提升再热器汽温的方法和实践经验
再热汽温调节的常用方法及注意事项
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1. 调整再热汽量。
再热汽量是影响再热汽温的关键因素之一，通过调整再热汽量可以有效地控制再热汽温。
再热汽温的控制方案
再热汽温的控制方案首先，再热汽温的控制需要对再热蒸汽的量进行控制。
蒸汽量的控制可以通过对再热过程中的蒸汽调节阀进行调整来实现。
根据系统的要求，可以通过调节阀门的开度来控制再热汽蒸汽的流量。
此外，可以使用反馈控制的方法，通过再热蒸汽的流量传感器来实时监测再热蒸汽的量，并将监测到的数据输入到控制系统中，通过控制系统对再热蒸汽的调节阀进行调整，从而实现再热汽蒸汽量的控制。
其次，再热汽温的控制还需要对再热过程中的热交换过程进行优化。
热交换过程中的关键因素包括再热蒸汽的进口温度、再热传热器的传热系数以及再热蒸汽的压力损失等。
在进行热交换优化时，可以考虑以下几个方面：1.再热蒸汽的进口温度控制。
通过调节再热蒸汽的进口温度，可以影响到再热过程中的传热效果。
一般来说，提高再热蒸汽的进口温度可以提高再热过程中的传热效果，从而提高再热汽温。
在实际操作中，可以通过调节再热过程中的过热度控制装置来控制再热蒸汽的进口温度。
2.再热传热器的传热系数控制。
再热传热器的传热系数是再热过程中的另一个关键因素。
传热系数的大小直接影响到再热过程中的传热效果。
通过采用合理的传热器结构设计，增大传热器的传热面积，优化流体流动方式等手段，可以提高传热系数，从而提高再热汽温。
3.再热蒸汽的压力损失控制。
在再热过程中，蒸汽的流动会引起一定的压力损失。
过大的压力损失会导致再热过程中的热交换效果下降，从而影响再热汽温的控制。
为了降低压力损失，可以通过优化再热传热器的结构设计，增大流道的截面积，减小流道的长度等措施来改善流动条件，降低压力损失。
最后，再热汽温的控制还需要对燃烧过程进行优化。
燃烧过程的优化主要包括燃料供给和燃烧控制两个方面。
1.燃料供给控制。
通过合理控制燃料供给的量和比例，可以确保燃料的充分燃烧，从而提高再热汽温。
燃料供给的控制可以通过控制燃料阀门的开度来实现。
在实际操作中，可以根据燃烧过程中的反馈信号（如燃料流量、燃烧室温度、氧含量等）来调节燃料阀门的开度，实现对燃料供给的控制。
降低壁温提高再热汽温的节能改造实践
化水程控故障 １ （ 次 即阀门反馈装置缺陷故障 ） 。 由于 在程 控 界 面 中安 装 了强 制 复位 ， 障很快 就 故 得 到 了处 理 。化水 程 控故 障次数 大 大 减少 ， 现场
设 备运 行 良好 。
与 ２０ －２ ０ ０６ ０ ９年 的 ６ １ 月 的化水 程 控 故 — １ 障次数及 阀门反馈装置缺 陷故障次数相 比较 ， 得
目的 。
２ ）在 减少 屏 式再 热 器 和末 级 再热 器 受 Ａ侧 热面的同时 ，随着管 圈中管子长度的缩短 ， Ａ侧 管屏 的阻 力 也相 应 减 小 ， 应 的 管屏 中的蒸 汽 流 相 量 将增 大 ， 减小 焓 增 。
号炉再热器 Ａ侧 （ 左侧 ） 确实存在严重超温现象 ， 图 １为 各 个 工 况 下 末 级再 热 器 出 口外 圈管 屏 间 壁温分布 ， 在各 个 ３０ ０ＭＷ 负荷 的工 况下 （ 低 负 除
到 了表 ５ 。
作者简 介 ： 胡佳 怡（９４ ）女 ， １８－ ， 助工 ， 事仪表 检修 从
工作。
表 ５２０ －２ １ ０６ ００年 内 ６ １ — １月的 程 控 故 障
次 数 统 计
（ 编辑 ： 吕 斌）
－
１ － ０９
２ １ 年第 ２ ０２ 期
器 Ａ侧 （ 侧 ）０８年 起 发 现 存 在 严 重 超 温 情 左 ２０ 况 。通 过对 １ 炉进 行再 热 器超 温改 造 试验 ， ２号 在 各 个 工 况 下 对 高 温再 热 器 的 性 能 进 行 测 定 ，ｌ ２
持管上移夹住 ｌ 号管子。为 了挡住 １２ ３ 、 管上提 留下 的空当 ， 防止 烟 气走 廊 的形成 ， ３ ４ ５ 将 、 、、 ６ ７ ８号管 向下 延伸 ０１ 、、 ．ｍ。共减 少 受热 面 积 ２ ．１ ， 由 于 屏 式 再 热 器 改 造 后 ，下 部 有 小 ０９
300MW锅炉再热器汽温不足问题分析及对策
华 北 电 力技 术
Ｎ Ｏ Ｒ Ｔ Ｈ Ｃ Ｈ Ｉ Ｎ Ａ Ｅ Ｌ Ｅ Ｃ Ｔ Ｒ Ｉ Ｃ Ｐ Ｏ ＷＭＷ 锅 炉 再 热 器 汽温 不 足 问题 分 析 及 对 策
赵振 宁 ， 程 亮 ， 朱 宪 然
（ 华 北 电 力科 学研 究 院 有 限 责 任 公 司 ， 北京 １ ０ ０ ０ ４ ５ ）
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｓ ｉ ｎ ｃ ｅ ｔ ｈ ｅ ＨＧ一 １ ０ ２ ５ ／ １ ７． ５ － ＹＭ３ ３ ｔ ｙ ｐ ｅ ｂ ｏ ｉ ｌ ｅ ｒ ｏ ｆ ３ ０ ０ ＭＷ ｕ ｎ ｉ ｔ ｗａ ｓ ｐ ｕ ｔ ｉ ｎ ｔ ｏ ｏ ｐｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ， ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｈ ａ ｓ ｂ ｅ ｅ ｎ ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍｓ ｓ ｕ ｃ ｈ ａ ｓ ｒ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ ｓ ｔ ｅ ａ ｍ ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ｉ ｓ ｌ ｅ ｓ ｓ ｔ ｈ ａ ｎ ｔ ｈ ｅ ｄ ｅ ｓ ｉ ｇ ｎ ｖ ａ ｌ ｕ ｅ， ｄ ｅ ｓ ｕ ｐ ｅ ｒ ｈ ｅ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ ｌ ａ ｒ ｇ ｅ， ｐ ｌ ａ ｔ ｅ ｎ ｓ ｕ ｐｅ ｒ — ｈ ｅ ａ ｔ ｅ ｒ ｗａ ｌ ｌ ｔ ｅ ｍｐｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ｇ ｉ ｖ ｅ ｓ ｏ ｖ ｅ ｒ — ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ａ ｌ ａ ｒ ｍ， ｔ ｈ ｅ ｓ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍｓ ｓ ｅ ｒ ｉ ｏ ｕ ｓ ｌ ｙ ｉ ｍｐ ａ ｃ ｔ ｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｅ ｃ ｏ ｎ ｏ ｍｙ ａ ｎ ｄ ｓ ｅ ｃ ｕ ｒ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｕ ｎ ｉ ｔ ． Ｔｈ ｅ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｓ ｈ ｏ ｗｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｆ ｕ ｎ ｄ ａ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｌ ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ｉ ｓ ｔ ｈａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｓ ｕ ｐ ｅ ｒ ｈ ｅ ａ ｔ ｅ ｒ ｄ ｅ ｓ ｉ ｇ ｎ ｉ ｓ ｔ ｏ ｏ ｌ ａ ｒ ｇ ｅ， ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｈｅ ａ ｔ ｅ ｒ ｄ ｅ ｓ ｉ ｇ ｎ
再热汽温调节方法
再热汽温调节方法
再热汽温调节方法主要包括以下几种：
1. 烟气挡板调节：烟气挡板可以手控或自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量，从而达到调节再热汽温的目的。
例如，当负荷降低时，可以开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，提高再热汽温。
2. 烟气再循环调节：利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。
通过对再循环气量的调节，改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。
3. 摆动式燃烧器：通过改变燃烧器的倾角来改变火焰中心的高度，从而使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。
4. 再热喷水减温调节：喷水减温器由于其结构简单、调节方便、调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调。
但使用这种方法会使机组热效率降低，因此应尽量减少再热喷水的用量以提高整个机组的热经济性。
以上信息仅供参考，具体采用哪种方法还需要根据实际运行情况来确定。
如需更多信息，建议咨询专业工程师。
锅炉主再热汽温调整分析
锅炉主再热汽温调整分析锅炉主蒸汽温度及再热蒸汽温度是锅炉运行的重要经济指标，本文就锅炉主、再热汽温度的调整从调整的意义、影响因素、调整方法、汽温特性、异常工况下的汽温调整五个方面对锅炉运行中汽温的调整进行了阐述。
一．汽温调整的意义：1. 锅炉运行调整的目的之一就是为汽轮机提供参数、品质合格的蒸汽以冲动汽轮机做功，而蒸汽参数要合格必然要求对蒸汽参数进行调整。
就汽温而言，主要是要通过调整使其满足经济性高、安全性好和投资成本低的要求。
2. 根据郎肯循环的原理：蒸汽初参数（蒸汽压力、温度）越高，蒸汽焓越大，做功能力越强。
在终参数不变的前提下，效率越高。
因此，从循环效率角度讲，汽温越高越好。
但是，汽温提高后，锅炉蒸汽系统及汽轮机通流布分势必要采用耐温更高的昂贵金属材料，造成投资成本的大大增加。
因此，提高汽温受到锅炉受热面和汽轮机汽缸转子隔板等材质的限制。
对于已设计建成的机组若汽温超高限运行，将会引起上述设备超温强度降低甚至过热损坏，还会导致汽缸蠕胀变形，叶片在轴上的套装松弛，机组震动或动静摩擦，严重时使设备损坏。
所以，要通过运行调整严格控制汽温变化在允许范围内。
3. 汽温过低，如果是减温水量过大，可能在锅炉过热器、再热器管排中形成水塞，管段内蒸汽不流通造成局部过热爆管。
对机组来说，由于蒸汽初参数降低，循环效率降低煤耗增加，严重时会造成汽轮机末级蒸汽湿度过大。
4. 若汽温突降，会在锅炉各受热面的焊口及连接处汽轮机的汽缸转子等部分产生较大的热应力，甚至可能产生水冲击，造成汽轮机叶片断裂损坏事故。
综上所述，调整主、再热汽温稳定，对机组的安全、经济运行意义重大。
二．影响汽温变化的因素：要做好气温的调整，首先得了解影响汽温变化的因素及影响趋势，正确把握了汽温影响因素，才能正确指导我们对汽温进行有效的调整，使汽温可控在理想范围。
