超临界锅炉过热器-再热器的汽温特性及调节分析
超临界直流锅炉运行中过热度调整及控制分析
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。
超临界直流锅炉影响汽温的因素分析及调整
超临界直流锅炉影响汽温的因素分析及调整摘要：超临界直流锅炉汽温的调整对锅炉、汽轮机的安全性和经济性都有很大影响，随着锅炉本体及辅助设备布置形式的不同，各自的汽温调整也存在很大差异，本文主要对影响汽温的因素进行重点分析，得出总结，在实际操作中针对应的汽温调整特性进行调控，提高经济效益和安全性。
关键词：主汽温、减温水、中间点温度1 引言现代锅炉对过热汽温和再热汽温的控制是十分严格的，汽温过高过低，以及大幅度的波动都将严重影响锅炉、汽轮机的安全和经济性。
蒸汽温度过高，超过设备部件允许工作温度，将使钢材加速蠕变，从而降低设备使用寿命。
严重的超温甚至会使管子过热而爆破。
蒸汽温度过低，将会降低热力设备的经济性。
汽温过低，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。
还将造成汽轮机的汽缸与转子间的相对位移增加，即胀差增加。
严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静摩擦，汽轮机剧烈振动。
2 正文一、超临界直流锅炉主汽温的影响因素1、煤水比直流锅炉运行中，为维持额定汽温，锅炉燃料量与给水流量必须保持一定比例。
煤水比合适则锅炉的热水段长度、蒸发段长度和过热段长度才能维持正常比例，蒸汽的过热度才能在合理范围内，金属管壁温度和蒸汽温度才能在合理范围内。
2、蒸汽流量波动给水量增加或主汽门关小，引起主汽流量增加，燃料量虽成比例的也增加，但由于超临界直流锅炉的过热器呈辐射特性，主汽温度应该会降低；后者的话，调门关小，主汽流量减小，主汽温度会有所增加。
3、中间点温度运行中当煤水比增大时，中间点温度便会自然升高。
因此，改变中间点温度的设定值，可使煤水比变动，从而影响汽温。
降低中间点温度设定值，过热汽温降低，反之则汽温升高。
3.1、给水温度机组加热器因故停运时，锅炉给水温度就会降低。
给水温度降低，使工质加热段的吸热需求量增加，若仍维持煤水比，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短（表现为过热器进口汽温降低同时锅炉出口烟气温度及排烟温度降低），过热汽温会随之降低。
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。
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。
超临界锅炉汽温调整
锅炉指令
一级减温 后温度
二级减温 后温度
二级减温器 进口温度
一级过热器 进口压力
FT
TT
二级减温器
TT
理论温降
TT
PT
A
二级减温器进 口温度设定值
T
二级过热器出口温度控制
分隔屏过热器动态特性 一级减温器出口温度设定值
锅炉过烧 或欠烧
负荷变化修正
饱和蒸汽保护
一级减温器出口温度控制
一级减温喷水流量控制
末级过 热器
三级减 温调门
三级减 FT 温流量
2) 控制原理
图1-7 减温器布置简图
a. 末级过热器出口温度设定值
末级过热器出口温度设定值是正常运行时由操作员设定。在机组启动过程中，该设定值
受实测的末级过热器出口温度加一个+6℃限制，以一定的速率变化。这可以保证减温器在启
动过程中一般都退出运行，又能对启动过程中可能发生的升温过快作出响应，限制主蒸汽升
