华电青岛发电有限公司#1，#2机组300 MW锅炉为亚临界一次中间再热控制循环、四角切圆燃烧、摆动摆嘴调温、平衡透风、单炉膛锅炉，制粉系统为配有4台钢球磨煤机的中间储仓式系统，过热器采用辐射一对流组合布置。过热器由顶棚过热器、包覆过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器及末级过热器等组成；再热器由墙式再热器，屏式再热器和末级再热器组成；过热器调温除受燃烧器摆角摆动影响外，主要靠喷水调温。一级减温水为粗调，布置于分隔屏式过热器进口管道上；二级减温水为细调，布置于末级过热器进口管道上。再热器调温主要采用摆动喷燃器摆角来改变火焰中心高度，从而改变炉膛出口烟温；同时在再热器进口处布置事故喷水减温装置，在事故情况下备用。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，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
对电厂集控运行人员而言，锅炉运行过程中主汽温、再热汽温度的调节一直是比较复杂和棘手的问题，现对华电青岛发电有限公司300 MW亚临界机组主汽温、再热汽温调节过程进行系统的分析，对其中常见的问题进行相应的分析和调整。
1、影响主汽温、再热汽温的因素
1.1影响主汽温的因素
在锅炉运行过程中，对过热汽温的要求十分严格：过热汽温过高会影响过热器和汽轮机的安全运行；过热汽温过低会影响蒸汽循环效率并增大汽机的进汽量，从而影响汽轮机的安全。从经济角度讲，为了提高蒸汽的循环热效率，应在许可范围内尽可能维持较高的汽温，但要留有一定的安全裕量。
影响汽温变动的原因很多，下面分析几种主要原因。
1.1.1锅炉增负荷太快或者汽压上升太快的影响
在机组启动过程中，一般采取滑压运行方式，机组升负荷的过程也就是锅炉主汽压上升的过程。汽压升高时，饱和汽温也随着升高，蒸发量升高则给水变成蒸汽所需要的吸热量增多，为了满足锅炉升负荷的需要，必须进行燃烧调整，增加燃料量和通风量。当燃烧率调整过快时，锅炉蒸发量的增加量始终跟不上燃料量和通风量的增加量，此时水冷壁的相对吸热量减少，而对流受热面的相对吸热量增多，从而导致过热汽温上升过快，形成汽温过高的现象。
1.1.2风量调整不当的影响
锅炉安全、经济运行需要适宜的过量空气系数。锅炉运行中炉膛过剩空气系数增大时，由于大量低温空气进入炉膛吸热，将使炉膛内的温度水平下降，从而引起辐射传热减弱，水冷壁的蒸发量有所减弱，锅炉负荷有所下降。同时，由于进入炉膛的空气量增多，则相应的炉膛出口烟气量增大。此时，尽管炉膛出口烟气温度可能有所丁降，但对流受热面内单位工质的吸热量相对大大提高，从而使蒸汽温度升高。另外，当炉内过量空气系数减少时，即炉内燃烧风量不足时，会使炉内燃烧不好，机械不完全燃烧损失增大，即飞灰中可燃物的质量分数增大。当飞灰沉积在尾部烟道时，很容易发生尾部二次燃烧事故，此时，蒸汽温度将大幅度升高。
1.1.3火焰中心的影响
火焰中心偏高会引起蒸汽温度升高，主要原因是火焰中心的提高会引起炉膛出口烟气温度升高。对于四角切圆燃烧、通过摆动燃烧器摆角调温的锅炉，引起火焰中心上移的最直接原因是燃烧器的摆角向上摆动过量；其次是火嘴运行方式不同，投上层燃烧器或者上层燃烧器出力过大而使下层燃烧器出力过小；另外，在锅炉运行时，二次风的配风方式一般采用倒塔型配风。这种配风方式不但有利于燃烧的稳定性，同时可压低火焰中心，增加气粉在炉膛内的停留时间。如果运行中二次风配风采用塔形配风则易引起汽温过高。另外，当送风和引风配合不当而引起炉膛负压过高时，相当于提高了二次风和一次风的风速和风率，迫使火焰中心上移，导致汽温升高。
1.1.4燃料性质的影响
燃料水分过高会吸收大量汽化潜热，因此，对绝热燃烧的影响很大。在一定负荷下，煤中水分含量增加，为了保证负荷，煤的耗量将适当增加，从而使汽温升高。
