各种形式和用途的蒸汽锅炉，其最终产品都是具有一定温度和压力的蒸汽。而蒸汽参数是设计人员按额定参数来设计的，一般来说，锅炉在运行过程中，总是希望锅炉在额定参数下工作。

要保证锅炉能在额定参数下工作，就必须保证锅炉的其他工作条件符合设计工况，例如，燃料特性、给水温度、过量空气系数等。但在实际运行中，锅炉的这些工作条件难免受到各种扰动，扰动的结果总是导致锅炉的蒸汽参数发生变化，也就是导致蒸汽的温度和压力发生变化。因此，锅炉在实际运行中蒸汽参数总是处在不断变化之中。

要想获得相对稳定或变化很小的蒸汽参数，我们有必要掌握蒸汽参数的变化规律。饱和蒸汽在过热器中被加热提高温度后即变成过热蒸汽，汽温是否发生变化，决定于流经过热器的蒸汽量（包括减温水量）的多少和同一时间烟气传给它的热量的多少。如果在任一时间内能保持上述平衡，则汽温将保持不变，当平衡遭到破坏时，就会引起汽温发生变化，不平衡的程度越大，汽温的变化幅度也越大。

在一定负荷范围内，锅炉效率和一次汽系统的吸热份额，将基本保持不变，如果燃料发热量、给水焓（取决于给水温度）不变，直流锅炉出口焓（温度）只取决于燃料量和给水量的比例，只要维持一定的燃水比，就可维持一定的汽温。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。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，在实际运行中要保证煤水比B/G（B为锅炉燃料消耗量，G为锅炉给水量）的精确是不容易的。特别是燃煤锅炉，控制燃料量是较为粗糙的，这就迫使除了采用B/G作为粗调的调节手段外，还必须采用蒸汽通道上设置喷水减温器作为细调（校正）的调节手段。

在直流锅炉运行中，为了维持锅炉过热蒸汽温度的稳定，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，这就是通常所谓的中间点温度。实际上把中间点至过热器出口之间的过热区段固定，这相当于锅筒型锅炉固定过热器区段。在过热汽温调节中，中间点温度实际是与锅炉负荷有关，中间点温度与锅炉负荷存在一定的函数关系，那么锅炉的煤水比（B/G）按中间点温度来调整，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。

从以上讨论可以看出，影响汽温变化的因素分别来自烟气侧和蒸汽侧。

（一）蒸汽侧的主要影响因素

1.锅炉负荷的变化

对于对流式过热器，当锅炉的负荷D增加时，燃料消耗量B增大，燃烧产物增多，受热面中烟气流速增加，使烟气侧放热系数α1增大，传热系数K增大，同时由于炉膛出口温度的提高，进入对流过热器的烟温增大，使得总的传热温差Δt增加。当负荷D增加与B的增加保持一致时，对流过热器的吸热量随负荷增加而提高，出口汽温将会增加。因此，对流式过热器总的汽温变化是随负荷D的增加而增加。

上面讨论的前提条件是，D的增加与B的增加保持一致。在实际运行中，D突然增加，B不能立即跟上，这时B/D减少，汽温反而下降，但这种下降是短暂的，当B的变化跟上后，汽温就会升高。就是说，D的增加导致汽温增加总有一个时间滞后现象，但总的趋势仍是负荷D增加，对流过热器的汽温增加。

对于辐射过热器，随着锅炉负荷的增加，辐射式过热器中工质的流量D和锅炉的燃料消耗量B按比例增大，但由于每公斤燃料的辐射放热量Q减小，因而工质的焓增却在降低，即辐射式过热器的出口汽温下降。由此可见，锅炉负荷对辐射式过热器的汽温影响和对对流式过热器的汽温影响是相反的。如果锅炉同时布置这两种过热器，若设计得当的话，就可能使得过热蒸汽的温度变化与锅炉负荷无关，或者得到较为平稳的过热汽温随负荷变化的特性。这就是许多大型锅炉同时布置辐射（半辐射）式过热器和对流过热器的原因之一。

