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火力发电厂—电力生产过程课件.ppt 39页
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火力发电厂 ——电力生产过程 一、火电厂的分类
燃煤发电厂
煤 燃油发电厂
渣油 燃气发电厂
天然气、煤气 余热发电厂
工业企业余热 按供出能源分类 凝汽式发电厂：只向外供应电能的电厂 ，效率低，
只有30~40 % 热电厂：同时向外供应电能和热能的电厂，效率较
高，达60~70% 一、火电厂的分类 按蒸汽压力和温度分
中低压发电厂
3.92MPa 450℃
<25MW 高压发电厂
9.9MPa 540 ℃
<100MW 超高压发电厂
13.83MPa 540/540 ℃（主热/再热） 单机功率
22.11MPa 550/550 ℃
600、800MW及以上 一、火电厂的分类 按发电装机容量的多少分类
小容量发电厂： 1000MW 一、火电厂的分类 按原动机分类
凝汽式气轮机发电厂
以过热蒸汽为工质，效率低，启动慢 燃汽轮机发电厂
以空气及燃气为工质，效率高，启动
快，调峰性能好 内燃机发电厂
蒸汽——燃汽轮机发电厂
利用燃气轮机烟气余热产生蒸汽
按供电范围分类
区域性发电厂：在电网内运行，承担一定区域性供电的大中
孤立发电厂：不并入电网内，单独运行的发电厂
自备发电厂：由大型企业自己建造，主要供本单位用电的发
电厂（一般也与电网相连）
二、火电厂的电能生产过程
二、火电厂的电能生产过程 1、燃烧系统
1、燃烧系统 1）运煤系统
火电厂用煤量很大，主要靠铁路运输，约占铁路全部运量的40％，一般需预留10天用煤量
2）磨煤系统
储煤场?输煤皮带?锅炉间的原煤仓?煤斗?由给煤机送入磨煤机磨成煤粉?经空气预热器的一次风烘干并带至粗粉分离器?细煤粉被一次风带入旋风分离器?煤粉与空气分离后进入煤粉仓
3）燃烧系统
煤粉由可调给粉机送入一次风管，由旋风分离器送来的气体由排粉风机抬高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入锅炉炉膛燃烧
1、燃烧系统 4）风烟系统
冷风——〉空气预热器——〉热空气一部分经磨煤机、排粉风机进入炉壁，另一部分经喷燃器外侧套筒直接进入炉膛——炉膛内燃烧——〉高温烟气——〉沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温——〉经除尘器出去灰尘后经引风机送入烟囱
5）灰渣系统
锅炉燃烧后生成的小灰粒经除尘器收集成细灰排入冲灰沟，大块炉渣下落到锅炉底部的渣斗内，经碎渣机破碎后也排入冲灰沟，经灰渣泵经冲灰管道排往灰场。
锅炉设备 a）锅炉的容量和参数 锅炉容量即锅炉的蒸发量，指锅炉每小时所产生的蒸汽量 锅炉的额定参数是指额定蒸汽压力和额定蒸汽温度（过热器主气阀出口处的过热蒸汽压力和温度）如：发电功率为300或600MW的电厂锅炉的蒸汽参数及容量
17.5MPa 540/540℃ t/h 锅炉设备 b）、锅炉的组成
锅炉设备 c）锅炉的分类 （1）按蒸汽参数分：中压、高压、超高压、亚临界压力锅炉和超临界压力锅炉 （2）按容量分类：小型、中型、大型 （3）按燃烧方式分：悬浮燃烧、沸腾燃烧 （４）按排渣方式分：固态排渣、液态排渣 （５）按循环方式分：自然循环锅炉、强制循环锅炉、控制循环锅炉、直流锅炉、复合循环锅炉 锅炉设备 ｄ）锅炉机组基本工作过程 锅炉的基本工作过程：燃料经制粉系统磨成粉，送入炉膛中燃烧，使燃料的化学能转变为烟气的热能，高温烟气由炉膛经水平烟道进入尾部烟道，最后从锅炉中排出。 烟气在锅炉内流动过程中，将热量以不同方式传给受热面，如在炉膛中以辐射方式传给水冷壁，在烟道中以对流方式依次传给过热器、再热器、省煤器和空气预热器。 水在锅炉中要经过预热、蒸发、过热和再热四个变化阶段，相应的受热面分别为省煤器、水冷壁、过热器和再热器。 汽轮机设备 汽轮机设备 ａ）设备组成 汽轮机本体 静止部分：气缸、隔板、喷嘴、汽封、轴承等部件 转动部分：轴、叶轮、动叶片等部件
汽轮机的做功单元——”级”：由一列喷嘴和与之配合的一列动叶片构成 调速系统及油系统：调速器、油泵、调速汽门等 辅助设备：凝汽器、抽汽器、除氧器、加热器等 热力系统（汽水循环系统）：主蒸汽系统、给水除氧系统、抽汽回热系统和凝汽系统 汽轮机设备 b）汽轮机的工作原理 由锅炉来的蒸汽通过汽轮机时，分别在喷嘴（静叶片）和动叶片中进行能量转换，根据蒸汽在动、静叶片中做功原理不同，可
