根据生产标准系统实际情况及供热量较大特点.docx
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根据生产标准系统实际情况及供热量较大特点
根据生产系统实际情况及供热量较大的特点,运用"热功联产"方式,将给水泵由大功率电机带动改造为低参数背压式汽轮机驱动,充分利用了原除氧加热蒸汽的节流损失,系统具有较高的运行效率.该改造项目是热电厂节能降耗的有效途径.
关于电站节能
一、绪论
随着社会用电需求的迅速增长,电站建设装机容量迅猛扩大,形成了资源的大量开发,特别是油、水资源在我国已成为短缺状况,煤炭资源过不了多少年也会告急,人类的生活需求可以说在无节制的索取资源,除了索取和享受资源外,可以说我国的不少工业活动还存在着严重的浪费资源的现象。
就我们发电行业作为能源工业自身来讲,严重的浪费资源还谈不上,能源利用的不合理现象或不节能的生产方式还是普遍存在的,节能是增加企业经济效益的重要手段,也是一种社会责任,可以说是利在自己,功给后代的大业,由于旧的体制的影响,国有企业的社会政治属性,一直没有把效益、节能放在重要工作目标去抓。
其实节能是能源生产行业永恒的主题(因为高新技术不断出现、我们就会不停的应用),变一个运行生产单位来讲,我们做到哪一步才算比较完善,我说80%以上负荷、20万机组煤耗应该是 350克/千瓦时,电泵运行厂用电率应该是7%;30万机组煤耗应该是340克/千瓦时、电泵运行厂用电率是6.5%。
从这个要求看我们的差距到底有多少。
二、火力发电厂节能降耗的主要途径
火力发电厂降低能耗的全部措施和内容为:
降低汽轮机热耗,提高锅炉效率,降低厂用电率,发电厂是设备的运行、维护、检修单位怎样最大限度的求得生产过程的效益最大化是我们追求的目标。
根据单位性质抓节能降耗是有主要途径和方法的。
下面我们分八个部分阐述降低能耗的主要途径和方法。
1、提高气轮机内效率的方法
当然通流改造是汽轮机效率提高最大的方法,这需要很大的投资是决策层决定的事,我们主要讨论通过局部改进、检修、运行试验来提高机组内效率。
通过调整调速汽门行程(一般是调整汽门重叠度)减少节流损失:
就目前的情况看,200MW机组通流改造完成后,影响汽轮机效率的主要有两大损失,其中之一就是调速汽门节流损失,形成损失的环节有两部分,第一是调速汽门的结构形式造成压损太大,第二在变负荷运行中由于调门重叠度不合理造成节流状态,造成较大的节流损失。
严格的讲这样的损失只对汽轮机装置内效率产生影响而没有对汽轮机的通流内效率产生影响(因为调速汽门还不属于高压缸的范畴)。
通过试验一般调速汽门的压损高负荷在8%以上,低负荷的很大,在这方面我们通过试验获得的结论为压损使高缸效率下降大约1.5%左右,理论计算的影响量要大一些。
山西电科院在这方面做了有益的探索,已经在太原二电厂的一台机子是进行了试验,取得了良好的效果。
所以在理论计算和试验的基础上提出了复合滑压调峰的运行方式,其中的主要依据之一就是为了减少调门节流损失。
减小汽机隔板汽封,动叶顶汽封间隙以减少漏汽损失:
这需要过细的工艺才能实现,一般为了安全在检修工艺上汽封间隙都放的较大,按照我们目前的机组和检修工艺,第一步希望大家能达到制造设计要求的间隙,山西省电力公司在这方面走到了全国的前列,在太原二电厂的一台机子大修中实施了,对调门重叠度整定,严格检修工艺保持较小的汽封间隙,通过试验鉴定高压缸内效率提高了3%以上,相当于高压缸通流改造效益的一半,使整个机效率提高0.9%,在很少投资的情况下,能取得如此大的效益是很不容易,而且这样做并不抵消通流改造的效果。
在减少漏汽损失先进技术方面,美国的布兰戴先生根据隔板前后的汽压差发明了,可调节汽封,实现了机组启动时轴封间隙可以放大,40%以上负荷利用汽压差自动关小,我国也有人发明了零间隙汽封,在以后的改造中希望大家逐步推广应用(先搞试点)。
