660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制策略
660MW超超临界机组过热汽温控制策略分析
古 郁
（ 中电 国际芜湖发 电厂 ， 安徽 芜湖 ２ １０ ４ ０ ９）
摘
要 ：为 解决过 热汽 温的大 延迟 ， 对 中电芜湖 发 电厂五期 Ｔ程 ６ ０ＭＷ 超超 ｌ 机组 汽温被 控对象 的特 性 ， 针 ６ 临界 设计 了新 型 的过 热汽
温控 制系统 。陔系 统分 别采用 控制给水 中间点焓值 的方 法实现 过热 汽温 的粗调 ， 并采 用前馈 和 单 回路控 制 实现 过 热汽 温 的细调 。在 大负荷 范 围和高 负荷变化 速率 的Ｔ况 下 ， 过对控 制系 统的整 定和优 化 ， 服 了过热 汽温大 延迟 和 大惯 性 的缺 点 ， 节 品质 优 良。该 通 克 调 控制 策略为 同类超 超临 界机组 过热 汽温控 制系统设 计提 供 了参 考 。 关键 词 ：过热 汽温 超超 临界机 组 中间点焓 值
ｈｉｈ ｌ ａ ｈ ｎ ｉ ｇ ｒ ｔ ｇ ｏ ｄ ｃ ａ ｇ ｎ ａｅ，ｔ ｏ ｇ ｕ ｉ ｇ ａ ｄ ｏ ｉ ｚｎ ｈ ｏ ｔ ｌｓ ｓｅ ，ｔ ａ ｇ ｉ ａ ｎ ａ ｇ ｎ ｒｉ ｆｔ ｅ ｐ ｏ ｅ ｓａ ｅ ｏ ｅ ｃ ｍｅ，ａ ｄ ｈｒ ｕ ｈ ｔ ｎ ｎ ｎ ｐｔ ｍｉｉ ｇ ｔ ｅ ｃ ｎ ｒ ｙ ｔ ｍ ｈｅ ｌ ｒ ｅ ｔｍｅ ｌ ｇ ａ ｄ ｌ ｒ ｅ ｉ ｅ ｔ ｏ ｒ ｃ ｓ ｒ ｖ ｒ ｏ ｏ ａ ｈ ｎ
在 亚 临 界 至超 （ ） 超 临界 压 力 转 变 过 程 中 ， 界 压 临
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浅析660MW超临界机组过热汽温控制
浅析660MW超临界机组过热汽温控制随着科技的发展，人们对超临界机组提出了更高的要求，从而使得超临界机组的容量不断变大，660MW超临界机组是目前我国电力系统中最常见的一种。
其在实际运行过程中经常会面临着机组过热现象，因此，文章就对怎样更好的控制其过热汽温问题进行了深入研究。
标签：660MW；超临界机组；直流炉随着科技的发展，常规的超临界机组已经不能满足人们日益增长的需求，促使着人们不断对其进行创新和改革，超临界机组应运而生，无论是起参数还是容量都得到了很大提升，主蒸汽压力和温度分别达到了20MPa以上、550℃以上，相比较于常规的超临界机组来说，其热效率得到了显著提升，大大满足了人们实际生产的需求。
然而超临界机组也存在着一些问题，尤其是其在实际运行过程中具有很高的参数，而且又是直流炉的锅炉，所以其调峰范围非常大，这就要求超临界机组汽温必须具有更强的控制力。
下面我们就对控制660MW超临界机组过热汽温进行详细的探讨和分析。
1 超临界机组的主要控制特点相比较于常规超临界机组来说，超临界机组有着更为明显的特征。
下面我们就超临界机组的主要控制特点进行详细的分析：（1）常规超临界机组中设有汽包环节，从而能够间断性的给水进行加热，但是超临界直接炉没有设置该环节，其一次性不间断的完成加热、蒸发以及水受热变成水蒸气的过程，在以上三个阶段中没有特别明显的分界线来区分。
另外处于亚临界或超临界状态下运行的锅炉，在遇到不同运行工况时，蒸发点也会适当的发生移动，移动范围是在一个或几个加热区内進行，所以超临界机组的一个主要特征是给水、燃烧以及汽温这三个系统之间具有紧密的联系，而且减温水、风燃比和燃水比具有较高的调节品质，同时还能够以整体的形式进行相应的控制。
（2）直流炉机组的水泵、汽机、汽水这三者之间是紧密联系的，因此，超临界机组的一个重要特征就是耦合特性非常强，这也是其得到广泛应用的重要前提。
（3）超临界机组中，不同区段中的比容、比热都具有很强的波动性，同时工质也没用非常规律的流动和传热。
论直流锅炉的汽温调节
论直流锅炉的汽温调节摘要：汽温是660MW级超超临界直流锅炉主要控制指标，与汽轮机热效率和有效焓降有直接关系，控制稳定的汽温关乎锅炉、汽轮机的安全经济运行。
直流锅炉燃烧率直接影响锅炉汽温变化,按要求控制水煤比，保证各负荷工况中间点温度处于正常，是直流锅炉汽温控制的主要调整原则。
关键词：过热度中间点温度静态特性水煤比喷水减温一、概述京能五间房煤电一体化项目2×660MW超超临界空冷机组的锅炉为北京巴布科克•威尔科克斯有限公司生产，锅炉型号B&WB-2117/29.4-M。
锅炉型式采用П型、超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧，一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身全封闭布置，设有无循环泵的内置式启动系统。
前后烟道底部设置烟气调温挡板来调节烟温。
来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。
水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。
从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。
锅炉在最小直流负荷点（本生点）以下运行时，进入分离器的工质是汽水混合物，分离器处于湿态运行。
分离出的水经贮水箱排入疏水扩容器。
汽水分离器分离出的蒸汽依次流过锅炉顶棚、水平烟道侧包墙、尾部烟道包墙、低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器。
各级过热器之间共设两级（4个）减温器。
汽机高压缸排汽经冷再管道进入低温再热器进口集箱，依次流过低温再热器管组、高温再热器管组，最后经热再管道进入汽机中压缸。
再热器设有两级减温器，必要时可用它来控制再热汽温，但正常情况下再热汽温应由尾部烟气调温挡板来控制以提高电厂的经济性。
二、汽温调节特性1、汽温的静态调整特性直流锅炉各级受热面串联布置，水在加热蒸发、汽化和过热过程中没有明显的临界点，随着锅炉运行工况的变化，各受热面吸热比例发生变化，导致该临界点时刻在变化，直接影响出口蒸汽参数。