锅炉指令
二级减温器 二级减温 喷水流量 后温度
三级减温 后温度
三级减温器 进口温度
末级过热器 出口压力
FT
TT
三级减温器
TT
理论温降
TT
PT
A
三级减温器进 口温度设定值
T
三级过热器出口温度控制
屏后过热器动态特性
二级减温器出口温度设定值
锅炉过烧 或欠烧
负荷变化修正
饱和蒸汽保护
d. 二级减温器控制 二级减温器负责控制三级减温器进口温度, 控制简图如图 10-5 所示。二级减温器出口
二级减温器进口温度设定值是由二级减温器的目标温度降与二级减温器出口温度测量 值相加而得来。二级减温器的目标温度降也是锅炉负荷指令的函数。设有一个自动/手动操 作站，操作员可以根据需要设定二级减温器进口温度设定值。 f. 一级减温器控制 一级减温器负责控制二级减温器进口温度, 控制简图如图 10-6 所示。一级减温器出口温度 设定值是二级减温器进口温度的比例环节加上测得的经一个高惯性环节延迟后的一级减温 器出口温度。这惯性环节代表了分隔屏过热器的响应时间。
600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调节特性
600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调节特性摘要：本文以实际运行经验为基础，总结了600MW超临界机组主、再热汽温调整的调整手段，既提高了安全性，又提高了经济性。
关键词：超临界直流锅炉；主、再汽温；影响因素；调节方法。
在火力发电机组运行中，机组主、再热汽温对机组安全性和经济性影响较大，当主、再热汽温超温时，容易引起金属壁温超限，长时间超限或短时多次超限，将会引起金属寿命下降，引发安全生产事故；当主、再热汽温长时间处于低温运行时，一般主汽温每降低10℃，相当使循环热效率下降0.5%，汽轮机出口蒸汽温度增加0.7%，降低了机组效率的同时，还加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水冲击，严重危险汽轮机安全运行。
因此主、再热汽温的调整显的尤为重要。
600MW机组经济性指标参照图如表1所示：一.首先要知道影响主、再热汽温的几个因素：1.炉内燃烧工况的影响。
当加负荷过程或者煤质突然变好时，炉内燃烧工况加强，主汽压力上升，主、再热蒸汽温度会由于烟温上升、烟气量增加而有所上升；反之则下降，汽温的变化幅度与燃烧的幅度有关。
实际过程中发生在加负荷过程，送风及煤粉送入炉膛加强燃烧后导致主、再热蒸汽温度升高。
2.炉内火焰中心的影响。
当炉内火焰中心上移，水冷壁受到的辐射传热减少，炉膛出口烟温上升，导致锅炉烟道布置的主、再热蒸汽传热加强，引起主、再热汽温上升；反之则会下降。
实际过程为中、上层制粉系统切换前后，汽温调节特性的不同，以及炉底漏风量大时，导致汽温升高。
3.锅炉受热面积灰结焦程度的影响。
受热面积灰结焦对汽温的影响非常大，当受热面积灰和积焦后，根据传热原理R=δ/λA (K/w) ，δ—材料层厚度（m）λ—材料导热系数[W/(m.k)]，传热热阻R不断增加，受热面的换热能力急剧下降，因此，换热面积灰结焦对主、再热蒸汽温调整影响非常大。
4.送风量的影响。
送风量的大小直接决定了烟气量的大小，提升送风量，会提高烟气流速，增加对流换热器（过热器、再热器）的换热能力，所以，送风量增加时气温上升，反之则下降。
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。
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。