减少轴段汽封漏汽提高汽机效率和安全运行水平,轴段汽段汽封漏汽大给电厂的安全、经济运行造成损害是很大的,这一点我们是深有感触的,如汽封漏汽大造成透汽大造成透平油乳化,严重的影响了汽轮机运行,一般机组汽封漏汽都严重的超过了设计量,经多台机组的测试,有的轴封漏汽量达到16吨/小时,超过设计值的一倍多,使汽机效率下降1%,到目前为止我们还没有完全解决轴封漏汽大的问题。
希望通机组大修逐年解决,严格的讲我们原来的这方面做的是不够的,在量的分析上作为发电厂这一层面上几乎没有,即使是原来的试验所,做汽机性能试验在轴封漏汽量的上也是取设计值,制造厂是用费留格尔公式计算而得。
所以说在这方面要引起足够的重视。
通过以上我们可以看到在电厂的检修工作中,有很多工作可做、潜力可挖,有1%―2%效率可以挖潜,影响煤耗3.5-7克/千瓦时,投资几千万进行汽机通流改造汽机效率也是提高5%左右,通过修理和局部改进及试验降低节流损失、降低轴封漏汽是对电厂技术水平、检修工作的考验。
2、蒸汽参数及真空对汽轮机效率的影响
影响热力循环效率主要因素,从理论上讲就是蒸汽的状态参数,在这方面大家都很熟习,下面讲提高初参数降低参数的途径和方法。
使汽轮机背压降低到有利值,是发电厂追求的我们用一个公式把几个物理过程联系在一起,来描述背压。
ts=ta+△tf+△t+△ts
ts---汽机排汽温度;与凝汽器背压——对应
ta---大气温度
△tf---冷却塔冷幅高
△t--循环水温升
△ts---凝汽器端差
上述公式中除了大气温度,其它三项都是有工作可做的。
通过改造冷却塔填料和调整循环水时可以改变冷幅值,调整循环小时可以改变循环水温升,降低凝汽器端差有很多工作可做,下面进行专门的讨论。
一般影响凝汽器端差的有三项,
(1)单位面积的热负荷,它由凝汽器的构造面积,和排汽量而决定,尽量提高汽轮机的经济性以减少排汽,使单位面积的热负荷相对减少。
(2)凝汽器铜管外表面(汽侧)有不凝结气体,造成不凝结气体,造成不凝结气体的有,每一汽机的负压部分泄漏较大(真空严密性差)使空气进入增多,第二凝汽器铜管排列不合理,使不凝结气体抽出不畅,第三凝汽器抽空区位置及构造不合理使不凝结气体抽出不畅,(3)铜管内表面(水侧)结垢。
根据不同类型的机组各运行电厂在降低凝汽器端差上做了大量的工作。
在局部改造方面:
80年代裢刚投产的200MW机组凝汽端差普遍很大(特别是东方机组)。
在夏季有时造成低真空限出力,在华北地区大同二电厂在试验的基础上发现了凝汽器帛空气管引出口结构有问题造成不凝结气体抽出不畅,进行了改造、取得了很大经济效益。
凝汽端差下降了六度〕真空度提高了3%以上、供电煤耗下降10克/千瓦时以上。
以后各厂相应的做了推广起到在作用,在解决铜管节垢问题上也做出了很大努力,总结一些成功的方法,第一应该是采用对凝汽器铜管进行酸洗,一般可以使端差降到4℃以下,对轻微的铜管节垢可采用高压水冲洗的方法。
长期保持凝汽器端差在较低的方法应该是胶球清洗装置的连续正常投运。
降低凝汽器端差在电站经济技术管理中应占很大的比例,我们只要做一个的经济分析就要以认识这个问题。
用北方地区的年平均气温来讲,端差每降低2℃就可以使真空度提高1%,这样对长叶片汽机可以使效率提高0.8%以上。
普通叶片效率提高0.65%左右,空冷机组效率提高0.5%,这样大家就可以看出它的重要意义。
就目前全国的情况来看,电站管理还没有放到应该的高度来重视这个问题,凝汽器端差在10℃左右的机组有的是,较差的是南方。
大概跟国有企业对效益不重视有关,很多基层的领导都这样讲,现在工作很多,指标的工作还顾不上抓,这是一种厅谈,据了解还没有一个厂安全指标很好经济不好,为此国家电站汽轮机标准委员会,特别制定了电站汔轮机凝汽器运行标准,专家们认真负责的,已以以过三次的修改,今年可以正式公布了,提出了明确衡量标准,凝汽器端差4℃是优秀,6℃一般,即使海水、江水冷却,也要求端差控制在6-8℃。
