超临界直流锅炉运行中过热度调整及控制分析
350MW超临界机组直流锅炉的燃烧优化调整措施分析
350MW超临界机组直流锅炉的燃烧优化调整措施分析发布时间：2022-05-23T06:53:32.976Z 来源：《当代电力文化》2021年36期作者：孙多文[导读] 为了增强350MW超临界机组直流锅炉燃烧的效率，最大限度地降低热偏差以及NOX排放量，避免出现堵灰、金属材料温度过高等现象。
孙多文大唐陕西发电有限公司延安热电厂陕西省延安市 716000摘要：为了增强350MW超临界机组直流锅炉燃烧的效率，最大限度地降低热偏差以及NOX排放量，避免出现堵灰、金属材料温度过高等现象。
基于此，本文对锅炉燃烧过程中存在的问题以及产生问题的原因进行了分析，并提出了相应的优化调整措施，希望可以切实提高锅炉燃烧效率以及安全性。
关键词：350MW；超临界机组；直流锅炉燃烧器；优化调整引言增强火力发电厂锅炉燃烧的效率，不但能够显著增强电厂发电率，而且还可以减少NOX 的排放量，实现节能减排的效果。
然而锅炉实际运行时，存在很多问题会影响锅炉运行的稳定性与安全性，进而影响锅炉的工作效率，通过对锅炉燃烧进行优化以及调整，能够切实优化燃烧效果。
本文对350MW超临界机组直流锅炉的燃烧优化调整措施进行了探究。
1 350MW超临界机组直流锅炉燃烧运行中存在的问题1.1 风、粉配合不均匀对于锅炉运行过程中，如果出现了锅炉炉膛内部的总风量和煤粉的配比不均匀，这种情况下会使锅炉炉膛内中存在过多的空气，而使过量空气系数增大，则会使得炉膛温度减小，影响锅炉着火以及燃烧的效果，而且会在一定程度上导致锅炉内的排烟出现较大的热损失[1]。
并且如果锅炉内的过剩空气系数在较低的状况下，则可能会导致燃烧不完全，进而影响燃烧的热效率。
不仅如此，风粉配合不均匀还会使得锅炉水冷壁存在非常大的温差，导致有的地方管壁温度过大，甚至出现四管泄露、爆管事故。
1.2 一、二次风配比不合理一、二次风配比的科学合理性体现在燃烧完全、着火稳定，炉膛负压不会出现大幅度的摆动。
超超临界直流炉的汽温调节
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。
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析伴随国内经济水平的快速提升，电力生产已然是重中之重的一个环节。
早期生产因为技术条件不足，普遍选用参数较低、能耗较大且污染严重的燃煤系统。
经过不断发展，当前国内逐步利用效率更高且污染较轻的系统取代传统燃煤机组。
随着电力领域的持续前行，超临界直流锅炉也出现在实际生产之中，不同种类的锅炉设备所适用的场合有所差异，同时内部给水控制架构也不尽相同，所以在实际应用过程中始终存在不足之处。
本文就针对目前超临界直流锅炉的发展进行研究，对内部控制系统存在的问题提出对应的优化方案。
[关键词]超临界;直流锅炉;给水控制系统;汽温调节Nie Xin-yang[Abstract]With the rapid improvement of domestic economic level，electric power production has become one of the most important links. Due to the lack of technical conditions in early production，coal-fired systems with low parameters，large energy consumption and serious pollution were generally selected. After continuous development，the current domestic use of higher efficiency and less pollution system to replace the traditional coal-fired units. With the continuous development of the electric power field，supercritical once through boiler also appears in the actual production. Different types of boiler equipment are suitable for different