第一章循环流化床锅炉的概念、原理及特点

我国的电力工业是国民经济发展的基础产业，在我国，电力生产主要以燃煤火力发电为
主，由于燃煤发电的直接污染较大，特别是SO2、NOX 的排放。SO2 的排放是造成酸雨的主要原
因，为了通过炉内燃烧技术的改进，降低SO2、NOX 排放量，我国从60 年代开始对循环流化床
锅炉进行研究，并在90 年代以后和外国公司联合研究并取得了较大有发展，现在循环流化床
锅炉已发展成熟并在全国广泛应用。流化床燃烧设备按流体动力特性分为鼓泡流化床和循环
流化床，按工作条件分为常压和增压式流化床。循环流化床锅炉技术是一种新型的高效低污
染清洁的燃烧技术，上世纪70 年代的能源危机和越来越突出的环保问题使人们促进了这种燃
烧技术的发展。现在大型循环流化床锅炉的主要炉型有三大流派，分别为：以德国Lurgi 公
司为代表的鲁奇型和以美国的Foster Wheeler 、芬兰的Alstorm 公司（两者兼并）为代表
的FW Pyroflow 型和德国Babcock 公司的Circofluid 型。我国东方锅炉厂采用的是FW 公司
的Pyroflow 型的改进型循环流化床锅炉。北京B＆W 锅炉厂采用的是德国Babcock 公司的架
构和技术。哈尔滨锅炉厂有限责任公司(HBC)与美国PPC(奥斯龙技术)以及国内的科研单位合
作也开发了自己的大型循环流化床锅炉。上海锅炉厂引进美国ＡＬＳＴＯＭ 技术、消化吸收
自行设计制造了自己的循环流化床锅。由于国内各大锅炉厂商的参与，我国的大型循环流化
床技术已趋于成熟

第一节循环流化床锅炉的概念

循环流化床锅炉是在鼓泡床锅炉（沸腾炉）的基础上发展起来的，因此鼓泡床的一些理
论和概念可以用于循环流化床锅炉。但是又有很大的差别。早期的循环流化床锅炉流化速度
比较高，因此称作快速循环循环床锅炉。快速床的基本理论也可以用于循环流化床锅炉。鼓
泡床和快速床的基本理论已经研究了很长时间，形成了一定的理论。要了解循环流化床锅炉
的原理，必须要了解鼓泡床和快速床的理论以及物料从鼓泡床→湍流床→快速床各种状态下
的动力特性、燃烧特性以及传热特性。

一． 流态化： 

当固体颗粒中有流体通过时，随着流体速度逐渐增大，固体颗粒开始运动，且固体颗粒
之间的摩擦力也越来越大，当流速达到一定值时，固体颗粒之间的摩擦力与它们的重力相等， 
每个颗粒可以自由运动，所有固体颗粒表现出类似流体状态的现象，这种现象称为流态化。

对于液固流态化的固体颗粒来说，颗粒均匀地分布于床层中，称为“散式”流态化。而
对于气固流态化的固体颗粒来说，气体并不均匀地流过床层，固体颗粒分成群体作紊流运动， 
床层中的空隙率随位置和时间的不同而变化，这种流态化称为“聚式”流态化。循环流化床
锅炉属于“聚式”流态化。

固体颗粒（床料）、流体（流化风）以及完成流态化过程的设备称为流化床。

二． 临界流化速度

1. 对于由均匀粒度的颗粒组成的床层中，在固定床通过的气体流速很低时，随着风速
的增加，床层压降成正比例增加，并且当风速达到一定值时，床层压降达到最大值，该值略
大于床层静压，如果继续增加风速，固定床会突然解锁，床层压降降至床层的静压。如果床
层是由宽筛分颗粒组成的话，其特性为：在大颗粒尚未运动前，床内的小颗粒已经部分流化，
床层从固定床转变为流化床的解锁现象并不明显，而往往会出现分层流化的现象。颗粒床层
从静止状态转变为流态化进所需的最低速度，称为临界流化速度。随着风速的进一步增大，
床层压降几乎不变。循环流化床锅炉一般的流化风速是2－3 倍的临界流化速度。
2. 影响临界流化速度的因素： 
（1）料层厚度对临界流速影响不大。

（2）料层的当量平均料径增大则临界流速增加。
（3）固体颗粒密度增加时临界流速增加。
（3）流体的运动粘度增大时临界流速减小：如床温增高时，临界流速减小。床温与临界
流速的关系如图所示。
第二节循环流化床锅炉的工作原理
一、流化过程
如图所示，固体颗粒随着气流速度的增大分别呈现五种不同的流动状态：固定床、、紊（湍） 
流流化床、快速流化床、气力输送。循环流化床处于紊（湍）流流化床与快速流化床阶段。


固定床：此种状态下，气流在颗粒的缝隙是流过，所有固体颗粒呈静止状态。

鼓泡流化床：当气流速度达到一定值时，静止的床层开始松动，当气流速度超过临界流
化风速时，料层内会出现气泡，并不断上升，而且还聚集成更大的气泡穿过料层并破裂。整
个料层呈现沸腾状态。鼓泡流化床存在明显的分界面，其上部为稀相区，包括床层表面至流
化床出口间的区域，也称为自由空间或悬浮段。下部为密相区，也称为沸腾段。


紊（湍）流流化床：随着气流速度继续上升到一定数值，固体颗粒开始流动，床层分界
面逐渐消失，固体颗粒不断被带走，以颗粒团的形式上下运动，产生高度的返混。此时的气
流速度为床料终端速度。

快速流化床：当气流速度进一步增大，固体颗粒被气流均匀带出床层。此时气流速度大
于固体颗粒的终端速度，床内颗粒浓度基本相等。床内颗粒浓度呈上稀下浓状态。循环流化
床的上升段属于快速流化床。快速流态化的主要特征为床层压降用于悬浮和输送颗粒并使颗
粒加速，单位高度床层压降沿床层高度不变。

气力输送：分为密相气力输送和稀相气力输送。对于前者，床内颗粒浓度变稀，并呈上
下均匀分布状态，其单位高度床层压降沿床层高度不变。增大气流速度，床层压降减小。对
于后者，增大气流速度，床层压降上升。密相气力输送的典型特征为：床层压降用于输送颗
粒并克服气、固与壁面的摩擦。稀相气力输送的床层压降主要受摩擦压降支配。

由上述燃烧分类可知，链条炉排炉采用的是固定床燃烧方式，而煤粉炉则采用了最稀相
的悬浮燃烧方式。
二、循环流化床的特点： 

典型循环流化床锅炉结构如图所示，其基本流程为：煤和脱硫剂送入炉膛后，迅速被大
量惰性高温物料包围，着火燃烧，同时进行脱硫反应，并在上升烟气流的作用下向炉膛上部
运动，对水冷壁和炉内布置的其他受热面放热。粗大粒子进入悬浮区域后在重力及外力作用
下偏离主气流，从而贴壁下流。气固混合物离开炉膛后进入高温旋风分离器，大量固体颗粒
（煤粒、脱硫剂）被分离出来回送炉膛，进行循环燃烧。未被分离出来的细粒子随烟气进入
尾部烟道，以加热过热器、省煤器和空气预热器，经除尘器排至大气。


1、低温的动力控制燃烧：由于循环流化床燃烧温度水平比较低，一般在850－900℃之
间，其燃烧反应控制在动力燃烧区内，并有大量固体颗粒的强烈混合，这种情况下的燃烧速
度主要取决于化学反应速度，也就是决定于温度水平，而物理因素不再是控制燃烧速度的主
导因素。循环流化床燃烧的燃烬度很高，其燃烧效率往往可达到98%－99%以上。

2、高速度、高浓度、高通量的固体物料流态化循环过程：循环流化床锅炉内的物料参与


了炉膛内部的内循环和由炉膛、分离器和返料装置所组成的外循环两种循环，整个燃烧过程
以及脱硫过程都是在这两种循环运动过程中逐步完成的。

3、高强度的热量、质量和动量传递过程：在循环流化床锅炉中可以人为改变炉内物料循
环量，以适应不同的燃烧工况。

物料分离系统是循环流化床锅炉的结构特征，大量物料参与循环实现整个炉膛内的控制
燃烧过程，是循环流床锅炉区别于鼓泡流化床锅炉的根本特点，因为鼓泡流化床锅炉的燃烧
主要发生在床内。所以循环流床锅炉燃烧必须具备的三个条件是：（1）要保证一定的流体速
度，而且还要保证物料粒度处于适当的、使床层在快速流区域的粒度。（2）要有足够的物料
分离。（3）要有物料回送，要有充分的措施以维持物料的平衡。

各种燃烧方式的主要特性比较如下表：

燃烧方式固定床鼓泡流化床循环流化床悬浮燃烧
颗粒平均直径（mm） <300 0.03-3 <8 0.02-0.08 
燃料燃烧区高度（m） 0.2 1-2 15-40 27-45 
过剩空气系数1.2-1.3 1.2-1.25 1.1-1.2 1.15-1.3 
燃烧区域风速(m/s) 1-3 0.5-3 3-12 15-30 
床层与受热面间的传
热系数
［W/(m2 ﹒K)］ 
50-150 200-500 100-250 50-100 
磨损小中中较小
燃烧效率(%) 97－99.9 85－90 90－96 99 
燃烧中心温度(℃) 1200 850－950 850－950 1600 
煤的粒度(mm) 6－32 6 以下9 以下0.1 以下
截面热负荷(MW/ m 2) 0.5－1.5 0.5－1.5 3.0－5.0 4.0－6.0 
脱硫效率80－90 80－90 低
气体混合接近塞柱流复杂二相流弥散塞柱流接近塞柱流
固体运动静止上下运动大部分向
上、部分向
下
向上
空隙率0.4－0.5 0.5－0.85 0.85－0.99 0.98－0.998 
温度梯度大很小小显著
NOX 排放(mg/m3) 400－600 300－400 50－200 400－600 

三、颗粒的夹带、扬析

当床层流动转到紊流流化床时，密相床层和稀相床层的界面开始模糊，颗粒夹带量明显
增加。当气流通过颗粒层时，一些终端速度小于床层表观气速的细颗粒将被上升气流带走， 
这一过程称为扬析。，由于扬析过程中更多颗粒被夹带着离开床层，其中终端速度大于床层表
观气速的颗粒经过一定的分离高度后会陆续返回床层，因此存在着输送分离高度TDH 。此过
程就是我们通常所说的循环流化床的内循环。在分离高度TDH 以上的空间，颗粒浓度不再降
低，床层表面至TDH 之间的空间称为自由空间，燃用宽筛分的燃煤流化床锅炉，其炉膛出口
高度通常低TDH ，因此同时存在着夹带和扬析现象。发生扬析现象的颗粒的来源有三个：① 
给煤中的细颗粒；②煤在挥发份析出阶段破碎形成的细颗粒；③在煤燃烧的同时，由于磨损
造成的细颗粒。


四、宽筛分颗粒特性

1、宽筛分颗粒定义：循环流化床（气固流化床）床料中的颗粒通常是料径由小到大的
宽筛分布，由于颗粒的直径不同，其流动工况和规律也各不相同。这样就需要示出颗粒大小
的分布规律，利用此规律来研究两相流动和燃烧，或者把分散相颗粒直径示平均值，以平均
直径来代表分散相颗粒群的运动规律，粒径的分布规律是一个重要特性。除了要知道颗粒尺
寸的分布规律外，还要了解各颗粒所占表面积的分布规律扩各颗粒重量的分布规律。

2、宽筛分颗粒分类： 

Geldart 根据在常温常压下对于一些典型固体颗粒的气固流态特性的分析，提出了一种颗
粒分类法，即根据颗粒平均粒径和颗粒与气体的密度差的关系分类。依照这种分类法，所有
的固体颗粒均可被分为A、B、C、D 四类。


如上图所示，为Geldart 的颗粒分类图。

C 类颗粒

这类颗粒粒度很细，一般都小于20μm，颗粒间相互作用力很大，很难流态化。

A 类颗粒

这类颗粒粒度比较细。一般为20～90μm，通常很易流化。

B 类颗粒

这类颗粒具有中等粒度，粒度范围为90～650μm，具有良好的流化性能。它在流体速度
达到临界流化速度后就会发生鼓泡现象。

D 类颗粒

这类颗粒粒度通常具有较大在粒度和密度，并且在流化状态时颗粒混合性能较差。大多
数循环流化床锅炉内的床料和燃料均属于D 类颗粒。

3、宽筛分颗粒流化时的动力特性

（ ） 密度小于流体密度的物体浮在床层表面，密度大于流体密度的物体会下沉。

（ ） 床表面保持水平，形状保持容器的形状。

（ ） 在任一高度的静压近似等于在此高度上单位床截面内固体颗粒的重量。

（ ） 床内颗粒混合良好，加热床层时所有床料温度基本均匀。

（ ） 床内固体颗粒可以象流体一样从底部或侧面的孔中排出。


（6）几个流化床底部联通后，床层高度自动保持同一水平高度。
四、循环流化床内的传热
一、在循环流化床中存在着各种不同的传热过程： 

（1）颗粒与气流之间的传热。
（2）颗粒与颗粒之间的传热。
（3）整个气固多相流与受热面之间的传热。
（4）气固多相流与入床气流间的传热。
以下为循环流化床各部位的传热系数表：

位置（部位）传热面方
位
传热系数
［ W/(m 2. 
K)］ 
可能出现的问题
二次风下部水平或竖
直
300－500 腐蚀、剥蚀、磨损、负荷调节性能差，阻碍
颗粒间横向混合。
二次风上部竖直150－250 传热较好的受热面
二次风上部悬
吊受热面
竖直150－250 轻微剥蚀、磨损、减少颗粒间横向混合。

五、影响循环流化床传热的各种因素： 

1、气体物理性质的影响：气膜厚度及颗粒与表面的接触热阻对传热起到主要作用。另外，
气体密度增加，传热系数增大；气体粘度增大，传热系数减小；气体导热系数增大，传热系
数增大。

2、固体颗粒物理特性的影响

（1）固体颗粒尺寸的影响：
对于小颗粒床，传热系数随固体颗粒平均直径增大而减小；
对于大颗粒床，传热系数随固体颗粒平均直径增大而增大。
（2）固体颗粒密度的影响：传热系数随固体颗粒密度增大而增大。
（3）球形度及表面状态的影响：球形和较光滑的颗粒，传热系数较高。
（4）固体颗粒导热系数的影响：影响较小。
（5）固体颗粒粒度分布的影响：对于小颗粒床，粒径越小，传热系数越大；对于大颗粒
床，粒径越大，传热系数越大。

3、化风速的影响： 

对于循环流化床的密相区，传热系数随流化风速的增大而减小。

对于循环流化床的稀相区，传热系数随流化风速的增大而增大。

4、床温对传热系数的影响： 

床与传热面间的传热系数随床温的升高而升高。

5、管壁温度的影响：传热系数随壁温的升高成线性规律地增大。

6、固体颗粒浓度的影响：床层颗粒浓度是影响循环流化床床层与床壁面传热最主要的因
素之一。传热系数随床层颗粒浓度的增加而显著增加。

7、床层压力的影响：床层压力增大，传热系数增加。
六、循环流化床内的燃烧过程

1、煤粒送入循环流化床内迅速受到高温物料和烟气的辐射而被加热，首先水分蒸发，然
后煤粒中的挥发份析出并燃烧、最后是焦炭的燃烧。其间伴随着煤粒的破碎、磨损，而且挥
发份析出燃烧过程与焦炭燃烧过程都有一定的重叠。煤粒在流化床中的燃烧过程如图所示。


循环流化床内沿高度方向可以分为密相床层和稀相空间，密相床层运行在鼓泡床和紊流
床状态。循环流化床内绝大部分是惰性的灼热床料，其中的可燃物只占很小的一部分。这些
灼热的床料成为煤颗粒的加热源，在加热过程中，所吸收的热量只占床层总热容量的千分之
几，而煤粒在10 秒钟左右就可以燃烧（颗粒平均直径在0～8mm），所以对床温的影响很小。

2、循环流化床内煤的燃料着火

流化床内燃料着火的方式，固体质点表面温度起着关键作用，是产生着火的点灶热源， 
这类固体近质点可以是细煤粒，也可以是经分离后的高温灰粒或者是布风板上的床料。当固
体质点表面温度上升时，煤颗粒会出现迅猛着火。另外，颗粒直径大小对着火也有很大的影
响，对一定反应能力的煤种，在一定的温度水平之下，有一临界的着火粒径，小于这个颗粒
直径，因为散热损失过大，燃料颗粒就不能着火，逸出炉膛。

3. 循环流化床内煤的破碎特性
煤在流化床内的破碎特性是指煤粒在进入高温流化床后粒度急剧减小的一种性质。但引
起粒度减小的因素还有颗粒与剧烈运动的床层间磨损以及埋管受热面的碰撞等。影响颗粒磨
损的主要因素是颗粒表面的结构特性、机械强度以及外部操作条件等。磨损的作用贯穿于整
个燃烧过程。

煤粒进入流化床内时，受到炽热床料的加热，水份蒸发，当煤粒温度达到热解温度时， 
煤粒发生脱挥发份反应，对于高挥发份的煤种，热解期间将伴随一个短时发生的拟塑性阶段， 
颗粒内部产生明显的压力梯度，一旦压力超过一定值，已经固化的颗粒表层可能会崩裂而形
成破碎；对低挥发份煤种，塑性状态虽不明显，但颗粒内部的热解产物需克服致密的孔隙结
构都能从煤粒中逸出，因此颗粒内部也会产生较高的压力，另外，由于高温颗粒群的挤压， 
颗粒内部温度分布不均匀引起的热应力，这种热应力都会引起煤颗粒破碎。

煤粒破碎后会形成大量的细小粒子，特别是一些可扬析粒子会影响锅炉的燃烧效率。细
煤粒一般会逃离旋风分离器，成为不完全燃烧损失的主要部分。破碎分为一级破碎和二级破
碎，一级破碎是由于挥发份逸出产生的压力和孔隙网络中挥发份压力增加而引起的。二级破
碎是由于作为颗粒的联结体------形状不规则的联结“骨架”（类似于网络结构）被烧断而引
起的破碎。


煤的破碎发生的同时也会发生颗粒的膨胀，煤的结构将发生很大的变化。一般破碎和膨
胀受下列因素的影响：挥发份析出量；在挥发份析出时，碳水化合物形成的平均质量；颗粒
直径；床温；在煤结构中有效的孔隙数量；母粒的孔隙结构等。

4、循环流化床的脱硫与氮氧化物的排放控制

SO2 是一种严重危害大气环境的污染物，SO2 与水蒸汽进行化学反应形成硫酸，和雨水
一起降至地面即为酸雨。NOX 包括NO、NO2、NO3 三种，其中NO 也是导致酸雨的主要原
因之一，同时它还参加光化学作用，形成光化学烟雾，还造成了臭氧层的破坏。

煤加热至400℃时开始首先分解为H2S，然后逐渐氧化为SO2 。其化学反方程式为

FeS2 + 2H2 → 2H2S + Fe 

H2S + O2 → H2 +SO2 
对SO2 形成影响最大的因素是床温和过量空气系数，床温升高、过量空气系数降低则SO2 
越高。
循环流床燃烧过程中最常用的脱硫剂就石灰石，当床温超过其煅烧温度时，发生煅烧分
解反应：

CaCO3 → CaO + CO2 ─ 183KJ/mol 

脱硫反应方程式为： 

CaO+ SO2 + 1/2O2 → CaSO4 

影响循环流化床脱硫效率的各种因素： 

（1）Ca/S 摩尔比的影响

Ca/S 摩尔比是影响脱硫效率的首要因素，脱硫效率在Ca/S 低于2.5 时增加很快，而继续
增大Ca/S 比或脱硫剂量时，脱硫效率增加得较少。循环流化床运行时Ca/S 摩尔比一般在1.5 
－2.5 之间。

（2）床温的影响
床温的影响主要在于改变了脱硫剂的反应速度、固体产物分布及孔隙堵塞特性，从而影
响脱硫率和脱硫剂利用率。床温在900℃左右达到最高的脱硫效率。

（3）粒度的影响
采用较小的脱硫剂粒度时，循环流化床脱硫效果较好。
（4）氧浓度的影响
脱硫与氧浓度关系不大，而提高过量空气系数时脱硫效率总是提高的。
（5）床内风速的影响
对一定的颗粒粒度，增加风速会使脱硫效率降低。
（6）循环倍率的影响
循环倍率越高，脱硫效率越高。
（7）SO2 在炉膛停留时间的影响
脱硫时间越长对效率来说越不利，应该保证SO2 在床内停留时间不少于2－4 秒。
（8）负荷变化的影响
当循环流化床负荷变化在相当大的范围内时，脱硫效率基本恒定或略有升降。
（9）其它因素的影响
床压的影响：增加压力可以改善脱硫效率，并且能够提高硫酸盐化反应速度。
煤种的影响：灰份对脱硫效率并无不利影响。

（10）给料方式的影响
石灰石与煤同点给入时脱硫效率最高。
虽然循环流化床的脱硫作用很强，但在床温达到850℃，即脱硫效率最高的温度时，NOX 
的生成量却最大，对环境造成极大的破坏。这是我们所不愿看到的。所以一定要把床温控制
在850－900℃之间，而且要采用较小的脱硫剂粒径。另外，实施分段燃烧也是非常好的措施。
（七）循环流化床的优点

1、燃料适应性强

由于循环流化床中的燃料仅占床料的1%－3%，不需要辅助燃料而燃用任何燃料，可以燃
用各种劣质煤及其它可燃物，特别包括煤矸石、高硫煤、高灰煤、高水分煤、煤泥、垃圾等， 
可以解决令人头疼的环境污染问题。

2、燃烧效率高

循环流化床比鼓泡床流化床燃烧效率高，燃烧效率通常在97%以上，基本与煤粉相当。

3、脱硫率高

循环流化床的脱硫方式是最经济的方式之一，其脱硫率可以达到90%。

4、氮氧化物排放低

这是循环流化床另外一个非常吸引人的特点。其主要原因是：一低温燃烧，燃烧温度一
般控制在850－900℃之间，空气中的氮氮一般不会生成NOX；二分段燃烧，抑制氮转化为
NOX，并使部分已生成的NOX 得到还原。

5、燃烧强度高，炉膛截面积小

这是循环流化床的主要优点之一。其截面热负荷约为3－6MW/m2，接近或高于煤粉炉。

6、负荷调节范围大，调节速度快

这主要上相对于煤粉炉来说的。其原因是循环流床内床料的蓄热能力非常大，不会象煤
粉炉那样低负荷时需投油枪助燃，最大的好处在于可以压火热备用，熄火后可以马上热态启
动，比煤粉炉有更好的调峰能力。循环流化床的负荷调节比可达（3－4）：1，其调节速率可
达4%－5%。

7、易于实现灰渣综合利用

由于其灰渣含炭量较低，属于低温烧透，有着更大的利用价值。

8、燃料预处理系统简单

其燃料的粒度一般小于12mm, 破碎系统比煤粉炉更为简化。
八、(一)以北京锅炉厂为代表的75t/h 循环流化床锅炉与以东方锅炉厂为代表的440t/h 循环流
化床锅炉的比较

1、前者旋风分离器为中温分离，其工质温度在425℃与450℃之间。由于分离器温度低，
可以采用较薄的保温层，大缩短锅炉启动时间，在保温相同的条件下，减小散热损失，分离
器内部不会发生二次燃烧，也不会超温结焦。但分离器处的烟所含物料量较大，固体颗粒也
较粗，增加了过热器的磨损。后者旋风分离器为高温汽冷式，其床温与床温相差不大，旋风
分离器布置有膜式结构过热器。外壳由汽冷弯制、焊装而成，取消了绝热旋风分离器的高温
绝热层，受热面管子内侧布满销钉并涂一层较薄的高温耐磨浇注料，可以吸收一部分热量，
这样分离器内物料温度会略有下降，不会造成结焦。而且具有相当好的分离性能。但该分离
器的问题容易造成飞灰可燃物升高，制造工艺复杂，生产成本高。

2、调整循环灰量是前者燃烧调整的关键和调节床温的重要手段；而后者调整床温的主要
手段是调整风煤配比和一次风风量，一旦正常运行，循环灰量是恒定的。

3、由于容量的差异，前者的蒸发吸热量比重比较大，所以在炉膛内布置了部分蒸发管束。
后者过热吸热量比较大，在炉膛内布置屏式过热器和屏式再热器用来吸收炉膛的辐射热；另
外由于后者热负荷太大，在炉膛设置了中间隔墙，以增加蒸发吸热量。


4、给煤方式不同。前者设置了前置式和后置式给煤机，给煤机分为皮带式给煤机和埋刮
式给煤机两种，给煤时先启动后置式给煤机，正常后再启动前置式给煤机。始终控制后置式
给煤转速大于前置式给煤机。后者全部采用皮带式给煤机，而且给煤点全部布置在前墙。前
者的后墙给煤时采用回料阀给煤系统，这样煤在炉膛内能够充分混合并可以对煤进行预先加
热，但当煤种水分太少时会出现煤提前燃烧造成烧烘坏输煤管。

5、冷渣器种类不同。前者往往采用螺旋输送式冷渣器，其螺旋叶片轴为空心轴，内部通
冷却水，外壳也是双层结构，中间有水通过，炉渣进入冷渣器后，一边被螺旋搅拌输送，一
边被轴内和外壳层内流动的冷却水冷却。这种冷渣器的主要问题在于叶片容易变形，造成卡
住或机械故障；在绞笼进口和外壁处易磨损，导致水夹套磨穿漏水，冷渣器内的灰易结块， 
增加了灰处理的难度，不可以进行选择性排渣。这种冷渣器的好处是：由于不往冷渣器内送
风，灰渣发生燃烧的可能性很小。后者采用多仓风水冷选择流化床式冷渣器，这种冷渣器的
优点是：可以实现选择性排放灰渣，是补充循环物料的技术措施之一；灰渣的冷却效果较好；
提高了进入炉膛内的二次内温度，加热了给水温度，提高了锅炉热效率；缺点是：冷渣器内
埋管易磨损，所以必须采取严格的防磨措施；灰渣易再次燃烧，造成结渣；风系统与一次风
共用时容易影响一次风系统的调节。

（二）循环流化床锅炉与常规煤粉锅炉在结构与运行方面的区别： 

1、燃烧室底部布风板，其主要作用是流化风均匀地流入料层，并使床料流化。对布风板
的要求是：在保证布风均匀地条件下在，丰风板压降越低越好。

2、床料循环系统：是由高温旋风分离器和飞灰回送装置组成，其作用是把飞灰中粒径较
大、含炭量高的颗粒回收重新送入炉内燃烧。

3、入炉煤粒大。

4、循环灰参数对锅炉运行的影响：循环流化床锅炉运行时，其单位时间内的循环灰量可
高达同单位时间内燃煤量20－40 倍。由于灰的热容大得多，因此循环灰对燃烧室下部的温度
平衡有很大影响，循环流化床锅炉燃烧室下部一般卫燃带或根本不布置受热面，煤粒燃烧
产生的热量则由烟气和循环灰共同带走。而在煤粉炉中，煤粉的燃烧产生的热量是由烟气和
工质带走的。在煤粉炉中，蒸发受热面的出力主要取决于炉膛温度，而在循环流化床锅炉中， 
温度基本不随负荷变化，运行中烟气携带的飞灰颗粒量成为影响蒸发受热面的重要因素。因
此，循环流化床锅炉可以从热量平衡和飞灰循环倍率两个方面来调节锅炉负荷。

5、控制系统要求高。由于循环流化床锅炉内流态化工况、燃烧过程较煤粉炉复杂，加之
有飞灰循环，因此其控制系统较同等容量的煤粉炉要求高。
九、循环流化床锅炉目前存在的主要问题

1、炉膛、分离器和回送装置及其之间的膨胀和密封问题。由于流化床其表面附着一层厚
厚的耐磨材料与保温材料并且各个部位受热时间和程度不完全一致，所以会产生热应力而造
成膨胀不均，导致出现颗粒外漏现象。

2、由于设计和施工工艺不当造成的磨损问题。锅炉部件的磨损主要与风速、颗粒浓度以
及流场的不均匀性有关，研究表明：磨损与风速的3.6 次方和浓度成正比。炉膛、分离器和
回送装置内由于大量高浓度物料的循环流动，一些局部位置，如烟所改变方向的地方会开始
磨损，然后逐渐扩大到整个炉膛。

3、飞灰含炭量高的问题。对于循环流化床来说，其底渣含炭量较低，但其最佳脱硫温度
的限制，飞灰含炭量却比较高。

4、N2O 排放较高。流化床燃烧技术可有效抑制NOX、SO2 的排放，但流化床低温燃烧
是产生N2O 最主要的原因。

5、厂用电率高。由于循环流化床锅炉具有布风板、分离器结构和炉料层的存在烟风阻力
比煤粉炉大得多，相应的通风电耗也较高。


目前我国采用不同的分离器及循环模式，形成了20、35、65、75t/h 系列循环流化床锅炉
产品，现在的主力机组是35 t/h 和75t/h 锅炉，220t/h 类型锅炉和440t/h 也陆续投入运营。其
中尤其是哈尔滨锅炉厂、东方锅炉厂和上海锅炉厂三大制造厂家为代表的产品已经开始制造
配135MW 级发电机组的大型循环流床锅炉正趋于成熟。日前，在四川白马电厂的300MW 循
环流化床示范工程已经正式动工建设，标志着我国循环流化床锅炉朝大型化发展。但大型循
环流化床锅炉在保证锅炉的吸热量的前提下如何布置受热面、各部件的防磨、脱硫率的提高
等问题也变得越来越突出，国外研究表明：循环流化床的单机容量以400MW 为宜。循环流
化床锅炉另外一个发展方向是增压循环流化流床燃气－蒸汽联合循环发电技术的应用，它具
有优良的环保性和高循环效率性。其主要技术特点是：（1）系统压力（1.2－1.5MPa ）增加， 
气固两相的接触和反应明显改善，增加了气体和细粒子在床内的停留时间，提高了燃烧效率
和脱硫率，其他烟气污染的排放也达到了很低的水平。（2）可与燃气轮机配合构成蒸汽－燃
气联合循环系统，使发电效率提高几个百分点（3）燃烧室截面热负荷可提高一个数量级，炉
内受热面的传热系数也大为提高，钢材消耗量明显降低。

