《安徽华电芜湖发电有限公司一期2×660MW机组培训教材系列锅炉》由会员分享，可在线阅读，更多相关《安徽华电芜湖发电有限公司一期2×660MW机组培训教材系列锅炉（23页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、.安徽华电芜湖发电有限公司安徽华电芜湖发电有限公司一期一期2 2660MW660MW 机组机组.培训教材系列培训教材系列锅炉分册锅炉分册二零零七年五月二零零七年五月.前前言言安徽华电芜湖发电有限公司培训教材系列主要包括锅炉、汽机、电气、热控、化学、除灰脱硫、输煤七个分册。是根据公司生产准备大纲的计划安排，针对期2660MW 超超临界机组而编写，作为生产准备人员学习培训和机组调试时参考使用。本教材为安徽华电芜湖发电有限公司培训教材系列 锅炉分册 。全书共分十五章，涵盖了锅炉基本知识的简介，超临界及超超临界锅炉技术的发展，锅炉本体设备系统及锅炉辅机设备系统的结构、原理和运行维护，锅炉建设安装阶段的
2、水压试验、化学清洗及吹管等知识点。教材中对锅炉水冷壁、启动系统设备、燃烧设备的结构特点、工作方式，等离子点火系统，制粉系统，风烟系统，锅炉运行特性及调整等内容做了重点介绍。由于安徽华电芜湖发电有限公司期工程选用国内首台660MW 级超超临界锅炉，与国内前期投产的超临界锅炉机组相比，在水冷壁型式、燃烧设备等方面采用了诸多先进技术。因此本教材对这些方面做了较详细的介绍和比较，以期阅读者加深对该型锅炉的理解。本版教材主要依据安徽电力设计院、 哈尔滨锅炉厂有限责任公司及各辅机厂家提供的设计图纸、制造及维护说明书编写而成。本版教材为试运版。由于工程尚在施工，技术资料不全，部分设备的介绍是在参考同类型设备
3、及根据经验编写，因此，教材中难免存在遗漏和不足，有些内容可能与现场实际不符，在学习参考时请大家及时提出修改、补充的意见，以使教材进一步完善。本教材的编写在公司“培训教材编写领导小组”的关心和支持下得以顺利完成，编写过程中还得到了各相关专业人员的大力协助，在此一并表示感谢。编写：冯立海黄松涛审核：高维勇审定：牟爱政批准：彭国泉.目目录录第一章第一章绪论绪论.101.1锅炉的分类.101.2大型锅炉的总体布置及设计特点. 111.3电站锅炉技术的发展方向.131.4超超临界锅炉技术简介.141.4.1 超超临界技术发展现状.141.4.2 超超临界锅炉的技术特点.151.5锅炉的安全及经济性指标.
4、211.5.1 锅炉运行的经济性指标.211.5.2 锅炉运行的安全性指标.22第二章第二章 HG2060/26.15 HG2060/26.15YM2YM2 型超超临界锅炉概述型超超临界锅炉概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.1锅炉设计规范.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.1.1 锅炉型式.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.1.2 锅炉主要参数.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.2锅炉总体简介.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.2.1 锅炉整体布置.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.2.2 锅炉整体结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签
5、。2.2.3 主要流程.错错误误! !未定义书签。未定义书签。2.2.4 锅炉主要技术特点.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第三章第三章锅炉本体设备锅炉本体设备.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.1炉膛与水冷壁.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.1.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.1.2 对水冷壁运行中主要参数的考虑.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.1.3 水冷壁的结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.1.4 水冷壁系统流程.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.2燃烧设备.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.2.1 概述
6、.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.2.2 燃烧器的布置与结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.2.3 低 NOX PM 煤粉燃烧器原理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.2.4 墙式布置与四角布置燃烧器的比较.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.2.5 MACT 燃烧技术简介.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.3过热器.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.3.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.3.2 锅炉过热器介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.3.3.3 过热器的温度调节和止晃措施.错错误误! !未定义书签。未定义书
7、签。3.4再热器.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.4.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.4.2 再热器介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.4.3 再热汽温调节和管子止晃措施.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.5省煤器.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.5.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.5.2 省煤器结构特点.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.5.3 省煤器积灰与磨损.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.6启动系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.6.1 系统组成.错错误误! !未定义书签。未定
8、义书签。3.6.2 主要部件和管道的用途.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.6.3 启动系统的功能.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.6.4 带循环泵的启动系统的优点.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.6.5 启动系统的各种主要运行模式.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7 BCP 循环泵.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.1 BCP 循环泵设计参数.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.2 BCP 循环泵结构介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.3 BCP 循环泵辅助系统及功能简介.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7
9、.4 BCP 循环泵的启动试转.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.5 BCP 循环泵的正常启停.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.6 清洗锅炉时的泵操作.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.7 BCP 循环泵的紧急停止.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.8 BCP 循环泵的联锁保护.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.7.9 BCP 循环泵的异常及处理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.8安全阀.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.8.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.8.2 安全阀主要参数.错错误误! !未定
10、义书签。未定义书签。3.9锅炉顶棚大包系统简介.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.9.1 炉顶密封.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.9.2 包覆框架.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.10吹灰系统和烟温探针.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.10.1 综述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.10.2 吹灰器的运行.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.10.3 吹灰器运行的注意事项.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.3.11锅炉受压件材料介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.11.1 超超临界锅炉用新型912%CR 铁素体耐热钢 .
