火力发电对气温的影响！还可以这样分析-北极星火力发电网

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要做好气温的调整，首先得了解影响汽温变化的因素及影响趋势，正确把握了汽温影响因素，才能正确指导我们对汽温进行有效的调整，使汽温可控在理想范围。总的来讲，影响汽温变化的因素可以分成两部分，即蒸汽侧、烟气侧对汽温变化的影响。

一、烟气侧的影响因素：

1)燃烧强度的影响。负荷不变的情况下，若燃烧加强(风量、煤量增加)，则主汽压力上升，主汽温度及再热汽温会由于烟温和烟气量增加有所上升;反之则下降，而汽温的变化幅度则与燃烧变化的幅度有关。

2)火焰中心(燃烧中心)位置的影响。当炉膛火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，由于过热器、再热器均布置在炉膛上部，因而吸收的辐射热量增加，导致主、再热汽温升高。反映到我们实际运行中常见的就是当磨煤机切换为中上层磨煤机运行时，主再热汽温度均上升。另外，当锅炉炉底水封失去时，由于炉膛负压将冷空气从炉底吸入，抬高了火焰中心，会造成主再热汽温大幅升高，严重时，会造成汽温、过热器壁温全面超限。

3)煤质的影响。煤质差，即发热量低、挥发份低、灰分、水份含量高，要维持相同蒸发量所需燃料量相对要增加，同时煤中水分和灰份吸收炉内热量所占比例增加，造成炉膛出口炉温降低，这对辐射型即屏式过热器来说影响较大，其吸热降低，当然使汽温下降。对流型过热器则相对复杂一点，一方面，其入口烟温下降，影响汽温下降，另一方面，要保证同样的蒸发量，势必燃用煤质变差时就要相应增加燃料量和风量，造成烟气热容积增大，流经对流过熱器的烟气量和流速增加，使汽温上升。同时，因为煤质差，着火点就会推迟，相应的造成火焰中心的抬高，使汽温上升。所以说，煤质差，使汽温上升、下降的因素都有，只有看那个因素影响大了，实际经验告诉我们，汽温一般是上升的，主要原因是在负荷不变的情况下，由于煤质差，煤量增加，煤主控指令增加，相应的送风量也增加，烟气量增加，由于过热汽温、再热汽温均为对流特性，烟气量的增加会使过热器、再热器在蒸汽流量不变(负荷一定)的情况下，吸收烟气的换热量增加而使蒸汽温度升高。当煤质较好(发热量高、挥发份高、灰分低)时，则会因为相同负荷下燃烧产生的烟气量小，汽温偏低。值得注意的是，当燃用煤质的发热量高但挥发份低时(如无烟煤或挥发份很低的贫煤)，由于其在炉膛内不能完全燃烧，仍有一部分未完全燃烧的碳粒会被烟气携带至过热器区域燃烧，因此可能会造成主、再热汽温升高。因此运行中应注意煤质变化情况来判断其对汽温的影响趋势，提前做好预控调整。

4)煤粉细度的影响。煤粉变粗时，煤粉在炉内燃尽时间增加，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，汽温上升。煤粉变细时，由于其在炉膛内即可实现完全燃烧，水冷壁吸热增强了，但过热器吸热相对少了，主再热汽温也就下降了。

5)风量大小的影响。风量大小直接影响烟气量的大小，也就是对对流型过热器及再热器影响较大，我们锅炉设计一般过热器汽温特性都是偏对流型，再热器汽温特性也多是对流型的，所以风量增加汽温上升，风量减小汽温下降。

6)吹灰、打焦及受热面清洁程度的影响。受热面的清洁程度对汽温的影响十分大，当受热面积灰或结焦后，换热能力急剧下降(灰的换热系数是钢的1/40)，因此，当不同的受热面积灰或结焦时，对汽温的影响是不同的。一般来说水冷壁积灰结焦，其吸热量就会下降，而这些热量会由烟气携带至过热器、再热器区域进行释放。而流经过热器、再热器中的蒸汽量不变，所以过热汽温、再热汽温必然上升了，而我们进行炉膛吹灰后，水冷壁清洁了，水冷壁吸热量增加了，过热器、再热器吸热量小了，汽温自然要下降。同理，过热器再热器受热面吹灰以后，汽温会升高，减温水量相应增加。吹灰效果越好，汽温变化越明显。因此，在锅炉吹灰时，要根据所吹区域掌握汽温变化趋势，及时调节减温水量，避免汽温突变。应当指出，这里分析的汽温变化是在本区域吹灰结束后的一个总体变化趋势，在实际锅炉吹灰过程当中，往往会出现吹的是A侧过热器区域而A侧过热汽温降低的情况，这种情况也属正常，个人觉得主要是两个原因，一是吹灰是一个漫长的过程，整个受热面的清洁是一个逐渐的过程，不可能吹了一个吹灰器就能表现出汽温特性来，另一个是当进行吹灰时，由于吹灰蒸汽温度低于烟气温度，可能造成被吹区域的烟温、烟气流速降低而表现出来本侧汽温降低。随着吹灰的不断进行，越来越多的受热面变得清洁，我们会发现汽温越来越高、减温水量慢慢地也增加了(微信搜索火电厂技术联盟查看更多火电知识)。

