给水温度降低的因素浅析
影响锅炉热效率的主要因素是排烟损失和不完全燃烧损失
影响锅炉热效率的主要因素是排烟损失和不完全燃烧损失强化燃烧，以减少不完全燃烧损失（1）合理设计，改造炉膛形状；（2）组织二次风，加强气流的混合和扰动；（3）要有足够的炉膛容积。
（二）减少排烟损失（1）控制适当的空气过剩系数；（2）强化对流传热。
排烟热损失，固体未完全燃烧热损失在锅炉各项热损失中所占比例较大，实际运行中其变化也较大，因此尽力降低这两项损失是提高锅炉热效率的关键。
1.降低排烟热损失1)防止受热面结焦和积灰由于溶渣和灰的传热系数很小，锅炉受热面结焦积灰会增加受热面的热阻，同样大的锅炉受热面积，如果结焦积灰，传给工质的热量将大幅度减小，会提高炉内和各段烟温，从而使排烟温度升高，运行中，合理调整风，粉配合，调整风速风率，避免煤粉刷墙，防止炉膛局部温度过高，均可有效的防止飞灰粘结到受热面上形成结焦，运行中应定期进行受热面吹灰和及时除渣，可减轻和防止积灰，结焦，保持排烟温度正常。
2)合理运行煤粉燃烧器大容量锅炉的燃烧器一次风喷口沿炉膛高度布置有数层，当锅炉减负荷或变工况运行时，合理的投停不同层次的燃烧器，会对排烟温度有所影响，在锅炉各运行参数正常的情况下，一般应投用下层燃烧器，以降低炉膛出口温度和排烟温度。
3)注意给水温度的影响锅炉给水温度降低会使省煤器传热温差增大，省煤器吸热量将增加，在燃料量不变时排烟温度会降低，但在保持锅炉蒸发量不变时，蒸发受热面所需热量增大，就需增加燃料量，使锅炉各部烟温回升，这样排烟温度受给水温度下降和燃料量增加两方面影响，一般情况下保持锅炉负荷不变，排烟温度会降低但利用降低给水温度来降低排烟温度不可取，会因汽机抽汽量减小使电厂热经济性降低。
4)避免进入锅炉风量过大锅炉生成烟气量的大小，主要取决于炉内过量空气系数及锅炉的漏风量，锅炉安装和检修质量高，可以减少漏风量，但是送入炉膛有组织的总风量却和锅炉燃料燃烧有直接关系，在满足燃烧正常的条件下，应尽量减少送入锅炉的过剩空气量，过大的过量空气系数，既不利于锅炉燃烧，也会增加排烟量使锅炉效率降低，正确监视分析锅炉氧量表和风压表，是合理配风的基础。
锅炉汽包水位的影响因素及调整浅析
锅炉汽包水位的影响因素及调整浅析摘要：本文主要分析了影锅炉响汽包水位的主要因素，并针对机组在各个阶段期间汽包水位的调整方案进行了分析，以期对电厂运行调整提供借鉴作用。
关键词：汽包水位；给水流量；蒸汽流量。
1引言汽包水位是汽包锅炉正常运行中重要的监视参数之一，运行中，如果锅炉水位过高时会造成蒸汽带水，引起管道水冲击，严重时可能造成汽轮机进水事故，造成严重的设备损坏。
当水位过低时，将会引起锅炉水循环的破坏，造成水冷壁超温，严重缺水时，水冷壁出现干烧，引起水冷壁严重超温而出现大面积爆管的严重设备损坏事故。
所以，运行中，将汽包水位控制在正常水位范围内至关重要。
2影响锅炉汽包水位的主要因素分析2.1给水压力的影响当给水压力发生变化时，将使得给水流量随之发生变化，从而使得给水流量与蒸汽流量之间的平衡遭到破坏，最终使得水位发生变化。
当给水压力降低时，给水流量将随之减小，若其他条件不变的情况下，汽包水位将下降。
反之，当给水压力升高时，给水流量增加，汽包水位上升。
如果给水压力过低，甚至低于汽包压力时，将造成汽包无法上水，从而使得汽包严重缺水。