11、错错误误! !未定义书签。未定义书签。3.11.2 新型的奥氏体耐热钢.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第四章第四章风烟系统风烟系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.1概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.2轴流风机介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.2.1 轴流风机和离心风机比较.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.2.2 轴流风机的工作原理与分类.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.2.3 轴流风机的失速和喘振.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.3送风机与一次风机.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.3.1 送风机规范.错错误
12、误! !未定义书签。未定义书签。4.3.2 一次风机规范.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.3.3 送、一次风机的组成及结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.3.4 送、一次风机的运行和维护.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.3.5 风机常见的故障分析和处理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.4引风机.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.4.1 引风机设计规范.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.4.2 工作原理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.4.3 结构及技术特点.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.4.4 引风机的运行和维护.
13、错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.4.5 故障分析和处理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5空气预热器.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.2 回转式空气预热器的结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.3 空气预热器主要技术参数.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.4 空气预热器的漏风和密封。.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.5 空预器的吹灰与清洗.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.6 空气预热器的运行与维护.错错误误! !未定义书签。未定义书签。4.5.7 空气
14、预热器的低温腐蚀.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第五章第五章制粉系统制粉系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.1概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.1.1 原煤与煤粉.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.1.2 制粉系统分类.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.1.3 制粉系统配置.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.2电子称重式给煤机.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.5.2.1 设备参数.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.2.2 给煤机结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.2.3 给煤机控制与测量.错错误误! !未定义
15、书签。未定义书签。5.2.4 启动/停止控制方式说明.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.2.5 定期检查和保养.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3磨煤机.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.1 设备规范.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.2 磨煤机组成部件.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.3 工作原理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.4 工作流程和系统特点.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.5 磨煤机运行.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.6 磨煤机故障及处理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.
16、3.7 磨煤机应避免的不正确操作.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.3.8 磨煤机润滑系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.4制粉系统的运行调节和经济性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.4.1 运行调节.错错误误! !未定义书签。未定义书签。5.4.2 经济性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第六章第六章等离子点火等离子点火.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.1概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.1.1 等离子燃烧器的主要设计参数.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.1.2 等离子点火燃烧系统组成及配置方案 .错错误误! !未定义书签
17、。未定义书签。6.2等离子燃烧器的结构与工作原理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.2.1 等离子燃烧器的结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.2.2 等离子发生器及其工作原理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.3等离子点火装置的电气系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.3.1 电气一次系统的容量.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.3.2 直流电源供电系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.3.3 电气系统设备的布置及安装.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.4辅助系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。6.5等离子点火器的控制.错
18、错误误! !未定义书签。未定义书签。6.6等离子点火系统的运行.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第七章第七章火焰检测系统火焰检测系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。7.1概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。7.2 FORNEY 公司 UNIFLAME IR 型火检的运行特点 .错错误误! !未定义书签。未定义书签。7.3火检装置的配置和安装.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.7.3.1 FORNEY 公司火检的基本配置.错错误误! !未定义书签。未定义书签。7.3.2 火检装置组件及安装.错错误误! !未定义书签。未定义书签。7.4火检装置的工作原理.错错误误! !
19、未定义书签。未定义书签。7.5火检冷却风系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第八章第八章锅炉整体水压试验锅炉整体水压试验.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第九章第九章压缩空气系统压缩空气系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.1系统介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.1.1 概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.1.2 压缩空气系统配置.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.2空气压缩机.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.2.1 设备概况.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.2.2 结构、部件及工作原理.错错误误! !未定义书签。未
20、定义书签。9.2.3 运行控制.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.2.4 调试与维护.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.3空气净化装置及后处理设备.错错误误! !未定义书签。未定义书签。9.4压缩空气储气罐.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第十章第十章燃油系统燃油系统.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.1概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.2燃油系统介绍.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.2.1 油质资料.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.2.2 系统组成及流程.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.2.3 系统设备介绍.
21、错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.3炉前油系统运行.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.3.1 油泄漏试验.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.3.2 油枪投运与切除.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.3.3 油枪运行注意事项.错错误误! !未定义书签。未定义书签。10.4故障分析和处理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第十一章第十一章超临界锅炉启动前的调试超临界锅炉启动前的调试.错错误误! !未定义书签。未定义书签。11.1综述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。11.2锅炉的化学清洗.错错误误! !未定义书签。未定义书签。11.3锅炉吹管.错错
22、误误! !未定义书签。未定义书签。第十二章第十二章锅炉的启停锅炉的启停.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.1锅炉启停概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.2锅炉的启动.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.2.1 直流锅炉的启动特点.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.12.2.2 影响直流锅炉启动速度的主要因素 .错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.2.3 超临界锅炉的启动特性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.2.4 超临界锅炉的启动过程与控制.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.2.5 锅炉启动模式及注意事项.错错误误! !未定义
23、书签。未定义书签。12.3锅炉的停炉和停用保护.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.3.1 单元制锅炉的停运概述.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.3.2 锅炉的停运.错错误误! !未定义书签。未定义书签。12.3.3 锅炉停炉后的保养.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第十三章第十三章超临界锅炉的运行与调节超临界锅炉的运行与调节.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.1超临界压力锅炉水冷壁系统特性 .错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.1.1 超临界压力水蒸气的比容、比热和焓 .错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.1.2 超临界压力下的水动力特性.
