2.噴水減溫器容量不合適
連云港博大噴水式減溫器一般設計噴水量約為鍋爐額定蒸發量的3%～5%，但配200MW機組的鍋爐由于其汽溫偏離設計值問題比較突出，許多電廠均發現噴水減溫器容量不夠。如：邢臺電廠、沙角A電廠和通遼電廠等都將原減溫水管口放大，以滿足調溫需要；對再熱蒸汽，由于大量噴水對機組運行的經濟性影響較大，故設計時再熱蒸汽的微量噴水一般都很小，或不用噴水。然而，在實際運行中，因再熱器超溫，有些電廠不得不用加大噴水量來解決。
3.噴水減溫器調節閥調節性能問題
噴水減溫器的噴水調節閥的調節性能也是影響減溫系統調溫效果的因素之一。調研結果表明，許多國產閥門的調節性能比較差，且漏流嚴重，這在一定程度上影響了機組的可靠性和經濟性。
4.減溫器發生故障
如巴陵石化公司動力廠5號爐，將減溫器I級調節閥固定，用II級調節閥調節。因起主調作用的I級減溫器減溫水投入少，冷卻屏式過熱器、高溫過熱器的效果差，增加過熱器超溫的可能。
5.再熱器調節受熱面
所謂再熱器調節受熱面是指用改變通過的蒸汽量來改變再熱蒸汽的吸熱量，從而達到調節再熱汽溫的一種附加受熱面。蘇制Efl670 / 140型鍋爐的再熱汽溫的調節就是利用這一裝置實現的。但是由于運行時蒸汽的重量流速低于設計值，而鍋爐負荷則高于設計值，因而馬頭電廠5, 6號爐都曾發生再熱器調節受熱面管子過熱超溫事故，后經減少調節受熱面面積和流通截面積，才解決了過熱問題。
6.擋板調溫裝置
采用煙氣擋板調溫裝置的鍋爐再熱蒸汽溫度問題要好于采用汽——汽熱交換器的鍋爐。擋板調溫可改變煙氣量的分配，較適合純對流傳熱的再熱蒸汽調溫，但在煙氣擋板的實際應用中也存在一些問題：
(1)擋板開啟不太靈活，有的電廠出現銹死現象；
(2)再熱器側和過熱器側擋板開度較難匹配，擋板的******工作點也不易控制，運行人員操作不便，往往只要主蒸汽溫度滿足就不再調節。有些電廠還反映用調節擋板時，汽溫變化滯后較為嚴重。
7.煙氣再循環除氧器。熱力除氧器
煙氣再循環是將省煤器后溫度為250～350℃的一部分煙氣，通過再循環風機送入爐膛，改變輻射受熱面與對流受熱面的吸熱量比例，以調節汽溫。
采用這種調溫方式能夠降低和均勻爐膛出口煙溫，防止對流過熱器結渣及減小熱偏差，保護屏式過熱器及高溫對流過熱器的安全。一般在鍋爐低負荷時，從爐膛下部送入，起調溫作用；在高負荷時，從爐膛上部送入，起保護高溫對流受熱面的作用。此外，還可利用煙氣再循環降低爐膛的熱負荷，防止管內沸騰傳熱惡化的發生，并能抑制煙氣中NOx的形成，減輕對大氣的污染。但是，由于這種方式需要增加工作于高煙溫的再循環風機，要消耗一定的能量，且因目前再循環風機的防腐和防磨問題遠未得到解決，因而限制了煙氣再循環的應用。此外，采用煙氣再循環后，對爐膛內煙氣動力場及燃燒的影響究竟如何也有待于進一步研究。
因此，從原理上將煙氣再循環是一種較理想的調溫手段，對于大型電站鍋爐的運行是十分有利的。但因種種原因，實際運行時極少有電廠采用。
8.火焰中心的調節
改變爐膛火焰中心位置可以增加或減少爐膛受熱面的吸熱量和改變爐膛出口煙氣溫度，因而可以調節過熱器汽溫和再熱器汽溫。但要在運行中控制爐膛出口煙溫，必須組織好爐內空氣動力場，根據鍋爐負荷和燃料的變化，合理選擇燃燒器的運行方式。按燃燒器形式的不同，改變火焰中心位置的方法一般分為兩類：擺動式燃燒器和多層燃燒器。擺動式燃燒器多用于四角布置的鍋爐中。在配300MW和600MW機組的鍋爐中應用尤為普遍。試驗表明，燃燒器噴嘴傾角的變化對再熱器溫和過熱器溫都有很大的影響，當采用多層燃燒器時，火焰位置改變可以通過停用一層燃燒器或調節上下一、二次風的配比來實現，如停用下排燃燒器可使火焰位置提高。遺憾的是，在實際運行時效果不甚理想。
1.4運行狀況對過熱器超溫、爆管的影響
除氧器過熱器調溫裝置的設計和布置固然對于過熱器系統的可靠運行起著決定性的作用，但是，鍋爐及其相關設備的運行狀況也會對此造成很大的影響，而后者又往往受到眾多因素的綜合影響。因此，如何確保鍋爐在理想工況下運行是一個有待深入研究的問題。
