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600M W超临界直流锅炉调节特陛分析冯学军(广东省潮州市大唐国际潮州发电有限责任公司，广东潮州515723)应用科技哺要]大唐潮州发电厂一期工程1、2号锅炉是引进技术进行设计、制造，锅妒为单炉膛、一次中间再热、平衡通硪．、超临界压力、变压运行、带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，型号为H G一1900／25．4-Y M4。
本文根据大唐湖州电厂2x600M W超临界机细的运行栉睦瓦在运行中出现的一些问题，特别是机组直流运行方式的动态特性以及从循环运行方式向直流运行方式转变。
进行分析探讨和经验总结，为大型超临界机纽的安全、稳定运行提供借鉴。
供键词】超临界直流锅炉；直滴运行；湿态运行大唐潮州电厂2x600M W超临界机组于2006年下半年投产，经过三年的运行，各项指标达到设计要求，满足南方电网大幅调峰的要求。
但是在运行的过程中也出现了一些问题难于掌握，如大幅调峰时锅炉运行的动态特性，从循环运行向直流方式转变，煤种变化导致燃烧不稳定，燃烧偏斜导致左右侧主再热汽温偏差大、水冷壁、过热器壁温超温以及结焦等。
本文从超临界直流锅炉调节特性与汽包炉的区别入手，通过以下几个方面的分析和探讨，对600M W超临界锅炉的调节特性进行总结经验，为以后大型超l I缶界机组的安全、经济、稳定运行提供借鉴。
1汽温的调整1．1循环方式的主汽温调节循环方式的主汽温主要从两个方面调整：一是通过投运不同高度的燃烧器来调整炉膛火焰中心，如果燃烧调整不好，燃烧中心上移时，不仅造成过热器、再热器壁温超温，还造成减温水需求量大：二是通过改变氧量调整过剩空气系数，因为过剩空气系数偏大或偏小，将造成对流换熟和辐射传热的L-t：侈|J变化。
12直流运行方式下主汽温调节直流运行方式下主汽温主要靠调整给水量、燃料量、中间点温度、减温水、给水温度、协调控制等，表l介绍了哈尔滨锅炉厂设计的600 M W超临界机组调整情况。
煤水比失调会引起主汽温度偏离设计值，因此要根据煤质情况确定合理的表1哈锅设计的600M W趣I缶界机组的调节参数t日岫o1R L．75％T}仉50％B M C冉310％撙既&圭芦勘(M pa)p25．●o25．2＆20．14016．07．a9．5舡主汹【柏l—19S岳t1362，12雏‘973“S37。
600MW超临界直流锅炉的汽温调节摘要：本文阐述了发电厂600MW超临界直流锅炉汽温调节的一些常用方法，总结了这些调节方法的特性，对锅炉汽温的扰动因素做了简单分析，并阐述了作者自己的观点。
关键词：锅炉；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；水煤比；减温水；负荷概述： #1、#2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，锅炉型号为HG-1950/25.4－YM1，采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司技术制造的超临界参数变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉。
汽轮机型号为N600－24.2/538/566，型式为超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。
发电机是型号为QFSN-600-2-22C、采用机端变自并励微机数字可控硅整流励磁系统的同步汽轮发电机。
600MW超临界直流锅炉由于没有汽包环节，给水经加热、蒸发和过热变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动，这就给锅炉汽温调节带来了很大难度。
下面分别就主蒸汽温度及再热蒸汽温度的情况进行探讨。