循环水量的调整(就是控制循环水的温升△t)要在对水塔性能掌握的基础上,要根据大气温度的变化、机组负荷的变化调整。
目的是得到汽机的有利背压和节约循环泵的耗电量,进行经济性对比,作出调整调度方案,这个问题在节电运行方式、水塔试验运行都要讲到。
在电站运行管理中我们经常要用到循环倍率的概念,这里给大家讲一下。
n=530/△t
n---循环背率
△t---循环水温升
设计和电间运行都讲循环倍率,一般在电站运行运行中用循环倍率的大小,衡量循环水时的多少,如凝汽器管干净,循环倍率达到50
就可以,如铜管有垢倍率捎大一些。
关于蒸汽的初参数,对于温度来讲是在安全允许的条件下越高越好,但是对主汽压来讲就不是越高越好,这里所讲的结论性的东西,教课书和培训教材大部分都没有,以后把滑压运行单独作为一个问题。
3、回热系统对汽轮机效率的影响
回热系统运行的好坏对汽轮机效率的影响是相当大的,电站指标考核和分析中一般用给水温度这一项,这是一种管理理念,并不能代表
技术工作管理过程,大家一定要分清。
我们现在有的厂给水温度并不算低,但回热系统运行效果并不好,可以说是各个厂普遍存在的问题,
汽压处于负压状态的加热器一般尖端差很大,凝结水不能达到预定的加热温升,这样就造成高压抽汽增多,造成加热器内不凝结气体增多,
改进工作就要从这两方面进行,一般要求处于压的低压加热器的端差不能超过5℃,高压加热器端差达到设计值,我们在做汽轮机性能试验时,专门对停运两台低压加热汽的工况进行了试验,汽机热耗增加了30多个大卡/千瓦时,影响汔机效率1.5%,这是很大的损失,
技术管理就是要管到这程程度,也应该达到这个要求,在平时的技术监督管理上,推荐使用等效热降法,分析系统存在的问题对空冷机组回热系统运行的好坏影响更大,它不但影响回热系统的运行效果,如疏水都进入凝汽器,对真空影响是很大的。
这就不但是对经济性的影响,它要影响到机组的出力,这方面都是有例证的高压加热器很多时候看起来端差大,没有深入细致的工作是找不到原因的,多数的问题出在联成阀和旁路上,华北地区通过节能协作网工程技术人员的努力,已解决此类问题,我们国电电力系统,到现在对回热系统存在的问题变公司而言还了解的不够彻底,随着竞赛组的活动逐步解决。
4、冷却塔的热力性能试验及运行
在电站管理中冷却塔一直是被遗忘的角落,在这方面我们是很教训的,在华北地区因冷却塔的问题夏季机组限出力2000年以前时有发
生,下面把冷却塔的问题讲一下:
关于冷却塔填料:
原来的填料几乎是没有科技含量的,水泥网格有很多的缺点,第一自身体积大、重量大,占有大量的有效空间,这样要想达到预计的冷却效果,就的使水塔淋水面积相对增加,增加了投资,第二热力特性和阻力特性差,由于它的边框厚、网格空大,循环水在填料层停留时间短、影响换热,网空大使汽水热交换进行不充分,造成的结果是出塔气温低、水温高、陶瓷填料只不过是几何形状规范它跟水泥网格差不多,我们推荐使用新式的塑料填料,它的优点是:
第一塑料非常薄,自身占有的有效体积很小,增加了水塔通风量,新塔设计时可以相对减少水塔面积,降低造价,双斜波填料片与片之间形成的通风和淋水间隙可以组合成理想的要求,达到空气与水充分的传热传质,这新的填料技术老一辈电力工程技术人员做出了很大的贡献,一些镇企业也做出了努力,目前老式的填料大部分已经改造,国电电力系统只有大开的小塔是竹板填料。
水塔试验:
水塔看起来象一个简单的建筑物,但水塔性能试验是很复杂的,在国内具备做鉴定试验的研究院只有三家,我们给大家介绍一下基本原理的方法。
风量、水量测量,因为水塔面积大,不可能用一点的风速来计算速个风量,一般划分成三个等环面,测量环面的平均风速,计算环面风量,再叠加计算整体风量,我们把这种方法起一个数学名字叫辛普逊法(是定积分的概念),由于风量的测量准确性差,在一些简化试验当中一般用热平衡方法计算风量,水的测量是用流量计直接测量的,一般有三种测量方法:
超声波流量计;插入式流量计;螺旋降和涡办流量计。
水塔冷却的基本原理,第一是接触散热
公式:
h=α(t-θ)
α---传热系数KW/m.s
t---水温
θ---空气温度
这里讲的接触散热,主要指的是空气和水的对流换热,传热的动力是温差,传热的大小决定于流动速度,第二是蒸发散热,伴随有质量传递的过程,未饱和的空气和水接触中,使水分子进入空气中湿度增加,由于水的蒸发使水温降低,所以水塔的散热是传热传质同时进行的。
这里讲的接触散热,主要指的是空气和水的对流换热,传热的动力是温差,传热的大小决定于流动速度,第二是蒸发散热,伴随有质量传递的过程,未饱和的空气和水接触中,使水分子进入空气中湿度增加,由于水的蒸发使水温降低,所以水塔的散热是传热传质同时进行的。
对水塔性能的评价,通过试验要得出对水塔工作性能的评价,衡量它的主要指标有,冷却幅高(△t=t-τ),效率系数(η=循环水的温降/(循环热水温度一大气湿球温度)),一般冷幅高达到6℃就可以,在空气比较干燥的地区水塔面积较大时,有的也达到4℃,一般设计掌握在7℃,冷却极限是冷幅高等于0℃。
水塔运行应注意的问题:
水塔一般分为两种运行方式(冬季方式、夏季运行方式),如果是设计合理的系统,在夏季单元制机组应采用两台循环泵的运行方式,维持冷地倍率在50以上,水塔的内、外圈水量按设计量
配置或观察配水渠的水位保持在正常要求,每月做一次简单的测试,观察冷却幅高的变化和冷效系数的变化。
如果发现问题要及时的分析,检查填料是否有泥少堵塞现象及时安排清理,喷嘴有无较多的损坏要及时更换,对于已运行的水塔夏季也不是水量越大越好,要引起注意,给大家一个推荐值大型水塔的淋水密度控制在8.3---8.6吨/平米·小时。
冬季在北方地区要有一个节电的运行方式,单元制机组要采用单台循环泵的运行方式,水塔关闭中间竖井门使中心处于无水状态,水塔
外圈有较多的水量,这样可实现冬季几乎节电50%的目标,水温控制在6---8℃,在防冻措施上建议采用离冻管的方式,现在的防冻管构造和工艺都不合理应该改造,在北方地区是很重要的,只有这样才有一个安全经济的冬季运行方式。
以上讲了冬、夏季的运行方式,我认为这是粗放性的,不算一个完整的经济运行方式,随着设备制造水平的提高,一个母管制的优化调度运行系统已经完全可以实现了,这方面的技术和数学模型已经具备,循环水的节电、综合经济运行方式是有很大的潜力可挖,最终达到200MW机组循环水系统耗电率控制在0.8%。
300MW机组耗电率控制在0.7%以下。
5、如何提高锅炉燃烧的稳定性及燃烧效率
在锅炉燃烧技术方面我国包括世界其它国家的工程技术人员和科学家,基本是从燃烧的稳定性着手研究问题但煤粉着为的稳定性的提高
燃烬率,在老式燃烧器中基本是统一的,随着技术的发展新式的燃烧器在提高燃烧稳定性上有了很大的提高,但在提高燃烬率上却有不利的一面,如浓淡燃烧器就是这样的例子,旋流燃烧器它是以稳定燃烧为出发点问世的本身就烯烬率差,就直流燃烧器而言我们分析它不同负荷下燃烧效率和燃烬率;高负荷时炉膛温度高着为稳定、燃烬率较高,低负荷时(指50%以上)炉膛温度较低燃烧的稳定性较差,但烟气量减少,煤粉在炉膛的燃烧时间增加,燃烬率仍然较高,但这时锅炉效率却降低,原因是低负荷炉膛出口氧时较大,造成排烟损失增大,为什么低负荷必然氧量高,这是由燃烧器的结构决定的,如果没有高氧量燃烬率就很差,在这个问题上现在已经有了方法是专利不易多讲。
影响燃烧的几个主要因素;就发电厂的运行技术来讲,最难的应该说是锅炉燃烧,为什么这样讲,因为到现在为止世界各国还没有速真制定出一个运行锅炉燃烧控制标准,我们这里只讲影响燃烧的因素不是讲标准。
