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锅炉概述
1锅炉概述
1.1锅炉工作原理
锅炉是一种生产蒸汽的换热设备。
它是将燃料的化学能通过燃烧转变成烟气热能，再经传热过程将水转变成蒸汽热能的能量转换传递装置。
对于煤粉炉，先把煤制成煤粉，然后送入炉膛燃烧。
锅炉炉膛具有较大的空间，煤粉在此空间内悬浮燃烧。
炉膛周围墙壁上布置有密集排列的水冷壁管，管内有水和蒸汽混合物流过，既能吸收炉膛火焰的辐射热，又能保护炉墙不被烧坏。
火焰中心温度约在1500℃以上。
煤粉燃烧所生成的较大灰粒降落在炉膛底部的冷灰斗中，逐渐冷却和凝固。
烟气携带着大量细灰粒离开炉膛，流经过热器、再热器、省煤器和空预器并逐渐被冷却，细灰粒在电除尘中被分离出来，烟气由引风机经烟囱排入高空。
进入锅炉的水称为给水。
由送入的给水到送出的过热蒸汽，中间要经过一系列加热过程。
首先把水加热到饱和温度，此过程主要由省煤器完成；其次是将饱和水变成饱和汽，这个过程是由蒸发受热面完成，蒸发受热面布置在炉膛四周；把饱和蒸汽加热至过热蒸汽是由过热器完成的。
大型机组大多采用蒸汽再热，即将汽轮机高压缸的排汽送至锅炉再热器加热至一定的温度再返送回到汽轮机的中压缸做功，完成这个加热过程的锅炉受热面称为再热器。
当进入锅炉的给水含有盐分时，炉水含盐浓度会伴随炉水连续蒸发而升高，严重时在受热面结垢使传热恶化。
因此对给水要预先处理。
由锅炉进出的蒸汽可能因带有炉水而被污染〔水中含有盐分〕。
高压蒸汽还能直接溶解一些盐分。
蒸汽进入汽轮机后，所含盐分会沉积在汽轮机的叶片上，它会影响汽机安全。
因此我们不仅要求锅炉能供给一定压力及温度的蒸汽，还要求它具有一定的净度（也称蒸汽的品质）。
1.2自然循环锅炉
1.2.1自然循环锅炉流程
如图1—1：
给水经给水泵1流入省煤器2，然后进入蒸发系统。
蒸发系统包括不受热的下降管4、受热的蒸发管6、联箱5和汽包3。
当水在蒸发管中
3
7
26
4
1
5
图1—1自然循环锅炉流程简图
受热时，部分水转变为蒸汽，故蒸发管中为汽水混合物，而在不受热的下降管中则全部为水。
水的密度要大于汽水混合物的密度，故在联箱5的两侧有不平衡的压力差，借以推动汽水混合物在蒸发系统中的流动，水在下降管中向下流动，汽水混合物向上流动。
汽水混合物进入汽包后，汽和水分离开。
分离出的蒸汽流经过热器7送出，分离出的水再送入下降管往复循环。
每公斤水循环一次只有一部分转变为蒸汽，或者说一公斤水要经过几次的循环才会全部转变成蒸汽。
这种循环流动是由于蒸发管的受热而形成，故称为自然循环。
循环的水量要大于生成的蒸汽量，单位时间内的循环水量与生成的蒸汽量之比称为循环倍率。
自然循环锅炉的循环倍率约为4～30。
1.2.2自然循环锅炉的特点
1.2.2.1最大的特点是有一个汽包，锅炉蒸发受热面通常就是由许多管子组成的水冷壁。
1.2.2.2汽包是省煤器、过热器和蒸发受热面的分隔容器，所以给水的预热、蒸发和蒸汽过热的过程在受热面中有明显的分界点。
汽水流动特性比较简单，容易掌握。
1.2.2.3汽包中装有汽水分离装置，从水冷壁进入汽包的汽水混合物在经过汽包中的汽空间时进行自然分离，在经过汽水分离装置时进行机械分离。