再热器的汽温变化特性原则上是与汽包锅炉中过热温度变化特性相一致的，即对流再热器的出口汽温（或焓增）随锅炉负荷的增加而升高，辐射式再热器的出口汽温（或焓增）随锅炉负荷的增加而降低，但又有其不同的特点。在过热器中，锅炉负荷变化时，其进口汽温基本上是保持不变的，而在再热器中，其进口蒸汽参数决定于汽轮机高压缸排汽温度，高压缸排汽温度降低，再热器的进口汽温也随之降低。一般当锅炉负荷从额定值降到70%额定负荷时，再热器进口汽温下降30～50℃，如果再热器采用纯对流式，而且布置在烟温较低的区域，加上再热蒸汽的比热又小，则会使再热器的出口汽温有更大幅度的下降。

传统的运行方式，锅炉是在定压下运行的，单元机组也可采用变压运行的方式，此时，汽轮机调节汽门保持全开，机组的功率变动是靠改变锅炉出口蒸汽压力来实现的。机组在额定负荷时按额定压力运行，在低负荷时按较低的压力运行，而蒸汽温度始终保持额定值。这样，在负荷变化时，汽轮机高压缸的排汽温度保持稳定，再热器进口汽温也就保持不变，其汽温特性可以得到很大改善。

另外，在变压运行时，负荷降低，过热器与再热器内蒸汽压力随之降低，蒸汽比热容减少，加热至相同温度所需热量减少，因此负荷降低时，过热汽温和再热汽温比定压运行时易于保持稳定。

2.给水温度的影响

给水温度降低，锅炉工质的总吸热量将增加，因而需要增加燃料消耗量，这样会使对流过热器前的烟气温度和烟气流速增加，从而使对流过热器的吸热量增加，汽温升高。而对辐射式过热器的汽温影响不大。所以，给水温度的降低一般总是导致过热汽温的升高。在一般情况下，锅炉给水的温度变化不大，但在某些情况下，如高压加热器解列，突然停止工作，将使给水温度显著降低，这时对过热汽温会有较大的影响。根据运行经验，给水温度每降低10℃，将使过热汽温增加约4～5℃。国内有些电厂，由于高压加热器未投入运行，使给水温度低于设计值约60℃，这将引起过热气温升高约30℃。

3.饱和蒸汽湿度的变化

若某种原因使饱和蒸汽的带水量即饱和蒸汽的湿度大大增加，由于增加的水分在过热器中汽化要多吸收热量。在燃烧工况不变的情况下，用于使干饱和蒸汽过热的热量相应减少，因而将引起过热蒸汽温度下降。

4.减温水的变化

若系统采用减温器，当减温水的温度和流量发生变化时，就会引起汽温相应变化。

（二）烟气侧的主要影响因素

1.燃料性质的变化

燃料性质的变化，主要是煤中水分和灰分的变化，也要影响到过热汽温。如果水分和灰分增加时，燃料发热量降低而必须增加燃料消耗量，从而使对流过热器受热面的烟气流速增加，加强了对流传热，对流过热器的蒸汽吸热量增加，出口汽温将有所增高；对于辐射过热器，由于炉膛温度降低而使辐射吸热量减少，其出口汽温将要降低。一般情况下，水分增加1%时，过热汽温约增加1℃；而灰分对汽温的影响则比较复杂。如果灰分增多，炉膛受热面结渣或积灰污染严重，会使炉内辐射传热量减少，过热区进口烟温提高，使对流过热器的汽温上升，但过热器本身也会因灰分增多而导致受热面的污染，使过热器传热能力下降，工质温度将会降低。如果燃料种类改变，过热汽温的变化将会更大。例如，由煤粉炉改烧重油时，因为重油火焰的发光性和炉膛热有效系数均比煤粉炉的火焰大，使炉膛吸热量增加，因而辐射式过热器的吸热量增加，而对流过热器的吸热量则会下降。