occasions，and the internal water supply controlstructure is also different，so there are always deficiencies in the actual application process. In this paper，the development of supercritical once through boiler is studied，and the corresponding optimization scheme is proposed for the problems existing in the internal control system.[Keywords]supercritical; once through boiler; feed water control system; steam temperature regulation超臨界直流锅炉相较于原有的燃煤系统来说，不管是容量、效率还是环保等方面都有着质的飞跃。
超临界直流锅炉运行调整
机组RB发生后的给水自动
机组RB发生后，给水自动转为流量控制， “过热度修正”退出；需要调整分离器出 口温度时，采用设置“流量偏置”的方法。 机组调整正常后，将“RB解除”，使“RB 动作“复位， RB复位20分钟后，给水自动 的“过热度修正”自动投入。
直流锅炉启动过程中的工质膨胀
直流锅炉在启动过程中存在工质膨胀现象。 所谓工质膨胀是指锅炉点火后，随着燃料投 入量的增加，水冷壁内工质温度逐渐升高， 当燃料投入量达到某一值时，水冷壁某处工 质达到该处压力所对应的饱和温度，工质开 始蒸发，形成蒸发点，开始产生蒸汽，此时 其后部的工质仍为水，产汽点的局部压力升 高，将后面的水挤压出去，锅炉排出工质流 量远大于给水流量的现象。
直流锅炉与汽包锅炉的差异
10. 直流锅炉控制及调节复杂。由于直流锅 炉受热面的金属重量较轻，工质储存量较 小。故金属及工质的蓄热能力一般只为汽 包锅炉的1/4～1/2。因此在外界负荷 变化 时，自适应能力差，汽压波动幅度较大， 压力波动速度往往超过汽包锅炉一倍以上。 另外由于工况变动引起热水段、蒸发段和 过热段之间的调节互相影响，因 此，直流 炉的自动调节系统较复杂，控制技术也较 高。
由于直流炉对水质要求较严格，根据有关 规定，为了保证锅炉受热面内表面清洁， 对停运时间过长的机组应进行锅炉清洗， 锅炉清洗前应进行炉前管路系统的清洗。 锅炉清洗主要是清洗沉积在受热面上的杂 质、盐分和腐蚀生成的氧化铁等。 锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，冷态 清洗又分为开式清洗（清洗水排往启动疏 水扩容器不循环）和循环清洗（清洗水排 往排汽装置循环）两个阶段。
直流锅炉与汽包锅炉的差异
12.直流锅炉当外界负荷变化引起汽门开度 发生变化时，锅炉汽压变动很快，波动的 幅度也远比汽包炉大;给水量变化时，汽温、 汽压、蒸汽量的变化趋势都和汽包锅炉相 反，而且 影响程度也要大得多。即给水量 增大，汽压、汽量明显增大，汽温则显著 降低;当燃料量变化时，直流锅炉主要变化 的是汽温，故直流锅炉运行特点之一就是 必须保 持燃水比一定，否则汽温将无法保 持正常。
浅谈600MW超临界直流炉启动过程中的运行调节
４ ５ ０ ｔ ／ ｈ左右 ） ， 在 炉膛有限的热 负荷下尽可 能增 大产 汽量， 增加通 流
量 ，避免屏过 管壁超 温 ，防止 高温氧化皮脱 落。 同时在热 态清洗 阶 段 还可减 少给水在 分 离器的工质排放 ，减 少 了启 动疏水热损失 ．加
快启动速度 。
（ ６ ）燃料量 的增加应平缓 ，尤其是增投制粉系统或油枪时 ，应 根据情况适 当降低其它运行制粉系 统的出力，并及时监视螺旋管圈 水冷壁金属温度的上升情况 ，严防炉 内热量上升过快造成超温 。 （ ７ ） 锅 炉低 负荷期 间由于存在水动 力不稳 定的可能性 ，应经常 查看各受热面壁温画面 ，不仅要确认各 点壁温值 在正常范围 内，还 要掌握各点壁温值的变化趋势 、变化速度及 引起 变化 的原因，及时 调整 。加 强对水冷壁金属温度 的监视 ，如出现水动力破坏 的现象时， 应立 即增加给 水量。 （ ８ ）严格控制受热面蒸汽温度和金属温度 ，在任 何情况 下严禁 锅炉超温运行 ，对主／ 再汽金属温度按下列要求进行控制：高温 过热 器受热面金属温度不得超过６ ０ ０ ＂ Ｃ； 屏式过 热器受 热面金属温度 不超 过５ ７ ６ ℃；高温 再热器 受热面金属温度不超过６ ０ ０ ℃；汽温要求服从 金属温度要求 。 （ ９ ）加强受热面的热偏差监视和调整，防止受热面局部长期超 温运行 。分 隔屏 出口汽温偏 差控 制在１ ０ ℃ 以内，过热器 出口蒸汽温