一、主蒸汽温度的调节对于600MW超临界直流锅炉，保持水煤比不变，则可维持过热蒸汽温度不变。
水煤比的变化是汽温变化的基本原因。
当过热蒸汽温度偏低时，首先应适当增加燃料量或减小给水量，使汽温升高，然后用喷水减温方法精确保持汽温。
1、湿态运行当机组负荷＜30％B-MCR时，超临界锅炉为湿态运行，此时锅炉的动态特性类似于汽包锅炉。
在此过程中，通过给水及燃料量的改变来满足蒸汽参数的要求，此时要求溢流阀投自动以维持储水罐水位在7m左右，燃料与给水是否匹配，可以从溢流阀的开度反映出来，一般点火初期开度维持在30％左右,随着负荷的增加,开度逐渐减小，如需提高主蒸汽温度，则须增加给水流量并适当增加燃料量，这种情况下，溢流阀开度增大，汽温上升快而压力却上升很慢或者下降。
超临界锅炉过热器\再热器的汽温特性及调节分析摘要：本文对直流锅炉的过热器、再热器汽温特性、变化特点、汽温调节进行了简要分析，并结合我厂实际情况阐述锅炉汽温偏差产生的原因，提出超临界压力锅炉运行中应关注的问题，与电力同仁共勉。
关键词：直流锅炉超临界过热器再热器汽温21世纪以来，为了提高锅炉效率，最大限度的降低能源消耗，电站锅炉逐步向超临界锅炉方向发展。
超临界锅炉的汽温特性与传统的汽包炉汽温特性有明显的不同，汽温过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低，会影响机组的安全性；汽温过低将引起循环热效率的降低。
根据计算，过热器在超温10～20℃下长期工作，其寿命将缩短一半以上；汽温每降低10℃，循环热效率降低0.5%，而且汽温过低，会使汽轮机排汽湿度增加，从而影响汽轮机未级叶片的安全工作。
通常规定蒸汽温度与额定温度的偏差值在-10～+5℃范围内。
下面对直流锅炉的汽温特性进行分析，不断摸索调整汽温的最佳手段，控制汽温在允许范围内，保证锅炉安全运行。
一、过热器或再热器汽温特性1、过热器或再热器出口汽温随锅炉负荷的变化规律称为过热器或再热器的汽温特性。
过热器的汽温特性如图1-1所示。
图1-1 过热器的汽温特性l―辐射式过热器；2、3―对流式过热器23随着锅炉负荷的变化，辐射式过热器的汽温特性与对流式过热器相反。
当锅炉负荷增加时，燃料消耗量和过热器中蒸汽的流量都相应增大，由于炉内火焰温度变化不大，辐射式过热器吸收的炉膛辐射热增大不多，相对于每干克蒸汽的辐射吸热量反而减小，因此辐射式过热器的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低。
辐射式过热器的汽温特性见图1-1中的曲线1。
当锅炉负荷增大时，燃料消耗量增大，烟气流速增大，烟温升高、对流传热量增加，相对于每千克蒸汽的对流吸热量增加，因此对流式过热器的出门汽温随锅炉负荷的增大而增大。
对流式过热器的汽温特性见图1-1中曲线2、3，过热器离炉膛越远，过热器进口烟温越低，烟气对过热器的辐射换热份额越少，汽温随负荷增加而上升的趋势更加明显。
超超临界直流炉的汽温调节（针对干态运行时）一、超超临界直流锅炉影响汽温变化的主要因素1、煤水比在直流锅炉中，过热汽温的调节主要是通过给水量G与燃料量B的调整来实现的。
要保持稳定汽温的关键是要保持固定的燃水比，若给水量G不变而增大燃料量B，受热面热负荷q成比例增加，热水段长度和蒸发段长度必然缩短，而过热段长度延长，过热汽温会升高，若B不变而增大G，由于q并未改变，所以热水段和蒸发段必然延伸，而过热段长度会缩短，过热汽温就会降低。
2、给水温度因高加解列等造成的给水温度降低，在同样给水量和煤水比的情况下，直流炉的加热段将延长，过热段缩短，过热汽温会随之降低，再热汽温也会因为高压缸排汽温度的降低而随之降低。
3、锅炉受热面结焦玷污煤水比不变的情况下炉膛结焦会使过热汽温降低。
因为炉膛结焦是锅炉传热量减少，排烟温度升高，锅炉效率降低，工质的总吸热量减少，而工质的加热热和蒸发热之和一定，所以过热吸热（包括过热器和再热器）减少。
