锅炉的产汽量为什么比给水量大？
锅炉的产汽量为什么比给水量大
汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。接下来具体说说
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制，太全面了～
锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。从以往锅炉受热面爆管事故统计情况来看，绝大多数的炉管爆破是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的，因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。蒸汽温度低的危害大家也是知道的，它将引起机组的循环效率下降，使煤耗上升，汽耗率上升，新蒸汽温度过低时，带来的后果就不仅仅是经济上的问题了，严重时可能引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来严重的危害，所以规程上规定机组额定负荷下新蒸汽温度变化应在+5℃～-10℃之间。
一、 影响过热汽温变化的因素
1、 燃料性质的变化：主要指燃料的挥发份、含碳量、发热量等的变化，当煤粉变粗时，燃料在炉内燃烬时间长，火焰中心上移，汽温将升高。当燃料的水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收部分热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加。
2、 风量及其配比的变化：炉内氧量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，使炉膛出口温度升高。在总风量不变的情况下，配风的变化也会引起汽温的变化，当下层风量不足时，部分煤粉燃烧不完全，使得火焰中心上移，炉膛出口烟温升高。
3、 燃烧器及制粉系统运行方式的变化：上层制粉系统运行将造成汽温升高，燃烧器摆角的变化，使火焰中心发生变化，从而引起汽温的变化
4、 给水温度的变化：给水温度升高，蒸发受热面产汽量增多，从而使汽温降低。反之，给水温度降低汽温将升高。
5、 受热面清洁程度的变化：水冷壁和屏过积灰结焦或管内结垢时，受热面的吸热将减少，使炉膛出口温度升高，当过热器本身结焦或积灰时，由于传热不好，将使汽温降低。
6、 锅炉负荷的变化：炉膛热负荷增加时，炉膛出口烟温升高，使对流受热面吸热量增大，辐射受热面吸热量降低。
7、 饱和蒸汽温度和减温水量的变化：从汽包出来的饱和蒸汽含有少量水分，在正常工况下饱和温度变化很小，但由于某些原因造成饱和蒸汽温度较大变化时，如汽包水位突增，蒸汽带水量增大，在燃烧工况不变的情况下，这些水分在过热器中要吸热，将使汽温降低。在用减温水调节汽温时，当减温水的温度或流量变化时将引起蒸汽侧总热量的变化，当烟气侧工况未变时，汽温将发生相应的变化。
二、 影响再热汽温变化的因素
由于再热器具有较大的容积，工质在其中的流速较慢，且又布置在烟气低温区域，烟气侧的传热温差小，因而再热汽温变化的迟滞时间较长。再热蒸汽压力低，比热小，使得再热汽温在工况变化时的温度变化幅度较大。同时，再热蒸汽温度不仅受锅炉工况的变化影响，还受汽轮机工况的影响。如抽汽量变化的影响及高压缸排汽温度变化的影响。
1、 高压缸排汽温度变化的影响：机组在定压方式下运行时，高压缸排汽温度将随机组负荷的增加而升高。过热汽温的升高也将造成高压缸排汽温度的升高，另外，主汽压力越高，蒸汽在汽轮机中做功能力越大，焓降也越大，高压缸排汽温度则相应降低。
2、 锅炉烟气量的变化：因再热器呈对流特性，烟气量越大时，再热器吸热越多，汽温升高（学习火电知识就关注火电厂技术联盟）。
3、 锅炉负荷的变化：锅炉负荷降低时，辐射受热面的吸热比例增加，作为对流受热面的再热器吸热量减少，汽温将降低。
4、 其它一些诸如：受热面的清洁程度、火焰中心的位置、减温水量的变化等因素对再热汽温的影响与过热汽温类似。
三、几大因素之间的影响
1、煤量，蒸汽流量，减温水量
i//=i/+BQ/D-△i
i//=过热蒸汽出口蒸汽焓（kj/kg）
i/=过热器进口蒸汽焓（kj/kg）
Q=每公斤燃料传给工质的热量（kj/kg）
D=过热器内蒸汽流量（kg/h）
B=燃料消耗量（kg/h）
△ i=每公斤蒸汽因减温而降低的焓值（kj/kg）
由上式可以看出：在我们减小B时（减小煤量），增大D时（汽机拉调门），增大△i时就会引起i//的下降（主汽温的下降）。加减负荷是我们日常工作之一，这时控制温度变化的关键在于合理的控制好速率，避免煤量、调门、减温水量的大起大落，同时应加强监盘人员的工作责任心的培养，监盘人员之间应做到良好的沟通，共同防止温度大幅度变化现象的发生。
2、根据对流换热公式
φ=hA△t
φ=换热量（W）
h=对流换热系数（W/平方米*K）
A=换热面积（平方米）
△t=温差（K）
h只与流体流动的起因、流体有无相变，流体的流动状态、换热面积的几何因素、流体的物理性质有关。从上式可以看出，当炉膛出口烟温上升后，△t将增大，对流换热增加，汽温将升高。
随着汽压的上升炉水的饱和温度、饱和水焓上升，而饱和蒸汽焓和炉水的汽化热减小。我们知道炉水都是汽包压力下的饱和水，在燃料不变的前提下提高汽包压力会使得更多的饱和水变为饱和蒸汽，而燃料量没有改变，也就使得主、再热汽温下降。
四、 几种常见的工况扰动造成的汽温变化分析
1、 高加解列
高加解列后，锅炉的给水温度将下降，工质加热和蒸发所需的热量增多，在燃料量不变的情况下，锅炉蒸发量降低，造成过热汽温升高。如果要维持蒸发量，必须增加燃料，这样不仅使整个炉膛温度升高，炉膛出口烟温升高，且流过过热器和再热器的烟气量和烟气流速增大，锅炉热负荷增大，管壁温度升高甚至产生超温，损坏设备。因此一般在高加停用时，要限制机组负荷不大于90%额定负荷，严禁超负荷运行。运行中发生高加保护动作解列时，应立即相应开大过、再热减温水量，必要时通过减少燃料量来减弱燃烧，达到控制汽温升高的目的，并及时查明高加解列原因，进行恢复。
