某厂锅炉自2005年投产以来一直存在着汽温偏低的现象，过热器减温水长期没有投用，过热蒸汽和再热蒸汽温度很难达到设计值(540℃)，且煤质较差时带不起负荷。
2010年机组小修后，由于燃煤热值较高、未掺烧无烟煤等原因，锅炉汽温偏低的问题更加严重，高负荷（270 MW以上）时过热汽温经常降到520℃、再热汽温降到510℃以下，在机组降负荷和停运制粉系统时锅炉汽温甚至降到500℃以下，由于锅炉汽温低经常导致机组限制负荷运行，严重威胁了机组的安全性和经济性。
1、设备概况
锅炉型号为HG -1025/18.2 - PM27，根据美国ABB -CE燃烧工程公司技术设计制造，亚临界压力带一次中间再热自然循环汽包锅炉，炉膛为单炉膛结构，呈“n”型半露天布置，锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，燃用山西贫瘦煤和本地无烟煤的混煤，燃烧器采用四角布置双通道+宽调节比(WR)+燃尽风反切(OFA)形式；锅炉为平衡通风、负压运行，配备二级点火系统，油枪的最大出力按锅炉30%MCR工况设计；制粉系统采用中间储仓式热风送粉系统，配钢球磨煤机4台，30码期期必中生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗粒机、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料。
2、汽温偏低原因分析
2.1锅炉设计的原因
从锅炉热力计算书来看，锅炉燃用设计煤种时，BMCR工况过热减温水为0，负荷300 MW时的THA工况减温水量为12.8t/h，而燃用接近设计煤质的其他同类型机组的设计减温水量一般在30 ~40 t/h左右，可见厂家在受热面布置设计方面相对保守，没有考虑煤质变化和运行条件变化可能带来的汽温调节裕量的问题。
3号锅炉空气预热器转子直径为∮9468mm，而其他同类机组空气预热器转子，3号锅炉空气预热器受热面积比同类型空气预热器受热面积减少约17%，且由于空预器积灰导致传热效果下降，导致锅炉一、二次风温较设汁值偏低40—50C，从而影响了锅炉整体汽温的提高。
2.2入炉煤质的原因
设计燃用无烟煤和贫煤的混煤．挥发分V为14. 69%，低位发热量为为21483 U/kg。目前锅炉机组实际燃用单一煤种贵州煤，挥发分vW为11%～13%，低位发热量为21000kj/kg左右。从燃烧情况来看，目前入炉煤的着火和燃尽特性较好，相对于无烟煤混煤而言，出现了炉膛火焰中心下移、炉膛出口烟温以及各级受热面烟温偏低的现象（设计的300 MW负荷末再出口烟温761℃，实际运行时为740℃；设计的空预器人口烟温375℃，实际运行时只有345℃）。运行和试验结果表明，当入炉煤发热量和挥发分降低时，汽温偏低的问题明显好转。
2.3运行控制的原因
运行人员采取20台给粉机全部投运、上两层（D，E层）自动的运行方式，当入炉煤热值较高时，各层给粉机转速均较低（转速指令1590一200左右），参与自动的D，E层转速经常波动到10%以下，这种运行方式导致上层燃烧器煤粉量低、燃烧较弱，同时汽温随燃烧指令周期性波动，非常不利于提高和稳定蒸汽温度，导致锅炉气温长期偏低。
2-4设备方面的原因
在小修过程中，清除锅炉机组燃烧器区域焦块，炉膛受热面相对较清洁，水冷壁吸热量较多，故炉膛出口温度相对较低。进行锅炉机组燃烧调整试验时，空气预热器阻力较大(达到1800 ~2 000Pa)，环境温度较高、机组负荷在290MW以上时引风机满出力运行、氧量难以达到2.5%．只能维持炉膛微正压的状况运行，严重限制了锅炉带负荷能力和汽温水平的提高。
3、提高蒸汽温度的技术措施
在锅炉负荷较高、入炉煤热值较高的情况下，通过以下调整手段保证了汽温达到设计值。
(1)燃烧方式调整
增加E层给粉机转速并退出自动：将E层给粉机转速切为手动，转速增加到30%，并稳定在此转速下运行。将D，E层燃烧自动改为C，D层燃烧自动。
根据煤质情况和给粉机转速，适当降低A，B层给粉机转速，当给粉机转速整体较低时，退出A层部分火嘴运行。
(2)辅机运行方式调整
针对锅炉空气预热器积灰严重、阻力较大，引风机带负荷能力受限，高负荷下氧量偏低的问题，通过引风机和增压风机联调的方法，增大了引风系统出力，300 MW负荷下省煤器出口氧量达到了3. 5%左右，对改善汽温起到了显著作用。
4、调整效果
通过采取以上措施，提高了火焰中心的高度和炉膛出口温度，增大烟气流量加强换热，锅炉过热蒸汽出口温度由520C提高到535aC以上，二级减温水保证了一定开度，再热蒸汽出口温度也达到了528℃以上。由于二级减温水有了一定开度，在锅炉燃烧自动（即给粉机转速）波动的情况下过热蒸汽温度基本保持稳定．调整达到了较理想的效果。
5、建议
在目前入炉煤质和负荷状况下，通过调整炉膛火焰中心高度、增加风量可以实现蒸汽温度的有效控制。调整试验是在高负荷、且入炉煤为高热值云贵煤的工况下进行的，在低负荷、入炉煤质变化的工况下仍可按照这一思路进行调整。
为保证锅炉在不同工况下蒸汽温度基本达到设计值，提出以下建议：
(1)保证人炉煤质稳定，应控制入炉煤热值和挥发分。在机组高负荷运行时，人炉煤热值应控制在19000kj/kg以上，以保证锅炉带负荷能力；高硫煤与其它煤种进行合理掺配，控制人炉煤含硫量在一定范围，防止出现锅炉严重结焦和水冷壁高温腐蚀。锅炉设计煤种干燥无灰基挥发分为14%，当入炉煤挥发分较高时可能导致着火、燃尽较快，火焰中心较低，从而导致汽温偏低，因此入炉煤干燥无灰基挥发分不宜过高，应控制在10%一20%以内。对高热值、高挥发分煤种宜采用停运下层火嘴、投运上4层火嘴的运行方式。
(2)降负荷和磨煤机运行过程中，对汽温提前采取控制措施。降负荷和停磨过程均是减少热负荷的过程，可能导致汽温较大幅度下降，因此应提前采取有效的措施，防止汽温剧降。
(3)适当提高氧量。试验分析认为，锅炉机组负荷270—300 MW时氧量控制在3.5%～4. 5%、负荷240～270 MW时氧量控制在4.590～5.5%、负荷210～240 MW时氧量控制在5.5%～6.0%、负荷180～210 MW时氧量控制在6.0%～6.5%比较适宜，并且在可能的情况下，适当增加增压风机负荷，满足高负荷下炉膛负压的需要。
(4)优化吹灰方式。减少炉膛吹灰频率，加强烟道吹灰。在结焦不严重的情况下，每2—3d应进行1次炉膛吹灰，每天进行1次尾部烟道吹灰。
(5)进行空预器清洗，降低阻力，增强传热效果，提高一、二次风温。
(6)进行必要的设备改造。联系厂家进行煤质校核计算，必要时进行设备改造论证；增加低温再热器受热面面积、恢复上层火嘴摆动功能、进行三次风上倾改造和增加空气预热器热端吹灰器等。