科 技 论 坛
浅谈 ６ ０ ０ Ｍ Ｗ超临界直流炉启动过程 中的运行调节
王保皴
（ 淮 南淮沪煤电有限公司 田集发 电厂 。安徽 淮南 ２ ３ ２ ０ ０ １）
【 摘
要】 田集电厂一期工程 ２ Ｘ ６ ３ ０ ＭＷ 机组 ， 通过现 场运行
简析超临界直流锅炉的运行调整
超临界直流锅炉在运行中系统的调节需要及时根据运行的情况进行调整，并且由于超临界直流锅炉的技术较为复杂，组成超临界直流锅炉的各个部件环节在锅炉运行中如果不及时进行调整很容易发生故障，所以，在超临界直流锅炉中对于整个锅炉的运行测试和调整也是一项很大的技术工程。在进行超临界直流锅炉运行调整的过程中，对于锅炉启动运行环节就需要进行很多步骤的调整，并且在锅炉启动过程中应该多加细心，因为在锅炉启动运行中会涉及到多项的部件同时运转，比如在锅炉的运行调整中给水操作平台进行进水量的调整，在锅炉的燃烧过程中进行有效的水汽分离，除此之外还有许多的注意事项是需要在超临界直流锅炉启动运行中需要注意的。在超临界直流锅炉的首次运行中，首先言对锅炉内的水平衡进行有效的调整，因为在整个超临界直流锅炉运行总核心系统的部件是燃烧的控制，在燃烧的过程中应该充分的控制煤粉和水分之间相互反应的反应速率，使得生成目标产物的速度能够加快。在炉膛燃烧的过程中生成目标产物的速度需要对温度进行有效的控制。在炉膛温度控制的过程中，如果温度过高或者是达不到生成目标产物的温度都会影响目标产物的产生，甚至有可能会生成与目标产物相反的物质。在这个过程中为了充分的防止目标产物生成过程带来的危害，就需要在锅炉的水汽分离系统中对设置的水汽分离器进行控制和调节，将超临界直流锅炉运行过程中的水分和水蒸气进行及时的分离，充分的避免超临界直流锅炉的炉内温度受到大量水蒸气的影响。在炉内的控制调整中，除了要对温度进行有效的控制之外还要对湿度进行调节，炉内环境湿度控制对于燃烧过层中生产目标产物的影响也非常大，在燃烧过程中过分干燥或者是太过潮湿的环境都会影响到燃烧反应过程的转化。在超临界直流锅炉的湿度调整中应该具备干湿动态调节的装换过程，在炉内环境干湿转换过程中，要对水分的给水量进行严格的控制。并且在整个的过程中应该对相应的用水量和炉内的水位记录，通过水位变化来更好的进行干湿转换的过程判断。同时，在超临界直流锅炉中对炉内环境调节的给水量进行记录，同时关注炉内水位的变化，对于超临界直流锅炉运行的安全和运行效率的提高也是很强的保护和提高措施。在超临界直流锅炉运行中，如果对于每个运转需要调节的环节中有一项调节处理不到位，就会导致发生严重的事故，对于超临界直流锅炉运行中发生巨大的人力财力资源的严重浪费。在超临界直流锅炉运行调整中主要需要调整的就是对炉内的给水量进行调整，通过给水量或者是煤粉输送的速率来有效控制炉内的温度。
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。
超临界350MW直流锅炉受热面超温问题分析
超临界350MW直流锅炉受热面超温问题分析摘要：超临界350MW直流锅炉是一种高效、大功率的发电厂重要主机设备，其工作条件相对苛刻，面临着诸多技术难题。
其中，受热面超温问题是一项重要且紧迫需要解决的挑战。
受热面超温不仅会损害锅炉材料的性能，导致设备寿命缩短，还会引发火灾、爆炸等重大安全事故。
同时，超温还会降低锅炉的效率，造成发电厂非计划停运等事故，导致能源浪费，增加发电成本。
本文将针对超临界350MW直流锅炉受热面超温问题展开详细分析，以供参考。
关键词：超临界；350MW；直流；锅炉受热面；超温；前言：超临界350MW直流锅炉受热面超温问题并非易于解决。
在锅炉运行过程中，燃烧产生的高温烟气会通过受热面，将热能传递给水蒸汽。
然而，由于燃料和空气的品质波动、燃烧不充分、受热面渗漏等原因，烟气温度超出了设计范围，导致受热面超温。
通过加强监测调控、材料研发和工艺改进、预测评估等措施，可以降低受热面超温的风险，保障锅炉设备的正常运行，提高发电效率，实现经济效益和安全性的双赢。
1.相关概述超临界350MW直流锅炉是目前国内火电厂的主要设备之一，拥有高效、低排放等特点。