总之，燃料性质的变化对汽温的影响是较为复杂的。

2.过量空气系数的变化

炉膛过量空气系数的变化对过热汽温也有显著的影响。如过量空气系数增加，则由于炉膛温度水平降低而使辐射传热量减少，故辐射过热器的出口汽温将要降低。在对流过热器中，过量空气系数增加后，烟气量增大，受热面中的烟气流速增加而使对流吸热量增大，因而对流过热器的出口汽温将会升高，而且沿烟气流程越往下游，由此而增加的比例越大。对于屏式过热器，过量空气系数的变化对汽温的影响较小。一般的锅炉过热器系统是以对流换热为主，所以随着过量空气系数增加，将使过热汽温升高。根据运行经验，过量空气系数增加10%，汽温可增加10～20℃，而低温过热器中汽温增加的量要比高温段中增加的量大得多。但是，需要指出的是，改变炉膛过量空气系数虽然能使过热汽温变化，可是不能用来作为调节过热汽温的手段。因为增加过量空气将使排烟热损失增大，而过量空气系数过低，可能使燃烧不完全，增加不完全燃烧损失，因而都是不合理的。

3.受热面的污染情况

炉膛受热面的结渣或积灰会使炉内辐射传热量减少，炉膛出口的烟气温度提高，因而使汽温上升；过热器或再热器本身的结渣或积灰将导致汽温下降。

4.燃烧器的运行方式

摆动燃烧器喷嘴向上倾斜时，会因火焰中心提高而使过热汽温升高。对于沿炉膛高度具有多排燃烧器的锅炉，运行中不同标高的燃烧器组的投入，也会影响蒸汽的温度。(www.daowen.com)

此外，还有许多影响因素，如制粉系统、燃烧器的形式和布置、煤粉细度、配风方式、乏气位置等，运行中炉膛结渣，火焰中心移动，炉膛上部或过热器区域发生局部再燃烧等。

（三）启停机及事故异常工况下的汽温调整

1.机组启动过程中汽温的调整

机组启动对于热力系统是一个逐渐的缓慢升温升压过程，因此要求在整个启动过程中，要严格根据机组启动升温升压曲线要求进行。

（1）机组冷态启动时，一般要求在锅炉点火后对各个油枪进行试投以处理油枪缺陷。油枪试投结束后保持7支左右的大油枪进行升温升压。由于启动时间较长，考虑到节油，一般在机组冲转前要启动一套制粉系统，在锅炉压力升至冲转参数时，过热汽温及再热汽温均会超过冲转参数要求，因此，要求在制粉系统启动之前就要适当投入减温水以控制主蒸汽和再热蒸汽温度。需要注意的是，旁路未投之前，再热汽温显示没有参考价值（可能会显示很高），随着旁路投入，流量增加，再热汽温会急剧下降。再热器投减温水之前，必须保证旁路流量在30t/h以上，严禁旁路未投而投入再热器减温水。再热器投入减温水后，应注意减温器后温度，必须保证减温器后温度有14℃以上的过热度。

（2）机组热态启动时，由于汽轮机缸温较高，要求的冲转汽温也高。因此，要注意在机组冲转前保证主蒸汽再热蒸汽温度稳定在冲转参数以上，防止冲转后，汽温下跌。此时一般采取以下措施：①加强燃烧本身，增大蒸发量，开大旁路。②改变喷燃器运行方式，提高火焰中心。③在条件成熟后，尽快启动制粉系统；在机组冲转后，调节减温水要注意避免造成汽温的大幅度波动；当冲转结束机组并网后要尽快加负荷至缸温对应的负荷点，防止汽轮机冷却。

（3）要合理利用减温水，因为启动初期蒸汽流量较小，蒸汽与减温水温差小，可能会出现减温水不能被完全汽化，造成汽温突降，但同时要兼顾受热面超温问题，设法改善屏式过热器恶劣工况。如何防止上述不安全情况的发生保障安全启动，下面就实际运行中采取的一些办法总结几点：

