300MW循环流化床培训教材

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1、循环流化床锅炉培训教材（试行版）第一章 循环流化床锅炉的概念、原理及特点第一节、循环流化床锅炉的概念第二节、循环流化床锅炉的工作原理第三节、循环流化床的工作流程及燃烧特点第二章 循环流化床锅炉的计算机控制系统第一节、锅炉的燃烧控制第二节、给水、蒸汽系统的控制第三节、FSSS保护系统第四节、名词术语解释第三章 循环流化床锅炉本体第一节、炉膛第二节、旋风分离器第三节、回料系统第四节、布风系统第五节、汽水系统及烟风系统第四章 循环流化床锅炉的辅助系统第一节、风机第二节、排渣系统第三节、给煤、石灰石系统第四节、膨胀与密封系统第五节、耐磨材料第六节、点火油系统第七节、电除尘系统第八节、吹灰系统第五章 循

2、环流床锅炉的试验和调试第一节、总述第二节、锅炉水压试验与安全门校验第三节、冷态空气动力场试验第四节、烘炉第五节、化学清洗及煮炉第六节、冲管第七节、除灰、除渣系统第八节、电除尘调试第九节、锅炉整套启动第十节、锅炉性能验收试验第六章循环流化床锅炉的启动和停运第一节、循环流化床锅炉启动前的检查和准备工作第二节、启动前的准备工作第三节、冷态启动第四节、循环流化床锅炉的压火热备用及热态启动第五节、循环流化床锅炉的停运及保养第六节、停炉后的冷却与保养第七章 循环流化床锅炉正常运行调整第一节、床温的控制第二节、床压的控制第三节、汽温的调整第四节、负荷的调整第五节、回料器风量及灰温调整第六节、汽包水位的调整第

3、八章 循环流化床锅炉常见的事故及处理方法第一节、炉膛结焦事故第二节、预防可燃物聚积引发的爆燃事故第三节、循环流化床锅炉耐火材料塌落事故第四节、返料器的堵塞事故第五节、冷渣器的堵塞事故第六节、“四管”泄漏事故第一章 循环流化床锅炉的概念、原理及特点我国的电力工业是国民经济发展的基础产业，电力生产主要以燃煤火力发电为主，由于燃煤发电的直接污染较大，特别是SO2、NOX的排放。而循环流化床锅炉作为一种清洁燃烧技术，其特殊的燃烧方式大大地减少了作为世界主要大气污染源二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）的排放，即从 根本上解决了酸雨问题。同时，循环流化床锅炉还具有燃料适应性广、负荷调节性好、燃 烧效率

4、高、投资和运行成本相对较低等优点，因此作为世界上能源技术发展的三大方向之 一，该技术在全世界得到迅猛发展，不断地在工业锅炉和电站锅炉行业得到实践和发展。我国从60年代开始对循环流化床锅炉进行研究，并在90年代以后和外国公司联合研究并取得了较大有发展，现在循环流化床锅炉已发展成熟并在全国广泛应用。目前我国东方锅炉厂自主开发、设计、制造的，具有自主知识产权的国内首台国产 300MW 等级的单炉膛循环流化床锅炉，已于2008年6月14日在荷树园电厂168小时试运结束，顺利进入商业运行。第一节 、循环流化床锅炉的概念循环流化床锅炉的主要组成包括四个部分：炉膛、旋风分离器、回料器以及尾部竖井烟道（包括高

5、温过热器、低温过热器、低温再热器、省煤器以及空气预热器）。与煤粉炉相比，由于燃烧方式不同，循环流化床锅炉的炉膛具有较大的变化特点，而旋风分离器和回料器是循环流化床锅炉特有的装置。循环流化床的对流烟道及其内部受热面布置和换热过程，与煤粉炉没有多大区别。循环流化床锅炉的炉膛底部，具有特制的金属布风板，称之为床，布风板上装置有精心设计的突起的风帽。具有一定的温度和压力的空气，自锅炉布风板下部水冷风室向上经过布风板上的风帽进入炉膛。在足够的气流速度下，将床上的床料和煤颗粒托起，这是因为当气体以一定的速度流过固体颗粒层时，只要气体对固体颗粒产生的作用力（托浮力）与固体颗粒所受的外力（主要是固体颗粒所受的

6、重力）相平衡时，固体颗粒便会呈现出类似与液体状态的现象流态化现象。气固流态化很像沸腾的液体，即使大而轻的物体也能很容易的推入沸腾状态的气固流化态的床层内，并会浮在床层的表面上。此时即使床面发生倾斜，流化态的床层表面也会保持水平。此时如果有两个床层相连，则两个床层间会自动进行物质交换，物料象液体一样从一个床流向另一个床，并保持两床之间的水平状态。当锅炉炉膛床层区适当高度上开孔时，固体颗粒会经孔口喷出。处于流化态的床层物料和煤颗粒，相互之间发生的碰撞，不断的交换位置，上下翻滚呈“沸腾”状，此状态下煤粒有足够的时间与空气、高温床料及已然烧的煤粒接触、混合。因此，新加入的煤颗粒很快被加热并着火燃烧。流

7、化状态下煤粒的燃烧效率很高其放热和传热的速率远大于煤粉锅炉。流化床是一个积聚了大量灼热床料、蓄热容量很大的热源体，对燃料的迅速着火和稳定燃烧十分有利。一般运行中300MW循环流化床锅炉床上积聚的灼热（8501000）床料有150T之多。这些床料中95%以上是惰性的灰渣，只有很低的可燃物含量。运行时即使燃用发热量很低（4000KJ/kg左右）的劣质煤，每秒加入炉内的冷燃料量还不足床内灼热床料的1%。这些惰性床料并不与新加入的燃料争夺氧气，却对新燃料提供了强烈的加热条件，使新加入的燃料迅速被加热、析出挥发份，并稳定着火燃烧释放出热量。放出热量的一部分有用来加热床料，使床内温度始终保持在850100

8、0之间的一个稳定水平上；另一部分热量传热给炉内的受热面和加热烟气。这也就是为什么流化床锅炉不仅能燃烧优质燃料，而且能稳定燃烧包括Aar高达80%的石煤和Mar高达60%的洗煤矸石及泥煤等劣质燃料。第二节 、循环流化床锅炉的工作原理一、流态化现象气固流态化是一种极为复杂的现象，其流化形态受多方面因素的影响，其中主要有气体的流动速度、固体的颗粒特性（粒度和密度）、流体的物理特性（温度和粘度）、锅炉的炉膛布置方式等。如图所示，固体颗粒随着气流速度的增大分别呈现五种不同的流动状态：固定床、鼓泡流化床、紊（湍）流流化床、快速流化床、气力输送。循环流化床处于紊（湍）流流化床与快速流化床阶段。 固定床：此种