然而，一些电厂在运行过程中会出现受热面超温现象，给电厂运行的安全带来了一定的影响和困扰。
超临界350MW直流锅炉的受热面超温现象是指锅炉受热面内部温度超过设计允许值的情况。
2.超临界350MW直流锅炉受热面超温问题2.1一次风压偏高一次风压偏高是导致受热面超温的一个主要原因。
一次风压过高会导致风量过大，超过了设计的空气供应量，进而使燃烧室内的温度升高，受热面温度超过设计范围。
解决这个问题的方法是检查风机运行状态、调节风阀以及确保一次风压力在正常范围内[1]。
2.2再热器蒸汽流量偏小再热器蒸汽流量偏小也是一个常见的问题。
再热器是将锅炉排出的高温蒸汽再次加热，提高锅炉的热效率。
如果再热器蒸汽流量偏小，会导致再热温度下降，使受热面温度超温。
解决这个问题的方法是检查再热器喷嘴、修复或更换故障阀门，以及检修或校准流量计。
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析摘要：随着对电力需求的不断提升，供电的要求越来越高，电力生产作为其中的重要环节，超临界直流锅炉取代了传统的燃煤机组，广泛应用于电力领域中，改善了环境污染的问题，有效提升了电力供应效率。
基于此，本文对超临界直流锅炉的给水控制和气温调节进行了深入探讨，为保证机组的稳定性运行提出几点建议。
关键词：超临界直流锅炉；给水控制；气温调节一、超临界机组的给水控制系统直流锅炉是多变量系统，直流锅炉的控制任务与汽包锅炉有很大差别，对于直流锅炉不能象汽包炉那样，将燃料、给水、汽温简单地分为3个控制系统，而是将给水量与燃料量的控制与一次汽温控制紧密地联系在一起，这是直流锅炉控制最突出的特点[1]。
二、汽水分离器水位控制我厂超临界机组采用内置式汽水分离器，锅炉启动点火前进行冷态冲洗，进入分离器的流量保持最低运行负荷50%MCR下的900t/h，冲洗排放经储水箱溢流阀排到疏水扩容器，然后排至锅炉排水管。
冷态冲洗合格后回收至凝汽器锅炉允许点火。
用炉水循环泵出口调门来控制省煤器入口保持30%BMCR流量，将锅炉上水旁路调门关回保持3-5%BMCR流量。
点火后随燃料量投入的增加，进入分离器的工质压力、温度和干度不断提高，汽水在分离器内实现分离。
蒸汽进入过热器系统，饱和水通过汽水分离器排入疏水扩容器实现工质回收。
随着压力上升，水冷壁汽水开始膨胀，分离器储水箱液位逐渐升高，这时可通过分离器储水箱小溢流阀排放控制水位，随着汽水膨胀的结束，分离器储水箱水位开始下降，分离器的正常水位由上水旁路调门、炉水循环泵出口调门和锅炉储水箱小溢流阀来控制，此时分离器为湿态运行，给水控制方式为分离器水位与最小给水流量控制。
当水冷壁出口（进入分离器）工质的干度提高到干饱和蒸汽后，汽水分离器已无疏水，转变成蒸汽联箱，锅炉切换到30%MCR下的干态运行（纯直流运行）。
锅炉在30%BMCR（本生负荷）以下为再循环运行方式。
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。
超临界直流锅炉运行优化调整
超临界直流锅炉运行优化调整摘要：介绍超临界直流锅炉的启动系统结构，阐述了超临界直流锅炉在运行中出现的一些特点，做好优化调整，为超临界直流锅炉机组运行和调试提供理论基础。
关键词：超临界直流锅炉特点优化调整1、超临界锅炉概念超临界锅炉指锅炉内工质的压力在临界点以上的锅炉。
锅炉内的工质都是水，水的临界压力是:22.115MPA374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽转化汽化潜热等于零，不存在两相区，即水变成蒸汽是连续的，并以单相形式进行，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉。
2、超临界直流锅炉启动系统结构启动系统要素：给水从给水泵来，经给水调节阀，流量孔板进入省煤器，水冷壁，启动系统由分离器，贮水箱，循环泵，循环流量孔和循环流量控制阀组成。
由水冷壁来的汽水混合物进入分离器，分离出来的蒸汽像传统锅炉那样进入过热器，分离出来的水返回贮水箱。
当锅炉准备启动时，下面的回路充满水，所有其他的回路尽可能保持干燥。
省煤器进口，省煤器，省煤器出口，下降管和供水管，炉膛水冷壁，折焰角下降管，折焰角回路，循环泵，去省煤器的再循环管。
3、超临界直流锅炉特点3.1超临界直流锅炉蒸发受热面内工质的流动是与省煤器、过热器中的工质流动一样，完全依靠给水泵产生的压头，工质在此压头的推动下顺次通过加热、蒸发、过热过程，水被逐渐加热、蒸发、过热，最后形成合格的过热蒸汽送往汽轮机。
