一、是非题：
1.锅炉的正平衡热效率是指锅炉的输入热量与锅炉的输出热量的比值的百分数。（√）
2.机械未完全燃烧热损失的大小主要取决于灰渣中的含碳量。（ × ）
3.水压试验仅仅是检查锅炉承压部件严密性的一种方法。（ × ）
4.超压试验的合格标准：1.受压元件金属壁和、焊缝没有任何水珠和水雾的泄露痕迹。2.受压元件没有明显的残余变形。（√）
5.水压试验结束后降压速度要缓慢，不超过0.8MP/min. （ × ）
6.锅炉的净效率是制在锅炉热效率的基础上，扣除自用汽，水的热能和自身各种用电设备的自用电之后的热效率值。（√）
7.锅炉的反平衡热效率是指锅炉的输入热量与锅炉的各项热损失之间的热平衡关系。（√）
8.锅炉的热损失中最大的是散热损失。（ × ）
9.减小锅炉的各项热损失，提高可利用的有效热量，是提高锅炉燃烧效率的唯一途径。（√）
10.煤中的灰分是燃料中的有害成分，灰分多会防碍可燃质与氧气的接触，使碳粒不易燃烧完全，影响锅炉效率。（√）
11.锅炉的汽水损失，除了由于检修质量不高造成的跑、冒、滴、漏之外，主要是锅炉运行中排污和疏水造成的。（√）
12.锅炉的过量空气系数增大，燃烧生成的烟气体积增大，排烟热损失q2增大，过大的过量空气量还会提高炉膛温度而强化燃烧。（ × ）
13.效率最高的锅炉负荷即为锅炉的经济负荷。（√）
14.漏风试验一般有正压法和负压法。（√）
15.辅机连锁试验通常在静态进行，所谓静态就是切断电动机动力电源，启动开关在检修位置，电动机在不转动的情况下进行。（ × ）
16.所谓化学清洗，就是在碱洗、酸洗、钝化等几个工艺过程中使用某些化学药品溶液除掉锅炉汽水系统中的各种沉淀物质，并在金属表面形成很好的防腐保护膜。（√）
17.空气动力场试验是判断炉内空气动力工况的好坏，要看炉内气流的方向和速度的分布，也就是要知道气流的速度场。（√）
18.锅炉寿命管理的目的就是在安全、经济运行的基础上保证锅炉的使用寿命，同时以科学的态度经过慎重的研究，探讨延长其寿命的可能性。（√）
19.造成锅炉寿命老化的因素，主要是疲劳、蠕变、腐蚀和磨损。（√）
20.锅炉寿命管理的主要对象是它的汽包。（ × ）
21.汽包上下壁温差使汽包发生弯曲变形，从而形成热应力，这个热应力主要是轴向的。它的大小与位置和汽包的环向温度分布无关。（ × ）
22.协制方式是当外界负荷发生 变化时，机组的实际输出功率与给定功率的偏差以及压力给定值与实际主汽压力值的偏差信号，通过协调主控制器同时作用于锅炉主控制器锅炉主控制器和汽轮机主控制器，使之分别进行符合调节。（√）
23.协制的特点是：锅炉给水、燃烧、空气量、汽轮机蒸汽流量、主汽压力同时进行调节。（√）
24.当机组运行状态正常时，机组应采用协制方式，当机组运行方式改变或机组异常情况下，可根据机组实际运行状态切换为锅炉跟踪、汽轮机跟踪及燃料手动控制等控制方式。（√）
25.水压试验的压力规定工作压力试验的压力值一次汽水系统： 19.97Mpa，再热器系统： 4.319Mpa超压试验的压力值一次汽水系统： 24.96MPa1.25倍的汽包工作压力再热器系统： 6.48Mpa。（√）
26.只有机、炉、电集中控制才称为单元机组集中控制。（ × ）
27.机组协制系统是用来协调汽机和锅炉运行，负荷指令可以由自动调度系统或操作员给出。系统设计了各种运行的功能，共有MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式五种运行方式可供选择。（√）
28.过量空气系数过小，会增加可燃气体（化学）未完全燃烧热损失q3和固体（机械）未完全燃烧热损失q4 。（√）
29.由于煤的不完全燃烧而产生还原性气体，会使锅炉结焦加剧。（ √ ）
30.为了减少锅炉排烟损失，应把排烟温度降得很低。（ × ）
31.锅炉自然循环的的动力来源于水循环回路中，汽水混合物的密度和水的密度之间的差。（√）
32.锅炉的水循环就是汽水混合物在锅炉蒸发受热面回路中不断流动。（√）
33.煤是包括有机成分和无机成分等物质的混合物，通常通过元素分析和工业分析来确定各种物质的百分含量。（√）
34.煤的元素组成，一般是指有机物中的碳、氢、氮、磷、硫的含量。其中氢是煤中发热量最高的元素。（√）
35.煤的有机物的元素组成可以表明煤中所含的是何种化合物，也能确定煤的性质。（ × ）
36.碳是煤中含量最多的可燃元素，是发热量的主要来源。其中固定碳的含量越高，煤越易燃烧。（ × ）
37.水分是煤中的杂质，水分多的煤着火困难，且会延长燃烧过程，降低燃烧室温度，增加不完全燃烧和排烟损失。（√）
38.煤中不能燃烧的矿物杂质，在煤燃烧后形成灰分。灰分的含量越大，煤的发热量就越低。（√）
39.火电厂通常采用工业分析法对煤进行分析，通过这种分析法后，我们能了解煤在燃烧时的某些特性。（√）
40.煤的发热量分为高位发热量和低位发热量。它们之间的差值是扣除了燃料在燃烧过程中氢燃烧生成水和燃料带的水分汽化的吸热量。（√）
41.规定标准煤的收到基低位发热量为29307.6j/g。（√）
42.燃料中的挥发物质随温度不断升高而挥发出来，挥发出来的气体都是可燃的。（ × ）
43.煤的可磨性可用哈氏可磨性指数HGI来表示。越容易磨的煤，其可磨性指数就越大。（√）
44.燃料油主要有黏度、凝固点、闪点、燃点和密度等五个主要的特性指标。
45.煤粉在炉膛中燃烧过程大致分为三个阶段，即着火前的准备阶段、燃烧阶段和燃尽阶段，对应这三个阶段，在炉膛中大致分出三个区：着火区、燃烧区和燃尽区。（√）
46.煤粉气流的着火热源只是通过卷吸炉膛高温烟气产生的对流换热而获得的。（ × ）
47.灰分多的煤，着火速度慢，对着火稳定性不利，而且燃烧时灰壳对焦炭核的燃尽有阻碍作用，所以不易烧透。（√）
48.燃烧低挥发份的煤粉时，应该用较细、较均匀的煤粉，同时还应提高炉膛温度。（√）
49.煤粉燃烧时间的长短与炉膛的容积无关。（ × ）
50.煤粉越细，总表面积越大，挥发份析出就快，对着火提前和稳定是有利的。因此，锅炉正常运行过程中，煤粉越细越好。（ × ）
51.锅炉排污的目的是排出杂质和磷酸盐处理后形成的软质沉淀物及含盐浓度大的锅水，以降低锅水中的含盐量和碱度，从而防止锅水含盐浓度过高而影响蒸汽品质。（ √ ）
52.在高压和超高压锅炉中，蒸汽具有溶解某些盐分的能力，压力越高，蒸汽的溶盐能力越小。（ × ）
53.燃料中的水分增多，会引起炉膛温度下降，使炉内辐射传热量减少，对流受热面的吸热量增大。（ √ ）
54.大中型锅炉广泛采用II型布置，它是由炉膛、水平烟道和下行对流烟道（竖井）组成。（ √ ）
55.锅炉II型布置的主要缺点是占地面积较大，烟气从炉膛进入对流烟道时要改变气流方向（转弯），从而造成烟气速度场和飞灰浓度场的不均匀性，影响传热性能并造成受热面的局部磨损。（ √ ）
56.四角布置切圆燃烧的好坏与炉内空气动力场有密切关系，其中最主要的影响因素是假想切圆直径与一、二次风速度。（ √ ）
57.所谓浓淡分离燃烧器，就是利用一定的结构形式将一次风粉混合气流分离成浓相和淡相两股含粉浓度不同的气流，再通过喷口送入炉膛进行燃烧的装置。（ √ ）
58.对于浓淡分离燃烧器，由于浓相气流着火提前和稳定，也为淡相气流的着火提供了稳定的热源，从而使得整个燃烧器的稳定性提高。（ √ ）
59.浓淡分离燃烧器中浓相气流的煤粉浓度越浓越好。（ × ）
60.离心式风机的叶轮的作用在于使吸入叶片间的气体强迫转动，产生离心力从叶轮排出，使其具有一定的压力和流速。（ √ ）
61.离心式风机的性能不仅取决于气流在叶轮中的运动情况，而且还受离开叶轮后所经过的部件对气流的影响，其中最主要的是风机外壳的结构影响。（ √ ）
62.离心式风机的外壳的作用是收集自叶轮排出的通向风机出口断面的气流，并将气流中的部分动能转变成压力能。（ √ ）
63.回转式空气预热器是一种传热式预热器。（ × ）
.回转式空气预热器的主要缺点是密封结构要求高，漏风量大。（ √ ）
65.水冷壁的主要作用是依靠火焰对水冷壁的辐射传热，使饱和水蒸发成饱和蒸汽，同时保护炉墙。（ √ ）
66.自然循环锅炉的水循环推动力称为运动压头，其大小取决于饱和水与饱和蒸汽的温度、上升管的含汽率和循环回路的高度。（ × ）
67.在自然循环锅炉中，衡量水循环的好坏的一个重要指标是循环倍率，它表示进入上升管的蒸发量D与上升管循环水量G的之比。（ × ）
68.过热汽按照其传热方式可分为对流过热汽、半辐射过热汽和辐射过热汽三类。（ √ ）
69.过热汽和再热汽的热偏差主要是由于吸热不均和流量不均造成的。（ √ ）
70.旁路系统容量的一般选择原则是保证锅炉最低稳定负荷运行的蒸发量能从旁路通过，同时在机组启停或甩负荷工况下，能满足为保护再热器所要求的冷却蒸汽流量。（ √ ）
71.煤粉炉中，熔融的灰渣黏结在受热面上的现象叫结渣。（ √ ）
72.当受热面上结渣时，受热面内工质的吸热降低，以致烟温升高，排烟热损失增加。（ × ）
73.受热面结渣时，烟温、汽温均会较正常升高。（ × ）
74.低负荷或降负荷时，有时大渣块突然落下，可能引起炉膛熄火。（ √ ）
75.炉膛缺氧燃烧时，在空气少的地区会出现还原性气体，而使灰熔点降低。（ √ ）
76.减轻受热面磨损的积极措施是降低烟气流速，尤其是烟气走廊区的烟气流速。（ √ ）
77.受热面结灰主要积在背风面，迎风面很少甚至没有。（ √ ）
78.减少受热面结灰的主要方法有：定期吹灰，控制烟气流速，受热面采用小管径、错列布置。（ √ ）
79.受热面低温腐蚀主要原因是烟气中含硫酸蒸气在受热面凝积下来造成的。（ √ ）
80.减少低温腐蚀的运行措施主要有两条：一是减少烟气中二氧化硫含量；二是提高空气预热器热端的壁温。（ × ）
81.高温对流受热面的烟气侧腐蚀是指过热器、再热器及其吊挂零件的烟气侧腐蚀。主要原因是高温下液态的复合硫酸盐对管壁有强烈的腐蚀作用。（ √ ）
82.由于干的煤粉流动性好，它可以流过很小的不严密间隙，因此制粉系统的严密性至关重要。（ √ ）
83.所谓煤粉细度，是指煤粉经过专用的筛子筛分后，残留在筛子上面的煤粉质量占筛分前煤粉总质量的百分值。（ √ ）
84.一般来说挥发分高，发热量高，水份高的燃料容易燃烧。（ √ ）
85.当石子媒中带粉时，应增加磨煤机通风量；减少给煤量。（ √ ）
86.给煤机的输送机下面清扫电机的作用是将上部皮带散落或者带下来的少量煤及时送走，防止原煤堵积在给煤机中。（ √ ）
87.制粉系统的出力是指每小时制出合格煤粉的数量。它包括磨煤出力、干燥出力和通风出力。（ √ ）
88.燃煤特性对制粉出力的影响主要包括：水分、灰分、可磨系数。（ √ ）
.火力发电厂中压缩空气系统分为两种：仪用气源系统和厂用气源系统。厂用气源系统质量品质高些。（ × ）
90.压缩空气系统应定期排放冷干机、气水分离器和储气罐中的积水。（ √ ）
91.自然循环锅炉是借助汽水密度差工作的,随着锅炉蒸汽参数的提高,汽水密度差越来越小,这就使工质在循环回路中流动越来越困难。（√）
92.煤中的元素组成,一般是指有机物中的碳,氢,氮,氧,硫等的含量。（√）
93.煤的有机物的元素组成并不能表明煤中所含的是何种化合物,也不能充分确定煤的性质。（√）
94.氢是煤中发热量最高的元素,煤中氢的含量大多在3%~6%的范围内。（√）
95.氧和氮是煤中的杂质是有机物中的不可燃成分。（√）
96.二氧化硫和三氧化硫气体从烟囱排入大气,对环境将造成污染,所以现在大容量的锅炉在烟气出口均设有烟气脱硫装置。（√）
97.水分也是煤中的杂质.煤中水分由表面水分和固有水分组成。（√）
98.煤中含有不能燃烧的矿物杂质,在煤燃烧后形成灰分,灰分是煤中的主要杂质。（√）
99.去掉水分和挥发分后,煤的剩余部分称为焦炭.焦炭是由固定碳和灰分组成的。（√）
100.发热量是动力用煤最重要的特性,它决定煤的价值,也是进行 热效率计算不可缺少的参数。（√）
101.高位发热量是指1KG燃料完全燃烧时放出的全部热量。（√）
102.燃料中的挥发物质随温度不断升高而挥发出来。这些气体大部分是可燃的,如CO,H2,CH4,H2S等,只有少部分是不可燃的,如O2,CO2,N2等。（√）
103.燃料中挥发分的含量取决于燃料的碳化程度。一般说来,燃料碳化程度越深,挥发分含量越少。挥发分的含量大致数值是:褐煤大于40%;烟煤为20%~40%;贫煤为了10%~20%;无烟煤在10%以下。（√）
104.挥发分开始析出的温度与燃料的碳化程度有关,一般来说,碳化程度越浅,挥发分析出的温度越低。大致数值是:褐煤为130~170度;烟煤为170~260度;贫煤为390度;无烟煤为380~400度。（√）
105.同一种煤的灰熔融特征温度也不是固定不变的,这与灰分的各种成分,灰分所处的周围介质条件及灰分含量有关。（√）
106.燃烧速度主要取决于燃料与氧气的化学反应速度和氧气对燃料的供应速度。（√）
107.燃烧阶段未燃尽而被灰包围的少量固定碳在燃尽阶段继续燃烧,直到燃尽。（√）
108.喷燃器出口附近是着火区,炉膛中部与喷燃器同一水平的区域以及稍高的区域是燃烧区,高于燃烧区直至炉膛出口的区域都是燃尽区.着火区很短,燃烧区也不长,而燃尽区却比较长。（√）
109.煤粉气流的着火热源来自两个方面,一是卷吸炉膛高温烟气而产生的对流换热,另一方面是炉内高温火焰的辐射换热.煤粉开始燃烧的这一温度称为着火温度。（√）
110.烟煤和褐煤,因着火并不困难,煤粉可粗些。（√）
111.浓淡分离煤粉燃烧器,由于浓相气流着火提前和稳定,也为淡相气流的着火提供了稳定的热源,使整个燃烧器的燃烧稳定性提高。（√）
112.油雾化器一般叫油或油喷嘴,其作用是将油雾化成细小的油滴。（√）