2、 启停制粉系统
当启动制粉系统运行时，由于大量煤粉进入炉膛内，锅炉热负荷急剧增加，受热面吸热量增大，将造成汽温升高。为了减小启动制粉系统时对汽温的扰动和防止超温，启动前应适当将过、再热汽温降低，缓慢开启制粉系统风门进行暖磨，使炉膛热负荷随着磨煤机内余粉的吹入逐渐升高，启动磨煤机后，将相应给煤机煤量放至最低，以减少瞬间吹入炉膛的燃料量。由于其余给煤机的煤量相应减少，但因锅炉的惯性作用，这部分的燃烧并没有立即减弱，此时可通过降低一次风压来适当减少进入炉膛的燃料量，避免因大量煤粉燃烧造成炉内热负荷的急剧增强。待汽温变化平缓后，再进行加负荷操作。同时，汽机调门要配合控制好主汽压力的变化，使其尽量平稳上升，以此来适应因燃烧变化所带来的蒸发量的改变，维持锅炉受热面内总的能量变化平衡。在停运制粉系统的操作中，关闭停运磨煤机的风门时应缓慢进行，一方面是为了对磨煤机进行吹扫，保证停运后的安全；另一方面是防止其对一次风压产生瞬间提高的扰动，造成燃烧突然加剧，引起汽温快速升高而产生的超温。对冷热风门内漏较大的磨煤机，要及时联系检修处理。
3、 水冷壁结焦
水冷壁结焦时，因为灰、渣的热阻大，影响水冷壁的吸热，使辐射吸热量比例减少，炉膛出口烟温升高，过、再热器吸热比例增大，引起汽温的升高。此时可通过加强对水冷壁的短吹吹灰，以清洁水冷壁表面，提高其吸热能力。同时要积极分析结焦原因，进行燃烧调整，并定期进行吹灰工作，避免形成大面积结焦而造成超温或燃烧事故。
4、 炉底水封破坏
炉底水封破坏，使得大量冷风从捞渣机或水封槽处吸入，降低了炉膛温度，使辐射吸热的比例降低，蒸发量减少；炉膛出口烟气温度升高，烟气量及烟气流速增大，对流受热面吸热加强，造成过、再热汽温的升高。炉底水封破坏的表现为：在总风量不变的情况下，氧量升高，排烟温度升高。监盘人员要及时发现异常，开大减温水量，必要时通过减弱燃烧来削弱汽温的上涨程度。同时立即联系检查炉底水封的水量，尽快恢复被破坏的水封。
5、 配风不当
辅助风的作用是保证燃料着火后期燃烧所需要的氧气，当与煤粉相应层的辅助风配给不足时，将使得燃料在炉膛中心无法燃烬，从而延长燃烧所需的时间，造成炉膛出口烟气温度升高，引起汽温的升高。这种情况在锅炉点火期间和炉膛热负荷较低时，容易造成大量煤粉未完全燃烧，而增加锅炉尾部烟道发生再次燃烧的可能性。所以，正常运行时，用关小辅助风的方法提高汽温，是不安全也不经济的。
6、 减温水系统阀门故障
正常运行时，减温水是保证主、再热汽温在正常范围内的不可缺少的调节手段，当减温水系统因调整不及时，造成汽温升高，一方面可通过燃烧方面进行调整，如减少燃料量及降低一次风压，达到减弱燃烧的目的；另一方面可通过汽机开大调门，来增大流经过、再热器的蒸汽流量，达到降低温度的目的。但后一种方法，只是暂时缓解汽温的上涨，如调门不及时关小以维持适当的汽包压力，当汽包压力低，汽化潜热与过热热之间的比例从新分配后，将造成汽温更加快速的上涨。当减温水系统因阀门故障，如阀芯脱落、气动门气源失去、电动头故障等原因，造成减温水量达不到需求量时，应视减温水减少量的多少程度，快速减少燃料，减弱燃烧，如汽温升高到对锅炉受热面有危害或对汽轮机不允许时，应果断进行停炉处理。(主、再汽温升至545至551℃时，应及时加强调整，并汇报值长；主、再汽温升至565℃，运行15分钟仍不能恢复或超过567℃，应故障停机。)
7、 汽机高中压主汽门或调门关闭
在机组进行高中压主汽门或调门严密性试验、活动性试验时，当遇到阀门关闭后不能及时开启的情况下，此时锅炉受热面内的工质只有热量输入，而没有热量输出，或热量输出远小于热量输入，如单侧高压主汽门或中压主汽门关闭，将造成该侧蒸汽流量减少，从而引起该侧对应的温度升高甚至超温。这时可通过开启汽机高、低压旁路，来维持锅炉蒸汽流量与热量的平衡。紧急情况下可通过减弱燃烧，直至熄火，来抑止汽温的升高。
8、 锅炉压力偏低造成超温
汽包压力低，对应炉水饱和温度低，水冷壁吸热量所占比例减少，蒸汽过热热所占比例增加，造成汽温升高，这时如有启动制粉系统等加强燃烧类的操作，势必加剧汽温的上涨而引起超温。因此，在操作前应适当关小汽机调门来提高汽包压力，并提前增大减温水流量，控制好汽温。
9、 送、引风机调节不匹配
由于送、引风机调节失灵等原因，造成炉膛负压减小，一次风与炉膛差压降低，送粉能力下降；当负压瞬间产生急剧增大后，相应一次风与炉膛差压升高，送粉能力瞬间增强，造成炉膛内燃烧加强，引起汽温升高。
10、 汽包安全门动作
锅炉红水现象发生的原因及解决办法
锅炉“红水”现象，你知道吗？
八种锅炉红水发生原因及解决办法
锅炉红水一般就是指锅炉系统水颜色发红，包括锅炉给水颜色发红，锅炉水颜色发红、锅炉排污水颜色发红、管网水颜色发红、换热器水颜色发红、蒸汽凝结水颜色发红、高温冷凝水颜色发红等等。
锅炉炉水呈红色说明水质不好和煮炉工作没做好。水质主要是没有除氧，水中的溶解氧含量高，造成氧与金属反应，形成四氧化三铁等。学习锅炉知识，请关注微信公众号锅炉圈！同时，由于煮炉没做好，金属表面没有想成“钝化”而形成保护膜，只是水中溶解氧很容易就与金属发生化学反应。
两个方案：1用板式换热器交换热水。2用硅磷晶阻垢剂。用上马上见效。你赞同吗？
图片
▲某公司生产锅炉红水、除氧器红水水样
红水一般就是氧化铁造成的，是锅炉系统碳钢被氧化腐蚀后形成的。造成锅炉系统碳钢被氧化腐蚀有多个原因，也可能是同时存在，也可能是单独存在，所以要分析和查找造成氧化的原因。
锅炉炉水呈红色原因之问题一：水质问题
水质问题，锅炉炉水水质要求高，是否除氧到位、PH值及所含杂质是否达标等，如果锅炉运行水质呈中性或偏酸性与锅炉系统碳钢金属反应，生成比如铁的氧化腐蚀产物就会呈现红色。
锅炉炉水呈红色原因之问题二：煮炉问题
煮炉问题，如果新锅炉在正式点火运行前没有做好煮炉工作，也会引起水质成红色，这是因为新锅炉内部存在锈迹和油污，而煮炉能清除锅炉内杂物及杂质，在锅炉内部形成保护膜，延缓锅炉老化。
锅炉炉水呈红色原因之问题三：防腐问题
防腐问题，如果锅炉因某些原因长时间停炉，如果没有做好防腐工作会使得锅炉内部生锈，或者是对锅炉检修后没有做好清污清洗工作，使得炉水水质恶化呈现红色。
锅炉排污水呈红色原因之问题四：锅炉排污水颜色发红原因
