位计、安全阀等。50.煤粉燃烧分为哪几个阶段？ 答案：

煤粉在炉膛内的燃烧过程大致可分为三个阶段：着火前的准备阶段、燃烧阶段和燃尽阶段。(1)着火前的准备阶段。着火前的准备阶段是一个吸热阶段，吸收的热量主要用于煤粉的水分蒸发、挥发分的析出和将煤粉加热到着火温度。(2)燃烧阶段。当煤粉温度达到着火温度时，开始着火燃烧，进入燃烧阶段，燃烧阶段是一个强放热阶段。(3)燃尽阶段。燃烧阶段未燃尽而被灰包围的少量固定碳还要继续燃烧，直至燃尽，这一阶段称为煤粉的燃尽阶段。由于煤粉燃烧的三个阶段不是截然分开的，它没有明确的界限，据此一般将炉膛简单分为三个区，即着火区、燃烧区和燃尽区。燃烧器附近为着火区，炉膛中部与燃烧器同一水平及稍高区域是燃烧区，高于燃烧区直至炉膛出口区域是燃尽区。

51.试述空气预热器积灰和腐蚀的原因。答案：

造成空气预热器积灰和腐蚀的主要原因是锅炉烟气中含有水蒸气、硫的燃烧产物。硫在燃烧时，除部分残留在灰渣中，其余大部分生成SO2，在一定条件下少部分进一步氧化成S03。烟气中含有量的多少与燃烧方式、运行工况、燃料的含硫量及灰的化学成分有关。S03与水蒸气结合后，生成硫酸蒸气，当它在金属表面上凝结时，便对金属产生腐蚀；同时凝结在金属表面的硫酸露水与烟气中的灰黏在一起，会越结越多造成预热器堵塞。在实际生产中，末级空气预热器由于处在烟气和空气温度较低处，其发生积灰和腐蚀的可能性最大。

52.W形火焰燃烧方式有哪些主要特点？ 答案：

W形火焰燃烧方式的主要特点有：(1)煤粉开始自上而下流动，着火后向下扩展，随着燃烧过程的发展，煤粉颗粒逐渐变小，速度减慢。在离开一次风口数米后，火焰开始转折180°向上流动，既不易产生煤粉分离现象，又获得了较长的火焰燃烧行程。(2)由于着火区没有大量空气进入，保证了炉膛温度无明显下降。而且，有部分高温烟气回流至着火区，有利于迅速加热进入炉内的煤粉气流，加速着火，提高着火的稳定性。(3)下部的拱式着火炉膛的前、后墙以及炉顶拱部分，可以辐射大量热量，提供了煤粉气流比较充足的着火热。(4)煤粉自上而下进入炉膛，一次风率可降至5%～15%，风速很低，可以低至15m/s。(5)因为燃烧过程基本上是在下部炉膛中的高温区内完成的，而上部炉膛主要用来冷却烟气，因此，锅炉炉膛的高度主要由炉膛出口烟气温度决定。(6)火焰流向与炉内水冷壁平行，使得烟气对炉墙不发生冲刷，受热面不易结渣。(7)由于火焰不旋转，炉膛出口烟气的速度场和温度场分布比较均匀，可以减少过热器和再热器的热偏差。(8)因为采用了一次风煤粉气流下行后转180°弯向上流程的火焰烟气流程，可以分离烟气中的部分飞灰。

53.什么是滑参数启动？滑参数启动有哪两种方法？ 答案：

滑参数启动是锅炉、汽轮机的联合启动，或称整套启动。它是将锅炉的升压过程与汽轮机的暖管、暖机、冲转、升速、并网、带负荷平行进行的启动方式。启动过程中，随着锅炉参数的逐渐升高，汽轮机负荷也逐渐增加，待锅炉出口蒸汽参数达到额定值时，汽轮机也达到额定负荷或预定负荷，锅炉、汽轮机同时完成启动过程。滑参数启动的基本方法有如下两种：(1)真空法。启动前从锅炉到汽轮机的管道上的阀门全部打开，疏水门、空气门全部关闭。投入抽气器，使由汽包到凝汽器的空间全处于真空状态。锅炉点火后，一有蒸汽产生，蒸汽即通过过热器、管道进入汽轮机，进行暖管、暖机。当汽压达冲转参数时，汽轮机即可冲转。当汽轮机达额定转速时，可并网开始带负荷。(2)压力法。锅炉先点火升压，汽压达冲转参数时，开始冲转，以后随着蒸汽压力、温度逐渐升高，汽轮机达到全速、并网、带负荷，直到达到额定负荷。滑参数启动适用于单元制机组或单母管切换制机组，目前，大多数发电厂采用压力法进行滑参数启动，而很少使用真空法进行滑参数启动。