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超临界锅炉过热器\再热器的汽温特性及调节分析摘要：本文对直流锅炉的过热器、再热器汽温特性、变化特点、汽温调节进行了简要分析，并结合我厂实际情况阐述锅炉汽温偏差产生的原因，提出超临界压力锅炉运行中应关注的问题，与电力同仁共勉。
关键词：直流锅炉超临界过热器再热器汽温21世纪以来，为了提高锅炉效率，最大限度的降低能源消耗，电站锅炉逐步向超临界锅炉方向发展。
超临界锅炉的汽温特性与传统的汽包炉汽温特性有明显的不同，汽温过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低，会影响机组的安全性；汽温过低将引起循环热效率的降低。
根据计算，过热器在超温10～20℃下长期工作，其寿命将缩短一半以上；汽温每降低10℃，循环热效率降低0.5%，而且汽温过低，会使汽轮机排汽湿度增加，从而影响汽轮机未级叶片的安全工作。
通常规定蒸汽温度与额定温度的偏差值在-10～+5℃范围内。
下面对直流锅炉的汽温特性进行分析，不断摸索调整汽温的最佳手段，控制汽温在允许范围内，保证锅炉安全运行。
一、过热器或再热器汽温特性1、过热器或再热器出口汽温随锅炉负荷的变化规律称为过热器或再热器的汽温特性。
过热器的汽温特性如图1-1所示。
图1-1 过热器的汽温特性l―辐射式过热器；2、3―对流式过热器23随着锅炉负荷的变化，辐射式过热器的汽温特性与对流式过热器相反。
当锅炉负荷增加时，燃料消耗量和过热器中蒸汽的流量都相应增大，由于炉内火焰温度变化不大，辐射式过热器吸收的炉膛辐射热增大不多，相对于每干克蒸汽的辐射吸热量反而减小，因此辐射式过热器的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低。
辐射式过热器的汽温特性见图1-1中的曲线1。
当锅炉负荷增大时，燃料消耗量增大，烟气流速增大，烟温升高、对流传热量增加，相对于每千克蒸汽的对流吸热量增加，因此对流式过热器的出门汽温随锅炉负荷的增大而增大。
对流式过热器的汽温特性见图1-1中曲线2、3，过热器离炉膛越远，过热器进口烟温越低，烟气对过热器的辐射换热份额越少，汽温随负荷增加而上升的趋势更加明显。
因此曲线3比曲线2更陡些。
由于屏式过热器以炉内辐射和烟气对流两种方式吸热，因此屏式过热器的汽温特性将稍微平稳些。
高压、超高压锅炉过热器由辐射式、半辐射式及对流式过热段组成，由于辐射吸热份额不大，整个过热器的汽温特性为对流式。
再热器的汽温特性与过热器的汽温特性相似。
由于再热器的进口汽温随汽轮机负荷降低而降低，因此再热器需要吸收更多的热量；另外，由于再热器布置在较低烟温区，并且再热蒸汽的比热容较小，因此再热汽温的波动较过热汽温较大。
二、直流锅炉汽温变化特点直流锅炉无汽包，加热、蒸发和过热各区段之间无固定界限，是随工况的变化而变化的。
在稳定工况下直流锅炉的蒸发量D等于给水量G。
因此直流锅炉过热汽温变化比较复杂，而且在某种程度上与汽包炉中的过热汽温的变化刚好相反。
在锅炉热负荷和其他条件都不变时，若给水量增加，直流锅炉的蒸发量增加，加热段和蒸发段的长度增加，过热汽温则因过热段的长度缩短而降低；反之，给水量减少，过热汽温上升。
同样可分析，在给水量和其他条件都不变时，增加燃料量，蒸发量不变，过热汽温上升；减少燃料量则过热汽温下降。
由此可见，燃料量与给水量的比值，即燃水比变化时，直流锅炉过热器出口汽温发生显著变动。
因此，在运行中热负荷与给水量必须很好地配合，也就是要保持准确的燃水比。
