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锅炉汽温调整方法及影响因素汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。
在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。
下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。
由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
汽温调整的原则：汽温调整的原则：1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能在工况发生变化时及时调整好汽温。
2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常。
3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维持过热器出口汽温。
4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热器事故喷水以提高机组经济性。
5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。
6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。
汽温调节的方法：1、主蒸汽温度高时应采取下列措施1) 开大减温水调整门，并注意减温水量与减温器后汽温的变化2) 调整燃烧降低火焰中心，减少上层燃烧器的风煤量，增加下层燃烧器的风煤量；3) 降低锅炉负荷，必要时可停止上排磨煤机的运行；4) 加强水冷壁的吹灰。
2、主蒸汽温度低时应采取下列措施1) 关小减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，必要时关闭减温水隔绝门；2) 调整燃烧提高火焰中心，增加上层燃烧器的风煤量，减少下层燃烧器的风煤量；3) 增加锅炉负荷，必要时可投入上排磨煤机运行；4) 加强过热器吹灰。
通过技改提升再热汽温对降低煤耗的影响措施发布时间：2021-04-07T07:04:00.071Z 来源：《福光技术》2020年24期作者：白建军[导读] 热动系统是发电厂经济运行和最大能源消耗的关键因素。
其中如何在不断增长的需求和有限的能源使用之间取得平衡是发电厂的一个重要研究课题。
本文选取了某电厂作为研究对象，针对其机组运行的问题进行了分析，并提出了技改方案，并对最后的结果进行了分析，希望为相关研究提供一定的参考。
白建军国能粤电台山发电有限公司 529228摘要：热动系统是发电厂经济运行和最大能源消耗的关键因素。
其中如何在不断增长的需求和有限的能源使用之间取得平衡是发电厂的一个重要研究课题。
本文选取了某电厂作为研究对象，针对其机组运行的问题进行了分析，并提出了技改方案，并对最后的结果进行了分析，希望为相关研究提供一定的参考。
关键词：热电厂；热动系统；节能优化；减排前言火电厂热动系统是电力企业的重要生产设备，其运行质量、生产效率关系到设备用电安全需求，关系到电厂生存发展和社会稳定供电。
火电厂热动体系是电力企业运行体系耗能关键环节，管控不好会增加能源消耗，不利于电厂可持续发展。
1当前某电厂中关于一号锅炉机组中存在的问题1.11#1 锅炉1）低负荷时 SCR 入口烟温偏低（负荷低于 350MW 时小于295℃），导致脱硝系统被迫撤出。
脱硝系统撤出后锅炉出口的氮氧化物排放浓度偏大，负荷低于 300MW 时 NOx 折算后浓度达500mg/Nm3 左右，冬季低负荷时 SCR 入口烟温更低。
