过、再热蒸汽系统_水压试验

1、1系统图1.1背画过热蒸汽系统图、再热蒸汽系统图1.2该系统主要设备技术规范2 操作内容2.1一次汽、二次汽水压试验主要操作内容2.3.4 水压试验前的检查与准备2.3.4.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，确认检修工作已经结束，热力工作票已注 销，炉膛和烟道内无人工作。2.3.4.2 汇报值长，联系汽机、化学值班员做好锅炉水压试验的准备工作。并有防止汽轮机进水的措施。2.3.4.3 压力表须经校验，准确可靠，汽包、给水管道必须装有标准压力表。2.3.4.4 联系、配合热工人员将DCS中汽水系统投入，电接点水位计投入。并检查各测点齐全，指示正确。2.3.4.5 CRT中汽水系统各阀门，后备

2、手操中汽包事故放水门和各安全门，动作灵活，开关 正确。2.3.4.6 按锅炉水压试验操作票检查各阀门，位置应正确。2.3.4.7 水压试验时关闭连排手动门、调整门；工作水压试验应将过热器安全门解列；若进行超压水压试验应解列所有安全门和就地水位计。2.3.4.8 再热器的水压试验，应在汽机高压缸排汽管上加装堵板。2.3.4.9 在水压试验时必须具备快速泄压的措施，以防超压。2.3.4.10 联系汽机关闭主汽门、门前疏水门、辅减器、快减器的电动门。2.3.4.11 退出汽包事故放水门联锁。2.3.5 水压试验的操作2.3.5.1 水压试验时应有生技科、生调科专业人员，安监科、检修分场、运行技术人员

3、，运行值班人员共同参加。超压水压试验应由总工程师或指定专人在现场指挥。运行值班人员负责操作，检修人员负责检查。2.3.5.2 联系单元长、汽机启动给水泵用76给水管向锅炉上水，水温一般以3070为 宜 ，试验时的环境温度应在5以上，否则必须有防冻措施。上水前后应记录各膨胀指示一次。2.3.5.3 当锅炉上水至各空气门见水时，将其关闭。检查汽包壁温差小于40后，方可进行升压。2.3.5.4 联系水压试验负责人准备升压。关闭76给水门，用三级减温水管的某一根进行 升压，用调整门控制升压速度，其升压速度不大于0.3MPa/min。压力升至9.8MPa后，其升压速度不大于0.2MPa/min。压力升至

4、工作压力时，关闭上水门，记录压力下降值，然后再微开上水门保持工作压力，通知检修人员全面检查。2.3.5.5 若做超压试验，当压力升至工作压力时暂停升压，检查无漏水或异常现象后，解列水位计和安全门，再以不大于0.1MPa/min的速度升至超压试验压力19.85MPa，保持5分钟，降至工作压力，再进行全面检查，检查期间应保持工作压力不变，检查完毕，关闭上水门，联系汽机停止给水泵，注意观察压力下降值。2.3.6 再热器水压试验的操作2.3.6.1 联系汽机加装高压缸排汽管堵板。2.3.6.2 联系汽机关闭中压缸入口主汽门、辅减器及疏水门。2.3.6.3 关闭蒸汽吹灰总门，再热器对空排汽一、二次门。2

5、.3.6.4 关闭事故喷水各门及过滤器反冲洗门。2.3.6.5 开启再热器出口联箱空气门、压力表门。2.3.6.6 超压试验时解列再热器安全门。2.3.6.7 联系汽机启动给水泵，用事故喷水的任一根管上水，空气门冒水后关闭，然后以0 .30.5MPa/min的速度将压力升至0.98MPa，停止升压进行检查，无漏水、变形等情况后继 续升压至工作压力2.71MPa，关闭进水门，进行全面检查。2.3.7 水压试验的合格标准2.3.7.1 在试验压力下关闭上水门，停止给水泵后，经过5分钟，汽包压力下降值不大于0.5MPa，再热器压力下降值不大于0.25MPa。2.3.7.2 承压部件没有明显的残余变形

6、。2.3.7.3 承压部件金属壁和焊缝没有漏泄，渗水痕迹。2.3.8 泄压操作2.3.8.1 水压试验结束后，用三级减温水疏水门控制降压，泄压速度不大于0.5MPa/min， 待压力降至零时，开启各空气门、向空排汽门、疏水门。2.3.8.2 若锅炉准备启动，将水放至-100mm；若锅炉暂不启动，可视情况决定是否将炉水 放净。2.3.8.3 联系汽机开启机侧疏水门。2.3.8.4 投入水位计及安全门，投入汽包事故放水门联锁。2.3.9 水压试验的注意事项2.3.9.1 正式投运的锅炉，不可轻易做水压试验，需做时尽可能一次成功，不得连续进行。2.3.9.2 水压试验时环境温度应在5以上。2.3.9

7、.3 试验过程中，禁止对各承压部件进行检修工作，在承压设备区域内不得停留无关 人员。2.3.9.4 在保持超压试验压力时，不得进行设备检查。2.2过热器、再热器安全门定砣主要操作内容2.10 安全门的校验2.10.1 经检修后的安全门或需要重新定砣的安全门，在锅炉接带负荷前应进行安全阀的定 砣工作。当压力升到额定值前，通知有关参加人员到现场准备定砣。2.10.2 定砣时，升压应按2.8.30.5进行。升到整定压力时，司炉要保持汽压稳定，并做好跑汽的大量补水准备工作，安全门动作时，要注意锅炉水位变化情况，并及时补水。2.10.3 安全门定砣人员分工要明确，并有专人负责指挥。安全门定砣时，应联系汽

8、机投入快减器、辅减器，如不能投入，可开启对空排汽，并控制再热管壁不许超温，禁止在安全门定砣时，使蒸汽不流通，赶火升压。2.10.4 安全门定砣按下列标准进行：过热器控制安全门动作压力 14.49MPa过热器工作安全门动作压力 14.90MPa汽包控制安全门动作压力 16.67MPa汽包工作安全门动作压力 17.15MPa再热器安全门动作压力 2.98MPa安全阀的回座压差，一般应为起座压力的4%7%，最大不得超过起座压力的10%。2.10.5 安全门机械校定结束后，联系热工送上电磁铁电源，分别用软、硬手操强行开、关 试验，(逐个关闭脉冲来汽门，不使主安全门跑汽，试验完后开启)。用软手操时，需将