1）提前少量投入过热器一级减温水，改善屏式过热器恶劣工况，尽量用一级减温水提前调汽温。投入二级减温水一定要慎重少量，关键是提前，不能等到汽温已经超过控制值了才用减温水量来控制。

2）再热汽温尽量采取烟气挡板和旁路控制蒸汽流量来调整控制，减温水谨慎喷入（可以说不到万不得已不要用）要注意汽水比例必须保证减温水能完全汽化和带走，发生两侧汽温偏差大和再热器入口管道振动等任意现象都应敏感地意识到积水、水塞等异常发生，同时要注意高压缸排汽温度，防止水倒流回高压缸，及时关闭减温水并打开再热器入口管道疏水。

2.停机过程中汽温控制

停机停炉分为定参数和滑参数，一般定参数不需要滑温，在减负荷停机过程中根据汽温情况早早就将减温水关得很小了（仅一级少量投入），只要汽温低于正常控制值，可在减负荷过程中全关减温水；滑参数停机因为需要滑压滑温，这就牵涉保证过热度防止水冲击的问题，同时滑参数停机时滑温是主要为了用蒸汽来冷却汽轮机，所以要严格按照滑压滑温曲线进行，不能一味地靠减温水，可通过调节风量、磨煤机运行方式、火焰中心高度等方法，必要时为保证过热度可适当降压与减少减温水同时进行的方法，但这不是正常手段，因为降压后蒸汽量就会减少，不利于汽缸冷却，同时降压可能造成汽温波动，所以要严格按照曲线进行，如后期由于减温水漏量大等缺陷原因造成汽温不好控制可考虑提前停机停炉。同时要强调一点的是汽水比例，特别是后期对二级减温水的使用，应该是逐渐减少的。同时滑参数停机目的是降缸温，所以要及时关注缸温、差胀、振动、推力瓦温等参数情况，控制内外上下缸温差在正常范围，否则应及时稳定参数。需要注意的是，滑参数停机过程中汽温并不是一根直线滑下来的，总体上是呈阶梯形滑下来的，阶梯形的平段表示“稳定汽温，等待缸温下降”。所以在滑参数停机时一定要注意这一点，即先通过减弱燃烧或投入减温水使汽温以不超过1.5℃/min的速度下降约20℃，然后稳定汽温，观察汽机缸温变化，当缸温也下降了20℃左右时，继续降低汽温，如此反复，直至缸温降至400℃。在整个滑停过程中要保证进入汽轮机的蒸汽至少有50℃的过热度。

3.高压加热器投停

高压加热器投停是一个给水温度变化过程。高压加热器投停时由于给水温度变化幅度较大，对汽温影响较大。一般情况下，给水温度变化3℃，汽温变化1℃，因此只要不是高压加热器跳闸的紧急情况，严格按照加热器投停要求进行，辅以减温水量的及时调整，汽温变化应不会很大。若出现高压加热器跳闸时，因为给水温度直线下降会直接影响蒸发量，造成主蒸汽压力下降，如果机组在CCS方式（Coordination Control System的缩写，即机炉协调控制方式），可能会造成燃料量大幅变化，因此应先解列“锅炉主控”，根据压力、负荷情况缓慢增加煤量、风量，及时开大减温水，调整壁温和汽温在正常范围，同时注意机侧轴向推力、轴向位移、推力瓦温、轴振、监视段压力等在正常范围，倾听机内声音无异常后，最终将负荷调至正常。

