下载文档原格式
简析1000 MW 超临界汽轮机特点及调试技术摘要：论述上汽 1000 mw 超超临界汽轮机设计特点及运行情况，对热力系统、高温材料、高温部件冷却、通流技术、末级叶片、汽缸、阀门和轴系结构等进行详细介绍，并对机组启动调试进行阐述，充分肯定了机组的先进性和可靠性。
关键词：超超临界 1000 mw 汽轮机设计特点运行调试技术大容量、高参数是提高火电机组经济性最为有效的措施，同时基于世界一次能源资源状况中煤的储量远远超过石油和天然气，环境保护对减少排放污染（特别是 co2、nox）的要求，以超超临界机组为代表的高效洁净煤发电技术已成为今后世界电力工业的主要发展方向之一。
1. 汽轮机的设计特点1.1 独特的圆筒型高压外缸高压缸由厂家整体发运。
高压缸采用双层缸设计，其双层缸由静叶持环组成的内缸和筒形外缸组成，高压缸内不设隔板，反动式的静叶栅直接装在内缸上。
外缸为筒形设计，分为进汽缸和排汽缸，其中分面大约在高压缸中部。
内缸为垂直纵向平分面结构。
采用这种设计，可以减小缸体重量，提供良好的热工况。
另外，由于缸体为旋转对称，因而避免了不利的材料集中，各部分温度可保持一致，使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，热应力保持在一个很低的水平。
1.2 独特的补汽调节阀技术上汽 1000mw 汽轮机采用了补汽技术。
补汽阀相当于主汽门后的第三个高负荷调节阀，在主调节门开足的情况下，由该阀向机组供汽。
通过该阀的流量约为最大进汽量的 8%。
补汽阀布置在汽缸下部，补汽进入高压缸第五级后。
补汽阀的主要功能有：（ 1）当汽轮机的最大进汽量与 tha 工况流量之比较大时，可采用补汽技术，超出额定流量的部分由外置的补汽调节阀提供；此时主调节阀在额定流量下可设计成全开，从而提高额定负荷以下所有工况的效率，机组热耗可至少下降 40kj/kw？h。
（ 2）根据等焓节流原理，蒸汽进入第五级处的温度将降低约 30℃，通过保持一定的漏汽还可起到冷却高压汽缸作用，有利于提高高温部件的可靠性。
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。
1000MW 超超临界锅炉屏过两侧汽温偏差大分析与解决方案发布时间：2022-01-06T05:19:28.186Z 来源：《中国电业》2021年22期作者：马奇文呼美汝[导读] 因各粉管煤粉量分配存在偏差导致屏过左右侧进出口汽温温升偏差较大，马奇文呼美汝陕西能源赵石畔煤电有限公司 719199摘要：因各粉管煤粉量分配存在偏差导致屏过左右侧进出口汽温温升偏差较大，通过一次风调平及燃烧器二次风、燃尽风就地拉杆、风门开度调整等手段进行调整。
经过燃烧调整，稳定负荷下屏过左右侧金属壁温分布状况变好，进出口温升偏差变小。
关键词：水冷壁；超温；调整1 前言陕西某电厂2×1000MW超临界机组2号锅炉自投产以来，存在屏过两侧热负荷偏差大的问题，屏过两侧温升及金属壁温偏差较大，最大可达80℃。
过热器一级减温水两侧调门开度偏差达90%。
在机组大幅度升降负荷过程中，锅炉主热汽温因左右两侧烟气温度偏差大，导致主汽温依靠减温水调整困难，屏式过热器一侧壁温频繁超温。
在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的问题尤为突出，严重影响锅炉运行安全性、经济性。
2 设备简介本锅炉为东方锅炉厂生产的超超临界参数、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧、∏型直流锅炉。
锅炉型号为DG2906/29.3-∏3。
炉膛宽度33973.4mm，深度16828.4mm，炉膛高度66000mm；锅炉顶棚标高71000mm，水冷壁下集箱标高为5000mm。
锅炉采用前后墙对冲分级燃烧技术。