循环流化床锅炉的计算机控制系统

随着计算机技术和自动化技术的发展，现在在大型火电机组中的应用越来越广泛。现在在火
电厂中应用最广泛的是DCS 即Disytributed Control System 的简称，即微机分散控制系统。
这是一种基于控制技术、计算机技术、通信技术、图形显示技术的控制系统。用来对火电生
产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制。它使得系统控制危险性分散、可靠性高、投
资减小、维护方便。实现集中监视、操作和管理。使得管理与现场分离，管理更能综合化和
系统化，采用网络通信技术，这是DCS 的关键技术，它使得控制与管理都具实时性，并能随
时解决系统的扩充与升级问题。
这种控制技术在煤粉锅炉中取得了很好的应用效果。近年来，随着大型循环流化床锅炉的发
展，DCS 也不无例外的应用在了这种燃烧方式中来。
循环流化床锅炉和煤粉锅炉一样，在燃烧过程中，各项技术指标都要求限定在一定范围内。
为了保证燃烧过程的稳定、可靠和经济运行，在应用中不仅采用了先进的变频调整技术与计
算机技术，各DCS 厂商还应用了人工智能控制技术。国内比较成熟的厂商有新华、和利时等。
国外有ABB、HONEYWELL、SIMENSE 等。DCS 自动化主要有以下四个方面组成：热工检测、模
拟量控制、顺序控制和热工保护。DCS 能否稳定运行不仅和所采用的硬件有关，还和设计者
的设计思想有关。

锅炉的燃烧控制

循环流化床锅炉的燃烧过程是一个复杂的物理过程，对于自动控制来说是一个复杂的多
变耦合系统。

循环流化床锅炉燃烧控制的主要目的就是解决锅炉热负荷与出力之间的及时匹配。由于
循环流化床锅炉的特殊的燃烧方式，不仅要考虑其热迟滞性，还要考虑其床层温度、床层差
压和回料量的变化，以及为控制二氧化硫的排放加入石灰石后对燃烧工况的影响等。一个典
型的循环流化床锅炉的燃烧控制应包括以下功能：
负荷指令； 
主汽压调节； 


床层温度调节； 
床层差压调节； 
给煤量调节； 
一次风量调节； 
二次风量调节； 
炉膛压力调节； 
石灰石量调节； 
高压流化风量调节； 
启动燃烧器燃油流量调节； 
启动燃烧器风量调节； 
播煤风量调节； 
底灰排放量、温度调节。
其控制流程如下： 

修正及补偿
蒸汽母管压力（处理
后） 
积分计算
燃料量
处
理
器
一次风量
蒸汽实际流量（修正
过） 
处
理
器床温定值
二次风量
补偿积分计算
吸风量
蒸汽压力设定值积分计算
床温
排渣量
床层差压

通过蒸汽母管的压力（经过蒸汽母管压力调节器处理后）和蒸汽实际流量（经过温度修正） 
得出锅炉的负荷指令，作为一个燃料、氧量控制、床温、一次风量的远方给定值进行控制。
在控制燃料量的同时也引入了床温的控制。
根据循环流化床锅炉的燃烧特点，其燃烧控制系统又分为：1、燃料控制系统；2、送风及炉
膛压力控制系统；3、床温控制系统；4、床压控制系统。

燃料控制系统

锅炉主控系统发出的燃料指令即是总燃料指令，通过与总风量比较后取小值作为调节器
的设定值，保证锅炉指令增加时风量始终大于燃料量，也同时保证了先加风后加燃料、先减
燃料后减风。调节器输出煤、石灰石给定值指令。总煤量取所有落煤管煤量之合，启动燃烧
器和风道燃烧器燃油流量之合经折算成相应煤量后，加上总煤量作为总燃料量。这样才能保
证燃烧的安全和输入、输出量的平衡。
2、送风及炉膛压力控制系统

锅炉主控系统发出的风量指令即为总风量指令。总风量中一、二次风所占比例最大，同
时一次风和二次风直接影响锅炉的运行及燃烧工况。所以，总风量调节系统通过改变一、二
次风量的调节指令来保证锅炉所需配风（其中一次风量应是经过床温调节补偿过的）。锅炉主


控系统得到的总风量指令与燃料量测量值进行交叉限制后（取大值）作为总风量控制系统的
给定值，以保证负荷增加时先加风后加燃料、负荷减小时先减燃料后减风的要求，从而保证
一定的过剩空气系数。在炉膛压力调节系统中，炉膛出口压力测量值与给定值一起送入PID 
中进行运算，运算结果动作引风机耦合器（或调节挡板）执行器，从而控制炉膛出口压力满
足机组运行要求。由于循环流化床锅炉燃烧的特殊性，一次风量和二次风量发生变化时，需
经过一段时间炉膛出口压力才发生变化，因此必须把总风量（一次风机出口风量和二次风总
风量之和）的微分量作为前馈信号送入PID 控制输出中，以提高一、二次风量变化时控制系
统响应的快速性。
3、床温控制系统

循环流化床锅炉的最佳运行床温为850℃－900℃。在这一温度范围内，大多数煤都不易
结焦。石灰石脱硫剂在这个温度时具有最佳脱硫效果，并且NOX 生成量也很少。
床温调节的目的是优化和减少烟气中SO2 的含量，影响循环流化床床温的因素很多，如给煤量、
石灰石供给量、排渣量、一次风量、二次风量、返料风量等。给煤量主要用来调节主汽压力，
床温对给煤调节的影响要求并不高，因此给煤量仅为调节床温的手段之一。石灰石供给量对
床温的影响比较小，且其影响也可间接体现在给煤量上，故在构造床温控制系统时不考虑石
灰石的影响。排渣量主要用来控制床层厚度，若床层厚度基本恒定则排渣量对床温的影响也
可不予考虑。控制床温的最好手段是通过再分配燃烧室不同燃烧风风量而总风量不变保持最
佳的床温。床温测量值来自于炉膛密相区下部床温的平均值。
4、床压控制系统

床压是燃烧室内密相区床料厚度的具体表现，料层过厚时，床料的流化状态就会变差或
不能流化影响炉内的燃烧工况，严重时会造成燃烧室内局部结焦。为保证床料的正常流化，
在床料高时须加大流化风量，从而增大了辅机的电耗。料层薄时，会对布风板上的设备如风
帽、床温测点等磨损加大或使其过热损坏。并且，料层薄时，炉内的传热会恶化不能维持正
常的负荷需求。因此床料厚度的变化直接影响到锅炉的安全及经济运行，料层厚度与床压具
有一一对应关系。因此，料层厚度调节可以通过调节床压来实现。
下图是床料厚度与床压的对应关系： 

0 
100 
200 
300 
400 
500 
600 
700 
0 1960 3920 5880 7840 9800 
床料压差Pa 
布风板上静止床料高度mm 

床压在炉膛密相区通过差压进行测量，大型循环流化床锅炉一般分左、右两侧，该测量
平均值作为床压的测量值，此信号与由运行人员设置的床压给定值相比较后，通过调节器控
制投用的冷渣器进渣调门的开度，改变燃烧室炉床排渣量，从而维持床压在给定值。
锅炉的各输入、输出参数具有很大的延时，且各参数是在实时变化的，难以建立精确的数学
模型。因此，必须加入大量的补偿和修正，使其达到自适应控制。以保证锅炉运行的机动性、
经济性和安全性。

给水、蒸汽系统的控制

循环流化床锅炉的汽水系统与常规的煤粉锅炉差异不大，其控制系统的设计也大同小异。
大型循环流化床锅炉多是单元制机组，给水、蒸汽系统的自动控制系统也比较成熟。和常规
的煤粉锅炉一样，也分为汽包水位的调节和过热、再热蒸汽的调节。

汽包水位的调节

（1）汽包水位的稳定程度反映了给水流量与蒸汽流量之间的平衡关系。锅炉汽包的水位一般
规定在汽包中心线以下100~200mm 处，允许波动范围为±50mm。汽包水位的高低直接影响锅
炉的安全运行和蒸汽品质。水位过高，汽包的汽空间就会减小，破坏了汽水分离装置的正常
工作，使蒸汽带水过多，会使汽轮机的喷嘴、叶片结垢，严重时可能使汽轮机发生水冲击而
损坏设备。水位过低，锅炉的水循环会被破坏或部分受热面干烧而过热损坏。对于大型锅炉
来讲，汽包的汽、水空间相对较小，保持汽包水位在允许的范围内波动对整个机组的安全运
行有着重要的意义。
（2）为了保持汽包水位的稳定，必须对给水流量进行调节。在调节时应保持给水流量小范围
的波动，给水流量的剧烈波动不但会影响给水管道和省煤器的安全运行还会加重给水泵的负
荷。给设备造成不必要的损坏。
汽包锅炉的汽水流程如下图： 

锅炉用水经给水泵加压后，在省煤器中吸热后进入汽包。并经过水循环管吸收炉膛中产
生的热量而变成汽水混合物在汽包中进行汽水分离产生饱和蒸汽，再经过热器加热后生成合
格的蒸汽到汽轮机中做功。

5 


3 

2 


4 
上图说明：1－调速水泵或调节阀；2－省煤器；3－汽包；4－水循环管；5－过热器； 
Q－给水流量；D－蒸汽流量

水位控制系统的目的就是调整调速水泵或调节阀1 使汽包3 中的水位在允许的范围内波
动，从而满足锅炉负荷的需要。并保持给水流量Q 与蒸汽流量D 偏差不大。这样能更好的防


止虚假水位对给水流量的影响。为了防止外扰对水位及给水流量的影响，在实际应用中还加

入了较多的温度及压力修正。
其控制流程如下： 


修正

汽

包

设定

主


处

理

器1 

单三冲量选择


修正

副


处

理

器


修正


主

处

理

器2 

给水控制系统通过调整给水旁路调节阀或给水泵耦合器执行器使汽包水位保持稳定，从
而满足机组负荷要求。汽包水位信号（一般三选后）经汽包压力信号进行校正，校正后的信
号作为汽包水位实际值；主给水流量经给水操作台前温度修正后作为主给水流量值，一级减
温水流量、二级减温水流量相加后作为总减温水流量。总减温水流量和主给水流量值相加后
作为总给水流量Q；主汽流量经温度修正后作为主蒸汽流量D。三冲量方式可在手动、自动、
串级状态下运行。

二、过热、再热蒸汽的调节

过热（再热）蒸汽温度是火力发电厂生产过程中的一个重要参数，保证过热（再热）汽
温蒸汽温度稳定对经济生产和安全生产有着重要的意义。大型循环流化床锅炉的蒸汽系统大
多为高温高压或超高压参数，过热蒸汽和再热蒸汽的温度是全机组汽水工质的最高温度。它
们的温度一般接近金属材料的允许最高温度。因此，过热蒸汽和再热蒸汽的温度上限一般不
能超过额定值的5℃；如果汽温偏低就会影响机组的热效率和汽轮机的安全运行。所以在运
行中，过热蒸汽和再热蒸汽的温度应维持在规定范围内。
影响过热蒸汽和再热蒸汽的温度的因素很多，例如，蒸汽流量、炉膛热负荷、烟气温度、烟
气所含物料的浓度、烟气的流速、过热蒸汽侧与再热蒸汽侧的烟气分配、减温水量等都会影
响过热（再热）汽温的变化。

在汽温调节中，可用改变烟气侧或减温水侧工况的方法。一般采用烟气侧作为粗调而减
温水侧作为细调的方法。

循环流化床锅炉的汽温调节和常规的煤粉锅炉的汽温调节基本相同。一般取调速级前汽
温变化作为前馈，通过修正后和设定值进行比较。
其控制流程如下： 


减
温


器

 2为过热器出口温度； 

主
处
理
器
副
处
理
器
过热器
经过修正的风量及热量
设定的温度
前馈（取自调速级
前汽温）
注：其中1为减温后温度；
减
温
阀
如果锅炉的汽温调节中有烟气挡板，还应加入烟气挡板的调节控制逻辑。其中再热蒸汽
温度的调节与过热蒸汽温度的调节控制逻辑基本相同。

三、FSSS 保护系统

FSSS 系统是Furnace Safeguard Supervisory System 简称，即炉膛安全监控系统。是
专用于火力发电机组锅炉的安全保护和燃烧器管理，它在锅炉启动、运行、停止的各个阶段
连续地监测锅炉的有关运行参数，根据锅炉防爆规程规定的安全条件，不断的进行逻辑判断
和运算，并经过逻辑判断、合理地发出动作指令，同时与有关主辅机信号合理地联锁，以保
证整个机组的安全、经济、稳定、可靠的运行。对于DCS 系统来说，它已经是不可或缺的组
成部分。是锅炉热工保护的一个组成模块。

循环流化床锅炉的安全保护侧重于燃料投运操作的正确顺序和联锁关系，以保证循环流
化床锅炉稳定燃烧。按照煤粉锅炉的习惯仍将有关循环流化床锅炉的保护功能称作炉膛安全

监控系统FSSS。

循环流化床锅炉的FSSS 保护系统和常规的煤粉锅炉相似，有以下主要功能：
主燃料跳闸MFT； 
循环流化床锅炉吹扫； 
启动油系统泄漏试验； 
循环流化床锅炉冷态启动（建立流化风和初始床料）； 
循环流化床锅炉升温控制； 
循环流化床锅炉热态启动； 
风道油燃烧器控制； 
启动油燃烧器控制； 
油燃烧器火焰检测； 

（10）煤及石灰石系统控制； 
（11）一次、二次风机、高压风机、引风机、播煤风机联锁控制； 
（12）锅炉水系统的保护； 
（13）机炉协调保护； 

一、循环流化床锅炉的MFT 

大型循环流化床锅炉的启动一般采用床下点火方式，利用热烟气加热床料使冷床料流化
并循环的状态下加热升温。在保证床下点火燃烧器无故障（经过油泄漏试验）的情况下才可
以投运床下点火燃烧器。在达到燃料安全着火温度时（根据燃料试验得到）才可以投煤。如
只靠床下点火燃烧器不能作到时，可考虑投运床上点火燃烧器。直到达到必须的温度时才可
以逐步投煤，以保证锅炉的安全运行。由此看来，循环流化床锅炉的FSSS 保护主要体现在
MFT（）主燃料切除保护上，循环流化床锅炉的MFT 主要有以下内容组成：1、引发MFT 动作
的条件；2、对燃油系统的控制；3、MFT 动作后复归的条件；4、热态启动的条件；5、首出
记忆。
（一）以下任何条件满足都将触发MFT 动作：
手动MFT； 
床温高于990℃（平均值）； 
水位异常（水位高高或水位低低）； 
炉膛压力高（一般取+2489Pa 延时5s）； 
炉膛压力低（一般取-2489Pa 延时5s）； 
所有引风机跳闸； 
所有一次风机跳闸； 
所有高压流化风机跳闸； 
所有播煤风机跳闸且旁路门未开（加一定时间延时）； 
汽轮机主汽门关闭； 
所有一次风机出口总风量小于25%额定风量延时5s； 
床温低于650℃且无启动燃烧器投入； 
超过启动时间3600s（指启动燃烧器的启动时间：在3600s 内没有着火）； 
DCS 电源消失； 

MFT 动作后将引发以下动作：1、跳闸所有给煤机；2、跳闸燃油来油速断阀；3、跳闸石
灰石给料系统；4、关闭汽轮机主汽门；5、关闭减温水总门且闭锁开指令；6、如没有“热态
启动”的条件存在，则发出“锅炉吹扫”逻辑。
二、对锅炉燃用油的控制

循环流化床锅炉的燃用油系统并不比煤粉锅炉的简单，它主要的作用是在锅炉启动初期
对锅炉内的固体物料进行加热，使固体物料的温度能达到煤的安全燃用温度。如果油系统存
在泄漏或启动燃烧器事故熄灭后不能正确及时的关闭相应的油阀门，则有可能造成点火风道
或炉膛爆炸。因此对燃用油的控制是必要的。

循环流化床锅炉的燃用油控制包括油系统泄漏试验、燃烧器熄火保护及锅炉的点火功能。
1、油系统泄漏试验主要是对锅炉的燃用油管道、阀门、管道上的流量计和一些附带承压
部件的压力试验。以检验其承压性能和严密性。

2、燃烧器的熄火保护是为了如果油燃烧器熄灭（火检检不到火）后能及时的关闭该油燃
烧器的进、回油速断阀并开启其蒸汽吹扫阀，进行油管道的程控吹扫，这个吹扫称为后吹扫。
在后吹扫时应进行高压打火，以便管道中的积油在吹出管道时着火，避免燃油在管道中长时
间积存或油吹出管道后在点火风道（炉膛）中积存，造成不必要的爆炸或爆燃。

在油燃烧器投用前也应对该油燃烧器进行程控吹扫，这个吹扫称为前吹扫。在前吹扫时
可以不进行高压打火,主要是对管道中的杂质进行吹扫，以保证管道的畅通。在这个过程还可
以对油燃烧器进行预热使燃烧器能更顺利的着火。

3、在燃油压力（适用于机械雾化）低于雾化压力时，燃油控制系统应关闭该油系统的来
油速断总阀。


4、点火助燃风丧失（低于一定值）时，燃油控制系统应关闭该油系统的来油速断总阀。

5、在锅炉MFT 信号发出时，燃油控制系统应关闭该油系统的来油速断总阀。

6、在来油速断总阀关闭时，燃油控制系统应联锁关闭各油燃烧器（油枪）的各进、回油
速断阀及各进、回油管道的吹扫蒸汽阀。

7、锅炉的点火功能是在锅炉满足点火条件后能进行程控点火。在锅炉点火前，应具备点
火条件，这些条件有： 

（1）油压正常； 
（2）油系统泄漏试验成功； 
（3）风量满足要求； 
（4）MFT 复归
（5）火检器冷却风正常
当点火条件满足后，可以通过自动或手动点火。
自动方式：可按事先选择的程序实现自动点火。在控制显示画面上单击油枪编号，启动
点火键，点火将按如下顺序自动进行，即进油枪（如为固定式油枪则无此步）→开吹扫阀→ 
吹扫延时→关吹扫阀→开进油阀同时启动点火器打火→打火延时如果油枪点燃，测为点火成
功，否则为点火失败，点火失败后自动按照关油阀→开吹扫阀→启动点火器打火→吹扫延时

→关吹扫阀→退出油枪（如为固定式油枪则无此步）。点火成功后则自动退出点火器。
手动点火方式即将上述步骤远方手动进行或就地手动进行，为保证点火安全，其步骤不可省
略。
三、必须满足以下条件才能使MFT 复归： 

1、完成锅炉吹扫。锅炉的吹扫目的是在点火前要吹去炉膛、点火风道和烟道内可燃混合物， 
以防止点火时引起爆燃，在启动吹扫前，应满足炉膛吹扫许可条件，这些条件有： 

（1）、必须是MFT 动作15s 后进行；
（2）、锅炉无任何MFT 动作条件存在；
（3）、锅炉无任何燃料进入炉膛或点火风道；
（4）、进入锅炉的风量符合要求；
（5）、MFT 未复归；
2、锅炉具备热态启动的条件；
3、锅炉无任何MFT 动作条件存在；
四、锅炉的热态启动应满足以下条件：
锅炉无任何MFT 动作条件存在；
床温不低于650℃；
流化风量符合要求；
播煤风量符合要求；
五、MFT 动作后，应在监视器上显示其动作触发的原因称为首出记忆，以便运行人员及时的
对事故作出判断和进行事故处理。
电厂技术术语英文缩写


简写全称汉语
A/D Analogue/Digital 模/数
A/M Auto/Manual 自动/手动
AC Alternating Current 交流电
ADS Automatic Dispatching System 自动调度系统
AGC Automatic Generating Control 自动发电系统
ASS Automatic Synchronising System 自动同期系统
ATC Automatic Turbine Control 汽轮机自动控制
AVR Automatic Voltage Regulator 自动电压控制
BMS Burner Management System 燃烧器管理系统
BMCR Boiler Maximum Continue Rating 锅炉最大连续出力
BP Bypass 旁路
CCS Coordinated Control System 协调控制系统
CFB Circulating Fluidize Bed 循环流化床
CIV Combined Intermediate Valve 中联门
CLD Central Load Dispatcher 负荷调度中心
Cond Condenser 凝结器
CPU Central Processing Unit 中央处理单元
CRT Cathode-Ray Tube 显示器
CT Current Transformer 电流互感器
CV Check Valve 逆止门
DAS Data Acquisition System 数据采集系统
DC Direct Current 直流电
DCS Distributed Control System 分散控制系统
DEH Digital Electro-Hydraulic(Control) 数字电液控制系统
DPU Distributed Processing Unit 分散处理单元
ECR Economic Continue Rating 经济连续出力
EBOP Emergency Bearing Oil Pump 紧急润滑油泵
EMS Energy Management System 电能管理系统
EOP Emergency Oil Pump 事故油泵
EPROM Electrically Programmable Read Only Memory 可编程只读存储器
ES Engineering Station 工程师站
ETS Emergency Trip System 汽机紧急跳闸系统
EWS Engineering Work Station 工程师工作站
FATT Fracture Appearance Transition Temperature 脆性转变温度
FCB Fast Cut Back 快切
FD Flame Detestor 火焰检测器
FDF Forced Draft Fan 送风机
FSSS Fuel Safeguard Supervisory System 锅炉安全监测系统
FWCS Feed Water Control System 给水控制系统
HPSV High Pressure Stop Valve 高压截止门
ICV Intercept Control Valve 中压控制门
GPS Global Positioning System 全球定位系统


IDF Induced Draft Fan 引风机
IGCC Integrated Gasification Combined Cycles 整体煤气化联合循环
IP Intermediate Pressure 中压
ISV Intermediate Stop Valve 中压控制门
IPSV Intermediate Pressure Stop Valve 中压控制门
IV Intermediate Valve 中压门
MCC Motor Control Center 电动机控制中心
MCR Maximum Continue Rating 最大连续出力
MEH Micro Electro-Hydraulic(Control) 微机电液控制
MFT Master Fuel Trip 主燃料切除
MIS Management Information System 管理信息系统
MOP Main Oil Pump 主油泵
MOV Motor Operation Valve 电动门
MSG Minimum Stable Generation 电波稳定负荷
SOP Seal Oil Pump 密封油泵
OFT Oil Fuel Trip 油燃料跳闸
OPC Overspeed Protection Control 超速保护
PID Proportional-Integral-Differential 比例积分微分
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition 监控与数据采集系统
PLC Programmable Logic Control 可编程控制
PRV Pressure Reducing Valve 减压门
RSV Reheater Stop Valve 再热主汽门
RTU Remote Terminal Unit 远方终端单元
SCS Sequence Control System 顺序控制系统
SOE Sequence Of Event 事故顺序
TSI Turbine Supervision Instrument 汽机监测仪表
UPS Uninterrupted Power Supply 不间断供电系统
VWO Valve Wide Open 阀门全开
GV Governing Valve 调节门
PSS Power System Stsbilizer 电力系统稳定
OA Operator Automatic 操作员自动
第三章循环流化床锅炉本体
如下图所示： 
锅炉侧视图： 


锅炉俯视图： 

第一节 炉膛 
炉膛可以说是整个循环流化床锅炉系统的心脏，循环流化床锅炉的炉膛结构主要包括以
下几个方面： 
（1） 炉膛的截面尺寸，炉膛高度等； 
（2） 炉膛内受热面的布置； 
（3） 炉膛内各开孔的结构及位置； 
（4） 循环流化床的布风装置等； 
下面，我们介绍一下比较典型的DG–440/13.7–II流化床锅炉的炉膛结构： 
燃烧室由水冷壁前墙、后墙、两侧墙构成，宽15240mm，深6705.6 mm，确定炉膛长、
宽、深度时，主要考虑各受热面的布置及分离器的的位置，此外还必须注意当炉膛深度过大
会影响二次风的穿透能力，二次风不能充分对稀相区燃烧进行扰动，保证燃烧应具备的足够
的氧量。炉膛高度也是一个关键参数，合适的炉膛高度应能： 
（1） 保证分离器不能捕集的细粉在炉膛内一次通过时全部燃烧尽； 
（2） 炉膛高度应能够容纳全部或大部分蒸发受热面或过热受热面； 
（3） 保证回料机构料腿一侧有足够的静压头，使返料能够连续均匀地进行； 
（4） 保证锅炉在设计压力有足够的自然循环； 
（5） 炉膛高度和循环流化床锅炉的尾部烟道内布置的对流受热面所需高度
相一致； 

（6） 应能保证脱硫所需最短气体停留时间。
炉膛在结构上分为风室水冷壁、水冷壁下部组件、水冷壁上部组件、水冷壁中部组件、
水冷分隔墙。
来自暖风器的一次风经过一次风机升压到10Kpa 以上，两侧一次风通过一次风道平衡后
进入燃烧室底部的水冷风室，风室底部是前墙管拉稀形成，是Ф60 的水冷壁管加扁钢组成的
膜式壁结构，加上两侧水冷壁及水冷壁及水冷布风板构成了水冷风室，水冷风室内壁设置有
较薄的耐火、绝热材料层，以满足锅炉启动进870℃左右的高温烟气冲刷的需要，水冷布风
板、耐火层把水冷风室和燃烧室相连，为了保证水在水冷壁管内能够循环起来，布风板由
Ф82.55 mm 的内螺纹管加扁钢焊接而成，扁钢上设置有密度很大的定向风帽，其用途是让一
次风均匀流化床料，同时把较小颗粒及入炉杂物排向出渣口，布风板标高为7000mm 。

整个炉膛从结构上分为上、下部分，下部纵向剖面由于前后墙水冷壁与水平面相交而成
为梯形，水冷壁前墙、后墙和两侧墙的管子节矩均为80mm，规格为Ф60，燃烧主要在下燃
烧室，即水冷壁下部组件，这里床料最密集、运动最激烈、燃烧所需的全部风和燃料都由该
部分输送到燃烧室内，除了一次风由布风板进入燃烧室外，在炉膛的前后墙还布置有成排的
二次风口，可灵活调节上、下层二次风风量。二次风口可将床层分为密相床层和稀相床层， 
二次风口的位置决定了密相区的高度。密相区的作用是使燃料部分燃烧及气化和裂解，同时
作为偖热装置。密相区越高，床层燃烧的的稳定性越好，但若密相区太高，则会增加一次风
机的电耗。所以本机组二次风口一般在布风板上面1.5 米左右。炉膛上层二次风单侧为8 个， 
下层二次风口单侧为10 个。

炉膛下部侧墙布置有冷渣器与燃烧室的几个接口：冷却仓排气入口、选择仓排气入口、
炉膛排渣口，另外，在炉膛前墙处分别设置了六个给煤口和三个石灰石口，用于测量床料温
度和床层压力的测量组件也都安装在这一区域中，来自旋风分离器的再循环床料通过“J”阀
回到燃烧室底部。给煤口一般布置在敷设有耐火材料的下部还原区，并尽可能远离二次风入
口点，从而使细煤颗粒被高速气流夹带前有尽可能长的停留时间。排渣口主要用于床层的最
低部排放床料，它的主要作用有二个：一是维持床内固体颗粒存料量；二是维持颗粒尺寸， 
不使过大的颗粒聚集于床层低部而影响运行。排渣管布置在床层的最低点，本机组布置在两
侧炉壁靠近布风板处，属于侧面排渣。

在燃烧室内布置了一片双面受热的水冷分隔墙，从而增加了传热面，水离开锅筒，通过
四根集中下降管到水冷分隔墙及前、后、两侧墙水冷壁下集箱，向上流经水冷壁及水冷分隔
墙受热面，从水冷壁及水冷分隔墙上集箱出来后通过汽水连接管回到锅筒。

燃烧室的中部、上部由膜式水冷壁组成，在此，热量由烟气、床料传给水，使其部分蒸
发，这一区域也是主要的脱硫反应区，在这里，氧化钙CaO 与燃烧生成的二氧化硫反应生成
硫酸钙CaSO4，在炉膛顶部、前墙回炉后弯曲形成炉顶，管子与前墙水冷壁出口集箱在炉后相
连，前、后墙出口集箱各一个，标高同为43300mm，侧墙出口集箱标高为42970mm。

为了防止受热面管子磨损，在下部密相区的水冷壁，炉膛上部烟气出口附近的后墙，两
侧墙和顶棚以及炉膛开孔区域，炉膛内屏式受热面倾斜及转弯段，水冷分隔墙均敷设有耐磨
材料，耐磨材料均匀采用销钉固定，炉内屏式受热面敷设耐磨材料区域与受热面间交界处， 
其上、下一定范围内受热面表面采用贴钢板堆焊结构。

第二节旋风分离器

旋风分离器是循环流化床锅炉的核心部件之一。其主要作用是将大量的高温固体物料从
炉膛出口的气流中分离出来。通过返料装置送回炉膛，以维持燃烧室快速流态化状态，燃料
剂和脱硫剂多次循环，反复燃烧和反应。

一． 旋风分离器的种类
目前旋风分离器的种类比较多，按使用条件的不同，分离器可分为三大类：高温分离器、


中温分离器、低温分离器。而高温旋风分离器又可分为

（1）绝热材料制成的高温旋风分离器，分离器内部有防磨层和绝热层。此类型的分离装
置占了已运行的和正在建造的循环流化床分离装置的绝大部分。此类型的分离器在小型流化
床锅炉中运用的较多，运行情况相对稳定，但此旋风分离器体积较大，受旋风分离器最大尺
寸的限制，且旋风分离器工作温度较高，需用的耐火和保温材料较厚，启动时间长，而且相
对而言散热损失也大，如果燃烧组织不良，还会在旋风分离器内产生二次燃烧。
（2）水冷、汽冷高温旋风分离器，整个分离器设置在一个水冷或汽冷腔室内，此只类型
的旋风分离器是由Foster Wheeler 公司提出的，采用这种旋风分离器不需要很厚的隔热层。
目前容量较大的流化床锅炉已广泛采用此类分离器。
二． DG440/13.7-Ⅱ2 型流化床锅炉汽冷式旋风分离器的肘部结构，附图3-3. 

