涨知识了！30条锅炉运行常见问题解答。你想知道的这里都有！
&在生产中，锅炉运行经常会出现一些棘手问题。话不多说、小编为您整理出30条锅炉运行常见问题和解决方法，学习完之后别忘了分享给小伙伴哦。1、什么是循环流化床锅炉的循环倍率？影响循环倍率的运行因素有哪些。影响循环倍率的运行因素很多，主要有以下几个方面：分离器效率，燃料粒度，燃料含灰量，燃料的成分，灰特性，灰颗粒的磨耗特性对循环倍率有决定性影响。锅炉负荷的影响。随着机组负荷的降低，即锅炉蒸发量的减少，锅炉整体风量和烟气流速必然降低，促使CFB锅炉循环倍率也相应降低。2、汽包锅炉正常运行时，为什么要关闭省煤器再循环门？因为给水通过省煤器再循环管直接进入汽包，降低了局部区域的炉水温度，影响了汽水分离和蒸汽品质，并使再循环管与汽包接口处的金属受到温度应力，时间长可能产生裂纹。此外，还影响到省煤器的正常工作，使省煤器出口温度过高，所以在正常运行中，必须将省煤器再循环门关闭。3、为什么要对新装和大修后的锅炉进行化学清洗？锅炉在制造、运输和安装、检修的过程中，在汽水系统各承压部件内部难免要产生和粘污一些油垢、铁屑、焊渣、铁的氧化物等杂质。这些杂质一但进入运行中的汽水系统，将对锅炉和汽轮机造成极大的危害，所以对新装和大修后正式投运前的锅炉必须进行化学清洗，清除这些杂物。4、为什么要进行锅炉的吹管？锅炉汽水系统中的部分设备如减温水、启动旁路、过热器、再热器管路系统等，由于结构、材质、布置方式等原因不适合化学清洗，所以新装锅炉在正式投运前需用物理方法清除内部残留的杂物，故利用本炉产生的蒸汽对汽水系统及设备进行吹管处理。5、锅炉启动前上水的时间和温度有何规定?为什么?锅炉启动前的进水速度不宜过快，一般冬季不少于4h，其他季节2～3h， 进水初期尤应缓慢。冷态锅炉的进水温度一般在50-90℃，以使进入汽包的给水温度与汽包壁温度的差值不大于40℃。未完全冷却的锅炉，进水温度可比照汽包壁温，一般差值应控制在40℃以内，否则应减缓进水速度。原因是：（1）由于汽包壁较厚，膨胀缓慢，而连接在汽包壁上的管子壁较薄，膨胀较快。若进水温度过高或进水速度过快，将会造成膨胀不均，使焊口发生裂纹，造成设备损坏。（2）当给水进入汽包时，总是先与汽包下半壁接触，若给水温度与汽包壁温差值过大，进水时速度又快，汽包的上下壁，内外壁将产生较大的膨胀差，给汽包造成较大的附加应力，引起汽包变形，严重时产生裂纹。6锅炉常用保养方法有哪几种？（1）湿保护：有联氨法、氨液法、保持给水压力法、蒸汽加热法、碱液化法、磷酸三钠和亚硝酸混合溶液保护法；（2）干保护：有烘干法（带压放水）和干燥剂法。7、造成蒸汽品质恶化（蒸汽污染）的原因有哪些？（1）蒸汽带水。锅炉的补给水含有杂质。给水进入锅炉后被加热成蒸汽，杂质也大部分转移到炉水中，如此多次循环，炉水中杂质浓度越来越高。含有高浓度杂质的炉水被饱和蒸汽携带就叫做蒸汽带水，蒸汽带水称做机械携带，是蒸汽污染的第一个原因。（2）蒸汽溶盐。锅炉在较高的工作压力下，蒸汽能溶解某些盐分，蒸汽溶盐称为选择性携带，这是蒸汽污染的第二个原因。8、尾部受热面的低温腐蚀是怎样产生的？燃料中的硫燃烧生成SO2 ，SO2 与烟气中的氧结合生成SO3，当受热面的温度低于烟气的露点时，烟气中的水蒸气与SO3组合生成硫酸蒸汽，凝结在受热面上，造成受热面的低温腐蚀。空气预热器的冷端易出现低温腐蚀。9、什么情况下紧急停炉？（1） 汽包水位超过极限值时。（2） 锅炉所有水位计损坏时。（3） 过热蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道发生爆破时。（4） 锅炉尾部发生再燃烧时。（5） 所有吸、送风机、空气预热器停止运行时。（6） 再热蒸汽中断时。（7） 锅炉压力升高到安全门动作压力，而所有安全门拒动时。