2.2燃烧对汽包水位的影响当外界负荷与给水流量不变化时，燃烧突然加强时，水位将出现暂时上升后下降；反之，燃烧减弱时，汽包水位将出现先下降后上升的现象。
这主要是由于燃烧工况的改变使得炉内的放热量发生了变化，从而引起工质状态发生变化的缘故。
当燃烧加强时，锅炉吸热量增加，炉水的汽泡增加，体积发生膨胀，从而使得汽包水位暂时性的上升，随着燃烧的继续加强，产生的蒸汽量不断增多，汽包压力上升，饱和温度也随着上升，炉水中的汽包数量随之减少，水位又会下降。
2.3负荷变化对汽包水位的影响当外界负荷突然增加时，如果给水流量和燃烧工况不变的情况下，将引起汽包压力急剧下降，使得炉水饱和温度下降，汽包内部分水瞬间汽化，产生大量的汽泡，使汽包水位快速升高，形成虚假水位；反之，如果外界负荷突然降低，将引起锅炉汽压骤升，汽包水位骤减，如此时大大减弱燃烧，则促使水位更低，若安全门动作又会使水位升高。
简述影响反渗透设备产水的因素分析
简述影响反渗透设备产水的因素分析反渗透设备运行时影响设备产水的因素来自各个方面，下面就大家介绍下各方面的影响因素。
温度温度是一个十分关键的设计参数。
给水泵压力、各段产水量平衡、淡水水质及难溶盐的溶解度等各个设计参数均与温度密切相关。
作为一种粗略算法：给水温度每降低10华氏度，给水泵压力则需增加15%。
各段产水量也受到温度的影响。
水温增加时，位于RO系统前端的膜元件产水量增加，而后端的膜元件产水量下降。
而水温较低时，各段产水量较为均衡。
水温较高时，离子透过膜体的动能增加，因而反渗透设备透盐率增加。
水温增高时，碳酸钙的溶解度下降。
水温降低时，硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶及二氧化硅的溶解度下降。
pH值给水的pH值定义了它的酸碱性。
pH值为7时是中性;为0-7时呈酸性;为7-14时呈碱性。
在分析化学中，pH值是氢离子浓度负对数。
在水化学中，pH值用于定义二氧化碳、碳酸氢根、碳酸根、氢氧根离子的碱度平衡是十分重要的。
浓水的pH值一般较给水pH值偏高，这是由于碳酸氢根、碳酸根离子浓度高于二氧化碳浓度。
用盐酸与硫酸调整给水的pH值，用酸降低给水pH值将LSI(朗格里尔)指数下降，且降低碳酸钙沉淀的可能。
给水与浓水的pH值也影响着硅、铝、有机物与油脂的溶解度与污染程度。
给水pH值的变化还影响了离子的脱除率，pH值下降时氟、硼与硅的脱除率随之下降。
电导率电导率是表示水中溶解离子导电能力的指标。
没有离子的理想纯水，不会产生电流。
电导率用电导率仪测量，其单位为微西门子/厘米(μs/cm)。
电导率也是测量水中离子浓度的简便方法，但不能精确反映离子种类。
离子构成不同，电导值也不同;但电导的数值随离子浓度增加而增加。
TDS(溶解固体总量)仪是利用变换因子将电导率值转换为TDS值。
在水质分析中，可用不同离子对应的不同转换系数或溶解固体总量(TDS)对应的单一转换系数，估算电导率的数值。
可用二氧化碳的ppm浓度的平方根乘以0.6求得其电导率;硅离子对电导率变化不产生影响。
高加故障原因分析与对策
高加故障原因分析与对策一、简介：目前，大容量火电机组普遍采用具有中间再热的回热循环，以提高整个机组的热经济性。
回热加热器是回热系统的重要设备，它对热经济性的影响很大。
由于设计、安装、检修和运行等方面原因，高加的投入率并不是很高。
高加的故障原因很多，最多的就是漏泄。
