浅谈660MW超超临界锅炉主、再热蒸汽温度的调整
660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制策略
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。
660MW超临界直流锅炉汽温调整分析及解决方案
660MW超临界直流锅炉汽温调整分析及解决方案作者：张超来源：《科技视界》2015年第29期【摘要】本文通过对660MW超临界直流锅炉汽温调整原理进行探讨，通过汇总机组实际运行中存在的汽温调整问题，分析影响主再热汽温的主要因素，提出有针对性的调整思路，并对汽温调整中的注意事项进行重点交代，使锅炉在变工况情况下，主再热汽温调整困难的问题得以解决。
【关键词】超临界；汽温；过热度宝二发电公司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。
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。
简析660MW超超临界锅炉的调试
简析660MW超超临界锅炉的调试发表时间：2018-06-01T10:26:54.753Z 来源：《电力设备》2018年第1期作者：黄钰[导读] 摘要：结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试进行分析，首先概述了某发电厂660MW超超临界锅炉，对660MW超超临界锅炉的调试要点进行了简要分析，以供借鉴参考。
（大唐吉木萨尔五彩湾北一发电有限公司）摘要：结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试进行分析，首先概述了某发电厂660MW超超临界锅炉，对660MW超超临界锅炉的调试要点进行了简要分析，以供借鉴参考。
关键词：660MW超超临界；锅炉；调试要点一、某发电厂660MW超超临界锅炉的概述某发电厂是2台660MW超超临界空冷发电机组，锅炉是国产超超临界、直流、变压型的DG2090/25.4-II2型锅炉，锅炉使用的是扩容式内置大气启动系统，双进双出磨煤机和冷一次风机止压直吹式制粉系统，运用前后墙对冲燃烧，配置了相应的燃烧器和燃尽风喷口。
在其尾部有分烟道设置，使用烟气分流挡板对再热器出口的蒸汽温度进行调节，利用两级喷水和煤水比对过热器蒸汽温度进行控制。
为了达到节约燃油的目的，把锅炉前墙下层的燃烧器改成了使用少油进行点火的具有启动和稳燃性能的燃烧器。
二、660MW超超临界锅炉的调试要点分析结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试要点进行分析，具体表现为：1、锅炉冷态通风调试分析。
主要体现在：（1）合理设定燃烧器调风器的初始位置。
烧器安装后，需要对燃烧器调风器位置预先进行设定，为了防止安装的误差，试验人员应该进入炉膛或风箱内部认真整定和检查燃烧器，并做好相关的标记和记录。
（2）一次风速调平分析。
由于磨煤机使用的是侧煤仓布置，一台磨煤机的两根煤粉管最大可相18m，如果调整不及时可能导致炉膛的温度不均。
调试第-台锅炉的时候没有引起重视，止式投产之后炉膛两侧的温度发生了偏斜，两侧的空气预热器出口排烟温度差20-30℃；所以调试第二台锅炉的时候重视了一次风速的调平，使其在热态运行的状祝下，两侧空气预热器的出口排烟温度达到了相同的程度。
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。
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整摘要：大型火电站当中，一项较重要的运行调整就是过热蒸汽温度控制和调整。
过热蒸汽温度控制系统，对于火电机组热效率的提升具有重要意义，能够保障机组发电过程中所产生的热量得到应有的利用，使发电效率大大提升。
