本文篇幅较长，主要分为以下几个大节：
1、管道冲洗和吹洗
2、锅炉机组的启动运行
3、燃烧设备的运行与调整
4、制粉系统的运行与调整
5、过热器和再热器的运行
6、自然循环蒸发系统的安全运行
7、空气预热器的运行
8、锅炉汽压与负荷的调整
9、锅炉蒸汽温度的调整
10、锅炉水位的调整
11、锅炉受热面的安全运行
12、锅炉的水处理
13、锅炉的停运与保养
管道冲洗和吹洗
81.什么是锅炉的化学清洗?有什么作用?
锅炉的化学清洗就是用某些化学药品的水溶液来清除锅炉水汽系统中的各种沉积物，同时在金属表面形成良好的防腐保护膜，一般包括碱洗(或碱煮)、酸洗、漂洗和钝化等几个工艺过程。按规定，新建的锅炉在启动前必须进行化学清洗，对于已经投入运行使用的锅炉，在沉积物达到一定标准时，或者说运行时间达到相应的年限时，也应当进行化学清洗。
通过化学清洗，可以除掉新建锅炉设备在制造过程中形成的氧化皮，以及在储运、安装过程中形成的腐蚀产物、焊渣以及设备出厂时涂覆的防护剂等各种附着物。同时，还可以除去在锅炉制造和安装过程中进入或残留在设备内部的杂质，如砂子、尘土、水泥和保温材料的碎渣等，它们大都含有二氧化硅运行锅炉的化学清洗的目的，在于除掉锅炉运行过程中产生的水垢、金属腐蚀产物等沉积物。
82.化学清洗的范围包括什么?
对于新建的汽包锅炉，由于锅炉机组水汽系统的各个部分都比较脏，因而化学清洗的范围比较广。一般情况下，对于高压及高压以下锅炉，清洗范围包括锅炉本体的水汽系统(省煤器、水冷壁和汽包);对于超高压及超高压以上锅炉，除了包括锅炉本体的水汽系统外，还要包括过热器和炉前系统(即从凝结水泵出□到除氧器的汽轮机凝结水通道和从除氧器水箱到省煤器入口的给水通道);运行汽包锅炉的清洗范围只有锅炉本体的水汽系统。
对于新建的直流锅炉，清洗范围一般包括锅炉水汽系统和炉前系统，有再热器的还要包括再热器。有的机组化学清洗只到低温过热器前，不清洗屏式过热器、高低温过热器，以及再热器，这些管道只能用蒸汽冲洗。运行后的直流锅炉，化学清洗只包括水汽系统。
83.在锅炉化学清洗时，应当如何进行操作?
在进行化学清洗前，首先要准备足够的药品。所用的药品包括起清洗作用的清洗剂外，为了减缓清洗剂对金属的腐蚀，溶液中还常常加有缓蚀剂;为了提高清洗效果，还加入各种添加剂。清洗剂有盐酸、氢氟酸、某些有机酸，在有机酸中，应用较多的是柠檬酸和乙二胺四乙酸(EDTA)。
化学清洗应该按步骤进行，即水冲洗、碱洗或碱煮、酸洗、漂洗和钝化。
(1)水冲洗。在用化学药品清洗前，要用清水对清洗系统进行冲洗。此外，冲洗可以检验清洗系统是否泄漏。水冲洗进行到排出的水清澈透明就可以结束了。
(2)碱洗。碱洗就是用碱液清洗;碱煮就是在汽水内加入碱液后，锅炉点火后进行加热。根据锅炉具体情况不同，分别选择不同的方法。对于运行后的汽包锅炉，一般采用碱洗;当锅炉炉水检测出较多沉积物或含硅量较大时，采用碱煮;当炉水沉积物中含铜较多时，在碱洗后，还要进行氨洗。
(3)碱煮。碱类能松动和清除沉积物(如二氧化硅)。碱煮使用的药品主要是NaOH和Na?PO?，这两种药品大多混合使用。碱煮的方法为：在锅内加入碱液后，将锅炉加热，使汽压升至2MPa。在维持压力和排汽量为额定蒸发量5%～10%的条件下，煮炉12～14h。碱煮过程中，反复进行几次补水—底部排污。当药剂量下降到初始值的1/2时，应补加药剂。在试件达到要求后，停止加热，待碱煮水温降到80℃时，将碱液放掉，然后用水冲洗干净。
(4)酸洗。一般按锅炉制造厂规定的方法酸洗。首先按规定的浓度配制药液，接着用临时安装的循环泵使药液循环，经常测定清洗液的温度，并在各取样点采样。测定样品的含铁量及酸浓度。当循环清洗已达到既定时间或清洗液中铁离子含量无明显变化时，就可以结束酸洗。酸洗结束后，不可放空废酸液，以免空气进入，造成腐蚀，而应当使用除盐水，排挤酸液并进行冲洗。另外，药液的排放也要注意环保的要求。
(5)漂洗。在用盐酸或柠檬酸作为清洗剂时，在酸洗结束并用除盐水冲洗后，一般再用柠檬酸溶液进行一次冲洗，这种冲洗通常称为柠檬酸漂洗。以除去酸洗和水冲洗后残留在清洗系统内的铁离子，以及水冲洗时可能在金属表面产生的铁锈。漂洗时，一般采用0.4%的柠檬酸溶液和含有0.05%的缓蚀剂，并用氦水把溶液的pH值调节到4,溶液温度为75℃,循环冲洗4h。
(6)钝化。经酸洗、水冲洗或漂洗的金属表面，当暴露在大气中时，非常容易受到腐蚀。因此，应立即进行防腐处理。其方法是用某些药液处理，使金属表面上生成保护膜，这种处理通常称为钝化。钝化的方法有亚硝酸钠钝化法、联氨钝化法、多聚磷酸钠钝化法。经过饨化处理后，用除盐水冲洗干净，就可以投入运行或进入备用状态。
84.直流锅炉启动前为何需进行循环清洗?
对于直流锅炉，运行时没有排污，给水中的杂质除少部分随蒸汽带出之外，铁离子和其他杂质会附着在受热面的内表面，这将导致受热面过热和损坏，因此一定要注意水质。另外，机组停用时，受热面内部还会因腐蚀而生成少量氧化铁。为清除这些污垢，直流锅炉在点火前要用温度为104℃的除氧水进行循环清洗。
85.直流锅炉清洗的顺序是什么?
首先清洗给水泵前的低压系统，清洗流程为凝汽器凝结水泵一除盐装置一低压加热器—除氧器—凝汽器。当水质合格后，再清洗高压系统，其清洗流程为锅炉一启动分离器—凝汽器一除盐装置一低压加热器—除氧器一给水泵高压加热器—锅炉。清洗水的最小流量控制在额定流量的30%,清洗最后阶段用10%额定流量。清洗初期水中杂质多，污水可由启动分离器排入地沟。清洗一段时间后，水中杂质减少，则可循环使用，并经除盐装置净化。当省煤器入口和启动分离器出口的水取样分析合格后，清洗即告结束。
86.如何对锅炉进行热态冲洗?
当水冷壁出口温度在150℃左右时，可以对锅炉进行热态冲洗，因为此温度下铁离子的溶解度最高。
(1)通过控制油量和疏水阀开度将水冷壁出口温度控制在150℃左右，不允许超过170℃。
(2)保持上述状态和给水量直到储水箱出口水质合格。
(3)当储水箱出口水质合格时，锅炉热态冲洗完成。
(4)如果热态冲洗需要很长时间，应进行下列操作以加速冲洗时间。
1)通过增加再循环量或给水泵流量增加给水流量。
2)反复增减再循环量。
3)改变燃料量使水温在170℃以下波动。
锅炉机组的启动运行
87.在锅炉启动前，对于运行人员有哪些基本要求?
对于运行人员而言，严格遵守操作规程，并经过培训，考核合格的人员才能够上岗。明确职责和工作范围。锅炉启动前，运行人员应做以下工作：
(1)检查受压元件外观，包括管道、承压部件等，是否有蒸汽泄漏、腐蚀、胀粗、扭曲以及过热现象的痕迹。
(2)机组清理干净无杂物。所有吊架在适当位置。检查后确认锅炉内部不存在任何工具设备，不存在任何垃圾杂物并确认人孔、检查孔密封垫安装完好。所有人孔、检查孔、观察孔已经关闭。
(3)DCS上所有定值正常。所有设备已经准备好可随时启动。所有仪表完好并已经投用。所有报警和联锁装置投用。
(4)所有转动设备防护和安全装置完好。所有伸缩式吹灰器已经完全退出。
(5)确认每个阀门和挡板的位置。
(6)DCS控制系统正常，系统电压正常，压缩空气正常;厂用电完好;所有设备可在主控室远方控制;所有远操阀门、导叶和挡板可自由调节。
(7)化学水处理系统正常，给水系统正常
(8)所有充氮密封阀均已关闭，所有安全阀启用
(9)所有轴承和冷却器等设备的冷却水投用;所有集灰斗已经排空。
88.锅炉在什么情况下禁止启动?
锅炉在下列情况下禁止启动：机组跳闸保护有任一项不正常;锅炉大联锁试验不合格时;主要仪表缺少或不正常，且无其他监视手段;主、再热汽压力表、汽包水位计、氧量表、燃油压力表，以及各电动机电流表异常;DCS不正常，影响设备启、停及正常运行操作时。
89.锅炉启动期间有哪些注意事项?
(1)监视汽包水位，当水位自动调节不良超出正常范围士50mm时，应切为手动调整，必要时可用定排门辅助控制水位。
(2)在启动过程中，汽包压力最大升压率用汽包饱和温度升温率控制。
(3)从点火开始到机组并网，控制炉膛出口烟温不大于540℃。
(4)在升压过程中加强与化学专业的联系，当炉水含硅量超过标准时，应停止升压增加定排次数，必要时降低汽压运行，直到炉水含硅量达到要求时才能重新升压。
(5)点火初期应加强燃烧调整，监视油枪雾化情况，严格监视排烟温度，防止尾部二次燃烧发生。
(6)启动过程中应经常监视炉内燃烧情况，当主、再热器温度急剧上升时，应降低升压速度，必要时可暂停一部分燃烧器。严格监视过热器、再热器管壁温度，不准超温运行。
(7)锅炉有煤粉燃烧时要投入电除尘器运行。
(8)锅炉点火期间，如遇油枪长时间点火不着时应在加强吹扫工作之后再重新点火。
(9)机组启动期间应经常巡视炉本体，防止油系统发生泄漏引起火灾。
90.在机组启动前，如何恢复油系统?
油泄漏试验应定期进行，启动前后试验不合格时严禁机组启动，锅炉启动前恢复油系统步骤如下：检查与油系统有关的部位工作票已消除，安全措施已恢复;全面检查油系统无异常;开油跳闸阀前进油手动总门;确认条件满足后开油跳闸阀;回油调整门或其旁路调整油压正常;油系统泄漏试验合格后再恢复油循环;全面检查系统后根据需要开各油枪手动门。
91.如何进行油系统泄漏试验?
油系统泄漏试验具体步骤如下：复归MFT，检查油枪进油手动门和角阀均处于关闭状态，确认就地油压表和CRT上油压读数为零;开启油跳闸阀;开启进油手动总门，关闭油循环阀前、后手动门，利用油循环阀旁路手动门调节油压正常参数;确认安全门未动作;全面检查油系统无泄漏;关闭油循环阀旁路手动门;关闭油跳闸阀;观察油压在5min内是否有下降趋势，若有则应全面检查泄漏;确认油角阀处于关闭状态;开启各油枪手动门;观察油压在5min内是否有下降趋势，若有则应全面检查泄漏点。
92.什么是直流锅炉的启动压力?启动压力高有何影响?
直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合循环锅炉启动时，为保证蒸发受热面的水动力稳定性所必须建立的给水压力，称为启动压力。
直流锅炉与自然循环锅炉不同，给水是一次通过锅炉各受热面的，所以，锅炉一点火就要依靠一定压力的给水，流过蒸发受热面进行冷却。但直流锅炉启动时一般不是一开始就在工作压力下工作，而是选择某一较低的压力，然后再过渡到工作压力。启动压力的高低，关系到启动过程的安全性与经济性。
启动压力高，汽水密度差小，对改善蒸发受热面水动力特性、防止蒸发受热面产生脉动、减小启动时的膨胀量都有好处。但启动压力高，会使给水泵电耗增大，加速给水阀门的磨损，并能引起校大的振动和噪声。
93.什么是启动流量?其大小对启动过程有何影响?
直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合循环锅炉启动时，为保证蒸发受热面良好冷却所必须建立的给水流量(包括再循环流量)，称为启动流量。确定启动流量的原则是在保证受热面可靠冷却和工质流动稳定的前提下，启动流量应尽可能小一些，一般启动流量约为锅炉额定蒸发量的25%。
直流锅炉一点火，就需要有一定量的工质强迫流过蒸发受热面，以保证受热面得到可靠的冷却。启动流量的大小，对启动过程的安全性、经济性均有直接影响。启动流量越大，流经受热面的工质流速越高，这除了保证有良好的冷却效果外，对水动力的稳定性和防止出现汽水分层流动都有好处。但启动流量过大，将使启动时间长，膨胀量大，启动期间工质和热量的损失大，同时，启动流量大也使启动旁路的容量增大。启动流量过小，又使受热面的冷却和水动力的稳定性难以保证。
94.什么是直流锅炉启动时的膨胀现象?产生原因是什么?
直流锅炉一点火，蒸发受热面内的水就在给水泵推动下强迫流动。随着热负荷的逐渐增大，水温不断升高。一旦达到饱和温度，水就开始汽化，工质比体积明显增大，这时会将汽化点之后的管内工质向锅炉出口移动，使进入启动分离器的工质容积流量比锅炉入口的容积流量明显增大，这种现象即称为膨胀现象。
产生膨胀现象的基本原因是蒸汽与水的比体积差别太大。启动时，蒸发受热面内流过的全部是水，在加热过程中水温逐渐升高，中间点的工质首先达到饱和温度而开始汽化，体积突然增大，引起局部压力升高，猛烈地将其后面的工质推向出口，造成锅炉出口工质的瞬时排出量很大。
95.影响膨胀大小的主要因素有哪些?
