锅炉及辅助系统基本参数部分.docx

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锅炉及辅助系统基本参数部分

一、锅炉及辅助系统基本参数部分

1.本锅炉型号为SG—1176/17.5—M726，系上海锅炉厂生产的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉。

锅炉采用单炉膛∏型布置、平衡通风、冷一次风正压直吹式制粉系统、四角切圆燃烧、直流燃烧器摆动调温、全钢构架悬吊结构、紧身封闭、干式固态连续排渣。

2.锅炉最大连续出力工况下对应的电负荷为356.942MW。

3.锅炉最大连续蒸发量（BMCR）是1176t/h。

4.锅炉额定工况下汽包压力为18.35Mpa。

5.机组在额定负荷时，再热器压力不应超过3.7MPa。

6.锅炉主汽温度正常运行范围538-548℃。

7.锅炉再汽温度正常运行范围533-548℃

8.锅炉额定工况下给水温度为281℃

9.额定负荷下排烟温度为：

131.4℃。

10.锅炉汽包中心线标高65500米。

11.锅炉汽包直段长22100mm，内径1743mm，壁厚135mm用BHW35钢板制成。

12.汽包的下降管有4根，从汽包底部沿汽包长度布置。

13.水冷壁由698根管子组成，分成12个循环回路，汽水混合物经104根引出管引入汽包，汽包至顶棚管过热器入口联箱有18根连接管。

14.锅炉有27个膨胀指示器

15.水循环系统水容积约为215T（其中汽包约为50T）过热器系统水容积约230T，省煤器系统水容积约50T，再热器系统水容积约90T，总水容积约585T。

16.省煤器的布置在尾部竖井后烟道低温过热器下面。

非沸腾式省煤器。

单级水平蛇形管，顺列逆流布置，有再循环管。

17.省煤器再循环管路上有1只电动门，再循环管容量按5%BMCR设计。

18.在汽包上装有3只弹簧安全阀。

19.过热器出口管道上装有2只弹簧安全阀、1只对空排汽阀及1只电磁释放阀（PCV阀）。

20.再热器入口管道上装有2只弹簧安全阀，再热器出口管道上装有3只弹簧安全阀。

21.锅炉所有安全门排放量和应大于1176T/H.。

22.本厂锅炉过热器系统的组成有：

顶棚过、包墙过、低过、分隔屏、后屏、末级过热器组成。

。

23.给水从省煤器出口分3路将未沸腾的水引入汽包，在汽包内部有一根沿汽包长度布置的配水管，均匀分配。

24.采用5%BMCR启动旁路系统，作为锅炉启动时控制过热汽压力和温度的手段，以缩短启动时间。

25.每台炉配置一台三分仓容克式空预器两台50%容量的静叶可调轴流式吸风机，两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，两台50%容量的离心式一次风机，两台100%容量的密封风机，设置两台双室四电场静电除尘器，两台炉公用一个烟囱。

26.锅炉本体部分有70只炉室吹灰器布置炉膛部分，46只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道区域。

每台预热器布置2只伸缩式吹灰器，吹灰器蒸汽由后屏出口集箱接出，管路中设有5个自动疏水点。

27.水冷壁下联箱没有放水门

28.锅炉负荷为90%~100%BMCR时，锅炉保证热效率为93.56%（按低位发热量计算）。

29.炉膛吹灰器蒸汽压力>1.5Mpa，蒸汽温度>350℃；水平烟道吹灰器蒸汽压力>1.6Mpa，蒸汽温度>350℃；空预器吹灰器蒸汽压力>1Mpa；

30.燃烧器采用四角布置、切向燃烧。

31.燃烧器的A层喷嘴不能摆动。

32.我厂磨煤机型号为ZGM95G；磨辊加载方式为液压变加载；磨煤机最大出力为46.6t/h，给煤机的出力10-60t/h。

一次风/粉最佳比例为1.7。

33.送风机电机功率（800）KW，电流92A；引风机电机功率（2800）KW，电流342A；一次风机电机功率（2240）KW，电流248A；磨煤机电机功率（450）KW，电流58A。