1.蒸汽品質不良，引起管內結垢嚴重，導致管壁過熱爆管
如鎮海發電廠6號爐(DG-670/140-8)曾因這類問題引起7次爆管。
2.爐內燃燒工況
隨著鍋爐容量的增大，爐內燃燒及氣流情況對過熱器和再熱器系統的影響就相應增大。如果運行中爐內煙氣動力場和溫度場出現偏斜，則沿爐膛寬度和深度方向的煙溫偏差就會增加，從而使水平煙道受熱面沿高度和寬度方向以及尾部豎井受熱面沿寬度和深度方向上的煙溫和煙速偏差都相應增大；而運行中一次風率的提高，有可能造成燃燒延遲，爐膛出口煙溫升高。如美國CE公司習慣采用，也是我國大容量鍋爐中應用最廣泛的四角布置切圓燃燒技術常常出現爐膛出口較大的煙溫或煙速偏差，爐內煙氣右旋時，右側煙溫高；左旋時左側煙溫高。有時，兩側的煙溫偏差還相當大(石橫電廠6號1025t/h爐******時曾達250℃)，因而引起較大的汽溫偏差。
3.高壓加熱器投人率低
我國大容量機組的高壓加熱器投入率普遍較低，有的機組高加長期停運。對于200MW機組，高壓加熱器投與不投影響給水溫度80℃左右。計算及運行經驗表明，給水溫度每降低1℃，過熱蒸汽溫度上升0.4～0.5℃。因此，高加停運時，汽溫將升高32～40℃。可見給水溫度變化對蒸汽溫度影響之大。
4.煤種的差異
我國大容量鍋爐絕大部分處于非設計煤種下運行，主要表現在實際用煤與設計煤種不符、煤種多變和煤質下降等。燃燒煤種偏離設計煤種，使著火點延遲，火焰中心上移，當爐膛高度不足，過熱器就會過熱爆管。
燃料成分對汽溫的影響是復雜的。一般說來，直接影響燃燒穩定性和經濟性的主要因素是燃料的低位發熱量和揮發份、水分等。此外，灰熔點及煤灰組份與爐膛結焦和受熱面沾污的關系極為密切。當燃料熱值提高時，由于理論燃燒溫度和爐膛出口煙溫升高，可能導致爐膛結焦，過熱器和再熱器超溫。當灰份增加時，會使燃燒惡化，燃燒過程延遲，火焰溫度下降，一般，燃料中灰份越多，在實際運行中汽溫下降幅度越大。另外，灰份增加，還會使受熱面磨損和沾污加劇；揮發份增大時，燃燒過程加快，蒸發受熱面的吸熱量增加，因而汽溫呈下降趨勢。當水分增加時，如燃料量不變，則煙溫降低，煙氣體積增加，最終使汽溫上升。據有關部門計算：水分增加1%，過熱器出口蒸汽溫度升高約1℃左右。
5.受熱面沾污
國產大容量鍋爐有的不裝吹灰器(前期產品)，或有吹灰器不能正常投用，往往造成爐膛和過熱器受熱面積灰，特別在燃用高灰份的燃料時，容易造成爐膛結焦，使過熱器超溫。對于汽溫偏低的鍋爐，如過熱器積灰，將使汽溫愈加偏低。因此，吹灰器能否正常投用，對鍋爐安全和經濟運行有一定影響。
6.磨損與腐蝕
鍋爐燃料燃燒時產生的煙氣中帶有大量灰粒，灰粒隨煙氣沖刷受熱面管子時，因灰粒的沖擊和切削作用對受熱面管子產生磨損，在燃用發熱量低而灰分高的燃料時更為嚴重。當燃用含有一定量硫、鈉和鉀等化合物的燃料時，在550～700℃的金屬管壁上還會發生高溫腐蝕，當火焰沖刷水冷壁時也會發生；此外，當煙氣中存在SO2和SO3且受熱面壁溫低于煙氣露點時會發生受熱面低溫腐蝕。在過熱器與再熱器受熱面中易發生的主要是高溫腐蝕。
受熱面管子磨損程度在同一煙道截面和同一管子圓周都是不同的。對于過熱器和再熱器系統出現磨損的常常是布置于尾部豎井的低溫受熱面。一般靠近豎井后墻處的蛇行管磨損嚴重，當設計煙速過高或由于結構設計不合理存在煙氣走廊時，易導致局部區域的受熱面管子的磨損。鍋爐受熱面的高溫腐蝕發生于煙溫大于700℃的區域內。當燃用K, Na, S等成分含量較多的煤時，灰垢中K2S04和Na2S04；在含有SO2的煙氣中會與管子表面氧化鐵作用形成堿金屬復合硫酸鹽K2Fe(S04)及Na5Fe(S04)5，這種復合硫酸鹽在550～710℃范圍內熔化成液態，具有強烈腐蝕性，在壁溫600～700℃時腐蝕最嚴重。據調查，導致受熱面高溫腐蝕的主要原因是爐內燃燒不良和煙氣動力場不合理，控制管壁溫度是減輕和防止過熱器和再熱器外部腐蝕的主要方法。因而，目前國內對高壓、超高壓和亞臨界壓力機組，鍋爐過熱蒸汽溫度趨向于定為540℃，在設計布置過熱器時，則盡量避免其蒸汽出口段布置于煙溫過高處。