主蒸汽温会降低，但再热器吸热因炉膛出口烟温升高而增加而影响相对较小。
4、锅炉过量空气系数增大过量空气系数时，炉膛出口烟温基本不变。
但炉内平均温度下降，炉膛水冷壁吸热减少，使过热器进口汽温降低，虽对对流式过热器的吸热量有一定增加，但前者影响更大，在煤水比不变的情况下，过热器出口温度将降低，反之依然。
5、炉膛火焰中心高度炉膛火焰高度的不同对辐射、对流换热特性不同的各受热面起到相反的作用，提高火焰中心，水冷壁辐射吸热减少，而使得蒸发段延长，但过热器再热器等对流特性的换热面吸热增加，但对于过热器而言，蒸发段延长影响更大，所以上提火焰中心主蒸汽温度整体呈降低趋势，而再热汽温则会升高。
6、引起汽温波动的因素分内扰及外扰两种情况，内部扰动因素包括：启停、切换制粉系统，投退油枪，炉膛或烟道吹灰，煤质变化，高加投退等，外扰包括负荷的波动等。
二、直流锅炉汽温调节的特点及原则特点：无固定的汽水分界面，且锅炉循环倍率为1，热惯性小，水冷壁的吸热变化会使热水段、蒸发段和过热段的比例发生变化。
超临界直流锅炉汽温调整浅析一、过、再热汽温的调节特性1、过热汽温的调节特性：直流锅炉过热汽温以水煤比调节作为主要手段，主要判断点为中间点温度、过热器出口汽温。
在正常运行范围内，由于直流炉干态运行为一次汽水循环，过热器出口汽温受前几个受热面的温度变化影响，所以要根据中间点温度的变化情况超前调节，当然不可能保证过热器出口温度保持恒定，但是可以预料的是保证中间点过热度在正常范围内过热汽温一般情况下也不会大幅波动。
当机组AGC指令在某一段负荷内小幅度波动时，其中间点过热度应该是一个正常波动的曲线，过热器出口汽温应随着中间点温度正常波动，曲线正常应延迟吻合，加之减温水的配合，曲线应比中间点温度平稳一些。
主蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段，一级减温水用于保证屏式过热器不超温，二级减温水用于对主蒸汽温度的精确调整。
屏式过热器出口温度和主蒸汽温度在额定值的情况下，一、二级减温水调门开度应在40〜60%范围内。
如果减温水调门开度超过正常范围可适当修正水/煤比定值（实际操作中修正过热度值就是修正水煤比），使一、二级减温水有较大的调整范围，防止系统扰动造成主蒸汽温度波动。
在一、二级减温水手动调节时，要注意监视减温器后的工质温度变化，注意不要猛增、猛减，要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况，平稳地对蒸汽温度进行调节。
锅炉低负荷运行时，减温水调节要注意减温后的温度必须保持20°C以上的过热度，防止过热器水塞。
当机组在正常快速升降负荷时AGC指令作用在协调控制器时，汽机调门开大，锅炉增加燃料，但是由于从给煤机提高转速到磨煤机再到煤粉在炉膛燃烧放热需要时间较长，锅炉热负荷来不及快速增长，汽温、汽压会下降，但随之增加的燃料进入炉膛，压力逐步随滑压曲线上涨，过热度、减温水量有逐渐上涨的趋势，这是多增加的燃料作用的结果。
这也可能由于燃料和协调的特性而压力温度变化与此相反，理想的结果是压力随曲线上升，但温度保持额定，同理降负荷时，汽机调门关小，导致汽温、压力上涨，但是随着燃料量的下降，汽压逐步跟随滑压曲线下降。
600WM超临界锅炉汽温特性分析【摘要】随着我国电力市场和国民经济发展的需要，为了进一步节能降耗和降低污染排放，电站机组朝着高参数、大容量的方向发展，锅炉是火电厂的三大主机之一。
本文通过分析影响600mw超临界锅炉汽温的主要因素，从影响锅炉汽温变化的各个因素入手，阐述了超临界锅炉汽温调节的方法及其特性，对锅炉汽温的扰动因素做了简要分析，并针对性的提出应对方案。
【关键词】600mw超临界锅炉；主汽温度；汽温调节；水煤比0 引言超临界火电机组已成为国际上一项比较成熟的技术，加快建设和发展高效超临界火电机组是提高能源利用率、解决电力短缺和减少环境污染的最现实以及最有效的途径。