34.我厂空气预热器减速机正常转速1转/分；慢速挡转子转动速度0.33转/分

35.俯视锅炉燃烧器组一次风顺时针，辅助风顺时针，顶层燃尽风逆时针。

36.机组协调控制方式主要有手动方式、锅炉跟随、汽机跟随、机炉协调控制方式。

37.机组热控系统采用分散控制系统（DCS）。

该系统功能包括：

炉膛安全监控系统（FSSS），模拟量控制系统（MCS），顺序控制系统（MCS）数据采集系统（DAS）。

38.我厂锅炉共装设膨胀指示器27个。

二、锅炉保护定值

1.汽包水位高125mm联开事故疏水,75mm联关事故疏水；汽包水位高100mm发高II值报警高，250mm延时3s或300mm炉MFT;汽包水位低-100mm发低II值报警，低-300mm延时3s或-350mm炉MFT保护动作。

汽包水位高III保护信号取自平衡容器水位计。

2.炉膛负压报警值±1000Pa,保护动作值±2000Pa。

3.汽包压力≥19.8MPa高报警；压力≤5.2MPa下降管疏水电动门开允许。

4.锅炉PCV阀保护启座压力18.19MPa；保护回座压力17.84MPa。

5.火检冷却风母管压力低于5KPa联启备用风机；母管压力低于2.8KPa与火检风机故障延时120S触发锅炉MFT保护动作。

6.等离子燃烧器壁温≥400℃报警。

7.等离子冷却水母管压力≤0.6MPa，联启备用泵。

8.一次风机轴承温度高85℃报警，95℃跳闸，电机轴承温度高75℃报警，85℃跳闸

9.送风机轴承温度高80℃报警，110℃跳闸，电机轴承温度高85℃报警，95℃跳闸

10.引风机轴承温度高90℃报警，100℃跳闸，电机轴承温度高75℃报警，85℃跳闸

11.空预器转速低于0.8rpm报警。

12.空予器导向轴承温度高60℃启油泵；低于50℃停运油泵，大于70℃报警。

13.空予器出口烟温高200℃报警，温升率35℃/min报警。

14.空予器一次风出口侧温度高440℃火灾报警。

15.磨煤机润滑油分配器入口油压低于0.05MPa跳磨，润滑油分配器压低于0.08MPa报警，减速机进油压力0.1MPa快速停磨。

16.磨煤机出口风粉温度60-90℃启磨允许，风粉温度高于110℃跳磨。

17.正常运行时磨煤机推力瓦温度应控制在50℃以内，超过此温度就应及时汇报机长、值长，有备运磨组时及时进行切换。

18.磨煤机主电机轴承温度高80℃报警，90℃跳闸，减速箱轴承温度高75℃报警，80℃跳闸。

19.一次风机润滑油泵出口油压≤0.15MPa，联启备用泵，≤0.1MPa，报警,禁启主电机。

20.密封风机正常运行时轴承温度不应超过75℃,,超过85℃此温度时应及时停运。

21.送风机润滑油泵出口油压≤0.11MPa，联启备用泵，润滑油量≤3L/min，报警。

22.引风机润滑油泵出口油压≤0.15MPa，联启备用泵，≤0.1MPa，报警,禁启主电机。

23.磨密封风/一次风差压小于3.25KPa报警，大于1.25kPa，磨煤机启动允许条件，

24.磨煤机电机线圈绕组温度≥115℃报警。

25.过热器出口安全门有2个，其起座、回座压力为18.382（18.933）／17.381（18.365）MPa。

26.汽包安全门有3个，其起座、回座压力为19.81（20.206）（20.404）／19.018（18.994）（18.976）MPa。

27.再热器出口安全门有3个，其起座、回座压力为4.067（4.273）／3.945（4.145）MPa。

28.再热器入口安全门有2个，其起座、回座压力为4.370/4.239MPa。

29.汽包3只安全门总排量为920.372T/h，占最大蒸发量的78.26%。

30.过热器安全门总排量为361.016T/h，占最大蒸发量的30.7%

31.汽包和过热器安全门总排量之和为1281.388T/h，占最大蒸发量的108.96%

32.再热蒸汽最大流量为970.6T/h，再热器进出口安全门总排量之和为977.832T/h，占最大蒸发量的100.75%

33.

34.

