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汽温作为锅炉专业重点监控的指标，而近期较为频繁的汽温超限，其结果直接影响机组安全稳定运行、机组技术监督指标、大机组竞赛指标，因此在这里对影响锅炉主、再热汽温的因素、运行调整的注意事项及如何防止锅炉超温总结如下：
一、影响汽温变化的因素（锅炉主、再热器系统均以对流特性为主）：
1、锅炉负荷变化：
当锅炉负荷增加时，主、再热汽温升高，反之则降低，但再热汽温由于机组负荷降低时，汽轮机各级排汽压力和温度都随蒸汽流量的降低而下降，一般负荷从额定值下降到70%时，再热器进口汽温下降约15-20℃，即再热汽温随负荷降低而降低的幅度要比过热器的严重一些。
2、燃料特性变化：燃料特性的变化，主要是指煤中灰分、水分、含炭量、挥发分的变化。
1) 、灰分和水分增加：燃料发热量降低，则到达同样的负荷必须增加燃料消耗量，水分蒸发也使烟气容积增大，导致流过过热器的烟气流速增加，对流换热加强；同时灰分和水分增加还会使炉膛温度降低，炉膛辐射传热量减少，炉膛出口烟温增高。这些因素导致对流过热器的传热系数增大，吸热量增大，从而使出口汽温升高，尽管辐射过热器由于炉内辐射传热量减少而使出口汽温降低，但由于锅炉过热器系统以对流特性为主，最终的出口过热汽温还是升高。反之则降低。
2) 、煤中挥发分降低、含碳量增加，由于煤粉着火延迟，煤粉在炉内燃尽所需时间延长，导致火焰中心上移，炉膛辐射吸热份额减少，炉膛出口烟温升高，从而引起具有对流特性的过热和再热系统出口汽温升高。
3) 、锅炉燃用燃料种类的变化直接影响燃料的着火和燃烧，如燃油和燃气时，炉内火焰长度比燃煤时短，火焰中心低，炉膛辐射吸热份额增加从而使对流式过热器和再热器对流吸热量减少，导致出口汽温降低。
3、火焰中心高度变化
1) 、煤质变差或煤粉变粗时，炉内火焰拉长，火焰中心位置上移。
2)、 改变摆动式燃烧器的摆角会改变火焰中心位置。
3) 、燃烧器的投运层次的变化，火焰中心会随投运燃烧器组的中心高度而发生变化。
4)、 保持入炉总风量不变，改变燃烧器配风工况也会引起炉膛火焰中心位置改变。如采用炉内高度方向上的分级燃烧方式，形成炉膛下部缺氧燃烧，上部富氧燃烧，会使火焰长度增长，火焰中心上移。
5)、炉膛负压发生变化，影响火焰中心位置，负压增大，火焰中心上移。火焰中心上移时，炉阿辐射吸热比例减少，对流式过热器和再热器的对流吸热份额增加，使出口汽温增加。
4、炉内过量空气系数变化
当送风量和漏风量增加时，炉内过量空气系数增加，炉膛温度降低，炉膛水冷壁和布置在炉内的辐射式过热器和再热器等辐射式受热面的吸热份额减少，从而使炉膛出口烟温升高，同时过量空气系数增大还使燃烧生成的烟气量增多，烟气流速增大，对流换热加强。由于传热温压和传热系数增加，使具有对流汽温特性的对流式过热器和再热器出口汽温升高。
5、受热面的清洁情况
炉内结渣、沾污严重时，水冷壁的污染系数减小，吸热量减少，使离开炉膛的烟温增加，过热器、再热器出口汽温随之增加。当过热器和再热器本身污染严重时，传热系数下降，吸热量下降，导致过热器和再热器出口汽温下降。
6、给水温度变化
温度变化时，加热给水所需热量变化。例如锅炉负荷不变，给水温度降低，则加热给水所需热量增加，如果入炉燃料量不变，则蒸发量必然下降，而过热器吸热量基本不变，导致过热器出口汽温升高。为维持负荷，必须增加入炉燃料量，使炉内烟气量和炉膛出口烟温都提高，使对流式过热器和再热器出口蒸汽温度增加。
7、减温水量变化
当减温器中减温水温度和流量发生变化时，会影响汽温变化。由于采用给水作为减温水，当给水系统压力增加时，尽管减温水调节门开度未变，但减温水量增加，从而也会使汽温降低。
8、饱和蒸汽湿度变化
对于汽包锅炉，从汽包出来的饱和蒸汽总是含有少量水分，正常工况下，饱和蒸汽湿度变化很小，但运行不正常或不稳定时，如在水位过高、锅炉负荷突然增加、炉水含盐量过大等情况下会导致饱和蒸汽湿度大增。饱和蒸汽中增加的水分要在过热器中汽化吸热，在燃烧工况不变的情况下，用于过热蒸汽的热量将减少，使过热汽温降低。
9、吹灰蒸汽用量变化
锅炉采用蒸汽吹灰时，为保证负荷需要，必须增加燃料量，导致过热器和再热器出口汽温升高。
10、汽压变化及其对汽温的影响
一般而言，汽压升高时，过热蒸汽温度随之升高。这是因为汽压升高导致对应的饱和蒸汽焓增增大，如炉内燃料消耗量未发生改变，则锅水中部分蒸汽因压力升高产生凝结，导致锅炉的蒸发量瞬时减少，进入过热器的蒸汽量减少，在过热器总吸热量基本不变的情况下，过热蒸汽温度会上升。反之则下降。
