锅炉汽温难调整,原因竟然是这样!
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施1.燃料类型：不同燃料的燃烧特性不同，燃烧温度也不同，因此不同燃料的锅炉汽温也不同。
2.燃烧配比：燃烧配比决定了燃烧时所需的空气量，过量空气会降低燃烧温度，不足空气会导致燃烧不完全，从而影响锅炉汽温。
3.锅炉负荷：锅炉负荷的大小直接影响燃料燃烧速度和燃烧温度。
负荷过小会导致燃料在炉膛内停留时间过长，燃烧不充分；负荷过大会导致燃烧速度过快，影响燃烧温度。
4.锅炉结构：不同类型的锅炉结构、加热面积和布置方式等因素对锅炉汽温有一定的影响。
例如当流速过高时，可能会导致吹灰效果不佳，从而影响燃烧效果，进而影响锅炉汽温。
5.空气预热温度：空气预热温度的高低影响燃料燃烧温度。
预热空气可以降低燃料的燃烧温度，提高锅炉热效率。
锅炉汽温的控制措施：1.控制燃烧配比：合理控制过量空气量，确保燃烧充分，避免影响锅炉汽温。
可以通过调整燃烧器的供气量、燃气与空气的混合比例等方式来实现。
2.控制燃烧温度：调节燃料供应量、风门开度或调整燃烧器调制比等措施，控制燃烧温度在设计范围内。
3.控制锅炉负荷：根据实际需要调整锅炉负荷，以保持锅炉运行在设计负荷附近，避免过大或过小的负荷对锅炉汽温造成影响。
4.锅炉烟气侧升压：通过增加烟气侧的阻力，增加锅炉炉排气流量，从而增加烟气中的热量传递，提高汽温。
5.控制空气预热温度：通过调整燃气与空气的换热器的布置和工作参数，控制空气预热温度，确保燃料燃烧温度在设计范围内。
6.测量和监控：安装合适的仪表，实时监控锅炉汽温、燃烧温度、烟气温度等参数，并进行数据分析和处理，及时采取调整和控制措施。
综上所述，影响锅炉汽温的因素有很多，包括燃料类型、燃烧配比、锅炉负荷、锅炉结构和空气预热温度等，而锅炉汽温的控制措施主要包括控制燃烧配比、控制燃烧温度、控制锅炉负荷、锅炉烟气侧升压、控制空气预热温度和测量和监控等。
通过合理的控制和调整，可以确保锅炉汽温在设计范围内稳定运行，提高锅炉的热效率。
电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素及改进对策
电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素及改进对策分析了电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素，提出了的减少三级过热器受热面积、减少二级过热器受热面积、增加一级再热器受热面积的受热面改进方案，安全性良好，并提高了全厂热效率，降低了发电煤耗率。
标签：电厂锅炉；再热气温偏低；影响因素0 引言如何提高燃煤机组的热效率及控制产物NOx、SOx和CO2的排放量己成为电力行业的重大研究课题，实践证明超（超）临界技术是当前火电应对这一问题最现实、经济和有效的技术。
A电厂锅炉机组自投运以来一直存在再热汽温偏低问题。
本文以之为对象，并结合实际情况分析再热汽温偏低原因，提出合理的改造方案，为电厂锅炉系统改进提供一个参考。
1 电厂锅炉存在问题及原因A电厂2×1000MW超超临界塔式锅炉自移交生产后再热汽温一直较设计值（603℃）偏低，负荷率在75%的情况下再热汽温只有570℃-580℃。
通过对该电厂锅炉运行情况进行了摸底试验，提出可能造成该厂再热汽温偏低的四个因素，分别为煤质偏差、燃烧偏差、汽机侧影响以及炉膛设计。
2 电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素2.1 煤质对再热汽温的影响实际运行煤质与设计煤质在碳含量、灰分、水分及发热量等方面存在差异，煤质成分的偏差可能是造成再热汽温偏低的原因；另外由于掺烧的石炭煤灰熔点高，使得实际燃煤的结渣性弱于设计煤种，降低了炉膛等辐射受热面的玷污程度。
也就是说，设计时预计燃煤具有强结渣性，会对炉膛、一级过热器、三级过热器造成较多玷污，但实际情况并非如此，这使得上述受热面的吸热量大于设计工况，从而降低了流经布置在后面的二级再热器的烟气温度，减少了再热器吸热量。
因此，燃煤结渣性的改变也可能影响再热汽温。
2.2 燃烧偏差造成的再热喷水对再热汽温的影响摸底试验中发现，用于消旋的SOFA摆角出现卡死情况，无法对燃烧中产生的旋转动量给予有效消旋，造成燃烧侧内外偏差；另外从试验工况看，始终是右侧二级再热器前需要喷水，燃烧器摆角不同出现的偏差量也不同，因此很可能是燃烧器四角摆动或四角风量不一致导致炉内火焰向右偏斜，造成燃烧侧左右偏差。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制
三、几大因素之间的影响
1、煤量，蒸汽流量，减温水量
i//=i/+BQ/D-△i
i//=过热蒸汽出口蒸汽焓（kj/kg）
i/=过热器进口蒸汽焓（kj/kg）
Q=每公斤燃料传给工质的热量（kj/kg） D=过热器内蒸汽流量（kg/h）
B=燃料消耗量（kg/h）
△ i=每公斤蒸汽因减温而降低的焓值（kj/kg）
3、蒸汽的压力在这里很关键，从下表可以看出：
压力 P（MPa）
0.1 1 5 7 9 12 16 18 20
饱和温度 ts(℃) 99.63 179.88 263.92 285.8 303.31 324.64 347.32 356.96 365.71
饱和水焓 h(kj/kg) 417.51
762.6 1154.6 1267.5 1364.2 1492.6 1651.5 1733.4 1828.8
由上式可以看出：在我们减小 B 时（减小煤量），增大 D 时（汽机拉调门），增大△i 时
就会引起 i//的下降（主汽温的下降）。加减负荷是我们日常工作之一，这时控制温度变化的
关键在于合理的控制好速率，避免煤量、调门、减温水量的大起大落，同时应加强监盘人员
的工作责任心的培养，监盘人员之间应做到良好的沟通，共同防止温度大幅度变化现象的发
3
荷的急剧增强。待汽温变化平缓后，再进行加负荷操作。同时，汽机调门要配合控制好主汽 压力的变化，使其尽量平稳上升，以此来适应因燃烧变化所带来的蒸发量的改变，维持锅炉 受热面内总的能量变化平衡。在停运制粉系统的操作中，关闭停运磨煤机的风门时应缓慢进 行，一方面是为了对磨煤机进行吹扫，保证停运后的安全；另一方面是防止其对一次风压产 生瞬间提高的扰动，造成燃烧突然加剧，引起汽温快速升高而产生的超温。对冷热风门内漏 较大的磨煤机，要及时联系检修处理。
锅炉运行的老大难问题及解决方法
1．锅炉启动时省煤器发生汽化的原因与危害有哪些？如何处理？锅炉点火初期，省煤器只是间断进水时，其内的水温将发生波动。
在停止进水时，省煤器内不流动的水温度升高，特别是靠近出口端，则可能发生汽化。
