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超临界直流锅炉影响汽温的因素分析及调整摘要：超临界直流锅炉汽温的调整对锅炉、汽轮机的安全性和经济性都有很大影响，随着锅炉本体及辅助设备布置形式的不同，各自的汽温调整也存在很大差异，本文主要对影响汽温的因素进行重点分析，得出总结，在实际操作中针对应的汽温调整特性进行调控，提高经济效益和安全性。
关键词：主汽温、减温水、中间点温度1 引言现代锅炉对过热汽温和再热汽温的控制是十分严格的，汽温过高过低，以及大幅度的波动都将严重影响锅炉、汽轮机的安全和经济性。
蒸汽温度过高，超过设备部件允许工作温度，将使钢材加速蠕变，从而降低设备使用寿命。
严重的超温甚至会使管子过热而爆破。
蒸汽温度过低，将会降低热力设备的经济性。
汽温过低，还会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加，对叶片侵蚀作用加剧，严重时将会发生水冲击，威胁汽轮机的安全。
汽温突升或突降会使锅炉各受热面焊口及连接部分产生较大的热应力。
还将造成汽轮机的汽缸与转子间的相对位移增加，即胀差增加。
严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静摩擦，汽轮机剧烈振动。
2 正文一、超临界直流锅炉主汽温的影响因素1、煤水比直流锅炉运行中，为维持额定汽温，锅炉燃料量与给水流量必须保持一定比例。
煤水比合适则锅炉的热水段长度、蒸发段长度和过热段长度才能维持正常比例，蒸汽的过热度才能在合理范围内，金属管壁温度和蒸汽温度才能在合理范围内。
2、蒸汽流量波动给水量增加或主汽门关小，引起主汽流量增加，燃料量虽成比例的也增加，但由于超临界直流锅炉的过热器呈辐射特性，主汽温度应该会降低；后者的话，调门关小，主汽流量减小，主汽温度会有所增加。
3、中间点温度运行中当煤水比增大时，中间点温度便会自然升高。
因此，改变中间点温度的设定值，可使煤水比变动，从而影响汽温。
降低中间点温度设定值，过热汽温降低，反之则汽温升高。
3.1、给水温度机组加热器因故停运时，锅炉给水温度就会降低。
给水温度降低，使工质加热段的吸热需求量增加，若仍维持煤水比，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短（表现为过热器进口汽温降低同时锅炉出口烟气温度及排烟温度降低），过热汽温会随之降低。
循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案一、原因分析：1.燃烧不完全：燃烧不完全是主汽温度偏低的常见原因之一、可能是燃料不均匀供给或供气不足导致的。
燃料不均匀供给会造成部分燃料燃烧不完全，从而影响主汽温度。
2.循环系统问题：循环系统中可能存在泄漏或堵塞等问题，导致循环介质流速偏低，无法将热量有效地传递到主汽中。
3.过量空气：过量的空气会稀释燃烧中的热量，导致主汽温度偏低。
可能是燃烧风机调节不当或控制系统故障导致的。
4.锅炉负荷不足：如果锅炉负荷较低，燃烧产生的热量不足以满足主汽的温度需求，从而导致主汽温度偏低。
二、解决方案：1.检查燃料供给系统：确保燃料供给均匀，可以使用燃料供给均衡装置进行调整。
同时，检查燃气供应系统，确保燃气供应充足。
2.检查循环系统：定期检查循环水系统，清洗水管，消除堵塞现象。
及时修复和防止泄漏，确保循环介质流速正常。
3.优化燃烧调节系统：调整燃烧风机的转速和空气送风量，使之能够满足燃料燃烧所需的氧气供应，避免过量空气的情况发生。
4.提高锅炉负荷：通过调整燃料供给量和燃烧条件，适时提高锅炉负荷，以提高燃烧产生的热量，从而提高主汽温度。
5.检查主汽调节系统：检查主汽调节系统的工作状态，确保主汽温度控制精度和稳定性。
如果发现故障，及时修复或更换故障部件。
6.定期检查锅炉烟气流动情况：定期检查锅炉烟气流动情况，确保烟道内无过多的烟灰积聚，防止烟气流动受阻，影响热量传递效果。
7.定期进行锅炉清灰：锅炉内积灰会影响热量传递效果，导致主汽温度偏低。
定期使用合适的方法进行清灰，保持锅炉内部清洁。
8.考虑采用余热回收技术：考虑采用余热回收技术，利用废气和废热产生的热量进行热能回收。
增加热量输入，提高主汽温度。
以上是主汽温度偏低的原因及解决方案的一些建议。