DG440/13.7-Ⅱ2 流化床锅炉在炉膛出口与后部烟道之间布置有两台汽旋风分离器，旋风
分离器上半部分为圆柱形，下半部分为锥形。烟气出口为圆筒形钢板件，形成一个端部敞开
的圆柱体，长度几乎伸至旋风分离器圆柱体一半位置。细颗粒和烟气先旋转下流至圆柱体的
底部，而后向上流动离开旋风分离器，粗颗粒落入直接与旋风分离器相连接J 阀回料器立管。

旋风分离器为膜式包墙过热器结构。其顶部与底部均与环形联箱相连，墙壁管子在顶部
向内弯曲，使得在旋风分离器管子和烟气出口圆筒之间形成密封结构。其内部流动的冷却介
质为经过旋风分离器进口烟道受热面加热过的过热蒸汽，过热蒸汽先由分离器进口烟道的受
热面的出口联箱经导汽管引至旋风分离器下部环形联箱，后经包覆在分离器四周的200 根
Φ42 的管子，受热后引至上部环形联箱，后经导汽管进入侧包墙过热器，旋风分离器的上、
下环形联箱均为Φ273。

旋风分离器的内表面敷设有防磨材料，其厚度距管子外表面25mm。中间部分为绝热耐火
层，最外层是钢制外壳。
旋风分离器的中心筒由高温、高强度、抗腐蚀、耐磨损的RA-253mA 钢板卷制而成。

三． 汽冷式旋风分离器相比较其它形式的分离器，具有以下的优点： 
（1） 耐火材料的用量大大减少，厚底由钢板式内斑纹形式旋风分离器的300~400mm 
降至25mm，不仅能缩短启停时间和承担一定的热负荷，而且大大降低了耐火材
料量，也降低了维护检修的费用。
（2） 耐火材料用高密度销钉固定，不易脱落，运行安全可靠。
（3） 锅炉启动速度不受耐火材料升温速度的限制，负荷调节快捷，启动迅速，同时
旋风分离器的蓄热量也大为降低，锅炉启动时节省燃料。
（4） 旋风分离器中心筒采用耐高温、耐腐蚀的奥氏体钢，可靠性较高。
（5） 与炉膛之间胀差小，结构简单，具有更可靠的密封性。
（6） 汽冷式旋风分离器外壁温度较低， 锅炉散热损失减小，可提高锅炉效率，降低
运行成本。

其缺点是结构复杂，工艺要求高，成本高，价格贵。
第三节回料装置
燃烧室、分离装置和固体物料回逆装置是循环流化床锅炉有别于其他类型锅炉的主要部
件，回送装置的任务是将分离装置中分离出来的固体物料送回循环流化床锅炉燃烧室内。
外观如图所示： 


一、回料装置的用途及其分类

固体颗粒的循环量决定着床内固体颗粒浓度，固体颗粒浓度对循环流化床的燃烧、传热
和脱硫起很大作用，所以保证循环物料的稳定流动是循环流化床基础。固体物料返料装置， 
应当满足以下基本要求： 

（1） 物料流动稳定：这是保证循环流化床锅炉正常运行一个基本条件。由于固体物料温度
较高，回料装置中又有松动风，在设计时应保证在物料回送装置中不结焦，流动顺畅。
（2） 使炉膛内高温烟气不反窜到回料装置甚至烧坏回料装置。
由于循环流化床炉膛的燃烧呈正压状态，燃烧室的压力高于回料装置内压力，返料装置
将物料从低压区送到高压区，必须有足够的静压来克服其压差，既起到气体的密封作用，又
能将固体物料送回床层，对于旋风分离器，如果有烟气反窜进入返料装置，将大大降低分离
效率，从而影响物料循环和整个循环流化床锅炉的运行。

（3） 可控的物料流量
即能够稳定地开启或关闭固体颗粒的循环，同时能够调节或自动平衡固体物料流量，从
而适应锅炉运行工况变化的要求。
返料装置中的阀有机械阀和非机械阀两大类。机械阀靠机械构件的动作来达到控制和调
节固体颗粒流量的目的。但由于循环流化床锅炉中的循环物料温度较高。机械阀的工作环境
较为恶劣，所以现在循环流化床锅炉很少采用机械阀。

非机械阀无需任何外界机械力的作用，仅采用气体推动固体颗粒运动，高温工作条件下
简单、可靠地输送固体物料。非机械阀的形式主要包括L 阀、V 阀、换向密封阀、J 阀、H 
阀等。由于DG440/13.7-Ⅱ2 型锅炉采用的为“J”阀回料器，下面着重介绍一下J 阀回料器的
结构及工作过程。
二、J 阀回料器的结构及工作过程

汽冷式旋风分离器分离的床料和灰向下流经衬有耐火材料的回料立管排出到“J”阀。“J” 
阀回料器共两台，对应布置在每台旋风分离器的下方，支撑在构架梁上。分离器与回料器间， 
回料器有下部炉膛间均为柔形膨胀节连接。它有两个关键功能，使再循环床料从旋风分离器
连续稳定的回送到炉膛，提供旋风分离器的负压和下燃料室正压之间的密封。分离器的静压
非常接近大气压，而燃料回料点由于一次风和二次风，压力非常高，故必须实现他们之间的
密封，否则，燃烧室烟气将回流到分离器。“J”阀通过分离器底部出口的物料在立管中建立


的料位差，来实现这个目的，物料返送的动力源于回料器上升段和下降段的不同配风，使上
升段和下降段呈现不同的流态化。回料器有三台高压“J”阀风机负责，正常两台运行，一台
备用。“J”阀风通过底部风箱作为高压流化风及立管上的四层松动风进入“J”阀，并有手动
和电动调节阀分配风量，实现定量送风，在立管上设有压力测点，实现对压差的监控。J 阀上
方布置有启动物料的补充入口，J 阀回料器下部设置了事故排渣口，用于检修情况下的排渣， 
但未纳入排渣系统。

第四节布风装置

布风装置是锅炉流态化燃烧的主要部件，布风装置主要有两种类型：即风帽式和密孔板， 
随着我国循环流化术锅炉的大型化，密孔板式布风装置应用的范围越来越小，现在大型循环
流化床锅炉多采用布帽式布风板。图3-4 为典型的风帽式布风装置。
一、风帽

风帽是流化床锅炉实现均匀布风以及维持炉内合理的气固两相流动和锅炉的安全经济运
行的关键部件。随着循环流化床锅炉技术的发展，出现了多种结构形式的风帽，主要有小孔
径风帽、大孔径风帽及定向风帽等。目前循环流化床锅炉趋向于采用小直径大孔径风帽。
DG440/13.7-Ⅱ2 型循环流化床锅炉采用的即是大直径г型定向风帽，以减少风帽个数。运行
经验表明，这种布置方式对流化床质量影响不大，但大直径、大孔径风帽帽头磨损严重，风
帽之间的大颗粒更容易沉积，实际循环流化床锅炉运行时往往形成一些大的渣块，为了使这
些渣块能够被有控制地排出床外，锅炉采用了定向风帽。其基本用途：一是定向吹动，有利
于大渣块的排出；二是增加床层底部料层的扰动。如图所示为单向风帽： 


开孔率是风帽设计的一个重要参数。开孔率是指各风帽小孔面积的总和Σf 与布风板有效
面积Ab 的比值，以百分率表示，即η=（Σf/Ab）×100%) 。

一个稳定的流化床层要求布风板具有一定的压降，一方面使气流在布风板下的速度分布
均匀，另一方面可以抑制由于气泡和床层起伏等原因引起颗粒分布和气流速度分布不均匀， 
布风板压降的大小与布风板上风帽开孔率的平方成反比。但布风板的压降给风机造成了压头
损失与电耗，因此布风板设计中考虑维持均匀稳定床层需要的最小布风板压降。根据运行经
验，布风板阻力为整个层阻力（布风板阻力加料层阻力）的20%~30%，可以维持床层稳定的
运行。
二、布风板

布风板的作用是支承风帽和隔热层，并初步分配气流。布风板的截面形状大小决定于密


相区底部段的截面，厚度为30~40mm 的整块铸铁板或分块组合而成的。不论布风板的形状是
矩形的或圆形的，节距的大小取决于风帽的大小及风帽的个数与气流的小孔速度，为了便于
固定和支撑，板布风板的实际加工尺寸要大一些。当采用多块钢板拼接时，必须用焊接或用
螺栓连接成整体，以免受热变形，产生扭曲。漏风和隔热层裂缝。

布风板一般有水冷式布风板和非水冷式布风板两种。DG440/13.7-Ⅱ2 型锅炉采用的便
是水冷式布风板。大型流化床锅炉一般采用热风点火，要求启停时间短，变负荷快。为适应
这些要求，消除热负荷快速变化对流化床锅炉燃烧系统带来的不利影响，采用水冷布风板是
十分重要的。水冷式布风板采用膜式水冷壁管拉稀伸长形式，在管与管之间的鳍片上开孔， 
布置风帽，如图。


第五节汽水系统及烟风系统
一、DG440/13.7-Ⅱ2 型循环流化床锅炉的汽水系统，图：



锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、汽包、水冷系统、汽冷式旋风分离器进口烟道、汽
冷式旋风分离器，HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低
温再热器、屏式再热器及连接管道。 
锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上经过水平布置的省煤器管
组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管到锅筒。在启动阶段没有给水流入锅筒时，省煤
器再循环系统可以将锅水从锅筒引至省煤器进口集箱，防止省煤器管子内的水停滞汽化。 
DG440/13.7-Ⅱ2 型锅炉为自然循环锅炉，锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出
的方式。给水引入锅筒水室间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷分隔墙。
锅水在向上流经炉膛水冷壁、水冷分隔墙的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出
口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进
行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。 
集中下降管及下水连接管布置图如下： 

饱和蒸汽从锅筒引出后，由饱和蒸汽连接管引入汽冷式旋风分离器入口烟道的上集箱， 
下行冷却烟道后由连接管引入汽冷式旋风分离器下联箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接
管从分离器上集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行冷却侧包墙后进入侧包墙下联箱，由包
墙连接管引入前、后包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包
墙下联箱，即低温过热器进口联箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉
两侧连接管引至炉前屏式过热器进口联箱，流经屏式过热器受热面后，从锅炉两侧连接管返
回到尾部竖井后烟道中的高温过热器，最后合格的过热蒸汽由高温过热器出口联箱两侧引出。 
再热蒸汽从汽机高压缸排汽来，从尾部竖井前烟道低温再热器进口联箱引进，流经两组
低温再热器，由低温再热器出口降箱引出，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口联箱， 
逆流向上冷却屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口联箱两侧引出，到
汽机中压缸中联门去。 
锅筒位于炉前顶部，横跨炉宽方向。锅筒起着锅炉蒸发回路的贮水器的功用，在它内
部装有分离设备以及加药管，给水分配管和排污管，锅筒内部设备的设置如图所示。 
锅筒内径为1600mm，筒身直段长12.3m(不包括球形封头)。其内部设备主要有: 
卧式汽水分离器---共94只，两排平行布置。 
干燥箱--------------“W”型立式波形板干燥箱，共34只。 
给水分配管--------给水管单端引入锅筒，用三通接出两根沿锅筒长度的多孔管分配水。 
连续排污管--------为多孔管，在锅筒中部用三通汇成单根后由一端引出。 

加药管--------------与汽包等长，在其底部开有小孔。特殊的化学物质，通常为磷酸三
钠经外部化学品供给系统的泵进入锅筒，并与炉水在锅筒中彻底混合，以实现所要求的化
学控制指标。

沿整个锅筒直段上都装有弧形挡板，在锅筒下半部形成一个夹套空间。从水冷壁汽水
引出管来的汽水混合物进入此夹套，再进入卧式汽水分离器进行一次分离，蒸汽经中心导
筒进入上部空间，进入干燥箱，水则贴壁通过排水口和钢丝网进入锅筒底部。钢丝网减弱
排水的动能并让所夹带的蒸汽向汽空间逸出。

蒸汽在干燥箱内完成二次分离。由于蒸汽进入干燥箱的流速低，而且汽流方向经多次
突变，蒸汽携带的水滴能较好地粘附在波形板的表面上。并靠重力流入锅筒的下部。经过
二次分离的蒸汽流入集汽室，并经锅筒顶部的蒸汽连接管引出。分离出来的水进入锅筒水
空间，通过防漩装置进入集中下水管，参与下一次循环。

锅筒水位控制关系到锅炉的安全运行，因此，这里必须对锅炉的几个水位作一下说明。

由于锅筒是静止设备组合，如卧式分离器、百叶窗分离器等，对于这些设备，操作员
都不能直接操作。操作员只能调节给水泵或给水调节阀，控制汽包水位来影响锅炉运行。
本锅炉正常水位在锅筒中心线下76mm 处，高于或低于此水位的长期运行将影响分离器的
性能。如果锅筒水位高于正常水位的125mm（最高安全水位或高报警水位），DCS 发出警
报；如果高于200mm（最最高水位或高水位跳闸），锅炉自动停炉。低水位时也会使分离
器效率降低，湿蒸汽离开汽包进入过热器系统。如果锅筒水位低于正常水位的200mm（最
低安全水位或低警报水位），DCS 发出警报；如果低于280mm（最最低水位或低水位跳闸）， 
锅炉自动停炉。蒸汽夹带的水份会导致固体杂质沉积在过热器管壁和汽轮机叶片上，对汽
轮机的安全经济运行产生重大影响。故DCS 和操作员应经常监视锅筒水位。高水位引起卧
式分离器内水泛滥，降低汽水分离能力。

为正确监视锅筒水位，锅筒设置了： 

三个单室平衡容器水位计：锅筒筒身上一个，左右封头上各一个，与压差变送器配套
使用，对汽包水位进行监控，并对外输出水位变化时的压差信号。其工作原理是：单室平
衡容器水位计由水位－压差转换装置（平衡容器）和差压测量仪表两部分组成。平衡容器
将水位的变化转换成压差的变化，用差压计测出压差，并将压差转换成电信号，显示出汽
包水位值。需要注意的是，这种水位计在锅炉启、停时误差特别大而不能使用，只有在锅
炉的各种参数趋于稳定时才能正确反映汽包水位值。水位自动中水位值指的是平衡容器水


位计表示的值。

无盲区云母双色水位表：选用了长春锅炉仪表厂的B69H－16－W 型，安装于锅炉汽
包两侧，左右封头各一，作就地水位计，监视、校核汽包水位； 
电接点水位计：选用了长春锅炉仪表厂的DQS-76 型，安装于锅炉汽包两侧，左右封头
各一，有24 个电接点，具有声光报警，闭锁信号输出等功能，作为高低水位报警和指示、保
护用。电接点水位计的优点是：在锅炉启、停时，即压力额定值时，它也能够正确反映汽包
水位；另外其构造简单，体积小，维修量小。其工作原理是利用汽与水的导电率不同来测量
水位的，由水位容器、电极和测量显示器和测量线路组成。
低温过热器位于尾部对流竖井后烟道下部，低温过热器由一组沿炉体宽度方向布置的
92 片双绕水平管圈组成，顺列、逆流布置，管子规格为.51mm 。

低温过热器管束通过固定块固定在尾部包墙上，随包墙一起膨胀，蒸汽从中间包墙下
集箱引入，与烟气呈逆向流动经过低温过热器管束后进入低温过热器出口集箱，再从出口
集箱的两端引出。

低温过热器采取常规的防磨保护措施，每组低过管组入口与四周墙壁间装设防止烟气
偏流的阻流板，每组低过管组前排管子迎风面采用防磨

从低温过热器出口集箱至位于炉膛前墙的屏式过热器进口集箱之间的蒸汽连接管道上
装设有一级喷水减温器。其内部设有喷管和混合套筒。混合套筒装在喷管的下游处, 用以
保护减温器筒身免受热冲击。减温水管路上装有温度和流量测量装置以测量进入减温器的
喷水量和减温器前的温度。筒体规格为.325mm 。

屏式过热器共六片，布置在炉膛上部靠近炉膛前墙，过热器为膜式结构，管子节距

76.2mm,，每片共有36 根.42mm 的12Cr1MoVG 管，在屏式过热器下部3450mm 范围内设
置有耐磨材料，整个屏式过热器自下向上膨胀。
炉膛上部布置有.325mm 的屏式过热器出口集
从屏式过热器出口集箱至位于尾部对流竖井后墙的高温过热器进口集箱之间的蒸汽连

接管道上装设有二级喷水减温器。过热蒸汽温度在二级喷水减温器中进一步得以调整。二
级减温器的结构与一级减温器基本上是相同的。筒体规格为.325mm 。
蒸汽从二级喷水减温器出来经连接管引入布置在尾部后烟道上部的高温过热器进口集
箱。高温过热器为.51mm 双绕蛇形管束，管束沿宽度方向布置有92 片。

高温过热器管束通过固定块固定在尾部包墙上，随包墙一起膨胀，蒸汽从炉外的高温
过热器进口集箱的两端引入，与烟气呈逆向流动经过高温过热器管束后进入高温过热器出
口集箱，再从出口集箱的两端引出。


高温过热器采取常规的防磨保护措施，每组高过管组入口与四周墙壁间装设防止烟气
偏流的阻流板，每组高过管组前排管子迎风面采用防磨盖板。

在低温再热器进口集箱之前装设有二次汽事故喷水减温器。其内部设备和过热器系统
喷水减温器相同，目的是为了保护再热器不超温。减温水管路上同样装有温度流量测量装
置以测量进入减温器的喷水量和减温器前的温度。筒体规格：.426mm， 

低温再热器管束通过固定块固定在尾部包墙上，随包墙一起膨胀，由汽机过来的低压
蒸汽由两端引入低温再热器进口集箱，与烟气逆流向上流动经过低温再热器管束后进入低
温再热器出口集箱，再从出口集箱的两端引出。

低温再热器由两组沿炉体宽度方向布置的92 片三绕水平管圈组成，顺列、逆流布置， 

管子规格.57mm 。
低温再热器采取常规的防磨保护措施，每个管组入口与四周墙壁间装设防止烟气偏流
的均流孔板，管组第一排管子迎风面采用防磨盖板。

从低温再热器出口集箱两侧至位于炉膛前部的屏式再热器进口集箱之间的蒸汽连接管
道上装设有二次汽微喷减温器，作为微调和尾部烟道烟气挡板一起对再热汽温起到调节作
用。二次汽微喷减温器的结构与二次汽事故减温器基本上是相同的。筒体规格为.426mm 。

屏式再热器共四片，布置在炉膛上部靠近炉膛前墙，再热器为膜式结构，每片共有29 
根.76mm 的管子，在屏式再热器下部3050mm 范围内设置有耐磨材料，整个屏式再热器

自下向上膨胀。
屏式再热器进、出口集箱采用.426mm 。
二、DG440/13.7-Ⅱ2 型循环流化床锅炉的烟风系统，如图。


从一次风机出来的空气分成三路送入炉膛。第一路，经一次风空气预热器加热后的热风
进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在风板上的风帽使其流化，并行向上通过炉膛的气固两
相流；第二路，经过空气预热器的冷风向冷渣器提供流化风，冷渣器出风作为二次风引到炉
内；第三路，热风经播煤增压风机后，用于炉前气力播煤，二次风机供风分为两路，第一路
经预热器后的二次风直接经炉膛上部的二次风箱分级进入炉膛。第二路，一部分未经预热的
冷二次风作为给煤皮带的密封用风。 
烟气及其携带的固体粒子离开炉膛通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风
分离器，在分离器里绝大部分物料颗粒从烟气中分离出来，另一部分烟气则通过旋风分离器
中心筒引出，由分离器出口烟道引至尾部竖井烟道，从前包墙及中间包墙上部的烟窗进入前
后烟道并向下流动，冲刷其中的水平对流受热面管组，将热量传递给受热面，而后烟气流经
管式空气预热器进入除尘器，最后由引风机通过烟囱，排入大气。 
“J”阀回料器共配备有三台高压头的“J”阀风机，每台风机出力为50%，正常运行时，其
中两台运行，一台备用。风机为定容式，因此回料风量的调节是通过旁路将多余的空气送入
一次风第一路风道内而完成的。 
尾部对流烟道断面为11811mm（宽）×5080mm（深），烟道上部由膜式包墙过热器组
成，尾部竖井由中间包墙将烟道一分为二，包墙底部标高35540mm，此标高以下竖井烟道
四面由钢板包覆。尾部对流烟道内布置有空气预热器、省煤器、初级过热器和高温过热器
水平管组以及低温再热器水平管组。 

包墙过热器四面墙均由进口及出口集箱相连，在包墙过热器前墙上部烟气进口及中间

包墙上部烟气进口处，管子拉稀使节距由127mm 增大为381mm 形成进口烟气通道；前、

后墙管上部向中间包墙方向弯曲形成尾部竖井顶棚，前、中、后墙及两侧包墙管子规格均

为Φ51mm，前墙及中间包墙入口烟窗吊挂管为Φ63.5mm 的管子。除了中间包墙上、下集

箱规格为Φ273mm 外，其余包墙过热器集箱均为Φ219mm 。

空气预热器采用卧式顺列四回程布置，空气在管内流动，烟气在管外流动，位于尾部

竖井下方双烟道内。

每个回程的管箱上部两排、左右两侧和下部各两排管子的规格为1-1/4 inch，其余管子

的规格为.40mm，沿烟气流向前两个回程及第三回程管箱采用材质为Q215-A 的管子，最

后一个回程的管箱下部采用材质为09CuPCrNi-A 的耐腐蚀考登钢钢管。

各级管组管间横向节距为80mm，纵向节距为60mm，每个管箱空气侧之间通过连通箱

连接。一、二次风由各自独立的风机从管内分别通过各自的通道，被管外流过的烟气所加

热。一、二次风道沿炉宽方向双进双出。

烟气和空气呈交叉布置，出口风温约为256℃ 

第四章循环流化床锅炉的辅助系统

循环流化床锅炉和常规的煤粉锅炉一样，有着复杂的辅助系统。辅助系统的运行状态及
完好程度直接影响锅炉的安全运行。
第一节风机

循环流化床锅炉很少有机械部分，床料的流化、炉渣的排放、烟灰的输送、石灰石的输
送以及煤的播撒等都是靠风来实现的，所以循环流化床锅炉有着比煤粉锅炉更多的风机，风
机的运行情况直接关系着循环流化床锅炉能否安全、经济的运行。

一、一次风机

循环流化床锅炉中，一次风机的是用途最多也是功率最大的一个风机。一次风机都是高
压的大容量离心风机。一次风机送出的风主要是进入一次风室，通过布风装置（风帽）进入
炉膛，使炉膛内的床料流化。一次流化风是炉内热量的主要传递和携带介质。一次风速的大
小决定着床料的流化情况和炉内床温的调节情况。一次风还是点火风机和播煤风机的风源， 
因此，一次风的用量在循环流化床锅炉中是最大的，占总风量的65%以上。在循环流化床锅
炉的空气预热器的进口的阻力是比较在的，在空气预热器的进口烟道的振动也是所有烟道中
振动中最大的。在此处一般都装有导向装置，以减小其振动，在运行时也应在不影响其流量
的前提下尽量减小一次风的压头。

440T/H 的循环流化床锅炉的一次风机的功率一般都在1400Kw 以上，压头最高能达到
20Kpa 以上。其电动机的前后轴承都有专用的油泵供油，并且，为保证其润滑的良好，润滑
油的温度应严格控制在规定范围内。一次风机的调节有采用进口调节挡板调节方式的，也有
采用液力偶合器调节方式的。液力偶合器调节方式使风机的特性曲线更平滑，也可以减少风
机的喘振发生。

二、调整装置

（1）液力偶合器

调速型液力偶合器是一种依靠液体动能传递扭矩，依靠调节腔内充液度进行调速的柔性
传动装置。它具有改善传动品质和节约能源双重功能，优点突出。
液力偶合器调节方式作为大功率转动机械的变速调节机构，现在已得到广泛的应用。其结构
如下： 


液力偶合器带有完整的工作油和润滑系统，工作油和润滑油都用同一种油，合用一个
置于偶合器下部的油箱。工作油泵与润滑油泵共用一个油泵，由输入轴经过传动齿轮带动。
油泵输出的油分别经过冷油器后分为二路，其中一路通过供油腔进入液力偶合器内，输入轴
上有泵轮，其转动把油传给输出轴的涡轮从而使输出轴转动，油腔的油越多则输出轴转动越
快，油腔的油多少靠灼管来控制，勺管排出的油直接回到油箱。另一路油经过滤油器滤过后，
提供各轴承润滑，回油也直接进入油箱。

应用液力偶合器调节方式有很多的优点： 

1.离心机械应用调整型液力偶合器调速运行，节能显著，节电率达20-40% 
2.可使电机空载起动，可利用电机尖峰力矩起动，提高电机起动能力，降低电机起动
电流和起动时间。降低对电网的冲击，降低电机装机容量。
3.可使工作机平稳，缓慢起动，减少因起动困难而造成的故障。
4.减缓冲击，隔离扭振，防止动力过载，保护电机、工作机不受损坏。
5.能协调多机构均衡驱动。达到顺序起动，功率平衡，同步运行。
6.易于实现对工作机的自动控制。
7.操作简单，维护方便，养护费用低。

8.投资费用低，使用寿命长，可反复大修。
9.结构简单可靠，无机械磨损，适应各种工作环境。
i. 变频器调速装置
变频调速是通过改变电机定子绕组供电的频率来达到调速的目的。为了保持在调速时电
机的最大转矩不变，必须维持电机的磁通量恒定，因此定子的供电电压也要作相应调节。变
频器就是在调整频率（VariableFrequency）的同时还要调整电压（VariableVoltage），故简称
VVVF（装置）。通过电工理论分析可知，转矩与磁通量（最大值）成正比，在转子参数值一
定时，转矩与电源电压的平方成正比。
变频器的工作原理是把市电（380V、50Hz）通过整流器变成平滑直流，然后利用半导体器件
（GTO 、GTR 或IGBT）组成的三相逆变器，将直流电变成可变电压和可变频率的交流电，
由于采用微处理器编程的正弦脉宽调制（SPWM ）方法，使输出波形近似正弦波，用于驱动
异步电机，实现无级调速。上述的两次变换可简化为AC－DC－AC（交－直－交）变频方式。


利用变频器可以根据电机负载的变化实现自动、平滑的增速或减速，基本保持异步电机固有
特性转差率小的特点，具有效率高、范围宽、精度高且能无级变速的优点，这对于水泵，风
机等设备是很适用的。
软起动器实际上是一个晶闸管交流调压器。改变晶闸管的触发角，就可调节晶闸管调压电路
的输出电压。在整个起动过程中，软起动器的输出是一个平滑的升压过程（且可具有限流功
能），直到晶闸管全导通，电机在额定电压下工作。工作原理图解： 


软启动器从本质上是一种能够自动控制的降压启动器，由于能够任意调节输出电压，作电流
闭环控制，因而比传统的降压启动方式（如串电阻启动，自耦变压器启动等）有更多优点。
例如满载启动风机水泵等变转矩负载、实现电机软停止、应用于水泵能完全消除水锤效应等。


二、二次风机

循环流化床锅炉的二次风机主要是将锅炉所需的助燃风送入炉膛。由于一次风量在循环
流化床锅炉中的比例较大，对二次风的需求量只在总风量的30%左右。一般二次风机的容量
都较小。440T/H 循环流化床锅炉的二次风机大都不超过600Kw。为保证其良好的调节特性， 
大容量机组的二次风机也都采用离心风机和液力偶合器调节方式。在炉膛的前后侧布置有上
下两层的二次风口，下二次风口也是炉内密相区和稀相区的分界标志。二次风机送出的风经
空气预热器加热后通过二次风口进入炉膛，参预炉内的燃烧，达到助燃的作用。

三、引风机

引风机是维持炉膛负压，保证炉膛内平衡通风的必不可少的设备。引风机一般都采用低
压头大流量的离心风机。炉膛的平衡通风是保证炉内各受热面热量传递的必要条件。引风机
的联锁级别是最高的，除非是炉膛的负压过低，一般不采用停用引风机的作法。大容量机组
的引风机的转速一般在1000r/min 左右有，且为了保证风机的良好的调节特性，其调节方式
都采用液力偶合器调节方式。

四、点火风机

循环流化床锅炉的有床下点火和床上点火两种方式。采用床下点火方式的都设有点火风
道和点火风机，在锅炉点火时，为保证油燃烧器（油枪）的燃烧用风，且其压头要高于一次
风在点火风道中的压头，这样才能保证油燃烧器（油枪）的火焰和产生的热量向前运动，以
取得良好的加热效果。点火风机的作用就是从点火风道后部向点火风道中吹风。它的进风是
热一次风，只是起到加压的作用。由于其使用时间很少，且只是给一次风加压，其功率和容
量都较小。

五、播煤风机

循环流化床锅炉在燃烧时，其下部密相区是正压运行的，从给煤机下来的煤很难直接进
入炉膛。播煤风机就是加一路风在落煤管上，使给煤机下来的煤能更顺利的进入炉膛并在炉
膛内形成播撒，使煤和炉内的热物料更好的混合，从而使煤在炉内的着火更迅速、锅炉的床
温变化更均衡。播煤风机的风源也是来自热一次风，由于其用量很小，且也只是起到加压的
作用其容量和功率也较小，有些机组没有播煤风机，而是直接由一次风担当播煤风的作用。

六、“J”阀风机

440T/H 循环流化床锅炉的回料装置多采用“J”型回料器，向其提供高压流化返料风的风
机被称为“J”阀风机。“J”阀风机是罗茨风机，是定容式风机的一种。罗茨风机是两个相同
转子形成的一种压缩机械，转子的轴线互相平行，转子中的叶轮与叶轮、叶轮与机壳、叶轮
与墙板具有微小的间隙，避免相互接触，构成进气腔与排气腔互相隔绝，借助两转子反向旋
转，将体内气体由进气腔送至排气腔，达到鼓风的作用。由于叶轮之间、叶轮与机壳、叶轮
与墙板均存在很小的间隙，所以运行时不需要往气缸内注润滑油，运行时也不需要油气分离
器辅助设备，由于不存在转子之间的机械摩擦，因此具有机械效率高，整体发热少，使用寿
命长等优点。罗茨风机是比较精密的设备，关键是平时保养，要注意入口过滤器的清扫和更
换，室内空气的干净与畅通，润滑要保证。


其结构如上图：1、箱体；2、右侧盖；3、左侧盖；4、叶轮轴A；5、叶轮轴B；6、轴封
密封圈；7、V 型密封圈。

“J”阀风机的风量及电流随转速的增减而增减，在有必要调节风机风量时，可采取改变
皮带轮尺寸的方法。在运行时，应注意“J”阀风机的排风压力应在标牌数值以下，以免损坏
其内部的压力部件。

七、石灰石输送风机

循环流化床锅炉的脱硫是由添加石灰石来完成的，因此必须有专门的石灰石添加系统。
有些要机组使用厂用压缩空气来添加石灰石，大部分机组使用专门的石灰石输送风机来完成
这项工作。石灰石输送风机主要工作就是把石灰石仓下来的石灰石粉通过管道吹到炉膛内，
使石灰石粉在炉膛内参预燃烧达到脱硫的目的。其工作原理和“J”阀风机基本相同。

