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    蒸汽溫度是火電機組運行的一項重要指標(biāo)，嚴(yán)重影響著機組的安全性和經(jīng)濟性。一般情況下，主汽溫度每降低10℃，相當(dāng)于多消耗燃料0.2%，對于壓力12—25 MPa、溫度540℃的蒸汽，主汽溫度每降低10℃，將導(dǎo)致循環(huán)效率下降0.5%，汽輪機出口的蒸汽濕度增大0.7%。這不僅影響了熱力系統(tǒng)的循環(huán)效率，而且加大了對汽輪機末級葉片的侵蝕，甚至發(fā)生水擊現(xiàn)象，嚴(yán)重威脅汽輪機的安全運行。
    某廠鍋爐自2005年投產(chǎn)以來一直存在著汽溫偏低的現(xiàn)象，過熱器減溫水長期沒有投用，過熱蒸汽和再熱蒸汽溫度很難達到設(shè)計值(540℃)，且煤質(zhì)較差時帶不起負荷。
   2010年機組小修后，由于燃煤熱值較高、未摻燒無煙煤等原因，鍋爐汽溫偏低的問題更加嚴(yán)重，高負荷（270 MW以上）時過熱汽溫經(jīng)常降到520℃、再熱汽溫降到510℃以下，在機組降負荷和停運制粉系統(tǒng)時鍋爐汽溫甚至降到500℃以下，由于鍋爐汽溫低經(jīng)常導(dǎo)致機組限制負荷運行，嚴(yán)重威脅了機組的安全性和經(jīng)濟性。
1、設(shè)備概況
    鍋爐型號為HG -1025/18.2 - PM27，根據(jù)美國ABB -CE燃燒工程公司技術(shù)設(shè)計制造，亞臨界壓力帶一次中間再熱自然循環(huán)汽包鍋爐，爐膛為單爐膛結(jié)構(gòu)，呈“n”型半露天布置，鍋爐采用直流式燃燒器、四角布置、切向燃燒方式，燃用山西貧瘦煤和本地?zé)o煙煤的混煤，燃燒器采用四角布置雙通道+寬調(diào)節(jié)比(WR)+燃盡風(fēng)反切(OFA)形式；鍋爐為平衡通風(fēng)、負壓運行，配備二級點火系統(tǒng)，油槍的最大出力按鍋爐30%MCR工況設(shè)計；制粉系統(tǒng)采用中間儲倉式熱風(fēng)送粉系統(tǒng)，配鋼球磨煤機4臺，富通新能源生產(chǎn)銷售生物質(zhì)鍋爐，生物質(zhì)鍋爐主要燃燒顆粒機、木屑顆粒機壓制的生物質(zhì)顆粒燃料。
2、汽溫偏低原因分析
2.1鍋爐設(shè)計的原因
   從鍋爐熱力計算書來看，鍋爐燃用設(shè)計煤種時，BMCR工況過熱減溫水為0，負荷300 MW時的THA工況減溫水量為12.8t/h，而燃用接近設(shè)計煤質(zhì)的其他同類型機組的設(shè)計減溫水量一般在30 ~40 t/h左右，可見廠家在受熱面布置設(shè)計方面相對保守，沒有考慮煤質(zhì)變化和運行條件變化可能帶來的汽溫調(diào)節(jié)裕量的問題。
  3號鍋爐空氣預(yù)熱器轉(zhuǎn)子直徑為∮9468mm，而其他同類機組空氣預(yù)熱器轉(zhuǎn)子，3號鍋爐空氣預(yù)熱器受熱面積比同類型空氣預(yù)熱器受熱面積減少約17%，且由于空預(yù)器積灰導(dǎo)致傳熱效果下降，導(dǎo)致鍋爐一、二次風(fēng)溫較設(shè)汁值偏低40—50C，從而影響了鍋爐整體汽溫的提高。
2.2入爐煤質(zhì)的原因
  設(shè)計燃用無煙煤和貧煤的混煤．揮發(fā)分V為14. 69%，低位發(fā)熱量為為21483 U/kg。目前鍋爐機組實際燃用單一煤種貴州煤，揮發(fā)分vW為11%～13%，低位發(fā)熱量為21000kj/kg左右。從燃燒情況來看，目前入爐煤的著火和燃盡特性較好，相對于無煙煤混煤而言，出現(xiàn)了爐膛火焰中心下移、爐膛出口煙溫以及各級受熱面煙溫偏低的現(xiàn)象（設(shè)計的300 MW負荷末再出口煙溫761℃，實際運行時為740℃；設(shè)計的空預(yù)器人口煙溫375℃，實際運行時只有345℃）。運行和試驗結(jié)果表明，當(dāng)入爐煤發(fā)熱量和揮發(fā)分降低時，汽溫偏低的問題明顯好轉(zhuǎn)。
2.3運行控制的原因
    運行人員采取20臺給粉機全部投運、上兩層（D，E層）自動的運行方式，當(dāng)入爐煤熱值較高時，各層給粉機轉(zhuǎn)速均較低（轉(zhuǎn)速指令1590一200左右），參與自動的D，E層轉(zhuǎn)速經(jīng)常波動到10%以下，這種運行方式導(dǎo)致上層燃燒器煤粉量低、燃燒較弱，同時汽溫隨燃燒指令周期性波動，非常不利于提高和穩(wěn)定蒸汽溫度，導(dǎo)致鍋爐氣溫長期偏低。