煤中挥发分增加和煤粉细度变细的影响是相似的，即辐射吸热量相对增加而对流吸热量相对减少，汽温将下降。
1.1.5给水温度的影响
给水温度降低会使汽温升高。对于单元制机组而言，当高压加热器故障而引起解列时，给水温度将大幅度下降，当给水温度下降时，从给水变为饱和蒸汽的吸热量将增多，此时如燃料量不变，蒸发量就要减少，而过热器总的吸热量虽略有减少但基本不变，单位质量的蒸汽在过热器中所吸收的热量必然增加，使汽温升高，这是蒸汽侧扰动的结果。如果恢复蒸发量以满足汽机的需要，就必须增加燃料量。燃料量增加不但使总的辐射吸热量增加，同时也使总的对流传热量增加，导致汽温进一步升高。
1.1.6锅炉吹灰的影响
安装在不同地点的吹灰器进行吹灰时对汽温的影响不同。当炉膛进行吹灰时，由于水冷壁得到清洁，水冷壁的幅射吸热量增加，对流吸热量相对减少使汽温下降；当过热器对流受热面进行吹灰时，虽然炉膛的辐射吸热量没有改变，但过热器对流的吸热量增加使汽温上升；当省煤器进行吹灰，由于省煤器吸热量增加，相当于提高给水温度而使汽温有所下降，但影响不大。
1.1.7制粉系统启停对汽温的影响
制粉系统采用中储式热风送粉系统。制粉系统的三次风要带10%左右的煤粉进入锅炉中，而三次风口布置在喷燃器最上层，因而当制粉系统启动时，炉膛里不但增加了燃料和空气量，而且还使火焰中心上移，因而制粉系统启动时使汽温上升。
1.2影响再热汽温变化的因素
(1)再热器进口工质状态取决于汽轮机的高压缸排汽，其参数随着汽轮机运行方式及负荷的高低而变化。当汽轮机负荷降低时再热器进口汽温相应降低，其调温幅度也随之增大。
(2)再热器蒸汽压力低，等量的蒸汽在改变相同的吸热量时，再热汽温的变化就比过热蒸汽大。
(3)再热器入口设有喷水减温器，但它只是在非常情况下使用，正常运行时不使用。如果使用再热器入口喷水调温，再热器入口喷水的加入使得机组整个循环效率下降，煤耗增加。
(4)当运行工况变化时将使受热面的吸热量发生相应变化，从而使出口蒸汽温度发生变化。
2、正常运行中主汽温、再热汽温的调节方法
锅炉主要采用喷水减温和燃烧器上下摆动等方法作为正常汽温凋节手段。在非正常工况下，运行人员通过燃烧调整（如提高或降低炉膛火焰中心、增加或减少送／引风量、增加或减少锅炉的负荷等）影响汽温的变化来调整汽温。
要控制好汽温，首先应监视好汽温，要对汽温的变化趋势随时进行分析，以便采用适当的调整措施。运行人员在运行中不但要监视出口汽温，而且要监视蒸汽流程中任何一点的汽温，汽温调整中最直接的监视点是喷水后的汽温，虽然从喷水点到蒸汽出口还有很长一段蒸汽流程，但如果能够控制喷水后的汽温恒定，则蒸汽出口汽温虽可能发生变化，但变化幅度不会很大。
运行人员不但要监视汽温的变化，同时还要掌握自动调节阀开度与喷水量之间的关系。否则当自动失灵时，若运行人员不能及时发现，就会造成汽温过高或过低。在手动调节时，如果不了解喷水调节阀的特性，也会使喷水量时多时少而造成波动。
在锅炉运行中，要控制好再热汽温就必须对其进行监视，根据再热汽温的变化趋势正确地判断引起再热汽温变化的各种因素，及时调整，从而使再热汽温控制在规定范围内并保持稳定。再热汽温的控制同样需要超前意识，即不等再热汽温超过规定值就加以调整，否则会造成汽温大幅度地上、下波动。另外，在调整过程中，要力求稳调、勤调，即调节幅度要尽量小。
锅炉在正常运行中，主要采用改变燃烧器倾角的方法来调节再热汽温，而入口喷水只在异常情况下用来保护再热器。
下面根据以上分析对汽温调节方法进行总结。
2.1正常运行中的汽温调节
在正常运行中，负荷波动相对较小，给粉机下粉比较均匀，主汽压、炉膛负压波动较小，根据当时负荷要求，应保持一级减温器具有一定的开度，二级减温器基本关闭不开；如果一级减温器开度已经关得很小，应及时对燃烧进行调整，使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰，使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。如果各级减温器开度均比较大，应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器。当负荷降至200 MW以下时，二次风门、喷燃器摆角、风量调整完毕，若汽温仍低，应采用滑压运行方式降低主汽压，逐步提高汽温。当负荷升至210 MW以上时，尽量采用定压运行，辅助其他手段调节汽温在规定值，减少减温水量，提高机组热效率。