影响膨胀量大小的主要因素有：
(1)给水温度。给水温度高低，影响工质开始汽化的迟早;给水温度高，汽化点提前，汽化点后部的受热面内蓄水量大，使膨胀量增大。
(2)启动压力。启动压力越低，其饱和温度也越低，水的汽化点前移，使汽化点后面的受热面内蓄水量大，汽水比体积差别也大，从而使膨胀量加大。
(3)燃料投入速度。燃料投入速度即启动时的燃烧率。燃烧率高，炉内热负荷高，工质温升快，汽化点提前，膨胀量增大。
(4)启动分离器的位置。启动分离器越靠近出口，汽化点到分离器之间的受热面中蓄水量越多，汽化时膨胀量就越大，膨胀现象持续的时间也越长。
燃烧设备的运行与调整
96.锅炉燃烧调节的主要任务是什么?
燃烧调节的主要任务是：
(1)在保证蒸汽品质及维持必要的蒸汽参数的前提下，满足外界负荷变化对蒸汽的需要量。
(2)合理地控制风、粉比例，使燃料能稳定地着火并良好地燃烧，减小各项不完全燃烧热损失，提高锅炉效率。
(3)维持适当的火焰中心位置，火焰在炉内充满程度应好，防止燃烧器烧坏、炉膛结渣以及过热器管壁超温，维持锅炉的安全运行。
97.燃烧调节过程中，给煤量应当如何进行调节?
具有中间储仓式制粉系统的锅炉，当负荷变化幅度不大时，可通过改变给粉机转速来调节燃煤量;当负荷变化幅度较大时，需要改变投、停燃烧器的个数及相应的给粉机台数，以便较大幅度地改变燃料量。
具有直吹式制粉系统的锅炉，当负荷变化幅度较小时，可通过改变给煤机的给煤量及改变进入磨煤机的风量来调节进入炉膛的燃料量;当负荷变化幅度较大时，就需要启动或停止一台磨煤机及相应的制粉系统。考虑到燃烧的稳定及合理的风、粉比例，一般情况下当运行着的各台磨煤机出力都减小到其额定出力的40%时，就应停止其中的一台磨煤机;当所有运行着的磨煤机的出力都大于其额定出力的80%时，就应增加投入磨煤机的台数。
98.炉膛负压波动的原因是什么?
采用平衡通风方式的锅炉，炉膛负压一般维持在-40～-20Pa。正常运行时，由于燃烧的脉动，负压表会有轻微的波动。如果炉膛负压波动范围很大，对运行安全性是有影响的，应注意查找原因并及时予以消除。引起炉膛负压波动的主要原因有
以下几点：
(1)引风机或送风机调节挡板摆动。调节挡板有时会在原位作小范围摆动，相当于忽开忽关，影响风量忽大忽小，从而引起炉膛负压不稳定。
(2)燃料供应量不稳定。由于给粉机的原因或管道的原因，使进入炉膛内的燃料量发生波动，燃烧产生的烟气量也相应波动，从而引起炉膛负压不稳定。
(3)燃烧不稳。运行过程中，由于燃料质量的变化或其他原因，使炉内燃烧时强时弱，从而引起负压波动。
(4)吹灰、掉焦的影响。吹灰时突然有大量蒸汽或空气喷入炉内，从而使炉膛负压波动，故吹灰时应预先适当提高炉膛负压。炉膛的大块结渣突然掉下时，由于冲击作用使炉内气体产生冲击波，炉内烟气压力会有较大的波动，严重时有可能造成锅炉灭火。
(5)调节不当。在负荷变化时，需对燃料量及引、送风量作相应的调节，如果调节操作过猛，或是调节程序不当，都将引起炉膛负压的波动。
99.锅炉灭火有哪些原因?
锅炉灭火的原因大致有如下几点：锅炉负荷低，未投入油枪等稳定燃烧;锅炉减负荷未及时减少风量，使得炉内温度过低;燃烧器启停太频繁，使炉内燃烧恶化;煤质变化，而未及时调整燃烧;除灰、吹灰、清焦过程中操作不当或时间过长;炉膛负压过大，如启停风机或制粉系统时操作不当;风、粉自动调整失灵未及时发现;炉膛上部大块焦掉下造成燃烧不稳;烟道挡板或引、送风机挡板自动关闭;一次风管堵塞，给粉机故障等处理不当;煤粉仓煤粉潮湿结块或粉位低造成下粉不均匀;给粉机或风机跳;炉管严重爆破。
100.运行中影响燃烧经济性的因素有哪些?
运行中影响燃烧经济性的因素主要有以下几点：
(1)燃料质量变差，如挥发分下降，水分、灰分增大，使燃料着火及燃烧稳定性变差，燃烧完全程度下降。煤粉细度变粗，均匀度下降。
(2)风量及配风比不合理，如过量空气系数过大或过小，一、二次风风率或风速不适当，一、二风混合不及时。燃烧器出口结渣或烧坏，造成气流偏斜，从而引起燃烧不完全。
(3)炉膛及制粉系统漏风量大，导致炉膛温度下降，影响燃料的安全燃烧。
(4)锅炉负荷过高或过低。负荷过高时，燃料在炉内停留的时间缩短;负荷过低时，炉温下降，配风工况也不理想，都影响燃料的完全燃烧。
(5)制粉系统中旋风分离器堵塞，三次风携带煤粉量增多，不完全燃烧损失增大。
(6)给粉机工作失常，下粉量不均匀。
101.什么是结焦?对锅炉安全运行有哪些危害?
在锅炉炉膛中心，燃烧火焰中心温度足够将燃料中的灰熔化为液态或呈软化状态。由于水冷壁的吸热，从燃烧火焰中心向外，越接近水冷壁温度越低。在正常情况下，随着温度的降低，灰分将从液态变为软化状态进而变成固态。如果灰还保持着软化状态就碰到受热面时，由于受到冷却而黏结在受热面上，形成结焦。锅炉结焦对于锅炉的安全运行而言，存在以下危害：
(1)结焦会引起过热汽温升高，并导致过热汽温、再热汽温减温水开大，甚至会招致汽水管爆破;结焦会使锅炉出力降低，严重时造成被迫停炉;结焦会缩短锅炉设备的使用寿命;排烟损失增大，锅炉效率降低;引风机消耗电量增加;由于结焦往往是不均匀的，因而水冷壁结渣会对自然循环锅炉的水循环安全性和强制循环锅炉水冷壁的热偏差带来不利影响。
(2)结焦易成灰渣大块，严重时使渣沟受堵，不得不降负荷运行。
(3)结焦若熔合成大块时，因重力从上部落下，导致砸坏冷灰斗水冷壁。低负荷会因掉大块焦而引起燃烧不稳甚至熄火。
(4)锅炉的大焦块掉下后，瞬间产生大量的水蒸气，使炉底漏入大量冷风，造成燃烧器区域(尤其是下排燃烧器区域)煤粉火焰着火状况的严重恶化，使炉膛负压产生剧烈波动(超限)而引起锅炉灭火。
102.锅炉结焦的原因有哪些?
(1)煤质原因。对于燃烧调节而言，煤质的变化是结焦的主要原因之一。煤质化验报告中，常用灰熔点温度及灰的主要成分来判断煤灰的结渣指标，如用灰成分中的钙酸比、硅铝比、铁钙比及硅值来判断其结焦倾向。
(2)炉膛固有因素。炉膛容积热负荷、断面热负荷、燃烧器区域热负荷、炉膛几何尺寸等因素也对锅炉结焦产生直接关系。炉膛容积热负荷设计值的选取不但影响煤的燃尽，更重要的是影响炉膛出口温度和炉膛温度，特别对于灰熔点低的煤种，选取较大的炉膛容积和截面积是必然的，否则炉膛上部及炉膛受热面容易结焦。
(3)空气动力场。结焦的根源同炉膛环境温度和炉内空气动力场有着密切关系。炉膛环境温度是影响结焦的首要外部因素，燃烧器区域的温度越高，飞灰就越容易达到软化状态或熔融状态，产生结焦的可能性就越大。另外，煤粉中易挥发的物质气化也越强烈，也为结焦创造了条件。由于火嘴安装角度不正及配风的不合理，导致炉内空气动力工况不良而造成燃烧切圆过大，燃烧中心偏离，使高温烟气冲刷水冷壁面，熔渣在未凝固前接触壁面而结焦。炉内空气动力场组织的好坏对锅炉结焦具有重要作用。
(4)吹灰器长期不投，受热面积灰增多时，可能导致结焦。
103.改善或防止锅炉结焦有哪些措施?
煤种变化对结焦有很大影响，特别是燃用灰熔点低、挥发分相对较高的煤种时。因此，要加强对入厂煤和入炉煤化验，严格把关，其在下部炉膛燃烧时着火点早，火焰相对密集，造成扩散性燃烧，下部炉膛容积热负荷较大，从而造成局部高温区壁面结渣。因此燃用设计煤种是防止炉膛结焦最重要的措施。
运行方面防止锅炉结焦的技术措施包括：加强配风工况调整，提供充足的氧量保证煤粉的充分燃烧;保持炉膛负压在一70Pa左右;既要保证煤粉在炉膛内充分燃烧所需要的时间，又要避免在下炉膛形成扩散燃烧。控制氧量在4%～6%，严禁缺氧燃烧。
加强制粉系统检查，防止燃烧器结焦运行。正常巡回检查中，一定要注意检查燃烧器区及粉管闸板门前、后温度，发现异常及时汇报并进行处理。磨煤机正常运行中，运行人员一定要注意监视各粉管风压，并注意其变化趋势，有条件的可以在DCS引入智能判断模块，以便早期发出异常现象。一旦发现参数异常，要立即就地检查并实测燃烧器温度。若温度偏高，应立即停运并进行吹扫。若燃烧器就地温度正常，其他参数也无异常变化，应联系热控检查粉管压力测点。
坚持锅炉定期吹灰工作，根据汽温变化、炉膛出口烟温及两侧烟温差变化可适当增加吹灰次数。
制粉系统的运行与调整
104.煤粉的经济细度如何确定?靠哪些手段进行调整?
煤粉细度对锅炉燃烧有重要的影响。煤粉越细，煤粉燃烧越完全，未燃尽碳热损失就越小，使锅炉保持较高的效率，但制粉电能消耗(一次风机、磨煤机及给煤机电耗)、金属消耗会增加，还会使煤粉着火提前，炉膛火焰中心降低，有可能烧坏燃烧器喷口。煤粉越粗，则制粉电耗和钢耗小，但机械不完全燃烧损失加大。因此，对于一定的煤种和锅炉设备，人炉煤粉的细度存在一个最佳值，即煤粉经济细度。当机械不完全燃烧损失及制粉单耗之和最小时的煤粉细度即为煤粉的经济细度。在煤粉经济细度下，锅炉的不完全燃烧损失和制粉电耗及金属消耗之和最小。
煤粉细度一般可以从以下几方面着手进行调整：改变系统的通风量;调整粗粉分离器折向挡板;改变粗粉分离器内锥体的高度。
105.制粉系统运行中主要控制哪几个参数?相互间有什么联系?
制粉系统运行中主要控制，磨煤机入口负压、磨煤机出入口差压及磨煤机出口气粉混合物的温度等参数。
它们随给煤量变化而变化，当给煤量增加时，磨煤机出入口差压增大，入口负压会变小，出口气粉混合物温度降低;此外，当关小排粉机入口挡板时，磨煤机入口差压及出入口差压都变小;开大磨煤机入口热风门，则入口负压变小，出入口差压变大，出口气粉混合物温度升高。
106.如何启动制粉系统?
制粉系统应在锅炉点火后空气预热器出口二次风温达150℃后再启动运行，具体步骤如下：
(1)接机长或主控员启动命令后启动待启动的制粉系统磨煤机油站，调整油压至正常，备用泵投入联锁位。全面检查该制粉系统正常。
(2)确认锅炉燃烧稳定且无其他制粉系统断煤等扰动后，启动排粉机运行，确认排粉机运行正常。
(3)稍开排粉机入口挡板后，启动磨煤机运行后，全面检查磨煤机各方面运行正常。
(4)逐步开大排粉机入口挡板及磨煤机入口热风门，保持磨煤机入口负压正常，提高磨煤机出口温度。
(5)当磨煤机出口温度达60℃后启动给煤机运行，调整给煤机转速至正常给煤量后，进一步调整系统风量保持磨煤机入口负压及出入口差压，并应监视磨煤机出口气粉混合物应超过规定值。
107.如何停运制粉系统?
磨煤机停运应在炉内燃烧比较稳定的情况下进行，禁止在炉内燃烧不稳或有其他制粉系统断煤情况下停运制粉系统。
磨煤机停运前应将自动切为手动，先将给煤机转速减至正常转速的一半运行5min,同时关小排粉机入口挡板及磨煤机入口热风门和再循环风门，然后停止给煤机运行(停运给煤机后该排粉机运行电流上涨应不超过设定值，若是系统检修则应先将原煤斗的插棍插上，将系统内存粉抽尽，若是长期停炉，则应将原煤斗中的煤用完后才停),给煤机停止后磨煤机继续运行10min以上，活动回粉管锁气器放出管中积粉，将磨煤机内存粉抽尽后再逐步关小排粉机入口挡板及磨煤机入口热风门，最后停止磨煤机运行。磨煤机停运后自动关闭该磨煤机热风门，进一步关小排粉机入口挡板至全关后停止排粉机运行。然后根据需要停止磨煤机各油站运行。
108.磨煤机进出口差压建立不起来原因有哪些?如何处理?