燃烧系统共布置有48只OPCC型低氮煤粉旋流燃烧器，32只燃烬风喷口，16只还原风喷口和12只贴壁风口。
燃烧器前后墙各布置3层，每层8只。
燃烧器配风分为一次风、内二次风、外二次风和中心风，分别通过一次风管，燃烧器内同心的内二次风、外二次风环形通道及中心风管在燃烧的不同阶段分别送入炉膛。
其中燃烧器的内二次风、外二次风为旋流。
直流炉的汽温调整众所周知，过热蒸汽温度与再热蒸汽温度直接影响到机组的安全性与经济性。
蒸汽温度过高可能导致受热面超温爆管，而蒸汽温度过低将使机组的经济性降低，严重时可能使汽轮机产生水冲击。
超临界直流锅炉的运行调节特性有别于汽包炉，给水控制与汽温调节的配合更为密切。
我厂塔式锅炉的过热器受热面布置在炉膛上方，采用卧式布置方式，过热器系统按蒸汽流向主受热面分为三级。
其中一过和三过布置在炉膛出口断面前，主要吸收炉膛内的辐射热量。
第二级过热器布置在第一级再热器和末级再热器之间，靠对流传热吸收热量。
过热器系统的汽温调节采用燃水比和两级八点喷水减温。
再热器受热面分为两级，第二级再热器布置在第二级过热器和第三级过热器之间，第一级再热器布置在省煤器和第二级过热器之间。
第二级再热器顺流布置，受热面特性表现为半辐射式；第一级再热器逆流布置，受热面特性为纯对流。
再热器的汽温调节主要靠摆动燃烧器，在低温过热器的入口管道上布置事故喷水减温器，两级再热器之间设置有一级微量喷水并内外侧管道采用交叉连接。
直流炉汽温控制具有其特殊性，因为它的受热区、蒸发区和过热区之间无固定的界限，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，汽温自动与给水自动相互关联，给水控制与减温水控制之间有着必然的联系。
直流锅炉给水控制的一个主要任务就是维持汽温稳定，严格控制燃水比，确保了分离器的出口焓为定值，使得一级减温控制和二级减温控制在可调范围内，实现了对过热汽温控制的粗调。
减温喷水实质上是调整锅炉给水在水冷壁和过热器之间的分配比例。
因为无论减温喷水量如何变化，进入锅炉的总给水量并未改变，燃水比未改变，所以稳态的锅炉出口过热汽温也不会改变，即喷水减温是仅仅改变动态过程中的过热汽温，用于过热汽温的细调。
若减温水量增加，进入水冷壁的给水流量就减小，该区段的水量吸热的比值增大，该区段的出口温度略增，但过热段的水量吸热的比值减小，最终维持过热汽温不变。
当给水自动完成对汽温控制的粗调之后，喷水减温实现对汽温控制的细调，过热汽温的喷水减温控制是通过两个相串联的一级减温控制和二级减温控制来实现的。
目录目录一、国际上超临界机组的现状及发展方向二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况三、超临界直流炉的控制特点四、1000MW超（超）临界机组启动过程五、1000MW超（超）临界机组的控制方案一、国际上超临界机组的现状及发展方向我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高¾亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g¾超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g¾超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g（外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。
1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。