9、状态下，气流在颗粒的缝隙是流过，所有固体颗粒呈静止状态。鼓泡流化床：对于由均匀粒度的颗粒组成的床层中，在固定床通过的气体流速很低时，随着风速的增加，床层压降成正比例增加，并且当风速达到一定值时，床层压降达到最大值，该值略大于床层静压，如果继续增加风速，固定床会突然解锁，床层压降降至床层的静压。如果床层是由宽筛分颗粒组成的话，其特性为：在大颗粒尚未运动前，床内的小颗粒已经部分流化，床层从固定床转变为流化床的解锁现象并不明显，而往往会出现分层流化的现象。颗粒床层从静止状态转变为流态化进所需的最低速度，称为临界流化速度。当气流速度超过临界流化风速时，料层内会出现气泡，并不断上升，而且还聚集成更大的气

10、泡穿过料层并破裂。整个料层呈现沸腾状态。鼓泡流化床存在明显的分界面，其上部为稀相区，包括床层表面至流化床出口间的区域，也称为自由空间或悬浮段。下部为密相区，也称为沸腾段。紊（湍）流流化床：随着气流速度继续上升到一定数值，固体颗粒开始流动，床层分界面逐渐消失，固体颗粒不断被带走，以颗粒团的形式上下运动，产生高度的返混。此时的气流速度为床料终端速度。快速流化床：当气流速度进一步增大，固体颗粒被气流均匀带出床层。此时气流速度大于固体颗粒的终端速度，床层表面弥散消失，形成快速硫化。床内颗粒浓度呈上稀下浓状态。循环流化床的上升段属于快速流化床。气力输送：随着气流速度的增大，将使延整个炉膛高度上两项混合物

11、的密度更趋均匀，形成“稀相流态化”。稀相流态化下大量固体颗粒被气流带出炉膛，此时如不及时补充床料，床中全部颗粒可以被吹空，快速流化被破坏而进入“气力输送”状态第三节 、循环流化床的工作流程及燃烧特点典型循环流化床锅炉结构如图所示，其基本流程为：煤和脱硫剂送入炉膛后，迅速被大量惰性高温物料包围，着火燃烧，同时进行脱硫反应，并在上升烟气流的作用下向炉膛上部运动，对水冷壁和炉内布置的其他受热面放热。粗大粒子进入悬浮区域后在重力及外力作用下偏离主气流，从而贴壁下流。气固混合物离开炉膛后进入高温旋风分离器，大量固体颗粒（煤粒、脱硫剂）被分离出来回送炉膛，进行循环燃烧。未被分离出来的细粒子随烟气进入尾部烟

12、道，以加热过热器、省煤器和空气预热器，经除尘器排至大气。低温的动力控制燃烧：由于循环流化床燃烧温度水平比较低，一般在850900之间，其燃烧反应控制在动力燃烧区内，并有大量固体颗粒的强烈混合，这种情况下的燃烧速度主要取决于化学反应速度，也就是决定于温度水平，而物理因素不再是控制燃烧速度的主导因素。循环流化床燃烧的燃烬度很高，其燃烧效率往往可达到98%99%以上。高速度、高浓度、高通量的固体物料流态化循环过程：循环流化床锅炉内的物料参与了炉膛内部的内循环和由炉膛、分离器和返料装置所组成的外循环两种循环，整个燃烧过程以及脱硫过程都是在这两种循环运动过程中逐步完成的。高强度的热量、质量和动量传递过程

13、：在循环流化床锅炉中可以人为改变炉内物料循环量，以适应不同的燃烧工况。 物料分离系统是循环流化床锅炉的结构特征，大量物料参与循环实现整个炉膛内的控制燃烧过程，是循环流床锅炉区别于鼓泡流化床锅炉的根本特点，因为鼓泡流化床锅炉的燃烧主要发生在床内。所以循环流床锅炉燃烧必须具备的三个条件是：1. 要保证一定的流体速度，而且还要保证物料粒度处于适当的、使床层在快速流区域的粒度。2. 要有足够的物料分离。3. 要有物料回送，要有充分的措施以维持物料的平衡。各种燃烧方式的主要特性比较如下表：燃烧方式固定床鼓泡流化床循环流化床悬浮燃烧颗粒平均直径（mm）3000.03-380.02-0.08燃料燃烧区高度（

14、m）0.21-215-4027-45过剩空气系数1.2-1.31.2-1.251.1-1.21.15-1.3燃烧区域风速(m/s)1-30.5-33-1215-30床层与受热面间的传热系数W/(m2K)50-150200-500100-25050-100磨损小中中较小燃烧效率(%)9799.98590909699燃烧中心温度()12008509508509501600煤的粒度(mm)6326以下9以下0.1以下截面热负荷(MW/ m2)0.51.50.51.53.05.04.06.0脱硫效率80908090低气体混合接近塞柱流复杂二相流弥散塞柱流接近塞柱流固体运动静止上下运动大部分向上、部分向

15、下向上空隙率0.40.50.50.850.850.990.980.998温度梯度大小很小显著NOX排放(mg/m3)40060030040050200400600一、宽筛分颗粒特性宽筛分颗粒定义：循环流化床（气固流化床）床料中的颗粒通常是料径由小到大的宽筛分布，由于颗粒的直径不同，其流动工况和规律也各不相同。这样就需要示出颗粒大小的分布规律，利用此规律来研究两相流动和燃烧，或者把分散相颗粒直径示平均值，以平均直径来代表分散相颗粒群的运动规律，粒径的分布规律是一个重要特性。宽筛分颗粒流化时的动力特性：1. 密度小于流体密度的物体浮在床层表面，密度大于流体密度的物体会下沉。2. 床表面保持水平，形