第二节排渣系统

循环流化床锅炉燃烧所产生的废渣处理是由专门的排渣系统来完成的。排渣系统的设计
不仅要考虑灰渣的冷却还要考虑灰渣所携带热量的再利用。大型循环流化床锅炉的一般都采
用选择性风水冷底灰排放装置。其用途是对流化床锅炉排放的底渣（～900℃）进行控制及冷
却,回收底渣余热(可提高锅炉效率0.5%～3.5%), 促进文明生产,并为后续的除渣系统及灰渣综
合利用提供必要条件。其优点是：1、由于冷渣器采用流化床的原理，热交换能力强，并可有
选择的在用过的床料中除去粗颗粒以控制炉膛下部密相区中的物料量；2、能把细的未反应的
石灰石和燃料颗粒进行分级并重新吹入炉膛，降低钙硫比和提高锅炉燃烧效率；3、进入冷渣
器的冷却风能将用过的床料的物理热回收并送回炉膛，且其水冷管束中的水会被加热进一步
减小热损失；4、锅炉排出的灰渣在流化仓室内仍可继续燃烧，尽量把用过的床料中的未燃尽
的碳燃尽；5、风水冷式冷渣器操作简单、方便，不会发生机械故障。但是风水冷式冷渣器体
积较大，在锅炉房内的占地面积较大，如果密封不当，仓室内烟气易向外泄漏。

渣从位于水冷壁侧墙的排渣口排出，炉膛排渣口仅略高于床面。在每个进渣管上均布置
有风管，通过风管的定向布置来保证渣从炉膛至冷渣器顺利输送，空气由J 阀回料风机提供。
布风板上精心设计的由定向风帽形成的高压流场，推动粗重灰粒流向冷渣器。

选择性排灰冷渣器能在将炉灰送至除灰系统之前筛选出灰中的部分细颗粒，将它们送回
炉膛并冷却剩余的粗颗粒灰。

冷渣器分为多个仓室，沿渣走向分别为选择室和几个冷却室，并配有各自独立的布风装
置。每个小仓用耐火砖砌成的分隔墙隔开，这样在进入下一个小室之前，固体流绕墙流过，


延长了停留时间，加强冷却效果，确保排渣温度￡150℃。几个冷却室内都布置有用回热水冷
却的水冷管束，几个仓的流化空气都来自一次风机出口的冷风。冷渣器布风装置采用钢板式， 
在布风板上布置有Г型定向风帽。冷渣器由钢板和型钢制成的护板构成，内侧敷设有防磨、
绝热层。选择室的排气从炉膛侧墙返回炉膛，冷却室排气在隔墙顶部附近排出，也从炉膛侧
墙返回炉膛，热空气进入炉膛参预炉内的燃烧。 
冷渣器中，还设有自动喷水系统，用于紧急状态下的灰冷却，喷水通过雾化喷嘴喷入冷
渣器，防止进入除灰系统。冷渣器内的仓室结构如下： 
由于循环流化床锅炉的燃烧属于低温燃烧，灰渣的活性好，并且炉渣的含碳量很低。可
以用做许多建筑材料的掺合剂，综合利用广泛，因此此种锅炉的灰渣一般采用干式除渣。冷
渣器的出灰处采用旋转给料机，以防冷渣器内的热风外窜造成不必要的损失。 
进料口
叶轮
出料口 
旋转给料机的工作原理如上图所示：固体物料从进料口进入旋转给料机机壳内，叶轮旋
转使固体物料在叶轮间隙内运动到出料口从而排出物料。由于叶轮与机壳的间隙相对较小， 
可以有效的防止上部的风向下流动或下部的风向上流动，起到锁气的效果。调节叶轮的转速
可以调节物料的排放量。旋转给料机动静间隙过小时易造成旋转给料机工作不正常，主要原

因有：热膨胀造成的动静卡煞或大块物料卡住。 
由旋转给料机下来的物料多采用埋刮板输送机将其送至渣库进行灰渣的再利用。埋刮板
输送机是一种在封闭的矩形断面的壳体内，借助于运动的刮板链条连续运输散状物料的运输
设备。埋刮板输送机结构简单、重量轻、体积小、密封性强、安装维修方便。它不但能水平
输送，也能倾斜输送或垂直输送。能多点加料、多点卸料，输送机工艺布置灵活，可以单台
使用，也可多台联合使用。由于壳体是封闭的，在输送飞扬大的、有毒、易爆、高温物料时， 
对改善工人操作条件和防止环境污染等方面都有较突出的优点。其结构如下： 
进料口
出料口
驱动轮
从动轮
带刮板链条 
刮板机运行时，应先空载运行一段时间，待刮板机运转正常后方可加料运行，停用时也
应在机槽内物料走空后再停止再停止其运转，以防其再次启动时卡煞损坏设备。 
第四节 给煤、石灰石系统 
循环流化床锅炉的给煤系统和其燃烧系统的特殊方式有关系，循环流化床锅炉一般都采
用密闭式皮带给煤机或刮板式给煤机。循环流化床锅炉对入炉煤的粒径要求不太严格，一般
粒径在0～13mm 均为合格。对于不同的煤种对煤的粒径要求也不一样，挥发份较高的煤粒径
可以粗一些，挥发份较低的煤要求粒径细一些。且循环流化床锅炉对入炉煤的水分要求也比
较宽松，以不造成煤斗堵塞为宜。 
皮带式给煤机一般采用较宽的带裙边的胶带，它的主要优点是结构较简单，加料易于控
制，给料均匀，可采用变速电动机改变胶带运行速度来控制给煤量。其缺点就是当锅炉出现

正压、或不正常运行时，下料口会有火焰喷出，易把皮带烧坏。为防止皮带烧坏事故的发生
一般采用在落煤口加装高压密封风的方法，以有效的防止炉膛内的火焰和热烟气反窜烧坏皮
带。在运行时，应经常注意皮带的运行情况，确保皮带的运行平稳，防止皮带跑偏现象的发
生。如发生跑偏应及时予以调正，以免发生胶带撕裂的严重事故。皮带给煤机的转速控制信
号的主信号来自称重信号，如发生断煤，则皮带会全速运行，长时间空载全速运行会造成皮
带跑偏、胶带过热及其它运转部件损坏。因此必须保证其来煤的均匀性。其结构如下： 

煤仓

清扫刮板

输送皮带电子称
驱动电机
密封风
落煤口


刮板式给煤机也是一种常用的给煤设备，它具有运行稳定、不易堵塞、密封严密、可以
计量、可调性好和不怕高温的优点。但其体积较大、且出力不能满足大容量机组的要求。其
内部结构和刮板式输送机一样。

螺旋给料机对于正压式循环流化床锅炉来说是不错的选择。其密封严密、转速易于控制。
但其螺杆端部受热以及颗粒与螺杆和叶片之间存在较大的相对运动速度，因此防止变形和磨
损是需要解决的两个主要问题。其结构如下图： 



播煤风系统

大型循环流化床锅炉的给煤机出口管道一般都装有播煤风管道。其作用是1、保证炉内的
热烟气不外窜；2、使给煤机下来的煤能更好的播撒进炉床内，防止燃料在落煤口形成堆积， 
以使煤和炉膛内的热物料更好的混合，促使炉床内温度均匀；3、高速的热烟气可以防止燃料
水分大时在落煤管内积结造成堵塞；4、可以将给煤装置全部置于炉前，使给煤系统形式简单， 
节省系统初投资。播煤风一般有专用的播煤风机提供，也有采用热一次风作为播煤风的。播
煤风系统是大型循环流化床锅炉必不可少的系统。

石灰石系统

为保证循环流化床锅炉的脱硫效果，必须有专门的脱硫剂添加系统。一般都采用石灰石
脱硫剂。因此都称为石灰石系统，其大致流程如下图： 

布

M 
袋
除
尘
器

石灰石粉仓
M 
旋转给料机

缓冲斗

M 
旋转给料机

M M M 
石灰石管道石灰石风机
石灰石管道
石灰石管道
文丘里喷口
石灰石仓中的石灰石粉，通过一级旋转给料机先进入缓冲斗，再从缓冲斗进入二级旋转
给料机进入文丘里喷口，在石灰石风机提供的高压风的作用下以高速气流的方式从石灰石管
道进入炉膛参预燃烧达到脱硫的目的。这种双级给料的方式即保证了石灰石的均匀给料，又
保证了石灰石在炉膛，内的良好混合，使脱硫效果更好。还能有效防止高压风进入石灰石仓， 
避免石灰石粉在石灰石仓内结块。

第五节膨胀与密封系统

锅炉机组是一个冷、热变化相对强烈的设备，其产生的热应力和膨胀应力变化幅度也很
大。其膨胀系统设计的好坏关系着整个锅炉机组的安全运行状况。根据大型循环流化床锅炉
的特点及锅炉结构布置及吊挂、支承系统，整台锅炉共设置了七个膨胀中心(或称膨胀零点)： 
炉膛后墙中心线、旋风分离器的中心线（两个）、“J”阀回料器支座中心（两个）、尾部烟道
前墙中心线和空气预热器支座中心。各膨胀系统通过限位、导向装置使其以各自的中心为零
点向外膨胀，热膨胀导向装置还可将风和地震的水平荷载传递至钢结构。

锅炉的炉膛水冷壁、旋风分离器及尾部包墙全部悬吊在顶板上，由上向下膨胀；炉膛左
右方向通过刚性梁的限位装置使其以锅炉中心线为零点向两侧膨胀；尾部受热面则通过刚性
梁的限位装置使其以锅炉对称中心线为零点向两侧膨胀。回料器和空气预热器均以自已的支
承面为基准向上膨胀, 前、后和左、右为对称膨胀。

炉膛和分离器壁温虽然较为均匀，但考虑到锅炉的密封和运行的可靠性，两者之间采用


非金属膨胀节相接；回料器与炉膛和分离器温差大，材质不同，故而单独支撑于构架上，用
金属膨胀节与炉膛回料口和分离器锥段出口相连，隔离相互间的胀差。分离器出口烟道与尾
部竖井间胀差也较大，且尺寸庞大，故采用非金属膨胀节，确保连接的可靠性，吊挂的对流
竖井与支撑的空气预热器间因胀差较大，故采用非金属膨胀节。

所有穿墙管束均与该处管屏之间或封焊密封固定，或通过膨胀节形成柔性密封，以适应
热膨胀和变负荷的要求。

除汽包吊点、水冷壁前墙吊点、水冷壁及分隔墙上集箱、饱和蒸气引出管、旋风分离器
及其出口烟道、包墙上集箱和前、后包墙吊点为刚性吊架外，蒸汽系统的其它集箱和连接管
为弹吊或通过夹紧、支撑、限位装置固定在相应的水冷壁和包墙管屏上。

循环流化床锅炉的燃烧区属于正压区，其密封不严密很容易造成锅炉的磨损和热损失， 
因此锅炉各部件之间存在较大温差及振动差的应采用非金属膨胀节进行连接。
锅炉本体布置有膨胀指示器，以便运行人员监视锅炉部件的膨胀情况，并进行必要的调
整。
第六节耐磨材料

循环流化床锅炉的传热方式和传统的煤粉锅炉有根本的不同，其传热主要是靠炉膛内的
高浓度的物料所携带的热量进行对流传热的。物料在炉膛内的内循环及在旋风分离器外循环
回路中高速的运动，其强化换热的手段是增大烟气所携带的高温物料的浓度，由其带来的磨
损也是可想而知的，特别是在烟气转向时，其冲刷力是相当强的

耐火耐磨材料的使用对于确保循环流化床锅炉的安全、可靠运行极为重要。

锅炉的一些部分不是由压力部件构成，也未被循环水或蒸汽冷却，而暴露在高温环境中， 
并且接触高速流动的烟气。如板结构的J 阀回料器、分离器出口烟道。在这些无热传导的区
域内部都设有两层耐火耐磨材料，其中最靠近外层金属板的是保温层，第二层是耐磨耐火层。

对于压力部件防磨损而设计的耐磨耐火材料同时还具有低绝热的特性，这样，锅炉的热
传导就不会受到影响。这种耐磨耐火材料覆盖层主要使用在燃烧室及汽冷式旋风分离器。在
燃烧室的密相区，床料与填加的燃料和石灰石混和，并被流化，其中较小的颗粒被上升气流
带走，较重的颗粒则落回到布风板面上，这里的颗粒有很强的磨损性，因此耐火材料的覆盖
范围就从布风板开始，一直延伸到燃烧室中垂直壁与斜壁的交界处。在炉膛内屏式受热面转
弯及倾斜处、炉膛开孔处，床料颗粒流向的不均匀性也会造成磨损，对这些地方，通过附加
防磨盖板，罩壳内附加销钉等多种手段来达到防磨的目的。烟气向炉膛出口汇集时，其携带
的不定向颗粒不可避免的会对该处造成一定程度的磨损，因此在出口附近的两侧，上部和下
部都有耐火材料保护层。在过热屏与蒸发屏底部弯曲并与烟气的流动方向垂直的部位，磨损
更为严重，这个区域也覆盖有耐磨耐火材料。

另外，在风冷式冷渣器内、冷渣器的入口管内也都覆有耐磨材料。


如上图所示，有粗实线的部位都是耐磨材料的重点覆着部位。

第七节点火油系统

循环流化床锅炉的点火方式有床下点火、床上点火和混合式点火三种方式。床下点火方
式的特点是：热利用率高，点火油燃烧所产生的热量由床下点火风携带对床料进行加热，大
部分热量被床料吸收，床温上升快速、均匀，能加快升炉速度和减小热损失。但其有长长的
点火风道，占地面积较大，系统复杂。床上点火风道的特点是：油燃烧器直接装在炉本体四
周，节约了系统投资,在锅炉发生事故时可以起到稳燃的作用，但其热利用率低，大部分热量
随烟气进入尾部烟道，如雾化不良易造成尾部烟道的二次燃烧。其床料温度上升较慢且不均
匀。混合式点火方式即是床下和床上点火方式的组合，这种点火方式虽融合了床上与床下点
火方式的优点，也集中了两种方式的缺点，这里不作重点介绍。

不论是床上点火方式还是床下点火方式，其点火装置都是点火油枪（燃气装置）这与煤
粉锅炉差不多，循环流化床锅炉的点火油枪多为简单压力式点火枪。其主要有点火油喷嘴、
油枪杆、进油管道组成。其油喷嘴主要有雾化片、旋流片和分油嘴三部分组成。从油泵来的
高压燃料油（一般是轻柴油）经过分油嘴的几个小孔汇合到环形槽内，然后经过旋流片的切
向槽进入旋流片中心的旋涡室并产生高速旋转。旋转后的油通过雾化片的中心孔喷出，在离
心力的作用下被破碎成很细的油滴，并形成具有一定雾化角的圆锥形油雾。雾化油能和空气
充分的混合，在遇到明火时能迅速的着火。其打火装置一般采用高能电子发生器。

为保证油枪的正常使用，在油管道靠近油枪杆的部位还装有蒸汽吹扫系统。在油枪使用
前对油枪杆及油喷嘴进行前吹扫，目的是对油枪进行吹堵和预热，更利于燃油点燃。在油枪
使用后对油枪杆及油喷嘴进行后吹扫，目的是吹净油阀后管道中的积油，防止积油在管道中


碳化造成油枪堵塞。

第八节电除尘系统

从锅炉中排出的烟气带有大量的细灰粒，如果这些细灰粒排入大气，会影响环境卫生，
危害人身建康和破坏生态环境。还会影响电厂周围的某些工业（如纺织业、食品业）企业的
产品质量；同时这些细灰粒对锅炉本身某些设备的工作也有危害，会加快引风机的磨损等。
为防止其危害性，在电厂锅炉设备中都装有烟气净化装置—除尘器。除尘器装设在引风机前
的烟道中，一般除尘器都不能将烟气中细灰粒全部除去，现在发电厂大都采用静电除尘器。

静电除尘器是利用电晕放电，使烟气中的灰粒带电，通过静电作用进行分离的装置。它
由放电极、收尘极、高压直流供电装置、振打装置和外壳组成。电除尘器中的所有收尘极彼
此并联后与直流电源的正极连接，放电极（电晕极）彼此并联后与直流电源的负极连接，收
尘极与放电极（电晕极）之间形成连续放电使灰粒带电粘附在收尘极上，并通过振打机构振
动后落入灰斗中。电除尘器的收尘集目前多采用板式电极，一般为Z 形或C 形断面的长条形
极板，电晕线一般采用芒刺电晕线，也有选用星形线的。收尘极及放电极的振打现已采用顶
部电磁振打装置，这种振打机构设置于除尘器顶部，提高了内部的空间利用率，尤其在场地
受到限制的情况下，这种装置更能体现其优势。另外这种振打机构布置在除尘器顶部隔离于
烟气之外，还有检修方便、运行可靠性高的优点。

电除尘器的进、出气烟道常做成喇叭形，气流分布多孔板一般不少于3 层，壳体多采用
箱型结构，灰斗常设计成四棱台状。高压硅整流装置一般安放在除尘器顶部以缩短高压电缆
线的长度，减少电缆故障，提高除尘器的运行效率。

电除尘器投入前，应先进行承压绝缘套管加热，并使其温度上升到100℃以上，方可通电。
第九节吹灰系统
锅炉的受热面工作在高浓度灰尘环境中，其受热面上很容易积灰而影响其传热效果。应经
常对受热面上的积灰进行清理，实现这项工作的就是－吹灰器。
目前采用的吹灰器有枪式吹灰器、振动式吹灰器、钢珠除灰器、超声波吹灰器等。所使
用的吹灰介质有过热蒸汽、压缩空气等。

与常规的煤粉锅炉不同，循环流化床锅炉的水冷壁不能进行吹灰，其吹灰器全部布置在
尾部烟道的受热面上。由于循环流化床锅炉的低温燃烧特性，其尾部烟道的受热面吸热量往
往不能达到要求，为节省材料和增大受热面吸热量，循环流化床锅炉的尾部受热面多采用螺
旋鳍片管，这样更增加了烟道的阻力和受热面的积灰机率，因此其尾部烟道的受热面吹灰器
多用高压力枪式吹灰器，以便达到更好的吹灰效果。

通常一台吹灰器是一个吹灰系统的一部分。吹灰系统包括管道、吹灰器和控制系统。吹
灰控制系统控制着吹扫的程序，有保护锅炉和吹灰器要求的联锁，压力、吹扫介质的温度和
吹灰器的运行时间的监控作用。

枪式吹灰器又分为全伸进式、半伸进式和旋转式。在高温区多采用全伸进式和半伸进式， 
在低温区多采用旋转式。它采用过热蒸汽作为吹灰介质。电动机经减速器带动空心轴转动， 
空心轴一端连接在蒸汽引入管上，另一端装有喷嘴头，喷嘴头上有喷孔。吹灰时空心轴被推
入烟道中，并自动打开蒸汽阀门引入蒸汽，喷嘴头上的喷孔在转动中喷出蒸汽进行吹灰。吹
灰完毕后，将喷嘴头退出烟道，以免烧坏。

吹灰器的吹扫频率根据受热面的沾污类型和程度来决定，吹扫时应按烟气的流向依次进
行吹扫。如吹扫效果不理想，应提高吹扫频率和吹扫压力。

也有采用超声波吹灰器的，就是利用超声波发生器产生超声波，在烟道中产生振荡使积
灰从受热面上脱落。这种吹灰器可以连续不断的对受热面上的积灰进行吹扫，且不使用吹灰
介质，不会对受热面造成损伤。

第五章循环流床锅炉的试验和调试


总述

电力工程调整试运工作是电力基本建设不可替代的重要环节。调试工作即是相对独立
的阶段，同时以贯穿整个工程建设全过程，通过对整套设备的调整试运行，使各系统单个
设备形成有活力和生产力的有机整体。

典型锅炉简化的调试网络图如下： 

吹灰和洗水设备吹灰器和水洗设备调试吹灰器干态运行
烟风加器热润滑油冲洗加热器调试防火报警制备调试
控制仪表系统控制仪表系统调试联锁保护核查
风烟道设备导预叶调试液压和气动电动门整定
引、一、二次风机及其核查润滑油冲洗风机试运行冷风试验
蒸汽空气加热器蒸汽蒸汽吹扫蒸汽、凝结系统泵和控制调试
油燃烧器油燃烧器调试核查最后燃烧器就地运方调试核查
燃料油系统燃料系统冲洗调试加压泵和加热器调试
锅炉承压部件水压试验膨胀核查化学清洗准备
锅炉充水、排污、疏和化水学锅炉充水和疏水系统
可用的厂用辅汽系统
可用的水处理系统
炉膛吹扫

锅炉开始充


系统化学加药设备调试
化学清洗锅炉高压管路蒸汽吹扫安全门定位产汽


上煤设备调试
第一节锅炉水压试验与安全门校验

一． 水压试验种类及目的
锅炉水压试验分为两种：在制造厂家进行的水压试验和在用户进行的水压试验。
在用户进行的水压试验，除安装和定期检验外，当锅炉有下列情况之一，也要进行水

压试验： 

1. 锅炉新装、移装或改装后； 
2. 停运一年以上，需要恢复运行前； 
3. 锅炉受压组件经重大修理或改造后； 
4. 过热器管或省煤器管全部拆换时； 
5. 水冷壁管或主炉管拆换一半以上时； 
6. 汽包或联箱经挖补修理后； 
7. 除受热面管子，锅炉受压部件经过焊接或较大面积堆焊后； 
8. 更换汽包、联箱后。
除此之外，根据锅炉设备的运行情况，对受压部件有怀疑时，也可以进行水压试验。
水压试验前应对锅炉进行内部检查，必要时还应进行强度核算。
二． 水压试验前的检查与准备
新安装锅炉的水压试验应在锅炉本体及管路系统全部组装完毕，一切受压组件的焊接
和热处理工作全部完成进行。

1. 承压部件的安装工作应全部完成。
2. 管道及汽包上全部阀门应按规定装齐，垫好垫片，拧紧螺栓。除排气阀外，各
阀门处于关闭状态。安全阀不能与锅炉一起进行水压试验，以防止失灵损坏。
3. 组合及安装水冷壁及汽包用的一切临时加固支撑、支架全部割除，并清理干净， 
保证试压时汽包与各受热面及管道的自由伸缩。
4. 锅炉内部锈污应彻底清理干净。
5. 对容易相互影响热膨胀位移的地方，应采取措施。
6. 清除焊缝、胀口附近一切污物及铁锈。
7. 准备好水源及试压泵。试压至少装两只经校验合格的压力表，压力表精确度不低
于1.5 级，一只装在汽包上，一只装在试压泵的出口处，以便相互对照升压。试验压力以
汽包或过热器出口处的压力表为准。水温按制造厂家规定的数值，一般以30－70℃为宜。
对于合金钢受压部件的水压试验，水温应高于所用钢种的脆性转变温度。对于奥氏体钢受
压部件的水压试验，除盐水氯离子浓度应低于0.2mg/L 。
8. 凡是与其它系统连接的管道一时无法接通的，应加堵板作为临时封闭措施。
9. 水压试验一般应在周围环境气温高于+5℃时进行，否则应采取防冻措施。
三． 水压方法及合格标准
1.锅炉水压试验压力
名称试验压力（MPa）
锅炉本体（包括过热器）1.25 倍锅炉设计压力

再热器1.5 倍锅炉设计压力
直流锅炉过热器出口压力的1.25 倍，且不少于省
煤器设计压力的的1.1 倍

2.水压试验的程序
（1） 开启所有空气门、压力表连通门，关闭放水门、本体管路范围内的阀门。
（2） 向锅炉进水。可以通过主路和临时水泵进水，进水速度应视水温和室温差而
定，如温差大，则进水速度应慢些。当锅炉最高点开始冒水进说明水已进满，关闭进水门
和排气阀。对锅炉进行全面检查，检查是否有异常和结露现象。
（3） 进行升压，升压速度一般不应大于0.3 MPa/min，当压力升试验压力的10%时， 
停止升压，全面检查。升至工作压力时，进行全面检查，检查有无漏水或异常现象，然后
再升至试验压力。此时不得对密封面进行紧固，保持压力20 min 然后降至工作压力，在此
压力下进行全面检查。进行详细检查和记录并在渗漏处做出标记。试压结束后应缓慢降压， 
降压速度为0.2－0.3 MPa/min，压力降至0 时，打开放气门以便于放水。水应全部放尽以
防内部锈蚀和结冰冻坏。
3 水压试验的合格标准

（1） 受压组件金属和焊缝没有水珠和水雾的泄漏痕迹。
（2） 受压组件没有明显的残余变形。
4. 水压试验应注意的事项： 
（1） 水压试验时应注意监视不同位置压力表是否同步上升，避免由于只读
一块表而造成试验压力超过标准发生事故。
（2） 试验不同的受热面时，将两个不同压力受热面隔开后，单独升至各处相
应的压力进行试验。
（3） 进行超压试验时保持试验压力时，不允许进行任何检查，应在试验压力
降至工作压力时再进行检查。
（4） 试验过程中，发现有部件渗漏如压力继续上升，检查人员必须
远离渗漏点，并悬挂危险标记。在停止升压进行检查前，应先了解渗漏是否发展，
在确认无发展时方可进行仔细检查。
（5） 进入炉膛内部检查时，要使用12V 行灯或手电筒。
锅炉水压试验合格后可进行汽包内部装置的安装。
四． 135MW 机组安全门校验

概述

安全门的动作压力调整直接影响到锅炉运行的安全性和经济性，动作压力调整过大，
汽压超过工作压力很多时，安全门不动作易出现超压的危险，相反，动作压力调整得偏低，
汽包压力刚达到或略大于工作压力时，安全门就动作或缓慢冒汽，这样会影响负荷，同时
造成安全门因频繁动作而磨损。

汽包和过热器上的安全门动作压力调整值

锅炉工作压力（MPa） 安全门名称动作压力（MPa） 
＜0.8 控制安全门工作压力+0.03 
工作安全门工作压力+0.05 
0.8-5.9 控制安全门1.04 倍工作压力
工作安全门1.06 倍工作压力
＞5.9 控制安全门1.05 倍工作压力
工作安全门1.08 倍工作压力


任何压力省煤器安全门工作压力的1.1 倍
再热器安全门
直流锅炉启动分离器
安全门

1. 调试方法、工艺或流程
安全门校验动作压力整定值按照“电力工业锅炉监察规程（1996 年版）”所定，校
验方法参照安全门生产厂家产品说明书； 
安全阀整定值如下表：

安全阀位置
量
数起座压力
（MPa.g） 
回座压差
汽包1 15.57 4--7% 
汽包1 16.22 4--7% 
过热器集箱2 14.41 4--7% 
低再进口1 3.05 4--7% 
低再进口1 3.14 4--7% 
高再出口2 2.79 4--7% 

2.调试前应具备的条件及准备工作
（1）锅炉所有安全阀按照制造厂的规定安装完毕，安全阀应有出厂校验记录和合格证书； 
（2）高、低压旁路具备投用条件； 
（3）汽包及过热器出口集箱上分别安装就地压力表，量程为25.0MPa，再热器进出口集箱
上分别装上就地压力表，量程为6.0MPa，压力表精度均为0.4 级； 
（4）安全阀周围平台、信道完好，照明充足； 
（5）准备一套灯光联络装置（集控室至各安全阀），电缆要求能通到所有安全阀就地处， 
该装置在就地及集控室各有红绿黄三个灯泡，只有上面（校安全阀处）能控制各开
关； 
（6）汽机投入盘车装置； 
（7） 准备好油压助跳装置及一套安全阀校验的工具及安全防护用品； 
（8） 点火升压前，向空排汽门做好开关试验； 
（9）炉膛灭火保护（燃油），送、吸风机联锁保护，炉膛负压高、低保护须正常投入，解
列汽包高、低水位保护； 
（10） 按运行规程要求进行锅炉点火升温升压，用向空排汽门或旁路来调整蒸汽压力； 
（11）安全阀校验期间，空预器能投连续吹灰；
（12）锅炉蒸汽严密性试验结束，并经验收签证； 
（13） 校验现场照明充足，信道畅通，严禁无关人员在场，并有医护人员到现场； 
（14） 安全阀校验时，安全阀厂家及提供油压助跳器的厂家应到达现场协助调整。
3.调试步骤、作业程序
（1） 安全门整定采用油压助跳器辅助起跳的校验方法进行。采用油压助跳辅助装置进行安
全门校验是在75%～80%的额定压力下进行的，避免了系统超压对锅炉设备带来的危害， 
而且系统泄压少，可有效缩短安全门的校验时间，节约锅炉燃油的消耗量。采用油压
助跳辅助装置进行安全门校验的工作结束后，选择过热器安全门用纯机械起、回座的

方法来校核辅助起跳的数值； 

（2） 采用油压助跳器辅助起跳的校验装置（电厂提供或厂家自带）进行现场校验，安全门
起跳压力按下式确定： 
Pp = Ps + Pj * Sj / ( Sv * K ) 

式中： Pp ------安全门开启压力， MPa 
Ps ------锅炉基础压力，MPa 
Pj -------助跳器油压 MPa 

2

Sj -------助跳器活塞有效面积cm 

2

Sv ------安全门阀芯受压面积cm
K --------修正系数（1.07）


（3） 安全阀校验前，安排电建公司人员强拉安全阀排放一次；
4. 安全注意事项
（1） 安全门的校验采用油压助跳辅助装置进行，以避免系统超压对锅炉设备带来的危害； 
（2） 进行安全门人工调校时，必须将系统压力降至80%额定压力以下时方可进行； 
（3） 安全门调校人员应有必要的安全防护意识，防止烫伤事故发生； 
低温过热器位于尾部对流竖井后烟道下部，低温过热器由一组沿炉体宽度方向布置的
92 片双绕水平管圈组成，顺列、逆流布置，管子规格为.51mm 。
低温过热器管束通过固定块固定在尾部包墙上，随包墙一起膨胀，蒸汽从中间包墙下
集箱引入，与烟气呈逆向流动经过低温过热器管束后进入低温过热器出口集箱，再从出口
集箱的两端引出。
低温过热器采取常规的防磨保护措施，每组低过管组入口与四周墙壁间装设防止烟气
偏流的阻流板，每组低过管组前排管子迎风面采用防磨盖板。
从低温过热器出口集箱至位于炉膛前墙的屏式过热器进口集箱之间的蒸汽连接管道上
装设有一级喷水减温器。其内部设有喷管和混合套筒。混合套筒装在喷管的下游处, 用以
保护减温器筒身免受热冲击。减温水管路上装有温度和流量测量装置以测量进入减温器的
喷水量和减温器前的温度。筒体规格为.325mm 。
屏式过热器共六片，布置在炉膛上部靠近炉膛前墙，过热器为膜式结构，管子节距

76.2mm,，每片共有36 根.42mm 的12Cr1MoVG 管，在屏式过热器下部3450mm 范围内设
置有耐磨材料，整个屏式过热器自下向上膨胀。
炉膛上部布置有.325mm 的屏式过热器出口集箱。
从屏式过热器出口集箱至位于尾部对流竖井后墙的高温过热器进口集箱之间的蒸汽连

接管道上装设有二级喷水减温器。过热蒸汽温度在二级喷水减温器中进一步得以调整。二
级减温器的结构与一级减温器基本上是相同的。筒体规格为.325mm 。
蒸汽从二级喷水减温器出来经连接管引入布置在尾部后烟道上部的高温过热器进口集