总的来讲，影响汽温变化的因素可以分成两部分，即蒸汽侧、烟气侧对汽温变化的影响。
下面就分别通过烟气侧和蒸汽侧两方面来分析这些因素对汽温的影响：1.烟气侧的影响因素：1）、燃烧强度的影响。
提高350MW超临界机组再热汽温的方法与措施
提高350MW超临界机组再热汽温的方法与措施发表时间：2019-01-17T10:26:10.377Z 来源：《电力设备》2018年第26期作者：乔建军[导读] 摘要：国家对电力企业宏观调控的进一步加深，电力市场随着直供电等电改措施进一步市场化，行业竞争已由单项指标向综合指标转变。
(大唐林州热电有限责任公司河南林州 456500) 摘要：国家对电力企业宏观调控的进一步加深，电力市场随着直供电等电改措施进一步市场化，行业竞争已由单项指标向综合指标转变。
为保证电力企业的可持续发展，进一步提高机组运行经济性就愈发显得重要。
林州热电公司2号机组A检结束重新启动后，一直存在再热汽温偏低的问题，尤其在低负荷情况下，远低于设计值，严重影响锅炉运行的经济性，并且使汽机低压缸尾部蒸汽湿度增大，对末级叶片的安全运行构成了威胁。
笔者以大唐林州热电有限责任公司2号机组存在的再热汽温偏低问题为例，对造成问题的原因进行了阐述总结，通过近一段时间对机组运行情况的观察及实际操作调整，做出如下分析，实际效果较为明显。
关键词：再热汽温；节能；运行调整 1、系统介绍林州热电公司2号机组的锅炉是由上海锅炉厂制造的超临界临界压力一次中间再热直流炉，于2011年11月18日投入运行。
锅炉呈“П”型布置，热风送粉直流式百叶窗水平浓淡燃烧器，四角切圆燃烧方式，尾部双烟道布置，摆动燃烧器调节再热汽温，喷水减温控制过热汽温。
1.1直流锅炉汽温静态特性在直流炉中，我们先来看看直流炉汽温的静态特性：对有再热器的直流锅炉，建立热平衡式：G(hgr —hgs)=BQar,netηgl;式中 G —给水流量，等于蒸汽流量，kg/s;hgr —主蒸汽焓，kj/kg;hgs —给水焓，kj/kg;B —锅炉燃料量，kg/s;Qar,net —燃料收到基低位发热量，kj/kg；ηgl —锅炉热效率，%对以上分析如下：假设新工况的燃料发热量、锅炉热效率、给水焓都和原工况相同，而负荷不同。
火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法
火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法以火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法为标题，本文将详细介绍火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的调整方法。
一、主蒸汽汽温的调整方法主蒸汽汽温是指从锅炉中出来的蒸汽温度，也是火电厂发电的重要参数之一。
主蒸汽汽温过高或过低都会影响发电效率和设备寿命，因此需要对主蒸汽汽温进行调整。
1. 调整给水温度给水温度是指进入锅炉的水温度，它的高低会直接影响到主蒸汽汽温。
当主蒸汽汽温过高时，可以适当提高给水温度来降低主蒸汽汽温；当主蒸汽汽温过低时，可以适当降低给水温度来提高主蒸汽汽温。
2. 调整燃烧控制燃烧控制是指调整燃烧器的燃烧状态，控制燃烧产生的热量和蒸汽量。
通过调整燃烧器的燃烧状态，可以控制主蒸汽汽温的升高和降低。
3. 调整送风量送风量是指送进锅炉的空气量，它的大小会直接影响燃烧的强弱和蒸汽的产生量。
适当增加送风量可以提高燃烧强度，从而升高主蒸汽汽温；适当减小送风量可以降低燃烧强度，从而降低主蒸汽汽温。
4. 调整水位水位是指锅炉内水面的高度，它的高低会直接影响到蒸汽产生量和蒸汽质量。
当水位过低时，会导致蒸汽产生不足，从而降低主蒸汽汽温；当水位过高时，会导致蒸汽含水量过高，从而降低主蒸汽汽温。
因此，需要适时调整水位来保持合适的蒸汽产生量和质量。
二、再热蒸汽汽温的调整方法再热蒸汽汽温是指蒸汽在再热器中再次加热后的温度，也是影响火电厂发电效率和设备寿命的重要参数之一。
再热蒸汽汽温过高或过低都会影响发电效率和设备寿命，因此需要对再热蒸汽汽温进行调整。
1. 调整再热蒸汽温度再热蒸汽温度是指再热器的加热温度，它会直接影响到再热蒸汽汽温的高低。
当再热蒸汽汽温过高时，可以适当降低再热蒸汽温度来降低再热蒸汽汽温；当再热蒸汽汽温过低时，可以适当提高再热蒸汽温度来提高再热蒸汽汽温。
2. 调整再热器的水流量再热器的水流量是指水在再热器内的流量，它的大小会直接影响到再热蒸汽汽温。
适当增加再热器的水流量可以提高再热蒸汽汽温；适当减小再热器的水流量可以降低再热蒸汽汽温。
发电厂如何提高再热汽温度
如何提高再热汽温度
一、原因分析：
1、再热蒸汽流量小或偏差大。
2、受热面结查、积灰，高温烟气进入后部烟道，使再热器吸热量增加。
3、燃料性质改变，水分或灰分增加，或煤粉过粗，未燃尽的煤粉进入尾
部受热面造成二次燃烧。
4、火焰中心高，炉膛负压过大，烟气流速高使高温烟气没有被水冷壁吸
收而流走。
5、吹灰器缺陷多，不能及时投运。
6、减温水调整门漏量大。
7、空预器漏风大造成缺氧燃烧。
二、防范措施：
1、保持炉内适当的空气量，维持氧量在3~5%。
2、保持受热面清洁，及时吹灰与打焦。
3、保证煤粉细度和均匀度在规定范围内。
4、保持适当的炉膛负压，保证煤粉在炉内足够的燃烧时间。
5、充分利用烟气挡板对再热汽温进行粗调，以微量喷水作为细调。
6、加强对炉膛底部与烟道、空预器的堵漏风工作。
7、运行人员要精心调整与监视，并分析汽温变化趋势，尽量使调节工作
恰当地做在汽温变化之前。
调节时要均匀平稳，避免大幅度开关，防