113.随着锅炉机组容量的增大,风机需要的流量增大,而需要的风压变化不大,离心式风机无法适应.因此大容量锅炉的送引风机普遍采用轴流式风机。（√）
114.回转式空气预热器是一种蓄热式预热器。（√）
115.循环停滞时,由于上升管的流速很低,热量的传递主要靠传导.由于热量不能及时被带走,管壁会超温而引起损坏。（√）
116.通常把靠近炉前的叫前屏过热器,靠近炉膛出口的叫后屏过热器.前者属于辐射式过热器,后者属于半辐射式过热器。（√）
117.在机组热态启动时，可用旁路系统来提高再热蒸汽或新蒸汽的温度，从而加快启动速度，改善启动条件。（√）
118.由于水质不良会造成汽水设备、系统结垢、积盐、金属腐蚀等一系列的故障，还会使蒸汽品质恶化，所以必须严格控制给水品质。（√）
119.煤中硫铁矿含量多时，灰的结渣性强，这是因为硫铁矿氧化后生成氧化亚铁之故。（√）
120.由于燃烧设备的型式和运行工况对燃料燃烧过程影响很大，因此，实际工作中对于不同的燃烧设备和不同的煤种，应通过燃烧调整试验来确定煤粉的经济细度。（√）
121.运行时如果发现被磨制的煤粉也从杂物排放管的出口排出，往往说明给煤量过多，磨辊压力小、热风流量过小或磨煤机出口温度过低等。（√）
122.对于正压运行的给煤机，为保护轴承防止煤粉进入，设有通往链轮轴承的密封风。（√）
123.调节阀的阀门开度与流量有一定的关系，开度越大流通量越大。性能好的阀门开度与流量成正比的关系。（√）
124.压缩机正常运行中对冷却水的监视十分重要，必须维持气缸温度在正常范围内，避免损坏设备。（√）
125.使用回转式空气预热器的锅炉，在点火前应当将回转式空气预热器启动，以防止点火后由于受热不均而产生严重损坏。（√）
126.当管道中积水未疏尽时，蒸汽遇到管中的积水发生突然凝结，将会引起比汽压低时严重得多的水冲击现象。（√）
127.锅炉的储热能力与锅炉的水容积和受热面金属量的大小有关。水容积和受热面金属量越大，则储热能力越大。（√）
128.当汽压急剧变化时，若调节不当或误操作，容易发生水位事故。（√）
129.内扰主要反映在锅炉蒸汽流量的变化上，因而发生内扰时，锅炉汽压和 蒸汽流量总是同向变化。（√）
130.低负荷情况下，由于炉膛中的过剩空气量相对较多，因而在增加负荷时也可先增加燃料量，后增加风量。（√）
131.由于烟气量的增加,烟速加快,使对流传热加强,也将使过热汽温升高;反之则将下降。（√）
132.在锅炉运行中，燃烧工况的变化将引起火焰中心上下移动，这就使辐射受热面和对流受热面的吸热量发生变化，最终使汽温发生变化。（√）
133.辐射过热器的汽温变化特性是负荷增加时汽温降低，负荷减少时汽温升高；而对流过热器的汽温变化特性是负荷增加时汽温升高，负荷减少时汽温降低。（√）
134.正常稳定的燃烧说明风、煤配合比较恰当。这时，炉膛内应具有光亮的金黄色火焰。（√）
135.严重缺水时，如处理不当，可能造成水冷壁管的爆破。（√）
136.发生炉膛灭火和安全门动作的情况下，“虚假水位”现象会相当严重。（√）
137.连续排污的目的是降低炉水中的含盐量和碱度，防止炉水浓度过高而影响蒸汽品质。（√）
138.冬季长时间停用的锅炉，要采取特殊的防冻措施，防止过热管结冰。（√）
139.当锅炉运行中发生直接威胁设备或人身安全的情况时，不必征求值长、班长及有关方面的意见，应立即停止锅炉运行。（√）
140.炉管爆破不能维持正常水位或燃烧，或虽能保持汽包水位，但由于加大给水流量导致汽包上下壁温差超过允许值。此时应紧急停炉。（√）
141.炉膛或烟道内部发生爆炸，燃料在炉膛或烟道燃烧，炉膛冒顶，炉顶塌落，火焰外冒威胁设备或人身安全时，应紧急停炉。（√）
142.热工仪表电源中断不能立即恢复，无法监视汽包水位、汽温、汽压；应紧急停炉。（√）
143.锅炉灭火后，应调整风机挡板以不低于30%额定风量进行通风吹扫。（√）
144.若尾部烟道发生二次燃烧，应立即停止引风机、送风机运行，严密关闭各风门和烟道挡板，切断进入炉膛的空气。（√）
145.当运行中发生影响锅炉长时间运行且必须停炉处理的设备异常时，应申请停炉。（√）
146.蒸汽温度超过允许值，锅炉受热面金属壁温严重超温，经采取措施无法恢复；应申请停炉。（√）
147.锅炉给水、炉水、蒸汽品质恶化，经采取措施无法恢复；应申请停炉。（√）
148.锅炉安全门有缺陷，不能正确动作或动作后无法回座；应申请停炉。（√）
149.与烟气接触的联箱绝缘材料脱落，使联箱壁温超过许可值时，应申请停炉。（√）
150.炉膛裂缝有倒塌危险，或钢架、钢梁烧坏；应申请停炉。（√）
151.我厂330MW机组设计煤种收到基挥发分为11.40％，收到基低位发热量为21.602 MJ/kg。 （√）
152.我厂330MW机组所使用的锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的，锅炉型号为HG—1018/18.51—PM19。 （×）
153.我厂330MW机组采用三分仓回转式空预器，转子转速为1r/min。 （×）
154.我厂330MW机组引风机为动叶可调轴流风机，额定电流为211A，额定功率为1800KW。 （×）
155.我厂330MW机组磨煤机型号为HP863，转速为38.4rpm，属于低速磨。 （×）
156.我厂330MW机组额定工况下汽包压力为19.76 Mpa，过热蒸汽压力为18.51Mpa，再热蒸汽进、出口压力为4.10/3.933 Mpa。 （√）
158.我厂330MW机组水冷壁采用内螺纹管加光管结构，采用SA-299材质。 （×）
159.我厂330MW机组低温过热器允许管壁温度为485℃。 （√）
160.锅炉进水应缓慢、均匀。一般进水时间：夏季一般不小于2小时；冬季一般不小于4小时。 （√）
161.锅炉点火后必须注意锅炉水膨胀，可采用开大连排放水、汽包事故放水以及下降管集箱电动放水阀控制汽包水位。（×）
162.在主汽流量达100t/h或高温再热器进口烟温达510℃时，应检查烟温探针自动退出，以防烧坏。（×）
163.主汽压力达3.5～4.0MPa时，微开过热器电磁泄压阀前手动隔离阀，对电磁泄压阀进行半小时预热后，缓慢全开手动隔离阀，将电磁泄压阀控制开关切至“自动”。 （√）
1.当机组负荷＞180MW同时有三台及以上磨煤机投运且磨煤机总出力大于75t/h时，即可允许停用全部油，并使炉前燃油系统处于热备用状态。（ × ）
165.机组负荷≥100MW时手动进行30%给水管路至主给水管路切换。切换完后汽包水位稳定可投入三冲量水位自动。（√）
166.机组温态以上的启动时，锅炉点火前在各项准备工作完成后，再启动引、送风机进行炉膛吹扫，尽可能减少引、送风机启动后对炉膛不必要的冷却。（√）
167.机组通常采用锅炉跟随汽机的协制方式，即CCB（ ×）方式，它是由锅炉控制功率，汽机控制压力，这是一种控制功率为主的综合控制方式。 （×）
168.B、C、D、E磨运行时，如果RB动作，投OC层油；切除E磨，延迟6秒切除D磨，如果是一次风机RB，切磨间隔为3秒。 （×）
169.机组RB投入的情况下运行中一台一次风机跳闸，RB动作，最终将负荷降至170MW。 （×）
170.机组只有在协制方式投入的前提下，RB功能才允许投入。 （√）
171.RB动作后各相关子系统被调量与设定点偏差大切手动信号已被屏蔽，如只要未出现危及机组安全的异常状况，让其自动调整，不要人为干预，否则将影响RB程序动作。 （√）
172.额定工况下，控制氧量在3～5%之间。低负荷运行时，应适当降低氧量。（×）
173.锅炉燃烧时，应注意金属壁温的变化，定期进行各受热面吹灰，防止锅炉结焦。若发现锅炉结焦，应及时清除，结焦严重时，应降低负荷运行。锅炉燃烧不稳时，禁止水冷壁吹灰和锅炉打焦。 （√）
174.锅炉运行过程中，当主蒸汽温度降低时，应加强水冷壁吹灰。 （×）
175.在机组停运减负荷过程中严格控制主、再热蒸汽压力下降率≯0.1MPa/min，过热、再热蒸汽的平均温降率为0.5-0.8℃/min，最大不得超过1℃/min，并控制汽包上、下壁温差不大于50℃。 （√）
176.锅炉熄火后，维持正常的炉膛负压及30%以上额定风量，对炉膛连续吹扫5min以上后停运所有送、引风机，开启锅炉所有风门、挡板、孔门进行自然冷却。（×）
177.若有检修工作，需要加快锅炉冷却，则加强补放水，在炉膛吹扫结束4小时后，启动一组送、引风机运行，调节炉膛通风量控制锅炉冷却速度。（×）
178.锅炉需短期热备用停炉时，必须采用“联氨和氨溶液”加“充氮法”保养。 （×）
179.当锅炉所有水位计损坏，无法监控汽包水位时，应申请故障停炉。 （×）
180.运行中两台一次风机跳闸，引发锅炉MFT动作。（×）
181.燃油泄漏试验只有在炉大小修及燃油系统检修或消缺时进行，其它情况通过旁路按钮旁路燃油泄漏试验。 （√）
182.如果MFT复位后60分钟内首支油未能投入，则触发MFT动作，回到“请求炉膛吹扫”状态。 （√）
183.若由于空压机或干燥器本身故障引起仪用空气压力下降，应设法投入备用的空压机或干燥器。 （√）
184.汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计，并校对水位计，通知热工人员冲洗仪表管路。（√）
185.必须满足至少一对送引风机运行并且总风量>30%的条件，才允许进行炉膛吹扫。 （√）
186.正常燃烧时，炉膛火焰应为金黄色，着火点适中，火焰稳定，无冲刷水冷壁和窜屏现象，烟道两侧的温度≤30℃,保持受热面管壁不超温。 （√）
187.煤粉着火距离主要由二次风量及小风门控制。（×）
188.确认CRT画面全部死机，立即手动MFT，若无效则紧急停运磨煤机、一次风机，并关闭燃油系统进、回油快关阀，同时手按紧急停机按钮。通知热控人员，汇报有关领导。 （√）
1.过热器管损坏泄漏侧烟气温度降低，排烟温度降低，过热汽温和金属壁温变化异常（ √ ）
190.水冷壁、省煤器爆破时，给水流量小于蒸汽流量 （ √ ）
191.锅炉满水时，蒸汽含盐量增大 （ √ ）
192.若汽包就地水位计全部损坏，集控内有两个以上水位计正确可靠时，允许锅炉继续运行不超过4小时（ √ ）
193.空预器发生二次燃烧时，电机电流摆动大，外壳温度高或烧红，严重时空预器卡涩（ √ ）
194.跳闸侧空预器侧排烟温度升高，一、二次风温下降。（ √ ）
195.若空预器进口烟气挡板关闭不严，空预器进口烟温达到482℃，立即紧急停炉。（ √ ）
196.空预器恢复正常后，应在就地开启风烟挡板，加强对炉膛负压和燃烧的调整，风烟挡板开启后送电。（ √ ）
197.风机在喘振区运行，若风机发生喘振现象时，应立即开大动叶（或静叶），禁止关小动叶（或静叶）。（ √ ）
198.磨煤机堵煤，磨煤机电流上升。（ √ ）
199.磨煤机堵煤，原因之一分离器折向挡板角度过大。（ √ ）
200.磨煤机滤网差压高于0.10MPa时，及时切换，并联系检修清理。（ √ ）
201.磨煤机供油压力低于0.09MPa时，压力低报警，油压低于0.07MPa时，磨煤机将跳闸 （ √ ）
202.机组有功负荷突然减小或到零，锅炉压力急剧上升，汽温下降（ √ ）
203.锅炉超压试验过热器最高允许压力为汽包设计压力的1.25倍，再热器最高允许压力为工作压力的1.25倍。（ √ ）
204.锅炉水压试验标准之一是关进水门，5min压降锅炉本体不大于0.5MPa,再热器不大于0.5MPa。（ √ ）
205.安全阀的校验顺序应先低压后高压（ √ ）
206.给煤机运行3分钟后，煤层点火不允许，磨煤机跳闸（ √ ）
207.炉膛正压低于-3.232kPa，锅炉熄火（ √ ）
208.汽机跳闸，锅炉负荷＞15%时，高旁未开，锅炉熄火（ √ ）
209.正常启动，若空预器主电机故障，则高速启动辅助电机；（ √ ）
210.空预器马达停运或空预器转子停转，联关烟气入口挡板；（ √ ）
211.空预器油温＞55℃信号，空预器导向轴承润滑油泵自启动；（ √ ）
212.引风机启动后，90秒入口门未开全，引风机跳闸（ √ ）
213.两台空预器跳闸，跳两台送风机（ √ ）
215.磨煤机停运后即可停运油泵停。（×）
216.给煤机A运行3分钟内，煤层火检无火，磨煤机跳闸（ √ ）
217.送风机调节油压力低于1.2MPa或润滑油压力低于0.08MPa联启备用润滑油泵（ √ ）
218.锅炉联锁投入时，两台引风机均停，跳磨煤机。（ √ ）
219.MFT动作20秒后，炉膛压力仍超过低低跳闸值，跳两台送风机。（×）
220.吹扫完成后1小时内无油层投运，MFT动作
221.水压试验环境温度应在0℃以上，若环境温度＜0℃时，要有可靠的防冻措施。（×）
填 空 题
1.煤的元素组成,一般指有机物中的 的含量。(C,H,N,O,S)
2.燃料的发热量是指 。(单位质量的燃料在完全燃烧时放出的热量)
3.挥发份中的 可燃物指 （CO,H2,CH4,H2S）等。
4.煤的着火点与煤的 （风化，自燃，燃烧，爆炸）等有关，所以它是一项涉及安全的 指标。
5.煤粉在炉膛内的三个燃烧过程 着火前的 准备阶段，燃烧阶段，燃尽阶段）。
6.燃烧四要素： （炉膛内维持足够高的温度，功绩适当的 空气，燃料与空气的良好混合，要有足够的 燃烧时间）
7.煤粉气流的着火源来自 （卷吸炉膛高温烟气而产生的 对流换热，炉内高温火焰的辐射换热。）
8.煤粉越细，总面积 （越大，）挥发份析出 （较快），煤粉越细，燃烧越 （完全）。
9.空气量 过大，炉膛温度要 （下降），对着火燃烧 (不利)
10.挥发份的 多少对煤的着火和燃烧影响 （很大）。
