1、手册大全300mw循环流化床机组运行优化指导手册300MW循环流化床机组运行优化指导手册大唐鸡西二热有限公司能耗管理部前言为深入贯彻落实，充分发挥设备能力，深入挖掘设备潜力，全面优化机组运行方式，降低运行消耗，提高我公司机组运行的经济性水平，能耗管理部根据我公司机组实际情况制定本运行优化指导手册。本运行优化指导手册明确我公司300MW循环流化床机组，运行优化的范围、内容、方法以及需要注意的事项等，为运行优化工作提供必要指导。1 总则1.1 运行优化是根据机组主、辅机设备运行状况，在与设计值、行业标准值同类型机组标杆值对标的基础上，通过开展性能试验及综合分析，建立一整套科学、合理的运行调整方法和
2、控制程序，使机组始终保持最安全、最经济的运行方式和最佳的参数控制，降低机组运行消耗。1.2 运行优化必须坚持“保人身、保电网、保设备”基本原则，任何系统、设备、操作的优化方案均不准违反“两措”的要求。2 机组启停方式优化2.1 机组启动过程优化2.1.1 严格执行机组启动前系统检查确认表以及进行阀门传动试验，机组准备启动前，对机组设备状态、运行方式进行全面核查，及时发现、处理影响机组启动的缺陷，避免延长机组启动时间。为机组顺利启动创造条件。2.1.2 机组启动前，确认机组启动状态，制定合理的启动操作方案，严格执行各项操作，控制各启动操作要点。2.1.3汽机侧启动过程优化：2.1.3.1 机组冷
3、态启动前，使用汽泵前置泵给锅炉上水，锅炉点火升压阶段，应按照压力变化情况，在凝汽器达到一定真空后，用辅助蒸汽汽源冲转一台汽动给水泵，满足锅炉启动需求，另一台汽动给水泵可提前用辅汽预暖，在机组并列后，四抽压力大于0.1Mpa时，切换为四抽暖管，暖管充分后及时启动，同时切换另一台汽泵为本机四抽供汽。2.1.3.2机组启动过程中高低压加热器采用随机启动方式，高加疏水压力满足要求情况下，及早回收至除氧器。2.1.3.3机组冷态启动，轴封系统暖管应在机组真空达到一定值时，开启轴封各疏水门进行暖管操作。2.1.3.4机组冷态启动前，除氧器加热，应保证辅汽至除氧器除氧阀门关闭，再沸腾阀门开启，除氧器启动排汽
4、阀门上水时开启，上水后关闭。2.1.3.5机组启动前，循环水泵尽可能晚启，开式水系统可选择临机循环水系统供水，或工业水供给，在机组轴封系统投入前启动变频循环水泵，循环水泵变频根据机组真空及排汽温度需要增加。2.1 机组停止过程优化2.1.1汽机侧停止过程优化2.1.1.1机组停止过程充分利用循环流化床机组蓄热量大的特点，在锅炉停止运行后，保证汽机阀门一定开度，维持机组低负荷运行，同时严密监视机组汽温汽压变化。2.1.1.2 单机运行时，在保证再热主汽门及调门严密的情况下，可开启高压旁路，保证冷再压力维持辅助蒸汽运行。2.1.1.3停机过程中，在不违反运行规程的前提下，应尽早停运循环水泵、凝结水
5、泵、电动给水泵等高耗能设备3 汽机运行优化3.1 机组启动过程中应采用单阀控制方式，对汽缸均匀加热，加快机组的启动速度。机组启动正常后，应及时将单阀切为顺序阀控制，以减少调门的节流损失3.2运行中及时调整高低压加热器水位，开启高低压加热器连续排汽门，保证高低压加热器换热充分，降低高、低压加热器端差。3.3运行中在除氧器含氧量满足要求的前提下，应关小或关闭除氧器排氧门，减少工质及热量损失。3.4要维持轴封加热器合适的水位.3.5机组启动后应对需关闭的阀门进行一次全面检查，对管壁温度测点超限阀门，应关闭相应截门。3.6运行操作应先开一次门，再开二次门，关闭时应先关二次门，后关一次门，防止一次门磨损
6、无法隔绝系统3.7机组正常运行时，采用变频凝结水泵运行，除氧器水位调节阀保持全开，保证凝结水出口压力不低于0.8Mpa情况下，除氧器水位通过凝结水泵变频投入自动调节。3.8机组运行中要定期检查凝结水系统处于关闭状态阀门（包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、低旁减温水门、排汽缸喷水门、凝结水系统放水门、高加危急疏水扩容器减温水门等）的严密性，减少因阀门内漏导致凝结水泵耗电率增加。3.9供热系统优化运行（见附件1）3.10循环水系统优化（见附件2）3.11辅汽系统优化运行（见附件3）4 锅炉运行优化4.1循环流化床锅炉降低厂用电优化方案（见附件4）4.2循环流化床锅炉燃烧优化运行方案（见附件5）4.