止汽温急剧变化。
300MW汽包锅炉主、再热汽温调节方法总结
300MW汽包锅炉主、再热汽温调节方法总结对于汽温调节，由于汽包锅炉固有的蓄热特性，还有锅炉燃烧诸多因素的影响，因此存在汽温调节滞后以及汽温升降趋势不易判断等问题。
从实际经验可以看到，保持锅炉燃烧及汽水的稳定是影响汽温稳定性的关键因素。
主要可以从以下方面着手：1．保持稳定的炉膛负压。
(-50到-100pa 左右)2．合理的燃尽风配风及相对应的燃烧器摆角，以寻找对应合理的炉内燃烧工况，进而保证炉内火焰的充满度及火焰中心，并且汽温偏烧控制在合理的范围内。
3．合理的一次风压，二次风量及风箱与炉膛差压。
4．合理的二次风配风，采用胖瘦胖的配风方式。
5．不同的负荷采用不同的汽压，并且维持汽压的稳定，以使汽温达到最佳。
6．维持较高的磨出口温度，进而保持较高的炉膛温度。
7．不同的负荷下设定不同的一级减温水量，以保持二级减温水的余量和自动控制。
8．高负荷下适合进行炉膛吹灰，但不同层次的炉膛吹灰必须有一定的时间间隔，以避免汽温下降和煤耗上升。
9．长吹时进行前5根吹灰器吹灰，注意汽温的控制。
10．为达到稳定的汽温，要遵守细调原则。
注意超温的提前量控制，避免温度的大起大落。
当温度呈上升趋势而不减时，在温度达到545度时就应适时地进行增大减温水量，等温度保持时则进行减温水回收。
11．启停磨时应充分考虑炉膛燃烧工况、锅炉蓄热及汽压的变化对汽温的影响，适时地进行提前量调节。
（细化）12．滑降负荷时锅炉是一个放热过程，升负荷时锅炉是一个蓄热过程。
滑运时可提前8分钟降压，保证压力的稳定缓慢下降并保证相应的负荷，对锅炉提前放热，同时调节减温水量，以避免对汽温的大幅度扰动，尤其是降温。
同理升负荷时可提前8分钟提压，对锅炉提前蓄热，同时调节减温水量，以避免对汽温的大幅度扰动，尤其是超温。
13．熟悉减温水调节门在各种开度，各个压力下的调节特性，从而控制减温水量。
14．启磨时对汽温的影响：.启下层磨时，炉膛火焰中心上移，汽压上升，锅炉进行蓄热，为避免超温，可适当增大一级减温水量及降低二级设定温度，同时合理开大燃尽风，降低燃烧器摆角，压低火焰中心。
二次再热机组汽温的调整分析
二次再热机组汽温的调整分析摘要：随着锅炉技术水平的增强，超临界机组已是我国火力发电的主要形式。
而且，锅炉正逐渐向更大容量、更高参数以及二次再热方向快速进步。
目前，二次再热技术处于世界领先地位，其能效高、能耗低等一系列优势显著。
与传统的一次再热技术不同，二次再热技术的难点在于其机组结构更为复杂。
与此同时，对于锅炉而言，增加了一组再热器也增加了锅炉汽温调整的难度。
而在二次再热机组中，二次再热汽温调整成为一个主要难题。
本文对二次再热机组的二次再热汽温调整进行了详细的分析。
关键词：二次再热机组；汽温调整；分析引言对于锅炉而言，保持蒸汽温度在额定参数范围内运行是实现高经济效益的关键。
然而，蒸汽温度过高会导致受热面、汽机管道和汽机通流部件金属的损坏；而蒸汽温度过低则会影响热力循环效率，并使末级叶片受到过大的蒸汽湿度影响，从而降低其寿命。
此外，再热汽温度的大幅波动还会导致汽机中压缸转子与中压缸之间发生相应的变形，甚至可能引起汽轮机振动的增大。
一、再热汽温概述再热汽温是评估锅炉运行状况的关键参数。
假如汽温过高，会加速锅炉受热面以及蒸汽管道金属的蠕变速度，进而对锅炉的使用时间造成影响；而如果汽温过低，则会降低机组的热效率，提高汽耗率，并且对汽轮机末级叶片造成蒸汽湿度过大的腐蚀现象。
再热汽温这一指标具有较高的延迟性以及惯性，且受多种因素的影响。
这些因素包括：机组负荷的变化、煤质的变化、降温水量、受热表面的结焦、风煤配比、燃烧工况以及过剩空气系数等。
再热汽温对象受到不同扰动的影响，会呈现出非线性以及时变特性，给控制带来了挑战。
随着电网规模的扩大和大容量机组的提升，电网对发电机组的规定也逐渐严格。
发电机组需要具备更大的负荷调节范围和调整速率，为了应对快速负荷变化，再热器超温成为一个难题。
同时，过度使用喷水冷却会降低机组热效率。
所以，确保再热汽温自动调节系统的正常运行并兼顾机组的安全和经济性是一个长期且复杂的问题。
现阶段，随着火力发电技术的不断进步，二次再热超超临界发电技术也越来越成熟。
浅谈再热汽温的调节(图文)
浅谈再热汽温的调节(图文)论文导读：当锅炉负荷降低、再热汽温降低时。
过热器挡板全开。
烟气再循环是指从锅炉尾部烟道抽出部分烟气回送至炉膛。
关键词：过热器挡板，负荷，烟气再循环1、分隔烟道挡板调温国内许多600MW机组都采用了这种方式进行再热汽温的调节。
它的原理是，将烟道竖井分隔为主烟道和旁通烟道两个部分。
在主烟道内布置再热器，在旁通烟道内布置低温过热器或省煤器。
两个烟道出口均安装有烟气挡板，调节烟气挡板的开度可以改变流经两个烟通道的烟气流量分配，从而改变烟道内受热面的吸热量，实现对再热汽温的调节。
例如，当锅炉负荷降低、再热汽温降低时，可开大主烟道烟气挡板，同时关小旁通烟道烟气挡板，使流过再热烟道的烟气量增大，再热汽温升高。
烟气流量的改变，也会影响到过热汽温，但如果旁通烟道的低温过热器热量占总过热热量的比例很小，这个影响并不大，并且可通过调节减温器的喷水量加以消除。
锅炉负荷变化时，需按一定规律操作两侧的调节挡板，以使流量与开度的关系尽可能接近线性关系。
图1是美国FW公司2020t/h锅炉再热器烟道挡板的开启曲线。
锅炉在额定负荷时，过热器挡板全开，再热器挡板开65﹪；负荷开始从额定值下降时，过热器挡板不动，再热器挡板逐渐开大，超过80﹪后进入不灵敏区，此时过热器挡板参与调节（关小），使调节的线性度改善。
按该曲线，锅炉从点火至汽轮机并网，再热器挡板是全关的，目的是启动中最大限度地保护再热器，防止干烧。
