发电厂机组锅炉运行

发电厂机组锅炉运行（精选十篇）

发电厂机组锅炉运行篇1

一、采取的设备管理策略

1. 设备结构及特点

机组锅炉采用的是单炉膛、改进型主燃烧器、分级送风燃烧系统及反向双切圆的燃烧方式, 炉膛采用了内螺纹管垂直上升膜式水冷壁和循环泵启动系统, 一次中间再热和调温方式除采用煤/水比外, 还采用了烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水、等离子点火等方式。水冷壁管、顶棚管及尾部烟道包覆管均采用了板状膜式结构, 密封性能好。过热器分为四级, 一级 (低温) 在尾部烟道后竖井上部, 二级 (分隔屏) 、三级 (屏式) 在燃烧室上部, 四级 (末级) 在水平烟道出口侧。其中一级过热器采用逆流布置, 二三四级采用顺流布置。再热器分为二级, 一级呈辐射式在尾部烟道前竖井上部, 二级为悬吊式在燃烧室上部的水平烟道内。在尾部烟道的前后竖井下部, 分别安装了一、二级省煤器和2台回转式空气预热器。燃用的是神府东胜煤和晋北煤。

2. 选择的检修管理模式

机组检修采用的是“两头在外、核心在内”的管理模式, 两头在外就是将设备检修、维护保养及外围设备的运行管理等, 委托给了浙江火电公司和华能长兴电厂, 实施的是点检定修制。核心在内是玉环电厂只负责机组的技术功能控制和主要设备的运行管理工作, 定期组织专家对委外情况进行跟踪、分析和评估, 并根据检修、运行及点检人员的情况反馈, 及时安排定期检修和维护。对设备运行和巡检时发现的异常或重大缺陷问题, 及时制订排除对策和预防措施。每月定期统计和下发设备缺陷月报, 通报缺陷消除率及消缺系数指标完成情况。为保证消缺工作的及时性和可靠性, 实现了设备缺陷从发现、下单、消除、验收和总结等工作流程的计算机管理。

二、优化锅炉设备检修策略

1. 坚持锅炉受热面风险评估及检修策划制

(1) 实施锅炉受热面爆漏风险评估。锅炉受热面爆漏问题一直是国内外发电厂机组停机的主要原因, 超超临界机组在运行时温度和压力均较高, 一旦发生锅炉管失效等故障, 不仅能造成巨大的经济损失, 而且会引发重大安全事故。根据中国电力企业联合会及华能集团的历年事故情况统计, 锅炉的非计划停运约占全部停运事件的60%, 而锅炉四管泄漏事故又占锅炉事故的60%, 是影响机组安全运行的主要隐患之一。其中水冷壁管泄漏占33%, 过热器管泄漏占30%, 省煤器管泄漏占20%, 再热器管泄漏占17%。为此, 玉环电厂采取了对锅炉受热面风险进行评估的方法, 不仅确保了受热面安全和可靠运行, 也降低了设备检测费用和维修成本。

(2) 实施受热面风险评估应达到的阶段性目标。通过实施检修后的风险分析与研究, 不但可核查检修效果、高风险部位的风险等级是否降低等, 也能进一步验证风险评估方法的准确性及评估结果的真实性。对不同阶段的风险实施不同的监管, 是开展和做好此项工作的基础和保障。检修计划制订阶段是通过风险评估分析, 首先确定受热面的风险等级, 制定出合理的检修计划, 使受热面风险管理达到理想级别;检修工作完成阶段是检修工作完成后, 受热面的技术状态虽已提高, 但还需要再次进行风险评估, 并预测出下次需要检修的周期间隔;受热面爆漏失效分析阶段是通过应用计算机受热面失效原因分析程序, 找出引起失效的根本原因, 进一步验证检修计划的有效性, 修改和制定下次检修计划等。

(3) 对设备检修的要求。在制定锅炉受热面的检修策划时, 应对机组的重点检修部位进行修前、修中和修后情况的技术评价, 以及检修质量和运行效果验收。不但要保证检修工作安全可靠和无责任事故, 而且要保证设备技术状态及性能有所提高。重点检修部位主要包括:局部机械磨损严重部位、易产生冲涮磨损部位、烟气流速快和飞灰浓度高部位, 以及异物容易聚集或节流孔易堵塞位置、异种钢焊接部位和应力集中部位等。

2. 实施在线监督与寿命评估

由于超超临界机组的高温部件采用了新型耐热钢, 如过热器和再热器采用的是Super304H和HR3C新型奥氏体耐热钢, 末级过热器出口集箱采用的是ASTM A335 P122钢, 主蒸汽管道采用的是ASTM A335 P92钢等, 因长期在作业环境恶劣情况下运行, 如高温、高压、火焰、烟气、飞灰等, 不但会使材料结构及性能发生变化, 而且会随运行时间的加长、机组的频繁启动等, 在产生疲劳损伤同时, 微观组织也会产生劣化或蠕变损伤等情况, 加大了锅炉安全运行和检修管理的难度。因此对高温炉管实施状态监测和寿命评估, 以劣化状态测量或评估值为基础, 对故障发生期进行正确的预测, 是保证锅炉安全运行和做好高温部件劣化趋势管理的较好方法。

三、实施在线动态评估和监测

根据1000MW超超临界机组锅炉的设计、制造、安装、运行工况等技术资料, 玉环电厂建立了锅炉的材料、强度、性能等技术参数数据库, 并结合生产实际需求完成了锅炉状态监测模型、寿命评估模型、氧化皮脱落预测模型等内容的研究与开发, 研制出一套适宜机组实际运行要求的设备可靠性寿命预测管理系统, 以及设备保养和检修工作质量控制集成系统, 不但实现了可在线动态评估高温炉管的工作状况, 还可进行其他高温部件的技术状态监测。为保证机组的安全运行和适时进行检修工作, 提供了科学依据, 有效降低了四管发生泄漏的风险, 提高了设备运行的安全性, 实现了以状态监测为基础的设备维修管理。

1. 采取离线诊断技术

实施锅炉设备离线诊断技术, 是玉环电厂在实施在线监督技术基础上逐步建立的, 需要检查和监测的内容主要有:宏观检查、无损检测、理化分析、支吊架管系统的检查等。通过进行现场检验和实验室分析, 进一步掌握设备的性能情况和技术状态数据等。开展离线诊断应提前做好以下工作:摸清锅炉设备运行时的基本情况和特点, 特别是重点零部件, 如主蒸汽管道、热力管道、过热器出口集箱, 三四级过热器及其他新材料部件等, 都应逐一进行检验;对施工中的遗留缺陷或运行中的新生缺陷等, 不但要认真检查和分类, 还应采取措施及时进行消缺;可根据类似锅炉设备发生缺陷情况, 及时采取有针对性的防范措施, 以防止类似事故发生。

2. 优化检修模式

玉环电厂优化设备检修模式的基本思路, 主要是通过以“管”为主的检修策略及针对发电设备特点, 制订出能进行优化检修的管理模式, 使设备的可靠性和经济性得到最佳结合。

(1) 能及时提供设备技术状态信息。玉环电厂根据生产系统庞大和连续生产等特点, 将全部设备按照不同的重要程度进行分类, 实施了对不同类别设备采用不同的检修与管理, 即根据状态监测和诊断技术提供的设备技术状态信息, 正确判断设备异常情况, 预知设备故障或劣化发展趋势, 在故障发生前就进行检修的方式。例如, 有的设备采用的是定期检修方式, 有的采用的是状态检修方式, 还有采用故障检修方式等, 无论采用那种检修方式, 都应达到使设备检修方法能逐步形成一套融定期检修、状态检修、改进性检修和故障检修为一体的优化检修模式的目的, 使检修目标更加明确, 检修人员的工作效率得到提高。

(2) 是一个不断补充和变化的过程。例如, 在今天看来是比较好的优化方案, 也许会随时间的推移、生产状况的不断改变, 以及设备状态诊断和劣化倾向管理工作的逐步深入, 为满足生产实际需求, 原来制定的检修方案可能要修改。同时, 随着企业的设备动态管理工作水平不断提高, 以及设备技术改造工作速度的逐步加快, 原来制定的检修周期也可能会延长等, 检修方案也会随之发生改变。所以优化检修模式管理是一个动态的、需要不断组合的过程, 只有不断的修改和不断的完善, 才能不断提高检修水平和实现优化检修模式的目的。

3. 取得的效果

玉环电厂的超超临界机组, 通过实施优化检修模式, 对各层次管理、维修人员不断进行有针对性的技术培训, 进一步贯彻和树立优化锅炉状态检修思想的重要性和必要性, 使员工在更加了解优化检修工作内涵及重要性基础上, 能更加明确自己的工作职责和目标。例如, 实施优化检修需要投入哪些技术和物质资源, 需要掌握哪些必要的专业技能, 在职责范围内实施优化检修, 企业和个人会获得哪些潜在的经济利益等。使各级管理人员在深入了解开展优化检修意义的同时, 在检修策略调整和推广实施中都能充分发挥主观能动性作用。员工之间的工作能更加相互支持与配合, 在各自的职责范围内, 共同促进了优化检修工作的顺利开展。通过对设备实施恰到好处的检修, 不但节约了检修成本, 也极大提高了设备运行的可靠性。企业每年仅此产生的经济效益高达8000多万元, 实现了在设备管理工作中追求最佳经济效益的目的。

四、结论

笔者认为, 发电机组设备的维修周期制定, 应根据本厂发电机组的设备结构特点和实际运行情况来定, 不能完全照搬他人经验或相关规程, 否则就会出现检修资源的浪费或不足, 以及维修费用上升和设备利用率下降等问题。有些设备从表面上看, 其安全性好象是提高了, 但是以提高设备检修成本和降低设备可用率为代价的, 不值得仿效。玉环电厂在超超临界机组的锅炉设备管理中, 主要做好了以下工作。

(1) 作为国内首座超超临界机组, 锅炉的高温、高压部件制造, 采用的是新型耐热钢材料, 因此加强对新材料部件的运行前和运行后的技术性能掌控, 以及进行技术指标检验等十分重要。

(2) 由于炉管在锅炉运行时的重要性, 在使用过程中应坚持进行全面细致的监控、诊断、管理和评估工作, 使受热面的风险分析与预控措施管理能长期、有效和合理地开展, 形成以风险评估技术为基础的设备风险管理体系。

125MW机组锅炉运行规程（共）篇2

SD118-84

中华人民共和国水利电力部

关于颁发《125MW机组锅炉运行规程》

(SD118-84)的通知

(84)水电电生字第16号

现颁发《125MW机组锅炉运行规程》，自发即日起执行。在执行中提出的问题，请及时告我部生产司。

一九八四年二月十八日

说

明

本规程适用于125MW机组一次中间再热超高压自然循环锅炉，可供其他高压、超高压自然循环锅炉编制运行规程时参考。

本规程是以SG-400/140(50410型)中间储仓式燃煤锅炉为主编制的，各电厂应据此编制现场运行规程。凡本规程未包括的部分，须根据实际运行经验和制造厂家的规定，做必要的补充。锅炉机组的简要特性

1.1 设备简况

本锅炉是与125MW汽轮发电机配套的超高压、一次中间再热锅炉，设备简况如下(按制造厂说明书编写)：

1.1.1 制造厂家(制造厂编号)；

1.1.2 制造年月；

1.1.3 投产年月；

1.1.4 锅炉型号；

1.1.5 汽包内部装置；

1.1.6 炉膛；

1.1.7 燃烧喷嘴(包括煤粉喷嘴和燃油喷嘴)；

1.1.8 过热器；

1.1.9 再热器；

1.1.10 省煤器；

1.1.11 空气预热器；

1.1.12 钢架；

1.1.13 炉墙；

1.1.14 除尘、除灰设备；

1.1.15 煤粉系统和燃油系统；

1.1.16 吸、送风机；

1.1.17 烟气再循环风机或挡板调节装置；

1.1.18 一、二级旁路系统；

1.1.19 锅炉自动控制装置； 1.1.20 锅炉程序操作装置。

1.2 设计规范

1.2.1 主要参数(表1)

表1

续表1

1.2.2 主要承压部件及受热面(表2)

表2

续表2

1.2.3 管道系统(表3)

表3

1.2.4 燃烧设备(表4)

表4

1.2.5 附属设备(表5)

表5

续表5

1.26安全门(表6)

表6

1.2.7 热工自动调节装置(表7)

表7

1.2.8 燃料特性(表8)

表8 锅炉机组的升火

2.1 检修后的验收

锅炉机组大、小修后，应有设备异动报告，运行人员应参加验收工作。

运行人员参加验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试转。

在验收中，若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，则必须在投运之前予以消除。

2.2 主要辅机的试运行

2.2.1 主要辅机检修后，必须经过试运行。试运良好，验收合格，方可正式投入运行。试运时间应不少于30min。

2.2.2 主要辅机试运行时的验收项目：

2.2.2.1 风机试运行： a.回转方向正确。

b.无异音、摩擦和撞击。

c.轴承温度与轴承振动符合3.12.3之规定。

d.轴承无漏油及甩油，油位管畅通，高低油位标线清楚，油位正常，油

质良好。

e.检查各处无油垢、泥灰、积粉、漏风、漏水等现象。

f.风机挡板(包括机械限位)及连接机构的安装位置应正确。

g.风门挡板应有就地开度指示器，并和控制室核对一致。

2.2.2.2 回转式空气预热器试运行：

a.空气预热器各处孔门均应关闭严密。上下轴承处无人停留及工作。

b.起动前，先校验油泵低油压联锁能自起动投入。空气预热器下轴承润滑油泵已起动，运行正常。

c.空气预热器起动后，特别在空气预热器电气部分检修后，应特别注意回转方向，若转向相反，应立即停止，防止密封板损坏。

d.注意电动机电流，如有不正常晃动，应停止试运，检查原因。

2.3 水压试验

2.3.1 锅炉大、小修后或局部受热面临修后，必须进行常规水压试验(再热器除外)，其试验压力应等于汽包工作压力。再热器有条件的也应做水压试验。锅炉的超压水压试验(包括再热器)应按《蒸汽锅炉安全监察规程》的规定，定期进行，其试验压力为汽包工作压力的1.25倍，再热器为工作压力的1.5倍，锅炉的超压水压试验应由总工程师或其指定的专责人员在现场指挥。

2.3.2 水压试验前，应进行以下各项准备工作：

2.3.2.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作必须已结束，热力工作票已注销，炉膛和锅炉尾部无人工作。

2.3.2.2 汇报值长，联系有关部门，准备好水压试验用水(除盐水、除氧水或凝结水)。

2.3.2.3 联系配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水的压力表和电接点水位计投入。

2.3.2.4 在进行超压力水压试验之前，由锅炉检修人员负责将汽包、过热器安全门暂时压死。运行人员将锅炉附件如水位计等隔绝。

2.3.2.5 按现场运行规程或操作票(卡)检查各阀门，位置应正确。对串联二只或二只以上的阀门水压试验时主要应检查其一次门的严密性，同时在水压试验时必须具备快速泄压的手段，以防超压。

2.3.2.6 锅炉班长应复查下列项目：

a.汽包压力表投入。

b.再热器压力表投入，若再热器进行水压试验时，必须采取隔绝措施。

c.锅炉事故放水门接通电源，开关灵活，放水管系畅通。

d.锅炉汽水系统与汽机确已隔绝。

2.3.3 锅炉进水不应太快，对已放空的给水管系应先充水排气。进水温度应低于 100℃。进入汽包的给水温度与汽包金属温度的差值不应超过40℃，温差超过40 ℃时不得上水。新安装的锅炉和冷却后的锅炉水压试验的上水温度应符合制造厂的规定。锅炉水压试验时的环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒、防冻措施。当进水温度在90～100℃时，自进水至进满水，冬季不少于4h，其他季节不少于2～3h。若进水温度和汽包金属温度接近时，可以加快进水速度。

2.3.4 进水前和进水后应有专人负责记录膨胀指示器，并检查其指示是否正常。

2.3.5 在进水过程中，应检查管系阀门等是否有渗漏。如发现有渗漏应暂停进水，待处理好后，再重新进水。调节进水量应缓慢均匀，阀门不可猛开猛关，以防发生水冲击。

2.3.6 控制汽包的水不要进入过热器内。当锅炉进满水后，由过热器反冲洗进水，待各空气门有水急速喷出时，逐只将其关闭，检查汽包壁温必须符合制造厂的规定，方可升压进行试验。

2.3.7 锅炉的升压应以Dg50以下的阀门控制进水量，其升压速度不大于每分钟 0.3MPa(3kgf/cm2)，压力升至工作压力时，关闭进水门3min，记录压力下降值，然后再微开进水门保持工作压力，进行全面检查。

2.3.8 若系超压试验在升压至工作压力时，检查正常后继续升压至试验压力，并保持5min。然后关闭进水门降压，待降压至工作压力时，记录3min的压力降，再微开进水门，保持工作压力，进行全面检查。锅炉本体超压试验时，汽包水位计应停用。

2.3.9 水压试验的合格标准：

2.3.9.1 在受压元件金属壁和焊缝上没有任何水珠和水雾。

2.3.9.2 锅炉本体的压力降不大于每分钟98kPa(1kgf/cm2)，再热器的压力降不大于每分钟49kPa(0.5kgf/cm2)。

2.3.10 水压试验结束后方可以Dg50以下的阀门控制放水泄压，一般泄压速度不大于每分钟490kPa(5kgf/cm2)，待压力降至196kPa(2kgf/cm2)时，开启各空气门和向空排汽门，压力降至零，方可进行放水。

2.4 升火前的检查

大、小修后的锅炉升火前，应检查热力工作票已注销，检修工作已结束，并验收合格。此外，冷备用或检修后的锅炉均必须作下列项目的检查：

2.4.1 炉膛内无焦渣和杂物，水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管表面清洁，炉墙完整。

2.4.2 各燃煤喷嘴外形完整，位置正确，无结焦烧坏现象。燃油喷嘴应拆洗干净，并作雾化片孔径记录。

2.4.3 各风门、挡板开关灵活，开度指示正确，近控、遥控传动装置良好。

2.4.4 燃烧系统已可投用。

2.4.5 联系汽机，给水系统是否具备投用条件。

2.4.6 各阀门门杆清洁，开度指示正确，开关灵活，格兰留有压紧的余隙，近控、遥控传动装置良好，电动阀门的传动部分若检修过应校验其保护动作正常。

2.4.7 炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等处风烟道各人孔门、看火门、通焦孔、防爆门、检查门、放灰门等完整良好，确认内部无人后，关闭各门、孔。

2.4.8 汽包、过热器、再热器各安全门完整良好，无杂物卡住，压缩空气系统严密完整可用。

2.4.9 电动吹灰器应作冷态试转，应动作灵活，工作位置正确，程序操作正常。

2.4.10 水位计清晰，正常水位线与高低水位线标志正确。2.4.11 汽、水、油等各管道的支吊架完整，锅炉本体刚性梁良好。

2.4.12 汽包、联箱、管道、阀门、烟风道保温完整良好，高温高压设备保温不全时禁止起动。

2.4.13 露天各电动机的防雨罩壳齐全。

2.4.14 操作平台上、楼梯上、设备上应无杂物和垃圾，脚手架应拆除，各通道畅通无阻，现场整齐清洁，照明(包括事故照明)良好。

2.4.15 灰坑、灰沟、放灰门、冲灰喷嘴等正常，炉底水封封好。

2.4.16 吸风机、送风机、再循环风机、烟气调节挡板转动机构灵活，回转式空气预热器油泵，安全门用的空气压缩机及其他燃油、除灰、除尘、疏水用辅助机械设备均正常良好。对吸送风机还应检查，当其中一台运行时，不应使停用的一台风机倒风。

2.4.17 除尘器完整良好。

2.4.18 锅炉经大、小修后或有关辅机电气系统检修后，须校验各联锁装置、辅机紧急停机按钮及燃油快关门。

2.4.19 值班人员应根据现场规程或操作票(卡)，检查各阀门、风门、挡板位置正确，并联系热工人员将各仪表和报警保护装置投入。

2.4.20 锅炉班长应复查下列项目：

a.汽包水位计投入，水位指示正确，并与电接点水位计指示一致。

b.汽包、过热蒸汽和再热蒸汽压力表确已投入。

c.锅炉各安全门电气、机械部分均已投入，电气整定值正确无误，安全门压缩空气正常。

d.炉内确已无人停留。

2.5 升火的准备工作

2.5.1 在锅炉升火前的检查工作完毕后，应即进水至点火水位(一般在正常水位线下100mm)。若锅炉内有水，应取样化验是否合格，炉水不合格不得进行点火。锅炉进水应遵守以下规定。

2.5.1.1 按本规程2.3.4规定检查和记录膨胀指示器。

2.5.1.2 按本规程2.3.3规定进水

2.5.1.3在进水过程中，应检查管系阀门等处是否有泄漏，进水完毕检查汽包水位应维持不变，然后开启省煤器再循环门，关闭各空气门。

2.5.2锅炉点火前应先将燃油装置(包括燃油点火装置)及燃油附属蒸汽系统投入*。检查油压稳定正常，波动范围不大于98kPa(1kgf/cm2)，检查各点火装置完整良好。有底部加热装置的锅炉，点火前底部加热装置的检查和操作应在现场规程中规定。

*燃油装置及系统若由锅炉管辖时，则燃油装置系统的运行应在现场规程中列为专门章节。

2.5.3 将暖风器投入，锅炉点火时进入空气预热器的空气温度应根据各种燃料的烟气露点在现场规程中规定。

2.5.4 汇报值长，通知汽机值班人员抽真空，锅炉先启动二台空气预热器，然后启动二台吸风机、二台送风机。调节风门挡板进行通风，维持通风量为满负荷风量的25%。通风应包括炉膛尾部烟道和再循环烟道各处，一般燃油炉通风10min，燃煤炉通风5min。对具备一组吸、送风机点火启动条件的锅炉，经试验正常后，方可在点火启动时使用一组风机。

2.5.5 将安全门压缩空气系统投入，贮气罐压力维持392～588kPa(4～6kgf/cm2)。

2.6 冷态启动

2.6.1 待汽机真空抽至13～26kPa(100～200mmHg)，锅炉通风完毕，调节风门挡板，保持炉膛负压50Pa(5mmH2O)，汇报值长，锅炉可以进行点火。

2.6.2 锅炉冷态启动应与汽机密切配合，应满足汽机冲转要求，主蒸汽压力1.2～ 1.5MPa(12～15kgf/cm2)，主蒸汽温度250℃，再热蒸汽温度200℃以上(主、再热蒸汽温度在对应蒸汽压力下至少应有50℃过热度)，主蒸汽、再热蒸汽甲、乙管温差应不超过20℃。冷态启动过程中，饱和温度上升速度不大于60℃/h，瞬时不大于2℃/min。

从冲转至带负荷125MW，按汽机滑参数启动曲线进行。现场规程应有汽机滑参数启动曲线。

2.6.3 启动过程中的主要操作及安全注意事项(具有底部加热装置的锅炉，可以参照下列要求在现场规程中明确)：

2.6.3.1 点火至升压：

a.尽量选用小孔径雾化片的燃油喷嘴1～2只或预燃室进行点火，调节风量，保持燃烧良好。

b.适当开启定期排污门或旁路门，同时开启连续排污门进行排污。

c.自点火开始，必须严格监视汽包上下壁温差不超过50℃。若有超过趋势，应即减慢升压速度或适当开大二级旁路门，增加排汽量。

2.6.3.2 升压至冲转：

a.启动过程中应燃烧良好，水位正常，疏水良好，严格按照规定升压、升温。

b.汽包压力升至98～294kPa(1～3kgf/cm2)时，应冲洗汽包水位计。水位计冲洗后还应与其他水位计对照校验。对汽水门带保护球的水位计冲洗时，应将保护球顶住，使不堵塞汽水管路。

c.汽包压力升至294～490kPa(3～5kgf/cm2)时，应配合检修人员拧紧法兰、人孔、手孔等的螺丝。

d.汽包压力升至588～980kPa(6～10kgf/cm2)时，配合热工人员冲洗仪表导管。

e.汽包压力升至784kPa(8kgf/cm2)时，通知化学人员化验蒸汽品质。

f.汽包压力升至490～980kPa(5～10kgf/cm2)且汽包上下壁温差逐渐减少时，应停止锅炉定期排污。

g.当蒸汽参数达到冲转要求，蒸汽中二氧化硅含量不大于80μg/kg时，通知汽机值班人员进行冲转。

2.6.3.3 汽机冲转并列后，根据汽压、汽温情况通知汽机值班人员逐渐关小一、二级旁路门，并网后逐渐关闭一、二级旁路门，保持负荷10MW左右，并根据升压、升温的规定逐步增加燃料量升压、升温。

a.燃煤炉当空气预热器后风温达到150℃，对流过热器后烟温达到350℃时方可起动制粉系统制粉，待粉仓粉位超过1m，炉内燃烧良好时，逐只投入煤粉喷嘴，升压、升温。

b.锅炉的升压、升温应力求均匀稳定，并严密监视过热器、再热器管壁不超温。

c.锅炉投入煤粉喷嘴后，必须检查、调节、保持燃烧良好，特别是在燃油喷嘴停用时，要防止发生灭火打炮事故。

d.检查除灰系统、除尘系统运转是否正常。

e.锅炉负荷低于40MW时，应谨慎地使用一、二级减温水和事故喷水减温。

2.6.3.4 汽包压力升至1.5～3MPa(15～30kgf/cm2)时，检查水位计是否清晰，如有必要，再冲洗汽包水位计一次。

2.6.3.5 启动过程中应对空气预热器进行吹灰或冲洗。

2.6.3.6 当汽包压力达到1MPa(10kgf/cm2)、4.9MPa(50kgf/cm2)和 12.7MPa(130kgf/cm2)时，应有专人负责抄录膨胀指示器，并检查其指示应正常。