24、错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.1.3 超临界压力下的传热特性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.2超临界压力下的汽水工况.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.2.1 盐类的溶解和沉积.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.2.2 盐类的沉积区域.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.2.3 直流锅炉的给水标准.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.3直流锅炉的运行特性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.3.1 静态特性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.3.2 动态特性.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.4直流锅炉
25、运行参数的监督与调节 .错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.4.1 蒸汽压力的调节.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.4.2 蒸汽温度的调节.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.5燃烧调节.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.5.1 燃烧调节的控制数值.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.5.2 负荷变化时的燃烧调整.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.5.3 燃烧器运行方式.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.5.4 送风量的调节.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.5.5 炉膛负压的控制和引风调节.错错误误! !未定义书签。
26、未定义书签。13.5.6 锅炉喷燃器二次风的控制.错错误误! !未定义书签。未定义书签。13.6锅炉运行的注意事项.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第十四章第十四章锅炉常见故障及处理锅炉常见故障及处理.错错误误! !未定义书签。未定义书签。14.1锅炉受热面损坏.错错误误! !未定义书签。未定义书签。14.1.1 过热器管泄漏及其防治.错错误误! !未定义书签。未定义书签。14.1.2 省煤器管的泄漏及防治.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.14.1.3 水冷壁管的爆漏及其防止.错错误误! !未定义书签。未定义书签。14.2锅炉灭火与烟道再燃烧.错错误误! !未定义书签。未定义书签
27、。14.2.1 炉膛的灭火放炮.错错误误! !未定义书签。未定义书签。14.2.2 烟道再燃烧.错错误误! !未定义书签。未定义书签。第十五章第十五章启动锅炉启动锅炉.错错误误! !未定义书签。未定义书签。15.1锅炉规范.错错误误! !未定义书签。未定义书签。15.2锅炉结构.错错误误! !未定义书签。未定义书签。15.3烘炉煮炉与严密性试验.错错误误! !未定义书签。未定义书签。15.4锅炉运行.错错误误! !未定义书签。未定义书签。15.5锅炉的停炉和保养.错错误误! !未定义书签。未定义书签。.第一章第一章绪论绪论1.11.1锅炉的分类锅炉的分类锅炉的分类可以按循环方式、燃烧方式、排渣
28、方式、运行方式以及燃料、蒸汽参数、炉型、通风方式等进行分类，其中按循环方式和蒸汽参数的分类最为常见。1.1.11.1.1 按循环方式分类按循环方式分类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。1.1.1.11.1.1.1 自然循环锅炉自然循环锅炉：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
29、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 430。1.1.1.21.1.1.2 控制循环锅炉：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
30、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310。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。1.1.1.31.1.1.3 直流锅炉：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。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， 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