锅炉排污水颜色发红原因，锅炉排污水就是排出的浓缩锅炉水，其颜色发红原因等同锅炉水颜色发红的原因。
锅炉管网水呈红色原因之问题五：锅炉管网水颜色发红原因
锅炉管网水颜色发红原因，锅炉管网中存在氧腐蚀或二氧化碳腐蚀，是否除氧到位、锅炉管网水PH值是否偏低等，如果锅炉管网运行水质呈中性或偏酸性与锅炉系统碳钢金属反应，生成比如铁的氧化腐蚀产物就会呈现红色。
锅炉换热器水呈红色原因之问题六：锅炉换热器水颜色发红原因
锅炉换热器水颜色发红原因，锅炉换热器水颜色发红原因与锅炉管网水颜色发红原因雷同，锅炉换热器或锅炉管网中存在氧腐蚀或二氧化碳腐蚀，是否除氧到位、锅炉换热器或锅炉管网中水PH值是否偏低等，如果锅炉换热器或锅炉管网中运行水质呈中性或偏酸性与锅炉系统碳钢金属反应，生成比如铁的氧化腐蚀产物就会呈现红色。
锅炉蒸汽凝结水颜色呈红色原因之问题七：锅炉蒸汽凝结水颜色发红原因
锅炉蒸汽凝结水颜色发红原因，锅炉蒸汽凝结水管网系统中存在氧腐蚀或二氧化碳腐蚀，是否除氧到位、锅炉蒸汽凝结水PH值是否偏低等，如果锅炉蒸汽凝结水系统中运行水质呈中性或偏酸性与锅炉系统碳钢金属反应，生成比如铁的氧化腐蚀产物就会呈现红色。
锅炉高温冷凝水呈红色原因之问题八：锅炉高温冷凝水颜色发红原因
锅炉高温冷凝水颜色发红原因，锅炉高温冷凝水颜色发红发红原因与锅炉蒸汽凝结水颜色发红原因雷同。
图片
▲某矿锅炉红水水样，某厂除氧器红水水样
锅炉炉水呈红色处理：
锅炉炉水呈红色处理措施之一：水质检查
水质检查，结合锅炉型号以及说明检测水质是否达标：
锅炉给水含铁过高，二价铁进入锅炉在高温浓缩下迅速氧化成三价铁而显示红色，如经常有因腐蚀铁超标的蒸汽凝结水直接回用到锅炉。
给水PH值偏低，水质呈偏酸性与锅炉系统碳钢金属反应。如锅炉常用的给水软化装置钠离子交换树脂的作用，将水中的钙镁离子用钠离子取代，将锅炉给水软化。学习锅炉知识，请关注微信公众号锅炉圈！但水中的碳酸氢盐（HCO3-）没有去除。当温度升高时，水中的HCO3-分解成CO2，CO2气体随高温水蒸汽在冷凝回收管线中再次溶解在水中，导致冷凝水的PH值下降，呈弱酸性，而酸性冷凝水是导致冷凝回水铁离子超标的主要因素。CO2弱酸性腐蚀能造成锅炉换热系统设备及高温蒸汽凝结水管网壁均匀变薄，从而导致高温蒸汽凝结水铁超标。
除氧器效率不高，检查锅炉除氧器是否正常工作，给水没有经过除氧，或除氧器效率不高，水中的氧气与受热面金属发生反应。生成的铁氧化腐蚀产物就会呈现红色，从源头逐一排查问题。附：国标工业热水锅炉水质标准 GBT 1576-2018 国标工业蒸汽锅炉水质标准 GBT 1576-2018如下图。
图片
国标热水锅炉水质标准 GBT 1576-2018 工业锅炉水质
图片
国标蒸汽锅炉水质标准 GBT 1576-2018 工业锅炉水质
锅炉炉水呈红色处理措施之二：煮炉操作
煮炉操作，锅炉安装完毕后，正式运行前，一定要进行煮炉操作，煮炉是清除油污和改变钝化锅炉受热面金属状态的操作，这对锅炉后期是否能正常运行不出现故障有很大影响，根据锅炉型号不同，使用不同的压力进行煮炉，同时据锅炉容水量选择合适的煮炉药品数量，还有就是煮炉时要使用软化水，PH值在10-12之间。
锅炉炉水呈红色处理措施之三：锅炉检修
锅炉检修，锅炉检修后，刚起炉容易出现这红水现象，没养护好，或者炉子没有反冲洗好，加大排污可解决，做好清污工作，日常的排污也要定期规范和合理，排除锈渣，脱盐未尽的钙、镁絮状沉淀能减少其在锅炉壁的附着程度，提高锅炉热效率。
锅炉炉水呈红色处理措施之四：锅炉防腐
锅炉防腐，
锅炉炉水呈红色处理措施之锅炉防腐——硅磷晶阻垢剂。
硅磷晶阻垢剂是由聚磷酸盐及硅酸盐组成，经高温烧结成玻璃型球体。硅磷晶是一种经济有效的用于保护生活饮用水和工业水系统管道的水处理药剂，它采用控制释放技术，广泛应用于生活热水防腐阻垢处理。
硅磷晶阻垢剂无动力消耗，不增加用水系统的阻力，平时无需专人维护，只需要3到6个月补加一次硅磷晶药剂，使用方便。
硅磷晶阻垢剂需配专用的硅磷晶加药罐，必须需有水流流通；在流出去的水中硅磷晶浓度达到3-5ppm时防腐阻垢效果方可达百分之80以上，如水源静止则效果大减。
硅磷晶阻垢剂会随着浸泡时间，环境温度等其出水浓度会增高。在中间过程中有排水过程会改变其浓度值。浓度超高时，相应的重金属也会提高，在这时饮用的话会对人体有害。
硅磷晶阻垢剂不可用于密闭循环系统。处理后的水沸腾后不可以反复加热。更不可用于超过100度以上的水温，不适用于蒸汽锅炉。
锅炉炉水呈红色处理措施之锅炉防腐——BF-30A锅炉防腐阻垢剂。
为了解决锅炉及供暖系统腐蚀结垢问题，在国家科技部的大力支持下，北京化工大学对锅炉及供暖系统的腐蚀结垢问题进行了系统的研究，利用“协同作用”原理，成功研制出BF－30a锅炉防腐阻垢剂，突破了把锅炉运行和停用分别处理的模式，同时解决了锅炉及热网系统运行腐蚀和停用腐蚀两大难题。该产品具有高效、方便、连续、廉价的特点，社会效益、经济效益显著。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂工作原理：
沉BF-30A锅炉防腐阻垢剂沉淀软化作用：与水中硬度成份反应，使硬度成份变成悬浮状的微细淤渣，极易排出，防止传热面结垢。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂螯合作用：
与水中钙离子形成稳定的水溶性螯合物，增加了钙离子在水中的溶解度，使水垢无法形成。同时具有溶解原有水垢作用。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂晶格畸变作用：
由于阻垢剂的吸附，碳酸钙晶体在生长过程中破碎，形成外观不规则的小晶体。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂分散作用：
加入水中的分散剂吸附在小晶体及金属表面形成双电层，在静电作用下，小晶体与锅炉金属及小晶体之间互相排斥，避免了在锅炉金属表面沉积生成水垢。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂阈值效应：非化学计量的低剂量加药。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂腐蚀控制：高效缓蚀剂及钝化环境。