16、状保持容器的形状。3. 在任一高度的静压近似等于在此高度上单位床截面内固体颗粒的重量。4. 床内颗粒混合良好，加热床层时所有床料温度基本均匀。5. 床内固体颗粒可以象流体一样从底部或侧面的孔中排出。6. 几个流化床底部联通后，床层高度自动保持同一水平高度。二、循环流化床内的传热在循环流化床中存在着各种不同的传热过程：1. 颗粒与气流之间的传热。2. 颗粒与颗粒之间的传热。3. 整个气固多相流与受热面之间的传热。4. 气固多相流与入床气流间的传热。以下为循环流化床各部位的传热系数表：位置（部位）传热面方位传热系数W/(mK)可能出现的问题二次风下部水平或竖直300500腐蚀、剥蚀、磨损、负荷调节

17、性能差，阻碍颗粒间横向混合。二次风上部竖直150250传热较好的受热面二次风上部悬吊受热面竖直150250轻微剥蚀、磨损、减少颗粒间横向混合。四、影响循环流化床传热的各种因素：1. 气体物理性质的影响：气膜厚度及颗粒与表面的接触热阻对传热起到主要作用。另外，气体密度增加，传热系数增大；气体粘度增大，传热系数减小；气体导热系数增大，传热系数增大。2. 固体颗粒物理特性的影响3. 固体颗粒尺寸的影响：对于小颗粒床，传热系数随固体颗粒平均直径增大而减小；对于大颗粒床，传热系数随固体颗粒平均直径增大而增大。4. 固体颗粒密度的影响：传热系数随固体颗粒密度增大而增大。5. 球形度及表面状态的影响：球形和

18、较光滑的颗粒，传热系数较高。6. 固体颗粒导热系数的影响：影响较小。7. 固体颗粒粒度分布的影响：对于小颗粒床，粒径越小，传热系数越大；对于大颗粒床，粒径越大，传热系数越大。8. 流化风速的影响：对于循环流化床的密相区，传热系数随流化风速的增大而减小。对于循环流化床的稀相区，传热系数随流化风速的增大而增大。9. 床温对传热系数的影响：床与传热面间的传热系数随床温的升高而升高。管壁温度的影响：传热系数随壁温的升高成线性规律地增大。10. 固体颗粒浓度的影响：床层颗粒浓度是影响循环流化床床层与床壁面传热最主要的因素之传热系数随床层颗粒浓度的增加而显著增加。11、 床层压力的影响：床层压力增大，传热

19、系数增加。五、 循环流化床内的燃烧过程煤粒送入循环流化床内迅速受到高温物料和烟气的辐射而被加热，首先水分蒸发，然后煤粒中的挥发份析出并燃烧、最后是焦炭的燃烧。其间伴随着煤粒的破碎、磨损，而且挥发份析出燃烧过程与焦炭燃烧过程都有一定的重叠。煤粒在流化床中的燃烧过程如图：循环流化床内沿高度方向可以分为密相床层和稀相空间，密相床层运行在鼓泡床和紊流床状态。循环流化床内绝大部分是惰性的灼热床料，其中的可燃物只占很小的一部分。这些灼热的床料成为煤颗粒的加热源，在加热过程中，所吸收的热量只占床层总热容量的千分之几，而煤粒在10秒钟左右就可以燃烧（颗粒平均直径在08mm），所以对床温的影响很小。1、循环流化

20、床内煤的燃料着火流化床内燃料着火的方式，固体质点表面温度起着关键作用，是产生着火的点灶热源，这类固体近质点可以是细煤粒，也可以是经分离后的高温灰粒或者是布风板上的床料。当固体质点表面温度上升时，煤颗粒会出现迅猛着火。另外，颗粒直径大小对着火也有很大的影响，对一定反应能力的煤种，在一定的温度水平之下，有一临界的着火粒径，小于这个颗粒直径，因为散热损失过大，燃料颗粒就不能着火，逸出炉膛。2、循环流化床内煤的破碎特性煤在流化床内的破碎特性是指煤粒在进入高温流化床后粒度急剧减小的一种性质。但引起粒度减小的因素还有颗粒与剧烈运动的床层间磨损以及埋管受热面的碰撞等。影响颗粒磨损的主要因素是颗粒表面的结构特

21、性、机械强度以及外部操作条件等。磨损的作用贯穿于整个燃烧过程。煤粒进入流化床内时，受到炽热床料的加热，水份蒸发，当煤粒温度达到热解温度时，煤粒发生脱挥发份反应，对于高挥发份的煤种，热解期间将伴随一个短时发生的拟塑性阶段，颗粒内部产生明显的压力梯度，一旦压力超过一定值，已经固化的颗粒表层可能会崩裂而形成破碎；对低挥发份煤种，塑性状态虽不明显，但颗粒内部的热解产物需克服致密的孔隙结构都能从煤粒中逸出，因此颗粒内部也会产生较高的压力，另外，由于高温颗粒群的挤压，颗粒内部温度分布不均匀引起的热应力，这种热应力都会引起煤颗粒破碎。煤粒破碎后会形成大量的细小粒子，特别是一些可扬析粒子会影响锅炉的燃烧效率。

22、细煤粒一般会逃离旋风分离器，成为不完全燃烧损失的主要部分。破碎分为一级破碎和二级破 碎，一级破碎是由于挥发份逸出产生的压力和孔隙网络中挥发份压力增加而引起的。二级破碎是由于作为颗粒的联结体-形状不规则的联结“骨架”（类似于网络结构）被烧断而引起的破碎。煤的破碎发生的同时也会发生颗粒的膨胀，煤的结构将发生很大的变化。一般破碎和膨胀受下列因素的影响：挥发份析出量；在挥发份析出时，碳水化合物形成的平均质量；颗粒直径；床温；在煤结构中有效的孔隙数量；母粒的孔隙结构等。3、循环流化床的脱硫与氮氧化物的排放控制SO2是一种严重危害大气环境的污染物，SO2与水蒸汽进行化学反应形成硫酸，和雨水一起降至地面即为

23、酸雨。NOX包括NO、NO2、NO3三种，其中NO也是导致酸雨的主要原因之一，同时它还参加光化学作用，形成光化学烟雾，还造成了臭氧层的破坏。煤加热至400时开始首先分解为H2S，然后逐渐氧化为SO2。其化学反方程式为:FeS2 + 2H2 2H2S + FeH2S + O2 H2 + SO2对SO2形成影响最大的因素是床温和过量空气系数，床温升高、过量空气系数降低则SO2越高。循环流床燃烧过程中最常用的脱硫剂就石灰石，当床温超过其煅烧温度时，发生煅烧分解反应：CaCO3 CaO + CO2 183KJ/mol脱硫反应方程式为：CaO + SO2 + 1/2 O2 CaSO44、影响循环流化床脱