进水时，水温又降低，这样使其管壁金属产生突变热应力，影响金属及焊口的强度，日久产生裂纹损坏。
当省煤器出口处汽化时，会引起汽包水位大幅度波动和进水发生困难，此时应加大给水量将汽塞冲入汽包，待汽包水位正常后，尽量保持连续进水或在停止进水的情况下开启省煤器再循环门。
2．水位计的平衡容器及汽、水连通管为什么要保温？保温的目的主要是为了防止平衡器及连通管受大气的冷却散热，使其间的水温下降，与汽包内的水相比产生较大的重度差，而这种重度差越大，水位计的指示与汽包内的真实水位误差越大，所以要在这些部位保温，以减小指示误差。
3．锅炉运行中为什么要控制一、二次汽温稳定？锅炉运行中控制稳定的一、二次汽温对机组的安全经济运行有着极其重要的意义。
当汽温过高时，将引起过热器、再热器、蒸汽管道及汽轮机汽缸、转子等部分金属强度降低，导致设备的使用寿命缩短。
严重超温时，还将使受热面管爆破。
若汽温过低，则影响热力循环效率，并使汽轮机未级叶片处蒸汽湿度过大，严重时可能产生水击，造成叶片断裂损坏事故。
若汽温大幅度突升突降，除对锅炉各受热面焊口及连接部分产生较大的热应力外，还将造成汽轮机的汽缸与转子间的相对位移增加，即膨胀差增加，严重时甚至发生叶轮与隔板的动静摩擦，造成剧烈振动。
此外汽轮机两侧的汽温偏差过大，将使汽轮机两侧受热不均匀，热膨胀不均匀。
因此，锅炉运行中对汽温要严密监视、分析、调整，用最合理的方法控制汽温稳定。
4．锅炉运行中引起汽温变化的主要原因是什么？（1）燃烧对汽温的影响。
炉内燃烧工况的变化，直接影响到各受热面吸热份额的变化。
如上排燃烧器的投、停，燃料品质和性质的变化，过剩空气系数的大小，配风方式及火焰中心的变化等，都对汽温的升高或降低有很大影响。
主流锅炉再热汽温低原因分析及对策
主流锅炉再热汽温低原因分析及对策【摘要】：锅炉再热汽温在锅炉由于负荷较低，负荷变动，管壁超温，调节不当等，再热汽温温度低于设计值，本文分析了导致锅炉再热汽温低的原因和具体对策。
【关键词】：再热汽温原因1引言再热蒸汽温度是否稳定是衡量锅炉运行质量的重要技术指标之一，它的高低直接影响锅炉安全稳定运行。
汽温太高容易烧坏再热器管壁，过低则不仅会影响机组的经济性，而且也会造成汽机末级蒸汽湿度过大而损坏汽轮机末级叶片。
因此，正常运行中提高再热汽温对于电力生产的安全和经济运行十分重要。
2再热汽温低的原因及对策：2.1 锅炉设计中存在不足。
低再、高再换热面积太小直接会导致再热汽温偏低。
对策：可进行再热器受热面积改造，增加再热器换热面积，会直接提高再热汽温。
2.2 锅炉受热面结渣积灰的影响。
对策：改造吹灰设计，合理优化吹灰方式，对锅炉高、低再处的吹灰进行合理优化，将直接会提高再热汽温。
2.3 凝汽器真空的影响。
凝汽器真空运行在设计范围内，锅炉再热气温应该可以达到设计值，若凝汽器真空偏离了设计范围，在相同的外界电负荷需求下，锅炉蒸汽流量必然也会偏离设计值运行，蒸汽流量多出的部分△Q吸热，必将导致再热器温低，若凝汽器真空在设计范围内再热汽温都达不到设计值，则凝汽器真空偏离设计值对锅炉再热汽温的影响会更大，再热汽温则会更低。
对策：维持凝汽器真空在设计范围内运行意义重大。
2.4 汽、水品质的影响。
长期汽、水品质不合格，必将导致再热器受热面管壁结垢严重，热阻增大、传热端差增大；同时管子内壁结垢、内径减小，蒸汽流速增加，传热时间减少，两方面作用，从而使再热汽温更低。
对策：严格控制汽、水品质合格。
2.5 煤质的影响。
煤质差，即发热量低、挥发份低、灰分、水份含量高，要维持相同蒸发量所需燃料量相对要增加，同时煤中水分和灰份吸收炉内热量所占比例增加，造成炉膛出口温度降低，高、低再为对流行换热器，一方面，其入口烟温下降，影响汽温下降，另一方面，要保证同样的蒸发量，势必要相应增加燃料量和风量，造成烟气热容积增大，流经对流高、低再的烟气量和流速增加，使再热汽温上升。
锅炉主蒸汽温度低原因及处理
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理近期，我厂#6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象，现总结其原因及其处理方向。
一、主蒸汽温度过低的危害当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。
一般机组主蒸汽温度每降低10℃，汽耗量要增加1。
3％～1。
5%。
主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。
其主要危害是：(1）末级叶片可能过负荷。
因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变,则主蒸汽流量要增加,末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。
(2）末几级叶片的蒸汽湿度增大.主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命.（3）各级反动度增加.由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大,推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低。
（4）高温部件将产生很大的热应力和热变形。
若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时，应打闸停机。
（5）有水击的可能.当主蒸汽温度急剧下降50℃以上时,往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意，当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。
二、引起主蒸汽温度低的因素：1)水煤比。
在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。
当调节汽阀阶跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少，并恢复初始值，汽轮机阀前压力P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。
由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小,所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施随着汽压的上升炉水的饱和温度、饱和水焓上升，而饱和蒸汽焓和炉水的汽化热减小。
