目前燃煤电厂烟风煤粉系统的阻力计算一般参照相关规程进行单个零件计算及全阻力累加，由于系统性考虑不足，可能使计算得到的阻力值不能反映烟风煤粉系统的实际情况^［1］。同时，鉴于目前计算机辅助工具的不断进步，新型的零部件诸如吸风口、方圆节、汇流或分流组件等层出不穷，规程的经验公式已难以将其全部涵盖。基于此，本项目以海门电厂1 000 MW机组为例，拟通过理论压降公式计算与现场实测两种方式对主要烟风煤粉管道采用优化设计方案前后的实施效果进行验证，由于该工程的烟风煤粉管道典型部件优化具有通用性，故验证结果可以直接指导后续工程的烟风道优化方案选择及阻力计算。

主要烟风煤粉管道，参照火电工程的设计习惯，可以细分为冷一次风道、冷二次风道、热一次风道、送粉管道、除尘器前烟道及热二次风道。

据了解，目前电厂的测试条件相对较差，故为了最大程度的消除测试手段和测试仪器带来的偏差，本文不但对理论计算值与实际测试值的绝对值进行对比，而且还增加了差值对比。差值对比方案的简介如下：

1）选择两台机组（海门电厂2号机组及3号机组），保证主机相同，工程环境边界条件相同，主要辅机的布置保持不变，仅烟风煤粉管道布置存在差异。

2）现场测试点布置的相对位置相同。

3）测试过程中机组负荷、燃煤品质等主要参数保持不变。

4）对烟风煤粉管道进行分段，并对两台机组不同段的阻力差额进行理论计算和实际测试数据计算，得出理论差值和实测差值。

5）进行差值对比。

采用大气压力表测量当地大气压力pa（Pa），采用水银棒式温度计测量计算截面处的介质温度t（℃）。管道阻力△P_t按式（1）计算，其中计算截面处的静压P_s采用微压计测量，动压P_d采用等截面网格法测量，利用标准皮托管和微压计测量截面上各网格点的动压，并按照式（2）计算。计算截面处的流量q_v按式（3）计算，介质密度ρ按式（4）计算：

式中：P_t1为管道进口截面全压（Pa）；P_t2为管道出口截面全压（Pa）；P_s为测量截面处静压（Pa）；P_d为测量截面处动压（Pa）；P_di为流量测量截面内各个网格点上的时间平均动压（Pa）；A为流量测量截面处的面积（m²）；ρ_o为标准状态下介质（烟气或空气）的密度（kg/m³）。

主要理论计算及实测值数据对比详见表1所示。为使数据具有可比性，表中的分段压降实测值均已经折算到设计温度和设计流量工况。

由表1的对比可以分析总结如下：

1）现场实测的分段压降值基本上优于理论计算值。结合实际布置发现，2号机组风机吸风口和防雨罩采用传统形式，整体流场较差，故实际测试值劣于3号机组。3号机组采用新型吸风口和防雨罩，带来了整体流场优化，有利于降低吸入口部位其他零部件的阻力，同时风机出口段减少弯头或者增设导流板的做法也可以优化流场，而经验公式对此没有具体规定，对整个流场的统筹考虑也相对简单^［2-3］。

2）3号机采用优化方案后，现场实测的优化效果明显优于理论计算值，这主要是由于3号机组所做的优化，对整个管道系统的阻力降低均有好处，可以降低整体阻力水平。而理论计算值仅就优化的局部位置进行了计算^［4-5］，故数值偏小。

3）由表1可以看出，3号机热二次风道采用优化方案后，现场实测的优化效果同理论计算值相差不大。现场实测值稍偏低。这与现场测点位置和测试精确度关系较大。

基于电厂实际主辅机配置，将压降优化值折算至电耗及运行费用，进行经济性对比。主要计算公式如下：

1）风机轴功率 P_f：

式中：Qs为风机入口流量（m³/s）；H为风机全压（Pa）；∅ρ为气体压缩系数；η_m为风机机械效率，一般取0.98；η_F为风机空气动力效率。

2）年运行费用 R_y：

式中：h_y为年利用小时数（h），本工程取值5 500 h；BP为单位发电成本（元/kW·h），本工程取值0.261^［6-7］；η_b为厂变效率，一般取0.98；η_mt为风机电动机内效率；η_s为输电效率，一般取0.98。

对优化前后的风机轴功率、及年运行费用分别进行计算，计算所得的差值如表2所示。

海门电厂3号机组在2号机组的基础上对烟风道进行了大量的优化设计，采用优化措施后，每台机组可降低初投资115.9万元，3号机组共可以降低约232万元。

文章以依托工程为例，对烟风煤粉管道的设计优化实施效果进行了理论计算与现场测试验证。理论计算结果显示每台机组每年可节约运行费用至少79.7万元^［8-9］，实测结果显示每台机组每年可节约运行费用120.6万元^［10］，经济效益较好。

优化前后的现场实测效果优于理论计算值，主要原因在于优化方案有利于降低烟风煤粉整个管道系统的阻力水平，对未优化部位的零部件阻力降低也有很大好处，理论计算仅就优化部位进行了优化前后差值计算，故数值偏小。