7、3空压机优化运行方案（见附件6）4.4冷渣器热量回收优化方案（见附件7）4.5启动节油优化方案（见附件8）4.6石灰石系统优化方案（见附件9）5运行参数优化运行（见附件10）附件1 热网系统经济运行方案大唐鸡西第二热有限公司 2300MW供热机组，配备2台C270/N300-16.7/535/537型亚临界中间再热汽轮机、2台HG-1025/17.5型循环流化床锅炉，热网系统采用一、二次网间接连接供热方式，肩负着鸡西市区供热任务，每台热网首站配备4台热网加热器，4台热网循环水泵，3台热变频热网疏水泵。一台热网除氧器，两台热网补水泵作为热网系统公用设备。同时公司内部供热分别采用汽暖及水暖的供热方
8、式，为保证热网系统经济运行，特制定该方案。一、 经济运行原则：二、 1、热网经济运行调整建立在热网系统安全运行基础上。2、 在满足热网供热参数的前提下，寻求热网系统的经济运行方式。3、 三、 经济运行调整方案：四、 1、双机运行条件下，选择真空度较差的机组投入热网系统，或承担较大的供热负荷。2、供热参数满足要求时，保持单管供热，在保证供热快关阀全开状态，用低调门（LV）调整供热热负荷，避免供热快关阀调整热负荷，减少节流损失。3、与供热用户沟通，供热量的调整方法宜采用调整循环水流量与温度结合的方法，即保持合理的循环水出、入口温差下进行调整循环水流量，以提高单位介质携带热量的能力，减少供热厂用耗电
9、量，降低供热厂用电率。4、各热网加热器进汽电动门，只在热网加热器投入初期调整开启，正常运行时必须保证全开状态。5、热网加热器旁路电动门，正常运行状态下必须保证关闭严密。6、热网加热器水位不允许低水位运行，保证热网加热器水位在合理范围内。7、根据热网加热器出口水温，判断热网加热器换热效果，适当开启热网加热器汽侧抽空气门。热网加热器投入初期，减少热网疏水外排量，水质合格后必须进行回收。热网补水方式，补水压力满足要求前提下，避免启动热网补水泵。8、厂区采暖系统，根据室外温度变化，调整供汽量。9、辰宇公司工业用汽，在辅汽满足要求情况下，杜绝冷再供汽，辅汽运行按辅汽运行调整措施执行。10、减少热网系统的
10、泄漏量，减少热网系统失水率，消除阀门及各供热设备的泄漏。11、供热期间机组其他辅机运行方式，参考机组各辅机运行优化方案。附件2 300MW机组循环水泵优化运行方案一、目 的大唐鸡西第二热电公司300MW机组背压设计值为4.9KPa（绝对压力），即按照大气压力100KPa计算，机组设计真空-95.1KPa。根据热力特性曲线，机组真空-95.1KPa以下时，机组真空单位变动幅度,对机组热耗率影响大幅增加，当机组真空在-95.1KPa以上变化时，对机组热耗率影响较小；循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率双方面均有较大影响，从机组运行角度，应做好循环水泵的经济优化调度工作，努力使机组在最佳真空
11、下运行，取得较好的经济性。参照同类型机组优化运行实验经验并根据我厂机组的热力特性和实际情况，特制定循环水泵优化运行指导方案。二、优化运行原则1、双机运行时，#1、2机循环水系统正常运行方式采用母管制运行方式，即开启#1、2机水塔水池联络门、#1、2机循环水泵进水池联络闸板以及#1、2机循环水泵出口联络门。2、机组排汽压力4.9KPa以下（即：按照大气压力100KPa计算，机组真空-95.1KPa以上），应优先考虑变频循环水泵运行，原则为：保持变频循环水泵运行时，机组背压不高于4.9KPa，且开式水泵入口压力满足冷却水需要。3、冬季，双机运行，当凝汽器循环水入口温度低于7以下时，应采用双机单塔运