31、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。1.1.21.1.2 按蒸汽参数分类按蒸汽参数分类锅炉按照蒸汽参数分为低压锅炉 （出口蒸汽压力2.45MPa， 下同， ） 、 中压锅炉 （2.944.90 MPa） 、高压锅炉（7.810.8 MPa） 、超高压锅炉（11.814.7
32、MPa） 、亚临界压力锅炉.（15.719.6 MPa） 、超临界压力锅炉（22.1 MPa）和超超临界压力锅炉（主汽压27 MPa或主再热汽温在 580以上） 。1.21.2大型锅炉的总体布置及设计特点大型锅炉的总体布置及设计特点锅炉本体的布置型式是指锅炉炉膛和炉膛中的辐射受热面与对流烟道和其中的各种对流受热面之间的相互关系及相对位置， 锅炉本体的布置型式既与锅炉的容量、 参数有关，又与锅炉所用的燃料性质以及钢材、 地皮相对价格有关。 由于具体条件不同， 会有许多不同的布置型式。1.2.11.2.1 本体布置型式及特点本体布置型式及特点大型锅炉常见的本体布置型式有以下几种：1.2.1.11.
33、2.1.1 形布置形布置在燃用煤粉的自然循环锅炉、强制循环锅炉和直流锅炉中，广泛采用这种布置型式。它是用炉膛组成上升烟道， 用对流烟道组成水平烟道和垂直下降烟道的锅炉布置型式， 如图1-2-1(a)所示。(a)形布置；(b)无水平烟道形；(c)双折焰角形；(d)箱形布置(e)塔形布置；(f)半塔形布置图1-2-1锅炉布置型式形布置的主要优点是：（1）锅炉的排烟口在下部，因此，转动机械和笨重设备，如送风机，引风机及除尘器都可布置在地面上，可以减轻厂房和锅炉构架的负载。（2）锅炉及厂房的高度较低。（3）在水平烟道中可以采用支吊方式比较简单的悬吊式受热面。（4）在尾部垂直下降烟道中，受热面易布置成逆
34、流传热方式，强化对流传热。（5）下降烟道中，气流向下流动，吹灰容易并有自吹灰作用。（6）尾部受热面检修方便。（7）锅炉本身以及锅炉和汽轮机之间的连接管道都不太长。但这种型式也有缺点，主要有：（1）占地面积大。（2）由于有水平烟道，使锅炉构架复杂，而且不能充分利用其所有空间来布置受热.面。（3）由于有水平烟道，烟气在炉内流动要经两次转弯，造成烟气在炉内的速度场、温度场和飞灰浓度场不均匀，影响传热效果，并导致对流受热面局部飞灰磨损严重。（4）由于锅炉高度低，又要求下降烟道与锅炉高度基本相近， 因而在大容量锅炉中，在尾部烟道中要布置足够的尾部受热面便有困难， 特别是在燃用低发热值的劣质煤时更显得突出
35、。1.2.1.21.2.1.2 形布置形布置形布置实质上是形布置的一种改进，这种布置如图 1-2-1（b）所示，形布置只是取消了形布置中的水平烟道， 其他则大致相同。 因此， 它保留了形布置的许多优点，布置紧凑，可以节省钢材，而且占地面积小； 但尾部受热内的检修不方便。大容量锅炉如果采用管式空气预热器时， 因为不便支吊， 而且尾部烟道高度不够， 就不宜采用这种布置。如果采用回转式空气预热器时，则采用这种布置型式比较适宜。双折焰角形，如图1-2-1(c)所示，目的是改善烟气在水平烟道的流动情况， 利用转弯烟室的空间，在水平烟道部分布置更多的受热面。如果要采用管式空气预热器， 为解决尾部烟道内布置
36、不下的困难， 也可将尾部烟道对称地分成左右两个，形成T形布置。1.2.1.31.2.1.3 塔形布置塔形布置图l-2-1(e）为塔形布置方案，下部为炉膛，对流烟道就布置在炉膛上方，锅炉本体形成一个塔形，它的优点如下：（1）占地面积小。（2）取消了不宜布置受热面的转弯室，烟气流动方向一直向上不变，可以大大减轻对流受热面的局部磨损，因此，对燃用多灰分燃料特别有利。（3）锅炉本身有自身通风作用，烟气流动阻力也较小。（4）对流受热面可以全部水平布置，易于疏水。但这种方案也有如下缺点：（l）锅炉本体高度很高，过热器、省煤器、再热器等对流受热面都布置在很高的位置，连接的汽水管道较长。（2）空气预热器、送风
37、机、引风机及除尘器等笨重设备都布置在锅炉顶部，加重了锅炉构架和厂房的负载，因而使造价增大。（3）安装及检修均较复杂。因我国具体情况，常不采用这种方案， 但在燃用灰分很多的固体燃料时， 也有采用这种布置的。为了减轻转动机械及笨重设备施加给锅炉构架的负载，便把空气预热器、 送风机、引风机、除尘器及烟囱等都布置在地面，形成半塔形布置，如图1-2-1(f)所示。.1.2.1.41.2.1.4 箱形布置箱形布置箱形布置，其下部为炉膛，上部分隔成两个串联的对流烟道，形成一个箱形的结构， 如图l-2-1(d）所示。箱形布置主要用于燃油或燃气锅炉，因为炉膛容积可以相对减少，又可节省或简化凝渣管束。1.31.3
38、电站锅炉技术的发展方向电站锅炉技术的发展方向1.3.11.3.1 设计超临界压力机组设计超临界压力机组1980 年由美国电力研究所（EPRI）召开的有关各种蒸汽参数机组经济性的讨论会上，BBC （ABB） 公司提出采用 3lMPa、 566566这一档参数的机组为最经济； CE 公司提出 31MPa、583552566这一档参数机组的发电成本为最低廉，并且将进一步发展参数为 31MPa、566579593的机组，以期望提高2的热效率。日本电源开发公司超临界压力机组参数的发展目标是：1)31MPa、566566566；2)3lMPa、641593593；3)34.5MPa、649593593。最