54.叙述燃烧器出口风速与风率的调节必要性。答案：

燃烧器保持适当的一、二、三次风出口速度和风率是建立良好的炉内工况、使风粉混合均匀、保证燃料正常着火与燃烧的必要条件。一次风速过高会推迟着火时间，过低会烧坏燃烧器喷口，并可能造成一次风管的堵管。二次风速过高或过低都可能破坏气流与燃料的正常混合、搅拌，从而降低燃烧的稳定性和经济性。燃烧器出口断面的尺寸及流速决定了一、二、三次风量的百分率。风率的变化也对燃烧工况有很大影响。当一次风率过大时，为达到风粉混合物着火温度所需的吸热量就要多，因而达到着火所需的时间就延长，这对挥发分低的燃煤着火很不利，如果一次风温较低就更为不利。而对于挥发分较高的燃煤，由于其着火后要保证挥发分的及时燃尽，就需要有较高的一次风率。

55.叙述锅炉运行中引起炉膛负压波动的因素。答案：

(1)引风机或送风机调节挡板摆动。调节挡板有时会在原位作小幅度摆动，相当于忽开忽关，造成风量忽大忽小，从而引起炉膛负压的不稳定。(2)燃料供应的不稳定。由于给粉机、给煤机的原因或管道的原因，使进入炉膛的燃料量发生波动，燃烧产生的烟气量也相应波动，从而引起负压波动。(3)燃烧不稳。运行过程中，由于燃料质量的变化或其他原因，使炉内燃烧时强时弱，从而引起负压波动。(4)吹灰、掉焦的影响。吹灰时突然有大量的蒸汽或空气喷入炉内，从而使负压波动；因此要求吹灰时，应该预先适当提高炉膛负压。炉膛的大块结渣突然掉下时，由于冲击作用使炉内气体产生冲击波，炉内烟气压力会有较大的波动，严重时可能造成灭火。(5)调节不当。负荷变化时，需对燃料量，引、送风量作相应的调整，如果调节不当，都会引起炉膛负压波动。(6)脱硫系统工况的影响。

56.试述锅炉热效率的计算方法。答案：

锅炉热效率的计算方法，一般有正平衡法和反平衡法两种。(1)正平衡法。即用锅炉有效利用热量与送入锅炉的热量之比的方法求出锅炉热效率η。如果忽略燃料带入的物理热和雾化蒸汽的热量，并且锅炉没有再热器，则锅炉热效率η为[■IIMMGG-330■]式中[■IIMMGG-331■]-自用蒸汽焓和过热蒸汽焓，kJ/kg；Dq、Dz、Dp-过热蒸汽流量、自用蒸汽流量、排污水流量，kg/h；ip、is-排污水和给水的焓，kJ/kg；B-燃料消耗量，kg/h；Qnet,ar-燃料的低位发热量，kJ/kg。（2）反平衡法，即用测出的锅炉各项热损失的方法求得锅炉热效率η，计算式为η＝q1＝100%-q2-q3-q4-q5-q6式中q1-有效利用热量占送入锅炉总热量的百分数；q2-排烟热损失占送入锅炉总热量的百分数；q3-一化学不完全燃烧热损失占送入锅炉总热量的百分数；q4-一机械不完全燃烧热损失占送入锅炉总热量的百分数；q5-散热损失占送入锅炉总热量的百分数；q6-灰渣物理热损失占送入锅炉总热量的百分数。

57.试述MFT动作后的手动处理原则。答案：

MFT动作后进行如下手动干预：(1)MFT后确认厂用电切至启/备变供电。(2)检査确认锅炉所有燃料中断，否则立即手动干预，例如按下硬接线“MFT”按钮等。(3)尽量维持汽包水位，若水位维持不住，应注意炉水泵的运行。当差压及电流摆动或炉水泵发生振动时，应及时停止炉水泵运行，尽快恢复汽包水位并启动一台炉水泵运行。(4)若MFT后短时间内不能恢复汽包水位，应将炉水泵停电。(5)及时打开省煤器再循环门。(6)如MFT动作原因一时难以查清或消除，则应在锅炉跳闸吹扫后，关闭燃油系统供油手动隔离门和回油手动隔离门，或关闭所有油枪供油手动隔离门并确认无油漏入炉内，停止通风系统，紧闭各风门挡板，保留必要的辅机运行，保持锅炉热备用状态准备再启动。汽轮机按事故停机处理。(7)MFT的原因查明并消除后，汇报值长；接到点火命令后进行炉膛吹扫，准备点火。(8)当机组重新并列带负荷时，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸且未投用的磨煤机。