9、自动切至手动，点击“打开”，安全门动作，状态信息中出“已打开”；点击“关闭”，安全门关闭，状态信息中出“已关闭”。试验完后，切回自动位，用硬手操逐个试验，合上开关，当红灯亮时，电磁铁上线圈带电起升，安全门动作；绿灯亮时，下线圈带电回座，安全门关闭。软、硬手操互相跟踪，显示一致。3.3过热器吹灰操作票（操作票见操作票系统）3.9 锅炉吹灰3.9.1 锅炉的吹灰应首先进行炉膛水冷壁，其次进行过热器，依烟气流向顺序进行，不准 两台以上吹灰器同时吹灰。如发生事故、燃烧不稳、吹灰器损坏、或得到司炉停止吹灰命令 后，停止吹灰工作。3.9.2 锅炉吹灰的操作3.9.2.1 检查吹灰器在拉出位置，电机接线良好

10、，吹灰器完好。开启蒸汽吹灰母管手动门，稍开蒸汽吹灰母管电动门检查。吹灰管道、截门、法兰无泄漏现象。3.9.2.2 保持锅炉运行正常，燃烧稳定，并适当提高炉膛负压(50Pa)。3.9.2.3 缓慢开启吹灰管路疏水门，开启吹灰器来汽总门，控制压力0.30.5MPa，进行暖 管5分钟，关闭疏水门并调至蒸汽压力1.32.7MPa。3.9.2.4 得到司炉吹灰命令后，将分组开关置于启动位置，按下启动按钮，此时指示灯亮，电流表出现指示，吹灰完毕按下停止按钮，将分组开关和程控联络开关置于停止位置。3.9.2.5 吹灰完毕后，应检查吹灰器是否全部退出，若未退出，手摇退出，然后停止汽源将疏水门开启，放掉余汽；若

11、手摇无法退出，一方面通知检修处理，另一方面保证吹灰器稍有蒸汽通过，以防吹灰器烧坏，吹灰完毕后，应关闭吹灰蒸汽总门。3.9.2.6 吹灰时司炉注意燃烧情况，并及时有予见性地调整一、二次蒸汽汽温，防止汽温波动较大。3.9.3 锅炉吹灰的操作规定3.9.3.1 过热器、再热器用长杆吹灰器吹灰按吹灰程序“”进行；炉膛前后墙上部各两个短杆吹灰器；炉膛下部三层短杆吹灰器，按吹灰程序“”进行；锅炉整体吹灰按吹灰程序“”进行吹扫，吹灰器实行单个吹扫。3.9.3.2 吹灰器运行时间：短杆吹灰器完成一次吹扫用56秒，长杆吹灰器完成一次吹扫时间用560秒；完成程序“”用150分钟，完成程序“”用17分钟，完成程序“

12、”用167分钟。3.9.3.3 根据锅炉各参数的运行情况进行增减吹灰次数。3.9.3.4 吹灰时间：长杆吹灰器吹扫在910时、2122时高负荷期间进行，短杆吹灰器吹扫在前夜班进行。3.9.3.5 吹灰时汇报值长，请示值长调整机组负荷，160MW以上时进行长杆吹灰器吹灰； 180MW以上时进行短杆吹灰器吹灰。吹灰过程中机组负荷尽量保持稳定。3.9.3.6 吹灰过程中应认真监盘，精心调整、注意监视烟温、汽温、壁温的变化，根据烟温、汽温、壁温变化情况及时调整。3.9.3.7 吹灰时应做好快速投油准备，燃烧不稳时及时投油，立即停止吹灰，发生炉膛灭火按灭火处理。3.9.3.8 投汽时应稍开吹灰总门进行暖

13、管和充分疏水(冬季疏水30分钟，夏季疏水20分钟) 。吹灰时使用对讲机和司炉保持联系，当得到司炉的许可后方可进行。3.9.4 遇有下列情况之一时应停止吹灰：3.9.4.1 吹灰器损坏(如单个损坏，不影响吹灰，可单个退出，其它照常吹灰)。3.9.4.2 吹灰过程中，如事故指示灯亮，停止吹灰查明原因，消后再进行吹灰。3.9.4.3 蒸汽管路发生破裂。3.9.4.4 锅炉运行不正常，燃烧不稳或发生事故。3.9.4.5 锅炉负荷低时(500t/h以下时)。3.9.4.6 得到单元长或司炉停止吹灰的命令后。3事故处理内容5.7 过热器管损坏5.7.1 过热器损坏的常见现象：5.7.1.1 过热器爆口附近

14、有泄漏声，严重时炉膛负压变正，从孔门处向外喷烟气和蒸汽。5.7.1.2 过热蒸汽流量不正常地小于给水流量。5.7.1.3 爆管侧蒸汽压力下降，与入口压力差值增大。5.7.1.4 过热器爆管侧烟气温度及排烟温度下降。5.7.1.5 如爆管在低温段，将造成过热蒸汽温度升高。5.7.2 过热器损坏的常见原因：5.7.2.1 蒸汽品质、减温水品质不良，使管内结垢。5.7.2.2 燃烧调整不当或升火操作不合理，引起管壁超温。5.7.2.3 过热蒸汽温度或过热器壁温长期超限运行。5.7.2.4 焊接质量不佳，管材不合格，或制造安装工艺不良。5.7.2.5 管内或联箱有异物堵塞。5.7.2.6 低负荷运行时