2.7 热态启动

2.7.1 汽机启动时若高压内缸的下缸温度在150℃以上，称为热态启动。当汽机热态启动时，主蒸汽温度应高于汽机高压内缸50℃，并至少具有50℃的过热度，再热蒸汽温度应与主蒸汽温度力求一致，或至少高于汽机中压内缸金属温度30℃ 以上。

2.7.2 锅炉的检查、点火、升压、升温、增荷等参照冷态启动进行。在主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度符合汽机冲转参数，并保持稳定后，再通知汽机启动冲转。在汽机高压缸胀差、缸胀、金属温升、温差不超过限额的情况下，可加负荷到高压内下缸温度水平所对应的冷态启动时某一负荷值，然后按冷态启动曲线顺序加到满负荷。

2.7.3 锅炉点火后应对一、二级旁路系统进行暖管15～20min，暖管时过热器、再热器向空排汽门及疏水门应开启，待一、二级旁路投入使用后再关闭。

2.7.4 热态启动若要求主蒸汽温度大于450℃时，应使用一级旁路系统减温水，控制再热器进口汽温不超过450℃。

2.8 安全门的校验

2.8.1 锅炉大修或安全门检修后，必须进行安全门的校验。为防止安全阀的阀芯和阀座粘住，应定期对安全阀作手动或自动的放汽试验，一般可在小修前进行。

2.8.2 汽包和过热器安全门的动作压力的整定值应符合《蒸汽锅炉安全监察规程》的规定。再热器安全门动作压力的整定值为装设地点额定流量下工作压力的 110%。

2.8.3 安全门校验可单独启动锅炉进行，也可带负荷校验。校验可分机械动作，电气手动动作，电气自动动作三个步骤进行。汽包和过热器安全门机械部分起座压力的合格标准为整定值+0－490kPa+0-5kgf/cm2，电气部分为整定值± 98kPa(±1kgf/cm2)。

2.8.4 不带负荷单独校验安全门时锅炉起动的安全注意事项：

2.8.4.1 锅炉点火前必须联系汽机值班人员做好安全工作，防止汽水进入机内。

2.8.4.2 锅炉单独起动的饱和蒸汽温度上升速度不大于60℃/h，瞬时不大于2℃ /min。

2.8.4.3 启动过程中，应严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制过热器出口烟温不高于500℃。

2.8.5 校验安全门时应有技术领导人员在现场监护。锅炉运行的控制与调整

3.1 运行主要限额

运行主要限额应在现场规程中规定，表9可作参考。

表9

续表9

3.2水位的调整

3.2.1 锅炉水位以汽包就地水位计的指示为准。锅炉正常运行时至少要用两只指示正确的低地位水位计监视调节汽包水位，锅炉启、停时电接点水位计可作调整汽包水位的参考。

3.2.2 汽包水位计和各低地位水位计应每班检查核对二次，每月至少试验高低水位报警器一次，汽包水位计中的水位应有轻微波动，如果呆滞不动或模糊不清，应进行冲洗。汽包水位应控制在正常水位±50mm范围内；最高最低水位为正常水位±75mm。

3.2.3 若锅炉汽压和给水压力正常而汽包水位超过±50mm时，应即检查核对各水位计是否正确，可将给水自动改为手控调节。若给水调节门卡涩，则应用给水隔绝门或立即投入给水旁路系统，减少或增加进水量调整锅炉水位。并应立即通知有关人员迅速修好。

3.2.4 给水自动或手动调整时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量避免给水流量的猛增猛减，在额定蒸发量下给水自动调节应有一定余度，防止事故情况下锅炉缺水。

3.3 汽压的控制和调整

3.3.1 锅炉应采用定压运行，一般维持汽机额定汽压运行，力求做到汽压稳定。若设备有缺陷，如调速系统发生不正常晃动。电动同步器失灵等，或低负荷运行时，可暂时采用滑压运行。

3.3.2 各厂应根据具体情况制定出调节汽压的方法和操作步骤，在增加或减少燃料量来调节汽压时，不应猛增猛减，以防燃烧恶化而发生火焰窜屏，过热器管壁超温或燃烧不稳定而造成锅炉灭火。燃料量增减幅度应由试验决定。

3.3.3 当高压加热器发生故障，须紧急停用时，应立即降低锅炉负荷，密切注意再热蒸汽进口压力，防止安全门动作以及过热器和再热器管壁超温等。汽机高加停用时，机组出力一般不超过110MW。若要增加出力需经试验鉴定，并在现场规程中规定。

3.4 主蒸汽和再热蒸汽汽温的控制和调整

3.4.1 正常运行时，应严格监视和调节主蒸汽和再热蒸汽温度为550±5℃。当锅炉汽压或负荷变动时，应特别注意调节汽温正常，控制主蒸汽与再热蒸汽左右两侧温差各不超过20℃，主蒸汽与再热蒸汽的温差小于50℃，并应注意监视过热器和再热器管壁不超温。

3.4.2 调节主蒸汽和再热蒸汽温度的方法应在现场规程中规定。如：

3.4.2.1 调节燃烧喷嘴的倾斜角度。

3.4.2.2 调节二次风门的开度，纠正热偏差。

3.4.2.3 分层调节燃料量。

3.4.2.4 受热面吹灰。

3.4.2.5 调节减温水量。

3.4.2.6 调节烟气再循环或烟气调节挡板。

3.5 燃烧的调整

3.5.1 正常燃烧时，燃煤炉应具有金黄色火焰，燃油炉火焰应白亮，对流过热器出口两侧烟温差不大于50℃，燃烧火焰应不直接冲刷水冷壁管，并无火焰窜屏现象。燃料的起燃点应适中，若距喷嘴太近时，将引起结焦，烧坏喷嘴，距喷嘴太远时，使燃烧不稳，锅炉灭火。

3.5.2 燃烧室出口的过剩空气系数α值应根据不同燃料试验决定，燃油炉应实行低氧燃烧。

煤的灰熔点过低时或锅炉采用油、煤混合燃烧时，为防止炉膛结焦，可适当提高过剩空气系数α值。烟气中最佳的氧量应由调整试验确定，氧量的正常波动范围应不超过最佳值±0.5%。每月应用烟气分析仪将锅炉各部分的烟气详细检查分析一次，漏风率不应超过《电力工业技术管理法规》的规定。

3.5.3 燃烧喷嘴四角布置时应对角投用，避免“缺角”运行，投用或停用燃烧喷嘴时应逐只进行，以保持燃烧良好，为防止煤粉仓内煤粉结块自燃，给粉机不应长时间停用，每班至少将备用的给粉机切换运行2h，对停用的燃烧喷嘴应少量通风冷却以防过热烧坏。

3.5.4 锅炉值班人员应确知当值所用的煤种和主要成分(挥发分、水分、灰分)。并了解入炉煤的发热量和灰熔点。

3.5.5 为了保证燃烧的稳定与完全，煤粉细度和水分，每班至少应取样分析一次。

3.5.6 煤粉仓粉位应保持在3m以上，粉位过低将会发生下粉不均或煤粉自流。应定期降低煤粉仓的粉位。

3.5.7 锅炉应装有飞灰连续取样器，每班应分析飞灰及灰渣中的可燃物含量一次。

3.5.8 锅炉应通过调整试验制定燃烧调整操作卡，并应不断总结新的调整经验，修订、完善燃烧调整操作卡。

3.5.9 锅炉各燃烧喷嘴应每二小时检查一次，如有燃烧不良或结焦等应及时进行调整处理。燃煤炉的燃油系统应处于备用状态。

3.5.10 煤粉喷嘴投用前应先缓慢开启一次风门进行冲管，投用后立即检查着火情况是否良好，燃油喷嘴或煤粉喷嘴在投用或停止时应及时调整风量，以防烟囱冒黑烟。

3.5.11 设计为负压运行的锅炉，应调整吸风量，一般保持炉膛负压20～ 50Pa(2～5mmH2O)(现场规程中根据负压接点等情况确定)。锅炉上部不向外冒烟。

3.6 低负荷运行

3.6.1 锅炉最低负荷应由试验决定，此时水循环和燃烧应保持良好，根据各厂具

体情况订出低负荷运行措施。

3.6.2 锅炉低负荷运行时，在运行操作上须注意：

3.6.2.1 锅炉燃烧不稳或燃煤挥发分过低，炉膛内大块焦渣有塌下的可能时，有条件的厂应调整好稳燃器或投入1～2根油枪，使燃烧稳定。

3.6.2.2 一次风压应维持稳定，在增减负荷时必须及时调整风量。

3.6.2.3 停喷嘴前应先检查各喷嘴着火情况，应停用燃烧较差的喷嘴，尽量不要停下排的喷嘴，切勿同时停用二只喷嘴。

3.6.2.4 要勤看火及时调整燃烧，着火点不宜过远。各看火孔、检查孔应关闭。

3.6.2.5 低负荷时应尽量少用减温水，以防蛇形管发生水塞。

3.6.2.6 严格控制煤粉细度，使煤粉细度达到规定要求。

3.6.2.7 如因给粉机故障造成炉膛缺角燃烧时，宜即增加运行给粉机给粉量，关闭故障给粉机的一次风门，注意一次风压变化。

3.7 吹灰与打焦

3.7.1 为了清除锅炉受热面的积灰结焦，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济运行水平，应定期对锅炉受热面进行吹灰、打焦。

3.7.2 吹灰或打焦时，必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。

3.7.3 吹灰或打焦时，要求燃烧稳定，负荷稳定。为保证吹灰时锅炉不发生正压、灭火。锅炉低负荷运行时，一般不宜吹灰。

3.7.4 吹灰或打焦时，应适当增大炉膛负压，加强对主蒸汽温度和再热蒸汽温度的监视和调整。

3.7.5 吹灰、打焦的方法和次数，应根据燃用煤种和设备情况，在现场规程中规定。

3.7.6 一般情况下每班应吹灰一次，每2小时检查燃烧喷嘴，如有结焦，即时清除。吹灰前，必须充分暖管，吹灰完毕，必须关闭吹灰蒸汽隔绝门，开启吹灰蒸汽疏水门。打焦时必须通知除灰值班人员，不可开启灰斗检查门。

3.8 排

污

3.8.1 为了保持锅炉汽、水品质良好，必须对锅炉进行连续排污和定期排污。

3.8.2 锅炉的排污量由化学部门确定。锅炉值班人员应按化学值班人员的通知进行排污，排污操作人员必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。排污前必须查明，检修中的锅炉已与排污管系隔绝，如两台锅炉使用同一排污总管，而排污管上又无逆止门时，则禁止两台锅炉同时排污。

3.8.3 正常运行时，锅炉必须经限流圈排污，排污门全开时不应超过半分钟。排污应逐个进行，以防破坏水循环。

3.8.4 连续排污应排入连排扩容器，回收汽、水。

3.8.5 锅炉定期排污时的注意事项：

3.8.5.1 操作排污门时必须使用专用的扳手。排污门有缺陷时，应即修理。不允许操作有严重缺陷的排污门，如门杆弯曲、阀门卡涩等。

3.8.5.2 开启排污门时应缓慢，防止发生水冲击。如排污时发生水冲击，则应将阀门关小，直至水冲击消失，然后再缓慢开启排污门。

3.8.5.3 排污时应密切注意汽包水位的变化。

3.8.5.4 排污时应先开隔绝门，再开调整门。排污完毕，应先关调整门，再关隔绝门。排污时，应检查管系阀门是否堵塞，排污后应复查排污门关闭的严密性。

3.9 除

灰

3.9.1 锅炉除灰必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。

3.9.2 锅炉控制室与除灰处应有联系信号，除灰工作必须按除灰操作规定进行。开事故除灰门必须征得司炉同意。除灰时，若锅炉发生故障，司炉应通知除灰人员，必要时暂停除灰工作。

3.10 预防性工作

为了确保锅炉的正常运行，值班人员应按规定进行预防性的工作。具体项目各厂自行制订，表10可作参考。

表10 锅炉预防性工作

3.11 自动控制和程序操作

应根据各厂自动控制设备的投用情况，编制自动及遥控设备的现场运行规程，内容包括以下几个方面：

3.11.1 自动控制及遥控设备的特性。

3.11.2 各自动控制投入运行的条件和操作方法。

3.11.3 各保护装置投用的条件和操作方法。

3.11.4 各程序操作投入运行的条件和操作方法。

3.11.5 自动控制及遥控设备的运行注意事项。

3.12 主要辅机的运行

3.12.1 应定期检查运行情况(检查周期应在现场规程中规定)。

3.12.1.1 风机运行中的检查项目：

a.无异音和摩擦现象。

b.轴承油位计不漏油，油位正常，油位管畅通，油质良好，油环转动良好，带油正常。

c.轴承冷却水充足，排水管畅通。

d.轴承温度、振动不超过规定值。

e.联轴器接合完整，防护罩罩好，地脚螺丝牢固。

f.辅助设备长期备用时，应定期试转5min或切换运行(将备用改为运行)。

g.风门挡板的就地开度和控制室开度指示一致。

3.12.1.2 回转式空气预热器运行中的检查项目：

a.运转平稳，无异常，电流无大幅度晃动。下轴承润滑油泵运行正常。油温、油位、油流正常。回油温度不超过限额。

b.摆线齿轮运行正常，润滑油流指示片活动正常。

c.空气预热器进出口烟、风压数值正常，排烟温度正常。

d.润滑油泵出口油压正常。

e.定期对空气预热器进行吹灰。

3.12.2 电动机的运行情况应符合《厂用电动机运行规程》的规定。

3.12.3 主要辅机的运行限额：

3.12.3.1 滚动轴承温度一般不超过80℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.2 滑动轴承温度一般不超过70℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.3 齿轮箱外壳温度一般不超过80℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.4 轴承振动不超过下列数值：

3.12.3.5 冷却水出水温度应在现场规程中规定。锅炉机组的停止运行

4.1 滑参数停炉

4.1.1 正常情况下，锅炉机组的停炉可用滑参数方式。停炉应将煤粉仓内的煤粉烧空。禁止将煤粉排入停用的锅炉或排入大气。停炉大修时必须清扫煤粉仓，只有在停炉时间不超过三天时，才允许煤粉仓内存有剩余煤粉。煤粉仓内有余粉时，应仔细地做好煤粉仓的堵漏工作，并严密监视煤粉仓的温度。此外，并将原煤仓的煤尽量用完。

4.1.2 接到值长停炉命令后，应将停炉时间通知汽机、化学、热工和燃料值班人员。燃煤炉应检查燃油系统确已入系备用，并根据煤粉仓是否烧空，决定制粉设备的停止时间。

4.1.3 滑参数停炉的操作步骤如下：

4.1.3.1 燃油炉应逐渐减少燃油喷嘴。燃煤炉应逐渐减少给粉量，并根据燃烧情况投用燃油喷嘴稳定炉火。锅炉降压降温的速度按汽机滑参数停机曲线进行(现场规程中应附有汽机滑参数停机曲线)。

4.1.3.2 降压降温过程中主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50℃。

4.1.3.3 在停炉过程中应彻底吹灰一次。

4.1.3.4 中间储仓式燃煤炉，若煤粉仓不需烧空时，停用给粉机前应先关闭下粉挡板走尽余粉。若煤粉仓需烧空时，则在煤粉仓烧空，给粉机全停后再复查一次。

4.1.3.5 滑参数停炉可根据不同情况进行：

a.汽压滑至2.9～4.9MPa(30～50kgf/cm2)时停炉。b.汽压滑至1～1.5MPa(10～15kgf/cm2)，汽温250℃时停炉。停炉后应开启过热器疏水门控制降压的速度。

4.1.3.6 待发电机解列汽机自动主汽门关闭后，关闭各燃油喷嘴，清扫燃油喷嘴中的积油。锅炉停炉后禁止将燃料送入已灭火的锅炉。

4.1.3.7 锅炉灭火后应关闭一、二级减温水和事故喷水，停用暖风器。

4.1.3.8 锅炉灭火后燃油炉必须开启送、吸风机通风，时间不少于10min；燃煤炉烟道的通风可只用吸风机，时间不少于5min。通风时应注意避免锅炉产生急剧冷却。

4.1.3.9 联系化学值班人员停止加药泵的运行，关闭连续排污门、加药门和取样门。

4.1.3.10 对各下降管、下联箱进行一次排污。

4.1.3.11 锅炉进水至汽包水位+250～+300mm时，停止给水泵的运行。关闭各给水门，开启省煤器再循环门。

4.1.3.12 有条件时使用除氧水或蒸汽对回转式空气预热器吹灰1小时。

4.1.3.13 锅炉灭火后，开启再热器冷段疏水门和再热器向空排汽门。

4.1.3.14 在锅炉尚有汽压时应注意保持汽包水位。锅炉冷却过程中，如汽包水位下降需进行加水时，应关闭省煤器再循环门。

4.1.3.15 为了防止省煤器、空气预热器等处发生二次燃烧而损坏设备，锅炉灭火后应由专人负责监视各段烟温，特别是空气预热器进、出口烟温。空气预热器进口烟温低于100℃时，停止回转式空气预热器的运行。

4.1.3.16 灰渣斗存灰除尽后，停止除灰设备运行。

4.1.4 滑参数停炉时，若汽压尚有1.5MPa(15kgf/cm2)，则正常降压的时间一般为 8～10h，在降压过程中汽包上下壁温差不应超过50℃。

4.2 正常参数停炉

4.2.1 正常参数停炉的降荷方式按汽机要求进行，其他操作可参照滑参数停炉。

4.2.2 停炉后降压速度按各厂现场规程的降压曲线进行，一般为18h。

停炉后应紧闭炉门和各烟风道风门、挡板，以免锅炉急剧冷却。停炉4～6h 后可进行自然通风冷却，并进行必要的进水和放水。停炉18h后方可起动吸风机进行冷却。4.3停炉的安全注意事项 4.3.1 锅炉停炉后为防止受热面内部腐蚀，必须根据各厂情况制订停炉保护措施，并认真做好停炉保护工作。

4.3.2 在严寒冬季，锅炉停炉后应严格执行防冻措施。4.3.3 锅炉压力尚未降到零时，不允许对锅炉机组及其附属设备不加监视，在电动机未切断电源时，也不允许不加监视。4.3.4 锅炉停炉后，若煤粉仓内尚有煤粉，则应封闭煤粉仓，每小时检查一次煤粉仓的温度。4.3.5 停炉过程中应严格监视汽包上下壁温差不超过50℃，否则应降低降压速度。4.3.6 在滑停过程中，特别是后阶段要注意主蒸汽温度的过热度，如减温水阀门关闭后严重泄漏，影响主蒸汽温度的过热度时，应及时汇报班长、值长，联系汽机班长提前停炉停机。4.4过热器的反冲洗 4.4.1 为了保证过热器管不致因内壁积聚盐垢发生爆管事故，必须对过热器定期进行反冲洗，一般在锅炉机组大修时进行，小修时根据化学监督要求进行。

4.4.2 过热器反冲洗应具备下列条件：

4.4.2.1 得到值长通知。

4.4.2.2 锅炉本体受压部件检修工作结束。4.4.2.3 汽机已具备向锅炉供水条件，将除氧器投入运行，保持高水位，且水温为60～100℃，并能随时起动给水泵供水。

4.4.3 过热器反冲洗注意事项： 4.4.3.1 联系汽机班长，检查一、二级旁路门已关严，维持冲洗水温在60～100 ℃。4.4.3.2 在反冲洗过程中，应尽量保持较大给水流量，以利冲净，但不允许汽包起压。4.4.3.3 应以事故放水门连续放水控制汽包水位，必要时可开启定排放水门放水。

4.4.3.4 根据化学的化验结果停止反冲洗。4.4.3.5 反冲洗结束后，应检查冲洗系统确已隔绝。冬季还应采取防冻措施，以免过热器管冻裂。

5锅炉机组事故及故障处理 5.1事故处理原则和注意事项 5.1.1 发生事故后应立即采取一切可行的办法，消除事故根源，迅速恢复机组正常运行，满足系统负荷的需要。在设备确已不具备运行条件时或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停炉处理。5.1.2 发生事故时，班长应在值长的直接领导下，领导全班人员迅速果断地按照现场规程的规定处理事故。值长的命令，除对人身、设备有直接危害者外，均应坚决执行。5.1.3 当发生与本规程没有列举的事故情况时，运行人员应根据自己的经验与判断，主动地采取对策，迅速处理。事故处理后运行人员应如实地把事故发生的时间、现象以及所采取的措施，记录在交接班簿上，并在班后会议上进行研究讨论，以总结经验吸取教训。5.2事故及故障停炉 5.2.1 遇有下列情况之一时，锅炉机组应立即停止运行，即停止向燃烧室供给燃料及空气。5.2.1.1 汽包水位达到±200mm(若制造厂有规定或水位保护的可另定)；

5.2.1.2 锅炉所有水位计损坏；

5.2.1.3 主给水管道或主蒸汽管道发生爆破；

5.2.1.4 炉膛内或烟道内发生爆燃使设备遭到严重损坏；

5.2.1.5 燃料在尾部烟道内燃烧，使排烟温度不正常地突然升高；

5.2.1.6 炉膛灭火或燃油炉燃油调节阀后的压力，降到不允许的程度；

5.2.1.7 锅炉房内发生火警，直接影响锅炉的安全运行；

5.2.1.8 两台吸风机、送风机或回转式空气预热器停止运行；

5.2.1.9 安全门动作后不回座，压力下降，汽温变化达到迫使汽机停机； 5.2.1.10 压力超出动作压力而安全门不动作，同时一、二级旁路和向空排汽门无法打开；

5.2.1.11 再热蒸汽中断。5.2.2 发生下列情况之一时应停止锅炉的运行；

5.2.2.1 锅炉水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管严重泄漏； 5.2.2.2 锅炉主蒸汽温度或再热蒸汽温度或管壁温度超过限额，经多方设法调整或降低负荷运行仍无法恢复正常；

5.2.2.3 锅炉汽水管道一次门前泄漏，威胁人身或设备安全； 5.2.2.4 锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重低于标准，经努力调整，不能恢复正常；

5.2.2.5 锅炉严重结焦或积灰，虽经努力清除仍难以维持正常运行；

5.2.2.6 锅炉房内发生火警，威胁设备安全；

5.2.2.7 锅炉汽包水位所有的远方指示器损坏；

5.2.2.8 炉顶严重泄漏，吊杆超温，烧红。上述情况的停炉时间，由发电厂总工程师决定。

5.2.3 事故停炉的操作步骤如下：

5.2.3.1 发出厂用事故警报，并向值长汇报。

5.2.3.2 通知汽机班长，锅炉事故停炉。5.2.3.3 立即停止向炉膛供应燃料和停止制粉设备，锅炉熄火。停止再循环风机。5.2.3.4 将各自动调节切换为手控，监视调节汽包水位正常，关闭减温水隔绝门，事故喷水隔绝门。调节吸、送风机风门、挡板，维持炉膛负压50Pa(5mmH2O)进行通风。5.2.3.5 通知汽机值班人员调节开启一、二级旁路门排汽10min或开启过热器、再热器向空排汽门排汽10min。5.2.3.6 若在事故停炉后10min内，锅炉仍不具备起动条件时，则应停止送风机和吸风机，关闭各取样、加药、连续排污一次门，通知化学停止加药。5.2.3.7 保留空气预热器运行，当空气预热器入口烟温低于100℃，停止空气预热器运行，同时应执行有关防止空气预热器及省煤器烧坏的措施。5.3锅炉灭火 5.3.1 炉膛灭火时的常见现象： 5.3.1.1 炉膛负压突然增大，炉膛风压表指示在最大负值。微正压炉炉膛正压突然减小。

5.3.1.2 炉膛内变暗，自看火孔看不到火焰。

5.3.1.3 汽压汽温急剧下降。5.3.2 灭火的常见原因：

5.3.2.1 辅机故障跳闸。5.3.2.2 给煤机故障，落煤管堵塞(单位式制粉系统)。给粉机故障“缺角”运行，煤粉管堵塞。5.3.2.3 煤粉仓粉位过低，给粉机给粉不均或部分给粉机给粉中断。

5.3.2.4 燃油炉燃油“失压”，燃油中断。

5.3.2.5 锅炉负荷过低，燃烧调整不当。

5.3.2.6 大量塌焦。

5.3.2.7 煤质太差，挥发分过低或煤种突变。

5.3.2.8 水冷壁管严重爆破。

5.3.2.9 除灰时，大量冷空气进入炉内。5.3.3 灭火的处理：

立即停止向炉内供应燃料。禁止采用关小风门，继续供应燃料以爆燃恢复着火。调整负压进行通风，一般燃油炉不少于10min，燃煤炉不少于5min，查出灭火原因，然后重新点火接带负荷。5.4锅炉满水