1.2.2.4由于锅炉的水容量及其相应的蓄热能力较大，所以汽包水位及蒸汽压力的变化速度较慢，因此，当外界负荷变化较快时，锅炉往往跟随不上，由于水容量大加上汽包壁较厚，因此在锅炉受热或冷却时都不易变化和保持均匀，使锅炉的启、停速度受到限制。
1.2.2.5由于水冷壁管子出口的含汽率相对较低，又可以排污，所以汽包炉能适应相对含盐量稍大的锅水，因而对给水品质的要求较直流炉低些。
1.2.2.6汽包锅炉的金属消耗量较大，成本较高。
1.2.3自然循环锅炉的特性
锅炉蒸发受热面正常和可靠运行，在很大程度上取决于受热管子的冷却情况，为保证可靠的管壁冷却，必须使蒸发管内壁有一层连续的水膜流过，使管壁温度保持在允许范围内。
对自然循环蒸发管（水冷壁）就需要依靠正常的水循环来达到要求。
图—1是自然循环的一个基本循环回路，在闭合的回路中工质不停地循环流动着，其循环推动力称为运动压头。
运动压头用来克服循环回路中的流动阻力（上升管阻力、汽水分离器阻力和下降管阻力）。
运动压头随循环回路高度增加、汽水密度差增大和汽水混合物中的含汽率增加而增大。
当锅炉压力达到临界压力时，由于汽水密度差为零，就不能形成自然循环。
实践与理论证实，汽包压力为19MPa时，可采用自然循环。
如水冷壁采用内螺纹管，即使汽包压力达到21MPa，仍能避免出现膜态沸腾，锅炉的水循环也具有一定的安全裕度。
1.2.3.1蒸发管中汽水混合物流型与传热
若管壁温度超过管子材料的极限允许温度，管子就可能损坏。
若壁温有周期性的波动，即使管壁温度低于极限允许温度，管子也有可能受交变温度应力而产生疲劳破坏。
对于蒸发受热面，在一定热负荷下，管子外壁温度主要取决于工质的放热系数。
由于沸腾水的放热系数很大，其管壁温度只比饱和温度略高，管壁不会超温。
但当管内汽水混合物流动不良使水不能连续地冲刷管子内壁时，工质的放热系数将显著降低，从而导致管壁超温。
管内汽水混合物的流动结构与工质流速、含汽率、压力和热负荷等因素有关。
汽水混合物在垂直管中的流动结构和传热如图1—2所示。
当单相水在垂直管中向上流动时，管中截面上的流速是不均匀的。
由于水的黏性作用，近壁面的水速较低，速度梯度较大，管子中心的水速最大，速度梯度为零。
当近壁面的水中含有蒸汽泡又不太大时，由于浮力作用，汽泡上升速度要比水速大。
由于速度梯度的影响，汽泡外侧遇到较大的阻力，汽泡本身会产生内侧向上而外侧向下的旋转运动。
旋转运动引起的压差将汽泡
图1—2两相流型与传热区域
推向管子中心。
这样上升两相流中汽泡上升较快并相对集中在管子中心部位。
区域A中的水温低于饱和温度，为单相水的对流传热，金属壁温度稍高于水温。
在B区内，紧贴壁面的虽到达饱和温度并产生汽泡，但管子中心的大量水仍处于欠热状态，生成的汽泡脱离壁面后与水混合，又凝结将水加热。
该区域的壁温高于饱和温度，进行着过冷核态沸腾传热。
当水进入C区时，全部到达饱和温度，传热转变为饱和核态沸腾方式，此后生成的汽不再凝结，含汽率逐渐增大，汽泡分散在水中，这种流型称为泡状流动。
在D区内，汽泡增多，小汽泡在管子中心聚成大汽弹，形成弹状流动。
汽弹与汽弹之间有水层。
当汽量增多、汽弹相互连接时，形成中心为汽而周围有一圈水膜的环状流动（E区）。
环状流型的后期中心蒸汽量很大，其中带有小水滴，同时周围的水环逐渐变薄，即为带液滴的环状流型（F区）。
环状水膜减薄后的导热能力很强，可能不再发生核态沸腾而成为强制水膜对流传热，热量由管壁经强制对流水膜传到水膜同中心汽流之间的表面上，并在此表面上蒸发。