660MW超临界直流锅炉汽温调整分析及解决方案
Science &Technology Vision科技视界宝二发电公司660MW 超临界直流锅炉型式为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,定-滑-定方式运行、单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。
过热器配置二级喷水减温装置,左右能分别调节。
在任何工况下(包括高加全切和B-MCR 工况),过热器喷水的总流量约为8%过热蒸汽流量,再热器采用烟气挡板调温,喷水减温为辅,再热器喷水减温器喷水总流量的能力约为4-4.5%再热蒸汽流量(B-MCR 工况下),设计喷水量为零。
过热汽温控制在直流负荷以前,主要通过燃烧侧调整,可辅助采用喷水减温控制;在直流负荷以后,以控制煤水比为主,通过调整煤水比改变加热段、蒸发段、过热段在锅炉水冷壁中的位置(如图1),改变锅炉分离器出口蒸汽过热度,从而调整主汽温度,为调整两侧偏差和汽温细调,采用喷水减温为辅。
图1再热汽温控制由尾部烟道挡板调温和再热器微量喷水减温调温构成,以尾部烟道挡板调温为主,微量喷水减温为辅。
即当再热汽温超限时,先进行尾部烟道挡板调温,若未达到调节目的,再配合使用再热器微量喷水调温。
1在实际运行中,主再热汽温调节主要存在以下问题1)锅炉低负荷运行时间较长,炉内燃烧相对集中,炉膛火焰充满度不好,使汽温变化比较敏感,给锅炉汽温调节带来一定困难。
2)锅炉煤质变化大且相对较差,三台磨煤机运行时,磨煤机基本处于满出力运行,磨煤机出力对燃烧的的调节裕度较小。
3)锅炉输渣系统存在缺陷较多,处理过程中,炉膛及过再热器吹灰不正常,使锅炉受热面积灰结渣严重,影响了锅炉汽温的正常调整。
处理过程中炉底漏风较大,降低了炉膛火焰温度,干扰了锅炉的稳定燃烧。
4)锅炉二次风配置属上海锅炉厂的独创,在二次风挡板的调节方面无运行经验,特别是在给水侧大幅变化时,如何在燃烧侧配合调整汽温,需要继续总结经验,不断提高操作技能。
5)锅炉主、再热减温器调节特性较差,各级减温水流量未进行校核,普遍存在显示不准的情况,在燃烧调节时参考价值不大。
660MW超超临界直流锅炉汽温控制策略研究
ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｖ ｅ ｉ ｒ ｉ ｆ ｅ ｓ ｔ ｈ ｅ ｆ ｅ ａ ｓ ｉ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｈｅ ｔ ｍｅ ｈｏ ｔ ｄ ｗ ｈ ｉ ｃ ｈ ｎ ｏ ｔ ｏ ｎ ｌ ｙ ｉ ｍｐ ｏｖ ｒ ｅ ｓ ｈｅ ｔ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｑ ｕ ｌｉ ａ ｔ ｙ ｏ ｆ ｏ ｖ ｅ ｒ ｔ ｅ ｍｐ ｅｒ ａｔ ｕ ｒ ｅ， ｂ ｕ ｔ
ｔ ｕ ｒ ｅ ｃ ｏ ｎ ｒ ｔ ｏ ｌ ｓ ｔ ｒ ａ ｔ ｅ ｙ ， ｇ ｗ ｈ ｉ ｃ ｈ ｉ ｓ ｔ ｏ ｒ ｅ ａ ｌ ｉ ｚ ｅ ｏｕ ｒ ｇ ｈ ｒ ｅ ｇ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｏ ｖ ｅ ｒ—ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｅ ｒ ｂ ｙ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ ｆ ｅ ｅ ｄ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｍｅ ｄ ｉ ａ ｔ ｅ ｐ ｏ ｉ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ ｈ ａ ｌ ｐ ｙ ａ ｎ ｄ ｉ ｆ ｎ ｅ ｒ ｅ ｕｌ ｇ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｂ ｙ ａ ｔ ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｃ ｏ ｎ ｔ ｏｌ ｒ ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｐ ｈ ｙ ｓ ｉ ｃ ｌ ａ ｍｅ ｃ ｈ ａ ｎ ｉ ｓ ｍ．Ｔ ｈ ｅ ｏ ｎ—ｓ ｉ ｔ ｅ
Ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ Ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｃ ｏ ｍ ｐ ａ ｎ ｙ Ｌ ｉ ｍ ｉ ｔ ｅ ｄ ， Ｗｕ ｈ ｕ ４１ ２ ０ ０ ９ ， Ｃ ｈ ｉ ａ） ｎ
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660MW超超临界机组中间点温度控制策略优化
660MW超超临界机组中间点温度控制策略优化摘要：在超超临界机组中，水煤比的控制对于主汽温的调节至关重要，水煤比的控制也是水煤比控制的基础。
因主气温存在较大的滞后性，因此需要将中间点温度作为水煤比的控制对象。
本文针机组在变负荷情况下主气温及过热度波动较大，无法投入水煤比自动的情况，对中间点温度的控制策略进行优化研究。
通过对中间点温度的调节实现水煤比的控制，进而对给水量和燃料量进行修正，在根本上改善主汽温、主汽压摆动大的问题。