24、硫效率的各种因素：1） Ca/S摩尔比是影响脱硫效率的首要因素，脱硫效率在Ca/S低于2.5时增加很快，而继续增大Ca/S比或脱硫剂量时，脱硫效率增加得较少。循环流化床运行时Ca/S摩尔比一般在1.52.5之间。2） 床温的影响主要在于改变了脱硫剂的反应速度、固体产物分布及孔隙堵塞特性，从而影响脱硫率和脱硫剂利用率。床温在900左右达到最高的脱硫效率。3） 粒度的影响,采用较小的脱硫剂粒度时，循环流化床脱硫效果较好。4） 氧浓度的影响,脱硫与氧浓度关系不大，而提高过量空气系数时脱硫效率总是提高的。5） 床内风速的影响,对一定的颗粒粒度，增加风速会使脱硫效率降低。6） 循环倍率的影响,循环倍率越

25、高，脱硫效率越高。7） SO2在炉膛停留时间的影响,脱硫时间越长对效率来说越不利，应该保证SO2在床内停留时间不少于24秒。8） 负荷变化的影响,当循环流化床负荷变化在相当大的范围内时，脱硫效率基本恒定或略有升降。9） 床压的影响：增加压力可以改善脱硫效率，并且能够提高硫酸盐化反应速度。10） 煤种的影响：灰份对脱硫效率并无不利影响。11） 给料方式的影响。六、 循环流化床的优点1. 燃料适应性强，由于循环流化床中的燃料仅占床料的1%3%，不需要辅助燃料而燃用任何燃料，可以燃用各种劣质煤及其它可燃物，特别包括煤矸石、高硫煤、高灰煤、高水分煤、煤泥、垃圾等，可以解决令人头疼的环境污染问题。2.

26、燃烧效率高，循环流化床比鼓泡床流化床燃烧效率高，燃烧效率通常在97%以上，基本与煤粉相当。3. 脱硫率高，循环流化床的脱硫方式是最经济的方式之一，其脱硫率可以达到90%。4. 氮氧化物排放低，这是循环流化床另外一个非常吸引人的特点。其主要原因是：一低温燃烧，燃烧温度一般控制在850900之间，空气中的氮氮一般不会生成NOX；二分段燃烧，抑制氮转化为NOX，并使部分已生成的NOX得到还原。5. 燃烧强度高，炉膛截面积小,这是循环流化床的主要优点之一。其截面热负荷约为36MW/m2，接近或高于煤粉炉。6. 负荷调节范围大，调节速度快,这主要相对于煤粉炉来说的。其原因是循环流床内床料的蓄热能力非常大

27、，不会象煤粉炉那样低负荷时需投油枪助燃，最大的好处在于可以压火热备用，熄火后可以马上热态启动，比煤粉炉有更好的调峰能力。循环流化床的负荷调节比可达（34）：1，其调节速率可达4%5%。7. 易于实现灰渣综合利用,由于其灰渣含炭量较低，属于低温烧透，有着更大的利用价值。8. 燃料预处理系统简单,其燃料的粒度一般小于12mm,破碎系统比煤粉炉更为简化。七、 循环流化床锅炉与常规煤粉锅炉在结构与运行方面的区别：1. 燃烧室底部布风板，其主要作用是流化风均匀地流入料层，并使床料流化。对布风板的要求是：在保证布风均匀地条件下在，丰风板压降越低越好。2. 床料循环系统：是由高温旋风分离器和飞灰回送装置组成

28、，其作用是把飞灰中粒径较大、含炭量高的颗粒回收重新送入炉内燃烧。3. 入炉煤粒大。4. 循环灰参数对锅炉运行的影响：循环流化床锅炉运行时，其单位时间内的循环灰量可高达同单位时间内燃煤量2040倍。由于灰的热容大得多，因此循环灰对燃烧室下部的温度平衡有很大影响，循环流化床锅炉燃烧室下部一般卫燃带或根本不布置受热面，煤粒燃烧产生的热量则由烟气和循环灰共同带走。而在煤粉炉中，煤粉的燃烧产生的热量是由烟气和工质带走的。在煤粉炉中，蒸发受热面的出力主要取决于炉膛温度，而在循环流化床锅炉中，温度基本不随负荷变化，运行中烟气携带的飞灰颗粒量成为影响蒸发受热面的重要因素。因此，循环流化床锅炉可以从热量平衡和飞

29、灰循环倍率两个方面来调节锅炉负荷。5. 控制系统要求高。由于循环流化床锅炉内流态化工况、燃烧过程较煤粉炉复杂，加之有飞灰循环，因此其控制系统较同等容量的煤粉炉要求高。八、循环流化床锅炉目前存在的主要问题1. 炉膛、分离器和回送装置及其之间的膨胀和密封问题。由于流化床其表面附着一层厚厚的耐磨材料与保温材料并且各个部位受热时间和程度不完全一致，所以会产生热应力而造成膨胀不均，导致出现颗粒外漏现象。2. 由于设计和施工工艺不当造成的磨损问题。锅炉部件的磨损主要与风速、颗粒浓度以及流场的不均匀性有关，研究表明：磨损与风速的3.6次方和浓度成正比。炉膛、分离器和回送装置内由于大量高浓度物料的循环流动，一

30、些局部位置，如烟所改变方向的地方会开始磨损，然后逐渐扩大到整个炉膛。3. 飞灰含炭量高的问题。对于循环流化床来说，其底渣含炭量较低，但其最佳脱硫温度的限制，飞灰含炭量却比较高。4. 厂用电率高。由于循环流化床锅炉具有布风板、分离器结构和炉料层的存在烟风阻力比煤粉炉大得多，相应的通风电耗也较高。5. 大型循环流化床锅炉在保证锅炉的吸热量的前提下如何布置受热面、各部件的防磨、脱硫率的提高等问题也变得越来越突出，国外研究表明：循环流化床的单机容量以400MW为宜。循环流化床锅炉另外一个发展方向是增压循环流化流床燃气蒸汽联合循环发电技术的应用，它具有优良的环保性和高循环效率性。其主要技术特点是：6.

