流化床锅炉性能简介

流化床锅炉性能简介（通用6篇）

篇1：流化床锅炉性能简介

循环流化床锅炉简介

摘要：本文主要对国内外循环流化床发展现状进行了简略的总结、归纳，并通过与国外循环流化床技术大型化、高参数的发展趋势对比，对我国循环流化床锅炉技术发展前景进行展望同时，阐述了主要研究方法，技术路线和关键科学技术问题。关键词：循环流化床；国内外现状；研究方法；技术路线；科学技术问题；前景 Abstract: This paper briefly summarized the current situation about the development of circulating fluidized bed at home and abroad，compared with the foreign circulating fluidized bed technology which has a large development trend，and investigated the prospects of circulating fluidized bed boiler technology in China．At the same time, this paper expounds the main research method, the technical route and to solve the key technological problems.Key words: CFB；development at home and abroad；research method；technical route ；key technological problems ；prospect前言

循环流化床锅炉是从鼓泡床沸腾炉发展而来的一种新型燃煤锅炉技术，它的工作原理是将煤破碎成0～10mm 的颗粒后送后炉膛，同时炉膛内存有大量床料（炉渣或石英砂），由炉膛下部配风，使燃料在床料中呈“流态化”燃烧，并在炉膛出口或过热器后部安装气固分离器，将分离下来的固体颗粒通过回送装置再次送入炉膛燃烧[1]。

循环流化床锅炉的运行特点是燃料随床料在炉内多次循环，这为燃烧提供了足够的燃尽时间，使飞灰含碳量下降。对于燃用高热值燃料，运行良好的循环流化床锅炉来说，燃烧效率可达98%～99%相当于煤粉燃烧锅炉的燃烧效率。

循环流化床锅炉具有良好的燃烧适应性，用一般燃烧方式难以正常燃烧的石煤、煤矸石、泥煤、油页岩、低热值无烟煤以及各种工农业垃圾等劣质燃料，都可在循环流化床锅炉中有效燃烧。

由于其物料量是可调节的，所以循环流化床锅炉具有良好的负荷调节性能和低负荷运行性能，以能适应调峰机组的要求与环境污染小的优点[2]，因此在电力、供热、化工生产等行业中得到越来越广泛的应用。循环流化床锅炉国内外研究现状

2.1 国外研究现状及分析

国际上，循环流化床锅炉的主要炉型有以下流派：德国Lurgi公司的Lurgi型；原芬兰Ahlstrom公司(现为美国Foster Wheeler公司)的Pyroflow型；德国Babcock公司和VKW公司开发的Circofluid型；美国F.W.公司的FW型；美国巴威(Babcock＆Wilcox)公司开发的内循环型；英国Kaverner公司的MYMIC型。

大型化、高参数是目前各种循环流化床锅炉的发展趋势，国际上大型CFB 锅炉技术正在向超临界参数发展。国际上在20世纪末开展了超临界循环流化床的研究。世界上容量为100～300MW的CFB电站锅炉已有百余台投入运行。Alhstrom和FW公司均投入大量人力物力开发大容量超临界参数循环流化床锅炉。由F.W.公司生产出了260MW循环流化床锅炉，并安装在波兰[3]。特别是2003年3月F.W.公司签订了世界上第一台也是最大容量的460MW超临界循环流化床锅炉合同，将安装在波兰南部Lagisza电厂[4]。由西班牙的Endesa

Generacion电力公司、FW芬兰公司及芬兰、德国、希腊和西班牙共六家公司合作的一项为期三年的CFB800的研究项目也正在进行中，并已提出了800MW超临界CFB锅炉的概念设计。

另外一个趋势就是加强研究增压循环流化床锅炉，发展增压循环流化床锅炉型蒸汽－ 燃气联合循环与常压循环流化床锅炉和增压鼓泡流化床锅炉比较，其具有以下优点[5]：(1)炉膛截面热强度高；(2)环保性能更好。

2.2国内循环流化床锅炉发展现状

中国与世界几乎同步于20世纪80年代初期开始研究和开发循环流化床锅炉技术。大体上我国的循环流化床燃烧技术发展可以分为4个阶段：

1980—1990年为第一阶段，其间我国借用发展鼓泡床的经验开发了带有飞灰循环、取消了密相区埋管的改进型鼓泡床锅炉，容量在35—75t/h。由于没有认识到循环流化床锅炉与鼓泡床锅炉在流态上的差别，这批锅炉存在严重的负荷不足和磨损问题。

1990—2000年为第二阶段，我国科技工作者开展了全面的循环流化床燃烧技术基础研究，基本上掌握了循环流化床流动、燃烧、传热的基本规律。应用到产品设计上，成功开发了75—220t/h蒸发量的国产循环流化床锅炉，占据了我国热电市场。

2000—2005年为第三阶段，其间为进入电力市场，通过四川高坝100MW等技术的引进和自主开发，一大批135—150MWe超高压再热循环流化床锅炉投运。

2005年之后为第四阶段，期间发改委组织引进了法国阿尔斯通全套300MWe亚临界循环流化床锅炉技术，第一个示范在四川白马（燃用无烟煤）取得了成功，随即，采用同样技术的云南红河电厂、国电开原电厂和巡检司电厂（燃用褐煤）以及秦皇岛电厂（燃用烟煤）均成功运行。由于我国已经形成了坚实的循环流化床锅炉设计理论基础，对引进技术的消化和再创新速度很快，引进技术投运不久，就针对其缺点，开发出性能先进、适合中国煤种特点的国产化300MWe亚临界循环流化床锅炉，而且由于国产技术的价格与性能优势，2008年后新订货的300MWe循环流化床锅炉几乎均为国产技术。所采用的主要研究方法和技术路线

国内发展大型化循环流化床锅炉的主要研究方法和路线主要为应用相似原理。

2008年1月9号，中国研制的330MW的循环流化床锅炉在江西分宜电厂投产发电。此前西安火电研究所（IPRI）与哈尔滨锅炉厂有限责任公司（HBC）合作开发了具有自主知识产权的循环流化床锅炉，包括：100MW、210MW循环流化床锅炉，这些锅炉分别于2003年6月19日和2006年7月7日投产运行，并且各项性能指标满足设计要求。这两种锅炉的运行在中国循环流化床锅炉发展史上具有里程碑的意义，它们为发展大容量循环流化床锅炉做了铺垫。通过相似原理中国设计了具有自主知识产权的最大容量循环流化床锅炉，锅炉容量为330MW[6]。这是迄今为止在中国运行的最大容量的循环流化床锅炉。相关科学技术问题

我们可以从循环流化床锅炉技术特点来阐述科学技术问题。

4.1化床锅炉和其他型式锅炉比较有如下特点。

1)燃料适应性广。循环流化床锅炉既可燃用优质煤，也可燃用各种劣质煤。不同设计的循环流化床锅炉，可以燃烧高灰煤、高硫煤、高水分煤、低挥发分煤、煤矸石、煤泥、石油焦、油页岩甚至炉渣、树皮和垃圾等。

2)燃烧效率高。循环流化床锅炉的燃烧效率通常为95%—99%[7]。燃烧效率高的主要原

因是气固混合好、燃烧速率高、大量的燃料进行内循环和外循环重复燃烧，从而使煤粒燃尽率高。

3)高效脱硫。循环流化床锅炉的低温燃烧特点与石灰石最佳脱硫温度一致, 添加合适品种和粒度的石灰石，Ca/S摩尔比在1.5—2.5时，可以达到90%的脱硫效率[8]。

4)氮氧化物(NOx)排放低。循环流化床锅炉氮氧化物排放低的原因主要有两个，一是低温燃烧抑制空气中的氮转化为氮氧化物；二是分段燃烧抑制燃料中的氮转化为氮氧化物。

5)燃烧强度高，炉膛截面积小，炉膛截面积热负荷为3—5MW/m2，接近或高于煤粉炉。

6)负荷调节范围大，负荷调节快。循环流化床锅炉的负荷调节比可达(3—4):1，由于截面风速高和吸热控制容易，循环流化床锅炉的负荷调节速率快，每分钟可达4%BMCR（锅炉最大连续出力）。

