重庆锅炉厂家为您讲解关于锅炉您不得不知常识
如何进行再热器水压试验？
首先在汽轮机高压缸出口蒸汽管道上加装打压堵板，然后在汽轮机允许的情况下用再热器冷段事故喷水或减温水给再热器上水。上水前应关闭汽轮机中压缸入口电动门和再热器疏***，打开再热器空气门（见水后关闭）。
当压力升到1MPa时暂停升压，通知有关人员进行检查。无问题后继续升压直至额定。此间应严防超压。检查完毕，应按照规定的将压力速率降低压力到零。打开空气门及疏***，放净炉水。
影响磨损速度的主要因素有哪些？
①烟气、物料的流速②烟气中物料的浓度粒度及硬度③被磨损的元件的表面形状、硬度④物料与被磨损元件的相对运动方向影响大的是气流的速度，磨损与速度的三次方成正比。
为什么要控制床温在850－950之间？
①在该温度下灰不会融化，从而减少了结渣的***性②该温度下具有较高的脱硫效率③在该温度下燃烧气体的氮化物气体较少④在该温度下煤中的碱金属不会升华，***锅炉销售，可以降低受热面的结渣。
循环流化床锅炉床面结焦的现象有哪些表现
①床温急剧升高②氧量指示下降甚至到零③一次风机电流减少，风室风压高且④炉膛负压增大，引风机电流减少⑤排渣困难或排不下渣⑥若为低温结焦，则床温、床压分布不均、偏差过大、床压、风室压力、床温不正常，局部床温测点不正常升高或降低。⑦床压指示值波动很小。
18如何避免循环流化床锅炉启动时发生结焦事故？
①启动前，彻底检查风帽口是否全部畅通，床料是否却无结块或板结现象②升温时，保持升温速度平缓③升温时确保床温均匀④初投煤时，宜少量多次投煤⑤如果床温上升过快，燃烧剧烈，宜加大一次风量。
“锅”指的是工质流经的各个受热面，一般包括省煤器、水冷壁、过热器及再热器等以及通流分离器件如联箱、汽包（汽水分离器）等；
“炉”一般指的是燃料的燃烧场所以及烟气通道，如炉膛、水平烟道及尾部烟道等。
锅炉按照循环方式可分为自然循环锅炉、控制循环锅炉和直流锅炉。
一，自然循环锅炉给水经给水泵升压后进入省煤器，受热后进入蒸发系统。蒸发系统包括汽包、不受热的下降管、受热的水冷壁以及相应的联箱等。当给水在水冷壁中受热时，部分水会变为蒸汽，所以水冷壁中的工质为汽水混合物，而在不受热的下降管中工质则全部为水。
由于水的密度要大于汽水混合物的密度，所以在下降管和水冷壁之间就会产生压力差，在这种压力差的推动下，给水和汽水混合物在蒸发系统中循环流动。这种循环流动是由于水冷壁的受热而形成，没有借助其他的能量消耗，所以称为自然循环。
在自然循环中，每千克水每循环一次只有一部分转变为蒸汽，或者说每千克水要循环几次才能完全汽化，循环水量大于生成的蒸汽量。单位时间内的循环水量同生成蒸汽量之比称为循环倍率。自然循环锅炉的循环倍率约为4～30。
二，控制循环锅炉在循环回路中加装循环水泵，就可以增加工质的流动推动力，形成控制循环锅炉。
在控制循环锅炉中，循环流动压头要比自然循环时增强很多，可以比较自由地布置水冷壁蒸发面，蒸发面可以垂直布置也可以水平布置，其中的汽水混合物即可以向上也可以向下流动，所以可以更好地适应锅炉结构的要求。
控制循环锅炉的循环倍率约为3～10。
自然循环锅炉和控制循环锅炉的共同特点是都有汽包。汽包将省煤器、蒸发部分和过热器分隔开，并使蒸发部分形成密闭的循环回路。汽包内的大容积能保证汽和水的良好分离。但是汽包锅炉只适用于临界压力以下的锅炉。直流锅炉直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率为1。
三，工业锅炉销售，直流锅炉的另一特点是在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，荣昌锅炉销售，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。
如果在直流锅炉的启动回路中加入循环泵，则可以形成复合循环锅炉。即在低负荷或者本生负荷以下运行时，由于经过蒸发面的工质不能全部转变为蒸汽，所以在锅炉的汽水分离器中会有饱和水分离出来，分离出来的水经过循环泵再输送至省煤器的入口，这时流经蒸发部分的工质流量超过流出的蒸汽量，即循环倍率大于1。