要解决主汽温度偏低的问题，需要综合考虑锅炉的各个方面，从燃料供给、循环系统、燃烧调节、锅炉负荷等多个方面入手进行检查和调整。
同时，及时维护和保养锅炉设备，定期进行清洁和检查。
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理近期，我厂＃6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象,现总结其原因及其处理方向。
一、主蒸汽温度过低的危害当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少,若要维持额定负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。
一般机组主蒸汽温度每降低10℃,汽耗量要增加1.3%～1.5％。
主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全.其主要危害是：(1）末级叶片可能过负荷.因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变,则主蒸汽流量要增加,末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。
（2）末几级叶片的蒸汽湿度增大。
主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命。
（3）各级反动度增加。
由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低.（4）高温部件将产生很大的热应力和热变形。
若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时,应打闸停机。
(5）有水击的可能.当主蒸汽温度急剧下降50℃以上时,往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意,当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。
二、引起主蒸汽温度低的因素:1)水煤比。
在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。
当调节汽阀阶跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少,并恢复初始值，汽轮机阀前压力P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。
由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小,所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。
循环流化床锅炉主再热汽温低的原因及改造措施摘要:中国燃煤电站锅炉正常运转时,锅炉再热蒸汽温度小于设计值是一个普遍现象。
锅炉再热蒸汽温度下降的真真正正原因是什么,应当怎样改善?关键词:锅炉、循环流化床锅炉、措施引言:本文选用了东锅所生产的DG-1177/175-II3型为例,该加热炉关键由一组膜式水冷壁炉膛出口、三个汽冷旋风分离器,以及一组尾部竖并三部分所构成。
炉内设有屏式受热面:12块膜式过热器管屏、6块膜式再热器管屏和二块水冷式风扇散热蒸发屏;并采用了三个由膜管屏覆盖着的水汽冷高效率旋风分离器,每一个旋风分离器下边设置一个回料器。
激波吹灰机,是由北京楚能科技开发公司所生产的激波吹灰器.采用了树状管路的分布式系统,系统中设有六十四个点。
过温器蒸汽温度调节由二级喷嘴控制,再热蒸汽调节通过尾端双烟道挡板做为正常运行的控制技术手段。
为了调节蒸汽温度的准确性,低压环境下再加压装置在屏式再加压装置的软管上,而超低温下再加压装置进口的配有调整洒水减温减压装置采用了预留设计,再增压装置事故洒水时不能作为系统正常工作的控制手段。
发电机组历经了一年多的运转,但二台发电机组再热器出口汽温度却始终较差,当二台发电机组在满负载下,再热器出水温一般为510℃以下,当机组负荷在250MW以下时,再热汽温度最多只能在520℃以下,而且始终无法满足额定值参数541℃运行,严重损害了二台发电机组的可靠性和经济效益。