1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向¾目前超临界机组的发展方向90年代,日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593℃，566/593℃及600/600℃，蒸汽压力保持在24~25MPa，容量以1000MW为多，参数为31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产。
东方—日立1000MW超超临界汽轮机说明书(含调试及控制) 东方—日立1000MW超超临界汽轮机说明书(含调试及控制)一、前言1.1 引言本文档是关于东方—日立1000MW超超临界汽轮机的详细说明书，包括其设计、结构、工作原理、调试过程及控制系统等方面的内容。
该说明书旨在为使用者提供清晰、准确的信息，以确保汽轮机的正常运行和维护。
1.2 文档目的本文档的目的是提供东方—日立1000MW超超临界汽轮机的全面信息，包括使用前的准备、调试过程中的操作指导、控制系统的说明等内容。
通过本文档，使用者可以了解该汽轮机的工作原理，正确操作和维护汽轮机，以确保其安全、高效运行。
二、产品概述2.1 产品说明东方—日立1000MW超超临界汽轮机是一种高效、大功率的汽轮机设备，具有超超临界参数下的高温高压汽轮机技术。
该汽轮机拥有先进的设计和制造工艺，在能源转换领域具有广泛的应用。
2.2 产品特点- 高功率输出.1000MW超超临界参数下的汽轮机设计，满足大功率需求。
- 高效节能：采用先进的汽轮机技术，提高能源转换效率，降低能耗。
- 可靠稳定：具有可靠的结构设计和精确的控制系统，确保汽轮机的稳定运行。
- 易维护：提供完善的维护指南和维修手册，方便维护人员进行保养和维修。
三、产品结构3.1 主要组成部件东方—日立1000MW超超临界汽轮机主要由以下组成部件构成：- 汽轮机本体：包括高压缸、中压缸、低压缸等部分，用于驱动发电机发电。
- 蒸汽系统：包括给水加热器、锅炉、燃烧器等部分，提供汽轮机所需的高温高压蒸汽。
- 冷却系统：包括冷却塔、冷却水循环泵、冷却器等部分，用于冷却汽轮机和发电设备。
- 油路系统：包括润滑油泵、冷却器、滤清器等部分，提供润滑和冷却油液给汽轮机各部件。
- 控制系统：包括自动控制系统、保护系统、监控系统等部分，用于对汽轮机进行控制和监测。
3.2 组件功能说明每个组件的功能及作用如下：- 汽轮机本体：将蒸汽能量转化为机械能，驱动发电机发电。
1000MW超超临界锅炉燃烧优化调整某厂1000MW超超临界机组目前运行存在着排烟温度偏高、炉内热偏差偏大、一次风率及锅炉氧量控制不合适等问题。
因此进行锅炉燃烧调整，以进一步掌握锅炉运行特性，优化锅炉运行方式，考察并改善锅炉存在的问题，在兼顾锅炉汽水参数、结渣、经济性、NOx排放等因素的基础上，确定锅炉最佳运行参数。
标签：超超临界;排烟温度;炉内偏差;优化调整试验期间通过燃烧调整和掺烧优化试验等大量细致的工作，综合考虑锅炉运行的安全性、经济性以及环保性，确定了1000MW超超臨界锅炉合适的运行参数和运行方式;大幅提高了锅炉运行效率，降低了排烟温度、减小了炉内热偏差，优化了一次风风率和锅炉运行氧量，并将排烟中CO浓度控制在较低水平;同时，在全部调整过程中锅炉汽水参数和NOx排放等均处于正常水平。
本文通过调整锅炉燃烧器的一次风速、内二次风量、外二次风量、煤粉细度和运行氧量等，掌握了锅炉的运行状况，降低了排烟温度、减少了炉内热偏差、优化了一次风率和运行氧量。
1锅炉设备概述1000MW超超临界燃煤汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉股份有限公司设计制造的超超临界参数、对冲燃烧方式、单炉膛、一次再热、固态排渣、平衡通风、全钢构架、全悬吊π型结构、露天布置变压直流锅炉。
目前有两台三分仓空预器，一次风机以及送风机将空气送往不同的空预器中，通过相应的烟气加热过程中把一次风以及部分冷一次风进行混合，并且将其融入磨煤机，同时将前后墙的煤粉燃烧器布置好。