当给水量、空气量、燃烧量和机组负荷有扰动时，这三个区就会发生移动。
3.2超临界直流锅炉蓄热能力小，在受到外部扰动时，自行保持负荷及参数的能力就较差，对扰动较敏感，因此要对调节系统提出更高的要求。
3.3超临界直流锅炉给水品质要求高，因为在蒸发区不排污，除了能溶于蒸汽的盐分被蒸汽带走外，给水中所含杂质将全部沉积在管壁上，因此对水处理一定要不断的加强严格把关，保证水品质的高质量。
3.4超临界直流炉水冷壁的安全性存在一定的问题，超临界直流锅炉蒸发管出口往往是接近饱和，甚至是微过热蒸汽，故管内发生膜态沸腾和结垢的可能性较大。
1000MW超超临界锅炉过再热汽温运行调整研究
1000MW超超临界锅炉过再热汽温运行调整研究摘要随着湖北能源集团襄阳宜城电厂#1机组投入商业运行，在保证机组安全的前提下，尽可能提高机组经济性显得越来越重要。
在#1机组的短暂运行时间期间，发现机组部分参数还没有达到设计值，尤其是过再热汽温与设计值仍存在一定的差距，本文在制粉系统优化试验（磨煤机热一次风调平试验、煤粉细度调整试验）、燃烧器配风调整试验（燃烧器内外二次风开度及燃尽风直、旋流强度调整）等均已完成的前提下，仅针对机组运行中运行人员可以操作的部分进行相关分析，经过对#1炉运行特性的观察分析及实际操作调整，最终得出在运行中采取哪些有效措施可以提高过、再热蒸汽温度参数，对于指导同类型机组运行调整具有重要的意义。
关键词：直流炉、前后墙对冲、再热汽温、再热器壁温、燃尽风、吹灰1设备概况湖北能源集团襄阳宜城电厂一期工程为2×1000MW超超临界湿冷机组，锅炉为东方锅炉DG2972/29.3－II8 型超超临界参数、变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式、燃煤Π型锅炉，#1炉出口蒸汽参数分别为29.3MPa/610/625℃；６台磨煤机分３层布置在前、后墙上；#1炉高温再热器及低温再热器采用SA-213T92，全负荷壁温推荐报警值均为649℃，低温再热器采用SA-213T92，全负荷壁温推荐报警值均为616℃。
经观察存在受热面壁温接近报警值，操控裕量小的常态问题，尤其是高再、低再壁温；为防止负荷及煤质波动造成管壁超温，往往控制高再管壁温度在６３９℃以下，低再壁温603℃以下，再热汽温平均值一般仅能达到在615℃。
#1炉设计煤种为陕煤化集团小保当煤矿煤炭。
其干燥无灰基挥发分高Vdaf 37.53%，灰熔点低1130℃，极易结焦。
故规定每日进行一次锅炉全面吹灰工作。
观察#1炉燃用设计煤种情况下，稳燃能力较强，故规定锅炉负荷≥500MW且燃烧稳定时，可进行高温区长吹灰器单吹工作；锅炉负荷≥600MW且燃烧稳定时，可进行高温区对吹工作。
浅析600MW超临界机组直流锅炉的燃烧调整
浅析600MW超临界机组直流锅炉的燃烧调整社会发展过程中对电能需求量不断增加，各电厂无论是规模还是装机容量都得以提高，600MW超临界机组直流锅炉在电厂中应用较为广泛。
600MW超临界机组直流锅炉的应用，有效的提高了机组运行的性能，机组运行的安全性得到了大幅度的改善，为电厂经济效益的实现奠定了良好的基础。
但在600MW超临界机组的直流锅炉运行过程中还存在着许多问题，严重影响了电厂机组运行的效率。
所以需要对电厂600MW超临界机组直流锅炉的燃烧情况进行调整，对锅炉燃烧的控制参数进行优化，确保电厂机组运行效率的提升。
标签：电厂；600MW超临界机组；直流锅炉；燃烧调整引言近年来，各发电厂都加快了改扩建工作，600MW超临界机组作为电厂改扩建过程中的重要内容，但在实际600MW超临界机组投入运行以来，直流锅炉在运行过程中存在着许多问题。
投入运行中的600MW超临界机组直流锅炉，其在燃烧器、排烟温度、制粉系统、再热器、排煤量等方面都存在着许多问题，对机组运行的经济性和安全性带来较大的影响。
所以需要针对机组运行过程中的基础数据入手，对直流锅炉进行一系列的试验来对锅炉的燃烧情况进行调整和优化，从而有效的解决600MW超临界机组直流锅炉运行中存在的问题，确保锅炉燃烧参数能够保持正常值，进一步改善机组运行的经济性和安全性。
1 600MW超临界机组直流锅炉燃烧中存在的问题及解决措施1.1 一次风机出力不足对于投运后的600MW超临界机组直流锅炉在高负荷运行时，一次风机出力不足作为较为常见的现象，导致一次风机出力不足现象发生的主要原因来自于直流锅炉风压偏高或是一次风量过大，当一次风量大于正常风量时，则会导致风量配比失调，而且风炉差压在不同负荷下其控制值也会增加。