58.热力除氧机组，汽包锅炉冷态进水应注意什么？ 答案：

锅炉上水要求除过氧的水，锅炉冷态进水水温不宜超过90～100℃而热力除氧机组的给水温度一般达110℃。限制锅炉上水温度的关键是汽包的壁厚，冷炉上水的水温高，汽包内、外壁易形成较大的温差，产生较大的热应力，所以只要使进入汽包的给水温度较低即可解决这一问题。锅炉进水需要经过省煤器，锅炉冷态时，省煤器是常温的，省煤器蛇行管较长，给水进入省煤器后，由于省煤器的吸热，水温很快降低，给水进入汽包的水温已经显著降低。省煤器及其联箱壁相对较薄，水温略高时热应力不会很大。因此，汽包锅炉冷态进水只要控制好锅炉进水时的上水速度即可，刚开始速度缓慢而后随着汽包壁温的逐渐升高，适当加快上水速度，从而满足上水温度、速度与上水除氧的要求，确保汽包的安全。

59.为什么直流锅炉的省煤器出口水温要比对应的饱和温度低？ 答案：

直流锅炉与自然循环锅炉的工作原理不同，但是直流锅炉与自然循环锅炉在省煤器、水冷壁、过热器、再热器的布置方式上基本相同。自然循环锅炉省煤器、水冷壁是通过汽包连接起来的，即使省煤器采用的是沸腾式的，省煤器出口的汽水混合物进入汽包经汽水分离后，也可以确保水冷壁管入口为单一工质的水，因而不会因水中含有蒸汽出现各水冷壁管入口流量分配不均问题。直流锅炉没有汽包，其省煤器、水冷壁是通过省煤器出口联箱和水冷壁进口联箱连接起来。为了防止汽水混合物在联箱中出现分配不均，对水冷壁的安全运行带来威胁，故直流锅炉不宜采用沸腾式省煤器，以确保任何工况下水冷壁管进口水温有一定的过冷度，但过冷度偏大将恶化水冷壁的水动力特性。为了同时满足这两者要求，比较适合的省煤器出口水温是在额定工况下较饱和温度低约30℃。

60.叙述直流锅炉对给水品质的要求比汽包锅炉高的必要性。答案：

直流锅炉没有汽包，给水在水泵压头的推动下，依次通过省煤器、水冷壁和过热器向外输送过热蒸汽。直流锅炉不能像汽包锅炉那样，进行锅水处理，以补充炉外水处理的不足；也不能通过连续排污将含盐量大的炉水连续外排，以维持一定的炉水浓度；更不能通过定期排污，将炉水中的沉淀物清除。进入直流锅炉给水中的含盐量，大部分沉积在蒸发受热面内，一部分沉积在过热器管内。这些盐分只有停炉清洗才能去除。提高给水品质可控制给水盐分在受热面上的沉积速度，提高受热面的换热效果，也确保受热面的壁温不超过其金属的允许温度，延长清洗间隔周期，因此直流锅炉给水品质比汽包锅炉的要求更高。

61.中速磨煤机的出力受哪些因素影响？ 答案：

中速磨煤机的出力主要与碾磨装置的运行工况、碾磨部件的磨损程度及转盘上的煤层厚度等因素有关。(1)碾磨装置的运行工况。1)碾磨压力的大小对磨煤机的工作有很大的影响。随着碾磨压力的增大，将使磨煤机的制粉能力增大；然而碾磨能力过大时，将使碾磨部件磨损加剧，同时单位制粉量的电量消耗也将增大。2)中速磨煤机环形风道中气流速度高时，出力大而煤粉粗；气流速度低时，出力小而煤粉细。但气流速度不能太低，以免煤粒从磨盘边缘滑落下来堵住石子煤箱；气流速度也不能太高，以免煤粉太粗而影响燃烧。最佳的气流速度应通过调整试验来确定。(2)碾磨部件的磨损程度。当磨辊的辊胎磨损后，如不及时进行加载，则碾磨压力便会下降，使磨煤出力下降。碗磨的衬圈和辊套间隙增大，不但使磨煤出力下降，而且还会使煤粉质量降低，石子煤量增大。(3)转盘上的煤层厚度。煤层过厚或过薄，都会使磨煤机出力降低；而且当煤量过大时，还会使磨煤机堵塞，矸石增多。