5.4.1 满水的常见现象：

5.4.1.1 汽包内的水位超过规定的正常值，高水位信号报警。

5.4.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量。5.4.1.3 严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主蒸汽管道法兰处有汽水冒出，甚至发生水冲击造成管道剧烈振动。

5.4.2 满水的常见原因：

5.4.2.1 给水自动调整器动作失灵。

5.4.2.2 锅炉值班人员疏忽大意，监视水位不严或误操作。

5.4.2.3 给水调节门卡涩。

5.4.2.4 低地位水位计失灵，指示偏低，发生误操作。

5.4.3 满水的处理：

5.4.3.1 汽包内的水位超过规定正常值，如经处理后，汽包内水位继续上升时，应采取下列措施： a.开启事故放水门放水。

b.如主蒸汽温度急剧下降时，应即关闭减温水门，开启集汽箱和侧墙疏水门，并通知汽机值班人员开启有关疏水门和作好紧急停机的准备。5.4.3.2 汽包内水位仍继续上升高至+200mm时(若制造厂有规定或有水位保护的可另定)，应采取下列措施：

a.立即发出厂用事故警报，紧急停炉处理，停止向锅炉上水。

b.待水位恢复正常后，迅速消除故障，重新点火接带负荷。5.4.3.3 若低地位水位计失灵或解列，以汽包水位计监视水位时，如果运行人员监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉机组的运行。停止向锅炉上水，确认为满水时，可加强锅炉放水，尽快使汽包水位恢复正常，消除故障后，可重新点火带负荷。5.5锅炉缺水

5.5.1 缺水的常见现象：

5.5.1.1 汽包内可见水位低于规定的正常值，低水位信号报警。

5.5.1.2 过热蒸汽温度上升。5.5.1.3 给水流量不正常地小于蒸汽流量(当水冷壁管或省煤器管破裂时，则相反)。5.5.2 缺水的常见原因：

5.5.2.1 给水自动调整器动作失灵。

5.5.2.2 运行值班人员疏忽大意，监视水位不严或误操作。

5.5.2.3 给水调节阀故障。

5.5.2.4 低地位水位计失灵，指示偏高，发生误操作。

5.5.2.5 给水泵故障，给水压力下降。

5.5.2.6 排污门严重泄漏，水冷壁管、省煤器管破裂5.5.3 缺水的处理：

5.5.3.1 若锅炉汽包内水位下降系因给水泵发生故障，给水压力下降造成，应立即通知汽机值班人员起动备用给水泵，恢复正常给水压力。

5.5.3.2 若锅炉正在进行定期排污，应立即停止排污，若有排污门大量泄漏，应即关闭排污系统的隔绝门。

5.5.3.3 如经采取恢复水位的措施后，汽包水位继续下降，应即汇报值长，降低锅炉负荷。

5.5.3.4 如汽包水位继续下降，低至-200mm时(若制造厂有规定或有水位保护的可另定)，应立即停止锅炉机组的运行。若不是由于运行人员监视疏忽而造成的缺水，可缓慢地向锅炉进水，消除故障后，可重新点火带负荷。

5.5.3.5 若低地位水位计失灵或解列，以汽包水位计监视水位时，如果由于运行人员监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉机组的运行，此时不能继续向锅炉进水。

5.6 汽包水位计损坏

5.6.1 汽包水位计损坏的预防：

5.6.1.1 必须防止水位计云母片(或玻璃管)的温度发生突然的变化，如冲洗水位计时，汽门、水门不可同时关闭，室外冷空气不要突然吹向水位计等。

5.6.1.2 冷水滴不可溅及水位计云母片或玻璃管。

5.6.1.3 核对汽包水位计，必须注意下列事项：

a.汽包水位计的汽管及水管的阻塞会引起水位计内水位的上升，如汽管阻塞，则水位上升极快，如水管阻塞，则水位逐渐上升。

b.如汽包水位计有不严密处，将使水位计指示不正确。

c.如汽包水位计的放水门漏，则将引起水位计内水位降低。

5.6.2 汽包水位计损坏的处理：

5.6.2.1 如果汽包水位计中有一只损坏时，应立即隔绝检修，并核对另一只汽包水位计和各低地位水位计指示的正确性，加强对汽包水位的监视调节。

5.6.2.2 如果二只汽包水位计都损坏，但有二只低地位水位计正确可靠，则允许以低地位水位计监视调节汽包水位，继续维持锅炉运行二小时，但必须注意给水流量和蒸汽流量的平衡，保持锅炉负荷稳定，对已损坏的汽包水位计应立即隔绝检修。

5.6.2.3 如果二只汽包水位计都已损坏，且低地位水位计并不具备上述5.6.2.2的条件时，应停炉处理。

5.7 水冷壁管损坏

5.7.1 损坏的常见现象：

5.7.1.1 严重损坏时，炉膛内发出爆破声，自炉膛检查孔、门听到汽、水喷出的声音。

5.7.1.2 炉膛风压表偏正，自检查孔、门、炉墙不严密处喷出烟气或蒸汽。

5.7.1.3 汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5.7.1.4 各段烟温下降，蒸汽压力、蒸汽流量和给水压力下降。

5.7.1.5 炉内燃烧不稳定，甚至造成灭火。

5.7.2 损坏的常见原因：

5.7.2.1 锅炉给水质量不符合标准，化学水处理不当或监督不严，使水冷壁管内部结垢腐蚀。

5.7.2.2 管子被杂物堵塞，未能发现清除。

5.7.2.3 燃烧喷嘴附近或通焦孔四周管子保护不良，磨损严重或管子外壁严重腐蚀。

5.7.2.4 吹灰器喷口或吹灰管安装不当，吹灰操作有错误，管子被汽、水吹坏。

5.7.2.5 管材或焊接质量不合格。

5.7.2.6 锅炉启动时，水冷壁管热膨胀受阻造成损坏。

5.7.2.7 炉膛内严重结焦，定期排污门大量漏水或锅炉长时间过低的低负荷运行使正常的水循环破坏，以及升火方式不当等造成水循环不良，而使管子过热损坏。5.7.2.8 锅炉严重缺水。

5.7.2.9 炉膛内发生严重爆炸，使水冷壁管损坏。

5.7.2.10 大量塌焦砸坏水冷壁冷灰斗管子。

5.7.3 损坏的处理：

5.7.3.1 立即汇报值长，加强检查并注意损坏是否迅速扩大。

5.7.3.2 若水冷壁管损坏不太严重，尚能维持汽包正常水位则允许继续运行一段时间。对于燃煤炉如设备上有条件可投入燃油嘴，稳定炉火，适当降低出力，煤粉仓保持较低粉位，请示发电厂总工程师决定停炉时间。

5.7.3.3 若水冷壁管损坏严重，造成锅炉灭火或对锅炉加强进水后仍不能维持正常水位，应立即停炉处理，停炉后继续加强进水，如汽包水位仍不能回升时，则应停止对锅炉的进水，但省煤器再循环门不应开启。

5.7.3.4 停炉后应保留一台吸风机运行，待排除炉内汽、水后再停止。

5.8 过热器管损坏

5.8.1 损坏的常见现象：

5.8.1.1 自过热器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音。

5.8.1.2 炉膛负压减少或变正。

5.8.1.3 蒸汽流量不正常地小于给水流量。

5.8.1.4 过热器损坏侧烟温降低，过热蒸汽温度发生异常变化。

5.8.2 损坏的常见原因：

5.8.2.1 化学监督不严，汽水分离器结构不良或不严密，使过热器管内积聚盐垢。

5.8.2.2 管内有杂物堵塞。

5.8.2.3 燃烧调节不当，经常发生火焰窜屏。

5.8.2.4 过热蒸汽温度或过热器管壁温长期超限运行。

5.8.2.5 管材或焊接质量不合格。

5.8.2.6 低负荷时，使用减温水不当，使过热器管发生水塞，局部管壁超温。

5.8.2.7 锅炉启、停工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷却不够或产生腐蚀。

5.8.2.8 飞灰磨损，管夹或梳形板振动，造成过热器管破坏。

5.8.2.9 吹灰器安装不正确吹坏管子。

5.8.2.10 减温器套筒损坏、位移，或屏式过热器联箱隔板位移。

5.8.3 损坏的预防：

5.8.3.1 锅炉升火及运行中防止发生汽温和管壁温度超温。

5.8.3.2 确保汽水分离器的工作可靠，蒸汽品质合格。如发现蒸汽品质不合格，必须分析其原因，并采取必要的措施。

5.8.3.3 锅炉大、小修时对过热器进行公共式冲洗。

5.8.3.4 锅炉大、小修时由检修人员进行防爆检查。

5.8.4 损坏的处理：

5.8.4.1 立即汇报值长，加强检查，并注意损坏是否迅速扩大。

5.8.4.2 若损坏不太严重，过热蒸汽温度尚能维持在正常范围内，则允许继续运行一段时间，但应适当降低锅炉出力，保持燃煤炉煤粉仓较低粉位，请示发电厂总工程师决定，尽早停炉处理，以防事故进一步扩大。5.8.4.3 若损坏严重，过热汽温变化过大，不能维持在正常范围内，并且炉膛严重正压，炉火极不稳定，应汇报值长立即停炉处理。

5.9 再热器管损坏

5.9.1 损坏的常见现象：

5.9.1.1 自再热器检查门、孔可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音。

5.9.1.2 损坏侧再热器后烟温下降，再热器汽温发生异常变化。

5.9.1.3 省煤器集灰斗内放出潮湿的细灰。

5.9.2 损坏的常见原因：

5.9.2.1 管壁被飞灰磨损。

5.9.2.2 监视调节不当，再热器管经常超温运行。

5.9.2.3 管材或焊接质量不合格。

5.9.2.4 管子被杂物堵塞。

5.9.2.5 锅炉起动工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷却不够或产生腐蚀。

5.9.3 损坏的预防：

5.9.3.1 锅炉运行中防止发生再热器管超温。

5.9.3.2 锅炉升火期间应开启一、二级旁路，确保再热器管有足够的冷却。甩负荷时应投入一、二级旁路。

5.9.3.3 锅炉大、小修时，应消除烟气走廊，由检修人员进行防爆检查。

5.9.4 损坏的处理：

参照“过热器管损坏”进行处理。

5.10 省煤器管损坏

5.10.1 损坏的常见现象：

5.10.1.1 严重损坏时，汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5.10.1.2 自省煤器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽水喷出的声音。

5.10.1.3 省煤器细灰斗内放出潮湿的细灰。

5.10.1.4 损坏侧省煤器后烟温下降。

5.10.1.5 烟道阻力增加，吸风机电流增大。

5.10.2 损坏的常见原因：

5.10.2.1 给水品质不合格，管子内壁腐蚀。

5.10.2.2 管材或焊接质量不合格。

5.10.2.3 管壁被飞灰磨损。

5.10.3 损坏的处理：

参照“水冷壁管损坏”进行处理，但在停炉后严禁开启省煤器再循环门。

5.11 给水管道发生水冲击

5.11.1 水冲击的常见原因：

5.11.1.1 给水管投入时，管内积存空气。

5.11.1.2 突然关闭或开启给水系统隔绝门。

5.11.1.3 起动中进水速度太快。

5.11.1.4 给水泵逆止门失灵，忽开忽关。

5.11.2 水冲击的处理： 5.11.2.1 给水管投入时发生水冲击应即适当关小阀门，加强放气，待水冲击消除后，再缓慢进行投入操作。

5.11.2.2 当突然关闭或开启给水系统的隔绝门发生水冲击时，应即将隔绝门恢复到水冲击前位置，以消除水冲击。

5.11.2.3 检查给水管路的支吊架是否松脱，检查给水泵逆止门是否正常，针对具体情况进行处理。

5.12 锅炉尾部烟道二次燃烧

5.12.1 尾部烟道二次燃烧的常见现象：

5.12.1.1 锅炉尾部烟道温度不正常地突然升高。

5.12.1.2 自锅炉尾部烟道门、孔可发现火星或冒烟，烟囱冒黑烟。

5.12.1.3 若空气预热器处发生二次燃烧时，空气预热器外壳发热或烧红，空气预热器电流表指针晃动。

5.12.1.4 烟道内负压剧烈变化。

5.12.1.5 烟道防爆门动作。

5.12.2 尾部烟道二次燃烧的常见原因：

5.12.2.1 锅炉起动或事故停炉时，操作调整不当，炉膛燃烧恶化，油或煤粉进入尾部烟道内沉积在受热面上。

5.12.2.2 制粉设备调节不当，煤粉太粗或细粉分离器堵塞，锅炉燃烧不良，尾部烟道内积聚大量煤粉。

5.12.2.3 低负荷时燃烧不良，尾部烟道内积聚了油或煤粉。

5.12.2.4 正常运行时，风量调节不当，使大量油和煤粉进入尾部烟道内燃烧。

5.12.3 尾部烟道二次燃烧的处理：

5.12.3.1 锅炉值班人员若发现尾部烟温不正常地升高时，应立即检查原因。特别应检查锅炉尾部烟道内是否有二次燃烧。

5.12.3.2 检查确定锅炉尾部烟道内二次燃烧时，应即紧急停炉处理，并将吸、送风机停止，严密关闭各风门、挡板。必要时保持锅炉连续少量进水，以冷却省煤器。

5.12.3.3 向锅炉尾部烟道内充入蒸汽灭火。

5.12.3.4 检查尾部烟道各段温度正常后，谨慎地起动吸风机通风10min。复查正常，设备亦未遭到损坏时，汇报值长，锅炉重新点火带负荷。

5.13 负荷突降

5.13.1 负荷突降的常见现象：

5.13.1.1 锅炉汽压急剧上升。

5.13.1.2 蒸汽流量急剧下降。

5.13.1.3 锅炉安全门可能起座。

5.13.1.4 一、二级旁路门自动开启。

5.13.1.5 汽包水位先下降后上升；给水流量减少(当给水自动投用时)。

5.13.2 负荷突降的常见原因：

5.13.2.1 电力系统发生故障。

5.13.2.2 汽机或发电机发生故障。

5.13.3 负荷突降的处理：

5.13.3.1 若一、二级旁路系统未投自动，可根据汽压升高的情况通知汽机值班人员“手动”开启旁路门，以保护再热器和降低汽压，保持锅炉最低负荷运行。

5.13.3.2 根据负荷突降情况，立即停止部分煤粉或燃油喷嘴的运行；开启过热器、再热器的向空排汽门，使汽压迅速恢复正常。燃煤炉部分煤粉喷嘴停止后，若有必要，应投入燃油喷嘴，稳定燃烧。

5.13.3.3 调节风量、水位、汽温正常，必要时将自动调节改“手动”。

5.13.3.4 待故障消除后，恢复锅炉正常运行。若安全门曾动作过，则应检查各安全门是否关闭严密。

5.14 锅炉的6kV厂用电源中断

5.14.1 6kV厂用电源中断的常见现象：

5.14.1.1 6kV电压表指示零位。

5.14.1.2 所有运行中的6kV电动机停止转动，电流表指示零位，低电压保护动作，电动机跳闸，信号灯闪光，报警器响。

5.14.1.3 400V部分电动机联锁跳闸。

5.14.1.4 锅炉灭火。

5.14.2 6kV厂用电源中断的处理：

5.14.2.1 立即将跳闸电动机开关复置到停止位置。

5.14.2.2 按“锅炉灭火”进行处理。

5.14.2.3 待6kV电源恢复正常后，锅炉重新点火带负荷。

5.15 锅炉的400V厂用电源中断

5.15.1 400V厂用电源中断的常见现象：

5.15.1.1 400V电压表指示零位。

5.15.1.2 所有运行中的400V电动机停止转动，电流表指示零位，锅炉灭火。

5.15.1.3 热工、电气仪表电源中断，指示异常。

5.15.1.4 各电动门和电动调节机构电源中断。

5.15.2 400V厂用电源中断的处理：

5.15.2.1 立即将各跳闸电动机的开关复置到停止位置。

5.15.2.2 将各自动调节改为“手动”(监视调节，以热工机械仪表作为依据)，各电动门和电动调节机构应手动操作。

5.15.2.3 按“锅炉灭火”进行处理。

5.15.2.4 操作空气预热器的盘车装置盘动空气预热器，开启烟侧人孔门进行冷却，并对空气预热器进行吹灰。

5.15.2.5 待400V电源恢复正常后，锅炉重新点火带负荷。

5.16 油管爆破

5.16.1 油管爆破的常见现象：

5.16.1.1 燃油压力突然下降。

5.16.1.2 氧量表指示增大，锅炉燃烧不稳或灭火。

5.16.1.3 锅炉汽压、汽温下降。

5.16.1.4 爆破处大量燃油喷出，接触热体后引起火警。

5.16.2 油管爆破的预防：

5.16.2.1 凡使用金属软管与燃油喷嘴连接时，应制定安全措施，并必须做到专人负责。金属软管使用六个月后或结合锅炉大、小修应作1.5倍的水压试验，合格后方可继续使用。

5.16.2.2 运行和拆装燃油喷嘴不可扭折金属管，以防损伤金属软管。金属软管不能太短。

5.16.2.3 燃油喷嘴拆装后应用蒸汽吹扫。

5.16.2.4 投用燃油喷嘴时应进行检查，不得堵塞或渗漏。

5.16.2.5 做好油管防锈、防腐工作。对停用的燃油喷嘴连接管及其它油管应防止油的凝固。

5.16.2.6 锅炉值班人员必须定期巡回检查。燃油喷嘴及其连接管的任何渗漏必须立即修好。

5.16.3 油管爆破的处理：

5.16.3.1 迅速查出爆破点，并设法进行隔离，同时尽力维持锅炉正常运行。

5.16.3.2 采取有效措施，迅速清理积油，防止喷出的燃油接触热体而发生火警。若已发生火警，应立即灭火。

注：关闭燃油阀门、切断油源时，应尽量缩小影响范围，不可任意扩大隔

绝，以致造成扩大事故。

5.17 吸、送风机故障

5.17.1 故障的常见现象：

5.17.1.1 电气故障：

a.2台吸风机或2台送风机同时跳闸时，锅炉灭火，1台吸风机或1台送风机跳闸时，锅炉燃烧恶化或锅炉灭火。

b.风机电动机两相运行时，电流表指示为零或不正常增大，电动机有轰鸣声。

c.电动机或电缆头冒烟着火。

5.17.1.2 机械故障：

a.振动、窜轴、伴有摩擦声或撞击声。

b.轴承温度升高。

c.电流表指针晃动。

d.引风机积灰产生强烈振动。

5.17.2 故障的处理：

5.17.2.1 吸风机或送风机故障跳闸，锅炉灭火时，按“锅炉灭火”进行处理，并即复置开关，检查跳闸的风机，消除故障，重新点火带负荷。

5.17.2.2 1台吸风机或送风机故障跳闸，如在跳闸前无电流过大或机械部分故障，同时锅炉亦未灭火，可立即复置并再合闸一次，如重合成功，则应迅速检查跳闸原因，恢复正常运行。如重合不成功，应即发出厂用事故警报；汇报值长，迅速减荷；关闭故障风机风门、挡板；根据运行风机的最高风量，尽量带足锅炉出力；监视排烟温度不高于现场规程规定的限额；调节水位、汽温正常；复置、检查跳闸的风机，消除故障，恢复正常运行。

5.17.2.3 如吸、送风机电动机或电缆头冒烟、着火或电动机两相运行时，应立即发出厂用事故警报，停止风机的运行。

5.17.2.4 如吸、送风机轴承温度升高，超过限额，经采取措施仍不能下降时，应停机处理。

5.17.2.5 如吸、送风机振动、窜轴，当振动超过部颁技术管理法规规定时，应即检查原因，消除故障。如振动继续增大，并伴有摩擦声或撞击声时，应即汇报值长，适当降低该风机负荷。降低负荷后，若故障仍未消除，并仍有增强趋势时，应停机处理。

5.18 回转式空气预热器故障

5.18.1 空气预热器故障的常见现象：

5.18.1.1 空气预热器转动部件发出剧烈的摩擦声和撞击音。

5.18.1.2 空气预热器电流表指针晃动或电流指示不正常增大。

5.18.1.3 空气预热器卡涩跳闸时，电流表指示零位。

5.18.1.4 排烟温度急剧上升，热风温度下降。

5.18.1.5 2台空气预热器同时故障跳闸，各辅机联锁动作，锅炉灭火。

5.18.2 空气预热器故障的处理：

5.18.2.1 1台空气预热器故障跳闸，如在跳闸前无电流过大或机械部分故障，可立即复置再合闸一次，如重合成功，则应检查跳闸原因予以消除，如重合不成功，应立即发出厂用事故警报，汇报值长，迅速减荷。操作空气预热器的盘车装置，盘动空气预热器；开启其烟侧人孔门进行冷却；对空气预热器进行吹灰，控制排烟温度不高于现场规程规定的限额；待故障排除后，恢复锅炉正常运行。

5.18.2.2 若空气预热器系由于减速器故障跳闸，盘车装置不能转动时，则应迅速拆下减速器进行盘车；在盘车前应控制排烟温度不高于现场规程中规定的限额。

5.18.2.3 若空气预热器系由于转子卡涩、跳闸，盘车装置不能转动，则应控制排烟温度不高于现场规程规定的限额，维持锅炉低负荷运行进行抢修。若故障无法排除，汇报值长，停炉处理。

5.18.2.4 若空气预热器由于转子与外壳或密封板碰撞的原因发生故障时，应针对具体情况进行处理，如适当降低锅炉出力；调整密封板间隙等，检查消除故障后，恢复锅炉正常运行。

5.18.2.5 若二台空气预热器同时故障跳闸，锅炉灭火，按“锅炉灭火”及本条的规定进行处理。

附录A 停炉保护

(补充件)

锅炉的停炉保护一般可以采用热炉放水烘干法、抽真空干燥法、充氮法、氨及联氨浸泡法。目前400t/h锅炉为了防止锅炉检修期间的腐蚀，比较广泛地采用热炉放水烘干法。

A.1 热炉放水烘干法的具体操作方法

A.1.1 锅炉滑停到灭火前，汽包压力应不大于1.5MPa(15kgf/cm2)，汽包水位维持在0～50mm。灭火后汽压降到1MPa(10kgf/cm2)，开启过热器疏水门，通知汽机关闭一、二级旁路。

A.1.2 锅炉灭火后各风门、挡板、人孔门、看火门等均应关闭严密。

A.1.3 锅炉灭火前开始抄录汽包各点壁温，以后每隔半小时抄录一次，直至汽压降到零以后4h为止。

A.1.4 锅炉灭火后60min，开启大直径下降管放水门(一次门开足，直通门开1/4 转)，微开事故放水旁路门进行放水，放水至电接点水位计指示为-250mm时，再继续放30min，然后关闭上述各放水门。使汽包内的水基本放完。

A.1.5 锅炉灭火后4h；屏式过热器后烟温不大于400℃；汽包压力在 0.8MPa(8kgf/cm2)以下；汽包上下壁温各点温度不大于200℃时，方可进行锅炉水冷壁与省煤器放水。

A.1.6 开启各水冷壁下联箱、大直径下降管放水门(一次门开足，直通门开1/4 转)、事故放水旁路门，同时开启省煤器放水门1/8转。严格控制锅炉泄压速度：

0.8～0.3MPa(8～3kgf/cm2)所需时间一般为2～2.5h，0.3～0MPa(3～ 0kgf/cm2)所需时间一般为3h。

A.1.7 当汽包压力降至零时，开启所有空气门和微开集气箱向空排汽门，同时开启给水操作台和减温水系统放水门。

A.2 热炉放水的注意事项

A.2.1 在带压热炉放水过程中，汽包上下壁温差最大值不得超过50℃，当温差达到45℃时，应暂停放水，待温差稳定后，重新进行放水。

A.2.2 进行带压热炉放水试验，应对各级过热器进行割管检查，检查带压放水的效果。

A.2.3 当炉膛内有大块焦渣包住炉管或在炉管上敷设卫燃带时，应根据具体情况，适当推迟放水速度及时间，防止该处炉管过热。

A.2.4 停炉前应检查再循环水门是否关闭严密，电动门手动关严，以免给水进入汽包，造成汽包下壁温度低。

停炉后应开启再热器向空排汽门和冷段疏水门，以便烘干再热器。

A.2.5 在锅炉放水过程中，应检查各处膨胀正常。

附录B 现场规程一般应附有的图纸目录

(补充件)

a.锅炉纵剖面图

b.锅炉汽水系统图

c.主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统图

d.锅炉排污系统图

e.暖风器、吹灰器的蒸汽及疏水系统图

f.燃烧系统图

g.燃油系统图

发电厂机组锅炉运行篇3

关键词：循环流化床锅炉停炉不停机汽轮机及发电机安全、寿命

中图分类号：TK229.6文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）05（b）-0082-01

锅炉BT（Boiler Trip）即停炉不停机，是指循环流化床锅炉因本体自身或辅机系统出现故障，锅炉风烟系统风机停运，炉膛内暂处于焖火工况，用焖火状态下的余热为蒸汽系统供汽，在这种情况下，汽轮发电机仍继续带低负荷并网运行，为了维持更长时间，负荷可保持在2MW—3MW运行。在较短时间内将缺陷处理后，恢复锅炉风烟系统风机运行，逐步将机组负荷带到要求的数值，恢复正常运行方式。