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前言&&&&本标准按照GB/T 1.1—2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。&&&&本标准与DL/T 438—2009《火力发电厂金属技术监督规程》相比，主要技术变化如下：&&&&——在章节的内容，编排顺序上做了一些调整。&&&&——对服役温度在400℃~500℃范围内的蒸汽管道、集箱的金属监督，专门列出相应的条款，强调在机组运行8万h后根据设备运行状态，随即抽查硬度和金相组织。&&&&——对在役主蒸汽管道和再热蒸汽管道及导汽管10万h完成焊缝无损探伤改为3个~4个A级检修。&&&&——对在役主蒸汽管道、高温钢集箱管端部0mm~500mm区断层状缺陷的检测标准和验收判据。&&&&——关于锅炉受热面管的金属监督，取消了原规程&9.1.1中的c）奥氏体不锈钢管应做晶间应力腐蚀试验&的见证或试验；增加了对奥氏体耐热钢管内壁喷丸层的质量检验；增加了 T23 钢制水冷壁管的检验监督条款和18Cr-8Ni系列奥氏体耐热钢的组织老化评级的条款。&&&&——原规程10“锅筒的金属监督”改为“锅筒、汽水分离器的金属监督”，并增加了对汽水分离器监督的条款项目。&&&&——对有些材料的硬度做了调整。附录C“电站常用金属材料硬度值”中增加了10%Cr铸钢、SA691 1-1/4CrCL22的硬度规定。根据ASME SA-234/SA-234M中高温用锻制碳钢、合金钢管件技术条件，提高了12Cr1MoVG、15Cr1MoV的硬度上限值。另外，根据ASME SA-335/SA-335M、ASME SA-213/SA-213M和近几年9%~12%Cr钢制钢管、管件的检验监督实践经验，取消了9%~12%Cr钢制钢管、管件的硬度差值范围，提高了T91、P91、T92、P92刚母材硬度下限值，提高了T91、T92钢焊缝硬度上限值。&&&&——在现场硬度检测中，增加了对有争议的硬度值采用便携式布氏硬度计进行测量校核的规定。&&&&——增加了汽轮机、发电机部件的金属检验验收技术标准。&&&&——增加了对20Cr1Mo1VNbTiB（争气1号）、20Cr1Mo1VTiB（争气2号）钢制螺栓，IN783、GH4169合金制螺栓的检验监督条款。&&&&——增加了锅炉钢结构制造质量的金属监督。&&&&——规范性引用文件和附录B“电站常用金属材料和重要部件国内外技术标准”增加了一些最新的国内外标准。&&&&本标准由中国电力企业联合会提出。&&&&本标准由电力行业电站金属标准化技术委员会归口并解释。&&&&本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、苏州热工研究院有限公司、华北电力科学研究院、神华国华（北京）电力研究院、陕西电力科学研究院、广东电网公司电力科学研究院、阳城国际发电有限责任公司、中国大唐集团科学技术研究院有限公司。&&&&本标准主要起草人：杨百勋、李益民、赵彦芬、蔡文河、梁军、严苏星、林介东、刘树涛、田晓、李明珠、刘宝林、史志刚、王理博。&&&&本标准首次发布日期为1983年（SD 107-1983），1991年完成第一次修订（DL 438-1991），2000年完成第二次修订（DL438-2000），2009年完成第三次修订（DL/T 438-2009），本次为第四次修订。&&&&本标准自实施之日起代替DL/T 438-2009。&&&&本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市白广路二条一号，100761）
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火力发电厂降低生产成本的主要途径
1 火电机组的基本状况和节能潜力的基本估计 我国的电力工业正在飞速发展，当前就发电行业来说、严重的资源浪费还谈不上，但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。我们要清醒的认识到，节能是发电企业增加经济效益的重要手段，也是一种社会责任，降低火电
1 火电机组的基本状况和节能潜力的基本估计
　　我国的电力工业正在飞速发展，当前就发电行业来说、严重的资源浪费还谈不上，但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。我们要清醒的认识到，节能是发电企业增加经济效益的重要手段，也是一种社会责任，降低火电厂煤耗、油耗对于降低生产成本，缓解燃料供应紧张，促进国民经济的持续科学发展有着十分重要的意义。