一、循环流化床锅炉再加热时汽温降低的情况问题1.排烟温度偏高。
起动初期,锅炉的排烟温度基本接近于设定值,在运转一周后温度逐步上升。
但通过传热学的对流换热理论研究表明:对于水电站锅炉的主要热阻,都在排烟侧和灰垢边缘热阻上。
在锅炉机组设计条件规定的条件下,直接影响对流换热效果的就只是灰垢边缘热阻。
这也表明了各层受热面积灰较多,致使高温、低过加热器时吸收的热量明显减少。
而停炉后再检也证明了这些。
可见,最初使用的声波式吹灰装置吹灰时效率较差。
如何解决锅炉主、再热汽温偏低问题张兆民（大唐安阳发电厂发电部，河南安阳455004）摘要：为了维持稳定的汽温，并保持规程规定的汽温的高点，操作人员要掌握影响汽温变动因素，根据锅炉运行工况的变动及时地做出正确的判断和处理。
本文将结合工作实际，探讨如何解决锅炉主、再热汽温偏低的问题。
关键词：锅炉；主热汽温；再热气温；偏低中图分类号：TK223文献标识码：A 文章编号：1003-5168(2012)24-0001-01本厂#9、10锅炉型号：DG1025/18.2，亚临界自然循环汽包锅炉，单炉膛、一次中间再热，平行通风、钢构架、固态排渣、燃煤锅炉，制粉系统：中间储仓式；#1、2锅炉型号：DG1025/17.4，东方锅炉厂生产，亚临界、自然循环、单炉膛四角切园燃烧、一次中间再热、摆动燃烧器调温、平衡通风、固态排渣；制粉系统：风扇磨。
过热器是将饱和蒸汽加热到额定过热温度的锅炉受热面部件，再热器则是将汽轮机高压缸的排汽重新加热到额定再热温度的锅炉受热面部件。
设计锅炉的受热面时，规定了锅炉的燃料特性、给水温度、过量空气系数和各种热损失等额定参数，但实际运行时，由于各种扰动的存在，将不能获得设计预定的工况。
因此，锅炉的蒸汽参数将发生变化[1]。
1锅炉汽温调节的目的锅炉汽温调节的目的就是要在锅炉规定的负荷范围内，维持蒸汽温度的稳定。
锅炉在运行过程中，蒸汽温度将随锅炉负荷、燃料性质、给水温度、过量空气系数、受热面清洁程度的变化而波动，运行中应设法予以调节。
汽温过高，使管壁温度高，金属材料许用应力下降，影响其安全。
如高温过热器在超温10～20℃下长期运行，其寿命将缩短一半以上；汽温过低，机组循环效率下降，并使汽轮机排汽湿度增大，汽温下降10℃，煤耗增大约0．2％，对于高压机组，汽温下降10℃，汽轮机排汽湿度约增加0．7％；再热蒸汽温度不稳定，还会引起汽缸与转子的胀差变化，甚至引起振动。
汽温偏离额定值，对机组运行的经济性、安全性均有不利影响，在运行中，必须采取可靠的调节手段，维持汽温与额定汽温的差值不大于+5℃和一10℃。
330MW机组减负荷产生高压低温现象的分析与处理摘要：某330MW火电机组在协调方式下减负荷工况长期存在主汽压力升高、主汽温度降低的现象，通过实例分析，指出了导致这种异常现象的原因并进行了验证，改善机组在协调方式下减负荷工况的安全稳定性。
基于机组的动态特性和运行状况，从减负荷速率控制、燃烧调整等方面提出了优化方案，克服锅炉热惯性及迟滞性，提高机组变负荷能力。
优化后机组在AGC控制减负荷工况下，调节响应速度快、主汽压力波动小，机组运行稳定。
关键词：燃煤发电机组；主汽压力；协调控制；偏差引言某330MW火电机组参与电力现货市场及调频辅助服务交易的情况下，机组负荷跟随发电曲线深度调峰，现有的协调控制系统在机组大幅度减负荷工况下，主汽压力偏差大、煤量过调，出现主蒸汽压力高、温度低的现象，严重影响机组设备的安全运行，急需对协调控制策略进行优化和改进。
为此，分析协调方式下机组减负荷工况出现主蒸汽压力高、温度低的原因，并提出3项针对性的协调优化方案。
经过试验验证了优化方案的有效性和实用性，保证机组在减负荷工况下的安全稳定运行。
1 机组概况某330MW火电机组的锅炉为亚临界参数、汽包自然循环、一次中间再热、单炉膛。
制粉系统为典型的冷一次风机正压直吹式，配有5台中速辊式磨煤机。
汽轮机为亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、双抽汽凝汽式供热汽轮机。
机组采用GE新华XDPS-400e系统，DCS与DEH一体化设计。
1.1 协调控制系统分析该330MW汽轮发电机组具备协调控制功能，协调控制系统的控制方式有：汽机主控、锅炉主控均为手动的BASE方式，汽机主控为自动的汽机跟随TF方式，锅炉主控为自动的锅炉跟随BF方式，汽机主控、锅炉主控均为自动的机炉协调控制CCS方式。