15、，投入减温水不当，造成管内水塞，局部过热。5.7.2.7 飞灰磨损，使管子变薄。5.7.2.8 停炉保养不当，造成腐蚀，或运行中发生高温腐蚀。5.7.3 过热器损坏的处理：5.7.3.1 过热器泄漏不严重时，应降压运行，加强监视并请示停炉。5.7.3.2 如损坏严重(大量蒸汽向外喷出)，不能维持运行时，应立即停炉(以防吹坏邻近管)，停炉后留一台引风机维持炉膛负压，并维持汽包水位，严防汽包壁温差大于40。5.8 再热器管损坏5.8.1 再热器管损坏的现象：5.8.1.1 爆管侧附近有漏汽声，严重时炉膛负压变正，向外冒烟、灰、汽。5.8.1.2 爆管侧再热蒸汽流量、烟温、热风温度、排烟温度下降。5

16、.8.1.3 爆管侧烟道负压变小，严重时变正，引风机电流增大。5.8.1.4 爆管侧再热蒸汽压力下降，与入口压差增大(如入口段爆管，将造成再热蒸汽出口汽温升高)。5.8.2 再热器管损坏的原因：5.8.2.1 管子材料不合格，焊接质量差，制造、安装工艺不良。5.8.2.2 联箱、管内有异物堵塞。5.8.2.3 燃烧调整不当，引起管壁超温。5.8.2.4 升火、停炉、甩负荷过程中，再热器没有得到很好保护，使再热器管子过热。5.8.2.5 蒸汽品质、减温水品质不合格，使管内结垢。5.8.2.6 飞灰磨损，使管子变薄。5.8.2.7 停炉保养不当，造成腐蚀，或运行中发生高温腐蚀。5.8.3 再热器管

17、损坏的处理：5.8.3.1 保持炉膛负压，汇报单元长、值长，请示停炉。5.8.3.2 停炉后，根据炉膛负压情况，留一台引风机运行。5.11 蒸汽管道水冲击及损坏5.11.1 蒸汽管道水冲击5.11.1.1 蒸汽管道水冲击的现象：a.蒸汽管道振动或有冲击声。b.蒸汽压力摆动大。5.11.1.2 蒸汽管道水冲击的原因：a.进汽前没有很好的暖管和疏水。b.有水或低温蒸汽进入高温管内。c.设计不合理，疏水管位置不合理，无法疏水。5.11.1.3 蒸汽管道水冲击的处理：a.延长暖管时间。b.开启过热器各疏水门，通知汽机开启主汽门前疏水门，必要时开启对空排汽。c.根据汽温情况，关小或解列减温水，并调整燃烧

18、，恢复正常温度。d.水冲击消除后，检查各支、吊架情况，汇报单元长及时联系有关人员予以消除。5.11.2 蒸汽管道的损坏5.11.2.1 蒸汽管道损坏的常见现象：a.管道爆破后有很大的响声，损坏处保温材料潮湿、漏汽。b.蒸汽压力下降，水位升高。c.爆破点在蒸汽流量表测点前，蒸汽流量指示下降；反之，指示上升。5.11.2.2 蒸汽管道损坏的原因：a.材料不合格，焊接不良，制造安装有缺陷。b.支吊架固定位置不合理。c.管道腐蚀，保温不好或脱落，冷风、雨水侵袭造成管道应力过大。d.启、停炉操作不当，升温、冷却过快，造成管道剧烈振动或发生水冲击。e.管子蠕胀速度超过允许值，未及时监督和未采取相应对策。f

19、.超过使用年限。5.11.2.3 蒸汽管道损坏的处理：a.如轻微泄漏，报告单元长、值长，并随时监视势态发展，请示停炉。b.如严重爆破，应立即停炉，要求汽机立即停机，停炉后，保持较高水位，严防汽包壁温差大于40。5.14 一次汽温异常5.14.1 汽温高的原因：5.14.1.1 运行人员疏忽大意，对汽温监视不够，调整不及时或误操作。5.14.1.2 汽温自动调节装置失灵，或汽温调节机构故障，及减温水系统故障。5.14.1.3 燃烧调整不当，火焰中心上移，过剩空气系数大，三次风带粉多或旋风分离器堵塞及制粉系统启、停操作不当。5.14.1.4 炉底部水封破坏或炉膛不严密，漏风严重。5.14.1.5

20、煤粉过粗，燃料性质发生变化。5.14.1.6 升负荷过快，给水温度降低。5.14.1.7 炉膛严重结焦。5.14.1.8 过热器烟道再燃烧。5.14.2 汽温高的处理：5.14.2.1 将自动调节改为手动调节，开大减温水，提高给水压力，进行燃烧调整，降低二 次风量，运行中禁开油二次风，妥善调整上、下层给粉量。5.14.2.2 如系调节机构故障，立即就地改手动调节，同时通知处理。5.14.2.3 调整磨煤机入口负压、粗粉分离器挡板，保持合格的煤粉细度。5.14.2.4 堵塞漏风，保持底部水封槽水位。5.14.2.5 如旋风分离器堵塞，应立即停止磨煤机，进行处理。5.14.2.6 进行炉膛打焦吹灰

21、。5.14.2.7 根据煤种性质调整风量。5.14.2.8 提高给水温度。5.14.2.9 经上述处理无效，汽温升至高限时，开对空排汽门。5.14.3 汽温低的原因：5.14.3.1 运行人员疏忽大意，对汽温监视不够，调整不及时或误操作。5.14.3.2 汽温自动调节失灵，汽温调节机构故障或减温水门漏量大。5.14.3.3 燃烧调整不当，火焰中心偏低，过剩空气系数小，燃料性质发生变化。5.14.3.4 汽包水位过高，汽水共腾，汽水分离装置工作不正常，使蒸汽带水。5.14.3.5 过热器污染严重。5.14.3.6 负荷增加过快或安全门误动。5.14.4 汽温低的处理：5.14.4.1 将自动调节