三、系统的作用、流程

1.省煤器出口温度没有达到饱和温度？

（控制使它达不到）

2.疏水排污扩容器的作用收集锅炉各路疏水，降压扩容。

3.一、二级减温水参数为给水泵出口压力，高加前的水温。

4.我厂喷燃器型式为直流摆动式燃烧器。

5.燃烧器每炉20只，共5层每层4只。

6.暖风器热交换型式为表面式。

7.吸风机冷却风机型式为离心式。

8.煤粉管中的风粉输送速度最低要求是18米/秒。

9.锅炉连排流量正常运行时开度应控制在10%左右。

10.A层等离子冷却水来自闭冷水母管，B层等离子冷却水来自等离子水箱。

11.循环倍率是1Kg的水在循环回路中经过多少次循环才能全部变成蒸汽。

12.自然循环锅炉的补偿能力指在一定的循环倍率内，循环速度随热负荷的增加而增加的特性。

13.锅炉排污率指锅炉排污量与锅炉蒸发量的百分比。

14.表压力指绝对压力减去大气压力。

15.热能转化机械能的途径是作功。

16.过热度指蒸汽温度与对应压力下饱和温度的差值。

17.每千克湿饱和蒸汽中所含的干饱和蒸汽的质量分额叫干度。

18.喷管的作用是利用渐缩使面积变小，加快流速。

19.汽耗率指每发一度电所消耗的蒸汽量。

20.送风机的保护有风机振动大；送风机润滑油压低；送风机轴承温度≥110℃；电机轴承温度≥95℃；电机绕组温度≥120℃；

21.吸风机的保护有吸风机轴承温度≥100℃；电机轴承温度≥85℃；电机绕组温度≥120℃；

22.一次风机的保护跳闸（手动停运）有风机轴承温度≥95℃；电机轴承温度≥85℃；

23.磨煤机的保护跳闸有分离器出口温度≥110℃，润滑油压≤0.11MPa，一次风流量≤37NKM3/H，密封风与一次风压差≤1KPa，

24.烟气的露点为115℃

25.省煤器的再循环作用是使炉不上水时省煤器内水流动，保护省煤器。

26.自然循环原理水从汽包流向下降管，下降管中的水是饱和水或达不到饱和温度的欠焓水，水进入上升管后，因不断受热而达到饱和温度并产生部分蒸汽，成为汽水混合物，由于汽水混合物的密度小于下降管中水的密度，下集箱左右两侧将因密度差而产生压力差，推动上升管中的汽水混合物向上流动进入汽包，并在汽包内进行汽水分离，分离出的汽由汽包上部引出，水则与由省煤器来的给水混合后流入下降管，继续循环。

27.炉底加热系统的优点：

采用炉底加热系统，使锅炉在点火之前具备一定的压力、温度，减小了汽包壁温差，缩短了启动时间，节约燃油；2）炉底加热蒸汽是做过功的低参数蒸汽，提高了电厂效率：

3）炉底加热的升温是通过蒸汽门的开度控制的，所以升温、升压便于控制，有利于减小汽包上下壁温差。

28.炉底加热系统加热水冷壁下联箱。

因为加热水循环的最低处，产生密度差而相对应的压力差最大，水循环快，水冷壁管的温升均匀，减小汽包上下壁温差，缩短启动时间。

29.空预器的烟气及空气流向：

烟气由上向下流动，空气由下向上流动。

30.回转式空预器与管式空预器比较优点是结构紧凑，体积小，节省场地，金属消耗少，布置方便。

缺点是漏风量大。

31.仪用气的作用提供所有气动控制阀门和气动控制装置用气。

32.自然循环锅炉汽包最低水位的标准是以不破坏自然循环锅炉正常的水循环的水位作为汽包最低水位。

33.受热面吹灰的目的是吹去受热面的积灰，保持受热面清洁，加强受热面的传热。

34.超压试验压力规定为工作压力的1.25倍。

35.炉本体水压（高压）试验范围从给水泵出口到高温过热器出口堵板前。

36.再热器水压试验的范围从再热器进口联箱（加堵板）至再热器出口联箱（加堵板）。

37.一次风的流程是外界空气经滤网吸入离心式一次风机→出口档板→暖风器→空预器→空预器出口档板→一次风母管→磨煤机；一路从风机出口档板后→冷一次风档板→冷风母管→磨煤机（做一次风）；一路从风机出口档板后→冷一次风档板→冷风母管→密封风机→给煤机（密封风）、磨煤机（做密封风）。