我们知道炉水都是汽包压力下的饱和水，在燃料不变的前提下提高汽包压力会使得更多的饱和水变为饱和蒸汽，而燃料量没有转变，也就使得主、再热汽温下降。
四、几种常见的工况扰动造成的汽温变化分析1、高加解列高加解列后，锅炉的给水温度将下降，工质加热和蒸发所需的热量增多，在燃料量不变的状况下，锅炉蒸发量降低，造成过热汽温上升。
假如要维持蒸发量，必需增加燃料，这样不仅使整个炉膛温度上升，炉膛出口烟温上升，且流过过热器和再热器的烟气量和烟气流速增大，锅炉热负荷增大，管壁温度上升甚至产生超温，损坏设备。
因此一般在高加停用时，要限制机组负荷不大于90%额定负荷，严禁超负荷运行。
运行中发生高加爱护动作解列时，应马上相应开大过、再热减温水量，必要时通过削减燃料量来减弱燃烧，达到掌握汽温上升的目的。
2、启停制粉系统当启动制粉系统运行时，由于大量煤粉进入炉膛内，锅炉热负荷急剧增加，受热面吸热量增大，将造成汽温上升。
为了减小启动制粉系统时对汽温的扰动和防止超温，启动前应适当将过、再热汽温降低，缓慢开启制粉系统风门进行暖磨，使炉膛热负荷随着磨煤机内余粉的吹入渐渐上升，启动磨煤机后，将相应给煤机煤量放至最低，以削减瞬间吹入炉膛的燃料量。
由于其余给煤机的煤量相应削减，但因锅炉的惯性作用，这部分的燃烧并没有马上减弱，此时可通过降低一次风压来适当削减进入炉膛的燃料量，避开因大量煤粉燃烧造成炉内热负荷的急剧增加。
待汽温变化平缓后，再进行加负荷操作。
同时，汽机调门要协作掌握好主汽压力的变化，使其尽量平稳上升，以此来适应因燃烧变化所带来的蒸发量的转变，维持锅炉受热面内总的能量变化平衡。
在停运制粉系统的操作中，关闭停运磨煤机的风门时应缓慢进行，一方面是为了对磨煤机进行吹扫，保证停运后的平安；另一方面是防止其对一次风产生瞬间提高的扰动，造成燃烧突然加剧，引起汽温快速上升而产生的超温。
锅炉再热器汽温度调节品质差原因分析及对策
锅炉再热汽温度调节品质差原因分析及对策杨宝林 河北衡丰发电有限责任公司摘 要：本文论述了通过加强锅炉运行管理，提高运行人员操作人水平，从而达到提高锅炉再热汽温调节品质，延长了锅炉“四管”工作寿命，从而保证锅炉的稳定运行。
关键词：运行管理 热偏差 再热汽 汽温调整 防止超温。
0 前 言我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，再热器左右侧热偏差大等问题，主要原因是：再热汽温调节是通过改变布置于水平烟道中的烟气档板开度来实现的，而且烟气挡板调节时，只能调节再热器的低温管组换热，过渡管组和高温管组无法实现调节。
减温水做为事故喷水调节再热汽温，布置在再热器入口，迟缓性较大。
这就造成了再热汽调节迟缓，稳定性差的特点。
另外，再热器内工质流量流减少，冷却效果差，使其工作条件恶化，而热偏差存在会造成容易使再热器金属超温，所以，必须提高再热汽温的调节品质，是保证再热器的安全运行的一项主要工作。
1 锅炉概况衡丰发电有限责任公司安装两台北京巴威公司生产的B&WB—1025/18.3—M型、亚临界参数、一次中间再热、单汽包、自然循环、半露天、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉锅炉。
设计煤为阳泉无烟煤和晋中贫煤1：1比例混烧，在矩形燃烧室的前后墙上共布置了24支标准的EI —DRB旋流燃烧器，每墙分上、中、下三层，呈前后墙对充布置，制粉采用了钢球磨中间储仓式热风送粉系统，每台炉有四套制系统，分别为A、B、C、D四套制粉系统，出口三次风通过专门的喷口进入炉膛，其中A、D制粉系统的三次风进入后墙中、下和中、上层燃烧器之间，B.C制系统三次风进入前墙中、下和中、上层燃烧器之间。
再热器由水平管组、过渡管组和垂直管组构成，垂直管组（高温段）布置于水平烟道，水平管组（低温管）布置在尾部竖井烟道，过渡段布置在尾部烟道转向室内，在再热器的烟气出口安装了烟气调节挡板，再热汽温以烟气挡板调节为主，并辅助有事故喷水调节。
锅炉主要参数为：4－再热器冷段 5－再热器热段 3－低温过热器6、7－前、后屏式过热器8、9－高温过热冷、热段锅炉本体布置（图1）锅炉最大连续蒸发量：1025吨/时 : 过热蒸汽压力17.3Mpa 过热蒸汽温度: 540℃ 再热器出口温度:540℃再热器出口压力: 3.66Mpa 再热蒸汽流量:823.8吨/时前后墙燃烧器及三次风布置如图2（后墙与前墙对称分布）：AB后墙OFA燃烧器布置（图2）2 再热器运行方面存在的问题我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，燃烧工况变化时，再热汽温波动大，稳定性差，在燃烧工况变化时，波动±10℃；低负荷时（180MW 以下），再热汽温热偏差大，依靠运行手段无法实现调平，主要表是：2.1 再热汽左、右侧温度偏差大，特别在180MW 负荷以下时，针对不同制粉系统的运行方式，左右侧最偏差最高能达30℃。
锅炉运行时怎样控制和调节汽温
安全技术/特种设备
锅炉运行时怎样控制和调节汽温
对于饱和蒸汽锅炉，其蒸汽温度随蒸汽压力的变化而变化；对于过热蒸汽锅炉，其蒸汽温度的变化主要取决于过热器烟气侧的放热和蒸汽侧的吸热。
当流经过热器的烟气温度、烟气量和烟气流速等变化时，都会引起过热蒸汽温度的上升或下降。
当过热蒸汽温度过高时，可采用下列方法降低汽温：
（1）有减温器的，可增加减温器水量。
（2）喷汽降温。
在过热蒸汽出口，适量喷入饱和蒸汽，可降低过热蒸汽温度。
（3）对过热器前的受热面进行吹灰。
如对水冷壁吹灰，可增加炉膛蒸发受热面的吸热量，降低炉膛出口烟温，从而降低过热器传热温度。
（4）在允许范围内降低过剩空气量。
（5）提高给水温度。
当负荷不变时，增加给水温度，势必减弱燃烧才能不使蒸发量增加，燃烧的减弱使烟气量和烟气流速减小，使过热器的吸热量降低，从而使过热蒸汽温度下降。
（6）使燃烧中心下移。
适当减小引风和鼓风，使炉膛火焰中心下移，使进入过热器的烟气量减少，烟温降低，使过热蒸汽温度降低。
当过热蒸汽温度过低时，可采用下列方法升高汽温：
（1）对过热器进行吹灰，提高其吸热能力；
（2）降低给水温度；
（3）增加风量，使燃烧中心上移；
（4）有减温器的，可减少减温水量。
锅炉汽温、烟温偏低原因分析及处理
锅炉汽温、烟温偏低原因分析及处理作者：陈莹王永佳来源：《山东工业技术》2017年第13期摘要：电厂新机组投运初期，主汽及再热汽温、烟温达不到设计值的问题普遍存在，通过对某电厂#5、6锅炉运行参数及工况的研究，分析造成锅炉主、再热汽温、烟温偏低的原因，提出相应调整改造措施，优化机组运行参数，提高机组运行的安全性和经济性。
关键词：锅炉；汽温；烟温；分析DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.13.0201 锅炉简介某电厂#5、6机组选用上海锅炉厂生产的SG-435/13.7-M766超高压、中间再热、自然循环、单汽包锅炉。