7)燃料预处理和给煤系统简单。给煤粒度一般小于12mm，燃料的制备破碎系统大为简单。炉膛的截面积较小，良好的混合使所需的给煤点数量大大减少。

8)易于实现灰渣的综合利用。炉内优良的燃尽条件使得锅炉的含碳量低，灰渣量较煤粉炉要多，灰渣作为水泥掺和料或建筑材料，容易实现灰渣的综合利用。从上特点可以看出循环流化床锅炉是优于链条炉，抛煤机炉，煤粉炉和鼓泡床锅炉的炉型。

4.2循环流化床锅炉存在的主要问题

循环流化床锅炉具有较强生命力，但其发展历史不过三十余年，正处在发展时期，还存在许多缺点，热爱它的研究者，使用者齐心协力，使之茁壮成长，臻于完善。

根据目前状况，循环床锅炉存在下述缺点[9]。

1)由于设计和施工工艺不良，导致炉内受热面磨损严重仍是当前循环流化床锅炉安全稳定运行最为主要的原因。主要存在于水冷壁密相区防磨方式、炉内受热面安装工艺质量、炉内耐磨耐火浇注料施工工艺和质量带来的磨损问题。

2)锅炉排渣不畅也是影响锅炉安全长期运行的问题。影响锅炉排渣不畅的主要原因是入炉

煤颗粒较大，含石块较多。

3)炉膛、分离器以及回料装置之间的膨胀和密封问题。

4)飞灰含碳量高的问题。循环流化床锅炉的低渣含碳量较低，但是飞灰含含碳量较高。

5)厂用电率较高。由于循环流化床锅炉独有的布风板、分离器结构和炉内料层的存在，要满足锅炉燃烧、循环、排渣的需要，风机电耗相应较高。

上述循环流化床锅炉存在的主要问题即为有待解决的关键科学技术问题。国内循环流化床锅炉前景展望

随着全球煤炭储量的不断减少和对环保要求的不断提高，给循环流化床的发展及推广带来了新的机遇，进行如下分析：

(1)煤炭是重要的化工原料，随着储量的不断减少，大型煤粉锅炉将逐渐被国家所限制。而循环流化床由于适合燃烧各种燃料，而且是城市垃圾处理的好项目，必然能得到政府的大力扶植。

(2)目前全国的火电厂顺应国家环保局的要求，纷纷上马脱硫项目。但作为煤粉锅炉，受结构的限制，很难采用干法脱硫技术，因此大多采用石灰石湿法脱硫。湿法脱硫需要增加烟道、增压风机、吸收塔、石灰石浆液系统、石膏脱水系统、废水系统、石灰石粉制备系统等脱硫设备的大量投资，一般直接投资就在2亿以上，而后期的运行和维修费用更是天文数字。而循环流化床锅炉可以采用炉内喷钙干法脱硫，甚至可以实现脱硝，且增加的投资很少。喷钙脱硫成套技术主要由炉内喷射钙基吸附剂脱硫和尾部水合固硫两部分组成，在炉膛烟温

900～1200℃区域内喷入石灰石粉，可将系统脱硫率提高到80%以上[10]。

(3)随着我国电机技术的发展，风机的功率得到了不断的提升，而循环流化床的结构也在不断的改善，因此循环流化床的出力也可逐步向大型化发展。总结

循环流化床锅炉在清洁煤燃烧方面已经充分显示了其优越性,但在高效方面,仍然存在不足,其容量尚不足以满足电力生产的需要。而这种燃烧技术本身决定了发电效率的提高只能通过提高蒸汽参数循环效率的途径来实现。因此,容量大型化以及高参数化是循环流化床燃烧技术的发展方向。循环流化床技术具有燃料的灵活性、低的排放等优点。超临界循环流化床锅炉便是结合二者的优势,是一种高效、低污染燃煤发电技术。

原则上循环流化床及超临界均是成熟技术,二者的结合相对技术风险和技术难度不大。循环流化床炉膛中的热流要比煤粉炉中低得多且比较均匀,比煤粉炉更适合采用超临界参数。

超临界循环流化床作为下一代循环流化床燃烧技术,已经受到人们的高度重视。目前,我国也在积极策划实施超临界循环流化床锅炉示范工程。预计不久的将来,世界上容量最大、参数最高的循环流化床锅炉将在中国诞生。

参考文献：

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77.

篇2：流化床锅炉性能简介

随着时代的发展，如何环保、高效的提供采暖及生活热水越来越紧迫的提了出来，燃煤改燃气将满足人们目前的上述要求。国家重点建设工程西气东输及“气化工程”的不断推进，为燃气锅炉推波助澜，在短短数年内，国内的众多厂家争相研制、开发各类适用燃气锅炉。在这期间，国外应用多年的技术成熟、环保、高效燃气锅炉成为众多厂家效仿的焦点。其中意大利斯密集团股份有限公司（FONDERIE SIMES.PA）生产的模块式锅炉尤为突出，它以全新的设计理念、卓越的技术品质、优异的性能、环保高效的形象迅速大批量进入国内市场，得到众多客户的广泛认可和高度评价。

模块组合式热水锅炉具备高效、耐用、可靠，安装简便、灵活、运行费用低，维护和操作方便，环保效果好、无污染、无噪音等优点。广泛适用于家庭供暖和热水，住宅小区供暖和热水，以及工商业建筑供暖、热水。

下面将模块锅炉与其他传统锅炉作比较，介绍一下模块锅炉特点：

一、模块化设计，结构简单，安装灵活、方便

模块锅炉的模块概念就相当于把单体大锅炉拆分为若干个小锅炉(体积不足1m3)。因此可以说模块锅炉通过在数量上的“简单并联组合”可以达到任意蒸吨单台锅炉的规模，因此模块锅炉可以取代目前常见的10蒸吨以下的各类采暖及热水锅炉。

锅炉的模块设计决定了其以下特点：

① 每台锅炉互为备用，设备及投资利用率、运行安全性大大提高。一旦某台锅炉意外出现故障，供暖影响非常之小，仅为1／N（N为锅炉台数）。② 容量扩充性能好。随着小区采暖及生活热负荷的不断变化（增减），可随时通过增加或减少锅炉台数，以较小的投资满足采暖的需要。不像单体大锅炉容量难以调整。

③ 锅炉房基建设施要求不高，可大幅度降低基建投资。小的模块锅炉可以通过普通门进入锅炉房，用户可以根据锅炉房的具体情况布置锅炉，比如：若锅炉房尺寸狭长，则模块锅炉也可以布置成狭长形式。该锅炉对锅炉房没有特殊要求，不需要投入巨额资金深挖基础、建造具有高等级防震能力的砖混结构锅炉房。上述特点决定了锅炉特别适用于改造及扩容工程。

二、寿命长，维护简单、经久耐用（铸铁锅炉设计寿命长达50年）

锅炉寿命长的主要原因是使用铸铁炉片。目前，单体大锅炉大多采用钢制炉片，众所周知，铸铁比钢的耐酸碱及氧腐蚀性要好很多。国家标准规定，钢制炉

片的使用寿命为14年，而铸铁炉片的寿命可达50年之久。当然，锅炉的寿命长短还在于运行管理是否合理，操作是否正确，以及日常保养得好不好等因素。锅炉具有一整套严密科学的运行管理、控制系统，并且公司将对操作人员进行技术培训，确保操作安全、正确。