磨煤机进出口差压建立不起来主要有以下原因：排粉机工作不正常;排粉机入口挡板开度太小或入口挡板故障导致未开或开度过小;粗、细粉分离器或木屑分离器堵塞严重;防爆门或管道破裂;给煤机故障或转速过低或断煤、堵煤引起磨煤机进煤量太少;隔离风门故障或其他原因引起磨煤机入口无法通风。
处理方法：检修排粉机;检查并调整排粉机入口挡板至正常开度;疏通粗、细粉分离器或木屑分离器;修复破损的防爆门或管道;保证合适的磨煤机进煤量;检查隔离风门等部件，保证磨煤机入口通风畅通。
109.如何进行磨煤机保护试验?
磨煤机检修后应进行保护试验，具体操作如下：
(1)联系电气值班员将磨煤机开关拖至试验位，启动磨煤机各油站，调整油压正常后，短接排粉机信号，启动磨煤机。
(2)就地调整磨煤机润滑油压至0.1MPa或停运行泵时，自动启动备用油泵;当油压继续降到0.06MPa时，磨煤机跳。
(3)就地调整磨煤机减速机润滑油压至0.15MPa或停运行泵时，自动启动备用油泵;当油压继续降到0.1Pa时，磨煤机跳。
(4)联系热工短接信号，当磨煤机轴承温度高至50℃时发报警，当温度高至55℃时，磨煤机跳。
(5)就地手按磨煤机事故按钮，磨煤机应跳闸。
(6)联系热工短接信号，当磨煤机出口温度高达105℃时，开该磨煤机入口冷风门。
(7)当磨煤机跳时，入口冷风门自动开启，热风门自动关闭。
110.如何进行制粉系统的静态联锁试验?
(1)联系电气值班员将排粉机，磨煤机电动机开关拖至试验位，短接一次风机信号，启动排粉机运行。
(2)启动磨煤机各油站，启动磨煤机运行后启动给煤机。
(3)停止磨煤机，联跳给煤机。
(4)重新启动磨煤机、给煤机，停止排粉机，联跳磨煤机给煤机，磨煤机冷风门自开，热风门自关。
(5)重新启动排粉机、磨煤机、给煤机，将磨煤机油泵投联锁，停磨煤机油泵，备用泵联动，停备用泵，油压降到0.06MPa时跳磨煤机。
(6)重新启动磨煤机，将磨煤机减速机油泵投联锁，停磨煤机减速机油泵，备用泵联动，停备用泵，油压降到0.10MPa时跳磨煤机。
(7)重新启动磨煤机，短接出口温度达105℃信号，冷风门自开，热风门自开;短接轴承温度高一值信号，报警信号来，短接高二值信号，磨煤机跳。
(8)启动磨煤机后做磨煤机及排粉机事故按钮试验。
111.如何降低制粉系统电能消耗?
降低制粉系统电能消耗可从以下几方面入手：
(1)在保证煤粉细度的前提下让磨煤机在最大出力工况下运行。
(2)保证磨煤机最佳钢球装载量;及时筛选钢球，保证合适的钢球直径。
(3)减少系统漏风，尽量少开冷风门。
(4)保持系统各处保温完好。
(5)及时清理木屑分离器。
(6)尽量维持碎煤机运行，保证来煤。
112.什么是直吹式制粉系统?
直吹式制粉系统是指磨煤机磨制的煤粉被直接吹入炉膛燃烧的系统。直吹式制粉系统的特点是磨煤机的磨煤量任何时候都与锅炉的燃料消耗量相等，即制粉量随锅炉负荷变化而变化，因此，锅炉正常运行依赖于制粉系统的正常运行，所以，直吹式制粉系统宜采用变负荷运行特性较好的磨煤机，如中速磨煤机、高速磨煤机、双进双出钢球磨煤机。
113.直吹式制粉系统有哪些主要特点?
(1)直吹式制粉系统的主要优点是：
1)系统简单，设备少，管道短，投资省。
2)煤粉没有中间停留，气粉温度也不太高，出现爆炸的危险性较小。
3)制粉系统磨煤电耗较低。
(2)直吹式制粉系统主要缺点是：
1)磨煤机运行出力需随锅炉负荷变化而变化，因此，不能经常处于经济出力下运行。
2)磨煤机故障将直接影响锅炉工作。但对于大容量锅炉来说，一台锅炉装有多台磨煤机，有事故备用与检修备用，这一缺点已不是主要问题。
3)直吹式制粉系统利用乏气作为一次风，温度低又含有水蒸气，对着火不利，故挥发分低、水分高的煤种不适宜采用直吹式制粉系统。
4)锅炉负荷变化时，给煤量的调节是通过给煤机来实现的，故时滞较大。
114.什么是中间储仓式制粉系统?主要设备是什么?各有什么作用?
磨煤机磨出的煤粉先储存于煤粉仓中，锅炉燃烧用的煤粉通过给粉机由煤粉仓中取用，这种制粉系统称为中间储仓式制粉系统。中间储仓式制粉系统的煤粉经由粉仓储备，磨煤机磨制成的煤粉不直接送入炉膛，而是将煤粉从输送气流中分离出来送入煤粉仓储存，锅炉燃烧所需要的煤粉再从煤粉仓取用。为此，中间储仓式制粉系统除需要煤粉仓外，还需增加细粉分离器、螺旋输粉机和给粉机等设备。细粉分离器的作用是将煤粉从输粉气流中分离出来送入煤粉仓;螺旋输粉机用来将煤粉输送到邻炉的煤粉仓中;给粉机根据锅炉燃烧需要用来调节供粉量。在中间储仓式制粉系统中，磨煤机的出力不受锅炉负荷的影响，可以维持在稳定的经济工况下运行。
115.中间储仓式制粉系统有何特点?
(1)中间储仓式制粉系统主要优点是：
1)由于煤粉仓储存有煤粉，或通过螺旋输粉机利用邻炉煤粉，提高了锅炉运行燃料供应的可靠性。储粉仓中储存了一定数量的煤粉，即使磨煤机发生故障，储粉仓中的煤粉仍可满足锅炉一定时间的生产需要。而且相邻的制粉系统中多余的煤粉可以通过螺旋输粉机送至故障的制粉系统的煤粉仓中。
2)磨煤机运行不受锅炉负荷制约，因此，磨煤机可经常处于经济工况下运行。因为有了储粉仓，磨煤机的出力不必随时与锅炉的负荷相适应。换言之，不管锅炉负荷如何变化，磨煤机总是在最佳工况下运行。
3)通过排粉机的乏气中，只含有少量细煤粉，故它的磨损较负压直吹系统轻。
4)通过给粉机调节燃煤量，时滞小，改善了锅炉燃烧调节的性能。
(2)中间储仓式制粉系统的主要缺点是：
1)系统复杂，设备多，管道长，初投资高。
2)磨煤电耗较高。
3)煤粉中间储存，故有发生爆炸的危险性。
4)系统多数为负压，漏风大，影响锅炉运行经济性。
116.为什么磨煤机启停或缺煤时，最容易发生爆炸?
磨煤机启停或缺煤时，磨煤机内的煤粉细度、气粉混合物浓度都变小，最容易达到煤粉爆炸极限浓度。而且，此时磨煤机出口气粉混合物的温度会较高，煤粉易自燃产生爆炸;另外，磨煤机少煤时，钢球与金属瓦的撞击加剧，易产生火星引起爆炸。
117.为什么要限制磨煤机出口气粉混合物的温度?
磨煤机出口气粉混合物如果温度太高，则系统中沉积的煤粉与热空气相接触，便会逐渐氧化易发生自燃甚至爆炸;如果太低则干燥不好，无法保证合格的煤粉水分，不利于煤粉的着火燃烧，甚至会造成粉仓内煤粉结块。故运行中应控制磨煤机出口气粉混合物温度。为了防止在磨制挥发分较高的煤种时造成煤粉在煤粉仓内或管道内自燃，对设备安全造成损坏，也需要控制磨煤机出口风粉混合温度。
118.煤粉仓为什么要定期降粉?
在正常运行中，只有煤粉仓中间部位的粉煤处于流动状态，而粉仓四壁的煤粉是处于相对静止状态的，时间一长，这些静止的煤粉周围的空气薄膜会逐渐消失，最后就结成块状，造成温度升高而自燃。板结的煤粉块，还会使给粉机下粉不均，甚至造成给粉机断粉，导致锅炉燃烧不稳，严重时甚至会造成锅炉灭火。
所以煤粉仓应定期进行降粉，降粉的最低粉位高度以保证给粉机正常运行为限。
119.制粉系统为什么要装设防爆门?
挥发分多的气粉混合物是有爆炸危险的，如果发生爆炸，不但会损坏设备，影响安全发电，还可能造成严重的人身事故和火灾事故，因此必须采取有效的防爆防火措施。
气粉混合物在封闭容器中爆炸，可能达到的压力一般在0.25MPa左右，为了节省金属和简化结构，制粉系统只按承压0.15MPa设计。因而，就有必要在系统中装设足够数量的防爆门，粉煤粉爆炸时，气体可冲破防爆门排出，使系统内部压力不致过高而损坏设备。
过热器和再热器的运行
120.运行中，对过热器和再热器造成磨损的主要原因有哪些?
造成管壁过热器和再热器磨损的原因有飞灰磨损、蒸汽吹灰。
在烟道尾部，烟气携带灰粒和未燃尽颗粒高速通过受热面对高温过热器和再热器进行摩擦，造成管壁磨损。
随着蒸汽吹灰投运时间的累积，特别是在蒸汽吹灰通道上，金属管壁往往相对于其他位置形成的磨损更加严重。蒸汽吹灰虽然起到清洁受热面改善传热的作用，但是吹灰蒸汽会加速局部烟气速度，如果吹灰蒸汽参数选择不当，压力过高则蒸汽速度高，温度过低则会降低烟气温度使灰粒变硬。所以蒸汽吹灰会造成过热器受热面金属管的磨损，尤其是再热器的磨损。
121.对过热器和再热器造成腐蚀的主要原因有哪些?
一般认为对过热器和再热器造成腐蚀分为内部原因与外部原因。内部原因是由于给水品质不良造成的。当喷水、减温水质不良时，锅炉汽水分离装置损坏或其他原因使饱和蒸汽品质恶化时，过热器、再热器的管内可能发生结垢，引起局部过热。
而管壁外的高温腐蚀主要是由于煤中硫的高温作用形成的。在煤燃烧过程中，煤中硫化合物与氧发生反应，在高温燃烧时，生成复合硫酸盐，这些复合硫酸盐在500～550℃的温度范围内呈熔融状态，黏附在管壁上与铁发生反应，从而导致了过热器再热器的腐蚀。
122.提高过热器、再热器运行的可靠性措施有哪些?
从运行方面加强巡视和检查，加强对受热面的技术保护，发现泄漏现象及时采取措施防止事故扩大，损坏其他受热面管;检修时，有针对地进行受热面进行更换，采用先进的检测手段，加强技术监督;对损坏的管件切样分析和加强非破坏性无损探伤检测法等，做好受热面管道的有效剩余寿命管理;在锅炉大小修和临时检修中，对受热面管外腐蚀、胀粗、撕裂和磨损等情况做定期、有计划的检查，确定合理的检修质量标准。
加强锅炉压力容器安全监察、金属监督管理、化水品质监督管理;有效防止爆管事故的发生;进行技术改造，改进吹灰系统，采取高温防磨措施保护受热面金属以减缓磨损速率;建立专门的防磨防爆制度，并纳入日常工作，做好运行中管壁金属温度监视，防止超温。
123.锅炉启动过程中对过热器如何保护?
为了保护过热器管壁不超温，在流量小于额定值10%～15%时，必须控制进入过热器的烟气温度，手段是限制燃烧率或调整炉内火焰中心位置。随着压力的升高，蒸汽流量增大，过热器冷却条件有所改善，这时可用限制锅炉过热器出口汽温的办法来保护过热器，要求锅炉过热器出口汽温比额定温度低50～100℃。对于控制燃烧率及排汽量，也可调整炉内火焰中心位置或改变过量空气系数，但从经济性考虑是不提倡用改变过量空气系数的方法来调节汽温的。
124.汽温控制的意义是什么?
汽温调节的意义是要在锅炉规定的负荷范围内，维持蒸汽温度的稳定。锅炉在运行过程中，蒸汽温度将随锅炉负荷、燃料性质、给水温度、过量空气系数、受热面清洁程度的变化而波动，运行中应设法予以调节。
当汽温偏离额定值时，对机组运行的经济性、安全性均有不利影响，因此，必须采取可靠的调节手段，维持汽温与额定汽温的差值不大于+5℃且不小于-10℃。一般通过减温器利用低温工质吸收蒸汽的热量使其降温。改变吸热工质数量，就可达到调节汽温的目的，采用这种调温方式，实质是只能调低而不能调高，为了要在规定负荷范围内维持汽温稳定，就要多设置一部分过热器受热面，这部分受热面吸收的热量传递给减温器中的冷却工质，使其温度升高或汽化，这种调节汽温的方式，灵敏度、准确性都比较高，因此，被广泛应用于过热蒸汽温度的调节。
125.汽温调节的方法有哪些?各有什么特点?
常用的汽温调节方法有减温器调温、摆动燃烧器调温、烟气再循环调温、烟气挡板调温和汽—汽热交换器调温等。在锅炉运行中可同时采用数种汽温调节方法。
(1)减温器调温。用冷却水直接或间接冷却蒸汽，通过改变水量调节蒸汽温度。喷水式减温器将水直接喷入蒸汽中使蒸汽降温，与表面式减温器相比具有结构简单、调节灵敏、调温能力大等优点。
(2)摆动燃烧器调温。将摆动燃烧器喷口向上或向下摆动，以改变火焰中心位置的高度，从而改变炉膛出口烟气温度和过热器、再热器的吸热量，以达到调节汽温的目的。燃烧器向上摆时，火焰中心升高，蒸汽温度提高;反之，蒸汽温度降低。这种燃烧器一般装于炉膛四角，燃烧器上下摆动倾角的幅度为士(20°～30°),调节灵敏，倾角每改变1°能使蒸汽温度改变2℃左右。
(3)烟气挡板调温。这种调温方法对燃料品种的适用范围较广，既可提高也可降低汽温。采用烟道挡板将对流烟道分隔成两个并联烟道，其中一个烟道中装再热器，另一个烟道中装低温过热器或省煤器。分隔烟道下部装有烟道挡板，改变两烟道挡板开度，就可改变流过两烟道的烟气比例。负荷降低时，开大装有再热器一侧的烟道挡板，关小另一侧烟道挡板，就可使再热蒸汽温度有所提高。采用这种方法调节汽温，设备简单，操作方便，但有时挡板容易产生热变形，使调温的准确性变差。
126.在锅炉运行中，如何减少热偏差?