39、终目标是期望比现有的超临界压力机组（24.11MPa、538538）的热效率提高 67。德国在 1979 年至 1981 年（联邦德国）间曾对超临界参数进行了研究，对燃煤机组采用 29.89MPa、600（一级参数），二级再热；34.89MPa、630（一级参数），二级再热；34.89MPa、650（一级参数），二级再热的1000MW 机组制造可行性进行讨论，结论是从锅炉方面来看， 采用 29.89MPa、 600的 7501000MW 机组， 在现有条件下是完全可以实现的，但是受到中间负荷、调峰运行条件的限制，给发展这档机组带来了不利。为此，德国的煤价即便高于美国，在1981 年投运的 Be
40、rg Kamen 电站 B 的 780MW 机组仍采用 24.4MPa、540540的参数等级。发展超临界压力机组必须使用高强度材料，以防管子厚度过分地增加。在防止高温腐蚀方面，应考虑金属壁温、烟气温度以及在具有腐蚀性元素的烟气中的受热面布置方式。 同时也有必要考虑采用表面经过防蚀处理的金属管材或具有防蚀性强的外层管的双层套管结构。目前日本钢管公司为发展超临界参数机组，正在研究新的高强度耐热钢种，此钢种可用于温度为 650的过热蒸汽，许用应力达到57MPa，比现有的304HTB、32lHTB、347HTB的强度还高。1.3.21.3.2 发展变压运行机组，提高负荷适应性发展变压运行机组，提高负
41、荷适应性（1）德国斯坦因缨勒公司，美国巴威公司、福斯特惠勒公司，日本的日立公司、石川岛播磨公司都相继发展了螺旋形管圈直流炉炉型， 管圈自炉膛底部沿炉膛四周盘旋上升至炉膛折焰角处，炉膛上部管屏改变为垂直上升管屏， 以利于管子穿墙及悬吊结构的布置。 螺旋管圈除进出口联箱外，中间不设置混合联箱。（2）日本三菱公司在美国燃烧工程公司及苏尔寿公司的参与之下，研究超临界压力垂.直管圈变压运行机组的开发工作，在锅炉机组设计上采取了下列措施：a采用内螺纹管以防止工质偏离核态沸腾点；b加装水冷壁节流圈以防上炉膛四角和中心部位管子的吸热偏差；c在烟道内布置蒸发器以保证水冷壁出口工质即使在 25负荷下也能在湿蒸汽范
42、围内。（3）美国燃烧工程公司和三菱公司在其辅助循环锅炉的基础上新设计了“ CC”型的低倍率循环锅炉。主要措施是采用内螺纹管，使循环倍率降低到 2.67。由于循环倍率的降低， 使辅助循环泵的功率消耗下降， 这部分的得益完全可以补偿因采用内螺纹管而引起的成本增加。“CC”型低倍率循环锅炉可以适应变压运行的需要。（4）美国福斯特惠勒公司以及日本石川岛播磨公司在其传统的多次上升下降直流锅炉上，加装内置式分离器及变更旁路系统，可使过热器之后作变压运行。（5） 新设计的自然循环锅炉上采用内螺纹管以防止运行中工质偏离核态沸腾点以及增加机组的可靠性， 进一步在一级过热器之前装设一旁路系统， 以便在启动及低负荷
43、运行时将过多的蒸汽引入到凝汽器去， 使过热蒸汽温度与汽机金属温度有良好的匹配， 并用饱和蒸汽调节汽温，保证锅炉可以快速启停和变负荷运行。1.3.31.3.3 改进炉内燃烧改进炉内燃烧由于动力用煤品质的不断下降，锅炉不但要能燃用各种劣质煤，而且要考虑防止因燃用劣质煤带来的不利影响（结渣、积灰、磨损、环境污染等）。各公司普遍重视煤质（包括灰成分）的研究，并在新一代燃煤机组设计中作出相应的考虑。另一方面，为满足日益严重的环境保护方面的要求，各锅炉制造公司都从燃烧系统的设计上考虑了抑制和减少 NOx 生成的措施，基本方法是：1）采用多个小容量燃烧器以扩大燃烧区范围，降低炉内温度水平；2）采用低 NOx
44、 燃烧器；3）采用两级燃烧；4）采用烟气再循环。1.41.4超超临界锅炉技术简介超超临界锅炉技术简介1.4.11.4.1 超超临界技术发展现状超超临界技术发展现状国际上通常把主汽压力在27Mpa 以上或主蒸汽温度、 再热蒸汽温度在 580及其以上机组定义为超超临界 （ultra supercritical） 机组， 通常也称为高效超临界 （high efficiencysupercritical）机组或先进的超临界（advanced supercritical）机组。之所以这样定义是因为这个参数是锅炉、 汽轮机能够使用现代超临界机组用钢， 超过这个参数高温高压部件就必须采用改进或新开发的耐热钢
45、种。近 10 年来高效超临界技术在日本和欧洲得到迅速发展， 投运的超超临界机组取得了良好的运行业绩，经济性、可靠性和灵活性得到认可，代表了当代火力发电技术的先进水平，因而极大的增强了各国发展更先进的超超临界技术的信心。在已投运的超超临界机组中，单机容量除了丹麦的 3 台为 400MW 等级以外，其余都在.7001000MW 之间。 由于容量的进一步增大受到螺旋管圈水冷壁吊挂结构复杂化和管带过宽热偏差增大的限制。因此，1000MW 被认为是螺旋管圈水冷壁单炉膛锅炉容量的上限。单机容量的进一步增大还受到汽轮机的限制。近30 年来，汽轮机单机功率增长缓慢，目前世界上投运的单轴最大功率汽轮机仍然是原苏
46、联制造的1200MW 汽轮机。双轴最大功率汽轮机是瑞士 BBC 制造的 1300MW 汽轮机。蒸汽参数最高的百万千瓦级大功率汽轮机是日本东芝公司生产的 25MPa/600/610的 1050MW 汽轮机。尽管从技术上来讲进一步增大单机容量并非不可能，但从用户的角度来看，担心容量增大带来可用率降低， 以及对火电机组机动性的要求等因素， 所以至今没有出现超过百万千瓦容量等级机组的市场需求。日本最初投运的两套超超临界机组，由于受当时耐热钢材料的限制，只是提高主蒸汽压力而未提高其温度。同时，由于主蒸汽压力和温度不匹配， 故采用两次再热以避免汽轮机末级蒸汽湿度过高。 两次再热虽是成熟的技术， 但系统复杂
