锅炉排污系统主要包括连续排污系统和定期排污系统。对于国产锅炉，由于采用引进技术制造，排污系统设计均采用同一规范，即连续排污扩容器容量按锅炉最大连续蒸发量(BMCR)的2%、内部断面蒸汽流速按不大于1.22m/s设计；定期排污扩容器容量按可接收锅炉最大连续蒸发量(BMCR)的3%、内部断面蒸汽流速按不大于2.44 m/s设计。对于进口锅炉，尽管各公司采用的设计标准不同，但其设计容量只是略有差异。如按B&W公司规范，锅炉连续排污扩容器的设计容量为锅炉最大连续蒸发量的1%;而定期排污扩容器容量按可接收锅炉最大连续蒸发量的5%设计，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
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木屑颗�；�、
秸秆压块机压制的生物质颗粒燃料。
1、锅炉排污系统存在的主要问题
1.1定期排污扩容器超压和排汽带水严重
目前大多数定期排污扩容器未装压力表，现场无法得知扩容器内具体压力数值，但与定期排污扩容器连接的管道法兰垫片（按PN1.0设计，即公称压力为1.0MPa）经常被“吹开”，引起泄漏。另外定期排污扩容器的排汽携带水现象也很普遍。有的电厂由于排汽管布置高度较低，又因排汽携带大量的湿蒸汽和汽雾状的水滴，定期排污扩容器排汽区域如降细雨，大量的湿蒸汽和汽雾状的水滴被锅炉的一次风机和二次风机吸风口吸人，对锅炉制粉系统的设备和管路等造成不良影响。如果是在冬季，排汽所到的建筑物屋面以及主厂房后地面形成较大范围的结冰，厚度达300～400mm。
这种现象出现的主要原因是运行方式与设计意图有一定的差距。例如锅炉放水阀门（在水冷壁下联箱或下降管上）原设计仅为锅炉停炉放水用，在锅炉正常运行时不应开启，否则排水量相当大，而运行人员为了保证锅炉水质经�？�，这样势必造成大量汽水进入定期排污扩容器，使其超压和排汽带水现象严重。另外有的国外公司规程规定，锅炉定期排污系统只允许在锅炉启动过程中，即在适当的锅炉压力下投入，这一压力应由锅炉厂或电厂确定。如华能大连电厂二期工程规定，定期排污扩容器只能在锅炉排污压力小于6. 995 MPa(1000 PSI)时投运。原因是B&W公司认为锅炉在正常运行时，通过连续排污系统已经能保证炉水合格，勿需再投定期排污系统，以免破坏锅炉的水循环；但是有的电厂为了保证炉水品质，规定正常运行时每24 h或48 h投运1次定期排污系统，而每次开启排污阀的时间也各不相同，有的为30s，有的达2 min，排污量难以准确控制。根据运行人员的估计，每一次的排污量可能在10～40 t。当定期排污扩容器排汽带水时，电厂往往采取加装汽水分离器的措施来解决，使排汽带水减少，但这样就增加了排汽阻力，使得排汽不畅，引起定期排污扩容器超压，严重时会造成汽水分离器爆炸。
通过调查发现，有的电厂由于某些原因不投运连续排污扩容器，而是利用旁路将其与系统隔离，将连续排污水直接排入定期排污扩容器。首先这将影响电厂运行的热经济性，虽然连续排污水量不大，但长期运行所造成的浪费也是很可观的；另外连续排污水直接排人定期排污扩容器，没有经过连续排污扩容器的一次扩容，会造成定期排污扩容器过负荷，引起超压和排汽带水。对于600 MW机组配套的锅炉排污系统，如果按照原苏联推荐的定期排污扩容器蒸发强度为2000m3/(h．m3)计算，定期排污扩容器容积为37.5 m3，一般不会造成扩容器超压和排汽带水现象。如果按美国通用的设计标准所推荐的蒸汽离开液面速度2. 44 m/s进行计算，选用DP- 11.3型定期排污扩容器（容积为11.3m3）即可以满足要求，但排汽带水现象却时有发生。由此可见原苏联的计算标准偏于保守，目前国内1025 t/h及以上锅炉排污系统已不按原苏联标准设计。
1.2汽包事故放水管道设置多余
汽包事故放水管道从功能上讲是为�；す踩诵卸柚玫模皇粲诠盼巯低�。汽包事故放水一般都排到定期排污扩容器，因此对锅炉排污系统的安全运行有很大影响。是否设置汽包事故放水管道一直是有争议的问题，我国《蒸汽锅炉安全技术监察规程》第178条规定：“额定蒸汽压力大于或等于3.8 MPa的锅炉应在锅筒的最低水位和正常水位之间接出事故放水管，放水管上应装阀门，一旦发生满水以便及时放水，此阀门在锅炉运行时处于关闭状态。”在《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-1994)中也规定“定期排污扩容器的容量应考虑锅炉事故放水的需要”。如果按上述规定执行，那么1 025 t/h锅炉定期排污扩容器的容积将达到70m3，这个结果是很难接受的。
