课程论文广州员村电厂#1锅炉热效率性能试验方案.docx
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课程论文广州员村电厂#1锅炉热效率性能试验方案
广州员村电厂＃1锅炉热效率性能试验方案
摘要：
对广州员村热电厂1号锅炉进行热效率性能试验，为进一步开展节能减排提供科学依据。
关键词：
广州员村电厂；#1锅炉；热效率；试验
1前言
广州员村热电厂将于2008年4月对1号锅炉进行大修，于2008年2月27日对广州员村热电厂1号锅炉进行性能试验，为进一步开展节能减排提供科学依据。
锅炉设备概况
广州员村热电厂1号炉是由哈尔滨锅炉制造厂设计制造，其设备概况如下。
1.1#1锅炉基本特性
锅炉（#）
制造厂家
型号
制造年月
投产年月
1
哈尔滨锅炉制造厂
HG-220/9.8-YM10
1995年4月
1997年7月
燃烧方式：
喷燃器正四角布置、切圆燃烧煤粉
点火方式：
轻油点火
锅炉尺寸：
炉膛宽度（两侧水冷壁中心线距离）：
7570mm
炉膛深度（前后水冷壁中心线距离）：
7570mm
锅筒中心线标高：
35150mm
锅炉最高点标高（过热器连接管）：
39450mm
锅炉顶棚标高：
31890mm
燃煤名称：
混合烟煤
1.2#1锅炉主要参数
1、锅炉规范：
序号
名称
单位
数值
备注
1
额定蒸发量
t/h
220
2
饱和蒸汽压力
MPa
11.27
（115kgf/cm2）
3
饱和蒸汽温度
℃
320
4
过热蒸汽压力
MPa
9.81
（100kgf/cm2）
5
过热蒸汽温度
℃
540
6
省煤器进水温度
℃
215
7
省煤器出水温度
℃
282
8
空气预热器进口温度
℃
20
9
空气预热器出口温度
℃
344
10
排烟温度
℃
137.5
2、锅炉设计效率与燃料耗量：
序号
名称
单位
数值
备注
1
排烟热损失
%
6.73
q2
2
化学不完全燃烧热损失
%
0
q3
3
机械不完全燃烧热损失
%
1.5
q4
4
散热损失
%
0.57
q5
5
灰渣物理热损失
%
0.12
q6
6
锅炉效率
%
91.08
7
总燃料消耗量
kg/h
35992
8
计算燃料消耗量
kg/h
35452
3、炉膛：
序号
名称
单位
数值
备注
1
燃烧中心假想切圆
mm
800
2
炉膛容积
m3
1181.1
3
炉膛出口过剩空气系数
1.2
4
炉膛燃烧中心温度
℃
1862
理论燃烧温度
5
炉膛出口烟气温度
℃
1059
6
炉膛容积热强度
kW/m3
150.5
129.5×103kcal/m3h
7
锅炉本体烟气阻力
Pa
1291
131.65mmH2O
8
锅炉本体空气阻力
Pa
2025.2
206.51mmH2O
4、锅炉水容积
序号
部件
水压试验（m3）
运行时（m3）
1
锅筒
25
9
2
水冷壁下水管及连接管
41.83
41.83
3
过热器系统
26.43
4
省煤器系统
13.43
13.43
5
管道
~1
~1
总计
107.69
65.26
5、过热蒸汽调温方式及调温幅度
序号
名称
单位
数量
备注
1
喷水压力
MPa
11.76
喷水混合式
2
喷水温度
℃
215
3
一级喷水量
t/h
8.46
4
一级喷水调温幅度
℃
21
5
二级喷水量
t/h
3.627
6
二级喷水调温幅度
℃
17
6、制粉系统及燃料特性
序号
名称
单位
数量
备注
1
磨煤机计算出力
t/h
23.79
2
煤粉细度R90
%
20
3
可磨系数Kkm
1.3
4
应用基低位热值
kJ/kg
17107.3
（4086kcal/kg）
5
可燃基挥发份
%
31.38
6
磨煤富裕系数
1.3
7
磨煤干燥剂量
