***锅炉销售信息推荐

重庆锅炉厂家为您讲解锅炉的运行

1. 燃烧不稳时投油，负压变正即退出油***，能避免大正压冲击吗？为什么？ 不能；因为炉膛负压变正即说明部分熄灭的煤粉被点燃，点燃部分熄灭煤粉产生的冲击力不会因停运油***而降低，退油***的后果是有可能再次发生灭火。 

2.投汽压自动压力高，给粉机低转速停留，氧量高应避免灭火发生？ 应先投油稳燃，然后解除汽压自动，根据情况提高运行给粉机转速并停运1～2台给粉机，必要时减少送风量，使氧量和汽压迅速恢复正常。下排给粉机转速≮800转/分。

 3. 运行中短时处理给煤机故障，制粉系统应采取哪些防止锅炉灭火的措施？ 关小排粉机入口档板，控制排粉机电流低于运行电流1~1.5A，全开在循环门，控制磨出口温度在80度左右运行，如燃烧难以稳定时可请示司炉停止该制粉系统运行。 

4. 灭火后投投油点火前为何应减少送风，关闭小二次风？ 灭火后炉膛温度低，过大的下二次风和过大的送风将使油***的根部风过大，难以点燃油嘴，或使油的着火点后移，吹灭着火的油嘴，影响重新点火恢复。

 5. 锅炉灭火后，何时通知减负荷？减负荷幅度和速度应如何控制？ 灭火后当汽压开始下降时应立即通知减负荷。减负荷的速度和幅度不应使锅炉超压开排汽，应根据汽压和汽温下降幅度和灭火后点火恢复时间决定减负荷值。根据经验，一般220T/H炉正常灭火减负荷至20MW，400T/H炉正常灭火减负荷至40MW；另外，在一些大中型的锅炉中进行水处理还使用真空除氧，与大气除氧相比，真空除氧能节省大量的燃料，而且减少了排烟的损失。

 6. 低负荷运行时为何应在不影响安全的前提下维持稍低的氧量运行？ 低负荷运行时炉膛温度相对较低，煤粉气流的着火困难，燃烧稳定性相对较差，维持高氧量运行会进一步降低炉膛温度，降低炉膛内煤粉燃烧浓度，燃烧的抗干扰能力降低，导致灭火的发生。 

7. 锅炉为何要设置防爆门？ 发生炉膛爆时自动开启泄压，减轻爆对锅炉的冲击破坏力，避免炉膛水冷壁，炉墙和烟道的损坏。 

8. 运行中为何要开启粉仓吸潮管？ 排除粉仓和输粉机内的潮气，防止粉仓内的煤粉受潮结块，影响其流动性，并因潮气的排出使粉仓内的温度维持在合适值，防止煤粉的自燃损坏。

 9. 停止进水时为何要开启省煤器再循环门？ 锅炉停止进水时省煤器如仍受热，水通过循环管在省煤器，汽鼓之间形成循环，以保护省煤器的安全； 

10. 过热器热水浸泡反冲洗的作用？ 可将过热器管内所沉淀的易溶于水的硅酸等盐类经浸泡溶解，泡软后脱离管壁，由过热器反向冲洗至汽鼓排出，以防止过热器严重结垢和汽轮机通流部分结垢。