（8） 炉膛内或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏时。（9） 锅炉灭火时。（10） 锅炉房内发生火警，直接影响锅炉的安全运行时。（11） 炉管爆破不能维持汽包正常水位时。（12） 所有的操作员站同时黑屏或死机且主要参数失去监视手段时。&10、为什么锅炉在运行中应经常监视排烟温度的变化？锅炉排烟温度升高一般是什么原因造成的？（1） 因为排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般为送入热量的6%左右；排烟温度每增加12～15℃，排烟热损失增加1%，；同时排烟温度可反应锅炉的运行情况，所以排烟温度应是锅炉运行中最重要的指标之一，必须重点监视。（2） 使排烟温度升高的因素如下：1) 受热面结垢、积灰、结渣。2) 过剩空气系数过大。3) 漏风系数过大。4) 燃料中的水分增加。5) 锅炉负荷增加。6) 燃料品种变差。7) 制粉系统的运行方式不合理。8) 尾部烟道二次燃烧。11、水压试验的升压、泄压速度，合格的标准？答：水压试验的升压速度应控制在0.2MPa/min，泄压速度不大于0.49Mpa/min，合格的标准为：在关闭进水门后，经过5分钟汽包压力下降值不超过0.29MPa及承压部件金属壁和焊缝没有湿润、泄露痕迹及无明显变形为合格。12、如何冲洗汽包水位计？答：冲洗水位计共有三个过程：水侧冲洗：开启放水门，关闭汽侧门，开启水侧门；汽侧冲洗：开启放水门，关闭水侧门，开启汽侧门；汽水共冲：开启放水门，开启汽侧门，开启水侧门。冲洗后关闭放水门。13、为什么再热汽温调节一般不使用喷水减温？使用喷水减温将使机组的热效率降低。这是因为，使用喷水减温，将使中低压缸工质流量增加。这些蒸汽仅在中低压缸做功，就整个回热系统而言，限制了高压缸的做功能力。而且在原来热循环效率越高的情况下，如增加喷水量，则循环效率降低就越多。14、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水门，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，应按照规定的降压速率降压到零。打开空气门及疏水门，放净炉水。15、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最大的是气流的速度，磨损与速度的三次方成正比。16、为什么要控制床温在850－950之间？①在该温度下灰不会融化，从而减少了结渣的危险性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，可以降低受热面的结渣。17、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。19、影响流化床锅炉负荷的因素有哪些？①煤质②床温③床压④氧量及一、二次风配比⑤给水温度⑥尾部受热面的清洁度20、循环流化床锅炉启动过程中，如何保证保温、耐火、耐磨浇筑料可塑料的安全？循环流化床锅炉启动过程中，为保证保证保温、耐火、耐磨浇筑料可塑料的安全，应当做到：①严格控制炉内任一点的温度变化小于100℃/h，防止浇注料与金属膨胀不均②在启动风机和风量调整过程中，严格控制炉膛压力大幅度的变化；③在投煤操作时，一定要缓慢少量，切不可大幅度调整给煤量。21、循环流化床锅炉点火时何时投煤，怎样投煤？根据燃煤煤种的不同，投煤温度各不相同。燃用高挥发分煤时，可将投煤温度降低一些，一般在480度左右；燃用贫煤时，一般在550度左右；燃用无烟煤时，一般在600度左右。床温达到上述条件后，可以开启中间一台给煤机，以10％的给煤量（脉动）给煤90秒后，停90秒观察氧量是否下降，床温是否上升，连续3～5次之后如氧量下降，床温上升，可连续投煤，保证床温稳步上升。