12、行方式。4、凝结器循环冷却水温升正常值8一12。当机组运行真空低于-95.1Kpa，凝结器循环冷却水温升大于12时，应增加循环水泵台数或增加循环水泵变频。当机组运行真空高于-97.1Kpa，凝结器循环冷却水温升小于8时，应减少循环水泵台数或减少变频循环水泵转速，但必须满足开式水入口压力。5、夏季时（每年6月1日至9月30日），#1、2机循环水泵均切换为双泵状态运行(循环水温度超过25)，循环水温度低于25，负荷低于150MW时，可单机一台变频循环水泵运行，通过变频调整，保持凝汽器真空在95.1Kpa（背压4.9Kpa）附近，如单机运行可采用2台工频循环水泵1机2塔运行方式，水塔配水方式均为内外
13、圈配水。6、冬季时（每年11月1日至次年4月1日），#1、2机循环水泵均切换为单泵变频状态运行，通过变频调节保证凝汽器真空在95.1Kpa附近，但必须保证开式水入口压力及凝汽器钢管内充满水，水塔配水方式为外圈配水、内圈配水关闭；通过控制悬挂水塔挡风板的数量控制循环入口温度控制在102、不低于7，以防止水塔严重结冰，环境温度低于-18，可采取双机上单塔运行方式，水塔配水方式为内外圈配水，循环水温度通过控制挡风板的数量调整。7、冬季机组单台变频循环水泵运行时，通过变频调整循环水泵出力，满足循环水泵经济运行，如变频调整后，开式水入口压力不能满足要求时。可适当关闭水塔上塔门，控制凝汽器入口压力，但必须
14、注意监视水塔结冰情况。8、春、秋季运行方式：以背压4.8-5.0Kpa，低压缸排汽温度30-32为循环水泵为循环水泵优化区间。双机运行，关闭循环水泵出口联络门，白天及负荷高峰时段可采取每台机1台工频及1台变频调整运行方式；夜间及负荷低谷时段可采取每台机1台工频泵运行方式，双机负荷不超过450MW时，可开启循环水泵出口联络门，采用双机三台循环水泵运行方式，水塔配水方式为内外圈配水。单机运行时，考虑循环水及开式水运行安全性，循环水调整最大运行方式为：两泵（一台工频泵，一台变频泵），两塔运行方式，根据背压降低情况，调整方式按：两塔两泵单塔两泵单塔两泵，变频泵调整-单塔单泵（工频）顺序进行，避免采用两
15、塔单泵运行方式。三、机组停机后循环水运行方式：1、单机运行方式下停运时如循环水泵2台运行，机组负荷减至150MW以下时，保留变频循环水泵运行，停止工频循环水泵运行至盘车停运，停运后调整变频出力，保证排气缸冷却直至循环水泵停止。2、单机运行方式下停运时如循环水泵单台变频运行，根据机组负荷降低减少循环水泵变频，循环水泵变频最低不可低于30HZ。3、双机运行停运一台机组，如果运行机组循环水泵出力有余量的情况下，可开启双机循环水泵出口联络门，关闭停运侧机组单侧凝汽器水侧出入口门，停止停运机组循环水泵，通过邻机带停备机组循环水，保证排汽缸温度冷却水。4、双机时运行停运机组开式水运行方式： 如停运侧循环水
16、泵未运行，可开启1、2水塔上塔联络门，开启停运侧机组凝汽器出入口门，由临机循环水供开式水运行或工业水源充足的情况下，开启工业水至开式水补水，关闭停运侧凝汽器出入口门。四、循环水泵优化运行注意事项：1、凝汽器真空度影响因素较多，与循环水入口温度、循环水量、凝汽器清洁程度、凝汽器严密性及负荷等关系密切，循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率有较大影响，各运行值应综合考虑季节变化、昼夜温差、机组负荷变化，依据上述原则灵活做好循环水泵经济调度工作，努力使机组在最佳真空下运行，取得较好的经济性。2、从循环水泵寿命角度考虑，在循环水泵调度过程中，每天循环水泵启停次数不允许超过一次。3、循环水泵在调整