只要保持适当的燃水比，直流锅炉就可以在任何负荷。
任何工况下维持一定的过热汽温。
这一特性与自然循环锅炉有明显的区别，汽包锅炉过热汽温的变化与给水量无直接关系，给水量是根据汽包水位变化来调节的。
直流锅炉当负荷增加时，若燃料量与给水量按同一百分比增加，即燃水比不变，则工质在辐射区少吸收的热量可由对流区多吸收的热量来补偿，过热器出口蒸汽的温度可近似不变。
负荷不变而给水温度变化也会对直流锅炉过热汽温产生很大的影响，给水温度降低时，加热段的长度加长，蒸发段的长度几乎不变，使过热段的长度缩短，过热汽温下降。
此时必须改变原有的燃水比，增加燃料量，也即采用较高的燃水比，才能维持过热汽温为额定值。
过量空气系数增大时，因排烟损失增加，锅炉效率降低，这时，如给水温度和燃水比不变，则过热器出口过热汽温是下降的。
燃煤中的水分和灰分增加，燃料在炉内总放热量减小，在其他参数不变的情况下，过热段缩短，直流锅炉过热汽温将下降。
直流锅炉炉内火焰中心下移，炉膛水冷壁多吸收的热量被对流受热面吸热量减少所补偿，过热汽温可近乎不变；若炉膛水冷壁与过热器受热面结焦或积灰，受热面减少，均使过热汽温下降。
三、直流锅炉汽温的调节直流锅炉的汽温调节与自然循环锅炉不同。
直流锅炉在稳定工况下，过热蒸汽出口的热焓hgr可用下式表示：（1-l）式中：hgr、hgr―过热器出口和给水的热焓，kJ/kg；B，G―燃料量和给水量，kg；Qar,net―燃料低位发热量，kJ/kg；gl―锅炉效率，%。
如hg、Qar,net 、gl 在一定负荷变化范围内保持不变，则过热蒸汽温度（热焓）只取决于燃料量和给水量的比例B/G，如果比值B/G保持不变，则hgr或tgr 可保持不变。
即比值B/G变化是造成过热蒸汽温度变化的基本原因。
因此在直流锅炉中，过热汽温的调节主要是通过给水量与燃料量的调整来实现的。
考虑到实际运行中锅炉负荷的变化，给水温度、燃料品质、炉膛过量空气系数以及受热面结渣等因素的变化，对过热汽温变化均有影响，因此保持B/G的精确值不易做到，特别是燃煤锅炉，控制燃料量较为粗糙，且对tgr的调节惯性较大，不能保证良好的调节品质。
故直流锅炉一般采用与喷水调节相结合的调节方法，即比值B/G作为粗调节，蒸汽通道上的喷水减温器作为细调节（校正）。
对于带固定负荷的直流锅炉，蒸汽参数调节的主要任务是调节汽温，因而在燃料量与给水量比例确定后，操作中应尽量减少燃料量的改变。
在实际调节中，燃料量的调节精度受到燃料性质变动等影响，因此为进一步校正燃料量与给水量的比例，就借助于喷水调温。
喷水调温的惰性小，且无过调现象，特别是以喷水点后汽温作为调节信号进行喷水调节时，从喷水量开始变化只须经过几秒钟时间，很容易实现细调节。
所以直流锅炉在带不变负荷时，蒸汽参数的调节是借助喷水调节汽温而尽可能稳住燃料量。
但喷水量变化只能维持过热汽温的暂时稳定，过热汽温稳定的关键是调节燃水比B/G。
这是因为直流炉的给水量G等于蒸发量D，若燃料量B增加、热负荷增加，而给水量G未变，则过热汽温必然升高，喷水量d增加；进口水量（G-d）相应减少，反过来又会使过热汽温上升，同时影响机组效率，还会引起喷水点前金属和工质温度升高。
直流锅炉由于不稳定动态过程中交变区内工质的变化以及过热器管壁金属储热的影响，过热汽温有比较大的延迟，而且越靠近过热器出口，延迟越大。
若以过热器出口汽温作为调节信号，则调节过迟，为了维持锅炉过热蒸汽温度的稳定，按照时滞小、反应明显、工况变化时便于测量等条件，通常在过热区段中取一温度测点，将它固定在相应的数值上，即中间点温度。
用中间点汽温作为超前信号，使调节操作提前，以得到稳定的汽温。