22、改为手动调节，关小减温水，进行燃烧调整，在保证燃烧稳定的条件下，适当提高过剩空气系数，并调整上、下层给粉量。5.14.4.2 开启辐射过热器疏水门和一、二级减温器疏水门，报告单元长、值长，联系汽机，注意汽温变化。5.14.4.3 进行过热器吹灰。5.14.4.4 保持正常水位，如汽水共腾，按汽水共腾处理。5.14.4.5 如系调节机构故障，就地改为手动调节，同时联系检修处理。5.14.4.6 报告单元长、值长，联系汽机，开启主汽门前疏水。5.15 再热汽温的异常5.15.1 再热汽温高的原因：5.15.1.1 运行人员疏忽大意，对汽温监视不够，调整不及时或误操作。5.15.1.2 汽温自动调节

23、装置失灵，或温度调节机构故障及事故喷水系统故障。5.15.1.3 燃烧调整不当，火焰中心上移，三次风带粉多，过剩空气系数大或旋风分离器堵塞及制粉系统启动。5.15.1.4 炉底部水封破坏或炉膛不严密，漏风严重。5.15.1.5 煤粉过粗，燃料性质发生变化。5.15.1.6 升负荷过快，给水温度降低。5.15.1.7 炉膛严重结焦，污染严重。5.15.1.8 过热器烟道再燃烧。5.15.1.9 汽机负荷小，高压缸排汽温度高。5.15.1.10 调节受热面三通阀开度过大或调节受热面三通阀机构故障。5.15.2 再热汽温高的处理：5.15.2.1 将自动调节改为手动调节，必要时投入事故喷水减温器，进

24、行燃烧调整，降低二次风量，妥善调整上、下层给粉量。5.15.2.2 如果调节机构故障，立即就地改手动调节，并联系检修处理。5.15.2.3 保持合格的煤粉细度。5.15.2.4 关小调节受热面三通阀开度。5.15.3 再热汽温低的原因：5.15.3.1 再热蒸汽三通阀调节机构故障，调节受热面的进汽量太少，事故喷水调整门漏量大。5.15.3.2 运行人员疏忽大意，监视不够，调整不及时或误操作。5.15.3.3 再热器积灰。5.15.3.4 燃烧调整不当，火焰中心偏低，过剩空气系数小或燃料性质发生变化。5.15.4 再热汽温低的处理：5.15.4.1 将调节受热面进汽量增大，对事故喷水门的泄漏量进

25、行调整，必要时关闭手动门。5.15.4.2 进行再热器吹灰。5.15.4.3 联系汽机控制升负荷速度，并及时调整汽温。5.15.4.4 进行燃烧调整，根据情况调整空气量或上、下层给粉量。5.15.4.5 报告单元长、值长，联系汽机，开导管疏水。4试验内容2.3.1 水压试验的规定2.3.1.1 锅炉的水压试验分工作压力水压试验和超压水压试验。2.3.1.2 工作压力水压试验为汽包工作压力，即15.88MPa；再热器工作压力水压试验为再热器工作压力，即2.71MPa。超压水压试验压力为汽包工作压力的1.25倍，即19.85MPa；再热器超压水压试验压力为再热器工作压力的1.5倍，即4.07MPa

26、。2.3.2 下列情况下锅炉应进行工作水压试验：2.3.2.1 锅炉经过大、小修后。2.3.2.2 锅炉局部受热面临修后。2.3.2.3 锅炉承压部件泄漏检修后(根据实际情况由检修决定)。2.3.3 下列情况下锅炉应进行超压水压试验：2.3.3.1 新安装的或迁装的锅炉。2.3.3.2 六年内未做过超压水压试验的锅炉。2.3.3.3 停运达一年以上的锅炉。2.3.3.4 锅炉受热面管(不包括再热器)拆换总数达到50%时。2.3.3.5 锅炉过热器管或省煤器管全部拆换时。2.3.3.6 汽包或联箱经过更换后。2.3.3.7 锅炉主要部分(如汽包或联箱等)凹凸处修整以后。2.3.3.8 根据设备的

27、具体情况，要求进行超压水压试验时。每月4、21日进行对过热器、再热器空排汽电动门开关试验：1. 进行开关试验时应先试验二次门，然后试验一次门。2. 试验时应到就地检查各门杆动作行程正常，开关状态显示正常，阀门关闭严密。每月5、15日进行对过热器、再热器安全门电磁阀手拉、拔表试验：1. 必须分别进行CRT、后备硬手操各过热器、再热器安全门电磁阀手拉、拔表试验。2. 先进行各安全门手拉试验，然后进行拔表试验，进行拔表试验时，对应的安全门脉冲来汽门应将其关闭。3. 先进行CRT过热器、再热器安全门电磁阀试验，然后进行后备硬手操各过热器、再热器安全门电磁阀试验。4. 试验时先关闭脉冲来汽门，试验结束后

28、开启。5. 试验时逐个进行，不允许两个以上同时试验。6. 在CRT中进行试验时，应先将各安全门从“自动”位置打至“手动”位置，然后进行开、关试验，试验结束后，将各安全门恢复至“自动”位置。7. 进行后备硬手操各安全门试验时，在开、关试验结束后，将各安全门恢复至“自动”位置。5 巡检维护内容3.2.1 运行中一般注意事项3.2.1.1 经常注意联锁、保护及自动控制装置的投入及工作情况；自动装置失灵时，应将其切换至手动，并做好记录。3.2.1.2 每班检查一次疏水门的严密性。3.2.1.3 电动门及风门挡板关闭后，应手动将其关闭严密。3.2.1.4 汽水阀门开启时，应先微开，进行暖管，再缓慢开启，

29、禁止猛开猛关。3.2.1.5 准时按规定的项目，用仿宋体认真抄表及填写有关记录。3.4 蒸汽压力调整3.4.1 影响汽压变化的原因3.4.1.1 给粉机发生故障。3.4.1.2 煤粉自流或堵塞。3.4.1.3 一次风管堵塞。3.4.1.4 启、停制粉系统。3.4.1.5 细粉分离器堵塞。3.4.1.6 锅炉进行吹灰、打焦、除灰。3.4.1.7 煤质发生变化。3.4.1.8 炉膛燃烧不稳或灭火。3.4.1.9 炉管爆破或安全门动作。3.4.1.10 给水温度变化。3.4.1.11 负荷变化。3.4.2 汽压的调整方法3.4.2.1 汽压的调整除了根据其变化原因，而有针对性的调整外，最根本的办法是