22、影响循环流化床锅炉热效率的因素有哪些？①煤质②锅炉负荷③氧量及一二次风配比④排烟温度⑤风机出口温度⑥飞灰含碳量⑥炉渣含碳量⑧排渣温度⑨给水温度。23、点火初期通过哪些方法控制床温升速度？点火初期为避免床温升速过快，对浇注料、可塑料造成破坏，必须严格控制温升速度，可通过以下方法调节。①控制油枪投入支数②控制油压③调节一次风量。24、循环流化床锅炉运行中床温的控制和调整原则是什么？床温，即料层温度，是通过布置在密相区的热电偶来检测的。循环流化床锅炉运行中，为降低不完全燃烧热损失，提高传热系数，并减少CO、NO排放，床温应尽可能高些，然而从脱硫降低Nox排放和防止床内结焦考虑，床温应选择低一些。在正常条件下，床温一般控制在850－950℃范围内，维持正常的床温是稳定运行的关键，控制床温的最好手段是再分配燃烧室不同燃烧风风量而总风量保持不变。在一定的负荷下，若给煤量一定，则要调整一次风和下二次风。一次风在保证床料充分流化的基础上，可适当降低，以减少热烟气带走的热量，保持较高的床温，提高燃烧效率。用上二次风保持氧量在正常范围内，使床温平衡在850－950℃之间。25、运行中对循环灰系统的控制和调整应注意什么？①对循环灰系统应经常检查，合理地控制返料风和返料风压②监视各部温度变化和循环效果，返料器回料温度最高不应大于1000℃，温度过高时，必须降低负荷③在正常运行条件下不允许放循环灰，但在低负荷、压火、停炉或在返料器故障下可以放掉部分循环灰，以达到规定的运行工况④循环流化床锅炉运行中应维持一定的循环灰量，以控制床温和满足负荷的需要。26、在点火过程中一次风应如何调整?一般情况下,在点火过程中一次流化风都保持临界状态,其目的是尽量提高床温,减少热量损失.但在投油枪时应特别注意流化风量的变化,当油枪点燃时,点火风道内的空气突然受到加热膨胀,通往风室的一次风阻力增大,一次流化风总量减少,停止油枪运行时,则会出现相反的现象.所以应相应加大或减少一次风机入口导叶开度,保证一次流化风量不能低于临界量,床料保持良好的流化状态。27、锅炉热态启动的条件?以下条件同时满足，锅炉具备热态启动条件：无MFT跳闸条件。MFT未复归。所有油燃烧器的油阀关闭。所有给煤机全停。平均床温高于650℃。总风量大于25%B-MCR。炉膛吹扫没有进行。28、锅炉结焦的原因有哪些？1）启动燃烧器投运时，严重配风失调或燃烧功率过大。2）锅炉启动前，流化风嘴堵塞过多或有耐磨材料等杂物留有炉内。3）停炉过程中，燃料未完全燃烧，析出焦油造成低温结焦。4）床温过高或燃煤、床料熔点太低。5）流化风量偏低，常时间流化不良。6）锅炉运行中，长时间风、煤配比不当，过量给煤。29、循环流化床锅炉点火初期如何实现对再热器的保护?循环流化床锅炉点火初期，由于再热器内无蒸汽流通，再热器管壁得不到充分冷却，很容易局部过热而发生爆管的事故，必须采取一定措施来实现对再热器的保护，其措施如下:1）低温再热器位于尾部烟道中，关闭再热器侧烟气挡板，同时监视低温再热器蛇形管壁温，可起到保护作用．2）高温屏式再热器位于炉膛上部，暖炉和启动过程需检测高温屏式再热器壁温和高温屏式再热器底部烟温．锅炉启动初期，汽机高排汽逆止门不开启，再热器内没有蒸汽流通时，高温屏式再热器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。30、停炉后锅炉为何要保养及保养的方法？锅炉停用后，如果管子内表面潮湿，外界空气进入会引起内表面金属的氧化腐蚀。为防止这种腐蚀的发生，停炉后要进行保养。对于不同的停炉有如下几种保养方法：1)蒸汽压力法防腐。停炉备用时间不超过5天，可采用这一种方法。2)给水溢流法防腐，停炉后转入备用或处理非承压部件缺陷，停用时间在30天左右，防腐期间应设专人监视与保持汽包压力在规定范围内，防止压力变化过大。3)氨液防腐。停炉备用时间较长，可采用这种方法。4)锅炉余热烘干法。此方法适用于锅炉检修期保护。5）干燥剂法。锅炉需长期备用时采用此法。