BF-30A锅炉防腐阻垢剂该产品被列为：
1997年通过化工部工业化鉴定
1998年获化工部技术发明三等奖
1999年被国家科技部列为《*家级科技成果重点推广计划》项目
2000年被国家知识产权局授予专利权
2002年被认定为《北京市高新技术**项目》
2003年《中国锅炉水处理协会注册》项目
BF-30A锅炉防腐阻垢剂加入锅炉系统后，具有沉淀软化作用、螯合作用、晶格畸变作用、分散作用、阈值效应、高效缓蚀剂及钝化环境的腐蚀控制作用，防止了系统氧腐蚀和弱碳酸腐蚀的发生，从而既保证锅炉系统水铁离子浓度达到国标GB1576-2001《工业锅炉水质》要求，又保护了锅炉系统设备和管网不再腐蚀、穿孔、泄露，真正实现了除铁标本兼治。
锅炉炉水呈红色处理措施之锅炉防腐——停炉
如果停炉时间长应对锅炉进行防腐处理，比如采用湿法保护，干法保护，可结合具体情况来合理选择。
如果正常运行的锅炉出现红水现象，或者锅炉排污水长时间发红都是非常危险的情况，锅炉长时间红水意味着锅炉正在遭遇持续地腐蚀，锅炉红水会造成炉内结氧化铁垢，造成能耗升高，锅炉出力不好，严重会局部过热炉管会蠕动变形，造成受热管道腐蚀穿孔甚至爆管危险；由于红水过高的腐蚀速率严重影响锅炉系统本体安全，影响生产的安全运行，需要加强水质管理，采取措施，控制系统水质腐蚀保护系统设备，使系统水质达标来循环利用。
附：红水造成氧化铁垢与其他水垢导热系数对比图表：
图片
▲红水造成炉内结氧化铁垢与其他水垢导热系数对比
图片
▲某厂生产锅炉冷凝水红水外排
解决锅炉红水问题，就是要解决锅炉系统水中氧化铁的问题。当前，国内锅炉水除铁离子一般有两种方式，即一种是物理设备除铁离子，另一种是化学药剂除铁离子。
设备除铁离子就是在锅炉给水前加装除铁设备，设备除铁离子适用于任何工况，能解决进水安全达标进锅炉，适用于各种场合，但是不能控制用系统设备及管网的腐蚀, 系统设备及管网的腐蚀还是在持续进行，锅炉系统水中因腐蚀铁离子来源一直存在，且设备除铁离子滤料需要定期更换，属治标不治本。
化学药剂除铁主要针对间接用热的场合，药剂会对整个回收系统以及换热器进行整体的覆膜保护，杜绝氧和CO2对系统设备和管网地腐蚀，从而彻底解决系统中的铁离子来源，使系统设备和管网不会受到腐蚀穿孔泄漏等影响。化学药剂除铁只适合间接用热场合，需要热水或蒸汽直接参与生产工艺的地方化学药剂除铁不适用，学习锅炉知识，请关注微信公众号锅炉圈！例如：需要蒸汽参与蒸煮的食品和药品行业。化学药剂除铁长期综合效益好，实现除防并举，彻底实现标本兼治。
化学药剂除铁和设备过滤除铁两种方式，具体采用那种方法要根据企业生产工艺和技术实施的目的要求结合选择。
八种锅炉红水除铁方法对比：
经过笔者统计发现，我国当前锅炉红水除铁离子工艺主要有以下八种：
靠前种锅炉红水除铁离子工艺——常规的除铁过滤器
常规的除铁过滤器大多采用锰砂或石英砂作为除铁的滤料，做成的储罐式的除铁过滤器，水通过锰砂或石英砂滤料过滤掉铁，锰砂或石英砂过滤技术，在温度高时，会释放出少量的硬度杂质，使处理后的水硬度超过锅炉给水标准，不能直接进入锅炉，只适用于地下水和对水质要求低的处理项目中，不适用于高温水或高温冷凝水的处理。如果用于高温水处理，需要先将水温降低到40-50摄氏度，超过此40摄氏度温度会再次析出硬度，然后在过滤后，再经过离子交换或阳离子树脂处理，去除硬度。此技术虽然条件限制多，但是成本低，目前各地的一些规模较小的企业还在使用，因为浪费了大量的热量，使用范围小。
第二种锅炉红水除铁离子工艺——高温阴阳树脂交换
阴阳树脂交换锅炉水除铁离子工艺就是：在中高压锅炉中，采用耐高温的阴阳树脂，高温水或高温蒸汽冷凝水在回用前，先过树脂床，将铁离子或水中残留的硬度去除。这种方法在铁离子浓度高时，含量长期高于0.05ppm就会造成树脂铁中毒，中毒后的树脂不能恢复功能。设备投资高，处理费用也高，特别不适合在低压锅炉处理中采用。其树脂对温度的要求也高，不能高于60度。树脂膜是比较成熟的技术，但是因为需要控温过滤，并且长时间处于高限值温度对 水的冲击。该工艺的用厂家有北京石化、武汉石化、湖南中烟、百事可乐等。
第六种锅炉红水除铁离子工艺——高梯度电磁除铁
高梯度电磁除铁能够有效去除高温水或蒸汽凝结水中氧化铁，但运行成本昂贵，一台处理量为100t/h的高梯度电磁除铁器 日耗电达1500度，并且内部的不锈钢丝填料更换费用昂贵，只是在水质精度要求很高的场合使用。适用的有发电锅炉，高压锅炉，目前高梯度电磁除铁离子设备使用厂家有重庆烟厂等。
第七种锅炉红水除铁离子工艺——磁增益复合除铁
磁增益复合除铁技术是一种创新的高温水或蒸汽凝结水除铁技术，磁增益复合除铁技术既具有电磁除铁设备对氧化铁的针对性吸附凝聚效能，又有对悬浮物和胶体的高效率吸附过滤功能，“氧化铁”微粒是一种具有铁磁性（Fe3O4）或顺磁性（Fe2O3）的物质，在磁场中会被磁化而具有磁性，利用凝结水中所含氧化铁的物理特性，让凝结水流经有组织的磁场，使水中氧化铁被磁化而使其具有较强的相互吸附凝聚性。磁增益复合除铁技术设备的电、水耗及材料耗费低，除铁、滤悬浮物效果稳定，适应性强，操作管理简单方便。该技术在运行成本、除铁效果、综合净水能力等方面表现突出，使电耗较传统电磁除铁设备下降了85%左右。磁增益复合除铁技术使用厂家有大庆炼化公司动力厂。
以上七种高温水或蒸汽凝结水除铁离子工艺都是设备除铁离子，虽然设备除去高温水或蒸汽凝结水中的铁离子，让高温水或蒸汽凝结水铁离子达标进锅炉安全使用，但是锅炉用汽系统和冷凝水回收系统的设备及管网的氧腐蚀和弱碳酸腐蚀还在持续进行，蒸汽锅炉凝结水设备除铁离子属于治标没治本。
第八种锅炉红水除铁离子工艺——BF-31T凝结水系统保护剂