二、漏泄的位置：1、管子端口〔管子与管板连接处〕；2、管子本身漏泄；3、汽侧与水侧阀门；4、水室隔板〔进、出水室之间〕漏泄；三、漏泄的原因：1、管子端口〔管子与管板连接处〕漏泄大多是由于起停过程中热应力过大、管板变形。
热应力过大：高加在与主机正常启停过程中，或在主机故障而高加停运时，或在主机正常运行中因高加故障而使高加停运及在启动时，高加的温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大热应力，使管子和管板相连接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口漏泄。
主机或高加故障而骤然停运时，如果汽侧停止供汽过快，或汽侧停止供汽后，水侧仍然继续给水，在这两种情况下，因管子的管壁薄，所以在管板管孔内的那端管子收缩很快。
而管板的厚度大，收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。
这就是规定的温降率允许值只有1.7~2.0℃/分钟，比温升率允许值2~5℃/分钟要严格的原因。
不少发电厂常常发生下属情况，主机运行中高加运行是正常的，但在停机后或停高加后再开机或再投运高加时，却发现高加管系泄漏。
实际上，泄漏不是在停机后，也不是在开机或正确投运高加时引起，而是在停机或停运高加过程中，由于高加温降率过快导致管子和管板连接焊缝或胀接处发生损坏而造成漏泄。
管板变形：管板与管子相连，管板变形会使管子的端口发生漏泄。
高加管板水侧压力高、温度低，汽侧压力低、温度高，尤其有内置式疏水冷却段，温差更大。
如果管板厚度不够，则管板会有一定的变形。
管板中心会向压力低、温度高的汽侧鼓凸，在水侧，管板发生中心凹陷。
在主机负荷变化时，高加汽侧压力和温度相应变化。
尤其在调峰幅度大，调峰速度过快或负荷突变时，在使用定速给水泵的条件下，水侧压力也会发生较大变化，甚至可能超过高加给水的额定压力。
高加给水温度低的原因分析及解决对策
[ 中图分 类号】T 2 3 K 2. 5
[ 献标 识码】B 文
量 ; 接工 艺采 用亚 派焊 ; 热器 出厂 前必 须做 水压 焊 加
试验 , 合格 方能 出厂 .
1 . 高 加箱 体密 封 性 2
[ 章编 号】 0 8 6 1 (0 5 0 — 0 1 0 文 1 0 — 2 8 2 0 )6 0 2 — 2 目前大 容量 火力 发 电厂都 采用 具有 蒸 汽 中间再 热 的给 水 回热 加 热循 环 系统 ,用 汽 轮机 的抽 汽来 加 热 凝结 水和 给 水 , 这部 分抽 汽 不再排 入凝 汽 器 , 少 减 了冷 源损失 ;同时给 水 回热加 热提 高 了热力 循环 吸 热 过程 的平 均温 度 , 小 了换热 温差 , 减 降低 了单位 蒸 汽 在锅 炉 中的 吸热量 ,所 以可 有效 地提 高机 组 的经 济 效益 .因此 , 给水 温度 , 给水最 终 加热 温度 的 高低 对 机组 的经 济性 有直 接 的影响 . 造 成给 水温 度低 的原 因分 为 急剧 和缓 慢 下 降两 种情 况 .引 起急 剧下 降 的原 因较单 一且 现象 直观 明 显 , 因查 寻简 单 , 发生 高加 给 水温度 急剧 下 降的 原 但
速 可靠 地切 断 高加水 侧 ,并且 保证 向锅炉 不 问断供
水. 如果高 加水 侧 自动保 护装 置 的部件 可靠 性差 , 出 现联 成 阀传 动 机 构卡 涩 或 阀 门严 密性 差等 现 象 , 会