1.798
8
磨进口干燥剂温度
℃
230.47
9
磨出口干燥剂温度
℃
70
10
再循环风占干燥剂百分数
%
38.33
11
一次风百分比
%
25
12
二风次百分比
%
44
13
三次风百分比
%
26.72
1.3锅炉结构简述
本锅炉为单锅筒，自然循环，集中下降管，到U形布置的固体排渣煤粉炉。
按室内布置，锅炉前部为炉膛，四周布满膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道装设了两级对流过热器，炉顶，水平烟道转向室和尾部包墙均采用膜式包敷。
尾部竖井烟道中交错布置两级省煤器和两级空气预热器。
锅炉构架采用全钢构，按7度地震烈度设计。
炉膛，过热器和上级省煤器全悬吊在顶板梁上，尾部空气预热器和下级省煤器支承在后部柱和梁上。
燃烧器采用正四角切向布置，假象切圆为ф800mm，采用钢球磨中间储仓，干燥剂送粉系统，除渣设备采用刮板捞渣机。
（1）锅筒及汽水分离装置
锅筒内采用单段蒸发系统，锅筒内部装有旋风分离器，梯形波形板分离器，清洗孔板和顶部多孔板等内部设备。
它们的作用于充分分离汽水混合物中的水，并清洗蒸汽中的盐份，平衡锅筒蒸汽负荷，以保证蒸汽品质。
锅筒内装有42只直径为ф315mm的旋风分离器，分前后两排沿锅筒全长布置，采用分组连通罩式连接系统，这样可使旋风筒负荷均匀，获得较好的分离效果，每只旋风分离器平均负荷约5.94t/h。
汽水混合物从切向进入旋风分离器，在筒内旋转流动，由于离心作用，水滴被甩向四周筒壁沿壁而流下，汽水分离后，蒸汽向上流动，经旋风分离器顶部的梯形波形板分离器，进入锅筒汽空间进行重力分离，然后蒸汽通过平板式清洗装置，被从省煤器来的全部给水清洗，经给水清洗后的蒸汽再次进入空间进行重力分离，最后通过锅筒顶部的百叶窗和多孔板再一次分离出水滴，蒸汽被引出锅筒后，进入过热器。
为防止蒸汽高速抽出在引出处装有阻汽挡板。
在每个集中下降管入口处装有栅格板，为防止入口处产生漩涡和下降管带汽。
在锅筒内部还设有磷酸盐加药装置和连续排污装置，以改善锅水品质，另外，还装设有紧急防水管。
锅筒采用2组U形曲链片吊架，悬吊于顶板梁上。
（2）炉膛和水冷壁
炉膛断面为方形，深度和宽度均为7570mm。
炉膛四周由ф60×5,节距为80mm的管子焊成膜式水冷壁。
前、后水冷壁下部管子与水平线成50°角倾斜形成冷灰斗。
后水冷壁在炉膛出口下缘向炉内突起，形成折焰角，然后向上分二路。
其中一路1/3管数，节距240mm，垂直向上穿过水平烟道进入后水冷壁吊挂上集箱；另一路2/3的管数，节距120mm以与水平线成40°角倾斜，形成水平烟道底部的斜包墙，然后以水平线成7°斜角进入斜包墙上集箱。
为了减轻由于炉内燃烧而引起的水冷壁振动和防止因燃烧不稳定引起炉内爆炸而造成炉膛四壁的破坏，沿炉膛高度方向每隔3米左右设置一圈刚性梁，燃烧器区域的刚性梁因结构上的需要，增加了纵向刚性梁，连接成框架式结构。
为了满足运行，检修和监视的需要，在水冷壁装设有人孔，看火孔，打焦孔，火焰监视孔，吹灰孔，防暴门，烟温测孔，负压测孔，电视监视孔，氧量测孔。
全部水冷壁重量都通过上集箱由吊杆装置吊在顶板梁上，而热态运行时，整体向下膨胀。
水冷壁下集箱设有邻炉蒸汽加热装置，以缩短点火时间。
（3）过热器及汽温调节
本锅炉采用辐射和对流相结合，多次交叉混合。
两级喷水调温的过热器系统，整个过热器由顶棚管，包墙管、屏式过热器和两级对流过热器组成。
两级汽温调节均采用给水喷水减温。
一级作粗调，二级作为细调。
可以保证在锅炉在70%负荷运行时，气温仍可达到额定参数。
喷水水源取自给水操纵台前锅炉给水。
第一级计算喷水量为8.46t/h减温21℃；第二级计算喷水量为3.627t/h减温17℃。