38.风烟系统中二次风的流程是空气→送风机→暖风器→空预器→

（1）周界风

（2）辅助风。

39.风烟系统中烟气的流程是烟气→水平烟道→尾部竖井→空预器→电除尘→引风机→增压风机→脱硫系统→烟囱→大气

40.二次风暖风器的汽源来自辅汽连箱。

41.制粉系统的作用是1）磨制并输送出一定数量及合格的煤粉，满足锅炉燃烧的需要；2）保证煤粉细度合格；3）保证制粉系统一次风压和温度的稳定；4）降低制粉电耗，提高经济性。

42.一般将应用基低位发热量为7000×4.187KJ/KG的煤称为标准煤。

43.中速磨的优点结构紧凑，占地面积少，金属消耗量少，初投资少，电耗低。

44.直吹式制粉系统的优点：

系统简单，输粉管路短，制粉电耗低；缺点：

邻炉煤粉不能互相调剂，燃烧热惯性大，要求备用容量大。

45.布置在锅炉尾部竖井内的受热面所处烟温比较低，金属温度也比较低，相对安全是否正确：

不对，因为在启动初期，再热器内工质流量小，压力低，比热小，吸热能力差，对热偏差产生的不良影响十分敏感，易超温。

46.再热器系统的流程是高压缸排汽送进低温再热器，经过渡管组到高温再热器，加热后的再热汽送往汽机中、低压缸作功。

47.过热蒸汽流程是从汽包出来的饱和蒸汽，经导气管、顶棚过、包墙过热器、送至锅炉尾部竖井低温对流过热器的进口集箱，然后经一级减温后引至分隔屏过、后屏过，左右交叉一次经二级减温后再到高温对流过热器，最后至汽机高压主汽门。

48.汽包连排流程是连排水正常时排至连排扩容器，扩容蒸汽至除氧器；事故情况下排至定排扩容器。

49.过热器系统的组成顶棚过、分隔屏过热器、屏过、低温对流过热器、高温对流过热器组成。

50.暖风器疏水泵排水至除氧器。

51.制粉系统中的煤的流程是煤由原煤仓经原煤闸板落入给煤机皮带，经给煤机送往磨煤机，在磨盘上的离心力的作用下通过磨盘和磨辊之间，在挤压、研磨作用下变成煤粉，煤粉经分离器后，合格的煤粉送入炉膛，不合格的煤粉落入磨盘继续磨制，石子等不能磨碎的杂物落入石子煤箱。