实际上将中间点至过热器出口之间的过热区段固定，相当于汽包炉固定过热器区段情况。
在过热汽温调节中，中间点温度与锅炉负荷存在一定的函数关系，因此锅炉的燃水比B/G可按中间点温度来调整，而中间点至过热器出口区段的过热汽温变化主要依靠喷水来调节。
中间点的位置越靠近过热器入口，即过热蒸汽点离工质开始过热点越近，则汽温调节的灵敏度越高，但应保持中间点的工质状态在70～100%负荷内都是微过热蒸汽（过热度约为20℃的过热蒸汽），因而不易过于提前。
在亚临界压力及以下的直流锅炉中，中间点都选择在过热器的起始段（如国产300MW的UP单炉膛直流锅炉，它的中间点选择在包覆过热器出口），即中间点工质状态总处于过热区，而不会处于蒸发区，否则中间点将失去调节信号的作用。
四、超临界压力锅炉热偏差的特点（1）超临界压力锅炉由于出口汽温高，某些过热器管组的设计温升大，从而增大了温度偏差。
例如某锅炉后屏过热器的设计温|升从60℃增大到80℃时，单单因宽度吸热偏差一个因素就可能使偏差屏的温度与平均屏的出口平均温度差从15℃增加到20℃。
（2）超临界压力锅炉由于出口汽温高，过热器和再热器管子关键部位（管组中偏差管的出口汽温最高处）及前下部热负荷最高处的炉内壁温差不多已经接近所用钢材的耐温极限。
由于许多钢材在接近使用限值的高温下，其105h的许用应力随温度升高而降低的速度加快，在这种情况下如果超温10℃，将大大减少管子的使用寿命。
例如，根据计算，TP347H钢材在温度625℃，所受应力为69.8MPa时，其设计寿命为1.0×105h。
如果温度提高到635℃，同样应力下寿命只有0.52×105h。
寿命将降低48%。
相反，如果应力不变而温度降低10℃，则计算寿命将增加到1.80×105h。
可见在设计和运行中控制热偏差，降低关键部位管子的炉内壁温对超临界锅炉的运行安全性和经济性是至关重要的。
（3）瞬态壁温升高。
在锅炉启动及快速升负荷的瞬态过程中会发生短时间的过热器吸热量与蒸汽流量的不平衡。
因为当锅炉快速增加出力时，过热器开始状态是管内蒸汽流量和放热系数都比较小，这时投入燃料，其热负荷几乎是立即增大的。
对于直流锅炉，虽然协调自动控制系统可以使给水流量与燃煤量同步增加，但过热器中的蒸汽流量还是要水冷壁的管壁金属先吸热后再能产生出来，所以有一些时间上的延迟。
在这过渡的瞬态时间内，由于管内蒸汽流量和放热系数与热负荷的不匹配，过热器的管壁温度会比稳定工况时高。
高出的温度值决定于热负荷增加的幅度和速度。
我国一台进口加拿大巴威公司的350MW“W”型锅炉的大屏过热器和另一台进口美国FW公司的600MW锅炉的前屏过热器都发生过类似的故障。
特别是布置在炉膛火焰中心上方的前屏和后屏过热器，对热负荷增加的响应最快，所接触的烟温也最高，这种瞬态的壁温升高也最为显著。
五、减轻热偏差的措施由于工质吸热不均和流量不均的影响，使过热器、再热器管组中各管的焓增不同而造成热偏差，完全消除热偏差是不可能的。
除了在锅炉设计中应使并联各蛇形管的长度、管径、节距等几何尺寸按照受热的情况合理的分配，燃烧器的布置尽量均匀；在运行操作中确保燃烧稳定，烟气均匀并充满炉膛空间，沿炉膛宽度方向烟气的温度场、速度场尽量均匀，控制左右侧烟温差不过大；根据受热面的污染情况，适时投入吹灰器减少积灰和结渣外，目前减少热偏差的主要方法有以下几种：（1）受热面分级布置沿烟气流动方向，将整个过热器或再热器分成串联的几级，使每级的工质焓增减小并且在各级间采用大直径的中间联箱进行充分的混合，不仅使每级出口工质温度和管壁温度的偏差减小，而且可防止每级热偏差叠加，使总热偏差减小。