　　目前发电行业节能的基本估计：不论老机组还是新投机组。通过进一步的技术改造和加强检修技术工艺及运行技术的试验研究，可以使主机热耗再下降4%、厂用电率下降1%，通过电网优化调度保持发电机组负荷率在80%以上、特别是在电价相同的条件下，增加低煤耗机组的发电量，使火电机组平均热耗下降1.2%，实现整个电力行业供电煤耗下降6.2%(也就是供电煤耗下降21克/千瓦时)。完成这样一个目标：火力发电行业的节能需要典型示范、政策引导，应发挥先进节能发电企业的榜样作用和社会作用，实现创建节约型社会的目标。
　　这里对新投产机组做一下特别说明：近年来投产的机组多为30万以上的亚临界机组或超临界机组，从投产的表现看、技术性能指标是很差的，三大厂制造的汽轮机中、低压缸效率都没有达到要求，末段抽汽温度普遍比设计值高30D50度，按照监视段温度计算低压缸效率只有80%左右，特别是已经投产的空冷机组测试结果低压缸效率在80%以下，排汽干度很大，冷源损失增加了，高参数的优势被削弱。这是这一轮电力跃进产生的苦果。
2 基础设计及基建投资对电站运行性能的影响
　　怎样以最小的投资获得最大的回报这是投资者不懈的追求。供决策者参考的有多项衡量指标，如投资回收期、单位投资(或单位造价)，这些指标在宏观层面上看起来比较容易理解。项目可行性研究的科学性、准确性，对决策层影响是比较大的。影响可研的准确性的主要问题，从目前情况来看主要是编制内容不够，缺少对电站投运后的风险分析(主要是电站投运后市场变化引起销售电量的变化，达不到预期的利用小时，电价的变化，能源价格的变化如水、煤、油价格的变化)，虽说是这种分析的不确定因素较多、分析的准确性也较差，但增加这方面的分析内容对提高整体的可研准确性是有好处的，是否可以对以后承担可研任务的单位提出这样的要求。总之以总体技术经济性能为基本要求，以投资回报率最大为目标确定投资项目是比较合理的。而不宜以单位造价最低为最高目标。
2.1辅机系统性能设计与投资对电站运行性能的影响
　　火电站系统性能设计对电站运行性能的影响是很大的，一般投资者注重单位投资和设计负荷下的技术经济性能，对机组的变工况运行和对调峰的适应在设计分析预测上要求不高，特别是辅机系统、公用系统的技术性能对机组调峰的适应性很差，是造成电站建成后运行性能差的主要原因。新投产的大型机组已经显出了诸多缺点，所以往往造成新投产的机组就面临投入大量的技改资金进行技术改造，实际上造成了投资的浪费。如已投产的300MW机组，几大风机的选形型、驱动方式的选择、循环水系统的设计都有缺点。(1)制粉系统的一次离心风机富裕容量达15-20%、即使机组在满出力的情况下，耗电率也增加14.15%(富裕容量过大造成)。(2)引风机多为静叶可调、定速驱动的方式，按照电站机组平均负荷率85%考虑，定速驱动引起的耗电率增加达到30%。(3)循环水系统设计不合理、不适宜经济调度运行，有的新设计大型单元机组在循环水系统设计上仍采用单元制方式，这就影响了机组的经济调度运行方式，一般应设计成两台机一个小母管制的运行功能，适宜夏季、冬季的不同运行调度方式，有无小母管制的系统功能，耗电率差别一般在12.5%。以上三项辅助设备系统设计性能的优劣，对总的厂用电率的影响达0.75%--0.8%。对一个1000MW装机容量的电站来讲若年发电量不变，则一年少销售电量4000多万千瓦时，减少利润1000万元(按0.25元/千瓦时计算)，若年上网电量计划不变，则需增加燃料成本约420万元左右(标煤单价按300元/吨计算)。如对一个4 x 300MW机组规模的电厂来讲，要达到上述性能，四台机组增加设备投资也就是1200万元，这样的投资是非常值得的。如建成后再进行技术改造则投资在2500万以上。20万&60万机组都有此类问题，一般机组容量越小影响越大。上述问题主要出在设计上的原则性系统分析和预测上不够准确。
2.2公用系统性能设计与投资对未来电站运行成本的影响
　　公用系统设计不够科学合理形成能源浪费：火力发电厂的辅机冷却水系统、循环水补水及水力除灰系统在设计和使用上都不够完善，如现在的系统设计大部分都是用工业水作为辅机冷却水，再进入水力除灰系统作为冲灰水源，化学制水系统排出的化学污水、冷却塔排出的污水以及电厂居住的职工生活污水都作为冲灰水源，进入水力除灰系统，大量的水被排入灰厂。其实水的利用程度远远不够。(1)除灰系统本不应该用这样多的水，30%灰份的低发热量煤、合理的用水量也只有上述用水量的2/3以下，(2)除灰系统设计上应设置浓缩池达到废水的不间断无止尽重复利用(应根据地区的水资源情况和水价而定)。设计上尽量采用先进的技术降低灰水比以减少用水，(3)在工业水的利用上应采用以下流程：