在允许在条件下保持较高的一次同温,对提高燃烧效率、稳定性和燃烬率都是有利的,而且影响量是比较大的,根据试验的结果对锅炉效率的影响可以达到0.5%左右,这是很大的。
对乏气送粉的直吹式系统和中储式系统都有很多工作可做,中储式系统要在制粉系统试验中尽量用好系统中的再循环风量,在这方面各厂都存在较大的问题。
保持飞灰可燃物在较低的水平下适当降低锅炉氧,以提高锅炉燃烧效率,这方面各厂都有问题,应该引起足够的重视,首先我讲的是保持
适当的高氧量对提高锅炉效率有好处的是错误的,这也不是我的标新立异,美国人也提出来了。
我们要坚持不懈治理锅炉漏风,使炉膛出口氧量有一个真实的反应,就目前燃烧器的结构而言,在高负荷是可以作到的,如果认为自己的锅炉漏风是合格和,建议炉膛出口氧量控制在3.5%以下,就现在的控制水平看影响锅炉效率在0.3%左右,风机的耗电率也增加较多,是一个很大的经济损失。
认真做好二次风的调整试验,保持良好的炉内动力工况,二次风的调整比较复杂,是燃烧调整的一个难点,我们大多数情况下负荷变动时,二次风只调节总风量,风门档调节的很少,这是非常粗浅的,有的厂二次风档板上、下调节机构只有一个,这在配置上就很不合理,总的来讲在低负荷时,应该有部分二次风档板关小或关闭,使一部分二次风档板全开,保持炉内仍有一个能够维持后期混合燃烧的动力工况,也可以相对降低炉膛出口氧量,以提高效率。
6、消除泄漏降低补水率
治疗泄漏不需要讲理论,意义大家明白,只讲一些方法,对机组要进行普查,确定重点泄漏机组,普查的方法是开展汽水平衡试验,平
衡试验的主要内容是,把机组和公用系统隔离出来,停止锅炉排污和凝汽器补水,根据凝汽器水位和除氧器水们的变化计算机组单位小时的泄漏量,确定最大的泄漏机组后,就可以针对性的开展工作,逐个系统和设备查找泄漏点。
原来我们讲的理念都是,参数越高蒸汽的做功能力越强,现在为什么又强调低负荷降压,从热力学的理论讲还是参数越高做功能力越强,只不过在工程问题上有一个过程问题,这个过程带来的有用能损失较大,所以就降低了循环效率。
热力循环的特征参数基本上决定于汽压,汽压越高、汽化潜热越水,锅炉的相对蒸发时就越大,相同温度过热蒸汽的焓值越水,在低负荷下如果仍然实行额定压力运行,那么调门就会节流,在门后实际上跟着压力的降低汽温也会降低(和滑压相比),实际上这样的高压蒸汽做功能力并没有增加,而是增加了高压门杆漏汽(这就是损失的一部分),由于温度的降低造成高压缸排汽降低,这样就使再热汽温进一步降低,造成汽轮机的末级湿汽损失增加。
实行滑压后,由于在炉膛的吸热过程中汽化潜热增加,相对蒸发量就减少,相烟气量就增加、对流过热器的吸热量增加,这样就使低负荷下再热汽温不至于下降较多,提高了蒸汽的做功能力。
另外对变速给水泵由于滑压消耗功率会显著下降,特别是电动的变速给水泵在节电上它有更好的经济效益。
它的缺点是排烟测试有一定的上升、锅炉凝率也有微量下降,但综合的循环效率还是高的。
我们不提倡纯滑压运行,应该说是反对纯滑压运行,因为会使蒸汽的有效焓降减少很多,锅炉的吸热过程和受热面的比例严重失调,是安全受到威胁,经济受到影响,如上所述由于纯滑压运行是压力降的特别低,汽化潜热就增加很多,由于水冷壁的面积不会增加,这
样蒸发量就下降较多,一般造成再热汽温增长太高,甚至出现严重的超温现象,而且排烟温度也增长较多,我们从试验中得到是最高可以增加15—20℃。
三、加强各项试验及节能技术改造
电站热力系统的反平衡试验是经济技术管理的重要基础环节,发达国家非常重视反平衡试,煤耗指标的分析是建立在反平衡试验的基础
上,现在都提倡小业主自行已经没有能力进行试验,这一点跟发达国家比就不一样,他们的发电公司有很强的试验分析队伍,我们有不少人跟他们有过接触,例如浊试四就是西方的发电公司使用的装备,下面讲一下在能耗管理上各类试验的作用。
汽机性能试验:
是测量缸效、热耗为主要目的试验,为完成这些试验还必须对相关的参数和技术指标进行测量。