目前国内有的电厂设置汽包事故放水管道，有的没设。例如双辽发电厂，锅炉配置了汽包事故放水管道(DN100)。为了避免锅炉在BMCR工况下排水量过大，在定期排污扩容器入口处装设了节流孔板来限制流量，以避免由于定期排污扩容器容积过小造成的影响。原设计的事故放水操作方式为运行人员在控制室遥控开启和关闭事故放水管道上的电动阀，现已将这部分控制纳入汽包水位自动控制系统中。当出现“高一高”水位信号时自动开启，在“正常”水位时自动关闭。但是自1、2号机组投产以来，由于锅炉水位控制系统运行正常，而且调节灵敏，锅炉在BMCR或其它负荷工况下事故放水管道投运的情况很少，仅在锅炉启动期间，特别是受邻炉蒸汽加热的影响，汽包水位波动较大，事故放水管道曾经投运过。又如铁岭发电厂也装设了汽包事故放水管道，按照美国CE公司的经验及当时自动化的水平，原引进技术中并没有锅炉汽包事故放水管道，锅炉制造厂在国产化的系统图中，按照以往的习惯增加了事故放水管道，而对于事故放水量又提不出具体数值，其管道却设计为DN100。按此通流面积计算，在临界流速下的放水量是相当大的；如果以此计算定期排污扩容器的容积也是相当大的，是不经济的。
另外有的电厂没有装设汽包事故放水管道，例如哈尔滨第三发电厂3、4号锅炉均未装设汽包事故放水管道，在启动期间电厂利用前水壁下联箱锅炉疏水管道阀门的开启来维持汽包水位�；艽罅绯Ф诠こ桃裁挥凶吧杵鹿史潘艿�，但在汽包的每根下降管道上装设了DN50的启动及停炉用的放水管道，设置了1个电动截止阀，又称之为“水位保持阀”。B&W公司的规程规定：只允许流量在锅炉最大连续蒸发量的30%下开启放水管道，并排人定期排污扩容器，目的是在锅炉启动时，维持汽包水位，同时在停炉时用作锅炉放水。
2、运行方面应采取的措施
a．连续排污扩容器应该按规定投入运行。首先连续排污是排除汽包盐段含盐量较大的炉水，以保证新蒸汽的品质即含盐量不超标；而定期排污主要目的是排除积存在水冷壁下联箱内的杂物。两者的目的并不完全相同，不能相互替代。
b．定期排污应该在较低的锅炉负荷和压力下投用，电厂应该结合锅炉制造厂的规定确定定期排污时锅炉的最大压力和排污程序，从而保证锅炉最佳的水循环。
c．应规定在机组运行时不允许用水冷壁下联箱放水阀来调节汽包水位，以防止大量排污水进入定期排污扩容器，使其超压和排汽严重带水。
d．应在定期排污扩容器上装设就地压力表。为了便于运行监视，其上应加装就地压力表。
e．对于已装设汽包事故放水管道的锅炉，从运行情况看，汽包事故放水管道只是在启动期间用于调节汽包水位，正常运行时从未使用；而没有装设的锅炉，应考虑用其它措施来满足启动期间调节汽包水位的需要，保证锅炉的安全运行。
3、设计方面的建议
a．定期排污扩容器的容积应适当加大 定期排污扩容器内部断面蒸汽流速均按2. 44 m/s的条件进行设计时，普遍存在排汽带水现象，由此推断美国标准规定的流速应该是上限，实际设计选择时取值应小于该值。如哈尔滨第三发电厂4号炉根据计算选用定期排污扩容器容积为19.54 m3，其内径为1.8 m，总长度约8m，液面表面积约12.29m2（原3号炉采用DP-11.3型扩容器，容积为11.3m3，液面表面积约8. 46m2）。
b．提高定期排污扩容器进水接口处法兰的压力等级定期排污扩容器进水接口处法兰的压力等级一般设计为PNl.O，计算发现在定期排污扩容器进水接口处法兰的压力均高于1.0MPa。《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(DI。/T5054 -1996)中规定：“锅炉排污管道排污阀门后管道设计压力，在锅炉压力大于10. 301 MPa时取6.2 MPa”，因而提高定期排污扩容器进水接口处法兰的压力等级是必要的。
c．加大排汽管道管径 对于600 MW机组配套的DP-11.3型定期排污扩容器的排汽管道原为DN500，在加大定期排污扩容器容积后将排汽管道改为DN600，以防止定期排污扩容器超压。
d．定期排污扩容器加装汽水分离装置对于建在北方寒冷地区的电厂，建议定期排污扩容器加装汽水分离装置，并且排汽管道上的汽水分离器应按压力容器设计，即取用与定期排污扩容器一致的设计压力，避免启动或试运时排汽带水，对电厂的运行环境造成不利影响。
e．合理设计定期排污扩容器人口处装设的节流孔板通径 宜以正常运行工况下扩容器接受的排水量来选定定期排污扩容器的容积，反算节流孔板的通径，以避免通流量过大，危及定期排污扩容器的安全，并且计算后的限制流量应得到锅炉制造厂的认可。
f．装设汽包事故放水管道需设节流装置 这样做的目的是避免排放量过大引起汽包水位急剧下降和定期排污扩容器超压，同时也限制定期排污扩容器的容积。
无论是汽包事故放水、下降管或下联箱放水还是定期排污，其设计条件的选取，设计部门宜与锅炉厂详细讨论后落实。对自然循环的汽包锅炉建议保留汽包事故放水管道，但应与锅炉制造厂协商，认定设置事故放水的设计意图，规定其具体功能及应用于何种运行工况；同时，制造厂应提出事故放水相应的流量、压力、温度等参数。另外，事故放水电动阀的控制宜设计成全行程�？氐鹘�，即在控制室由运行人员手动�？囟亲远�，即不纳入汽包水位自动控制系统中。这样可以通过监视汽包水位报警信号来判断是否应进行阶段性放水，以免出现汽包虚假水位时导致该系统误动，同时对定期排污扩容器系统也是安全的。
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