　　辅机轴瓦冷却水 --- 液力偶合器冷却水 --- 进入冷却塔补水;冷却塔排污水 --- 进入水力除灰系统 --- 经浓缩池浓缩后 --- 部分废水再返回到水力除灰系统作为冲灰水源。
　　这样的系统设计如能达到合理运行，一个百万千瓦装机容量的电站可实现年节水400万吨以上。对缺水地区来讲经济效益和社会效益都是可观的。对严重缺水富煤地区及水价超过3元/m3的地区、新建项目要考虑采用空冷技术、干除渣技术、干除灰技术，辅机冷却水系统也要采用闭式循环的小型空冷塔，几乎做到发电不用水，将收到巨大的经济效益和社会效益。
　　辅机及公用系统存在这样多的设计问题，形成的主要原因是：(1)设计单位为迎合投资者降低单位投资的要求，千方百计在降低投资上做文章，在系统运行性能设计研究上考虑的不够深入。另外设计单位本身没有试验和运行技术经验，很难做出系统差别经济效益差异的准确评估分析(2)有的设计单位仍套用老的设计规范、选取辅机富裕容量偏大，现在的设备制造水平已经提高，主设备的实际运行热耗比设计值大约高3&4%，辅机设备基本能达到相应名牌出力和效率，选取10%以上的富裕容量既增加相对造价也降低了系统的经济性能。(3)随着电站建设速度和规模的迅速增加，一次能源开发相应增加，能源的相对紧缺引起能源涨价的趋势是必然的，这样的预测分析还没有引入设计项目分析，而且这样的分析是很难达到准确的，这也是引起一投产就改造的一个因素。(4)新建项目大部分都是小业主型的，自身难以达到技术把关，特别是设计审查实际是没有能力审查的，还是设计单位一家说了算。这也是达不到预想目标的一个因素。
3 运行电站主要节能途径
　　火力发电厂控制生产成本在方法上有各种提法，但控制对象和目标是一样的，下面分别从燃料管理、节能及运行技术管理、技术进步及新技术应用几个方面分析节能降耗应注意的问题
3.1 加强燃料管理以降低单位燃料成本
　　加强煤质检验、在采购煤的标准监督方面，要具有一定的专业知识的人员，如在煤折标煤单价相同情况下的两种煤，应优先订购低位发热量高的煤，表面上看去标煤单价相同似乎用相同的钱购买了相同多的热量，但燃烧技术过程中就有了一定的差别，发热量高的煤在锅炉燃烧时达到的锅炉效率高，这就降低了发电煤耗，另外发热量高的煤一般灰份和渣质较少，所以就减轻了设备的磨损，除灰系统的耗电也会减少。一般低位发热量下降(和设计煤种比)5%，锅炉效率降低0.3%，发电煤耗增加1克/千瓦时。年发电200亿要多烧标准煤20000吨。所以要加大煤场管理监督力度，确保数据真实准确，厂内对燃料采购订货、采制化、核算、储存等各个环节要形成一种积极有效的奖惩制约机制。在能源计量管理上一律实现100%的过衡，进厂的质量检验手段要配备机械化的连续采样装置，杜绝一切形式亏吨亏卡。
　　在煤的存储上，有条件要具备一定规模的储煤厂，在煤的销售淡季时低价购买增加存煤，以降低燃料成本。
3.2 坚持不懈的抓好节能及运行技术管理对能源消耗实行过程控制
　　节能是增加企业经济效益的重要手段，也是一种社会责任，是能源生产行业永恒的主题，就一个运行生产单位来讲，我们做到那一步才算比较完善，就普遍意义说国产机组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7.5%;亚临界万机组煤耗应该是330克/千瓦时、汽泵运行厂用电率是5%以下;超临界机组供电煤耗达到305克/千瓦时，从这个要求看我们的差距还是较大的。
　　电站的节能管理是控制能源消耗成本比较全面及科学的管理方法，下面列出了2005年全国100MW&600MW在役机组经济性能技术指标，从表中可以看出同类型机组的经济性差异是很大的，也说明了节能管理和技术改造的潜力。
3.3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。下面分九个部分阐述降低能耗的主要途径和方法。
3.3.1提高气轮机内效率的方法
　　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：通过试验测试一般调速汽门的压损、85%负荷在8%以上，低负荷的压损很大，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，所以在理论计算和试验的础上提出了复合滑压调峰运行方式，其中的主要依据之一就是为了减少调门节流损失。30万以上的大机组配汽机构比较合理存在的问题不大。