图1 FW—2020t/h锅炉再热器调温挡板开度曲线2、摆动式燃烧器摆动式燃烧器是利用燃烧倾角的大小来变动火焰中心，改变炉膛出口温度与各受热面吸热量的分配，从而调节汽温的。
CE锅炉也同时用来调节过热汽温。
由于是靠改变炉膛出口温度来调节再热汽温，因此，采用摆动式燃烧器调温的锅炉，再热器的更多级布置于炉膛内或靠近炉膛出口，以增大减温幅度。
摆动式燃烧器的摆动范围通常在—30°～20°之间。
过高会增加飞灰可燃物，过低则冲击冷灰斗，易结焦。
提高330MW机组再热汽温的方法与措施
学术争鸣4 2016年2期提高330MW机组再热汽温的方法与措施卢锟高有贺新乡豫新发电有限责任公司，河南新乡 450004摘要：国家对电力企业宏观调控的进一步加深，电力市场随着直供电等电改措施进一步市场化，行业竞争已由单项指标向综合指标转变。
为保证电力企业的可持续发展，进一步提高机组运行经济性、增加企业效益就愈发显得重要。
笔者以新乡豫新发电有限责任公司#6机组存在的再热汽温偏低问题为例，对造成问题的原因进行了阐述，同时，经各种负荷的试验后对比改前及＃7机组的运行情况综合分析，锅炉效率略有提高。
关键词：再热汽温；节能；运行调整中图分类号：TM621.3 文献标识码：A 文章编号：1671-5659（2016）02-0004-01新乡豫新发电有限责任公司#6机组A检结束重新启动后，一直存在再热汽温偏低的问题，尤其在低负荷情况下，远低于设计值，严重影响锅炉运行的经济性，并且使汽机低压缸尾部蒸汽湿度增大，对末级叶片的安全运行构成了威胁。
1 系统介绍新乡豫新发电有限责任公司#6机组的锅炉是由武汉锅炉厂制造的亚临界压力一次中间再热自然循环汽包炉，于2005年投入商业化运行。
锅炉呈“П”型布置，平衡通风，全钢构架，露天岛式布置，钢球磨中储式制粉系统，热风送粉直流式百叶窗水平浓淡燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，尾部双烟道布置，烟气挡板调节再热汽温，喷水减温控制过热汽温，容克式三分仓回转式空气预热器，刮板捞渣机连续固态出渣。
2 原因分析2.1 运行调整方面（1）风量与配风：为避免锅炉灭火，运行人员在低负荷时的燃烧调整相较之前过于保守，不仅大幅减少送风量，而且尽量压低火焰中心，从而使再热汽温降低。
（2）本体吹灰影响：因负荷较低致使本体吹灰无法正常进行，从而使锅炉内积灰增多，影响到了正常换热，也影响了再热汽温。
低负荷运行时，主汽压力较高，一定程度上降低了高压缸排汽温度，从而使再热汽温降低。
2.2 设备影响方面A检时为使燃烧时火焰中心更为集中，制粉系统三次风门向下压低5度左右，同时也使火焰中心下压，加之制粉系统大修后，三次风带粉量下降，一定程度上影响了再热汽温。
关于提高再热蒸汽温度的有关要求和措施
关于提高再热蒸汽温度的有关要求和措施（试行）批准：审核：编制：王有利生产技术管理部2009年11月6日关于提高再热蒸汽温度的有关要求和措施发电部：目前东方两台350MW机组的再热蒸汽平均温度在529℃左右，距离目标值538℃有较大的差距，直接对汽轮机的安全经济运行工作构成隐患，进而影响到机组的供电煤耗向对标值的靠拢。
为了提高机组的经济性，确保锅炉再热器管壁能够长期处于安全工况下运行，根据电科院燃烧调整试验所得数据和建议，同时结合#1机组B修过程中对再热器管壁取样分析结果，特对再热蒸汽温度的调整提出并制定如下要求和措施：1、由于再热蒸汽的比热相对于过热蒸汽要小，且补偿能力差，故在负荷以及流量发生变化时，易引起再热汽温的大幅度波动，比较难控制。
因此，应加强对再热汽温的监视与调整，并对有预见性的变化可以进行适当的超前调整。
如遇有：高加的停启、负荷的加减、汽机单、顺阀的切换、功率回路的投入、磨煤机运行方式的改变、燃煤品质的改变等状况时要提前进行调整。
2、磨煤机运行方式、炉膛氧量、一次风母管的压力和二次风配风方式对再热汽温影响较大，在目前煤质下，锅炉采用缩腰配风或均匀配风较为合适（A、E层的二次风开度在55%左右，B、C、D、层的二次风开度可以通过手动限制在30%左右，）。
一次风母管压力应高些，在保证磨煤机风量和一次风机稳定运行的前提下，1炉一次风母管压力可以设定到7.9 MP，#2炉一次风母管压力可以设定到8.8MP。
二次风速可适当降低，使得二次风混入一次风的时间推迟，将着火点推后以免结渣或烧损喷燃器。
另外，低负荷时段尽量加大上层磨煤机的给煤量。
3、再热汽温的调整主要采用燃烧器摆角进行调温，由于摆角调整相对于减温水调整来说滞延性大。
故在调节时应多观察，不断积累经验，并加强对火焰的监视。
在此次#2炉燃烧调整试验过程中对燃烧器摆角进行了大幅度摆动试验，结果显示燃烧器摆角执行机构动作良好，而且对整体提高再热蒸汽温度减少两侧支管温度偏差有一定效果，所以对先前有关燃烧器摆角规定的摆动范围30%-70%修改为10%-90%。
提高再热汽温措施
提高再热汽温措施
近期受煤质及调整方式影响再热汽温偏低（原因为①降低飞灰使火焰中心下移；②煤质影响；③270MW负荷以上主汽压力提高至16.7MPa使高缸排汽温度下降等），为综合提高机组经济性，既保证主再热汽温又保持飞灰在合适范围内，特作要求如下：
1、机组负荷在150～310MW期间，应尽量保持机前主、再汽温在
537℃，尤其是减温水有余量时，务必保证主、再汽温在额定值；
2、低负荷期间尽量保持＃1、2磨煤机运行。
3、低负荷时按照滑压参数要求滑压运行，提高再热器入口温度。
4、汽温达不到要求时应上摆燃烧器摆角，燃烧器摆角调节范围在
25～75％之间。
5、根据主、再汽温情况，灵活运用蒸汽吹灰，联系检修进行再热器
区域吹灰。