针对锅炉用汽系统和冷凝水回收系统的设备及管网的氧腐蚀和弱碳酸腐蚀,一般采用化学药剂法对其进行处理。化学药剂通过在锅炉蒸汽出口投加皮膜胺或炉前投加挥发性氨的方法在回水管线内成防腐膜或提高回水的PH值，通常采用BF-31T凝结水系统保护技术，投加北京化工大学专利产品BF-31T凝结水系统保护剂，来阻止腐蚀的发生，BF-31T凝结水系统保护剂发明专利号:ZL2004100031415，BF-31T凝结水系统保护剂为市场应用成熟产品，BF-31T凝结水系统保护剂主要成分：成膜胺、中和胺等。BF-31T凝结水系统保护剂中的中和胺为碱性，既可以中和蒸汽凝结水中碳酸又为在线监测水中药剂浓度提供依据。BF-31T凝结水系统保护剂2007年获国家发明二等奖。
锅炉主汽温度控制调整技术
汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
锅炉汽温调整：
1 锅炉机组运行中，应注意调整过热蒸汽温度，主蒸汽温度应保持在485±5℃。
2 汽温变化时，应相应调整减温水量，调整时幅度要小，严禁猛加猛减减温水，做到勤观察、勤调整，防止汽温大幅度波动及减温器损坏。
3 前后减温器应均匀投入，严禁只投入一台减温器运行。
4 当汽温投入自动调节时，应密切监视汽温变化，如锅炉机组异常或自动调节失灵时应将自动调节切换为手动调节。
5 下列情况应特别注意汽温变化：
① 锅炉负荷异常变化时。
②给水温度、给水压力异常变化时。
③ 安全阀动作时。
④ 水位过高、过低时。
⑤ 锅炉机组发生故障或燃烧不稳时。
一、机组正常运行中的汽温调节
汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对燃烧进行调整（可适当加大风量，或设法使火焰中心上移），使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。锅炉圈【 ID：cfb12315】分享锅炉知识，笑傲技术江湖！电厂锅炉运行必备公众号，运行调整、现象分析、事故处理、技术资料，一网打尽！
总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。避免汽温大幅度波动。
二、机组滑停过程汽温调节的注意事项
1、机组滑停以前必须对锅炉进行一次全面吹灰，以关小减温器，可以使汽温在下滑过程中较好控制,使滑停过程顺利进行。
2、滑停过程中应尽量依靠减弱燃烧来使汽温下滑，不宜采取开大减温水的方法来下滑汽温，如汽温下降速度较慢或居高不下时，可以加大下层磨的出力减小上层磨的出力，或者停运上层磨，减少磨煤机的运行台数。另一方面可以适当的开大上排二次风档板，关小下层二次风档板的方法使汽温下滑。
3、滑停过程中，应尽可能的保持火嘴集中运行，使燃烧稳定。停磨前应先将磨的煤量减至最小，再停止磨煤机运行。停磨后应适当加大其余磨的出力，保持总磨煤量小幅度变化，以防止汽温下降速度过快。
4、滑停过程撤油应逐支撤出,不允许一次多支撤出,防止汽温下降速度超限。
5、正常情况下,滑停至给水主、付阀进行切换时各减温水调门及总门应该已经全关。
如果由于操作不当, 至给水主、付阀进行切换时各减温水调门及总门仍在开启状态压制汽温时,我们应考虑暂缓减负荷,通过燃烧侧调整或利用随着时间延续炉膛蓄热的减少降低汽温,关闭减温水后再切换。防止由于切换时给水压力的突增 ,导致减温水流量突增，使汽温产生突降(低负荷下蒸汽流量很小,减温水量稍增就可能造成汽温突降,因此,在负荷越低的情况下使用减温水一定要小心)。
三、滑参数启动过程中的汽温调节及注意事项
1、对于打过水压后的锅炉，由于过热器及再热器中存着较多的积水，为了使汽温与汽压相匹配，建议在点火前全开过热器及再热器，主、再汽管道所有疏水门，进行充分疏水；点火后及时开启高旁、低旁阀，使过、再热器中的积水及时排走。保证过、再热汽温与压力的匹配关系。
2、对于极热态机组，当汽机调跳闸，锅炉灭火后，应立即关闭所有减温水调门及总门，并开启排汽电动门或旁路门（汽机允许条件下），开启过、再热器疏水门。减少过、再热汽温的下降，为短时间恢复作好准备。锅炉在点火前尽量开大旁路门降压，吹扫完毕后应立即点火，以减小炉膛热损失，保持较高的火焰中心高度，并保持较高的氧量值，以使汽温尽快达到冲转参数。
3、在机组启动初期低负荷时，投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的饱和温度，以防过、再热器积水振动。
4、滑参数启动过程中，付阀切换为主阀后，给水泵转速下降会使减温水压力降低，汽温上升速度加快。如果在主付阀切换后短时间内启首台磨,会使汽温上升速度更快，故建议在启动过程中，主付阀未切换以前，尽量不要投减温水，如汽温上升速度过快时，较好采用调整燃烧的办法来调整汽温。启首台磨时为了减小对汽温影响程度，可以采用切换油枪的办法或调整风量的办法来弥补。
四、变工况时汽温的调节
变工况时气温波动大,影响因素众多,值班员应在操作过程中分清主次因素,对症下药,及早动手,提前预防.必要时采取过调手段处理,不可贻误时机,酿成汽温事故. 变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。因此在变工况时，应尽量的保持锅炉的热负荷与汽机的机械负荷相匹配。下面对几种常见情况分析如下:
1、正常加减负荷时的汽温调节。 正常加负荷时，在调门开度保持不变时，当燃烧加强后，蒸汽侧的蒸发量要滞后于燃烧侧的热负荷的加强，对于过热器来说，由于蒸发量的逐渐增加，对汽温来说还有一定的补偿能力。而对于再热器则没有这种补偿能力。因此在加负荷过程中再热汽温的上升速度要比过热汽温的上升速度快。这时我们可以采用开大汽轮机调门的办法，或适当开启减温水的办法来调节汽温。减负荷过程与此相反。
2、快速减负荷过程中的汽温调节。 快速减负荷是指机侧由于某种原因使汽轮机调门迅速关小。根据前面的分析可得，过再热汽温的上升速度是比较快的。因此，在开大减温水的同时，应根据负荷减少情况打掉1～2台磨煤机(正常次序应该是在决定快减负荷时首先打磨 ),在旁路投运正常情况下,可先开启旁路(此时应注意旁路减温水情况,防止对再热汽温造成冲击),或用开启向空排汽的办法来控制汽温。开排汽时应注意水位变化。
3、启、停磨煤机时对汽温的影响及调整。 磨煤机启动时，相当于燃烧侧负荷突然加强，因此过再热汽温一般为上升趋势，并有可能超温。故在启动磨煤机以前可以先适当的降低汽温，启磨后适当的降低其它磨的出力，保持总煤量在小范围内变化，并注意风量的调整（在启磨前应先适当的增加风量，对于启磨所增加的煤量,风量无法迅速按比例增加），防止缺风运行，保持氧量在4～6%范围内。
