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大容量电站锅炉过热器再热器温度偏差原因及防止对策摘要：本论文针对大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差问题进行研究。
首先，分析了过热器和再热器温度偏差的原因，包括燃料燃烧不充分、热负荷分布不均匀、管路和烟气侧污垢堵塞、水质不佳、运行管理不到位等多个方面。
其次，提出了防止过热器和再热器温度偏差的措施，包括调节燃烧风量、加强热负荷分布控制、管路维护和检修、烟气侧清洗、控制锅炉水质和加强运行管理等。
最后，得出结论：过热器和再热器温度偏差是大容量电站锅炉运行过程中普遍存在的问题，需要采取一系列措施加以控制和防止。
本论文所提出的方法和措施，可为大容量电站锅炉运行控制和管理提供参考。
关键词：大容量电站、锅炉、过热器、再热器、温度偏差、原因、对策1 引言大容量电站锅炉作为能源行业的核心设备，其运行质量和效率对于整个电力系统的稳定和发展至关重要。
其中过热器和再热器作为锅炉中的重要部件，其温度偏差问题一直是锅炉运行过程中的难点和热点问题之一。
因此，针对大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差的问题，进行研究和探讨，对于提高锅炉运行效率和安全性具有重要意义。
本文主要围绕大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差的原因和防止措施展开研究。
首先，我们对过热器和再热器的工作原理和结构进行了介绍，并分析了导致温度偏差的主要原因。
其次，我们提出了一系列针对过热器和再热器温度偏差问题的防止措施。
最后，我们得出了结论，认为过热器和再热器温度偏差是大容量电站锅炉运行中的普遍问题，需要采取一系列措施加以控制和防止。
通过本文的研究，我们期望能够为大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差问题的解决提供参考。
同时，本文所提出的防止措施也可以为大容量电站锅炉的运行控制和管理提供指导。
我们相信，随着科学技术的不断发展和进步，大容量电站锅炉的运行质量和效率将会不断提高，为人们的生活和工业生产提供更加可靠的能源保障。
2 锅炉过热器和再热器温度偏差的原因锅炉过热器和再热器温度偏差的产生是由多种因素共同作用的结果。
电阻加热炉炉温均匀性差的原因及解决办法摘要：电阻加热炉近些年被广泛应用于我国工业领域中，但由于其功率大、持续工作时间长、使用频次高，属于高耗能设备。
电阻加热炉能够很好提高能源的利用效率以及加工零部件的工艺质量，但是对于电阻加热炉炉温均匀性还是需要进一步改善和提高。
在运行的过程中要严格控制设定好的温度曲线，因为电源事故导致停止加热或者控制精度下降，最后工业加工就不会成功。
所以，以工业电炉为对象，把智能仪表当做控制它的工具，具有一定的实用意义。
本文就来探讨电阻加热炉炉温的均匀性差的原因以及解决办法。
关键词：电阻加热炉；炉温；均匀性差；原因；解决办法1导致电阻加热炉炉温均匀性差的主要原因分析1.1 控制方面温度控制仪是控制电阻加热炉炉膛内部温度的核心仪器，其主要作用是接收热电阻的温度信号，然后再进行比较电阻加热炉炉膛内的实际温度和预期设置的温度之间的温度差，测量时控仪能够自动输出相应的功率百分数，而且如果是在电阻加热炉正常工作的状态之下，温控仪是不能自动设定功率输出的百分数。
比如，在电阻加热炉炉膛内，工作人员设定的温度是400℃，工艺产品需要要求设定的温度为960℃的过程中，那么这个时候温控仪就会自动输出功率百分数为100%，这也就相当于三相电流要在电阻加热炉工作区域内功率数的1.7倍。
一旦电阻加热炉温度接近960℃的时候，温控仪的输出才会依次进行降低，从100%到90%，再到80%、70%、60%等，一直降低到10%[1]。