三、控制系统完善，运行安全可靠模块锅炉一般具有下列装置确保使用安全：

① 火焰反烧开关；

② 开关性能优异的防漏气燃气电磁阀；

③ 防倒烟开关；

④ 高温限制器；

⑤ 全自动点火装置；

⑥ 燃气泄漏检测联动装置（可选）；

⑦ 安全阀；模块锅炉的燃烧方式一般采用大气直燃式，这种燃烧方式大大提高了锅炉的安全性。

单体大锅炉在点火时，一旦吹扫不彻底，炉膛内存有的可燃气体，即会发生爆燃现象，严重的会造成爆炸。而模块锅炉的燃烧方式非常简单，就像我们家里的燃气式热水器一样，燃气由分配管送入燃烧器，空气由锅炉下部条缝进入炉膛与燃气充分混合，点火后燃烧。即使发生因燃气泄漏引起的爆燃现象，锅炉具有足够的泄爆面积将过量的燃气排到炉膛外，确保安全。而单体大锅炉的燃烧是封闭的，一旦燃气泄漏，炉膛内燃气浓度将增加，这时若点火将发生爆炸，后果不堪设想。

四、清洁、环保、低噪音

大锅炉的空气与燃气混合气要通过鼓风机送入炉膛，而鼓风机会产生很大的噪音，造成声音污染，恶化员工工作环境。而模块锅炉的燃烧方式是大气式燃烧，不需要鼓风机，因此，噪声很低，燃烧时只会听到轻微的“呼呼”声，而不会有其它声音。

模块锅炉燃烧器大多采用特种渗铝钢燃烧器材料，经过空气动力学工艺专门设计，保证了燃气的高效燃烧，经实测证明：燃烧效率高达90％以上。充分的燃烧降低了燃烧产物—烟气中的氮氧化物含量低，对环境污染小。

五、高效、节能、运行费用低

冬季供暖热负荷随着室外气象条件变化而变化，为满足人们对舒适性的要求以及达到节约能源的目的，锅炉提供的出力也要动态可调。近年来，众多厂商虽然在系统自控方面做了一些尝试，但未能有效的解决问题。其原因主要在以下两点：一方面中国锅炉设计理论落后于发达国家，这主要表现在一方面国家各类标准中没有将燃烧效率、热效率作为强制性明文规定，由此造成设计制造过程不重视系统效率，这是一个不争的事实。另一方面中国缺乏有效的测试体系及机构，使设计师们缺乏设计依据。而国外则不然，尤其在欧洲一个非常重视节能环保的地区，其能源管理体系及机构非常完善。在实际应用中，意大利的模块锅炉严格执行了节能方面的法律、法规。对我们国内现状来讲，引进并建立相关体系，引进模块锅炉代替单体大锅炉，是解决燃煤污染、实施“煤改气”环保进程中的重要举措。

通过对国内众多 锅炉用户年实际运行费用统计得知：同容量模块锅炉比单体大锅炉可节约35％以上的能源。

节能分析：（模块锅炉可从四方面节约能源）

第一：炉膛热能损失： 锅炉没有传统单体燃油、燃气锅炉点火启动时炉膛吹扫带来的热量损失。

为保证停炉、点火时的安全，燃油、燃气锅炉在点火前、停炉后必须对炉膛进行吹扫15min左右，即用冷空气将炉膛内的可燃气体吹净。这样一来炉膛内的余热基本上被消耗掉了。在供暖初期、末期为了适应负荷的变化，不可避免地频繁启、停锅炉，每次都会带走炉膛的大量热量。据分析由于炉膛吹扫造成的热损失占到5％。而大气式模块锅炉没有炉膛的吹扫，也就没有这方面的损失。第二：排烟热损失： 锅炉比传统单体锅炉降低75％。

单台钢管式大锅炉在运行过程中，为降低尾部受热面的低温腐蚀及结露现象，一般都将锅炉的排烟温度调整到150℃以上。而作为模块组合锅炉，其受热面采用耐腐蚀铸铁材料，具有非常强的抗腐蚀能力。通过合理传热设计后，使排烟温度降低到100℃以下（60℃～80℃）。由此可知，模块锅炉比传统单体锅炉降低排烟热损失75％。

此外，每个模块都配有一个通风调节器，在每个模块运行时，通风调节器打开，而当模块不参加循环时，通风调节器将关闭，这样就避免了待机模块炉体里残余热量的散失。另外，每台模块锅炉的炉膛壁均有绝热保温层，最大限度的防止炉膛内热量损失。经过实测，模块锅炉要比单台锅炉节省1％的燃料费用。第三：锅炉本体电耗： 锅炉电耗非常小，小到可以忽略不计。

单体大锅炉需要用到鼓、引风机，这将消耗电能。而模块锅炉的燃烧方式是大气直燃式，不需要鼓风机。模块锅炉所需的全部电能只是点火时消耗的那一部

分，而这部分电能小到可以忽略的地步。如果将单体大锅炉所耗电能折算成热量，模块锅炉能耗比传统锅炉将降低1％。

第四：使用模块组合锅炉与自控系统向结合，可以使系统供水温度按照供热曲线运行(误差≤0.5℃)，可真正实现“按需供热”，大大减少超标热损失及欠热现象的发生。

单体大锅炉的负荷调节灵活性差，而且大多数是通过人工阶段性的粗调节或通过“大小火”、“尖子火”实现的。

在外界气象条件变化频繁、幅度较大的采暖初期、末期，传统锅炉的调节性能决定了锅炉机组实际出力很难与实际所需负荷相匹配，经常导致欠热及过热现象的发生，即常说的“供需矛盾”这样，在恶化供热质量的同时造成不必要的额外超标热损失。按照国内有关文献的统计，国内燃油、燃气采暖锅炉的年综合负荷率（包含备用装置）、热效率大多数维持在45％、72.7％以下，这样非常不经济，但此两项指标尚未引起有关专家的重视。按照先进的标准来讲，上述锅炉系统的能量年综合利用率同样是非常低的。

模块锅炉则不会出现年热效率、负荷率、能量年综合利用率低的情况。这是因为，从模块锅炉本身特点来考虑，模块锅炉在控制器的联机模式下，可以实现多台锅炉联控，它能根据设定好的供热温度曲线等有关参数，如室内温度、建筑物的热惯性等，参考室外温度智能的自动判断应启动、停运的锅炉台数，自动实现近无人值守模式。控制过程中，该系统保证运行的每台锅炉都是保持满负荷、高效（91％以上）运行。基本消除了国内广泛存在的热效率、负荷率、能量年综合利用率低的情况，具有明显的经济效益及社会效益。

锅炉的模块化设计，加上智能软件的协调、控制，轻松实现了锅炉机组的调节灵活、高效、经济运行。如供热面积为25000m2的供热站，应用8－10台模快锅炉提供热源。在人工调节状况下其出力最小调节精度为8.3％，其温度调节幅度为2.0℃，在自控软件控制下，其最小出力调节精度为4.0％，其温度调节幅度为0.5℃。由此可以看出，模块锅炉机组在提高供热质量、降低运行费用及能耗方面是具有明显优势的。无论季节处于什么状态，运行中的单台模块锅炉都能处于满负荷状态，而没有运行的锅炉则不消耗能量，这样总油花能保证整体锅炉机组始终处于高效率状态下运行。

根据客户实际统计资料分析得知：使用 模块组合锅炉与自控系统向结合，可大大减少超标热损失，整体再节能25.4％以上。

六、与其他设备配合，整个锅炉房供暖系统（包括软水制备系统、自控系统、燃气系统等）可实现近似无人值守，大大降低管理及人工成本。

在现代经营管理当中，影响综合成本的一个重要因素就是管理及人工成本。我单位通过优化设计，将锅炉房内的工艺设计、设备匹配水平推向一个新的台阶，基本实现了无人职守。以10T容量锅炉房管理为例，使用单体传统锅炉需要12人，使用模块锅炉仅需要3人。由此每年可节约人工成本30000元／人.年×9

人=27万元／年。因此用系列模块锅炉取代单体传统锅炉可产生可观的经济效益。

模块锅炉与传统锅炉相比非常易于操作及管理，原司炉人员稍经培训即可熟练操作，其易用性对操作改型、提高管理水平具有重要的意义。

篇3：流化床锅炉性能简介

循环流化床锅炉是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染的清洁燃烧技术, 它具备了燃料适应性广、燃烧效率及脱硫效率高等优点。云南开远电厂2×300 MW循环流化床锅炉的投产运行, 标志着我国在循环流化床锅炉大型化上迈出了一大步。