箱。高温过热器为.51mm 双绕蛇形管束，管束沿宽度方向布置有92 片。

高温过热器管束通过固定块固定在尾部包墙上，随包墙一起膨胀，蒸汽从炉外的高温
过热器进口集箱的两端引入，与烟气呈逆向流动经过高温过热器管束后进入高温过热器出
口集箱，再从出口集箱的两端引出。

高温过热器采取常规的防磨保护措施，每组高过管组入口与四周墙壁间装设防止烟气
偏流的阻流板，每组高过管组前排管子迎风面采用防磨盖板。

在低温再热器进口集箱之前装设有二次汽事故喷水减温器。其内部设备和过热器系统
喷水减温器相同，目的是为了保护再热器不超温。减温水管路上同样装有温度流量测量装
置以测量进入减温器的喷水量和减温器前的温度。筒体规格：.426mm， 

低温再热器管束通过固定块固定在尾部包墙上，随包墙一起膨胀，由汽机过来的低压
蒸汽由两端引入低温再热器进口集箱，与烟气逆流向上流动经过低温再热器管束后进入低
温再热器出口集箱，再从出口集箱的两端引出。

低温再热器由两组沿炉体宽度方向布置的92 片三绕水平管圈组成，顺列、逆流布置， 

管子规格.57mm 。

低温再热器采取常规的防磨保护措施，每个管组入口与四周墙壁间装设防止烟气偏流
的均流孔板，管组第一排管子迎风面采用防磨盖板。

从低温再热器出口集箱两侧至位于炉膛前部的屏式再热器进口集箱之间的蒸汽连接管
道上装设有二次汽微喷减温器，作为微调和尾部烟道烟气挡板一起对再热汽温起到调节作
用。二次汽微喷减温器的结构与二次汽事故减温器基本上是相同的。筒体规格为.426mm 。

屏式再热器共四片，布置在炉膛上部靠近炉膛前墙，再热器为膜式结构，每片共有29 
根.76mm 的管子，在屏式再热器下部3050mm 范围内设置有耐磨材料，整个屏式再热器
自下向上膨胀。

屏式再热器进, 、出口集箱采用.426mm 。校验安全门的顺序：先调定压力最高者，即先调

汽包上工作安全门，再调控制安全门，最后调过热器出口安全门。应在水压试验时调整好

随后固定省煤器出入口安全门。

（4） 在调整脉冲安全门以前，应先冲洗脉冲蒸汽管，然后调整机械部分。此
时电气部分不投入，以保证当电气系统失灵时安全门装置仍能正常工作。
（5） 每组安全门起座一次，在停隔20-30 分钟后再重新校正。
第二节冷态空气动力场试验

概述
所谓空气动力场主要是指燃烧设备及炉膛内部的空气（包括空气携带的燃料）以及燃
烧产物的流动方向和速度值的分布状况。


锅炉运行的可靠性和经济性与炉膛空气动力场的好坏有着密切的关系。组织良好的空

气动力场可以保证锅炉燃烧稳定、燃尽迅速。这样可保持经济而可靠的燃烧从而合锅炉能

高效而安全地运行。

锅炉投产前对锅炉所做的烟风系统联调、锅炉烟风严密性试验及冷态空气动
力场试验。通过试验检查设备及其安装能否达到锅炉正常运行所需的空气动力场
要求，为锅炉的首次点火创造条件，为以后锅炉的热态运行及燃烧调整提供参考
依据。

1. 试验项目
（ 1） 锅炉烟风系统联调
（ 2） 烟风严密性试验
（ 3） 标定风量测量装置的流量系数
（ 4） 风机性能测试
（ 5） 布风板阻力特性试验
（ 6） 炉膛出口烟气分配均匀性测量
（ 7） 料层阻力特性试验
（ 8） 布风均匀性试验
（ 9） 测定临界流化风量
（ 10）回料阀特性调整试验
（11）冷渣器冷态试验
2. 调试方法、工艺或流程
在现场条件满足的情况下，首先进行烟风系统联调及烟风系统的严密性试验，确保试验系统工作正常， 
然后在锅炉冷态条件下，调整有关参数并加入一定量启动床料进行锅炉冷态各项试验。

3. 调试前应具备的条件及准备工作
（1）锅炉本体、烟风系统、J 阀、给煤系统、冷渣器等安装完毕，并通过验收合格； 
（2）一次风机、二次风机、J 阀风机、吸风机等各重要风机分部试运转合格； 
（3）烟风系统的伺服机构能准确投用； 
（4）检查并清理炉膛及布风板，检查风帽安装是否牢固，并逐个清理风帽小孔，检查风帽小
孔与耐火层的距离是否符合图纸要求。耐火层应平整； 
（5）试验所需启动床料已备齐
（ 6）所有转动部件附近无杂物，且影响通风试验的脚手架已拆除； 
（7）冷态试验所需要的测点全部安装完毕
（8）与锅炉烟风系统有关的热工表计齐全并能准确投用； 
（9）测点处无固定平台或扶梯者，应按试验要求搭设牢固的脚手架，各测点处应有足够的照
明； 

（10）试验所需的仪器、材料、工具等准备完毕。检查所有涉及试验的辅机的润滑冷却
系统，确认其工作正常。
（ 11）辅机自身的联锁保护可正常投用。
（ 12）试验现场清理干净，便于行走。
（13）DCS 系统的相关功能调试完毕，具备投运条件。
4 调试步骤、作业程序
4.1 锅炉烟风系统联调
4.1.1 检查次风机、吸风机状态，关闭吸风机、一、二风机入口挡板和液力耦
合器勺管。
4.1.2 按试验要求关闭或开启烟风系统其它有关各风门及挡板。

4.1.3 微开吸风机出口挡板，全开吸风机入口挡板。
4.1.4 启动一、二次风机，开启一、二次风机入口挡板。
4.1.5 调整一、二次风机入口挡板及吸风机出口挡板的开度使炉膛压力为+760Pa， 
为下面的烟风系统严密性试验作好准备。
4.2 烟风系统严密性试验
考虑到现场施工的特殊性和复杂性，在地面组件过程中质检部门应加强管理，
对每道焊缝均应进行认真检查，制造部门的焊口应有焊缝渗油试验合格证，吊装
时，对吊装对接焊口严格把关。预保温的组合件，必须在保温前经渗油检查合格， 
这是保证系统严密性的根本和关键。

4.2.1 检查并关闭烟风系统中所有人孔门，观察孔门。
4.2.2 烟风系统各风门挡板开关位置检查完毕，给煤机下煤口、石灰石粉及启动床
料加入口盖上临时盖板。
4.2.3 维持炉膛压力为+760Pa ，在一、二次风机入口释放烟幕弹。
4.2.4 锅炉本体及除尘器周围分区域有专人负责，重点检查吊装接口处，膨
胀节处，人孔门，检修孔处，尾部烟道，出灰口，电除尘器等部位的严密性。
4.3 风量测量装置流量系数的标定
标定方法
在被标定测量装置所在风管道的合适位置开设试验孔。
用标准动压测量组件对测风装置进行标定。


通过改变相应的风门挡板开度改变风量，并在不同风量下分别记录标准测量组件和被标定
测量装置的动压值，由此计算出测风装置的流量修正系数Kd。

4.4 风机性能测试
4.4.1 开启吸风机、一、二次风机，调整炉膛负压
4.4.2 调整所测风机入口挡板开度，改变烟风系统阻力，记录风机出口风压、风量
及电流。
4.5 布风板阻力试验
4.5.1 启动吸风机，将炉膛负压控制投“自动”； 
4.5.2 启动一次风机，使一次风量在最小值； 
4.5.3 改变风量，记录不同风量下对应的布风板阻力； 
4.5.4 整理出通风量与布风板阻力关系式。
4.6 炉膛出口烟气分配均匀性测量
调整风量，分别在甲、乙侧测量炉膛出口烟速，计算出烟气量，从而确定炉膛出口烟气
分配均匀性。

4.7 J 阀特性调整试验
4.7.1 J 阀填充床料
4.7.1.1 启动J 阀风机，并将每路“J”阀空气喷嘴通风率控制在下表给出的数值。
1.7.1. J 阀空气喷嘴充气量
下降管空气流量（Nm3/hr） 
NA 风帽788 
A17~A20 充气
孔
175.2 
A13~A16 充气
孔
175.2 


A1~A4 充气
孔
284.2 
A5~A8 充气
孔
87.5 
小计： 1510.1 
上升管空气流量（Nm3/hr） 
NB 风帽634.9 
A9~A12 充气
孔
87.5 
小计： 722.4 
总计： 2232.5 

4.7.1.2 由J 阀床料填充口加入床料，使J 阀在上流料腿和下流料腿间形成密封； 
4.7.2 J 阀布风板阻力试验，分别在加入床料前后记录J 阀布风板前后风压，计算出J 
阀布风板阻力。
4.7.3 回料阀布风均匀性试验
风量达到使物料充分流化后，迅速将风量减少到零（关闭一次、吸风机及J 阀风机或风
门），观察料层表面的情况，确定布风板布风的均匀性。
4.8 料层阻力特性试验
4.8.1 铺设床料400mm：本试验床料采用粗石灰石或炉渣，床料在风机启动后由J 阀床
料填充口加入，粒度为0～3mm； 
4.8.2 启动吸风机，将炉膛负压控制投“自动”； 
4.8.3 启动一次风机，使一次风量在最小值； 
4.8.4 改变风量，记录不同风量下对应的料层阻力； 
4.8.5 绘制出料层阻力与风量或风速的关系曲线；
4.8.6 将料层高度分别提高到500mm 、600mm 、700mm，重复4.4.5～4.4.6 中的步骤。
4.9 测定临界流化风量
观察床料的流化情况，记录下床料开始流化时的风量，并与从料层阻力特性曲线得出的
临界流化风量进行对比。
4.9 布风均匀性试验
4.9.1 布风均匀性试验穿插在料层阻力特性试验中进行，在不同料层高度下，当床料接
近流化时，注意观察床面有无流化死角；或用火钩探测床料的流化情况； 
4.9.2 待风量达到使物料充分流化后，迅速将风量减少到零（关闭一次风机、吸风机或
风门），观察料层表面的情况，确定布风板布风的均匀性。
4.9.3 改变料层高度，在不同料层高度下观察布风板布风均匀性。
4.10 冷渣器冷态试验
4.10.1 冷渣器布风板阻力特性试验及料层阻力特性试验，参照炉膛布风板阻力特性
试验和料层阻力特性试验进行。
4.10.2 冷渣器排料试验
4.10.2.1 炉膛料层阻力特性试验完成后，逐步开启排料风，观察冷渣器内各仓床压， 
确定正常排渣的排料风量，了解冷渣器内床料流动情况，进行冷渣器料层阻力特性试验。
4.10.2.2 启动斗式提升机、#2、1 埋刮板输送机。

4.10.2.3 启动电动旋转给料机，进行排渣，探明旋转给料机转速与炉膛床压、排渣量
间稳定运行的合理转速。
5. 安全注意事项
5.1 所有试验工作必须符合《安规》的要求。
5.2 转动辅机运行时要有专人监护。
5.3 所有转动辅机及其辅助设备（润滑油系统、冷却水系统等）出现异常情况
时，应通知有关人员进行处理，如发生危及设备安全运行的异常情况时， 
应按紧急情况事故停机处理。
第三节烘炉

概述

新安装的锅炉，尤其是循环流化床锅炉，在其密相区、水冷壁屏或过热器、
燃烧室出口、返料装置、旋风分离器等表面敷设有大量的非常厚的耐火材料保护
层和保温层，含有大量水分。烘炉的主要目的是使炉墙达到一定的干燥程度，耐
火材料保护层形成结晶体而固化。防止锅炉运行时由于磨损作用造成耐火材料保
护层失效、脱落，阻塞排渣口和物料循环回路，使受热面被磨损造成爆管。

一． 调试方法： 

采用哈尔滨普化公司特制的烘炉机进行烘炉，相比传统的木柴法烘炉有着加热
均匀、易于控制等优点。烘炉过程分为施工后干燥和启动运行进一步高温烧结烘干
两阶段。利用烘炉机主要针对第一阶段烘炉达到耐火浇注料的初期游离水蒸发和结
晶水的蒸发作用。在高温烧结烘干采用高温吹管方法进行。

1. 在炉膛出口和分离器进口交界处，分离器出口和后烟井进口交界处安装
临时隔墙，分离器处的临时隔墙在炉墙四周留有50mm 空隙，分离器出口处的临
时隔墙在炉墙四周留有100mm 空隙。
2. 汽包压力升高至0.175MPa 时关主汽排汽门来升压。
3. 烘炉机共有14 台，使用轻柴油，其压力为5-6Kg/cm2 . 
4. 第一阶段烘炉机启动顺序： 
（1） 首先启动冷渣器2 只烘炉机，以小流量低烟温投运，稳燃后逐步加
大油量，使冷渣器温度升至150℃，并按升温曲线保温及升温。
（2） 启动点火风道中间2 只，然后启动点火风道两端2 只烘炉机。
（3） 启动冷渣器2 只烘炉机后启动炉膛内2 只烘炉机。
（4） 在回料器温度升至100℃时，启动回料器斜腿和立腿的4 只烘炉机。
（5） 在分离器温升至100℃时启动分离器2 只烘炉机。
5. 第一阶段温度测量控制
温度℃的测量是测量烟气温度，由于耐火材料温升滞后于烟气温度，控制烟
气温度相对于耐火材料来说是安全的。
6. 注意事项： 
（1）所有温度测点记录存盘。
（2）所有水冷壁管必须保持水循环。
（3）冷渣器须通冷却水或冷却风。
（4） 分离器出口烟道上排汽孔上方周围应留足排放空间。
（5）烘炉阶段时间不允许缩短，烘炉温度偏差允许为±20℃。
7. 检查耐磨材料含水率小于2.5%为合格。
8. 温升速度控制如下： 
点火风道、回料器、冷渣器、旋风分离器出口烟道部位：


温度范围温升速度持续时间
常温－150℃ 7℃ /h 18 小时
150 恒温48 小时
150-250℃ 10℃ /h 10 小时
250℃ 72 小时
250-400℃ 10℃ /h 15 小时
400℃ 48 小时
400-450℃ 15℃ /h 4 小时
450-550℃ 15℃ /h 6 小时
550℃ 24 小时
550℃ 自然冷却

炉膛、旋风分离器处温升： 

温度范围温升速度持续时间
℃ 
常温－150 10℃ /h 10 小时
150℃ 24 小时
150-350℃ 10℃ /h 20 小时
350℃ 恒温24 小时
350-450℃ 20℃ /h 5 小时
550℃ 恒温24℃ /h 24 小时

9. 烘炉试块
（1）炉膛底部布风板 2 块
（2）炉膛下部四侧炉墙 2 块
（3）回料腿 2 块
（4）分离器进口 2 块
（5）分离器出口 2 块
（6）冷渣器 2 块
（7）点火风道 2 块
第四节化学清洗及煮炉

一． 化学清洗的目的：锅炉在新安装的过程会生成氧化物、焊渣和防护涂的油脂和其
它残留物，运行以后的锅炉进行清洗是为了清除在运行过程中生成的水垢和金属腐蚀物。

二． 化学清洗的范围：新安装的锅炉除了炉本体汽水系统外，还应对凝结水泵到省煤
器前的全部炉前水系统管道进行清洗。对于运行以后的汽包炉，一般只清洗锅炉本体的汽
水系统，运行以后的直流炉只清洗锅炉本体和高加汽水系统。

三． 清洗步骤有要求

1． 水冲洗
化学清洗前要进行大水量冲洗，其目的是除去管内部的锈蚀物和其它杂质及运行中生
成的部分沉积物。同时可检查系统的严密性和回路的畅通情况。

2. 碱洗
其主要作用是除去设备内部油垢和湿润金属表面，同时对三氧化硅、水垢等物有一定
的松动和去除作用。其方法是：在系统循环时投入加热蒸汽，到60-70℃时加入碱液， 
水循环温度高于80℃时调整系统流量，继续加热8-10 小时后，停止加热，放出
碱溶液。循环系统碱溶液排尽以后，用除盐水继续冲洗回路，直到水清无沉积物， 


PH 值小于8.5 为止。

3. 酸洗的作用是将金属表面的沉积物从不溶性转为可溶性的盐类或络合
物，溶解在清洗液中，然后在废液排放时排放掉。
酸洗系统保持循环，投入加热蒸汽，等水温达到40℃，加入适量缓冲剂，循
环到均匀后再加酸液，调整温度和药液浓度，保持稳定流量轮换清洗各循环系统。

4. 钝化处理，其目的是使洗净的金属表面生成防腐的保护膜，防止清洗后的
腐蚀，也为运行后生成坚实的磁性氧化铁保护膜作好基础。
四 1. 煮炉一般在烘炉后期进行，煮炉之后，锅炉给水只能是经过水处理的软化水。煮
炉的目的是：清除锅炉受热面内表面的油污及铁锈等杂质，保证锅炉锅水品质。各种
药品加入锅炉之前应加水溶解，并去除杂质，配成浓度为20%的药液后再加入锅炉，
切不可将固体药品加入锅内。

2. 煮炉方法及要求
烘炉后期，当炉墙含水率小于2.5% 以下时，或当过热器两侧耐火砖外侧温度达到100 
℃时即可进行煮炉。

(1) 加药量的确定
药品名称
加药量（kg/m3 水） 
铁锈较薄铁锈较厚
氢氧化钠（NaOH） 2-3 3-4 
磷酸三钠（Na3PO4·12H2O） 2-3 3-4 

(2) 向锅炉内加药，锅炉处于最低水位时，可通过上汽包或加药器一次性加入药物， 
还可以把药液投入软化水箱。
(3) 煮炉时间及压力要求
加药后升压至0.3-0.4MPa 左右，保持4 小时； 
在0.3-0.4MPa 煮炉12 小时； 
在额定工作压力的50%的情况下，煮炉12 小时； 
在额定工作压力的75%的情况下，煮炉12 小时； 
降压至0.3-0.4MPa，煮炉4 小时。
（4）取样化验，煮炉期间不断进行锅水取样化验，如碱度低于45 毫克/升时，应补
药。
（5）降压排污。
（6）换水、清洗及检查。煮炉结束后，应放掉碱水，凡接触药液的阀门都要清洗， 
然后打开人孔、手孔进行检查。残留物要彻底清理干净。
3. 煮炉合格的标准
（1） 汽包、集箱内壁内无油垢。
（2） 擦去附着物后，金属表面应无锈斑。
第五节冲管

1．目的： 
由于制造、运输、贮存、安装等原因，在锅炉汽水系统管道里会遗留氧化皮、焊渣及
其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》的要求，在机组整
套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障汽轮机设备的安全运行。

2. 冲管范围
2.1 锅炉点火及冲管调试范围
2.1.1 燃油及程控点火系统； 

2.1.2 锅炉吹灰及空预器吹灰系统； 
2.1.3 定、连排及疏水系统； 
2.1.4 仪用压缩空气系统； 
2.1.5 锅炉风烟系统； 
2.1.6 锅炉汽水系统； 
2.1.7 输煤及给煤系统； 
2.1.8 电气除尘器及除灰、除渣系统； 
2.1.9 锅炉受热面管束(蒸汽部分)及其管道； 
2.1.10 主蒸汽管道、冷段再热蒸汽管道、热段再热蒸汽管道； 
2.1.11 高压旁路； 
2.1.12 主蒸汽一、二级减温水管，再热蒸汽微量减温水管，事故减温水管。
3. 调试方法、工艺或流程
3.1 锅炉上水； 
3.1.1 检查锅炉点火前必须满足的条件； 
3.1.2 引风机、送风机、烟道、风道等烟与风的调节挡板转动灵活、位置正确； 
3.1.3 汽水系统的阀门位置应符合启动状态； 
3.1.4 辅机设备均正常、良好；
3.1.5 锅炉机组的备用辅助汽源，处于热备用状态； 
3.1.6 空预器投入吹灰；
3.1.7 电除尘投入加热及振打； 
3.1.8 汽包水位计照明良好，水位指示正确； 
3.1.9 其它检查项目应根据《运行规程》要求检查，并建立专用的操作卡； 
3.1.10 整好风量进行点火； 
3.2 冲管方法、范围及系统流程
3.2.1 本次冲管采用蓄热降压冲管方式。过热器、再热器串接起来成为一个回路。冲
管过程分两阶段进行，中间安排一次停炉冷却，时间不小于12 小时。
3.2.2 冲管范围包括：各级过热器，主蒸汽管道，各级再热器，再热蒸汽管道，高压
旁路和所有减温水管路等。
3.3 冲管系统流程如下： 
3.3.1 主蒸汽及再热蒸汽管路冲管流程： 
汽包－汽冷式旋风分离器入口烟道－汽冷式旋风分离器－尾部烟道侧包墙过热
器—尾部烟道前、后包墙过热器—尾部烟道中间包墙过热器－低温过热器－一级
减温器－屏式过热器－二级减温器－高温过热器－高过出口集箱－主蒸汽管道
临时管及临冲门－高排逆止门后低温再热器管道－集粒器－事故喷水减温器－低
温再热器－微量喷水减温器－高温再热器－集汽集箱—热再管—临时管－靶板装
置－临时管－消音器－大气

3.3.2 高压旁路管路冲管流程： 
汽包－汽冷式旋风分离器入口烟道－汽冷式旋风分离器－尾部烟道侧包墙过热
器—尾部烟道前、后包墙过热器—尾部烟道中间包墙过热器－低温过热器－一级减
温器－屏式过热器－二级减温器－高温过热器－高过出口集箱－主蒸汽管道－高
旁临冲阀－低温再热器管道－集粒器－事故喷水减温器－低温再热器－微量喷水


减温器－高温再热器－集汽集箱—热再管－临时管－靶板装置－临时管－消音器
－大气

3.4 冲管参数的选择
3.4.1 冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量。
3.4.2 根据锅炉汽包至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道材质的要求， 
在保证冲管系数大于1 的前提下，经计算冲管时的汽包初压力初步选择为6MPa 
左右，主蒸汽温度不超过450℃，汽包终压力定为3MPa 左右。
3.4.3 冲管过程中，汽包饱和蒸汽温度降不超过42℃； 
4.1 冲管步骤
4.1.1 冲管前，运行人员准备好运行规程，系统图，运行日志。在指挥部的主
持下进行系统检查，按运行规程启动，上水，点火，升温升压。
4.1.2 冲管系统暖管。锅炉点火后打开临冲门旁路阀和临冲系统各路疏水门进行冲
管系统暖管，当汽包压力达到1.5MPa，经检查确认后关闭临冲门的旁路阀和临冲系统各路
疏水门，冲管系统暖管结束。
4.1.3 前四次冲管为试冲管。第1 次当汽包压力达到3MPa，进行试冲，时间约2～3 
分钟；第2 次当汽包压力达到4MPa，进行试冲，时间约2～3 分钟；第3 次当汽包压力达
到5MPa，进行试冲，时间约2～3 分钟；第4 次当汽包压力达到6MPa，过热器出口蒸汽温
度达到400℃～450℃左右时进行试冲，时间约2～3 分钟。每次试冲完后缓慢升压，认真
检查冲管系统特别是临时管道的工作情况，如有问题应及时消缺，必要时停炉处理。低压
力冲管结束后，关闭临冲门及其旁路阀，开启过热器向空排汽门，稳定汽包压力3MPa 左
右，电建公司组织人员清理集粒器。此时临冲门及其旁路阀应挂警告牌，并有专人负责联
系。

4.1.4 蓄热降压冲管。升压至6MPa 左右，进行正式冲管。每次冲管的汽包终参数维
持在3MPa 左右。
4.1.5 第一阶段结束前，冲洗高压旁路3 次。
4.1.6 第一阶段结束后，公司组织人员清理集粒器。
4.1.7 第二阶段结束前，反冲各路减温水管路、轴封管路。

4.2 冲管注意事项： 
4.2.1 控制屏再壁温不大于650℃，汽包饱和温度变化不大于42 ℃。
4.2.2 冲管期间，投锅炉连续排污，空预器投连续吹灰。
4.2.3 冲管过程中，应注意汽包假水位现象，防止锅炉缺水、满水事故的发生。冲管
期间，应解列汽包水位保护。

4.2.4 如遇临冲门关闭失败，立即手动关闭，待停炉后消缺。
4.2.5 每次装靶板应事先通知，临冲门要挂警告牌并应有专人负责联系。
4.2.6 冲管时，排汽口应设警戒线，排汽口安装要避开任何建筑物。
4.2.7 在靶板前的临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净。冲管
系统恢复时，立式管道不要用火焊(瓦斯)切割，防止焊渣等杂物落入管道内。水平管
道切割时，一定要将渣物清理干净。

4.2.8 第一次点火期间一定要认真检查锅炉各部膨胀。在点火升压过程中，如遇管道
或炉本体膨胀不畅，应停止升压，及时汇报指挥部，并予以处理。如遇爆管、火灾等
事故，应紧急停炉。
4.3 冲管质量标准
4.3.1 主蒸汽、再热蒸汽系统按靶板考核； 
4.3.2 冲管考核标准
4.3.3 冲管系数K(@△P 冲/△P 额) 〉1； 
4.3.4 靶板上最大击痕不大于0.8mm 直径，整条靶板上肉眼可见斑痕不多于8 点； 
4.3.5 靶板表面呈现金属本色； 
4.3.6 在冲管动量比大于1 的前提下，连续两次更换靶板达到上述三条标准方为合格； 
4.3.7 主、再热汽减温水管路，高压旁路，主汽至轴封系统管路的冲洗不作靶板考核。
4.3.8 待冲管合格后，整理资料，办理签证验收。
第六节除灰、除渣系统
1. 调试机组设备规范： 
本机组除灰系统采用正压浓相气力除灰系统，即在电除尘器的每个灰斗下设一台流
态化仓泵，经灰管向灰库供灰。为保证灰库排灰流畅，灰库底部均设有气化斜槽，由灰库
气化风机供气，并设电加热器。每台灰库库底设有双轴搅拌机和汽车散装机，分别卸湿灰
和干灰；库顶设有一台脉冲反吹式布袋除尘器，输送管道中的乏气经布袋除尘器过滤净化
后排入大气。除渣系统：锅炉炉底装有冷渣器台冷渣器，分别布置在锅炉的两侧，冷渣器
出口处渣的最高温度不高于150℃，为干式排渣。从冷渣器下来的渣排至埋刮板输送机内，
经两台埋刮板输送机将渣送入斗式提升机，再经斗式提升机将渣提升至一座钢结构渣仓
内，渣仓的渣通过自卸车运出。另备有水力除灰渣装置，即灰斗和渣仓的灰渣可以通过箱
式冲灰器将之冲至灰渣浆池中。

序号名称型号和规格数量
1 灰斗气化风机
SNH804 型Q=5.1 m3/min 
P=60 kPa 
N=11 kW n=1460 rpm 
2 
2 灰库气化风机
SNH806 型Q=7.5 m3/min 
P=80 kPa 
N=22 kW n=1470 rpm 
3 
3 电加热器KJQ45 型N=45 kW t=150 
℃ 380V 
3 
4 仓泵3.0/8 V=0.1m3 4 
5 仓泵10.0E/12 V=0.28m3 2 
6 电动给料机JGD25Ⅱ型Q=5t/h 
N=1.5kW 380V 
2 
7 电动给料机JGD25Ⅱ型Q=2.5～5t/h 
N=1.5kW 380V 
2 
8 电动给料机JGD25Ⅱ型Q=1t/h 
N=1.5kW 380V 
2 
9 箱式冲灰器JXH-Ⅱ型Q=5t/h 单4 


喷嘴φ12 
10 箱式冲灰器JXH-Ⅰ型Q=5t/h 单
喷嘴φ8 
2 
序号名称型号和规格数量
1 冷渣器选择性排灰冷却器排渣温
度≤150℃ 
2 
2 #1 刮板输送机RMSM50 型Q=50t/h N=11kW 
380V B=500mm L=34.4m 
1 
3 #2 刮板输送机RMSM50 型Q=50t/h N=11kW 
380V B=500mm L=26.7m 
1 
4 斗式提升机TB400 型Q=50t/h N=11kW 
380V B=400mm L=24.3m 
1 
5 渣库JZK-8 型直径:φ8m V=490m3 1 
6 冷渣水泵

灰渣泵

150ZJ-1-A65 型Q=300～450m3/h P=0.70MPa n=980rpm 

除灰水泵

150ZJ-1-A170 型Q=250～400m3/h P=0.8MPa n=980 rpm 

螺杆式空压机

GA90CW-8.0 型Q=15.12m3/min P=0.8MPa N=90kW 

2． 调试步骤、作业程序
2.1 除灰系统调试
2.2 除灰系统的静态检查
2.2.1 除灰系统的静态检查在灰斗内无灰的条件下进行（无须启动锅炉或投运电除尘
器）。
2.2.2 检验各转动部件是否能正常运行。
2.2.3 检验除灰系统的动作程序是否符合设计要求。
2.2.4 检查整个除灰控制系统的监视、管理及自动顺序控制。
2.3 除灰系统的首次投运
检查各流化空气截止门是否在工作位置
各仓泵的上料钟、下料钟工作正常。
螺杆式压缩机储罐油位是否正常。
冷却水系统已投入运行。
气力除灰系统的管路、灰仓泵处于干燥状态。
系统工作电源已送上。


除灰系统的首次投运须严格按规程进行，正常情况下采用“自动”方式运行。投
运过程中如遇到故障时可以在“手动”方式下进行仓泵的进料、流化、输送及吹扫
步骤，并通过灰库顶的电动管道切换阀来控制各输灰管将灰输送到所需的灰库。


3. 除渣系统调试
步骤及方法：
投运斗式提升机。
投运#2 埋刮板输送机。


投运#1 埋刮板输送机。
投运冷渣器冷却水系统。
启动冷渣水泵，调整冷渣水量。
关闭疏水排气阀； 
打开单台冷渣器进出口通水阀； 
打开冷渣器总进水阀，保证单台冷渣器的通水量在正常范围； 
打开冷渣器上联箱排汽阀，排出冷渣器水冷壁中气（汽）体； 
投运冷渣器冷却风系统。
调整四个风室入口调节风门在合适位置。
开启冷渣器入口总风电动调节门到适当位置。根据锅炉密相区料层差压的要求，适当开

启排渣风。冷渣器首次启动时应在较小的处理渣量下进行，此时排渣风开度
不宜过大！ 
密切注意冷渣器出口风温、水温、高温床温度及料层差压的变化，如在5 分钟内无变
化，说明冷渣器不进渣，此时应按事故处理方法进行处理。

如冷渣器渣温或风温及料层差压增加过快，应关小排渣风。
调整锅炉二次风总风量，使投运冷渣器时的总风量与未投运前基本保持不变。
当冷渣器建立起床压后，根据燃料和进渣粒度及炉膛燃烧情况逐步调整冷渣器出口电动
给料机，精确控制排渣量，保持炉膛床压和冷渣器床压稳定。