1 循环流化床锅炉BT后，对汽轮发电机组系统运行的影响

1.1 对汽轮机系统运行的安全因素

高、中压胀差变化情况

在BT持续过程中，机组中压胀差正值降低，负值方向增大，主要原因是中压缸进汽量很小，对于中压转子、中压缸来说均是冷却状态，这种情况下，中压缸缸体庞大，缩回速度较慢，转子受到的冷却

影响要远大于汽缸，从而出现中压胀差正值降低、负值方向增大现象；在BT工况下，高压缸不再进汽，高压转子高速旋转产生的热量不能被排汽带出，高压缸排汽温度升高很快，通常该温度很快可由320℃升至380 ℃，当高压缸通风阀开起后，缸内蒸汽密度降低，排汽温度逐步下降，高压胀差也逐步降低。

1.2 汽轮机系统寿命的影响

汽轮机转子的脆化现象是由于杂质元素（特别是P和Sn）的晶界偏析而引起的，当晶界偏析达到极限值时，整个部件可能发生断裂事故。高、中压转子，以蠕变和热疲劳损伤作为劣化的主要原因，重点要对这些损伤进行评价。

高、中压缸及高、中压转子应力变化情况

在锅炉BT后，随着持续时间的增长，高、中压缸的缸体温度下降的幅度越大，且下降得速度均较大，远大于正常停机后的自然冷却缸体下降速度，这样对汽缸的金属寿命影响很大。

机组在锅炉BT后2 h时，高压转子外表面受到的拉应力上至

最高75.8 MPa，几乎同时中压转子外表面受到的拉应力也上至最高115.9 MPa，这样高拉应力对转子的破坏性特别严重。在此之后，随着主汽、再热汽温度下降速度的变缓，应力变化也逐步降低。

在锅炉系统缺陷处理后，启动风烟系统风机恢复机组负荷过程中，汽轮机高压转子最大应力达138 Mpa（压应力）（此时高压上缸缸体金属温度达418 ℃、高压下缸缸体金属温度达443 ℃），中压转子最大应力达142 Mpa（压应力）（此时中压上缸缸体金属温度达450 ℃、中压下缸缸体金属温度达453 ℃），随着机组负荷逐步稳定后，应力趋于降低并稳定，这样整体转子应力变化完成一个循环，每这样循环一次，对汽轮机转子寿命都有一定的损耗。

1.3 对发电机系统的影响

机组由高负荷或正常负荷工况下快速降低至2—3MW时，发电机本体发热量急剧降低，其本体线圈温度降低，其内部氢气湿度升高，特殊情况下可能产生结露，快速大量的冷缩使得线棒滑移量增大，频繁这样的工况，可能导致线棒磨破漏水，损坏发电机内部设备。

发电机由高负荷降到极低负荷，运行一段时间后，再将负荷升起至正常负荷的过程，就是发电机内部发热部件热应力循环的一个过程，负荷率变化越大导致的交变应力量越大，这样频繁的变化，会导致发电机内部部分零部件松动或摩擦损坏。

1.4 BT工况下危险因素分析

低负荷工况下运行存在的危险隐患：

（1）汽包水位不易控制，易引起水位波动，主汽、再热汽处于低温运行状态，且此时为了尽量保持主汽、再熱汽压力下降速度慢，各疏水门均不开起，为此汽轮机存在水冲击的隐患很大。

（2）主汽温度、再热汽温度下滑较低，过热度偏低，易产生汽中带水现象，对汽轮机组有一定威胁，特别是长时间运行后，主汽、再热汽温度都已很低，都已远低于对应汽缸金属温度，为此汽温对每个汽缸金属都是一种强制的冷却，有一定的破坏性。

（3）在BT极端低负荷2MW—3MW工况下运行，给水系统中的一台汽泵必须退出给水系统，此时为了减缓主汽、再热汽压力下降速度，高旁、低旁均在关闭位置，由于主汽流量少、给水流量也相应较少，运行汽泵的再循环门必须伴随着开起，长时间这样运行，此再循环阀的磨损相当严重。

（4）单台汽泵运行，电泵在运行状态作为热备用方式，消耗厂用电量。

（5）高过减温水门、再热汽减温水门必须严密，否则影响到主汽、再热汽的降低，严重时可能导致汽中带水、水冲击。

（6）这种工况下，只有中压缸进汽而高压缸不进汽，要特别注意高压缸至排汽装置通风阀开起及高压缸内部金属温度变化情况，防止因缸内鼓风损失大导致金属温度高、动静部分发生摩擦损坏设备。

（7）锅炉BT后机组从大负荷突降或重新启动时，对锅炉本体、汽机本体的运行都是很大的冲击，锅炉系统的膨胀节、焊口都是热胀冷缩、风压波动可能造成薄弱环节处破裂泄漏。

（8）在锅炉BT操作及恢复过程中，反复进行切缸、反切缸、厂用电切换等重大操作，引起人员误操作的概率较大。

2 为了防止设备损坏、延长汽轮发电机组寿命，特制定以下防范措施

循环流化床锅炉因设备或系统故障原因，可达到短时间的停炉不停机工况、减少发电机与电网解列引起的非停次数，但这些工况对机、电、炉系统及寿命都有不同程度的损伤，为此要尽量避免或减少这些工况的发生。

（1）提高锅炉系统中设备的健康水平，尽量减少BT的发生。

（2）在锅炉发生BT进行调整操作过程中，如果10 min内，主汽、再热汽温度下降超过50 ℃，必须立即打闸停机，防止汽轮机进水，导致汽轮机大轴弯曲事故的发生。

（3）汽轮机降负荷运行，保证主汽、再热汽汽温与相应的汽缸内壁金属温度偏差不得高于50 ℃，如果超过该值，必须立即打闸停机，防止汽轮机系统损坏。

（4）按照汽轮机运行说明书要求，过热汽和再热蒸汽温度降低速率不得超过1℃/min，且过热度最低必须维持在80 ℃以上，汽轮机降负荷采用“中缸控制”运行方式，再热汽温度必须高于430 ℃。

（5）在锅炉系统缺陷消除、各种风机启动恢复过程中，各挡板开起速度要缓慢，各种风压变化要适度，防止风压大起大落导致风烟系统非金属膨胀节超压破裂。

发电厂机组锅炉运行篇4

1 协调控制系统的功能和主要含义

协调控制系统是国外所诞生的一种火电站控制系统技术, 我国在20世纪80年代左右将该技术引进, 该技术的主要设计构思就是直接把汽机、锅炉这两个不同的组成部分结合在一起, 形成一个完整的主体, 利用这一主体来对机组自身的负荷、锅炉压力等进行全面的控制, 促使锅炉风速、煤、水等各个方面的运作轨迹能够互相协调。此外, 协调系统的控制工作中还包含了以下几个重要方面:机组与电网需求的协调、锅炉汽轮机协调以及锅炉风、水、煤子系统的协调。

1.1 机组与电网需求的协调

机组与电网需求的协调主要是机组最快的响应电网负荷的要求, 包括了电网AGC控制和电网一次调频控制两个方面。目前华东电网已实现了电网调度对电厂机组的负荷调度和一次调频控制。

1.2 锅炉汽轮机的协调

锅炉汽轮机的协调被认为是机组的协调, 主要是协调控制锅炉与汽轮机, 提高机组对电网负荷调度的响应性和机组运行的稳定性。从协调控制系统而言, 对汽包锅炉和直流锅炉都具有相同的控制概念, 但由于两种炉型在汽水循环上有很大的差别, 导致控制系统具有很大的差别。

1.3 锅炉协调

锅炉协调主要考虑锅炉风、水、煤之间的协调。

2 汽轮锅炉机组的协调控制系统

汽轮机以及锅炉在运行的过程中会对于机组自身的压力、负荷等多个方面带来不同性质的影响, 这也是促使协调控制系统诞生的一个主要原因。汽轮机在运作的过程中, 主要是对控制调门的开度, 从而切实有效的实现了对负荷、压力等方面数据的调节, 并且利用这一方式所带来的调节效果极为明显;而锅炉在运作的过程中, 则是通过燃料燃烧之后所产生的热量为水流量提供大量的蒸汽, 在这一过程中对燃料燃烧速度进行控制的方式主要是利用给煤机、风机速度、磨煤机等几个方面的运行速度, 利用这几种方式同样能够起到效果较为缓慢的调节作用。但是缓慢的协调控制方式并不符合发电厂的生产需求, 因此, 其协调控制系统必须要以控制系统来锅炉、汽轮机这两个部分进行迅速的调节, 以此来使得锅炉和汽轮机这两个部分能够在统一的情况下调节。

在协调控制系统的设计工作中, 主要包含了以下两种最为主要的协调控制方式:一是通过炉眼机来作为调节基础, 将其作为协调控制系统使用, 利用这种协调控制系统方式, 所产生的控制效果较为良好, 其主要的调控方式就是直接建立在锅炉压力、汽轮机的功率控制基础之上, 利用对负荷进行调节的方式, 其调节效果极为迅速;二是把机跟炉作为控制基础的协调控制系统, 该系统所采取的控制方式是建立在汽轮机对于压力控制和锅炉对于功率控制的基础之上。

在对机跟炉作为控制基础的协调控制系统中, 其控制原理可以追溯到20世纪80年代中期的引用的能量平衡来进行控制, 在对该控制系统进行引用之后, 能够促使包锅炉机组自身所具有的协调系统控制性能更加的成熟。

3 锅炉-汽轮机组协调控制方式

直接能量平衡控制思想, 选用汽机调速级压力 (P1) 与汽机自动主汽门前压力 (Pt) 之比乘以机前压力定值 (Ps) 作为汽机对锅炉的能量需求 (该信号是直接能量平衡信号P1*Ps/Pt) , 该信号以动态前馈及控制指令的形式控制锅炉的燃料量。直接能量平衡的主要基础在于P1/PT代表了汽轮机调门的开度, 在额定参数下, 汽机调门开度的变化反映了汽机进汽量的变化, 同样也反应了汽机对锅炉能量需求的变化。机前压力定值Ps的改变, 反映了锅炉被控参数对锅炉输入量需求的变化。因此P1*Ps/Pt可以反映负荷对锅炉燃烧的需求量, 也可以满足锅炉主汽压力对燃烧的需求量。直接能量平衡控制系统的另一个重要特点是采用热量信号 (P1+d Pd/dt) 作为燃料的反馈信号。对于 (P1+d Pd/dt) 进行适当的调整, 可以使 (P1+d Pd/dt) 在调门开度的扰动下, P1的正微分面积与d Pd/dt负微分面积基本相等, 使 (P1+d Pd/dt) 在调门开度的扰动下基本不变, 而仅反映燃料的变化。

直接能量平衡系统就是利用P1*Ps/Pt仅反映汽机对锅炉能量需求的特点和 (P1+d Pd/dt) 这一部分不仅仅反应出了燃料变化过程中的相应特性, 还切实有效的实现了机组自身的负荷对于燃料所提出的相关需求, 并且也充分的满足了锅炉燃烧系统所提出的各个方面的要求, 而为了最大限度的避免燃料在燃烧搅动过程中对于负荷所来的直接影响, 就应当加入更多的回路来对燃料进行控制, 而在这一环节中, 能够良好的利用系统锅炉对于燃烧速度进行精确测量的这一特性, 从而有效的克服燃料对于锅炉所带来的扰动。

以机跟炉作为基础来运行的协调系统, 其中所主要使用的是汽机来对压力进行控制, 而锅炉的控制则是采用的负荷方式来运行, 利用这种方式来进行控制的主要目的就为了使得汽机在进行调门动作的过程中, 能够更快的对压力做出相应的响应, 从而达到更好对机组中的压力进行控制的目的。但是这其中也同样存在着一定的缺陷, 这一缺陷因素就是锅炉的燃烧性能较差, 这到导致机组在运行的过程中, 无法对负荷进行快速的响应。而在系统设计的过程中, 达到提升相应速度的目的, 就应当把机组上所传达出来的相关指令利用反馈或者前馈的方式直接作用于锅炉的控制之上, 而在这一过程中持续的对前馈量进行提高, 能够切实有效的提升锅炉的负荷响应。

4 结论

综上所述, 发电厂锅炉-汽轮机这两个部分在进行电力生产的过程, 其生产的协调性有着极其重要的作用, 只有这两个部分保持超高效率的运作, 才能够使得电能生产具有极大的保障性。同时, 在进行协调系统安装的过程中, 必须要对当前的实际情况进行相应的调查, 从而采取最佳方案来进行安装。协调控制系统进行安装的过程中, 涉及到了多个方面的数据、参数等, 这些方面的参数必须要经过多次核实和验证之后, 才能够直接使用到协调系统的安装中。

参考文献

[1]周红卫, 刘本明, 王志.浅谈发电厂锅炉汽轮机组协调控制系统[J].民营科技, 2010 (03) .

[2]朴春旭.浅谈发电厂锅炉-汽轮机组协调控制系统[J].今日科苑, 2007 (22) .

发电厂锅炉运行考试复习题篇5

一、填空题：（每空1分）

1、检查汽包水位计应投入，清楚，汽、水侧各门好用；正常水位线与高低水位标志正确；云母片清晰，防护罩齐全牢固，安全可靠，照明良好。

2、投入锅炉总联锁。确认各风机启动联锁条件已满足，依次启、、、。调整各风机挡板，监视炉膛压力。

3、全开启动燃烧器点火风门，二次风调整挡板开度不小于50%。调整引风机、一、二次风机入口挡板开度，要求一次风量不小于，二次风量不小于二次风总量的50%，保持炉膛压力 pa,通风时间不少于分钟。

4、通风完毕后，调整二次风机入口挡板保留有10～20%的开度，调整炉膛负压，停止一台运行。开启省煤器再循环及过热器系统所有。

5、锅炉开始点火，先程控投入，进行升温升压。锅炉点火30分钟后，可停止，在汽包温差不大于40℃的情况下，可投入另一支油枪继续升温升压。

6、视汽包水位情况，联系汽机启动给水泵，适当补水，要求水温高于汽包壁温 ℃。补水时关闭。

7、在升温升压过程中，注意控制床温温升速率不大于 ℃/min。控制燃烧器混合风量，必要时增加总一次风量，使点火风道温度在 ℃，控制汽包壁温差不大于40℃，汽压升压速率不大于 Mpa/min。

8、当锅炉平均床温超过 ℃时，可根据升温升压的需要在汽包壁温差不大于40℃的情况下，投入一台给煤机，并调整播煤风量，投煤时应少量给煤 s，停止给煤60s,床温至少增加5～7℃，且氧量明显减少，就地观察有显着火星或火苗，用同样方法连续三次脉动给煤，获得同样结果后，方可连续少量给煤，同时可解列一只油枪。投煤后视床压情况投入排渣系统运行。

9、当汽包压力达到0.3Mpa时，开启门，通知汽机开凝疏门。

10、当汽包压力达到0.5Mpa时，进行一次工作，通知检修人员热紧螺丝。开启减温水系统各手动门、调整门、反冲洗一二次门，进行暖管30分钟后停止。

11、汽轮机定速后，关闭主蒸汽管道、饱和汽、过热器门及对空排汽一、二次门。

12、当排烟温度达到 ℃时，通知电除尘值班员投入电除尘器。当床压超过 Kpa时，可进行排渣工作。

13、锅炉投煤运行时，床压应控制在 Kpa左右，不高于7Kpa，不低于4Kpa。停煤运行时不低于3Kpa。

14、正常运行床温应保持在 ℃之间，不得超过 ℃，如果床温低于650℃应投入油枪。

15、锅炉在各种负荷下，必须地向锅炉供水，保持汽包水位在允许范围内变化。

16、锅炉水位以汽包就地的指示为准。每班检查核对双色水位计与控制室监视的各水位表的准确性。

17、正常运行时，不得随意用调整水位。

18锅炉启动前应联系、值班员将锅炉所属各设备、仪表送电。

19一次风机闭锁试验中，1、2号高压风机停止运行，1、2号引风机停止运行，二次风机停止运行，一次风机挡板开度大于5%且挡板未全开，满足以上任一条件，一次风机拒。

20联锁试验时，转机应按规定的和间隔跳闸，否则应通知电气或热工值班员处理。

21当运行中的两台或只有一台高压风机运行时，高压风机因故障全部停运，应联动停止运行的。

22、运行中的高压风机、一次风机、二次风机任一台跳闸，应自动关闭相应的。

23、空气阻力特性试验，在布风板不铺床料的情况下，启动风机、风机、风机，调整一次风量，记录一次风量、风室压力、床压压力值，根据这些数据绘制布风板阻力和风量关系曲线。

24、临界流化风量是锅炉运行时的值，低于此值就有可能、床料不流化。

25、在床料流化状态下，突然停止，进入炉内观察床料的程度，从而确定布风板的均匀性。

26、漏风试验中，用试验检查锅炉本体及烟道的严密性，用试验检查空气预热器、风道及其挡板的严密性。

27、大修后的锅炉上水前后应记录

值，发现异常予以。

28、检查与锅炉启动相关的工作票，相应的安全措施全部。现场整齐、清洁。

29、各受热面的外形，没有裂纹和明显的倾斜与不平，耐火、耐磨材料 ,二次风口及返料口完好。

30、流化床布风板风帽及返料器风帽 ,下部风室均无。

31、各烟道内无、无，旋风筒耐磨材料无严重磨损；燃烧室、过热器、省煤器、空气预热器及烟道内部，受热面清洁无杂物；各处伸缩节；吹灰器位置；确认内部无人后，严密关闭各。

32、炉顶及运转层各通道、地面。各平台、楼梯、围栏、盖板并符合安规要求。照明充足，可靠。

33、检查烟道防爆门应严密，位置正确，周围无影响的杂物。

34、各部刚性梁及支吊架良好，汽包、联箱等处的刻度清楚,指示正确。

35、检查汽包水位计应投入，清楚，汽、水侧各门好用；正常水位线与高低水位标志正确；云母片清晰，防护罩齐全牢固，安全可靠，照明良好。

36、各油管路，启动燃烧器、油枪、点火装置完整好用，推进、退出机构良好。

37、所有安全罩 ,靠背轮连接良好，轴承和电机的地脚螺丝不松动，消音装置良好，高压风机入口滤清器良好清洁。

38、循环流化床锅炉的主要风机有、、、。

39、锅炉的主要承压部件有、、水冷壁、下降管和联箱等。

40、锅炉的排污分为和两种。

41、锅炉的三大安全附件是、、。

42、表示蒸汽锅炉工作特性的基本参数主要有、和温度。

43、省煤器的主要作用是降低提高。

44、锅炉是由锅即系统与炉即系统组成，它是产生具有一定压力和温度的蒸汽设备。

45、所谓燃烧，是指燃料中的与空气中的发生强烈放热的化学反应过程。

46润滑油对轴承起作用，作用，作用。

47电除尘器是利用使烟气中的灰粉带电，通过作用再进行分离的装置。

48提高蒸汽品质的途径有降低，降低及减少。

49锅炉负荷在额定负荷以内变化时，用改变给煤机转数来控制给煤量；负荷变化超过额定负荷时，可用启停磨煤机来控制。

50汽包内汽水分离，是利用、、、四种原理。51转动机械运行时，串轴不超过，冷却水温度不高于。52电接点水位计是利用和的导电性能不同来显示水位。53定期排污的作用是排走沉积在水冷壁中的；连续排污是连续不断地从（附近将最大的炉水排出。54 与之比称为过剩空气系数。

55锅炉热损失有、、、、。二.判断

1、在升温升压过程中，注意控制床温温升速率不大于2℃/min。控制燃烧器混合风量，必要时增加总一次风量，使点火风道温度在850～900℃，控制汽包壁温差不大于40℃，汽压升压速率不大于0.025Mpa/min.（）

2、当汽包压力达到0.2Mpa时：关闭汽包和过热器各空气门。冲洗水位计，并对照远程和就低水位计是否一致。开启主蒸汽管道疏水一次门，联系汽机开启二次门。（）

3、锅炉点火升压过程中，严禁赶火升压，控制两侧烟气温度差不超过100℃。（）

4、锅炉启动过程中应监视汽包水位，保持稳定，根据负荷情况及时切换给水管路。如锅炉需要上水时，应先关闭省煤器再循环门，停止上水后再开启。（）

5、并汽过程中若发生过热蒸汽温度急剧下降或管道振动等情况，应减缓并汽操作。（）

6、安全门的调试工作由锅炉检修、运行人员配合进行，压力容器监察工程师到场监督指导。（）

7、安全门定砣时应投入两台双色水面计，蒸汽压力表校正准确。准备数量充足并好用的通讯设备，定砣现场照明充足，安全措施完备。（）

8、锅炉燃烧调整中，一次风调整床料的流化、保证床温和床压,当断定部分床料尚未正常流化时可以适当增加一次风量。（）

9、二次风控制总风量,在一次风保证床料的流化、床温和床压的前提下,总风量不足时,调整二次风量。（）

10、锅炉床层温度一般为850℃，考虑到负荷的变化及其它方面的要求，应将床温控制在820～950℃。（）

11、锅炉在大、小修或承压部件检修后应进行额定工作压力水压试验。试验应由专责人指挥，运行人员操作，检修人员检查。（）

12、锅炉进行超水压实验时，当压力升至汽包工作压力时，解列各水位计、各安全门。（）

13、锅炉启动前应装填床料合格，床料厚度在400mm～600mm之间。（）

14、锅炉总联锁试验时，用事故按钮停止一台引风机，联锁无反应，再用事故按钮停止另一台引风机，各转机除二次风机外，其它转机按合闸顺序依次跳闸，燃油速断阀自动关闭，事故喇叭响。（）

15、引风机闭锁条件是：

1、2号高压风机停止运行，1、2号引风机入口挡板开度大于5%且出口挡板未全开，满足以上任一条件，引风机拒启动。（）

16、锅炉上水要求是除盐脱氧水，水质合格，水温不高于汽包壁温40℃；热态上水时水温应与汽包壁金属温度差不大于30℃。（）

17、锅炉冷态试验的目的是为了检查锅炉一次风机的出力情况。（）

18、锅炉上水时间，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，若上水温度和汽包壁温差小于30℃时，可适当加快上水速度。（）