62.论述转动机械试运基本要求。答案：

(1)确认旋转方向正确。(2)新安装的转动机械，启动后连续运行时间不少于8h，大小修的转动机械不少于30min。(3)转动机械启动后，逐渐增加负荷达到额定(以额定电流值为准)。风机转动时应保持炉膛负压，不应带负荷启动，对泵转动机械，不应在空负荷下启动和运行。(4)给粉机、给煤机、螺旋输粉机不应带负荷试转，要预先将入口进料插板关闭严密。(5)初次启动钢球磨煤机，大罐内不应加钢球，试转正常后方可加钢球。(6)中速磨煤机要带负荷进行启动试验。(7)滚动轴承温度不超过80℃，滑动轴承温度不超过70℃。(8)轴承振动值。额定转速：r/min 750 1000 1500 1500以上振动值：mm 0.12 0.10 0.085 0.05(9)窜轴值不超过4mm。

63.简述超临界直流锅炉的冷态启动过程。答案：

单元制超临界直流锅炉机组，锅炉的冷态启动过程一般包括启动前的检査与准备，点火前清洗与吹扫、点火、升压等阶段。下面以DG1900/25.4-Ⅱ1为例，其超临界直流锅炉的冷态启动过程具体分为以下几个步骤:(1)低压管路冲洗；(2)炉前段高压管路冲洗；(3)锅炉上水；(4)炉水排污启动，直至启动分离器出口水质满足要求；(5)炉水循环，保持炉水循环直至省煤器进口水质符合指标；(6)燃烧器点火；(7)锅炉升温升压；(8)热态清洗；(9)蒸汽参数满足汽轮机冲转要求，进行汽轮机冲转；(10)机组并网；(11)启动制粉系统，升负荷；(12)机组进入正常运行。

64.论述燃煤锅炉的烟气脱硫方法。答案：

烟气脱硫是减少S02排放的一个有效技术措施。燃煤后烟气脱硫，按照脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，可分为湿法、半干法和干法三类。(1)湿法烟气脱硫工艺主要有石灰石一石膏法、简易石灰石一石膏法、间接石灰石一石膏法、海水脱硫、磷铵复合肥法、钠碱法、氨吸收法等。其中石灰石一石膏法是目前世界上使用最广泛的脱硫技术，它使用石灰石或石灰桨液与烟气中S02反应，脱硫产物可以综合利用。(2)半干法脱硫是利用烟气显热蒸发石灰浆液中的水分，同时在干燥过程中，石灰与烟气中的S02反应生成CaS03等，最终产物为粉末状，可与袋式除尘器配合使用，进一步提高脱硫效率。(3)干法烟气脱硫，其反应是在无液相介入的完全干燥状态下进行的，反应产物也为粉末状，不存在腐蚀、结露等问题。干法主要有炉膛干粉喷射脱硫法、高能电子活化氧化法、荷电干粉喷射脱硫法等。

65.叙述烟气脱硫(FGD)系统对烟囱的影响。答案：

由于烟气脱硫(FGD)系统投用，对烟囱将产生以下一些影响。(1)由于烟温的降低出现酸结露现象，造成腐蚀。烟气脱硫前，烟气温度与烟囱内壁温度基本大于酸露点温度，故一般不会在烟囱内壁结露，其负压区不会产生酸腐蚀问题。而脱硫后的烟气温度低于酸露点温度，烟气会在烟囱内壁结露，加之脱硫后烟囡正压区增大，这样使烟囱的腐蚀加大。(2)降低烟气的抬升高度。脱硫后烟气的抬升高度的降低，可通过脱硫后烟气中的污染物的减少补偿，不会扩大环境污染。(3)烟囱的热应力发生变化。烟气脱硫后，温差降低，使得热应力减小，有利于烟囱的安全运行。

第三篇：机组锅炉蒸汽吹管调试方案

机组锅炉蒸汽吹管调试方案

湖南湘潭发电有限责任公司二期工程2×600MW超临界机组 #3机组锅炉蒸汽吹管调试方案

中国大唐集团湘潭电厂二期扩建工程2×600MW燃煤机组锅炉系东方锅炉集团有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。锅炉拟采用过热器再热器一阶段联合稳压冲洗方案，以实现在确保吹管质量的前提下缩短整个工程工期、降低整个调试阶段的燃油耗量的目标。1技术标准和规程规范

1.1《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》

1.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《电力建设安全工作规程》

1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7大唐湘潭电厂二期工程有关文件、图纸 2蒸汽冲管的目的

由于制造、运输、贮存、安装等原因，在汽水系统管道里可能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障以后汽轮机设备的安全。3调试对象

锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、π型布置，前后墙对冲燃烧方式，24只HT－NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。锅炉设计煤种为贫煤。锅炉主要设计参数：

名

称 单位 BMCR THA BRL 过热蒸汽流量 t/h 1913 1664.1 1810.6 过热器出口蒸汽压力 MPa(g)25.4 25.0 25.3 过热器出口蒸汽温度 ℃ 571 571 571 再热蒸汽流量 t/h 1582.1 1388.2 1493.5 再热器进口蒸汽压力 MPa(g)4.336 3.802 4.087 再热器出口蒸汽压力 MPa(g)4.146 3.632 3.907 再热器进口蒸汽温度 ℃ 311 299 305 再热器出口蒸汽温度 ℃ 569 569 569 省煤器进口给水温度 ℃ 281 272 277 制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹系统，每炉配6台磨煤机（5台运行，一台备用），设计煤种煤粉细度按200目筛通过量为80%。

给水调节：机组配置2台50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。

汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。4蒸汽冲管的范围及方法 4.1冲管范围

锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其联络管； 主蒸汽管道；

冷段再热蒸汽管道； 热段再热蒸汽管道； 高压旁路系统。4.2冲管方法

本次冲管采用稳压冲管。主系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽联箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲阀→临时管→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。在进入消音器前安装考核靶板装置，冲管至靶板考核合格为止。

高压旁路系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压旁路管→高旁截止门→临冲门→低温再热管路→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。其中高压旁路调整阀缓装用临冲阀代替，高旁回路不作靶板考核。

主系统吹洗大约持续30～60分钟（试化学制水情况而定）后打开高压旁路并关闭主系统临冲阀，高压旁路系统吹洗大约5分钟。在此之后打开主系统临冲阀同时关闭高旁临冲门；之后熄火停炉使之冷却。4.3冲管参数的选择

冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量； 根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道的材质的要求，在保证冲管系数的前提下，所取的稳压冲管压力要合适。稳压冲管汽水分离器压力5.5MPa～5.8MPa，在此过程中要严格控制主汽温度在427℃范围内，主蒸汽温度通过过热器蒸汽减温器减温至427℃以内，再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500℃以内。按照以上参数吹管，动量系数约为1.30～1.50，给水流量850t/h左右。

4.4 冲管中至少要保证停炉大冷却一次，停炉冷却时间24h以上。5冲管条件

5.1锅炉酸洗合格，系统恢复完成； 5.2锅炉各疏水管道恢复完毕；

5.3分离器及贮水箱水位计装好可投用；

5.4燃油管道经试压、吹扫，验收合格，所有油枪能正常投入运行； 5.5六套制粉系统具备投用条件；

5.6空气预热器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用； 5.7锅炉本体所有膨胀指示器安装完毕，校好零位； 5.8压缩空气系统能正常投用，工业冷却水系统能投用； 5.9汽机电动给水泵试转完毕能正常投用； 5.10主汽减温水管路、再热蒸汽减温水管路蒸汽冲洗完毕并恢复，调整门、流量孔板已安装；（考虑到吹管期间要投减温水，故过热器、再热器减温水管道需提前用辅汽吹扫干净，锅炉吹管前系统应恢复。）

5.11给水除氧加热系统正常投用；

5.12汽机盘车和真空系统投用，与汽机本体有关的管道应全部隔离； 5.13电除尘、除灰除渣系统必须再次正常投运； 5.14按冲管系统图将与冲管无关的系统隔绝完毕； 5.15冲管系统安装、验收完毕；

5.16各路压力仪表管、蒸汽取样管接好；

5.17化学备足除盐水，制水设备、给水加药、精处理系统能正常投用。给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、凝水取样分析能正常进行；

5.18与冲管有关的本体及辅助设备系统必须全面验收合格，包括汽机、热控、电气、仪表等有关部分；

5.19 BMS系统调试完毕。数据采集系统能投用，数据准确可信。相关的联锁保护试验合格； 5.20准备足够的燃油供冲管使用； 5.21厂内照明、通讯系统能投用；

5.22冲管现场配备足够数量的消防器材，消防系统能正常投用； 5.23临时防护设施、临时照明、临时系统的挂牌等均已完成。6吹管的临时系统及处理措施

6.1高压主汽门、中压主汽门的处理

主汽门及中压主汽门取出阀芯、阀杆等部件，安装假门芯，再在主汽门门盖处用专用法兰连接临时管。中压主汽门的处理同高主门的处理一样； 6.2临冲阀

6.2.1临冲阀分主系统临冲阀和高压旁路临冲阀两种规格；

6.2.2临冲阀所能承受的压力不低于10MPa，温度不低于450℃，并能承受开启或关闭时产生的差压作用力；

6.2.3临冲阀全开全关时间在60秒左右；

6.2.4临冲阀控制按钮接至集控室，可实现点动操作；

6.2.5在主系统临时阀处加装Φ76×8的旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管，阀门型号为：DN50、PN10MPa。6.3临时管道系统