30、保证燃 烧稳定。3.4.2.2 锅炉正常运行中应采用定压运行，保持蒸汽压力在13.60.20.3MPa 范围内运行，按汽机之需要做相应的调整，决不得采用升降电负荷的方法来调整锅炉汽压。若设备有缺陷时，可暂时采用降压运行。3.4.2.3 根据汽压变化情况，勤调、细调，保持给粉机下粉均匀，给粉量的调整不许猛增猛减，尽量避免用启、停给粉机的方法来调整汽压。3.4.2.4 监盘思想要集中，随时注意汽压、负荷的变化并及时调整，防止汽压波动过大。3.4.2.5 增加风、粉量，汽压升高；反之下降。在调整时，风粉配合要适当，混合均匀，若风、粉配合不当，风量小，大量给粉，则汽压反而下降。3.4.2.6 要注意制

31、粉系统的启、停，运行情况变化及粉仓粉位，防止排粉机大量带粉和粉仓烧空，使汽压急剧变化。3.4.2.7 锅炉侧和汽机侧过热蒸汽压力表指示值，以及锅炉汽包各压力表、过热蒸汽压力 表指示值，每班至少核对两次，若发现有误差，应及时通知热工人员修复。3.4.2.8 不许用破坏燃烧等方式调整汽压，在非事故情况下，禁止用安全门和向空排汽等 手段降低汽压。3.4.2.9 如汽压急剧升高，当过热蒸汽压力升至13.92MPa时，开启对空排汽降压；若汽压达到安全门动作值而安全门拒动时，应立即切除部分燃烧器，开启向空排汽门或手动开启安全门进行降压，待汽压正常后关闭，并通知有关人员迅速处理。3.4.2.10 当停用高压

32、加热器时，应降低锅炉负荷，注意监视再热蒸汽进口压力，防止安全 门动作，机组出力一般不超过200MW。3.4.2.11 如安全门动作后不回座，短时不能恢复，可降低负荷运行，燃烧不稳，及时投油 助燃，并根据汽温情况，减少和解列减温水，注意维持正常水位。3.4.2.12 监盘要注意力集中，汽压异常时，注意观察汽压和蒸汽流量的变化情况，从而判 明属内扰、外扰而进行针对性的调整。3.5 蒸汽温度调整3.5.1 影响汽温变化的原因3.5.1.1 锅炉负荷增加时，汽温升高；反之降低。3.5.1.2 燃料性质变化。3.5.1.3 给水温度降低，汽温升高；反之降低。3.5.1.4 过剩空气量增大，汽温升高；反之

33、降低。3.5.1.5 火焰中心上移，汽温升高；反之降低。3.5.1.6 汽压升高，汽温升高；反之降低。3.5.1.7 水冷壁结焦严重，汽温升高。3.5.1.8 吹灰、排污、打焦。3.5.1.9 减温水使用不当。3.5.1.10 运行中操作不当，如一、二次风配合不当，制粉系统的启、停，细粉分离器堵塞，给粉机故障，烟道再燃烧等都能引起汽温变化。3.5.2 汽温的调整方法：3.5.2.1 稳定汽温要从稳定汽压着手，汽压稳定了，汽温变化就不会很大。3.5.2.2 调整汽温常采用的方法有：a.调整减温水量、事故喷水量。b.调整调节受热面三通阀。c.改变燃烧器的运行方式。d.分层调整燃料量。e.调整火焰中

34、心。f.调整一、二次风及三次风的配比。g.受热面吹灰。h.必要时改变过量空气系数。3.5.2.3 要注意监视各段汽温变化情况，发现汽温开始变化，就应及时调整，做到勤调、 细调及予见性调整。3.5.2.4 一次蒸汽温度的调节，应首先使用一、二级减温器作粗调(一级固定、二级为主)，最后用三级减温器细小调整，保证出口汽温稳定。3.5.2.5 二次蒸汽温度的调节，一般通过改变进入调节受热面的蒸汽量调节，(为防止调节 受热面过热，三通阀开度不得小于30%)，不得已时才能使用事故喷水减温器来调汽温。3.5.2.6 根据过热器各段汽温、壁温情况，合理分配各减温器(一、二、三级)的喷水量， 保证一级减温器前蒸

35、汽温度不超过435，二级减温器前蒸汽温度不超过460，三级减温器前蒸汽温度不超过525，保持各处壁温在规定范围内。任何情况下，禁止管壁超温运行。3.5.2.7 由于启、停制粉系统，吹灰、打焦或其它操作而引起温度变化，且用减温水不能控制时，应暂停此项工作。3.5.2.8 遇有给水温度、汽压、负荷、煤种、煤粉细度、燃烧工况等变化和送风量、受热面积灰、结焦、锅炉吹灰打焦，锅炉大量漏风等情况，应有针对性分别予以调整。3.5.2.9 若机组启动，则当发电机并网带负荷后，根据蒸汽温度和过热器壁温情况，可试投减温水。减温水的投运应以一、二、三级为序(关闭以三、二、一级为序)。开启减温水电动门(低负荷开启减温

36、水旁路门)，这时应注意减温水漏量和汽温变化情况，并将减温水冲洗门和放水门关闭严密，然后根据需要，开启减温水手动门，用调整门进行调整。3.5.2.10 当锅炉负荷降低时，根据汽温的需要关小或解列减温水，必要时可开启减温水至 除氧器排水门，以降低减温水压力。3.5.2.11 再热器的事故喷水只有在不得已情况下才能使用，汽温低于540，将事故喷水解列。3.5.2.12 当汽温升高时，可用开大减温水，适当减少空气量，停止部分上排火嘴，水冷壁 吹灰，堵塞漏风，停运制粉系统等手段来调整。3.5.2.13 当汽温降低时，可适当关小或解列减温水，在保证燃烧的情况下，适当增加空气 量，进行过热器吹灰，多投上排火

