2.喷水减温器容量不合适

连云港博大喷水式减温器一般设计喷水量约为锅炉额定蒸发量的3%～5%，但配200MW机组的锅炉由于其汽温偏离设计值问题比较突出，许多电厂均发现喷水减温器容量不够。如：邢台电厂、沙角A电厂和通辽电厂等都将原减温水管口放大，以满足调温需要；对再热蒸汽，由于大量喷水对机组运行的经济性影响较大，故设计时再热蒸汽的微量喷水一般都很小，或不用喷水。然而，在实际运行中，因再热器超温，有些电厂不得不用加大喷水量来解决。

 3.喷水减温器调节阀调节性能问题

喷水减温器的喷水调节阀的调节性能也是影响减温系统调温效果的因素之一。调研结果表明，许多国产阀门的调节性能比较差，且漏流严重，这在一定程度上影响了机组的可靠性和经济性。

4.减温器发生故障

如巴陵石化公司动力厂5号炉，将减温器I级调节阀固定，用II级调节阀调节。因起主调作用的I级减温器减温水投入少，冷却屏式过热器、高温过热器的效果差，增加过热器超温的可能。

5.再热器调节受热面

所谓再热器调节受热面是指用改变通过的蒸汽量来改变再热蒸汽的吸热量，从而达到调节再热汽温的一种附加受热面。苏制Efl670 / 140型锅炉的再热汽温的调节就是利用这一装置实现的。但是由于运行时蒸汽的重量流速低于设计值，而锅炉负荷则高于设计值，因而马头电厂5, 6号炉都曾发生再热器调节受热面管子过热超温事故，后经减少调节受热面面积和流通截面积，才解决了过热问题。

6.挡板调温装置

采用烟气挡板调温装置的锅炉再热蒸汽温度问题要好于采用汽——汽热交换器的锅炉。挡板调温可改变烟气量的分配，较适合纯对流传热的再热蒸汽调温，但在烟气挡板的实际应用中也存在一些问题：

(1)挡板开启不太灵活，有的电厂出现锈死现象；

(2)再热器侧和过热器侧挡板开度较难匹配，挡板的******工作点也不易控制，运行人员操作不便，往往只要主蒸汽温度满足就不再调节。有些电厂还反映用调节挡板时，汽温变化滞后较为严重。

7.烟气再循环除氧器。热力除氧器

烟气再循环是将省煤器后温度为250～350℃的一部分烟气，通过再循环风机送入炉膛，改变辐射受热面与对流受热面的吸热量比例，以调节汽温。

采用这种调温方式能够降低和均匀炉膛出口烟温，防止对流过热器结渣及减小热偏差，保护屏式过热器及高温对流过热器的安全。一般在锅炉低负荷时，从炉膛下部送入，起调温作用；在高负荷时，从炉膛上部送入，起保护高温对流受热面的作用。此外，还可利用烟气再循环降低炉膛的热负荷，防止管内沸腾传热恶化的发生，并能抑制烟气中NOx的形成，减轻对大气的污染。但是，由于这种方式需要增加工作于高烟温的再循环风机，要消耗一定的能量，且因目前再循环风机的防腐和防磨问题远未得到解决，因而限制了烟气再循环的应用。此外，采用烟气再循环后，对炉膛内烟气动力场及燃烧的影响究竟如何也有待于进一步研究。

因此，从原理上将烟气再循环是一种较理想的调温手段，对于大型电站锅炉的运行是十分有利的。但因种种原因，实际运行时极少有电厂采用。

8.火焰中心的调节

改变炉膛火焰中心位置可以增加或减少炉膛受热面的吸热量和改变炉膛出口烟气温度，因而可以调节过热器汽温和再热器汽温。但要在运行中控制炉膛出口烟温，必须组织好炉内空气动力场，根据锅炉负荷和燃料的变化，合理选择燃烧器的运行方式。按燃烧器形式的不同，改变火焰中心位置的方法一般分为两类：摆动式燃烧器和多层燃烧器。摆动式燃烧器多用于四角布置的锅炉中。在配300MW和600MW机组的锅炉中应用尤为普遍。试验表明，燃烧器喷嘴倾角的变化对再热器温和过热器温都有很大的影响，当采用多层燃烧器时，火焰位置改变可以通过停用一层燃烧器或调节上下一、二次风的配比来实现，如停用下排燃烧器可使火焰位置提高。遗憾的是，在实际运行时效果不甚理想。

1.4运行状况对过热器超温、爆管的影响

除氧器过热器调温装置的设计和布置固然对于过热器系统的可靠运行起着决定性的作用，但是，锅炉及其相关设备的运行状况也会对此造成很大的影响，而后者又往往受到众多因素的综合影响。因此，如何确保锅炉在理想工况下运行是一个有待深入研究的问题。