31、系统压力（1.21.5Mpa）增加，气固两相的接触和反应明显改善，增加了气体和细粒子在床内的停留时间，提高了燃烧效率和脱硫率，其他烟气污染的排放也达到了很低的水平。7. 可与燃气轮机配合构成蒸汽燃气联合循环系统，使发电效率提高几个百分点8. 燃烧室截面热负荷可提高一个数量级，炉内受热面的传热系数也大为提高，钢材消耗量明显降低。1-炉膛 2-分离器 3-回料器 4-尾部受热面 5一次风 6-二次风 7-气力播煤装置 8-屏式过热器9-屏式再热器 10-水冷蒸发屏 11-管式空预器 12-石灰石第二章、循环流化床锅炉的计算机控制系统随着计算机技术和自动化技术的发展，现在在大型火电机组中的应用越来越

32、广泛。现在在火电厂中应用最广泛的是DCS即Disytributed Control System的简称，即微机分散控制系统。这是一种基于控制技术、计算机技术、通信技术、图形显示技术的控制系统。用来对火电生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制。它使得系统控制危险性分散、可靠性高、投资减小、维护方便。实现集中监视、操作和管理。使得管理与现场分离，管理更能综合化和系统化，采用网络通信技术，这是DCS的关键技术，它使得控制与管理都具实时性，并能随时解决系统的扩充与升级问题。这种控制技术在煤粉锅炉中取得了很好的应用效果。近年来，随着大型循环流化床锅炉的发展，DCS也不无例外的应用在了这种燃烧方式中来

33、。循环流化床锅炉和煤粉锅炉一样，在燃烧过程中，各项技术指标都要求限定在一定范围内。为了保证燃烧过程的稳定、可靠和经济运行，在应用中不仅采用了先进的变频调整技术与计算机技术，各DCS厂商还应用了人工智能控制技术。国内比较成熟的厂商有新华、和利时等。国外有ABB、HONEYWELL、SIMENSE等。DCS自动化主要有以下四个方面组成：热工检测、模拟量控制、顺序控制和热工保护。DCS能否稳定运行不仅和所采用的硬件有关，还和设计者的设计思想有关。第一节、锅炉的燃烧控制循环流化床锅炉的燃烧过程是一个复杂的物理过程，对于自动控制来说是一个复杂的多变耦合系统。循环流化床锅炉燃烧控制的主要目的就是解决锅炉热

34、负荷与出力之间的及时匹配。由于循环流化床锅炉的特殊的燃烧方式，不仅要考虑其热迟滞性，还要考虑其床层温度、床层差压和回料量的变化，以及为控制二氧化硫的排放加入石灰石后对燃烧工况的影响等。一个典型的循环流化床锅炉的燃烧控制应包括以下功能：1. 负荷指令；2. 主汽压调节；3. 床层温度调节；4. 床层差压调节；5. 给煤量调节；6. 一次风量调节；7. 二次风量调节；8. 炉膛压力调节；9. 石灰石量调节；10. 高压流化风量调节；11. 启动燃烧器燃油流量调节；12. 启动燃烧器风量调节；13. 播煤风量调节；14. 底灰排放量、温度调节。其控制流程如下：通过蒸汽母管的压力（经过蒸汽母管压力调节

35、器处理后）和蒸汽实际流量（经过温度修正）得出锅炉的负荷指令，作为一个燃料、氧量控制、床温、一次风量的远方给定值进行控制。在控制燃料量的同时也引入了床温的控制。根据循环流化床锅炉的燃烧特点，其燃烧控制系统又分为：燃料控制系统；送风及炉膛压力控制系统；床温控制系统；床压控制系统。1. 燃料控制系统锅炉主控系统发出的燃料指令即是总燃料指令，通过与总风量比较后取小值作为调节器的设定值，保证锅炉指令增加时风量始终大于燃料量，也同时保证了先加风后加燃料、先减燃料后减风。调节器输出煤、石灰石给定值指令。总煤量取所有落煤管煤量之合，启动燃烧器和风道燃烧器燃油流量之合经折算成相应煤量后，加上总煤量作为总燃料量。

36、这样才能保证燃烧的安全和输入、输出量的平衡。2. 送风及炉膛压力控制系统锅炉主控系统发出的风量指令即为总风量指令。总风量中一、二次风所占比例最大，同时一次风和二次风直接影响锅炉的运行及燃烧工况。所以，总风量调节系统通过改变一、二次风量的调节指令来保证锅炉所需配风（其中一次风量应是经过床温调节补偿过的）。锅炉主控系统得到的总风量指令与燃料量测量值进行交叉限制后（取大值）作为总风量控制系统的给定值，以保证负荷增加时先加风后加燃料、负荷减小时先减燃料后减风的要求，从而保证一定的过剩空气系数。在炉膛压力调节系统中，炉膛出口压力测量值与给定值一起送入PID中进行运算，运算结果动作引风机耦合器（或调节挡板

37、）执行器，从而控制炉膛出口压力满足机组运行要求。由于循环流化床锅炉燃烧的特殊性，一次风量和二次风量发生变化时，需经过一段时间炉膛出口压力才发生变化，因此必须把总风量（一次风机出口风量和二次风总风量之和）的微分量作为前馈信号送入PID控制输出中，以提高一、二次风量变化时控制系统响应的快速性。3. 床温控制系统循环流化床锅炉的最佳运行床温为850900。在这一温度范围内，大多数煤都不易结焦。石灰石脱硫剂在这个温度时具有最佳脱硫效果，并且NOX生成量也很少。床温调节的目的是优化和减少烟气中SO2的含量，影响循环流化床床温的因素很多，如给煤量、石灰石供给量、排渣量、一次风量、二次风量、返料风量等。给煤

38、量主要用来调节主汽压力，床温对给煤调节的影响要求并不高，因此给煤量仅为调节床温的手段之一。石灰石供给量对床温的影响比较小，且其影响也可间接体现在给煤量上，故在构造床温控制系统时不考虑石灰石的影响。排渣量主要用来控制床层厚度，若床层厚度基本恒定则排渣量对床温的影响也可不予考虑。控制床温的最好手段是通过再分配燃烧室不同燃烧风风量而总风量不变保持最佳的床温。 床温测量值来自于炉膛密相区下部床温的平均值。4. 床压控制系统床压是燃烧室内密相区床料厚度的具体表现，料层过厚时，床料的流化状态就会变差或不能流化影响炉内的燃烧工况，严重时会造成燃烧室内局部结焦。为保证床料的正常流化，在床料高时须加大流化风量，