关键词：超超临界机组；水煤比；中间点温度；Intermediate point temperature control strategy for 660MW Ultra Supercritical UnitPeng Ming JianAbstract: in ultra supercritical units, the control of water coal ratio is very important for the regulation of main steam temperature, and the control of water coal ratio is also the basis of water coal ratio control. Due to the large lag of main air temperature, itis necessary to take the middle point temperature (the outlet temperature of vertical water wall in our plant) as the control object of water coal ratio. In this paper, aiming at the situation that the main air temperature and superheat of the unit fluctuate greatly under variable load and can not be put into automatic water coal ratio, the control strategy of the middle point temperature is optimized. The control of water coal ratio is realized by adjusting the middle point temperature, and then the water supply and fuel quantity are corrected to fundamentally improve the problem of large swing of main steam temperature and main steam pressure.Key words:Main air temperature control;Derivative before Key words: ultra supercritical unit; Water coal ratio; Intermediate point temperature;引言随着火电机组的设计装机容量越来越大，对锅炉运行的压力、温度等重要参数的要求也越来越高，特别是对于超超临界直流机组，水煤比的控制不但涉及到机组的安全运行，也涉及到机组的经济效益。
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度的运行调整分析
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度的运行调整分析摘要：超临界技术的应用可以提高电厂生产效率，减少环境污染，节约设备能源，因此，在世界上许多国家和地区都得到了广泛使用，由于直流锅炉没有热包，热应力问题尤为突出，因此，保证主蒸汽的稳定是一项尤为重要的工作。
由于超临界直流机组在我国商业运行的时间还较短，直流炉的特性注定了机组主汽温度自动控制与机组的协调控制存在紧密联系，要解决机组主汽温度自动控制，机组协调控制及给水控制必须稳定。
660MW 超临界机组的主、再热蒸汽温度的运行调整在正常运行中是非常重要的，是保证机组稳定运行的一个重要方面，汽温过高会影响机组的寿命，过低会降低机组的效率。
关键词：超临界直流炉；主蒸汽温度调整；措施电站锅炉过热汽温、再热汽温影响着机组的安全经济运行。
由于超临界压力锅炉没有汽包，热水受热面、蒸发受热面和过热受热面之间没有固定的界限，运行工况发生变化时，各受热面的长度会发生变化，控制锅炉过热器出口温度(主汽温) 在允许范围内对整个电厂的安全运行和生产具有非常重要的意义，主汽温度过高或过低都会影响整个机组的正常运行。
超超临界机组运行参数高，其控制要求也比常规机组更为严格，尤其超超临界直流锅炉的主汽温变化特性就比汽包锅炉更为复杂，控制和调节也更为困难。
因此，研究直流锅炉的汽温变化特性就有着很重要的现实意义和理论价值。
一、超临界直流炉汽温控制的必要性及特征超临界直流炉技术的汽温是受水煤比、机组负荷、风量和燃烧情况等因素影响。
汽温过热以及大幅度偏离等因素，会导致超临界直流炉技术汽温在经济和设备安全等方面都受到影响。
超临界直流炉技术汽温如果超高会降低金属设备的强度，超临界直流炉技术气温较低又会导致汽轮机的损耗加强，同时，系统的热效率会降低。
超临界直流炉技术突破了传统的自然循环锅炉的汽包，在水进入到锅炉后，因为各种因素的影响，导致各受热面之间分界线不固定。
一般来说，超临界直流炉技术汽温的特征有两个：一是，动态特征。
超临界660MW锅炉燃水比控制策略
超临界660MW锅炉燃水比控制策略发布时间：2021-01-15T06:19:03.556Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第23期作者：张亚克[导读] 超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。
目前运行的超临界机组运行压力均为24～25MPa。
贵州省习水鼎泰能源开发有限责任公司贵州遵义 564611摘要：超临界锅炉中间点温度是指水冷壁出口汽水分离器中工质的温度。
在超临界压力下运行的锅炉水冷壁中工质温度随吸热量的变化而变化,而水冷壁出口工质温度的变化必然首先直接影响到过热汽温.因此,中间点温度作为控制过热汽温的超前信号或首要参考温度显然是十分关键的。
本文以习水二郎电厂巴威B&W-2090/25.4-M型“W火焰”超临界直流锅炉为例，根据给水调整特性提出一些解决超临界汽温对策方法和思路。
关键词：直流锅炉策略；过热度；水煤比1、超临界锅炉概述超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。
目前运行的超临界机组运行压力均为24～25MPa。