（4）省煤器
省煤器装设在尾部竖井中，采用两级交叉，水和烟气逆流的布置方式。
为便于吹灰效果，均采用顺列结构。
上级省煤器置于包墙管烟道内，沿烟道宽度方向布置成左右对称两部分，又沿烟道深度方向分为前、后两部分，各一管组，横向节距78mm，横向排数为2×22排，采用支承结构，蛇形管束通过撑架，支撑梁传递到护板上，在支撑于结构的柱和梁上。
为了减轻烟气中飞灰，对受热面管子的磨损，每组管束的上面两排管子和靠炉墙侧面的两排管子上均加装防磨盖板。
在管束的弯头处装设了防磨罩。
考虑到燃用煤种的不同，省煤器区留有一定的空间，可以调整相应的受热面。
（5）空气预热器
采用立式、管式空气预热器，分两级与省煤器交叉布置。
上级为一个行程，下级为一个行程。
考虑到低温引起尾部腐蚀，将最下面的一个行程设计成单独管箱，以便于检修更换，在各个行程之间有连通箱连接。
预热器的风道间均装有膨胀接头，用以补偿热态下的相对膨胀，且包装密封不漏。
由于结构和系统的要求，在水平截面上，烟道分成两部分。
空气自下级预热器前后墙引入，从上级前、后墙引出，与烟气逆流换热。
上、中、下三个管箱的高度分别为3.5米、5米，2米，全部管箱由ф40×1.5mm的碳钢管制成，在每个管箱的上部装有200mm的防磨短管，在短管间浇灌上混凝土，以减轻飞灰对受热面管子的磨损。
为防止空气预热器振动，在管箱中装有防震隔板。
整个预热器的重量通过横梁传递到构架柱子上。
（6）燃烧设备
本锅炉采用角置直流式燃烧器，燃烧器布置在炉膛的正四角，炉内假象切圆直径为ф800mm，燃烧器设置二层共8只，点火油枪4只各设在下二次风口中。
燃烧器设计数据如下：
一次风截面：
4×0.1848m2推荐一次风速：
26m/s。
二次风截面：
4×0.2532m2推荐二次风速：
45m/s。
周界风口截面积：
4×0.07518m2推荐二次风速：
45m/s。
三次风口截面积：
4×0.07518m2推荐三次风速：
55m/s。
根据煤质分析计算数据，可判定燃料燃烧时具有结渣倾向、故在燃烧器设计时，采用了周界风结构，且一次风管中心线偏离周风管中心线10mm加大背火侧一次风管与周界风管的间隙，减少煤粉气流冲刷水冷壁的机会从而减轻结渣。
燃烧器与水冷壁为固接。
运行时同水冷壁一起向下膨胀，其膨胀由风粉管道吸收，燃烧器不应承受风粉管道施加的外力，点火采用二级程控点火系统，点火油枪采用带回油机械雾化方式，油枪和点火枪由电动推杆推动。
由高能半导体电嘴点火器点燃点火油枪，点火油枪再点燃煤粉，点火结束后，点火器和油枪分别由电动推杆推动退出工作位置，油枪容量为1250Kg/h，见特征曲线，在保证枪前压力2.94MPa（30Kgf/cm2）时经调节回油压力，而调节油枪出力。
试验目的
本次性能试验的目的是：
通过对锅炉额定工况下各参数的测试，摸清锅炉热损失的情况，寻找影响锅炉热效率、空预器漏风等技术指标的因素和原因，与同型号锅炉标杆参数比较，分析节能潜力，为提出节能技改方案提供科学依据。
试验依据的标准
（1）《火电机组启动验收性能试验导则》，原电力部，1998年3月。
（2）《锅炉说明书》——性能和结构
（3）《电站锅炉性能试验规程》，GB10184－88。
（4）发电厂锅炉相关合同及技术协议。
（5）广州员村热电厂＃1锅炉性能试验方案。
试验条件及试验过程简况
5.1试验条件
（1）对于性能试验，须经有关各方认可，机组经调试，确认锅炉机组各主、辅机能正常运转并满足性能试验要求。
（2）锅炉机组的严密性检查
a.消除烟、风及制粉系统不应有的泄漏；
b.消除汽、水、燃料的泄漏；
c.确定试验机组系统已与其他非试验系统隔离；
（3）对于性能试验，应使所有受热面在开始试验前均保持正常运行时的清洁度。
（4）确定已具有足够的、符合试验规定的试验燃料。