19、锅炉进行超水压试验时，应将水位计和安全门解列。（）20、锅炉MFT试验中，手动操作MFT按钮后，所有给煤机跳闸，油枪供油速断阀关闭，事故喇叭响。（）

21、检查炉顶及运转层各通道、地面清洁无杂物。各平台、楼梯、围栏、盖板完整并符合安规要求。照明充足，事故照明可靠。（）

22、锅炉各部热工检测装置齐全、测点位置正确，操作盘清洁，DCS各种指示与实际位置相符，热工、自控仪表完好。（）

23、检查各传动装置的连杆、接头牢固，各风门挡板、阀门动作灵活，开关指示正确。（）

24、油系统阀门应处于下列位置：本炉来油各手动门开，供油速断阀开；本炉回油各手动门开,调节门开。（）

25、风机所有安全罩完整牢固,靠背轮连接良好，轴承和电机的地脚螺丝不松动，消音装置良好，高压风机入口滤清器良好清洁。（）

26、电动机绝缘应合格，接地线连接完好，就地事故按钮及保护装置良好，电动机接线盒完整。（）

27、风机及电机周围无障碍物，轴承无积水和油垢，现场照明充足。（）

28、冷渣机与下灰管连接牢固，下灰门开关灵活且开启；事故排渣门开关灵活且开启。（）

29、刮板给煤机应检查减速机有无漏油，各连接是否牢固，链条链轮磨损严重应及时更换，及时整张紧机构，保证链条张紧合适。（）

30、检查给煤机皮带完好，无跑偏现象。给煤机电机基础牢固，接地线接地良好。（）

31、锅炉的受热面越大，吸收的热量就越多产生的蒸汽量也越多。（）

32、饱和状态下的蒸汽叫过热蒸汽，水和蒸汽的温度叫过热度。（）

33、锅炉的水冷壁管是下降管，作用是将水分配至各联箱。（）

34、容器中的水在定压下被加热，当水和蒸汽平衡共有时的蒸汽为饱和蒸汽。（）

35、空气预热器的原理是烟气和冷空气在其中充分混合后，提高了冷风温度。（）

36、锅炉事故放水管是从汽包最底部接出的，防止满水造成事故。（）

37、锅炉冷态试验的目的是为了检查锅炉受热面。（）

38、锅炉各项热损失中最大的是化学不完全燃烧热损失。（）

39、当过热器受热面表面结渣、严重积灰或管内结垢时，蒸汽温度将降低。（）40、运行中发现风机轴承温度高，应检查润滑油系统油压、油质和冷却水是否正常。（）

41、锅炉燃烧调整试验目的是为了掌握锅炉运行的技术经济特性，确保锅炉燃烧系统的最佳运行方式，从而保证炉机组安全经济运行。（）

42、影响锅炉受热面积灰的因素主要是烟气流速、飞灰颗粒度、管束的结构特性、烟气流向与管子的布置方向。（）

43、锅炉初点火时，采用对称投入油枪，定期倒换或多油枪少油量等方法是使炉膛热负荷比较均匀的有效措施。（）

44、规范的安全电压是36V、24V、12V。（）

45、启炉利用蒸汽推动,会使启动过程汽包壁温差较小（）

46、锅炉严重缺水时则应立即上水,尽快恢复正常水位（）

47、锅炉满水现象：所有水位计指示高于正常水位,发出水位高报警信号,给水流量不正常大于蒸汽流量,汽温急剧下降,蒸汽含盐量增加（）

48、送风机入口档板导向室外进风可以减少散热损失（）

49、当锅炉本体水压试验结束时，可用炉水取样门进行降压。（）

50锅炉正常运行时至少要有一块云母水位计投入，每班检查核对两次云水位计与单控室监视的各水位表的准确性。（）三.单项选择

1、安全门定砣顺序依次进行。

A.由低向高 B.由高向低 C.检修人员安排 D.值长安排

2、当机组负荷达到时，做给水调整门最小漏量试验，做前通知汽机。A.5MW B.10MW C.15MW D.20MW

3、当机组负荷带到额定负荷以上时，投入主给水管路。联系热工投入灭火保护。

A.30％ B.40％ C.50％ D.60％

4、当汽温变化较大时，可通过改变燃料量以及来调整。

A.一次风量 B.二次风量 C.返料风量 D.引风量

5、下联箱排污时必须进行，下联箱、集中下降管排污不得同时进行。A.单个 B.同时 C.随意 D.两个以上

6、一次风调整床料的流化、保证床温和床压,当断定部分床料尚未正常流化时可以适当增加。

A.引风量 B.高压风量 C.二次风量 D.一次风量

7、通过改变风量、燃料量保持炉内的最佳氧量值,额定负荷时炉膛出口氧量值控制在 ,保证锅炉经济运行。

A.2～4% B.3～5% C.4～6% D.5～7%

8、锅炉正常运行中,采用定压运行的方式,保持主蒸汽压力9.8Mpa Mpa范围内。

A.＋0.3，－0.5 B.＋0.4，－0.4 C.＋0.5，－0.5 D.＋0.6，－0.6

9、不允许用破会燃烧的方式调整汽压，在非事故情况下，禁止用降低汽压。

A.定期排污 B.连续排污 C.对空排汽 D.事故防水

10、锅炉正常运行时，过热蒸汽温度的调整可用改变来实现。

A.一次风量 B.二次风量 C.I、Ⅱ级减温器水量 D.给煤量

11、锅炉的启动应在_________或专业技术人员的指导下进行。A.生产厂长 B.总工程师 C.值长

12、锅炉上水过程中管路发生水冲击时，应减缓上水速度或开启相关________予以消除。

A.疏水门 B.放水门 C.空气门 D.对空排气门

13、主要受热面更换________以上时，必须进行超水压试验。A.30％ B.40％ C.50％ D.60％

14、启炉前各风机挡板及执行机构动作灵活，开关方向正确，挡板应________。A.全开 B.开25℅ C.开50℅ D.关闭严密

15、超水压试验必须经总工程师批准，方可进行。连续运行________未进行超水压试验，应进行超水压试验。

A.3年 B.4年 C.5年 D.6年

16、锅炉超水压试验为_______汽包工作压力。

A.0.75倍 B.1.25倍 C.1.5倍 D.1.75倍

17、水压试验要求汽包壁温35℃以上，水温_______为宜。A.30℃～40℃ B.30℃～50℃ C.40℃～50℃

18、水压试验中，当汽包压力升至工作压力时，停止升压，保持5min，压降不大于_____为合格。

A.0.2Mpa B.0.3Mpa C.0.4Mpa D.0.5Mpa

19、不允许用破会燃烧的方式调整汽压，在非事故情况下，禁止用降低汽压。

A.定期排污 B.连续排污 C.对空排汽 D.事故防水 20、锅炉正常运行时，过热蒸汽温度的调整可用改变来实现。

A.一次风量 B.二次风量 C.I、Ⅱ级减温器水量 D.给煤量

21、锅炉本体、汽包、联箱及各汽水管道、阀门、烟风道保温应_________。A.美观大方 B.完整良好 C.颜色鲜明 D.有无均可

22、风机检查要求各轴承油量充足，油质合格，油位计完整，指示正确，最高最低油位线刻度清晰。放油门及轴承无________现象。A.漏水 B.漏风 C.漏气 D.漏油

23、风机检查时挡板及执行机构动作灵活，开关方向正确，挡板应________。A.全开 B.开25℅ C.开50℅ D.关闭严密

24、给煤机密封风手动调整门开关灵活，并全部开启；播煤风电动调整门开关灵活，并________。

A.好用 B.开启 C.关闭

25、就地水位计指示的水位高度，比汽包的实际水位高度________。A.要高 B.要低 C.相等 D.稳定

26、燃煤中灰熔点越高，_______。

A.越容易结焦 B.越容易灭火 C.越不容易结焦 D.越容易着火

27、锅炉的各项损失中，损失最大的是_______。A.散热损失 B.化学不完全燃烧损失 C.排烟损失 D.机械不完全燃烧损失

28、锅炉总联锁试验中，停止两台引风机后，除_______外，其它转机全部跳闸，油枪供油速断阀关闭。

A.一次风机 B.二次风机 C.高压风机 D.所有给煤机

29、当运行中的两台或只有一台高压风机运行时，高压风机因故障全部停运，应联动停止运行的_______。

A.引风机 B.一次风机 C.二次风机 D.全部给煤机

30、在布风板均匀性试验中，炉料在流化状态下，突然停止_______进入炉内观察床料的平整程度。

A.引风机 B.一次风机 C.二次风机 D.高压风机

31、火力发电厂生产过程的三大主要设备有锅炉、汽轮机和_________。

A.主变压器 B.发电机 C.励磁变压器 D.厂用变压器

32、火力发电厂的生产过程是将燃料的________转变为电能。A.化学能 B.热能 C.机械能 D.动能

33、煤按________进行分类，可分为无烟煤、烟煤、贫煤和褐煤。A.挥发分 B.硫分 C.灰分 D.发热量

34、在室外采风口入口处布置暖风器的目的是________。

A.提高热风温度 B.减少空气预热器受热面 C.避免低温腐蚀

35、燃煤中灰熔点越高，________。

A.越容易结焦 B.越容易灭火 C.越不容易结焦 D.越容易着火

36、锅炉的各项损失中，损失最大的是________。

A.散热损失 B.化学不完全燃烧损失 C.排烟损失 D.机械不完全燃烧损失

37、________是风机产生压力、传递能量的主要构件。A.叶轮 B.叶毂 C.前盘 D.后盘

38、当汽压降低时，由于饱和温度降低，使部分水蒸发将引起锅炉水体积_______。

A.膨胀 B.收缩 C.不变 D.突变

39、_______是过热器损坏的原因之一。

A.给水品质不合格，造成管壁结垢、腐蚀 B.管壁长时间超温运行 C.使用吹灰器不当，管壁吹薄损坏 D.排污不当，破坏水循环 40、所谓的低温腐蚀是指_______。

A.酸性 B.碱性 C.中性 D.氧 41受热面定期吹灰的目的是_______。(A)减少热阻；（B）降低受热面的壁温差；（C）降低工质的温度；（D）降低烟气温度。

42在锅炉蒸发量不变的情况下，给水温度降低时，过热蒸汽温度升高，其原因是_______。

(A)过热热增加；（B）燃料量增加；（C）加热热增加；（D）加热热减少。43锅炉在升压速度一定时，升压的后阶段与前阶段相比，汽包产生的机械应力_______。

(A)前阶段大；（B）后阶段小；（C）前后阶段相等；（D）后阶段大。44防止空气预热器低温腐蚀的最根本的方法是_______。(A)炉前除硫；（B）低氧运行；（C）管式空气预热器末级采用玻璃管；（D暖风器投入，维持1/2（排烟温度+空气预热器入口温度）大于烟气露点温度。45当火焰中心位置降低时，炉内_______。(A)辐射吸热量减少，过热汽温升高；（B）辐射吸热量增加，过热汽温降低（C）对流吸热量减少，过热汽温降低；（D）对流吸热量减少过热汽温降低。46停炉过程中的降压速度每分钟不超过_______。(A)0.05Mpa；（B）0.1Mpa;（C）0.15Mpa；（D）0.2Mpa。47锅炉的水循环倍率越大使水循环_______(A)越可靠（B）无影响（C）越危险 48停炉时间超过_______要将原煤斗中的煤烧净(A)10天（B）7天（C）9天

49当汽包水位投入自动时应注意_______的变化

(A)汽包水位，汽包压力（B）过热器压力，过热器流量（C）汽包水位，给水流量，蒸汽流量

50除云母水位计外其余水位计都损坏时通知热工人员处理_______内一块也未恢复时请示值长停炉

(A)1小时（B）2小时（C）3小时四.锅炉问答题

1.锅炉启动前需要进行哪些检查？ 2.风机的检查的内容？ 3.除渣系统的检查的内容？

4.我厂锅炉的型号、型式及各参数的含义？ 5.燃油系统的检查的内容？ 6.锅炉水压试验的规定？

7.怎样做锅炉临界流化风量试验？ 8.怎样做布风板均匀性试验？ 9.锅炉上水的要求？ 10.锅炉排污的分类和目的？ 11.锅炉启动前需要进行哪些试验？ 12.试述引风机闭锁的条件？

13.锅炉上水的注意事项和常用的上水方法？ 14.锅炉并汽的条件？ 15.锅炉的定期工作有哪些？ 16.锅炉运行调整的主要任务？ 17.锅炉汽包水位计的冲洗方法？ 18.锅炉水位调整的的要求？ 19.锅炉满水的处理？ 20.锅炉缺水的现象及处理？ 21.汽包水位计损坏的处理？ 22.水冷壁（屏）损坏如何处理？ 23.省煤器损坏的现象？ 24.汽水共腾的现象？ 25.过热器损坏的原因？ 26.主蒸汽管道水冲击的处理？

27.给水管道内的水冲击的现象、原因及处理？ 28.省煤器管内发生水冲击的原因及处理？ 29.锅炉灭火的现象？ 30.尾部烟道再燃烧的原因？ 31.床温过高或过低的现象及处理？ 32.床压过高或过低的原因？ 33.床面结焦的现象？ 34.负荷骤增的现象及处理？ 35.负荷骤减的现象及处理？ 36.厂用电全停的处理？

37.蒸汽管道或给水管道损坏的处理？ 38.给水流量剧降或中断的处理？ 39.安全门故障的现象及处理？ 40.燃油管路漏泄的现象及处理？ 41.空气预热器损坏的现象和原因？

42.一台引风机跳闸的处理？（两台引风机运行时）43.引风机全停的现象及处理？ 44.一、二次风机跳闸的现象及处理？ 45.高压风机跳闸的现象及处理？

46.旋风分离器及回料器堵塞的现象及处理？ 47.排渣管堵塞的现象及处理？ 48.给煤故障的现象及处理？ 49.锅炉主燃料跳闸(MFT)的处理？ 50.转动机械轴承温度高如何处理？五.锅炉系统图1、2、3、4、锅炉蒸汽给水系统图疏放水系统主蒸汽系统燃油系统

5、烟风系统一、填空题：

1、刻度

2、引风机、高压风机、二次风机、一次风机

3、最低流化风量-50～-100pa 5分钟

4、引风机疏水门

5、一支油枪蒸汽推动，6、20～50℃ 省煤器再循环门。7、2℃/min 850～900℃ 0.025Mpa/min。

8、350 ℃ 60～90 s

9、对空排气一、二次门

10、定期排污工作

11、疏水门 12、105℃ 6.5Kpa 13、6Kpa左右 14、820～890℃ 900℃

15、连续均匀

16、双色水位计三次

17、事故放水

18、热工、电气

19、入口、出口、启动 20、顺序、时间

21、所有给煤机

22、入口挡板

23、引风机、高压风机、一次风机

24、最低风量、结渣

25、风机、平整

26、负压法、正压法

27、各处膨胀指示、消除

28、已封、拆除

29、正常、完好无损 30、完好、积灰

31、杂物、积灰、无人工作、完整、正确、孔门

32、清洁无杂物、完整、事故照明

33、动作

34、膨胀指示度

35、刻度

36、无泄漏

37、完整牢固

38、引风机高压风机一次风机二次风机

39、汽包省煤器过热器 40、定期排污连续排污

41、安全门水位计压力表

42、额定蒸发量额定压力

43、排烟温度给水温度

44、汽水燃烧

45、可燃物质氧 46r润滑冷却清洗 47电晕放电静电

48炉水含盐量饱和蒸汽带水蒸汽中的容盐 49 20 ％ 20％

50重力分离惯性分离离心分离氺膜分离 51 2-4 25℃

52饱和蒸汽饱和水

53下联箱水渣炉水表面含盐浓度 54实际空气供给量理论空气需要量

55排烟热损失机械末完全燃烧热损失化学末完全燃烧热损失散热损失

灰渣物理热损失二.判断答案

1、√

2、×

3、×

4、√

5、×

6、√

7、√

8、√

9、√

10、√

11、√ 12√

13、×

14、×

15、√

16、×

17、×

18、×

19、√ 20√

21、√

22、√

23、√

24、√

25、√

26、√

27、×

28、×

29、√30√

31、√

32、×

33、×

34、√

35、×

36、×

37、×

38、×

39、× 40、√

41、√

42、√

43、√

44、√

45、√

46、×

47、√

48、√

49、√ 50、× 三.单项选择答案

1、B

2、B

3、C

4、B

5、A

6、D

7、B

8、A

9、C

10、C

11、C

12、C

13、C

14、D

15、D

16、B

17、C

18、B

19、C 20、C21、B

22、D

23、D

24、C

25、B

26、C

27、C

28、C

29、D 30、B

31、B

32、B

33、C 34 A

35、C

36、C

37、A

38、A

39、B 40、A

41、A

42、B 43 B 44 D

45、B

46、A

47、A

48、B

49、C 50、B 四.锅炉问答题答案

1.锅炉启动前需要进行哪些检查？

答：1.锅炉本体及烟风道的检查2.汽水系统的检查3.燃油系统的检查4.风机的检查5.除渣系统的检查6.除尘系统的检查7.给煤系统的检查8.DCS系统的检查 2.风机的检查的内容？

答：1.所有安全罩完整牢固,靠背轮连接良好，轴承和电机的地脚螺丝不松动，消音装置良好，高压风机入口滤清器良好清洁。

2.各轴承油量充足，油质合格，油位计完整，指示正确，最高最低油位线刻度清晰。放油门及轴承无漏油现象。

3.电机轴承和电机线圈温度表应齐全、完好并投入,DCS上指示正确。4.各轴承冷却水畅通，水量充足。

5.风机挡板及执行机构动作灵活，开关方向正确，挡板应关闭严密。6.电动机绝缘应合格，接地线连接完好，就地事故按钮及保护装置良好，电动机接线盒完整。

7.风机及电机周围无障碍物，轴承无积灰和油垢，现场照明充足。8.热工装置一次元件完整良好，且与DCS联调完毕。3.除渣系统的检查的内容？

答：1.冷渣机、链斗输送机外形完整，周围照明充足，地面无杂物。2.减速机油质合格，油位正常，传动链良好，安全罩完整牢固。

3.冷渣机与下灰管连接牢固，下灰门开关灵活且开启；事故排渣门开关灵活且严密关闭。

4.冷渣机冷却水门开启，冷却水量充足，水流畅通。5.各电机接地线良好；地角螺丝无松动。4.我厂锅炉的型号、型式及各参数的含义？

答：HG-240/9.8-L.HMA型高温高压、自然循环、平衡通风、循环流化床锅炉。哈尔滨锅炉厂制造，额定蒸发量240t、过热器出口压力9.8MPa.5.燃油系统的检查的内容？

答：1.各油管路无泄漏，启动燃烧器、油枪、点火装置完整好用，推进、退出机构良好。

2.燃烧器的火焰探测器清洁。3.压缩空气压力不低于0.6Mpa。4.燃油压力不低于2.5Mpa。5.油系统阀门应处于下列位置：

6.本炉来油各手动门开，供油速断阀开；本炉回油各手动门开,调节门开。7.油枪来油手动门开，电磁阀关。

8.油枪各蒸汽吹扫门关；来油管道蒸汽吹扫手动门关。6.锅炉水压试验的规定？

答：锅炉水压试验分工作压力水压试验和超水压试验。工作压力水压试验为汽包工作压力；超水压试验为1.25倍汽包工作压力。

1.工作压力水压试验：锅炉在大、小修或承压部件检修后应进行额定工作压力水压试验。试验应由专责人指挥，运行人员操作，检修人员检查。2.超水压试验必须经总工程师批准，方可进行。条件：a.新安装锅炉投产前；b.停炉一年后恢复投产前；c.承压受热面，大面积检修或更换，（如水冷壁更换总数达50%以上，过热器、再热器、省煤器成组更换时）；d.锅炉严重缺水引起受热面大面积变形；e.连续运行六年未进行超水压试验。7.怎样做锅炉临界流化风量试验？

答：临界流化风量是锅炉运行时的最低风量值，低于此值就有结渣可能、床料不流化。选择不同的静止料层高度400mm、500mm、600mm、700mm、800mm测量临界流化风量，记录床压和风量等数值，绘制料层厚度的床压和风量曲线。

8.怎样做布风板均匀性试验？

答：在床料流化状态下，突然停止风机运行，进入炉内观察床料的平整程度，从而确定布风板的均匀性，如有严重不均，应查明原因，采取相应措施。9.锅炉上水的要求？

答：联系化学、汽机值班员准备足够的除盐脱氧水，水质合格，水温不高于汽包壁温40℃；热态上水时水温应与汽包壁金属温度差不大于40℃。上水时间，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，若上水温度和汽包壁温差小于40℃时，可适当加快上水速度。

10.锅炉排污的分类和目的？答：1.排污的分类

1.1连续排污(排出汽包内含盐浓度最大的炉水)。

1.2定期排污(排出水冷壁下联箱和集中下降管中的沉淀物)。2.排污的目的

2.1维持锅炉水品质合格,提高蒸汽质量。2.2防止锅管内结垢,管壁过热、爆管。2.3防止破坏水循环。

11.锅炉启动前需要进行哪些试验？

答：拉合闸试验、事故按钮试验、转动机械试转、锅炉总联锁试验、锅炉闭锁保护试验、MFT保护与吹扫试验、汽包水位保护系统静态试验、锅炉冷态空气动力场试验、锅炉水压试验。12.试述引风机闭锁的条件？

答：

1、2号高压风机停止运行，1、2号引风机入口挡板开度大于5％且出口挡板未全开，满足以上任一条件，引风机拒启动。

13.锅炉上水的注意事项和常用的上水方法？

答：1.大修后的锅炉上水前后应记录各部膨胀指示，发现异常予以消除。2.锅炉上水过程中管路发生水冲击时，应减缓上水速度或开启有关空气门予以消除。

3.当锅炉水位升至汽包水位计－100㎜处停止上水，此后水位应不变，若水位有明显变化，应查明原因予以消除。上水方法：1.用给水旁路上水 2.疏水泵反上水 14.锅炉并汽的条件？

答：1.锅炉燃烧稳定，所属设备运行正常。2.蒸汽品质合格。3.汽包水位保持-50mm左右。4.过热蒸汽压力低于母管压力0.1～0.2Mpa。5.过热蒸汽温度在500℃以上。6.并汽操作应在值长的监护下进行，并汽过程中若发生过热蒸汽温度急剧下降或管道振动等情况，应立即停止并汽操作。

15.锅炉的定期工作有哪些？

答：1.定期进行汽包水位计冲洗。2.定期进行受热面吹灰。3.定期进行下降管和水冷壁下联箱排污。4.定期进行给水扰动试验及声光信号试验。5.定期进行设备试验及切换。6.定期进行油枪试验。16.锅炉运行调整的主要任务？

答：1.保证锅炉的蒸发量在额定值内,并满足机组负荷的要求。2.保持正常稳定的汽压与汽温。3.均匀给水，保持水位正常。4.保证炉水和蒸汽品质合格。

5.保持燃烧良好，尽量减少热损失，提高锅炉效率。

6.及时调整锅炉工况，尽可能维持各运行参数在最佳工况下运行。17.锅炉汽包水位计的冲洗方法？

答：a).缓慢开启放水门，冲洗水管、汽管、玻璃管。

b).关闭水侧一次门。

c).开启放水门，用汽冲洗水管、玻璃管。d).关闭汽侧一次门，开水侧一次门。e).开启放水门，用水冲洗汽管、玻璃管。f).开汽侧门，关闭放水门，投入水位计。18.锅炉水位调整的的要求？

答：1.在各种负荷下，必须连续均匀地向锅炉供水，保持汽包水位在允许范围内变化。2.锅炉水位以汽包就地双色水位计的指示为准，每班检查核对两次双色水位计与控制室监视的各水位表的准确性。

3.给水自动或手动调整时，应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，尽量避免给水流量猛增猛减。在额定蒸发量下给水自动调整应有一定余度，防止事故情况下锅炉缺水。

4.正常运行中经常监视给水压力的变化，给水压力不得低于13.26Mpa。5.正常运行时，不得随意用事故放水调整水位。19.锅炉满水的处理？

答：1.当发现水位有异常时，应对照汽、水流量，校对水位计是否正确。

2.证实水位高时，解列给水自动，手动关小给水调整门，减少给水。3.当汽包水位超过＋100mm时，应继续关小或关闭主给水调整门或其它能控制给水的阀门。

4.开启汽包事故放水门，待水位正常后关闭。5.当汽包水位超过＋200mm时，MFT动作。6.立即停止锅炉运行，通知值长、汽机值班员。7.停止给水，全开事故放水门，开启省煤器再循环门。8.解列减温器，必要时开启集汽联箱和蒸汽管道疏水门。

9.当汽包水位降到正常水位且查明原因后，关闭事故放水门，请示值长重新点火。

20.锅炉缺水的现象及处理？现象

1.所有水计指示低于正常水位或水位消失,发出低水位报警信号。2.给水流量不正常小于蒸汽流量(炉管爆破时相反)。3.严重减水时主汽温度升高。4.当水位低于－250mm时,MFT动作。处理

1.当锅炉汽压及给水压力正常,汽包水位低于－50mm时采取以下措施： 2.对照各低位水位计和就地就位计,必要时应冲洗水位计。

3.解列给水自动为手动操作,开大主给水门,增加给水。若因给水压力低造成给水量减少时，应立即联系汽机值班员提高给水压力或启动备用给水泵。4.开大旁路门增加给水。

5.经上述处理,水位仍下降,应继续增加给水,关闭所有排污门及放水门,必要时, 应降低负荷以维持水位，汇报班、值长。

6.水位继续下降,且汽包就地水位计水位消失,低位水位计低于－250mm时MFT动作,关闭主汽门继续向锅炉上水。

7.给水流量小于蒸汽流量时,禁止采用增大负荷的方法提高汽包水位。8.由于值班员疏忽大意,未发现水位下降过程,一经发现,水位已在汽包就地水位计中消失或水位低于－250mm而MFT未动作时,须立即停炉,关闭主汽门,停止上水,解列减温器,并按下列规定处理。9.进行汽包水位的叫水。

10.查明原因，消除故障后，水位正常时请示值长重新点火。21.汽包水位计损坏的处理？

答：1.当发现汽包就地水位计水位液面停滞不动,两侧水位计指示值相差悬殊且与远方水位计指示值不符时,应立即冲洗水位计,使其恢复正常。2.当汽包水位计发生爆破损坏时应：

2.1立即将损坏水位计解列,关闭水位计汽、水侧门，开启放水门。2.2如汽包就地水位计损坏一只，应用另一只就地汽包水位计监视水位，汇报班、值长，并尽快联系检修处理。

3.如两只就地水位计全部损坏，具备以下条件时允许锅炉继续运行2小时: 3.1给水自动调节系统可靠好用。3.2水位高低报警信号灵敏可靠。

3.3远方水位计指示正确,并且在4小时内曾与汽包就地水位计的指示对照过。3.4保持锅炉负荷稳定,并采取紧急措施,联系检修尽快恢复一只水位计运行。

4.如给水自动调节系统或水位报警动作不正常，不够可靠,在汽包水位计全部损坏,但有至少两台确实可靠的低位水位计,则允许锅炉维持运行20分钟。

5.如汽包水位计全部损坏,且就地水位计运行不可靠时,应紧急停炉,汇报班、值长。

22.水冷壁（屏）损坏如何处理？

答：1.若水冷壁(屏)泄漏较轻,能维持汽包正常水位,且不至于扩大故障时,可适当降低负荷,保持较大的炉膛负压,维持短时间的运行,汇报值长,请示停炉。

2.若水冷壁(屏)泄漏严重,不能维持正常水位时,应立即停炉,停炉后继续加强上水,水位不能回升时,停止上水,禁止开省煤器再循环门。3.水冷壁(屏)爆管而严重减水时,禁止上水。

4.停炉后保留一台引风机运行,排除炉膛内的烟气和水蒸汽。5.尽快将炉内床料排出。23.省煤器损坏的现象？

答：1.汽包水位下降,给水流量不正常大于蒸汽流量。

2.省煤器烟道内有响声，严重时炉膛变正压，省煤器烟道不严密处向外冒汽，烟道底部灰斗有水流出，飞灰潮湿。

3.省煤器、空预器烟气温度降低，两侧烟温差增大，排烟温度降低。4.烟道下部空预器灰斗有可能有水漏出，灰处理设备有可能出现堵灰现象。24.汽水共腾的现象？

答：1.汽包水位急剧波动,各水位表指示波动,就地水位计看不清水位。

2.蒸汽和炉水含盐量增大,导电度大。

3.主蒸汽温度急剧下降,严重时蒸汽管道内发生水冲击,法兰冒汽。25.过热器损坏的原因？答：1.蒸汽品质不合格,管壁结垢腐蚀。

2.管外壁磨损或高温腐蚀。3.管壁长期超温运行。

4.在启停过程中,对过热器保护不当。

5.运行中减温水调整不当,导致过热汽温忽高忽低或形成水塞,引起过热器管疲劳损失或局部过热。6.管材、安装或检修质量不合格。7.管内有杂物堵塞。26.主蒸汽管道水冲击的处理？答：