然而在循环流化床锅炉大型化之后, 人们发现其炉内气体混合很不充分, 如在燃烧中心区存在三角形贫氧区, 从而导致飞灰含碳量偏高、高温分离器内存在后燃等问题。郑成航等对某300 MW的CFB锅炉的数值模拟表明, 当颗粒浓度达到1 000 kg/m3、二次风射流速度为140 m/s时, 二次风射流深度仅为0.9 m左右, 且增大二次风风速对穿透性的影响较小[1]。密相区的贫氧现象比较严重。可见随着循环流化床锅炉的进一步大型化, 炉膛截面尺寸不可避免地不断增大。而二次风的射流深度有限, 单纯依靠二次风来改善炉内密相区的气流组织已不现实。

因此, 浙江大学提出的600 MW循环流化床锅炉设计方案以及清华大学提出的600 MW、800 MW循环流化床锅炉设计方案, 在循环流化床锅炉炉膛下部均采用了“裤衩褪”结构。尽管采用“裤衩腿”炉型能够在一定程度上缓解二次风穿透深度不足带来的影响, 但这种“裤衩腿”炉型结构复杂, 制造成本较高, 且在实际运行中常出现翻床等问题[2]。在此基础上, 肖平等提出了循环流化床锅炉中心供风形式的专利[3]:通过设置深入炉膛内的专门中心供风装置, 对炉膛中心贫氧区直接供风。然而迄今为止, 国内外并未有文献对此种供风形式进行过深入探讨, 该供风形式的加入对炉内的气流组织的影响也尚未可知, 因此中心供风形式缺乏理论和实践研究。通过从已布置有中心供风形式的某电厂135 MW循环流化床锅炉着手, 对中心供风形式进行实验研究, 深入探讨其运行性能。

2 循环流化床锅炉中心供风性能实验

某电厂循环流化床锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司设计制造的超高压参数、中间再热锅炉。该锅炉采用引进的Alstom公司循环流化床锅炉技术设计制造, 其结构为单锅筒、自然循环、平衡通风的形式, 循环物料采用高温绝热分离器。循环流化床锅炉额定工况下的主要技术参数如表1所示。

该锅炉经改造后加入的中心供风系统, 其供风管穿过一次风室和布风板, 固定在布风板上, 其顶部距布风板2.3 m。风管共3个, 均匀布置在布风板上, 其形式如图1所示。

中心风经风管上部由若干细管组成的出风口送入炉膛其形式如图2所示。

出风口大致位于中二次风与下二次风之间, 其形式如图3所示。

未经改造加入中心供风形式的锅炉稳定运行时负荷为135 MW, 总风量约为40万m3/h, 一次风量约为总风量的50%, 其他主要运行参数均稳定, 在此工况下的单个中心风风管送风量为0。实验过程中, 稳定负荷 (135 MW) 、总风量 (约40万m3/h) 及一次风量 (约总风量的50%) 等主要运行参数, 调整中心风风量, 使单个中心供风风管送风量分别为2 000 m3/h, 4 000 m3/h, 5 000 m3/h, 7 000 m3/h及10 000 m3/h。进行实验时, 锅炉燃用福建劣质无烟煤, 其煤的工业分析如表2所示。

锅炉燃煤的平均粒径分布如表3所示。

从表2、3中可以看出, 锅炉所燃用的煤质挥发分极低, 灰分较高, 细颗粒含量较大。因此, 所用燃煤燃尽十分困难。

3 循环流化床锅炉中心供风性能分析

循环流化床锅炉是一个复杂的系统, 而中心风的加入使原有的循环流化床锅炉一、二次风气流组织更加复杂。文章主要考察中心风流量对锅炉热效率、飞灰、炉渣含碳量及炉内温度的影响。

3.1 对锅炉效率的影响

在维持锅炉主要运行参数基本不变的情况下, 考察了中心风流量对锅炉效率的影响, 结果如图4所示。

由图4可以看出, 该135 MW循环流化床锅炉经改造加入中心供风形式后, 锅炉热效率较未加入中心供风形式的效率小。这说明中心供风的加入, 并未大幅提升锅炉的整体热效率。

中心供风形式加入后, 随着中心供风流量的增大, 锅炉的排烟损失有略微下降的趋势, 但是变化幅度不大;锅炉的机械未完全燃烧, 损失在整体上呈增大的趋势;锅炉热效率先略有升高, 随后呈迅速下降趋势。

由图4可以看出, 机械未完全燃烧损失变化幅度较大, 而排烟损失变化幅度很小, 所以该锅炉热效率受机械未完全燃烧损失的影响较大。机械未完全燃烧损失受炉内燃烧温度及气流组织的影响, 因此中心风的加入, 改变了炉内的燃烧条件。

3.2 对飞灰及炉渣含碳量的影响

飞灰、炉渣含碳量决定了锅炉机械未完全燃烧损失的大小, 因此有必要对其进行深入研究。实验所涉及的135 MW循环流化床锅炉日常运行时灰、渣比通常在3.1左右。在维持锅炉主要运行参数基本不变的情况下, 考察中心风流量对飞灰及炉渣含碳量的影响, 其结果如图5所示。

从图5中可以看出, 与未加入中心供风形式的工况相比, 投入中心供风形式后, 飞灰含碳量增大, 炉渣含碳量整体上变化不大。

中心供风形式加入后, 随着中心风流量的增大, 飞灰含碳量先略微下降, 随后呈迅速上升的趋势;炉渣含碳量略微增大。

由图5可以看出, 中心风加入炉膛后, 飞灰含碳量的变化较大, 而炉渣含碳量的变化很小。因此, 中心风的加入对稀相区的燃烧产生了较大的影响。

3.3 对炉内温度影响

煤颗粒的挥发分析出速率和碳的反应速率随床温的增大而增大, 因而提高床温有利于提高燃烧速率及缩短燃尽时间。在维持锅炉主要运行参数基本不变的情况下, 考察中心风流量对炉内温度的影响, 其结果如图6所示。

从图6中可以看出, 中心风流量从2 000 m3/h增大到4 000 m3/h时, 炉膛下部床温随中心风流量的增大而略有降低, 炉膛中上部床温随中心风流量增大而升高, 炉膛出口温度及分离器出口温度变化不大;当流量从4 000 m3/h增大到10 000 m3/h时, 炉膛下部床温随中心风流量的增大而升高, 炉膛中上部床温随流量增大而降低, 炉膛出口温度随流量增大而降低, 分离器出口温度随流量增大而升高。

炉内温度在中心风流量达到4 000 m3/h后出现了较大的改变。中心风流量大于4 000 m3/h后, 从炉膛出口温度及分离器出口温度变化可以看出, 随着流量的增大, 炉膛出口温度也随之降低, 这是因为炉内的燃烧份额随着流量的增大而不断降低, 未完全燃烧的碳颗粒不断增加;未完全燃烧的碳颗粒在进入分离器后, 由于混合加剧, 在分离器中再次燃烧, 因此分离器出口温度随着流量的增大而升高。

3.4 中心供风形式性能分析

由于总风量及一次风量一定, 所以中心风流量增大, 二次风流量就会减小。单个中心风流量、中心风流速、二次风流量、二次风流速以及总中心风流量与二次风流量参数如表4所示。

从表4中可以看出, 随着中心风流量的增大, 总中心风流量与二次风量的比例越来越大, 中心风流速也越来越大, 因此中心风的刚性越来越大, 其穿透性也相应增大;与之相对的, 二次风流量不断减小, 二次风流速越来越小, 二次风刚性越来越小。

从图4～6可以看出, 流量大于4 000 m3/h后, 各项参数变化比较明显。以下分别对流量较小 (流量从2 000 m3/h变化到4 000 m3/h) 及流量较大 (流量从5 000 m3/h变化到10 000 m3/h) 时中心供风形式的性能进行分析。