（5）所有参与试验的仪表（器）进行校验和标定。
（6）设备的实际状态、受热面的清洁度及燃料特性等和预先规定条件的任何偏离，均应记录在试验报告中。
（7）测试期间不允许进行可能干扰试验工况的任何操作，如排污、吹灰、打焦等。
5.2试验记录
应按规定将所有观察情况和测量结果全部记录于试验专用表格中。
由于某些原因（如测量系统泄漏等）造成参考试验数据的失效，经试验负责人认可，此类数据可不必记录。
（1）试验数据记录
试验数据记录至少应包括下列项目：
a.试验名称；
b.工况序别；
c.试验日期；
d.试验开始与结束时间；
e.测试时间与数据；
f.仪器类型及精度；
g.修正系数或修正值；
h.与数据处理有关的其他项目；
i.记录、计算人及负责人签名。
（2）对于持续时间较长的某些工况试验，需要更换观测人员时，应保证试验开始和结束时为同一观测人员。
（3）试验工况的舍弃
在试验过程中或整理试验结果时，发现观测到的数据中有严重的异常情况，则应考虑将此工况试验舍弃；如果受影响的部分是在试验的开头或结尾处，则可部分舍弃；如有必要，应重做该工况试验。
凡出现下列情况之一时，该工况试验应作废：
a.试验燃料特性超出事先规定的燃料特性变化范围；
b.蒸发量或蒸汽参数波动超出试验规定的范围；
c.某主要测量项目的试验数据中有1/3以上出现异常或矛盾。
5.3试验过程说明
（1）本次性能试验采用《电站锅炉性能试验规程》GB10184－88对锅炉热效率进行计算。
（2）在试验前校对空预器入口烟温、空预器入口烟气氧量、空预器出口烟温等关键参数。
（3）在性能试验前，煤粉细度按设计的最佳煤粉细度预先已调整到位，后对氧量、乏气、燃烧器火嘴等因素进行调整并稳定，在此基础上测试锅炉热效率。
此时的原煤样品、飞灰样品、炉渣样品由电厂化验，其结果用于对比计算固体不完全燃烧损失（q4）和排烟热损失（q2）。
（4）热效率性能试验进行测试，测试时间为4小时。
具体时间为2008年2月27日，12：
00－16：
00。
试验中获取的原煤样品、飞灰样品、炉渣样品由有资质的机构化验，其结果用于《电站锅炉性能试验规程》GB10184－88的锅炉低位热效率计算。
（5）试验时锅炉燃用的煤质稳定，试验期间锅炉带额定电负荷。
（6）锅炉带额定负荷，变工况后稳定运行1小时以上，才能进行下一工况试验。
（7）热效率性能试验前，锅炉运行持续时间已大于72小时，正式试验前的12小时中，前9小时锅炉负荷不低于试验负荷的75％，后3小时锅炉已维持试验负荷。
（8）试验期间保持锅炉各参数的稳定，参数稳定范围为：
蒸汽流量：
额定负荷时相应蒸汽流量±6％；
主汽压力：
额定蒸汽压力±2％；
主汽温度：
额定蒸汽温度的－10℃～＋5℃。
（9）在同一工况试验测试期间，锅炉运行人员保持煤量、风量不变，维持过热汽温、过热汽压在规定范围内，锅炉不吹灰，不打焦，不排污。
（10）烟气中水蒸汽比热、飞灰比热按各个工况的排烟温度计算；沉降灰比热按各个工况的空预器进口烟温计算。
（11）灰平衡为飞灰份额90%，炉渣份额10%。
同时因该锅炉采用炉内喷钙脱硫，增加了飞灰的份额，在计算q6和q4时候应予考虑。
（12）热效率计算对基准温度进行修正，将其换算到设计基准温度20℃下的热效率，若给水温度偏离设计值小于10℃，可不进行修正；将热效率修正到设计煤质，报告中的锅炉热效率除特别指出外，都是指对基准温度及煤种修正过的热效率。
（13）空气预热器的漏风率按GB10184-88附录K的规定进行计算。
（14）空气预热器进、出口氧量为各测点测量值的算术平均值。
（15）各烟道的排烟温度为各测点测量值的算术平均值，最终排烟温度为各烟道的排烟温度的算术平均值。
试验结果与评价
1.4电站锅炉烟气分析记录与评价