采用滚筒式钢球磨煤机，储仓式煤粉炉；热风送粉，切圆燃烧，四角喷燃、固态排渣；采用两分仓、容克式空气预热器。
其主要设计参数见表1。
2 异常情况该厂#5、6炉自投产运行一年以来仍存在以下问题：（1）主蒸汽温度偏低。
机组在130～110MW负荷时主蒸汽温度维持较好，可达到530℃以上，在此负荷范围之外，主蒸汽温度经常维持在510℃左右，即便减温水手动截门和电动调门全关，温度也无法维持在530℃以上，通过多次燃烧调整仍难以改变。
（2）再热蒸汽温度偏低，经常维持在510℃左右，尤其是机组低负荷（95MW以下），再热蒸汽温度维持在490℃左右，通过烟气挡板调整和燃烧调整以及全关事故喷水、微量喷水也难以提高汽温。
（3）排烟温度和热风温度偏低。
机组在额定负荷下运行时，排烟温度和热风温度均与设计值相差太大，分别维持在110℃和280℃左右。
机组在低负荷（80MW）运行时，排烟温度为90℃左右，发生低温腐蚀的危害极大，同时热风温度低，对煤粉燃烧也造成一定程度的影响。
3 分析与建议根据锅炉运行及现场情况，并结合修前锅炉热力试验数据，给出以下分析和建议：（1）造成汽温偏低的主要原因是过热和再热受热面吸热量不足[1]，图1给出了对流受热面进口的汽温运行值和设计值随锅炉负荷的变化，可以看出该处的汽温比设计值低10℃左右，额定负荷附近以外，差值更大。
锅炉吹灰时汽温低的原因
锅炉吹灰时汽温低的原因
《锅炉吹灰时汽温低的原因》
在锅炉运行过程中，定期进行吹灰是维持锅炉高效稳定运行的重要环节。
然而，在一些情况下，吹灰过程中可能会出现汽温低的问题，导致锅炉运行效率下降。
本文将探讨锅炉吹灰时汽温低的原因。
首先，锅炉吹灰时汽温低的原因之一是燃烧不足。
当锅炉燃烧不够充分时，燃料燃烧产生的热量无法完全传递给锅炉水蒸汽，导致汽温降低。
这可能是由于燃料供应不足、燃烧过程不稳定、燃烧器出现故障等原因引起的。
为了解决这个问题，需要及时检查燃料供应系统、燃烧器以及调整燃烧参数，以确保燃料充分燃烧。
其次，锅炉吹灰时汽温低的原因可能是烟道堵塞。
长时间运行后，锅炉内的烟道容易积聚固体颗粒物，如煤灰或煤渣等，导致烟道堵塞。
当烟道堵塞时，烟气流通受阻，使热量无法充分传递给锅炉水蒸汽，从而使汽温降低。
为了解决烟道堵塞问题，需要定期清理烟道，确保烟气流通顺畅。
此外，锅炉吹灰时汽温低的原因也可能与水循环问题有关。
锅炉水循环不良可能导致水壁温度过高或过低，进而影响蒸汽温度。
当水循环不畅时，燃料燃烧后产生的热量无法充分传递给水蒸汽，导致汽温下降。
为了解决水循环问题，需要注意水处理，并定期检查锅炉水循环系统，确保水循环畅通。
综上所述，《锅炉吹灰时汽温低的原因》主要包括燃烧不足、烟道堵塞以及水循环问题。
对于锅炉运行过程中出现的汽温低问题，需要综合分析并采取相应的措施来解决。
只有保障锅炉正常运行并维持适宜的汽温，才能确保锅炉的高效稳定运行。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施锅炉的汽温是指锅炉出口水蒸气的温度，这是锅炉运行过程中的一个关键参数，对锅炉的安全性、效率和耐久性都有重要影响。
本文将介绍影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施。
一、影响锅炉汽温的因素1.炉膛温度炉膛温度是影响锅炉汽温的重要因素之一。
如果炉膛温度过低，水蒸气在烟道内的冷凝水将难以蒸发，导致管道内水的积聚，从而引起管道堵塞，导致汽温下降。
而炉膛温度过高，则会导致受热面严重的高温氧化，加速设备的老化和损坏。
2.燃料种类和质量燃料种类和燃烧质量也是影响锅炉汽温的因素之一。
各种燃料的热值和燃烧特性不同，燃料的质量差异也会影响其燃烧效果。
如果燃料燃烧不完全，会导致锅炉内积聚大量的不完全燃烧产物，从而影响锅炉的热效率和汽温。
3.进口水温度和水质进口水温度和水质也是影响锅炉汽温的另一个关键因素。
如果进口水温度过低，将导致受热面上附着层厚度增加，减少热量传递效率，从而影响汽温升高。
水质的差异也会直接影响污垢的形成，从而影响锅炉受热面的热传递。
4.给水量和蒸汽排量给水量和蒸汽排量的大小也对锅炉汽温产生影响。
如果给水量过大，会导致锅炉排汽量不足，从而影响汽温的升高；如果蒸汽排量过大，则会使锅炉内的水蒸气不充分，也会导致汽温升高不足的问题。
二、汽温控制措施1.燃料预热为减少燃料的热损失，可在锅炉中加放加热器对燃气进行预热，从而提高燃料的燃烧效率，增加锅炉出口水蒸气的温度。
2.提高炉膛温度通过适当调整供氧量、提高风温和燃烧器的调节等方法，提高炉膛温度，从而增加锅炉出口水蒸气的温度。
3.控制进口水温和水量通过合理调节进口水温和水量，提高水蒸气的温度和排汽量，从而控制汽温的升高。
4.定期检修定期对锅炉进行检修和清洗，保持锅炉各系统的正常运行，避免管路破损或受损等问题，从而保证锅炉出口水蒸气的温度。
总的来说，控制汽温需要综合考虑多种因素的影响，对炉膛温度、燃料种类和质量、进口水温度和水质、给水量和蒸汽排量等关键因素进行合理的调节和控制。
锅炉汽温、烟温偏低原因分析及处理
过热蒸汽出口流量 D1 t/h 435 392
过热蒸汽出口温度 T1″ ℃ 540 540
过热蒸汽出口压力 P1″ MPa 13.7 13.7
再热蒸汽出口流量 D2 t/h 357 323
再热蒸汽进口温度 t2′ ℃ 315 307
再热蒸汽出口温度 t2″ ℃ 540 540
再热蒸汽进口压力 P2′ MPa 2.59 2.34
围以外，主汽欠温会更加明显，见图 1。因此将分隔烟道内的旁路省 煤器全部或部分改成低温过热器会明显改善欠温状况（需要经过热力 计算确定）。 （4）为了提高汽温，无论负荷高低，运行中都采用高氧量运行 方式，炉膛出口过量空气系数在 1.4 以上 [2]，这是引起热风 / 排烟温 度比设计值低的原因之一。 （5）为缓解炉膛左、右两侧的烟温、汽温偏差，缓解受热面超温 问题，运行中可加大上层反切二次风的风量。 （6）为缓解汽温欠温问题，采取合理的吹灰方式，在结焦问题不 严重的情况下，减少炉膛的吹灰频率，增加过热 / 再热受热面的吹灰 频率。
参考文献 : [1] 魏建 . 锅炉汽温偏低的原因分析及处理 [J]. 科技资讯 ,2015(10):56-58． [2] 黄伟 . 大型锅炉汽温偏低和燃烧不稳原因分析及措施 [J]. 中国电 力 ,2004(12):44-48． [3] 张济蓉 .130-410t/h 锅炉汽温偏低问题分析及处理 [J]. 东方电气 评论 ,1998(02):97-100．
2 异常情况