2）再热器减温水量在 400MW ～ 500MW 负荷段偏大 30t/h 左右，壁温分布情况：过热器左高右低，再热器右侧壁温较高易超温；汽温情况：主汽温度右侧偏低，高负荷段有时存在欠温情况；再热汽两侧温度偏差不大，但低负荷段存在欠温情况（530℃以下）。
3）高负荷段屏过、末级过热器结渣会有增加，右侧大屏过热器因结渣偏多导致吸热量减少（温升只有 53℃，左侧温升可以达 65℃左右）导致右侧过热器汽温水平较低，同时末过出口烟温升高对右侧再热器汽温控制造成影响（减温水量不够）。
锅炉主再热汽温调整分析锅炉主蒸汽温度及再热蒸汽温度是锅炉运行的重要经济指标，本文就锅炉主、再热汽温度的调整从调整的意义、影响因素、调整方法、汽温特性、异常工况下的汽温调整五个方面对锅炉运行中汽温的调整进行了阐述。
一．汽温调整的意义：1. 锅炉运行调整的目的之一就是为汽轮机提供参数、品质合格的蒸汽以冲动汽轮机做功，而蒸汽参数要合格必然要求对蒸汽参数进行调整。
就汽温而言，主要是要通过调整使其满足经济性高、安全性好和投资成本低的要求。
2. 根据郎肯循环的原理：蒸汽初参数（蒸汽压力、温度）越高，蒸汽焓越大，做功能力越强。
在终参数不变的前提下，效率越高。
因此，从循环效率角度讲，汽温越高越好。
但是，汽温提高后，锅炉蒸汽系统及汽轮机通流布分势必要采用耐温更高的昂贵金属材料，造成投资成本的大大增加。
因此，提高汽温受到锅炉受热面和汽轮机汽缸转子隔板等材质的限制。
对于已设计建成的机组若汽温超高限运行，将会引起上述设备超温强度降低甚至过热损坏，还会导致汽缸蠕胀变形，叶片在轴上的套装松弛，机组震动或动静摩擦，严重时使设备损坏。
所以，要通过运行调整严格控制汽温变化在允许范围内。
3. 汽温过低，如果是减温水量过大，可能在锅炉过热器、再热器管排中形成水塞，管段内蒸汽不流通造成局部过热爆管。
对机组来说，由于蒸汽初参数降低，循环效率降低煤耗增加，严重时会造成汽轮机末级蒸汽湿度过大。
4. 若汽温突降，会在锅炉各受热面的焊口及连接处汽轮机的汽缸转子等部分产生较大的热应力，甚至可能产生水冲击，造成汽轮机叶片断裂损坏事故。
综上所述，调整主、再热汽温稳定，对机组的安全、经济运行意义重大。
二．影响汽温变化的因素：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。
下面就分别通过烟气侧和蒸汽侧两方面来分析这些因素对汽温的影响：1.烟气侧的影响因素：1）、燃烧强度的影响。
锅炉再热汽温度调节品质差原因分析及对策杨宝林 河北衡丰发电有限责任公司摘 要：本文论述了通过加强锅炉运行管理，提高运行人员操作人水平，从而达到提高锅炉再热汽温调节品质，延长了锅炉“四管”工作寿命，从而保证锅炉的稳定运行。
关键词：运行管理 热偏差 再热汽 汽温调整 防止超温。
0 前 言我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，再热器左右侧热偏差大等问题，主要原因是：再热汽温调节是通过改变布置于水平烟道中的烟气档板开度来实现的，而且烟气挡板调节时，只能调节再热器的低温管组换热，过渡管组和高温管组无法实现调节。
减温水做为事故喷水调节再热汽温，布置在再热器入口，迟缓性较大。
这就造成了再热汽调节迟缓，稳定性差的特点。
另外，再热器内工质流量流减少，冷却效果差，使其工作条件恶化，而热偏差存在会造成容易使再热器金属超温，所以，必须提高再热汽温的调节品质，是保证再热器的安全运行的一项主要工作。
1 锅炉概况衡丰发电有限责任公司安装两台北京巴威公司生产的B&WB—1025/18.3—M型、亚临界参数、一次中间再热、单汽包、自然循环、半露天、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉锅炉。