　　减小汽机隔板汽封、动叶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，第一步希望能达到制造设计要求的间隙，对调门重叠度重新整定，严格检修工艺保持较小的汽封间隙，超高压机组通过试验鉴定高压缸内效率提高4%--5%。使整机热耗下降1%--1.2%，亚临界机组叶顶漏汽问题更大一些，一般使整机热耗下降2%左右，在很少投资的情况下，能取得如此大的效益是很不容易
　　减少轴段汽封漏汽提高汽机效率和安全运行水平，轴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，有的轴封漏汽量超过设计值的一倍多，使汽机热耗增加1%，20万机组已经找到了一些解决办法。亚临界机组问题更大一些，高、中压合缸的过桥流量很大，所以说在这方面要引起足够的重视。
　　通过以上分析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3%--4%效率可以挖潜，影响煤耗10&14克/千瓦时，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。
3.3.2蒸汽参数及真空对汽轮机效率的影响
　　使汽轮机背压降低到有利值，是发电 厂追求的目标，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;与凝汽器背压一一对应
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量可以改变冷幅值，调整循环水量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。
　　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年代初刚投产的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抽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很大作用，在解决铜管结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，我们只要做一个简单的经济分析就可以认识这个问题。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，较差的是西北、西南。为此国家电站汽轮机标准委员会，制定了电站汽轮机凝汽器运行标准，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℃。
在电站运行管理中我们经常要用到循环倍率的概念。
n = 530 /△t
n --- 循环背率
△t--- 循环水温生
　　设计和电站运行都讲循环倍率，一般在电站运行运行中循环倍率达到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，这里所谈的结论性的东西，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。
3.3.3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，可以说各个厂普遍存在问题，就是新投产大机组也是一样，一般要求处于负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，影响汽机效率1.5%，这是很大的损失，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，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。
3.3.4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，在这方面我们是有很多教训的，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：我们推荐使用新式的塑料填料，它的优点是：第一塑料片非常薄，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，目前老式的填料大部分已经改造。
水塔试验:介绍一下基本原理和方法。
水塔冷却的基本原理,第一是接触散热
公式:h = &( t & & )
&& 传热系数 kW / m . s
t --- 水温
& --- 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。