该厂 #5、6 炉自投产运行一年以来仍存在以下问题： （1）主蒸汽温度偏低。机组在 130 ～ 110MW 负荷时主蒸汽温度 维持较好，可达到 530℃以上，在此负荷范围之外，主蒸汽温度经常 维持在 510℃左右，即便减温水手动截门和电动调门全关，温度也无 法维持在 530℃以上，通过多次燃烧调整仍难以改变。 （2）再热蒸汽温度偏低，经常维持在 510℃左右，尤其是机组低 负荷（95MW 以下），再热蒸汽温度维持在 490℃左右，通过烟气挡 板调整和燃烧调整以及全关事故喷水、微量喷水也难以提高汽温。 （3）排烟温度和热风温度偏低。机组在额定负荷下运行时，排烟 温度和热风温度均与设计值相差太大，分别维持在 110℃和 280℃左右。 机组在低负荷（80MW）运行时，排烟温度为 90℃左右，发生低温腐蚀 的危害极大，同时热风温度低，对煤粉燃烧也造成一定程度的影响。
浅析影响火电厂锅炉汽温的因素及控制措施
工 业 技 术
浅析影响火电厂锅炉汽温的因素及控制措施
郭 瑞
（ 华神 东电力有限责任公 司郭 家湾 电厂 ， 神 陕西 神木 ７ ９ ０ ） １ ３０
摘 要 ： 炉 汽 温是 火 电厂运 行 质 量的 重要 指标 之 一 ， 温过 高 或过 低都 会 显著 地 影 响 电厂 的安全 性 和 经济性 。 文 主要 叙 述 了 锅 汽 本 影 响 火 电 厂锅 炉 汽 温的 主要 因素 ， 针 对 郭 家湾 电 厂锅 炉 在调 整 汽 温 时 易 出现 的一 些 问题 进 行 分 析探 讨 ， 出汽 温主 要 调 节 措 并 提 施， 来保证 锅 炉 的 正常 运行 。 关键 词 ： 温 ； 汽 主要 因素 ； 响 ； 影 调整 锅炉汽温是 发电厂安全 经济运行所 必须监 视与调整 的主要参 数之 锅炉汽温度直接影响到机组的安全性与经济 眭。汽温过高 ， 金属热 应 力增加 ， 承压部件 蠕胀速度加快 ， 道涨 粗 ， 管 强度降 低 ， 发爆 管 。 引 汽温 过低， 机组经 济性 降低 ； 汽机排 汽湿度增 大 ， 影响末 级叶 片安全运 行 ； 汽 机 发生水 冲击 ， 重大恶性事故 。 造成 郭家湾电厂锅炉是采用 哈锅 自主研发设计和制造的 Ｈ 一０ ５ Ｇ １６／ ｌ． Ｌ ４ 循环流化床锅炉。锅炉为亚临界参数 、 ７ － ＭＧ ４ ５ 一次中间再热 自 然 循环汽包炉、 紧身封闭、 平衡通风、 固态排渣、 全钢架悬吊结构、 炉顶设大 罩壳 的循 环流化 床锅炉 ， 用混合煤 质 。过热 器系统分 别在 Ｉ、 燃 Ⅱ级之 间和 Ⅱ、 Ⅲ级过热 器之间 布置 了一级 和二级 喷水减温 器 ， 喷水为粗 一级 调 ， 为微调 。低温再 热器与高 温再热器 之间设有微 量喷水 减温 器 ， 二级 在低 温再热器 人 口布 置有事故 喷水减温 器。在尾部 烟道省煤 器上部设 置有 过热烟气挡板 和再热烟气挡板 可辅助调节 汽温。 １影响 ２ ３必 再热器 汽温特 陛， 全面掌握 汽温调整方法 。 ２ ． 认识到汽温 的控制有 阶段之 分 ，根据运行工 况的变化 进行 ．４应 ２ 不 同调 整 ， 根据影 响因素决 定 当前温 度控制水平 ， 例如入 炉煤质 发 热量 大幅增加、 大幅度涨负荷、 投停高加、 启停给煤线等等 ， 均应适当降低床 温控制水平， 待操作结束、 稳定后再恢复至正常调整水平。 ２． ．５主副操 的协调 配合 ： ２ 当燃烧工况有 较大变化 时 ， 主操人员 应提 醒 副操人 员注意调整 ； 当汽温调 整出现 困难 时 ， 副操人 员应及 时 向主操 人 员汇报 ， 协调处理 。 ２． ． ２ ６—减 、 二减要协调 配合使用 ， —减调 节相对 滞后 ， 汽温 ， 粗调 同 时保证 中过 １中过 ２ 、 管壁 不超 温 ； 二减灵 敏度 高 、 小 ， 证 高过 管 时滞 保 壁 不超温 ， 温变化 速度较 快 时 ， 可调 了二 减忘 一减 ， 培养 在汽 切不 必须 全面照顾 的能力 ， 培养过硬 的调 整技 术 。 ２． ． ２ ７考虑 到我厂锅炉存在 床温高 、 中过易超温 等 问题 ， 应加 强 尤其 １ ． １烟气侧影 响 锅炉燃烧 调整工作 ， 合理调整 一 、 二次风量 ， 尽量控 制床温在较 低水平 。 ３煤质过好引起的超温分析及防止 １． ．１入炉煤燃料性质的变化 ： １ 发热量 、 灰分、 挥发份、 水分、 筛分粒 度。 ３ ． １煤质过好， 低位发热量超过 ４０ Ｋ ａｋ ， ０ ０ ｅｌｇ锅炉容易出现炉膛差 ／ 压过 低 、 温度整 体水平 偏 高等 问题 ， 锅炉 在调整 上 应从 加大 配风 、 稳定 １． ．２受热 面结焦 、 、 吹灰 。 Ｉ 积灰 锅炉 １ ． 压波动 。 ．３汽 １ 给煤着 手 ， 防止给煤大 幅度波动 ， 造成汽 温难以控制 。 ３ ． 当提 高氧量 ， ２适 可降低 锅炉 床温 ， 够起 到缓解 屏过 壁 温的作 能 １１ 氧 量变化 。 ． ４ １． ．５燃烧 扰动 ： 、 １ 一 二次风配 比 、 及炉膛差压 的变化 。 床压 用 。在配 风调整上 ， 不可 墨守 陈规 、 一成不变 ， 会利用各二 次风及返 要学 ｌ ． 炉漏风 。 ＿ １ ６锅 料 流化风的不 同配 比进行汽 温控 制。 ３ － 充分结合烟 气挡板和再热 喷水 的调 整 ， 面控 制各级 受热 面 ３要 全 １． ．７烟气挡板 的变化 。 １ １． ．８给煤量 的扰 动 ： 停 、 、 。 １ 启 断煤 堵塞 管壁不超温 。 ３ 当给 煤波动 较大 、 温及壁 温难 以控制 时 ， 断 减小 给煤 量 ４ 汽 需果 １． ． １ ９排渣量 的扰 动 ： 停 、 。 启 堵塞 １ ２蒸 汽侧影响 或通过启动 料仓加入床料 ， 定汽温 。 以稳 ４高加停运 引起 的超温分析 及防止 １． ．１给水温 度 、 ２ 给水压 力 的变 化。 ４ ． １有关 资料证 明，０ ＭＷ 机组 高加 投与 不投 ，主 给水 温度 相差 ３０ １． ． ２ ２锅炉主 汽压力及负荷 的改变 。 １＿ ＿３汽温调 节系统扰 动 ： 温水调节 门漏 流 、 、 开 ； ２ 减 卡涩 打不 自动失 １０Ｃ ０￣左右 ， 给水温 度 每降 低 １ ， 汽温 上 升 ０ －．Ｃ， ℃ 过热 ． ０ ￣ 因此 同等工 ４ ５ 况， 高加不 投过热器温度 将上升 ３－ ０ ， 思想上高度重 视超温 。 ０５ ￣ 因此 Ｃ 常。 ４ ． ２提前调整烟气挡板和各级减温水 。适当降低各级温度控制水 １ ． 炉蒸汽流量变 化 。 ．４锅 ２ 平， 待给水温度降至（ 升至） 正常数值并稳定一段时间后再逐步提高温 １５ － 锅炉疏放水量变化（ ２ 启动中） 影响汽温变化的因素是多种多样的，汽温变化往往是几个因素共 度控 制水平 。 ４ ＿ ３高加停运锅炉调整变化 ：高加入汽门关闭一主汽流量下降， 汽 同作 用 的结 果 ， 以运行 人员 要根 据不 同的情 况 、 同 的影 响因素 ， 所 不 采 压升高— 少燃料量一给水温度逐渐下降一汽压下降—增加燃料和风 减 取不同的操作方法 ， 严格进行汽温的监视和调整。 量， 汽温升高 。 ２汽温 的控制与调节 ４ ． ４高加投人锅炉调整变化 ： 打开抽汽门一主汽流量升高 ， 汽压降 ２ １汽温监视 Ｚ ．在 监视受热 面集汽联箱 出 口汽温 的同时 ，绝对 不能忽 视对各 低—增 加燃料 ，汽温进一 步升 高一 给水温 度随后 缓 幔上涨 —汽压 逐渐 １ １ 调 级 减温器前 后温度 的监视 ，根据蒸 汽根源 的变化趋势做 出最终 结果 的 升高—逐 步减少燃料量 和风量— 整汽温至正 常 ４ 机组启动 原则 上高低 加应 随机投 入 ， 不允许 升 负荷 ； 高 ５ 否则 在 预测， 不能仅看最终参数的变化， 其过程量必须给予高度重视。 锅炉属 于变工况过程 ， 掉以轻心 。 不可 ２． ．２要充 分 了解 和掌 握各 级减 温器 出入 １温 度和 受热 面管 壁温 加投 退阶段 ， １ ２ １ ５深度调峰 涨负荷引起 的超温分析及 防止 度及受热 面集汽联箱 出 口温度之 间的变化关 系。 ５ ． １此方式一般 在前 夜班 １ 点 至 ２ 点 之间 ， 以运行人 员应根 据 ６ ２ 所 ２． ．３锅炉副操 调整人 员必须 明确监 盘 目的 ， １ 树立协 助主操 共 同维 提 吹 避免 护机 组稳定 运行 的思想 意识 ， 各 自为战 ， 能来 去 自由 ， 调整 必 负荷 曲线 合理 安排本 班各项 工作 ， 前进行 锅炉 排污 、 灰等 ， 不 不能 不 其 必要 的操 作 ， 证这一时段 的监盘人力和精 神状态 。 保 须做 到主操放 心。 ２． ．４锅炉 主操人员 在调整燃 烧 的同时 ， 能忽 略对锅炉 主要参 数 １ 不 ５ ． ２根据隋况 ， 打好汽温提前量， 适当降低汽温 ， 不要吝啬再减水的 的监视 ， 减温 水调 门的状 态必须 了解 ， 各路 电动 分 门状态 ， 对 尤其 必须 使用 。 ５ ＿ ３涨落 负荷 过程 中 ， 量及风量 不可大加 大减 ， 苦些 ， 勤调细 煤 辛 要 提高全局掌控 的能力 。 ２ ． 盘时要分 清 主次 ， 住重点 ， 要频 繁翻看 画 面 ， 掌握 调 ， ．５监 １ 要抓 不 要 避免带来 温度大幅波动 难以控制 。 ５ ４涨落负荷过程中受储热影响， 煤量存在过加 、 过减现象 ， 必须加 各系统之间的连带关系 ，培养用主画面内的相关参数判定相关系统是 否正常的能力 ， 例如通过各级受热面出Ｉ汽温判断管壁温度， ： Ｉ 通过两侧 以重视 ， 负荷过 加易造 成超 温 ， 涨 降负荷 过减 将造成 燃烧 不稳 ， 压力 从 备 保 汽温差判定烟温差，通过燃烧画面内相关参数判断给煤及排渣系统的 设 置 、 用给煤投退 上需加强配合 调整 ， 证给煤转 速稳步变化 。 ５ － ５氧量 在控制 范围 内（． ３ ％） 线运行 ， 配风 不合 理 而 ２ －． 压高 ５ ５ 避免 基 本运行 隋况等 。 ２ ． ２汽温 控制 影 响燃烧 。 ５ ． ６对影 响燃烧 的因素要考虑全 面 ， 例如给煤 的启 停 、 煤位控 制等 。 ２．
火电厂锅炉主汽温度变化原因及控制方法分析
火电厂锅炉主汽温度变化原因及控制方法分析经济的快速发展，各行各业及人们在生产生活中对电能的需求量有了大幅度的提升，为了保证电能的有效供应，电厂在技术上有了很大的改变。
锅炉做为电厂正常生产运营的重要设备，其自身的正常运营是保证电能稳定供应的关键。
长期以来，在锅炉运行过程中其主蒸汽温度都是控制的难点。
文章对引起主蒸汽温度变化的各种原因进行了分析，并进一步对主汽温度控制的主要方法进行了具体的阐述。
标签：火电厂；锅炉；主汽温度；控制前言电厂的正常运行，需要各设备有效的发挥各自的性能，而锅炉做为电厂的重要生产设备，对电厂的稳定安全运行有着极其重要的作用。
主蒸汽温度作为锅炉运行过程中重要的输出变量，对其进行严格的控制，不仅可以保证锅炉运行的安全性和稳定性，同时还能有效的保证电能的正常供应，对锅炉的使用寿命将起到了积极的作用。
所以可以通过对过热器出口气温的控制来对主蒸汽温度进行调节，从而使其在正常范围内进行运转，这是具有十分重要意义的事情。
1 引起主蒸汽温度变化的各种原因分析1.1 主蒸汽压力的变化主蒸汽压力对于过热汽温的影响是通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化实现的，过热蒸汽的比热容受压力影响较大，低压下额定汽温与饱和温度的差值增大，过热汽总焓升就会减小。
1.2 给水温度的影响当锅炉出力不变时，给水温度的高低对主蒸汽压力的影响是很大的。
当锅炉给水温度较低时，则需要较多的燃料，这时炉膛内燃料量较多，炉内总辐射热及出口烟温差则会有所增加，同会导致过热器出口的汽温增加，同时烟气量和传热温差的增加也会使出口的汽温升高，这二者相加起来则会导致过热汽温有大幅度的升高，而且升高的幅度比锅炉单纯增加负荷时要大得多，通常情况下给水温度降低3℃，过热汽温就升高约1℃。
1.3 炉膛火焰中心位置的影响炉膛出口烟的温度会随着炉膛火焰中心位置的移动而发生变化，越往上移，其出口的烟温则会越高。
通常在锅炉运行时，导致其火焰中心位置温度发生的变化的因素较多，大致有以下几点：第一，煤质。
锅炉汽温的控制和调节
(2)当工况发生变化，减温水已不能满足汽温调节的需要时，则可 通过降低或升高炉膛火焰中心来达到调节汽温的目或减少上、下 层燃烧器的二次风量等方法。
锅炉运行中，若由于受到某种扰动因素的影响使炉内燃烧工况变 差时，将使锅炉的化学不完全燃烧损失q3及机械不完全燃烧损失q4 增加，而使炉内热负荷及锅炉效率降低。此时，若给水流量、减温水 流量和主蒸汽压力等参数不变，则主蒸汽温度及各段汽温必然下降。
给水温度的变化
给水温度的变化对锅炉过热汽温将产 生较大的影响。在汽包锅炉中，给水 温度升高，过热汽温将下降。这是因 为当其它参数不变而给水温度升高时， 将使汽包锅炉的蒸发量增加，过热器 内工质流量上升。
当燃煤的水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收部分热量，使炉膛 温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使 辐射式过热器的吸热量降低，对流式过热量增加。必须指出，燃料中 的水分增大时，如通过增加燃料量保持炉膛出口氧量不变，则炉膛温 度、辐射受热面的吸热量可保持不变，但由于烟气的容积和重度是随 水分相应增加的，所以烟气的对流放热将增大。