47、， 设计难度增大。 31.0MPa， 566两次再热机组制造成本显著提高，缺乏市场竞争力。所以，近年来日本各公司都转为生产24.125Mpa，593610超超临界机组，其热效率仅比31.0MPa，566两次再热低 0.5%，制造成本则大大降低。欧洲超超临界机组也大致经历了这一过程。丹麦90 年代末投运的 2 台超超临界机组，采用了 29MPa，580的蒸汽参数，两次再热。而欧洲在建中的超超临界机组也都改为采用一次再热。与日本不同的是主汽压力和温度都进一步提高(27MPa，580/600)，其性能价格比要优于 29MPa，580两次再热机组。应该说，现已建成的超超临界机组尚属过渡型，随着材料技术
48、的发展，各国计划在未来 1020 年间将开发蒸汽初参数更高的两次再热超超临界机组，并正在付诸实施，其热效率可达 5055%。1.4.21.4.2 超超临界锅炉的技术特点超超临界锅炉的技术特点1.4.2.11.4.2.1 水冷壁管圈型式水冷壁管圈型式传统的观念认为只有螺旋管圈水冷壁 （如图 1-4-1） ， 才能满足全炉膛变压运行的要求，目前除日本三菱公司之外的高效超临界机组锅炉都仍然采用下炉膛螺旋管圈， 上炉膛垂直管屏的传统设计。 这种水冷壁系统对于光管水冷壁为了获得足够的冷却能力是十分必要的。 其优点是：可以采用较大口径的光管水冷壁管； 可以有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差； 不需要根据热负荷
49、分布进行平行管系中复杂的流量分配； 在低负荷下仍能保持平行管系流动的稳定性。螺旋管圈水冷壁的缺点是显而易见的，结构复杂、流动阻力大和现场安装工作量大，如图 1-4-3。日本三菱公司在亚临界控制循环锅炉设计制造经验基础上，开发出了一次上升垂直管圈水冷壁变压运行超超临界锅炉。 其特点是采用内螺纹管来防止变压运行至亚临界区域时， 下炉膛高热负荷区域发生膜态沸腾和在水冷壁管入口处设置节流圈使其管内流量与它.的吸热相适应，如图 1-4-2 所示。图1-4-1螺旋管圈水冷壁（光管）图1-4-2 垂直管圈水冷壁（内螺纹）垂直管圈的优点是结构简单， 便于吊挂， 厂内组装率高， 工地焊接工作量小， 如图 1-4
50、-4。此外系统水阻力小，给水泵的功耗降低。它的缺点是水冷壁管径细，热敏感性强。 因此对运行控制的要求高，对煤种变化的适应性较差。直流锅炉垂直管水冷壁设计的发展趋势是采用较低的质量流速，呈现出强制自然循环特性。即在高负荷下呈强制循环特性， 低负荷下呈现一定的自然循环特性。 这样可以采用较粗的管径。既提高了水冷壁的刚性，又降低了热敏感性和流动阻力。.图1-4-3螺旋管圈水冷壁结构图1-4-4 垂直管圈水冷壁结构1.4.2.21.4.2.2 承压部件材质的选择承压部件材质的选择解决高温承压部件的材质问题是开发高效超临界锅炉的关键技术， 对其性能的要求是：高温热强度高，抗高温烟气和汽水的氧化腐蚀，良好
51、的焊接和加工性能。由于制造，特别是安装的要求， 锅炉水冷壁必须是无需焊后热处理的材料制成。 现代超临界锅炉水冷壁通常采用的钢种为 T12/13CrMo44。这种材料就水冷壁而言，最高许用温度460470。对于超超临界锅炉，当主汽参数为28MPa/580/580时，水冷壁采用这种材料还是可行的。低合金 Cr-Mo 钢的最大不足是其高温蠕变断裂强度低， 随着参数的提高管壁厚度增加，提高了成本和工艺复杂性， 也降低了运行灵活性。 日本新研制的 HCM2S 钢不仅具有优于常规低铬铁素体钢的高温蠕变强度，而且具有优于2.25Cr-1Mo 的可焊性，也不需要焊前预热和焊后热处理。HCM2S 已获得 ASM
52、E 规范认可，列为 SA213-T23，可替代 T12 用于更高的蒸汽参数。对于过热器、再热器出口集箱及其连接管道， 当前所用的 P22/X20CrMoV121，其极限许用温度略高于 550。若采用改善的 9%Cr 钢 P91 做集箱，其极限许用温度可超过 580。用P91 替代 P22，尽管其焊接性能不及P22，但壁厚可减薄 50%以上，经济效益十分可观。在集箱领域中，对 P91 的进一步改进，新一代 9%12%Cr 系钢按其高温蠕变，断裂强度已经进入奥氏体钢的温度范围。 在 600的汽温条件下， 其壁厚可比P91 减薄40%， 如 E911，NF616 和 HCM12A 等。对于过热器、
53、再热器管束， 在 600 /600 的汽温条件下， 其最高管壁温度达到650.670 ，因此选用奥氏体是十分必要的，如TP347H，TP347HFG，Super304H 等。甚至部分高温段采用 20-25Cr 系的奥氏体钢，如 HR3C，NF709,Tempaloy A-3。这种材料给予足够的蠕变断裂强度，且由于含 Cr 高还能很好地抗高温腐蚀。奥氏体钢在受到热疲劳时易出问题，但用于管束，由于口径小管壁薄，产生热疲劳的可能性不大。1.4.2.31.4.2.3 直流锅炉调温方式直流锅炉调温方式直流锅炉没有锅筒，蒸发与过热受热面之间无固定的分界线，因此在汽温的调节与蒸发量、汽压具有相关性。直流锅炉