锅炉按其技术派系分类

技术派系分类在上世纪，美国、日本和一些欧洲国家已经形成了各具特色的三个技术派系：

（1）承袭美国BabcockandWilcox（B&W）公司特色；

（2）承袭原美国CombustionEngineering（CE）公司特色；

（3）承袭美国FosterWheeler（FW）公司特色。

（4）其他派系

一，B&W派系

（1）亚临界压力下的锅炉都采用自然循环锅炉；锅炉汽包内采用旋风分离器。

（2）采用前墙、后墙或者对冲布置的旋流式燃烧器。

（3）过热汽温和再热汽温多采用烟道挡板或烟气再循环调温。

（4）对于超临界压力的锅炉采用欧洲本生式直流锅炉和通用压力锅炉。

二，CE派系

（1）蒸汽压力在13.7MPa表压以下的采用自然循环，亚临界压力采用控制循环汽包锅炉，汽包内采用轴流式汽水分离器。

（2）采用角置切向燃烧摆动直流燃烧器。

（3）过热汽温采用喷水调节，再热汽温采用摆动式燃烧器加微量喷水调节。

（4）超临界压力采用苏尔寿直流锅炉和复合循环锅炉。

三，FW派系

（1）亚临界压力下采用自然循环，汽包内部常用水平式分离器。

（2）采用前、后墙或对冲布置旋流式燃烧器。

（3）广泛采用辐射过热器，甚至炉膛内设置全高的墙式过热器或双面曝光的过热器隔墙，用烟气挡板调温。

（4）超临界压力采用FW－本生式直流锅炉。

四，其它派系

（1）德国因为自身的煤炭资源较丰富，煤种以褐煤具多，所以德国的锅炉技术发展相对较独立，对于100MW以上机组均采用本生式直流锅炉，而且都考虑变压运行。

（2）俄罗斯的锅炉技术发展道路也很具特色。他们不发展亚临界参数，超高压及以下均为自然循环锅炉，从300MW起均为超临界压力直流锅炉，且以拉姆辛锅炉为主。

电厂燃煤锅炉氨逃逸的原因

1 自动调节性能不好。在变负荷时、启停制粉系统时，喷氨量不能适应负荷和脱硝入口NOx的变化，导致脱硝出口NOx波动太大，导致瞬时喷氨量相对过大，从而引起氨逃逸增加。

2 脱硝入口NOx分布不均匀，与喷氨格栅每个喷嘴的喷氨量不匹配。导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。

3 喷氨格栅喷氨不均匀，导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。

4 测量系统不准确。一般SCR左右侧出入口各装一个测点，在测点发生表管堵塞、零漂时不具有代表性，导致自调系统喷氨过量。从而引起氨逃逸升高。包括NOx测点、氧量测点、氨逃逸测点。

5 测点位置安装位置不具代表性。测点数量过少。安装位置没有经过充分的混合，会导致测量不准。另外测点数量太少，不能随时比对，当发生堵塞、零漂时不能及时发现。

6 测点故障率高，当测点故障时，指示不准，引起自调切除，只能手调，难以适应AGC负荷随时变动的需求。

7 在变负荷和启停制粉系统时，脱硝入口NOx波动大，从而引起脱硝出口波动大，喷氨量波动大，引起氨逃逸。由于低氮燃烧器改造的效果差，在实际运行中，尤其在大幅度变负荷时，脱硝入口NOx变化较大，会加大脱硝自调的难度。

8  AGC投入时，普遍变负荷速率较快。为了响应负荷的快速变化，燃料量变化太快，风粉配比不能保证脱硝入口NOx稳定。引起大幅波动。

9  烟气流场的不均匀，导致喷氨量与烟气量不匹配。烟气流速在烟道的横截面各个位置不能均匀分布，尤其在烟道发生转向后，各个部位风速不一致，会导致局部氨逃逸偏高。

10 烟气温度变化幅度大。在低负荷时，烟温下降。局部烟温太低，会引起催化剂活性下降，从而引起氨逃逸升高。

11 脱硝自调控制策略存在缺陷。测点反吹时，自调的跟踪问题不能完全解决。往往在反吹结束后，SCR出口NOx会有一个阶跃，突然升高或突然降低，增加扰动和波动，增加氨逃逸。

12 催化剂局部堵塞、性能老化。导致单层催化剂各处催化效率不同，为了控制出口参数，只能增加喷氨量，从而导致局部氨逃逸升高。

13 由于SCR脱硝装置处于烟气的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理测量，容易引起测量不准。测量技术不过关，不能准确反映氨逃逸情况，不能给运行一个有效的参考数据。3、在使用热水管道集汽罐排气中，应该采用自动排气阀门，避免胡乱放水。由于原烟气含灰量高达30-50g/m3，传统的对射式氨逃逸分析仪无法穿透，并且由于锅炉负荷的变化会导致光速偏移，维护量很大。而由于在较低温度下（230℃以下），NH3和SO3会生成NH4HSO4，对于传统的采样管线抽取式氨逃逸分析仪的采样管伴热温度不会超过180℃，所以在采样管线中硫酸氢an会快速生成，导致氨气部分或全部损失，监测结果没有实际意义。

14 液氨质量差。由于液氨的腐蚀性和有毒性，检测很不方便。一般液氨的检测由厂家自己检测。因此，对液氨质量缺乏有效监督。现场经常发生供氨管道滤网堵塞的现象。也会造成喷氨格栅喷氨量的不均匀。从而影响氨逃逸。