当壁面上的水膜完全被蒸干后就形成雾状流型（G区）。
这时汽流中虽有一些水滴，但对管壁的冷却不够，传热恶化，管壁温度会突然升高。
此后随汽流中水滴的蒸发，蒸汽流速增大，壁温又逐渐下降，最后在蒸汽过热区域（H区）中，由于汽温逐渐上升，管壁温度又逐渐升高。
当沸腾管中的汽水流动状态为汽泡流型、弹状流型和环状流型时，其传热区域属于核态沸腾，此时管子的内壁不断被水膜冲刷，工质的放热系数大，通常在58.15kw/（m2·℃）以上，管温温度比饱和温度一般只高出25℃以下，管子工作是安全的。
在高参数大容量锅炉炉膛高热负荷区域的沸腾管中，有时会遇到膜态沸腾问题。
产生膜态沸腾时，沸腾管内壁与蒸汽接触导致传热恶化，此时工质的放热系数急剧下降使壁温陡然升高，远远超过工质的饱和温度，管子很容易损坏。
传热恶化有两类。
第一类传热恶化发生在含汽率较小和受热面热负荷特别大的区域。
由于热负荷高，使管内壁的整个面积都产生蒸汽，流速又低，蒸汽来不及被水流带走，使管子内壁面覆盖一层膜，形成了管子中间是水、四周是汽的流动状态，即发生第一类传热恶化。
发生第一类传恶化的主要决定因素是受热面热负荷。
对于电站锅炉，要达到临界热负荷一般可能性不大，就是说，第一类传热恶化在电站锅炉中发生的可能性是比较小的。
第二类传热恶化发生在比较高的热负荷下雾状流动结构区域。
当含汽率比较大时，环状流动的水膜被撕破或被蒸干而产生膜态沸腾，从而导致第二类传热恶化。
发生第二类传热恶化的热负荷不像第一类传热恶化时那么高，其放热方式为强迫对流，蒸汽流速快，又有水滴撞击和冷却管壁，工质的放热系数比第一类传热恶化时要高，所以壁温上升值没有第一类传热恶化时那样大。
但当有一定热负荷时，壁温也可能会超过允许值而使管子被烧坏。
电站锅炉常见的传热恶化较多的属于此类。
由于现代大容量锅炉蒸发受热面工作压力不断提高，热负荷也不断增加，有可能在水冷壁的局部区段发生传热恶化。
为了防止因传热恶化而引起蒸发管工作不安全，必须采取有效的措施。
对亚临界压力自然循环锅炉主要有：
采用内螺纹管；采用高而适宜的质量流速；循环倍率大于界限循环倍率；减少炉内热偏差等。
1.2.3.2自然循环工作可靠性主要指标
1.2.3.2.1循环速度
自然循环工作可靠性要求所有的上升管要保证得到足够的冷却，因此必须保证管内有连续的水膜冲刷管壁和保持一定的循环速度，以防止管壁起温。
在循环回路中，饱和水在上升管入口处的流速称为循环速度，以ω0表示：
ω0＝
m/s
式中：
G为饱和水质量流量，Kg/s；F为上升管内截面面积，m2；
为饱和水的密度，kg／m3。
对于每台锅炉，循环回路高度和阻力系数是一定的，这时运动压头决定于上升管中含汽率。
含汽率越大，汽水混合物的平均密度越小，运动压头将增加。
但随含汽率的增加，由于汽的比容大于水的比容，上升管汽水混合物容积流量增加，流速提高，使上升管流动阻力增加。
所以当含汽率增加后，一方面运动压头增加，一方面上升管流动阻力也随之增加。
循环速度如何变化，要看这两个方面中哪个方面增加得多。
通常情况下，运动压头往往增加得多些。
所以在锅炉负荷增加时，含汽率高，循环速度增加。
循环速度的大小，直接反映了管内流动的水将管外传人的热量及所产蒸汽泡带走的能力，它是判断水循环好坏的重要指标之一。
循环速度范围一般为0.5～1.5m/s。
1.2.3.2.2循环倍率