54、的蓄热能力小，运行工况变化时，蒸汽参数变化快，很敏感，因此增加了汽温控制的难度。超超临界锅炉，过热吸热量的份额增大，气温高，因此对汽温的控制提出了更高的要求。(1) 过热汽温的控制直流锅炉的给水量等于蒸发量，因此只要保持燃料量与给水量的比值一定，则过热蒸汽的焓值不变， 所以直流锅炉过热汽温的调整主要通过调节煤水比来实现， 但是实际上要保证煤水比不变并不容易， 因此还必须用喷水做精确调整。 在运行工况变化时首先调整煤水比，再加喷水微调，将过热汽温稳定控制在允许变化范围内。(2) 再热汽温的控制再热汽温的控制比过热汽温控制的难度更大，一方面由于再热蒸汽压力低，蒸汽比热小，因此在同样的热偏差下，再热
55、汽温的偏差要比过热汽温的偏差大。 另一方面，再热器的运行工况不仅受锅炉运行工况的影响，还与汽机工况有关。再热汽温的控制手段很多，如摆动式燃烧器，烟气再循环，烟道挡板，三流体换热器和再热器喷水等。以往各个锅炉制造商采用各自特色的调温方式， 现在则互相通用，同时采用多种调温手段，不仅取决于受热面的布置方式，还往往取决于业主的意愿。众所周知，再热器喷水会影响机组的经济性，因此通常作为事故喷水使用。Alstom 公司采用摆动式燃烧器作为再热气温的主调节手段，喷水作为辅助手段，喷水量控制在2%ECR以内。为了提高系统效率，最近 Alstom 公司开发出一种三流体换热器来替代再热器喷水，它是布置在烟道内的
56、套管换热器， 内管为过热蒸汽，套管环形通道内为再热蒸汽， 套管外则为烟气。摆动式燃烧器只有对辐射特性较强的再热器调温效果较好。三菱公司亚临界汽包炉采用带壁式和屏式再热器的设计， 传统采用摆动燃烧器调节再热气温。 但超临界和超超临界直流锅炉取消了壁式再热器， 低温再热器布置到尾部烟道入口处， 再热器对流特性增强，因此三菱公司把烟道挡板和烟气再循环两个手段都用上了。烟气再循环是日立公司通常采用的再热汽温调节手段。现在是烟气再循环和烟道挡板合用。 烟气再循环的作用更多的是控制炉膛吸热量和抑制NOX 的生成， 主要由烟道挡板来调节再热汽温。1.4.2.41.4.2.4 直流锅炉启动系统直流锅炉启动系统
57、.锅炉启动系统是直流锅炉特有的辅助系统，其主要功能是：在锅炉启动、停炉和最低直流负荷以下运行期间避免过热器进水， 为水冷壁的安全运行提供足够高的工质重量流速和尽可能回收工质及其所含的热量，使启动更容易。直流锅炉启动系统由汽水分离系统和热量回收系统两部分组成。现代变压运行超临界直流锅炉毫无例外地都采用内置式分离器启动系统。所谓内置式，系指自锅炉点火至正常所谓内置式，系指自锅炉点火至正常运行期间，分离器始终接入汽水系统。运行期间，分离器始终接入汽水系统。在最低直流负荷以下，分离器呈湿态运行，在最低直流负荷以上转为干态运行，此时汽水分离器仅作为蒸汽通道使用。作为内置式分离器启动系统，依据疏水能量回收
58、方式的不同，可以分成：大气扩容器、启动疏水热交换器和再循环泵方式三种。三种启动系统各有优点：大气扩容器式系统简单，投资小，但能量回收较差，如图1-4-5 所示；启动疏水热交换器(如图 1-4-6)和再循环泵方式(如图 1-4-7)，系统较复杂，投资大，但能量回收较好。图1-4-5大气扩容式启动系统.图1-4-6带疏水热交换器的启动系统图 1-4-7带循环泵的启动系统在国外，由于燃煤火力发电机组通常作为调峰运行，频繁启停，因此重视启动的经济性，所以几乎没有采用大气扩容器式启动系统。欧洲通常采用带疏水热交换器的启动系统，而日本则采用带再循环泵的启动系统。1.4.2.51.4.2.5 超超临界锅炉的
59、环保技术超超临界锅炉的环保技术锅炉环保技术原则上与参数和容量无关，但是由于发达国家都颁布了极为严格的环保.法规， 所以现代高效超临界机组除了原有的除尘装置外， 还都采用低 NOX 燃烧技术和配置排烟脱硝、脱硫装置。超超临界锅炉提高了循环效率，降低了燃料的消耗，因而减少了温室气体 CO2 和其它有害物质的排放。有关粉尘的排放，电气除尘或袋式除尘基本满足了法规的要求。为了降低 NOX 的排放，各锅炉制造商都开发出各自的低 NOX 燃烧技术，如三菱公司改进的 MACT 法，日立公司的 IFNR 法，石川岛播磨公司的 INPACT 法，其基本原理都是一样的，即：通过降低过量空气系数，采用两级燃烧，烟气
60、再循环等措施造成燃烧器出口处的低温缺氧环境来抑制 NOX 的生成。通过改进燃烧器结构，形成浓、淡两股煤粉气流，改善燃料和空气的扩散混合，缩短燃烧气体在高温区域的滞留时间，以抑制NOX 的生成。低NOX燃烧技术可将锅炉出口烟气中的NOX含量降低到200400mg/NM3,但这还不能满足发达国家严格的法规要求。 因此国外的超超临界机组都设置排烟脱硝装置， 采用最多的主流方法是选择性催化还原法（SCR），其特征是在触媒上使 NOX 有选择的与氨进行反应，使之还原为 N2 和 H2O。目前，实际应用中的烟气脱硫技术多种多样，其中湿法烟气脱硫的效率最高，可脱除燃煤产生 SO2 的 95%以上，但投资费用
61、昂贵，约占燃煤电站总投资的12%15%，运行费用也较贵。除此之外，国际上应用较为成熟的烟气脱硫技术还有： 炉内喷钙尾部增湿活化，排烟循环流化床脱硫技术，喷雾半干法脱硫技术等。1.51.5锅炉的安全及经济性指标锅炉的安全及经济性指标1.5.11.5.1 锅炉运行的经济性指标锅炉运行的经济性指标锅炉运行的经济性用锅炉的热效率和净效率来表示。锅炉热效率是指锅炉有效利用热与单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比，它可用正平衡热效率或反平衡热效率来表示：QglQ100 q1,1r正平衡热效率, (11)gl100 (q2 q3 q4 q5 q6)，（12）反平衡热效率式中：Qr 为输入热量，即随每公斤固