温控仪在保温阶段的输出功率百分数都是间接性输出，假如温控仪正处于加热的过程中，那么电阻加热炉的三相电流表的输出要统一缩减数额，检查好温控仪设定的初始温度是多少。
1.2 发热件损坏如果电阻加热炉是480kW，那么发热体的工作部位主要是在不同的区间工作范围内，每一个范围的功率大约是120kW。
三相电流表和全功率升温阶段的指针摆角频率相符合的过程中，恒温状态的三相电流表都会呈现同样的摆角幅度［2］。
电站锅炉过热器的热偏差计算及预防措施一. 管壁温度计算过热器和再热器受热面管子能长期安全工作的首要条件是管壁温度不能超过金属最高允许温度。
过热器和再热器管壁平均温度的计算公式为：max q t t t gz g b μ+∆+=β()⎥⎦⎤⎢⎣⎡++λβδαβ112 （11-1）式中ttw —管壁平均温度，ºC ；tg —管内工质的温度，ºC ；Δtgz —考虑管间工质温度偏离平均值的偏差，ºC ；—热量均流系数；β—管子外径与内径之比；qmax —热负荷最大管排的管外最大热流密度，kw/m2；α2—管子内壁与工质间的放热系数，kw/m2.ºC ；—管壁厚度，m ；—管壁金属的导热系数，kw/m..ºC 。
二. 热偏差概念从式（8-1）可见，管内工质温度和受热面热负荷越高，管壁温度越高；工质放热系数越高，管壁温度越低。
由于过热器和再热器中工质的温度高，受热面的热负荷高，而蒸汽的放热系数较小，因此过热器和再热器是锅炉受热面中金属工作温度最高、工作条件最差的受热面，管壁温度接近管子钢材的最高允许温度，必须避免个别管子由于设计不良或运行不当而超温损坏。
过热器（再热器）由许多平行的管子组成，由于管子结构尺寸、管子热负荷和内部阻力系数等可能不同，不同管中蒸汽的焓增可能不同，这一现象称为过热器（再热器）的热偏差。
热偏差系数（或简称为热偏差）用φ表示，它的定义为：φ=pj pi i ΔΔ=pj pj p p i i i i 1212-- (11-2)式中 Δip —平行管中偏差管（通常是指平行管中焓增偏大的管子）内工质的焓增，kJ/kg ；Δipj —整个平行管组中工质的平均焓增，kJ/kg 。
允许的热偏差是根据受热面工作的具体条件确定的，由于过热器管子工作在接近材料的最高允许温度下，允许的热偏差不应超过过热器总吸热量的15%。
工质的焓值由管外壁所受热负荷、受热面面积和管内工质流量决定。
循环流化床锅炉床温偏差大原因及分析一、循环流化床锅炉的工作原理循环流化床锅炉是一种采用高速气体将颗粒物料（煤粉、石灰石粉）在固态器细颗粒上气流中悬浮的锅炉，其工作原理是通过气体流化分离原理，将燃烧过程中产生的热量传递给锅炉水，使之产生蒸汽，从而推动汽轮机运行，产生电能。
二、循环流化床锅炉床温偏差大原因分析1. 燃料粒径不均匀燃料粒径不均匀是导致循环流化床锅炉床温偏差大的重要原因之一。
当燃料的粒径不均匀时，在锅炉床层内会形成不同的堆积状态，导致部分区域的床层厚度较大，而其他区域的床层厚度较小，从而造成床层温度的不均匀分布。
2. 空气分配不均匀循环流化床锅炉工作时需要通过喷嘴将空气喷入床层，而如果空气的喷入不均匀，不同区域的空气量不同，就会导致床层内气体混合的不完全和床层压力的不均匀，从而影响床层温度的分布。
4. 循环流化床锅炉运行参数不合理循环流化床锅炉运行参数的设定不合理也会导致床温偏差大的问题。
过高或者过低的燃烧温度、过大或者过小的循环气流量等都会直接影响到床层温度的分布。
5. 燃料燃烧不完全燃料燃烧不完全也是导致床温偏差的重要原因之一。
当燃料燃烧不完全时，会使部分床层温度较高，而其他区域的床层温度较低，导致床层温度分布不均匀。
三、循环流化床锅炉床温偏差大解决方法1. 优化燃料优化燃料的粒径分布，使之尽可能均匀，可以有效减少床层内的不均匀分布。
2. 调整空气分配合理调整空气喷入的位置和量，保证空气的均匀分布，可以有效改善床层温度的分布。