37、嘴，启动制粉系统等手段来调整。3.5.2.14 正常运行时，应严格监视保持蒸汽温度在5455，当负荷或煤质变化时，应及 时调整并控制过热蒸汽和再热蒸汽温度，两侧温差不超过20，过热蒸汽温度与再热蒸汽温度的差值不超过30，过热器和再热器管壁不许超温。6理论知识受热面管子长期过热爆管爆口有何特性?答 案: 长期过热爆管是在超温幅度不太大的情况下，在应力作用下管子发生较快的蠕变直到破裂的过程，称长期过热爆管。其爆口形貌：爆破前管径已胀粗很多，胀粗的范围也较大，金属组织变化，破口并不太大，断裂面粗不平整，边钝不锋利，破口附近有众多的平行破口的轴向裂纹，管子外表出现一层较厚的氧化皮。受热面管子短期过热爆

38、口有何特性?答 案: 短期过热爆管是在极大幅度超温的情况下，受应力作用管子局部胀粗速度非常快，如同高温拉伸一样，直到爆破的过程，称短期过热瀑管。它多发生在炉内直接和火焰接触或直接受辐射热的管子。其爆口形貌：破口附近管子胀粗较大，破口张嘴很大，呈喇叭状，破口边缘锐利减薄较多，断裂面光滑，破口两边呈撕薄裂状，在水冷壁管的短期过热爆管的管子外壁一般呈蓝黑色。过热器管壁蠕变胀粗的最大允许限度是多少?答 案: 锅炉的过热器，长期在高温、高压的条件下工作，对于管壁温度过高使管径胀粗的管子应特别注意监视。合金钢过热器管的直径最大允许胀大25%，按正常的蠕变速度，安全工作期限约三十七年。碳素钢过热器管的直径最

39、大允许胀大35%，按正常的蠕变速度，安全工作期限约五十二年。对于所有直径超过上述规定值的过热器管，均应切去更换，避免运行中发生过热器爆破事故。什么叫饱和蒸汽、过热蒸汽?答 案: 在一定压力，水加热汽化时。它的分子不断从水中飞出形成蒸汽，但同时也有分子从蒸汽进入水内。当在同一时间飞出与进入的分子数目相同时，水同蒸汽处于平衡状态，这时的蒸汽叫饱和蒸汽。饱和蒸汽继续加热汽化，使其温度继续升高，使饱和蒸汽不含有水份而变成干饱和蒸汽，当其温度超过该压力下的饱和温度时的蒸汽称为过热蒸汽。高压、超高压锅炉中为什么要采用屏式过热器?答 案: 随着锅炉参数向高温、高压方向提高，水的汽化热逐渐减少，而蒸汽过热所需

40、的过热量大大增加，即蒸发受热面吸热量比例下降，而过热器吸热量比例上升。对于燃用固体燃料煤的锅炉，从防止对流受热面结渣的角度考虑，炉膛出口烟气温度不能过高。这就要求把一部份过热器布置在炉膛内，一方面吸收炉内火焰的辐射热，另一方面吸收屏间烟气的辐射和对流传热的热量。既保证过热蒸汽温度高的要求，又可使烟气降到一定温度，防止对流受热面过热结渣。所以一般都在炉顶布置屏式过热器。什么是过热器的热偏差，由哪两方面原因引起?答 案: 过热器在运行中各根管子蒸汽焓增各不相同，这种吸热不均的现象叫做过热器的热偏差。过热器的热偏差是由热力不均（温度场偏斜)和流量不均两个方面的原因引起的。高压以上锅炉为何采用联合过热

41、器?答 案: 高压以上锅炉采用联合过热器一方面是由于过热器受热面需要增加，另一方面则是为了得到平缓的汽温特性，使负荷变化时，过热出口汽温的变化幅度小一些。再热器与对流过热器有什么不同?答 案: (1)再热器蒸汽压力低，比热小，所以，再热器在汽温偏差方面是相当敏感的。(2)再热器蒸汽压力低，密度小，因此，从管壁到蒸汽的传热系数(2)比较小。在同样受热面热强度和蒸汽流速条件下，其管壁温度与蒸汽温度的差值，要比对流过热器大。所以，再热器一般不宜放置于烟气温度很高的区域，而放在烟气温度较低的对流烟道中。(3)再热器的被加热蒸汽，来自汽轮机高压缸排汽。当汽轮机甩负荷时，再热器通过的蒸汽量少，易超温。而对

42、流过热器不同，它的蒸汽来自汽包，汽轮机甩负荷时，影响很小。(4)为了不影响机组的作工能力，再热器(包括连接管在内)的压降受到限制，不能大于23个大气压，而过热器没有这个限制。锅炉启动过程中如何保护过热器?答 案: 锅炉点火初期由于产生汽量小，过热器管内蒸汽流通量小，此时必须限制过热器入口的烟气温度。控制烟气温度的办法是限制燃料量和调整炉膛火焰中心的位置。随着压力的升高，过热器内蒸汽流通量增大，使管壁逐渐得到良好的冷却，这时用限制过热器出口汽温的办法来保护过热器。过热器出口汽温的高低主要与燃料量和排汽量以及火焰位置和过剩空气系数有关。锅炉负荷变化时，各部介质温度如何变化?答 案: 当锅炉负荷变化

43、时，总要变更燃料量才能保持汽压，由此会引起各部受热面吸热量的变化，随即会引起介质温度的变化，主要反应在：(1)由于单位时间内炉膛总的辐射传热量只是炉膛出口温度的函数，因此负荷增加时，炉膛出口温度必然升高，相反则降低。(2)当锅炉负荷增加时对流受热面的吸热量相对增加，因此对流过热器出口的蒸汽温度将升高，辐射过热器出口蒸汽温度将降低，省煤器出口水温、空气预热器出口热风温度也升高，当锅炉负荷减小时其结果相反。(3)当锅炉负荷增加时，对流受热面出口烟气温度和排烟温度升高，反之则降低。明确负荷变化对介质温度的影响，对于锅炉运行调整有重要的实用介质。如果进行蒸汽温度的调整?答 案: (1)改变、级减温器的