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自04年以来，随着中国经济的高速增长和电煤需求的大幅增加，煤炭市场逐步进入了卖方市场，煤价一路攀升，电煤供应日趋紧张，在07年末08年初达到顶峰，发电用煤面临着量少质差的双重压力。 煤的种类及煤质对锅炉燃烧设备的结构型式、受热面布置、运行经济性和安全性都有很大影响，煤质改变或煤质下降将给锅炉热效率乃至整个电厂带来严重问题，锅炉热效率的下降直接导致机组发电煤耗的上升，造成电厂经济效益的下降。
一、煤质变化对锅炉燃烧的影响 广义上讲煤的工业分析主要包括水分、灰分、挥发分、固定碳、硫分和发热量，分析这些指标变化对锅炉运行的影响有着重要意义。锅炉按照设计煤种来燃烧可以达到最佳的热效率，如果煤质偏离锅炉设计参数则会对锅炉燃烧工况产生较大影响。 1、水分的影响
水分的存在不仅使煤中可燃质含量相对减少，降低了发热量，还会因受热蒸发、汽化而消耗大量的热量，导致炉膛温度降低，煤粉着火困难，排烟量增大，增加了厂用电率，同时，增大了输煤系统堵塞的机率。 水分高，会降低炉内温度，使着火困难燃烧不完全，机械和化学不完全燃烧热损失会增加。水分会吸热变成水蒸气随同烟气排除炉外，增加烟气量而使排烟热损失增加，降低锅炉热效率，同时使引风机电流增大，也为低温受热面积灰、腐蚀创造了条件。根据有关资料，煤中的水分每增加5%，由于排烟热损失而使锅炉效率下降0.5%左右。 2、挥发分的影响 在煤的燃烧中，挥发份是最为重要的指标，挥发分在较低温度下能够析出和燃烧，随着燃烧放热，焦碳粒的温度迅速提高，为其着火和燃烧提供了极其有利的条件，另外挥发分的析出又增加了焦碳内部空隙和外部反应面积，有利于提高焦碳的燃烧速度。挥发份越高，煤越容易燃烧，燃尽效果也最好，煤粉着火提前，火焰中心下移，有利于锅炉水冷壁辐射吸热，可以降低排烟温度水平，有利于提高锅炉热效率降低发电煤耗。挥发份含量降低时，煤粉气流着火温度显著升高，着火热随之增大，着火困难，达到着火所需的时间变长，燃烧稳定性降低，火焰中心上移，炉膛辐射受热面吸收的热量减少，对流受热面吸收的热量增加，尾部排烟温度升高，排烟损失增大。 3、灰分的影响 燃料中的灰份在燃烧过程中不但不能放出热量而且还要吸收热量。因此，灰份含量越大，发热量越低，容易导致着火困难和着火延迟；同时炉膛燃烧温度显著降低，煤的燃尽度变差，造成飞灰可燃物高。灰份含量增大，碳粒可能被灰层包裹，碳粒表面燃烧速率降低，火焰的传播速度减小，造成燃烧不良；另外飞灰浓度越高，使锅炉受热面特别是尾部的省煤器、空预器受热面的磨损加剧。排灰量增加，也使得除尘费用及厂用电上升，同时飞灰和炉渣的热物理损失变大，从而降低了锅炉的效率。灰分每增加1%，理论燃烧温度平均降低约5度，因而使煤粉着火发生困难，引起燃烧不良，甚至爆燃，熄火。统计资料显示，平均灰份若从13%上升到18%，锅炉强迫停运率将从1.3%上升到7.5%。 4、热值的影响 发热量是反映煤粉燃烧好坏的一个重要指标。当煤的发热量下降到一定程度时，不仅会引起燃烧不稳定、不完全，而且可能导致锅炉灭火等故障。实验数据表明，燃煤的低位发热量下降1 Mj/kg，厂用电率将提高0.5%。此外燃煤发热量下降对锅炉机组的可用率影响巨大。美国电力公司的一项研究表明，美国全国燃煤机组10年间，燃煤平均发热量从27.328Mj/kg下降到24.65 Mj/kg，可用率下降了13%。 5、硫分的影响 煤中含硫量大时，容易引起水冷壁高温腐蚀，锅炉尾部烟道、省煤器、空气预热器等处的低温腐蚀，造成锅炉爆管，影响锅炉安全运行。 二、煤质变化对我厂机组经济性的影响 1、煤质变化对机组厂用电率的影响 我厂设计煤种均为优质烟煤，近几年入厂煤相对锅炉设计煤种发生了较大变 化，下表为07、08年入炉煤煤质统计。