6、根据煤粉量情况，适当减少煤粉层数（每层粉量25吨左右）或
适当加大上层煤粉量，并尽量投运上层燃烧器。
7、改变配风方式，适当关小上层二次风。
（此配风方式影响飞灰）
8、发现主、再汽温偏低时应积极调整，采取以上措施无效时可联系
专业共同解决。
发电部锅炉专业 2006-9-18。
提高塔山电厂2号机组再热汽温的技术措施
提高塔山电厂2号机组再热汽温的技术措施摘要】对于火力发电厂而言，再热汽温长时间的偏低对机组有着严重的不利影响，再热蒸汽温度降低会引起汽轮机焓降减少，降低机组经济性。
汽温降低使末几级叶片湿度增大，叶片冲蚀加剧，为维持额定负荷，需增加进汽量，会增大轴向推力，使叶片过负荷。
汽温急剧下降时，还会使汽缸、隔板、叶片等高温部件产生很大的热变形及热应力。
因此提高2号机组的再热汽温是一项非常必要的工作塔山电厂2号机组自2013年下半年大修期间，响应国家环保要求，进行了低氮燃烧器的改造，自2013年12月大修后再热汽温就存在较之前偏低的情况，之后也采取了部分措施，但效果不明显，以左侧再热汽温为例，2015年下半年连续6个月平均汽温分别为530.7℃、529.2℃、530.4℃、532.7℃、531.4℃、530℃，平均为530.7℃。
较之前的539℃相差大。
并且左右侧再热汽温偏差较大，温差在6℃左右。
本文从机组运行的各个方面对再热汽温偏低的原因进行分析，寻求能提高2号机组再热汽温的技术手段，达到提高再热汽温，提高机组经济性的目的。
【关键词】再热汽温偏低危害提高经济性中图分类号：TM621文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2016）08-0032-02一、2号机组再热汽温偏低的原因分析通过对2号机组再热系统的实际情况进行了分析，以提高再热汽温为核心，统计了机组大修后造成再热汽温较低的原因，初步分析有煤质差；负荷低；低氮燃烧器改造之后的调整方法不当；配风方式不合理，氧量不匹配；停运顶层磨下层磨运行时间过长；煤粉细度对再热汽温的影响；火嘴位置不合理造成火焰中心位置偏斜；减温水量控制不准确；锅炉积灰严重，吹灰效果差；环保对机组参数的要求。
二、深入分析2号机组再热汽温偏低的原因接下来将对以上原因进行深层的分析，确定影响2号机组再热汽温的主要原因，以便更有针对性的采取措施，利用现有条件进行调整和匹配，寻找到提高2号机组再热汽温的技术手段，以达到提高机组经济性的目的。
安阳发电厂提升再热汽温改造简述
安阳发电厂提升再热汽温改造简述摘要：本文通过对安阳发电厂#9、#10锅炉再热汽温偏低问题进行分析，探讨再热器增加受热面面积的必要性，针对再热汽温偏低、增加受热面方式进行分析，提出多个改造性方案，选出最优方案，使机组达到节能降耗、安全经济运行的目的。
关键词：汽温；受热面；效益；节能一、项目提出背景安阳发电厂#9、10炉同为东方锅炉厂生产相同炉型、相同结构的300MW级锅炉，#9、10号机组在汽轮机通流改造后，汽轮机高压缸提效，高压缸排汽参数降低，造成#9、10炉再热器入口温度与设计值有较大偏差，#9、10机组汽轮机通流部分改造后实际运行使高压缸排汽温度降低了13～20℃，是造成再热器出口温度达不到设计值的主要原因。
由于四角切圆锅炉残余旋转造成锅炉左右侧烟温和流速偏差，后屏过热器部分管屏超温，为控制管屏超温投入大量过热器减温水，造成过热器出口欠温，导致高排温度降低，进一步加剧再热器出口欠温。
因此，为解决#9、10炉进行通流改造后出现的再热器欠温问题，需要适当增加中温再热器、高温再热器受热面积和提升后屏过热器材质，以保证正常运行时过热器和再热器出口汽温达到设计参数。
二、锅炉再热器运行现状#9、#10锅炉为亚临界自然循环汽包锅炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、钢构架、固态排渣、燃煤锅炉。
从#9机组锅炉试验数据看出，改造前各负荷工况下壁再入口汽温较高，高再出口汽温在529～536℃。
改造后200MW负荷以上时，壁再入口汽温317～323℃之间，高再出口汽温在525～534℃之间；200MW负荷及以下负荷时，壁再入口汽温308～310℃，高再出口汽温在497～499℃，低负荷再热汽温偏低。
由于汽轮机高压缸效率提高，改造后300MW工况与改造前285MW工况相比，高排温度降低6℃左右，改造前后主汽压力相差1.5MPa对高排汽温影响7℃左右，因此汽轮机通流部分改造影响高排温度13℃左右。
从#10机组锅炉试验数据看出，改造前200MW负荷以上壁再入口汽温较高，高再出口汽温在535℃左右，150MW负荷下壁再入口汽温315℃，高再出口汽温496℃。
探索提升#33炉再热汽温的举措
探索提升#33炉再热汽温的举措介绍了四川广安发电有限责任公司二期#33炉的燃烧方式，我厂响应国家的号召，对二期#33机组进行了降低氮氧化物的改造，改造后再热汽温远远低于设计值，甚至长时间低于500℃以下，严重影响了机组的安全稳定运行，通过不断的总结经验，分析数据，找出了一些提升再热汽温的方法，为#32机组提升再热汽温指明了方向，实现广安发电有限责任公司的节能降耗目标奠定了基础。
标签：#33机组;再热汽温;低氮氧化物技术改造1、引言为适应企业内外部环境不断变化和竞争日趋激烈的新形势，切实抓好四川广安发电有限责任公司节能降耗工作，进一步深挖存量效益、进一步提高可靠性能、进一步提升管理水平，推进企业区域能源中心建设，实现企业中端高效生产，结合公司实际，特制订“指标提升年”实施方案。
以向存量资产要效益导向、以“两低一高”为目标，以精益管理为载体，以设备治理、节能评价、新技术应用为主要途径，不断提高能耗管理水平、设备健康水平，为提高公司竞争力奠定坚实基础。