理论上认为，在水的状态参数达到临界点时（压力22.129MPa，温度374℃），水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽水共存的二相区存在，二者的参数不再有区别。
1.1直流炉的工作原理直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水依次通过预热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽。
直流炉的汽水流程如图1所示。
在直流锅炉蒸发受热面中，由于工质的流动不是依靠汽水密度差来推动，而是通过给水泵压头来实现，工质依次通过各受热面，蒸发量等于给水量，故可认为直流锅炉的循环倍率为1。
直流锅炉的汽水流程中未设置汽包,而且直流锅炉是由各受热面以及连接这些受热面的管道所组成。
锅炉给水通过给水泵的压头一次性通过预热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽,蒸发量等于给水量。
蒸发段是汽、水混合物,随着管道的往后推移,工质由饱和水逐渐被加热成饱和蒸汽。
660MW超超临界机组主蒸汽温度控制策略优化
ｌ
３ 优 化措 施
３１ 对控 制 策略 进 行优 化 ．
原控 制 系统 采 用常 规 串级 汽 温 控 制 系统 ，采 用双 回路 汽 温 控制系统代替原常规串级汽温控制系统 ，此控制策略具有适应 大 迟 延 、 干 扰能 力强 等 特点 。 抗
３２ 系 统 调 试 及 扰 动 试 验 ．
６５ ６
６０ ２
－ ５
－ ５
＜ ｏ 无 超 调 ＞ ０ ｒｉ ｌ ｎ ．５ １Ｃ ２ ｎ ３ｍｉ ０７ １ ａ
＜ ℃ 无 超 调 ＞ ０ｍｉ ２ １ ２ ｎ ０ｍｉ ．５ １ ｎ ０７ ￣
１
ｌ
６０ ２
＋ ５
＜ ｏ 无 超 调 ＞ ０ ｍｉ １ ｉ ０７ ￣ １Ｃ ２ ｎ ８ｒ ｎ ．５ １ ａ
０ 引 言
表 １ Ａ侧 主蒸 汽温 度优 化 前定 值 扰动 试 验数 据
某 电厂＃ 机组（６ Ｍ 锅炉是由上海电气集团股份有限公 ３ ６０ Ｗ） 司设计 制造 的Ｄ ９０２ ． Ｉ 型超超临界变压运行直流炉 ， Ｇ１０ ／ ４ Ｉ ５一１ 单 炉 膛 四 角切 圆燃 烧 、 次 中间再 热 、 衡通 风 、 天 布 置 、 一 平 露 固态 排 渣、 全钢构架 、 全悬吊结构ｎ型锅炉。主蒸汽 、 再热蒸汽均采用单 元制 ， 管道按２ １２ — — 方式布置。主蒸汽管道和再热热段管道分别 从过热器和再热器两个出 口集箱接 出后 ， 合并成一根管道 ， 到汽 轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关 断阀和再热关断阀。过热器设有三级喷水减温， 每级喷水分两侧 喷入 ， 每侧喷水均可单独控制。再热汽温的调节是通过布置在低 温再热器和省煤器后的平行烟气挡板来调节的，喷水减温仅用 作事故减温。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超超 临界 、 中 一次 间再热 、 单轴 、 双背压 、 凝汽式汽轮机 ， 其主蒸汽和再热蒸汽 系统 均采用单元制系统。本机组采用炉、 、 机 电集中控制方式 。 两台机 组设 一 个单 元控 制 室 。分散 控 制 系统 （Ｃ ） 北京 日立 控 制系 Ｄ Ｓ采用 统有 限公 司生产 的ＨＡ 一 ０ ０ 分散 控 制 系统 。 ＩＣＳ ５０ Ｍ
660MW超超临界机组主蒸汽温度控制策略优化
660 MW超超临界机组主蒸汽温度控制策略优化摘要：现阶段，电厂在运行期间还存在着各种各样的问题，具体表现为机组主蒸汽温度负荷增减期间调节速度比较缓慢且滞后，温度波动幅度非常大，根本不符合标准的调节要求。
当受到巨大干扰以及持续性加减负荷期间，相关人员一般是擦去干预气温设定值以及规范性调整和改善气温的方式实施各项作业，使主汽温度与标准的机组运行需求相符合，以免产生气温超出标准要求或者是持续降低。
在本篇文章中，全面分析了主蒸汽温度控制系统的相关问题，实施了相关优化工作，完成优化以后的主蒸汽温度控制系统效果极高，除了能够提升系统运行速度之外，还可以的达到该项系统利用率的提高，缓解人员自身压力，将经济效益发挥到最大化，从而推动机组安全运行。
关键词：主蒸汽温度；控制优化策略现阶段，伴随着机组工况的不断改变机组被控制对象的动态性特征也发生了一系列的变化，其存在着明显的滞后性。
非线性和时变性的特征也极为明显，在这一现状下，要想提升机组的运行效率，确保安全性，发挥出良好的经济效益。
就需要提前判断自动化控制系统的特征，优化和改进调节性能不佳，调节品质较差的自动化控制系统，在发挥出机组作用的基础上，为后期运行奠定坚实的基础。
1.案例说明以某项电厂锅炉为例，该项#3机组锅炉（660MW）属于上海电气集团公司设计的一项超超临界变压运行直流炉，该项锅炉包含了全悬吊结构、全钢架构、和中间再热以及固态排渣等，一般是在露天内布置。
对于主蒸汽和再热蒸汽来讲，一般是以单元制为主，遵循合理的原则对管道本身进行规范性设置。
在这其中，两种类型的管道分别是从再热器以及过热器两项出口集箱接出以后相互整合成完善的管道，然后从汽轮机前面划分为两根只管，和高压缸以及中压缸左右侧的主汽关断阀以及再热关断阀紧密连接。
通常来讲，过热器内设置了三级喷水减温，各项喷水从周围两侧逐渐喷入，单独控制每一侧的喷水。
其中，汽轮机属于哈尔滨汽轮厂生产的的超超临界和单轴、双背压以及凝汽式汽轮机，不管是再热蒸汽系统还是主蒸汽等，均是以单元制系统为主，借助该项系统的优势实施各项作业，以此实现相关目标。
浅谈660MW超超临界锅炉主、再热蒸汽温度的调整
浅谈660MW超超临界锅炉主、再热蒸汽温度的调整针对我厂660MW超超临界锅炉在168试运期间，主、再热汽温一直未能达到设计值，严重偏低，远远达不到设计值的情况进行分析，对进一步提高主、再热汽温，提出新的吹灰方式及及磨煤机的组合方式，努力提高锅炉主、再热汽温，以提高锅炉运行效率，降低煤耗。