循环速度只表示了进入上升管中的水量，虽然它也反映了流经整个管子的水流快慢，但它是按入口水量进行计算的，对于热负荷不同的管子，即使循环速度相同，由于产汽量不同，其上升管出口处水的流量也不同。
对于热负荷高的管子，产汽量多，管子出口处的水量就少，在管内壁上有可能维持不住连续流动的水膜。
同时管内蒸汽比例大时，有可能在高速汽流冲刷下，将很薄的水膜撕破，造成传热恶化。
因此引入另一个说明水循环好坏的重要指标——循环倍率。
循环水在上升管中受热，其中一部分生成蒸汽。
设G表示循环水流量，DO表示上升管出口的蒸汽流量。
G与DO之比称为循环倍率，以K表示：
K=G/D0
循环倍率的倒数称为上升管质量含汽率，以χ表示：
χ=D0/G=1/K
循环倍率的意义是在上升管中每产生1kg蒸汽需要在上升管入口处送进多少公斤水，或者说1kg水在循环回路中经过多少次循环才能全部变成蒸汽。
K越大，则χ越小，即表示上升管出口端汽水混合物中水的份额大，水循环安全。
循环倍率是一个非常重要的水循环特性参数，自然循环锅炉往往用它表示循环的安全性。
1.2.3.2.3自然循环自补偿能力
一个循环回路中的循环速度常常随热负荷变化而不同。
当受热强时，产生的蒸汽量多，运动压头增加，使循环流量增大，故循环速度增大。
反之，循环速度减小。
在一定的循环倍率范围内，循环速度（或循环水量）随热负荷增加而增大的特性称为自然循环自补偿能力。
这个特性是自然循环的一大优点。
合理的自然循环系统应是在上升管吸热变化时，锅炉始终工作在自补偿特性区域内。
对应最大循环速度时的上升管出口质量含汽率称为界限含汽率，记为
χjx。
与界限含汽率相对应的循环倍率称为界限循环倍率，记为Kjx。
当K＞Kjx时，若运行中负荷变化，则水循环具有自补偿能力。
反之，水循环将失去自补偿能力，随热负荷增加，循环速度反而减小。
为了保证蒸发管能得到良好的冷却，避免出现不稳定流动和传热恶化，循环倍率不应太小。
为了安全，推荐的循环倍率应比界限循环倍率要大。
对于配300MW机组的亚临界压力自然循环锅炉，其界限循环倍率应大于2.5，而推荐的循环倍率，燃煤锅炉为4～6，燃油锅炉为3.5～5。
1.2.3.3影响亚临界压力自然循环可靠性的主要因素
1.2.3.3.1循环倍率
亚临界压力自然循环可靠性的主要矛盾是循环倍率较低的问题，必须予以重视。
循环倍率的选取，首先应考虑使锅炉具有良好的循环特性，即当锅炉负荷变动时，应始终保持较高的循环水量，使水冷壁得到充分地冷却。
而且当热负荷增加时，各循环回路的循环水量也能随之增加，也就是自补偿能力要好，即要保证循环倍率K要大于界限循环倍率Kjx，否则自然循环将失去自补偿能力，使水循环破坏。
另一方面，循环倍率过低，则水冷壁管内蒸汽质量含汽率增加，在亚临界压力下，当热负荷高时，就有可能发生传热恶化，也就是安全性差的管子将是受热最强的管子。
一般配300MW及以上容量机组的自然循环锅炉，水冷壁内的质量流速都接近或超过1000kg/（m2·s），而最大热负荷一般不超过524kw／m2；如能保持上升管出口质量含汽率不大于0.4，即循环倍率不小于2.5，则水冷壁中工质由于膜态沸腾而导致传热恶化是可以避免的。
所以，控制适当的循环倍率，既可保证锅炉具有良好的循环特性，随热负荷的高低能自动调节循环水量，又可防止传热恶化。
影响循环倍率大小有以下几个主要因素：