目前，超临界压力锅炉已成为目前电站发展的主力[1]。
超临界锅炉没有汽包，只有汽水分离器，汽水分离器所储存的水容量很小，所以启动速度快；下降管的数量也大大下降，所以整台锅炉的钢材耗量低，锅炉成本低。
其蒸汽温度、压力性能参数高，使发电效率有很大的提高，锅炉的供电煤耗率降低明显。
基于超临界锅炉具有以上优点，因此超临界锅炉是中国未来大型锅炉的发展趋势，600mw机组锅炉又是现在的超临界锅炉的主要型号，所以深入研究并掌握超临界600mw机组锅炉的控制技术是十分重要的。
超临界机组运行参数高，需适应大范围调峰的要求，这将给超临界锅炉汽温控制系统设计提出了更高的要求。
具体体现在以下几方面：1）锅炉金属材料极限参数与锅炉正常运行参数之间的余地较小，所以对超临界锅炉主汽温度等运行参数偏差值很小，一般主汽温度长期不能超过士10℃，短期不能超过士5℃。
2）加热段、蒸发段和过热段的温度、湿度、长度都会因燃烧率、给水、汽轮机调门开度的扰动而发生变化，从而使汽温与功率、主汽压力关联性很强，这些参数间为多变量输入、输出系统，使得超临界锅炉汽温控制系统复杂。
3）机组在较大负荷变化内调峰运行，需要蒸汽压力和温度等主要运行参数保持稳定或保持在设定范围内，其中主汽温保持稳定重要性高、难度大。
集控技能竞赛答辩题1.题目：600MW超临界机组直流锅炉再热蒸汽温度如何调整?评分标准：5℃范围内，1．在50～100%BMCR负荷范围内再热蒸汽温度应控制在571±10两侧蒸汽温度偏差小于10℃。
（2分）2．再热蒸汽温度主要依靠尾部烟道挡板开度进行调节，开大再热烟气侧挡板再热汽温度上升，反之下降。
用烟气挡板调节再热汽温时，要考虑挡板调节汽温的迟缓率较大，注意不要大幅度开、关烟气挡板，手动调整时要注意掌握提前量。
（2分）3．调节再热汽温时，要注意过、再热器侧烟气挡板的协调配合，注意对过热汽温的监视和调节。
（2分）4．再热器事故减温水做为备用或事故情况下使用，正常运行中要尽量避免采用事故喷水进行再热汽温调整。
（2分）5．在蒸汽温度调整时要注意对受热面金属温度进行监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提。
（2分）2.题目：600MW超临界机组直流锅炉过热蒸汽温度如何调整?评分标准：1.在35～100％BMCR负荷过热出口蒸汽温度应控制在569±105℃范围内，两侧蒸汽温度偏差小于10℃。
（2.5分）2.过热蒸汽温度的主要调节手段是调整合适的水/煤比值，来控制启动分离器出口蒸汽温度。
（2.5分）3．一、二级减温水是过热汽温度调节的辅助手段，一级减温水用于保证屏式过热器不超温，二级减温水用于对主蒸汽出口温度的精确调整。
（2.5分）4．在蒸汽温度调整时要注意对受热面金属温度进行监视，蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提。
（2.5分）3.题目：什么情况下应申请停止锅炉运行？评分标准：1．锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除。
（1分）2．受热面金属壁温严重超温，经多方调整无效。
（1分）3．蒸汽温度超过允许值，经采取措施无效。
（1分）4．锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经处理无效。
（1分）5．锅炉安全阀有缺陷，不能正常动作。
（1分）6．锅炉安全阀动作后不回座。
（1分）7．炉膛严重结渣或严重堵灰而难以维持正常运行。
600MW超临界直流锅炉低氮改造后汽温动态特性试验研究超临界直流锅炉是一种高效、低排放的锅炉，其低氮改造是为了进一步降低氮氧化物排放，保护环境。
为了研究改造后的锅炉汽温的动态特性，我们进行了一系列试验研究。
首先，我们对600MW超临界直流锅炉进行了低氮改造，采用了新型的低氮燃烧技术，将燃烧过程中的氮氧化物排放控制在较低的水平。