因此在本文当中就将对某火力发电企业机组过热蒸汽温度控制系统设计工作进行分析，将设计工作当中对过热蒸汽温度控制系统大延迟、大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，进行攻克的过程进行研究，同时对过热蒸汽温度的运行调整提出相关建议。
关键词：660MW；超临界机组；过热蒸汽温度；控制：调整1.前言浙能乐清一期2*660MW超临界机组，锅炉为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、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。
DCS系统用的是北京ABB贝利控制系统有限公司的Industrial IT Symphony 系统。
在本文当中，将主要对机组当中的过热蒸汽温度控制系统进行研究，过热蒸汽温度控制系统主要存在大延迟，大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，并提出相应的运行调整分析。
2.过热蒸汽温度控制系统解析2.1工艺流程分析过热器喷水减温系统工艺流程：炉膛上部布置有前屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，共有二级喷水减温器，将每一级减温器都进行左右两侧均匀布置。
在第一级减温器当中，主要是将减温器布置在后屏过热器的入口处，该级减温器的喷口量达到了总设计喷水量的2/3，对第一级减温器进行控制的是两个喷嘴和调节阀门。
在第二级减温器当中，主要是将其设置在末级过热器的入口处，该级减热器喷水量达到了总设计排水量的1/3。
图一过热减温水DCS画面2.2过热汽温控制系统2.2.1减温控制系统在第一级减温控制系统（以此为例）当中，进行温度调节时的被调量是前屏过热器出口处的气温，同时该控制系统还能够保护屏式过热器的管壁不会出现温度过高的现象，并与末级过热汽温控制系统进行配合协同工作，保证整体控制系统温度得以调节。
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度的运行调整分析
崇信 电厂 ２ 号 机 组 的给 水 自动 优 先跟 踪 负 荷 ， 即 一定 的 负 荷对 应 着 一 定 的给 水量 。在 负 荷不 变 的情 况 下 ， 给 水 根据 过 热 度 的设 定 值 与实 际值 的偏差 来 调整 给 水 。 由于 实 际运 行过 程 中 煤水 比在 小幅 度 不停 变 化 ， 这 时就 要 通过 加 减 煤量 来 维持 煤 水 比， 虽然 中间 点 温度 和 主蒸 汽 温度 也 是在 小幅 度变 化 ， 但 总 体 来 说 变 化 不大 ， 可 以将主 蒸 汽 温度 维 持在 一 定 范 围 。需要 注 意 的是 ， 在 控 制 中 间点 温度 的过程 中 ， 一二 级 减温 应 有 一定 的 开
１ 锅炉 概 况
崇信 发 电有 限 责 任公 司 ２号锅 炉 为 哈 尔滨 锅 炉 厂有 限 责任 公司 设计 、制 造 Ｈ Ｇ ～ ２ １ ４ ５ ／ ２ ５ ． ４ － Ｙ Ｍ １ ２型超 临界 、 一次 中间 再热 、 单 炉膛 、前后墙 对 冲燃烧 方式 、固态排 渣 、 平衡 通风 、 全钢 构架 、 全 悬 吊结构 兀 型变压 运行 直流 锅炉 。
２ ）改变 二 次风 箱 的挡板 开度 ， 使 同层 制 粉系 统 的两 次二 次 风 量不 同 ， 从而 改变 炉 内燃 烧情 况 。
３ ）改变 运 行制粉 系统 的 出力 ， 调 节 不 同制 粉 系统 的供煤 量 ， 由于制 粉系 统各 粉管 出粉量 的差 异 ， 从而 影响 炉 内燃烧 情况 。