二次风在进入燃烧器的风箱之后借助不同的调节挡板进入不同的通道，与此同时有些二次风在进入到燃烧器之后，燃烧器上方出现的燃烬，此外还有少量的二次风也进入其中，这部分二次风则是通过专门的中心通道进入到其中的。
主要采用的设备是中速磨冷一次风机属于直吹式制粉末系统，另外还有六台中速磨煤机，在使用设计的煤种的过程中，其中有五台是运行的，还有一台主要是用来备用的。
磨煤机出口采用变频旋转分离器控制磨煤机出口煤粉细度。
1000MW超超临界直流炉汽温调整及注意事项发表时间：2018-02-09T14:29:17.400Z 来源：《防护工程》2017年第29期作者：李平[导读] 1000MW超超临界直流炉的汽温控制在火力发电厂的发展中起着很关键的作用,它是保障机组安全稳定运行的一个重要方面。
神华国华广投（柳州）发电有限责任公司广西柳州 545600摘要：1000MW超超临界直流炉的汽温控制在火力发电厂的发展中起着很关键的作用,它是保障机组安全稳定运行的一个重要方面,决定着锅炉能否提供合格的蒸汽,本文将从主汽温和再热汽温的影响因数,深入研究主汽温和再热汽温的变化特性,最终分析得出主汽温和再热汽温的控制方法，为运行人员的汽温调整操作提供指导。
关键词：超超临界直流炉；1000MW；煤水比；主汽温；再热汽温；喷水减温0.概述直流炉具有蓄热小、汽温汽压受负荷影响大等特点，正常运行中能否保证主、再热汽温稳定将直接影响到锅炉效率和煤耗，甚至影响设备安全。
本文以上海锅炉厂生产的SG3091/27.46-M541 1000MW超超临界锅炉为例，阐述了在运行过程中积累的主、再热汽温的调整经验。
该锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，锅炉采用一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置；由上海锅炉厂有限公司引进Alstom-Power公司Boiler Gmbh的技术生产。
炉膛由膜式水冷壁组成，水冷壁采用螺旋管加垂直管的布置方式；炉膛上部依次分别布置有一级过热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一级再热器、省煤器。
过热器采用三级布置，在每两级过热器之间设置喷水减温，主蒸汽温度主要靠煤水比和减温水控制。
再热器两级布置，再热蒸汽温度主要采用燃烧器摆角调节，在再热器入口和两级再热器布置危急减温水。
1.汽温调节的意义和目的在运行过程中，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，应设法予以调节。
汽温高使管壁温度高，金属材料许用应力下降，影响其安全。
长期超温运行，将缩短锅炉寿命；汽温降低，机组循效率下降，汽轮机排汽湿度增大，汽温下降10℃，煤耗增大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。
综上所述，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，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-10℃。
2.影响汽温的因素煤水比。
若给水不变而增大燃料量，由于受热面热负荷q成比例增加，热水段长度和蒸发段长度必然缩短，而过热段长度相应延长，主蒸汽温度就会升高；若燃料量不变而增大给水流量，由于q并未改变，所以热水段长度和蒸发段长度必然延伸，而过热段长度随之缩短，主蒸汽温度就会降低。
所以，直流炉以调节煤水比作为基本的调温手段。
给水温度。
若给水温度降低，在同样给水量和煤水比的情况下，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短，主蒸汽温度会随之降低；再热器出口汽温则由于汽轮机高压缸排汽温度的下降而降低。