17、变频运行过程中，由于循环水压力变化，对胶球清洗系统正常运行影响较大，应在胶球系统工作期间，提高循环水压力，以保证胶球系统的正常工作。附件3 辅汽运行优化调整措施1辅汽汽源及用户：1.1 中辅联箱汽源：中辅联箱汽源有：启动炉来汽、本机四段抽汽来汽、再热冷段来汽、邻机中辅1.2 中辅联箱用户：至小汽轮机汽源、至除氧器启动汽源、至低辅母管汽源、至主机轴封供汽、至锅炉间燃油供汽、至油区供汽、至给煤机灭火保护供汽、至一二次风暖风器供汽、至锅炉加热联箱供汽、至化学供汽、至辰宇公司工业用汽。1.3 低辅母管汽源：五段抽汽来汽、中辅联箱来汽、1.4 低辅联箱用户：至热网除氧器汽源、至生水加热器供汽、至暖通供汽
18、(包括集控空调及输煤区汽暖)、至厂房内暖风器及热风幕供汽、热网加热器备用汽源。2.辅汽运行调整原则：2.1 保证机组安全性：辅汽对外供汽在不影响机组的正常运行的情况下，尽量满足辅汽各用户需求。 2.2 保证运行经济性：辅汽供汽尽量选择低品质蒸汽供汽， 并根据两台机组真空高低，尽量选择真空低的机组对外供汽。3. 辅汽运行规定3.1 正常运行，中辅联箱应以汽机四段抽汽供汽为主，冷再和启动炉为辅。保证中辅联箱压力在0.4MPa0.8MPa，如邻炉投炉底加热，可保持较高压力（0.7MPa0.8Mpa）。3.2 机组运行期间，保持#1、#2机中辅联箱联络门在开启状态，使运行机组中辅汽源互为备用。3.3
19、机组正常运行时，冷再作为中辅联箱的备用汽源，冷再供汽管道截门均处于开启状态，非辰宇供汽机组冷再供汽调门处于自动位，设定自动跟踪值为0.4Mpa。3.4 机组启动时，启动炉或临机作为中辅联箱供汽汽源，机组冲转接待负荷后，当冷再压力达到0.7Mpa以上时，要及时切换为本机冷再供汽，关闭启动炉阀门，当四抽压力达到0.4Mpa以上时，及时切换为四抽供汽，冷再退出作为备用。3.5 辰宇公司工业用汽由一台机组供汽,尽量选择真空度较低的机组，供汽压力调整采用辰宇公司供汽管路调节阀调整，冷再至中辅联箱调节阀全开、手动门稍开。3.6 单机运行期间，机组发生BT或汽机跳闸，立即关闭冷再至辰宇供汽调节门，迅速全开启
20、冷再至中辅供汽截门，同时立即通知启动炉点火，这期间可采取开启高压旁路，投入冷再至中辅汽源，维持中辅压力满足需要，待启动炉满足要求时及时切换。3.7 机组运行期间，如中辅联箱无对外供汽，应保持一台小机由中辅联箱供汽。3.8 低辅母管有用户时,应以汽机五段抽汽供汽为主，中辅联箱供汽为辅。冬季供热期，保持低辅母管压力不低于0.3Mpa。冬季低辅母管汽源选择对外供热量较少的机组作为供汽，低辅母管至热网加热器汽源投入时，压力不可超过0.5Mpa。4.辅汽投入及运行中注意事项4.1 辅汽投入时，进行充分暖管、疏水。4.2 启动炉供汽作为机组启动用汽时，要对中辅联箱及至轴封管路充分疏水，保证轴封供汽过热度，
21、及供汽温度。4.3 单机运行锅炉BT时，采用开启高压旁路提高中辅压力期间要密切注意监视高压排汽温度不可超过410。4.4机组停运时，辅汽疏水在破坏真空前关闭。4.5 辰宇公司用汽加强监视调整，防止监视及调整不到位造成辰宇公司管路超压。4.6 机组停运前，及时切换辰宇公司工业用汽为临机或启动炉供汽。4.7 集控运行人员必须了解辅汽运行方式，便于异常时及时切换。附件4 锅炉降低厂用电电耗优化方案循环流化床锅炉因为其风机数量多、压头高，导致高压辅机电流大，功率大，厂用电率高。我厂锅炉6KV电机多达10台，额定功率共计18520KW，是同容量煤份炉机组的数倍，如何通过技术改造、优化调整降低锅炉厂用电率
22、，是降低全厂厂用电率的根本。我公司2台锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的HG-1025/17.5-L.MG43型锅炉，锅炉为单汽包、自然循环、一次再热、CFB燃烧方式。每台炉配备1台300 MW的汽轮发电机。锅炉主要有两台一次风机、两台引风机、两台二次风机、两台高压流化风机、两台冷渣器冷却水泵等高压转机。降低厂用电率的措施 如下：1、控制合适料层厚度 循环流化床锅炉保持合适的料层厚度，对锅炉运行稳定以及燃烧控制有非常重要的意义。监控料层厚度的主要参数有风室压力、床层压力、料层差压等。维持合适的床压，避免料层厚度过低使燃烧不稳定，但也要控制料层厚度不要过高。料层厚度过高一方面导致流化效果不
