2025年锅炉试题答案

2025年锅炉试题答案一、单项选择题（每题2分，共20分）1.某电站锅炉采用四角切圆燃烧方式，其燃烧器区域水冷壁的主要磨损形式为（）。A.机械磨损B.高温腐蚀C.飞灰冲蚀D.氧化剥蚀答案：C。四角切圆燃烧时，燃烧器区域烟气流速较高，携带的飞灰颗粒对水冷壁管壁产生冲蚀磨损，尤其在燃烧器喷口附近和切圆偏移区域更为明显。2.锅炉汽水系统中，省煤器的主要作用是（）。A.提高蒸汽过热度B.降低排烟温度C.增加锅水蒸发量D.减少燃料消耗量答案：B。省煤器作为尾部受热面，利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，提高锅炉热效率。其直接效果是减少排烟热损失（q2），间接降低燃料消耗，但主要作用是回收烟气热量。3.下列关于锅炉超压保护装置的描述，错误的是（）。A.弹簧式安全阀应定期进行手动排放试验B.电接点压力表可作为超压联锁触发信号C.爆破片需与安全阀串联使用D.超压时优先动作的应是安全阀而非联锁停炉答案：C。爆破片一般用于介质易结晶、堵塞安全阀的特殊工况，通常与安全阀并联而非串联。串联可能导致爆破片破裂后安全阀无法正常起跳，增加超压风险。4.某工业锅炉运行中出现“虚假水位”现象，最可能的原因是（）。A.给水泵故障B.燃烧突然增强C.省煤器泄漏D.过热器堵塞答案：B。虚假水位是由于锅炉负荷（燃烧）突然变化，导致汽包内汽水混合物的体积膨胀或收缩引起的水位暂时波动。例如，燃烧突然增强时，蒸发量骤增，汽包内蒸汽体积膨胀，水位暂时上升（虚假高水位），但实际存水量可能减少。5.低氮燃烧技术中，分级燃烧的核心原理是（）。A.降低火焰温度B.减少燃烧区域氧浓度C.缩短燃料停留时间D.提高燃烧效率答案：B。分级燃烧通过将燃烧所需的空气分阶段送入（主燃区欠氧燃烧，燃尽区分级补氧），主燃区形成还原性气氛，抑制燃料型NOx提供；同时降低局部高温区氧浓度，减少热力型NOx提供。二、简答题（每题8分，共40分）1.简述自然循环锅炉的水循环原理及影响循环安全性的主要因素。自然循环锅炉依靠汽水密度差形成循环动力：饱和水在水冷壁中吸收热量后部分汽化，形成汽水混合物（密度ρ1）；下降管内为未汽化的饱和水（密度ρ2），ρ2＞ρ1，两者的密度差产生循环推动力（ΔP=H(ρ2-ρ1)g，H为循环高度）。循环安全性要求水冷壁管内汽水混合物流动稳定，避免发生循环停滞、倒流或膜态沸腾。影响因素包括：（1）循环倍率K（进入水冷壁的水量与提供蒸汽量的比值），K过低易导致局部缺水；（2）水冷壁受热不均，热负荷高的管子可能因产汽多、流动阻力大，出现循环流速降低；（3）锅炉负荷，低负荷时循环推动力减小，流速降低；（4）工质压力，压力升高时汽水密度差减小，循环推动力下降；（5）下降管阻力，如堵塞或阀门未全开，会增加循环回路总阻力，降低循环流速。2.锅炉启动过程中，为何要控制汽包上、下壁温差不超过50℃？如何控制？汽包上、下壁温差过大时，上壁（蒸汽侧）温度高于下壁（水侧），上壁膨胀受下壁限制产生压应力，下壁则产生拉应力。当温差超过50℃时，拉应力可能超过材料许用应力，导致汽包变形或产生裂纹（尤其在焊缝、封头过渡区等应力集中部位）。