3. 控制床层密度通过控制床层的厚度和密度，可以使得气体在床层内的流动均匀，从而改善床层温度的分布。
4. 合理调整运行参数根据实际情况合理调整循环流化床锅炉的运行参数，确保燃烧温度、循环气流量等处于合理的范围内，可以有效减少床温偏差的问题。
5. 提高燃烧效率通过合理的燃烧控制和燃烧设备的优化，提高燃料的燃烧效率，减少燃料燃烧不完全的情况，可以有效改善床温偏差大的问题。
火电企业入厂入炉煤热值差的分析和对策
随着社会经济的发展，火电企业已经成为了能源消费的主体，其中煤炭仍然是其主要燃料。
然而，火电企业在入厂入炉煤的选择和使用过程中，经常会面临煤炭热值差的问题，影响了企业的经济效益和环境保护。
因此，本文分析了火电企业入厂入炉煤热值差的原因，提出相应的对策。
一、入厂入炉煤热值差的原因
1.煤种和质量不同
不同煤种的热值存在差异，而且在采矿、加工、运输等过程中，也会受到煤中杂质的影响，从而引起煤的热值差异，这可能是导致企业成品热值偏低的主要原因。
2.燃煤方式的不同
火电企业使用的燃煤方式不同，例如，采用直接燃煤和气化燃煤等方式，也会对入厂入炉煤的热值产生影响。
3.燃烧设备的不同
火电企业使用的燃烧设备也不同，例如，旋转炉、流化床和燃气锅炉等，它们的燃烧方式和热量利用效率也有所不同，因此，对于相同煤种的使用，其热值也可能存在差异。
二、入厂入炉煤热值差的对策
1.优化煤选
火电企业应该选择高质量煤炭，并且根据其热值、燃烧特性和企业燃烧设备的特点进行综合考虑，确保煤炭的质量符合要求，最大化热能的利用效率。
2.升级燃烧设备
可以通过对燃烧设备进行技术改进和升级，提高燃烧效率、减少能源损失，从而降低成品热值差的可能性。
3.加强烟气处理和减排
对烟气中的污染物进行有效处理和减排，减少能源消耗和资源浪费，发挥煤炭作为清洁能源的优势，保护环境和人民健康。
综上所述，火电企业入厂入炉煤热值差是一个需要引起重视的问题。
通过优化煤选、升级燃烧设备和加强烟气处理和减排等措施，可以最大程度地减少煤的热值差，提高产能利用率，提高企业经济效益，缩小资源浪费和环境污染。
机械化工 过热器热偏差的原因分析及防止对策张政和（湛江电力有限公司，广东 湛江 524000）摘要：我国电力事业经历了长期的发展，到今天已经足具规模。
目前，我国发电形式主要以火力发电为主，锅炉是火力发电的主要设备和重要组成部分。
火力发电有着不可替代的优越性却也存在诸多隐患。
近年来，我国电厂锅炉爆管现象时有发生，过热器热力偏差是造成这种现象的主要因素。
本文笔者将就造成过热器热偏差的主要原因进行探究并提供对应的解决措施，希望为相关从业者提供借鉴与参考。
关键词：过热器；热偏差；原因分析；防止对策我国主要的已形成工程规模的发电形式有火力发电、水利发电、核电站、风力发电、桔杆发电、垃圾发电、抽水蓄能发电和光伏发电，其中，利用火力、水利和核能发电是我国最常见的发电形式。
在这三种发电形式中，火力发电产生的电量约占全国发电总量的百分之七十三，占据绝对的主导地位。
火力发电的基本原理是通过利用燃烧以煤为主的燃料将水加热产生蒸汽后，借助蒸汽推动汽轮机旋转，从而带动电磁场旋转发出电能后，对外输出电能的过程。
锅炉是火力发电运作的重要载体，锅炉爆管现象是阻碍电厂正常运作的罪魁祸首。
通过研究和调查不难发现，引发爆管现象的主要因素是由于锅炉过热器存在热偏差，从而致使蒸汽锅炉的管子突然破裂。
因此，对过热器热偏差进行研究并找到相应的解决办法对火力发电工程的发展具有现实意义。
1 热偏差热偏差产生的原因。
过热器产生热偏差的主要原因分为以下几种：（1）热力不均；（2）金属管壁超温；（3）金属管壁磨损；（4）金属管壁腐蚀。
但是通常大体可以分体热力不均和水力不均两种，因为结构不均会影响热力以及水力方面。
由于炉膛内烟气速度场和温度场本身的不均匀性，烟气速度与烟气温度的差异，性而导致管子的受热情况不同。
炉膛出口处烟气流的扭转残余将导致进入烟道的烟气速度和流速分布不均，由于炉膛内有的部位结渣甚至积灰，导致火焰倾斜，使管子吸收热量不均。