a）上升管单位流通截面蒸发量Dss/Fss
Dss/Fss不仅是衡量K值大小的主要指标，也是衡量循环速度ω。
值大小的主要指标。
由图1-3可看出，在Dss/Fss一定时，锅炉参数越高，K值越小；在锅炉参数一定时，Dss/Fss越大，即锅炉容量越大，则K值越小。
为了保证
水循环可靠，对Dss/Fss应有限制。
Dss/Fss过小时，K过大，循环减弱过甚；Dss/Fss过高时，K过小，容易产生膜态沸腾，使传热恶化。
当锅炉容量一定时，要限制Dss/Fss值，必须对水冷壁的流通截面积有所限制。
锅炉容量增加，水冷壁流通截面也必须相应增加，而炉膛周界相对长度并不成正比增加，尤其是四角布置燃烧器的炉膛其周界相对长度增加更慢些。
因此，为了Dss/Fss不致过高，当锅炉容量增加时，必须采用双面水冷壁或加大水冷壁管径。
另外，对于大容量亚临界压力自然循环锅炉，由于取用Dss/Fss较大，其循环速度也较高，一般可达1.5～2.0m/s以上，因而出现循环停滞和循环倒流的可能性很小，故认为有上集箱的水冷壁不需要校核循环停滞和循环倒流问题。
对于亚临界压力自然循环锅炉，只有在保持Dss/Fss一定的条件下，增加水冷壁高度才是有利的。
如保持热负荷不变，在水冷壁管径一定情况下，增
加水冷壁高度，必然使水冷壁的流通截面积减小，Dss/Fss增大，循环倍率降低。
因此对应于一定的水冷壁管径和热负荷，水冷壁高度有一个极限值。
Dss/Fss是影响亚临界压力自然循环锅炉可靠性的主要因素，它直接受到循环倍率的限制，Dss/Fss一般不超过1000t/（m2·h）。
b）导汽管与上升管的截面比Fyc/Fss
Fyc/Fss对K也有较大的影响。
随Fyc/Fss的增加，由于循环回路的流动阻力减小，故循环倍率增加。
但随着Fyc/Fss的增大，K增加的幅度逐渐减小，在Fyc/Fss超过0.7～0.8以后，再增加，K的得益就不大了。
c）影响循环倍率的其他因素
影响循环倍率的其他因素还有下降管与上升管截面比Fxj/Fss、导汽管与上升管的长度比Lyc/Lss、炉膛高度H以及上升管内径等。
Fxj/Fss对K的影响与Fyc/Fss有类似的影响，对于亚临界压力锅炉，其Fxj/Fss不易小于0.5～0.6。
其他因素的变化都可以概括在Dss/Fss的变化内。
d）综上分析，为了使亚临界压力自然循环锅炉的循环倍率达到一定值，一般为4左右，根据国内外实践经验，可采用以下措施：
1）按热负荷分布情况合理划分循环回路。
2）采用大直径下降管，但又不过于集中，以避免过分复杂的循环回路。
3）采用较大直径的水冷壁。
4）Fxj/Fss采用0.6以上，Fyc/Fss采用0.65以上。
亚临界压力自然循环锅炉具有相当良好的自补偿能力，对炉内热偏差能进行有效补偿，从而提高了水冷壁工作的可靠性。
这是一个很大特点。
循环倍率即使降到2～2.5，锅炉的自补偿能力仍能维持。
因此，亚临界压力自然循环锅炉的界限循环倍率Kjx并不取决于自补偿能力，而是由膜态沸腾决定的。
对燃煤的亚临界压力自然循环锅炉，水冷壁管内的质量流速一般都接近或超过1000kg/（m2·s），最大热负荷一般不超过524kw／m2，只要能维持所有上升管出口质量含汽率不高于0.4，则膜态沸腾是可以防止的。