标签：660MW锅炉；主、再热汽温；调整1 660MW超超临界锅炉简介我厂锅炉采用上海锅炉厂超超临界锅炉，为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、刮板捞渣机机械除渣装置、全钢架悬吊结构。
锅炉配置6台中速磨煤机，正压直吹式制粉系统设计，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器。
不配置油枪，采用无油点火方式，E、F二层为为等离子燃烧器。
2 存在的问题（1）在168试运期间，主、再热汽温一直未能达到设计值，严重偏低，主、再热蒸汽温度只有565℃左右。
（2）锅炉低负荷（负荷330MW以下）运行时，一次风率过大，主、再热蒸汽温度低至550℃。
（3）AGC投入时，主、再热汽温随负荷的变化而变化，且波动较大；过热度波动大。
3 原因分析（1）负荷的影响。
AGC投入后，负荷波动大，经常出现大幅度减（加）负荷的情况，造成机组协调控制过调严重。
在大幅度减负荷时，锅炉减燃料速度远大于减给水速度，造成煤水比失调，分离器出口温度（过热度）降低，煤量的过调量在25吨左右，炉膛出口烟温降低，主、再热汽温明显下降，尤其是主蒸汽温度远低于正常运行值。
（2）受小机调节性能的影响。
负荷稳定正常运行时，小机转速差波动在50-80r/min左右，造成给水流量波动70-90吨，引起过热度大幅波动，特别是大幅加（减）负荷时，小机转速波动有时达到180 r/min左右，造成给水跳为手动，机组协调控制退出CCS，小机转速输出指令已变化，实际转速跟踪不了，给水流量波动大达200吨，过热度在20-70℃之间波动，造成主、再蒸汽温度远低于正常运行值。
660MW超超临界机组的汽温调整研究
660MW超超临界机组的汽温调整研究我国第一座超临界机组于1992年在上海石洞口建立，通过超临界技术的应用，能够在提高机组锅炉容量的基础上，节约能源并降低污染，同时相应的参数高，能够实现安全可靠运行，因此，该项技术工程的落实则为我国电力实业迈入节能环保时代奠定了基础。
标签：660MW超超临界机组;汽温调整660MW机组超超临界锅炉其参数与容量都得到了大幅度提升，相应的气温蒸汽压力在24MPa以上，相应的蒸汽气温达到了580摄氏度以上，能够在提高热效率的基础上，提高能源使用效率。
为了确保这一锅炉能够适应大范围调峰需求，则就需要针对锅炉气温特性进行研究，为实现对气温的有效控制奠定基础。
1、660MW机组超超临界锅炉气温特性分析本文以参数变压运行π型直流锅炉为例，其主要是以一定一滑的方式进行运行的，主要的结构特点为：采用钢构架、全悬吊、单炉膛、四角燃烧等。
相应的制粉系统采用的核心系统为中速磨煤机直吹式系统，每一台锅炉都是配备了六台HP1043型号的磨煤机，其中有五台是处于正常运转状态的，剩下一台则是应对突发状况的，将磨粉细度定位为两百目筛，其能够实现近百分之八十的通过量。
燃烧器系统的构造为：以LNCFS系统为主，采用紧凑燃尽风等构件来实现运转，相应的点火方式为常规二级点火与微油点火，相应NOx排放的浓度在每平方米三百毫克以下。
与常规600MW超临近机组相比较而言，相应的水冷壁型式下螺旋角度等比例提升，进而能够将一次汽组力降低，这就能够为实现机组的安全稳定且高效运行奠定基础。
再热器的调温方式上是以尾部烟气挡板为结构的，这一结构还融入了防振技术，相应过热器与再过热器的机构也得到了进一步的优化与升级。
从锅炉习惯运行工况的历史数据中能够看出，苏日安参数设计在合理范围内，相应热效率也远超过了设计值，但是，低温再热蒸前气温A/B侧偏差过大，相应的偏差温度为22摄氏度，再热器出口蒸汽温度低，此外省煤器出口氧量过高。
超临界直流炉的汽温调节1
• 五、直流炉汽温调节特点及原则
1、特点：
• 直流炉无固定的汽水分界面，且热惯性小，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。 因而对过热汽温变化影响大，汽温变化速度快，汽温调 节比较复杂。
• 七调整烟气档板,当再热器出口温度 超过574℃，再热器减温水参与调节．正常运行中尽量避 免采用事故水进行汽温调整．
• 再热汽温手动调整时应考虑调整烟气档板存在较大的迟缓 性，同时不要大幅度调整烟气档板，避免对炉内燃烧工况 产生大的干扰及再热蒸汽温度过调震荡．
• 两侧汽温偏差过大
• 使汽轮机的高缸和中缸两侧受热不均，导致热膨胀不均， 影响汽轮机安全运行。
• 二、影响汽温变化的因素
1、煤水比
• 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 度相应延长，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。
• 调整烟气档板时，要注意两侧档板总开度，不能太小，防 止炉膛压力超限。
• 锅炉正常运行中启动分离器出口温度到饱和值是煤水比严 重失调的现象，要立即根据异常根源果断处理，增加热负 荷或减少给水量，如果是制粉系统运行方式或炉膛热负荷 工况不正常引起，要对煤水比进行修正，如炉膛工况难以 更正，煤水比修正不能将分离器出口过热度调整至正常，
要解除给水自动进行调整。
• 主蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段，也是 主汽温度调节的细调手段，一级减温水用于保证屏式过热 器不超温，二减对主汽温度进行精确调整。一般情况一、 二级减温水调门开度在30%-60%范围内可维持屏过出口 和主蒸汽温度在额定值。如果减温水调门开度超过正常范 围，可适当修正煤水比定值，使减温水有较大的调整范围， 即留有足够的裕量，防止系统扰动造成主蒸汽温度波动。
660MW超临界直流锅炉汽温控制策略分析
660MW超临界直流锅炉汽温控制策略分析摘要：经济的发展，城市化进程的加快，人们对电能的需求也逐渐增加。
660MW超临界直流锅炉作为火力发电中的主要设备之一，其对于发电厂的稳定运行有着重要的意义。
因此关于660MW超临界直流锅炉的温度控制问题，也引起了研究人员的注意。
本文就660MW超临界直流锅炉汽温控制策略展开探讨。