39、从而增大了辅机的电耗。料层薄时，会对布风板上的设备如风帽、床温测点等磨损加大或使其过热损坏。并且，料层薄时，炉内的传热会恶化不能维持正常的负荷需求。因此床料厚度的变化直接影响到锅炉的安全及经济运行，料层厚度与床压具有一一对应关系。因此，料层厚度调节可以通过调节床压来实现。上图是床料厚度与床压的对应关系图床压在炉膛密相区通过差压进行测量，大型循环流化床锅炉一般分左、右两侧，该测量平均值作为床压的测量值，此信号与由运行人员设置的床压给定值相比较后，通过调节器控制投用的冷渣器进渣调门的开度，改变燃烧室炉床排渣量，从而维持床压在给定值。锅炉的各输入、输出参数具有很大的延时，且各参数是在实时变化的，难以

40、建立精确的数学模型。因此，必须加入大量的补偿和修正，使其达到自适应控制。以保证锅炉运行的机动性、经济性和安全性。第二节、给水、蒸汽系统的控制循环流化床锅炉的汽水系统与常规的煤粉锅炉差异不大，其控制系统的设计也大同小异。大型循环流化床锅炉多是单元制机组，给水、蒸汽系统的自动控制系统也比较成熟。和常规的煤粉锅炉一样，也分为汽包水位的调节和过热、再热蒸汽的调节。一、汽包水位的调节汽包水位的稳定程度反映了给水流量与蒸汽流量之间的平衡关系。锅炉汽包的水位一般规定在汽包中心线以下100200mm处，允许波动范围为50mm。汽包水位的高低直接影响锅炉的安全运行和蒸汽品质。水位过高，汽包的汽空间就会减小，破坏

41、了汽水分离装置的正常工作，使蒸汽带水过多，会使汽轮机的喷嘴、叶片结垢，严重时可能使汽轮机发生水冲击而损坏设备。水位过低，锅炉的水循环会被破坏或部分受热面干烧而过热损坏。对于大型锅炉来讲，汽包的汽、水空间相对较小，保持汽包水位在允许的范围内波动对整个机组的安全运行有着重要的意义。为了保持汽包水位的稳定，必须对给水流量进行调节。在调节时应保持给水流量小范围的波动，给水流量的剧烈波动不但会影响给水管道和省煤器的安全运行还会加重给水泵的负荷。给设备造成不必要的损坏。锅炉用水经给水泵加压后，在省煤器中吸热后进入汽包。并经过水循环管吸收炉膛中产生的热量而变成汽水混合物在汽包中进行汽水分离产生饱和蒸汽，再经

42、过热器加热后生成合格的蒸汽到汽轮机中做功。上图说明：1调速水泵或调节阀；2省煤器；3汽包；4水循环管；5过热器；Q给水流量；D蒸汽流量水位控制系统的目的就是调整调速水泵或调节阀1使汽包3中的水位在允许的范围内波动，从而满足锅炉负荷的需要。并保持给水流量Q与蒸汽流量D偏差不大。这样能更好的防止虚假水位对给水流量的影响。为了防止外扰对水位及给水流量的影响，在实际应用中还加入了较多的温度及压力修正。其控制流程如下：给水控制系统通过调整给水旁路调节阀或给水泵耦合器执行器使汽包水位保持稳定，从而满足机组负荷要求。汽包水位信号（一般三选后）经汽包压力信号进行校正，校正后的信号作为汽包水位实际值；主给水流量

43、经给水操作台前温度修正后作为主给水流量值，一级减温水流量、二级减温水流量相加后作为总减温水流量。总减温水流量和主给水流量值相加后作为总给水流量Q；主汽流量经温度修正后作为主蒸汽流量D。三冲量方式可在手动、自动、串级状态下运行。二、过热、再热蒸汽的调节过热（再热）蒸汽温度是火力发电厂生产过程中的一个重要参数，保证过热（再热）汽温蒸汽温度稳定对经济生产和安全生产有着重要的意义。大型循环流化床锅炉的蒸汽系统大多为高温高压或超高压参数，过热蒸汽和再热蒸汽的温度是全机组汽水工质的最高温度。它们的温度一般接近金属材料的允许最高温度。因此，过热蒸汽和再热蒸汽的温度上限一般不能超过额定值的5；如果汽温偏低就会

44、影响机组的热效率和汽轮机的安全运行。所以在运行中，过热蒸汽和再热蒸汽的温度应维持在规定范围内。影响过热蒸汽和再热蒸汽的温度的因素很多，例如，蒸汽流量、炉膛热负荷、烟气温度、烟气所含物料的浓度、烟气的流速、过热蒸汽侧与再热蒸汽侧的烟气分配、减温水量等都会影响过热（再热）汽温的变化。在汽温调节中，可用改变烟气侧或减温水侧工况的方法。一般采用烟气侧作为粗调而减温水侧作为细调的方法。循环流化床锅炉的汽温调节和常规的煤粉锅炉的汽温调节基本相同。一般取调速级前汽温变化作为前馈，通过修正后和设定值进行比较。其控制流程如下：如果锅炉的汽温调节中有烟气挡板，还应加入烟气挡板的调节控制逻辑。其中再热蒸汽温度的调节

45、与过热蒸汽温度的调节控制逻辑基本相同。第三节、FSSS保护系统FSSS系统是Furnace Safeguard Supervisory System简称，即炉膛安全监控系统。是专用于火力发电机组锅炉的安全保护和燃烧器管理，它在锅炉启动、运行、停止的各个阶段连续地监测锅炉的有关运行参数，根据锅炉防爆规程规定的安全条件，不断的进行逻辑判断和运算，并经过逻辑判断、合理地发出动作指令，同时与有关主辅机信号合理地联锁，以保证整个机组的安全、经济、稳定、可靠的运行。对于DCS系统来说，它已经是不可或缺的组成部分。是锅炉热工保护的一个组成模块。循环流化床锅炉的安全保护侧重于燃料投运操作的正确顺序和联锁关系，