尽管亚临界压力自然循环锅炉具有良好的自补偿能力，但对吸热较强的管子其循环倍率仍然是下降的，因而对受热强的管子吸热不均匀性仍有必要限制，要尽量减少热偏差，这对亚临界压力自然循环锅炉是非常必要的，在划分循环回路和运行中应予以注意。
1.2.3.3.2大量蒸汽在汽包内或下降管内的凝结
亚临界压力自然循环锅炉在采用旋风汽水分离器、大直径下降管条件下，由于锅水一般有较大的欠焓，加上汽水密度差小，这样会有大量蒸汽在汽包内或下降管内冷凝下来，因而水冷壁出口蒸汽量要比从汽包引出的蒸汽量大得多，一般要高出20％～25％。
如果循环倍率以4～5考虑，折算到锅水欠焓为零时下降管带汽截面含汽率约为0.18左右，显然对水循环的可靠是有一定影响的。
1.2.3.3.3运动压头
压力从超高压升到亚临界压力，对运动压头的影响并不很大。
在亚临界压力下，循环回路仍有足够的运动压头。
由理论计算和试验研究得知，在一般情况下，越是高参数大容量锅炉，其循环速度越高，这可从汽水密度差、循环回路高度和循环回路阻力得到解决。
a）汽水密度差
亚临界压力汽水密度差较小，这个因素是减弱水循环的。
但是亚临界压力自然循环锅炉省煤器出口工质为有一定欠焓的未饱和水，下降管内往往也是未饱和水，而上升管中含汽量又多，使上升管内工质平均密度减小，这两个因素是加强水循环的。
所以，运动压头不会降低很多。
b）回路高度
炉膛高度决定了循环回路高度，炉膛高度主要是根据燃料品质和燃烧要求决定的。
在管内含汽量不变的条件下，增加循环回路高度，运动压头是增加的，但由于管路加长，阻力增加，所以用加大高度来加强循环，其得益是有限的。
c）循环回路阻力
在临界压力条件下，上升管内含汽量多使流动阻力增加。
但随着压力增加，蒸汽比容相对减小，容积流量减少，因而又使流动阻力减小。
又由于循环倍率比较小，循环系统总流量相对较小，所以流动阻力小。
因此，亚临界压力自然循环锅炉的循环系统总阻力相对较小。
综上分析，亚临界压力自然循环锅炉上升管含汽量比较大，循环得到加强。
管内含汽量可以比较确切地用Dss/Fss来表示。
Dss/Fss增加，则循环速度增大，同时上升管出口含汽率也增加，亦即循环倍率减小。
1.2.3.3.4亚临界压力下采用内螺纹管可提高循环可靠性
在炉膛高热负荷区域的水冷壁采用内螺纹管可显著地提高循环的可靠性。
工质在内螺纹管内流动时将产生强烈扰动，将水压向壁面并强迫汽泡脱离壁面被带走，从而破坏了膜态汽层，管子内壁得到充分冷却，防止膜态沸腾发生，使管壁温度降低。
水冷壁工作的可靠性可以用最大允许含汽率χmax与燃烧器区域水冷壁的最大预期含汽率χ之间的差值来表示，即用含汽率允许变动范围△χ表示。
表1—1光管与内螺纹管中含汽率允许变动范围
汽包压力
（MPa）
内螺纹管
光管
16.9
18.5
16.9
18.5
19.7
21.1
19.7
21.1
最大允许含汽率χmax
0.940
0.915
0.485
0.385
0.875
0.780
0.185
0.185
燃烧器区域最大予期含汽率χ
0.155
0.165
0.155
0.165
0.185
0.233
0.185
—
含汽率允许变动范围△χ
0.785
0.750
0.330
0.220
0.690
0.547
0
—
由表1—1可知，采用内螺纹管，即使汽包压力达到21.1MPa时，仍能避免出现膜态沸腾，锅炉的水循环仍具有一定裕度。
采用光管，当汽包压力高于18.5MPa时，含汽率允许变动范围则显著降低；当汽包压力达到19.7MPa时，其含汽率允许变动范围为零，这是不允许的。