第七节电除尘调试

电除尘具有较高的除尘效率，可达99%以上，电力系统使用的电除尘，其使用效率一般
为98%左右。，能处理大流量高温烟气。其烟气阻力仅为98－294Pa，引风机耗电少，使用寿
命长，良好的电除尘大修周期比锅炉还长。其缺点是：一次风投资大，占地面积大，对粉尘
性能比较敏感，粉尘比电阻过大时收尘效果不理想，耗钢量大，特别是薄钢板耗量大。

1. 气流分布均匀性试验调整。
（1）为获得满意的气流分布，首先在设计上应考虑烟；烟道的走向和扩散管设计的合
理性。当正常设计受到空间限制时，必须装设导流板，使进入扩散管气流的分布尽量均匀， 
然后再由气流分布板进一步均匀气流。气流分布试验是在电除尘本体安装工作基本结束后，
外壳已密封，引风机可以运行，灰斗内搭好临时测量用脚手架或测量装置的条件下进行的。
一般选择第一电场最后一排分布板约10 倍分布板孔径处的截面，均匀选点，用铅丝拉成测
试点，测试点数不宜少于100 点，测试时应隐蔽躯体以不影响气流流动。
试验方法

（2）首先启动引风机，将炉内电除尘及烟道灰尘吹扫干净后，调节工况达试验要求， 
测试人员带上防护风镜进入电除尘内，关闭人孔门，用热气球风速仪或旋转风速仪逐点
进行测量。试验时，试验人员应站在灰斗临时脚手架上，风速仪应用专门的夹具携带， 
并在测量断面上沿水平或垂直方向上移动，逐点测量并记录风速值。也可利用毛线倾角
判断其均匀性，即可在测量断面的测量小方格上每处挂一根毛线，调整最后一道分布板
上小孔，使各毛线的倾角一致。
（3）气流均匀性评定标准公式如下： 

其标准为：当σ≤0.1 时，气流分布为优；0.1＜.≤0.15 时，气流分布为良；0.15＜.≤0.25 
时，气流分布为合格。

2. 振打特性试验
振打装置是清除吸附在集尘极、电晕极上的粉尘，并将其振落、收集到灰斗，是
电除尘高效稳定运行的条件之一。振打力的大小，一般用振打加速度来衡量，振打加
速度值及其分布均匀程度，关系到吸附在极板表面的粉尘能否有效地剥落。故应确定
加速度分布均匀及适合尘粒振落的最小加速度值和振打频率。集电极板上振打加速度
的大小及分布均匀性，不仅与锤头的大小有关，而且与整个板排结构的刚性、不直度
和连接螺栓的松紧程度有很大关系。

确定粉尘振打最小加速度值方法，一是一切条件均仿照实际情况的模拟试验，二

是同种粉尘电除尘内运行效果的观察和测试。目前对各种飞灰所需最小加速度值还缺

乏成熟经验资料，一般认为50g 就能将灰振落。

振打效果优劣，除应满足最小加速度外，还保证振打频率合适（小于或等于
500Hz），力求振打加速度分布均匀，故仍采用相对均方根法计算评定，其公式如
下： 

加速度分布愈均匀， 愈小，国内电除尘的值一般在30%－70%，如≤45%， 
则认为加速度分布比较均匀。

振打周期试验的确定，因振打周期对电除尘效率有影响，故需通过试验确定一个
较适合的振打周期。一是规定性方法，即改变各电场振打周期，观察排烟的颜色变化，
当烟色淡白时，振打周期比较合适。另一是定量方法，即改变振打周期后，测定除尘
效率。通常采用正交试验法，选择最少最有效的方法，求出最佳振打周期。通常电晕
极多采用连续振打方法，收尘极多采用间断振打方法。

3. 冷态电场空载升压试验
电场空载升压试验用来检查电场的安装质量、测定电场空载伏安特性、起始电晕电压、
击穿电压、板电流密度等。在同等条件下，击穿电压越高，安装质量越好，电场密度
愈大，电晕线放电性能较好。一般击穿电压不应低于额定电压的70%－75%；反之则
表明除电晕线外的结构有可能存在尖端放电或绝缘较低的情况。

试验前应进行全面检查，确认后方可进行电场空载试验。因空载时击穿电压及电
场密度比正常运行时大，故为解决变压器容量不足，一般多用两台变压器并联供一个
电场进行测试，升压是逐渐进行的，当电场内有缺陷，就会发生火花闪络，通过人孔
或外壳开的临时孔，采用直接观察电晕的办法，找出发生火花闪络的地点，之后停下
高压电源，做好电极放电，进行检查处理工作。由于电晕蓝光微弱，所以试验应在气


候干燥的夜间进行。
第八节锅炉整套启动


1. 目的：按部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》有关规定要求，对施工、
设计和设备质量进行考核，检查设备是否能达到额定出力，是否合乎设计要求。
2.调试对象及范围
2.1 调试对象
2.1.1 锅炉设备概况
锅炉为东方锅炉厂生产的超高压自然循环，一次中间再热，汽冷分离器、循环
流化床燃煤锅炉，型号为DG-440/13.7-II2 型。
锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，两台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部
竖井(HRA) 三部分组成。
炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和一片水冷分隔
墙。锅炉预留有六个给煤口和三个石灰石给料口，给煤口和石灰石口全部置于炉前，在前墙
水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，通过
金属膨胀节与床下风道点火器相连，风道点火器一共有两台，其中各布置有一个高能点火油
燃烧器。炉膛两侧分别设置两台多仓式流化床风水冷选择性排灰冷渣器。
炉膛与尾部竖井之间，布置有两台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。
尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从
上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片
管式省煤器和卧式空气预热器，空气预热器采用光管式，沿炉宽方向双进双出。过热器系统中
设有两级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微喷减温器。
锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。

2.1.2 锅炉各主要工况下的技术设计参数如下： 
项目单位数值（BMCR） 
汽包压力MPa 14.9 
主蒸汽流量t/h 440 
主蒸汽温度℃ 538 
主蒸汽压力MPa 13.7 
再热蒸汽流量t/h 360 
再热蒸汽进口温度℃ 319 
再热蒸汽出口温度℃ 538 
再热蒸汽进口压力MPa 2.62 
再热蒸汽出口压力MPa 2.47 
给水温度℃ 249 
排烟温度℃ 131 
锅炉设计热效率（低位）% 91.53 
喷水比例% 5.17 
冷风温度℃ 20 
热风温度℃ ~256 


过量空气系数/ 1.2 
冷渣器出口渣温℃ ≤150 
烟气量Nm3/h 433.6×103 
风量Nm3/h 406.6×103 
燃煤量t/h 73.35 
石灰石耗量t/h 3.87 
钙硫比Ca/S / 2.2 
煤粒度mm 0-9,d50=1.8 
石灰石粒度mm 0-1.5,d50=0.45 
脱硫效率% 90 
床温℃ 890 
炉膛平均温度℃ 878 
炉膛出口烟温℃ 863 
分离器出口烟温℃ 852 
低再、低过出口烟温℃ 528 
省煤器出口烟温℃ 304 

2.1.3 该炉设计煤种为烟煤，煤质特性如下: 
名称符号单位
数值
设计煤种
（应用基） 
校合煤种
（应用基） 
碳Car % 47.08 43.66 
氢Har % 3.16 2.97 
氧Oar % 7.37 4.60 
氮Nar % 0.88 0.75 
全硫St.ar % 0.75 0.84 
灰分Aar % 34.65 41.78 
全水分Mt % 6.11 5.4 
挥发分Vd.af % 40.56 43.03 
低位发热量Qnet.ar KJ/kg 18780 16480 


煤的入炉粒度： 
最大粒径dmax=9mm； d50=1.8mm 。

石灰石特性(煅烧前) 

名称符号单位数值
碳酸钙CaCO3 % 95.14 
碳酸镁MgCO3 % 3.82 
水H2O % 0.5 
其它% 0.54 
最大粒径dmax=1.5mm；d50=0.450mm( 见石灰石入炉粒度要求曲线*)。


2.1.4 工质流程: 
2.1.4.1 汽水流程： 
给水→省煤器→汽包→饱和蒸汽→汽冷式旋风分离器入口烟道→汽冷式旋风分离器→尾
部竖井侧包墙过热器→尾部竖井前、后包墙过热器→尾部竖井中间包墙过热器→低温过热器

→Ⅰ级减温器→屏式过热器→Ⅱ级减温器→高温过热器→集汽集箱→汽机
2.4.2.2 再热蒸汽流程： 

汽机高压缸排汽→事故喷水减温器→低温再热器→微量喷水减温器→高温再热器→汽机
中压缸

2.1.5 锅炉主要辅机设备规范
2.1.5.1 引风机
型式：单吸入离心式风机
型号： Z9 2412V.01.00 SBL6T 型
流量： Q=279973Nm3/h 
静压升： H=5634Pa 
进口压力：-5407 Pa 
介质温度：136 ℃ 
风机转速：960 rpm 
2.1.5.2 一次风机
型式：单吸入离心式风机
型号： L3 N2165.04.00 SBL6T 型
流量： Q=209341Nm3/h 
全压升： H=23150Pa 
进口压力：0.25 Pa 
介质温度：20 ℃ 
介质密度：1.1985 kg/m3 
风机转速：1485 rpm 

2.1.5.3 二次风机
型式：单吸入离心式风机
型号： L2 N1941.00.85 SBL6T 型
流量： Q=87606Nm3/h 
全压升： H=10863 Pa 
进口压力：0.25 Pa 
介质温度：20 ℃ 
介质密度：1.1985 kg/m3 
风机转速：1440 rpm 

2.1.5.4 J 阀风机
型式：
型号： 
流量： 
全压升： 
进口压力： 
介质温度： 
介质密度： 


风机转速： 

2.1.5.5 给煤机规范： 
型号： 10-57 耐压式给煤机
运输皮带： 环行裙边胶带
带宽： 650mm 
带速： 0.55mm/s 
流量： 2.7-27t/h 
主驱动头： R87DV123S4（含电机）
驱动功率： 5.5KW 

皮带秤形式：ICS-30 
称重传感器：9370-100KG 

2.1.5.6 播煤风机规范： 
型号： L2N 1241.02.81 SBL6T 
入口流量： 52771.7Nm3/h 
全压升： 17.76kPa 
入口压力： 16.11kPa 
风机转速： 2970rpm 
2.1.5.7 点火风机规范： 
型号： L4N 1365.04.93 SBL6T 
入口流量： 50280 Nm3/h 
全压升： 6.456kPa 
入口压力： 16.11kPa 
风机转速： 1480rpm 
2.2 调试范围
2.2.1 锅炉及其辅助系统
2.2.1.1 炉前燃油系统
2.2.1.2 锅炉烟风系统
2.2.1.3 锅炉汽水系统
2.2.1.4 锅炉给水及减温水系统
2.2.1.5 给煤设备及系统
2.2.1.6 锅炉疏排水系统
2.2.1.7 电除尘及其辅助装置
2.2.1.8 吹灰系统
2.2.1.9 锅炉汽水取样系统
2.2.1.10 锅炉加药系统
2.2.1.11 火检冷却风系统
2.2.1.12 除灰、除渣系统
2.2.1.13 输煤设备及系统
2.2.1.14 石灰石系统
2.2.1.15 仪用及厂用压缩空气设备及系统

2.2.2 与以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控及自动控制系统。
3. 调试方法、工艺或流程
按机组整套启动试运曲线，进行锅炉点火、升压工作，逐步投入锅炉各附属
设备及相关系统，使机组达到满负荷安全稳定运行，完成机组72+24 小时试运行，
在机组试运行过程中，进行有关锅炉调整试验工作并配合热工专业投入相关保护、
自动及顺序控制系统。

4. 调试前应具备的条件及准备工作
4.1 调试前应具备的条件
4.1.1 锅炉酸洗吹管结束，临时管道恢复正式系统。
4.1.2 安全门调整校验结束，动作值符合要求。
4.1.2 锅炉中温烘烤已结束，内衬材料烘烤达到效果。
4.1.3 前阶段发现的缺陷及影响启动的结尾工作、整改项目均已处理完毕。
4.1.4 锅炉本体的刚性梁良好，各部的膨胀指示器良好，刻度清楚，基准点指示确。
4.1.5 锅炉本体的平台、扶梯、栏杆及护板完好，信道畅通，现场整洁，沟道盖板齐全，临
时设施及脚手架已拆除，施工杂物清理干净。
4.1.6 设备和系统的安装、保温、油漆工作全部结束。
4.1.7 通风、照明(包括事故照明)及消防设施齐全、可靠。
4.1.8 锅炉所有电动门、调整门及风、烟挡板开关灵活，开度指示正确，手动门应开关灵活， 
操作安全、方便，标示牌正确齐全。
4.1.9 锅炉所有辅机经试转且验收合格。
4.1.10 下列系统及设备应具备投入正常运行条件
4.1.10.1 燃烧设备
4.1.10.2 主、再热蒸汽系统
4.1.10.3 给水及减温水系统
4.1.10.4 烟风系统
4.1.10.5 燃油系统及自动点火装置
4.1.10.6 输煤系统、给煤系统
4.1.10.7 Ⅰ、Ⅱ级旁路系统
4.1.10.8 锅炉热工表盘，测量仪表及监控保护、联锁系统(FSSS、SCS、DAS 等) 
4.1.10.9 压缩空气系统
4.1.10.10 冲灰水、工业水、消防水、疏/放水、锅炉上水泵系统
4.1.10.11 锅炉吹灰系统，空预器吹灰系统
4.1.10.12 加药、取样、排污及蒸汽加热系统
4.1.10.13 电气除尘器及锅炉除灰、除渣系统
4.1.10.14 石灰石系统
4.1.11 灰沟清理干净、畅通，地沟喷嘴、盖板完好。
4.1.12 运行所需的记录表格，系统图应齐全。
5.2 调试前的检查及准备工作

5.2.1 批准点火的锅炉应该是经验收合格的锅炉，验收工作应有运行人员参加，此后安装人
员不得进入炉膛或烟道内工作，并不得再操作设备。
5.2.2 锅炉点火前，按″锅炉运行规程″的要求，对机组各系统及所属设备进行全面的检查， 
将发现的问题汇报启动指挥部，及时联系消缺。
5.2.3 锅炉上水
5.2.3.1 汽包就地水位计投入，且照明良好、清晰，否则不予上水。
5.2.3.2 上水的水质应经化验合格，其温度<90℃。上水时间不得少于2 小时，冬季不得少于
4 小时，当水温接近汽包壁温时，可以加快进水速度。
5.2.3.3 控制进水温度与汽包壁温度差≯40℃，否则不得进水。
5.2.3.4 上水前/后应记录汽包及水冷壁联箱的膨胀指示值。
5.2.3.5 水位上至汽包水位计-100mm 时，停止上水，注意水位应无变化，否则要查明原因。
5.2.3.6 投炉底蒸汽加热，必须将系统彻底疏水，控制加热速度。控制汽包壁温升速度<2℃ 
/min，管道和水冷壁不应产生水冲击声，当汽包平均壁温达到100～120℃时，停止
进行加热，并解列和隔绝炉底蒸汽加热系统。
5.2.4 联锁保护试验
5.2.4.1 锅炉总联锁试验(辅机联锁)及相应的热工保护联锁。
5.2.4.3 锅炉安全保护系统试验(FSSS 模拟信号)。
5.2.4.4 汽包水位保护试验
6 调试步骤、作业程序
6.1 联系值长、汽机、化学、燃料等专业，准备锅炉点火，汽机抽真空。
6.2 启动燃油泵，燃油系统打循环至炉前。
6.3 进行电除尘启动前的准备工作(投振打、加热装置)。
6.4 锅炉通风
按顺序依次启动J 阀风机、引风机、一次风机、二次风机、播煤风机，保持炉膛负压
-100Pa，通风吹扫5 分钟(通风量应为满负荷风量的25%)。

6.5 由J 阀床料填充口注入床料至显示床压4560Pa 。
6.6 接值长锅炉可以点火命令后，将燃油压力调整到规定值2.5～3.0MPa，投入启动燃烧器， 
锅炉点火后，应及时到就地检查油枪的着火情况，相应调整风量。
6.7 点火正常后，联系汽机投一、二级旁路系统，关闭过热器、再热器向空排汽门。
6.8 锅炉点火后即投入空预器连续吹灰。
6.9 根据"锅炉滑参数启动曲线"控制升温升压速度应缓慢均匀，其升温升压速度如下： 
升压速度≤0.05～0.1MPa/min 升温速度：1.0～2.0℃/min。
6.10 启动过程中应控制的技术参数指针
6.10.1 汽包上下壁温差≤50℃，如温差大时，应：
6.10.1.1 联系汽机适当开大旁路阀，加大排汽量。
6.10.1.2 加强定期排污。
6.10.1.3 降低升压速度。
6.10.2 各部烟温，汽温和管壁温度正常。

6.11 点火后，汽包水位会升高，此时应进行定期排污，对膨胀小的联箱要加强排污。
6.12 0.196MPa 关空气门和疏水门。
6.13 0.294～0.49MPa 热紧汽包人孔、水位计螺丝，抄录膨胀指示值。
6.14 0.588～0.98MPa 通知化学化验蒸汽品质，联系电建热工人员冲洗仪表管道，0.98MPa 

抄膨胀指示器。

6.15 1.47～1.96MPa，主蒸汽温度达250～300℃，再热蒸汽200℃以上，主、再热蒸汽在对
应压力下有50℃以上的过热度时，汽机可以冲转。此时应保持汽压汽温的稳定，随着
流量的增加逐步增加燃油量，汽温应缓慢上升。
6.16 床温达到540℃时，试投煤。
燃煤应具备条件：
无MFT 信号
床温>540℃ 
炉膛准备好
播煤风机运行正常，且风量、风压足够
投煤后须加强监视氧量、床温、床压变化，炉内流化工况，燃烧情况，返料情况。

6.17 5.85MPa、13.8MPa 抄录膨胀指示值，全面检查汽水系统、主要设备和仪表应良好。
6.18 床温达到830℃，视锅炉燃烧情况逐步撤油枪，投电除尘。
6.19 床压达到7.0kPa 时，投入除渣系统。
6.20 监视烟气SO2 排放值，必要时用手动或自动方式调节石灰石的加入量，使烟气中SO2 含
量符合规定值。
6.21 负荷升至100MW 以上，配合热工专业逐步投入有关自动控制系统。
6.22 整套启动过程中的注意事项
6.22.1 锅炉点火后，若汽机旁路暂不能投用，则严格控制高再后烟温≯538℃。
6.22.2 应特别注意汽包水位和燃烧情况的变化，及时进行调整。
6.22.3 加强与汽机运行人员的联系，在锅炉指针允许的前提下，升压升温速度应满足汽机运
行的要求。
6.22.4 严格控制升温升压速度，炉膛热负荷分布应均匀，给煤机应尽量对称投停，使锅炉炉
膛温度分布均匀。
6.23 锅炉运行的控制与调整
6.23.1 主要安全经济指针
6.23.1.1 汽包水位：正常在0±30mm，最大≤±50mm 
6.23.1.2 主汽压力：≤13.7MPa 
6.23.1.3 主汽温度：≤ 538+-
105 ℃ 
6.23.1.4 再热器出口汽温：≤ 538+-
105 ℃ 
6.23.1.5 主蒸汽及再热汽温差≤ 20 ℃ 
6.23.1.6 过热器两侧蒸汽或管壁温度差≤ 25 ℃ 

6.23.1.7 炉膛负压 -50～-100Pa 
6.23.1.8 炉膛出口烟气含氧量： 3～4 % 
6.23.1.9 燃油压力：2.5～3.0MPa 
6.23.2 燃烧调整
6.23.2.1 床温调整
6.23.2.1.1 正常运行床温保持在890℃～930℃之间，如果床温低于830 ℃（此数值调试过
程中确定）则投入启动燃烧器。
6.23.2.1.2 床温偏高时，增加一次风去风箱的风量，相应减少二次风的风量，保持总风量不
变，调节时要缓慢，避免大幅波动，若仍不能降低床温，则需降低燃料给料量。必要时可增
投石灰石给料量。
6.23.2.1.3 床温偏低时，减少一次风去风箱的风量，相应增加二次风的风量，保持总风量不
变，调节时要缓慢，避免大幅波动，若仍不能提高床温，则须提高燃料给料量。必要时减少
石灰石给料量。
6.23.2.2 床压调整
6.23.2.2.1 床层过高或过低都会影响流化质量，引起结焦。参考冷态试验结果及实际运行过
程中床温和床层流化情况，找出合适的床压控制范围，并以此作为排渣启、停的基准，从而
维持相对稳定的床层高度。
6.23.2.2.2 床压高，手动调节排渣控制门的开度，同时增加启动排渣的次数，增加排渣量。
6.23.2.2.3 床压低，手动调节排渣控制门的开度，同时减少排渣的启动次数，减少排渣量必
要时停止排渣。
6.23.2.2.4 增减负荷
增负荷时，应先加风后加燃料，加风与加燃料交替进行。减负荷时，应先减燃料后减风， 
改变燃料量与风量应交替进行，采用“少量多次”的调整方法，避免床温大幅度变化。

6.23.2.2.5 调整风量时，先调一次风，后调二次风，在调整过程中，要密切监视一次风风
箱压力、床温、床压，在满足正常流化的前提下，调节二次风量，保持总风量。
6.23.2.2.6 回料阀的调整
回料阀的风量及风压在冷态试验中已经初步调整完毕，在此仅根据实际运行中回料阀的
床压及床温、各通风口管路流量指示判断返料正常与否，并进行进一步的调整，原则上不进
行大的调整。

6.23.3 主汽及再热汽温的调节
6.23.3.1 保持汽温稳定，首先要保证锅炉燃烧的稳定，司炉应掌握各种运行方式下的汽温变
化规律，预先调整，以免被动。
6.23.3.2 汽温的调节手段应留有余量，根据实际情况进行锅炉的吹灰工作。
6.23.3.3 减温水量的变化应缓慢，不可猛开猛关。
6.23.3.4 经常校对汽机侧汽温，掌握机、炉之间的温差值，满足汽机对主蒸汽和再热汽温的
要求。
6.23.3.5 再热汽温的调整可采用锅炉尾部烟气旁路挡板作为粗调整手段，微量喷水装置作为
细调整手段。
6.23.4 水位的控制与调整
6.23.4.1 经常注意给水流量和蒸汽流量的差值，如有不正常情况应查明原因及时处理。
6.23.4.2 各水位表计的指示应一致，定时校对上/下水位计，发现水位计模糊不清应立即进
行冲洗，严防由于表计的失灵而误判断造成锅炉满、缺水事故的发生。

6.23.5 防止结焦
结焦是循环流化床锅炉运行中较为常见的问题，无论点火或正常运行过程中都可能发生，
造成结焦的直接原因是局部或整体温度超出灰熔点或烧结温度。具体而言可以分为以下几种
情况： 

. 床层整体温度低于灰渣变形温度，但由于局部超温或低温烧结，而引起结焦，这主
要发生在启动或压火过程中，回料阀及冷渣器内也有可能出现； 
. 床层整体温度水平较高，且流化正常时，发生的结焦，主要是床料中含碳量过高造
成的； 
. 床温和观察到的流化质量都正常，但由于给煤中存在大块及运行参数控制不当引起
的缓慢生长起来的结焦，这种情况造成的结焦运行过程中较难发现。
6.23.5.1防止结焦发生的措施
6.23.5.1.1 保证结焦易发地带流化良好，颗粒混合迅速； 
6.23.5.1.2 保证床料处于正常的移动状态； 
6.23.5.1.3 向床内加入适量的砂子（砂子中钾、钠成分不能超标）或石灰石补充床料； 
6.23.5.1.4 投运给煤系统过程中，应注意床温不得急剧上升过快； 
6.23.5.1.5 高负荷或给煤含碳量较高时，及时进行风量的调整； 
6.23.5.1.6 保证给煤粒度在设计值范围内； 
6.23.5.1.7 点火之前认真检查流化风嘴有无错装或堵塞，并检查各床面无杂物。
6.23.5.2 结焦的现象
6.23.5.2.1 流化床内有白色火花，局部流化不良；
6.23.5.2.2 结焦严重时带负荷困难，床温升高。
6.23.5.2.3CRT 显示床温、床压分布极不均匀； 
6.23.5.2.4 燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大； 
6.23.5.2.5 回料阀回料困难，发生堵塞现象。
6.23.5.3 处理结焦的措施
6.23.5.3.1 调整燃烧，增大流化风量，增大流化速度； 
6.23.5.3.2 适当降低床温，相应减少了二次风喷嘴的风量； 
6.23.5.3.3 加大排渣量，以尽量排出焦块； 
6.23.5.3.4 结焦严重经多次调整处理无效时，应停炉处理； 
6.23.5.3.5 停炉后的冷却按正常停炉进行。
6.24 事故紧急停炉和故障停炉
6.24.1 遇有下列情况，锅炉机组应紧急停炉。
6.24.1.1 汽包水位超过±250 mm。
6.24.1.2 炉管爆破，不能维持正常水位时。
6.24.1.3 锅炉主汽温度、再热汽温度或管壁温度超过限值，经多方设法调整或降负荷运行仍
无法恢复正常时。
6.24.1.4 给水泵故障，造成给水中断时。
6.24.1.5 锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重恶化，经努力调整，仍无法恢复正常时。

6.24.1.6 锅炉严重结焦或结灰，经努力清除仍难以维持正常运行时。
6.24.1.7 主给水管道、主蒸汽及再热蒸汽管道发生爆破时。
6.24.1.8 回料阀结焦，无法正常返料。
6.24.1.9 冷渣器故障，无法除渣。
6.24.1.10 所有水位计损坏时。
6.24.1.11 烟道发生二次燃烧，使排烟温度不正常升高时。
6.24.1.12 锅炉内衬材料大量脱落，无法正常运行。
6.24.1.13 安全门动作后不回座，压力下降造成汽温的变化使汽机停机时。
6.24.1.14 压力达到安全门动作值，而安全门拒动，向空排汽门无法打开，高/低压旁路不能
投入时。

6.24.1.15 厂房内发生火警，直接影响到机组的安全运行时。
6.24.1.16 再热蒸汽中断时。
上述情况的停炉时间由启动指挥部决定。
6.24.2 紧急停炉步骤
6.24.2.1 通知值长和汽机班长，锅炉准备紧急停炉。
6.24.2.2 立即操作"手动MFT"按钮，并注意检查点火油及给煤系统是否切断
6.241.2.3 解列有关自动，保持汽包水位，关闭过热器和再热器的减温水门，维持炉膛负压
-50Pa 进行锅炉通风。
6.24.2.4 通知汽机紧急停机。
6.24.2.5 根据具体情况按″锅炉运行规程″的规定进行处理。
6.24.3 停炉过程中的注意事项
6.24.3.1 停炉前应尽量降低炉膛床料含碳量，避免因继续燃烧引起炉内结焦。
6.24.3.2 在低负荷运行状态时，应特别注意风、煤的配比与锅炉的燃烧情况，必要时可投油
枪助燃。
6.24.3.3 一次风压应维持稳定，随着负荷的降低，必须及时调整一、二次风量。
6.24.3.4 降压降温的方法，除进行燃烧调整、使用减温水外，可联系汽机旁路站来协助，使
汽压、汽温均匀下降。
6.24.3.5 低负荷时应尽量少用减温水，防止因喷水雾化不良造成蒸汽带水。
6.24.3.7 油枪投用后，即应投入空预器连续吹灰。床温降至830℃，投用油枪助燃后，应通
知停用电除尘。
6.24.3.8 在机组滑停过程中，汽包壁上/下壁温差应≤50℃，否则应减慢降压速度。
6.24.3.9 停炉前，应预先关闭过热器和再热器减温水总门。
6.24.3.10 停炉后若采用带压放水干保养法，仍应严格控制汽包壁上/下温差≤50℃。
7.安全技术措施
7.1 锅炉点火后，应及时投入空预器蒸汽连续吹灰，并密切注视锅炉尾部各段烟温变化，防
止发生二次燃烧现象。
7.2 冬季环境温度较低时或燃用高硫煤及在锅炉烧油过程中，应投入暖风器运行，防止空预
器冷段发生低温腐蚀。

7.3 锅炉投煤后，运行人员应特别加强对床温和氧量的监视，避免床温分布不均和局部结焦。
7.4 机组整套运行中，应加强对设备的检查，发现异常情况应立即向有关人员汇报，及时给
予消除。
7.5 启动过程中，特别要注意燃烧的调节，确保锅炉温度变化率不超过100℃/h；并控制好锅
炉床温，防止可能出现炉内结焦。
7.6启动初期，投运减温水时，应防止汽温急剧下降，造成汽机打闸。
7.7 锅炉运行中，操作员应加强运行调整，认真监盘，确保机组安全运行。
7.8 安装人员在检查并记录膨胀指示时，如发现膨胀异常情况，必须报告试运现场负责人， 
经查明原因并消除异常情况后方可继续升压。
7.9 当锅炉油煤混烧时，应注意油、煤流量的相互切换，避免锅炉床温剧烈变化。
第九节锅炉性能验收试验

新锅炉调试经过72＋24 或168 小时（300MW 以上机组）试运移交生产后，按照有关规定
要求，必须进行机组性能验收试验，以考核锅炉各项技术经济指针是否达到合同、制造厂家
所提供的各项性能保证指针和有关规定要求。

主要试验项目有： 

（1） 锅炉额定出力特性试验； 
（2） 锅炉最大出力试验； 
（3） 机组设备及管道保温效果的测试； 
（4） 锅炉汽水品质测定； 
（5） 空气预热器漏风测定； 
（6） 锅炉负荷特性试验； 
（7） 锅炉启、停特性试验； 
（8） 变动工况试验； 
（9） 汽水及风烟系统阻力测定； 
（10）过热器、再热器热偏差试验； 
（11）烟气SO2、Nox 排放值测定。
1. 锅炉额定出力特性试验
锅炉额定出力特性试验在汽轮机正常运行、汽轮机高背压运行和汽轮机停
高加运行三种工况下进行。