1.蒸汽品质不良，引起管内结垢严重，导致管壁过热爆管

如镇海发电厂6号炉(DG-670/140-8)曾因这类问题引起7次爆管。

2.炉内燃烧工况

随着锅炉容量的增大，炉内燃烧及气流情况对过热器和再热器系统的影响就相应增大。如果运行中炉内烟气动力场和温度场出现偏斜，则沿炉膛宽度和深度方向的烟温偏差就会增加，从而使水平烟道受热面沿高度和宽度方向以及尾部竖井受热面沿宽度和深度方向上的烟温和烟速偏差都相应增大；而运行中一次风率的提高，有可能造成燃烧延迟，炉膛出口烟温升高。如美国CE公司习惯采用，也是我国大容量锅炉中应用最广泛的四角布置切圆燃烧技术常常出现炉膛出口较大的烟温或烟速偏差，炉内烟气右旋时，右侧烟温高；左旋时左侧烟温高。有时，两侧的烟温偏差还相当大(石横电厂6号1025t/h炉******时曾达250℃)，因而引起较大的汽温偏差。

3.高压加热器投人率低

我国大容量机组的高压加热器投入率普遍较低，有的机组高加长期停运。对于200MW机组，高压加热器投与不投影响给水温度80℃左右。计算及运行经验表明，给水温度每降低1℃，过热蒸汽温度上升0.4～0.5℃。因此，高加停运时，汽温将升高32～40℃。可见给水温度变化对蒸汽温度影响之大。

4.煤种的差异

我国大容量锅炉绝大部分处于非设计煤种下运行，主要表现在实际用煤与设计煤种不符、煤种多变和煤质下降等。燃烧煤种偏离设计煤种，使着火点延迟，火焰中心上移，当炉膛高度不足，过热器就会过热爆管。

燃料成分对汽温的影响是复杂的。一般说来，直接影响燃烧稳定性和经济性的主要因素是燃料的低位发热量和挥发份、水分等。此外，灰熔点及煤灰组份与炉膛结焦和受热面沾污的关系极为密切。当燃料热值提高时，由于理论燃烧温度和炉膛出口烟温升高，可能导致炉膛结焦，过热器和再热器超温。当灰份增加时，会使燃烧恶化，燃烧过程延迟，火焰温度下降，一般，燃料中灰份越多，在实际运行中汽温下降幅度越大。另外，灰份增加，还会使受热面磨损和沾污加剧；挥发份增大时，燃烧过程加快，蒸发受热面的吸热量增加，因而汽温呈下降趋势。当水分增加时，如燃料量不变，则烟温降低，烟气体积增加，最终使汽温上升。据有关部门计算：水分增加1%，过热器出口蒸汽温度升高约1℃左右。

5.受热面沾污

国产大容量锅炉有的不装吹灰器(前期产品)，或有吹灰器不能正常投用，往往造成炉膛和过热器受热面积灰，特别在燃用高灰份的燃料时，容易造成炉膛结焦，使过热器超温。对于汽温偏低的锅炉，如过热器积灰，将使汽温愈加偏低。因此，吹灰器能否正常投用，对锅炉安全和经济运行有一定影响。

6.磨损与腐蚀

     锅炉燃料燃烧时产生的烟气中带有大量灰粒，灰粒随烟气冲刷受热面管子时，因灰粒的冲击和切削作用对受热面管子产生磨损，在燃用发热量低而灰分高的燃料时更为严重。当燃用含有一定量硫、钠和钾等化合物的燃料时，在550～700℃的金属管壁上还会发生高温腐蚀，当火焰冲刷水冷壁时也会发生；此外，当烟气中存在SO2和SO3且受热面壁温低于烟气露点时会发生受热面低温腐蚀。在过热器与再热器受热面中易发生的主要是高温腐蚀。

   受热面管子磨损程度在同一烟道截面和同一管子圆周都是不同的。对于过热器和再热器系统出现磨损的常常是布置于尾部竖井的低温受热面。一般靠近竖井后墙处的蛇行管磨损严重，当设计烟速过高或由于结构设计不合理存在烟气走廊时，易导致局部区域的受热面管子的磨损。锅炉受热面的高温腐蚀发生于烟温大于700℃的区域内。当燃用K, Na, S等成分含量较多的煤时，灰垢中K2S04和Na2S04；在含有SO2的烟气中会与管子表面氧化铁作用形成碱金属复合硫酸盐K2Fe(S04)及Na5Fe(S04)5，这种复合硫酸盐在550～710℃范围内熔化成液态，具有强烈腐蚀性，在壁温600～700℃时腐蚀最严重。据调查，导致受热面高温腐蚀的主要原因是炉内燃烧不良和烟气动力场不合理，控制管壁温度是减轻和防止过热器和再热器外部腐蚀的主要方法。因而，目前国内对高压、超高压和亚临界压力机组，锅炉过热蒸汽温度趋向于定为540℃，在设计布置过热器时，则尽量避免其蒸汽出口段布置于烟温过高处。