6.3.1根据吹管的流程，在高压主汽门、中压主汽门后部接临时管，临冲阀后临时管道接至高压缸排汽逆止门后，低压旁路管道暂时不连接，加堵板隔离。（见吹管临时系统示意图）。6.3.2所有临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。6.3.3临时管道的架设应牢固，表面要作保温，临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，支吊架的装设要考虑到膨胀及冲管时的反推力，临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动；

6.3.4靶板前的临时管段必须经过除垢处理，所有临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净；

6.3.5在可能积水的地方应设置疏水点，冲管系统的所有疏水一律放地沟，高低压疏水管道分开，疏水管道及阀门的设计要求不低于Pg60；

6.3.6冲管完成后，系统恢复时，立式管道严禁气体切割，并采取措施。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净； 6.4消音器

要求消音器放置在浇铸好的基础上，基础上预埋件位置与消音器支撑相一致，保证消音器滑动正常。6.5集粒器

集粒器尽量布置在靠再热器进口的冷再管道上，应符合以下要求：网孔径不大于12mm；阻力小于0.1MPa；强度满足蒸汽参数；收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。6.6靶板

靶板装在中主门后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有5倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。

靶板的材质为铝制靶板，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径；

6.7本次没有经过冲管的管道，如低压旁路管道、高排逆止门连接管道、高中压主汽门后导汽管等，电建公司进行机械处理，并用内窥镜检查，经验收后方可安装，有条件的话在冲管结束后应进行清理。7质量控制点

7.1吹管过程中,调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录,并在记录上签字,锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字；

7.2质量控制点:检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作；

7.3冲管考核标准：

冲管系数△P冲/△P额>１；

靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕少于8点； 靶板表面呈现金属本色；

在冲管系数大于1的前提下，两次靶板达到上述三条标准方为合格。

7.4吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。8人员分工

8.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作；全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。8.2化学监督人员随运行倒班。

8.3吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。8.4安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装和处理、集粒器的清理，并负责维护设备。9危险点/危险源分析与控制措施和安全注意事项

9.1防止膨胀受阻：冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改；

9.2防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水；

9.3避免超温：锅炉点火后，应全关再热器侧烟气挡板，使绝大部分烟气流经低温过热器，这既可保护再热器又可，缩短启动时间；吹管期间，高温再热器入口烟道烟温不得超过540℃，再热器入口蒸汽温度不得超过427℃，应避免超温； 9.4制粉系统及火嘴投运应注意事项： 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相关的数据，及时总结经验；

在本次制粉系统试运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内煤粉抽空，以免发生煤粉自燃；

制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止制粉系统运行，并采取相应的处理措施；

应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清扫。9.5防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理；

9.6防止汽缸进汽：为防止蒸汽漏入汽轮机，应将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于常开位置；将汽缸壁温测点投入，以便监视；汽机盘车装置投入，以防万一；

9.7排汽口的布置：吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视；

9.8在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《安全规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员； 9.9人身安全及防护：

在冲管期间有较大噪音，需在排汽口加装消音器，降低噪音；同时参加冲管人员配备耳塞防护；

在高处作业（离地面2米及以上）容易发生坠落，应检查确认脚手架符合要求，正确使用安全带；

安全保卫人员、消防人员、医护人员及设备检修人员到现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品。

第四篇：600MW机组协调控制系统设计解析

600MW机组协调系统控制设计

1引言

单元机组协调控制的任务是快速跟踪电网负荷的需要和保持主要运行参数的稳定。当电网负荷变动时，从汽轮机侧看，只要改变汽机调速汽门的开度，就能迅速改变进汽量，从而能立即适应负荷的需要。但锅炉即使马上调整燃料量和给水量，由于锅炉固有的惯性及迟延，不可能立即使提供给汽轮机的蒸汽量发生变化。如果汽轮机调汽门开度已改变，流入汽机的蒸汽量相应发生变化，那么此时只能利用主汽压力的改变来弥补或储蓄这个蒸汽量供需差额，此时，主汽压力将产生较大的波动。因此，提高机组负荷适应能力与保持主要参数稳定存在一定的矛盾。协调控制系统设计时将锅炉、汽轮机和发电机作为一个整体来考虑，使锅炉、汽机同时响应负荷要求，协调锅炉及其辅机与汽机的运行，以迅速、准确、稳定地响应负荷要求。