11.一次风速高，着火点 （靠后），一次风速过低会造成 （一次风管堵）而且着火点靠前还可能烧坏 （喷燃器）
12.提高热风温度有助于提高 （炉内温度），加速煤粉的 (燃烧和 燃尽)。
13.二次风速一般均应 （大于）一次风速，二次风速高，才能使＿ （空气），与 （煤粉）充分混合。
14.理论空气量指 （1千克收到基燃料完全燃烧时所需要的 标准状况下的 空气量）。
15.过量空气系数指 （实际供给的 空气量与理论燃烧空气量的 比值）
16.锅炉水循环就是 （汽水混合物在锅炉受热面回路中不断的 流动）。
17.燃料是指 （燃烧过程中能够产生热量的 物质）。
18.水份多的 煤着火 （困难），且会延长 （燃烧过程），降低 （燃烧室温度），增加 （不完全燃烧及排烟损失）。
19.煤中的水份由 (表面水份)和 （固有水份）组成。
20.灰份含量越大，发热量 （越低），同时会增大 （制粉电耗）。
21.影响锅炉整体布置的因素有 （蒸汽参数 ） （锅炉容量） （燃料种类） （热空气温度）。
22.挥发份低的煤，一般不容易 （着火）和 （燃尽），因此在燃烧区水冷壁上敷设 （卫燃带）以保证燃烧区的高温，给燃料的稳定着火创造有利条件。
23.锅炉整体布置方式有 （型布置） （型布置） ＿ （型布置） （型布置）。
24.均等配风方式是 (采用一二次风口相间布置)，即 (在两个一次风口之间均等布置一个或两个二次风口)，或 (在煤个一次风口的背火侧均等布置二次风口)。
25.燃烧器的作用 ＿(是将携带煤粉的一次风和助燃用的二次凤在进入炉膛时充分混合，并使煤粉及时着火和稳定燃烧)。
26.周界风的作用： (冷却一次风口，助燃，提高一次风刚性，卷吸高温烟气，促进着火)。
27.轴流风机一般有： (叶轮，转轴，风壳和导流叶片)组成。
28.发现风机振动大时应 (加强运行监视),适当 (减小风机的负荷).如果振动太大超过最高允许值威胁到设备和人身安全,应＿ (立即停止风机运行).
29.回转式空气预热器是一种 (畜热式预热器),它利用 ＿ (烟气和空气交替地通过金属受热面)来加热空气.
30.蒸发设备的任务是 (吸收燃料放出的热量,使水蒸发成饱和蒸汽).
31.锅炉蒸发设备由 (汽包,下降管,供水管下联箱水冷壁上联箱和汽水导管)组成.
32.下降管的作用 (是把汽包中的水连续不断地送入下联箱供给水冷壁).
33.水冷壁作用是: (吸收火焰辐射传热,使水蒸发成饱和汽.保护炉墙).
34.水冷壁分类: (光管式水冷壁) ( 膜式水冷壁) (刺管水冷壁).
35.锅炉的自然循环是 (利用汽水混合物的密度比水的密度少而流动的)影响自然循环安全的因素 (循环倒流), (循环停止), (汽水分层) （）.
36.过热器可分为: (对流过热器) (半辐射过热器) (辐射过热器).
37.汽温特性,是指 (汽温和锅炉)负荷的关系.
38.辐射过热器出口汽温随锅炉负荷的 (增加而减小), 对流过热器出口汽温随锅炉负荷的 (增加而增大).
39.过热器和再热器的热偏差主要由 (吸热不均)和 (流量不均)造成的.
40.煤粉炉中 (熔融的灰渣粘在受热面上)的现象较结渣.
41.结渣的危害: (降低锅炉效率,降低锅炉出力,造成事故).
42.结渣的预防: (堵塞漏风,防止火焰中心偏斜,保持合适的空气量,加强监视,及时吹灰,提高检修质量)
43.影响磨损因素 (有飞灰速度.飞灰浓度,灰粒特新,管束的机构特性,和飞灰撞击率).
44.受热面积灰使 (热阻增大,热交换恶化,排烟温度升高,锅炉效率降低).
45.影响积灰因素有: (烟气流速,飞灰颗粒度,管束的结构特性).
46.减轻积灰的方法: (定期吹灰,控制烟气流速,采用小管束,错列排布).
47.低温腐蚀与 (烟气的露点)有关,如果 (烟气的露点)很低腐蚀就不容易发生, (烟气的露点很高),腐蚀就不容易避免.
48.燃料燃烧过程中,火焰温度高或燃烧强度大,则 (火焰中的原子氧增多),因而 (三氧化硫也多).
49.催化剂的催化能力与 (温度有关).
50.减轻低温腐蚀的措施, (燃料脱硫,低氧燃烧,添加添加剂,采用热风循环采用暖风机).
51.沉积的煤粉 (长时间和热空气接触,逐渐氧化),是形成自燃与爆炸的主要原因.
52.煤粉的爆炸性与: (挥发份), (氧的浓度), (煤粉浓度) (煤的水份)和 (灰份煤粉细度有关).
53.磨煤机可分为: (低速磨煤机), (中速磨煤机), (高速磨煤机).
54.煤粉的均匀性可以用均匀性指数来表示,值 (越大均匀性越好).
55.中速磨煤机特点: (结构紧凑,占地少,金属用量少,投资费用少.对煤要求高).
56.煤的可磨性系数越大煤 (越易磨), 煤的可磨性系数越小煤 (越不易磨).
57.冷风漏入制粉系统,不仅会增加 (系统的通风单位电耗),而且还会 (给制粉过程带来不良影响).
58.直吹式制粉系统煤粉细度的调整,通常是通过 (改变分离器内的离心力)或 (通风量来实现)的.
59.直吹制粉系统在运行中其制粉量时刻均等于 (锅炉的燃料消耗量).
60.我厂锅炉型号 （HG—1018/18.6—PM19）；BMCR时主蒸汽流量 （1018t/h），给水压力 (20.36 MPa) ，过热蒸汽压力 ( 18.6MPa )，过热蒸汽温度 (543℃) ，再热蒸汽进/出口压力 (4.319/4.143 MPa) ，再热蒸汽进/出口温度 (336.3/543℃)，排烟温度 (130.6℃ ) ，给水温度 ( 258.83℃ )。
61.汽包水容量为 (48T)，汽包正常水位在汽包中心线下 (120mm) ，汽包外径 (2158mm),汽包中心线标高 (.005m)。
62.低温过热器允许管壁温度 (485℃)，分隔屏过热器允许管壁温度 (486℃)，后屏过热器允许管壁温度 (575℃)，末级过热器允许管壁温度 (580℃)；辐射再热器允许管壁温度 (580℃)，屏式再热器允许管壁温度 (612℃)末级再热器允许管壁温度 (606℃)。
63.空预器额定电流 ( )，空预器高转速 ( 1r/min )，低转速 (0.25r/min)。空预器吹灰时调整燃气压力大于 ( )，燃气与空气压力比为 ( )。
.引风机额定电流 ( 211A )，送风机额定电流 ( 80.3A )，一次风机额定电流 ( 123.8A )，密封风机额定电流 ( )。330MW锅炉送风机液压油系统参数:液压油压在 （1.3MPa）以上，润滑油压在 （0.11MPa）以上，润滑油量要大于 （ 3L/min），油箱油温在 （30～40℃）之间，电加热器的投运必须在 （油泵运行）时进行。
65.磨煤机额定电流 ( 51A )，最大出力 ( 50.0t/h )，磨辊加载方式为 ( 弹簧变加载 )；磨煤机润滑油压低于 ( 0.07MPa )跳磨；磨煤机轴承温度高于 ( 80℃ )跳磨。
66.送风机调节油压力低于 ( 1.2 MPa )或润滑油压力低于 ( 0.08 MPa )联启备用润滑油泵，润滑油压力低于 ( 0.05 MPa )跳送风机
67.锅炉冷态启动上水温度大于汽包壁温 ( 20℃ )，上水温度与汽包壁温差不宜超过 (28℃)；冬季上水时间 ( >4h )，夏季上水时间 ( >2h )；上水过程中控制汽包上下壁温 ( 56℃ )；上水至 ( -200 )mm，停止上水,并校对汽包水位计。
68. 冷态启动过程中，汽包压力达 ( 0.18－0.34 MPa )时，关闭汽包、过热器各空气门及顶棚进口集箱疏水、环形集箱疏水。
69.锅炉升温升压过程中，应严格控制汽包壁温差不大于 ( 50℃ )，控制汽包壁稳变化率 ( <1℃/min )，如壁稳差有超限趋势时，应 ( 应暂缓升温升压 )。
70.为控制锅炉出口烟温，除燃烧率外，也可 ( 开大燃烬风 )，增加 ( 冷风量 )，从而降低炉膛出口烟温。当主汽流量达 ( 100t/h )或高温再热器进口烟温达 ( 540℃ )时，应检查烟温探针自动退出，以防烧坏。
71.汽包正常水位为 ( ±50mm )，高于 ( +120mm )事故放水门自动打开,高于 ( +240mm )MFT动作。
72.锅炉启动过程中允许停用全部油的条件为 、 、 ( 机组负荷>180MW、两台及以上磨煤机投运且磨煤机总出力>75％、锅炉燃烧稳定 )
73.炉膛负压MFT动作值为 ( ＋3242Pa、－2500Pa )；锅炉总风量低于 ( <30% )，MFT动作。
74.煤的元素分析成分有 ( 碳、氢、氧、氮、硫、水分、灰分 )，煤的工业成分为 (固定碳、挥发份、水分、灰分)，其中 (固定碳、挥发份)是判断煤燃烧特性的主要指标。
75.煤的高位发热量是指 （单位质量燃料的最大可能发热量，包括燃烧生成的水蒸气凝结成水所放出的汽化热）低位发热量指 ( 从高位发热量中扣除水蒸气的汽化热后的发热量 )；电厂通常采用 ( 低位 )发热量。
76.标准煤是指收到基低位发热量等于 ( 7000×4.187＝29310 )KJ/Kg的煤。
77.锅炉用的煤称为动力煤，动力煤通常以挥发份为主要依据分类，大致分为＿ 、 、 、 ( 贫煤、褐煤、烟煤、无烟煤 )。
78.灰熔融性的三个主要特征温度为 (变形)温度、 (软化)温度、 ( 融化 )温度，通常用 ( )温度来代表灰的熔点。
79.煤粉的经济细度定义为 ( 排烟热损失和机械不完全燃烧损失以及制粉设备的电耗和金属消耗(即设备磨损)的总和为最小时的煤粉细度)影响煤粉经济细度的因素有 煤种 （煤种特性、制粉系统特性、燃烧设备的型式和完善程度以及运行工况等）
80.煤粉的燃烧过程大致分为 、 、 ( 着火前准备阶段、燃烧阶段、燃尽阶段 )。
81.过量空气系数为 ( 实际空气量 )与 ( 理论空气量 )之比。某锅炉的氧量为3％，该锅炉的过量空气系数大约为 ( 1.16 )。
82.影响排烟热损失的主要因素是 ( 排烟温度 )和 ( 排烟量 )。
83.锅炉水处理一般分为炉外水处理和炉内水处理，炉内水处理一般采用 ＿＿( 炉外处理 )。
84.机组协制系统共有 、 、 、 ＿ 、 ( 手动方式MAN、汽机跟随TF、锅炉跟随BF、锅炉跟随汽机CCBF、汽机跟随锅炉CCTF )五种方式可供选择。投入BF方式时，锅炉控制 ( 主汽压力 )，汽机控制 ( 机组负荷 )。
85.RB投入，给水泵跳闸，备用泵未联动，最终锅炉负荷 ( 160MW )MW；单侧一次风机跳闸，最终锅炉负荷 ( 130MW )MW；单侧送风机跳闸，最终锅炉负荷 ( 170MW )MW；单侧吸风机跳闸，最终锅炉负荷 ( 170MW )MW。
86.正常运行时，经常监视给水流量的变化，保持 ( 给水流量 )与 ( 主汽流量 )平衡，维持汽包水位在 (±50mm )范围内。汽包水位自动失灵时，应 ( 立即切为手动，调节给水泵勺管和给水调门开度，维持汽包水位 )。
87.改变燃烧器的运行方式和在允许范围内改变 ( 燃烧器喷口角度 )，降低或抬高 ( 火焰中心 )，可作为调节汽温的辅助手段，但禁止用 ( 恶化燃烧 )的方法调整汽温。
88.当外界负荷不变时，强化燃烧，汽包水位先 (下降)，后 (上升)。
.滑参数停机时，主、再汽温下降率不大于 ( 1℃/min )，主、再汽温过热度应大于 ( 50℃ )，汽包上下壁温差不大于 (50℃ )，如汽包壁温差有增大趋势时，应 ( 减缓降压速度 )。
90.锅炉熄火后，维持正常的炉膛负压及30％以上的额定风量，对炉膛连续吹扫 ( 5 )min,以清除 ( 可燃物 )。
91.锅炉在自然冷却条件下，应尽量保持汽包 ( 高水位 )。停炉 ( 8 )小时后，开启有关风门挡板进行自然通风冷却； ( 18 )小时后，可启动引风机通风冷却。在整个冷却中， ( 汽包壁温差 )应在允许范围内。
92.停炉后若有检修工作，需加快锅炉冷却，则要加强 ( 补放水 )，在锅炉吹扫结束 ( 4 )小时后，启动一组吸、送风机运行，调节炉膛通风量控制冷却速度。冷却过程中要注意监视 ( 汽包上、下壁金属平均温差和饱和温度变化率及各受热面金属温度变化率在允许范围内 )。
93.停炉后，空预器进口烟温小于 ( 120 )℃，允许停运空预器。 ( 汽包压力 )未到零时，应有专人监视和记录汽包上下壁温差。
94.锅炉保养的方法有 ( 带压保养 )、 ( 干式保 养 )、 ( 联氨和氨溶液加充氮法保养 )。停炉后，当汽包压力降至 ( 0.8－0.6MPa )Mpa，汽包壁温小于 ( 200 ℃)且汽包上下壁温差小于 ( 50℃)时，可热炉放水，进行 ( 干式保养及热炉放水 )保养。
95.水冷壁的型式可以分为 、 、 （光管式、 膜 式和刺管式）三种。水冷壁主要有两个作用：一是， （保护炉墙），二 （是依靠火焰对水冷壁的辐射传热，使饱和水蒸发成饱和汽）；
96.当炉膛或烟道内积存的燃料和空气的混合物已形成爆炸性混合物,在受限空 间内的空气中含有0.05kg/ m 3以上的煤粉并被引燃时，锅炉便会发生爆炸。
97.水压试验水容积 ( 505 m 3 ) ；工作压力水压试验，一次汽水 系统压力值 (19.97MPa)，再热汽系统 (4.349 MPa)；超压试验，一次汽水系统压力值 （为汽包压力的 (1.25) 倍），再热汽系统 （为再热器进口压力的 (1.5)倍）。
98.锅炉的正平衡热效率是指锅炉的输入热量与锅炉的输出热量的比值的百分数。
99.机械未完全燃烧热损失的大小主要取决于飞灰和灰渣中的含碳量。
100.水压试验是检查锅炉承压部件严密性的一种方法，也是对承压部件强度的检验。
101.超压试验的合格标准：1.受压元件金属壁和、焊缝没有任何水珠和水雾的 泄露痕迹。2.受压元件没有明显的残余变形。
102.水压试验结束后降压速度要缓慢，不超过0.5MP/min.