所以在对风机余量问题进行解决时可以通过对风炉差压进行降低，同时还要对磨煤机的一次风量进行控制，这样不仅一次风机的电耗量和煤耗量都能够有所降低，而且能够有效的提高机组的运行效率。
浅谈350MW超临界直流锅炉主、再热汽温的调整
浅谈350MW超临界直流锅炉主、再热汽温的调整摘要：本论文以国电肇庆热电有限公司350MW超临界直流锅炉为例，分别对机组正常运行中、机组启停、机组加减负荷过程、启停制粉系统、锅炉吹灰等不同情况下汽温的调节方法进行探讨。
关键词：直流锅炉汽温调节0 引言尽管现在热力发电厂的自动化水平和设备的可靠性越来越高，但由于机组工况的复杂多变，锅炉汽温控制依然很难做到完全的自动控制，运行人员的经验调整依旧十分重要。
1 汽温调整的重要性蒸汽温度过高，超过金属材料允许工作温度，会影响设备安全。
蒸汽温度过低，不仅会降低热力设备的经济性，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。
汽温的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，也会使汽机内部金属部件产生较大的应力。
所以汽温的调整尤为重要，不仅要把汽温维持在规定的范围内，也要防止汽温的大幅波动。
2 设备概况我厂锅炉为350 MW超临界参数变压直流锅炉，型号为DG1150/25.4-Ⅱ2，系一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、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，燃烧方式为前后墙对冲燃烧，燃烧器为低氮旋流燃烧器，共5层，前墙3层后墙2层，制粉系统为正压直吹式，配有5套HP863∕Dyn型中速碗式磨煤机；设计煤种为内蒙伊泰煤，校核煤种1：神府东胜煤，校核煤种2：山西晋北煤。
我厂运行规程规定：机组在50%~100%BMCR负荷范围内高过出口主汽温能保持在571℃，正常允许运行的范围是576~566℃，两侧蒸汽温度偏差小于5℃；再热汽温在机组50%~100%BMCR负荷范围内能保持在569℃，正常允许运行的温度范围为574~559℃，两侧蒸汽温度偏差小于5℃。
3 各工况下的汽温调整3.1正常运行时的汽温调整超临界直流锅炉主汽温的调节以水煤比为主，喷水减温调节为辅；再热汽温调节以烟气挡板调节为主，喷水减温作为事故情况下使用。
1000MW直流锅炉受热面超温分析及控制措施
学术论坛 1000MW直流锅炉受热面超温分析及控制措施薛森林（广东惠州平海发电厂有限公司，广东 惠州 516000）摘要：某电厂1000MW机组，为超超临界燃煤直流炉，锅炉采用Π型结构，锅炉受热面分为启动部分、过热器系统及再热蒸汽系统，启动部分为省煤器、水冷壁、分离器，过热器部分为顶棚过热器、低温过热器、前屏过热器、后屏过热器、高温过热器，再热器部分为低温再热器、高温再热器。
水冷壁采用上下分段的结构,炉膛下部水冷壁采用螺旋管圈,从冷灰斗进口标高处炉膛四周采用螺旋管圈，炉膛上部水冷壁采用垂直管圈，冷灰斗采用螺旋管圈，螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合联箱型。
关键词：锅炉受热面；超温分析；控制措施锅炉受热面超温一直以来在火电机组频繁发生，给机组安全运行带来一定的隐患，各电厂协同锅炉厂家也在不断分析总结相关经验，从多方面着手，避免或减少锅炉受热面超温情况的发生。
锅炉受热面超温情况复杂，原因各有不同，下面将从几个方面阐述锅炉受热面超温的危害、原因及控制措施。
1 直流锅炉受热面超温的危害锅炉受热面是按照其相应区域热负荷、烟气温度及内部流通的介质温度的不同而选材的，如果因为各方面因素造成受热面管壁超温，达到一定的累积值，金属管材会产生疲劳损伤，金属的机械性能及金相组织会发生变化，蠕变速度也会加快，不仅会影响金属管材的使用寿命，当达到一定的损失程度，最终会导致锅炉受热面爆管，给设备安全和生产运行均带来一定的威胁。
2 直流锅炉受热面超温原因分析受热面的金属材质。
因超超临界机组的蒸汽压力和温度均较高，对受热面等各金属材质要求也相应较高，如果选材不当，高温区域受热面选用低耐热金属材质，极易造成该处受热面金属管材超温，如果长期超温运行，达到了疲劳损伤极限，就会造成管壁爆管，需停炉进行换管处理。
结构布置及安装质量。