过热汽温和再热汽温如发生大幅度变化，除使锅炉管材及有关部件产生较大 的热应力和疲劳外，还将引起汽轮机转子与汽缸间的差胀变化，严重时甚至可 能发生叶轮与隔板的动静摩擦，造成汽轮机的强烈振动。汽温两侧偏差过大时， 将使汽轮机汽缸两侧受热不均，热膨胀不均，威胁机组的安全运行。
因此，锅炉运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析调整， 用最合理的方法保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。
锅炉负荷增加时，一方面由于燃料量、风量相应增加，烟气量增多，使流经对流受热面的烟气流速 增加，从而增大了烟气对管壁的对流放热系数；另一方面由于炉膛出口烟温升高，使烟温与管壁温度的 平均温差增大，导致对流吸热量增加的比例大于负荷增加时工质流量增加的比例，使对流受热面内单位 工质的吸热量增加，锅炉对流传热份额上升。
锅炉汽温难调整，原因竟然是这样
锅炉汽温难调整，原因竟然是这样汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。
在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。
下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。
由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
汽温调整的原则：1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能在工况发生变化时及时调整好汽温。
2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常。
3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维持过热器出口汽温。
4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热器事故喷水以提高机组经济性。
5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。
6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。
汽温调节的方法：1、主蒸汽温度高时应采取下列措施1) 开大减温水调整门，并注意减温水量与减温器后汽温的变化；2) 调整燃烧降低火焰中心，减少上层燃烧器的风煤量，增加下层燃烧器的风煤量；3) 降低锅炉负荷，必要时可停止上排磨煤机的运行；4) 加强水冷壁的吹灰。
2、主蒸汽温度低时应采取下列措施1) 关小减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，必要时关闭减温水隔绝门；2) 调整燃烧提高火焰中心，增加上层燃烧器的风煤量，减少下层燃烧器的风煤量；3) 增加锅炉负荷，必要时可投入上排磨煤机运行；4) 加强过热器吹灰。
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法一、主蒸汽温度(℃)：（一）、可能存在问题的原因：1、下列情况主蒸汽温度升高：①、炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高。
②、煤量增加过快。
③、燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。
④、过剩空气量增加。
⑤、制粉系统启停。
⑥、减温水自动控制调整不当。
⑦、过热器吹灰选择不当。
⑧、给水温度偏低。
2、下列情况主蒸汽温度降低：①、火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆；喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。
（煤粉炉）。
②、燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。
③、过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。
④、锅炉汽包汽水分离效果差。
⑤、减温水阀门内漏。
⑥、自动调整不当，减温水量过大。
⑦、炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。
⑧、给水温度升高。
⑨、水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。
⑩、煤量减少过快。
（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。
②、人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。
③、进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。
④、调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。
⑤、正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。
⑥、加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。
⑦、通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。
⑧、合理进行受热面吹灰。
⑨、分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。
2、日常维护及试验：①、进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。
②、提高主蒸汽温度自动调节品质。
③、及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。
3、C/D修、停机消缺：①、消除减温水各阀门内漏现象。
②、受热面焦、积灰清理。
③、疏通预热器，处理烟道漏风。
4、A/B修及技术改造：①、对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。
从以往锅炉受热面爆管事故统计情况来看，绝大多数的炉管爆破是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的，因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。