4、高加投切时对汽温的影响。 高加解列后由于给水温度降低，要维持蒸发量，就必须增加燃料量，故过热汽温为上升趋势。但由于高加解列后Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段抽汽要进入汽轮机做功，会使机组负荷突然增加，尤其是在高负荷时，有可能使锅炉超压，安全门动作，故此时不宜加煤量，相反还应适当减小燃料量，待负荷和压力下降后再加燃料量。同时，应加强对过再热汽温的调整，以防超温，投入高加时应缓慢投入，以防产生较大的扰动。
高加解列后对再热汽温的影响与过热汽温有所不同，由于抽汽量减少，使再汽压力升高流量增大，在燃烧还未变化时，再热汽温暂时下降(约5-10℃)，但随着机组工况趋于稳定，再热汽温随即会迅速上升，监盘人员要做好预想工作，及时进行调整。
5、再热汽温的调节特点及注意事项。 由于再热汽的比热相对于过热汽要小，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，在启、停磨煤机以及加减负荷时，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。
再热汽温的调整主要采用燃烧器摆角进行调温，微量减温调节为辅，并设有事故减温。因此，再热汽温的调节不能单纯的依靠减温水进行调节。另外，我们还可以通过改变燃烧侧风煤配比的办法来调整再热汽温。例如，我们可以通过改变各磨煤机的出力（在总煤量不变时），各二次风的配比等办法来改变火焰中心高度，以达到调节再热汽温的目的。
目前，再热汽温的自动调整特性较差，故在再热汽温投自动时应加强对再热汽温的监视。如自动调整特性呈发散型时应立即改为手动调整，并及时联系热工进行处理。在工况变动较大时，应解列再热汽温自动，进行手动调整。
五、影响直流炉汽温的因素（参考，也许还有更好的方法）
1. 煤水比。 直流锅炉运行时，为维持额定汽温，锅炉的燃料量B与给水流量G必须保持一定的比例。若G不变而增大B，由于受热面热负荷q成比例增加，热水段长度Lrs和蒸发段长度Lzf必然缩短，而过热段长度Lgr相应延长，过热汽温就会升高；若B不变而增大G，由于q并未改变，所以(Lrs+Lzf)必然延伸，而过热段长度Lgr随之缩短，过热汽温就会降低。因此直流锅炉主要是靠调节煤水比来维持额定汽温的。若汽温变化是由其他因素引起 (如炉内风量)，则只需稍稍改变煤水比即可维持给定汽温不变。直流锅炉的这个特性是明显不同于汽包锅炉的。对于汽包锅炉，由于有汽包，所以煤水比基本不影响汽温。而燃料量对汽温的影响，也由于蒸汽量的相应增加，因而影响是不大的。
因此，直流锅炉都是用调节煤水比作为基本的调温手段，而不像汽包锅炉那样主要依靠减温水。否则，一旦燃烧率与给水量不成比例，喷水量的需求将是非常大的。
2. 给水温度。 机组高压加热器因故障停投时，锅炉给水温度就会降低。若给水温度降低，在同样给水量和煤水比的情况下，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)，过热汽温会随之降低；再热器出口汽温则由于汽轮机高压缸排汽温度的下降而降低。因此，当给水温度降低时，必须改变原来设定的煤水比，即适当增大燃料量，才能保持住额定汽温。这个特性与自然循环汽包锅炉也是相反的。
3. 受热面沾污。 在煤水比不变的情况下，炉膛结焦会使过热汽温降低。这是因为炉膛结焦使锅炉传热量减少，排烟温度升高，锅炉效率降低。对工质而言，则1kg工质的总吸热量减少。而工质的加热热和蒸发热之和一定，所以，过热吸热(包括过热器和再热器)减少。但再热器吸热因炉膛出口烟温的升高而增加，故过热汽温降低。对于再热汽温，进口再热汽温的降低和再热器吸热量的增大影响相反，所以变化不大。
对流式过热器和再热器的积灰都不会改变炉膛出口烟温，而只会使相应部件的传热热阻增大，因而传热量减小，使过热汽温和再热汽温降低。在调节煤水比时，若为炉膛结焦，可直接增大煤水比；但过热器结焦，则增大煤水比时应注意监视水冷壁出口温度，在其不超温的前提下来调整煤水比。
4. 过量空气系数。 当增大过量空气系数时，炉膛出口烟温基本不变。但炉内平均温度下降，炉膛水冷壁的吸热量减少，致使过热器进口蒸汽温度降低，虽然对流式过热器的吸热量有一定的增加，但前者的影响更强些。在煤水比不变的情况下，过热器出口温度将降低。过量空气系数减小时，结果与增加时相反。若要保持过热汽温不变，也需要重新调整煤水比。
随着过量空气系数的增大，对流式再热器的吸热量增加，对于显示对流式汽温特性的再热器，出口再热汽温将升高。
5. 火焰中心高度。 当火焰中心升高时，炉膛出口烟温显著上升，再热器无论显示何种汽温特性，其出口汽温均将升高。此时，水冷壁受热面的下部利用不充分，致使1kg工质在锅炉内的总吸热量减少，过热汽温降低。
由上述分析可见，直流锅炉的给水温度、过量空气系数、火焰中心位置、受热面沾污程度对过热汽温、再热汽温的影响与汽包锅炉有很大的不同。有些影响是完全相反的。对于直流锅炉，上述后四种因素的影响相对较小，且变动幅度有限，它们都可以通过调整煤水比来消除。所以，直流锅炉只要调节好煤水比，在相当大的负荷范围内，过热汽温和再热汽温均可保持在额定值。
通过研究影响汽温变化的因素及影响趋势，我们不但可以在扰动发生时，提前调整和干预，也可以根据预知扰动引起汽温变化的幅度速度提前依据各个因素的影响大小加以适当的运用作为调整手段。 下面就将常用的调整手段及适用工况做以归纳，以供大家参考：
1. 减温水调整。 减温水是调节主汽、再热汽温度最直接、最有效的方法。但是，减温水投入的原则是尽量不投或少投，更不能将减温水作为汽温调节的唯一手段。正常情况下，应通过燃烧调整、风量调整、合理安排喷燃器运行方式等手段，使炉内燃烧工况达到最佳状态。锅炉汽压、汽温、炉膛压力等参数稳定，管壁不超温汽温不超限，减温水只做为锅炉燃烧工况出现较大扰动时防止汽温突变而采取的一种临时控制手段。
在使用减温水调节汽温时，要注意以下几个问题：