2、广安电厂#33锅炉简介广安电厂#33炉为300MW机组，锅炉型式为DG1025/18.2-II6，亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态除渣露天∏型布置，全钢架、全悬吊结构的燃煤锅炉，采用四角布置。
3、再热汽温低的原因分析（1）在没有进行低氮氧化物燃烧改造之前，三次风口的位置布置在E一次风口上部，在制粉系统运行时，相当于有一层给粉机在顶部运行，提升了炉膛的火焰中心，再热汽温相对提升。
（2）低氮燃烧改造之后，三次风分为上下两部分，上层三次风为X层，从B排粉机和C排粉机出口引出，位于EE二次风上方，下部分又分为下层上Y2、下层下Y1两层，从A排粉机和D排粉机出口引出，布置在C、D两层一次风喷口之间。
（3）当B制粉系统单独运行时，#33炉再热汽温降至500℃以下。
A、D制粉系统运行时，三次风带粉进入C层和D层之间，较改造之前降低了火焰中心，炉膛出口温度下降，造成再热汽温降低。
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提升再热器汽温的方法和实践经验【摘要】随着煤质的不断劣化，锅炉炉内受热面吸热量不断降低，而在今后我国对于300WM 以下机组建设数量的控制，原有的300WM 机组纷纷进行汽轮机通流改造，对汽轮机出力、发电机出力、主变压器输出线路进行增容，以期提高市场竞争力；同时因环境保护控制氮氧化物排放为重中之重的要求和发电企业建设资金的压力不断加大，在烟气脱硝改造前进行低氮燃烧器改造来降低投资的方法已成为主流思路和实际实施方法。
由此进一步引发了锅炉再热器出口温度的不断下降，一方面达不到汽轮机通流改造后的提效目的，另一方面大大降低了锅炉热效率，使得化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失、排烟热损失逐渐增加，机组运行能耗不断上升，严重的影响了各项经济指标。
在原有再热器系统的基础上，利用很小的空间和投入较少的费用通过技术改造达到提高再热器出口汽温和大幅度降低过热减温水的效果，本文提出了自己的独特的设计理念和观点。
【关键词】提升再热器汽轮机通流低氮燃烧器增容张家口发电厂3、4号炉设计参数和结构相同，是中间再热自然循环，单炉膛亚临界，燃煤汽包炉。
制粉系统：采用HP803中速磨直吹系统，配6台中速磨。
汽轮机通流改造后，再热器进口蒸汽温度降低，导致再热器出口汽温达不到设计参数，在300MW负荷下，末级再热器出口汽温一般在525℃左右，影响机组发电效率。
因此，拟通过调整再热器受热面积来提高再热器出口汽温，使得再热蒸汽参数达到设计参数，即恢复至540℃的再热器汽温。
通过对设计说明书，相关图纸及目前运行情况分析，提出以下几种可行方案对再热器受热面改造。
改造后再热蒸汽参数达到设计值，且各再热器壁温在安全范围内，锅炉出力不受影响，不会给机组其它受热面带来不良影响。
1 进行再热器受热面增容的分析2010年1至8月份再热器出口温度完成的平均值为537.4℃，比设计值低2.6℃，为了寻求原因，提高机组运行经济性，开展了100%、75%、50%三个工况的再热汽温调整试验。
通过以上三工况试验结果表明3号炉过热器喷水量较大，主蒸汽压力较设计值低。
由于高加温升达不到设计值，造成最终给水温度达不到设计值，额定工况最终给水温度设计值为270℃，目前只有252℃，与设计值相差18℃。
计划更换3号高加，从而提高给水温度。
即使3号机组在目前运行水平下对高加进行改造使得给水温度恢复至原设计值，在汽轮机通流改造后再热器入口汽温也会降低，进而会影响再热器的出口汽温。
再热器入口汽温降低可以通过燃烧器摆角向上摆动提高再热器吸热量，进而提高再热器出口汽温。
但是燃烧器摆角向上摆动，炉膛出口烟气温度升高，过热器吸热量增大，会导致过热器减温水量增大，而锅炉目前运行100%负荷下，过热器减温水流量已达100t/h左右，处于较高的水平。
该过热器喷水量较大的一个原因为省煤器进口水温较低、导致蒸发吸热量和过热吸热量的匹配不佳造成的。
燃烧器摆角长期向上摆动造成屏式过热器底部结渣现象的不可避免，且火焰中心上移，在再热器吸热面积不变的前提下，使得高温过热器处烟温高，吸热量增加造成过热减温器喷水量大。
因此，需要适当增加再热器受热面积，在燃烧器摆角水平的情况下（100%负荷），提高再热器吸热量使得再热器出口汽温达到设计参数，同时减少过热器减温水的投入量。
2 受热面改造边界条件的确定对锅炉再热器改造计算依据有以下几点：（1）锅炉原设计参数；（2）锅炉运行参数；（3）锅炉在汽轮机通流改造后的运行参数；（4）结合机组运行特性及汽轮机通流改造后，再热器进口汽温能够达到的水平。
3 改造思路在保证锅炉出力、锅炉效率不低于改造前等经济参数外，通过改造提高再热器出口蒸汽温度至设计参数，且保证再热器各级受热面管材壁温在安全范围内，使得锅炉安全稳定的运行。
再热器进口汽温、压力、流量一定的情况下，提高再热器汽温最为有效的办法为增加再热器受热面积，增加再热蒸汽的吸热量。
考虑对于已服役机组受热面增加后受空间、施工条件的限制及改造成本等限制，从以下几种思路来分析。
（1）增加壁再的面积，中温再热器和高温再热器保持不变。
（2）在屏式再热器和末级再热器集箱不开孔的情况下，通过三通管增加屏式再热器和高温再热器管圈数量，从而增加中温再热器和高温再热器的受热面积。
（3）在减少投资和保证安全可靠性的基础上，根据再热器受热面不同位置的材料分界线进行热力计算，防止出现超温和过热造成再热器受热面处发生爆漏事故。
4 不同改造方案的筛选4.1 增加壁再面积的方案屏再和末再保持不变。