关键词：660MW超临界直流锅炉；汽温控制策略；分析引言660MW超临界直流锅炉是对基于普通锅炉基础上的新一代大型锅炉设备的称呼，通常具有负荷参数高、装机容量大等特点，是我国火力发电设备的主力军之一。
由于其负荷参数值较大，需要锅炉采用直流炉的设计方式，满足大范围调峰的需要，这就要求我们必须加快研究直流锅炉的汽温控制技术。
1 660MW超临界直流锅炉超临界锅炉内工质的压力为临界点以上，称其为超临界锅炉。
一般情况下锅炉内的工质都为水，水的临界压力是22.115Mpa374.15℃。
当锅炉内工质处于此类状态时，水和蒸汽之间的转换形成连续性，并在此过程中无气泡产生。
此类超临界锅炉称之为超临界直流锅炉，其中660MW代表其功率。
2直流锅炉汽温变化特征对于直流锅炉来讲，气温的变化原因较为复杂。
在正常运行条件下，锅炉各个受热面之间是没有固定界限的，加热段、蒸发段与过渡段之间的温度变化呈渐进式的分布。
但是如果锅炉内部出现燃料与给水的比例不均衡时，锅炉三个受热面原有的平衡将会被打破，导致出汽口的蒸汽输出参数变化。
比如，如果锅炉的给水流量变小，就会让锅炉的燃烧时间增加，促使蒸汽在过渡段的时间加长，使过渡面积扩大，蒸汽的温度难以下降，导致出汽口蒸汽温度上升。
反之，如果给水较多，就会使锅炉蒸发段的面积扩大，降低锅炉的内部温度，影响锅炉以及出汽口的气温。
3引起锅炉温度异常的原因3.1煤水比原因煤水比在直流锅炉的温度控制中发挥着重要的作用。
一般来讲，煤水比是指给水与进入炉膛煤量之间的比值，即一吨煤能把多少吨水加热成额定温度的过热蒸汽，是汽水调节过程中的一个参考值。
660MW超超临界机组过热汽温控制策略分析_古郁
water，and the fine regulation of the temperature is implemented by adopting feed-forward and single loop control． Under large load range and
high load changing rate，through tuning and optimizing the control system，the large time lag and large inertia of the process are overcome，and
=
Δh
பைடு நூலகம்
〃 gr．
1
－
Δh
〃 gr．
0
=
（
Δh
〃 gr
－
hgs ）
（
1
－
m0
/ m1 ）
（ 1）
式中：
Δh
〃 gr．
0
、Δh
〃 gr．
1
分
别
为
工
况
变
动
前
、后
的
过
热
器
出
25
660 MW 超超临界机组过热汽温控制策略分析 古 郁
口焓，kJ / kg； m0 、m1 分别为工况变动前、后 的 煤 水 比， m0 = B0 / G0 ，m1 = B1 / G1 。
蒸汽温度控制要求建立正确的燃料与给水比例， 焓修整控制器通过对分离器出口目标焓值进行修正， 使一级减温器的温降达到目标值。如果主蒸汽温度偏 离整定值，则实测的分离器出口焓值会偏离目标值； 如 果在运行中实测焓值超过初始设定焓值（ 目标焓值） ± 450 kJ / kg 时，则 首 先 调 整 初 始 设 定 焓 值 （ 目 标 焓 值） ，使其处于实测值的 ± 450 kJ / kg 之内，即目标焓值 达到“目标 焓 值 控 制 界 限 ”内 时，再 进 行 焓 修 正 控 制。 焓控制器和温度控制器界限如图 4 所示。
660MW机组启动过程中锅炉受热面汽温超限原因分析及控制措施
660MW机组启动过程中锅炉受热面汽温超限原因分析及控制措施【摘要】本文简要分析茶园660MW机组在启动、锅炉熄火恢复过程中主要存在的屏式过热器、高温过热器、低温再热器汽温超限，锅炉湿态转干态过程中主蒸汽汽温突降以及锅炉在转态时锅炉水冷壁壁温差超限的原因分析，并提出如何防止锅炉受热面汽温超限的控制措施。
【关键词】启动汽温突降水冷壁壁温差超限控制措施1.我厂锅炉设备概述贵州金元茶园发电有限责任公司2×660MW超临界锅炉是采用东方锅炉厂制造的DG2020/25.31-Π12型超临界变压直流锅炉，主要技术特征为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、W型火焰燃烧、固态连续排渣、尾部双烟道结构、露天岛式布置、全钢架、全悬吊结构Π型炉。
1.1 燃烧和制粉系统锅炉配置6套双进双出球磨机正压式直吹系统，每套制粉系统包括1台北方重工生产的MGS4766双进双出钢球磨煤机、2台电子称重给煤机和4只双旋风煤粉浓缩燃烧器。
燃烧器顺列布置在下炉膛的前后墙炉拱上，前、后墙各12只。
在离炉拱上拐点2米处沿炉宽方向前、后墙各布置13只燃尽风调风器。
1.2 汽水和启动系统每台机组给水系统配置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的定速电动给水泵。
电动给水泵仅做为机组启停使用，不做备用。
锅炉采用带再循环泵（BCP）的内置式启动系统，由启动分离器、储水罐、再循环泵、再循环泵流量调节阀（360阀）、储水罐水位控制阀（361阀）、疏水扩容器（一体式）、疏水泵等组成。
2.并网后升负荷过程中屏式过热器、高温过热器以及低温再热器汽温超温。
1.1主要原因：1.1.1锅炉在转为干态运行前的湿态运行状态，由于锅炉受热面产汽量少，造成受热面不能得到充分的冷却而引起屏式过、高温过热超温；低温再热器由于进口没有减温水控制，同样也是由于蒸汽流量较小，亦是造成受热面未得到充分冷却而低再超温的主要原因。
1.1.2并网前往往是一台磨煤机处于运行状态的，一次风压维持得较低、粉管风速较低，同时整个炉膛温度也较低，造成煤粉燃烧推迟，引起炉膛火焰中心上移，也是造成炉膛正上方的屏式过热器超温的一个原因。
660MW超临界直流锅炉汽温控制策略研究
660MW超临界直流锅炉汽温控制策略研究摘要：在当前的发电企业中，提高机组运行经济性已成为提高发电企业竞争力的最有力的法宝。
直流锅炉汽温度较低不仅会增加末级叶片的湿度，而且会降低机组的热循环。