（1） 汽轮机正常运行时锅炉额定出力试验，机组达到额定负荷，对锅炉进行
全面测量，同时记录锅炉运行参数和主要辅机运行资料。根据要求进行
两个工况的平行试验。锅炉运行性能参数包括：机组负荷、主汽流量、
主汽压力、主汽温度、再热器入口汽压、再热器入口汽温、再热器出口
汽压、再热器出口汽温、给水压力、给水温度。主要受热面各点壁温包
括：屏式过热器、低温过热器、高温过热器、低温再热器。汽水品质包
括：锅水的PH 值、二氧化硅，饱和蒸汽的二氧化硅和钠离子，过热蒸
汽的二氧化硅和钠离子，再热蒸汽的二氧化硅和钠离子含量。锅炉热效
率试验包括：燃煤特性及可燃物分析：水分、灰分、挥发份、低位发热
量、燃煤颗粒、飞灰可燃物、炉渣可燃物等项目。另外还要进行空气预
热器性能考核，在空气预热器的进出口同时测量空侧温度、静压含氧量，
计算得到空气预热器的阻力、漏风系数和漏风率。
（2） 机组高背压运行时锅炉额定出力试验。所测量项目及试验项目同上。

（3） 机组高背压运行时锅炉额定出力试验。同上。
2. 锅炉连续最大出力试验
逐渐增加燃煤量提高锅炉出力，调整并保持主汽和再热器压力、温度达
到额定值。当汽轮机调节阀全开后发现调节级超压，锅炉仍未达到最大连续
出力，以汽轮机最大进汽量为锅炉最大连续出力的试验工况。关小汽轮机调
节汽阀使调节级不超压进的进汽量为汽轮机最大连连连续出力（虽然锅炉本
身还有余量，可以以给水校正后的主汽流量为准）。保持运行2 小时以上， 
对锅炉进行全面测量。所要测量和进行的项目同上。

3. 锅炉负荷特性试验
对于135MW 机组来说，机组负荷应分别在112.5MW 、100MW 、87.5MW 
三个工况下运行，维持锅炉出口蒸汽压力、温度在额定值，对锅炉进行全面
测量。

4. 机组散热测试
（1） 在机组出力大于90%额定负荷，天气良好。
（2） 对保温结构的表面温度测量采用红外辐射温度计法。
（3） 在汽轮机的高、中、低压缸、主汽管道、再热蒸汽管道、给水管道、
抽汽管道和锅炉炉墙、炉顶部、汽包、旋风分离器、锅炉的烟风道等
处每处至少5 点（包括管道弯头、炉墙拐角等部位）进行保温结构的
表面温度、环境温度及风速的测量。
5. 锅炉启动、停止特性试验
在锅炉启动、停止过程中进行锅炉冷态、温态和热态启、停特性试验，记录
相关资料。
6. 在机组进行额定负荷试验过程中分别在定压和滑压工况下进行锅炉连续负
荷变化率测试，记录并计算其每分钟的负荷变化率。
第六章循环流化床锅炉的启动和停运
第一节循环流化床锅炉启动前的检查和准备工作

一、锅炉本体检查项目： 
1）、检查锅炉风道、
烟道、燃烧室和旋风分离器内的所有设备及汽包内的所有设备应完整并连接正确牢固； 
2）、锅炉风道、烟道、燃烧室及汽包内无工具和杂物，无积灰、积煤和焦渣，确认炉内

无人后关闭人孔门和检查门等；确定无泄漏现象； 
3）、锅炉本体各管道的支架完整，吊杆与弹簧无断裂，各处补偿器应正常，炉墙外敷护

板和保温完整，露天布置的蒸汽管道铁皮罩齐全牢固，阀门管道保温良好；
4）、炉内外及周围无垃圾杂物，所有坑、井、孔、洞和沟道的盖板应完整，照明充足； 
5）、各部膨胀指示器完整无卡涩，刻度清晰并指示在冷态标准位置； 
6）、吹灰器无损坏变形现象，设备齐全，传动装置灵活，保护罩完整； 
7）、安全门、向空排汽门、防爆门、疏水门及各附件应完整良好，就地压力表齐全，排

汽管连接牢固，疏水畅通； 
8）、各风门、挡板应与管道连接良好，连杆不弯曲，开度指示正确，开关灵活，各风压、
风温测点应完整； 
9）、所有汽水阀门完整，手轮齐全，阀杆无弯曲、生锈现象，轧兰盘根应有压紧余地， 

开关灵活，方向开度指示应与实际相符； 
10）、双色水位计指示正确，照明良好、清晰； 
11）、水冷壁、过热器、再热器、空气预热器、省煤器等各受热面管子无积灰，保持受热


面清洁，且各受热面管子外形无突出的部位，以防加重磨损； 

12）、燃烧室下部布风板上无杂物，风帽出口入口应通畅不堵，风帽内无杂物，床面耐火
材料及炉膛四周防磨浇注料是否完整，无脱落裂纹等情况。
二、辅机的检查

1）、靠背轮连接良好，保护罩牢固，传动链条、皮带完整可靠，地脚螺丝牢固，电动机

接地线良好；事故按钮完整； 
2）、润滑油油位正常，油质合格； 
3）、风机轴承温度计完整；各润滑油站运行正常； 
4）、各液力偶合器油位、油温、油压正常， 
5）、各辅机冷却水畅通，水量充足； 
6）、检修人员确已离开机组及风烟道内； 
7）、为防止机械轧煞，在启动前应进行盘车试转两圈； 
8）、所属风机的进出口挡板装好，传动装置灵活； 
9）、辅机和电动机外壳应有明显的旋转方向标志； 
10）、上述检查完毕，测绝缘合格后送上电源。

三、燃油系统的检查： 
1）、油管路完整，油罐油位标记清晰； 
2）、供油泵正常，进油门回油门在适当位置，油枪入口门关闭，油枪雾化良好；
3）、吹扫蒸汽压力、温度合格； 
4）、电子点火器电源正常完好；
5）、看火孔镜片完好并清晰可见； 
6）、点火燃烧器完好，火焰检测器完好，火检冷却风畅通且风量充足。

四、电除尘设备的检查： 
1）、烟道外形正常，无漏风，人孔门、检查孔关闭严密； 
2）、振打装置齐全完好；
3）、电气设备完好；
4）、MCC 及联锁装置等必须处于准备运行状态。

五、除渣系统的检查： 
1）、排渣管畅通，旋转排料阀无卡沑并关闭； 
2）、灰渣排出系统已与冷渣器相连通，冷渣器已做好投运准备； 
3）、冷渣器内风帽完好，流化风系统和冷却水系统完好。
4）、输渣系统完好并具备投用条件。

六、给煤和石灰石给料系统的检查： 
1）、原煤仓煤量充足； 
2）、播煤风管路及给煤机密封风管路畅通； 
2）、给煤和石灰石设备完好；

七、回送装置具备投运条件。
八、吹灰系统完好且吹灰汽源正常。
九、所有必要的运行仪表必须安装，且运行可靠，正确校准。

第二节启动前的准备工作
一、启动前对整个机组的设备进行巡查以核实所有设备具备启动条件。
二、向”J”阀和炉膛布风板加入床料，方法如下：（参考下图） 


0 
100 
200 
300 
400 
500 
600 
700 
0 1960 3920 5880 7840 9800 
床料压差Pa 
布风板上静止床料高度mm 
1）、开始填充”J”阀时，应使在上流料腿和下流料腿间形成密封（由床料填充实现），床
料应从”J”阀床料填充口添加，此时”J”阀风机必须投入运行以提供必要的风量，而且床料的粒
径必须恰当； 

2）、向炉膛布风板加入床料时，床料可以是粗石灰石也可以是炉渣，粒度应为设计的合
适粒度，加至设计料层高度为止。
三、测压管吹扫系统投运。
四、检查并确认所有安全阀中水压试验用的塞盖或堵板已从安全阀中拆除。
五、检查汽包各处壁温测量用热电偶的完好状况。
六、在检查并确认无人在炉内后，关闭所有人孔门及观察孔。
七、检查汽包电接点水位计在主控室内运转情况，并校准双色水位计，使双色水位计显示的
水位正确并清晰可见。
八、将各仪表及操作装置置于工作状态。
九、检查所有安全联锁装置以保证正确动作。
十、检查所有驱动装置的润滑及冷却系统符合要求。
十一、，做好除尘器使用前的准备工作。
十二、DCS 系统处于完好状态。
十三、在机组上水前，应将锅炉有关阀门包括放气阀、疏水阀及仪表用阀门置于下列状态： 

阀门名称及说明状态
高温过热器出口管道配弹簧安全阀装置整定值调整完好
低温再热器进口管道配弹簧安全阀装置整定值调整完好
低温再热器进口管道配弹簧安全阀装置整定值调整完好
屏式再热器出口管道配弹簧安全阀装置整定值调整完好


汽包配弹簧安全阀装置整定值调整完好
汽包配弹簧安全阀装置整定值调整完好
汽包高低读水位计水侧及汽侧截止阀开启
汽包高低读水位计疏水阀关闭
饱和蒸汽引出管放气阀开启
主给水管路上的止回阀自动
主给水管路上的闸阀关闭
锅水加药用截止阀关闭
汽包紧急放水阀关闭
汽包连续排污阀关闭
炉水取样阀关闭
汽包压力表三通阀开启
饱和蒸汽取样阀关闭
锅炉集中下降管疏水截止阀关闭
再循环管道截止阀开启
水冷壁下集箱定期排污阀关闭
旋风分离器上集箱对空排汽阀自动
旋风分离器下部环形联箱进口连接管疏水阀开启
中间包墙上集箱放汽阀开启
左、右侧包墙下集箱疏水阀开启
前、中、后包墙下集箱疏水阀开启
屏式过热器进口集箱疏水阀开启
屏式过热器出口集箱放气阀开启
高温过热器进口集箱疏水阀开启
高温过热器出口集箱放气阀开启
高温过热器出口连接管道压力表用三通阀开启
高温过热器出口连接管道向空排汽阀开启
低温过热器进口集箱疏水阀开启
屏式再热器出口集箱放气阀开启
屏式再热器出口连接管道向空排汽阀开启
屏式再热器出口连接管道压力表用三通阀开启
过热器喷水减温器手动截止阀关闭
再热器喷水减温器手动截止阀关闭
吹灰蒸汽主管道上截止阀关闭
主给水旁路截止阀关闭
左右侧冷渣器水冷管束进口集箱疏水阀关闭
主给水上水管路截止阀开启
屏式再热器进口集箱疏水阀开启
低温再热器进口集箱疏水阀开启

十四、向锅炉进水时应通过主给水上水管路经省煤器系统向锅炉注入合格的水，当相应部件
的放气阀冒水时，就关闭其放气阀。上水温度应控制在20 ~ 70℃范围内，且不低于汽包壁温； 


进水要缓慢均匀，进水时间夏季不少于2 小时，冬季不少于3~ 4 小时，上水温度与汽包壁温
差≤50℃，当水位到汽包正常水位线下100mm 处，停止进水。

十五、如锅炉内已有水，应校对一次水位计，检查其指示的正确性，保持水位在汽包正常水

位线下100mm 处； 

十六、将冷渣器的冷却水投入运行。启动冷却升压泵投入运行并且其水压正常。
第74 条、关闭再热器侧烟气调节挡板，全开过热器侧烟气调节挡板，同时确认再热器中无积
水，各疏水门打开并采取措施防止水进入汽轮机。
十七、启动风机做布风均匀性试验并合格。
十八、烟、风道挡板位置见下表，挡板位置在主控室显示正确，此时所有燃料石灰石和其它
手操隔绝或滑动闸门挡板应处于下列状态： 

挡板位置状态
引风机进口导流叶片开
一、二次风机进口导流叶片开
石灰石进口关
冷渣器进渣管空气喷嘴关
冷渣器冷却空气进口开
上二次风开
播煤增压风机入口手动截止阀开
播煤增压风机旁路截止阀关
给煤机出口电动截止阀开
给煤机入口电动截止阀关
床下油点火器及炉膛流化风开
“J”阀上、下料腿流化风开
“J”阀底部流化风开
下二次风开
给煤机进口滑动闸门开
“J”阀风机出口至一次风道旁路调节阀开
燃料吹扫风开
给煤机密封风开
冷渣器出口旋转阀关

第三节冷态启动
一、启动”J”阀风机并根据“J”阀料位调整每路”J”阀空气喷嘴通风率，在稳定最低压差值的
基础上建立风量，对通风率进行调整直至满意为止。该J 阀具有自平衡能力，一经调试好后，
正常运行一般不需调节。
二、启动引风机，调节引风机进口调节风门以调节炉膛负压在合适的范围内。
三、启动一次风机；锅炉刚启动时流化速度不要太大，一般只要能够满足最低流化风速即可
（参考下图）： 


0 
50 
100 
150 
200 
250 
300 
350 
400 
0 1 2 3 4 5 6 
炉膛流化风速（m/s）
至炉底风室风量（mn 3 /h×10 3 ）
600℃
750℃
900℃
1000℃
四、启动二次风机，调整合适的二次风量，升炉初期二次风量不宜过大。
五、启动一台播煤增压风机。
六、控制系统自动将机组调节到”准备吹扫”状态。
七、调节上述风机进口挡板，至少以全风量的25％（不超过40％）吹扫机组至少5 分钟。
八、锅炉吹扫完成后，恢复主燃料切除状态（MFT）并执行下述各条：

1）将床下油点火器和炉膛流化风调节挡板就位，以便建立合适的燃烧风量； 

2）保证床下油点火器的燃烧供应、吹扫管路畅通； 

3）调整一次风机进口调节挡板以建立最小流化风量； 

4）启动点火风机，并调整点火枪周界风和冷却风的开度，保证油枪能够燃烧正常。
九、点火前点火油系统应符合以下条件：

1）、燃油温度不低于5℃； 

2）、炉前燃油压力不低于3.0Mpa； 

3）、厂用辅汽压力不低于0.35Mpa，温度不低于120℃； 

4）、火检冷却风畅通且风量充足； 

5）、FSSS 中油泄漏试验合格； 

6）、油枪进油管路及回油管路各手动阀开启； 
十、点火：投入床下油点火器程控，则自动开启油枪进油阀门点火。由观察孔观察点火情况
以便确保燃烧良好。
十一、如点火失败或熄火，应增大送、吸风量，充分通风后方可重新点火；重新点火时应注
意调整油燃烧器的各路配风。
十二、锅炉点火后严密监视氧量，并及时调整点火风道各风门，确保燃油在点火风道内实现
完全燃烧。
十三、点火后调节油枪进油阀和油枪风门，将床下油点火器烟道壁温控制在允许的温度内，
在此期间风室温升不宜太快。风室温度不宜超过1500℃，以免将点火风道烧坏。
十四、锅炉点火后，用手动方式以最低速度使石灰石给料系统投入运行（包括石灰石输送风
机）。
十五、点火后，视具体情况调节J 阀风机出口压力，根据床压信号控制飞灰的回送量以维持
床料总量，进行补充床料，保持床压稳定；床温均匀上升。点火过程中，床料先经过加热、
快速引燃和向稳定状态过渡三个阶段。其中床料的加热是相对较长工、较平稳的过程，升温
热量来自从点火风道的热烟气。随着床温的逐渐升高，床料温升率也越来越小。当整个或局


部床料温度达到煤的着火温度时即进入快速引燃阶段。在点火过程中，要注意投煤温度的选
择，不能为了缩短启动时间而降低投煤床温，投煤温度应根据煤的挥发分、发热量等具体特
性来确定，但最低不得低于480℃，否则会引起炉内爆燃事故。床温达到760℃时可以正常给
煤，停油枪，若不及时停油枪会造成油与煤争抢氧量，煤颗粒燃烧不完全。同时要灵活调节
风量，保持一定的过量空气系数（以1.5－2.0% 左右）。
十六、再热器的保护： 

1）、低再位于尾部烟道中，关闭再热器侧烟气挡板，同时监视低再蛇形管壁温，可起到
保护作用； 

2）、屏再位于炉膛上部，暖炉和启动过程需检测屏式再热器壁温和屏式再热器底部烟温， 
锅炉启动初期，没有再热蒸汽时，屏再底部烟温应控制在允许的范围内； 

3）、及时投入旁路保护再热器； 

4）、再热器中建立起稳定连续的再热蒸汽时，可调节再热器和过热器烟气挡板，只需监
视再热器壁温不超过报警值即可。
十七、启动时，应采取下述方法维持要求的过热汽温： 

1）、及时投入一、二级减温器，使屏过和高过不要超温，过热蒸汽温度至少有约11℃的
过热度，喷水减温后汽温最小限值见下图： 

260 
270 
280 
290 
300 
310 
320 
330 
340 
350 
360 
370 
380 
390 
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 13 1415 16 1718 1920 21 锅筒压力MPa 
蒸汽温度℃
饱和汽温
℃
喷水减温
后的最低
汽温
Ts+11℃
（2）当再热器中有蒸汽流动时，调节烟气挡板以控制再热汽温，满足汽轮机所需的压力和
温度。
十八、当排烟温度达到100℃时，且床下油燃烧器停用时，将电除尘器投入运行。
十九、当锅炉被加热至汽包起压时，检查汽包壁温和水位，可利用连续排污阀和给水调速泵
使汽包水位维持在允许范围内，必要时可同时使用紧急放水和连续排污阀。
二十、升炉过程中，按照下列曲线控制汽包升温升压速度，并通过调整燃烧控制升温升压速
度。0.0――0.2 Mpa 时升温速率为：0.5℃/min； 
0.2――2.0 Mpa 时升温速率为：1.0℃/min； 
2.0――13.8 Mpa 时升温速率为：1.0℃/min 。曲线图如下：（此图为DG440/13.7-II2 
型锅炉的曲线，仅供参考） 


二十一、一般应在下列工况时检查并记录锅炉各部膨胀指示值： 
1）、锅炉上水前； 
2）、锅炉上水后； 
3）、汽包压力为0.49 Mpa时； 
4）、汽包压力为1.96 Mpa时； 
5）、汽包压力为4.41 Mpa时； 
6）、汽包压力为10.0 Mpa时； 
7）、汽包压力为13.8 Mpa时。 
二十二、汽包压力达到0.069----0.103Mpa（表压力）时，关闭下列放气阀和疏水阀： 
饱和蒸汽引出管放气阀 
中间包墙上集箱放汽阀 
屏式过热器出口集箱放气阀 
屏式再热器出口集箱放气阀 
高温过热器出口集箱放气阀 
旋风分离器下部环形联箱进口连接管疏水阀 
前、中、后包墙下集箱疏水阀 
左、右侧包墙下集箱疏水阀 
屏式过热器进口集箱疏水阀 
高温过热器进口集箱疏水阀 
屏式再热器进口集箱疏水阀 
低温再热器进口集箱疏水阀 
二十三、在升压过程中，应加强对水位与燃烧情况的监视及时调整，锅炉进水时应关闭省煤
器再循环门，对膨胀小的联箱要加强排污； 
二十三、升炉至满负荷一般应在在下列压力时进行全面排污： 
1）、邻炉加热停止后； 

2）、汽包压力为0.5 Mpa 时；
3）、汽包压力为2.0 Mpa 时；
4）、汽包压力为5.0 Mpa 时；


二十四、按照下表控制好蒸汽温度以满足汽机要求： 

压力-----饱和温度对照表

压力
（kg/cm2） 
饱和温度
(℃) 
压力
（kg/cm2） 
饱和温度
(℃) 
压力
（kg/cm2） 
饱和温度
(℃) 
10 179.038 11 183.204 12 187.081 
13 190.713 14 1194.132 15 197.365 
16 200.432 17 203.357 18 206.149 
19 208.823 20 211.390 22 216.238 
24 220.27 26 224.992 28 228.984 
30 232.761 32 236.349 34 239.769 
36 243.038 38 246.170 40 249.178 
42 252.073 44 254.865 46 257.561 
48 260.168 50 262.294 52 265.144 
54 267.264 56 269.836 58 272.087 
60 274.279 62 276.416 64 278.501 
66 280.537 68 282.527 70 284.472 
72 286.376 74 288.239 76 290.064 
78 291.853 80 293.608 82 295.329 
84 297.080 86 298.677 88 300.307 
90 301.908 100 312 110 318 
120 326.5 130 331 140 338 

二十五、在升压过程中的注意事项： 

1）、应注意调整燃烧，保证炉内温度均匀上升，受热部件受热均匀，膨胀正常，如发现
异常应停止升压，并查明原因，消除故障后方可继续升压； 

2）、严禁关小或关闭过热器疏水或向空排汽来赶火升压，以免过热器过热损坏； 

3）、严密监视过热器和再热器壁温，严禁超过允许值； 

4）、省煤器再循环门必须做到进水时关闭，不进水时开启； 

5）、经常监视汽包水位的变化，并维持正常水位； 
二十六、压力升至0.1－0.3Mpa，时冲洗汽包水位计，校对水位表，，关闭各空气门。
二十七、压力升至0.5－1.0 Mpa 时通知化学人员化验蒸汽品质，根据化学要求投入连排。
二十八、当主蒸汽参数达到冲转条件时，即可进行汽轮机的暖机、冲转和升速。
二十九、当床温达到允许的投煤温度时，可试投煤。启动两台给煤机（左右炉膛区域各一台） 
并将其出力调至炉膛额定燃料的5~15%进行脉冲式给煤。根据床温、氧量来判断着火情况并
及时做出调整。使平均床温逐渐上升。当床温水平较高时，即可连续投煤。
三十、汽轮机冲转并网后，再热器侧烟气调节挡板打开，以调节再热汽温； 
三十一、当进入汽轮机的蒸汽量达到其额定值的10％时，关闭高过出口集箱、屏式再热器出
口集箱及所有管道疏水阀和放汽阀。


三十二、当并列后负荷加至额定负荷的10％时，稳定20min；此后可继续升温升压增加负荷， 
逐步达到额定参数。
三十三、当床温升至790℃-850℃时，将床下油燃烧器撤出。
三十四、给煤后视床压情况将除渣系统投入运行。

1）、将冷渣器冷却水投入运行；喷水冷却系统具有自动运行条件； 

2）、确认冷渣器流化风总管上隔离阀开启，调节阀开启； 

3）、每个冷渣器选择室风室挡板自始自终都不能关闭至风量为零的位置，至少应保持

1931Nm3/h 的风量； 

4）、当炉膛床位达到灰排放所需要高度时，首先在第一、二、三冷却室建立起5610Nm3/h 、
8210Nm3/h 、10200Nm3/h 的流化风量，然后在选择室建立起5150Nm3/h 的流化风量，这时才
允许炉膛向冷渣器排渣，上述风量是基于MCR 工况正常值；无论何时，应维持冷却室风速
不低于1.2m/s，选择室不低于1.8m/s; 

5）、慢慢开启进渣管总风道上调节阀，炉膛开始排渣； 

6）、如果进渣管上的风管发生堵塞，可用压缩空气进行吹扫； 

7）、通过调整进渣管上的调节阀和冷却室的流化风量控制排渣温度不超过150℃。

8）、在冷却室里的灰渣经过流化冷却到排渣温度后开启旋转排渣隔绝阀进行排渣，通过
调节旋转排渣阀转速，使炉膛进渣和冷渣器排渣达到最终动态平衡，此平衡可通过监视炉膛
和冷渣器的床压，保持二者的匹配实现稳定排渣。
三十五、将石灰石给料系统投入运行，并调节其阀门保持Ca/s 为2.2 。
三十六、并列后注意调整煤量、风量、循环灰量，以适应负荷的需要；维持各运行参数在规
定的范围内。
三十七、并列后应对锅炉的所有设备全面检查一遍，确认无误后可投入自动。

第四节循环流化床锅炉的压火热备用及热态启动

一、循环流化床锅炉的压火热备用

1）、锅炉压火时应保持较高床位，首先停止给煤，并监视炉膛出口处的氧量，一旦氧量
开始上升则停止向炉膛和冷渣器供风，然后迅速停止各风机，关闭各风门，尽量减少炉内的
热量损失。“J”阀风机仍应一直运行到“J”阀被冷却到260℃以下时方可停运； 

2）、锅炉压火停运后，应密闭各炉门、烟风挡板，防止急剧冷却； 

3）、关闭各疏水阀，用高过出口集箱疏水阀来冷却过热器，防止锅炉超压； 

4）、压火后经常观察床料温度上升情况；若温度不正常上升，应查明原因加以消除； 

5）、若压火时间过长，可热态启动一次，待床温上升到850 ~ 900℃时，再压火。

二、压火后的热态启动
（一）、所谓热态是指平均床温高于650℃的状态，当平均床温低于650℃时不允许热态启动。
（二）、启动前的检查： 

1）、检查汽包水位在正常水位； 

2）、燃料、石灰石、除渣、回料等各系统作好运行准备。
（三）、按照冷态启动的程序，启动下列风机：J 阀风机、吸风机、二次风机、一次风机和播
煤增压风机，建立风量，保持床压，流化速度不得低于1.2m./s, 炉膛负压为一100pa，燃烧风
量调至25％MCR 工况。
（四）、启动给煤机向炉膛给煤，开始给煤时给煤量一定要小且缓慢，同时增加燃烧风量。
（五）、调节回料器旁路阀控制回灰量，维持床压，床温。
（六）、若炉膛内建立风量并给煤后，床温下降迅速且在650℃以下时，应停止热态启动，进


行冷态启动。
（七）、如果向流化床供给过多的燃料，床温高且没有完全燃尽，床温迅速上升，氧量迅速下
降，在流化床处于稳定状态之前，不得再向炉膛增加燃料，如果床温出现有迅速上升并达到
950℃以上的趋势时，在床温达到950℃以前，应执行下述各条。

1）、减小向床供风以扼制燃烧过程； 

2）、氧量和床温趋势显示机组不稳定，关闭炉底一次风道挡板，使燃烧缺氧。
（八）、如果床温在投煤5 分钟后没有上升，热态启动失败，此时应停止给煤重新吹扫，锅炉
开始正常冷态启动。
（九）、给煤后炉内热负荷增加，汽温汽压逐渐上升，以后的操作与冷态启动相同。

第五节循环流化床锅炉的停运及保养

一、停炉操作步骤： 

1）、将锅炉主控改为手动； 

2）、逐渐减小给煤量，一、二次风量和吸风量，降低热负荷； 

3）、根据汽温下降情况，关闭或关小减温水； 

4）、降压速度：平均每分钟下降不超过0.1Mpa； 

5）、降温速度：平均每分钟炉膛烟气下降不超过1℃；主蒸汽温度下降不超过1℃。

6）、在降滑阶段应特别注意燃烧调整，保持汽温过热度大于50℃； 

7）、在降温降压过程中，及时调整燃烧，，使汽温汽压均匀下降，不允许突降； 

8）、当蒸汽流量降到300、100T/H 时，均应全面排污一次；

9）、将机组降到最小稳定负荷，维持约30 分钟，以使旋风分离器内的耐火材料逐渐冷却， 
另外，旋风分离器受热面壁温将有可能会升高，到时可开启旋风分离器上集箱对空排汽阀； 

10）、当锅炉负荷降到额定负荷的10％以下时，打开高温过热器出口集箱上及主蒸汽管
道上的疏水阀，度注意控制锅炉的冷却速度，只要在这期间还有蒸汽产生，这些疏水就不能
全关。

11）、石灰石给料系统停运。

12）、当电负荷减到零时，熄火，关闭所有燃料仓斗出口的插板，并使给煤机的燃烧全部
排空。

13）、锅炉熄火后，一、二次风机、给煤增压风机和吸风机继续运行5 分钟方可停止，以
便吹扫炉内可燃物。

14）、关闭冷渣器流化风挡板，关闭冷渣器进渣管上的J 阀送风阀门。

15）、停运电除尘器。

16）、关闭给煤系统，停止一、二次风机、播煤增压风机和吸风机运行；J 阀风机应继续
运行，为防止损坏J 阀组件，当J 阀被冷却到260℃以下时才能停止J 阀风机。
二、停炉时的注意事项： 

1）、在停炉过程中，注意汽包上下壁温差不得超过50℃； 

2）、在停炉过程中，检查并维持汽包的正常水位； 

3）、锅炉停炉后，如果需要维持锅炉压力，在吹扫结束后停止各风机关闭其挡板，以使
机组进入热备用状态，当汽包压力已降到安全门最低整定压力以下，并且没有足够蓄热产生
蒸汽而使安全门动作时，关闭高温过热器出口集箱及主蒸汽管道上的疏水阀，当炉内无燃烧
时，疏水阀和放气阀应保持关闭，不同的是旋风分离器受热面管保护系统将对该受热面管进
行自动保护； 

4）、锅炉停炉后，如果锅炉内的汽水要排空，则当汽包压力降至0.1Mpa 时，打开所有放


气阀和疏水阀进行锅炉疏水，疏水时炉水温度不能高于120℃； 

5）、锅炉停炉后，只要锅炉存在有压力，即使压力很小，也应继续疏水，锅炉中的残留
热量有助于干燥炉内表面； 

6）、在短期停炉时，过热器集箱疏水和放气阀应保持开启； 

7）、停炉后，保持汽包水位+200mm，停止进水后开启省煤器再循环阀。
第141 条、如果停炉后需要排除床料，可启动一次风机利用冷渣器清除床料，完毕后应对锅
炉吹扫5 分钟，然后冷渣器退出运行，停止一次风机

第六节停炉后的冷却与保养
一、停炉后的冷却： 

1）、停止供汽后6 小时内，关闭所有孔门和吸风机挡板，以免锅炉急剧冷却； 

2）、停止供汽后6 小时后，可开启吸风机挡板，并投水放水，打开孔门； 

3）、停炉10 小时后，可加强投水放水，必要时可启动一台吸风机进行冷却； 

4）、锅炉停止运行18~24 小时，汽压至0.49Mpa ，炉水温度不超过100℃，可根据需要将
炉水放尽； 

5）、若锅炉需要紧急冷却时，在得到总工程师同意后，允许在停止供汽后6~8 小时启动
一台吸风机加强通风冷却，并增加投水放水次数； 

6）、如果锅炉要长时间停炉或需要检修，可用风机通风冷却锅炉，当锅炉冷却到人可以
进入时，可停止风机运行。

二、余热烘干保养法的操作步骤： 

1）、停炉后18~24 小时，炉水温度降至100℃，压力0.5 Mpa 时，开启所有疏水阀和放汽
阀，迅速将炉水放光，同时进行自然通风，以使金属表面彻底干燥； 

2）、若停炉时间要持续数周或数月，或气候条件不允许锅炉充水，则应对汽包进行疏水
和干燥，可在汽包内放置数张盛有定量硅胶的薄盘，以吸收汽包内的水份，保持内表面干燥。
第145 条、锅炉停用期间不允许长时间保持部分充水。
第146 条、若停炉时间只有几天或稍长点，则应除去锅炉的全部积灰，因为含硫分的积灰吸
收水分会引起管子腐蚀。

第七章循环流化床锅炉正常运行调整

循环流化床锅炉与常规煤粉锅炉不但在结构上有所不同，而且在其燃烧方式和调节手段
也有自身的特点。循环流化床锅炉正常运行调整的主要参数除了汽温、汽压、炉膛负压之外，
还应重点监视床温、床层压力、床层密度、旋风分离器灰温、旋风分离器料层高度、冷渣器
选择仓及各冷却仓的风室风压、布风板压力、渣温、排渣温度等。