消除热偏差的一般方法为：
(1)在锅炉启动时，疏水尚未排干净时，可限制锅炉升压速度，在较低压力下对过热器进行充分疏水，并使积水在蛇形管内自行蒸发，这样既减少了积水量，又能使积水在蒸发时吸收管壁热量从而对管道进行冷却。
(2)为了有利于过热器内积水的疏通和暖管，在锅炉启动开始时，应将高温过热器出口联箱疏水门全开，高压旁路投入后可适当关小过热器联箱疏水门，当汽轮机主汽门前疏水开启后，关闭过热器联箱疏水，通过汽轮机主汽门前疏水对主蒸汽管道进行疏水和暖管。
(3)炉内燃烧工况的调整。锅炉启动过程中，规定炉膛出口处烟温左右偏差不大于30℃，最高不超过50℃。在燃烧调整时，通常采用改变两侧送引风机的负荷或调整投运的燃烧器位置、运行方式等使两侧烟温尽量一致。
自然循环蒸发系统的安全运行
127.汽包壁温差产生的原因是什么?
当锅炉上水时，来自除氧器的给水经给水泵首先进入管壁较薄的省煤器、水冷壁及集中下降管，最后进入汽包。因此，管壁
首先被加热，而且温度上升较快，而汽包不但壁厚而且又是最后接触水，则加热温度上升就比较慢。当水进入汽包时，总是先与汽包下壁接触，故汽包水位以下壁温首先上升，造成汽包下部壁温高于上部壁温。
升压初期，锅炉点火后投入炉内的燃料量很少，火焰在炉内的充满程度差，水冷壁受热不均，工质吸热量少，且在压力低时，工质的汽化潜热大，这时产生的蒸汽量很少，蒸发区内的自然循环尚不正常，汽包内的水流动很慢或局部停滞，对汽包壁的放热系数很小，所以汽包下壁温升小。汽包升压速度越快，饱和温度升高也越快，产生的温差就越大。这样由最初上水时上部壁温低于下部很快变为高于下部壁温，因而形成了汽包壁温上部高，下部低的壁温差。
在停炉过程中，锅炉进入降压和冷却阶段，汽包主要靠内部工质进行冷却，由于汽包内炉水压力及对应的饱和温度逐渐下降，汽包下壁对炉水放热，使汽包壁很快冷却，而汽包上壁与蒸汽接触，在降压过程中放热系数较低，金属冷却缓慢，所以出现上部壁温大于下部壁温，造成温差。如降压速度越快，则温差越大，特别是当压力降到低值时，将出现较大的温差。
128.对于运行人员，在上水与点火初期如何有效减少汽包壁温差?
(1)严格按要求控制上水温度和上水速度。一般规定上水时间夏季不少于2h,冬季不少于4h。若上水温度与汽包壁温差小于40℃时，可适当加快上水速度。
(2)点火初期严格控制升温升压速度。一般规定汽包内饱和温度的温升速度不超过1～1.5℃。在升压过程中，若发现汽包温差过大时，首先应减慢升压速度或暂停升压，同时可适当开启对空排汽以加大排汽量，或及时将旁路系统投运以增加通汽量等办法加以控制。另外，应加强燃烧调整以尽量保证热负荷均匀，尽可能地提高给水温度，维持汽包水位在较高的水平。采用水冷
壁下集箱定期或连续放水的方法，这样既可以促进水循环，还可以使受热面受热均匀，减少汽包壁温差。
129.造成蒸汽品质不良的基本原因是什么?如何改进?
蒸汽品质不良主要是因为在蒸汽中含有盐。这类盐来源于给水，饱和蒸汽带水在汽包锅炉中不断蒸发，含盐浓度持续增高，饱和蒸汽由汽包送出，就使蒸汽带有盐分。另外，还有少量盐在蒸汽中溶解。
锅炉排污可使炉水的含盐量(或含硅量)维持在合格范围内，在锅炉运行中所经常采取的方法是放掉一部分炉水，并补入相同数量的给水的操作，以保证炉水中的含盐量在规定的范围内。
130.为什么要对锅炉排污?
锅炉所以要采用排污，是因为锅炉在运行时，给水带进炉内的杂质基本上都留在炉水中。随着运行时间的增长，如果不采取措施，炉水中的杂质就会不断地增多。当其中的含盐量(或含硅量)超过一定数值时，就会使蒸汽品质变坏。而当炉水中的水渣较多时，不仅会影响蒸汽品质，而且还可能造成炉管堵塞，危及锅炉安全运行。
所以锅炉在运行时要进行正确的排污工作，以降低炉水中的含盐量等杂质。
131.锅炉排污有哪些方式?各有什么特点?
锅炉排污有连续排污和定期排污两种方式
(1)连续排污连续排污也称连排，是指连续不断地从汽包中排放炉水。其目的主要是为了防止炉水含盐量(或含硅量)过高，同时，它也能排除炉水中的细微的悬浮的水渣。连续排污之所以从汽包中引出，是因为锅炉在运行时汽包中的炉水含盐量(或含硅量)较高。
(2)定期排污定期排污也称定排，是指定期从锅炉水循环系
统的最低点(如从水冷壁的下联箱处)排放部分炉水。主要作用是为了排除水渣。进行定期排污每次排放时间很短，一般控制在0.5～1min。排放时间过长或开度过大都会影响锅炉水循环的安全。定期排污也可以用来作为迅速降低锅炉水含盐量的措施，以补充连续排污的不足。如新安装锅炉在投入运行初期或旧锅炉在启动期间，往往需要加强定期排污，以排除锅炉水的铁锈和其他水渣等杂质。
省煤器及给水系统的运行
132.给水系统的止回阀有什么作用?
给水系统上装设的止回阀的主要作用是为了防止当厂用电中断、给水泵停转，当给水压力下降时，因锅炉压力很高而来不及关闭给水系统上的阀门，省煤器内的水瞬间大量倒流向给水泵，使给水泵倒转，省煤器因失水而过热烧坏。如果发生给水逆流，省煤器内温度和压力较高的水和饱和蒸汽经给水泵倒回到工作压力很低的给水泵入口管线和除氧器，将会对其安全构成严重威胁。
为了防止止回阀泄漏，给水系统上通常装有两个串联的止回阀，一个装在给水泵出口，一个装在省煤器入口。
133.给水带入气体有哪些危害?
给水带入气体的危害如下：
(1)腐蚀热力设备及其管道，降低其工作可靠性与使用寿命，给水中溶解气体危害最大的是氧气，它会对热力设备及管道材料产生腐蚀，所容二氧化碳会加快氧的腐蚀，而在高温条件下，水的碱性较弱将使氧化腐蚀将加快。
(2)阻碍传热，影响传热效果，降低热力设备的热经济性，不凝结气体附着在传热面上，氧化物沉积形成的盐垢，会增大传热热阻，使热力设备传热恶化。
在给水系统中，最易发生的金属腐蚀是钢材受到水中溶解氧的腐蚀。在给水系统中发生氧腐蚀的部位，取决于水中溶解氧的含量和设备的运行条件。
134.省煤器再循环门的作用是什么?
自然循环汽包锅炉在汽包和省煤器进口之间都连接有再循环管，在锅炉启动期间或事故工况下，省煤器需要停止进水，即旁路阀门打开，进水阀关闭。但炉膛烟气的传热量可能会使省煤器内的工质汽化，并造成管子金属超温。为保证省煤器的安全运行，这时应开启省煤器出水阀门，依靠省煤器内工质吸热后与汽包内工质的密度差，以及省煤器与汽包之间的高度差，使汽包内工质通过出口阀门流至省煤器，形成水循环，从而保护省煤器。注意，在锅炉正常运行时，一定要保持再循环阀门能关闭严密，防止给水短路至直接进入汽包，造成省煤器缺水而过热破坏。
135.哪些情况下必须停止炉水泵运行?
下列情况下必须停止炉水泵运行：
(1)出口门没有全开或只开了一个
(2)泵壳与炉水温差大于56℃
(3)电流突然上升或发生短路
(4)电动机腔温度大于60℃
(5)在高压回路中发生泄漏无法控制时
(6)泵组振动过大时
(7)汽包水位低于最低水位时
136.炉水泵运行中，当闭式水泵故障中断时应如何处理?
炉水泵运行中，如果冷却器中的低压冷却水消失，电动机必须在5min内停止运行。当闭式水中断时，必须尽快地启动停机保护泵以供给冷却水。如果冷却水丧失超过5min炉水泵仍处于运行状态或者在停泵60min后冷却水还未恢复，绕组可能损坏。事故停机后重新启动炉水泵前，应先给电动机冷却器提供低压冷却水，使电动机温度不超过45℃。
炉水相对于电动机腔内的水是比较脏的，某种情况下甚至是高温的。如果不疏尽泵壳内炉水而先疏电动机腔内冷水，则泵壳内炉水就会流入电动机腔内，破坏电动机绕组。
137.哪些情况下需对炉水泵连续进水清洗?
以下情况下应对炉水泵连续进水清洗：
(1)锅炉酸洗或碱洗时
(2)电动机高压冷却水有泄漏时
(3)电动机温度较高时
(4)炉水太脏时
(5)锅炉需要放水时或上水时
(6)停炉后或启动初期汽包压力小于1.5MPa时
空气预热器的运行
138.回转式空气预热器漏风的原因有哪些?
回转式空气预热器漏风主要是因为热变形。热态下，热端温度高，转子径向膨胀大，冷端温度低，径向膨胀小，同时中心轴向上膨胀，热端相对膨胀多，转子形成蘑菇状变形。自动密封装置原则上虽然能够跟踪转子变形，但由于转子径向变形是不一致的，在转动过程中，超过自动密封装置的应用范围后，经过长时间的运行，空气预热器就会出现漏风的现象。
139.如何判断回转式空气预热器漏风?
当出现下列现象，可以判定为空气预热器漏风：空气预热器空烟侧压差降低;送风机电流增加，空气预热器出入口风压降低;引风机电流增加;漏风严重时，送风机入口动叶全开风量仍不足，满足不了负荷要求;大量冷空气漏入烟气，使排烟温度下降。
140.热端扇型板自动跟踪密封的工作原理是什么?
热端扇型板自动跟踪密封关键是热端径向密封。其主要采用自动跟踪控制系统，经涡流探测原理测量空气预热器的径向密封间隙，根据取样的数据自动装置根据自动控制热端扇形板的升降，保证热端径向密封间隙在设计范围内。运行中，常采用多个平面检测元件来提高可靠性，由于空气预热器转子大法兰在长时间运行后，平面度有所下降，导致探测装置不能准确地判断转子膨胀后的下移量，从而无法实现自动跟踪。
141.空气预热器双密封结构技术的工作原理是什么?
空气预热器双密封结构的核心是经过精密的计算软件，确定转子各断面的膨胀量，由此确定扇型板固定位置。这种技术的特点是取消了可调密封扇形板设计及相应的执行机构和传感器。对可能产生漏风部分的所有密封条进行了重新设计，减少磨损或损坏的可能。同样，增加轴向及径向密封条的数目。对进口管道的重新设计，使得空气和烟气能在转子的平面上均匀分布，减少由于烟气对转子的热变形作用。
142.什么是空气预热器密封回收技术?
通过一套漏风回收系统将泄漏空气及转子仓格携带的空气吸入回收室内，再经连通管道、汇集联箱、回收风机、出口管道进入二次热风箱内随二次风进入炉膛助燃。由于泄漏空气在回收区内被全部回收，因而进入烟道的泄漏空气几乎为零，所以设备漏风率能够有效控制。在锅炉负荷变化时，烟道负压、一/二次风压及动、静密封间隙亦随之发生变化，因此设备内不同部位的空气泄漏量也随之增减，这就需要配备控制系统随之自动地调整漏风回收量。
143.空气预热器发生二次燃烧的原因是什么?
造成二次燃烧的根本原因是燃料燃烧不完全，未燃烧或未燃尽的可燃物在空气预热器蓄热元件内沉积。在正常运行时，燃烧调整不当，风量不足或配风不合理，煤粉过粗或三次风严重带粉，造成燃烧不完全;低负荷运行时间过长，燃烧不稳定，烟速偏低，未燃尽可燃物在波纹板上沉积;锅炉启动时，油枪出力过大，机械或蒸汽雾化不良，造成残油黏附到波纹板上;油煤混燃时，煤粉燃烧不完全，残油黏附未燃尽煤粉沉积在波纹板上。
造成二次燃烧的主要原因是空气预热器吹灰器未按要求投用或吹灰效果不良、水冲洗装置没有安装或未按要求冲洗、运行人员对二次燃烧判断不及时。当空气预热器蓄热元件内沉积了未燃尽的可燃物时，如果吹灰器能够正常投入使用，且效果良好，将不至于造成可燃物长时间的大量积存。
144.空气预热器发生二次燃烧的判断方法有哪些?