直流锅炉温度过高会影响再热器的安全，引起爆管。
因此，为了提高机组的经济性，需要寻找合适的方法来调节再热汽温，并将直流锅炉汽温控制在适当的状态。
关键词：660MW；超临界直流锅炉；汽温控制策略前言超临界直流锅炉由多个系统组成，每个系统都有其固定的功能，每个系统各司其职才能达到理想的效果，如果某一个系统出现故障，就会导致整个锅炉无法完成工作。
要想避免锅炉出现故障，就要从锅炉的技术特点入手，分析处理问题。
电力系统的技术发展为解决这一问题提供了强有力的手段。
1超临界直流锅炉的技术特点1.1超临界直流锅炉的测试和调整超临界直流锅炉由于技术复杂，体系繁琐，所以测试和调整也是一项大工程。
在这个过程中，仅仅是启动也需要很细心，因为会涉及到很多的组件，比如给水操作平台，汽水分离器，除此之外还有很多，开始启动时，要先建立水平衡，因为煤粉在燃烧过程中需要与水相互反应才能生成目标产物。
生成目标产物的过程需要严格的控制温度，温度不符合要求就会生成与目标产物不同的产物，甚至生成有害物质。
所以要设置汽水分离器，将水蒸气和液态水及时分离，避免其对锅炉内的温度造成影响。
除了对温度的影响，也是对潮湿度的一个有效控制途径。
如果锅炉内过于潮湿或过于干燥，都会影响目标产物的生成。
控制潮湿度的过程成为干、湿态转换，在这个过程中要严格的控制给水量，记录水位的变化，这是为了在生产的过程中最大限度的保证安全和生产的效率。
如果在任何一个环节出现问题，都会导致生产的失败，只能再来一次，这是对人力物力财力的严重浪费。
如果温度超过了控制线或是潮湿度不符合标准，就要通过改变给水量来进行调整，也可以通过煤粉的输送速度进行改变。
1.2超临界直流锅炉吹管的组成超临界直流锅炉的吹管是一个组成复杂的体系。
660MW超临界直流锅炉汽温偏差的研究及调整优化
660MW超临界直流锅炉汽温偏差的研究及调整优化摘要：通过对皖能马鞍山发电公司#1机组660 MW 超临界四角切圆燃烧锅炉汽温偏差的现场试验，了解过热器分隔屏区域存在的汽温偏差和烟温偏差分布情况，系统地分析了过热器出口汽温偏差及再热器出口烟温偏差形成的机理、影响因素和对策。
认为炉膛出口气流的残余旋转是造成水平烟道区域烟温和气流速度偏差的根本原因。
在采取有效措施后，过热器出口汽温偏差和再热器出口烟温偏差得以减弱。
关键词：超临界锅炉；切圆燃烧；主汽温度；再热汽温；烟温偏差0、引言对于四角切圆燃烧锅炉，在炉膛出口区域普遍存在烟温和汽温分布不对称的现象。
锅炉容量越大，这种不对称情况越明显，其原因主要是由于炉膛出口处存在烟气流残余扭转。
在上炉膛及水平烟道中产生烟气速度场、温度场、颗粒分布场偏差所致。
如果这些偏差过大，将导致过热器、再热器超温爆管，加重高温腐蚀和汽温偏差。
导致减温水大量投入和局部管材超温，严重影响锅炉的经济和安全运行。
皖能马鞍山发电有限公司#1机组自2012年4月份投产以来，就存在着左、右侧主、再热汽温偏差大的问题，特别是在低负荷时，最大末级过热器出口A侧汽温比B侧高20℃以上，高温再热器出口汽温A侧比B侧低15℃以上。
为了更好地掌握锅炉运行特性，优化锅炉燃烧运行曲线，保证锅炉安全、经济、环保地运行，于2013年初对锅炉风量、温度场进行了标定，对影响燃烧效率、汽温偏差的参数进行了优化调整。
查找超临界四角切圆燃烧锅炉烟气温度和蒸汽温度偏差的形成原因。
提出消除或减缓烟温偏差的措施，对提高超临界四角切圆燃烧方式锅炉机组运行的安全性和经济性有十分重要的意义。
1、锅炉设备概况皖能马鞍山发电有限公司#1机组锅炉型号：SG-2101/25.4-M988，为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、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型燃煤锅炉。
锅炉房采用侧煤仓布置。
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660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制
策略
摘要：针对660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制，分析影响锅炉蒸汽温度的主要因素，采取过热汽温和再热汽温调整控制的策略，为机组安全稳定运行提供技术支持。
关键词：660MW；超超临界直流锅炉；汽温控制；策略；
宁德发电公司1、2号机组为660 MW超超临界发电机组，配置
DG2060/26.15-II1型超超临界直流锅炉，蒸汽参数为26.03 MPa，605/603℃。
过热汽温的调整主要由水煤比控制中间点温度，并设置两级喷水减温器调节各段及出口蒸汽温度，再热蒸汽温度主要由尾部烟气挡板调节，在高再入口管道装设有事故喷水减温器。
1 660MW超超临界直流锅炉
超超临界机组是在常规超临界机组的基础上发展起来的新一代高参数、大容量发电机组，与常规超临界机组相比，超超临界机组的热效率比超临界机组的高4% 左右。
但由于超超临界机组运行参数高，锅炉为直流炉，需适应大范围深度调峰的要求，因此，这给超超临界机组汽温控制提出更高要求。
2汽温调节的重要性
维持锅炉蒸汽温度稳定对机组安全稳定运行至关重要，汽温过高或过低，都将严重影响机组安全稳定运行。
蒸汽温度过高，将使锅炉受热面及蒸汽管道金属材料的蠕变速度加快，影响使用寿命，严重超温将会导致金属管道过热爆管。
当蒸汽温度过高超过允许值时，使汽轮机的部件的机械强度降低，导致设备损坏或使用寿命缩短。
蒸汽温度过低，将会降低机组热效率。
汽温过低，使汽轮机末级叶片湿度增加。
蒸汽温度大幅度快速下降会造成汽轮机金属部件过大的热应力、
热变形，甚至会发生动静部件摩擦，严重时会发生水冲击，威胁汽轮机安全稳定运行。
因此，机组在运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析进行调整，用最合理的控制措施保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。