52.常见的制粉系统有直吹式和中间仓储式。

53.空预器冲洗水水源来自消防水系统。

54.连排的作用是连续不断地排出部分含盐浓度大的锅水，使锅水的含盐量和碱度保持在规定值内。

接口在汽包中间下部，正常水位线以下200～300mm。

55.事故放水的作用是在汽包水位高时，开启事故放水门，防止满水事故发生，其接口在汽包的0位下50mm。

56.汽包加药的作用是防止水垢生成，使水中残余的钙、镁杂质在汽包内不生成水垢，而是形成水渣，随锅炉排污排出炉外。

57.过热蒸汽流程中在分割屏过出口进入后屏过热器之前进行一次混合？

。

58.空预器冲洗的目的是全面除去空预器受热面上的各种沉积物。

59.空预器冲洗完后要烘干的原因防止湿受热面再次积灰；防止受热面发生腐蚀。

60.再热器系统的组成低温再热器、屏再和水平烟道内的高温再热器。

61.减温器装于过热器中间的优点是有一定的超前调节量，使调节更灵敏，同时可以保护过热器管壁。

62.燃料按状态分为气态、液态、固态三种。

63.燃料的可燃质包括碳、氢、硫。

64.煤的成分分析包括元素分析和工业分析，元素分析包括碳、氢、氧、氮、硫五种元素；工业分析指水分、挥发分、固定碳、灰分。

65.随着锅炉容量增大，散热损失相对减小。

66.煤的组成成分中发热量最高的元素是氢元素。

67.影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟气量。

68.软化温度t2代表灰的熔点。

69.煤粉进入炉膛燃烧到烧完经历着火前的准备阶段，燃烧阶段，燃烬阶段三个阶段。

70.表示灰渣熔融特性的三个温度是变形温度t1、软化温度t2、熔化温度t3。

71.空预器设辅电机的作用是空预器运行中主电机跳闸后辅电机联动，防止空预器停运后热变形；

72.空预器三分仓为一次风仓、二次风仓、烟气仓；三分仓中存在的漏泄有存在一次风漏入二次风及烟气仓；二次风漏入烟气仓；

73.空预器旁路密封片的作用限制气流通过转子和转子外壳之间的空间而旁通转子，它对漏风控制作用不大。

74.灰熔点低受热面容易结焦损坏。

75.为了使燃料完全燃烧，供给的空气量要大于理论计算空气量，即过剩空气系数要大于1。

76.水压试验的目的是检查锅炉承压部件的严密性和耐压强度，以确保锅炉安全运行。

77.在锅炉启动上水时，打开放气是为了排出受热面及管道内的气体，以免形成气体阻塞影响上水；停炉后开启疏水及空气门是为了炉放水畅通，同时放尽可能积存的凝结水，防止腐蚀。

78.汽包水位过高，蒸汽带水严重，含盐量增大，汽温下降严重时发生水冲击；水位过低，首先遭到危险的是水冷壁受热面，容易造成水循环停滞造成水冷壁在干烧状态下损坏。

79.热偏差由那两方面原因是热力不均和流量不均。

80.过热器有对流过热器，辐射过热器和半对流半辐射过热器等型式。

81.锅炉水压超压试验压力:

过热器压力29.72MPa，再热器6.56MPa。

82.从结构分一、二级减温器型式是文丘里式。

83.从结构分再热器减温的型式为直筒式。

84.从原理分锅炉减温水减温器的型式是混合式。

85.表面式换热器按冷热流体流动方向分为顺流、逆流、叉流、混流四种。

86.传热面加装肋片的优点是增大换热面积，减小热阻，增强传热。

87.锅炉点火过程中监视锅炉本体受热膨胀是否正常，是为了防止膨胀受阻应力过大，造成受热面损坏。

88.自然循环锅炉汽包最高水位的标准是蒸汽不带水不发生水冲击时的汽包水位为锅炉最高水位标准。

四、系统的主要管道、阀门（挡板）、重要测点的作用及设置目的

1.汽包上有双色水位计2只，监视水位；电接点水位计3只，用于水位监视，报警；DCS水位平衡容器水位计3只，用于运行监测、调节、报警、保护；

2.汽包内有104个轴流式旋风分离器和立式波形板，作用是利用离心力、重力作用分离汽水。

3.汽包上都有饱和蒸汽取样和炉水取样。

4.汽包上有3个压力测点，信号分别送至就地，远方、热工保护。

5.安全阀的作用是压力容器超压时动作泄压，保护相应系统和设备，型式有弹簧式和电磁式。

6.倒“U”型水封的作用倒“U”形水封和扩容器构成连通管，使扩容器保持一定的水位。

7.冷热一次风在进入各磨煤机前各有一根母管的作用是平衡风压，减小压差，使进入各个磨煤机前的风量、分压分配均匀。

8.炉膛负压测点的位置、正常维护值炉膛出口屏过下面，维护-0.1KPA。

9.炉膛出口测温探针的位置是炉膛出口42m和数目，左右各一。

10.火焰电视探头的位置炉膛38m。

11.烟气含氧量测点的位置空预器出入口，左右各一。

12.大风箱分风仓风量测点在各层二次风挡板前。

13.一次风风量测点的位置在冷热风混合后的一次风道上。

14.送风机的油站分为2路，分别供动叶调节动力用油和风机轴承润滑用油。

15.屏式过热器的材质允许温度560℃。

16.过热器壁温测点的作用监测过热器管壁温度，防止过热器金属过热损坏。

17.汽包安全门的作用保护汽包，防止超压。

18.汽包上氮气门作用停炉充氮保养。

19.热冷风调节门的作用保证磨煤机的干燥出力、维持磨煤机出口温度正常。

20.送风机出口二次风道之间有联络风道的作用平衡两侧风压，在单台空预器或送风机故障时可以向两侧同时送风。

21.再热器入口管道上设安全门的作用运行中防止再热器超压保护再热器。

22.减温水调节门前后电动门的作用作为双重保护，关断减温水，防止调节门不严，泄露。

23.再热器出口安全门排放量？

答:

174t/h；

24.一级减温调节的依据屏过出、入口的温度。

25.二级减温调节的依据高温过热器出、入口的温度。

26.设置一级过热器出口汽温测点的意义测量一级过热器出口汽温，为一级减温提供依据。

27.设置屏过热器入口汽温测点的目的测量屏过热器入口汽温，为一级减温提供依据。

28.设置二级过热器入口汽温测点的意义测量二级过热器入口汽温，为二级减温提供依据。

29.运行中监视磨煤机电流的意义是运行中监视磨电流表可以监视磨煤机运行状态，并结合其他表计可以分析判断磨的异常情况。

30.一次风机入口的介质是空气。

31.油系统设置伴热的目的是在冬季或环境温度低时，加热油，提高温度，减小油的黏度，保证油的流动性。

32.启动锅炉刚开始点火时汽包下部壁温高于上部壁温？

33.送风机电机滚动轴承，油脂润滑;吸、一次风机滚动轴承,采用强油润滑。

34.锅炉分集箱有4路疏水？

各路疏水门有2个电动门

35.汽包蒸汽取样测点位置在汽包上部。

36.汽包炉水取样测点位置在锅炉连续排污管上。

37.那些地方有充氮门：

屏过出口联箱、汽包、一级过联箱出口管道上、再热器出口联箱，省煤器出口联箱至汽包管道上。

38.锅炉疏水汇集到疏水母管后到锅炉疏水扩容器。

39.汽包排污门化学化验炉水品质含盐量大时开启，合格时关闭。

40.辅汽联箱的汽源启动时由临炉或启动锅炉供，正常运行由冷再供。

41.暖风器进汽调门前疏水门作用是疏尽调门前管道疏水。

42.暖风器进汽阀门旁路门作用投运前小流量暖管。

43.暖风器进汽调门前、后疏水到地沟。

44.密封风机入口加装滤网的原因：

密封部位比较特殊，严禁杂质随风进入，提高空气质量。

45.监视密封风机入口滤网压差的意义反映滤网是否堵塞，以便清理，保证密封出力正常。

46.磨煤机分离器出口缩孔的作用调节磨煤机出口一次风管阻力，保证各粉管一次风风压、风速均匀。

47.暖风器疏水泵出口逆止门作用泵出口至除氧器入口带压，防止凝结水倒流。

48.给煤机入口煤闸板的作用在给煤机或磨煤机检修时，隔绝系统，切断进入给煤机，磨煤机的煤。

49.给煤机密封风作用防止磨一次风回流及保护给煤机各传动件轴承免受磨损。

50.磨煤机出口煤阀的作用事故状态或磨煤机停运时快速切断煤粉。

51.空预器冲洗水排水到地沟。

。

52.再热器事故喷水的位置冷段再热器入口。

53.除氧器加热的汽源正常：

机四段抽汽；启动时：

辅汽联箱。

54.机冷段供辅汽联箱调门型式气电动调节阀，作用调整冷段来汽压力符合辅汽规范。

55.机冷段供辅汽联箱调门后疏水作用疏走调门前管道疏水，防止进入辅汽连箱。

56.疏水器的作用只让疏水通过而不让蒸汽通过。

57.疏水器正常疏水时用。

58.疏水器的旁路门启动暖管时开。

正常时关？

59.锅炉蒸汽取样门点火前开启。

60.连续排污门手动门点火前开，调门运行中根据化学化验水质的结果决定开度。

61.云母水位计疏水投运、解列时开启。

62.捞渣机关断门正常运行时开，捞渣机检修时关。

63.一级减温器位置在低过出口联箱与分隔屏过入口联箱之间连接管道上。

64.二级减温器位置在后屏过出口联箱与高过入口联箱之间连接管道上。

65.水冷壁最低点为水冷壁下联箱，此处疏水阀在压力为5.2MPa时下不允许开？

66.锅炉点火时顶棚管集箱疏水0.18～0.34MPa时关。

五、设备的用途、主要结构及工作原理

1.汽包内汽水分离是采用离心力、重力分离。

2.汽包的汽水分离装置有旋风分离器，一次百叶窗，二次百叶窗，多孔板。

3.汽包内顶部多孔板的作用是使该多孔板下整个平面上汽流的压力、流量均匀，并有分离作用。

4.下降管安装在汽包底部是使下降管入口上部有最大的水层高度，有利于防止入口汽化，保证正常水循环。

5.