锅炉结构及各受热面的布置方式，以及在安装时的质量监督和验收方面，都会影响到日后运行中壁温超温情况的发生，特别是在工艺流程的执行、酸洗和吹管是否合格等方面因素的影响，如果酸洗或吹管不彻底，运行中会造成管子中的杂质堵塞部分管子，工质无法流通，引起该处管壁超温，严重时导致爆管。
直流锅炉的控制和调节
600MW超临界机组的投产标志着我国火电机组的运行水平步入新境界，而直流锅炉也是大容量锅炉的发展方向之一。
众所周知，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。
而这些现象在许多电厂均有发生，因此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。
超临界直流锅炉的运行调节特性有别于汽包炉，煤水控制与汽温、汽压调节的配合更为密切。
下面针对襄樊电厂#5、#6机组所采用的SG1913/25.40-M957型号的锅炉，就机组启动至低负荷运行阶段，煤水控制与蒸汽参数调节浅谈一下自己的看法。
机组启动阶段：根据锅炉的型号不同，不同容量的锅炉其转干态直流运行的最低负荷有所不同，一般在25%～35% BMCR 之间，我厂为210MW左右负荷开始转干态，在湿态情况下，其运行方式与强制循环汽包炉是基本相同的。
汽水分离器及集水箱就相当于汽包，但是两者容积相差甚远，集水箱的水位变化速度也就更快。
由锅炉启动疏水泵将集水箱的水打至凝汽器,与给水共同构成最小循环流量。
其控制方式较之其它超临界直流锅炉有较大不同，控制更困难。
给水主要用于控制启动分离器水位，锅炉启动及负荷低于35%BMCR时，且分离器水位在6.2~7.2m之间时，由给水泵出口旁路调门和给水泵的转速共同来控制省煤器入口流量保证锅炉的最小循环流量574t/h，保证锅炉安全运行。
锅炉启动阶段汽温的调节主要依赖于燃烧主要控制，由旁路系统协助控制，通过投退油枪的数量及层次、调节炉前油压、减温水、高低旁的开度等手段来调节主再热蒸汽温度。
此阶段启动分离器水位控制已可投自动，但是大多数锅炉的水位控制逻辑还不够完善，只是单纯的控制一点水位，还没有投三冲量控制，当扰动较大时水位会产生较大的波动，甚至根本无法平衡。
此阶段要注意尽量避免太大的扰动，扰动过大及早解除自动，手动控制，以免造成顶棚过热器进入水。
锅炉启动初期需要掌握好的几个关键点： 1 工质膨胀：工质膨胀产生于启动初期，水冷壁中的水开始受热初次达到饱和温度产生蒸汽阶段，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器，造成贮水罐水位快速升高，锅炉有较大排放量，此过程较短一般在几十秒之内，具体数值及产生时间与锅炉点火前压力、温度、水温度、投入油枪的数量等有关。
超临界直流锅炉汽温调整浅析
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。
超超临界直流锅炉壁温控制分析
超超临界直流锅炉壁温控制分析【摘要】锅炉壁温控制是电厂安全经济运行的重要环节，电厂对锅炉超温非常重视，严格要求在任何时候都要避免壁温超温情况发生，我们运行人员都在想尽办法尽量完成考核任务。
但限于锅炉设计、设备缺陷、维护管理、运行调整等多方面因素的影响，还要兼顾调控机组经济运行，使得壁温控制难度很大，运行中必须兼顾各种问题，必要时需要牺牲一定的经济性来实现锅炉壁温安全。
【关键词】超超临界锅炉;壁温控制0.前言超超临界直流锅炉由于蒸汽参数高、水冷壁、三级过热器、四级过热器管材选用设计冗余并不大，主蒸汽温度设计605℃，而三过、四过耐受极限为658℃，报警至为628—638℃，由于烟气偏斜、受热面沾污等等情况，运行中部分管屏壁温时常是在报警值边缘，对运行人员安全经济运行调整带来了很大的操作难度，必须要严格精密调整，来兼顾各方以实现最优。
1.现状调整某厂锅炉常发生水冷壁、三过、四过壁温超温，尽管经过加氧运行和经锅炉厂家指导通过AA风调整后，超温情况有所缓解，但超温情况仍会不时的发生。
当发生超温时往往不止一根管，且上升速率非常快难以避免。
某日#2炉运行中四过几乎所有管屏的1号管均出现温度偏高情况，较其他管高10～20℃，其中管屏No14、15、16、17、46、47、49、50管屏1号管均超过630℃，最高达635℃。
为缓解1号管超温情况，我们通过AA风调偏、降低主汽温、投入吹灰器等多项操作，最终使大部分管屏1号管壁温得以下降，但No46、47、50管屏1号管仍偏高。