蒸汽温度低的危害大家也是知道的，它将引起机组的循环效率下降，使煤耗上升，汽耗率上升，新蒸汽温度过低时，带来的后果就不仅仅是经济上的问题了，严重时可能引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来严重的危害，所以规程上规定机组额定负荷下新蒸汽温度变化应在+5℃～-5℃之间。
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锅炉汽温难调整，原因竟然是这样！
火电厂技术联盟
汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。
在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。
下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。
由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
汽温调整的原则：
1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能在工况发生变化时及时调整好汽温。
2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常。
3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维持过热器出口汽温。
4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热器事故喷水以提高机组经济性。
5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。
6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。
汽温调节的方法：
1、主蒸汽温度高时应采取下列措施
1) 开大减温水调整门，并注意减温水量与减温器后汽温的变化；
2) 调整燃烧降低火焰中心，减少上层燃烧器的风煤量，增加下层燃烧器的风煤量；
3) 降低锅炉负荷，必要时可停止上排磨煤机的运行；
4) 加强水冷壁的吹灰。
2、主蒸汽温度低时应采取下列措施
1) 关小减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，必要时关闭减温水隔绝门；
2) 调整燃烧提高火焰中心，增加上层燃烧器的风煤量，减少下层燃烧器的风煤量；
3) 增加锅炉负荷，必要时可投入上排磨煤机运行；
4) 加强过热器吹灰。
3、再热蒸汽温度高、低时应采取下列措施
1) 再热汽温高时可下调摆角，减少上层燃烧器的风煤量，必要时投入事故喷水减温进行降温；
2) 再热汽温低时可上调摆角，增加上层燃烧器的风煤量，加强再热器吹灰。
影响汽温的因素：
1）锅炉特性的影响：锅炉受热面的整体特性表现为对流式特性，且再热器和过热器受热特性基本相同，故而导致主、再汽温变化因素差不多，因此影响对流换热的因素也就是影响主再汽温变化的因素，要在运行中加以注意。
2）燃料性质的影响：燃煤中水份高，燃烧生成的烟气量大，会使对流换热加强，会使主、再热汽温升高；燃煤中灰份大及发热量低，为使燃烧完全所需空气量增大及使燃料着火推迟火焰中心抬高会使
汽温升高；反之则反向变化。
3）制粉系统的影响：煤粉细度大煤粉粗及一次风量大均会使燃烧过程推迟火焰中心抬高造成汽温升高；反之依然。
4）燃烧方式的影响：投运上层燃烧器，使火焰中心抬高，使汽温升高；投运下层燃烧器会使汽温下降；下层燃烧器风煤量大使汽温下降，上层燃烧器风煤量大会使汽温升高。
5）锅炉风量的影响：锅炉风量大，即氧量大，对汽温影响比较明显，对流换热增强，容易造成汽温升高；锅炉风量减小则相反。
6）炉膛负压的影响：炉膛负压大，使火焰中心抬高及使烟气流速加快换热增强导致汽温升高；炉膛负压小则反之。
7）积灰结焦的影响：炉膛积灰结焦会使炉膛出口烟温升高而使烟道受热面吸热增强而使汽温升高；烟道过热器及再热器积灰会使其吸热减弱导致汽温降低。
8）炉底密封的影响：炉底密封水失去会使冷空气大量漏入而使火焰中心升高造成汽温升高。
9）高加的影响：高加解列使给水温度下降，造成锅炉蒸发量下降，而使主汽温升高，为了维持蒸发量而加煤更使主汽温升高，若高加解列水侧走旁路而使给水阻力减小使减温水压力降低会加剧汽温
升高。
10）减温水量的影响：减温水量大，则使汽温下降；减温水量小，汽温升高。
11）蒸汽流量的影响：蒸汽流量大会使汽温降低，蒸汽流量小会使汽温升高。
12）汽包水位的影响：汽包满水会造成饱和蒸汽带水而使汽温下降，汽包水位低干锅会使汽温升高。
13）人员调整的影响：运行值班人员技术水平差、经验不足及麻痹大意等操作调整不当会使汽温升高或降低。
汽温调节的注意事项
1）运行中要维持锅炉主再热蒸汽温度在额定值，熟练掌握各种影响汽温的因素，积极采取相应措施精心调整操作，针对各种运行工况进行超前调节，杜绝超温现象的发生，保证机组安全运行。
2）运行中启动磨煤机时要先将汽温适当调低，然后再启磨，同时可适当减小运行磨尤其是上排磨风煤量，再适当调整锅炉配风，以尽可能减小对汽温的扰动。
3）调节减温水时一定要平稳进行，减温水调门不可大开大关造成汽温波动大，一、二级减温水要配合进行最好都保持有一定的余量；要视过热器各段汽温变化趋势及时调节，保证过热器中间点汽温维持稳定其出口汽温就能稳定。
一般应注意维持后屏出口汽温不超过520℃基本能保证过热器出口不超温。
4）调整汽温要摆角同减温水相互配合，视主再热汽温保持一定的摆角度，以使过热器、再热器烟道烟气通流量与主再汽温相适应。
机组正常运行中的汽温调节：
汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。
因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对燃烧进行调整（可适当加大风量，或设法使火焰中心上移），使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。
如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。
总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。
应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。
避免汽温大幅度波动。
通过研究影响汽温变化的因素及影响趋势，我们不但可以在扰动发生时，提前调整和干预，也可以根据预知扰动引起汽温变化的幅度。