设计煤为阳泉无烟煤和晋中贫煤1：1比例混烧，在矩形燃烧室的前后墙上共布置了24支标准的EI —DRB旋流燃烧器，每墙分上、中、下三层，呈前后墙对充布置，制粉采用了钢球磨中间储仓式热风送粉系统，每台炉有四套制系统，分别为A、B、C、D四套制粉系统，出口三次风通过专门的喷口进入炉膛，其中A、D制粉系统的三次风进入后墙中、下和中、上层燃烧器之间，B.C制系统三次风进入前墙中、下和中、上层燃烧器之间。
再热器由水平管组、过渡管组和垂直管组构成，垂直管组（高温段）布置于水平烟道，水平管组（低温管）布置在尾部竖井烟道，过渡段布置在尾部烟道转向室内，在再热器的烟气出口安装了烟气调节挡板，再热汽温以烟气挡板调节为主，并辅助有事故喷水调节。
锅炉主要参数为：4－再热器冷段 5－再热器热段 3－低温过热器6、7－前、后屏式过热器8、9－高温过热冷、热段锅炉本体布置（图1）锅炉最大连续蒸发量：1025吨/时 : 过热蒸汽压力17.3Mpa 过热蒸汽温度: 540℃ 再热器出口温度:540℃再热器出口压力: 3.66Mpa 再热蒸汽流量:823.8吨/时前后墙燃烧器及三次风布置如图2（后墙与前墙对称分布）：AB后墙OFA燃烧器布置（图2）2 再热器运行方面存在的问题我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，燃烧工况变化时，再热汽温波动大，稳定性差，在燃烧工况变化时，波动±10℃；低负荷时（180MW 以下），再热汽温热偏差大，依靠运行手段无法实现调平，主要表是：2.1 再热汽左、右侧温度偏差大，特别在180MW 负荷以下时，针对不同制粉系统的运行方式，左右侧最偏差最高能达30℃。
火电厂锅炉主再热汽温调整分析摘要：随着国家经济的快速发展，促进各领域的不断提高。
火电厂也随之而进步，在火电厂中，为了更好的提高机组热效率，普遍对蒸汽进行再热处理，国外一些先进机组甚至已经实现二次再热处理，国内对二次再热的研究还处于初步阶段。
火电厂锅炉的蒸汽温度参数对电厂的安全运行具有重要影响。
再热汽温偏高，容易达到材料的极限值直接使再热汽管道破裂。
再热汽温偏低则会降低机组热效率，也会使蒸汽湿度增大进而增加最后几级涡轮叶片的损坏几率。
再热汽温控制不稳尤其出现大幅度波动很容易造成机组疲劳，缩短机组的使用寿命。
因此有效地控制再热汽温在给定范围内，对机组的安全经济运行具有重要意义。
关键词：火电厂；锅炉主；再热汽温调整引言火电厂锅炉的运行是为汽轮机做功提供合格的蒸汽。
通常情况下，在终参数不变的情况下，蒸汽的初参数越高，做功的效率就越高。
因此，从循环效率角度来看，蒸汽的汽温越高越好，但实际应用中，如果汽温过高，锅炉的蒸汽系统以及汽轮机等相关设备就需要耐高温的材料，这样又增加了生产成本。
对于已经运行的机组来说，如果汽温长时间处于较高的温度，就会导致相关的设备上的零部件发生变形，会导致机组振动或者是产生动静摩擦，甚至会让设备损坏。
如果是汽温过低，蒸汽的初参数就会下降，就会降低循环的效率，增加煤耗，如果是汽温突然发生变化的话，很可能会在汽轮机的汽缸转子等部位产生较大的热应力，导致汽轮机叶片损坏等。
因此，调整锅炉的主再热汽温，对于机组的安全运行具有重要的意义。
1问题存在的基础1.1再热蒸汽特性再热蒸汽来源于汽轮机高压缸排汽，经锅炉加热后进入中、低压缸做功。
该流程使得再热蒸汽具有如下特点：（1）比热容小，对再热器吸热量变化敏感。
以亚临界锅炉为例，满负荷过热蒸汽为16～17MPa时，再热蒸汽压力约3～4MPa，比热容为相同温度条件下过热蒸汽比热容的1/4左右，相同吸热量时，再热汽温变化量为过热汽温变化量的4倍，适合用吸热量变化来调整。
影响汽轮机热效率的因素及提高热效率的方法摘要随着电力行业的不断发展，电力对人们的生产生活影响越来越大，为了保障电力的供应以满足人们生产生活的需要，发电企业要保障发电机组运行的长期性、稳定性和经济性。
汽轮机作为发电厂中最重要的设备，它的运行效率的高低直接影响了发电厂的发电效率。
本文针对汽轮机发展的一些情况，分析了影响汽轮机热效率提高的几个因素，并提出了提高汽轮机热效率的几个方法，对发电企业的实际生产有一定的指导意义。