103.锅炉的净效率是制在锅炉热效率的基础上，扣除自用汽，水的热能和自身各种用电设备的自用电之后的热效率值。
104.锅炉的反平衡热效率是指锅炉的输入热量与锅炉的各项热损失之间的热平衡关系。
105.锅炉的热损失中最大的是排烟热损失。
106.减小锅炉的各项热损失，提高可利用的有效热量，是提高锅炉燃烧效率的唯一途径。
107.煤中的灰分是燃料中的有害成分，灰分多会防碍可燃质与氧气的接触，使碳粒不易燃烧完全，影响锅炉效率。
108.锅炉的汽水损失，除了由于检修质量不高造成的跑、冒、滴、漏之外，主要是锅炉运行中排污和疏水造成的。
109.锅炉的过量空气系数增大，燃烧生成的烟气体积增大，排烟热损失q2增大，过大的过量空气量还会降低炉膛温度而影响稳定燃烧。
110.效率最高的锅炉负荷即为锅炉的经济负荷。
111.漏风试验一般有正压法和负压法。
112.辅机连锁试验通常在静态进行，所谓静态就是切断电动机动力电源，启动开关在试验位置，电动机在不转动的情况下进行。
113.所谓化学清洗，就是在碱洗、酸洗、钝化等几个工艺过程中使用某些化学药品溶液除掉锅炉汽水系统中的各种沉淀物质，并在金属表面形成很好的防腐保护膜。
114.空气动力场试验是判断炉内空气动力工况的好坏，要看炉内气流的方向和速度的分布，也就是要知道气流的速度场。
115.锅炉寿命管理的目的就是在安全、经济运行的基础上保证锅炉的使用寿命，同时以科学的态度经过慎重的研究，探讨延长其寿命的可能性。
116.造成锅炉寿命老化的因素，主要是疲劳、蠕变、腐蚀和磨损。
117.锅炉寿命管理的主要对象是它的承压部件，即通常称为锅炉本体的部分。
118.汽包上下壁温差使汽包发生弯曲变形，从而形成热应力，这个热应力主要是轴向的。它的大小与位置和汽包的环向温度分布有关。
119.协制方式是当外界负荷发生 变化时，机组的实际输出功率与给定功率偏差以及压力给定值与实际主汽压力值的偏差信号，通过协调主控制器同时作用于锅炉主控制器锅炉主控制器和汽轮机主控制器，使之分别进行符合调节。
120.协制的特点是：锅炉给水、燃烧、空气量、汽轮机蒸汽流量、主汽压力同时进行调节。
121.当机组运行状态正常时，机组应采用协制方式，当机组运行方式改变或机组异常情况下，可根据机组实际运行状态切换为锅炉跟踪、汽轮机跟踪及燃料手动控制等控制方式。
122.过量空气系数过小，会增加可燃气体（化学）未完全燃烧热损失q3和固体（机械）未完全燃烧热损失q4 。
123.挥发分含量对燃料燃烧特性影响很大，挥发分含量高，则容易燃烧，烟煤的挥发分含量高，故很容易着火燃烧。
124.锅炉煤灰的熔点主要与灰的组成成分有关。
125.水压试验的压力规定工作压力试验的压力值一次汽水系统： 19.97Mpa，再热器系统： 4.319Mpa超压试验的压力值一次汽水系统： 24.96MPa1.25倍的汽包工作压力再热器系统： 6.48Mpa，1.5倍的再热器进口压力
126.水压试验的合格标准：关进水门5min压降锅炉本体不大于0.5MPa,再热器不大于0.25Mpa；受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的漏泄痕迹；承压元件没有明显的残余变形。
127.安全门校验顺序：汽包安全门，过热器安全门，再热器安全门。
128.锅炉工作压力水压试验一次汽水系统压力：19.97MPa，再热器系统压力：4.319MPa；超压试验的压力值：24.96MPa，再热器系统压力：6.48MPa。
129.水压试验上水温度（50-80℃），上水后温度应大于（50℃），汽包上下壁温差不大于（50℃）。
130.炉膛压力高于(+3.232Kpa)，低于(-2.488 Kpa) 炉膛MFT。
131.当锅炉负荷超过（10%MCR）或高温再热器进口烟温超过（540℃）应将探针退出。
132.在开启和关闭液压关断门操作时，应（缓慢进行），多与集控室（联系），有异常情况立即（停止操作）。
133.定期对空压机（手动排污），雨季应（加强）。
134.当空压机出口母管压力（≥0.78Mpa(6KV为0.7Mpa)），运行空压机将自动卸载；当空压机出口母管压力（≤0.7MPa(6KV为0.6Mpa)），卸载空压机将自动加载。
135.仪用干燥机的运行检查：干燥机冷媒高压正常在（0.7MPa-2Mpa）之间，冷媒低压正常在（0.4MPa-0.6Mpa）之间。当入口压力（≥0.40Mpa）时，干燥机将自动工作
136.辅机运行中要求辅机及电动机运转（平稳），无（异音），电动机无（过热）现象，振动（不超限）。
137.辅机运行中滚动轴承温度：允许最高（80°C），温升（45°）C；滑动轴承温度：允许最高（70°C），温升（35°C）
138.主要辅机检修后，必须经过试运行。引风机、送风机、一次风机、空预器的连续试运行时间不得小于（四小时），其它辅机试运行时间应不小于（二小时），以验证其工作的可靠性。
139.尽可能的避免（带负荷）启动辅机（轴流风机除外），确保设备安全。如果(电流返回时间)超过规定时间应立即停运。
140.空预器检查润滑油系统各阀门位置正确，冷却水投入且畅通，冷却水量合适,冷却水流量为(0.8m3/h），冷却水温正常。
141.空预器启动:先启动马达（慢速）试转一次，检查辅马达运行情况正常，（预热器运行）平稳，声音正常，无（卡涩）现象，电流在正常范围内无（大幅波动）。再启动空预器（主马达），检查空预器转向（正确），电流正常，无明显（晃动摩擦）。
142.空预器启动后检查空预器（一、二次风出口挡板，烟气进口挡板）联动开启正常。
143.空预器正常运行中，应经常检查（进、出口烟气温度和烟风侧差压变化）。定期检查（导向、支承轴承润滑油系统）油位、油温正常。油泵运行时应检查（油压）正常。运行中如发现润滑油系统油压上升，应检查滤网是否堵塞，如有堵塞，则应立即通知检修人员清洗。
144.空预器运行中遇到下列情况：（空预器进、出口差压增大；受热面泄漏；锅炉低负荷运行；油煤混烧）必须及时进行吹灰或增加吹灰次数。
145.停炉后，空预器应维持运行，直到空预器进口烟温小于（120℃）时，方 可停止空预器运行。
146.空预期停运后严密监视（出口温度），防止内部（着火）。
147.空预器水冲洗应在停炉后排烟温度降至（80℃以下）进行。
148.空预期清洗后，必须打开（风、烟档板），进行通风干燥。
149.空预器漏风控制系统（LCS-1型）有四种运行方式：（距离跟随、一次跟踪、温度跟随、强制提升）。
150.引风机运行中若发现引风机的轴承温度大于（90℃）时，应启动（两台冷却风机），直至轴承温度降至（70℃）以下后，停运一台冷却风机作为备用。
151.引风机运行中应检查工作油压和润滑油压稳定正常，润滑油量正常，油箱油温（30℃～40℃）。
152.启动引风机，待启动电流返回后，检查引风机进口挡板（90s）自动打开；（90s）之内静叶开度＞24%。缓慢开启静叶并投入自动。
153.启动送风机，待启动电流返回后，检查送风机出口挡板（90S）自动打开。缓慢开启动叶并投入自动。
154.定期检查送风机液压油系统：液压油压在（1.3Mpa）以上，润滑油压在（0.11Mpa）以上，润滑油量要大于（3L/min），油箱油温在(30～40℃)之间，电加热器的投运必须在油泵运行时进行。
155.两台风机并列运行时，风量分配应均匀，以防止风机发生(喘振)。
156.停运引风机(2小时)后且风机轴承温度小于(70℃)时，方可停运冷却风机。
157.正常情况下，在(所有磨煤机停运后)方可停运最后一台一次风机。
158.磨煤机启动前启动润滑油泵，调润滑油压在（0.12—0.25Mpa）。调整润滑油供油温度在（45℃--55℃），根据油温投入冷却器。
159.当磨出口温度达到（65--93℃），调整一次风量至合适，启动磨煤机，开启给煤机出口门，查给煤机出力在(最小位)，启动给煤机，开启给煤机入口门，根据(机组负荷)增加给煤量。
160.磨煤机启动，煤粉进入炉膛后，应注意煤粉（着火情况）。
161.磨煤机润滑油滤网压差（≥0.2Mpa）时，应切换滤网运行并通知检修清洗。
162.投第一台给煤机后，保持（15%额定出力），确认燃烧稳定后可加煤。
163.给煤机或磨煤机跳闸后，注意磨煤机出口温度（≯120℃）。
1.暖磨时升温速度应控制在（3--4℃/min）,时间一般控制在(15分钟)，暖管应充分，若煤粉潮湿或长时间停用，应适当延长时间。
165.停磨时，应(抽尽系统余粉)，减少下次启动对燃烧的影响。
166.锅炉负荷小于(35%MCR)，特别是(投油燃烧)时，空预器应连续吹灰。
167.机组负荷大于(70%MCR),且燃烧稳定，在无重大操作时，允许(炉膛、对流区)吹灰。
168.无论以何种方式进行吹灰，吹灰的先后顺序应为：(先吹空预器，然后水冷壁，水平烟道，尾部烟道，最后再吹空预器。)
169.水冷壁吹灰，顺序为(从下到上)逐对进行投运。
170.过热器及尾部烟道吹灰，按(烟气流动顺序)方向，逐对进行投运，逐对吹扫时，启停时间适当错开，防止两吹灰器对撞。
171.过热器管损坏的现象：（过热蒸汽流量不正常地小于给水流量。泄漏处有泄漏声，炉膛负压不稳，从孔、门等不严密处有烟气和蒸汽冒出。泄漏侧烟气温度降低，排烟温度降低，过热汽温和金属壁温变化异常。引风机静叶不正常地开大，电流增加。损坏严重时汽压下降。）
172.再热器管损坏的显现：（再热器泄漏处有泄漏声，炉膛负压不稳，从孔、门等不严密处有烟气和蒸汽冒出。泄漏侧烟气温度降低，再热汽温和金属壁温变化异常。再热器出口压力下降。引风机静叶不正常地开大，电流增加。）
173.锅炉缺水的现象：（汽包水位低于正常水位，低水位报警，光字牌亮。给水流量小于蒸汽流量（水冷壁、省煤器爆破时相反）。严重时过热汽温升高。）
174.锅炉缺水时处理：发现水位低报警时，对照（汽、水流量），校对（水位指示是否正确，）检查（自动调节功能有否异常。）确证水位较低时，将（给水自动切为手动，）增加给水流量。若给水调节阀在较小位置卡时，应投入（主给水），同时到(就地开大调节阀)。检查并关闭(放水门、排污门。)
175.当汽包水位下降至（-330 mm）时，锅炉MFT动作