二次燃烧不论在锅炉停炉状态还是在运行状态下发生，最初一般表现为排烟温度迅速升高，且进出口烟温偏差极小;锅炉运行状态下，炉膛不正常地冒正压，在手动增加引风机出力后，效果不明显，引风机在自动投入状态下，调节过度频繁，且不正常增大。锅炉运行状态下，单侧排烟温度不正常升高，超过正常温度50℃以上，并且左右侧排烟温度出现较大偏差。
锅炉运行状态下，空气预热器烟气出口温度(排烟温度)高于或接近于进口温度，或者空气预热器烟气和空气出口温度不正常升高50℃以上，并无法用正常运行状况进行解释;锅炉在停运状态下，空气预热器烟气和空气出口温度不降反升，且高于进口温度。烟道尾部过量空气系数和氧含量降至零，虽手动开大风机入口挡板，但效果仍不明显;有时因过热变形后出现刮磨而使电动机超电流或过载跳闸，风动马达带负荷困难。空气预热器电流摆动大、不正常升高，空气预热器异常跳闸，主副电动机启动不起来。锅炉在燃烧熄灭后，烟囱还在冒黑烟。
在巡视中，可以发现空气预热器外壳温度较高，严重时有烧红迹象，从空气预热器不严密处、烟道四周保温层也有烟气串出;向外冒烟气。
145.空气预热器发生二次燃烧后如何进行处理?
当空气预热器或烟道内部烟温迅速上升，并有二次燃烧现象出现时，应立即紧急停炉，切断向燃烧室内供应燃料，停止送风机并完全关闭烟气和空气挡板，使锅炉处于密闭状态。然后开启空气预热器吹灰蒸汽和灭火专用蒸汽，进行灭火。
在转子开始有熔化变形时，标志着二次燃烧已经比较严重，此时应投用水冲洗装置进行扑灭，并打开空气预热器下部灰斗排水口排水，以将空气预热器变形和损坏程度降至最低。当内部水冲洗系统水量较小时，可紧急接通厂区消防水系统，对空气预热器进行灌灭。
当发现烟道外壳保温层也呈现红热冒烟现象时，可通过浇水喷淋冷却，同时也应对空气预热器导向轴承油室进行浇水降温，以防油室着火。
发生二次燃烧时尽量不要打开任何可以进空气的通道。当确认烟道二次燃烧完全消除后，才可停止蒸汽吹扫和关闭水冲洗阀门，全面检查转子和密封系统的损坏和变形情况，具备点火条件时，方能开启风机并逐渐开大空气挡板和烟道挡板，通风5~10min，重新点火。
如果空气预热器损坏严重，且不能在短时间内恢复时，要制订出合理的修复计划。特别要注意烟道应有充分的降温时间，防止尚有一定余热的残余可燃物与空气接触，又再次发生了着火燃烧的现象。
146.运行中，如何有效防止空气预热器产生二次燃烧?
防止锅炉空气预热器二次燃烧的主要措施是防止可燃物的沉积和着火初期的正确处理。
运行规程中应明确炉前燃油和雾化蒸汽的压力、温度以及烟气和空气进出口温度等监控点参数，发现异常应及时采取措施处理。当烟气温度超过设定值时，应联锁或手动停炉。
锅炉在点火燃油投油枪、负荷偏低运行阶段，尤其应注意油的完全燃烧，根据燃料性质调整好燃烧工况，保持最佳的雾化状态。减少燃油在空气预热器上的存积。
当燃料有较大变化、锅炉在低于25%额定负荷下长时间运行、回转式空气预热器烟气侧压差增加、烟肉连续冒黑烟以及停炉前，应缩短吹灰周期或手动增加吹灰次数，以减少可燃物沉积，必要时可停炉用水冲洗。
停炉后风机应继续运转，当烟气进口温度降至150℃以下时方能停止空气预热器运行。若发现温度有急剧上升现象，须立即做好灭火准备。有发生事故初期，充分利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽进行隔绝空气式消防灭火。严重时也可投入消防水进行灭火。
147.空气预热器运行中检查与维护的内容是什么?
正常运行中，应对空气预热器定期巡检，每班不少于两次，异常情况应加强检查。运行中发现油温不正常地升高，应立即查明原因，联系检修处理。电流指示应在正常范围内，转动声音应正常。空气预热器上、下轴承油位正常，轴承箱冷却水正常。减速器在运行中不允许有漏油现象，油箱运行油温不大于90℃,运行3000h后应进行老化检查。
点火启动期间，空气预热器吹灰每30min进行一次，确保预热器的安全运行，正常运行时每8h应对空气预热器吹灰一次。运行中空气预热器上、下轴承温度70℃高报警，85℃时高高报警。检查主、辅减速机油位、油脂正常，润滑油温低于80℃。
发现下列现象时应增加吹灰次数：空气预热器出口风压降低，烟气压差增大;锅炉负荷大幅度变动;燃烧工况不稳，炉膛负压波动较大;尾部受热面泄漏。
锅炉汽压与负荷的调整
148.汽压变化对其他运行参数有何影响?
(1)汽压变化对汽温的影响。一般当汽压升高时，过热蒸汽要升高。这是由于当汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽需要消耗更多的热量，在燃料不变的情况下，锅炉的蒸发量要瞬间减少，即过热器所通过的蒸汽量减少，相对蒸汽的吸热量增大，导致过热蒸汽温度升高。
(2)汽压变化对水位的影响。当汽压降低时，由于饱和降低使部分锅水蒸发，引起锅水体积的膨胀，故水位要上升。反之，当汽压升高时，由于饱和温度的升高，使锅水的部分蒸汽要凝结，引起锅水体积收缩，故水位要下降。如果汽压变化是由负荷引起的，则上述水位变化是暂时现象，接着就要向相反的方向变化。
149.锅炉超压的原因有哪些?
锅炉超压的原因有：
(1)汽轮机甩负荷或紧急停止汽轮机
(2)制粉系统细粉分离器堵塞或给粉机煤粉发生自流。
(3)一次风管堵塞被突然吹通时
(4)锅炉严重缺水后错误地进水，产生大量汽化。
(5)锅炉刚停止后，未认真监视汽包压力
(6)锅炉压力保养时，未认真监视汽包压力。
(7)锅炉进行水压试验时操作不当
(8)汽轮机主汽门自动关闭或脱落
(9)安全阀拒动或过热器对空排汽门不能开启
150.蒸汽压力波动有何影响?
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;另外，蒸汽压力过高会导致安全阀动作，不仅造成大量排汽损失，还会引起水位波动及影响蒸汽品质，安全阀频繁动作，还影响其严密性。
蒸汽压力低于规定值，降低了蒸汽在汽轮机内的做功能力，使机组热效率下降，还可能影响汽轮机轴向推力，不利于安全。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。
151.蒸汽压力变化速度过快有何影响?
(1)蒸汽压力变化速度过快，会对机组带来诸多不利影响，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。
(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炉中工质水的体积收缩或膨胀，而使汽包水位出现下降或升高，形成虚假水位。当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。
152.引起蒸汽压力变化的基本原因是什么?
运行过程中，蒸汽压力的稳定取决于锅炉的蒸发量与外界对蒸汽需要量的平衡。如蒸发量与外界对蒸汽的需要量能够保持一定的平衡，蒸汽压力就稳定。当物料平衡关系破坏时，蒸汽压力就变化。锅炉燃烧工况变化及外界负荷变化是引起蒸汽压力波动的主要原因。
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，蒸汽压力下降。
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。
153.如何判断蒸汽压力变化的原因?
运行中，当蒸汽压力发生变化，首先需判明其原因，才能进行恰当的调整。蒸汽压力的变化总是与蒸汽流量密切相关的，故可根据蒸汽压力与蒸汽流量的变化关系，来判断引起蒸汽压力变化的原因。
(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。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负荷变化。
(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，这都属于燃烧变化。即蒸汽压力与蒸汽流量变化方向相同时，蒸汽压力变化的原因是燃烧变化。
154.影响蒸汽压力变化速度的因素有哪些?
(1)锅炉负荷变化速度。负荷变化使供汽量与蒸发量物料平衡关系破坏，是引起蒸汽压力变化的主要因素。负荷变化的速度越快，蒸汽压力变化的速度也越快。为了限制蒸汽压力的变化速度，运行中必须限制负荷的变化速度。
(2)锅炉的蓄热能力。蓄热能力是指锅炉在蒸汽压力变化时，由于饱和温度变化，相应的锅内工质、受热面金属、炉墙等温度变化所能吸收或放出的热量。蓄热能力对蒸汽压力的变化起缓冲作用，如汽压下降时，饱和温度降低，锅炉释放蓄热，产生附加蒸汽，减缓汽压下降速度。因此，锅炉蓄热能力越大，汽压变化速度越慢;蓄热能力越小，汽压变化速度越快。
(3)燃烧设备惯性。燃烧设备惯性是指从燃料量开始变化，到炉内建立起新的热负荷以适应外界负荷变化所需的时间。燃烧设备惯性大，炉内建立起新的热负荷以适应外界负荷变化所需的时间长，蒸汽压力变化速度就要快。燃烧设备惯性的大小与燃料种类、燃烧方式、制粉系统型式等有关。例如，燃煤炉直吹式制粉系统的惯性要比中间储仓式制粉系统的大，因为中间储仓式系统是通过给粉机改变燃料量，非常迅速，而直吹式系统是通过给煤机改变燃料量，所需要的时间比较长。
155.汽包炉和直流炉的蒸汽热负荷的响应特性有什么差别?
在汽包炉中，给水经省煤器加热后进入汽包，并在水冷壁内循环吸收炉膛的热量，使水变成饱和蒸汽，并在汽包内分离，汽包的饱和蒸汽进入过热器，吸收烟气的热量，变成高温高压的过热蒸汽。对于汽包炉，要求给水量快速跟随蒸汽量变化，维持汽包水位。锅炉的蒸发量主要取决于燃烧率，与给水量没有直接关系，所以汽包炉的蒸汽热负荷简化为仅与燃烧有关。
直流炉在启动或较低负荷时，其运行方式和汽包炉相似，它用分离器来分离汽水。在正常运行时，分离器不起作用或转换为一个联箱，给水经省煤器、水冷壁、过热器，直接变成高温高压的过热蒸汽。直流炉有最低给水流量的要求，在低负荷时，如锅炉指令有较大幅度变化时，很容易引起锅炉断水而MFT,因此一般不采用给水量快速变化来提高负荷变化速度。直流炉对蒸汽的饱和点的控制要求很高，一般要求蒸汽在分离器入口达至饱和并有一定的过热度，这就要求给水量与燃烧率有良好的配比(煤水比),要求给水量与燃烧率同步变化，不然汽水系统的平衡会破坏，影响机组的安全运行。
锅炉蒸汽温度的调整
156.影响蒸汽温度的综合因素有哪些?
(1)锅炉负荷影响。现代大型锅炉的过热器和再热器系统一般具有对流汽温特性，即锅炉负荷升高(或下降)，汽温也随之上升(或降低)。
(2)过量空气系数。过量空气系数增大时，燃烧生成的烟气量增多，烟气流速增大，对流传热加强，导致过热汽温升高。
(3)给水温度。给水温度降低，产生一定蒸汽量所需的燃料量增加，燃烧产物的容积也随之增加，同时炉膛出口烟温升高。所以，过热汽温将升高。在电厂运行中，高压加热器的投停会使给水温度有很大的变化，因而会使过热汽温发生显著的变化。
(4)受热面的污染情况。炉膛受热面的结渣或积灰会使炉内辐射传热量减少，过热器区域的烟气温度提高，因而使过热汽温上升。反之，过热器本身的结渣或积灰将导致汽温下降。
(5)饱和蒸汽用汽量。当锅炉采用饱和蒸汽作为吹灰等用途时，用汽量增多将使过热汽温升高。锅炉的排污量对汽温也有影响，但因排污水的焓值低，故影响不大。
(6)燃烧器的运行方式。摆动式燃烧器的喷嘴向上倾斜，会因火焰中心提高而使过热汽温升高。但是对流受热面距炉膛越远，喷嘴倾角对其吸热量和出口温度的影响就越小。对于沿炉膛高度具有多排燃烧器的锅炉，运行中不同标高的燃烧器组的投用，也会影响过热蒸汽的温度。
157.不同类型的受热面对出口汽温有什么影响?
不同类型受热面的出口汽温特性与锅炉负荷的关系各不相同。辐射式受热面的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低;对流式受热面的出口汽温随锅炉负荷的增大而升高;屏式受热面(辐射、对流参半)的出口汽温少受锅炉负荷的影响。
锅炉负荷增加，投入炉内的燃料量和燃烧量随之增大，流经辐射受热面的蒸汽量也增大，但辐射受热面的吸热量虽有增大，由于理论燃烧温度不变，炉内辐射的有效温度只因炉膛出口温度的增大而略有增大，辐射受热面的吸热量的增大跟不上蒸汽流量的增大，结果使出口汽温降低;对于对流受热面，其吸热量既因炉膛出口烟温升高、受热面烟/汽二侧的温差增大而增大，也因烟气流量与流速增大而增大，使对流受热面随负荷增大的吸热量增大超过蒸汽流量的增大，其结果是出口汽温随负荷增大而升高。屏式受热面的换热方式是对流、辐射均有，二者特性相抵消，使出口汽温受锅炉负荷影响不大，受热面的恰当匹配可以减少锅炉负荷变动对出口汽温的影响。
158.煤炭特性对汽温的影响有哪些?
入炉煤炭水分增加，使燃烧温度和炉内有效辐射温度下降，水冷壁吸热量和蒸发量减少，导致流经对流受热面的流速和温差增大，吸热量增加，因此对流受热面的出口汽温增加，而辐射受热面的出口汽温略有降低。
煤炭中灰分增大，增大了炉内火焰的黑度和辐射能力，促进水冷壁的吸热能力，同时促进了炉内结渣和对流受热面积灰。如果结渣倾向大，则对流受热面出口汽温升高;如果积灰倾向大，则受热面出口汽温降低。灰分的另一个影响是使炉内换热量增大，炉膛出口烟温降低，结果使辐射过热器的出口汽温升高，对流过热器的出口汽温降低。
159.影响汽温的运行调整有哪些?