临界 直 流炉正 常运行 中主 、再 热 蒸汽温度 调 整操作 ， 为运行 人 员的调 节提 供理 论指 导 。 关 键 词 ６ ６ ０ Ｍ Ｗ； 超 临界 直流 炉 ；主蒸 汽温度 调整 ； 再 热蒸 汽温度 调 整 中 图分 类号 ： Ｔ Ｍ ６ ２ ｌ 文献 标识 码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ６ ７ １ — ７ ５ ９ ７（ ２ ０ １ ４ ） ２ １ — ０ ０ ８ ２ 一 Ｏ １
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。
660MW超超临界П型锅炉再热汽温623℃
两 侧 炯 温 存 在 偏 差 ． 再 热 器 的 安 全 运 行 将 会 面 临
挑 战 ．需 要 重 点 解 决 、
■期 １ － 程 汁划 安 装 ２
６ ６ ０ ＭＷ 起 ｉ 超 临 界 燃 煤 机
组 ． 丁 ２ ０ ｌ ２年 ｌ ２月 １ ８ 日核 ７ 伴 开 Ｔ 建设 在 已 绛 投 运 的 同 产 超 超 临 界 机 组 巾 ． 无 沦 是 ６ ０ ０ ＭＷ 还 足 １ ０ ０ ０ ＭＷ 容 量 等 级 的 机 组 ． 汽 干 ｌ 热 蒸 汽 在 汽 轮 机 ｆ ｌ ！ Ｊ ！ ｌ Ｊ 的 温 度 均 为 ６ ０ ０ 锅 炉侧 【 Ｊ ！ ｌ Ｊ 分 别为 ｊ 三 蒸 汽 ６ ０ ５ 主 蒸 ：在
０ 引 言
某 电厂 一 期 Ｉ 程 有 ２
煤 机 组 ． 分 刖 丁 ２ ０ ０ ７ 年 ７ 月
以 及 更 高 汽 温 的 塔 式 锅 炉 投 产 运 行 ．但 再 热 汽 温
６ ２３ ℃ 的 兀 型 锅 炉 尚 无 运 行 、 ｌ 绩 。 于 兀 锅 炉
６ ０ ０ ＭＷ 超 临 界 燃
１ 再热汽温 ６ ０ ３℃的 兀 型 锅 炉 及 其 运 行
情况简介
１ ． １ 锅 炉 简 介
目前 已经 投 运 的 ６ ０ ３ 再 热 汽 温 的 ６ ６ ０ ＭＷ 超 超 临 界 丌型锅 炉 为变乐 运 行 螺旋 管 圈 直 流 锅炉 ， 采 用 一 次 再 热 、单 炉 膛 、 平 衡 通 风 、 露 天 布 置 、 『 古 １ 态 排 渣 、全 钢 构 架 和 全 悬 吊 结 构 过 热 器 系 统 按 蒸 汽 流 向 可 分 为 顶 棚 过 热 器 、 包 墙 过 热 ｌ 器 、低 温 过 热 器 、 分 隔 屏 过 热 器 、后 屏 过 热 器 及 末 级 过 热 器 ．其 巾 主 受 热 面 为 低 温 过 热 器 、分 隔 屏 过 热 器 、 后 屏 过 热 器 和 末 级 过 热 器 ． ．
- 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)。
浅谈660MW超超临界锅炉主、再热蒸汽温度的调整
摘要：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。
关键词：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。
（3）对锅炉受热面吹灰的次数不够。
因为机组为刚调试完毕投入商业运行，对设备性能不了解，吹灰次数不够，且吹灰时投入吹灰器数量不足，2日吹灰一次，吹灰器分为五组（1-3组为炉膛吹灰器，4-5组为过热器及烟道吹灰器），每次吹2-3组。
因为受片面负荷的影响，机组负荷低于
400MW时，长伸缩式吹灰器及半伸缩式吹灰器压力低于
2.6MPa时闭锁，导致有时一个星期吹灰一次。
造成水平烟道及尾部烟道积灰严重现象。
（4）一次风量的影响。
锅炉运行中二次风量相对较小，二次风率低，一次风率偏高，一次风率达到29%以上，设计值一次风率18.94%，二次风率81.06%。
一次风量过大，在磨煤机的出力30-40t/h时，磨煤机的通风量达到100t/h左右，有些磨煤机的通风量甚至达到120t/h左右。
风/煤远超设计值（1.695）。