（1）尾部烟道进口氧量测量
空预器进口烟气的O2等成分测量采用代表点方法，每15分钟测量一次。
该炉尾部烟道氧量实测值与DCS显示值非常接近，认为该进口氧量符合要求。
（2）空预器出口烟气成分测量
空预器进口烟气的O2等成分测量采用代表点方法，每15分钟测量一次。
该炉就地有氧量测点，但没有显示和接到控制室DCS系统显示，经过调整，该锅炉空预器出口氧量值可就地显示，通过用烟气分析仪与现场烟道氧量测值比较，两者数据非常接近，认为该进口氧量符合要求，试验中取现场空预器出口氧量。
空预器出口烟气成分H2和CO等对化学不完全燃烧损失的计算非常重要，按代表点方法测量出口烟气成分H2和CO，但因没有CmHn传感器，该值无法测得。
（3）空预器进出口烟气温度测量
空预器进口烟气温度采用代表点方法。
进口烟气温度测量一次仪表为K型热电偶，二次仪表为IMP数据采集系统。
每15分钟测量一次。
由于该值对本次热效率计算无直接影响，取DCS表盘值。
空预器出口烟气温度测量采用代表点方法。
出口烟气温度测量一次仪表为热电偶，二次仪表为IMP数据采集系统，每15分钟测量一次。
先通过测量与控制室DCS显示值进行了比较，发现略有误差，测试中为求精确，采用就地实测值。
试验中空预器进出口烟气温度作为该锅炉的排烟温度。
（4）原煤取样
原煤取样位置在每台给煤机的落煤管上,根据煤粉仓的储量，提前取样。
试验期间对所有投运磨煤机进行轮流取样，每30分钟取样一次，然后混合缩分成一个样品。
由于该厂有按国标要求的取样装置，试验中取厂家取样装置提供的原煤样。
（5）飞灰取样
热效率验收考核试验飞灰取样在空预器出口采用代表点方法，每点取样时间为5分钟，由此确定代表点。
取样仪器为飞灰等速取样仪。
由于该厂有按国标要求的取样装置，试验中取厂家取样装置提供的灰样。
（6）炉渣取样和炉渣温度测量
考核试验期间炉渣在捞渣机出口取样，每30分钟取样一次。
然后混合缩分成一个样品。
并在炉膛底部出渣口用红外高温仪测得炉渣温度。
（7）煤粉取样
在运行给粉机的出口粉管上取样，每30分钟取样一次，然后混合缩分成一个样品。
由于该厂有按国标要求的取样装置，试验中在厂家取样装置处取出煤粉样。
（8）环境温度、湿度及大气压测量
在送风机入口（0m层）没有受到锅炉热辐射影响的地方，用水银温度计测量环境温度，大气湿度计测量环境湿度，空盒气压表测量大气压力。
每15分钟记录一次。
（9）炉膛燃烧区域火焰温度测量
炉膛燃烧区域火焰温度测量通过炉膛四周的看火孔,用红外高温仪通过四周观火孔测量，每15分中记录一次。
（10）运行数据记录
由试验人员抄表盘主要运行数据，每15分钟记录一次，结果取各次记录的算术平均值。
1.5试验过程中遇到的问题与分析
（1）烟气分析仪因缺少探头，无法确定甲烷和氢气的含量；
（2）烟气分析仪测点太少，且较靠近炉壁；
（3）烟气分析仪二氧化碳含量测出偏离较大；
（4）炉渣和飞灰的总量无法测得，计算中按经验值得到。
试验结论
该次试验对＃1炉进行了效率测试，具体各损失情况如下。
（1）在试验工况下，锅炉热效率测试的结果为91.57%。
与设计值91.08%相比，满足并超过设计要求。
（2）该炉排烟温度134.3℃，与使用设计煤种时的设计值137.5℃比较，降低3.2℃，满足并超过设计要求。
（3）排烟热损失6.17%；与使用设计煤种时的设计值6.73%相比要小，满足并超过设计要求。
（4）化学不完全燃烧损失0.003%，较小，与设计值中该项损失为零，基本接近。
（5）机械不完全燃烧损失为1.51%，与设计值1.5%相比，稍略增加。
（6）散热损失为0.74%，与设计值0.74%相比比较符合，满足设计要求。
（7）灰渣物理热损失为0.0081%，可以忽略不计，远小于设计值0.12%，满足设计要求。