23、好，还导致风室压力、床层压力、料层差压等参数过高，导致一次风机、二次风机出口风压过高，风机电流增大，厂用电率增加。一般风室压力控制在13KPa左右，床面压力控制在78KPa,床层差压控制在46KPa,这样保持合适的一次风压头，起到降低一次风机电流的目的，同时二次风机电流一定程度会降低。在低负荷时,控制参数在以上范围的下限,在高负荷时，控制在以上参数的上限。根据我厂煤质燃烧后灰渣特性结合电厂锅炉具体情况，我们得出若床层压力每降低1kpa，料层折算静止厚度降低100mm，则每台一次风机电流降低45A，二次风机电流降低23A，两台一次风机电流共降低810A，两台二次风机电流共降低46A，这样就能在一
24、定程度上降低厂用电率。 2、一、二次风道设计合理，炉膛封闭完好减小漏风系数 风道设计选用合适的通流截面，风道弯头、变径部位尽量减少，减少管道压力损失，减少辅机出口压力，降低辅机电流。在减小漏风系数方面，各风道调节挡扳，炉膛各处人孔门、排渣系统各排渣门严密不漏风，各处保温完整。正常运行期间根据排烟温度合理对受热面吹灰、同时在保证汽温前提下尽量开大烟气挡板，减少烟道阻力，提高风机效率。在机组停运时检查空气预热器管束是否有漏风，及时修补，检查烟道内是否有积灰，及时清理。这样起到降低一次风机、二次风机、引风机电流的目的。3、合理的一、二次风配比，氧量，使一、二次风量在合适的燃烧 一次风的主要作用是保证
25、物料处于良好的流化状态，同时为燃料燃烧提供部分氧气。床料的流化状态受温度影响很大，热态运行时的流化远比冷态时好，所以一次风量的调整在保证不小于最低流化风量时，根椐床温来调整至合适值，使一次风机电耗得到优化。二次风量主要根据烟气含氧量调整，补充燃烧所需空气，起到扰动作用，加强了气固两相混合，二次风分上、下两段送入，保持氧量在3%4%之间。一、二次风从不同位置分别送入流化床，一次风占风量40%，二次风占总风量60%。在运行调整中应将床温、汽温、汽压、氧量、负压、床压维持在一个较小的变动范围，以此来判定一、二次风量是否合适，燃烧是否充分，若增加风量、床温，汽温、汽压上升，说明风量不足，煤量偏多，应及
26、时调整减少煤量或增加送风量，若增加风量后床温下降汽压先升后降，说明风多煤少，应及时增大煤量或减少送风量。通过勤调细调使得各参数最终达到一个平衡状态，这样既保证燃烧充分，又可降低风机电耗。 4、冷渣器冷却水泵的正常运用 本机组设制两台冷渣器却水泵，在冷渣器的运行中通过以下几个措施来降低厂用电率。在冷却水流量能满足冷渣器冷却前提下，尽量单台冷渣器冷却水泵运行。通过调整冷渣器闭式水换热器入口调门开度，调整冷却水压力0.5MPa以上，维持冷渣器冷却水泵入口温度70以下，前提下尽量提高冷却水压力减少冷却水流量，提高水温，可以通过调整闭式水换热器进水调节门调整流量及压力这样不止降低冷渣器冷却水泵电流节省厂
27、用电同时提高冷渣器热量回收。5、煤的粒度，从而导致床料的粒度，对厂用电率的影响 煤的粒径对传热系数影响很大，稳定的床温需要不同粒径，为了稳定床温，采用煤的粒径为010mm，最大粒径10mm，其中3mm以下占60%，煤粒度大小对燃烧的温度场分布有很大的影响，床料粒度偏大,同等厚度的物料,需要增加一次风压头才能保证流化良好,增大了一次风电耗和排渣电耗。床料粒度太细，运行过程中床压容易造成波动，所以在运行调整中，严格控制煤的粒度在010MM，煤中灰份高时煤的粒径可以适当细一些，挥发份高时粒径可以适当大些，另外煤中矸石多时煤的粒径应该适当细一些，这样既保证了燃烧，又降低了厂用电率。 6、长周期、高负荷