因此，采用光管设计，汽包压力不宜高于18.5MPa。
采用内螺纹管，即使在异常工况下或循环倍率K值降低（降低到2.5），也会使循环的安全裕度比光管来得大。
因此采用内螺纹管的自然循环锅炉，在亚临界压力下其循环也会保持相当大的安全裕度。
1.2.3.3.5下降管带汽
下降管内水中含有蒸汽会使下降管的重位压头减小。
同时，由于蒸汽密度较小，有向上流动的趋势，因而增加了下降管的阻力。
显然，下降管水中带汽会降低循环回路的压差，使运动压头减小，对水循环不利。
下降水中含汽随水往下流动时，由于压力升高，蒸汽会逐步凝结。
如果在进入下集箱之前蒸汽能全部凝结下来，则对水循环影响较小；若蒸汽带入下集箱，则可能使上升管汽量分配不均，从而导致上升管流量分配不均。
下降管带汽的原因有：
下降管进口处由于流动阻力和水的加速而造成的自沸腾；下降管进口截面上部形成旋涡斗，使蒸汽被吸入下降管；汽包水室（水空间）含汽，使蒸汽被带入下降管。
对于亚临界压力自然循环锅炉，下降管带汽主要是水室带汽和旋涡斗造成的。
a）旋涡斗
汽包内的水在流入下降管过程中，由于流动方向和流动速度的突然变化，造成下降管口四周速度分布不均匀，阻力损失不等，由于压力不平衡，在下降管进口处就产生了旋转的涡流，涡流的中心区是一个低压区，形成了空心的旋涡斗。
如果斗底很深，一直进入下降管，则蒸汽就会由旋涡斗中心被吸入到下降管中。
下降管入口截面上部水柱的高度、下降管入口流速、下降管管径及汽包内水的流速等都影响旋涡斗的形成。
水位越低、下降管入口流速越高、下降管管径越大，则越容易形成旋涡斗。
亚临界压力自然循环锅炉，由于普遍采用大直径集中下降管，且工质流速又高，形成旋涡斗的可能性是比较大的。
b）水室带汽
汽包水空间总是含有蒸汽的，而且蒸汽很可能被带入下降管，这是下降管带汽中最普遍存在的问题。
水室带汽量的大小与很多因素有关。
诸如锅炉压力、锅水欠焓、汽包内水速、下降管水速、水位高度、锅水含盐量及汽水分离器形式等因素。
对于亚临界压力自然循环锅炉，由于压力高，汽水分离困难，在汽水分离器中出来的水含有汽，蒸汽在水中的上浮速度小，大直径集中下降管入口流速又高，这样就使下降管带汽是很难避免。
当然，由于锅水有一定的欠焓，部分蒸汽会被凝结，会使下降管带汽有所减少。
为防止或减少下降管带汽，一般应满足下列条件：
1）控制下降管流速，对高压和超高压自然循环锅炉下降管流速ωxj＜3.5m/s；对亚临界压力锅炉ωxj＜4m/s.
2）当省煤器出口水温度低于饱和温度时，最好将部分或全部给水送到下降管进口附近。
尤其对亚临界压力自然循环锅炉，应在汽包内部装设下降管注水装置，将来自省煤器的全部给水直接送入下降管入口处。
3）在下降管入口截面上部加格栅或在下降管入口部位装设十字板，将下降管入口截面分割成许多小截面，用以破坏旋转涡流，防止形成旋涡斗。
4）下降管应尽可能从汽包最下部位置引出。
5）汽包内下降管管口与汽水混合物引入管道口之间的距离应不小于250～300mm。
6）运行时应维持正常的汽包水位，防止汽压和负荷的突变。
7）当下降管含有蒸汽并可能带到下集箱时，可将部分下降管对准受热面的上升管，以增加这部分上升管的含汽量，改善水循环。
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