运行操作不正常引起炉内温度场和速度场不均匀，由于在管子检修时，个别管子没有修复，形成烟气走廊，周围管子吸收大量热量，吸热量和其他管子比要多了很多。
锅炉排烟温度偏差大原因分析及对策发布时间：2021-12-09T14:21:47.883Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：王晓晨[导读] 空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。
（新疆天池能源有限责任公司 831100）摘要：锅炉排烟温度是锅炉重要的监视参数之一，排烟温度偏差大会影响锅炉尾部受热面工质的加热参数，影响锅炉的热效率经济性，若出现严重偏差将影响锅炉的安全运行，甚至导致锅炉发生停炉事故。
运行中应将锅炉两侧排烟温度差控制在合理范围内，严格控制锅炉尾部各受热面工质热偏差，以保证锅炉烟道各受热面烟气温度在安全范围内，进而保证锅炉的运行安全。
关键词：排烟温度;热偏差;措施引言排烟温度是电站锅炉运行中重点关注的重要技术经济指标之一，排烟温度变化可对锅炉运行经济性产生较大影响，排烟温度升高，会导致排烟热损失增大且锅炉热效率降低。
锅炉日常运行中，导致排烟温度升高的原因种类较多，一类原因为测量偏差导致排烟温度升高，通常包括排烟温度测量元件积灰、故障以及测点位置的代表性差，引起排烟温度ＤＣＳ显示值高于实测值，可通过吹扫或修复测量元件以及排烟温度标定工作解决该类问题。
另外，锅炉运行及设备原因是导致排烟温度实际升高的主要原因，主要包括炉膛火焰中心上移、锅炉系统漏风及掺冷风、空气预热器换热效果差、尾部烟道吹灰效果不佳及锅炉设计缺陷等。
炉膛火焰中心上移引起空气预热器入口温度升高，从而导致排烟温度升高，主要原因包括煤种燃烧特性、燃烧空气分级控制方式、受热面结渣、过热器再热器烟气挡板调节、炉本体吹灰不佳等；锅炉系统漏风及掺冷风主要包括锅炉炉底及本体漏风、空气预热器热端漏风、一次风掺冷风量等；空气预热器换热效果差主要由空气预热器差压高和换热元件老化引起。
1锅炉排烟温度偏差大原因分析1.1二次风对空气预热器冷却不足某一负荷下，锅炉对总风量的需求是一定的，而锅炉总风量除了包括干燥、携带煤粉的一次风，直接进入炉膛辅助燃烧的二次风，还有由密封风机提供磨煤机的密封风。
高温电阻炉温度偏差
高温电阻炉的温度偏差是指实际炉温与设定炉温之间的差异。
温度偏差可能由以下因素引起：
1. 温度传感器误差：温度传感器可能存在一定的误差，无法完全准确地测量实际温度。
这可能导致实际温度与设定温度有一定差异。
2. 控制系统误差：控制系统中的控制算法可能存在一定的误差，使得实际温度不能完全准确地达到设定温度。
例如，PID控制
算法可能会出现过冲或欠冲的情况，导致温度偏差。
3. 加热元件功率控制误差：高温电阻炉通常使用加热元件来升温，可能存在功率控制误差，导致实际加热功率与设定功率不完全一致，进而影响温度偏差。
4. 外界环境影响：外界环境因素如环境温度、湿度、气流等也可能对高温电阻炉的温度造成影响，从而导致温度偏差。
要减小高温电阻炉的温度偏差，可以采取以下措施：
1. 使用精准的温度传感器以提高测量精度。
2. 优化控制系统算法，如精确调整PID控制参数，减小过冲
或欠冲现象。
3. 检查和校准加热元件功率控制系统，确保实际加热功率与设
定功率一致。
4. 控制外界环境因素对电阻炉温度的影响，如封闭炉体，避免外界气流对温度的扰动。
5. 定期进行温度校准，以确保实际温度与设定温度的一致性。
直流炉热偏差大的原因分析及调整优化
摘要：本文围绕如何降低直流炉热偏差的问题，开展冷态空气动力场试验，结合运行工况和，进行原因分析，通过优化调整二次风挡板配风、氧量、一次风压、磨煤机分离器频率等手段，在确保锅炉安全、稳定运行前提下，找出最佳运行调整方案，成功解决了锅炉热偏差大的问题，有效提高了机组运行的经济性和安全性。