关键词汽轮机；热效率；蒸汽参数0 引言电力使用的便捷性，使得它成为人们生产生活中必不可少的能源。
随着我国经济的不断发展，各行各业对电力的需求也越来越大，而一个国家电力行业发展的水平，在某种程度上可以反映一个国家发展的程度。
由于通过常规燃料的燃烧产生蒸汽以推动汽轮机运转来发电，技术应用比较简单、可操作性强、运行比较稳定，因此我国电力的来源中，常规的火力发电厂占了很大的比例。
虽然我国目前也建了几座核能发电站，但它的发电原理仍然是依靠核燃料产生蒸汽以驱动汽轮机运转来发电的，只是产生蒸汽的方式不一样。
由于我国常规火力发电产的发电量占总发电量的比例较大，消耗了大量的燃煤等化石原料，而这些化石燃料又是不可再生资源，因此，想办法提高汽轮机的热效率是一个十分重要的课题。
本文分析了影响汽轮机热效率提高的几个因素，并针对这些因素提出了几个提高汽轮机热效率的方法。
1 影响汽轮机热效率的因素1.1安装因素对汽轮机热效率的影响汽轮机是以蒸汽为动力来实现运转的，因此汽轮机在将蒸汽能量转化为动力的过程中会出现多种形式的能量损失，主要的有以下几种：蒸汽在推动汽轮机叶片转动的过程中损失的能量，蒸汽离开叶片时损失的能量，蒸汽与汽轮机摩擦损失的能量，由于汽轮机零部件安装不合理导致蒸汽泄露损失的能量等。
这些能量的损失严重影响到汽轮机的运行效率。
影响汽轮机热效率提高的因素有多种，其中安装因素占了很大的一部分，主要包括：汽轮机各个零件间的间隙，汽轮机控制系统的性能，控制汽轮机运行的各个系统间的配合，汽轮机中汽缸的保温效果，操纵汽轮机运行的操作人员的能力等。
再热汽温的调整方式对热效率的影响分析陈德国华准格尔发电有限责任公司内蒙古010300摘要：机组在运行时，再热汽温是变化和波动的，那么当再热汽温发生波动偏离额定值后，就会影响机组运行的经济性和安全性。
针对这种情况，在全面介绍再热汽温调节控制方式方法的同时，本文着重对采用喷水减温调节控制锅炉再热汽温的方法进行分析研究，分析使用这种调节控制方法，对锅炉及机组热效率的影响及其原因。
关键词：再热汽温；调整方式；热效率；影响分析0引言大家知道，汽轮发电机组再热汽温随机组主汽温度和发电机组的负荷变化而变化，再热汽温的变化也会影响发电机组的循环热经济性和安全性。
第一，当再热汽温升高超过允许范围时，会使锅炉再热器、汽轮机中压缸前几级金属材料的强度，因超温有明显的下降趋势，这样会缩短设备的使用寿命，如果再热汽温过高时，则会引起再热器管子爆破泄漏事故导致机组无法继续运行，将使发电量受到损失和机组检修启停费用增加等；第二，当再热汽温变化降低超过允许范围时，会使汽轮机中压缸末级叶片的应力增大，末级叶片的蒸汽湿度增加，湿汽损失增大热效率降低，若长期在低温下运行，则末级叶片会受到严重的侵蚀而缩短检修周期，更重要的是末级叶片因受到侵蚀通流面积改变，级效率降低经济性下降；第三，当再热汽温急剧发生变化时，则会引起中压缸金属部件的热应力、热变形大幅度变化，导致机组轴系发生物理变形，机组的动平衡受到破坏，极易诱发机组支撑点轴承、轴瓦振动事故。
这一点，特别对高参数大容量的机组来说，由于其轴系比较庞大这种变化尤为明显，所以，对再热汽温的监视、调整应等同于主汽温度一样重要，需进行严密的监视和调整。
尽管调节再热汽温的方法比较多，但不论采用何种方法进行调节，都必须做到既能迅速稳定再热汽温，又能尽量提高机组的经济性和安全性。
目前，国华准电两台330MW机组配套的锅炉，设计安装有两种调节方法，一种是烟气侧调节烟气挡板的开度实现调节目的，另一种为蒸汽侧采用给水泵中间抽头给水喷入再热器减温的方法，从而调节再热汽温。
方法一使用在正常运行中调节，方法二在机组启停过程或者是事故情况下使用。
但是，机组实际运行中的调节与设计使用方法存在差异，在正常运行时，再热汽温总是有喷入再热器减温水的方法调节，特别是＃2炉再热器减温水的用量较大。