锅炉过热器的出口汽温取决于省煤器及水冷壁吸热量与过热器受热面吸热量的分配比例，任一影响该比例的锅炉运行操作都会影响到出口汽温。增大蒸发受热面吸热量，减少过热器受热面吸热量，使出口汽温下降;反之，则汽温上升。在合理布置受热面的同时，采用减温、调温挡板等调节手段使汽温保持稳定。
运行操作的影响因素主要是过量空气系数、给水温度、吹灰、排污。过量空气系数增大，使煤粉燃烧速度增加、火焰长度缩短，同时热容增加使炉膛出口烟温减小，二者相抵。因高压加热器投运方式的改变使锅炉给水温度改变，而给水温度对出口汽温的影响是：给水温度增加，饱和蒸汽和给水的焓差减小，蒸发量增大，结果使出口蒸汽温度下降;反之则出口汽温上升。锅炉排污量增加，使蒸汽量减少，出口汽温上升。水冷壁吹灰时，水冷壁吸热能力增大，炉膛出口烟温下降，对流受热面出口汽温下降;对流受热面的吹灰使对流受热面吸热增大，其出口汽温上升。采用摆动式燃烧器的锅炉，燃烧器上下摆角也影响火焰中心的位置和炉膛出口烟温，同时它也是日常调节汽温的一种手段。
160.蒸汽侧调节汽温原理是什么?为什么少用于再热蒸汽温度调节?
蒸汽侧的汽温调节通过改变减温器流量来调节汽温。其原理是将减温水通过喷嘴雾化后直接喷入过热蒸汽中，使其雾化、吸热蒸发，达到降低蒸汽温度的目的。喷水减温主要用于过热汽温的调节。如果有两级减温器则一级为粗调，二级进行细调。
对于再热蒸汽，由于水喷入再热蒸汽后会使汽轮机中低压缸蒸汽流量增加，因而中低压缸的做功量增加，这样在机组负荷一定时，就会减少高压蒸汽做功，降低机组的循环热效率。有结果表明，再热蒸汽中喷入1%的减温水，循环热效率下降0.1%～0.2%。因此，在再热汽温的调节中，喷水减温只是作为烟气侧调温的辅助手段和事故喷水用。
161.烟气侧调节汽温的原理是什么?有哪些调节方法?
烟气侧的调节，是通过改变锅炉内辐射受热面和对流受热面的吸热量分配比例的方法或改变流经过热器的烟气量的方法，来实现汽温调节的，且主要用来调节再热汽温。烟气挡板调节汽温装置的原理是通过挡板改变再热器的烟气通流量来实现再热汽温的调节。
在用烟气侧调温方法调节再热汽温时，由于这些方法同时作用于再热器和过热器，因此在设计时，一般根据再热器的要求确定烟气调温的变量，过热器则再用喷水进行调整。
烟气侧的调温方法主要有调节燃烧器的倾角、采用烟气再循环、调节烟气挡板等。锅炉负荷降低时，再热器侧挡板开大，过热器侧挡板关小，再热器侧烟气流量增加，过热器侧烟气流量减小;前者使再热汽温升高，后者使过热汽温下降，是反向调节。在调节负荷范围内，过热汽温都高于额定值，用减温器降低其温度到额定值。
162.改变过量空气系数调节蒸汽温度有什么特点?
锅炉运行中改变风量，即改变过量空气系数，它是能够在一定范围内调节蒸汽温度的。如风量增大，使炉内辐射传热比例减小，对流传热比例增大，从而可使不同型式过热器的汽温有不同的变化。但采用这种方法改变汽温是不提倡的，因为风量的大小主要应根据燃料燃烧的需要来确定。风量小将使燃料燃烧不完全，锅炉热效率下降;而为了改变汽温采用较大的风量时，又会有烟气量增大、排烟热损失增加、锅炉热效率下降等缺点。增加送、引风机的电能消耗，使电厂经济性下降。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。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性。
163.运行过程中如何有效操作减温水门?
运行过程中，汽温偏离额定值时，由开大或关小减温水门来调节。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。大幅度调节减温水会出现调节过量，即原来汽温偏高时，由于快速增减温水量，往往会出现汽温偏低;接着又快速关闭减温水门，汽温又会偏高。结果，使汽温反复波动，控制不稳。
在操作时，如果操作幅度过大，会使减温器本身特别是厚壁部件(水室、喷头)出现交变温差热应力，以致金属疲劳，在焊口出现裂纹，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，当再启用减温水时，低温水首先进入减温器内，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、水室或喷头产生裂纹，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，放净管内的冷水后再投减温水，不使低温水进入减温器。
164.低负荷时混合式减温器为何不宜过多使用减温水?
锅炉在低负荷运行调节汽温时，是不宜过多使用减温水的，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。
锅炉水位的调整
165.什么是虚假水位?什么情况下容易出现?运行时应注意什么?
汽包水位的变化不是由于给水量与蒸发量之间的物质物料平衡关系破坏所引起，而是由于工质压力突然变化，或燃烧工况突然变化，引起工质体积膨胀或收缩，造成的汽包水位升高或下降的现象，称为虚假水位。
虚假水位一般出现在下列情况之下：
(1)在负荷突然变化时，负荷变化速度越快，虚假水位越明显。
(2)如遇汽轮机甩负荷
(3)运行中燃烧突然增强或减弱时，使水位瞬时升高或下降。
(4)安全阀起座时，由于压力突然下降，水位瞬时升高
(5)锅炉灭火时，由于燃烧突然停止，锅水中汽泡产量迅速减少，水位也将瞬时下降。
在运行中出现水位明显变化时，应分析变化的原因和变化趋势，判明是虚假水位或是汽包水位的真实变化，及时而又妥当地进行调节。如果处理不当，可能会引起缺水或满水事故。
166.虚假水位产生的原因是什么?如何避免?
(1)产生虚假水位有两方面原因：
1)运行压力发生变化，引起工质饱和温度变化，而汽、水温度基本不变，从而导致工质含汽量(即比体积)的变化。(不同于由于外部热量交换而引起的所谓自蒸发或自凝结状态)。如内部汽压急速下降，工质饱和温度下降，导致原来还是液体的水汽化为蒸汽，因蒸汽比体积远比液体大，使汽水总体积增大，表现为高的虚假水位。汽压急速上升则反之。
2)由于水冷壁受外部燃烧率瞬变而导致热交换的瞬变，因而产汽率的也发生改变，导致了工质内部含汽量的变化，致使产生虚假水位。
(2)避免发生虚假水位，要在燃烧操作上避免汽压、燃烧的过大扰动。在水位事故处理中需要燃烧控制与水位控制的良好配合，尽量避免在水位异常时再叠加一个同趋势的虚假水位。如果掌握得好，在处理中可利用虚假水位，在原水位偏离方向上叠加一个趋势相反的虚假水位来减缓水位的变化趋势。
对操作中会出现的虚假水位及其程度应有一定的了解，并且事先采取措施预防水位的过分波动。操作要力求平稳，不要太急、太猛。
167.如何在机组启动过程中控制好汽包水位?
在机组启动期间，由于水位测量不准，汽包水位的控制往往是手动操作。这就要求在已维护汽包水位在规定范围内的总目标上，保持给水流量和蒸汽流量平稳。调节给水泵时，就以调节给水流量等于蒸汽流量作为原则，二者相等，意味着汽包的进出平稳，控制好水位就有了保障。操作要勤，但不可大幅操作，否则易引起水位大起大落以至最终无法控制，对给水泵转速、再循环阀操作都应如此。
水位应以电接点水位计为准，CRT数据反映趋势。密切注意减温水调节阀的开度，及时调节水位。应维护汽包压力的稳定，不应大起大落，当其剧变时，由于虚假水位的影响，不能盲目根据水位调节，注意汽水平稳。
防止电泵和汽泵过流量，电泵的旁路阀前后应保持至少2MPa的压力差。由于电泵和汽泵不宜同时自动，控制水位时应同时注意除氧器、热井的水位。
168.正常运行中，对汽包水位计有哪些要求?
对于现在高参数大容量的锅炉，其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选，差压水位计应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的影响，必要时采用补偿措施。
汽包水位测量系统，应采取正确的保温伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，运行人员要适时进行核对、标定。运行人员应当及时对水位计及其测量系统进行检查及维护。
机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h,并报上级主管部门备案。
169.机组负荷变化对水位的影响有哪些?
机组负荷骤增时，水位瞬间升高后降低;机组负荷骤减时，水位瞬间降低后升高。
在稳定负荷下，水冷壁管内蒸汽所占的体积不变，给水量等于蒸发量，汽包水位稳定。负荷骤增分为两种情况：一种情况是进入炉膛的燃料量没有变化，而外界负荷骤增，在这种情况下，汽压必然下降，表现为水位瞬间上升，经过一段时间后，当水冷壁管内的蒸汽体积不再增加，水位逐渐恢复正常，如不及时增加给水量，则水位下降;另一种情况是由于锅炉的燃料增加太快，使锅炉的蒸发量骤增，蒸汽所占的体积增加，将水冷壁管内的炉水迅速排挤到汽包，使水位瞬间升高。
同样，外界负荷骤减时，水位必然瞬间下降，若不减少给水量，水位就会升高。
锅炉受热面的安全运行
170.在锅炉启动过程中，如何对过热器、再热器进行保护?
在锅炉启动过程中，保护过热器和再热器的方法有：
(1)在低压阶段，因为通过受热面的蒸汽流量较少，对管壁的冷却条件较差，主要用控制烟温低于受热面管材的承受温度来保护过热器和再热器。
(2)当压力达一定值时，主要通过调节流过过热器和再热器的蒸汽量即开启对空排汽，一、二级旁路，过热器疏水等使其有足够的蒸汽通过以冷却受热面，保护管壁的安全。
(3)启动阶段应严格按升温升压曲线和技术标准的有关规定进行升温升压，避免热负荷急剧增加使管壁超温。
171.引起管壁超温的原因是什么?
引起管壁超温的原因是受热面热负荷高或管壁的热阻大，使管壁处在超过管壁金属材质的允许值，因此，超温可归于烟侧及汽侧两方面原因。如果管内壁结垢，管壁需要通过水垢层的传导才能转移给蒸汽，从而使管壁处于较高的温度。水垢导致的超温表现在各管间超温均匀，通流阻力增加。从烟气侧而言，主要是局部烟温高造成的温差大及局部流速高而导致烟侧放热系数大。事实上，这两种超温常常是伴生的，都使管壁局部的受热面热负荷增大。
172.运行中，保护受热面的操作措施有哪些?
运行中，要检查吹灰器的定位，防止吹灰气流对受热面的损
伤，清除积灰堵灰，维持烟气均匀;保证给水、炉水品质，保证汽水分离器的可靠工作，防止结垢发生;在煤种变动期间及时调整燃烧过程的组织，保证炉膛出口温度不致太高，遏制烟气在炉膛内的偏流;注意减温水量的变化趋势，及时分析变化原因，通过运行方式的改变作出防范。
173.导致锅炉排烟温度高的原因有哪些?
排烟温度高主要有以下几方面的原因
(1)受热面积灰、结渣。受热面积灰结渣导致传热恶化，烟气冷却效果变差，排烟温度升高。
(2)过量空气系数过大。过量空气增加后，烟气量增加，流速加快，烟气来不及把热量传给工质就离开了受热面。
(3)漏风系数过大。当漏风增大过大时，影响与过量空气增加相同。
(4)给水温度升高。当给水温度升高时，省煤器的传热温差降低，使排烟温度升高。
(5)燃料性质。当燃料中水分增加时，烟气量增加，排烟温度上升。燃料中挥发分低，灰分高，使煤着火推迟，排烟温度上升。
(6)煤粉细度。煤粉细度大，着火推迟，排烟温度上升
(7)燃烧及配风方式。改变燃烧配风方式，可能导致炉膛火焰中心上移，排烟温度上升。
(8)炉膛负压。负压过大，烟速加快，漏风也增加，使排烟温度升高。
(9)炉底密封水中断。炉底密封水中断时，漏风增加且火焰中心上移，排烟温度升高。
(10)锅炉负荷。负荷升高，排烟温度随之上升
174.引起锅炉水冷壁超温的原因有哪些?
汽包锅炉的水冷壁处于炉膛高温火焰下工作，如果管壁工作温度超过管子金属材料允许的极限温度时，管子就要损坏。如果管壁温度有周期性的波动，即使管壁最高温度低于允许极限温度，管子也有可能受交变的温度应力而疲劳破坏。
在一定的热负荷下，管子外壁温度的高低主要取决于工质的放热系数和流量。正常情况下管壁温度仅比工质的饱和温度略高，因而壁温不会超限。但当管内汽水两相的工质发生流动和换热恶化时，管子内壁水膜被破坏，工质的换热系数显著降低，就会使管子金属发生超温。
175.改善锅炉水冷壁循环可靠性措施有哪些?
运行中为保证水冷壁循环可靠，减少并列管束的受热不均，一般从组织合理燃烧下手，减少炉膛内火焰的偏斜，维持燃烧室内不结渣，保持炉膛内火焰的充满度，控制汽温汽压稳定，并及时进行吹灰或打渣，保持受热面的清洁。
锅炉低负荷进行时，由于燃烧器投运数量较少，炉内火焰充满度差，故水冷壁的受热不均匀相对增加。此时，应特别注意燃烧器的运行情况，保持燃烧稳定，投入燃烧器时应尽可能对称，保持良好的火焰位置，提高火焰充满度，改善受热情况。
176.造成过热器与再热器局部过热有哪些原因?
一般来说，热力不均和水力不均是造成过热器或再热器热偏差的主要原因。热力不均通常是指受热面处沿宽度方向和高度方向上的热负荷分布不均匀，水力不均则是指受热面内工质流量的分配不均匀。
177.造成过热器或再热器受热不均的原因有哪些?如何改善?