为保证机组运行的稳定性和经济性，正常运行中机组应在协调控制方式下运行。
协调控制系统（CCS）是指机组利用分散控制系统的逻辑回路协调汽轮机、锅炉保持高度一致，向锅炉主控、汽轮机主控分别传递指令，保持跟踪自动发电控制系统（AGC）发出的功率指令，并且维持机组重要参数运行在正常范围内的系统。
第一节故障停炉一、遇有下列情况之一必须紧急停炉：1、锅炉严重缺水，水位在汽包水位计中消失。
2、锅炉严重满水，水位超过汽包水位计上部可见水位时。
3、锅炉爆管，不能维持正常水位时。
4、燃料在燃烧室后的烟道内燃烧，使排烟温度不正常地升高时。
5、所有水位计损坏时。
6、锅炉汽水管道爆破威胁设备与人身安全时。
7、压力超出动作压力，安全门不动作，同时对空排汽无法打开时。
8、燃烧室结焦，一次返料结焦，无法正常工作时。
二、遇有下列情况须请示值长停炉：1、水冷壁管、省煤器管、过热器管与减温器管泄漏时。
2、燃烧室内与烟气接触的汽包或联箱上的绝热材料脱落时。
3、炉墙裂缝且有倒塌危险或炉架横梁烧红时。
4、锅炉汽温或过热器壁温超过允许值，经调整和降低负荷仍未恢复正常时。
5、锅炉给水、炉水或蒸汽品质严重低于标准，经处理仍未恢复正常时。
三、紧急停炉的程序：1、立即停止给煤，停止二次风机、一次风机和引风机的运行。
若汽水管道爆破，则引风机不停，关闭减温水与旁路门。
2、因炉膛结焦而停炉，停炉后开启炉膛人孔门，观察结焦情况尽可能撬松渣块与时扒出炉外。
3、根据水位情况保持给水门适当开度，维持正常水位。
如满水、缺水或汽水管道爆破无法维持水位时，立即停止向锅炉上水。
4、关闭主汽门，单炉运行应通知汽机。
5、炉内有缺陷需消除时，8小时后将炉渣放尽，启动引风机强制冷却。
若压力到零位才能检修时，则加强上水、放水次数，但应得到厂级领导批准。
若要把炉水放尽才能检修时，则按正常消压。
第二节锅炉水位异常一、锅炉满水：1、现象：①水位报警器报警，高水位信号灯亮；②电接点水位计指示灯正值全亮；③汽包水位高于最高可见水位；④给水流量不正常地大于蒸汽流量；⑤蒸汽含盐量增大；⑥过热汽温下降；⑦严重满水时，蒸汽管道内发生水冲击，法兰处冒汽。
2、原因：①给水自动失灵，给水调节装置失灵。
②水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不正确，使运行人员误判断而误操作。
③给水压力忽然升高。
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法一、主蒸汽温度(℃)：（一）、可能存在问题的原因：1、下列情况主蒸汽温度升高：①、炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高。
②、煤量增加过快。
③、燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。
④、过剩空气量增加。
⑤、制粉系统启停。
⑥、减温水自动控制调整不当。
⑦、过热器吹灰选择不当。
⑧、给水温度偏低。
2、下列情况主蒸汽温度降低：①、火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆；喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。
（煤粉炉）。
②、燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。
③、过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。
④、锅炉汽包汽水分离效果差。
⑤、减温水阀门内漏。
⑥、自动调整不当，减温水量过大。
⑦、炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。
⑧、给水温度升高。
⑨、水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。
⑩、煤量减少过快。
（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。
②、人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。