因此，当给水温度降低时，必须改变原来设定的煤水比，即适当增大燃料量，才能维持额定汽温。
受热面沾污。
炉膛结焦使锅炉传热量减少，排烟温度升高，锅炉效率降低。
对工质而言，则1kg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，过热吸热减少，故主蒸汽温度降低。
但再热器吸热因炉膛出口烟温的升高而增加，对于再热蒸汽温度，进口再热蒸汽温度的降低和再热器吸热量的增大影响相反，所以变化不大。
对流式过热器和再热器的积灰使传热量减小，使主蒸汽温度和再热蒸汽温度降低。
在调节煤水比时，若为炉膛结焦，可直接增大煤水比；但过热器结焦，则增大煤水比时应注意监视水冷壁出口温度，在其不超温的前提下来调整煤水比。
过量空气系数。
当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，炉膛水冷壁的吸热量减少，致使过热器进口蒸汽温度降低，虽然对流式过热器的吸热量有一定的增加，但前者的影响更强些。
在煤水比不变的情况下，过热器出口温度将降低。
若要保持主蒸汽温度不变，也需要重新调整煤水比。
随着过量空气系数的增大，辐射式再热器吸热量减少不多，而对流式再热器的吸热器增加；对于显示对流式汽温特性的再热器，出口再热蒸汽温度将升高。
火焰中心高度。
当火焰中心升高时，炉膛出口烟温显著上升，再热器无论显示何种汽温特性，其出口汽温均将升高。
此时，水冷壁受热面的下部利用不充分，致使1kg工质在锅炉内的总吸热量减少，由于再热蒸汽的吸热是增加的，所以过热蒸汽吸热减少，主蒸汽温度降低。
综上，直流锅炉的给水温度、过量空气系数、火焰中心位置、受热面沾污程度对主蒸汽温度、再热蒸汽温度的影响与汽包锅炉有很大的不同。
有些影响是完全相反的。
对于直流锅炉，上述后四种因素的影响相对较小，且变动幅度有限，它们都可以通过调整煤水比来消除。
3.主蒸汽温度的调节主蒸汽温度的粗调。
对于直流锅炉，控制主蒸汽温度的关键在于控制锅炉的煤水比，而煤水比合适与否则需要通过中间点温度来判断。
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，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主蒸汽温度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。
主蒸汽温度的细调。
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，对主蒸汽温度变化均有影响，因此在运行中要保证煤水比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，这就迫使除了采用煤水比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。
减温喷水实质上是调整锅炉给水在水冷壁和过热器之间的分配比例，即喷水减温仅仅改变动态中的主蒸汽温度，用于主蒸汽温度的细调。
该锅炉的主蒸汽温度调节方法是采用水煤比进行粗调，二级喷水减温进行细调。
第一级喷水减温器装置在第一级过热器与第二级过热器之间的连接管道上；第二级喷水减温器装置在第二级过热器与第三级过热器之间的连接管道上，维持过热器出口汽温在额定值。
4.再热蒸汽温度的调节再热器进口蒸汽取决于汽轮机高压缸的排汽参数，而高压缸排汽参数随汽轮机的运行方式、负荷大小及工况变化而变化。
当汽轮机负荷降低时，再热器入口汽温也相应降低，要维持再热器的额定出口汽温，则其调温幅度大。
再热蒸汽压力低，再热蒸汽放热系数低于过热蒸汽，在同样蒸汽流量和吸热条件下，再热器管壁温度高于过热器壁温。
由于蒸汽压力低，再热蒸汽的定压比热较过热蒸汽小，在等量的蒸汽和改变相同的吸热量的条件下，再热蒸汽温度的变化就比主蒸汽温度变化大。