3.4.1 流量较小时中心供风形式的性能分析

在单个中心风流量为4 000 m3/h时, 其总流量约为二次风流量的7%、总风量的3%, 二次风量变化并不大。此时中心风出风口流速约为18 m/s, 其刚性较小, 送入炉内后很快成为上升气流的一部分, 对炉内密相区气固两相径向混合的影响较小。

由图6可以看到炉膛下部床温随中心风流量的增大而减小, 是因为温度较低的中心风的加入, 使得炉膛密相区温度降低;同时较多的细颗粒被中心风扬析到稀相区, 降低了密相区的燃烧份额。炉膛中上部床温随流量的增大而升高, 是因为中心风的加入, 补充了炉内中上部贫氧区的氧气, 使燃煤的燃尽条件得到了改善。从图5中也可以看出, 随着中心风流量的增大, 飞灰含碳量有降低的趋势, 因此较低的中心风流量有利于炉内燃煤的燃尽。

相关文献研究表明, 流化床下部密相区的床温随一次风流量的增大而降低, 稀相区的温度则随着一次风流量的增大而升高。因此, 当流量较小时, 中心风增大与一次风增大的作用类似。

3.4.2 流量较大时中心供风形式的性能分析

当单个中心供风流量分别为5 000 m3/h、7 000 m3/h及10 000 m3/h时, 其总中心风流量约为二次风量的8%、11.7%及17.6%, 约为总风量的3.8%、5.3%及7.5%, 中心风出风口流速从22 m/s增大到44 m/s, 可见中心风流量的增大对炉内径向气流混合的影响越来越大。当中心风流量达到10 000 m3/h时, 二次风流量仅为最初的85%, 因此二次风流速降低较多, 其刚性和穿透性也相应降低。

福建无烟煤机械破碎后细颗粒较多, 且具有强烈的热破碎性, 加上福建无烟煤具有后燃性, 所以许多细煤颗粒被烟气带入炉膛中上部进行燃烧, 这导致了无烟煤在稀相区的热量释放份额大于烟煤, 无烟煤的燃烧相对滞后。由于循环流化床锅炉颗粒流动呈典型的“环-核”结构, 占炉膛容积90%以上的稀相区中心区域缺氧现象严重, 因此二次风 (尤其是上二次风) 的扰动、混合及氧量的补充, 对无烟煤颗粒的燃尽起关键作用[5]。

从图6中可以看出, 炉膛中上部床温随中心风流量的增大而降低, 是因为随着中心风流量的增大, 二次风流量逐渐减小, 尤其是对细颗粒燃尽起重要作用的上二次风的刚性因流量减小而减弱, 使稀相区细颗粒的停留时间减少、气固两相径向扰动和混合的程度降低, 贫氧区的缺氧现象更加严重。从图5中也可以看到, 随着流量的增大, 飞灰含碳量迅速增大, 因而中心风流量较大时, 中心供风的继续增大不利于细煤颗粒的燃尽。

同时由图6中可以看出炉膛下部床温随流量的增大而升高, 是因为随着流量的增大, 中心风所占的比例越来越大, 其穿透性越来越大, 对密相区颗粒扰动、返混造成的影响越来越大, 加速了颗粒的扩散和混合, 改善了密相区的燃烧条件。

中心风流量较大时, 随着中心风流量的增大, 二次风流量进一步减小。此时中心风的增大虽然利于密相区煤颗粒的燃尽, 但是对无烟煤燃尽起关键作用的二次风刚性降低较多, 不利于稀相区细颗粒的燃尽, 最终导致飞灰含碳量增加, 锅炉热效率降低。

4 结论

(1) 出风口位于中、下二次风之间的中心供风形式, 在燃用福建劣质无烟煤的135 MW单炉膛循环流化床锅炉中的应用并不理想, 中心供风形式的加入并未显著提高锅炉的热效率。

(2) 中心风流量较小时, 中心风的作用与一次风的作用类似。随着流量的增大, 下部床温降低, 中上部床温升高。

(3) 在总风量及一次风量不变的情况下, 中心供风形式对锅炉热效率的影响受到中心风及二次风流量的制约。中心风流量较大时, 中心风流量增大虽然有利于下部密相区颗粒的燃尽, 但是二次风流量减少较多会导致二次风 (尤其是对稀相区无烟煤颗粒燃尽有重要影响的上二次风) 穿透性不足, 不利于无烟煤稀相区颗粒的燃尽, 最终导致飞灰含碳量增加, 锅炉热效率降低。

参考文献

[1]郑成航, 程乐鸣, 周星龙, 等.300MW单炉膛循环流化床锅炉二次风射程的数值模拟[J].动力工程, 2009, 29 (9) :801-805

[2]张彦军, 李振宇.国产首台300MW循环流化床锅炉设计和运行实践[J].锅炉制造, 2006, 12 (4) :10-13

[3]肖平, 江建忠, 时正海, 等.一种循环流化床锅炉炉膛中心供风装置:中国, CN201539856U[P].2010-08-04

[4]龚鹏, 赵凯, 向俊, 等.300MW循环流化床锅炉机组床温特性及调整[J].中国电力, 2011, 44 (3) :47-51

篇4：流化床锅炉性能简介

【摘 要】循环流化床锅炉近些年来得到广泛推广，研究其原因是循环流化床锅炉有着传统粉炉所不具有的主要优点是节能环保，对煤的质量要求比较低，可以燃烧劣质煤，本文着重分析了影响循环流化床锅炉正常运行的因素，提出一些解决影响循环硫化锅炉正常运行的有效措施，浅析循环流化床锅炉运行中的常见问题。

【关键词】循环流化床锅炉；额定出力；锅炉受热面；原因分析

循环流化床锅炉在运行中有时达不到额定出力，分析原因，主要有两方面的问题，即设计制造方面的问题和运行调整方面的问题，设计制造方面的问题如分离器、受热面参数或燃烧份额的设计以及风机的选择不合理；运行调整方面的问题如燃料粒度分布或运行参数不合适等，下面就以下几个方面进行简要分析。

1.锅炉达不到出力的主要原因

1.1分离器达不到设计效率

锅炉达不到额定出力的一个重要原因是分离器运行效率低于设计要求值。实际运行中分离器效率受很多因素影响，例如气体速度、温度、颗粒浓度与大小及负荷变化等，一旦某个因素发生变化，就可能影响到分离器的运行效率。若运行效率低于设计值，将导致小颗粒物料飞灰损失增大和循环物料的不足，因而造成悬浮段载热质及其传热量不足，使锅炉出力达不到额定值。分离器效率下降可能造成飞灰可燃物含量增大，使锅炉效率下降。

1.2受热面布置不匹配

悬浮段受热面与密相区受热面布置不恰当或有矛盾，特别是燃烧煤种和设计煤种差别较大时，受热面布置会不匹配，锅炉负荷变化时导致循环灰各处温度变化从而影响安全运行，因此，也就限制了锅炉出力，带不上负荷。

1.3燃料的粒径分布不合理

循环流化床负荷的调整，从某种意义上来说就是对循环物料的调整即：煤，床料，返料量。锅炉点火后需要相对长的时间才能带满负荷，其根本原因就是锅炉点火后，炉内料层较薄，蓄热量小和炉内内衬材料的制约，是循环物料少，循环倍率低，物料难以建立有效地的循环。当循环物料达到一定的浓度，床温比较稳定时，锅炉内物料建立了正常的循环，燃烧效率就高，飞灰和炉底渣的可燃物就少，锅炉运行就越经济，负荷也就带得上去，这就要求我们控制入炉煤粒度。例如我厂的#3炉设计的入炉煤粒度为1～～8mm，但是我们厂的煤粒度，从排出的渣料来看，最大渣料粒度大约50mm。缔造电力行业最具权威的技术交流平台|热电|火电|核电|水电|标准|能源|节能9 k# ＼5 由于煤质得不到保证，煤中大颗粒和矸石含量多。床料粒度不均，大颗粒偏多，反映在燃烧上则表现为密相区床温高，锅炉达不到额定出力，由于大颗粒或煤粒不能被流化风扬析到更高的床层上燃烧，只能在中下部燃烧，炉膛上部燃烧的份额较小，从而导致密相区床温较高，炉膛上下部床温温差偏大，锅炉出力因床料粒度达不到要求而受到了限制。