改造后的锅炉具有更高的燃烧效率和更低的氮氧化物排放。
为了研究改造后锅炉的汽温动态特性，我们在试验中采集了相关的数据：锅炉负荷、锅炉汽温、锅炉燃烧系统氮氧化物排放浓度等。
试验中我们主要关注锅炉的响应时间、稳态汽温、瞬态汽温波动等。
试验结果表明，改造后的锅炉具有较短的响应时间。
在负荷变化时，锅炉汽温的变化速度较快，锅炉能够快速稳定到达新的工作状态。
这主要得益于低氮燃烧技术的应用，该技术使得锅炉燃烧更加稳定和高效。
同时，改造后锅炉的稳态汽温也有所提高。
与改造前相比，改造后锅炉的稳态汽温更为稳定，波动范围更小。
这说明低氮改造使得锅炉的热储备能力提高，锅炉在工况变化时能够更好地保持汽温的稳定性。
此外，在瞬态工况下，改造后的锅炉汽温波动也减小。
试验结果显示，锅炉瞬态负荷变化时汽温的波动幅度更小，锅炉响应更为迅速。
这说明改造后的锅炉具有较高的瞬态汽温响应能力，能够在短时间内适应负荷的变化。
综上所述，我们对600MW超临界直流锅炉低氮改造后的汽温动态特性进行了试验研究。
试验结果表明，改造后的锅炉具有较短的响应时间、更高的稳态汽温和较小的瞬态汽温波动。
这些结果证明低氮改造技术能够有效提高锅炉的热工性能，进一步降低氮氧化物排放，为环境保护做出贡献。
600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调
节特性
摘要：本文以实际运行经验为基础，总结了600MW超临界机组主、再热汽温
调整的调整手段，既提高了安全性，又提高了经济性。
关键词：超临界直流锅炉；主、再汽温；影响因素；调节方法。
在火力发电机组运行中，机组主、再热汽温对机组安全性和经济性影响较大，当主、再热汽温超温时，容易引起金属壁温超限，长时间超限或短时多次超限，
将会引起金属寿命下降，引发安全生产事故；当主、再热汽温长时间处于低温运
行时，一般主汽温每降低10℃，相当使循环热效率下降0.5%，汽轮机出口蒸汽
温度增加0.7%，降低了机组效率的同时，还加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚
至发生水冲击，严重危险汽轮机安全运行。
因此主、再热汽温的调整显的尤为重要。
600MW机组经济性指标参照图如表1所示：
一.首先要知道影响主、再热汽温的几个因素：
1.
炉内燃烧工况的影响。
当加负荷过程或者煤质突然变好时，炉内燃烧工况加强，主汽压力上升，主、再热蒸汽温度会由于烟温上升、烟气量增加而有所上升；反之则下降，汽温的变化幅度与燃烧的幅度有关。
实际过程中发生在加负荷过程，送风及煤粉送入炉膛加强燃烧后导致主、再热蒸汽温度升高。
2.
炉内火焰中心的影响。
当炉内火焰中心上移，水冷壁受到的辐射传热减少，
炉膛出口烟温上升，导致锅炉烟道布置的主、再热蒸汽传热加强，引起主、再热
汽温上升；反之则会下降。
实际过程为中、上层制粉系统切换前后，汽温调节特
性的不同，以及炉底漏风量大时，导致汽温升高。
3.
锅炉受热面积灰结焦程度的影响。
受热面积灰结焦对汽温的影响非常大，当
受热面积灰和积焦后，根据传热原理R=δ/λA (K/w) ，δ—材料层厚度（m）λ—材料导热系数[W/(m.k)]，传热热阻R不断增加，受热面的换热能力急剧下降，因此，换热面积灰结焦对主、再热蒸汽温调整影响非常大。
4.
送风量的影响。
送风量的大小直接决定了烟气量的大小，提升送风量，会提
高烟气流速，增加对流换热器（过热器、再热器）的换热能力，所以，送风量增
加时气温上升，反之则下降。
5.
再热烟气挡板的动作幅度的影响。
烟气挡板作为再热蒸汽的调整手段，应当
小幅动作，因为尾部烟道一侧为低温再热器，另一侧为省煤器及低温过热器，当
挡板大幅动作时，对过热汽温的调节也有一定影响。
实际过程表现为高负荷阶段，当再热器挡板快速关闭后，低温过热器受热加强，出口汽温上升，屏过出口汽温
也随之增加，同时过热器温也将增加。
6.