28、的运行 由于循环流化床锅炉在启动和停运时，需要消耗很大的电量，所以保证机组长周期，减少启停次数能有效的降低厂用电率。高负荷运行可以降低厂用电量在发电量之中的比例。因为就是再低的负荷，循环流化床锅炉也要保证流化和燃烧正常，而负荷的增加与辅机的出力并非成比增加，这样高负荷所耗电能相应减少，同时高负荷时，物料循环增强，床温较高，燃烧更充分，燃烧用电会有所下降，这样就起到了降低厂用电率目的。 随着循环流化床锅炉大型化技术的日渐成熟，循环流化床锅炉运行质量的优劣，不仅仅象以往仅凭运行周期的长短来给以辨别，而更注重循环流化床锅炉的各项运行指标的评定。节能降耗，降低煤耗，降低厂用电率，降低各种污染物排放量，
29、将成为更多拥有循环流化床锅炉企业追求奋斗的目标。各种节能降耗、优化调整的目标不可能一步到位，这是一个连续、渐变和逐渐优化的过程，是一个不断摸索、探讨、改进的过程。 附件5 锅炉燃烧调整的优化方案1.前言我公司锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的1025吨亚临界循环流化床锅炉，本锅炉采用裤衩腿式，三级给煤系统，给煤点布置炉膛两侧的返料腿上，每个返料腿连接两个给煤点；一次风从炉膛床下水冷风室给入，二次风口分别布置在炉膛两侧、前后和内侧，总共有46个风口，实现分级配风和均匀配风。以下是对本锅炉的燃烧调整进行的阐述，燃烧调整是保证机组负荷的需要,在满足外界负荷所须的蒸汽数量和合格的蒸汽质量的前提下,应做到燃烧稳定
30、,热负荷均匀,物料平衡,燃烧份额全理.保证锅炉运行的安全性,环保性和经济性。2影响入炉煤燃烧的因素2.1煤的挥发分与灰分。挥发分高，着火温度低、着火容易；挥发分低，着火温度高、煤颗粒进入炉膛加热到着火温度所需时间加长。灰分多的煤，燃尽速度慢，所以不易着火和不易燃尽,容易造成底渣和飞灰含碳量超标，同时烟气含尘量也会相应增加；2.2入炉煤颗粒度。煤颗粒越细、总表面积就越大、挥发分析出容易，着火可提前，但过细会导致稀相区燃烧份额过大，炉膛出口温度升高。相反，煤颗粒越粗，燃烧的完全程度就越降低，造成底渣含碳量增大，床温和床压皆难以控制，同时容易出现大颗粒堆积及床料分层等床料流化异常现象；2.3 床温。
31、床温越高，对着火越有利，但床温过高容易出现结焦等现象，同时也影响烟气硫含量及氮氧化合物排放等，所以是对挥发分高、灰熔点低的煤，则应适当降低炉膛的温度，最高床温不得超过960。相反床温过低，影响锅炉燃烧效率，同时也影响锅炉流化，所以正常运行期间床温不得低于800；2.4 床压。床压越高，床层蓄热就越大，对着火和排放指标有利，但会增加风机电耗及锅炉磨损等如果床压过高容易出现翻床和踏床事故，相反，床压过低，会延长煤着火时间也可能会造成底渣含碳量超标，所以床压保持在7.08.0Kpa左右；2.5二次风量。二次风量过多，炉膛温度降低，空气量过少，则燃烧不完全。所以应保持最氧量在34%范围内变化；2.6 一次风量。一次风量过多，床温越低，一次风理过少，则床料的流化质量下降，所以应保持流化风量以上，且参照床温进行控制；2.7循环倍率。循环倍率越大，煤燃烧越完全，但是循环灰过大，会造成返料障碍或塌床的危险。3. 锅炉燃烧调整办法燃烧调整主要包括四个方面：（1）负荷调整（2）风量和煤量调节（3）床温调整（4）床压调整负荷调整A.锅炉负荷的调节主要是通过改变给煤量和与之相应的风量进行调节的。增加负荷时，先增加风量再增加给煤量，反之，降负荷时，先减少给煤量，后减少风量，以维持尾部烟气中的含氧量不变。B.锅炉减负荷，在减少燃料量和风量的同时，应保持燃烧的风量、风压、床压、床温、过剩空气系数等应符合设