2.2变工况时的汽温调节
变工况时汽温波动大，影响因素众多，监盘人员在操作过程中应分清主次因素，及早动手，提前预防，必要时采取过调手段进行处理。在正常加负荷时，在调门开度保持不变的情况下，当燃烧加强后，蒸汽侧的蒸发量要滞后于燃烧侧的热负荷的加强。对过热器来说，由于蒸发量逐渐增加，对汽温还有一定的补偿能力，而对于再热器来说，则没有这种补偿能力。因此，在加负荷过程中，再热汽温的上升速度要比过热汽温的上升速度快。此时可以采用开大汽轮机调门或适当开启减温水的办法来调节汽温。减负荷过程与此相反。快速减负荷(RB)是指机侧由于某种原因使汽轮机主汽门关闭或调门迅速关小，锅炉侧发生RB。汽轮机的用汽量迅速减少，汽压升高，燃料量、风量减少迟延，过热汽温、再热汽温的上升速度比较快。因此，应立即投油稳燃，切掉上两层给粉机。在开大减温水的同时，应根据负荷减少情况停运1到2台磨煤机（正常顺序应该是在决定快减负荷时首先停磨）。在旁路投运正常情况下，可先开启旁路（此时应注意旁路减温水情况，防止对再热汽温造成冲击），若旁路不能正常投运，应采用手拉PCV阀的方法向空排汽来降压力，控制汽温。
2.3制粉系统启动时的汽温调节
在制粉系统启动时，相当于燃烧侧负荷突然加强，因此，过热汽温、再热汽温一般为上升趋势并有可能超温，故而在启动排粉机前可先适当降低汽温。启动磨煤机后适当降低给粉机的出力或停运给粉机，保持进入炉膛的总煤量在小范围内变化，并注意风量的调整，防止缺风运行，保持氧的质量分数为4%一6%。
2.4吹灰过程中的汽温调节
吹灰时汽温的调节：短吹是清除水冷壁受热面上的积灰，这样水冷壁吸收热量增加，在负荷、燃料量不变的情况下，烟气温度降低，过热器、再热器吸收热量减少，主热汽温、再热汽温随之降低。吹灰前应先增大炉膛负压，适当增加送风量，提高主热汽温、再热汽温设定值，减少减温水量。根据负荷适当调整二次风门及喷燃器摆角的开度。长吹的目的是清除烟道内过热器、再热器受热面上的积灰，包括折烟角前壁式再热器、分隔屏过热器、后屏过热器，末级过热器，折烟角上方及水平烟道布置屏式再热器、末级再热器、低温过热器及省煤器布置后烟井。根据吹灰器的布置情况，#1~#18吹灰器吹屏式再热器和末级再热器，#19—#30吹灰器吹低温过热器和省煤器。通过分析吹灰对汽温的影响发现，吹灰开始时主汽温大波动上升，接着主汽温逐渐降低，再热汽温逐渐升高，#18吹灰器吹灰结束，汽温基本稳定。一级减温水在整个过程中减少15 t左右，入口温度降低10℃左右，再热汽入口温度升高8℃左右，减温水增加20t左右。若负荷较高，制粉系统运行2套或3套，吹灰前应先增大炉膛负压，#1~#18吹灰器吹灰器吹灰时（隔天全吹#1~ #30吹灰器）对主汽温、再热汽温影响大，一级减温水设定温度512℃，再热汽减温水设定温度为535℃，加强监视主汽温、再热汽温变化，若无法控制应立即停止吹灰，待汽温正常后再进行。长吹对再热器受热面冲刷严重，所以，再热器吸热量增加，过热器吸热量减少，造成主汽温降低和再热汽温升高。
2.5 事故情况下的汽温调节
事故情况下调节主汽温、再热汽温的方法：
(1)调节系统失灵，发现主汽温、再热汽温调门卡涩，汽温有可能超高温或超低温，立即派人到就地手动打开或关小调门，稳定机组负荷和压力，尽量减少其他设备操作，及时联系检修人员进行处理。
(2)若给水系统发生故障或其他原因造成汽包水位满水，立即解除给水自动，手动调节，打开定期排污一次、二次门，稳定机组燃烧，减少减温水量；若造成汽包缺水，立即解除给水自动，手动调节，必要时启动电动给水泵上水，注意观察炉水泵电流，变化较大时应停运，增加减温水流量，防止汽温超限。