二、温调整操作注意事项：
1、注意根据汽温变化提前控制燃烧器摆角的位置及减温水量的大小。
2、注意各级过、再热器出口温度变化的监视，在各级过、再热器出口温度变化较快时提前进行控制。
4、调节减温水量时，注意观察减温器后汽温的变化趋势，严禁喷水量的猛增猛减。3、由于锅炉结焦、积灰比较严重，吹灰对汽温、预热器入口烟温的影响比较大，在锅炉吹灰期间，监盘人员注意总结吹灰位置变化（长、短吹灰器的运行）对汽温的影响规律及幅度（长吹运行时再、过热汽温上升，短吹运行时再、过热汽温下降），提前对燃烧器摆角、减温水量进行控制、调节。
5、当过再热蒸汽左右两侧汽温差值较大时，可以适当改变起转二次风（DE层）及消旋二次风（AA、OFA层）的比例关系（风门挡板的开度改变）。
6、燃烧器摆角的变化改变了炉内火焰中心的位置，对过再热汽温的影响比较大，在调整时应频繁、缓慢进行，禁止大幅度上下摆动。
三、目前造成主、再热汽温超温的主要原因：
1、汽温自动控制系统无法满足锅炉吹灰或变工况的需求
2、在升负荷幅度较大时，功率设定及功率变化率设定不合理：
发电量目前是发电部的一项重要工作，因此部门将发电欠发点作为考核值内的一项主要指标，而省调给的升负荷曲线经常又快又陡，为了不造成欠发，有的值班员在进行功率设定及功率变化率设定时，采取了非正常方式，例如：当全厂负荷从900MW升至1100MW甚至1200MW，部分值班员在进行功率设定时直接将功率设定为550MW甚至更高，功率变化率设定为1%甚至1.2%，我们知道，升负荷时先加风后加煤，而且燃烧率至机前压力变化有3～5min延时，这样就造成总风量及燃料量过调，此时若减温水调整不及时，造成主、再热汽温超温。
3、当锅炉吹灰时，存在监盘精神不集中或监盘人员变化时交待不够，主要体现在：
1) 、再热汽温：由于再热汽的减温水调节门存在内漏，，在水冷壁吹灰过程中不得已采用开、关调节阀后电动门的方法进行调温，而电动门关闭后在汽温回升时忘记开启或开启不及时。
2) 、主汽温度：由于一、二级减温水在吹灰时自动不好用，所以在本体吹灰时经常手动调整，调门关小或关闭，后在汽温回升时忘记开启或开启不及时。
4、部分值班员在制粉系统启动时操作不当：在磨煤机通风暖磨时，冷风调门开的过快、过大，造成炉膛内突然进入大量冷风，造成炉膛温度降低，产汽量下降同时由于风量增加造成对流换热加强，若此时减温水预度较小或自动跟踪不及时，可能造成超温。
5、高加跳闸造成给水温度骤降：高加跳闸（特别是机组负荷在550MW以上）后，由于减温水及燃烧器摆角调整不及时，造成主汽温度超限。
6、在减温水预度较小的情况下：
1)、 升负荷时
2) 、一次调频投入，周波大幅变化时
3) 、煤质突然变好时
7、运行人员对加减负荷、吹灰对汽温的影响认识、总结不够。
8、新上盘人员对吹灰、负荷变化、启动制粉系统对汽温的影响规律及幅度不熟悉。
四、防止主、再热汽温超温的方法：
1、成立攻关小组，使汽温自动控制系统满足锅炉吹灰或变工况的需求。
2、升负荷时，合理设定功率及功率变化率：一次升负荷的幅度不宜超过50MW，功率变化率不宜超过1%。
3、锅炉吹灰时加强监盘质量，炉侧盘操应密切监视汽温，若炉侧盘操人员有变化时应做好交接。
4、在磨煤机通风暖磨时，缓慢开启冷风调节门，防止炉膛内突然进入大量冷风。
5、机组负荷550MW以上高加跳闸后：
1) 、机组负荷原则上不超过540MW。
2) 、高加跳闸后，由于再热器的进汽量的突增及若因防止机组过负荷而打磨，再热汽温骤降是不可避免的，因此高加跳闸后，原则上不要立即停止制粉系统。
3) 、主汽温的调整：特别关注主汽流量的变化，应随着主汽流量的下降幅度而决定减温水的用量（用燃烧器摆角调节汽温有5min左右的迟滞性）
4) 、高加跳闸后不要急于恢复
6、保持减温水有足够预度：
1) 、尽量避免上5层磨煤机运行
2) 、合理分配各磨煤机负荷
3) 、在F制粉系统退备的情况下，若磨煤机负荷已无法继续分配时，可适当降低燃烧器摆角，但不宜低于-20度。
7、运行人员加强对锅炉吹灰、加减负荷对汽温影响的总结。
8、新上盘人员在锅炉吹灰及负荷变化、启动制粉系统等变工况的情况下，不得独自进行汽温调整。
来源：公众号“锅炉人”
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