第一节床温的控制

床温是循环流化床锅炉需要重点监视的主要参数之一，床温的高低直接决定了整个锅炉
的热负荷和燃烧效果，这是由床温是循环流化床锅炉的特点（动力控制燃烧）所决定的。根
据燃用煤种的不同，床温的控制范围一般在850－900℃左右，对于挥发份高的煤种，可以适
当地降低，而对于挥发份低的煤种则可能要在900℃以上，但不宜过高或过低，过低可能会
造成燃烧不完全损失增大，脱硫效果下降，降低了传热系数，严重时会使大量未燃烧的煤颗
粒聚集在尾部烟道发生二次燃烧，或者密相区燃烧份额不够；床温过高则可能造成床内结焦， 


烧坏风帽，被迫停炉。一般应保证密相区温度不高于灰的初始变形温度100－150℃或更多。

调节床温的主要手段是调整给煤量和一、二次风量配比。如果保持过剩空气量在合适范
围内，增加或减少给煤量就会使床温升高或降低。但此时要注意煤的颗粒度的大小，颗粒过
小时，煤一进入炉膛就会被一次风吹至稀相区，在稀相区或水平烟道受热面上燃烧，而不会
使床温有明显地上升。当煤粒径过大时，操作人员往往会采用较大的运行风量来保持料层的
流化状态，否则会出现床料分层，床层局部或整体超温结焦，这样就会推迟燃烧时间，床温
下降，炉膛上部温度在一段时间后升高。当一次风量增大时，会把床层内的热量吹散至炉膛
上部，而床层的温度反而会下降，反之床温会上升。当然，一次风量一但稳定下来，一般不
要频繁调整，否则会破坏床层的流化状态，所以很多循环流化床锅炉都把一次风量小于某一
值作为MFT 动作的条件。但在小范围内调节一次风量却仍是调整床温的有效手段。二次风可
以调节氧量，但不如在煤粉炉当中那么明显，有时增加二次风后就加强了对炉膛上部的扰动
作用，会出现床温暂时下降的趋势，但过一段时间后因氧量的增加，床温总体上会呈现上升
势头。在中温分离器的循环流床锅炉中，往往把采用改变返料量来控制床温。在高温分离器
的循环流锅炉中，由于回料器的灰温与床温相差不大，所以效果不明显。如果突然大量返料
则会造成大量正在燃烧的煤颗粒来不及就被床料掩埋，这时床温会大幅下降。加入石灰石时
也会造成床温降低，其原因是石灰石在煅烧时先会吸收一部分热量。床层厚度也会给床温的
调节造成很大影响：当床层厚度很低时，蓄热能力不足，床温降低，与此同时炉膛出口温度
也升高，这是因为密相区的燃烧份额的下降和悬浮空间燃烧放热的增加。床层低还会使整个
床层温度十分不均匀，加入煤量多的地方床温会很高，而加入煤量少的地方床温很低，这样
极易局部结焦。且平均床温水平较低，负荷加不上去。当煤的水分增大时会使床层整体温度
水平降低。

一般来说，床温是通过布置在密相区和炉膛各处的热电偶来精确监测的，床温测点位置
对床温值影响很大。因为床内料层表面温度最高，而最下面的温度最低，所以床温测点必须
布置在合适位置。密相区上、中、下三个高度上布置测温热电偶。点火时由于利用床下点火
器产生的热烟气的作用，上部温度不能代表床料温度，要以中下部的温度为准。没有外热源
时，密相区上下温度差小于或等于50－80℃。当温度计异常时，可利用观火孔和临时观察孔
以床料颜色判定其温度：一般来说，当床料颜色发暗红时，床温大约为500℃左右；当床料
颜色为红或亮红时，床温大约为800－900℃左右；当床料颜色发亮、发白时，床温可能超过
1000℃。

当床温出现波动时，应首先确认给煤量是否均匀，然后才是给煤量多少的问题，给煤量
过多或过少、风量过大划过小都会使燃烧恶化，床温下降。在正常运行调整床温时一定要保
持给煤量和风量均匀，遵循“先加风后加煤”和“先减煤后减风”的原则，调节幅度尽量小， 
要注意根据床温变化趋势，掌握好提前时间量。

第二节床压的控制

床压即床层压降，是指布风板处的静压力与密相区与稀相区交界处压力差。布风板压降
一般占炉膛总压降的20%－25%，少数情况下可适当增减，保证流化质量的要求。在流化风
量一定的前提下它直接反映了床层高度。维持相对稳定的床压和炉膛压力降是锅炉运行中十
分必要的方面，对保证正常运行至关重要。若床压过低，则炉内燃烧就变成悬浮式燃烧，加
煤量增加床温迅速升高，而负荷带不上。并且整个床层的温度悬殊很大，极易局部结焦。若
床压过高，就需要更多的一次流化风，否则也会导致床料流化不起来，同样会引起局部结焦。
另一方面，水冷风室压力会随床压的升高而升高，一次风系统所承受的压力升高，容易损坏
风机及风系统的管道。更有甚者，在实践中表明，床压过高即床层厚度过高时，还会阻碍回
料器的正常回料。床料落在水冷风室中阻碍一次风系统畅通，从而影响一次流化风总量。

正常运行中控制床压的主要手段是调整排渣量。排渣方式多种多样，有的是从底部放渣， 


有的则是从侧面放渣。在连续放渣情况下，放渣速度是由给煤速度、燃料灰分、和底渣份额
确定的，并且与排渣设备或冷渣器本身的工作条件相协调的。在定期放渣时，一般是设定床
层压力或控制点压力的上限作为开始放底渣的标准。设定床层压力或控制点压力的上限作为
停止放渣的标准。

进行排渣时，排渣量的大小是通过调节排渣风量来控制的，对于选择性、多仓式流化床
冷渣器来说，如何控制好选择仓及其它冷却仓的床压及床温至关重要。各室流化风量从选择
仓到各冷却仓依次减小，此风压和风量的值应在实际运行中确定下来，选择仓的流化风量不
宜太大，否则会造成大量细颗粒夹带一些大颗粒返回到炉膛，影响渣往后排至冷却仓；风量
太小，选择仓内的渣就可能会流化不充分，局部结焦，堵塞选择仓，甚至一直把排渣管堵死。
各冷却仓的风量以对床料充分流化和冷却作用，如果发现其床温过高时应适当增大风量，以
保证最后的冷却仓的排渣温度降到150℃左右，否则会使排渣系统温度过高变形或烧坏。有
时由于排渣温度高于150℃，事故喷水减温器会自动喷水，如果是间断性排渣的话，有可能
造成灰渣结块，使各冷却仓流化不充分而堵塞。对于底部排渣来说，一些大块或密度比较大
的耐磨材料与保温材料或矸石、焦块等会排出来，当这些块太大时可能堵塞排渣管或冷渣器， 
造成排渣不畅。对于侧面排渣来说，靠近炉膛两侧的给煤机下来的煤可能来不及燃烧即被排
渣管排出去，若冷渣器内床温高的话就会在里面重新燃烧或结渣，若冷渣器内床温不高，这
些煤颗粒就会被排至渣库内，造成飞灰含碳量高。

第三节汽温的调整

循环流化床锅炉对汽温的控制在汽侧方面基本相同，在烟气侧因两者燃烧方式存在区
别，调节手段有所不同。

一般来说，主汽温度随床温的升高而升高，随床温的降低面降低。由于循环流化床床料
蓄热能力很大，当负荷发生大幅度变化时床温变化并不很大，所循环流化床锅炉的汽温相对
来说比较容易控制。当负荷增加时，床温有上升趋势，汽温也上升；当负荷降低时，床温有
下降趋势，汽温也随之下降。当然这不是绝对的，这跟机组的结构特点和容量有关系：如果
锅炉过热器以对流过热器为主，，负荷升高时，颗粒浓度增大，对流受热面吸热量增加，过热
器汽温上升；但辐射式过热器吸热量只与温度水平成正比，只要炉膛上部悬浮空间的温度不
上升，其汽温就不会上升。改变一、二次风配比也可以改变炉膛内密相区和稀相区的燃烧份
额，从而改变床温以达到调节汽温的目的。另外，处于尾部竖直烟道内的高、低温过热器还
可以用调节烟气挡板的方法调整汽温，适当关小烟气挡板，汽温上升，反之则下降。

对于再热汽温的控制，其变化基本与过热汽温相同，只是在时间上存在一些滞后。循环
流化床锅炉在炉膛内布置了屏式再热器，具备辐射式过热器的某些特点。在煤粉炉中再热器
多布置成对流式，或以对流为主，有显著的对流特性。再热器蒸汽压力低，其比热较过热器
小，吸收同样热量时再热汽温的变化大。此外，由于再热蒸汽是汽轮机高压缸的排汽，低负
荷时汽轮机排汽温度低，使得再热器需要吸收较多热量才能汽温达到额定值，所以再热汽温
对工况变化较敏感，波动范围大。再热蒸汽温度的调节方法有两种：本炉的烟气挡板在低温
再热器之后、省煤器之前。低温过热器和低温再热器之间用分隔墙分开来，可调节这两

大型锅炉事故及预防
  
  
第一节防止电站锅炉事故的意义与对策
第二节承重部件的损坏及其预防
第三节可燃物质的爆炸及其预防
第四节受热面烧损及预防
第五节防止锅炉承压部件的损伤
第六节锅炉受热面腐蚀及预防
  
  
第一节   防止电站锅炉事故的意义与对策
  
一、防止锅炉事故的重要意义
  
二、当前锅炉机组事故的特点
  
三、预防事故发生与扩大的措施
  
四、故障分析的目的、方法
  
一、防止锅炉事故的重要意义
  
电力工业的安全生产关系国民经济发展与人民生活的安定，也是电力企业取得经济效益的基础。锅炉机组是火力发电厂三大主机之一。可靠性统计表明，100MW及以上机组非计划停用所造成的电量损失中，锅炉机组故障停用损失占60％～65％，1995年100MW及以上锅炉及其主要辅机故障停用损失电量近120亿kWh。故障停用造成的启停损失（启动用燃料、电、汽、水）若每次以3万元计，仅此一项全国每年直接经济损失就达2400万元。与此同时每次启停，锅炉承压部件必然发生一次温度交变导致一次寿命损耗，其中直流锅炉水冷壁与分离器可能发生几百度温度的变化，从而诱发疲劳破坏。因此，防止锅炉机组的非计划故障停用，历来受到各级领导的重视。部《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》中列出了防止大容量锅炉承压部件爆漏、防止锅炉灭火放炮，防止制粉系统爆炸等三项反措要求，要求逐项续贯彻。
  
为减少锅炉机组故障引起的直接与间接损失，减少故障停用带来的紧张的抢修工作，发电厂的安全监察、锅炉监察、技术监督工作者及全体检修、运行、管理人员，必须认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，落实反事故措施，提高设备的可用率，防止锅炉事故的发生。
  
二、当前锅炉机组事故的特点
  
锅炉机组的事故特点是与锅炉所用的燃烧、锅炉结构、控制手段与工艺水平密切相关的。1955年发生在天津的田熊式锅炉下泥包苛性脆性，死亡77人的事故，如今由于淘汰了铆接、胀接工艺，此类事故已被消灭。由于给水品质的提高及蒸汽参数的提高，出现在中小型锅炉的水循环事故及表面式减温器事故也趋于消灭。随着自动控制水平的提高，锅炉缺满水及灭火放炮事故也逐步得到控制。与此同时，由于采用亚临界、超临界参数，采用悬吊式全密封结构，以及实现计算机控制等等，也带来了一些新问题需要研究解决。鉴于各局、厂情况不同，防范措施理当有所区别，本文仅根据国内电厂发生的锅炉故障情况，按严重程度与分布频率，提出以下分析意见。
  
（1）锅炉承重结构的变形、失稳使悬吊式锅炉坍塌是导致近年来锅炉报废的最终原因，必须高度重视支吊、承重结构的安全。
  
（2）炉外管道爆漏、受热面腐蚀、转动机械飞车、制粉系统爆炸、锅炉尾部受热面烧损是造成人员伤亡，设备严重损坏的主要原因。
  
（3）锅炉四管爆漏仍居当前锅炉机组非计划停用原因的首位。锅炉四管因蠕变、磨损、腐蚀、疲劳损坏以及焊口泄漏，常常可以因调度同意使用而不构成事故，但因其停用时间较长，直接、间接损失大仍是锅炉故障损失的主要因素，必须加以重视。
  
（4）锅炉辅机故障，包括送风机、引风机、磨煤机、排粉机、一次凤机、捞渣机、回转式空气预热器等转动机械卡转、振动、烧瓦等，此类故障约占锅炉机组故障停用次数的10％左右，常常是机组降出力的原因。
  
（5）热工保护装置故障误动引起机组跳闸，其次数随保护装置采用范围的扩大而有所增加，这是当前新机组投产初期运行阶段的常见故障。说明要解决如何进行设计、安装，使控制手段与设备性能相匹配，并缩短磨合期等问题特别需要对基建工序的安排与配合问题加以研究。但当前主要应防止因耽心误动而随意退用保护装置的倾向。
  
三、预防事故发生与扩大的措施
  
综合分析全国大型锅炉故障停用的原因，可以明显地发现，必须从设计标准、设计选型、制造安装、运行调试全过程努力，才能最有效地防止事故的发生。作为发电厂必须搞好检查、修理，认真整治设备，严格各项规章制度的贯彻执行，才能真正提高设备的可靠性。
  
同防止发电厂其他设备故障一样，防止事故发生与扩大的措施是：
  
（1）重视运行分析，推广在线诊断技术，提高预防性检修的质量。
  
（2）重视热工报警及自动保护装置的投用，反对强撑硬拼，把事故消灭在萌芽状态。
  
（3）事故后要认真分析事故原因，以便采取针对性的措施。同时要研究其他单位事故案例，分析潜在的不安全因素并采取相应措施。
  
（4）加强燃料、汽、水品质、金属焊接管理，做好防磨防爆工作。
  
（5）要认真审定事故处理规程及“防灾预案”，运行人员要训练有素以正确判断与处理事故，避免灾难性事故的发生。
  
四、故障分析的目的、方法
  
控制电站锅炉故障主要在于预防，在于把缺陷消灭在酿成事故前。但是一旦发生了故障，在组织抢修的同时，分析故障原因也是安监人员与锅炉专业人员义不容辞的责任，不可偏废。
  
成功的故障分析可以避免类似事故的重演，加速抢修恢复，工作不有利于分清责任，从而提高设计、制造、检修、运行工作质量，也有利于合同的执行。不成功的故障分析往往导致事故的再次发生或导致反措资金的浪费。
  
例如，1984年10月，一台300MW机组的一台风扇磨炸裂飞车，风扇磨叶轮碎裂成23块，飞散在锅炉房零米层，当场打死检修班长李×，事故发生在检修后试转时，迅速查明原因才能在避免人身事故的前提下解决电网用电的需要（见图4-3-1）。事故调查组在记录好叶轮碎块分布状况的基础上，组织力量通过拼凑叶轮原貌，从分析断口裂纹发展方向着手找出了原始裂纹及裂纹起源点，从而把疑点迅速集中到修复叶轮磨损所用镶条的拼接点上。接着用着色探伤法逐台检查，发现只用此工艺修复的几台风扇磨叶轮的相应部位，都发现裂纹。由于很快找出了事故原因，从而可以有针对性地更换叶轮备件，使机组很快投入正常运行。
  
而如某厂屏式过热器联箱管座角焊缝泄漏事故，从焊接接头断口宏观检查看，焊缝焊接质量确实存在缺陷，但由于没有细致分析，即决定全部管座重新施焊，事隔不到一年该处又连续发生管座焊口泄漏。最后查明原因是：该屏式过热器用振动吹灰，为了使全屏都振动而达到除灰的目的，在管间加装了固接棍，这样屏式过热器管上部由联箱管座固定，中部由固
  
  
接棍固定，由于管间不可避免地存在温差膨胀不畅以及对接时存在的焊接残余应力，导致焊口一再泄漏。当取消固接棍后，这部分焊口泄漏才能解决。说明第一次故障分析由于没有找到事故根源，不仅多耗了返修的资金，也导致事故的重复发生。
  
当然对于一些多因素、复杂的或不常见的事故，要求一次抓住主要故障原因，从而采取针对性的措施解决问题有一定的难度，但作为事故调查工作的目标与责任应该是：要找出事故根源防止重复性事故发生。
  
根据多数安监工作者成功的经验，在事故调查方法方面应该做到：
  
（1）掌握故障第一手材料。包括故障前运行记录，事故追忆打印记录，损坏部位的宏观状况，部件损坏的起源点及扩大损坏面的状况等。
  
（2）以事实及各项化验，试验数据为依据，避免主观忄意     断或过多的推论。
  
（3）在掌握各种损坏方式的特征及各种分析手段所能得出的结论的前提下，事故调查人员应当迅速组织取样、化验与测试。
  
（4）分析情况要有数量概念。在设计范围内超过设计范围，保护正确动作或定值不当或误动等都要用数据说明。
  
（5）根据部件失效的直接原因，查制造、安装、检修、运行历史情况，以规程、标准的规定为依据判定是非。
  
（6）要分析故障的起因，也要分析事故处理过程，从中找出故障扩大的原因与对策。
  
第二节   承重部件的损坏及其预防
  
《电力工业锅炉监察规程》规定锅炉结构必须安全可靠的基本要求是：①锅炉各受热面均应得到可靠的冷却；②锅炉各部分受热后，其热膨胀应符合要求；③锅炉各受压部件、受压元件有足够的强度与严密性；④锅炉炉膛、烟道有一定的抗爆能力；⑤锅炉承重部件应有足够的强度、刚度与稳定性，并能适应所在地区的抗震要求；⑥锅炉结构应便于安装、维修与运行。
  
以往分析锅炉部件故障失效，比较重视超温过热、腐蚀、磨损与焊接质量，是因为水管锅炉在汽、水压力作用下一旦汽管、水管、管道不能承受内压作用时，即发生爆破、泄漏；但自从采用悬吊式锅炉结构后，由于锅炉受热面、汽水联箱、管道、烟风煤粉管道都通过支吊架、梁、桁架，由钢柱承重；并以膨胀中心为零点，向下，向四周膨胀。一旦承重系统失效，部件附落，部件的几何形状即发生变化，同样可以导致锅炉部件故障失效。
  
理论计算表明，一根细长的受热管可以承受很高的内压，但却不能承受一般的轴向压力，更不能承受侧向弯曲力的作用，所以必须重视由此而产生的变形失效。事故案例表明此类失效会导致锅炉报废，不可大意。
  
1988年4月某热电厂一台220t/h锅炉，由于炉膛内聚集的可燃气体爆炸，锅炉钢架不能承受爆炸引起的侧向作用力，炉后钢柱扭曲、断裂，炉顶大板梁失去支承点，向下向右塌落。于是锅炉省煤器、过热器、水冷壁也随之掉落并发生弯曲变形，回转式空气预热器也被压下沉，导致整台锅炉报废（见图4-3-2）。
  
  
1994年3月某热电厂的一台220t/h锅炉由于锅炉房起火，锅炉钢柱遇热屈服强度下降发生弯曲变形，致炉整体后倾10°，后移5.3m，汽包下沉2m，所有受热面下坍弯曲变形，锅炉报废。1993年3月某厂一台2008t/h锅炉由于大量堆集以及可能存在的塌焦、炉压突升等冲击力，使支撑该炉冷灰斗的钢结构失稳，组成冷灰斗的水冷壁管严重变形（见图4-3-3）。
  
除此以外，近年来国内电力系统由于支吊件失效，而发生的灰斗、煤斗、烟道、风道坍塌、受热面下沉的事故还有十余次，其中一次炉底风道跌落事故见图4-3-3。这些事故虽然没有构成全炉报废的特大、重大事故，但所造成的损失以及可能造成的人员伤亡，应该同样引起我们对承重部件安全状况的重视。
  
纵观锅炉承重件损坏事故，我们不难发现支吊件损坏事故的几个特点：
  
（1）事故的突发性。锅炉承重部件基本可以分成三类。一类是受拉部件，如吊杆；另一类是受压部件，如钢柱、支承杆；再有一类就是受弯部件，如梁。他们都具有突发性损坏
  
  
的特点，如吊杆断裂、压杆失稳和桁架失稳。
  
所谓失稳或翘曲失效是指作用在支撑杆、支柱上的压力达到某一临界水平时，它们有时会突然发生例如弓起、褶皱、弯曲等几何形状上的剧烈变化。这时从强度观点，作用力产生的应力完全在设计范围内，但剧烈的几何变形而引起的大挠度可能破坏结构的平衡，形成不稳定的构形，使其突然崩溃，即通常所谓的失稳或翘曲失效。而吊杆的断裂因为常发生在具有应力集中特征的螺扣处，因而也具有突发性。
  
（2）修复困难。承重件一旦安装就位，就很难卸载，因而给修复带来难度。
  
（3）力的不确定性。锅炉受热膨胀，其他受力杆件的变形，将严重影响承重部件受力状况，除带受力指示标记的吊标外，一般难以了解受力状况。
  
（4）常常导致事故扩大。承重件的损坏使相邻承重件负载增加促进联锁损坏，同时也常常导致相关部件受力状况的变化而损坏。严重时可导致该部件的报废。
  
防止支、吊件损坏，应从防止超载及维持支、吊件承载能力两方面着手。当前应注意以下问题。
  
（1）锅炉钢结构的工作温度。美国锅炉规范规定承重构件受热后温度不得大于315℃，这是因为钢材的屈服强度因温度上升而急剧下降。锅炉钢柱、钢梁急剧升温发生在锅炉房着火时。《建筑设计防火规范》中规定无保护层的钢柱、钢架、钢层架耐火极限只有15分钟，说是说在大火中钢结构很快变形失效。为此要求：①锅炉油管路，电缆的铺设要离开承重部件；②一旦发生火灾要组织力量控制承重部件的温度，此时立柱和大梁的冷却至关重要。
  
（2）要避免炉膛严重堆焦、转向室灰斗存灰、风道积灰与烟道存水等超载现象。
  
（3）锅炉刚性梁的作用是承受一定的炉膛爆炸力，其薄弱环节是角部绞接结构。在设计抗爆压力下，刚性梁的挠度f＝1/500。有怀疑时，应通过测试，确定是否需要加固。
  
（4）吊杆的安全性取决于力的分配及披屋内吊杆高温部位的强度是否满足要求，最好使用有承力指示的吊架。个别吊杆弹簧压死或不承力都是不正常的现象，要作为锅炉定期检验内容加以确认调整。
  
（5）现代锅炉普遍采用全密封膜式炉壁，并确立膨胀中心，为此在锅炉周围、上下设许多向构件，保证以膨胀中心为零点，向一定方向膨胀。凡是没有按设计值胀出的，必然存在残余应力，将涉及支吊架安全，务必要究其原因，以防意外。
  
（6）要弄清锅炉承重部件的设计意图，哪些是受拉杆件，哪些是受压杆件，哪些接合部位要留间隙，哪些部件是要焊牢的。在安装与检修中严格贯彻设计意图，维持结构承重功能。
  
第三节   可燃物质的爆炸及其预防
  
一、可燃物质爆炸的机理及其危害
  
二、防止炉膛放炮事故对策
  
三、防止制粉系统煤粉爆炸
  
一、可燃物质爆炸的机理及其危害
  
可燃气体或粉尘与空气形成的混合物在短时间内发生化学反应，产生的高温、高压气体与冲击波，超过周围建筑物、容器、管道的承载能力，使其发生破坏，导致人身、设备事故，称为爆炸事故。
  
通常说，发生爆炸要有三个条件，一是有燃料和助燃空气的积存；二是燃料和空气的混合物的浓度在爆炸极限内；三是有足够的点火能源。天然气的爆炸下限约为5％，煤粉的爆炸下限是20～60g/m3，爆炸产生的压力可达0.3～1.0MPa。就锅炉范围而言，可燃物质是指天然气、煤气、石油气、油雾和煤粉；构成爆炸事故的有炉膛放炮、煤粉仓爆炸及制粉系统爆炸。
  
1979年3月，某厂一台1025t/h微正压燃油炉，因烟道出口挡板运行中自行关闭，炉膛燃烧恶化，汽压下降。由于没有正确处理，自动装置又由于汽压下降而自动加风加油，反向调节进一步恶化燃烧。炉膛内形成了可燃油气聚集火爆炸的条件，导致锅炉烟、风道及炉膛损坏，停用半年，仅修理费用就高达50万元。
  
1982年8月，某厂在检修后启动制粉系统时，煤粉仓爆炸，仓顶9块水泥板被掀起，一名输煤值班工被火、热烟烫伤，抢救无效死亡。
  
其他诸如制粉系统防爆门爆破引燃电缆架上积粉的火灾事故电缆及其它可燃物的火灾事故及煤粉管内爆燃使风管断裂的事故都说明锅炉可燃物质的爆炸威胁人身设备安全，修复困难应予重视。
  
二、防止炉膛放炮事故对策
  
据统计自1980年以来，至少有30台锅炉发生炉膛放炮事故，以致水冷壁焊缝开裂，刚性梁弯曲变形（见图4-3-5），顶棚被掀起，烟道膨胀节开裂等设备损伤屡屡发生。究其原因：①设计上缺乏可靠的灭火保护和可靠的联锁、报警、跳闸装置；②炉膛刚性梁抗爆能力低；③运行人员处理燃烧不稳或熄火时方法不对，错误采用“爆燃法”抢救，导致灭火放炮；④燃料质量下降、负荷调节失当、给粉装及控制机构突然失灵等。防止锅炉灭火放炮已列入部颁二十项反措，包括炉膛安全监控系统（FSSS）在内的灭火保护装置已经在许多电厂推广使用，本文不再重复相关反措。以下强调说明几个观点
  
（1）关于灭火放炮的提法。部颁二十项重点反措之五，称为防止锅炉灭火放炮事故。正确的提法是炉膛爆炸（Furnace explosion），因为炉膛发生爆炸而致炉膛损坏不仅发生在运行中灭火时，检修动火点燃聚集的可燃物及点火时吹扫不够同样会发生爆炸而导致炉膛损坏。
  
  
常见炉膛中造成爆炸条件的情况是：①运行中灭火，进入炉膛的燃料没有切，经过一估时间聚集的可燃物达至爆炸浓度并点燃；②一个或几个燃烧器火焰熄灭，而其余燃烧器仍正常燃烧。从未点燃的燃烧器进入燃烧造成可燃物聚集；③燃料漏入停用中的炉膛造成可燃物聚集；④燃料或空气瞬时中断又恢复，造成可燃物聚集。可燃物聚集后引燃造成的炉膛压力升高超过炉膛承压设计强度，以致发生损坏，称为炉膛放炮或炉膛爆炸。不发生损坏的俗称“反正”或“打抢”。
  
正确的提法为的是有利于完整的引入以下反事故措施。①一旦全炉灭火，应立即切断进入锅炉的全部燃料，包括给煤、给粉和点火用油、气等。即所谓主燃料切断（MFT）；②锅炉点火前必须通风，排除炉膛、烟风道及其他通道中的可燃物聚集。通风时必须将烟风挡板及调风器打开到一定的位置，风量应大于满负荷风量的25％，时间不少于5min，以保证换气量大于全部容积的5倍（德国TRD规定是3倍）；③点火时要维持吹扫风量；一个燃烧器投运10s内（不包括投煤及煤粉达到燃烧器所需的延滞时间）点不着，就应切断该燃烧器的燃烧。有一些锅炉不具备单个燃烧器自身点燃及火焰监视的条件，除了需明了其保护功能的局限外，我们还是应强调灭火保护及吹扫联锁的两个必要性，不可偏废。
  
（2）关于保护定值。为了避免爆炸，近年来必须装设炉膛安全保护装置的观点已取得了一致的认可。《火力发电厂设计技术规程》1994年版本已明确：“锅炉燃烧系统应设置炉膛火焰监视、炉膛灭火保护、炉膛压力保护和炉膛吹扫闭锁”。虽然此提法与美国防火协会（NFPA）的标准还有差别，但毕竟大大控制了炉膛爆炸事故。当前作为安全工作者要解决的是：①监督保护装置的投用，越是燃烧不稳、低负荷运行、或是新炉投煤运行，就越要投用保护装置。在投用过程中发现问题、解决问题。作为厂技术负责人要清醒地看到退出保护可能带来的后果；②关于保护定值问题。当前不论火焰监视相关的熄火保护和黑炉膛保护，单就炉膛压力保护而言，动作值的确定并不规范。从原则上讲随炉膛结构强度的提高以及燃烧方式的变化，定值不应相同。但有一种观点认为炉膛负压保护是为防止内爆的，而正压保护是防止炉膛爆炸的，这不对的。实际测量表明，正常情况下一旦锅炉灭火，炉膛负压先增大（即负值增大），而后由于吸风自动调节的作用以及煤粉爆燃而炉膛负压反正，所以炉膛负压保护对于火焰熄灭时迅速切断进入炉膛的燃料，从而减少爆炸威力有先期制止的作用。《电力锅炉监察规程修订说明》写明：“炉膛压力保护报警值视炉膛安全监控系统的功能而异，平衡通风锅炉炉膛压力报警值一般可取±0.4kPa；动作值应避开炉膛压力的正常波动（如吹灰、投停燃烧器及一些小的坍焦等等），当然庆远低于炉膛抗爆强度，以保证保护动作后炉膛压力继续升高时，炉膛各部分不发生永久变形”。“动作值应通过试验确定，作为试运行阶段的初始值，动作值可取＋1.5kPa和－0.75kPa。”过高的值也许可以防止误动，但冒拒动或保护动作过迟的风险似乎没有必要。
  
（3）关于炉膛防爆门。事实已经证明大型锅炉炉膛防爆门不能防止炉膛爆燃时炉膛损坏。原苏联防爆规程已明确规定：60t/h以上的锅炉不装防爆门，在此必须予以明确，以利于炉膛安全保护装置的推广使用。
  
（4）使用气体燃烧的锅炉要执行GB6222《工业企业煤气安全规程》的规定，防止可燃气体在炉膛内聚集、爆炸。
  
三、防止制粉系统煤粉爆炸
  
正常运行中制粉系统中的煤粉浓度在较大的范围内波动，制粉系统中具备爆炸浓度条件几乎不可避免。因此制粉系统防爆对策包括：①防止点火源（如积粉自燃），②提高结构抗爆强度，③加设爆炸卸压装置，④惰性化处理。
  
<, DIV>（1）防止点火源自燃。其反措主要指积粉自燃，如煤粉仓壁的平滑，风粉管道及挡板的布置要避免煤粉聚集，运行中控制风粉温度及检修前放粉等。