③、进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。
④、调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。
⑤、正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。
⑥、加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。
⑦、通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。
⑧、合理进行受热面吹灰。
⑨、分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。
2、日常维护及试验：①、进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。
②、提高主蒸汽温度自动调节品质。
③、及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。
3、C/D修、停机消缺：①、消除减温水各阀门内漏现象。
②、受热面焦、积灰清理。
③、疏通预热器，处理烟道漏风。
4、A/B修及技术改造：①、对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理近期，我厂#6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象，现总结其原因及其处理方向。
一、主蒸汽温度过低的危害当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。
一般机组主蒸汽温度每降低10℃，汽耗量要增加1。
3％～1。
5%。
主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。
其主要危害是：(1）末级叶片可能过负荷。
因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变,则主蒸汽流量要增加,末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。
(2）末几级叶片的蒸汽湿度增大.主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命.（3）各级反动度增加.由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大,推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低。
（4）高温部件将产生很大的热应力和热变形。
若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时，应打闸停机。
（5）有水击的可能.当主蒸汽温度急剧下降50℃以上时,往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意，当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。
二、引起主蒸汽温度低的因素：1)水煤比。
在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。
当调节汽阀阶跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少，并恢复初始值，汽轮机阀前压力P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。
由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小,所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。
当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。
燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动.当燃烧率B阶跃增加时，经过一段较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化;过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升,最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。
当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽，因此蒸汽流量D、汽压P T、功率N E几乎没有迟延的开始增加,但由于汽温T2的下降,最后虽然蒸汽流量D增加,而输出功率N E却有所减少；汽压P T也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度.给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知，当给水和燃料按比例变化时，蒸发量D立即变化,然后稳定在新的数值上,过热汽温则保持在原来的数值上（额定汽温）。
这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键.a—汽机调节汽阀扰动 b-燃料率扰动 c-给水流量扰动图1 直流锅炉动态特性示意图图2燃料与给水比例增加时的动态特性2）给水温度。
在水煤比保持不变的前提下，给水温度降低,蒸发段后移，过热段减少,过热汽降. 给水温度温度降低较多,导致中间点的温度变化较大，引起水煤比的调节，过热汽温会回升甚至会短暂升高超过额定值. 3）煤质变化。
大容量超临界压力锅炉对煤种适应性强和其他因素,导致我厂用煤并不是单一的固定煤种，当煤种发生变化时，燃料中的元素构成和发热量都会发生改变,煤质成分的改变会对烟气与工质间的换热特性产生影响，使辐射换热和对流换热的比例发生变化.其中影响较大的是水分、挥发分和灰分.煤中水分、灰分变大，挥发分减小,都会导致燃料着火晚，燃烧和燃尽过程延迟，最高火焰温度位置上移。
发热量降低，当水煤比不变时，使得锅炉输入热量减少，燃料放出的热量和工质需要的热量不匹配,使过热汽温发生变化.4)过量空气系数。
过量空气系数增大，锅炉保持水煤比保持不变的前提下,锅炉总对流吸热量的增大，由于再热器表现为对流汽温特性，其吸热量会增大,再热汽温升高；由于锅炉送入的燃料量没有变化,输入总热量亦没有变化，再热器系统吸热量增加时,炉膛水冷壁和过热器系统的总吸热量减少，过热汽温会略有下降。
5)火焰中心位置。
对超临界直流锅炉而言,火焰中心上移，使炉膛水冷壁的辐射吸热量减少，炉膛出口烟温升高。
对流烟道中的吸热量增加，使过热器、再热器系统吸热量的增加,再热汽温升高；由于炉膛水冷壁的辐射吸热量减少,虽然过热器系统的吸热量有所增加，但炉膛水冷壁和过热器系统的总吸热量减少,过热汽温下降。
火焰中心下移时，再热汽温下降,过热汽温升高。
6）受热面沾污或结渣。
受热面沾污或结渣将使受热面吸热量减少,使过热汽温、再热汽温变化.受热面不同部位沾污对汽温的影响是不同的.进入纯直流运行的锅炉，炉膛水冷壁及过热器受热面沾污或结渣时会使一次汽吸热量不足，过热汽温下降.除受热面沾污或结渣时，过热汽温、再热汽温也会受到影响。
炉膛内掉渣时，直流运行的锅炉，过热器汽温会升高,再热汽温会下降；7）变压运行.大容量超临界锅炉普遍采用变压运行，变压运行时的主蒸汽压力是锅炉负荷的函数，当锅炉负荷降低时，主蒸汽压力下降，与之相应的工质理论吸热量(从给水加热至额定出口汽温所必须吸收的热量)增大,如果水煤比不变,过热器出口焓值降低,过热汽温下降。
三、主蒸汽温度的调节1)主蒸汽温度的粗调（即水煤比的调节）对于直流锅炉，控制主蒸汽温度的关键在于控制锅炉的水煤比，而水煤比合适与否则需要通过中间点温度来鉴定。
在直流锅炉运行中,为了维持锅炉主蒸汽温度的稳定,通常在过热区段中取一温度测点，将它固定在相应的数值上，这就是通常所谓的中间点温度.实际上把中间点至过热汽出口之间的过热区段固定。
在主蒸汽温度调节中，中间点温度实际是与锅炉负荷有关,中间点温度与锅炉负荷存在一定的函数关系，那么锅炉的煤水比B/G按中间点温度来调整,中间点至过热器出口区段的过热汽温变化主要依靠喷水减温调节.对于直流锅炉，其喷水减温只是一个暂时措施,要保持稳定汽温的关键是要保持固定的煤水比.其原因是:从图3可以看出直流炉G=D，如果过热区段有喷水量d，那么直流炉进口水量为(G—d）。