62、、液体燃料或每标准立方米气体燃料输入锅炉的总热量， 包括燃料的收到基低位发热值和物理显热， 以及用外来热源加热燃料或空气时所带入的热量，kJkg；Q1 为锅炉有效利用热，即单位时间内工质在锅炉中所吸收的热量，包括水、蒸汽所吸收的热量以及排污水和自用蒸汽所消耗的热量，kJkg；q1 为有效利用热占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比，即是锅炉的热效率，； q2 为排烟热损失，；q3 为气体未完全燃烧热损失，；q4 为固体未完全燃烧热损失，；q5 为散热损失，；q6 为其他热损失，包括炉渣显热损失和冷却热损失，。.由上述公式（11）、（12）所求得的锅炉热效率即是毛效率，其物理意义是输入热量中转
63、换给工质的百分比， 它反映了燃烧和传热过程的完善程度， 亦反映了锅炉设计和运行的优劣。但从蒸汽的角度考虑，因为：只有供出蒸汽才是锅炉的有效产品，自用蒸汽及排污水的吸热量并不向外供出， 而是自身消耗或损失掉了。 为了使锅炉能正常运行、 产生蒸汽，除使用燃料外，还要消耗电力用于供煤，制粉以及供水，通风，除灰、除尘等过程的需要，此外，还需要其他的耗能工质（如自来水、压缩空气等） 供日常生产使用也即还需要生产这些耗能工质的能量消耗（一般也是电力）。因此，锅炉运行的经济指标，除锅炉热效率外，还有一个锅炉净效率。锅炉净效率是指扣除了锅炉机组运行时的自用能量消耗（热耗和电耗）以后的锅炉效率。火力发电厂锅炉净
64、效率j 可用下式计算：Qr (13)式中：Q1 为锅炉有效利用热，kJkg；Qq 为锅炉机组自身需要的热量，kJkg；Qp为用于锅炉机组自身电耗对应的热量，kJkg； Qr 为输入热量，kJkg。一台锅炉机组运行时自身需用的热耗有：吹灰和除渣用的热耗、锅炉排污水的热损失热耗、燃用液体燃料时的热耗，以及重油加热及雾化的热耗等。而用于锅炉机组自身电耗方面，则要考虑送风机、引风机、排粉风机、一次风机、给粉机、原煤给煤机、磨煤机以及电除尘器等的电耗。对于单元机组，还要计入给水泵的电耗（不仅是主给水泵，还包括增压泵），而非单元机组给水泵的电耗可接与锅炉给水量成正比计算。此外，在计算锅炉净效率时， 还要考
65、虑锅炉车间自身电耗，而这部分电耗则是锅炉车间内所有运行锅炉共同均分的。 这方面需要计算油系统、 水处理系统、燃料输送和处理系统和锅炉车间办公室的取暖设备、照明设备及淋浴设备所消耗的热能和电能等。锅炉机组的自用电耗 Qp 可用下式计算：Qp=29270（b/B）p， kJkg（l4）式中： 29270 为标准燃料的发热值， kJkg； b 为电厂发电煤耗 （标准煤耗） ， kg （kW h） ；p 为锅炉自身总电耗，kW。B 为燃料消耗量，kgh；原苏联800MW机组全国平均煤耗率由1970年的350 6g （kW h） 降到1980年的 327 3g（kWh）。美国 1656MPa，53853
66、8级机组平均煤耗率为354g（kWh），24MPa 级 538550565机组平均煤耗率为 337g（kWh）。1.5.21.5.2 锅炉运行的安全性指标锅炉运行的安全性指标锅炉运行时的安全性指标不能进行专门的测量，而用下列三个间接指标来衡量：1.5.2.11.5.2.1 锅炉连续运行小时数锅炉连续运行小时数jQ1QqQp.工作压力：5.33 力：10%试验压力初步检查降 压 . .锅炉连续运行小时数是指两次被迫停炉进行检修之间的运行小时数，国内一般大、中型电站锅炉的平均连续运行小时数在4000h 以上，而大型电站锅炉则应在7000h 左右。1.5.2.21.5.2.2 锅炉的可用率锅炉的可用
67、率锅炉可用率是指在统计期间内，锅炉总运行小时数及总备用小时数之和与该期间总时数的百分比，即总运行小时数总备用 小时时可用率100 (15)统计期间总小时数1.5.2.31.5.2.3 锅炉事故率锅炉事故率锅炉事故率是指在统计期间内，锅炉总事故停炉小时数与总运行小时数、总事故停炉小时数之和的百分比即总事故停炉小时数事故率 100总运行小时数总事故停炉小时数（16）锅炉的可用率和事故率可按一个适当长的周期来计算，我国火力发电厂锅炉通常以一年为一个统计周期。 电站机组锅炉的可靠性是机组的主要技术经济指标之一， 因为大型机组锅炉能够安全满发就是最大的经济性。目前，国内一般比较好的指标是：可用率约为90
68、，事故率约为 1。有人认为采用超临界压力机组的可靠性要低于亚临界压力机组，而目前的统计数据表明超临界压力机组和亚临界压力机组一样具有较高的可靠性， 大容量超临界压力机组的事故停机率低于 1。例如鹿岛电厂 6 号机组（超临界压力）19801983 年共停机14 次，松岛电厂两台 500MW 机组 1981 年投运至 1984 年的 7 次停机事故中，均未发生因超临界压力引起的事故。原苏联按 1980 年的统计，800MW 机组的可用率为 79.7%。美国 CE 公司 7 台 575750MW 机组，1979 年统计平均运行可用率为87.6，强迫停运率为 3.4。美国 2001000MW 机组的大修间隔年限为 46 年，小修间隔为 1.l1.5 年，原苏联150300MW 机组的大修间隔周期是34.3 年。1.5.2.41.5.2.4 负荷适应性负荷适应性各国 600MW 级机组大多都能承担一部分中间负荷运行，当锅炉负荷在60100%甚至更大范围内，基本上都能保持全燃煤运行，且能保证蒸汽温度在额定值。.