关键词：试验；优化调整；热偏差
1 设备概况
某电厂锅炉为DG1950/29.3-Ⅱ2型超超临界参数变压运行直流炉，型式为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构悬吊∏型布置锅炉，前后墙对冲燃烧方式，尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温。
制粉系统配6台正压直吹式中速磨煤机，设计5台运行可满足BMCR工况出力。
每台磨煤机出口5根输粉管对应一层煤粉燃烧器，6台磨煤机对应前后墙各3层燃烧器。
2 运行现状
该厂锅炉至投产以来一直存在低负荷时出现分离器出口、低过、屏过、高过后汽温及烟温偏差较大的现象。
特别是D磨煤机运行后尤为严重，主要表现为：总体是A侧温度低于B侧温度，也有A侧温度低于B侧温度的情况，以屏过出口温度偏差最大。
最大达到50℃之多。
即便A侧的减温水都全关，但A侧的主蒸汽温度还偏低。
B侧投入大量的减温水但温度还偏高。
而A、B两侧的烟温偏差较小约为15℃左右。
此时为了控制壁温和汽温差造成主汽温度下降较多，已严重影响机组的安全和经济运行。
3 锅炉冷态通风试验
3.1一次风风量标定及调平试验
实际测量结果发现，该厂磨煤机一次风量显示值偏小。
以往运行中的风量已经远大于磨煤机的设计通风量。
对磨出口5根煤粉管的风速进行实际测量计算。
通过标定发现该厂每台磨煤机出口一次风速偏差控制在±5%以内，无需调磨煤机出口粉管的可调缩孔。
3.2二次风标定及调平
检查核对所有二次风风门挡板的位置正确，调节灵活，进行二次风挡板特性试验，试验结果符合设计要求。
核对各二次风压及二次风流量测点的安装位置合理，核准二次风量显示正确。
3.3炉内空气动力场试验
对燃烧器的检查结果发现，F3、F5、B3、D5燃烧器变形严重，本次对其进行了校正，但由于燃烧器材质问题，无法彻底校正，待大修期间对其进行维修或更换。
炉内空气动力场试验在选定的代表性燃烧器E1、B1、B2、B3、D1、D2、D3上进行，因篇幅有限本文只列D4火花示踪的结果。
进行D4燃烧器火花示踪时，外、内二次风挡板拉杆均保持100%开度，内二次风旋流强度拉杆保持100%开度，分别调整外二次风旋流强度拉杆为100%、50%和0%进行示踪试验。
通过试验看出，当外二次风旋流强度拉杆开度从100%调整至50%和0%时，外二次风的扩展角从约55°增大至约65°和70°。
根据锅炉冷态火花示踪结果，同时结合国内相同炉型的调整经验，对该厂燃烧器的拉杆做如下调整：
（1）将所有燃烧器的外二次风挡板拉杆保持全开；
（2）将所有燃烧器的内二次风挡板、内二次风旋流强度拉杆保持50%开度；
（3）将D层燃烧器的外二次风旋流拉杆调整为100%/60%/60%/60%/100%，其余各燃烧器外二次风旋流拉杆为50%；
（4）将燃尽风二次风风量挡板拉杆保持全开，二次风旋流强度拉杆调整为0%，中心风拉杆保持全开。
4 原因分析及燃烧调整优化
4.1燃烧器二次风拉杆位置调整优化
本厂采用分层大风箱两侧进风方式，且炉膛较宽，在挡板开度相同的情况下并不能保证同层5个燃烧器的进风量相同，会造成沿炉膛宽度的氧量偏差和热偏差。
煤粉燃烧器外二次风量占燃烧器区域总风量的60％以上，通过调整其挡板开度可有效调节燃烧器供风与其出力相匹配，改善氧量分布均匀性。
从燃烧器拉杆检查结果可以看出：该厂燃烧器外二次风量、外二次风旋流强度、内二次次风风量、内二次风旋流强度拉杆实际位置毫无规律可言。
通过对所有燃烧器的拉杆进行了调整。
调整后锅炉热偏差明显减小，可以控制在15℃内且D磨煤机运行时锅炉热偏差也较小。
分析锅炉热偏差大的主要原因为：燃烧器二次风拉杆位置偏差大。
但从本次二次风拉杆调整方式可以看出：采用外二次风全开，外二次风旋流50%、内二次风及旋流50%的均等配风方式。
在挡板开度相同的情况下并不能保证同层5个燃烧器的进风量相同，会造成沿炉膛宽度的氧量偏差和热偏差。