靠前、减温水喷入量的大小一定要考虑到能否被完全汽化的问题，防止水塞造成爆管，水冲击管道振动等异常的发生，尤其是在锅炉启停过程中，由于蒸汽与减温水温差小，若喷水量过大，极有可能出现减温水不能被完全汽化的情况。预防措施措施是控制减温水的流量和调整幅度，关注二级减温水后蒸汽温度变化趋势和速率，及时控制水量。一二级减温水使用的同时要关注其喷入点前后几个点温度，保证其有一定的过热度。
第二是汽温的调整要有超前控制意识，针对当时运行工况结合上面分析的汽温影响因素提前做出预判断，从而提前控制减温水量。所以用减温水调节汽温的关键是对当时锅炉整个燃烧工况对汽温变化趋势影响的方向和幅度有一个正确的判断，用这个基本的判断指导减温水调节的方向和减温水量，而不是单纯的根据当前汽温的变化进行简单调整。
第三，掌握减温水量调节幅度的大小，一般情况下，减温水调节应超前、缓慢、小幅度进行。在用减温水调节气温的同时应结合其他方法进行调整，尽量避免减温水量的大幅度波动。因为减温水量的大幅度波动会影响到汽包水位、主汽压力波动（当减温水量突然增加时，由于减温水的汽化蒸汽流量增加，在负荷不变即汽机调门开度不变时，必然造成主汽压力升高），而主汽压力的波动又影响锅炉燃料量的变化，如此反复变化就会进入一个恶性循环，最终导致整个锅炉燃烧、参数都不稳定。
2. 烟气挡板的使用。 主要用来调整再热汽温，鉴于再热器减温水对机组效率影响较大，所以，烟气挡板将作为调节再热汽温的主要手段。用烟气挡板调节再热汽温时应注意挡板不能关得太小导致烟气挡板上积灰，一方面造成烟气挡板操作不动，另一方面，在开启时会造成挡板上积灰突然全部落下堵塞烟道，锅炉冒正压。调整原则是在保证再热器不投减温水的情况下尽量开大烟气挡板（火电厂技术联盟出品）。
3. 火焰中心高度的调整。 主要通过制粉系统即喷然器运行方式（包括调整上下排磨的煤量分配）以及燃尽风的使用来实现，但在改变火焰中心高度时应注意燃烧稳定，否则就不能用改变火焰中心位置调节汽温。
4.风量调整。 在保证燃烧稳定的前提下，适当调整总风量，使氧量在正常范围的上下限运行，也可以用来调节汽温。由于主再热汽温均为对流特性，因此，增加风量会使汽温升高，减小风量会使汽温降低。在用风量调整汽温时应注意，由于风量调整对燃烧影响较大，风量调整可能会引起燃烧的变化，因此，风量幅度不能太大，原则是锅炉低负荷、煤质差时尽量维持小风量运行确保燃烧安全，若低负荷、煤质好锅炉燃烧好而汽温低时，可适当增加风量以提高汽温。高负荷时主汽温度、再热汽温一般都可以达到正常值，按正常的氧量曲线配风即可。夏天环境温度高而高负荷运行时，有可能出现“缺风”现象，可适当增加总风量保证燃烧完全。
5. 经常性的吹灰打焦。 保持受热面清洁对主再热器包括水冷壁的安全运行有利，有利于经济运行，同时有利于汽温的调整和管壁温度的控制。6. 经常性查堵漏风，加强炉底水封的检查和维护，防止因漏风引起的汽温变化。7. 当出现异常工况导致汽温大幅度变化时，可果断采用加强或减弱燃烧、快速调节减温水等方法抑制汽温变化幅度防止异常事故的发生。
正常运行时影响锅炉汽温的因素和调整方法
一、燃烧烟气侧影响
1.燃烧强度的影响：当负荷变化速率快，主汽压与给定压力偏差较大时，此时加煤或者减煤量大，燃烧强度变化明显，直接导致主再热汽温大幅波动。
2.火焰中心位置影响：炉膛火焰中心上移，出口烟温身高，由于过再热器分布在炉膛上部，因而吸收的热量增加（主要为对流换热）导致主再热气温升高，常见为磨煤机切换为上层磨运行时。
3.煤质的影响（使汽温上升，下降因素都有，看哪个因素影响大，一般为上升）：煤质差即发热量低，挥发分低，灰分水分含量高，要维持相同蒸发量就需要的燃料量相应增加，风量增加，造成烟气热容积增大，流经对流换热器的烟气量和流速增加，使汽温上升。同时，因煤质差，着火点推迟，造成火焰中心的提高，使汽温上升。当煤质较好时，则会因为相同负荷下燃烧产生的烟气量少，汽温偏低。值得注意的是：当煤质的发热量高，但挥发分低时（如无烟煤或则挥发分低的贫煤），由于前期在炉膛内不能完全燃烧，仍有部分会被烟气携带至过热器区域燃烧，可能会造成主再热汽温升高，因此运行中应注意每种的变化情况，判断其对汽温的影响趋势，提前做好调整。
4.煤粉细度的影响：粗媒，在炉膛燃尽的时间增加，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，汽温上升。细媒，在炉膛内即可实现完全燃烧，水冷壁吸热增加，过热器吸热相应减少，主再热汽温也就下降。
5.磨出口温度的影响：出口温度高低直接决定入炉煤粉着火时间点，着火较晚则汽温较高，反之则下降；同时提高煤粉的温度便于研磨，磨煤机不易堵磨。
6.二次风配风的影响：锅炉燃烧需要足够的风量，煤量较多时则需要及时开大二次风门，合理配风、保证合适的风箱差压便于燃烧，从而有利于控制汽温。
7.运行磨入口一次风压的影响：磨煤机入口风压偏高，则瞬间增加入炉煤量，会导致燃烧剧烈汽温上涨，同时火焰中心较高。相反，如果主再热汽温较高，可以暂时通过降低运行磨入口风压，短时减少入炉煤量，从而遏制燃烧的强度，也可以降低主再热汽温；汽温控制后应及时将磨运行风压加回，防止堵磨和燃烧不稳等二次影响。
8.风量大小的影响：风量直接影响烟气量大小，特别对流换热，烟气量上升，汽温上升。
二、蒸汽侧影响
1.过热度的影响：过热度高，给水量减少，则主再热汽温必然升高。
2.负荷的影响：加负荷时汽机调门开大，主汽压下降，煤量增加过多，锅炉燃烧暂时跟不上，要根据情况预控，防止汽温大幅上升。同理，减负荷要提前干预减温水等，防止汽温下降过快。
三、吹灰打焦及受热面清洁度的影响
当受热面积灰或者结焦，吸热能力急剧下降（灰的换热系数是钢的1/40），因此，不同换热面积灰或者结焦对汽温的影响不同，一般水冷壁积灰结焦，其吸热量就会下降，而这些热量会由烟气携带至过再热器区域，而流经过再热器中的蒸汽量不变，所以过再热汽温必然上升。而进行锅炉吹灰后，水冷壁清洁了，吸热量增加，后期吸热较少，汽温自然下降。同理，过热器、再热器吹灰后汽温会升高，减温水量相应增大，吹灰效果越好，汽温变化越明显（这里分析的汽温变化是在本区域吹灰结束后的一个总体变化趋势）。
实际吹灰过程中，往往出现吹哪块区域而汽温下降的情况。