44、喷水量，级做为粗调，保证后屏过热器管壁不超温，级做为细调，保证主蒸汽的出口温度正常。(2)改变二次汽三通阀的开度和再热器减温器的喷水量来调整再热蒸汽的温度。喷水减温做为细调，为提高热经济性，应尽量不用喷水减温。(3)再热汽温突然升高无法控制时，可用事故喷水降温，及时查明原因，予以消除。(4)当汽温过高或过低用减温水难以控制时，可用改变燃烧方式控制汽温。具体可参照以下方法进行。a、改变火嘴的投入方式及各粉机转数，煤质变化较大时，应解列汽压自动、手动调整。b、改变一、二次风配比。c、改变煤粉细度。(5)改变风量大小调整汽温。(6)及地投入吹灰器运行，每班不少于一次。(7)一般情况不允许用改变炉内负

45、压的方法调整汽温。(8)如汽温升高采用上过热汽温调节的必要性是什么?答 案: 当汽温偏离额定值过大时，会影响锅炉和汽轮机的安全性和经济性。汽温过高时，会加快金属材料的蠕变，还会使过热器爆管。蒸汽温度过低时会使汽机最后几级的蒸汽湿度增加，严重时将会发生水冲击，当压力不变时汽温降低，蒸汽的焓必然减小，汽轮消耗的蒸汽量必然要增加，所以汽温过低会使发电厂的经济性降低。锅炉负荷对汽温有何影响?答 案: 当锅炉负荷增加时，燃烧室温度及烟气温度增高，烟气量增大，这将导致辐射传热和对流传热同时上升。但是对流传热较辐射传热的增加为多而对流过热器的汽温特性是上升的，故锅炉负荷增加时汽温将上升。汽压变化对汽温有何影

46、响?为什么?答 案: 当汽压升高时，过热蒸汽温度升高。这是因为当汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽需要消耗更多的热量，在燃料量未改变的条件下，锅炉的蒸发量瞬时要减少(因锅水中部分蒸汽凝结)即通过过热器的蒸汽流量减少，相对蒸汽的吸热量增大，导致过热汽温升高。当汽压降低时，上述变化相反。为什么对流式过热器的出口汽温随负荷的增加而升高?答 案: 在对流过热器中，烟气与管外壁的换热方式主要是对流换热。对流换热不仅决定于烟气的温度，而且还与烟气的流速有关。当锅炉负荷增加时，燃料量增加，烟气量增多，通过过热器烟气流速相应增加，因而提高了烟气侧对流放热系数。同时，当锅炉负荷增加时，炉膛出口烟温升高

47、，从而提高了平均温差。虽然流经过热器的蒸汽量随锅炉负荷增加也增大，其吸热量也增多但由于传热系数和平均温差同时增大，使过热器传热量的增加大于因蒸汽流量增大而需要增加的吸热量，因此，每公斤蒸汽所获得的热量相对增多，出口汽温也就升高。锅炉蒸发量不变，给水温度的变化对过热汽温有何影响?答 案: 当给水温度降低时，加热给水所需的热量增多，锅炉热负荷增加，其结果将使过热汽温升高，反之给水温度升高，将降低锅炉热负荷将使过热汽温下降。风量变化对过热汽温有何影响?答 案: 在正常运行中，为保证燃料在炉内完全燃烧，必须保持一定的过剩空气系数。风量过大时，燃烧温度有时下降，烟气流速有所上升，使辐射吸热减少，对流吸热

48、上升，因而汽温上升。风量过小时，会使汽温下降。为什么采用喷水减温来调节再热汽温不经济?答 案: 因为减温水喷入再热蒸汽后，增加了汽轮机中、低压缸蒸汽量，亦即增加了中、低压缸的出力，在机组负荷不变的情况下，则势必要限制汽轮机高压缸的出力，即减少高压缸的蒸汽量，这样，就等于以部分低压蒸汽循环去代替高压蒸汽循环，因而必然导臻整个机组热经济性的降低。过热汽温过高有什么危害?答 案: 过热汽温高，会使过热器管、蒸汽管道、汽轮机高压部分等产生额外热应力，还会加快金属材料的蠕变，因而缩短设备的使用寿命。当发生超温时，甚至会造成过热器爆管，因而汽温过高对设备的安全有很大的威胁。造成汽温偏高的原因有哪些?答 案

49、: 造成汽温偏高的原因有：(1)水冷壁的管内结垢，管外结渣、积灰，吸热量减少，高温烟气进入后部烟道，使过热器吸收热量增加。(2)燃料性质改变。水份或灰份增加，或制粉过粗，造成二次再燃烧。(3)火焰中心高，炉膛负压过大，使高温烟气没有被水冷壁吸收热量而带走，使过热器吸热量增加。(4)炉膛漏风量大，降低了炉膛温度，减少了辐射传热，使汽温升高。(5)给水温度低，燃料量增加使汽温升高。(6)表面式减温器结垢，传热能力差。(7)减温水系统发生故障或调整不当。(8)中储式制粉系统中，旋风分离器堵塞，煤粉自流，煤粉大量进入炉膛，使过热器吸热量增加。锅炉汽压过高有什么危害?答 案: 蒸汽压力是锅炉运行中必须监

50、视和控制的主要参数之一。汽压过高对于安全运行是非常不利的。汽压过高，超过规定值是很危险的。安全门万一发生故障不动作，很可能发生爆管或爆炸事故，对设备和人身安全都会带来严重的危害。另一方面，即使安全门工作压力正常，工作可靠，汽压过高，由于机械应力过大，也会危害锅炉设备各承压部件的长期安全性。当安全门动作时，排出大量高压蒸汽，造成经济上的损失，同时还可能引起汽包水位发生较大的波动，以及影响送往汽轮机的蒸汽品质，而且安全门经常动作，由于磨损或有污物沉积在阀门上，容易发生四座关闭不严，以造成经常性的漏汽损失，同时还需停炉进行检修。采用什么方法调整过热蒸汽、再热蒸汽温度?答 案: (1)、调整减温水量。