因此，对内、外二次风量拉杆采用U 型配风方式：即90/75/50/75/90，以调节同层5个燃烧器进风量不均造成的氧量偏差和热偏差。
4.2一次风压调整优化
为摸索一次风参数对锅炉主、辅机性能及排烟温度的影响，在制粉系统自动控制投运的前提下尽可能降低一次风母管压力以及磨煤机通风量，将调整工况结果与基准工况进行对比分析。
试验在660MW，500MW，330MW负荷下进行，可以看出一次风机电流和排烟温度下降明显，其结果见下表：
负荷项目单
调整前调整后
位
330MW
一次风压kP
a
8.58平均排烟温度℃113110一次风机电流A10596
500MW
一次风压kP
a
109.1平均排烟温度℃116112一次风机电流A138123
660MW
一次风压kP
a
11.59.9平均排烟温度℃123118一次风机电流A178161
4.3煤粉细度调整及磨煤机出力优化
该厂实际化验得出的煤粉细度偏粗，最大的R90＞80%，但飞灰含碳量和炉渣
含碳量均＜0.5%左右，脱硫出入口CO浓度均处于较低水平，一般在60mg/Nm3以内。
分析原因为：煤粉取样装置由于设计上的原因造成无法实现等速取样造成的。
在以上原则的基础上，该厂对磨煤机分离器频率的控制由33-35HZ降至25-
28HZ。
调整后飞灰含碳量、炉渣含碳量、CO浓度三项指标基本无变化，说明还有
进一步调整的空间。
但磨煤机和一次风机单耗明显下降，经计算厂用电率下降
0.2%，具体见下表：
负荷（MW）
磨煤机分离器
频率（HZ）
一次风
压（kPa）
一次风机
电流（A）
平均磨煤机
电流（A）
330358.510533 338.19632 307.58831
500351013835 339.212533 308.611932
6603511.517836 3310.516234 309.514532
4.4锅炉氧量控制优化
总风量的变化直接影响锅炉排烟热损失与未完全燃烧热损失。
氧量的确定主要取决于锅炉燃烧的经济性与安全性。
之前运行人员一直采用过高的空气过剩系数调整锅炉，在一定程度自然抑制了燃烧不完全现象，但过高的氧量控制使六大风机电流均较优化前高。
所以过高的空气过剩系数，给整个锅炉燃烧系统带来很大的浪费。
该厂降低锅炉氧量至2.8-3.3%运行，降低氧量后锅炉水冷壁无高温腐蚀现象，飞灰含碳量和炉渣含碳量无明显上升，均在0.5%以内，但送、引风机单耗下降明显，有效降低了厂用电率。
4.5锅炉二次风挡板控制优化
优化二次风挡板控制，确保煤粉在炉内完全燃烧是锅炉经济性和安全性的保障。
按照不同的二次风在燃烧中的作用对其进行合理的调整：首先，突出下二次风的托粉作用，确定底层二次风的风门开度低负荷330MW，不低于60%，其余各运行磨煤机二次风箱挡板开度不低于50%，负荷大于550MW,不低于80%；其余各运行磨煤机二次风箱挡板开度不低于60%，停运磨煤机二次风挡板开度最小不小于10%且保持中心风全开，维持二次风风箱的风压保证在500 Pa以上。
这样提高了煤粉气流的着火稳定性，使煤粉气流着火提前，同时在总过量空气系数适当的前题下，提高二次风箱风压，以保证二次风的足够动量。
5结论
该锅炉在设备不进行任何改造前提下，围绕降低锅炉热偏差开展相关工作，
通过冷态空气动力场试验及燃烧优化调整，从中找出最佳运行工况，通过二次风
挡板配风调整，氧量调整、一次风压调整、磨煤机调整等手段，在确保锅炉安全、稳定、经济运行前提下找出最佳运行调整方案，成功解决了锅炉热偏差大的问题，生产厂用电率得到了显著降低，有效提高了机组运行安全性和经济性。
参考文献：
[1] 章德龙：锅炉设备及其系统[M]，中国电力出版社2006年5月第二版
[2] 郭迎利何方：电厂锅炉设备及运行[M]，中国电力出版社2010年2月
第一版
[3] 袁益超，刘聿拯，陈之航大型电站锅炉烟温偏差与汽温偏差研究[J]，
锅炉技术, 2003, 34(3);15-20.。