46、以保证循环流化床锅炉稳定燃烧。按照煤粉锅炉的习惯仍将有关循环流化床锅炉的保护功能称作炉膛安全监控系统FSSS。循环流化床锅炉的FSSS保护系统有以下主要功能：1. 主燃料跳闸MFT；2. 循环流化床锅炉吹扫；3. 启动油系统泄漏试验；4. 循环流化床锅炉冷态启动（建立流化风和初始床料）；5. 循环流化床锅炉升温控制；6. 循环流化床锅炉热态启动；7. 风道油燃烧器控制；8. 启动油燃烧器控制；9. 油燃烧器火焰检测；10. 煤及石灰石系统控制；11. 一次风机、二次风机、高压风机、引风机、播煤风机联锁控制；12. 锅炉水系统的保护；13. 机炉协调保护；一、循环流化床锅炉的MFT大型循环流化床

47、锅炉的启动一般采用床下点火方式，利用热烟气加热床料使冷床料流化并循环的状态下加热升温。在保证床下点火燃烧器无故障（经过油泄漏试验）的情况下才可以投运床下点火燃烧器。在达到燃料安全着火温度时（根据燃料试验得到）才可以投煤。如只靠床下点火燃烧器不能作到时，可考虑投运床上点火燃烧器。直到达到必须的温度时才可以逐步投煤，以保证锅炉的安全运行。由此看来，循环流化床锅炉的FSSS保护主要体现在MFT主燃料切除保护上，循环流化床锅炉的MFT主要有以下内容组成：1. 引发MFT动作的条件；2. 对燃油系统的控制；3. MFT动作后复归的条件；4. 热态启动的条件；5. 首出记忆。以下任何条件满足都将触发MFT

48、动作：1. 手动MFT；2. 床温高于990（平均值）；3. 水位异常（水位高高或水位低低）；4. 炉膛压力高（一般取+2489Pa延时5s）；5. 炉膛压力低（一般取-2489Pa延时5s）；6. 所有引风机跳闸；7. 所有一次风机跳闸；8. 所有高压流化风机跳闸；9. 所有播煤风机跳闸且旁路门未开（加一定时间延时）；10. 汽轮机主汽门关闭；11. 所有一次风机出口总风量小于25%额定风量延时5s；12. 床温低于650且无启动燃烧器投入；13. 超过启动时间3600s（指启动燃烧器的启动时间：在3600s内没有着火）；14. DCS电源消失；MFT动作后将引发以下动作：1. 跳闸所有给煤

49、机；2. 跳闸燃油来油速断阀；3. 跳闸石灰石给料系统；4. 关闭汽轮机主汽门；5. 关闭减温水总门且闭锁开指令；6. 如没有“热态启动”的条件存在，则发出“锅炉吹扫”逻辑。二、对锅炉燃用油的控制循环流化床锅炉的燃用油系统并不比煤粉锅炉的简单，它主要的作用是在锅炉启动初期对锅炉内的固体物料进行加热，使固体物料的温度能达到煤的安全燃用温度。如果油系统存在泄漏或启动燃烧器事故熄灭后不能正确及时的关闭相应的油阀门，则有可能造成点火风道或炉膛爆炸。因此对燃用油的控制是必要的。循环流化床锅炉的燃用油控制包括油系统泄漏试验、燃烧器熄火保护及锅炉的点火功能。油系统泄漏试验主要是对锅炉的燃用油管道、阀门、管道

50、上的流量计和一些附带承压部件的压力试验。以检验其承压性能和严密性。燃烧器的熄火保护是为了如果油燃烧器熄灭（火检检不到火）后能及时的关闭该油燃烧器的进、回油速断阀并开启其蒸汽吹扫阀，进行油管道的程控吹扫，这个吹扫称为后吹扫。在后吹扫时应进行高压打火，以便管道中的积油在吹出管道时着火，避免燃油在管道中长时间积存或油吹出管道后在点火风道（炉膛）中积存，造成不必要的爆炸或爆燃。在油燃烧器投用前也应对该油燃烧器进行程控吹扫，这个吹扫称为前吹扫。在前吹扫时可以不进行高压打火,主要是对管道中的杂质进行吹扫，以保证管道的畅通。在这个过程还可以对油燃烧器进行预热使燃烧器能更顺利的着火。在燃油压力（适用于机械雾化

51、）低于雾化压力时，燃油控制系统应关闭该油系统的来油速断总阀。点火助燃风丧失（低于一定值）时，燃油控制系统应关闭该油系统的来油速断总阀。在锅炉MFT信号发出时，燃油控制系统应关闭该油系统的来油速断总阀。在来油速断总阀关闭时，燃油控制系统应联锁关闭各油燃烧器（油枪）的各进、回油速断阀及各进、回油管道的吹扫蒸汽阀。锅炉的点火功能是在锅炉满足点火条件后能进行程控点火。在锅炉点火前，应具备点火条件，这些条件有：1. 油压正常；2. 油系统泄漏试验成功；3. 风量满足要求；4. MFT复归5. 火检器冷却风正常当点火条件满足后，可以通过自动或手动点火。自动方式：可按事先选择的程序实现自动点火。在控制显示画

52、面上单击油枪编号，启动点火键，点火将按如下顺序自动进行，即进油枪（如为固定式油枪则无此步）开吹扫阀吹扫延时关吹扫阀开进油阀同时启动点火器打火打火延时如果油枪点燃，测为点火成功，否则为点火失败，点火失败后自动按照关油阀开吹扫阀启动点火器打火吹扫延时关吹扫阀退出油枪（如为固定式油枪则无此步）。点火成功后则自动退出点火器。手动点火方式即将上述步骤远方手动进行或就地手动进行，为保证点火安全，其步骤不可省略。三、MFT复归：完成锅炉吹扫。锅炉的吹扫目的是在点火前要吹去炉膛、点火风道和烟道内可燃混合物，以防止点火时引起爆燃，在启动吹扫前，应满足炉膛吹扫许可条件，这些条件有：1. 必须是MFT动作15s后进

53、行；2. 锅炉无任何MFT动作条件存在；3. 锅炉无任何燃料进入炉膛或点火风道；4. 进入锅炉的风量符合要求；5. MFT未复归；6. 锅炉具备热态启动的条件；7. 锅炉无任何MFT动作条件存在；四、锅炉的热态启动应满足以下条件：1. 锅炉无任何MFT动作条件存在；2. 床温不低于650；3. 流化风量符合要求；4. 播煤风量符合要求；五、MFT动作后，应在监视器上显示其动作触发的原因称为首出记忆，以便运行人员及时的对事故作出判断和进行事故处理。第四节、循环流化床名词术语解释1运行小时运行小时（SH）设备处于运行状态的小时数。2备用小时备用小时（RH）设备处于备用状态的小时数。3可用小时可用小