51、 (2)、调整烟气再循环、烟气旁路挡板或汽汽热交换器的旁通阀等。 (3)、改变燃烧器的运行方式。 (4)、分层调整燃料量。 (5)、调整火焰中心。 (6)、调整一、二次风及三次风的配比。 (7)、受热面吹灰。 (8)、必要时改变过量空气系数。简述运行中使用改变风量调节蒸汽温度的缺点。答 案: (1)使烟气量增大，排烟热损失增加，锅炉热效率下降。 (2)增加送、引风机的电能消耗，使电厂经济性下降。 (3)烟气量增大，烟气流速升高，使锅炉对流受热面的飞灰磨损加剧。 (4)过量空气系数大时，会使烟气露点升高，增大空气预热器低温腐蚀的可能。运行过程中为何不宜大开、大关减温水门，更不宜将减温水门关死?答

52、 案: 运行过程中，汽温偏离额定值时，是由开大或关小减温水门来调节的。调节时要根据汽温变化趋势，均匀地改变减温水量，而不宜大开大关减温水门，这是因为： (1)大幅度调节减温水，会出现调节过量，即原来汽温偏高时，由于猛烈增减温水，调节后跟着会出现汽温偏低；接着又猛烈关减温水门后，汽温又会偏高。结果，使汽温反复波动， 控制不稳。 (2)会使减温器本身，特别是厚壁部件(水室、喷头)出现交变温差应力，以致使金属疲劳， 出现本身或焊口裂纹而造成事故。 汽温偏低时，要关小减温水门，但不宜轻易地将减温水门关死。因为，减温水门关死后，减温水管内的水不流动，温度逐渐降低，当再次启用减温水时，低温水首先进入减温器

53、内，使减温器承受较大的温差应力。这样连续使用，会使减温器端部、水室或喷头产生烈纹，影响安全运行。为此，减温水停用后如果再次启用，应先开启减温水管的疏水门，放净管内冷水后，再投减温水，不使低温水进入减温器。低负荷时混合式减温器为何不宜多使用减温水?答 案: 锅炉在低负荷运行调节汽温时，是不宜多使用减温水的，更不宜大幅度地开或关减温水门。这是因为，在低负荷时，流经减温器及过热器的蒸汽流速很低，如果这时使用较大的减温水量，水滴雾化不好，蒸发不完全，局部过热器管可能出现水塞；没有蒸发的水滴，不可能均匀地分配到各过热器管中去，各平行管中的工质流量不均，导致热偏差加剧。上述情况，都有可能使过热器管损坏，影

54、响运行安全。所以，锅炉低负荷运行时，不宜过多地使用减温水。蒸汽压力波动有何影响?答 案: 蒸汽压力是锅炉安全、经济运行的重要指标之一，一般要求压力与额定值的偏差不得超过(0.050.1)MPa。 运行中，蒸汽压力超过规定值，会威胁人身及设备安全，影响机组寿命；另一方面，蒸汽压力过高会导致安全阀动作，不仅造成大量排汽损失，还会引起水位波动及影响汽品质，安全阀频繁动作，还影响其严密性。 蒸汽压力低于规定值，降低了蒸汽在汽轮机内的做功能力，使机组热效率下降。 蒸汽压力频繁波动，使机组承压部件的金属经常处于交变应力作用下，有可能使承压部件产生疲劳破坏。蒸汽压力变化速度过快对机组有何影响?答 案: 蒸汽

55、压力变化速度过快，会对机组带来诸多不利影响，主要的有： (1)使水循环恶化：蒸汽压力突然下降时，水在下降管中可能发生汽化。蒸汽压力突然升高时，由于饱和温度升高，上升管中产汽量减少，会引起水循环瞬时停滞。蒸汽压力变化速度越快，蒸汽压力变化幅度越大，这种现象越明显。试验证明，对于高压以上锅炉，不致引起水循环破坏的允许汽压下降速度不大于0.250.30MPa/min；负荷高于中等水平时，汽压上升速度不大于0.25MPa/min，而在低负荷时，汽压变化速度则不大于0.025MPa/min。 (2)容易出现虚假水位：由于蒸汽压力的升高或降低会引起锅水体积的收缩或膨胀，而使汽包水位出现下降或升高，均属虚假

56、水位。蒸汽压力变化速度越快，虚假水位的影响越明显。出现虚假水位时，如果调节不当或发生误操作，就容易诱发缺水或满水事故。引起蒸汽压力变化的基本原因是什么?答 案: (1)外部扰动：外部负荷变化引起的蒸汽压力变化称外部扰动，简称外扰。当外界负荷增大时，机组用汽量增多，而锅炉尚未来得及调整到适应新的工况，锅炉蒸发量将小于外界对蒸汽的需要量，物料平衡关系被打破，蒸汽压力下降。 (2)内部扰动：由于锅炉本身工况变化而引起蒸汽压力变化称内部扰动，简称内扰。运行中外界对蒸汽的需要量并未变化，而由于锅炉燃烧工况变动(如燃烧不稳或燃料量、风量改变)以及锅内工况(如传热情况)的变动，使蒸发区产汽量发生变化，锅炉蒸发量与蒸汽需要量之间的物料平衡关系破坏，从而使蒸汽压力发生变化。如何判断蒸汽压力变化的原因是属于内扰或外扰?答 案: 通过流量的变化关系，来判断引起蒸汽压力变化的原因是内扰或外扰。 (1)在蒸汽压力降低的同时，蒸汽流量表指示增大，说明外界对蒸汽的需要量增大；在蒸汽压力升高的同时，蒸汽流量减小，说明外界蒸汽需要量减小，这些都属于外扰。也就是说， 当蒸汽压力与蒸汽流量变化方向相反时，蒸汽压力变化的原因是外扰。 (2)在蒸汽压力降低的同时，蒸汽流量也减小，说明炉内燃料燃烧供热量不足导致蒸发量减小；在蒸汽压力升高的同时，蒸汽流量也增大，说明炉内燃烧供热量偏多，使蒸发量增大， 这都属于