控制措施：（1）严格控制升压速度，低负荷阶段（＜10%额定负荷）升压速率不超过0.05MPa/min，避免汽包内饱和温度剧烈变化；（2）启动初期保持汽包水位略高于正常水位，增大下壁与水的接触面积，加快下壁加热；（3）采用邻炉加热或蒸汽加热方式，均匀加热汽包；（4）加强下联箱放水，促进水循环，使汽包内水温均匀；（5）投用底部加热装置时，分阶段缓慢投入，避免局部受热不均。3.分析锅炉排烟温度升高的常见原因及调整措施。常见原因：（1）受热面积灰、结渣，如省煤器、空气预热器积灰，传热系数K降低，排烟温度tpy升高；（2）过量空气系数α过大，烟气量V增大，排烟热损失q2增加；（3）燃料性质变化，如燃料水分Mar、灰分Aar增加，低位发热量Qnet,ar降低，相同负荷下燃料量B增大，烟气量增加；（4）空气预热器漏风，冷空气进入烟气侧，烟气量增大，排烟温度升高；（5）给水温度tgs降低，省煤器吸热量Q省=B×(hgs出-hgs入)减少，烟气在省煤器出口温度升高，导致tpy升高；（6）燃烧器摆角上移，火焰中心抬高，炉膛出口烟温t1升高，后续受热面吸热量虽增加，但排烟温度仍可能因辐射吸热比例降低而升高。调整措施：（1）加强吹灰，定期对省煤器、空预器进行蒸汽或声波吹灰，保持受热面清洁；（2）优化燃烧调整，根据氧量计（一般控制过量空气系数α=1.15~1.25）调整送风量，避免α过大；（3）核对燃料化验数据，若燃料水分、灰分异常，与燃料部门沟通调整煤种；（4）检查空预器密封装置（如径向、轴向密封片），漏风率应控制在8%以下（电站锅炉）；（5）若给水温度低，检查高压加热器投运情况，确保其正常运行；（6）调整燃烧器摆角或配风，降低火焰中心高度（如燃用低挥发分煤时适当下摆燃烧器）。4.锅炉水压试验的合格标准是什么？超压试验与工作压力试验的区别有哪些？合格标准：（1）在试验压力下保持20分钟，压力下降不超过0.5MPa（工作压力试验）或0.2MPa（超压试验）；（2）受压元件金属壁和焊缝无漏水、湿润现象；（3）受压元件无明显变形。区别：（1）试验压力不同：工作压力试验压力为锅炉额定工作压力P；超压试验压力为1.25P（电站锅炉）或1.5P（工业锅炉）；（2）目的不同：工作压力试验主要检查承压部件的严密性；超压试验用于检验承压部件的强度（如投运前、大修后或受热面大面积更换时）；（3）范围不同：超压试验需关闭所有就地水位计、安全门等可能受超压损坏的附件，仅保留压力表监视；（4）操作要求不同：超压试验过程中不得进行任何检查，需降至工作压力后再检查泄漏情况。5.简述锅炉低负荷运行时的安全风险及应对措施。安全风险：（1）燃烧稳定性差，易发生灭火或爆燃（尤其燃用低挥发分煤时）；（2）水冷壁热负荷低，循环流速降低，可能导致循环停滞或膜态沸腾；（3）排烟温度低，空预器冷端易发生低温腐蚀（烟气中SO3与水蒸气结合提供H2SO4，露点温度约130~160℃）；（4）煤粉细度难以控制，细粉易积存在烟道内，引发二次燃烧；（5）汽温波动大，减温水量增加，可能导致过热器、再热器管壁超温。应对措施：（1）投入油枪或等离子点火装置稳燃，保持燃烧器至少2层运行（四角切圆锅炉）；（2）适当提高煤粉细度（R90=10%~15%），降低煤粉着火温度；（3）控制过量空气系数α略高于额定值（如α=1.3），确保完全燃烧；（4）加强水冷壁下联箱放水，促进水循环，维持循环流速＞0.25m/s（自然循环锅炉）；（5）提高空预器入口风温（如投入暖风器，使冷端壁温＞酸露点温度）；（6）调整减温水门开度，避免汽温大幅波动，必要时限制低负荷运行时间（如不低于30%额定负荷）。