因此当工况变化时，再热蒸汽温度的变化就比较敏感，且变化幅度也较过热蒸汽为大。
反过来在调节再热蒸汽温度时，其调节也较灵敏，调节幅度也较主蒸汽温度大。
再热蒸汽温度调节不宜采用喷水减温方法，机组运行经济性下降。
再热器置于汽轮机的高压缸与中压缸之间。
因此在再热器喷水减温，使喷入的水蒸发加热成中压蒸汽，使汽轮机的中、低压缸的蒸汽流量增加，即增加了中、低压缸的输出功率。
如机组总功率不变，势必要减少高压缸的功率。
由于中压蒸汽做功的热效率低，因而使整个机组的循环热效率降低。
经验数据，在再热器中每喷入1% MCR的减温水，将使机组循环热效率降低0.1%～0.2%。
因此再热蒸汽温度调节方法采用烟气侧调节，即采用摆动燃烧器或分隔烟道等方法。
为保护再热器，在事故状态下，使再热器不被过热烧坏，在再热器进口处设置事故喷水减温装置，当再热器进口汽温采用烟气侧调节无法使汽温降低，则要用事故喷水来保护再热器管壁不超温，以保证再热器的安全。
该锅炉再热蒸汽温度采用燃烧器摆角、事故喷水减温进行调节。
改变燃烧器喷嘴摆角改变火焰中心的位置和炉膛出口的烟气温度，各受热面的吸热比例相应变化，实现了再热蒸汽温度的调节。
再热器的喷水减温调节系统与主蒸汽喷水减温的汽温调节系统相似，不过一般作为事故情况的调节手段。
由于两级再热器均布置在烟气对流区域，燃烧器摆角的位置对再热蒸汽温度产生很大的影响，所以改变燃烧器摆角作为再热蒸汽温度调节主要手段，事故喷水减温作为启动或变工况运行时的辅助调温手段。
对于再热蒸汽温度长期偏高或偏低问题，可通过改变中间点温度设定值的方法加以解决，降低中间点温度，则再热蒸汽温度降低，提高中间点温度，再热蒸汽温度升高。
该方法的实质依然是变动煤水比的控制值。
5.汽压、汽温的协调调节汽压、汽温同时降低。
在实际运行过程中，引起锅炉参数（汽温、汽压）变化主要有内扰和外扰两种。
外扰即如外界加负荷，在燃料量、喷水量和给水泵转速不变的情况下，汽压、汽温都会降低。
运行经验表明，外扰反应最快的是汽压，其次是汽温的变化，且汽温变化幅度较小。
此时的温度调节应与汽压调节同时进行，在增大给水量的同时，按比例增大燃料量，保持中间点温度（煤水比）不变。
内扰时如燃料量减小，也会引起汽压、汽温降低。
但内扰时汽压变化幅度小，且恢复迅速；汽温变化幅度较大，且在调节之前不能自行恢复。
在内扰时不应变动给水量，而只需调节燃料量，以稳定参数。
汽压上升、汽温下降。
通常，汽压上升而汽温下降是给水量增加的结果。
如果给水阀开度未变，则有可能是给水压力升高使给水量增加。
更应注意的是，当给水压力上升时，不但给水量增加，而且喷水量也自动增大。
因此，应同时减小给水量和喷水量，才能恢复汽压和汽温。
中间点温度偏差大。
当中间点的温度保持超出对应负荷下预定值较多时，有可能是给水量信号或磨煤机煤量信号故障导致自控系统误调节而使煤水比严重失调，此时应全面检查、判断给煤量、给水量的其他相关参数信号，并及时切换至手动。
因此，即使采用了协调控制，也不能取代对中间点温度和煤水比进行的必要监视。
由此可见，直流炉的汽压、汽温调节是不能分开的，它们只是一个调节过程的两个方面，这也是和汽包炉的重大区别之一。
所以，任何一个参数的调整，都需要有系统的思考，不能只为了汽温而调整汽温，而是要调整汽温和汽压的匹配。
6.汽温调节注意事项汽温调节的基础是燃烧调节，若锅炉燃烧稳定，则可通过上述方法进行汽温调节，否则需要调节锅炉燃烧稳定、燃烧器负荷分配以及二次风量的配匹等。
在汽温的监视和调节中需要注意事项有：1）运行中根据锅炉工况的变化，如负荷升降，制粉系统切换，油枪投退以及锅炉吹灰等情况，分析汽温变化的趋势，提前预判，尽可能使调节动作在汽温变化之前；否则汽温波动就比较大。
2）运行中根据汽温变动的具体特点，采取相应的措施。
该锅炉采用水跟煤的控制策略，这有利于主蒸汽温度的控制，但不利于主蒸汽压力的控制。