(3)过热器、再热器泄漏。若过热器发生泄漏，炉膛负压波动，汽压下降，给水流量不正常大于主汽流量，过热汽温和减温水流量变化大，立即降负荷、降低汽压运行，增加减温水流量，控制汽温。若再热器发生泄漏，炉膛负压波动，再热器进、出口压力下降，立即减负荷，增加减温水流量，若汽温无法维持，应申请停炉。
2.6高压加热器解列工况下的汽温调节
当高压加热器解列，给水温度大幅度下降，会造成把单位工质由给水加热到额定状态的过热蒸汽所需热量的改变，因而必须重新调整燃料与给水的比例，否则将引起过热汽温的大幅度变化。因此，当发生这种情况时，应立即投油，停用上层给粉机，降低锅炉的燃料和给水量，将机组功率降低至规定的范围内，然后保持给水流量和负荷不变，相应改变燃料及风量来调整燃料与给水之比，以适应工况变化的需要。在给水温度发生大幅度变化时，还应通过开大一级、二级减温水及再热汽减温水进行调节，方能保证过热汽温、再热汽温的稳定。高压加热器解列后由于给水温度降低，要维持蒸发量就必须增加燃料量，故过热汽温为上升趋势。但由于高压加热器解列后I，Ⅱ，Ⅲ段抽汽要进入汽轮机做功，会使机组负荷突然增加，尤其是在300 MW时有可能使锅炉超压而导致安全门动作，故此时不宜增加煤量，而应适当减小燃料量，待负荷和压力下降后再加燃料量。同时，应加强对过热、再热汽温的调整，以防超温；投入高压加热器时应缓慢投入，以防产生较大的扰动。高压加热器解列后对再热汽温的影响与过热汽温有所不同，由于抽汽量减少，使再热汽压力升高，流量增大，在燃烧还未变化时，再热汽温暂时下降(5—10℃)，但随着机组工况趋于稳定，再热汽温随即会迅速上升，监盘人员要做好预想工作，及时进行调整。
3、机组启、停时调节主汽温、再热汽温的操作
机组启动、停止是一个很不稳定的阶段，存在很多发生事故的机会，控制主汽温、再热汽温度和升温、升压速度就更加重要。一般应注意以下几个方面：
(1)在机组启动过程中，严格执行规程，严格按照启动曲线控制升温升压速度。
(2)油枪要从底层投入并应定期切换，采取多油枪少油量的燃烧方式，同时保障油枪的雾化效果良好，保证空气预热器正常吹灰。
(3)在机组启动过程中，机组采用滑压方式运行，机组载负荷的过程也就是主汽压上升的过程，汽压升高时，饱和汽温也随着升高；蒸发量升高则给水变成蒸汽所需要的吸热量增多，为满足锅炉升负荷的需要，必须进行燃烧调整。当燃烧率调整过快时，锅炉蒸发量的增加量始终跟不上燃料量和通风量的增加量，此时水冷壁的相对吸热量减少，而对流受热面的相对吸热量增多，从而造成过热汽温上升很快。
(4)机组并网后，在启动制粉系统前要联系热工专业人员将过热器一级减温水门强制打开，保证有减温水。同时，制粉系统的启动会使汽温快速上升，此时要进行燃烧调整，尽快提高负荷和主汽压，同时要提高给水压力和流量（可通过开锅炉定排换水来提高流量）来确保过热器一级减温水流量。当汽温上升速度快超限时，应立即停止制粉系统运行。
(5)在汽轮机冲转前，再热器没有蒸汽流过（干烧），所以要控制炉膛出口烟温在540℃以下，避免管壁超温而造成设备损坏。
(6)机组在滑缸温停机时，一般维持汽轮机调门开度不变，由炉侧降低燃烧率来减负荷。在滑参数过程中，负荷在150 MW以下时，原则上控制主汽压降压率为0. 10一0.16 MPa/min，主汽温、再热汽温降温速度为1.0~1.5℃/min。降温、降压过程中应注意控制主蒸汽、再热蒸汽温度偏差不超过28℃。降温、降压过程中应保证蒸汽过热度大于56℃，注意监视第1级蒸汽温度应比第1级金属温度低20℃以内，最大温差不能超过50℃。
4、结束语
蒸汽温度的调节控制过程是一个比较复杂的过程，本文分析了锅炉运行中影响汽温调节的一些因素，并给出了相应的解决方法，供运行人员参考。30码期期必中生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