1.4一次风使用不合理

由于入炉煤颗粒度太大，造成部分床料沉积，局部床温高，为了保证不会局部结焦，采用了增大一次风量的方法，但是这样会造成炉膛内部流化紊乱，打乱了正常的物料的内循环；并且将较大的颗粒带到了旋风分离器，造成返料器内部返料的颗粒度增大，在返料风压力不变的情况，使物料在返料器内沉积，使返料量减少，破坏了物料的外循环，最后有可能将返料器堵塞。而回料的减少更加剧了床温的不平衡。所以在燃劣质煤时应在保证流化的同时尽量减小一次风量，适当加大二次风量。

1.5给煤系统断煤频繁，达不到设计要求

我厂自#3炉投运以来，给煤系统堵煤、断煤频繁，远远没有达到设计要求，特别近段时间我厂煤质下降，进厂原煤湿度大，更加剧了给煤机断煤的频率。给煤机断煤，对负荷的影响就更大了。

1.6影响锅炉出力的其它原因

尾部烟道积灰严重，使导热系数降低，最终会降低锅炉负荷。电力联盟|热电|床压不合理，在燃用大颗粒劣质煤应该采用较高的床压，从而加大热容量。

现阶段针对我厂燃煤情况应该保持床温高限运行，增加入炉煤粒的爆裂程度。

2.锅炉达不到额定出力的解决途径

如何使锅炉达到满负荷运行，在这里笔者主要针对我厂已经投入生产运营的3#炉谈谈运行调整的问题。

2.1合理配风

在燃用劣质煤时，保证一次风流化的前提下，适当加大二次风份额。

2.2调整床压

在燃用劣质煤时，应该采用较高的床压，从而加大热容量。

2.3调整运行床温

在燃用劣质煤时，应该保持床温高限运行，流化床温度运行一般在750-830℃之间，尽量保持高限运行。增加入炉煤粒的爆裂程度。

综合以上分析，循环流化床锅炉在运行中有时达不到额定出力，主要原因有两方面，也就是设计制造方面的问题和运行调整方面的问题，设计制造方面的常见问题有分离器、受热面参数或燃烧份额的设计参数不合理，以及风机的选则不合理；运行调整方面的问题比较容易解决，改变燃料粒度分布或调整运行参数。这就要求我们专业技术人员在运行中找出可遵循的规律。认真分析研究后逐渐应用到实践当中。

【参考文献】

[1]赵宗峰.循环流化床锅炉运行技术[M].中国电力出版社，2007.6.

[2]朱全利.锅炉设备及系统[M].中国电力出版社，2006.

篇5：流化床锅炉性能简介

1、喷水法，但一氧化氮氧化较困难，需喷入臭氧或高锰酸钾，不现实。

2、喷二次燃料：即前述燃料分级燃烧，但二次燃料 不会仅选择 反应，还会与氧气反应，使烟气温度上升

篇6：流化床锅炉复习题

1:什么是循环流化床锅炉? 自然循环锅炉是指蒸发系统内仅依靠蒸汽和水的密度差的作用,自然形成工质循环流动的锅炉,它的循环回路是由锅炉的汽包,下降管,联箱,水冷壁,汽水导管组成的。

2:自然循环的工作原理？

通过蒸汽和水的密度差的推动力，汽水混合物在水冷壁内向上流动，经过上联箱导管引入汽包，下降管中由汽包来的水则向下流动，经下联箱补充到水冷壁内，这样不断地流动，就形成了自然循环。

3:锅炉有那几部分组成？

汽包，联箱，水冷壁管道，导管，吊挂管，烟道，风室，辅机设备，钢结构等。

4:锅炉的主要参数？ A额定蒸发量150t/h B额定主汽压力3.82MPa C额定汽包压力4.2MPa D主汽温度450℃ E给水温度150℃ F排烟温度140℃

5:汽包的作用? A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的压力.B容有一定数量的水和汽,本身有很大的质量,有相当的蓄热量,在工况发生变化时,能起缓冲,稳定汽压的作 用.C装设汽水分离和蒸汽净化装置,保证蒸汽品质

D装置测量表计及安全附件如压力表,水位计,安全阀等.6:水压试验? A将所有放水门全部关闭通知所用检修工作人员离开现场

B锅炉需上水时，开汽包空气门和对空排气门

C当水从汽包和对空排气冒出时，应逐个关闭，准备升压，控制升压速度不超过0.1~0.3MPa/min.D当压力升至所需压力时，维持压力，全面检查 E检查完毕后，作好记录，泄压，控制泄压速度，将水位放至点火水位。

7:锅炉启动前的检查? A 现场清洁，照明良好。

B dcs系统良好，事故照明可以投用。C 本体检查：

①燃烧室，返料装置，烟风道内无杂物，各部位耐火材料无裂纹和脱落现象。

②水冷壁，过热器，省煤器等承压部件外形完整牢固，无积灰，堵塞现象。

③汽包，过热器安全阀投入无卡涩现象。④汽包，过热器压力表准确无误。

⑤双色水位计清晰准确，阀门开关灵活。⑥锅炉各阀门在正确开关位置。

⑦本体人空门，看火孔严密，防爆门完整可靠，各膨胀指示正确。

⑧风室清洁，放渣管畅通，阀门开关灵活除渣设备随时投用。8:流化试验? A铺放400~500mm，粒度0~8mm含碳量《2%的底料 B启动引风机，一次风机，开启正常风门，保持负压，逐渐加大一次风量，然后用耙子贴着风帽轻轻推动，如各部没有多大阻力，耙子推拉轻松，此时的流化风量即为量小风量，后开启点火风门，关闭正常风门，重复做一次，记录两次试验的流化风量。

C停止风机运行，观察床料平整度，若不平整，应查明原因，予以消除，重做一次,做好记录。

9:锅炉停炉后的检查? A锅炉冷却后，应办理检查锅炉本体的检修工作票，在办理了风机停电检修单后，进入燃烧室等处检查。

B对燃烧室的检查：

（1）检查风帽是否磨损严重，磨损严重的应及时更换。

（2）检查风孔是否有硬物堵塞现象，应及时处理。（3）检查给煤孔是否有结焦磨损，如有结焦，及时处理。

（4）检查二次风机是否有异物，小风门是否有关闭现象，如有异物或风门挡板关闭，应及时清除和开启风门挡板。

（5）检查炉膛四周耐火墙面是否有磨损严重和脱落现象，应及时采取措施进行处理。

（6）检查卫燃带上部水冷管的磨损情况，个别磨损严重的应采取措施进行处理。C对流化床风室及返料器的检查：

（1）将风室两侧人孔门打开，清除风室内部积灰，并检查送风道内部是否有异常，发现异常应及时通知检修人员处理。

（2）检查返料器筒壁磨损情况及墙壁有无裂纹，膨胀缝涂料是否脱落。（3）返料器是否有积焦现象，应及时清除。

（4）检查返料风帽风孔是否有堵塞，返料风室及时清灰，杂物及时清除。D对尾部烟道及设备的检查：

（1）检查过热器管是否变形，管架是否有断裂，四周墙壁是否有脱落，旋风筒口处积灰应及时清除。

（2）检查省煤器磨损情况，防护板是否脱落。（3）空预器是否有积灰堵塞现象，应及时进行处理。（4）预热器后水平烟道应及时将积灰清除干净，除尘器下溢灰口应将硬质块清除。