三、计算题（每题10分，共20分）1.某锅炉额定蒸发量D=1025t/h，给水温度tgs=230℃，给水焓hgs=990kJ/kg，主蒸汽压力P=17.5MPa，温度t=540℃，主蒸汽焓hq=3390kJ/kg。燃料低位发热量Qnet,ar=22000kJ/kg，锅炉热效率η=92%。求锅炉额定负荷下的燃料消耗量B（保留两位小数）。解：锅炉有效吸热量Q1=D×(hq-hgs)=1025×1000kg/h×(3390-990)kJ/kg=1025×1000×2400=2,460,000,000kJ/h燃料消耗量B=Q1/(η×Qnet,ar)=2,460,000,000/(0.92×22000)=2,460,000,000/(202400)≈12154.15kg/h≈12.15t/h2.某工业锅炉排烟温度tpy=160℃，环境温度ta=20℃，排烟处过量空气系数αpy=1.4，烟气平均定压比热容cpg=1.05kJ/(kg·℃)，烟气密度ρ=1.3kg/m³。求排烟热损失q2（已知：αpy=1时，理论烟气量V0=6.5m³/kg；q2=（Vpy×cpg×(tpy-ta)）/(Qnet,ar)×100%，Vpy=V0+(αpy-1)×Vk，Vk=0.0889Car+0.265Har+0.0333(Sar-Oar)，本题中Vk=5.8m³/kg）。解：实际烟气量Vpy=V0+(αpy-1)×Vk=6.5+(1.4-1)×5.8=6.5+0.4×5.8=6.5+2.32=8.82m³/kg排烟焓差=Vpy×ρ×cpg×(tpy-ta)=8.82m³/kg×1.3kg/m³×1.05kJ/(kg·℃)×(160-20)℃=8.82×1.3×1.05×140计算分步：8.82×1.3=11.466；11.466×1.05=12.0393；12.0393×140=1685.502kJ/kg假设Qnet,ar=20000kJ/kg（题目未给，需假设），则q2=(1685.502/20000)×100%≈8.43%四、案例分析题（20分）某300MW电站锅炉运行中，DCS显示“水冷壁泄漏报警”，就地检查发现炉膛负压由-80Pa波动至+50Pa，引风机电流由320A升至350A，汽包水位下降（补水后维持），主蒸汽压力由16.5MPa降至16.2MPa，排烟温度由135℃降至128℃。试分析可能的泄漏原因及处理措施。可能原因：（1）水冷壁管垢下腐蚀：长期水质不合格（如给水硬度超标、联氨加药不足），管内壁结垢（主要成分为Fe3O4、CaCO3），垢层下形成局部酸性或碱性环境，导致管壁减薄；（2）水循环故障：某根水冷壁管因异物堵塞（如安装残留焊渣）或管径变形，循环流速降低，管内工质汽化受阻，管壁超温爆管；（3）高温腐蚀：燃烧器区域水冷壁处于还原性气氛（CO浓度＞5%），H2S与管壁Fe反应提供FeS，导致管壁减薄（主要发生在燃用高硫煤的锅炉）；（4）管材缺陷：制造或安装时存在裂纹、重皮等缺陷，长期运行后扩展导致泄漏；（5）吹灰器故障：吹灰蒸汽压力过高或吹灰枪卡涩，对水冷壁管造成机械冲刷或过热损伤。处理措施：（1）立即汇报值长，降低锅炉负荷至200MW以下，维持汽包水位（若泄漏量小，可通过加大给水量维持；若水位无法维持，应紧急停炉）；（2）加强对泄漏区域的监视（如使用红外热像仪检测管壁温度），确认泄漏位置；（3）停止泄漏