1.启动初期，如发生管道水冲击时,应停止供汽，开大疏水，待疏水放尽后再进行供汽。

2.保持正常的锅炉水位，防止锅炉满水或汽水供腾。3.合理的投入减温水，避免大量的减温水进入蒸汽管道内。4.启动初期，饱和蒸汽应保证有50℃以上的过热度。5.保证给水压力稳定。

27.给水管道内的水冲击的现象、原因及处理？现象

1.给水压力及给水流量剧烈波动。严重时，给水管道振动。2.汽包水位波动大。原因

1.锅炉上水时，未开启给水管道上的空气门，管道内存有大量的空气。2.给水泵运行不正常，逆止门忽关忽开，引起给水压力剧变。3.给水温度剧烈变化。

4.给水管路固定的不好或支吊架忪动。处理

1.发生在上水时,应立即停止上水,开启给水管路上的空气门,再缓慢开启给水门进行上水.待空气门见密实水流后,关闭空气门。2.检查支吊架、给水压力和给水温度情况的变化。28.省煤器管内发生水冲击的原因及处理？原因

1.在点火初期发生水冲击是由于省煤器上部存有空气或蒸汽。2.在运行中的省煤器入口动作不正常。

3.给水泵运行不正常，逆止门忽关忽开，引起给水压力剧变。4.给水温度剧烈变化。处理

1.发生在上水时,应立即停止上水,开启省煤器管路上的放水门,再缓慢开启给水门进行上水。待正常后,关闭放水门。2.保证给水压力稳定。29.锅炉灭火的现象？答：

1.炉膛负压突然增大,看不见火焰,炉膛变暗。2.锅炉灭火自动报警，灭火保护动作。

3.主汽压力、主汽温度、主汽流量、机组负荷剧降。4.汽包水位先下降而后升高。5.床温急剧下降。

6.氧量值骤增，烟囱冒黑烟。30.尾部烟道再燃烧的原因？答：

1.燃烧调整不当,风量不足或配风不合理。

2.炉膛负压过大,且旋风分离器效果不佳,将未燃尽的燃料带入烟道。3.低负荷运行时间过长,烟速过低,烟道内堆积大量的可燃物。4.长时间投油枪运行,且油枪雾化不良。

5.启停炉时未进行充分通风,使可燃物积存于烟道。6.点火过程中,投煤过早或风煤配合不当。31.床温过高或过低的现象及处理？答：

1.联系热工检查床温热电偶,确认其工作可靠性。

2.检查给煤机运行及控制是否正常,调节给煤量和入炉煤粒度。

3.合理配风,调整一、二次风量比例,如床温高应增大一次风,相应减小二次风,床温低则相反。

4.如排渣系统故障,应尽快消除,必要时改为手动排渣量或用事故排渣。5.若受热面发生漏泄或爆破应按有关规程规定进行处理。32.床压过高或过低的原因？答：

1.床压测量故障。

2.冷渣器故障,排渣量过大或过小或排渣系统故障。3.一次风量不正常。4.燃料量不正常。

5.部分风帽堵塞或床料结焦,一次风箱压力偏高。6.返料阀工作不正常。

7.锅炉增减负荷过快煤质变化过大。33.床面结焦的现象？答：

1.一只或几只热电偶温度计指示与平均值差值较大（＞100℃）

2.在床压正常情况下，出现风箱压力增大，一次风量降低，引风机电流减小。3.床温有可能升高，且波动较大。

4.一个或几个床压指示值是静态读数，不是正常运行中的波动读数。5.床压有可能降低，严重时从观察孔能观察到局部或大面积火焰呈白色或结焦情况。

6.床料沸腾高度反常。7.燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大。8.锅炉排渣困难。34.负荷骤增的现象及处理？现象

1.汽压急剧下降,蒸汽流量急剧增加。2.过热蒸汽温度急剧下降，水位先高后低。机组负荷发生变化。处理

1.将自动切至手动操作，保持汽温、汽压和汽包水位在正常范围内变化。2.加强锅炉燃烧调整，保证锅炉燃烧工况稳定,各参数稳定,禁止锅炉超负荷运行。

3.故障消除后,恢复锅炉正常运行。35.负荷骤减的现象及处理？现象

1.蒸汽流量迅速下降，气压急剧上升。2.汽包水位下降而后上升。3.主汽温度升高。

4.控制不及时安全门动作。处理

1.联系电气或汽机增加负荷。

2.将自动切换为手动操作，及时调整床温、床压、风量，尽量保持参数正常。3.根据汽压、汽温、负荷等情况立即减小或停止给煤机，必要时，投入启动燃烧器。

4.根据情况开启过热器对空排汽门维持锅炉正常汽压，及时调整汽包水位，保持汽包水位在正常范围内变化。

5.根据汽温情况，调整减温水量或解列减温器，保持汽温正常。

6.若锅炉安全门动作且汽压已降到回座压力后仍然不能回座。，应手动使其回座，并注意是否严密，防止漏汽。

7.若在短时间内不能恢复时，按锅炉正常停炉处理。36.厂用电全停的处理？答：

1.如发生MFT动作，按紧急停炉处理,汇报值长。

2.立即拉开各电动机操作开关，若联锁装置在投入位置时，应首先切至停止位。

3.手动关闭主蒸汽电动门、减温水门及给水电动门，开启省煤器再循环门。4.适当开启引风机入口挡板，利用自然通风保持燃烧室负压。

5.联系电气、热工人员要求尽快恢复电源，将蒸汽系统、烟风系统、燃油系统、给料系统的阀门、风门、挡板及控制系统置于准备点火状态，待电源恢复时，接值长命令点火恢复锅炉运行。

6.根据汽包壁温的变化情况，确定上水温度及上水速度，并将汽包水位维持在点火水位。

7.根据床温确定启动方式。

8.得到值长起炉命令后，应将锅炉彻底吹扫后，锅炉方可点火启动。9.若电源在短时间内不能恢复时，锅炉可正常停炉。37.蒸汽管道或给水管道损坏的处理？答：

1.若管道损坏尚能保持正常运行时: 2.调整各参数,维持参数正常运行。

3.漏泄周围应做好安全措施，防止汽水喷出伤人。4.汇报值长，申请停炉，做好事故预想，等待停炉命令。

5.若管道严重爆破达到事故停炉条件时,手动紧急停炉。停炉后，应尽快将故障管段与系统隔离，并做好随时启动的准备。38.给水流量剧降或中断的处理？答： 1.若给水自动装置失灵,应立即解除自动,手动开大给水调节门,维持正常的给水流量, 并保证汽包水位在正常范围内变化。

2.若给水流量未达到停炉条件并能维持水位时，应快速减小燃料或降低负荷，调整风量控制锅炉各工况正常。

3.若因给水调节门阀芯脱落应立即将负荷降到最低负荷，并保持锅炉燃烧稳定，汇报值长，注意给水流量和汽包水位的变化情况，做好停炉准备。4.若达到保护条件时，锅炉应自动停炉否则应手动停炉。5.若因给水泵跳闸应立即联系汽机值班员启动备用给水泵。

6.停炉处理结束后，在进水前检查水冷壁情况确无过热现象，方可进水。39.安全门故障的现象及处理？现象

1.压力达整定压力,安全门未动作。2.安全门误动。

3.安全门起座后，压力已下降至回座压力仍不回座。处理

1.若控制系统故障引起误动作,应使安全门回座,然后查明原因,通知有关人员进行处理。

2.如安全门故障，无法处理，达到事故停炉条件时，应立即停炉。40.燃油管路漏泄的现象及处理？现象

1.燃油压力下降。

2.泄漏处向外渗油或喷油。3.有可能引起火灾。处理

1.轻微漏泄未发生火灾应迅速查出漏泄点,并设法隔离,清理积油,做好事故预想,采取必要的错施。

2.若无法隔离，应立即停止油系统。若泄漏严重或发生火灾立即停炉。41.空气预热器损坏的现象和原因？现象

1.排烟温度降低, 空气预热器出口空气温度发生变化。2.燃烧室风量不足，汽压、流量下降。

3.烟气通风阻力增大，空气预热器进口风压增大或减小。4.空气预热器出口含氧量增加。原因

1.烟气温度较高,空气预热器的风量不足,管壁长期超温运行。2.空气预热器发生再燃烧，烧损空预器。3.空预器进口空气温度较低，低温腐蚀严重。4.飞灰磨损严重，或管材质量不合格。

42.一台引风机跳闸的处理？（两台引风机运行时）答：

1.若跳闸前无电流过大现象，机械部分无明显故障，无保护动作，应立即强合一次，成功后及时调整入口挡板、炉膛负压，查明跳闸原因。

2.强合无效时，立即开大另一台引风机挡板，但不能超电流。同时将故障风机置于停止位置，核实其出入口挡板关闭。及时调整燃烧，降负荷，汇报值长，联系电气查明原因，消除故障，恢复运行。3.如不能维持运行时，立即停炉。43.引风机全停的现象及处理？现象

1.发出引风机跳闸报警信号，引风机电流回零。

2.锅炉MFT动作，联动引风机以下设备跳闸，燃油速断阀关闭。3.汽温、汽压、床温、床压急剧下降，汽包水位先下降后上升。4.炉膛变正压，检查孔及人孔门向外喷烟。处理

1.若MFT动作，则按紧急停炉处理，汇报值长 2.迅速关闭各风门挡板，将各跳闸转机开关拉到停止位置，解列减温器。3.根据锅炉压力、汽温联系电气、汽机减负荷，注意汽包水位。4.查明原因加以消除，尽快恢复运行。5.故障短时间不能消除，按停炉处理。44.一、二次风机跳闸的现象及处理？现象

1.一、二次风机电流回零，发出风机跳闸报警信号。2.一、二次风压力、流量下降。

3.主汽压力、温度下降，炉膛负压急剧增大。4.床温升高。处理

1.一、二次风机跳闸前无电流冲击，无保护动作或无明显的机械故障时，可强合一次，若强合成功，应及时恢复正常运行，查明跳闸原因。

2.若强合不成功，应立即调整炉膛负压在允许范围内，关闭相应风门挡板，解列减温器。汇报值长，锅炉按压火处理。

3.根据汽温、汽压联系汽机、电气减负荷，注意调整汽包水位。4.查明原因，及时处理，待故障消除后按热态启动恢复。45.高压风机跳闸的现象及处理？现象

1.发出高压风机跳闸报警信号，高压风机电流回零。2.高压流化风压、风量迅速下降。3.床压下降，床温升高。4.主汽温度、压力有下降趋势。5.回料阀低料位信号可能消失。处理

1.若备用风机联动成功，查明原因，处理后恢复备用。

2.若备用风机联动不成功，应立即手动启动备用风机，若启动备用风机不成功而跳闸风机本身又无明显故障，可强合一次跳闸风机，备用风机启动成功或强合跳风机成功，则恢复锅炉运行，若均不成功，按压火处理。3.根据汽温、汽压联系汽机或电气减负荷，注意调整汽包水位。4.查明故障原因，及时处理，待故障消除后按热态启动恢复。46.旋风分离器及回料器堵塞的现象及处理？现象

1.床温难以控制，稍增加给煤，床温上升很快。

2.旋风分离器出入口温度差增大，旋风分离器出口温升高，返料风量减少，风压增大。3.汽压下降。

4.炉膛上下部差压下降，料层差压下降。5.炉膛上部温度降低。处理

1.停炉压火。

2.检查返料器，消除漏风，若有异物取出，将返料器中的灰全部放净。3.查明故障原因，及时处理，待故障消除后按热态启动恢复。4.若堵塞严重，无法处理，申请停炉。47.排渣管堵塞的现象及处理？现象

1.排渣量减少或不出渣。2.床层、床压升高。处理

1.降低负荷维持运行，保持床压、床温稳定和床料流化。

2.做好安全措施，在排渣管下部用钢筋疏通，尽量将管内的杂物放出。3.短时间内处理不好，请示锅炉压火处理。48.给煤故障的现象及处理？现象 1.给煤量突然下降。

2.汽温、汽压、蒸汽流量下降。3.烟气含氧量上升。

4.炉膛内负压增大，火焰发暗，烟汽、床温、床压下降，整个燃烧系统的温度都有不同程度的降低。5.保护动作报警。处理

1.一台给煤机故障时，停止该给煤机运行，适当增大另外一台给煤机出力。2.若原煤斗棚煤、下煤管堵塞等原因造成下煤不正常，应派人到给煤机就地敲打处理，尽快恢复给煤。

3.立即降低负荷运行，根据床温变化情况适当投油助燃，注意调整风量、汽温和汽包水位。

4.由于设备原因造成给煤机工作不正常，及时通知检修处理，消除故障，恢复正常运行。

49.锅炉主燃料跳闸(MFT)的处理？答：

1.若因电气或机械部分故障造成给煤机全停，可按以下原则处理： 1.1调整各风机挡板，以保持正常炉膛负压。1.2注意调整汽温、汽压，保持汽包水位正常。1.3根据汽温、汽压联系汽机、电气减负荷。

1.4及时投入油枪保持床温，联系检修进行处理，若短时间能够恢复可等待恢复；若短时间不能恢复，按停炉压火处理。

1.5给煤机恢复正常后，根据床温及有关参数按热态或温态启动方式，重新启动。

2.若因MFT动作造成给煤机全停，可按以下原则处理：

2.1立即将跳闸转机开关拉到停止位置，调整风机挡板，以保持炉膛负压。2.2注意汽温、汽压变化，保持汽包水位正常。2.3根据汽温、汽压联系汽机、电气减负荷。

2.4若MFT故障短时间内能消除，应进行炉膛吹扫，MFT复位后，恢复锅炉运行。

2.5若MFT故障短时间内不能消除，应按停炉压火处理。

2.6当MFT故障原因已查明并消除，根据应温及有关参数按热态启动或温态启动方式，锅炉重新启动。50.转动机械轴承温度高如何处理？答：

1.若冷却水不足应开大冷却水。油质变坏应及时换油，油位低应及时加油，油量不足应提高油压。

2.机械部分发生异常时，应及时进行检修处理。

3.转动机械轴承温度超过规定值时，应立即停止其运行。

电除尘复习题

一、填空题：

1、电除尘器运行中操作隔离开关。

2、电除尘器停运后，开启人孔门时应一次。

3、电除尘器检查时必须指定，监督安全措施的实施。

4、电除尘器振打装置不能。

5、电除尘器的本体主要包括、、、、储排灰系统、壳体、保温、梯子平台等部件构成。

6、振打清灰时，若振打的周期短、频率高，容易产生。

7、一般规律是电场风速烟气流速增高时，除尘器效率相应。

8、电除尘器的主要设计参数包括：、的板间距、以及趋近速度等。

9、电除尘器的管路系统包括、、三部分。

10、在锅炉点火前电除尘器一般要进行

试验，以检验电场内部情况及的性能。

11电除尘器检查时必须指定，的实施。

12、排烟温度 ºC, 撤出后，才能启动高压柜。

13、每台炉的电除尘各有个电磁振打。

14、气力输灰系统输送风压力大于，仪用风压力大于。

15、因投油等原因电除尘器暂时停运时，只要停止即可，设备不必，振打投连续，其他设备正常运行。

16、气力输灰设备包括、、、、、六个组成。

17、能捕捉集高比电阻粉尘，除尘效率具有和

18、电除尘区，主要由、、组成

19、高压进线系统分和两种

20、滤袋装置包括和

21、清灰系统是的核心技术之一

22、履带保护装置包括、、系统

23、冷空电厂调试顺序是先投入：、振打、卸灰、温度检测等低压控制设备。

24、保持电除尘器的阴阳极振打和后级清灰系统运行，连续清灰个周期。

25、高压进线一般均配置有、、等。

26、烟气在过滤过程时滤袋和粉层产生的阻力叫。

27、期间，不能进行交接班工作。

28、对高压设备进行巡视时、巡视人员与高压回路必须保持以上距离。

29、阴板，阳板振打装置在投入。30、阳极板排下端与应无卡涩。

31、阴极振打时间比阳极振打时间要。

32、电除尘器本体的接地电阻应大于 Ω。

33、电除尘停运 h后、方向打开人口门通风冷却。

34、当二次电流表测量回路短路时、二次电流。

35、电除尘器的接地电极是。

36、卧式电除尘中常用的极板形式是。

37、对电晕线来说。

38、电除尘气流分布板的作用是。

39、造成反电晕的的根本原因是大小。

40、放电电极附近的气体电离产生大量的和。

41、烟气密度随着温度，压力而减小。

42、一般电除尘器的阻力为

43、运行中的电机电流，不允许超过。

44、阳极振打一般采用下部机械。

45、做振打实验时，冲击电压表程档选择应在读数在表盘的 —（位置。

46、在电厂灰斗中，一般保持高度储灰。

47、电除尘器敷设的保温层，应是其外表温度降至 ºC以下，以防止人员烫伤。

48、电除尘器的总体设计有种形式。

49、输送气源和仪用气源不足时，进行气力输灰。50、电除尘器启动之前，灰斗插板箱的插班应全部。电除尘判断题

1．电晕电流是指发生电晕放电时，在电极间流过的电流。（）

2．每个电场都必须配有完整的阴、阳极和一组高压电源装置。（）

3．在电除尘器内部，烟气为水平方向流动的除尘器称卧式电除尘器。（）4．阴极系统是发生电晕，建立电场的最主要构件。（）

5．释放电荷后的尘粒又靠残余电荷的静电和分子吸引力相互聚集并且附着在阳极板的表面。（）6．阳极板一般采用周期振打，而阴极板一般采用连续振打。（）

7．电除尘器本体只包括阴极系统，阳极系统，槽形板系统，储排灰系统和管路系统。（）8．电除尘器启动之前灰斗插板箱的插板应全部关闭。（）9．采用200Cº以上的高温电除尘器可以降低粉尘比电阻。（）10．电除尘振打清灰周期越短，清灰效果越好，除尘效率越高。（）

11．为了防止气流不经过电场，从旁路绕流而降低除尘效率，在电场内部相关部位和灰斗装有阻流板。（）12．在电除尘器顶部，大梁等均装有加热装置，其主要目的是为防结露。（）13．电除尘器的漏风率应小于5％。（）

14．电除尘器的最高效率是在运行电压升到临近火花放电时获得的。（）

15．除尘器漏风不仅增加引风机负担，还会影响锅炉的运行，但不影响除尘器效率。（）16．气化风的作用是防止灰斗内干会受潮并使灰流态化。（）17．电除尘器的出口，应有密封装置，以防止漏风。（）

18．脉冲供电控制方式能克服收集高比电阻粉尘时出现的反电晕现象而提高除尘效率，且有很好的节能效果。()19．除尘器出口的灰也要经过碎渣机。()20．除灰设备只清除从除尘器出来的细灰，并将其送往灰场。()21．气力除灰依据粉料被压送还是被吸送分为正压气力输送系统和负压气力输送系统。()22．火电厂除灰方式一般有气力除灰，水力除灰和机械除灰三种方式。()23．气力除灰系统一般用于输送灰渣。()24．交接班人员在交班日志上签字后，接班人员才可以开始值班。()25．在交接班过程中双方意见不统一时，应当面提出并自行协商解决，否则在分别向上级汇报，由上级值班人员处理。()26．电除尘器的投运及停退与锅炉运行无关，只要锅炉运行可随时使之投入或停止。()27．进入电除尘器本体工作的人员，必须戴安全帽，防尘口罩，护目镜，穿绝缘鞋。（）28．启、停电除尘器，操作高压隔离开关时需穿绝缘鞋戴绝缘手套。（）29．锅炉因检修而停炉，但除尘器无检修工作时，应把高压隔离开关置于电场位置。（）30．锅炉停油燃烧后，应延时15min方可投运电除尘器。（）31．灰斗内存灰太少会产生大量漏风，导致粉尘二次飞扬，使除尘效率降低。（）32．当单个电场故障停运时，应使电除尘器停止运行。（）33．电除尘器电场停止运行后，即可停运卸灰，输灰系统。（）34．锅炉点火至电除尘器电场投运期间，各部振打装置应定期振打。（）35．锅炉故障灭火停炉后，应立即使高压硅整流变压器停止运行。（）

36．灰斗满灰，严重时将造成控制柜内开关跳闸。（）

37．检修停炉和电除尘器停运后，高压隔离开关应打至“接地”位置，并放尽电场内残余电荷。（）38．电除尘器供电的低压380V母线通常采用单母线接线或单母线分段接线。（）

39．灰斗加热装置应在锅炉点火后，投煤粉前投运。（）

40．电除尘器供电电源除了工作电源外，还应设置备用电源。（）41．当产生火花放电后，再升高电压到一定值时，就会发生电晕放电。（）42．阴极系统是发生电晕、建立电场的最主要构件。（）

43．高压硅整流变压器开路运行将产生高电压，危及设备和人身安全。（）44．阴、阳极采用不同的形状，目的是使它们之间产生不均匀电场。（）45．阻流板的作用是阻止烟气在电场中流速过快。（）46．在电除尘器的设计上，可直接次啊用理论计算出的粉尘驱进速度。（）47．电晕放电的伏安特性试验包括冷态伏安特性试验和热态伏安特性试验。（）48．电除尘器的每次闪络，都将造成局部粉尘透过率减小。（）49．粉尘的真密度与堆积密度之比越大，对除尘器性能的影响越小。（）