由以上效率测试情况分析认为：
（1）该锅炉运行经济性较好，热效率满足并超过设计要求。
（2）排烟损失控制上，该炉因增强了炉膛及烟道的严密性，减少漏风，减少了排烟损失，达到较好的效果。
（3）机械不完全燃烧损失比设计值稍略增加，可能与炉内温度略低和采用炉内喷钙脱硫有关。
节能潜力分析与技改措施
1.6能耗指标分析
（1）该炉额定蒸发量220t/h，测试期间平均蒸发量221.94t/h，能长时间维持额定负荷运行；
（2）该炉锅炉额定负荷下热效率91.57%，优于设计值91.08%；
（3）测试4小时内耗电7182KWh，相当8KWh/t蒸汽。
（4）正常脱硫剂4t/h，测试时减为0.8t/h。
1.7影响能源消耗因素分析
（1）锅炉蒸发量
锅炉如果维持在额定负荷附近运行，热效率较高。
在试验过程中，锅炉的负荷在额定负荷附近，锅炉效率测试结果也较理想。
正常运行时，锅炉尽量维持高负荷运行。
（2）排烟温度
排烟热损失是在锅炉热损失中份额最大，排烟温度是影响锅炉排烟损失主要因素。
排烟温度高，热损失大，锅炉效率下降，能源消耗量增加。
在本次试验中排烟温度134.31℃低于设计值135.7℃，烟气热损失也低于设计值。
（3）过量空气系数
对于一台锅炉和对应的煤种来说，都有一个最佳的过量空气系数。
过量空气系数太小，不完全燃烧损失会增加；过量空气系数太大，烟气流量增加，烟气热损失增大。
过量空气系数是否合适，也是影响锅炉效率进而影响能源消耗的重要因素，正常时锅炉应选择最佳空气系数值运行。
（4）燃煤的煤质特性
燃煤的煤质特性对锅炉安全和经济运行非常重要，接近设计煤种则能源消耗量会降低。
本次试验中使用的混合烟煤基本上负荷设计煤种。
（5）保温层和严密性
锅炉炉膛和烟道的保温层完好才能保证保温效果，同样应严防烟道产生过大的漏风。
保温效果下降会增加散热损失，而烟道漏风加剧会增加排烟损失。
（6）受热面的清洁程度
燃煤锅炉由于灰分较高，运行时很容易产生结渣和积灰现象，影响受热面的换热效率，使锅炉热效率降低。
运行中应加强吹灰，防止灰渣积聚，保持受热面清洁。
（7）锅炉辅机的运行效率
锅炉辅机的运行效率偏低，则锅炉本身的能源消耗量增加，锅炉的净效率降低，能源消耗量增加。
此外，锅炉连续运行小时数、补水率、给水温度、环境参数也是影响锅炉热效率和能源消耗量的重要因素。
1.8节能技术改进措施
（1）加强燃煤的掺烧工作
当前因燃料供应紧张，锅炉燃烧煤经常偏离设计煤种，混煤和配煤工作非常重要，以使煤的成分接近设计参数。
集控运行人员做好锅炉燃烧调整，如燃烧结果不理想，及时改变配煤方式，才能保证锅炉稳定运行，提高机组的经济性。
（2）加强计量和制定能源定额考核指标
进一步完善能源计量系统，精确的计量各个部分的能源消耗量，制定能源定额考核指标，成立定额考核指标监督小组，责任到人，并建立相应的奖惩制度。
（3）更换老化的管道，阀门和保温设备
更换老化的蒸汽管道及其附属设备，减少跑冒滴漏，减小散热损失。
（4）定期检修和维护
定期对锅炉进行检修，对设备进行清洗和更换，保持水汽、烟气管道的畅通，提高换热器的热效率。
（5）锅炉辅机节能改造
对锅炉辅机进行节能改造，淘汰落后产品，对工况变化频繁辅机，则需对电机进行变频改造，以可以提高锅炉净效率。
（6）维持较高的炉膛中心温度
在燃料灰渣特性许可情况下，保持较高的炉膛中心温度有利于减少不完全燃烧损失。
这要求运行中通过调整使火焰集中，或采用燃烧区布置卫燃带等措施，来保持较高的炉膛中心温度。
1.9试验使用的分析测试仪器
序号
设备编号
仪器名称
型号/规格
制造厂商
1
97
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