2-4設(shè)備方面的原因
    在小修過程中，清除鍋爐機組燃燒器區(qū)域焦塊，爐膛受熱面相對較清潔，水冷壁吸熱量較多，故爐膛出口溫度相對較低。進行鍋爐機組燃燒調(diào)整試驗時，空氣預(yù)熱器阻力較大(達到1800 ~2 000Pa)，環(huán)境溫度較高、機組負荷在290MW以上時引風(fēng)機滿出力運行、氧量難以達到2.5%．只能維持爐膛微正壓的狀況運行，嚴(yán)重限制了鍋爐帶負荷能力和汽溫水平的提高。
3、提高蒸汽溫度的技術(shù)措施
    在鍋爐負荷較高、入爐煤熱值較高的情況下，通過以下調(diào)整手段保證了汽溫達到設(shè)計值。
    (1)燃燒方式調(diào)整
    增加E層給粉機轉(zhuǎn)速并退出自動：將E層給粉機轉(zhuǎn)速切為手動，轉(zhuǎn)速增加到30%，并穩(wěn)定在此轉(zhuǎn)速下運行。將D，E層燃燒自動改為C，D層燃燒自動。
    根據(jù)煤質(zhì)情況和給粉機轉(zhuǎn)速，適當(dāng)降低A，B層給粉機轉(zhuǎn)速，當(dāng)給粉機轉(zhuǎn)速整體較低時，退出A層部分火嘴運行。
    (2)輔機運行方式調(diào)整
    針對鍋爐空氣預(yù)熱器積灰嚴(yán)重、阻力較大，引風(fēng)機帶負荷能力受限，高負荷下氧量偏低的問題，通過引風(fēng)機和增壓風(fēng)機聯(lián)調(diào)的方法，增大了引風(fēng)系統(tǒng)出力，300 MW負荷下省煤器出口氧量達到了3. 5%左右，對改善汽溫起到了顯著作用。
4、調(diào)整效果
    通過采取以上措施，提高了火焰中心的高度和爐膛出口溫度，增大煙氣流量加強換熱，鍋爐過熱蒸汽出口溫度由520C提高到535aC以上，二級減溫水保證了一定開度，再熱蒸汽出口溫度也達到了528℃以上。由于二級減溫水有了一定開度，在鍋爐燃燒自動（即給粉機轉(zhuǎn)速）波動的情況下過熱蒸汽溫度基本保持穩(wěn)定．調(diào)整達到了較理想的效果。
5、建議
    在目前入爐煤質(zhì)和負荷狀況下，通過調(diào)整爐膛火焰中心高度、增加風(fēng)量可以實現(xiàn)蒸汽溫度的有效控制。調(diào)整試驗是在高負荷、且入爐煤為高熱值云貴煤的工況下進行的，在低負荷、入爐煤質(zhì)變化的工況下仍可按照這一思路進行調(diào)整。
    為保證鍋爐在不同工況下蒸汽溫度基本達到設(shè)計值，提出以下建議：
    (1)保證人爐煤質(zhì)穩(wěn)定，應(yīng)控制入爐煤熱值和揮發(fā)分。在機組高負荷運行時，人爐煤熱值應(yīng)控制在19000kj/kg以上，以保證鍋爐帶負荷能力；高硫煤與其它煤種進行合理摻配，控制人爐煤含硫量在一定范圍，防止出現(xiàn)鍋爐嚴(yán)重結(jié)焦和水冷壁高溫腐蝕。鍋爐設(shè)計煤種干燥無灰基揮發(fā)分為14%，當(dāng)入爐煤揮發(fā)分較高時可能導(dǎo)致著火、燃盡較快，火焰中心較低，從而導(dǎo)致汽溫偏低，因此入爐煤干燥無灰基揮發(fā)分不宜過高，應(yīng)控制在10%一20%以內(nèi)。對高熱值、高揮發(fā)分煤種宜采用停運下層火嘴、投運上4層火嘴的運行方式。
    (2)降負荷和磨煤機運行過程中，對汽溫提前采取控制措施。降負荷和停磨過程均是減少熱負荷的過程，可能導(dǎo)致汽溫較大幅度下降，因此應(yīng)提前采取有效的措施，防止汽溫劇降。
    (3)適當(dāng)提高氧量。試驗分析認為，鍋爐機組負荷270—300 MW時氧量控制在3.5%～4. 5%、負荷240～270 MW時氧量控制在4.590～5.5%、負荷210～240 MW時氧量控制在5.5%～6.0%、負荷180～210 MW時氧量控制在6.0%～6.5%比較適宜，并且在可能的情況下，適當(dāng)增加增壓風(fēng)機負荷，滿足高負荷下爐膛負壓的需要。
    (4)優(yōu)化吹灰方式。減少爐膛吹灰頻率，加強煙道吹灰。在結(jié)焦不嚴(yán)重的情況下，每2—3d應(yīng)進行1次爐膛吹灰，每天進行1次尾部煙道吹灰。
    (5)進行空預(yù)器清洗，降低阻力，增強傳熱效果，提高一、二次風(fēng)溫。
  (6)進行必要的設(shè)備改造。聯(lián)系廠家進行煤質(zhì)校核計算，必要時進行設(shè)備改造論證；增加低溫再熱器受熱面面積、恢復(fù)上層火嘴擺動功能、進行三次風(fēng)上傾改造和增加空氣預(yù)熱器熱端吹灰器等。