　　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-&)，效率系数(&=循环水的温降/(循环热水温度&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)，在夏季单元制机组应采用两台循环泵的运行方式，维持冷却倍率在50以上，已运行的水塔夏季淋水密度控制在8.3---8.6吨/平米&小时、小型水塔控制在7---7.5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，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防冻管的方式，现在的防冻管构造和工艺都不合理应该改造，在北方地区防冻是很重要的，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，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，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。
3.3.5如何提高锅炉燃烧的稳定性及燃烧效率
　　在80年代前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，煤粉着火的稳定性和提高燃烬率基本是统一的，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，但在提高燃尽率上却有不利的一面。随着环境排放的要求，燃烧控制目标已经发生了很大的变化。下面主要围绕提高效率。
　　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。
　　在允许的条件下保持较高的一次风温，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量，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，首先讲的是保持适当的高氧量对提高锅炉效率有好处的观点是错误的，这也不是谁的标新立异，美国人也提出来了。建议炉膛出口氧量在高负荷下控制在3.5%以下，目前氧量控制太高，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，风门档板调节的很少，这是非常粗浅的，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，也可以相对的降低炉膛出口氧量，以提高效率。
3.3.6消除泄漏降低补水率
　　治理泄漏不需要讲理论，意义明白，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，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。
3.3.7节约厂用电的途径及分析
　　目前电站运行中厂用电的不合理消耗是非常普遍的，主要是设计问题较多，第一系统设计不合理，第二辅机选型配置不合理，第三驱动方式不合理。
　　给水系统的问题：80年代设计的电站给水系统一般有四大阀门组成，给水泵为定速泵，设计选型中泵的一般流量为最大流量的1.2倍、扬程为最大扬程的1.06倍，这样的系统就决定了耗电率不可能小。这四大阀门即使它处于全开的状态也有20公斤/平方厘米的压损，达到系统所须总扬程的10%以上，这是很大的损失，多耗功15%，厂用电率增加0.3%以上。用相似理论简化后推导出的车削定律做一个简单的分析：
　　上述的三式表达了流量、扬程、功率与水泵直径的关系，在平常的水泵变工况运行分析中(负荷变动不太大的情况下)，上述三式基本符合对实际运行的理论判断，在不断加深认识的基础上这些问题只有靠我们去解决。
　　解决给水系统耗电大的几种方法：(1)在系统试验的基础上对水泵进行改造，这是一个花钱很少的技术改造方案，当然获得的效益就不够彻底。(2)对水泵的驱动方式进行改造(由定速改为变速)，主要为适应机组调峰节电的需要。
　　制粉系统存在的问题：制粉系统耗电大是普遍存在的问题，不论是中储式还是直吹式都耗电大，30万机组的直吹式系统设计和运行都有较大的问题，运行单位基本没有进行经济性试验，所以经济运行的技术基础不够，增加的耗电率是发电量的0.15%---0.3%，如大二在进行制粉系统试验后，制定了合理的经济运行方式，耗电率下降0.2%以上。试验和监督是必须进行的，不能怕麻烦没有过细工作就不会有成绩。
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