表一07年煤质数据
全水分 干燥基挥发分 空干基灰分 全硫 低位热值 1月 2月 3月 4月 5月 6月 8.78 32.2 29.6 1.52 20.2 8.62 33.9 27.4 1.69 21.0 9.08 34.48 26.54 1.81 21.07 8.7 36.3 27.8 1.91 20.8 8.56 33.9 27.9 1.89 20.8 8.67 30.8 26.6 1.83 21.56 7月 8月 9月 8.93 32.56 24.8 1.89 21.9 9.17 31.9 25.9 1.96 21.51 8.71 31.4 25.7 1.96 21.7 10月 9.78 32. 9 24.3 2.06 21.9 11月 8.56 30.2 27.1 1.93 21.5 12月 8.92 29.4 26.2 1.85 21.9 表二08年1-8月份煤质数据
全水分 干燥基挥发分 空干基灰分 全硫 低位热值 1月 9.3 23.5 27.27 1.68 21.08 2月 9.21 25.1 32.65 1.52 19.8 3月 9.37 22.5 31.03 1.34 19.3 4月 9.3 19.6 34.42 1.84 18.58 5月 9.33 20 35.26 1.62 18.15 6月 9.6 19.15 33.78 1.92 17.4 7月 10.4 20.95 36.57 2.04 17.77 8月 10.07 23.22 33.88 1.80 18.06 入炉煤工业分析成分变化图1050水分挥发分灰分热值07年08年图1 入炉煤工业分析成分变化图 从以上煤质报表可以看出，08年煤质与07年相比，差距较大，水分平均上升近1%，挥发分下降8%，灰分上升8%，低位热值下降3Mj/kg，从工业成分分析看，煤质较差。 劣质煤灰分高，热值低，同样出力条件下锅炉燃煤量增加，300MW负荷下我厂锅炉设计燃料消耗量一期为125.5 T/H，二期为 121.43T/H，由于煤质下降，满负荷下的燃煤量增加到160-170T/H，最高时180 T/H。由于煤质严重偏离设计值，使锅炉运行参数偏离经济运行范围。机组煤量高，锅炉总风量也随之升高，制粉系统及六大风机出力均比同等工况下升高，燃料上煤时间延长，入炉煤灰分的上升，使锅炉除灰除渣系统也不堪重负，负压飞灰系统基本是全天运行，除渣工作量也增加近一倍。今年前8个月较去年同期增加厂用电量1325万kWh，厂用电率升高约0.3%，使煤耗升高1g/kWh。 2、#3、#4机组脱硫投运后对厂用电率的影响 我厂二期脱硫自去年下半年投入运行后，机组厂用电率明显上升。今年前8个月脱硫用电量3198万kWh，厂用电率增加约1.16%，使供电煤耗增加3.8 g/kWh。 3、煤质变化对锅炉效率的影响 根据锅炉热效率反平衡计算公式，锅炉热效率η=100-排烟热损失q-化学 不完全燃烧热损失q-机械不完全燃烧热损失q-散热损失q-灰渣物理热损失3452q6。从实际运行情况看，化学不完全燃烧热损失q3、散热损失q5、灰渣物理热损失q在煤质发生变化时变化很小。对锅炉效率影响较大的主要是排烟热损失6q2和机械不完全燃烧热损失q4。 由于入炉煤水分上升1%，使排烟温度升高，排烟热损失增大而使锅炉效率下降0.1%。灰分的大幅升高也使锅炉排烟热损失升高，随着灰分的上升，入炉煤热值相应降低，今年热值与去年比较平均下降3Mj/kg，同等工况下煤量、风量增加，锅炉排烟热损失、机械不完全燃烧热损失明显升高，锅炉热效率下降约1.6%。另外挥发分的明显下降也使飞灰含碳量和大渣含碳量增高，机械不完全燃烧热损失增大，据统计，今年飞灰可燃物较去年升高0.3%，使锅炉效率下降0.108%。因煤质下降使锅炉热效率下降约1.81%，使发电煤耗上升5.4g/kWh。