176.锅炉满水现象：（汽包水位高于正常水位，高水位报警，光字牌亮，给水流量不正常地大于蒸汽流量。 严重满水时过热汽温急剧下降，蒸汽管头道发生水冲击。蒸汽含盐量增大（导电度增大）。
发现汽包水位高报警时，应对照（汽、水流量），校对（水位指示是否正确），检查（自动调节功能有否异常）。
177.汽包水位高于（+120 mm）时，汽包事故放水阀将会自动打开。
178.汽包水位高于（+240 mm），炉MFT动作，若MFT拒动，应手动MFT。
179.若汽包水位计（全部损坏，无法监视和控制汽包水位）时，应紧急停炉。
180.尾部烟道燃烧现象：（尾部烟道烟气温度不正常地急剧升高，排烟温度升高。炉膛和烟道负压剧烈变化，一、二次热风温度不正常地升高。尾部烟道门、孔及不严密处向外冒烟或喷出火星，烟囱冒黑烟。严重时，烟道防爆门动作。空预器发生二次燃烧时，电机电流摆动大，外壳温度高或烧红，严重时空预器卡涩。）
181.空预器电流增大并摆动幅度较大时，应紧急（提升扇形板至上限。）
182.确认尾部烟道发生二次燃烧时，应手动（MFT，停止送、引、一次风机），隔离空预器，维持其（运转），严密关闭各（风门、挡板以及烟道各孔门），严禁（通风），投入（吹灰器）进行灭火，必要时投入（消防水）灭火。
183.空预器故障现象：（跳闸空预器主马达电流到零，声光报警。跳闸空预器进出口挡板关闭。跳闸侧空预器排烟温度升高，一、二次风温下降。炉内燃烧工况恶化。跳闸侧空预器烟气及空气挡板均联动关闭，炉膛负压变正。）
184.若运行中的空预器（电流过大、电机过热），则将机组负荷减至（160MW），停止空预器（运行），关闭空预器烟气（进口挡板，一、二次风出口挡板），联系检修处理。若空预器短时间不能投入运行，应视情况停止（该侧一次风机、送风机）。
185.若运行中空预器故障不能恢复运行，进口烟气挡板关闭不严，空预器进口烟温达到（482℃），立即紧急停炉。
186.空预器故障恢复正常后，应在就地缓慢逐个（开启风烟挡板），加强对（炉膛负压和燃烧的调整），（风烟挡板）开启后送电。
187.空预器故障转子停转后，若由于热膨胀造成密封片卡涩时，不允许（高速转动转子），应采取下列步骤操作：手动（提升扇形板，低速转动转子），使转子各处膨胀均匀，注意（电流）变化。若上述方法无效或不成功，则应（切断主、辅马达电源），手动盘车，慢慢将转子（转动两圈）。一旦转子可以自由转动时，应立即启动空预器（低速运行），同时投入空预器（吹灰），直至传热面上无（沉积物）为止。
188.空预器二次燃烧现象：（空预器出口烟气温度，一、二次风温不正常地升高。空预器主马达电流增大且晃动，就地有异音。空预器进、出口烟气差压增大。空预器外壳温度高，严重时空预器外壳烧红。）
1.运行中风机轴承温度高，应严密监视（轴承温度）的变化，就地加强对（润滑油系统和轴承）的检查，尽快查明原因。
190.运行中风机轴承温度高并报警，应适当(降低该风机出力)，加强检查，作好事故预想。
191.运行中风机轴承温度高并上升达到跳闸值时，风机将会（跳闸），否则应（紧急停运风机）。
192.严禁风机在喘振区运行，若风机发生喘振现象时，应立即（关小）动叶或静叶，禁止（开大）动叶或静叶。
193.当风机喘振消失后，应检查确认（风机运行正常），才允许重新增加动叶（或静叶）开度，恢复风机出力，尽量避免（在喘振区运行）。
194.磨煤机跳闸现象：（磨煤机跳闸声光报警，对应层火检失去光字牌亮。给煤机跳闸。汽包水位下降，主再热汽温变化幅度较大。）
195.磨煤机跳闸，通常（立即投油助燃，并增加运行磨煤机煤量），保持燃烧稳定。调整过程中应严密监视（汽温和汽包水位）的变化，并及时调节。
196.磨煤机堵煤现象：（磨煤机出口温度下降。磨煤机进、出口差压增加。磨煤机电流上升。磨煤机进口一次风量下降。机组负荷下降。）
197.磨煤机堵煤处理：（减少给煤量。增加一次风量。根椐需要投入磨煤机对应的油。及时清空石子煤排渣箱。重新调整分离器折向挡板，保持合适开度。磨煤机吹通后，应严密监视汽温、汽压及蒸汽流量的变化，并及时调整。如以上处理无效时，停止磨煤机运行，清理磨煤机内部积煤。）
198.若磨煤机系统出现着火，不管在什么部位着火，磨煤机（不能停运），在所有着火迹象消失和磨煤机冷却到环境温度之前（决不能打开磨煤机的检修门）。
199.当磨煤机供油压力低于（0.09Mpa）时，压力低报警，油压低于（0.07Mpa）时，磨煤机将跳闸，否则应紧急停运磨煤机。
200.若磨煤机道发生破裂，润滑油大量泄漏时，应立即（停止磨煤机运行）。
201.机组甩负荷现象：（机组有功负荷突然减小或到零，锅炉压力急剧上升，汽温升高蒸汽流量下降；汽包水位先下降后上升，给水流量降低（给水投自动时）；若发现不及时过热器安全门动作）
202.机组发生甩负荷处理时必须有专人调整水位保持水位正常，当负荷到（150MW以下）时，可停止一台给水泵运行
203.机组负荷甩到90MW以下，锅炉可通过高压旁路维持30%负荷短时间运行，汇报单元长，等待恢复，此时应注意再热器壁温不大于（560℃）
204.检修后的辅机必须先进行（热工、电气方面的保护试验(静、动态)，试验必须全部合格,保护投入后,并办理试转申请单后）才允许试运转验收，（验收合格且工作票终结后），方可投入正常运行。
205.备用的辅机要求相关（保护）投入,并处于（随时准备启动）的状态，除（事故处理外），备用辅机启动前必须进行检查。
206.辅机启动前应检查设备各润滑部件已加好润滑油、脂，油位正常，油质合格。润滑油系统应在辅机启动前（二小时以上）投入运行。
207.辅机启动前应检查与辅机相关的挡板和阀门的（控制回路，自动装置，热控联锁、保护以及机械装置，气动装置），应按各自的规定事先校验合格。
208.当辅机启动前的检查工作完成，确认已具备投运条件后，方可送上辅机及相关设备的（动力电源和控制电源）。
209.辅机启动时，应有专人至就地（监视启动全过程），发现异常及时汇报，必要时使用（事故按钮）紧急停运。
210.辅机启动后，操作员应监视其启动全过程，包括（启动时间、启动电流及其返回时间、空载电流），检查相关系统及各参数正常。
211.对于事故处理时紧急启动的辅机，或因热控、电气联锁动作而自启动的备用辅机，在其启动后，(巡检人员应到就地检查其运行状态)。
212.辅机启动后应检查设备所属系统无（漏水、漏气、漏油、漏风、漏烟、漏灰）等现象。
213.辅机跳闸后，必须（查明原因并消除故障后）方可再次启动。
214.为了防止锅炉超压，通常在锅炉汽水流程上设计和安装有(安全门、向空排汽阀和汽轮机旁路阀)等设备。
215.防止和减轻低温腐蚀的途径有两条：(一是尽量设法减少钿气中的SO3，以降低烟气的露点和减少硫酸的凝结量，使腐蚀减轻；二是提高空气预热器冷端的壁温，使之在高于烟气露点下运行)
1、锅炉运行技术经济指标有哪些？
答：锅炉运行技术经济指标有汽温、汽压、产气量、排污量、炉烟含氧量、燃料消耗量、飞灰(灰渣)可燃物、煤粉细度、制粉电耗(输粉耗电率)、风机耗电率、除灰耗电率等
2、锅炉根据什么来增减燃料以适应外界负荷的变化？
答：外界的负荷是在不断变化的，锅炉要经常调整燃料量以适应外界负荷的变化。调整燃料量的根据是主汽压力。汽压反映了锅炉蒸发量与负荷的平衡关系。当锅炉蒸发量大于外界负荷时，汽压必然升高；此时应减少燃料量，使蒸发量减少到与外界负荷相等时，汽压才能保持不变。当锅炉蒸发量小于外界负荷时，汽压必然要降低；此时应增加燃料，使锅炉蒸发量增加到与外界负荷相等时汽压才能稳定。
3、水压试验都包括哪些设备？
答：主蒸汽系统水压试验包括：从给水进口直到蒸汽出口，即省煤器、汽包、水冷壁、过热器、减温器和汽水管道、阀门以及相关的疏放水管、炉水联门、仪表取样门等二次门以内（一次门全开）的设备。再热蒸汽系统水压试验的范围包括：冷段再热器、热段再热器、事故喷水和其管道及有关的排汽、疏水管和阀门（一次门全开）等。
4、大修后应做哪些试验？
答：其试验如下：（1）电动门、风门挡板开关试验。（2）辅机试运行。（3）辅机联锁及保护试验。（4）炉膛漏风及空气动力场试验。（5）水压试验。（6）热工保护及联锁试验。（7）安全门校验。
5、运行中发现排烟过剩空气系数过高可能是什么原因？
答：即使排烟温度不变，排烟过剩空气系数增加，排烟热损失也增加。排烟过剩空气系数过高，还使风机耗电量增加；所以，运行中发现排烟过剩空气系数过高，一定要找出原因，设法消除。排烟过剩空气系数过高的原因有下列几种：（1）送风量过大。（2）炉膛漏风较大。 （3）尾部受热面漏风较大。（4）空气预热器管泄漏。（5）炉膛负压过大。对正压锅炉来讲，由于炉膛和尾部烟道的大部分均是正压，所以过剩空气系数过大主要是由于送风量太大或空气预热器泄漏造成的。
6、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？
答：因为排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般为送入炉膛热量的6%左右；排烟温度每增加12～15℃，排烟热损失增加1%，所以排烟温度应是锅炉运行最重要的指标之一，必须重点监视。使排烟温度升高的因素如下：（1）受热面积灰、结渣。（2）过剩空气系数过大。 （3）漏风系数过大。（4）给水温度。（5）燃料中的水分。（6）锅炉负荷。（7）燃料品种。（8）制粉系统运行方式。
7、何谓锅炉的静态特性和动态特性？其意义如何？
答：锅炉在不同的稳定工况下，参数之间变化关系（如过热汽体温度与过剩空气系数同锅炉效率之间的关系）称为锅炉的静态特性。进行锅炉静态特性试验的目的，是为了确定锅炉的最佳工况，以作为运行调节的依据。当锅炉由于某一个或同时有几个工况参数发生变化，而使锅炉由一种稳定工况变动到另一种新的稳定工况时，这一变动过程称为动态过程或过渡过程和不稳定过程。在不稳定过程，各参数的变化特性称为锅炉的动态特性。进行锅炉动态特性试验的目的是为整定自动调节系统及设备提供条件。
8、锅炉节能哪些途径？
答：锅炉节能主要是节约热能。此外节约锅炉辅机的厂用电消耗。锅炉节能可归纳为节煤、节油、节电、节水等方面。节能的主要途径有：提高锅炉热效率；降低排污率，利用排污余热；减少锅炉启动热损失；降低辅机电耗率；加强锅炉管理，制定煤耗定额。
9、空气预热器的作用 ?