这样部分一次风起到二次风的作用，自动方式下，一次风量的增加，总风量不变，导致二次风量的减少；煤粉在炉膛内形成“富氧”燃烧，水冷壁辐射吸热量增加，分离器出口温度（过热度）上升。
自动方式下，为了维持分离器出口温度（过热度）的稳定，必然要减少进入炉内的燃料量，导致炉膛出口烟温降低，造成主、再蒸汽温度远低于正常运行值。
（5）磨煤机组合运行方式的影响，长期保持下层磨组运行，特别是负荷到300MW时，不敢尝试开启A、B磨煤机运行，造成火焰中心下移，炉内水冷壁辐射吸热量增加，没有对过热度进行正偏置情况下，在保持分离器出口温度（过热度）不变的情况下，锅炉燃料量减少，炉膛出口烟温降低，过热器、再热器对流吸热量减少，主、再热汽温降低。
（6）二次风配置不合适，燃料风（周界风）、辅助风（其中包括上下2只偏置的DAP喷嘴，1只直吹风喷嘴），及主
风箱上部的2层端部风，在主风箱上部布置有两级分离燃尽风，几乎是平均分配二次风量，没有起到分级燃烧的配风方式，燃料风（周界风）的开度在40%左右，辅助风的开度在20%左右，煤粉在炉膛内形成“富氧”燃烧，水冷壁辐射吸热量增加，分离器出口温度（过热度）上升。
自动方式下，为了维持分离器出口温度（过热度）的稳定，必然要减少进入炉内的燃料量，导致炉膛出口烟温降低，过热器、再热器对流吸热量减少，主、再热汽温降低。
4 采取的措施及对策
（1）AGC投入后（负荷的调整范围为300-600MW），当负荷发生变化时，将负荷的变化速率由9MW/min改为
6MW/min（在中调的调整变化范围内）。
因为负荷的变化速率降低，煤量的过调量变化由20t/h左右，下降到5t/h左右，保证了中间点温度及过热度变化的稳定，使给水泵的转速相对稳定，给水流量的波动在20-30t/h左右，这样能保证主、再蒸汽温度的稳定过渡，减少主、再蒸汽温度的大幅波动。
（2）加强对水平烟道及尾部受热面吹灰的吹灰。
对锅炉吹灰方式进行调整，将水平烟道受热面吹灰频率，4-5组为过热器及烟道吹灰器（长伸缩式吹灰器及半伸缩式吹灰器）由1次/（3天）改为4-5组每天轮流吹灰1次，炉膛吹灰在负荷（400MW）允许的情况下，每天改为吹灰1组。
这种分阶段的吹灰方式，减少烟道受热面的积灰，能保持水冷
壁及水平烟道受热面清洁，使烟气对水平烟道受热面传热能力增强。
（3）磨煤机组合运行方式的调整，负荷到
300MW-400MW时，保持中间磨组运行，即B、C、D、E磨煤机运行，A、F磨煤机作为备用，这样能使主、再蒸汽温度从565℃上升到583℃左右。
（4）一、二次风量的调整：a.磨煤机的通风量从100-120t/h 根据煤量的变化从新调整，风/煤比为85：16；85：30；95：45；120：60；即最小风量为85T。
b.把燃烧器的摆角（根据温度的变化）适当上倾，由50%（水平位）开到70%。
c.将未运行磨煤机的燃料风开度关至与对应负荷下其他主二次
风相同的开度10%，将运行磨煤机燃料风的开度由40-50%左右，关至15-20%开度。
d.在后墙水冷壁悬吊管出口壁温不超温的情况下，将过热度适当偏置，最高偏置8℃。
e.将辅助风（偏置风和只直吹风）的开度由20-25%左右，关至8-15%开度之间。
5 产生的效果
通过采用以上措施，我厂锅炉主、再热蒸汽温度基本达到设计值（605/603℃），300MW负荷时，每天平均都在595℃以上，尤其是低负荷运行时，主、再热蒸汽温提高更加明显，提高幅度大约在30℃左右，对我厂锅炉机组运行效率，起到非常重要的作用。
6 结束语
导致锅炉主、再热汽温低的原因是多方面的，需分别对待，找出主要原因，采取合理调整措施后，就可以提高主、再热汽温。
这里只是对主、再热汽温低的原因及相应措施进行了分析和探讨。
参考文献
[1]上海锅炉厂.SG-2307/26.15-M6010锅炉使用说明书[Z].
[2]上海锅炉厂.SG-2307/26.15-M6010产品说明书[Z].
[3]上海锅炉厂.SG-2307/26.15-M6010燃烧设备说明书[Z].。