下面就常用再热汽温调节方式方法的使用进行比较，以及在使用中给设备带来的危害、经济损失加以分析叙述，希望能对生产现场的调整操作有所指导，使机组的安全性、经济性得到的保证，以提高发电设备循环热效率，降低输入锅炉的热能量，达到节约燃煤降低发电成本的目的。
1再热汽温的调整方式分类现代大容量机组的热力系统中，蒸汽温度的调节方式方法多种多样，但大体上可分为从蒸汽侧和烟汽侧调节两大类，每类调节方式中分别又包含有多种不同的方法。
如表1所示。
通常所用的再热汽温的调节方法有：调整烟气挡板、改变火焰中心位置和喷水减温三种方法。
下面就常用的三种方法进行简单的分析研究，从而对再热汽温调整方法有进一步的全面了解和更深入的认识。
在正常工况下，一般以调节烟气侧挡板的方式为主，对再热器布置在竖井烟道内的热力系统，尤其适于此种调节方式，在额定负荷时调大布置在烟道出口处的烟气挡板位置，当机组负荷发生变化时通过改变烟气挡板的开度，调节流经烟道的烟气流量，改变再热器的热交换量来调整再热汽温，准电两台机组再热汽温的调整比较适应这种调节方式，在设备运行中应积极采纳和使用这种调整方法。
通过改变火焰中心的位置，可以改变炉膛出口处的烟气温度，来达到调温的目的。
改变火焰中心位置的方法有两种，一种是调整喷燃器的角度，另一种是采用投入不同煤层高度的磨煤机实现火焰中心位置的改变。
使用这种调温方式时，应注意三方面的问题：⑴炉膛出口处受热面的换热量变动较大；⑵这种调温方式可能与调节过热汽温发生矛盾，因再热器距离炉膛的位置较远，受火焰中心位置的影响较小，为调节再热汽温必然要使过热汽温发生很大的变动才能达到目的；⑶当过热器和再热器均分作两级，并作交叉布置时，上述矛盾是较小的。
因此，这种调节方法受到了系统布置的限制，使用起来有一定局限性。
准电＃1、2机组过热器和再热器属于两级交叉布置，所以调整火焰中心可以与挡板调整相配合使用，适宜作为挡板调整的补充调整手段。
喷水减温法只作为机组启停过程中、事故情况下的辅助应急手段，或者在正常运行中，间断性的投入极其微量的减温水，作为再热汽温的精细调整手段，这主要是考虑到机组在启停运行工况中或事故情况下可以增加再热器蒸汽流量，充分冷却再热器管壁，起到保护再热器的最终目的。
使用减温水调整再热汽温时应注意防止喷水倒入汽轮机的高压缸内，造成水击事件，更为重要的是减温水的投入会降低机组的热经济性，所以在正常运行调整中，是一种不能经常连续采用尽量避免的调整方法，下面着重对这种方法进行讨论分析。
2喷水减温调整再热汽温的方法对机组循环热效率的影响分析热工学理论的研究范畴认为，工质做功的能力是用单位质量的工质所具有的热能焓值（kJ/kg）的大小来衡量的，工质所具有的焓值越大其做功能力越强，反之越小；而工质焓值的大小是由工质状态参数即温度、压力的大小来决定的。
也就是说，高参数的蒸汽做功能力远远大于品质较低的蒸汽，可见工质参数的大小对其做功能力的影响。
目前300MW以上大容量机组的正常运行中，再热汽温的调节过程一般不采用喷水减温的方式。
因为喷入再热器中的减温水要变为中压蒸汽在汽轮机的中、低压缸作功，这意味着增加了汽轮机中、低压缸的发电份额。
而在汽轮机设备的设计理论中已经明确，为了保证较高的汽轮机级的内效率，蒸汽的焓降即热能转换为机械能时，能量转换的大部分发生在参数品质较高的蒸汽中，那么，当再热器喷入减温水后相对削弱了高压缸的做功能力，因而这种调节方式降低了机组整体的循环热效率。
依据上面的理论，针对采用喷水减温法调整再热汽温的操作来进行分析，当再热蒸汽投入减温水后，减温水直接与蒸汽混合形成压力较低的再热蒸汽，而喷入减温水部分的工质只参与了中低压热力循环，在机组相同的功率下减少了高压蒸汽流量，导致减少做功能力较强的高压蒸汽的做功份额，无疑降低了高压缸的做功能力。
可见，机组在正常运行工况下投入再热器减温水来实现调整再热汽温对机组热效率的影响。
基于这种原理，下面对准电＃1、2机组的调节方法进行分析研究。