锅炉炉膛及烟道中烟气的温度场、速度场分布不均匀是造成过热器、再热器热力不均的主要原因。
在炉膛中，因有水冷壁吸热，所以水冷壁附近的烟气温度较低，炉膛中间温度较高。烟气转入对流烟道后，也是两侧烟温低中间烟温高，且烟道中间的烟气流速往往高于两侧的烟气流速，
这就造成了位于烟道中间管子的吸热量大于烟道两侧管子吸热量的偏差情况。当运行调整不当造成炉膛火焰偏斜时，还将造成对流烟道两侧热力偏差问题。对于四角切圆燃烧的锅炉，往往还由于炉膛出口烟气的残余旋转使两侧烟气的流速和烟温产生偏差，由此而产生两侧烟道内受热面的吸热量不均匀。
在运行操作上采取措施减少热偏差。如合理地进行燃烧调整确保燃烧稳定、防止火焰偏斜、消除局部积灰或结渣、燃烧器的投停力求均匀和对称等，从减少热力偏差着手尽量减少热偏差。
178.防止发生管壁超温现象的措施有哪些?
为了防止发生管壁超温现象，首先应从减少过热器及再热器的热偏差着手积极开展燃烧调整，防止火焰直接冲刷管屏或尾部烟道发生可燃物再燃烧;健全吹灰制度，防止因积灰或结渣引起的受热不均现象。采取提高蒸汽品质的措施，以减少受热面内的结垢;严格控制汽温，防止发生汽温超限事故;机组发生事故时，应迅速、果断地按规定要求进行处理，防止由于处理不当或不及时而造成过热器或再热器受热面的超温和损坏。
179.锅炉四管泄漏和爆管的原因有哪些?
造成锅炉四管泄漏或爆破的原因很多，较为常见的原因主要有：管材本身存在缺陷或运行年久管材老化;焊接质量不良;管内结垢或被异物堵塞;由于管壁腐蚀或高温烟气冲刷、飞灰磨损等原因造成管壁减薄;管壁由于冷却条件恶化发生的突发性短期大幅度超温或长期过热超温;受热面设计或安装不合理;运行操作不当等。
180.防止四管泄漏的具体措施有什么?
(1)严格控制锅炉参数和各受热面壁温在允许范围内，防止超温、超压、满水、缺水等事故的发生。
(2)锅炉启停阶段参数的控制应严格按启停曲线进行。锅炉变工况运行时应加强监视和调整，防止参数大幅度变化及管壁发生超温现象。
(3)加强锅炉水、汽监督，保证汽水品质合格。发现汽水品质不良时应及时通告运行人员并逐级汇报，同时还应迅速查明原因进行处理。当汽水品质严重恶化危及设备运行时应采取紧急措施直至停炉。
(4)加强燃烧调整，防止发生火焰偏斜、贴壁、冲刷受热面等不良情况。在锅炉启动及停炉冷却后应按规定检查和记录各联箱及膨胀指示器的指示，监视各部位的膨胀及收缩情况是否正常。
(5)合理控制风量和风量的分配，避免风量过大或缺氧燃烧。投、停燃烧器应注意分布对称、均匀，以尽量减少热力偏差，防止受热面超温。锅炉的结渣应及时进行吹灰和清除，防止形成大渣块后落下砸坏冷灰斗水冷壁管。
(6)加强对水冷壁、过热器、再热器等受热面壁温及工质温度的监视，发现超限应及时分析原因，通过运行调整使之尽快恢复正常。避免发生由于操作不当或吹灰设备存在缺陷而造成的受热面吹损。
181.受热面的检查内容有哪些?
(1)仔细检查管子的支吊架装置、防磨装置;检查管子支吊架、管夹、防磨装置等有无断裂损坏、变形、脱焊等情况;检查管排有无弯曲变形，发生弯曲变形时应查找产生变形的原因，并校形复位。
(2)在检查管子胀粗情况时，当碳钢管胀粗超过原管径15%、合金钢管超过原管径10%时，应更换新管。在管子有磨损情况且磨损面积大于10mm2,磨损厚度超过原管壁厚的1/3(再热器管超过原壁厚的1/4)时，就应更换新管。
锅炉的水处理
182.蒸汽含盐量有什么意义?
锅炉的任务是连续不断地生产一定数量和质量的蒸汽。蒸汽的质量包括蒸汽参数和蒸汽的品质。蒸汽的品质通常是指每千克蒸汽中含杂质的数量，它反映了蒸汽的洁净程度。蒸汽中所含有的杂质主要是各种盐类、碱类及氧化物，而其中绝大部分是盐类物质。因此，常用蒸汽含盐量来表示蒸汽的洁净程度。
蒸汽含盐过多时将严重影响锅炉等热力设备的安全经济运行。饱和蒸汽在过热器中过热时，蒸汽携带的部分盐分将沉积在管壁上，使管子流通截面减小，流动阻力增大，流过管子的蒸汽量减少，管子得不到充分冷却;同时，盐垢将使管子的热阻增大，传热减弱，从而使管壁温度升高，严重时将造成管子过热损坏。
183.如何对锅水进行连续处理?
锅水中的盐分除钠盐和硅盐外，还有少量结垢性的物质，如钙、镁盐。这些钙、镁盐一部分来自于软化处理后的锅炉给水，另一部分则是在机组运行过程中，因有未经处理的循环冷却水漏入凝结水中而造成的。钙、镁盐多为难溶于水的化合物，随着锅水的不断蒸发浓缩，会在受热面上结一层坚实的水垢，从而影响机组的安全经济运行，因此，需要对锅水进行校正处理，即向锅水加药，把钙镁等硬度盐转变为不沉淀的轻质水渣。这时要向锅水中加入能除去钙、镁盐的校正添加剂磷酸盐(如Na?PO?),但为了形成不沉淀的轻质水渣，应将磷酸盐加入到碱性的锅水中。不沉淀的轻质水渣是随水流动的，因此可随排污水排出锅炉。为保证除去钙、镁盐类，锅水中要维持一定的过剩磷酸盐。在运行中要经常监督和控制锅水中的磷酸盐，以防水垢的生成。
184.直流锅炉水连续处理有什么特点?
由于直流锅炉没有汽包，因而无法从锅炉中除去含盐大的锅水，致使盐分随同蒸汽沉积在锅炉、管道、阀门等热力设备上，因此，直流锅炉要求的给水品质远较同参数汽包锅炉较高。直流锅炉一般不用磷酸盐处理，因为如用磷酸盐处理，会大量增加含盐量，使进入直流炉和汽轮机的沉淀物增加，这是不恰当的。在这种情况下，除用化学除盐水作为补给水外，还应对锅水做挥发性处理。所谓挥发性处理，就是向锅炉内加入挥发性的氨和联氨(N?H?)。联氨在碱性介质中是一种很强的还原剂，可将水中残余溶解氧进一步除去，氮的作用是调节锅水和给水的pH值，减少金属设备的腐蚀。通过氮和联氨的处理，以达到防止游离二氧化碳腐蚀和氧腐蚀的目的。
185.发生泡沫共腾的原因是什么?如何进行处理?
泡沫共腾现象多发生在高负荷或超出力运行的时候。原因是锅水中含盐量过高，在汽包水表面出现大量泡沫，形成泡沫层，加以锅水黏度增大，汽泡从水中逸出的阻力增大，引起水位急剧膨胀。锅炉负荷越高，形成的泡沫层越厚。发生泡沫共腾时的部分现象与锅炉满水时相似，另外还有两个特征可供判断：一是水位计的水位急剧波动，水位计指示模糊不清;二是锅水及饱和蒸汽的含盐量明显增大，即锅水及饱和蒸汽的电导率明显上升。
判定发生泡沫共腾后，首先要降低锅炉负荷;全开连续排污门，并开启事故放水门;同时加强给水，以改善锅水品质，并注意保持汽包水位。经上述处理，待泡沫共腾现象消失，汽水品质合格，方可恢复正常负荷。
锅炉的停运与保养
186.哪些情况下，应用紧急停炉按钮手动停炉?
在发生紧急情况下，且自动保护装置失效的情况下，应当使用紧急停炉按钮手动停炉：
(1)MFT应该动作而拒动时。
(2)给水、蒸汽管道破裂不能维持正常运行或威胁人员设备安全时。
(3)炉管爆破不能维持汽包正常水位时。
(4)所有水位计损坏时。
(5)过热器、再热器管严重爆破，且无法维持正常汽温、汽压时。
(6)中间再热器蒸汽中断时。
(7)两台空气预热器跳闸，锅炉大联锁不动作时
(8)烟道发生爆炸时
(9)锅炉主蒸汽压力超过安全门动作压力值而安全门不动时。
(10)安全门动作后不回座，汽温、汽压降到不允许运行时
(11)空气预热器出现故障后短时不能恢复，致使排烟温度上升到250℃时。
(12)炉水pH值大大超标，经过处理后仍达不到要求，小于7.5时。
187.MFT动作后，其联锁动作哪些设备?
(1)关闭油跳闸阀。
(2)关闭所有油枪角阀并退出油枪
(3)停止点火器点火并退出点火器
(4)停止所有给煤机。
(5)停止所有磨煤机
(6)停止所有排粉机
(7)停止四路给粉电源、所有给粉机，并关闭一次风挡板
(8)停止两台一次风机
(9)跳闸汽轮机
(10)跳闸发电机
(11)中断吹灰程序，并退出正在运行的吹灰器
(12)联跳两台汽动给水泵
(13)跳电除尘器
188.锅炉停炉分哪几种类型?其操作要点是什么?
根据锅炉停炉前所处的状态，以及停炉后的处理，锅炉停炉可分为如下几种类型：
(1)正常停炉按照计划。锅炉停炉后要处于较长时间的热备用，或进行大修、小修等。这种停炉需按照降压曲线，进行减负荷、降压，停炉后进行均匀缓慢的冷却，防止产生热应力。必要时应将原煤仓的煤磨完，煤粉仓中的煤粉烧完。
(2)热备用停炉按照调度计划。锅炉停止运行一段时间后，还需启动继续运行。这种情况锅炉停下后，要设法减小热量散失，尽可能保持一定的汽压，以缩短再次启动时的时间。
(3)紧急停炉运行中，锅炉发生重大事故，危及人身及设备安全，需要立即停止锅炉运行。紧急停炉后，往往需要尽快进行检修，以消除故障，所以需要适当加快冷却速度。
189.停炉后，应当采用哪些措施来控制降温降压速度?
在锅炉停炉后，由于检修或者其他原因，往往采取加速冷却的方法。为减少对锅炉汽包的安全危害，可采用以下预防措施，控制降温降压速度。
(1)当锅炉停炉并经充分通风(一般需10min)将受热面吹扫干净后，应立即将锅炉风道的风门、烟气挡板、送引风机出入口挡板、人孔门和检查孔全部关闭。
(2)尽量维持汽包在高水位运行。当锅炉汽包水位低至—50mm时，必须向锅炉上水，直上至锅炉汽包的最高水位(即就地水位计最上面的一个监视孔或略高一些)。
(3)提高给水温度。锅炉停炉后，由于炉内温度、炉水温度仍然很高，在锅炉上水时应将除氧器加热装置继续投入，如果辅汽压力允许，应尽量提高给水温度，减少水温与汽包壁的温差。
(4)紧急冷却可采取锅炉换水的方法以降低汽包壁温差。在事故抢修时，为使壁温差在规定范围(50℃)内，可采取换水的方法加快冷却速度。即在保持汽包高水位的情况下，尽量保持较高的给水温度(100℃以上),并在向锅炉上水的同时，适当开启锅炉下联箱放水，利用适当的换水量，使锅炉不断得到冷却。
190.正常停炉前有哪些准备工作?
按调度统一安排，正常停炉前的准备工作有：
(1)接到值长签发的停炉操作票后，将预计停炉的时间通知化学、燃料、热工等有关部门的值班人员。
(2)停炉前对锅炉设备进行全面检查，将发现的缺陷做好记录。
(3)停炉3天以上须将粉仓粉烧完，停炉7天以上须将原煤仓内的存煤磨完。
(4)根据值长提示，将原煤仓内的存煤磨完，或根据粉位情况停止制粉系统，停用前应将系统内的积粉抽净。
(5)停炉前应彻底除灰、吹灰一次
(6)停炉前应该试投油枪，使其处于备用状态
191.什么是滑参数停炉?
滑参数停炉即在维持汽轮机调节阀全开的状况下，锅炉逐渐减燃烧降低蒸汽参数减负荷，直至机组完全停下来的停机方式。滑参数停炉，实质上是锅炉、汽轮机联合停止运行。机组在额定参数、负荷工况下，用逐步降低锅炉汽压、汽温的方法，使汽轮机逐步减低负荷，当汽压、汽温降低到一定数值(具体数值各厂有不同的规定)后，可将锅炉灭火。锅炉灭火后，汽轮机可利用锅炉余热所产生的低温低压蒸汽继续发电。一般待汽压接近零时，才解列发电机。
192.滑参数停炉有哪些优点?
滑参数停炉有以下优点：缩短了整机的冷却时间;提高了安全性;在降负荷过程中，蒸汽参数虽然逐渐降低，但仍有较大的容积流量，对部件的冷却效果较好。所以滑参数停炉对锅炉受热面的保护，对减小汽包上、下壁温差，减小汽轮机汽缸上、下温度差，减小汽轮机动、静部分胀差均有好处。
在整个机组的降压、减负荷过程中，是根据汽轮机降负荷时对汽温、汽压的要求，由锅炉通过调整燃烧来实现的。当然，降压、降温的速度也要考虑锅炉自身冷却的需要提高了停炉的经济性主要是利用了排掉蒸汽的时间和冷却设备的时间进行发电，以及减少工质损失和热量损失等。
193.为什么要对锅炉进行停用保护?