3锅炉蒸汽温度的影响因素
3.1水煤比的影响：超超临界锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。
超超临界锅炉以调节水煤比作为过热蒸汽温度的主要调节手段，是过热汽温调节的能量平衡基础。
以喷水减温作为精确调节。
水煤比主要是维持中间点温度在规定范围内，作为过热汽温调节的导前信号。
3.2炉膛过量空气系数的影响：过量空气系数增大时会引炉膛温度下降，锅炉辐射吸热量减少，而对流吸热量有所增加，过热汽温会上升，再热汽温会有所上升。
3.3燃料性质的影响：燃料性质的影响的较大因素包括水分、挥发分、发热量和煤粉细度。
煤质越差或煤粉越粗着火越晚，燃烧推迟，改变辐射换热和对流换热的变化，影响过热器和再热器的吸热量，导致汽温的变化。
3.4给水温度变化的影响：在同样给水量和水煤比的情况下，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短，过热汽温会随之降低，再热器出口汽温则由于汽轮机高压缸排汽温度下降而降低。
3.5中间点温度的影响：中间点温度是超超临界机组控制的重要参数之一，作为过热汽温调节的导前信号，中间点温度控制在一定范围内，锅炉汽水系统中的相变点界面被基本控制住，就能保证过热蒸汽温度在可控范围内。
中间点温度的控制原则是保持15-20℃的微过热度。
3.6火焰中心位置的影响：当火焰中心位置高时，炉膛出口烟温会上升。
由于辐射式过热器和对流式过热器吸热量增加使汽温升高。
3.7受热面沾污程度和吹灰的影响：水冷壁结焦，炉内辐射换热量和水冷壁
蒸发量减少，炉膛出口温度和过热器汽温升高。
在过、再热器区域积灰，传热热
阻增大，会使汽温降低。
3.8影响再热汽温和过热汽温的因素基本相同，但是，再热蒸汽压力低，其
比热容小于过热汽，当工况变动时，再热蒸汽温度比过热蒸汽温度更敏感。
4 660MW超超临界直流锅炉过热汽温调整策略
4.1 660MW超超临界直流锅炉在启动、停机和低负荷运行时进入湿态运行工况，由二级过热喷水控制过热汽温。
超超临界直流锅炉在进入干态运行工况后，
过热汽温采用煤水比和两级喷水减温方式控制，煤水比是过热汽温的调节基础，
是主要控制手段（粗调），喷水减温作为辅助手段（细调）。
再热汽温则以烟气
挡板为主调，事故、微喷两级减温水为辅助调节手段。
4.2锅炉正常运行时，主蒸汽温度在35～100％BMCR负荷应控制在℃范围内，两侧蒸汽温度偏差小于10℃。
受热面沿程蒸汽温度、受热面金属温度不
超过各段规定值。
4.3过热蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制中间点焓值为
基本调节，当中间点焓值变化较大时，应优先通过给水来调整煤水比例，以减小
焓值的偏差，在45%～100%负荷范围内垂直水冷壁出口蒸汽过热度的控制按下表
进行。
4.4 过热蒸汽一、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出口温度的精确调整。
4.5正常运行中启动分离器内蒸汽温度低或达到饱和值是水煤比严重失调的
现象，要立即增加热负荷或减少给水，保持启动分离器内蒸汽温度在正常范围内。
4.6手动进行汽温调整时，注意分析汽温变化的方向，掌握调节提前量，调
整操作时应平稳，注意尽量不要对中间点焓值及减温水大幅增减，防止造成汽温
的波动或急剧变化，保证机组安全经济运行。
4.7机组负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、锅炉吹灰、高加投停时等
操作以及煤质发生变化时都将对主蒸汽系统产生较大的扰动，注意蒸汽温度的监
视和调整，待中间点焓值开始变化时，尽量维持燃料量不变，通过调整给水量控
制锅炉各级受热面工质温度在规定范围内。
5 660MW超超临界直流锅炉再热汽温调整策略
5.1机组正常运行时，再热蒸汽温度在机组50～100%BMCR负荷范围内应控制在℃范围内，两侧蒸汽温度偏差小于10℃，受热面沿程蒸汽温度、受热面金属温度不超过规定值。
5.2再热蒸汽温度主要依靠尾部烟道挡板开度进行调整，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。
5.3使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。
再热汽温降低时，再热器烟道烟气挡板开启；再热汽温升高时，过热器烟道烟气挡板开启。
再热汽
温较高时，关烟气挡板原则上不应低于10％，负荷下降后要及时开打再热烟气挡板，防止再热器侧烟道积灰。
5.4事故减温水调节时要注意减温器后蒸汽温度的变化，一般情况减温器后
的蒸汽温度要应保持20℃以上过热度。
5.5正常运行中再热汽温的调整也可以通过改变锅炉总风量，倒换制粉系统改变火焰中心，炉膛吹灰，燃烧器的配风等燃烧调整手动进行调节。
5.6机组负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、锅炉吹灰等操作以及煤质发生变化时都将对再蒸汽系统产生较大扰动，特别注意再热蒸汽温度的监视和调整。
6结论
随着我国电力事业的发展，超超临界机组由于热效率高，污染物排放量低，调峰性能好等优势，占全国装机总量的百分比将逐渐增加。
通过分析影响超超临界机组过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的影响因素，提出了控制水煤比对机组安全稳定运行有很重要的作用；根据直流锅炉的调节特性，超超临界机组应采用控制水煤比的方法对过热蒸汽汽温进行粗调，利用两级喷水减温装置来消除水煤比调节所存在的偏差，对采用尾部烟道挡板开度进行调整及再热器事故喷水来调节再热汽温的控制系统进行了初步分析。
通过对超超临界机组的汽温控制调整，为超超临界机组的运行调整提供有益的借鉴。
参考文献：
[1]姜锡伦，郭迪华，冯进利锅炉运行与检修技术，中国电力出版社, 2013年
[2] DG2060/26.15-II1型锅炉运行说明书。