答：空气预热器是锅炉烟风系统中的一个主要设备，空气预热器的作用是利用锅炉尾部烟气的热量加热燃料燃烧所需的空气。锅炉装设空气预热器后，会带来以下好处。
1． 降低排烟温度，提高锅炉效率，节省燃料。众所周知，排烟温度每降低15℃，锅炉效率可提高1％。
2． 改善燃料的着火与燃烧条件，同时也降低了不完全燃烧热损失。
3． 节约金属，降低造价。
4． 改善引风机的工作条件。排烟温度的降低，改善了引风机的工作条件，降低了引风机的电耗。
10、蒸汽压力变化速度的因素有那些：
答：影响蒸汽压力变化速度的因素有：
1、 影响负荷变化速度：负荷变化的速度越快，蒸汽变化的速度也越快。为了蒸汽压力的变化速度，运行中必须负荷的变化速度。
2、锅炉的储热能力：储热能力是指锅炉在蒸汽压力变化时，由于饱和温度变化，相应的锅内工质、受热面金属、炉墙等温度变化所能吸收或放出的热量。
3、燃烧设备惯性：燃烧设备惯性是指从燃料量开始变化，到炉内建立起新的热负荷以适应外界负荷变化所需要的时间。
11、滑参数启动的优点？
答：1．缩短机组的启动时间
2．改善机组的启动条件
3．安全可靠性好
4．经济性高
5．操作简便
6．设备利用率高，运行调度灵活
7．改善环境，减少污染
12、运行中对锅炉进行监视和调节的主要任务有哪些？
答：１．保证炉水和蒸汽品质合格，保持正常的汽温、汽压。
２．保证蒸汽产量在额定值，以满足外界机组负荷的需要。
３．均匀给水，维持汽包的正常水位。
４．及时进行正确的调节操作，消除各种异常、障碍与事故，保证锅炉机组在最佳工况下运行。
５．维持燃料经济燃烧，尽量减少各种热损失，提高锅炉效率。
13、汽压过高、过低对锅炉运行安全性和经济性的有何影响？
答：汽压过高是危险的，汽压过高而安全门万一发生故障拒动，则可能会发生爆炸事故，严重危害设备与人身安全。即使安全门动作正常，汽压过高时由于机械应力过大，也将危害锅炉设备各承压部件的长期安全性。当安全门动作时，会排出大量的高压蒸汽，也会造成经济上的损失。并且安全门经常动作，由于磨损或有污物沉积在阀座上，容易使安全门回座时关闭不严，导致经常性漏汽，严重时甚至发生安全门无法回座而被迫停炉的后果。
如果汽压降低，则减少蒸汽在汽轮机中的做功焓降，使蒸汽做功能力降低，汽耗、煤耗增大，会大大降低汽轮发电机运行的经济性。若汽压过低，由于在相同负荷下汽轮机进汽量的增大，使汽轮机轴向推力增加，易发生推力轴瓦烧毁事故。
14、主、再蒸汽温度升高时，应采取哪些措施？
答：1.开大减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温变化；
2.调整燃烧，降低火焰中心，减少上排燃烧器的风量与煤量，增加下排燃烧器的风量与煤量；
3.降低锅炉负荷，必要时停止上排磨煤机运行，燃烧不稳定时可投油助燃；
4.加强水冷壁吹灰。
5.减少锅炉所需风量。
6.开大调门，增加蒸汽流量。
15、影响煤粉气流着火与燃烧的因素？
答：1．燃料性质
2．煤粉的细度
3．炉膛温度
4．空气量
5．一次风温
6．一次风与二次风的配合
7．燃烧时间
8．锅炉负荷
16、炉膛吹扫条件有哪些？
答：当下列一次条件满足后，在CRT上发出“启动炉膛吹扫”指令。
１．无MFT跳闸指令；
２．A、B除尘器全停；
３．两台一次风机全停；
４．燃油快关阀关闭；
５．燃油角阀全关；
６．磨煤机全停；
７．给煤机全停；
８．至少一对送引风机运行；
９．总风量>30%；
１０．炉膛负压正常；
１１．汽包水位正常；
１２．两台空预器运行；
１３．所有火检无火；
１４．泄漏试验完成；
17、遇哪些情况时应注意水位调整？
答:1.负荷变化时
2.给水系统故障时
3.连续排污调整时
4.锅炉受热面泄漏时
5.燃烧不稳定时
6.启停磨煤机时
7.旁路动作时
18、锅炉遇到哪些情况应紧急停炉？
答：１．MFT应动作而拒动。
２．锅炉所有水位计损坏，无法监控汽包水位。
３．给水、蒸汽管道发生爆破，无法维持正常运行或威胁人身设备安全。
４．水冷壁管、省煤器管爆破，不能维持汽包正常水位。
５．过热器或再热器严重爆破，无法维持正常汽温、汽压。
６．锅炉尾部烟道发生二次燃烧，使烟温不正常升高。
７．炉膛内或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏。
８．锅炉压力升高，电磁泄压阀无法打开，安全阀拒动，同时旁路打不开。
９．空预器停转，档板隔绝不严或转子盘不动时。
１０．再热蒸汽中断
１１．安全门动作不回座，汽温、汽压降到汽机不允许时。
１２．锅炉房内发生火警，直接危及人身和设备安全。
１３．机组发生严重危及人身或设备安全故障。
１４．全部CRT死机。
20、锅炉MFT动作条件（锅炉主保护）
答：１．手动MFT；
２．两台送风机跳闸；
３．两台引风机跳闸；
４．炉膛压力高二值；
５．炉膛压力低高二值；
６．汽包水位高三值；
７．汽包水位低三值；
８．煤层投入无油层投入时两台一次风机跳闸；
９．总风量<30%跳闸；
１０．火焰丧失；
１１．燃料丧失；
１２．火检冷却风丧失；
１３．点火失败；
１４．汽机跳闸，锅炉负荷>15%时，高旁未开超过10秒。
21、省煤器管损坏现象、原因及处理？
答：现象：
１．汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。
２．省煤器泄漏处有异音，从孔、门及烟道不严密处有烟气和蒸汽喷出，严重时，省煤器处有灰水溢出。。
３．省煤器后烟温差增大，泄漏侧烟温降低。
４．炉膛负压不稳，引风机静叶不正常开大，电流增加。
原因：
１．管子制造、安装焊接质量不佳，管材不合格。
２．给水品质不合格，管内结垢、腐蚀。
３．管内有杂物堵塞或干烧，造成管子过热。
４．飞灰磨损严重导致管壁变薄或省煤器处发生二次燃烧损坏管子。
５．吹灰器安装不当或吹灰器未及时退出，吹坏省煤器。
处理
１．立即汇报值长，加强监视、检查。
２．若泄漏不严重，汽包能维持正常水位时，应减负荷滑压运行，尽量降低汽压，加强对空预器的吹灰，根据泄漏量，决定电除尘的投退。 根据燃烧情况及时投油助燃，并请示值长要求停炉。
３．若省煤器爆管，无法维持汽包水位，引起MFT，按MFT处理。
４．停炉后，应继续上水，上水至汽包高水位，控制汽包上、下壁温差在56℃以内，若汽包水位无法回升时，停止进水，不得开启省煤器再循环门。
５．停炉吹扫后，保留一台引风机运行，待炉内水汽基本排尽后停运。
22、尾部烟道燃烧现象、原因及处理？
答：现象：
１．尾部烟道烟气温度不正常地急剧升高，排烟温度升高。
２．炉膛和烟道负压剧烈变化，一、二次热风温度不正常地升高。
３．尾部烟道门、孔及不严密处向外冒烟或喷出火星，烟囱冒黑烟。
４．严重时，烟道防爆门动作。
５．空预器发生二次燃烧时，电机电流摆动大，外壳温度高或烧红，严重时空预器卡涩。
原因
１．油煤混烧，燃烧调整不当，油雾化不良，使未燃尽的可燃物在尾部烟道受热面沉积。
２．长期低负荷运行，燃烧不好，烟速低，使烟道内积聚大量可燃物。
３．长时间煤粉过粗或风量不足，风粉配合不好，燃烧不完全，使烟道内积聚大量可燃物。
４．启停炉操作时，通风吹扫不充分。
５．锅炉吹灰不正常。
处理：
１． 若发现尾部烟道任一点烟气温度或排烟温度有不正常升高现象时，应查明原因，加强对尾部烟道各受热面和空预器的吹灰工作。必要时降低负荷。
２．空预器电流增大并摆动幅度较大时，应紧急提升扇形板至上限。
３．确认尾部烟道发生二次燃烧时，应手动M（ X ）T，停止送、引、一次风机，隔离空预器，维持其运转，严密关闭各风门、挡板以及烟道各孔门，严禁通风，投入吹灰器进行灭火，必要时投入消防水灭火。
４．锅炉熄火后，维持汽包水位正常。根椐具体情况，适当开启高、低压旁路对过热器、再热器进行冷却。
５．检查尾部烟道各点烟气温度正常，确认火已扑灭，火源已被消除后，方可停止吹灰器运行，启动引风机，微开静叶进行通风冷却。
６．必须对烟道或空预器进行彻底检查清理，确认无故障后，方可重新启动。
23、空预器故障现象、原因及处理？
答：现象：
１．跳闸空预器主马达电流到零，声光报警。跳闸空预器进出口挡板关闭。
２．跳闸侧空预器排烟温度升高，一、二次风温下降。
３．炉内燃烧工况恶化。
４．跳闸侧空预器烟气及空气挡板均联动关闭，炉膛负压变正。
原因：
１．电机或传动装置故障。
２．密封过紧或转子弯曲卡涩。
３．异物进入卡住空预器。
４．导向或支承轴承损坏、润滑油失去。
５．热工、电气保护动作。
６．动静部分卡使马达超载。
处理：
１．检查跳闸侧空预器的辅助电机是否联启，未联动则手启。
２．若空预器跳闸前电机电流无明显幌动，应停止辅马达运行，再启动主马达，若启动不成功，则启动辅马达运行，否则应人工盘动空预器。关闭故障侧空预器进口烟气挡板，一、二次风出口挡板，将负荷减至160MW以下。注意排烟温度的变化，防止二次燃烧的发生。
３．若运行中的空预器电流过大、电机过热，则将机组负荷减至160MW，停止空预器运行，关闭空预器烟气进口挡板，一、二次风出口挡板，联系检修处理。若空预器短时间不能投入运行，应视情况停止该侧一次风机、送风机。
４．若因减速箱润滑装置或轴承发生故障，造成空预器停转，处理方法同2。
５．若空预器进口烟气挡板关闭不严，空预器进口烟温达到482℃，立即紧急停炉。
６．空预器恢复正常后，应在就地缓慢逐个开启风烟挡板，加强对炉膛负压和燃烧的调整，风烟挡板开启后送电。
７．转子停转后，若由于热膨胀造成密封片卡涩时，不允许高速转动转子，应采取下列步骤操作：
（１）手动提升扇形板，低速转动转子，使转子各处膨胀均匀，注意电流变化。
（２）若上述方法无效或不成功，则应切断主、辅马达电源，手动盘车，慢慢将转子转动两圈。
８．一旦转子可以自由转动时，应立即启动空预器低速运行，同时投入空预器吹灰，直至传热面上无沉积物为止。
24、空预器二次燃烧现象、原因及处理？
答：现象：
１．空预器出口烟气温度，一、二次风温不正常地升高。
２．空预器主马达电流增大且晃动，就地有异音。
３．空预器进、出口烟气差压增大。
４．空预器外壳温度高，严重时空预器外壳烧红。
原因：
１．长期低负荷运行，燃烧不完全，部分燃料沉积在传热面上。
２．空预器吹灰器故障，或长期未按规定吹灰，或吹灰效果不好。
３．尾部烟道着火，引起空预器燃烧。
处理：
１．立即投入空预器吹灰。
２．维持空预器运行，观察烟气温度和一、二次风温度的变化。根据情况降负荷运行。空预器电流并摆动幅度较大时，应紧急提升扇形板至上限。
３． 经处理调整无效，排烟温度仍然不正常地升高，或者明火可见时，应紧急停炉，停止送、引风机运行，关闭所有烟气挡板和一、二次风挡板，将空预器切至辅助马达运行，投入消防系统进行灭火开启空预器放水插板门。
４．确认空预器内部火被扑灭，火源消除后，停止消防系统，将余水放尽，关闭空预器放水插板。
５．对空预器进行一次全面检查，一切正常后，方可重新启动空预器。
25、磨煤机堵煤现象、原因及处理？
答：现象：
１．磨煤机出口温度下降。
２．磨煤机进、出口差压增加。
３．磨煤机电流上升。
４．磨煤机进口一次风量下降。
５．机组负荷下降。
原因：
１．给煤量过多或给煤机转速调节自动失灵。
２．一次风量过低或一次风量调节自动失灵。
３．分离器折向挡板角度过小。
４．石子煤排渣箱堵塞或满出。
５．石子煤刮板断。
６．原煤带水或温度过低。
处理：
１．减少给煤量。
２．增加一次风量。
３．根椐需要投入磨煤机对应的油。
４．及时清空石子煤排渣箱。
５．重新调整分离器折向挡板，保持合适开度。
６．磨煤机吹通后，应严密监视汽温、汽压及蒸汽流量的变化，并及时调整。
７．如以上处理无效时，停止磨煤机运行，清理磨煤机内部积煤。
26、汽温过高的危害
答： 汽温过高将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、转子部分金属的强度、降低，蠕变速度加快，特别是承压部分部件的热应力增强，缩短使用寿命。当超温严重时，将造成金属管壁的胀粗和爆破，使锅炉不能正常运行。根据实际运行中过热器发生损害的情况来看，其损坏大多数就是因为管子经过被高度过热造成的。因而，气温过高对设备的安全有很大的威胁。
27、汽温过低的危害；
汽温过低的危害主要表现在以下几方面：
1.汽温过低时将增加汽轮机的汽耗，降低机组的经济性。
2.汽温过低时，将使汽轮机的末级蒸汽湿度增大，加速对叶片的水蚀，严重时可能产生水冲击，威胁汽轮机的安全。
3.汽温过低时，将造成汽轮机缸体上下壁温差增大；产生很大的热应力，使汽轮机的胀差和窜轴增大，危害汽轮机的正常运行。
28、停炉后锅炉应完成哪些操作？
１．停运磨煤机、密封风机及一次风机，逐渐停运油，停运最后一支油时，MFT保护动作。检查确认所有油自动吹扫后全部退出，关闭各组油手动进油阀，隔离燃油系统。将汽包上至最高可见水位。
2 . 锅炉熄火后，维持正常的炉膛负压及30%以上额定风量，对炉膛连续吹扫5min以上后停运所有送、引风机，关闭锅炉所有风门、挡板、孔门，锅炉闷炉进行自然冷却。
29、怎样从火焰变化看燃烧?