如果燃料量B增加、热负荷增加，而给水量G未变，这样过热汽温就要升高，喷水量d必然增加，使进口水量（G—d）的数值就要减少，这样变化又会使过热汽温上升。
因此喷水量变化只是维持过热汽温的暂时稳定（或暂时维持过热汽温为额定值）,但最终使其过热汽温稳定，主要还是通过煤水比的调节来实现的。
而中间点的状态一般要求在各种工况下为微过热蒸汽。
图3 超临界压力锅炉工作示意图2)主蒸汽温度的细调考虑到实际运行中锅炉负荷的变化，给水温度、燃料品质、炉膛过量空气系数以及受热面结渣等因素的变化，对过热汽温变化均有影响,因此在实际运行中要保证比值B/G的精确值也是不容易的.特别是燃煤锅炉，控制燃料量是比较粗糙的,这就迫使除了采用B/G作为粗调的调节手段外，还必须采用在蒸汽管道设置喷水减温器作为细调的调节手段。
我厂主蒸汽温度调节方法是采用水煤比进行粗调，两级喷水减温进行细调。
其中第一级喷水减温器装置在前屏过热器与后屏过热器之间，消除前屏过热器中产生偏差；第二级喷水减温器装置在后屏过热器与高温过热器之间，维持过热器出口汽温在额定值.四、引起主蒸汽温度低的典型工况及其处理方向1）虚假煤量。
当给煤机电机转而皮带不转(即是我们常说的皮带打滑）时,给煤机皮带上还有煤，使得该给煤机显示给煤量将不会发生变化;而实际因为皮带没有转，该台给煤机实际给煤量为0，即为我们常说的虚假煤量。
该种情况出现，直接导致水煤比失调，机组负荷、主汽压、汽温将根据该台给煤机煤量、煤质和所有给煤机带负荷能力持续快速下降，如不及时发现处理，将会严重危及机组安全允许.应对对策：认真监盘，加强分析,及时发现虚假煤量，然后立即将故障给煤机停运；如其余给煤机已到最大煤量应将燃料主控解列为手动将指令减下来，使各运行给煤机煤量控制在50T/H以内；同时严密监视给水自动的跟踪情况，维持正常水煤比，必要时进行手动干预。
有备用磨煤机时应立即启动备用磨煤机,防止机组负荷和汽温汽压大幅波动。
注意事项：在大幅度变化过热度偏值调节汽温时,一旦汽温在低位稳定并开始回升时，应立即回调过热度偏值，避免发生超温事故;非必要情况下，不要解除给水自动.2）一台或多台给煤机断煤不来且其余给煤机裕量不足。
一台或者多台给煤机断煤，其他给煤机煤量均加到最大值，但总煤量仍低于断煤前的值，即给煤机裕量不足.此时由于燃料减少，汽温、汽压均会下降,协调控制为了维持负荷将会不断增加燃料主控指令,而实际给煤机煤量已到最大不会增加了;另外此时一次风会短路从断煤的磨煤机流走,一次风母管压力降低，进入炉内实际煤量减少，导致水煤比失调。
应对对策：果断将燃料主控解手动将指令下减，使正常运行给煤机煤量控制在50T/H以内。
同时严密监视给水自动的跟踪情况，必要时手动干预。
有备用磨煤机时应立即启动备用磨煤机，防止机组负荷和汽温汽压大幅波动,同时应立即关闭该磨煤机热风调门。
3)煤质突然变差.由于个别给煤机煤质突然变差,燃烧减弱,汽温、汽压均会下降，协调将会不断增加燃料主控指令和给水指令维持机组负荷,引起水煤比暂时性失调,如果运行给煤机裕量不足，那么水煤比将严重失调，导致主汽温快速下降，威胁机组安全。
应对对策:在进行负荷和其它参数调整过程中煤、水、负荷必须时刻保持一致。
出现这种情况应迅速适当提高一次风压,提高过热度偏置,同时降低机组负荷,控制给煤机煤量控制在50T/H以内。
直到过热度有回头的迹象时。
同时启动备用磨煤机。
加强燃烧调整，适当关少燃烬风。
4）启动磨煤机倒风时,由于一次风短路进入该磨煤机，一次风母管压力下降，进入炉内燃料减少，主汽温会下降。
不过这只是个暂时的，一旦启动了该给煤机，则主汽温会马上回升。
应缓慢加煤,防止主、再热汽温超温。
所以启动磨煤机倒风时，应先提高一次风压偏置,缓慢开启热风调门.暧磨好后，启动了该给煤机，应根据主、再热汽温情况缓慢加煤。
其它给煤机煤量降到45T/H,再适时降低一次风压力偏置，避免主汽压力、温度急升。
5）煤质差时加负荷过快时，主汽温也会大幅降低。
特别是＃6炉目前A、C、E磨煤机磨辊磨损严重,制粉能力较差，煤加进去了，但实际进入炉内的煤量没同步增加,部分煤通过石子煤室排走了.但此时水是同步增加的，水煤比失调，导致主汽温降低。
应对对策:①遇到煤质差加负荷时，应先提高一次风压偏置,锅炉炉热负荷响应速度快些.当实际主汽压与目标主汽压偏差1MPa时应减慢或停止加负荷，避免主汽温降低。