此方案实施后，便于利用燃烧器摆角对再热汽温进行调节。
3号、4号锅炉的壁式再热器垂直布置在炉膛大屏区，紧贴前墙和两侧墙水冷壁，并固定在水冷壁上，管子规格为Ф60×4mm，材料为12CrlMoV。
共360根管子（前墙180根，两侧墙各90根）节距60.96mm。
参照4号机组汽轮机通流改造后再热器进口汽温降低14℃，为使壁再温升提高14℃，壁再受热面向下延伸3.5m，增加受热面积76.8㎡。
采用该方案使得再热器辐射吸热比例增大，再热器随负荷变化，再热器汽温调节较为灵敏，且中温再热器和高温再热器均无需变动。
4.2 增加中温再热器的方案通过增加中温再热器受热面积来提高再热器的吸热量。
通过热平衡计算可知，该部分受热面需要增加约原设计中温受热面积的13%，约270㎡。
保持壁再不变，中温再热器进口集箱和高温再热器出口集箱不变动不开孔的情况下，通过三通管增加中温再热器管圈数，增加中温再热器受热面积。
中温再热器进口顶棚外圈管和第二圈管分别增加三通管，使得中温再热器14根套变为16根套。
增加的该两圈管通过炉内短路直接通过三通连接到高温再热器内圈管，考虑到增加三通后，中温再热器和高温再热器各管圈流量重新分配，存在同屏各管圈流量再分配的问题需要对其进行流量偏差计算，进而对管圈进行壁温计算，确保改造后，中温再热器和高温再热器管壁不超温，安全可靠，且新增的受热面根据壁温分布合理选材。
4.3 中温再热器和高温再热器都增容的方案通过增加中温再热器和高温再热器受热面积来提高再热器的吸热量。
通过热平衡计算可知，该部分受热面需要增加约原设计中温再热器和高温再热器受热面积9%。
即约330㎡。
保持壁再不变，中温再热器顶棚引入管最外圈管和第2圈管分别通过增加三通的形式，中温再热器增加2圈受热面，高温再热器增加1圈受热面。
即中温再热器为29排，每排16根管圈，高温再热器为58排，每排8根管圈。
考虑到所需新增受热面面积及受热面改造后同屏流量分配及同屏出口汽温偏差问题，需要对中温再热器外4圈适当缩短。
该改造方案中新增管圈需要穿顶，施工过程工作量大，且原有的中温再热器外面两个管圈均需要缩短，但对同屏出口汽温及偏差调节更为有利，该方案能满足改造要求，再热器汽温可以达到设计值。
4.4 中温再热器增容的优化方案该方案在方案2的基础上稍作调整，中温再热器增加三通结构在顶棚内，而出口三通管在顶棚管以上位置，集箱管接头处。
采用该方案使得高温再热器内圈管出口汽温降低，即高温再热器同屏出口汽温偏差降低，从降低同屏热偏差的角度分析考虑该方案优于方案2，但安装工作量也大于方案2。
采用该方案受热面比方案2稍多，能满足改造要求。
5 最终方案的确定及说明（1）通过中温再热器炉外三通管变化，将中再原设计14根套管增加为16根套管，新增2根管出中再后直接进入高再出口集箱。
（2）中温再热器新增2圈管炉内部分前段为12Cr1MoV，下部及后面高温区为T91；炉内管子规格均为：Φ60×4。
新增2圈管出口炉外连接管均为T91，规格分别为：Φ42×4和Φ38×4。
（3）将中温再热器原设计第1根和第2根出口炉外连接管的管子规格进行调整，以改变同屏流量偏差分布。
将原结构第1根管的炉外连接管规格变为Φ51×4；将原结构第2根管的炉外连接管规格变为Φ51×4和Φ42×4。
（4）中温再热器新增2圈管的外1圈管，在有吹灰器的位置相应增加防磨罩，以防止蒸汽吹损新增管子。
（5）再热器改造方案新增中温再热器受热面积为：323m2；计算再热器额定工况温升增加约14℃。
6 中温再热器增容改造后的效果说明根据再热器改造后的运行记录，在启动初期，再热器出口汽温与设计值有一定偏差，主要有三方面原因：（1）设计时未考虑燃烧器标高变化导致的炉膛出口烟气温度的变化，根据分析，约降低28℃；直接导致再热蒸汽传热温压降低；（2）由于燃烧器系统改造，启动初期因炉膛比较干净，蒸发吸热量较多，使得蒸发吸热量与再热蒸汽吸热量匹配比例失衡；（3）汽包炉的汽温特型决定负荷大幅变化时易出现汽温波动现象。
目前运行时，在大多数情况下，正常运行时再热汽出口汽温已基本达到设计值，且燃烧器摆角水平略偏下，再热汽仍然具有较大的调节裕度。
通过此次3号机组中温再热器增容改造，基本可以满足高温再热器出口温度在中、高负荷时（160WM以上）达到540℃以上（可运行低磨1-5号磨），在低负荷时（150WM左右）可通过运行高磨（2-6号磨）或将燃烧器摆角提高进行调整也可基本满足运行要求。
7 结语通过中温再热器增容改造，可以将再热器出口汽温提升到原始设计参数，降低汽轮机末级的蒸气湿度，减轻了湿汽对汽轮机末级叶片的冲蚀，有效满足了汽轮机安全运行的需要。
同时，由于汽轮机中压缸进汽温度得到提高，使得蒸汽焓值增加。
由于低压缸有效焓值增加，作功能力增加，可以增加汽轮机的相对内效率，使机组的运行效率有一定的提高。
有关资料显示，汽温每降低10℃会使循环热效率相应降低0.5%，改造可以使再热汽温提高，相应会使循环热效率也提高，其影响是相当可观的。
通过再热器增容改造，还增加了再热器的吸热能力，降低了高温过热器的超温可能，可减少过热器减温水约40吨/小时，保证了机组的安全、可靠、经济运行。
因编写时间仓促，在细节上阐述不是非常详细，请各位专家斧正。
谢谢！参考文献：[1]胡荫平.《电站锅炉手册》.北京：中国电力出版社，2005.[2]徐经华，何玉书.《300MW机组运行、检修岗位技术培训教材》.[3]丁明舫.《锅炉技术问答》中国电力出版社，2002年.[4]唐晓飞.《吹灰蒸汽对炉内受热面的吹损的分析》.华北电力技术，2008年.[5]唐晓飞.《张电8号炉尾部受热面吹损现象分析》.大唐张电技术，2007年.[6]《张电3号锅炉中温再热器增容改造试验报告》.2011年.。