如主凝结水量(测量
位置在低压加热器之后)、主蒸汽压力温度各监视端压力温度背压,轴封漏汽、加热器端差,再热器用减温水量,给水泵用机械密封水
或机械密封冷却水量,一般从试验计算的角度不测量凝汽器端差,我建议应该测量,因为端差是对热耗子影响的重要指标,评价热耗的
高低要加上端差的影响或修正,在试验热耗的基础上进行一、二类修正后得到的余下热耗,与设计热耗进行比较,衡量势力性能是否达到要求,对鉴定试验是这样的,但对电站来讲重要的是试验热耗,无法达到标准的修正意义不大,一般是要进行不同负荷下的性能试验,做出一条热耗曲线。
通过试验了解机组不同负荷下的热耗,根据机组实际负荷率的高低基本上可以掌握机组的热耗水平,存在的主要问题去努力解决,汽机性能试验是势力试验中工作和计算量最繁重的,这类试验对发电厂来讲原来做的就不够,以后的小业主更不可能自己进行,但这个试验是很重要的,国外一般每年进行一次反平衡试验,我们提倡三年一次。
锅炉效率试验和燃烧调整试验:
锅炉的反平衡效率试验是比较简单的,现在的分析仪器也比较好,工作简单易行。
但正平衡试验是非常
困难的,一般情况下无法进行试验,国内很少进行这样的试验(大的试验院所几乎也不进行这样的试验)。
现在说明一下对试验结果的分析,影响锅炉效率主要是两在损失:
第一是排烟损失,一方面是排烟温度的高低,温度高排烟损失大,一方面是予热器出口的过剩空气系数空气量越大损失越大,在过剩空气系数方面有时不太引起注意,漏风大造成排烟温度降低,大部分空气予热器改造后锅炉效率提高了但排烟温度升高了,就是这个原因,在烟风系统节电分析中已经讲了这个问题这里就不再阐述了,第二个机械不完全燃烧损失,这决定于飞灰可燃物的高低。
锅炉燃烧调整试验:
它是技术难度最大,工作量繁重而且条件艰苦的现场试验,当然所起的指导意义也很大,燃烧的稳定性、燃烬率、炉膛出口热偏差、过热器超温等都跟锅炉燃烧有直接的关系,这些问题都可以通过燃烧得到改善或者总结出结论,这就是它的重要单方所在,初步分为三个部分,第一冷态动力声试验,依据的原理是动量相等,炉膛达到的气流状态条件是雷诺数要达到104,主要作用是观察火嘴的安装角度是否正确,火焰喷射尝试是否能到达炉膛中心,直流然烧器看冷若冰霜态时形成的切贺直径大小、四角组织时的相互引燃情况,射流的偏心情况初步掌握流体动力工况对燃烧的影响,这个试验跟实际的热态工况差别是很大的,但模拟流体的动力工况目前就是这种手段,所以从冷态的基础分析热态有可能出现的问题工程师的经验起着重要的作用它仍然是一个重要的试验,不能因为我们观察到的现象跟实际有差别就轻示它。
目前采用的多数为焰花示踪的方法利用录象跟踪拍摄手段,跟过去的飘带法比已经有了很大的进步,第二是一次风调节器平试验,就是将各个一次风管的风速调到一致,这是原来的方法实际应该是在计算的基础上预先按照不同的层计算一个风速,再分层调平。
第三是热态试验,以上两个试验都是热态试验的预备性试验,热态试验是通过变化一次风速、一次风温、煤粉浓度、二次风速和风量,测量锅炉效率的变化、炉膛出口烟温的变化和念头以及对受热面壁温、主汽参数和减温水量的影响。
这都需要重要的理论基础、相当丰富的经验和先进的测量手段,去多次的重复性试验,逐步达到调试目的。
书本上多数是讲一些参数的测量方法、记录格式、工程热物理的学术专著多讲理论,有兴趣请大家多看这面的书。
制粉系统试验:
一般指的是经济细度试验,在满足锅炉燃烧所需的煤粉细度条件下,最大限度的降低制粉单耗(就是磨制一吨煤粉所消耗的电量),这也是一个大型的试验,试验的主要内容是最佳钢球的装载量试验,最佳通风出力试验,最佳干燥出力试验,通过长期的试验证明最佳钢球装置量试验最重要,工作量也非常大钢球的装卸靠四间的工
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