煤粉锅炉燃烧的好坏,首先表现于炉膛温度,炉膛中心的正常温度一般达1500℃以上.若火焰充满度高,呈明亮的金黄色火焰,为燃烧正常.当火焰明亮刺眼且微白色时,往往是风量过大的现象.风量不足的表现为炉膛温度较低,火焰发红、发暗，烟囱冒黑烟。
30、燃用劣质煤时注意事项？
1．应加强燃料部的联系，掌握燃煤的煤质情况。
2．机组运行要确保监盘人数，提高监盘质量。
3．应专门调出一台显示器放在火检强度画面，密切监视火检指示、火焰电视显示的变化情况，提前做好预想。一旦出现炉膛负压波动大、火检强度下降或闪动等表明燃烧不稳定的现象， 果断投油稳燃。正常运行在无法判断投油方式时，也可考虑优先投B层油；
4 . 做好巡回检查工作，加强就地燃烧情况的检查，保证就地看火次数。机组运行中应特别注意负荷与煤量的对应关系，如果煤质较差（发热量低或挥发分低或者难磨），测计发热量小于16500KJ/KG，就地观察燃烧情况不佳，可以考虑投适量油。
5 . 在煤质较差时，任何磨断煤、皮带打滑或跳闸（哪怕A、B、C、D、E运行E断煤或跳闸），第一反映投适量的油，防止炉膛燃烧抗不住扰动，处理完后再退油。如果判断煤质变差可能影响到燃烧稳定或机组带负荷，应及时汇报值长，联系燃料换煤，并根据现在仓位情况估计差煤的燃用时间，在此期间特别注意调整保持燃烧稳定；
6 ．机组正常运行时，应尽量不要五套制粉系统同时给煤运行。煤质较差影响机组负荷，可考虑增开第五台磨煤机运行，但总煤量不宜超过160t/h，注意控制一次总风量与炉膛内总通风量。
7 ．对负荷与煤量的对应关系做到心中有数。煤质变差时，单台磨煤机煤量不宜超过40 T/H，不能盲目加煤。煤量过大时，可适当降负荷运行，同时加强磨煤机就地检查，督促及时清理石子煤。
8 ．定期吹灰工作应选择负荷230MW以上且燃烧稳定时进行，炉膛部分应在250MW以上进行。必要时可投油吹灰。
31、良好燃烧的必要条件
1、供给完全燃烧所必须的空气量；
2、维持适当高的炉膛温度；
3、空气与燃料具有良好的混合；
4、有足够的燃烧时间。
问答题：
1、强化燃烧的措施有哪些？
1、提高热风温度；
2、保持适当的空气量并一次风量；
3、选择适当的气流速度；
4、合适送入二次风；
5、在着火区保持高温；
6、选择适当的煤粉细度；
7、在强化着火阶段的同时必须强化燃烧阶段本身。
2、什么是过量空气系数？
所谓过量空气系数就是指实际供给炉内的空气量与理论燃烧空气量的比值，3、浓淡分离煤粉燃烧器的工作原理如何？
浓淡分离煤粉燃烧器，是利用一定的结构形式将一次风粉混合气流分离成浓相和淡相两股含粉浓度不同是的气流，在通过喷口送入炉膛进行燃烧的稳燃装置。由于浓相气流的煤粉浓度高，使得煤粉的着火热量减少，可以加速着火前煤粉的化学反应速度，促使煤粉着火；同时增加了火焰黑度和辐射吸热量，加速着火和提高火焰传播速度。并为淡相气流的着火提供了稳定的热源，使得整个燃烧器的燃烧稳定性提高。
4、离心式风机的工作原理？
离心式风机是利用离心力来工作的，当叶轮转动时，充满在叶片间的气体同叶轮一起转动，旋转的气体因其自身的质量产生了离心力，而从叶轮中甩出去，并使叶轮外缘处的空气压力升高，利用此压力将气体压向风机出口。与此同时，在叶轮中心位置，气体压力下降，形成一定的真空或者负压，使入口风道的气体自动补充到叶轮中心。
5、引起风机振动的原因主要有哪些？
1、转子动、静不平衡引起的振动，
2、风机，电动机联轴器找中心不准或者联轴器销子松动造成电动机与风机轴不在同一条中心线上。
3、转子的紧固件松动或者活动部分间隙过大，轴与轴瓦间隙过大，滚动轴承固定螺母松动等。
4、风机基础不牢固或者机座刚度不够。
6、燃料燃烧迅速而完全必须具备哪些条件？
1、炉膛内维持足够高的温度。
2、供给适当的空气。
3、燃料与空气的良好混合。
4、要有足够的燃烧时间。
7、什么叫发热量？什么叫高位发热量和低位发热量？
单位质量的燃料在完全燃烧时所发出的热量称为燃料的发热量。
高位发热量是指1kg燃料完全燃烧时放出的全部热量，包括烟气中水蒸汽已凝结成水所放出的汽化潜热。从燃料的高位发热量中扣除烟气中水蒸气的汽化潜热时，称为燃料的低位发热量。
8、轴流风机的工作原理如何？
当叶轮旋转时，气体从进风口轴向进入叶轮，受到叶轮上叶片的推挤而使气体的能量升高，然后流入导叶。导叶将偏转气流变为轴向流动，同时将气体导入扩压管，进一步将气体动能转换为压力能，最后引入工作管路。
轴流风机的叶片一般都是可以转动角度的，大部分轴流风机都配有一套叶片液压调节装置。当风机运行时，通过叶片液压调节装置，可调节叶片的安装角度，并保持在一定角度上，使其在变工况工作时仍具有较高的效率。
9、什么叫煤的挥发份？煤的挥发份对锅炉燃烧有何影响？
煤的挥发份是指失去水分的煤样，在隔绝空气的条件下加热至850+/-20度，使燃料中的有机物分解而析出的气体产物。
挥发份高的煤容易着火，燃烧比较稳定，而且燃烧完全，磨制的煤粉可以粗一些。缺点是易于爆燃。挥发份低、含硫量高的煤，不易着火和燃烧，则磨制的煤粉细度要求细点。
10、风机喘振后有何危害？
当风机发生喘振时，风机的流量周期性的反复，并在很大范围内变化，表现为零甚至出现负值，由于流量的大副波动而发生气流的猛烈撞击，使风机本身产生剧烈振动，同时风机工作的噪声加剧。大容量的高压头风机产生喘振时的危害很大，可能导致设备和轴承的损坏、造成事故，直接影响了锅炉的安全运行。
11、什么叫锅炉的自然循环？其动力来源于何处？
在锅炉的水循环回路中，汽水混合物的密度比水的密度少，利用这种密度差而造成水和汽水混合物的循环流动的称为锅炉的自然循环。其动力来源是：汽水混合物的密度比水的密度小。
12、汽包是汽包锅炉中的重要部件，请问其有哪些作用？
1、连接上升管（水冷壁）与下降管，组成自然循环回路，同时接受省媒器来的给水，以及向过热器输送饱和蒸汽。因而，汽包是加热、蒸发与过热三个过程的连接点。
2、汽包中有一定的水量，因而有一定的蓄热能力，可以减缓汽压的变化速度。
3、汽包中有各种内部装置，用以保证蒸汽品质。
14、为什么蒸汽的品质必须符合要求？
汽包输出的饱和蒸汽中含有杂质，这些杂质有些溶解在饱和蒸汽夹带中的微小水滴中，有些直接溶解在蒸汽中，当饱和蒸汽进入过热器后，蒸汽中的部分杂质沉积在管子的内壁上形成盐垢，会减弱传热使管壁温度升高，严重时会导致过热器爆管。剩余的杂质随蒸汽进入汽轮机，蒸汽在汽轮机各级中膨胀做功，蒸汽压力逐渐降低时，杂质析出并沉积在汽轮机通流部分，使汽轮机叶片表面粗糙，线型改变，通流截面而导致汽轮机效率和出力降低，严重时会使得调节机构卡麝、转子平衡破坏。此外，杂质沉积还会引起阀门开关失灵和泄漏。为了保证热力设备安全经济运行，蒸汽品质必须符合要求。
15、解释：煤粉细度。煤粉越细越好吗？为什么？
所谓煤粉细度，是指煤粉经过专门筛子筛分后，留在筛子上面的煤粉质量占筛分前煤粉总质量的百分值。用R表示、
煤粉并不是越细越好。煤粉越细，在锅炉中燃烧时，燃料的不完全燃烧损失就越小，当对制粉设备而言，要消耗较多的电能，而且金属的磨损量也要增大。反之，较粗的煤粉虽然制粉电耗较小，但不可避免的会使炉内不完全燃烧损失增大。因此锅炉设备运行中，应该选择适当的煤粉细度，使得锅炉的排烟损失、机械不完全燃烧损失、制粉的电耗和制粉的金属消耗量最小，此时的煤粉细度也称为经济细度或最佳细度。
16、解释：直吹式制粉系统，中间仓储式制粉系统。并从对燃烧的影响方面比较它们的区别。
直吹式制粉系统，是指磨煤机磨出的煤粉直接吹入炉膛进行燃烧的系统。中间仓储式制粉系统是指磨煤机磨好的煤粉先储存在煤粉仓中，然后根据锅炉负荷的需要，从煤粉仓中经由给粉机送入锅炉燃烧的系统。
它们之间的区别：当锅炉负荷变动或燃烧器所需煤粉增减时，仓储式系统只要调节给粉机就可以适应需要，既方便又灵敏，磨煤机的工作对锅炉的影响较小。而直吹式系统要从改变给煤量开始，经过整个系统才能改变给粉量，因而惰性较大，磨煤机的工作直接影响了锅炉的运行工况，锅炉的可靠性相对降低。
17、简答影响锅炉热偏差的主要因素有哪些？有哪些方法可以减轻热偏差？
影响锅炉热偏差的主要因素有：热力不均，工质流量不均等。减轻热偏差的方法有：
1、在并联各蒸发管进口加装节流圈或管屏进口加装节流阀；
2、将蒸发受热面分成若干并联的管屏；
3、蒸发系统中间加装中间集箱或混合器；
4、采用较高的工质流速。
18、可以通过哪些方法提高蒸汽品质？
1、提高给水品质，给锅炉提供合格的补给水；
2、汽水分离，常见的汽水分离装置有旋风分离器、波形板等；
3、蒸汽清洗，可以降低蒸汽中溶解的盐分，特别是硅酸盐；
4、锅炉排污，为了使锅水含盐量维持在允许的范围内，运行中可以排出一部分锅水，而补以合格的给水。
19、省煤器有哪些作用？
1、吸收低温烟气的热量以降低排烟温度，提高锅炉效率，节省燃料；
2、给水在进入蒸发受热面之前，先在省煤器中加热，这样就减少了给水在受热面中的吸热量，因此采用省煤器可以替代一部分蒸发受热面。也就是以管径较小、管壁较薄、价格较低的省煤器来代替部分造价较高的蒸发受热面；
3、提高进入汽包的给水温度，减少给水和汽包壁之间的温差，从而降低汽包的热应力。
20、设置高低压旁路有什么作用？
1、加快启动速度，改善启动条件。大容量单元制机组普遍采用滑参数启动方式。启动过程中需要改变汽压、汽温和流量，以满足汽轮机暖管、冲转、暖机、升速、带负荷的要求，采用旁路系统后，可以用旁路的开度配合锅炉燃烧调整蒸汽参数，从而加快启动速度，改善启动条件。
2、保护锅炉再热器。机组启停和甩负荷时，再热器中还无蒸汽或者蒸汽中断了，可以把新蒸汽经旁路减压降温后送入再热器，使再热器得到冷却，不致因干烧而损坏。
3、回收工质和消除噪声。机组启停和甩负荷过程中，若维持汽轮机空转，多余的蒸汽就需要排走。如排入大气则造成工质损失，又产生了噪音，设置了旁路后就可以改善这一点。
21、水冷壁管损坏的原因
1、管子制造、安装焊接质量不佳，管材不合格。
2、给水、炉水品质不合格，使管内壁结垢、腐蚀。
3、管内有杂物堵塞，使管子过热。
4、燃烧方式不 合理、长期低负荷运行、锅炉结焦等原因造成水冷壁受热不均匀，局部管子过热。
5、锅炉严重缺水运行， 导致水循环破坏。
6、吹灰器或燃烧器安装角度不良，调整不 当，对水冷壁长时间冲刷。
7、大量渣块跌落， 砸坏管子。
8、水冷壁膨胀受阻。
9、局部高温腐蚀。
22、过热器管损坏的原因
1、管子制造、安装焊接质量不佳，管材不 合格。
2、饱和蒸汽品质不合格，管内结垢。
3、管内有杂物堵塞，造成管子过热。
4、低负荷运行时，投运减温水不当，造成水塞，使过热器局部过热。
5、过热蒸汽温度或金属温度长期超限运行，使管壁过热疲劳。
6、被邻近泄漏的管子吹损。
7、飞灰磨损严重或积灰、积渣腐蚀。
8、对过热器未定期吹灰，造成长期结焦超温。
9、吹灰器安装或操作不 当，吹灰吹坏过热器管；
23、再热器管损坏的处理
1、立即汇报值长，加强监视、检查。
2、若再热器损坏不严重，再热蒸汽温度在允许范围内，机组应减负荷滑压运行，尽量降低汽压，加强对空预器的吹灰，根据情况投油助燃，及时向上级请示要求停炉。根据泄漏量，决定电除尘的投退。
3、若再热器爆破严重，汽温无法控制或难以维持正常运行时， 应立即停炉，防止吹坏邻近管子。
4、停炉后，保留一组引、送风机运行，待炉内水汽基本排尽后停运。
24、锅炉缺水的处理
1、发现水位低报警时，对照汽、水流量，校对水位指示是否正确，检查自动调节功能有否异常。
2、确证水位较低时，将给水自动切为手动，增加给水流量。若给水调节阀在较小位置卡时，应投入给水旁路，同时到就地开大调节阀。检查并关闭放水门、排污门。
3、若由于给水泵跳闸或其再循环门突开引起的，应尽快恢复 。
4、经上述处理无效，水位继续下降， 降低机组负荷。
5、当水位下降至-330 mm时，锅炉MFT动作，若MFT拒动，应手动MFT， 按紧急停炉有关规定处理。
6、停炉后，确定汽包内有水、可缓慢进水，同 时应注意汽包上、下壁温差小于56℃， 故障消除后方可重新点火。若停炉时任何水位计都显示不 出，严禁向锅炉进水， 汇报有关领导， 具体进水时间由总工程师决定。
25、锅炉满水的原因
1、给水自动失灵，给水调节阀和给水泵调速系统故障，未及时发现。
2、汽包水位计指示不正确， 使运行人员判断错误，调节不当。
3、正常运行时，对水位监视不够，或误操作。
4、汽包安全阀、过热器电磁泄压阀、过热器安全阀动作，高旁快开。
5、燃料量突增，一次风量突增， 燃烧工况剧烈变化。
6、电负荷升的过快，调整不及时
26、尾部烟道燃烧的处理
1、若发现尾部烟道任一点烟气温度或排烟温度有不正常升高现象时，应查明原因，加强对尾部烟道各受热面和空预器的吹灰工作。必要时降低负荷。
2、空预器电流并摆动幅度较大时，应紧急提升扇形板至上限。
3、确认尾部烟道发生二次燃烧时，应手动MFT，停止送、引、一次风机，保留空预器运行，严密关闭各风门、挡板以及烟道各孔门，严禁通风， 投入吹灰器进行灭火， 必要时投入消防水灭火。