（5）打开竖井烟道人孔门，检查内部积类情况及引风机挡板处是否挂灰，并及时处理。（6）引风机清理叶轮一次。

（7）风机风道内部检查，如有开焊等异常时，及时进行补焊。

10:锅炉启动操作步骤？

A启动引风机、一次风机、返料风机，保持炉膛负压，开启点火风门，使底料完全流化。

B启动点火油泵，油压调整在此0.8~1.2MPa，投入点火装置将油枪逐个点燃。

C点火成功后，退出点火器，观察燃烧是否稳定，根据燃烧情况调整点火风量，确保燃烧正常。

D根据床温上升和下降情况，调节油压和风量。E床温升至450℃左右时，用脉冲法投煤，根据床温上升情况逐渐减小油压，当床温升至850℃左右时，燃油泵打循环。

F待床温稳定后，停止燃油泵，切换风门，启动二次风机。

G随着床温和压力的上升，控制升温升压速度，直至达到并炉条件。

11:停炉操作步骤？ A解除联锁。

B逐渐减小二次风，并停二次风机，根据负荷变化情况，减小给煤量，关闭给煤机插板。停止返料风机运行，放掉返料灰及风室灰。

C逐渐减小一次风，降低料层差压，根据床温下降情况，停止一次风机运行，开启过热器疏水。

D燃烧室通风五分钟，停止引风机运行。

E根据气温下降情况，逐渐减小并关闭减温水，保持正常汽包水位。关闭所有风门挡板，将水位升至＋150mm，停止上水，开启省煤器再循环。

F停炉后,监视好汽包水位,加强上放水次数,注意汽包壁温差的变化。

12:压火停炉操作步骤? A逐渐关小二次风，并停二次风机，降负荷，维持床温、汽温、水位稳定。

B床温900℃以上，停止返料风机，放掉返料灰，停止引风机，联锁联跳一次风机、给煤机，关闭所有风门挡板。

C严格监视水位，保持水位正常。

D根据汽压情况开过热器疏水，根据汽温下降情况，逐渐关小或关闭减温水。

13:水位调整？

A锅炉水位以就地水位计的水位为准，以电接点水位计为主要监视表计，其他水位计应指示正确，作为调整参考依据。

B运行中尽量做到均衡连续供水，保持正常水位。C汽包水位在超过±50mm时报警，升至＋150mm时事故放水门自动打开。汽包水位达到-300mm或+250 mm时，MFT动作。

D若锅炉汽压和给水压力正常，而汽包水位超过±50mm时，应检查核对水位计是否正确，查找原因予以消除。

E当给水投自动时，应严密监视水位变化情况，若自动失灵，应及时切为手动调节。

F正常情况下，每班应冲洗水位计一次，若发现水位计不准时，通知热工处理。

G正常运行中，至少保证一台就地水位计和一台远程水位计完整、清晰、指示正确。

H给水自动和手动调整时，应注意给水流量和蒸汽流量是否平衡。

I正常运行时，不得随意用事故放水调节水位，应经常检视给水压力和给水温度的变化。正常情况下给水压力不低于额定压力。

14:汽温.汽压的调整? A正常运行中，汽温调整通过减温水的增加或减少来调节，汽温上升时，开减温水，下降时，关减温水，保证汽温在正常范围内。

B汽压的调整，通过锅炉燃烧调整控制，减温减压器后的压力通过压力调节阀调节。

15:燃烧调整？

A正常运行中，负压控制在-50~-100pa范围内运行，床温保持在850~950℃之间，当床温升高时，可开大一次风门或减小给煤量；当床温降低时，可关小一次风门或增大给煤量，必要时可放部分返料灰。调整风量时应注意最小风量不得低于流化风量。

B运行中要加强返料温度的监视和控制，当返料温度升得过高时，应减小给煤量和负荷，查明原因后消除。

C在达到额定蒸发量时，氧量应控制在3~5%。

D一、二次风的调节原则，是在一次风满足流化床温 和料层差压需要的前提下，当风量不足时，应在降低负荷时投入二次风，随负荷的增加，二次风量增加。当达到额定蒸发量后，一、二次风的比例约为60~40%。

E运行中应注意各部温度和阻力的变化，烟气温度或阻力不正常时，应检查是否漏风，烟气含氧量大小，如因结焦积灰严重或燃烧不正常，可加强吹灰或增加吹灰次数。

F连续监视锅炉烟尘，必要时可调节上下二次风配比，适当调整床温。

G锅炉在启动、停炉及运行过程中，应密切注意水位的监视，严禁满水及缺水的现象发生。

16:玻璃管水位计的冲洗? A开放水门，汽水混冲。B关水门，用汽冲。

C开水门，关汽门，用水冲。D开汽门，缓慢关闭放水门。

17:排污的方式及目的? 排污方式为：连排和定排。

目的： 连排：降低含盐量和碱度，提高汽水品质；

定排：排除水渣和磷酸盐，提高汽水品质。

18:排污的操作步骤? A开一次门、二次门，排污时间不超过三十秒。B停止时，先关二次门，后关一次门，然后再天二次门，关二次门。

C操作完毕，汇报司炉，做好记录。

D排污时，发现异常或事故时，接司炉通知，立即停止排污。

19:严重缺水的现象、原因及处理方法? 现象：

A低水位信号声光报警。

B就地水位计水位低于正常值或见不到水位。

C给水流量不正常的小于蒸汽流量（水冷壁、省煤器泄漏时现象相反）。

D过热器温度升高。原因：

A给水自动失灵，给水调整门故障又未采取措施。B水位计、蒸汽流量表及给水流量表指示不准确，运行人员误判断导致误操作。

C运行人对水位监视不及时。

D排污操作不当、给水压力低或负荷突变，自动跟踪慢，运行调整不及时。

E水冷壁、省器及排污门泄漏。处理：

A当给水压力正常而汽包水位低于正常值时，应采取下列措施：

（1）进行就地与远程水位计检查校对，必要

时应对就地水位计进行冲洗，以验证其指示的准确性。

（2）切除水位自动，开大给水调整门，增加

进水量，并注意水位变化。

（3）检查承压中件是否泄漏，给水调整门是

否卡涩，排污及放水门是否严密。

（4）适当降低锅炉负荷，若无效且水位从水

位计中消失，应立即停炉。

B由于运行人员对水位监视不严，使水位在水位计中消失，且未能及时发现，应立即停炉，并按下列要求处理：

（1）对就地水位计进行叫水。

（2）经叫水，水位在水位计出现，可增加进水，恢复水位，若水位未出现，严禁向锅炉进水。（3）再次进水，须经总工批准。

20:严重满水的现象、原因及处理方法? 现象：A汽包水位高，事故喇叭报警信号响。B主汽温度下降，含盐量增加。C给水流量不正常大于主汽流量。

D严重满水时，主汽管道发生水冲击，法兰处向外冒汽。

E水位计满水或看不清水位。

原因：A监盘人员不认真，监视不够，发生误操作。B给水自动失灵，锅炉增加负荷太快。C水位指示不准，出现假水位，造成运行人员误判断，误操作。

D给水压力突然升高，未及时调整。处理方法： A轻满时：（1）调整给水门，减少给水量。（2）冲洗水位计，对照指示是否正常。

（3）水位仍上升时，开事故放水或排污门，将水位放至点火水位。

（4）根据汽温下降情况，关小或关闭减温水门，必要时开截汽门前疏水。

B严满时：（1）立即停炉，停止上水，开省煤器再循环。

（2）加强放水，恢复正常后，再请求启动。（3）若负荷骤增造成，应缓慢增加负荷。

21:紧急停炉的条件? A严重缺水； B严重满水；

C炉管爆破，不能维持正常水位或灭火时； D床温超温引起严重结焦时； E放渣管断裂漏渣，无法保持料层差压时； F所有水位计损坏，无法监视水位时； G各种原因造成灭火时； H送引风机严重损坏时。

22:请示停炉的条件? A水冷壁、省煤器、过热器及减温器等泄漏。

B锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重低于标准，经努力调整无法恢复正常时。

C返料器堵灰，结焦时。

D放渣管堵塞，经多方努力无法消除，料层压差超过极限时。

23:水位计损坏的现象及处理？ 现象：

A看不清水位。

B水位不动、偏高或偏低。C如水位计爆破，则爆破处有响声并有大量汽水喷出。处理：

A对水位计进行冲洗。

B立即切断爆破水位计电源、将其水位计解列，联系检修人员尽快处理，并核对另一只就地水位计与远程水位计指示的正确性。

C如就地水位计全部损坏，而DCS系统显示水位、电接点水位计指示正确，并在此之前全面核对过，且给水自动可靠，维持锅炉在稳定负荷下运行2小时；若给水自动及水位报警不好用，根据可靠的电接点水位计、DCS系统水位显示运行1小时，在上述时间内，尽快修复一只就地水位计。