主汽压力的影响。
一般当汽压升高时，过热蒸汽温度也要升高。
这是由于当
汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽需要消耗更多的热量，在燃料
不变的情况下，锅炉的蒸发量要瞬间减少，即过热器所通过的蒸汽量减少，相对
蒸汽的吸热量增大，导致过热蒸汽温度升高。
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）。
7.
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。
二.汽温调整主要包括以下几个方面进行调整：
1.
燃烧调整。
目前火电厂运行受到煤炭价格影响，大多都选择掺烧煤泥，因此
存在煤质掺烧不均，炉内燃烧工况变化非常明显，严重时会导致锅炉氧量、过热度、汽温大幅摆动。
因此在掺烧煤泥时，我们应注意煤仓上煤细则，注意煤泥掺烧份额，要关注
炉膛出口氧量及过热度变化，变化幅度较大时及时减少掺烧煤泥制粉系统出力，
加强其他制粉系统出力，稳定燃烧，减少掺烧煤泥对主、再热汽温的影响。
另外
要注意启停制粉系统时，要注意加负荷时大量煤粉进入炉膛，燃烧加强后对汽温
的影响，以及降负荷煤粉减少，燃烧减弱对汽温的影响。
1.
火焰中心高度的调整。
主要通过制粉系统即喷然器运行方式以及燃尽风的使
用来实现，主要调整制粉系统出力。
但在改变火焰中心高度时应注意燃烧稳定，
否则就不能用改变火焰中心位置调节汽温，同时需要减少炉底漏风，防止炉内燃
烧工况不稳定。
2.
积灰结焦调整。
我公司规定吹灰频次为每日白班全面吹灰一次，每日中班进
行水冷壁吹灰，每班进行一次空预器吹灰，清理积灰效果良好。
一般情况下水冷
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，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；当进行炉膛吹灰后，水冷壁得到了清洁，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。
3.
送风量的调整。
在保证燃烧稳定的前提下，适当调整总风量，使氧量在正常
范围的上下限运行，也可以用来调节汽温。
由于主再热汽温均为对流特性，因此，增加风量会使汽温升高，减小风量会使汽温降低。
在用风量调整汽温时应注意，
由于风量调整对燃烧影响较大，风量调整可能会引起燃烧的变化，因此，风量幅度不能太大，原则是锅炉低负荷、煤质差时尽量维持小风量运行确保燃烧安全，若低负荷、煤质好锅炉燃烧好而汽温低时，可适当增加风量以提高汽温。
高负荷时主汽温度、再热汽温一般都可以达到正常值，按正常的氧量曲线配风即可。
夏天环境温度高而高负荷运行时，有可能出现“缺风”现象，可适当增加总风量保证燃烧完全。
4.
烟气挡板的调整。
鉴于再热器减温水对机组效率影响较大，所以，烟气挡板将作为调节再热汽温的主要手段。
用烟气挡板调节再热汽温时应注意挡板不能大幅动作，一方面对炉膛负压存在影响，另一方面，高负荷时，大幅动作再热烟气挡板，会使主再热汽温同时波动，对汽温调整不利。
5.
避免汽压波动过大。
掌握锅炉的带负荷能力，控制好负荷增减速度和幅度，增减负荷前应提前提示，提前调整燃料量，运行中要做到勤调、微调，防止出现反复波动，投运和完善自动调节系统。
6.
给水温度的调整。
主要按照机组设计值自身调整，其次是调整高加端差，以保证高加加热效率，在高加投退时注意对汽温的影响。
三.结语
超临界直流锅炉主、再热汽温调整是系统性的、综合性的，受到很多变化因素的影响，因此在汽温调节时，应注意各项因素，通过改变煤水比、中间点过热度、火焰高度、受热面清洁度、过量空气系数、烟气挡板动作幅度、高加投运率等措施，调整主再热汽温在正常范围内，提高锅炉运行的安全性及经济性。
参考文献：
[1] 马斌，锅炉主再热汽温调整浅析；
[2] 李伟，660MW超临界锅炉主再热汽温影响因素及调节措施；
[3] 徐国峰，电厂集控运行的节能降耗措施分析；
[4] 王艳红，给水温度对机组汽温及煤耗率的定量分析模型。