协调控制系统保证机组出力适应电网的负荷变化要求、维持机组稳定运行。具体地说就是对外保证单元机组有较快的功率响应和有一定的调频能力，对内保证主蒸汽压力偏差在允许范围内。协调控制系统是协调地控制锅炉燃料量、送风量、给水量等，以及汽机调节阀门开度，使机组既能适应电网负荷指令的要求，又能保持单元机组在额定参数下安全、经济地运行。单元机组协调控制系统可认为是一种二级递阶控制系统。处于上位级的机炉协调级，也叫作单元机组主控系统，是整个系统的核心部分。处于局部控制级的子系统包括锅炉以及汽机子控制系统。

600MW机组协调系统控制设计

2.2协调控制系统控制方式

在此方式下，汽机和锅炉两侧并行地接受负荷指令。锅炉侧通过改变燃烧率来维持主汽压力，汽机侧通过改变调汽门开度来调整机组出力的大小。当汽机机前压力与设定值偏差超过一定限值时，汽机调汽门开度将受到限制。属于以锅炉跟随为基础的协调控制方案。

协调控制系统适用于定压或滑压运行，定压运行：是指无论机组负荷怎样变动，始终维持主蒸汽压力以及主蒸汽温度为额定值，通过改变汽轮机调节汽门的开度，改变机组的输出功率。有四种控制方式：（1）协调控制方式

在此方式下，汽机和锅炉两侧并行地接受负荷指令。锅炉侧通过改变燃烧率来维持主汽压力，汽机侧通过改变调汽门开度来调整机组出力的大小。当汽机机前压力与设定值偏差超过一定限值时，汽机调汽门开度将受到限制。属于以锅炉跟随为基础的协调控制方案。

（2）锅炉跟随方式

汽机主控手动，锅炉主控回路处于自动方式，通过改变锅炉燃烧率进行主汽。（3）汽机跟随方式

锅炉主控手动，汽机主控回路处于自动方式，通过改变汽机调汽门开度进行主汽压力调节。

（4）手动方式

锅炉和汽机主控回路均处于手动方式。

滑压运行 ：则是始终保持汽轮机调节汽门全开，在维持主蒸汽温度恒定的同时，通过改变主蒸汽压力改变机组的输出功率。单元机组滑压运行时有2种机炉负荷控制方式。（1）锅炉跟随控制方式。（2）协调控制方式。

600MW机组协调系统控制设计

3.2机、炉主控制器

机、炉主控制器是协调控制系统的控制机构，机、炉主控制器的主要功能是根据机组的运行条件和要求，运行人员可选择协调、锅炉跟随、汽机跟随等控制方式，给出合理的控制方案提供机组全面的协调控制。

根据锅炉和汽轮机的运行条件和要求，选择合适的负荷控制方式，按照实际负荷指令N0与实发功率信号NE 的偏差和主汽压力的偏差P以及其它信号，进行控制运算，分别产生对锅炉子控制系统和汽轮机子控制系统的协调动作的指挥信号，分别称为锅炉指令(Boiler Demand)NB 和汽轮机指令(Turbine Demand)NT。

机炉主控制器的主要任务是产生各种控制策略和控制方式的切换。控制策略是前馈控制、反馈控制、非线性元件以及多变量控制理论综合的应用。机炉主控制器主要有以下两部分组成

(1)机炉正常运行情况下的负荷指令NB、NT的形成。(2)机炉的实际负荷指令NB’、NT’的形成。

600MW机组协调系统控制设计

4.2 负荷速率限制及反馈

当负荷指令产生时，速率限制器将对负荷调节进行限制，如图5.2。

负荷指令P0产生以后通过速率限制器进行限制并根据限制前后信号进行比较得出负荷指令是否平衡。由sh3-5取值决定T，为0则由T1(SP0设定的速率值)决定。

速率上线由主汽压力设定＜实际压力、燃料量设定＜实际燃料量、汽包水位设定＞实际水位任一情况发生时，T为2。否者T为1，由修正参数和设定平均值相加决定。下限Sh5 是由负荷指令限制决定尤其决定T是1还是2。上限T是由主汽压力设定＜实际压力、燃料量设定＜实际燃料量、汽包水位设定＞实际水位都不发生一个T为1，任意发生一个T为2。