3国华准电＃1、2机组再热汽温调节方法使用情况的分析＃2机组减温水投入量趋势＃1机组减温水投入量趋势图1 图2通过对生产现场再热汽温调整方法的调查，目前准电＃1、2机组正常运行中，程度不同的存在使用喷水减温法进行汽温的调整，根据工程师站DCS中采集到的画面（见图1和图2来看，减温水的流量曲线分布情况足以来验证减温水的投入量。
图1、2分别是05年9月22日17时前168小时内的减温水用量曲线，可以很直观地从曲线的峰值发现两台锅炉减温水量有差异，＃2炉的使用量明显比＃1炉的要大，而且两台锅炉都存在连续不间断的使用过程，由此可以定性地说，准电两台机组再热汽温的调节方法存在弊端，这种调节方法必然会引起机组循环热效率的降低，有必要进行调节方式的优化改进。
从图1、2表中的数据得到，流量测点3LAD80CFOO1_XQ01和4LAD80CFOO1_XQ01，测得的在168小时内再热器减温水的流量如表2。
表2＃1、2炉分别为2.0t/h和10.5t/h，从这组数据中可以定量地验证，准电两台机组正常运行过程中，存在使用减温水进行再热汽温的调整。
关于采用喷入减温水进行再热器汽温调整时，对机组循环热效率造成的能耗损失，可以以机组在额定工况时的实时数据为依据，列出表3。
由此表3可知，再热蒸汽的做功焓降要比主蒸汽的做功焓降要大228 kJ/kg，这也正是机组采用高参数大容量中间再热循环设计的缘由所在。
但是，如果当再热器投入减温水后，尽管再热蒸汽的焓降大，可是减温水相对从炉内的吸热量要比给水从炉内的吸热量大476 kJ/kg，是它做功的两倍之多，可以得出每投入1kg的再热器减温水，就要比给水从炉内多吸收热量大约476-228＝248kJ的热量，表4列出了喷入再热器减温水多吸收的热量，并将这个热量折算表4成标准煤量。
到这里，通过从定性和定量两方面的研究，清楚地说明了投入再热器减温水，调整再热汽温对机组循环热效率的影响。
目前，国华准电发电原煤的热值为4000 kJ/kg，那么再热器减温水投入后，发电原煤将要增加915.04×（7000÷4000）＝1601.32（t），增加发电燃煤成本1601.32×120＝19.21（万元）。
4 结论本文研究了高参数、大容量再热式汽轮发电机组运行中，锅炉再热汽温的调节方式方法，重点介绍了常用的调整烟气挡板、改变火焰中心位置和喷水减温三种方法的使用环境和优缺点，通过对比三种方法的使用效果，从而对调节方法的使用有了新的认识――不论采用何种方法进行调节，都必须做到既能迅速稳定再热汽温，又能尽量提高机组的经济性和安全性。
通过对实时数据的分析计算，定性定量的对由于减温水调整再热汽温对燃煤耗量增加的影响程度，验证了减温水法调整再热汽温时对机组循环热效率的影响,清楚地表明，机组正常运行工况下少用或不使用再热器减温水调整再热汽温，可以提高机组的循环热效率，这样做对降低煤耗节约成本，建立节约型企业不乏也是一件极其有意义的事情。
5建议目前，由于准电两台机组程度不同地使用再热器减温水调整再热汽温，为了避免使用这种方法所带来的不良后果，对调整设备的控制程序、机械设备及其调整方法的使用提出以下建议：⑴检查控制烟气挡板的自动控制系统、逻辑是否存在缺陷，如：对烟气挡板开度与再热汽温的非线性关系的修正是否及时等，以确保烟气挡板调整再热汽温的成功性；⑵从机械方面出发，考虑烟气挡板是否有机械卡涩，挡板的行程是否合理，动作是否到位灵活等，防止动作迟缓和拒动的现象；⑶运行调整中要优先采用挡板调节的方法，同时结合火焰中心位置的调节，以弥补挡板调节的不足，在非启停及事故工况下尽量克服少用或不用减温水调温的调整方法。
6结束语上面是对再热汽温调整方式的一些肤浅认识，不妥之处在所难免，文章中提到的内容，可能离大家的要求还有较大差距，诚恳地希望各位先知毫不保留的指出，以不断提高我们对这个问题更深层次认识，弥补文章观点的不妥之处。
同时，借此机会对公司热控专业、锅炉专业、发电运行等相关专业和部门以及公司领导给以的大力支持表示诚挚的谢意。