4、锅炉熄火后，维持汽包水位正常。根椐具体情况， 适当开启高、低压旁路对过热器、再热器进行冷却。
5、检查尾部烟道各点烟气温度正常， 确认火已扑灭，火源已被消除后，方可停止吹灰器运行，启动引风机，微开静叶进行通风冷却。
6、必须对烟道或空预器进行彻底检查清理，确认无故障后， 方可重新启动。
27、空预器跳闸的处理
1、检查跳闸侧空预器的辅助电机是否联启，未联动则手启。
2、若空预器跳闸前电机电流无明显幌动，应停止辅马达运行，再启动主马达，若启动不成功， 则启动辅马达运行，否则应人工盘动空预器。关闭故障侧空预器进口烟气挡板，一、二次风出口挡板，将负荷减至160MW以下。注意排烟温度的变化， 防止二次燃烧的发生。
3、若运行中的空预器电流过大、电机过热，则将机组负荷减至160MW， 停止空预器运行， 关闭空预器烟气进口挡板，一、二次风出口挡板，联系检修处理。若空预器短时间不能投入运行，应停止该侧一次风机、送风机。
4、若因减速箱润滑装置或轴承发生故障，造成空预器停转，处理方法同上。
5、若空预器进口烟气挡板关闭不严，空预器进口烟温达到482℃， 立即紧急停炉。
6、空预器恢复正常后，应在就地缓慢逐个开启风烟挡板，加强对炉膛负压和燃烧的调整， 风烟挡板开启后送电。
7、转子停转后，若由于热膨胀造成密封片卡涩时，不允许用马达连续转动转子， 应采取下列步骤操作：
1.手动提升扇形板
2.低速转动转子
3.使转子各处膨胀均匀
4.注意电流变化。
5.若上述方法无效或不 成功，则应切断主、辅马达电源，手动盘车，慢慢将转子转动两圈。
6.一旦转子可以自由转动时，应立即启动空预器运行，同时投入空预器吹灰， 直至传热面上无沉积物为止。
28、风机轴承温度高的处理
1、严密监视轴承温度的变化，就地加强对润滑油系统和轴承的检查，尽快查明原因。
2、轴承温度升高并报警， 应适当降低该风机出力，加强检查，作好事故预想。
3、若是油位过低，检查系统有无漏油，并及时加油。
4、若发现滤网前后差压过大， 引起供油压力和润滑油量不足时，应及时切换滤网。
5、若供油温度过高，应检查冷油器是否正常投入，冷却水是否畅通，油箱加热器自动投撤功能是否正常。
6、若因油泵故障引起供油压力低时，应及时切换油泵，或保持两台油泵运行。查明油泵出力低的原因，及时处理。
7、检查轴承油质良好，油质不 好时，联系检修换油。
8、对于用冷却水冷却的轴承， 应检查冷却水畅通。
9、若风机振动大引起轴承温度高时，应查明原因，消除振动。
10、轴承温度上升达到跳闸值时，风机将会跳闸， 否则应紧急停运风机。
11、引风机冷却风机跳闸时，应联动另一台或手启，恢复冷却风机运行。
29、磨煤机跳闸处理
1、立即投油稳燃，保证燃烧稳定。复归跳闸的磨煤机，待相关参数正常查明原因后重新启动；
2、短时间无法重新启动，则启动备用磨煤机，减小对燃烧和负荷影响
3、给煤机刚启动的3分钟内，将相邻煤层煤量切手动。但是也要注意其它煤层煤量不要降得太低，必要时候解除AGC、协制， 手动升负荷，危及到燃烧稳定必须及时投油；
4、由于油泵跳闸、油压下降、油位降低引起要尽快恢复油系统正常。
30、磨煤机堵煤处理
1、在断煤后，应迅速投油稳燃，稳定后视磨组情况保留适当油，待疏通完毕看火正常后退出。专用CRT监视火检；
2、及时调整冷热风门，控制其出口温度不大于100℃，关闭相应的二次风门。煤量减至最小煤量，通知人员敲打；
3、适当增加其它磨煤量，同时查看原煤仓煤位，联系燃料上煤；
4、断煤处理时，要防止发生其它磨煤机煤量过大而发生堵磨的情况；
5、如此时机前压力下降较快，应立即将燃料切手动，退出AGC，根据磨的工况来带负荷；
6、在断煤后的来煤过程中，加煤量的速度不要过快，要和其它磨的煤量进行配合， 在其它磨的煤量减少时，应及时的关小其冷、热风门；
7、来煤时，特别是上层磨的来煤，对汽温的影响较大，控制超温情况的发生；
8、如系给煤机入口卡异物，应立即联系检修，做好安措，停止给煤机的运行，取出异物；
9、为防止断煤，每班应有人员到32米煤仓间检查煤仓入口的栅格情况及栅格上异物堆积情况，有异常立即汇报。
31、磨煤机着火处理
1、手动关闭热风门，开大冷风门。若因煤量过少引起磨煤机出口温度升高时，应增加给煤量，注意磨煤机不得超载；
2、经上述处理无效时，磨出口温度无法控制时，检查并关闭冷、热风闸板门， 关闭石子煤排放门，投入磨煤机消防蒸汽对磨煤机进行灭火清扫；
3、着火扑灭后停止给煤，磨煤机再运转3-5分钟后停运， 将磨煤机转检修；
4、联系检修对磨煤机内部及管道进行检查、清理和检修，确认设备正常后，方可投运磨煤机；
5、无论磨煤机在什么部位着火，均不能将磨煤机停运，必须在所有着火迹象消失和磨煤机冷却到环境温度之前，决不能打开磨煤机的检修门。
32、机组甩负荷处理
1、根据甩负荷情况进行燃烧调整，必要时可将自动改为手动
2、负荷降低过多可停止部分磨煤机运行，投油助燃，加强汽压、汽温、水位的调整，停止吹灰工作
3、负荷时，必须有专人调整水位保持水位正常，当负荷到150MW以下时，可停止一台给水泵运行
4、负荷甩到90MW以下，锅炉可通过高压旁路维持30%负荷短时间运行， 汇报单元长， 等待恢复，此时应注意再热器壁温不大于560℃
5、负荷至零时，停止所有磨煤机运行，投4～8只油维持燃烧待命
若安全门动作应注意其回座情况，回座后应检查其是否漏泄。
33、辅助转机紧急故障停运的条件
1、发生危及人身及设备安全情况时；
2、转机出现强烈振动时；
3、转机内有清晰的金属磨擦声；
4、轴承温度急剧上升超过规定值；
5、电动机或轴承冒烟着火时。
34、锅炉热态时双色水位计的投运
1、人必须在侧面,以防云母爆裂。
2、全开放水阀。
3、全开水位计汽侧一次阀和水侧一次阀。
4、微开汽侧二次阀1/4圈，对水位计进行预热，暖管15min。
5、缓慢开启水侧二次阀1/4圈。
6、关闭水位计放水阀。
7、交替开启汽、水侧二次阀至全开。
8、检查水位有微小波动，水位清晰可见。
35、请叙述锅炉MFT动作的条件
1、手动MFT；
2、两台送风机跳闸；
3、两台引风机跳闸；
4、炉膛压力高二值；
5、炉膛压力低高二值；
6、汽包水位高三值；
7、汽包水位低三值；
8、煤层投入无油层投入时两台一次风机跳闸；
9、总风量<30%跳闸；
10、火焰丧失；
11、燃料丧失；
12、火检冷却风丧失；
13、点火失败；
14、机跳闸，锅炉负荷>15%时，高旁未开超过10秒。
36、请叙述全部CRT死机锅炉方面处理步骤
1、确认CRT画面全部死机，立即手动MFT，若无效则紧急停运磨煤机、一次风机，并关闭燃油系统进、回油快关阀，同时手按紧急停机按钮。通知热控人员，汇报有关领导。
2、检查一次风机、磨煤机、给煤机均跳闸，减温水调节阀和隔离阀、磨煤机进口一次风快关挡板、磨煤机出口阀关闭。否则，紧急停运上述各辅机，关闭上述各阀门和挡板。
3、检查关闭燃油快关阀，确认炉膛内已无火焰。若发现燃油快关阀没有动作，应马上关闭燃油进、回油隔离阀。
4、根据主、再热蒸汽压力情况，必要时打开高低压旁路或开启过热器电磁泄压阀泄压，严防锅炉超压。
5、维持额定风量的30%，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫不少于5分钟（锅炉尾部二次燃烧禁止通风）。
6、调节炉膛负压和汽包水位正常。完成正常停炉的其它操作。
7、当MFT动作原因消除后，锅炉允许重新点火启动。
37、锅炉遇到哪些情况应紧急停炉？
1、MFT应动作而拒动。
2、锅炉所有水位计损坏，b) 无法监控汽包水位。
3、给水、蒸汽管道发生爆破，无法维持正常运行或威胁人身设备安全。
4、水冷壁管、省煤器管爆破，不能维持汽包正常水位。
5、过热器或再热器严重爆破，无法维持正常汽温、汽压。
6、锅炉尾部烟道发生二次燃烧，使烟温不正常升高。
7、炉膛内或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏。
8、锅炉压力升高，电磁泄压阀无法打开，安全阀拒动，同时旁路打不开。
9、空预器停转，档板隔绝不严或转子盘不动时。
10、再热蒸汽中断
11、安全门动作不回座，汽温、汽压降到汽机不允许时。
12、锅炉房内发生火警，直接危及人身和设备安全。
38、请叙述空预器二次燃烧的现象
1、空预器出口烟气温度，一、二次风温不正常地升高。
2、空预器主马达电流增大且晃动，就地有异音。
3、空预器进、出口烟气差压增大。
4、空预器外壳温度高，严重时空预器外壳烧红。
39、送风机保护跳闸条件：
1、两台油泵跳闸延时2S
2、轴承温度＞110℃延时10S
3、电机轴承温度＞100℃延时5S
4、润滑油站油位低低
5、润滑油压低低＜0.05Mpa
6、锅炉连锁投入时两台引风机均停
7、MFT动作20S后，炉膛压力仍超过高高跳闸值
8、送风机启动后其出口门90S内未全开
40、炉膛吹扫必须满足的条件：
1、至少已有一台送风机运行；
2、至少已有一台吸风机运行，且有关的进、出口挡板已开启；
3、至少已有一台空气预热器运行，且有关的风门、挡板已开启；
4、所有的火焰检测器均未检测到火焰；
5、无MFT条件存在；
6、所有重油燃烧器的阀门已关闭；
7、重油快关阀已关闭或重油在循环方式；
8、轻油快关阀已关闭；
9、所有点火器及轻油燃烧器的阀门已关闭；
10、所有磨煤机均已停用；
11、所有给煤机均已停用；
12、所有磨煤机的热风隔绝门已关闭；
13、电除尘器的各个电场均未通电；
14、火焰检测器冷却风压力合适(大于4.06kPa)；
15、所有二次风门均已开启；
16、吹扫风量合适(在额定风量的25％一40％之间)。
41、原则上防止炉膛发生爆炸的几点措施
应尽量避免可燃性混合物在炉内的产生和积存。从原则上讲，必须做到以下方面：
1、始终保持锅炉燃烧工况良好和稳定，确保进入炉内的燃料能迅速和完全燃烧。
2、停用的锅炉或锅炉发生熄火时，燃料严禁进入(或漏入)炉膛；锅炉灭火和保护动作跳闸后，应按规定进行炉膛吹扫，严禁采用爆燃法抢救灭火。
3、如炉内已有一定数量的可燃物质时则应隔绝一切可能引燃的因素，并对其进行合理的通风吹扫，以降低可燃物质的浓度。
42、引起炉膛爆炸，通常有以下原因：
1、锅炉由于熄火造成紧急停炉或点火前由于燃油、燃气、或煤粉漏入炉膛，在未进行炉膛吹扫或吹扫不彻底的情况下即进行点火，从而引起爆燃。
2、燃料漏入停用锅炉的炉膛内，受到火花或其他火源的引燃。
3、点火未成功，使炉膛和烟道内积存了一定数量的可燃混合物，未及时进行炉膛吹扫而再次点火引起爆燃。
4、点火器能量过小或运行不正常，不足以维持正常着火，而继续投油、投粉而引起爆燃。
5、锅炉在冷态启动时，由于炉膛温度低，或油温低、雾化不良(油的雾化片和通道堵塞)，使喷油积沉在水冷壁、冷灰斗处，在一定条件下亦可引起爆燃。
6、炉内燃烧不正常时仍大量增加燃料，引起爆燃。
7、部分燃烧器失去火焰或炉膛已熄火，保护装置未动作，继续投入燃料，引起爆炸。
8、锅炉长期处于低负荷或低氧下运行，在灰斗和水平烟道内沉积了一定数量的未燃尽可燃物，当这些可燃物被突然增大的通风或吹灰扰动时，也会引起爆燃。
9、吹扫炉膛时所用的空气流速过高，激起了灰斗中易燃的可燃物而引起爆炸。
10、其他由于煤质变化使风煤比失调，燃料中断和失控(包括给粉机电源突然中断后又突然恢复，煤粉自流)，火焰检测器失灵，保护投不上等，都可能引起炉膛灭火和爆燃。
43、防止锅炉四管泄漏和爆破的措施
1、严格控制锅炉参数和各受热面壁温在允许范围内，防止超温、超压、满水、缺水等事故的发生。锅炉启停阶段参数的控制应严格按启停曲线进行。锅炉变工况运行时应加强监视和调整，防止参数大幅度变化及管壁发生超温现象。
2、锅炉启动及停炉冷却后应按规定检查和记录各联箱及膨胀指示器的指示，监视各部位的膨胀及收缩情况是否正常。
3、加强锅炉水、汽监督，保证汽水品质合格。发现汽水品质不良时应及时通知运行人 员并逐级汇报，与此同时还应迅速查明原因进行处理。当汽水品质严重恶化危及设备运行时应采取紧急措施直至停炉。
4、加强燃烧调整，防止发生火焰偏斜、贴壁、冲刷受热面等不良情况。合理控制风量和风量的分配，避免风量过大或缺氧燃烧。投、停燃烧器应注意分布对称、均匀，以尽量减少热力偏差，防止受热面超温。
5、锅炉结渣应及时进行吹灰和清除，防止形成大渣块后落下砸坏冷灰斗水冷壁管。
6、加强吹灰管理，制订合理的吹灰程序、吹灰参数和吹灰周期，避免发生由于操作不当或吹灰设备存在缺陷而造成的受热面吹损。
7、加强对水冷壁、过热器、再热器等受热面壁温及工质温度的监视，发现超限应及时分析原因，通过运行调整使之尽快恢复正常并认真做好记录。
8、认真执行设备巡回检查制度。发现受热面泄漏，及时通知检修及有关人员并按事故 处理的有关规定进行处理。
9、对由于运行过失造成的受热面泄漏或爆管事故应认真查明原因、明确责任，以便吸取教训采取相应的对策。
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