当锅炉负荷超过本生点以上或在高负荷运行时，由蒸发部分出来的是微过热蒸汽，这时循环泵停运，锅炉按照纯直流方式工作。
1 优化脱硝自调特性，将脱硝出口NOx控制在30~50mg/Nm3之间，防止调门开的过大，瞬间供氨量过大，导致氨逃逸升高。提高自调的适应性，保证在任何工况下都能满足要求，将波动幅度控制到小。尤其在大幅升降负荷和启停制粉系统时。避免NOx长时间处于较低的状态。
2 优化脱硝测点反吹期间的控制策略。在自调逻辑中引入脱硝入口NOx前馈信号和净烟气NOx反馈信号。在反吹期间合理选择被调量，比如可以用净烟气NOx作为临时作为被调量。在反吹结束后，再切回原来的被调量，保证在反吹结束后NOx参数平稳，不出现大幅跳变，在反吹期间不需要人为干预。使自调投入率达99%以上。
3 优化燃烧调整自调特性，在燃烧自调中考虑风粉自调对脱硝入口NOx的影响，使脱硝入口NOx在负荷波动和其他扰动下波动幅度小，降低脱硝自调的难度。
4 提高CEMS测点的可靠性。可以通过增加测点数量或者提高维护质量来提高测点的可靠性。尽量降低由于测点故障引起的自调功能失效时间。
5 在脱硝系统画面中增加反吹报警提示。比如“A侧出口NOx反吹”、“B侧出口NOx反吹”、“净烟气出口NOx反吹”。提醒值班员对吹扫期间参数的关注，防止自调失控，氨逃逸过高。
6 合理调整反吹时间和时段。杜绝两点和三点同时反吹。当由于反吹时间间隔不同出现同时反吹时，其中一点反吹时间自动提前或后延10分钟，避免同时反吹。
7 请高水平的电研院做烟道烟气流场试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面和催化剂断面烟气流速均匀。
8 请高水平的电研院做燃烧优化试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面前NOx均匀。比如：可以重新确定各负荷下的氧量控制范围，降低脱硝入口NOx数值和波动幅度。可以增加锅炉自动投切粉、自动启停磨逻辑，判据除了引入氧量、负荷、粉量、煤量外，还可以引入脱硝入口NOx作为前馈，使锅炉在大扰动的情况下，保证脱硝入口NOx变化小。
9 请高水平的电研院做烟道喷氨格栅均布试验，做到在任何负荷下，喷氨格栅断面喷氨均匀，与烟气量匹配。提高喷氨格栅均匀性，利用网格法实时监控喷氨格栅的均匀性。应聘请有资质的试验所每半年在线调节一次喷氨格栅均匀性。
10请高水平的电研院做催化剂性能测试试验，做到在任何负荷下，催化剂后的NOx均匀。
11 预防催化剂积灰。提高声波吹灰气源压力；经常性的对气源罐进行疏水；每次脱硝投入或是机组启动开启风烟系统前要先启动声波吹灰器；运行中也要检查吹灰器工作正常。利用停备和检修清理催化剂积灰，及时疏通堵塞的催化剂，更换老化的催化剂。清除喷氨喷嘴及供氨管道、阀门堵塞的现象。消除稀释风系统堵塞的情况。
12 更换落后的氨逃逸表。采用***技术的氨逃逸表，定期校对，保证指示准确。
13 控制脱硝入口烟温在合理范围，保证催化剂工作在***宜工作温度。过高容易烧结，过低效率不高，容易***，失去活性。
14 合理确定AGC响应速度。过高的响应速度，对电网也许是好事，但对电厂却可能是灾难。长期的负荷波动，给设备带来交变应力，大大降低使用寿命。对于环保参数的控制也极为不利。因此，应兼顾电网和电厂的安全经济运行，确定合适的变负荷率，而不是盲目追求高速度。经常看到有的机组在升负荷，而有的机组却在降负荷，有的机组负荷在大幅度降低后，锅炉销售哪家好，又快速升起。这都给电厂设备造成了不必要扰动，同时也带来了安全隐患和经济性下降。
15 提高液氨质量，减少杂质，减少堵塞滤网、堵塞喷氨格栅分门的机会。
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