9)烟气量的影响。我们的再热汽温调整设计为烟气挡板的调节，其原理就是通过改变流过低温对流再热器烟气量大小来调节再热汽温。对于对流型过热器再热器，烟气量即流速(流通面积是一定的)对对流换热量影响很大，烟气量增加汽温上升，减少汽温下降。

二、蒸汽侧的影响：

1)饱和蒸汽湿度对汽温影响，饱和蒸汽湿度越大，含水量越多，汽温越低。饱和蒸汽湿度与汽水品质、汽包水位高低和蒸发量大小有关。当锅水品质差、含盐量增大时，容易造成汽水共腾引起蒸汽带水;当汽包水位保持过高，汽包内部旋风分离器分离空间减小，汽水分离效果下降容易引起蒸汽带水;当锅炉蒸发量突然大增或者超负荷运行，蒸汽流速增加，蒸汽携带水滴能力增强，会造成饱和蒸汽携带水滴的直径和数量大增。上述几种情况均会造成汽温突降，严重时威胁汽轮机安全运行。因此，运行中要尽量避免。

2)负荷的影响，即：锅炉蒸发量的影响。我公司二期锅炉的过热器汽温特性整体呈对流型，再热器汽温特性为对流型，所以，在负荷增加时汽温上升;反之，汽温下降。再热汽温有一定的滞后性，所以提前控制很重要。在加负荷过程中，可能会存在锅炉燃烧暂时跟不上，这个时段就会因为烟气温度和烟气量增加不多而蒸汽量增加很快(电负荷增加、汽机调门开大)，主、再热汽温汽压下降，此时应根据汽温情况提前预控，防止汽温大幅上升。同理，减负荷时要提前控制减温水甚至全关减温水，防止汽温突降。

3)主汽压力的影响。压力升高，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽所需的热量增加，在燃料量不变的情况下，锅炉蒸发量瞬间减少，即通过过热器的蒸汽量减少，且过热器入口的饱和蒸汽温度上升，导致汽温升高。反之，压力下降，汽温下降。但应注意，压力变化对气温的影响是一个暂时的过程，随着压力降低，燃料量及风量会增加，因此终究汽温是会上升的甚至会上升的幅度很大(取决于燃料量增加的程度)。在理解这一条时谨记“压力高时谨防灭火(燃料量会减少很多造成燃烧恶化)，压力低时谨防超温”。

4)给水温度的影响。给水温度升高，产出相同蒸汽量所需燃料量减少，烟气量相应减少且流速下降，炉膛出口烟温降低。整体上，辐射过热器吸热比例增加，对流过热器吸热比例减少，根据我们的偏对流过热器和纯对流再热器特性，主、再热汽温是下降的，减温水量减小。反之，给水温度降低将导致主、再热汽温升高。实际运行中在进行高加的解列和投入操作时尤为明显，要多加关注，及时调整。

5)、一、二级减温水量的影响。我公司二期锅炉，过热器一级减温水在屏过前低过后喷入，主要用于保护屏过防止屏过管壁超温，同时对过热汽温进行粗调。二级减温水在屏过与高过间喷入对汽温进行细调。一级减温水的投入原则是保护屏过不超温兼顾汽温调整在正常范围，二级减温水量在保证汽温正常的基础上尽量少投或不投，由于二级减温水量变化对汽温变化影响较快、较大。运行中禁止大幅度操作，防止汽温突升突降。再热汽温的调整设计上用烟气挡板调整，事故喷水减温在再热器入口布置是异常情况下防止再热汽温超限少量喷入。投入时注意观察减温器后温度应有一定的过热度。不论是烟气挡板还是喷水减温，调整再热汽温均滞后性比较大，所以加减负荷、切换磨煤机等变工况运行应有预见性的提前减温水和挡板同时配合调整，和过热温调整要同步进行，否则，将很难控制。由于再热器减温水投入后对机组效率降低明显，(相当于增加了低品质蒸汽进入中压缸做功的份额)所以，在保证安全经济运行的前提下，尽量不投或少投减温水，尽量采用烟气挡板和燃烧调整满足再热汽温要求。

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