D所有水位计全部损坏，应紧急停炉。

24:水冷壁管损坏的现象原因.及处理? 现象：

A给水流量不正常大于蒸汽流量。B水位、汽压同时下降。

C燃烧室正压增大，从不严密处向外冒汽。

D轻微时，床温波动，给煤量增加，严重时造成灭火。E排烟温度高，烟气含氧量减小。原因：

A飞灰磨损；

B水质不合格，管子结垢，或造成氧腐蚀。C负荷过低或排污量增大，造成水循环破坏。D缺水处理不当，严缺时又错误进水引起大的热应力，导致爆破。

E升火方式不当，造成受热不均，膨胀不均，造成爆破。

F安装检修质量不良，或管材不符合要求及有缺陷。处理方法： A减负荷运行。

B轻微时，保持水位及床温，请求停炉，严重时造成锅炉灭火，按灭火处理。

C若不能维持水位及床温，立即减负荷停炉，将炉内烟气及蒸汽排出后，再停引风机。

D加强上水，不能维持水位时，停止上水后，关所有炉门，以防急剧冷却。

E关闭主汽门，开过热器疏水。

25:过热器管损坏的现象.原因及处理? 现象：

A主汽流量不正常地小于给水流量。B负压变正，严重时炉膛由不严密处向外喷烟或喷火，烟气阻力大，负压不好提，引风机电流大。

C过热器侧烟温度降低。

D主汽温度变化频繁，不稳定。E过热器附近有响声，汽压下降。原因：

A减温水分配不均，使局部温度过高。B长期超温运行。

C烟气流速过高造成管壁磨损。D管壁结垢，使局部过热而损坏。E制造有缺陷，安装和检修不良或或管材不符合要求。处理方法：

A损坏不严重时允许短时间运行，请求停炉时间。B损坏严重，立即停止锅炉运行，不停引风机，以便及时排除烟道内的烟与蒸汽，并保持汽包水位。

26:省煤器管损坏的现象.原因及处理? 现象：

A给水流量不正常大于蒸汽流量，严重时汽包水位低。B省煤器附近有响声，排烟温度低，两侧烟温差增大。C飞灰潮湿，打开人孔门时可看到湿灰堆积。D烟气阻力大，负压不好提，引风机电流增大。原因：

A飞灰磨损，烟气速度过高。

B炉水品质不合格，造成长时间结垢，造成氧腐蚀。C省煤器入口烟温大于480℃，省煤器两侧烟温差大，未及时处理。

D省煤器管材质量差或焊缝不合格，引起管子损坏。处理方法：

A加强上水，维持汽包水位，请求停炉时间。

B在维持运行中，汽包水位继续下降或漏点威胁其他管子时，应立即停炉。

C停炉后，加强上水，关闭所有放水门，禁开再循环以免炉水漏掉，影响蒸发设备的安全。

27:汽水管道水冲击的现象及处理? 现象：

A发生水冲击的管道上压力表指示波动大，甚至损坏压力表。

B管道内有水冲击声，管道振动严重，造成系统管道、吊架的损坏，管道保温脱落。

原因：

A给水压力和温度波动大。

B给水管道止回门或调节汽门动作不正常。C蒸汽管道暖管不充分，疏水未排出。D蒸汽温度过低或蒸汽带水，锅炉满水进入蒸汽管道。E非沸腾式省煤器的给水汽化。

F给水管道充压时空气未排出或给水流量过大。G冷炉进水温度过高或速度过快。处理方法：

A给水管道冲击时，应设法保持给水压力和温度正常，降低负荷，关小给水门，严重水冲击时停止进水，开启省煤器再循环门，水冲击消失后关闭。

B减温器冲击时，减负荷解列减温器，消失后重新启动。

C供汽管道发生水冲击应立即停止供汽，加强疏水和暖管后再供汽。

D发生水冲击后，应检查支吊架情况，发现缺陷及时汇报并消除。

E运行中蒸汽管道发生冲击，应开启蒸汽系统疏水门，关小或关闭减温水，控制锅炉主汽温度。

F非沸腾式省煤器在升压过程中发生水冲击时，应适当延长升压时间。

28:锅炉灭火的现象.原因及处理? 现象：

A床温急剧下降，燃烧室变暗，看不到火焰。B炉膛负压明显增大。C蒸汽流量急剧减少（单元制则相反。）D汽温、汽压下降，光字牌声光报警。E汽包水位先低后高。原因：

A煤质突然变化（发热量、挥发份偏低）未及时调整。B风、煤配合不当，床料流化不正常。C给煤机断煤，未能及时发现和调整。

D返料器运行不正常，返料突然增大未及时发现及处理。

E水冷壁爆管扑灭火焰。F床料严重结焦。处理：

A锅炉灭水后，立即切断所有燃料。

B解除自动装置，降低锅炉负荷，并根据汽温情况，关小或解列减温器，调整给水量，维持正常水位。

C停止二次风机，维持吸风机和一次风机低转数运行，查明原因并加以消除，然后重新点火。如灭火原因不明，且短时间内不能恢复启动条件时，应按正常停炉程序停炉。

29:返料器故障的现象.原因及处理? 现象：

A蒸汽流量、蒸汽压力下降，床温急剧上升。B炉膛差压明显减小。C返料温度异常升高。D返料堆积。原因：

A返料风压过低，返料床不流化，造成返料堆积超温结焦。

B增长负荷过快，使循环物料突然增加，造成返料堆积。

C落入异物或配风管孔堵，造成返料器堵塞。处理：

A锅炉降负荷运行。

B若返料风压过低，应开大返料风门，增加返料风压。C放掉部分返料，确保返料床料层厚度。

D返料器结焦，经处理无效时，应压火停炉后处理。

30:给煤机故障的现象.原因及处理? 现象：

A蒸汽流量、蒸汽温度、蒸汽压力下降。B炉膛负压增大，火焰变暗，床温下降。C烟气含氧量上升。原因：

A给羁机断链或被杂物卡住。B电动机、减速机故障。

C原煤仓蓬煤或下煤管堵塞。处理：

A若一台给煤机出现故障，应增加另两台给煤机转数，确保床温的稳定，并立即组织人员抢修。

B若二台给煤机出现故障，应降低锅炉负荷维持运行，短时间内不能修复时，按压火停炉处理。

31:厂用电中断的现象及处理? 现象：

A10KV电压表指示回零。

B吸风机、一次风机、二次风机、给煤机等转动机械掉闸，电流表回零，声光报警。

C锅炉灭火。

D电动门及各执行机构失电，各位置指示回零，热工仪表失电。

处理：

A立即复归所有跳闸设备开关至停止位置，并按锅炉灭火处理（所有电动门、执行机构就地手动操作）。B就地监视汽包水位。

C查找原因，尽快恢复电源。

D电源恢复后，在值长统一指挥下，重新点火。

32:流化床结焦的现象.原因及处理? 现象：

A自窥视镜处观察有可见焦块，并有明亮火舌窜出。B结焦时，风室风压波动较大，严重时风室压力增高，一次风量减小。

C炉膛差压、料层差压减小。D放不出渣。原因：

A一次风量低于最小流化风量，造成床料流化良。B运行中给煤量过大（床温低时）使料层中煤量过多，当温度回升时，又未及时调整，致使料层温度过高而结焦。

C由于返料装置故障，返料突然停止，床温上升较快，没有及时调整一次风量和给煤量，造成超温结焦。

D风帽堵塞或损坏。处理：

A粘连而未结焦，若发现及时，可增加流化风量将其吹散。

B降负荷运行。

C局部结焦，可打开炉两侧炉门，用钩子将焦块扒出。D结焦严重时，经多方处理无效时，应按正常停炉处理。