50．电除尘器供电系统的工作电源与备用电源间的切换必须采用备用电源自动投入方式。（）

1、电除尘器气流分布板的作用是（）。A、改变烟气流动方向

B、提高粉尘荷电能力

C、增大烟气阻力

D、使烟气流速均匀

2、高压硅整流变压器的特点是（）。

A、输出直流高电压

B、输出电流大

C、输出电压低

D、回路阻抗电压比较低

3、为了防止粉尘在烟道中沉降，通常将烟气在电除尘器前后烟道中的流速控制在（）m/s。A、3~5

B、8~13

C、15~20

D、20~25

4、电除尘器供电系统采用（）电源，经升压整流后，通过高压直流电缆供给本体。A、380V , 6OHz

B、220V , 60Hz

C、220V , 50Hz

D、380V , 50Hz

5、锅炉点火前（）h投入灰斗加热装置。A、2

B、4

C、12

D、24

6、当电除尘器入口温度低于（）°C时，应停止高压硅整流变压器运行。A、50

B、80

C、100

D、120

7、气力除灰系统中干灰被吸送，此系统为（）气力除灰系统。A、正压

B、微正压

C、负压

D、微负压

8、凡进入电除尘器内部的工作人员应至少有（）人以上。A、1

B、2

C、3

D、4

9、仓式泵用于（）系统。

A、水利除灰

B、气力除灰

C、湿式除灰

D、电气除尘

10、因交接记录错误而发生问题的由（）负责。A、交班人员

B、接班人员

C、值长

D、班长

11、电除尘器进出口烟箱的作用是（）。

A、改善电场中烟气流动的均匀性

B、减小烟气流速的阻力损失

C、避免粉尘沉积在进、出口管道内壁上

D、提高电除尘效率

12、粉尘的（）与电除尘器的性能关系极大，他关系到电除尘器的除尘效率和运行的稳定性。

A、真密度

B、比电阻值

C、粒度分布

D、化学成分

13、由于接班人员检查不彻底而发生的问题，由（）负责。A、交班人员

B、接班人员

C、值长

D、班长

14、振打装置在停炉后至少持续运行（）。A、1 h

B、2 h

C、3 h

D、4 h

15、排灰系统启动应在（）。

A、锅炉点火前12 h

B、锅炉点火前5 h

C、锅炉点火前2 h

D、与锅炉点火同时

16、电除尘器出口温度达（）°C以上，且预热2 h时方可投高压硅整流变压器。A、30

B、50

C、100

D、120

17、电除尘器停运（）h后，方可打开人孔门通风冷却。A、12

B、8

C、4

D、2

18、锅炉点火前12-24 h，投入高压绝缘子室顶部大梁加热装置，应控制加热温度高于烟气温度（）°C。

A、10

B、20-30

C、50

D、100-120

19、表盘显示一、二次电压、电流正常，但除尘效率降低，则可能发生了（）故障。A、电晕线肥大

B、电晕封闭

C、气流分布孔眼被堵

D、收尘极板积灰过多

20、电除尘器在（）情况下不应投入。

A、炉膛严重结焦时

B、锅炉漏灰时 C、锅炉排烟温度低于烟气露点时 D、炉膛严重漏风时

21、锅炉设备不包括（）

A燃烧设备

B给水除氧设备

C制粉设备

D 蒸发设备

22、交班人员在交班前（）min做好交班准备 A10

B20

C 30

D40

23、阳极板排下端与（）应无卡涩 A灰斗

B管路

C 限位槽

C 组流板

24、对中小面积轻度烧伤，可立即用（）处理 A抹酱油

B抹食用油

C抹醋

D冷水冲洗

25、电除尘器的接地电极是（）A 放电极

B 集尘极

C阴极

D电晕极

26、电晕电流的变化主要是由（）控制，同时受到自身空间电荷的限制 A 电场力

B 电极 C 电压 D控制系统

27、各电厂运行中，火花率最大的是第（）电厂 A 1

B 2

28、整流变压器输出的直流电流为（）A一点电流 B二次电流

C 电极电流 D 电晕电流

29、一般烟气温度在（）范围内除尘效率最好

A50---60℃

B60--70℃

C70—80℃

D 90--150℃ 30、气流分布板多采用（）

A隔板式

B 多孔板式

C X型孔板

D 锯齿形

31、变压器低压绕组比高压绕组的导线直径（）A粗

B 细

C 相等

D粗细都行

32、技术标准是企业的（）

A质量管理

B工艺守则

C工作标准 D技术法规

33、当二次电流表测量回路时，二次电流（）A 很大

B正常

C较小

D 为零

34、进入电厂前。电厂内部温度必须低于（）℃ A10

B30

C 40

D 60

35、高压硅整流变压器又问超过（）℃就跳闸

A 40

B 60

C 85

D105

36、当出现点晕封闭时，表盘显示二次电流（）A正常

B略有升高

C显著升高

D 显著降低

37、粉尘浓度过高会引起（）

A电晕封闭

B 反电晕

C 电晕线肥大

D 二次飞扬

38、（）是产生电晕、建立电场的最重要构件。A 阳极系统

B 阴极系统

C槽形板系统

D 高压供电系统

39、电除尘器一般阳极板和阴极板分别（）

A 接地、接负电性

B 接负电性、接地 C 接地、接地

D 接负电性、接负电性 40、造成反电晕的根本原因是（）

A 比电阻太小

B 比电阻过高

C 粉尘浓度大 D 粉尘浓度小

41、一般电除尘器的阻力约为（）

A ±6KPA B 98～294PA C —15KPA D 100～300PA

42、通常要求各台电除尘器的烟气量分配相对偏差应小于±（）A 3％

B 6％

C 10％

D 15％

43、比电阻适中的粉尘最佳火花频率在每分钟（）次 A <10 B 10 ～100 C 100～200 D >200

44、气流分布板多采用（）A 格板式

B 多孔板式

C X型孔板

D 锯齿形

45、我国目前在电除尘器的阳极上多采用（）极板 A 网状

B 鱼鳞板状 C 波纹状 D 大C形

46、一般第一电场火化率是（）次/min。A 20～40 B 40～60 C 60～80 D 80～100

47、仓式泵以（）为输送介质和动力。A 水B 空气 C高压水 D压缩空气

48、电流通过人体，对人最危险的途径是（）.A 从手到手 B 从脚到脚 C 从右手到脚 D 从左手到脚。

49、灰渣泵是一种（）泵。

A 容积 B 轴流 C 离心D 都不是

50、灰渣泵运行过程中，通常出口阀门是（）A半开 B 逆止 C 开启 D 全关

一、填空：

1、严禁；

2、放电；

3、8；

4、反转；

5、收尘机系统、电晕极系统、烟箱系统、气流均布装置、槽型板装置；

6、粉尘二次飞扬；

7、降低；

8、电场风速、收尘极板、电晕线线距、粉尘；

9、蒸汽加热系统、热风保养管路、水冲洗管路；

10、空载伏安特性；

11、专人监护、监督安全措施；12、110、油枪撤出；

13、8；

14、0.45Mpa、0.55Mpa；

15、电场、停电；

16、空压机、发送系统、输送管路、灰库、气化风系统、电气热控；17高效性、稳定性；

18、阴阳极、振打机构、高压进线；

19、户内式、户外式；20、滤袋、袋笼；

21、布袋除尘器；

22、预涂灰装置、旁路烟道、喷水降温；

23、加热、梳；

24、10~20；

25、高压隔离开关、阻尼电阻、穿墙套管；

26、滤袋压差；

27、处理事故或者进行重大操作；

28、1M；

29、锅炉点火前2 h；30、—限位槽；

31、长；

32、1；

33、8；

34、为零；

35、集尘极；

36、大C形；

37、起晕电压要低.强度要高；

38、改变烟气方向；

39、比电阻；40、正离子、电子；

41、升高、降低；

42、—15kPa；

43、额定电流；

44、切向振打；

45、30%、100%；

46、1/3；

47、50；

48、多；

49、不能；50、开启。

二、选择题：

1.D 2.A 3.B 4.D 5.C、6.C 7.C 8.B 9.B 10.A、11.A 12.B 13.B 14.D 15.C、16.C 17.B 18.B 19.C 20.C、21.B 22.C 23.C 24.D 25B、26.C 27A 28.B 29.D 30.B、31.A 32.D 33.D 34.C 35.C、36.D 37.A 38.B 39.A 40.B、41.D 42.C 43.B 44.B45.D、46.C47.D48.D49.D50.C。

三、判断题：

1.√2.√3.√4.√5.√；6.√7.×8.×9.×10.×；11.√12.√13.√14.√15.×；16.√17.√18.× 19.×20.×；21.√22.√23.×24.√25.√；26.×27.√28.√29.√30.√；31.√32.×33.×34.×35.√；36.√37.√38.√39.×40.√；41.×42.√43.√44.√45.×；46.×47.√48.×49.×50.× 四.电除尘简答题答案

1、电除尘器本体系统主要包括哪些主要设备或系统？

答：电除尘器本体系统主要包括：收尘极系统、电晕极系统、烟箱系统、气流均布装置、壳体、储排灰系统、槽型板装置、管路系统及辅助设施等。

2、对电除尘器性能有影响的运行因素有哪些？

答：

1、气流分布;

2、漏风;

3、粉尘的二次飞扬；

4、气流旁路；

5、电晕线肥大；

6、阴、阳极膨胀不均匀

3、电除尘器的启动注意事项有哪些？答：

1、为防止开关烧坏等事故，不能在设备运行状态下转换电场的高压开关或直接拉闸

2、整流变压器与控制柜之间的电流和电压反馈连接线必须使用金属屏蔽线，以防干扰；

3、在开始预涂灰，锅炉喷油助燃点火期间到锅炉升到正常炉温之前，禁止运行布袋除尘的清灰系统，以防止涂灰层剥落，失去防低温结露的保护作用；

4、当锅炉喷油助燃点火时间过程超过2 h 时，应连续小量预涂灰；

5、保证滤袋压差在允许范围，尽量延长清灰周期；

6、预热器和进口喇叭等处的测温温度计，要在故障（或磨损）后及时更换，以保证喷水降温系统的正常运行。

4、一次电压、二次电压偏低，二次电流偏小，一次电流偏大很多、上升快，与二次电流上升不成比例的原因及处理方法？答：

原因：整流变压器有间短路霍硅堆有存在开路或击穿短路；

处理：做开路试验，一次侧有电流出现，即变压器内部有器件损坏，偏励磁生产或短路，需吊芯维护，更换损坏器件。

5、简述电除尘器的工作原理。

答：电除尘器是采用高直流电压产生电晕放电，使气体电离，烟气在电除尘器中通过时，烟气中的粉尘在电场中荷电，荷电粉尘在电场力的作用下向极性相反的电极运动，到达极板或极线时，粉尘被吸附到极板或极线上，通过振打装置落入灰斗，而使烟气净化。

6、锅炉启动初期，投油或煤油混烧阶段，电除尘器为什么不能投电场？

答：因为在锅炉启动初期，烧油或煤油混烧阶段，烟气中含大量的黏性粒子，如果此时投入电场运行，他们将大量黏附在极板和极线上，很难通过振打清除，并且其具有腐蚀作用，所以锅炉启动初期，投油或煤油混烧阶段，电除尘器不能投电场。

7、简述电除尘器的启动操作过程。答：

1、锅炉点火前12~24h前，投入高压绝缘子室，顶部大梁及电晕极瓷轴转箱等加热装置和温度检测装置，观察加热情况应正常，电加热使绝缘子室温度高于露点温度20~30°C.2、锅炉点火前12~24h前，投入灰斗加热装置系统。对于蒸汽加热系统在加热系统投入前应充分对系统疏水。

3、旁路阀处于打开状态，提升阀全部处于关闭状态。

4、在点炉或系统开机的同时投入各排灰、振打装置，开启相应的出灰系统。

5、锅炉停止投油助燃升温，进行正常燃煤运行后开启清灰系统。

6、稳定运行后根据工况调整设定电场高压的二次电压、电流，通过设定后，可以转换为自动运行。

7、根据烟气工况和运行的二次电压电流情况，调整阴阳极振打周期时间。

8、根据压差情况设定布袋除尘器的脉冲清灰制度。

8、停止操作过程（正常运行的停操作）答：

1主机停机后，按电除尘器停止运行操作步骤关闭电厂高压供电。

2保持电除尘器的阴阳极振打和后级清灰系统运行，连续清灰10～20个周期。3完成灰斗的卸、输灰后关闭低压控制系统。4关闭系统风机。

9、运行中异常情况的处理（本体方面）答：

1电场内部异极距严重缩小，电场持续拉弧，绝缘子结露严重爬电。

2锅炉烟气发生温度陡升，喷水降温系统开始工作，但烟气温度依然上升到190℃以上，控制系统紧急报警。

3锅炉出现爆管，烟气温度急剧下降到露点温度以下，滤袋出现糊袋现象。

4出灰系统堵灰时，灰面超过高料位继续上升时，为保护滤袋不被损坏应紧急停炉排灰。5排灰机构卡死应立即停运电机，出灰系统中若采用冲灰水箱连续排灰而冲灰水突然中断时应停运排灰阀。

10、分析电压上升，电流没有出来，到正常运行电压时，电压则开始下降，电流才出来且上升很快的原因和处理方法

答：

原因：（1）烟尘比电阻太高，造成反电晕；（2）煤质及工艺操作不良。

处理：（1）悬窑要增湿塔工作正常，降低工作温度；

（2）电厂一般改善煤质及工艺，使煤充分燃烧，提高振打力；

（3）采用间歇脉冲供电。

11、二次工作电流正常或偏大，二次电压低，且会发生闪络。分析其原因和处理方法答：

原因：（1）两极间的局部距离变小。（2）有杂物挂在收尘极板或阴极上。（3）电缆击穿或漏电。处理：（1）调整极间距。（2）清除杂物。（3）更换电缆。

12、提升阀不能动作的原因和处理方法答：

原因：（1）汽缸电磁阀不能导通。（2）提供的气压不够。方法:（1）更换电磁阀。（2）检查气路。

13、糊袋的原因和处理方法答：

原因：烟气湿度大、温度低引起结露，导致粉尘与滤袋的粘性大，清灰失效方法：排除结露现象后，滤袋压力可以自然恢复。

14、脉冲布袋除尘器启动前的检查：答：

1检查各人孔、检查门等处是否有密封嵌条，以保证其密封性。

2压缩空气压力应保持在0.5～0.7MPa之间。

3检查空气管路、电磁脉冲阀、喷吹管的连接应可靠密封，不得有漏气现象。4检查滤袋是否绑牢，如有脱落松动应立即进行修整。5检查就地控制箱电源指示灯应亮。

15、脉冲布袋除尘器运行中的检查答：

1每班巡回检查一次，并做好记录。

2检查系统无漏气现象。

3检查排气口是否有冒灰现象，并做好处理。

4检查就地控制箱内脉冲控制仪喷吹指示灯变化是否按调定的喷吹周期运行转换。5检查脉冲布袋除尘器本体及风机是否有异音，振动是否过大。

6检查滤袋是否破损，如破损应立即更换。

7发现喷吹声音不正常应及时检查电磁阀及接管是否有漏气现象。

16、进入电除尘器本体内工作的人员有何要求？

答：进入电除尘器本体内工作的人员必须戴安全帽、防尘口罩、护目镜、穿绝缘鞋。

17、湿卸灰停止的操作方法答：

1、关闭电动给料机气动门。

2、停止电动给料机。

3、停止加湿水泵。

4、关闭加湿水泵出口电动门。

5、关闭加湿搅拌机气动门。6、2分钟后，停止双轴搅拌机。

18、加湿水泵启动前检查：答：

1检查水泵上无杂物。

2检查油位应在规定范围内（油镜1/3—2/3之间）。3手动盘车应正常。

4检查水泵入口阀门应打开，出口门关闭。5检查地角螺丝是否松动。

6检查水泵就地电源控制箱电源指示灯正常。

19、气包压力报警的原因和处理方法答：

原因：压力超过不在0.2～0.25MPa范围处理：（1）压缩空气气源压力或出力不够。（2）气路出现较大泄露，密封泄漏点。

（3）减压阀活塞异物堵塞，清理异物。

20、预热器出口烟气温度突然持续快速下降，控制系统发出超低温警报的原因和处理方法答：

原因：锅炉可能出现爆管故障

处理方法：联络锅炉主控，超过露点温度以下，应果断停炉，以防发生结露引起的湿壁、糊袋。

21、二次电压偏高，二次电流显著降低的原因和处理方法答：原因：（1）收尘极或电晕极的振打装置未开或失灵。（2）电晕线肥大或放电不良。（3）烟气中的粉尘浓度过大。处理：（1）检查并修复振打装置。（2）分析肥大的原因，采取必要措施。（3）改进工艺流程，降低烟气的粉尘含量

22、电袋除尘器的定期维护及保养答：

1定期检查振打装置运行正常，锤头敲击在振打砧中心区域有效位置。2凡遇电除尘器临时停用时，各加热装置应继续保持工作。3临时停机期间，各振打装置应连续振打10小时以上后停止。4每班打开布袋清灰系统气包底部的球阀一次，以卸放气包内的压缩空气产生的冷凝水。5定期检查布袋清灰系统中各个脉冲阀的动作情况，出现不动作的要及时处理。6定期清洗提升阀气路三联件的过滤器，并定期给油雾器加入干净机油。7定期检查提升阀动作情况。

23、电袋除尘器应按什么要求选择清灰方式：答：

1在线清灰：为优选方式。

2离线清灰：不推荐使用，只有在烟气粉尘出现异常细粘时，且滤袋阻力大于正常范围时选用。

3定时清灰：为优选方式。

4定时＋定压清灰。

24、气力输灰设备包括哪些内容？

答：气力输灰设备包括空压机、发送系统、输送管路、灰库、气化风系统、电气热控六个组成部分。

25、电除尘器的主要设计参数包括哪些？

答：电除尘器的主要设计参数包括电场风速、收尘极板的板间距、电晕线线距、以及粉尘驱进速度等。

26、加湿水泵启动前检查？答：

1检查水泵上无杂物。

2检查油位应在规定范围内（油镜1/3—2/3之间）。3手动盘车应正常。

4检查水泵入口阀门应打开，出口门关闭。5检查地角螺丝是否松动。

6检查水泵就地电源控制箱电源指示灯正常。

27、闪络过于频繁，收尘效率降低的原因和处理方法？答：

原因：（1）电场以外放电，如隔离开关、高压电缆及阻尼电阻等放电。（2）电控柜火花率没调整好。（3）前电场的振打时间周期不合格。（4）工况变化，烟气条件波动很大。（5）抽头调整不当。处理：（1）处理放电部位。

（2）调整火花率电位器及置自动状态。（3）调整振打周期。

（4）停炉后，进电场观察检查，消除放电异常部位。（5）通知值长，调整工艺状况，改善烟气条件。（6）调整抽头位置

28、分析一、二次电流、电压均正常，但收尘效率不理想的原因和处理方法答：

原因：（1）气流分布板孔眼被堵，气流分布不均匀。（2）灰斗、壳体的阻流板脱落，气流发生短路。

（3）靠出口处的排灰装置严重漏风，进口风量超标。（4）粉尘二次飞扬。

（5）烟气条件变化。处理：（1）检查气流分布板的振打装置是否失灵。（2）检查阻流板，并做适当处理。

（3）加强排灰装置的密封性，处理漏风原因。

（4）a 调整振打强度，时间和周期；b 改善气流分布；c 改进密封，调节闸板和整个系统，减少漏风；d 采用湿式清灰；e 降低电场风速；f 在电除尘器出口设置收尘器；g 防止产生反电晕；h 调整火花率控制；I 改善粉尘的比电阻。

29、简述我厂的除灰系统

答：除灰系统采用正压浓相气力输送系统，通过灰输送器将飞灰直接输送到灰库。厂区内设2座Φ10m灰库。灰库有效库容1000 m，其两座灰库的总库容可满足2×240t/h锅炉48h的最大排灰量。每座灰库下设一套干灰卸料装置、一套干灰加湿搅拌装置。30、转机紧急停止条件

答：当转动机械在运行中，发生的下列情况之一时，应立即停止运行： 1发生人身事故时。

2发生强烈振动，危机设备安全运行时。

3轴承温度急剧升高或超过规定值时。

4电动机转子和静子严重磨擦或电动机冒烟起火时。5电动机被水淹时。

6转动设备发生严重异常不能维持正常运行时，用事故按钮停机，手按事故按钮时间不少于1分钟。

31．为什么要用料位计监测监视灰斗存灰的多少？

答：灰斗内积灰过多，会影响电除尘器的正常运行，严重时会导致短路，电场停运，反之，灰斗内存灰太少，又会产生大量漏风，导致粉尘二次飞扬，使粉尘效率大大降低，在灰斗内的灰料由于被壳体密封，无法直接观察，只能通过料位计来监测。

32、说明电除尘器振打减速机振动大、声音异常、油温比正常高的原因和处理方法。答：原因：

1、地脚或端盖螺栓松动；

2、严重缺油甚至造成针轮等磨损或损坏；

3、电极或减速机轴承损坏。

处理方法：1,、较中心后，紧固地脚螺栓；

2、解体检修减速机或电机。

33、什么是电晕放电？

答：电晕放电是指当极间电压升高到某一临界值时，电晕极处的高压电场强度将其附近气体局部击穿，而在电晕极周围出现蓝色的辉光并伴有咝咝的响声的现象。

34、粉尘的荷电量与哪些因素有关? 答：在电除尘器的电场中，粉尘的荷电量与粉尘的粒径、电场强度、停留时间等因素有关。

35、常用的电除尘器有哪几种分类方法？答：

1、按收尘极型式分管式和板式两种；

2、按气流方向分卧式和立式两种；

3、按粉尘荷电区、分离区的布置分单区和双区两种；

4、按清灰方式分湿式和干式两种。

36、为什么极板振打的周期不能太长也不能太短？

答：若振打周期短、频率高，容易产生粉尘二次飞扬；若振打周期太长，粉尘已大量沉积在极板、极线上，有容易产生反电晕。

337、影响粉尘驱进速度的因素有哪些？答：

1、粉尘粒径大小；

2、电场数目；

3、电极系统电能输入量；

4、极板间距；

5、收尘极面积大小；

6、粉尘比电阻大小。

38、简述烟气流程。

答：炉膛出口的烟气首先流经水平烟道及尾部垂直烟道的受热面，然后经除尘器去飞灰，最后由引风机抽吸到烟囱排至大气。

39、电除尘器漏风对其运行有哪些影响？

答：处于负压运行的电除尘器，若壳体的焊接处有漏点，就会使外部空气漏入，造成电除尘器的烟速增大、烟温降低，使除尘器性能恶化。从灰斗下部漏风会使灰斗内的积灰产生二次飞扬，降低除尘效率。如果从烟道闸门、绝缘套管等处漏风，不仅会增加烟气处理量，而且还会由于温度下降出现冷凝水，引起电晕线肥大、绝缘套管“爬电“和腐蚀等。40、分析发生电除尘器“整流变压器开路”时的现象和原因。答：现象：

1、二次电压升至30kv以上，二次电流仍为零；

2、高压柜跳闸，报警；

3、高压柜面板上报警指示灯亮。原因：

1、阻尼电阻烧断；

2、高压隔离开关断开或接触不良；

3、工作接地线断开。

41、什么事脉冲供电控制方式？

答：通过对电压给定环节的有效控制，使输出的高压波形发生间隙性变化，克服反电晕。

42、简述电除尘器冷态调试顺序。

答：冷态调试顺序为先投入加热，振打，卸灰，输灰，温度检测等低压控制设备，待各设备调试运行正常后，在投入高压硅整流设备，逐个电场进行升压调试。

43、进行粉尘采样时，为使采样具有代表性，必须遵循的原则有哪些？答：

1、保持等速采样；

2、采样嘴方向与烟气流向要一致；

3、尽量减少采样管形状对气流的影响；

4、采样嘴大小要合适。

44、阴、阳极膨胀不均匀对电除尘器运行有哪些影响？

答：当膨胀不均匀时，极线、极板弯曲变形，使局部异极间距变小，两极放电距离变小，二次电压升不高或升高后跳闸，影响除尘效率。

45、气力输灰系统通常有哪几部分组成？

答：气力输灰系统通常由供料装置、输料管、空气动力源、气粉分离装置、储灰库和自动控制系统组成。

46、干式灰渣输送系统有哪几种类型？答：

1、气动溜槽输送；

2、螺旋输灰机输送；

3、皮带输灰机输送；

4、正压气力输送；

5、负压气力输送。

47、电除尘器冷态试验包括哪些项目？

答：电除尘器冷态试验包括气流分布均匀性试验、振打性能试验、冷态伏安特性试验、电除尘器漏风试验、电除尘器阻力试验。

48、简述电除尘器临时停运特点及要求。

答：当锅炉停炉时间不长而且电除尘器设备无检修工作时，可采取临时停运方式，使电除尘器处于待停运状态，其操作要求是：先将输出电流、电压调至最小，然后按电场顺序停止向各电场的惦记供电，保留振打装置和加热系统继续运行。

49、振打系统常见故障有哪些？

答：掉锤；轴及轴承磨损；保险片、销断裂；振打力减小；振打电机烧毁。50、电场闪络过于频繁，收尘效率降低的可能原因是什么？答：

1、电场以外有放电点，如隔离开关高压电缆及阻尼电阻等处；

2、控制柜火花率没有调整好；

3、前电场的振打时间、周期不合适；

4、电场内部存在异常放电点，如极板变形，电晕线断线等；

针对发电厂锅炉结焦运行的全面探讨篇6

关键词：发电厂锅炉结焦运行

中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）04（c）-0064-02

发电厂是我国在发展建设过程中十分重视的单位，对于发电厂的发展与完善是我国一项基本目标。目前我国发电厂的发展过程中还存在一些有待进一步解决的问题，其中发电厂锅炉结焦运行就是一项十分严重的问题，锅炉结焦运行对于发电厂的正常工作运行的安全性具有严重威胁，所以，想要使我国发电厂在未来具有更好的发展前景，首先就要对我国发电厂锅炉结焦运行进行全面探讨与合理解决。发电厂的发展对我国未来发展与进步具有重要意义。

1 我国发电厂的基本发展概况

1.1 我国发电厂的发展背景

在我国初期发展的过程中，由于经济水平的落后，我国发电厂的发电技术存在一定的问题，发电效率也有待进一步的提高。在国家进行发展与建设的过程中，对于电能的利用与要求也逐渐增多，所以，我国对发电厂的发展提高了重视程度。近些年我国经济水平逐渐提高，经济水平的发展带动了科学技术水平的发展，进一步使我国发电厂发电技术进行较好的完善与改进，与现代化的先进科学技术相结合，有效地提高了发电厂的发电能力，显著增加了发电厂的总发电量。

1.2 重视发电厂未来发展的必要性

现阶段我国发展的速度不断地加快，为了拉近我国与发达国家的发展距离，现代化建设是我国发展过程中必须进行的发展内容。现代化建设的积极进行离不开能源的支持，电能作为我国主要的能源物质在现代化建设中起到重要作用。提高我国发电能力是现代化建设中的一项关键内容，目前在我国发电厂的发展过程中仍然存在一定的问题，使得我国发电厂的发电量提高受到一定的制约。在未来的发展过程中，想要使我国现代化建设顺利地进行，就要首先重视发电厂的发展方向，提高发电厂发电效率是一项重要的基本目标。

2 发电厂锅炉结焦运行的主要原因

2.1 锅炉燃烧的调整不够合理

发电厂锅炉燃烧发电过程中遇到的常见问题就是锅炉结焦运作，锅炉结焦运作对于提高发电厂的发电效率以及发电过程中的安全性都有严重的影响，所以，解决发电厂锅炉结焦运作问题是现阶段发电厂的一项重要目标。引起锅炉结焦运作的原因是多种多样的，其中较为重要的一个原因就是锅炉燃烧的调整不够合理，锅炉在进行燃烧过程中需要进行合理调整，使燃烧的状态达到最好，这样才有利于锅炉进行充分燃烧，提高发电效率[1]。但是现阶段我国发电厂锅炉燃烧过程中的调整不够合理，燃烧总是达不到预期的理想状态，这就使我国发电厂的发电总量少于理论上能够达到的发电总量，进而对我国发电厂的未来发展产生不利因素。

2.2 煤粉的细度不适宜

在进行燃烧的过程中，燃烧物与氧气所接触的面积对于燃烧的充分程度起到重要的影响作用，想要进行充分的燃烧就要保证燃烧物的细度达到一定程度。目前我国发电厂锅炉燃烧中的煤粉细度达不到相应燃烧效率最高的标准，进而影响到煤粉的燃烧不够充分，在浪费资源的同时也使我国发电效率有所下降。煤粉细度较粗不仅会导致煤粉的不充分燃烧，还产生较大的灰质剩余物，造成锅炉的堵塞，在对锅炉进行清理的过程中也较为麻烦，如果没有进行及时地清理，则将使锅炉结焦运作，影响发电厂锅炉的正常工作。