54、时（AH）设备处于可用状态的小时数。可用小时等于运行小时与备用小时之和，用公式表示为AHSHRH4降出力等效停运小时降低出力小时（UNDH）机组处于降低出力状态下的可用小时数。降出力等效停运小时（EUNDH）机组降低出力小时数折合成按铭牌容量计算的小时数。5可用系数(AF)6等效可用系数(EAF)7运行暴露率8非计划停运非计划停运（UO）设备处于不可用（U）而又不是计划停运（PO）的状态。对于机组，根据停运的紧迫程度分为以下5类：第1类非计划停运（UO1）需立即停运或被迫不能按规定立即投入运行的状态（如启动失败）。第2类非计划停运（UO2）机组虽不需立即停运，但需在6h以内停运的状态。第3类非

55、计划停运（UO3）机组可延迟至6h以后，但需在72h以内停运的状态。第4类非计划停运（UO4）机组可延迟至72h以后，但需在下次计划停运前停运的状态。第5类非计划停运（UO5）计划停运的机组因故超过计划停运期限的延长停运状态。上述第13类非计划停运状态称为强迫停运（FO）。9非计划停运小时非计划停运小时（UOH）设备处于非计划停运状态的小时数。a)非计划停运小时按状态定义可分为下列5类：第1类非计划停运小时（UOH1）机组处于第1类非计划停运状态的小时数；第2类非计划停运小时（UOH2）机组处于第2类非计划停运状态的小时数；第3类非计划停运小时（UOH3）机组处于第3类非计划停运状态的小时数；

56、第4类非计划停运小时（UOH4）机组处于第4类非计划停运状态的小时数；第5类非计划停运小时（UOH5）机组处于第5类非计划停运状态的小时数。b)非计划停运小时（UOH）机组在统计期内发生的所有各类非计划停运小时之和，即UOH=UOH1+UOH2+UOH3+UOH4+UOH510强迫停运小时强迫停运小时（FOH）机组处于第13类非计划停运状态的小时数之和。FOHUOH1UOH2UOH311强迫停运率(FOR)12等效强迫停运率(EFOR) 13计划停运计划停运（PO）机组处于计划检修期内的状态（包括进行检查、试验、技术改造，或进行检修等而处于不可用状态）。计划停运应是事先安排好进度，并有既定期限

57、。对于机组，计划停运可分为A、B、C、D检修四类。14调峰系数100%15机组调峰启停次数(全年)机组因调峰而停机和启动的全过程计为调峰启停一次。16发电量发电量是指电厂（机组）在报告期内生产的电能量。计算公式如下： 17利用小时机组发电量折合成铭牌容量时的运行小时数。18平均负荷平均负荷是指报告期内瞬间负荷的平均值，表明发电设备在报告期内达到的平均生产能力，单位为MW。计算公式为：19负荷系数机组平均负荷与铭牌容量的比值。22供电煤耗供电标煤耗指火力发电机组每供出一千瓦时电能平均耗用的标准煤量。它是综合计算了发电煤耗及厂电用率水平的消耗指标。因此，供电标准煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源

58、消耗水平。计算公式为：23 发电煤耗发电煤耗是指火力发电机组每产生一千瓦时电能平均耗用的标准煤量。24点火用油点火用油是指锅炉点火时用的油量，单位t。25助燃用油助燃用油是指锅炉为稳定燃烧时用的油量，单位t。26厂用电率纯凝汽电厂生产厂用电率式中：Lcy生产厂用电率，；Wf统计期内的发电量，kWh ； Wcy统计期内的厂用电量，kWh；Wh统计期内的总耗用电量，kWh；Wkc统计期内按规定应扣除的电量，kWh。下列用电量不能计入厂用电的计算：新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力的消耗量。设备在未移交生产前的带负荷试运行期间耗用的电量。计划大修以及基建、更改工程施工用的电量。发电

59、机作调相运行时耗用的电量。厂外运输用自备机车、船舶登耗用的电量。输配电用的升、降压变压器(不包括厂用电变压器)、变波机、调相机等消耗的电量。修配车间、车库、副业、综合利用及非生产用(食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的电量。发电厂用电率以上二式中：Lfcy发电厂用电率，；Wd发电用的厂用电量，kWh。C综合厂用电率综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值，即式中：Wwg全厂的外购电量，kWh； Wgk全厂的关口电量，kWh。27高加投入率28最终给水温度最终给水温度指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值（）。29凝汽器真空度凝汽器真空度是指汽轮机低压

60、缸排气端真空占当地大气压的百分数，即式中：zk凝汽器真空度，；by汽轮机背压（绝对压力），kPa；dq当地大气压，kPa。30真空下降速度V真空严密性试验中真空下降速度V，单位Pa/min。31排烟温度排烟温度指锅炉末级受热面（一般指空气预热器）后的烟气温度（）。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算术平均值。32飞灰含碳量飞灰含碳量是指飞灰中碳的质量百分比（%）。对于有飞灰含碳量在线测量装置的系统，飞灰含碳量在线测量装置分析结果的算术平均值；对于没有在线表计的系统，应对统计 期内的每班飞灰含碳量数值取算术平均值。33空预器漏风率空气预热器漏风率，为漏入空气

61、预热器烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量之（%）。根据GB/T10184中关于空气预热器漏风率的测定及计算，空气预热器漏风率计算公式为：AL 式中：AL空气预热器漏风率，空气预热器入口的过量空气系数；空气预热器出口的过量空气系数。过量空气系数的计算方法：过量空气系数21/（21该处的氧量）。34发电补给水率火电厂发电补给水率是指统计期内汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例，即式中：Dfd发电补水量，t。35汽水损失率汽水损失率是指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失水量占锅炉实际总蒸发量的的百分比，即Dqs=Dfd-(Dwq+Dzy+Dws+Dch+Dpw)+Dhs以上二式中：Lqs汽水损失率。；Dwq对外供气量，t；Dzy热力设备及其系统自用汽（水）量；Dws对外供水量，t；Dch锅炉吹灰用汽量，t；Dpw锅炉排污水量，t；Dhs外部回到热力系统的水量，t。36发电综合耗水率发电综合耗水率是电厂单位发电量所耗用的水量，