根据情况我们进行了相关调整试验，第一步骤为通过配风调整和降低主汽温后，超温情况得到缓解，但仍表现为1号管壁温较其他管偏高10℃以上，且汽温控制较低，不满足经济性要求。
由于#2炉长期低负荷运行，风量偏小且吹灰周期较长，1号管超温，也明显看出，锅炉水平烟道区域受热面积灰严重，受热分布偏离设计指标。
为此第二步骤我们投入水平烟道下层过热器区域吹灰器，吹完IK1、2、5、6后大部分1号管壁温出现先降后涨的趋势。
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
超临界直流锅炉运行中过热度调整及控
制分析
【摘要】：在机组正常运行中，由于参数的波动和给水流量、过热减温
水量的不稳定性，常常会造成水冷壁出口过热度不稳定性波动。
在之前出现过
机组升降负荷和高负荷期间过热度和主汽参数波动较大的现象，甚至出现主汽温
和壁温经常超限异常，最后通过电科院对机组控制器的优化，主参数相对稳定。
但是过热度还是出现波动较大的问题，即对应负荷下给水调整相对缓慢或过快造
成水冷壁出口过热度不稳定，特别是在满负荷时，由于给水接近上限冰冻较大，
过热度稳定不下来，造成过热器减温水偏高。
现运行人员将水冷壁给水补偿控制
和煤质修正两个控制器切手动进行人为干预调整，过热度等主参数相对稳定很多，参数稳定了但操作人员确增加了监盘负担。
现对机组正常运行中过热度调整及控
制做以下分析
【关键词】：过热度煤质修正给水补偿主汽压偏差
1引言
1.1过热度指的是分离器出口蒸汽温度与分离器出口蒸汽压力下的饱和温度
的差值。
过热度的高和低反映水冷壁水-汽相变点的前或后。
锅炉转直流后，在
负荷不变的情况下，过热度的高低反映出水冷壁吸热的多少。
2.过热度调整及控制与参数的关系分析
2.1过热度控制与减温水量的关系
2.1.1过热减温水是调节屏过出口蒸汽温度和主蒸汽温度的最直接手段，本
厂锅炉设计满负荷过热减温水总量是140.4t/h（THA工况），一、二级减温水各70.2t/h，相同负荷下减温水量的大小反映出低过、屏过、高过的吸热量的大小。
2.1.2在机组负荷不变的情况下（即给水量不变），过热度高低和过热减温水量的大小直接反应出锅炉热负荷的分配，所以，过热度的控制和减温水的调整对改善水冷壁和过热器受热情况、防止金属超温、对主蒸汽温度调整有重要意义
2.2过热度控制与总燃料量的关系
2.2.1过热度是水煤比是否合适的反馈，过热度变小，说明水煤比偏大，过热度变大，说明水煤比偏小。
在运行操作时要注意积累过热度变化对减温水开度影响大小的经验值。
2.2.2水煤比、过热度是直流锅炉监视和调整的重要参数。
水煤比因煤质变化、燃烧状况不同、炉膛及受热面脏污程度等不同略有变化，一般从5.8～7.0不等。
2.3过热度的控制
2.3.1机组正常运行期间一般通过锅炉给水温度补偿控制来实现直接对过热度的调整。
调整时应参照水燃比变化进行调整，避免大幅调整造成过热波动，出现超温等异常发生。
2.3.2煤质修正控制器HIC-3#CORR切手动调整燃料量实现对过热度的调整，应注意以下事项：
a.控制燃料热值修正控制器HIC-3#CORR修正煤量不超过3吨。
b.燃料热值修正控制器HIC-3#CORR放手动时间不可超过30分钟，以免煤质变化较大时造成异常。
c.注意主汽压偏差的变化及对锅炉输入的影响，CC模式下，主汽压负偏差存在时，会通过锅炉主控增加煤量。
2.3.3其他调整手段对过热度控制的影响
a.调整上、中、下层磨煤机出力控制火焰中心高度。
如可减少上层磨出力，增加中、下层磨出力降低火焰中心，从而提高过热度。
b.调整燃尽风开度控制火焰中心高度。
如可开大燃尽风压制火焰上窜，降低火焰中心高度。
c.调整磨煤机分离器转速。
单台磨煤机出力较低时，可通过提高分离器转速（尤其是上层磨煤机），提高煤粉细度，缩短煤粉着火时间，降低火焰高度。
d.调整吹灰方式。
如可通过适当减少水冷壁吹灰，减少水冷壁吸热量（由每天两次减为每天一次），从而降低过热度。
可通过适当减少高过、屏过吹灰（由每天两次减为每天一次），减少过热器吸热，降低减温水开度。
但应注意排烟温度的变化。
3.结论
机组正常运行期间，过热度是反映锅炉燃烧及主要汽水参数变化的重要监视参数，所以对于过热度的调整在机组正常运行中的非常重要，运行人员在监盘应重点加强关注，调整过程中应根据各个参数的变化进行正确恰当的调整，否则对汽水系统参数产生较大影响甚至会造成壁温、汽温超温等现象发生，所以日常运行期间运行人员应加强积累调整经验并总结，实现对过热度的优化调整。