8月份#1-#4炉供电煤耗高达350.75g/kWh，比去年同期升高6.3 g/kWh。 结论： ①#1、#2炉因煤质变差锅炉热热效率下降1.81%，使发电煤耗增加5.4g/kWh，厂用电率升高使供电煤耗增加1g/kWh，合计使机组供电煤耗比去年同期升高6.4 g/kWh。 ②8月份热力试验结果表明，#3、#4炉热效率炉因煤质原因下降幅度约1.54%，使发电煤耗增加4.62g/kWh，厂用电率升高使供电煤耗增加1g/kWh，脱硫用电使供电煤耗增加3.8g/kWh，合计使机组供电煤耗比去年同期升高9.42 g/kWh。 4、煤质变化对锅炉利用系数的影响 由于煤质变差，造成锅炉燃烧不稳，被迫投油助燃次数明显增多，多次发生锅炉结焦现象，严重威胁锅炉的安全运行，同时锅炉受热面磨损加剧，设备故障率上升。据统计，今年前7个月共发生8起锅炉灭火，4次受热面泄漏，设备停运306小时，设备可用率下降2.61%，经济损失较大，这也是发电企业不得不面临的严峻事实。 不可否认，在煤源紧张、库存长期偏低、煤质差的不利形势下，运行在线调整、指标监督发挥了举足轻重的作用，相比07年，飞灰可燃物控制较好，排烟温度除#1炉上升4℃外，其他指标与去年同期基本持平，各项经济指标严格按照设计值运行，这在一定程度上抵消了煤质变差带来的巨大负面影响，提高了发电厂的经济效益。 三、当前形势下应采取的措施
1、加强入厂煤质管理，尽量保证煤种接近设计煤种。
2、加强入厂煤、入炉煤的化验分析，准确掌握煤炭的工业分析数据，特别是水分、挥发分、发热量、灰分等指标，及时提供给运行人员便于及时调整。
3、加强入炉煤掺配，保证煤质的稳定性，保证锅炉燃烧的稳定性。有效地掺配煤工作可提高劣质煤的利用率，降低燃料成本，同时可以通过掺配煤减少或降低煤质变化给锅炉造成的影响。
4、加强燃烧调整，运行人员可根据煤质化验单给定的煤质变化情况，及时进行燃烧调整合理配风、从而达到安全运行的目的。 5、目前#1、#3、#4炉氧量测点存在指示不准的缺陷，需要尽快解决，使运行人员调整时有明确的参照目标。 6、定期进行锅炉热效率测定，最好增加锅炉热效率实时监测点，以便掌握煤质煤种和燃烧工况发生变化后的准确数据，使运行人员及时做出调整。 四、结论 煤质变差对锅炉燃烧的稳定性和热效率产生了严重影响，使机组供电煤耗大幅升高，降低了机组运行的经济性。定量分析煤质变差对锅炉乃至机组经济性的影响，进而采取针对性的措施，可以提高发电企业的经济效益，从这个角度考虑，这项工作的深入开展对发电厂而言有重要意义。煤质下降后锅炉怎样合理配风--《节能》1990年03期
煤质下降后锅炉怎样合理配风
【摘要】：正 发电用煤质量下降,不仅导致发电机组出力降低,煤耗上升,还严重影响安全生产。据有关部门统计,东北电管局所属的阜新、朝阳、元宝山等大电厂,1989年第一季度共发生降出力80台次,少发电9.8×10~8kWh。山东电网1～4月每度电煤耗比1988年同期上升15g,仅此一项多耗电煤14.7×10~4t,少发电2.95×10~8kWh,影响社会产值10亿元。锦州电厂的锅炉1～4月发生灭火19次,浑江电厂1～5月灭火8次,徐州、秦岭等电厂也经常灭火。全国1～6月份通过
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【正文快照】：
发电用煤质量下降,不仅导致发电机组出力降低,煤耗上升,还严重影响安全生产。据有关部门统计,东北电管局所属的阜新、朝阳、元宝山等大电厂,1989年第一季度共发生降出力8。台次,少发电9.8又loBkwh。山东电网l~4月每度电煤耗比1988年同期上升159,仅此一项多耗电煤1、.7火20‘t
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