图4.2 负荷指令速率限制原理图

600MW机组协调系统控制设计

4.4 主汽压力设定

主汽压力设定回路适用于定压和滑压二种运行方式，如图4.4所示。

SP1 手动方式时为定压运行方式，此时运行人员可以手动设定主汽压力定值。

SP1 投入自动方式后为滑压运行方式，此时将根据机组负荷指令自动调整主汽压力定值。

SP2 有二个作用，在滑压运行方式时，提供运行人员对滑压运行时的主汽压力定值进行适当的修正；而在定压运行方式时，自动跟踪定压、滑压运行主汽压力定值的差值，保证从定压运行方式无扰切到滑压运行方式。当发生 MFT、RUNBACK 或锅炉、汽机主控全部处于手动方式时，SP1 将切至手动方式，并跟踪实际主汽压力。

图4.4 主汽压力设定图

600MW机组协调系统控制设计

5.6 气机主控

当汽机主控(A/M)投入自动方式时，调节回路提供二种调节方式，如图4.6。

PID1 为汽机跟随方式调节器，以主汽压力作为被调量，保持主汽压力稳定。PID2 为协调控制方式汽机调节器，此时汽机调节器保持负荷，锅炉调节器保持主汽压力；在机组负荷指令发生变化时，以负荷指令的惯性环节作为汽机调节器的前馈信号，迅速改变汽机调门的开度，以适应机组对负荷的要求；另外，在协调控制方式，如果主汽压力与设定值的偏差过大时，将通过C1、C2、T1、T2 对 PID2 进行上或下限制，避免快速响应负荷时，主汽压力过分偏离设定值。当发生 RUNBACK 时，汽机主控在一段时间内将处于保持状态，然后再调节主汽压力；当汽机 DEH 没有处于遥控方式时，汽机主控将切至手动方式，并跟踪 DEH 的负荷参考，保证手、自动无扰切换；另外，在发生主汽压力信号(机侧)坏质量、MFT或锅炉主控自动时发电机有功功率信号全部坏质量时，汽机主控也将切至手动。

图4.6 汽机主控图

600MW机组协调系统控制设计

致谢

首先非常感谢老师的耐心知道和严格要求。本论文在马老师与张老师的悉心指导下圆满完成本次课设。本课题在选题及进行过程中得到马老师的悉心指导。论文行文过程中，马老师多次帮助我分析思路，开拓视角，在我遇到困难想放弃的时候给予我最大的支持和鼓励。马老师严谨求实的治学态度，踏实坚韧的工作精神，将使我终生受益。再多华丽的言语也显苍白。在此，谨向马老师致以诚挚的谢意和崇高的敬意。在这里我也感谢我的组员们的团结合作使这次课程设计圆满完成，希望我们以后有更多的合作。最后，再次对老师道一声：老师，谢谢您!

600MW机组协调系统控制设计

附录

设定值给定站图

.与或非门图

模拟量输入输出图

加法减法器图

越线报警器

第五篇：330MW机组锅炉停甲磨煤机安全技术措施

330MW机组锅炉 停甲磨煤机安全技术措施

华电国际十里泉电厂

李春彪

无锡锅炉厂UG-1217/18.4-M型锅炉配备甲、乙、丙3台MGS4360磨煤机，一台磨煤机带两层火嘴，甲磨煤机带最下A、B二层火嘴。为了保证稳定燃烧、安全运行，特规定如下：

1、甲磨煤机停止前24小时通知燃料，停止往#X炉甲、乙、丙磨煤机煤仓掺配污泥。

2、甲磨煤机停止前消除乙、丙磨煤机的缺陷，保证乙、丙磨煤机处于良好的运行状态。

3、甲磨煤机停止操作前对锅炉全面吹灰一次。

4、甲磨煤机停止操作过程中适当降低主汽压力，退出协调控制，改为机跟炉基本方式运行。

5、#X炉退出主汽压力自动，甲、乙、丙磨煤机容量风改手动操作。

6、甲磨煤机料位降至300Pa以下，投BC层对角二只油枪稳定燃烧。

7、适当开大BC层二次风门，根据主汽压力适当降低负荷（负荷与压力要适应）。

8、就地检查A、B层一次风喷口出粉情况，实时关小AA、AB层二次风门。

9、停用的一次风管及时进行吹扫。

10、负荷230MW左右，甲磨煤机抽空，停止甲磨煤机运行，关闭相应的一、二次风门。

11、就地检查#X炉燃烧稳定，退出BC层油枪，根据逻辑程序恢复协调控制。

12、汇报值长操作完毕，做好记录。

2013年7月7日于工地