原因有两种：
1、吹灰是个漫长的过程，不可能吹一个吹灰器就能表现出汽温特性
2、进行吹灰时，由于吹灰蒸汽温度低于烟气温度，可能造成被吹灰区域的烟温烟气流过降低而表现出本侧汽温降低，随着吹灰的不断进行，越来越多的受热面清洁，汽温会越来越高，减温水量慢慢会增加，所以吹灰时要根据所吹区域掌握汽温的变化趋势，及时调整减温水量，避免汽温突变。
四、主汽压的影响
压力升高时，饱和温度随之升高，水变为蒸汽所需热量增加，在燃料量不变的情况下，锅炉蒸发量瞬间减少，即通过过热器的蒸汽量减少，使过热器入口的饱和温度上升，导致汽温上升。反之，压力下降，汽温下降。但压力变化对汽温的影响只是暂时的过程，随着压力降低，燃烧量及风量会增加，汽温会上升甚至上升幅度很大，所以加减负荷时注意主汽压的变化。
一级减温水量的影响： 一减用于保护屏过，防止屏过管壁超温，同时对主汽温进行粗调。
二减用于对主汽温的细调，由于二减对汽温变化影响较快、较大，运行中应避免大幅操作，防止汽温突升突降。
再热器减温水投入式应注意观察减温器后温度有一定过热度，不同压力下所对应的饱和温度不一样，所以加减负荷、切换磨等操作时应有预见性的提前敢于减温水及摆角和过热器同时进行，否则很难控制。由于再热器减温水投入后对机组效率降低明显（相当于增加了低品质蒸汽进入中压缸做功的份额），所以尽量不投或则少投减温水时间，尽量采用燃烧调整和燃烧器摆角调整。
五、汽温的调整方法
水媒比主调，减温水辅调
1、合理的水煤比，锅炉燃烧稳定、给水跟踪正常是汽温控制的主要方式。
2、减温水量的大小一定要考虑能否被完全汽化的问题，防止水塞造成爆管、水冲击，管道振动等情况发生，尤其是在锅炉启停过程中，由于蒸汽与减温水温差小，若减温水量过大，极有可能出现减温水不能完全被汽化的情况。预防措施是控制减温水的流量和调节幅度，关小二减后蒸汽温度变化趋势和速率，同事关注喷入点前后几个点温度，保证有一定的过热度。
3、汽温的调整要有超前控制意识，针对当时的运行工况，结合我们所说的汽温影响因素提前做出预判，从而提前控制减温水量，所以用减温水调节汽温关键是对当时锅炉整个燃烧工况对汽温变化趋势的影响的方向和幅度有一个正确的预判，根据预判确定减温水调整法相和减温水量，而不是单纯的根据汽温的变化进行简单的调整。
4、调整减温水应超前，缓慢小幅进行，并结合其他方法调整，尽量避免减温水量的大幅波动，从何影响主汽压力波动。而主汽压波动又影响燃烧量的变化，好比反复变化就会进入一个恶性循环，导致锅炉燃烧参数不稳定。
汽温变化是由蒸汽侧和烟气侧两方面的因素引起的，因而对汽温的调节也就应从这两方面入手。
1、从蒸汽侧调节汽温。 从蒸汽侧入手调节汽温，即是通过改变蒸汽侧的吸热量来维持额定的汽温，目前多采用减温器来调节汽温。减温器一般置于高温段过热器与低温段过热器之间。常用的减温器有两种形式：表面式和混合式。
表面式减温器采用给水来冷却过热器，当通过减温器的给水量增大，则进入高温段过热器的蒸汽温度就会下降；反之，当减少给水量时，蒸汽温度就会上升。混合式减温器是将给水或冷凝水直接喷入蒸汽，使过热器中过热蒸汽的热量一部分用于加热、蒸发喷人的水分，使蒸汽的温度降低。无论采用哪一种减温器来调节汽温，其操作调节都比较简单，只要根据汽温高低，适当开大或关小相应的减温水调节阀，以改变进入减温器的减温水量，即可达到调节过热汽温的目的。在锅炉运行过程中，操作人员应随时监视汽温的变化，平稳、均匀地调节阀门的开度，切不可大开大关，使汽温波动过大。
2、从烟气侧调节汽温。 从烟气侧调节过热汽温，就是改变过热器受热面的吸热量，通常是通过改变流经过热器的烟气量和排烟温度来实现的。在操作上，一般有两种方法：一是通过调节燃料量和送、引风量，改变燃烧强度来进行调节的。
例如，当外界负荷减小时，汽压、汽温会同时升高，这时可减弱燃烧，使汽压、汽温同时下降。另一种方法是，当外界负荷不变，汽压较稳定而汽温偏低时，可采用加大引风量、调整二次风等措施来增加烟气流量，通过提高炉膛出口烟温来提高蒸汽汽温。
锅炉启停阶段如何控制汽温
在机组启动初期主汽温度易超参，经采取提高给水温度、降低汽机冲转压力、合理配风、控制燃料投入速率、控制给水流量等措施后，可以控制主汽温度在正常范围。
一、超温的原因
1.启动冲转参数：汽机规定冲转参数为主汽压力3.0MPa，主汽温320℃，再热汽压0.8MPa，再热汽温300℃。实际锅炉启动过程中，由于系统原因产汽量相对较少，造成汽温首先达到冲转条件而汽压不足，在等待汽压上升的过程中，汽温会继续上升。
2.风量的影响：锅炉点火初期，由于炉膛温度低，煤粉火延迟和燃尽率低、火焰中心抬高、水冷壁吸热量少，对流吸热所占比例较大。从理论上讲，减少二次风量总风量对降低汽温有一定作用。但如果降得太低，会造成煤粉着火不稳定。如二次风总风量超过35%～45%的总风量，则会增加烟气量，抬高炉膛火焰中心，减少了火焰在炉膛的停留时间，使水冷壁的辐射吸热降低，蒸发量降低，而过热受热面的吸热量增加，蒸汽冷却不足，使烟气温度升高、主汽温度升高，但压力增加缓慢。
3.燃料量的影响：由于锅炉点火初期的产汽量低，燃料量的增加速率如过快会造成蒸汽量的产生滞后于热量的产生，工质单位吸热量增加，汽温上升速率过快，从而造成汽温难以控制。另外随着炉膛温度的不断上升，燃料的燃尽率不断提高，在燃料量不变情况下，温度会持续升高。
4.给水温度低：由于进入省煤器的给水温度低，只有80℃左右，使得进入水冷壁的水温低，欠焓大，从而降低了水冷壁的产汽量，进入过热器的蒸汽量减少，从而使过热器出口主蒸汽温度上升。
二、解决措施
1.降低汽轮机冲转参数：降低汽轮机冲转主汽压力至2.8MPa，主汽温300℃，通过高、低压旁路调整再热汽压0.5MPa，调整再热汽温300℃。并且提前做好汽轮机冲转前的各项准备工作，在冲转参数达到后立即进行冲转，冲转后蒸气流量的增加使受热面的冷却效果更好。
2.控制合适的风量并合理配风：启动初期将二次风风量控制在500～550t／h，控制后屏过烟温测点不高于300℃，这样受热壁温及蒸汽温度都将便于控制。可以通过开启上层二次风，压低火焰中心，控制烟气温度。
以上就是锅炉的产汽量为什么比给水量大？的详细内容，希望通过阅读小编的文章之后能够有所收获！