2.3 炉膛温度与灰熔点的关系

在进行锅炉燃烧的发电过程中，锅炉结焦运作还可能是由于炉膛温度与灰熔点关系而产生的。燃烧过程中会产生大量的灰分，产生的大量灰分存在于过路的底部，少部分吸附在锅炉的内壁。在锅炉燃烧的过程中，温度逐渐的增高，最终达到灰熔点，锅炉中存在于底部的灰分以及内壁的灰分就要进行熔化。熔化了的灰分在温度下降过程后会进行结焦，最终导致发电厂锅炉结焦运作。现阶段我国发电厂在进行发电过程中对于炉膛温度与灰熔点的关系不够重视，所以，在对发电厂锅炉燃烧温度控制的过程中没有考虑灰分的熔点，不能将锅炉的燃烧温度控制在灰熔点之内，因此，在未来的发展过程中想要提高我国发电厂的发电能力，避免锅炉结焦运作，这一问题的合理解决至关重要。

2.4 给粉机运行状态存在问题

在发电厂锅炉进行工作的过程中，锅炉的正常工作需要由很多机组共同作用而达到的，给粉机就是锅炉工作过程中的重要组成部分，给粉机需要针对锅炉的燃烧程度来对锅炉进行合理适量的给粉，保证锅炉燃烧达到最好的状态。但是目前我国发电厂发电过程中存在的问题就是给粉机有时会产生运行问题，不能很好地控制给粉量，导致大量未进行充分燃烧的煤粉被灰质包裹，造成较为严重的结焦问题[2]。给粉机工作状态对于发电厂锅炉燃烧的进行起到重要的影响作用，所以，想要使发电厂锅炉结焦运作问题得到解决就要首先保证给粉机的工作状态。

3 解决发电厂锅炉结焦运行的相关措施

3.1 定期进行吹灰工作

在发电厂锅炉燃烧发电进行的过程中，燃烧将产生一定量的灰分，这些灰分的存在将会导致锅炉结焦运行问题，所以，想要避免锅炉结焦运行，就要定期进行吹灰工作。根据锅炉运行的状态，判断在一定时间内产生灰分的量，来规定吹灰工作进行的时间。在进行吹灰工作进行的过程中，要保证吹灰的彻底性，不能使灰分有所剩余，仔细对锅炉内的所有位置进行全面吹灰工作。在吹灰工作进行以后，要对锅炉进行全面的检查，保证吹灰工作的质量，这样能够极大程度避免锅炉结焦运行的产生。

3.2 保证煤粉的均匀程度

在进行发电厂锅炉燃烧发电的准备过程中，首先对煤粉的选择进行重视，煤粉需要保证一定得均匀程度。煤粉在均匀的情况下才能进行充分的燃烧，煤粉间的燃烧程度都不会产生不良的影响，所以，在对煤粉选择的过程中要保证均匀成都。在保证煤粉均匀成都的同时，还要进一步的使煤粉细度保证在一定的范围内，煤粉细度较小则有利于煤粉与空气中氧气的接触，保证每分进行较为充分燃烧，减少未燃烧的煤粉量，这样就能很好地避免发电厂锅炉结焦运行的产生。

3.3 合理选择除焦剂

想要进一步的避免锅炉结焦运行，合理选择除焦剂也是一项重要的内容。除焦剂的种类有很多，所以，在进行选择的过程中要对除焦剂的性能以及适合使用的条件都进行细致研究，根据发电厂燃烧锅炉的型号以及结焦程度，选择合适的除焦剂来进行除焦工作。合理选择除焦剂进行除焦是我国现阶段发电厂锅炉燃烧发电过程中的一项基本内容，所以，重视除焦剂的选择是保证我国发电厂未来发展的一项重要内容。

4 结语

在现阶段的发展过程中，虽然在发电过程中还存在一定的问题，锅炉结焦运行有待进一步的解决，但是我国发电厂正在对这一问题进行研究与分析，并找出合理的解决措施。发电厂的未来发展对于我国整体的发展与建设起到重要的作用，我国发电水平的提高将很好地带动国家各项发展项目的进一步发展，这将使我国未来的发展前景更为广阔。

参考文献

[1]李向阳.300MW机组A与B电厂综合厂用电率对比研究[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2012（12）：324-325.

发电厂机组锅炉运行篇7

1现今300 MW锅炉脱硫存在的问题

在我国社会经济发展的过程中,最主要的能源就是煤炭能源,这个问题不是短时期能从根本上解决的。在我国的火电厂中,只有一少部分企业为锅炉加装了脱硫装置,大部分企业还是直接把带有大量二氧化硫的气体排放到空气中,使得我国酸雨出现的越来越频繁,破坏了大自然的稳定性。因此,要以“减少污染,保护环境”为目标,提高脱硫装置的工作效率,在企业经济正常发展的同时减少对自然环境的破坏。

2我国现今火电厂锅炉脱硫方式

2.1干法脱硫

在现今的火电厂中,最合理的方法就是干法脱硫。这种方法是使用粉状吸收剂或催化剂去除废气中的二氧化硫。在脱硫的过程中,往往需要使用庞大的设备,操作过程有一定的难度,并且净化效率提不上去。同时,在喷射粉剂的过程中,会对喷嘴造成一定程度的磨损,所以,要加强喷嘴的耐磨性。也正是这个原因,使得这种方法不能被广泛应用。这种方法主要包括了干式造粒法和简易脱硫法。

2.2湿法脱硫

因为干法脱硫不适合推广,所以,现在火电厂常用的脱硫方式是湿法脱硫。这种方法是采用含有碱性的液体吸收剂去除烟气中的二氧化硫。这种方法不需要复杂的设备,它容易操作,能更快地使烟气脱硫,使最后烟气中二氧化硫的含量最高能降低80%.但是,任何一种方法都有其缺点,湿法脱硫也不例外。在脱硫过程中,采用这种方法能产生大量的废水,而废水必须要经过二次处理才能排放出去。这样,就增加了企业的工作任务量,同时,排放出来的烟气是白烟,烟温容易降到露点以下,如果不做合适的处理,就会腐蚀后续设备,对工作设备造成一定的损害。这种方法包括石灰石—石灰法、石灰石—石膏法、湿式镁石膏法和喷雾干燥法等。

3烟气脱硫技术的现状

在当今的火电厂中,对烟气作脱硫处理的锅炉还不是很多,它对环境造成了很大程度的破坏,所以,对脱硫提出了更加严格的要求。我国成熟的烟气净化技术主要应用于中小型锅炉烟气脱硫过程中,而大型的锅炉烟气脱硫技术还不完善,没有成套的技术设备,对环境造成了极大的破坏。

3.1中小型锅炉简易烟气脱硫技术

在我国火电厂中,中小型锅炉占了绝大多数。为此,我国针对中小型锅炉的特点研究出了一些简单的脱硫设备,目前已有几十种。这些简单的装置需要的设备少,操作简单,脱硫过程快,并且去除烟气中二氧化硫的效率很高。相对而言,我国大型锅炉脱硫技术简直惨不忍睹,没有相应的技术,使得我国大型锅炉在生产工作中产生的烟气得不到妥善的处理,严重破坏了自然环境。

3.2国外脱硫装置的引进

由于我国还没有完善的大型锅炉脱硫技术,为了更好地完成火电厂的工作,要引进国外的先进设备来降低烟气中二氧化硫的含量。1993年,重庆珞璜电厂在日本引进了湿法“石灰石—石膏法”烟气脱硫装置;1994年,山东黄岛电厂在日本引进了“旋转喷雾干燥法”脱硫装置;山西太原第一发电厂在日本引进了简易石灰石-石膏法脱硫装置。另外,国内还有很多火电厂都从国外引进成套的脱硫设备。

4脱硫技术存在的主要问题

在脱硫过程中,火电厂排放的烟气有很多,其中,二氧化硫的含量不会很高。这样,脱硫装置的投入成本是不可能用回收副产品来获取的,进而导致脱硫工作中出现了脱硫成本问题、产物处理问题和引进国外先进技术等问题。通过对火电厂中大型锅炉的探究发现,我国大型锅炉脱硫处理技术还比较落后,没有很好地解决腐蚀设备、烟气带水等问题,达不到国家对火电厂排放物提出的要求。与此同时,相关人员还要在工作中不断创新,不断完善大型锅炉脱硫技术和设备,使我国火电厂在为社会带来帮助的同时减少对环境的破坏。

5结束语

国内成熟的烟气净化技术主要集中在中小型锅炉烟气脱硫处理方面,大型锅炉烟气脱硫处理技术还不完善,脱硫设备的水平低。虽然国外的脱硫技术相对比较完善,但是,引进的成本比较高,大部分企业难以接受。鉴于此,需要我国在原有小型锅炉脱硫技术的基础上不断完善和改进,根据国外的一些经验,结合国内火电厂的实际情况研究出适合我国的脱硫设备,使其在火电厂工作中更好地完成任务,以满足市场经济的需求,减少对坏境的破坏,使人们的生活环境更加健康、舒适。

参考文献

[1]汪艳红.我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述[J].硫磷设计与粉体工程,2008,05(02):13.

[2]阎维平,董静兰,马凯.富氧燃煤锅炉烟气再循环方式选择与水分平衡计算[J].动力工程学报,2011,10(12):893.

[3]赵永椿,马斯鸣,杨建平,等.燃煤电厂污染物超净排放的发展及现状[J].煤炭学报,2015,08(11):2629.

CFB锅炉发电机组的节能技术探讨篇8

1.1 变频调速技术节能分析

通常在电力生产中最常用的控制手段是调节阀门、风门、挡板开度的大小来调整泵与风机类转动设备。这样, 不论生产的需求大小, 风机都要按额定转速运转, 而运行工况的变化则使得能量以阀门、风门、挡板的节流损失消耗掉了。在生产过程中, 不仅控制精度受到限制, 而且还造成大量的能源浪费和设备损耗。从而导致生产成本增加, 设备使用寿命缩短, 设备维护、维修费用高居不下。风机、泵类设备多数采用异步电动机直接驱动的方式运行, 存在启动电流大、机械冲击、电气保护特性差等缺点。不仅影响设备使用寿命, 而且当负载出现机械故障时不能瞬间动作保护设备, 时常出现泵损坏同时电机也被烧毁的现象。近年来, 出于节能的迫切需要和对产品质量不断提高的要求, 加之采用变频调速器 (简称变频器) 易操作、免维护、控制精度高, 并可以实现高功能化等特点, 采用变频器驱动的方案开始逐步取代风门、挡板、阀门、液偶的控制方案。通过流体力学的基本定律可知:风机、泵类设备均属平方转矩负载, 其转速n与流量Q, 压力H以及轴功率P具有如下关系:Q∝n, H∝n2, P∝n3;即流量与转速成正比, 压力与转速的平方成正比, 轴功率与转速的立方成正比。采用变频调速技术改变电机转速的方法, 要比采用阀门、挡板调节更为节能经济, 设备运行工况也将得到明显改善。

1.2 与滑差调速相比

滑差调速的控制方式比较典型可靠, 但其存在着调速精度差、范围窄、线性不好、能耗高等缺点, 而变频调速系统的特点正好克服了传统滑差调速系统的不足, 具有效率高、无转差损耗、调速范围宽、特性硬、精度高、起制动方便灵活、能耗小的特点, 既具有交流感应电机的长处, 又具有直流电机的调速性能, 有非常显著的可靠节能效果。与传统的滑差电机相比变频调速系统更有维护量小、启动电流小、系统功能较为完善、给操作人员提供了便利等优势。

2 广泛应用高、低压变频技术

生活水泵、消防水泵、除盐水泵等采用380V电机的设备可应用低压变频技术进行变频调速。采用6KV电机的泵与风机可应用高压变频技术, 可取得明显效果。变频器用于风机、泵类设备驱动控制场合取得了显著的节电效果, 是一种理想的调速控制方式。既提高了设备效率, 又满足了生产工艺要求, 并且因此而大大减少了设备维护、维修费用, 还降低了停产周期。直接和间接经济效益十分明显。

3 积极应用斩波内反馈调速电机技术

近几年内反馈交流调速电机技术和控制系统得到快速发展。斩波内反馈调速系统利用现代电子技术, 控制电动机转子 (绕线式) 感应电流, 从而控制转子输出转矩, 达到调速目的。与变频调速相比, 内反馈调速系统接于电机转子回路, 工作电压低, 运行稳定可靠, 且在低速下仍能保持较高的功率因数, 效率较高;与传统调速方法相比, 内反馈调速系统在调速时不用改变电机接线即可实现平稳调速, 不需额外增加开关, 改善开关运行工况, 对高压电机具有重要意义。

4 在系统设计方面降低厂用电耗

在设计初期应仔细考虑降低厂用电耗方面的工作, CFB锅炉发电机组的厂用电水平就可接近煤粉锅炉发电机组。在电厂设计初期应考虑辅机容量选择、系统配置、阻力计算等若干方面的问题, 为厂用电的降低打好良好的技术基础。

在风机选型方面进行优化。先由锅炉厂提出一个较准确的阻力计算值, 最后进行整个烟风系统阻力计算后, 应进行广泛调查合理选择, 以便使风机在高效区运行。

采用新型可靠的出渣方式。将锅炉厂习惯配套的风水联合流化床冷渣器改为滚筒式冷渣器或钢带式冷渣器, 渣系统电耗可从330~400k W降至100~200k W, 厂用电降低显著。

根据来煤细度决定是否需要粗级破碎, 设计一级筛分系统, 既保证了锅炉的粒度要求, 又有效地防止了过破碎, 还在一定程度上降低了厂用电。

在电厂总体布置上采取措施, 降低能耗。在炉侧就近布置渣库, 在两炉之间布置石灰石粉库, 缩短输送距离, 降低电耗;一、二次风机靠近空气预热器布置, 降低了风道阻力从而降低电耗;灰库布置在厂区内且距电除尘较近, 大大降低气力除灰系统的电耗。

5 结论

循环流化床 (CFB) 锅炉发电机组厂用电率高达10~12%, 明显地抵消了CFB锅炉的诸多优势。厂用电率高的问题已成为制约CFB锅炉大型化快速发展的瓶颈。如在设计上广泛采用变频、斩波内反馈调速电机等高低压调速节能技术, 同时在锅炉本体设计、系统配置、辅机选型等方面采取有效措施后, 可使CFB锅炉发电机组的厂用电率降到接近同类型煤粉炉发电机组的程度, 与采用湿法烟气脱硫装置的同类型煤粉炉发电机组的厂用电水平相当。

摘要：循环流化床 (CFB) 锅炉发电机组厂用电率高达10￣12%, 明显地抵消了CFB锅炉的诸多优势。厂用电率高的问题已成为制约CFB锅炉大型化快速发展的瓶颈。

关键词：CFB锅炉,调速,节能

参考文献

[1]江蛟.CFB电厂厂用电分析及降低措施[J].热机技术, 2004, 4.

[2]国电力行业CFB机组技术交流服务协作网技术交流资料汇编[D].北京:中国电力企业联合会科技服务中心, 2003.

[3]交流调速系统.上海交通大学出版社出版

发电厂发电机组集控运行技术探析篇9

1 发电厂发电机组集控运行的前提

影响集控系统正常运行的因素主要有外部和内部两大因素, 发电机组的集控运行是否安全、可靠, 由外部设备质量的高低决定。集控系统在组装和调试时极易受到外部因素的影响。安装时, 施工人员很难发现设备有无受到损害, 因此, 如果在安装时未按照规范对其进行有效保护, 就会使得设备质量降低。

在该系统运行时, 需保证接地系统的安全性。如果接地装置与地面接触不协调, 那么该系统在运行时极易受到外界因素的干扰, 这时将会发送错误信息;如果与系统对应的电源装置的供电形式发生变化, 且未能及时切换时间, 集控设备在运行时就会受到较大的影响, 情况严重时甚至会停止运作。此外, 控制室和电子室的内部空调装置也会影响系统正常运行。由于两室共用一个空调系统, 空调在运行时只起到了降温作用, 湿度并不会发生任何改变, 这样的室内环境极易产生静电离子, 长时间如此, 集控装置的电路板将会严重受潮, 导致系统短路, 无法正常运作。因此, 只有保证外部各组成部分质量达标, 才能使集控机组正常运行。

2 集控系统运行时常见问题

2.1 主要的蒸汽压力控制体系

蒸汽压力控制体系直接将能量平衡式作为运作基础, 其控制理论极其烦杂, 部分发电厂为了简化控制理论过程, 利用间接的能量平衡体系对其进行调和。这种做法并非完全适用, 当整个系统退出转换过程时, 仍然需要利用原有理论法对其进行控制。原有理论主要是对进入炉内的微粉煤数量进行计算, 保证能够对蒸汽机内的压力进行控制。

2.2 控制过热汽温体系

控制过热汽温体系如图1所示。该系统主要利用煤水对超过临界点的蒸汽温度进行粗略调控, 炉内产生的微量直流热蒸汽可对水煤比的信号进行校正。目前, 该系统的理论已被广泛应用于各个火电发电厂。通常情况下, 该系统自带调节装置, 可对数据进行有效调控, 因此, 该系统可直接被使用。不过, 该系统在运行时依旧出现了不少问题, 比如体统的设计不合理、生产过程中存在漏洞等, 使得系统在运行时常出现中线性接触故障。部分人员认为对系统进行调节是关键所在, 但是这种想法并未得到重视, 导致该系统的性能一直未能得到改善。由于系统性能存在一定缺陷, 因此, 在对系统进行检修时, 应使用便捷、直接的方法对其参数进行调整。

2.3 再热器的汽温控制体系

由于再热蒸汽温度控制比过热器更难, 因此, 部分发电厂采用减温水的方法对其温度进行调节, 这样处理较为方便, 且能较好地对温度进行控制。但是, 这种处理方式有一个缺点, 即仪器泵口部位的水从未被使用。亚临界的压力锅炉在使用时, 主要的降温方法是向其内部喷洒少量的水, 这种方法虽然可以使机组快速降温, 但同时也降低了循环热效率, 增加了煤耗, 因此, 不少发电厂都将这种方式作为辅助方式对再热器的温度进行调节。还有一些发电厂利用烟气挡板对再热器的温度进行调节, 但效果并不显著。这种方法会对锅炉内部产生的气流造成不良影响, 还会影响蒸汽温度的均衡性。

3 发电机组集控运行技术的控制形式

通常, 火力发电厂都会安装多台发电机组, 且机组功率均不一样, 但是由于如今社会能源和电力资源都较为紧张, 这种现象的出现推进了电站汽轮机的发展。原有的机组控制系统无法满足目前社会发展的要求, 因此, 发电机集控运行技术应运而生, 并被广泛应用。集控运行技术主要控制形式如下。

3.1 分级阶梯控制形式

通常人们所说的集控运行形式事实上就是分级阶梯控制形式, 这种形式是整个系统的核心。将其监控流程进行分层处理, 各个机组都有自己的职责, 互不干扰。

3.2 分散式控制形式

原有的发电机组使用的是集中式控制技术, 使得机组发生事故时也较为集中。针对这一问题, 对原有的控制技术进行革新, 研发出了集散控制体系, 对机组进行分层监控, 降低了控制难度, 使机组控制起来更加容易。

3.3 利用通讯设施对机组进行综合处理

社会经济的发展推动了信息技术的发展, 并使信息技术被广泛应用于生活中的各个领域, 发电厂将该技术投入到发电机组集控运行技术中。由于电厂对机组的要求越来越高, 控制系统更新速度较快, 各种控制系统被相继研发出来, 比如多系统接口控制系统。这种新型的系统合理利用了当前社会先进的高速信息数据体系, 可对各类控制仪器进行连接, 使协调控制成为现实。

4 结束语

综上所述, 发电厂发电机组集控运行时存在一些问题, 比如主要的蒸汽压力控制体系、控制过热汽温体系、再热器的汽温控制体系等。这些问题严重制约了机组集控运行的顺利开展, 只有彻底解决这些问题, 才能提高集控质量。利用分级阶梯控制形式、分散式控制形式, 以及利用通讯设施对机组进行综合处理, 可有效保障机组正常、安全运行, 并实现协调集控控制。

参考文献

浅析发电厂发电机组集控运行技术篇10

关键词：发电厂,发电机组,集控运行技术

发电机组是发电厂最为主要的运行设备, 发电机组的运行效率影响着这个发电厂的供电质量和效率。随着我国科技的不断发展和完善, 发电机组在运行控制上进行了大胆的改革和创新。计算机技术的应用, 发电机组采用集控运行技术来实现生产运行的自动化。集控运行技术在发电机组中的应用, 保障了其运行的安全性和稳定性, 但由于集控运行技术受外界的影响较大, 设备质量的好坏也能影响发电机组的运行状况。因此对发电厂发电机集控技术存在的问题进行探讨和分析, 对于发电厂供电的效率和质量优非常重要的现实意义。

1 发电厂发电机组集控运行技术的影响因素

保证发电机组的正常运行主要是根据发电机组集控运行设备的质量以及内部运行稳定性决定。设备质量的好坏直接影响发电机组集控运行系统的安全性和可靠性, 发电机组集控系统在进行组装和调试的过程中, 对设备的质量等外部因素的依赖性较大。并且在设备安装的过程中, 设备是否受到损害很难查出。

影响发电机组集控运行技术内在原因直接影响设备的安全性。在安装的过程中, 要保证接地装置能与地面协调地接触, 避免集控系统在运行的过程中受到外部原因的干扰。要确保电源装置供电形式的稳定, 保证及时地切换时间, 防止集控设备受到干扰, 造成其停止运行的严重后果。

2 发电厂发电机组集控运行技术存在的问题

2.1 蒸汽压力控制系统

发电机组集控运行系统中, 蒸汽压力控制系统是运用直接能力平衡公式作为其运行的基础。由于直接能力平衡公式的理论较为复杂, 因此在实际的运行过程中, 一些发电厂简化了其理论, 只是利用间接的能量平衡体系进行调和。这种方式在整个集控系统退出转换的过程时, 间接的能量平衡体系不能对其进行控制, 必须使用直接能力平衡公式。直接能力平衡公式理论是计算对进入炉内的微煤粉的数量, 确保其对蒸汽压力进行有效地控制。

2.2 过热汽温控制系统

过热汽温控制系统是利用煤水来控制超过临界点的蒸汽温度, 而炉内产生的微量直流热蒸汽是对水煤比例进行校正。过热汽温控制系统现已广泛地应用在火电发电厂中。在一般的情况下, 过热汽温控制系统的自带调节装置, 能有效地对数据进行调控。但也其运行的过程中也出现了一些问题, 包括过热汽温控制系统设计的不合理性, 或者其在生产的过程中存在一些漏洞等。这些缺陷使得该系统在运行的过程中, 常常出现中线性接触故障。一些人认为解决这些问题的关键, 是要对其进行调节, 但这些方法也并未实施, 使得过热汽温控制系统的性能没能得到改善。因此, 在对其系统进行检修时, 要采用较为直接的方法进行相应的调整。过热汽温控制系统如图1所示。

2.3 再热气温控制系统

对再热汽温的温度进行控制的难度较大, 因此, 一些发电厂为了较好的控制再热汽温系统的温度, 采用减温水的措施对再热气温的温度进行调节。但采用这种方式对温度进行控制存在问题, 具体原因是仪器的泵口水从未被使用过。对亚临界压力锅使用过程中的温度进行控制, 主要的方式是对其内部进行喷洒少量的水。这种喷洒水的方式能快速地降温, 但却降低了循环热效率, 耗用了大量的煤。

3 发电厂发电机组集控运行技术的控制方式

3.1 分级阶梯控制方式

发电厂发电机组集控运行技术最普遍的是分级阶梯控制的方式, 采用这种方式进行发电机组集控运行进行控制, 是对运行过程中的监控流程进行分层的处理, 让每个机组都有其自身的职责范围, 不会互相干扰。

3.2 分散式控制方式

传统的发电厂发电机组采用的是较为集中式的控制技术, 这种方式会使得发电机组发生故障的范围也较为集中。因此, 对传统控制技术进行改革, 就是改变集中的控制方式, 改为集散控制体系。

3.3 利用通讯措施和通讯系统进行控制

信息技术的发展, 使得信息技术被运用到各个领域。发电厂也将信息技术应用到发电机组集控运行系统中。由于人们对电能的需求越来越大, 使得发电厂对发电机组运行的安全性和稳定性的要求越来越高。计算机技术的发展, 加快了控制系统的更新速度, 也研发出各种不同的控制系统。

4 结语

综上所述, 发电厂发电机组集控运行系统在运行的过程中还存在一些问题和缺陷, 这些问题直接影响了发电厂供电的安全性和稳定性。只有彻底解决了发电机组集控运行技术的问题, 才能有效地提高集控的质量和效率。在实际过程中, 广泛地使用集控运行技术, 能提高运行的效率, 降低其运行的成本。能够保障人们对电能的需求, 提高发电厂的社会效益和经济效益。

参考文献

[1]杨煜.火力发电厂发电机组的集控运行系统浅析[J].中国科技信息, 2013 (13) :107, 114.

[2]李晓龙.发电厂发电机组集控运行技术探析[J].科技与创新, 2014 (15) :29-29, 33.

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