4.启停磨煤机

在负荷不变的情况下，切换磨煤机，就是改变火焰中心位置的问题，下面就以启停上层磨煤机为例加以说明。

启磨首先是通风暖磨和布煤过程。一般认为启动上层磨煤机会使火焰中心上移，汽温升高，但这种情况只有在磨煤机已运行正常后才能表现出来。在通风暖磨的过程中，由于上层通风会压低火焰中心造成汽温下降，下降的程度与这一过程时间长短及通风量大小有关，所以启磨通风前汽温不要控制过低（不要低于530℃），但也不要过高（不要超过538℃），因为启磨后汽温随着煤量的增加会有上升趋势。因此，要保证在切换磨煤机过程中汽温平稳，一是尽量缩短大风量通风暖磨时间，可提前开启热风挡板，靠热风调整门漏风使磨煤机提前热备；二是掌握汽温变化的规律，在通风前如果汽温正常（535℃左右不低），不要调减温水，待转磨后适当开大一级减温水调整门、再热器减温水调整门，紧盯二级减温前后及主蒸汽、再热蒸汽温度，逐渐开大一级减温水调整门，注意在同样的负荷下，上层磨煤机运行后，二级减温前后的温度应调至比转磨前低10～20℃才能保证汽温正常，因为末级过热器吸热量增大了，其蒸汽侧进出口温差自然要增加。

停上层磨煤机，因上层煤量不停地减少，其他层相应会增加，汽温肯定是下降的，所以停前维持较高汽温，停的过程中就逐渐地关小减温水，维持汽温535℃以上。

启停下层磨煤机则与上层磨煤机刚好相反。启动通风时汽温上升，启动后加煤量由于火焰中心的下移汽温下降，停止时负荷不变的情况下汽温是上升的。掌握了汽温变化规律，汽温也就不难调整了。

5.加减负荷

加负荷是个加强燃烧的过程，汽温上升；减负荷时汽温下降。如何把汽温调好不至于超温也不至于过低或者大幅波动，主要是调汽温的人不能只盯着汽温变化，更要对机组当前整体状态有把握，通过当前煤量、风量、主蒸汽压力、负荷、减温水量，以及主蒸汽、再热蒸汽温度的时滞特性等参数的变化分析，判断汽温变化的方向及幅度，从而针对性地调整。

6.炉底水封失去

汽温上升，此时在用减温水调整的同时，要及时投油助燃，调整炉膛负压偏正运行，尽量减少冷风漏入，维持负荷稳定，及时恢复水封或关闭炉底液压关断挡板。

7.减温水门卡

当减温水调整门卡在较小位置，减温水量不足时，一是尽快提高减温水压力，增加流量；二是减弱燃烧及负荷，使汽温有下降趋势，必要时停止上层磨煤机；三是立即就地手摇调整门手轮使其开启；四是联系检修人员处理。当卡在较大位置减温水量过大造成汽温直线下降时，立即关闭减温水闭锁阀，同时降低减温水压力，加强燃烧使汽温回升，然后联系检修人员处理，不得已时关小调整门后的手动门，通过手动门控制减温水流量。

8.泄漏爆管

泄漏点后壁温上升，一般低温段泄漏汽温偏高，高温段泄漏汽温偏低。措施：尽快降压减负荷，申请停机。

9.MFT（Main Fuel Trip，即主燃料跳闸）、RB（Run Back，即辅机故障快速减负荷）、负荷突降等

这类异常都可归结为燃烧大幅减弱，汽温自然是大幅下降，所以出现上述情况时应立即关闭减温水。MFT跳机事故则要关闭减温水系统所有远程控制门，控制锅炉吹扫风量，并关闭机前疏水，全开过热器侧烟气挡板，关小再热器侧烟气挡板，保汽温，为立即恢复创造有利条件。其他负荷突降等异常则在稳定后要维持一级减温水少量喷入防止屏式过热器超温，重点是再热汽温，具体操作方法总结如下：立即关闭二级减温水调整门闭锁阀，大幅关小一级减温水，留5%～10%左右，关闭再热器所有远程控制喷水减温门，根据情况，可全开再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板。有一点应加以考虑，就是维持较高的过热汽温有利于再热汽温的提高，过热汽温对再热汽温的影响不可小觑。