在锅炉停用期间，外界空气必然大量进入锅炉水汽系统内，如果不采取保护措施，锅炉水汽系统的金属内表面会遭到溶解氧的腐蚀。此时，锅炉虽然已经放水，但是在管道的金属内表面上依然因受潮而附着一薄层水膜，空气中的氧便溶解在水膜中，使水膜中饱含溶解氧，很容易引起金属的腐蚀。一般来讲，这时的腐蚀比锅炉运行时给水除氧不彻底引起的氧腐蚀严重得多。
在停用时由于金属温度低，腐蚀产物是松散的Fe?O?，这些腐蚀产物会使运行的锅炉水中的含铁量增大，加剧管道中沉积物的形成;另外，在停用时腐蚀会使金属表面产生的沉积物，或者造成金属表面粗糙不平。运行时，这些状态都会在高温高压下放大，可能导致爆管，对机组的安全运行造成威胁。
194.防止锅炉停用腐蚀的基本指导原则是什么?有哪些方法可供选择?
防止停用腐蚀的基本指导原则：不让空气进入停用锅炉的水汽系统;始终保持停用锅炉水汽系统金属表面的干燥(当停用锅炉内相对湿度小于20%时，就能够有效避免金属腐蚀);在金属表面形成具有防腐作用的薄膜;使金属表面浸泡在含有除氧剂或其他保护剂的溶液中。
根据所处环境的不同，有多种停用维护的方法供选择。选择的主要确定因素有锅炉结构、停用的时间长短环境温度、现场的设备条件、水的来源和质量。停用保护方法有湿式防腐(加热充压法、氨及联氨法),干式防腐(热炉放水烘干法、抽真空干燥法)和气体防腐(充氮法)等。大容量锅炉一般采用湿式防腐法和充氮法。湿式防腐法比较简单、监视方便，但在冬季必须要有防冻措施，而充氮法使用较为方便，但需要有操作经验和技术。
195.热炉放水保养法的操作过程是什么?
当汽包压力降至0.8MPa时，关闭所有烟风道挡板，防止炉膛温度降低过快;汽包压力降至0.5MPa,炉水温度降至250℃左右时，开启上部各空气门，开启下部联箱放水一、二次门，省煤器进口疏水阀、放尽锅炉及过热器内积水;当上部各空气门无蒸汽时，方可开启风门、挡板或引风机进行通风冷却。停炉一周以上，应在停炉前，通过给水系统加入保护液，并保证循环4h,然后进行热炉放水。也可以采用充氮气进行干式保养。
196.充氮干式保养法的操作过程是什么?
停炉后，开启再热器所有排空气门，将再热器管内积水及残余的蒸汽排尽;当再热器排空气门无蒸汽排出时，检查相关排空门与疏水门，并保持关闭状态;通过充氮系统向再热器充氮;再热器温度为200℃时，应维持氮气压力0.034MPa以上;锅炉进行热炉放水;放水完毕后严密关闭机、炉侧过热器所有排空门、疏放水门，关闭汽包连排截止阀，通过充氮系统对汽包、过热器系统充氮，当充氮压力大于0.034MPa结束充氮。保养期间定期检查炉内氮气压力维持在0.034MPa以上，定期由化学化验其纯度，不合格时，应重新补入氮气。
197.氨一联胺保养法的操作过程是什么?
锅炉停运后6h,开启风、烟道挡板，进行自然通风冷却;当汽包压力降至0.5MPa时，热炉放水;放水3h后，开启下降管疏水阀;放水期间，投入除氧器加热系统运行，保持除氧器水温大于104℃,启动电泵打循环，联系化学给除氧器加药，在除氧器内配制pH值为10～10.5的溶液;确认炉水放完后，按锅炉上水检查系统，联系化学取样，当除氧器内水质合格后，进行除氧器加药的同时，锅炉按一定的上水速度上水，保证整个上水期间炉水pH值为10～10.5,至炉水上至+300mm。
冬季保养期间，注意监视汽包上、下壁温，每班抄录一次，当汽包上、下壁温最低点小于10℃时，每2h抄录汽包上、下壁温。当汽包上、下壁温最低点小于5℃时，锅炉进行补排水(给水品质同上，上水温度不大于60℃)，直到汽包上、下壁温最低点大于20℃。
198.锅炉热备用停炉为何要求维持高水位?
担任调峰任务的锅炉，在负荷低谷时停止运行，负荷高峰时启动，在峰谷负荷之间锅炉处于热备用状态。热备用锅炉停炉时要求维持汽包高水位，是因为锅炉燃烧的减弱或停止，锅水中汽泡量减少，汽包水位会明显下降。所以停炉时维持汽包高水位，可防止停炉后汽包水位降得过低。在热备用期间，锅炉汽压是逐渐降低的。如能维持高水位，使汽包内存水量大，可利用水所其有的较大热容量，减缓汽压的下降速度。同时，维持汽包高水位，还可减小锅炉汽压下降过程中汽包上、下壁温差的数值。
锅炉的运行优化与节能
199.等离子点火的优点有哪些?
(1)经济。采用等离子点火运行和技术维护费仅是使用重油点火时费用的15%～20%，对于新建电厂，可以节约上千万的初投资和试运行费用。
(2)环保。由于点火时不燃用油品，电除尘装置可以在点火初期投入，因此，减少了点火初期排放大量烟尘对环境的污染;另外，电厂采用单一燃料后，减少了油品的运输和储存环节，也改善了电厂的环境。
(3)高效。等离子体内含有大量化学活性的粒子，可加速热化学转换，促进燃料完全燃烧。
(4)安全。取消炉前燃油系统，也自然避免了经常由于燃油系统造成的各种事故。
200.运行中影响燃烧经济性的因素有哪些?
运行中影响燃烧经济性的因素是多方面的、复杂的，主要有以下几点：
(1)燃料质量变差，如挥发分下降，水分、灰分增大，使燃料着火及燃烧稳定性变差，燃烧完全程度下降。
(2)煤粉细度变粗、均匀度下降。
(3)风量及配风比不合理，如过量空气系数过大或过小，一、二次风率或风速配合不适当，一、二次风混合不及时。
(4)燃烧器出口结渣或烧坏，造成气流偏斜，从而引起燃烧不完全。
(5)炉膛及制粉系统漏风量大，导致炉膛温度下降，影响燃料的完全燃烧。
(6)锅炉负荷过高或过低。负荷过高时，燃料在炉内停留的时间缩短;负荷过低时，炉温下降，配风工况也不理想，都影响燃料的完全燃烧。
(7)制粉系统中旋风分离器堵塞，三次风携带煤粉量增多不完全燃烧损失增大。
(8)给粉机工作失常，下粉量不均匀。
201.为什么要监视炉膛负压及烟道负压?能发现哪些问题?
炉膛负压是运行中要控制和监视的重要参数之一。监视炉膛负压对分析燃烧工况、烟道运行工况，分析某些事故的原因均有重要意义，如：当炉内燃烧不稳定时，烟气压力产生脉动，炉膛负压表指针会产生大幅度摆动;当炉膛发生灭火时，炉膛负压表指针会迅速向负方向甩到底，比水位计、蒸汽压力表、流量表对发生灭火时的反映还要灵敏。
烟气流经各对流受热面时，要克服流动阻力，故沿烟气流程烟道各点的负压是逐渐增大的。在不同负荷时，由于烟气量变化，烟道各点负压也相应变化。如负荷升高，烟道各点负压相应增大，反之，相应减小。在正常运行时，烟道各点负压与负荷保持一定的变化规律。当某段受热面发生结渣、积灰或局部堵灰时，由于烟气流通断面减小，烟气流速升高，阻力增大，于是其出入口的压差增大。故通过监视烟道各点负压及烟气温度的变化，可及时发现各段受热面积灰、堵灰、泄漏等缺陷，或发生二次燃烧等事故。
202.燃用低挥发分煤时如何防止灭火?
如果燃煤挥发分低，则着火温度升高，使着火困难，燃烧稳定性变差，严重时会造成灭火。为防止灭火，运行过程中应注意以下几个方面：
(1)锅炉不应在太低负荷下运行，以免因炉温下降，使燃料着火更困难。
(2)适当提高煤粉细度，使其易于着火并迅速完全燃烧，对维持炉内温度有利。
(3)适当减小过量空气系数，并适当减小一次风风率和风速，防止着火点远离喷口而出现脱火。
(4)燃烧器应均匀投入，各燃烧器负荷也应力求均匀，使炉内维持良好的空气动力场与温度场。
(5)必要时应投入点火油枪来稳定燃烧
(6)在负荷变化需进行燃煤量、吸风量、送风量调节，以及投、停燃烧器时，应均匀缓慢、谨慎地进行操作。
(7)必要时应改造燃烧器，如加装预燃室或改用浓淡型燃烧器等。
203.漏风对锅炉运行的经济性和安全性有何影响?
不同部位的漏风对锅炉运行造成的危害不完全相同，都会使烟气体积增大，使排烟热损失升高，使引风机电耗增大。如果漏风严重，引风机已开到最大还不能维持规定的负压炉膛，则而被迫减小送风量时，增大不完全燃烧热损失，结渣可能会更加严重，甚至不得不限制锅炉出力。
炉膛下部及燃烧器附近漏风可能影响燃料的着火与燃烧。由于炉膛温度下降，炉内辐射传热量减小，并降低炉膛出口烟温。炉膛上部漏风，虽然对燃烧和炉内传热影响不大，但是炉膛出口烟温下降，对漏风点以后的受热面的传热量将会减少。对流烟道漏风将降低漏风点的烟温及以后受热面的传热温差，因而减小漏风点以后受热面的吸热量。由于吸热量减小，烟气经过更多受热面之后，烟温将达到或超过原有温度水，会使排烟热损失明显上升。
204.固态排渣煤粉炉渣中的灰渣为何需要连续浇灭?
锅炉下部的灰渣，一般是先收集在灰渣井中，然后间断排出，但灰渣必须连续地用水浇灭，而不能用断续浇灭的方法，这主要是因为：
(1)由炉膛落下来的灰渣，温度还较高，且有未摊尽的碳，这些灰渣不及时用水浇灭将堆积在一起烧结成大块，再清除时会带来困难。
(2)灰渣井内若堆积大量高温灰渣，待排灰时才用水浇灭，会使水大量蒸发，瞬间进入炉膛的水蒸气太多，使炉温下降，炉膛负压变正，燃烧不稳，严重时(特别是在负荷较低或煤质较差时少)可能造成锅炉灭火，有时在浇水之初引起爆炸，造成人身及设备事故。
205.巡回检查中如何检查和判断煤粉管道受堵?
(1)手摸煤粉管道温度并与相邻管道比较，运行正常的煤粉管道应该是热的或略烫的，如果手摸运行着的煤粉管道不热或与相邻管道比较，温度明显低，则应怀疑该煤粉管道受堵。
(2)用阀门钩敲打该管道并与相邻管道比较，若敲打声音明显沉闷，则基本确定该管道受堵。
(3)检查煤粉喷嘴着火情况，受阻或受堵会使得燃烧器喷嘴没有火焰或气流强度减弱。检查该喷嘴的火检状况，一般应出现无火检信号或信号不稳、偏弱等。
206.锅炉燃烧调整试验的目的和内容是什么?
为了保证锅炉燃烧稳定和安全经济运行，大修后的锅炉，如果针对燃烧中的相关环节有所改变，以及燃料品种、燃烧设备、炉膛结构等有较大变动时，均应通过燃烧调整试验，确定最合理、经济的运行方式和参数控制的要求，为锅炉的安全运行、经济调度、自动控制及运行调整和事故处理提供必要的依据。
锅炉燃烧调整试验一般包括炉膛冷态空气动力场试验、锅炉负荷特性试验、风量分配试验、最佳过量空气系数试验、经济煤粉细度试验、燃烧器的负荷调节范围及合理组合方式试验、一次风管阻力调平试验。
207.在高负荷运行工况下，氧量过高或过低对锅炉有什么影响?
当氧量过高时，各大风机的出力增加，可导致风机动叶调节裕度不够大;氧量过大必然导致壁温过高，锅炉壁温在高负荷时就已接近报警值，大大增大了减温水，经济性降低;排烟温度提高，降低了锅炉的经济性;风机出力增大，电流增大，厂用电率增加;烟气流速增大，使空气预热器出口灰分含碳量增加，机械不完全燃烧损失增加;使烟气侧左右分布更加不均匀;增加硫化物、NO?气体的产生。
当氧量过低时，由于后期供氧减少，使煤粉的机械、化学不完全燃烧损失;由于还原性气体增加，使锅炉在运行中更加容易结焦，长时间对于受热面壁温安全运行造成影响;使排烟温度提高;锅炉的燃烧稳定性降低，不利于炉膛的安全。
208.如何根据燃用煤质调整一次风量及磨煤机出口温度?
燃用煤挥发分高时，应适当增加一次风量，降低磨煤机出口温度。磨煤机一次风量应根据给煤机转速对应的设计曲线进行调整，当燃煤挥发分大于30%时，应根据情况增加一次风量5%～10%。对磨煤机出口温度的具体规定是：运行中的磨煤机出口温度控制在65～80℃,当燃煤挥发分大于30%时，磨煤机出口温度不宜高于70℃,当挥发分小于25%时，磨煤机出口温度应大于75℃,一次风量与煤量之比应小于设定值。
209.提高排烟温度对锅炉的意义是什么?具体有哪些措施?
排烟温度是锅炉运行中可控的一个综合性指标，它主要反应锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热状况，保持各段受热面的清洁和换热效果，是防止排烟温度异常、保证锅炉经济运行的根本措施。排烟温度升高5℃,影响锅炉效率降低0.2%左右，影响煤耗升高0.6g/kWh。
具体的措施包括：保证人孔门和保温层的严密性，减少漏风;合理控制氧量;定期进行吹灰。
210.降低灰渣含碳量的措施有哪些?
(1)针对所燃用的煤种，尽可能保证完全燃烧，提高燃尽程度。
(2)调整合适的过量空气系数。过量空气系数是锅炉运行的重要指标，过量空气系数太大则增加烟气容积而造成排烟热损失增加，过量空气系数太小则不能保证燃料完全燃烧。
(3)合理地使用二次风，使炉内可燃气体与过剩空气更好地混合，延长烟气流程，保证燃烧效率。
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