33 高加 的放 水 阀门 - 为 了满 足 停 机 后 高加 组 的保 养 和 检 修需 要 , 高 加组 设有 放水 阀门 , 主要有 各个 高加 的危 急放 水 门 , 疏水 排地 沟 门 .如果放 水 阀 门密封性 差 或误操 作 开
超临界电站锅炉的主汽温度控制与稳定性分析
超临界电站锅炉的主汽温度控制与稳定性分析超临界电站锅炉是目前煤炭燃烧最高效的发电设备之一，具有较高的热效率和灵活性。
而主汽温度的控制是超临界电站锅炉运行中一个重要的任务，对于保证锅炉的安全和稳定运行具有重要意义。
本文将对超临界电站锅炉的主汽温度控制与稳定性进行分析。
首先，我们需要了解超临界电站锅炉的主汽温度控制系统是如何工作的。
主汽温度控制系统是由传感器、执行器和控制器等部分组成的闭环控制系统。
传感器负责测量主汽温度，将测量值传递给控制器。
控制器根据设定值和反馈值之间的误差，通过调节执行器来控制主汽温度。
通过反复调节和修正，控制器使主汽温度保持在设定值附近。
在超临界电站锅炉中，主汽温度受多种因素的影响，如燃烧状况、给水温度、负荷变化等。
燃烧状况是主汽温度的主要影响因素之一。
当燃烧强度增加时，锅炉产生的热量增加，主汽温度也会相应升高。
给水温度是另一个重要因素。
给水温度的升高会提高主汽温度，给水温度的降低则会降低主汽温度。
负荷变化也会对主汽温度产生影响。
当锅炉负荷突然增加时，燃烧需要更多的燃料来保持产生的热量，这会导致主汽温度升高。
为了提高超临界电站锅炉的主汽温度控制的稳定性，我们可以采取以下措施：1. 提高燃烧控制的精度：通过精确控制燃料供给和空气调节，可以提高燃烧的稳定性，从而使主汽温度更加稳定。
2. 优化给水系统：合理调整给水温度和流量，减少给水温度变化对主汽温度的影响。
采用恒温给水系统，可以更好地控制给水温度，提高主汽温度的稳定性。
3. 加强负荷控制能力：通过改进锅炉的控制系统，使其能够更快地响应负荷变化，实现快速调整主汽温度。
同时，合理规划负荷曲线，避免负荷突变对主汽温度的影响。
4. 引入先进的控制技术：利用先进的自动控制算法，如PID控制、模糊控制和神经网络控制等，可以提高主汽温度控制的精确度和响应速度，同时提高稳定性。
另外，超临界电站锅炉的主汽温度控制还需要考虑安全因素。
在锅炉运行过程中，如果发生异常情况，如燃烧不稳定、给水不足等，会导致主汽温度超过安全范围，可能引发事故。
集中供暖水温低的原因
城市集中供热系统大体上就是三个部分，分别是热源，热网，热用户。
造成供热系统能源利用率低的原因总结： 1、热源方面 （1）锅炉效率低。
第一，目前使用的工业锅炉的效率一般在65%～75%；第二，设备组合不匹配；第三，排烟温度过高；第四，燃料未充分燃烧；第五，管道保温差。
这些因素都会造成能源的损耗。
（2）耗电量高。
在用电设备设计时，考虑到热源设备、热网和热用户的阻力，将阻力放大了，而加大燃气锅炉、鼓引风机、水泵的配置，一层又一层，也有的水泵放得过多，而且国内绝大多数水泵等供暖设备缺乏气象变化调节的能力，不能根据供热期各阶段及每天1、3不能根据气象变化进行灵活调节，大大增加了用电消耗。
（3）不能根据气象变化灵活调节。
目前的供暖设备缺乏气象变化调节的能力，不能适时根据不同阶段以及每天24小时的不同气象调节参数，致使增加了热能的耗费。
2、热网方面 （1）输送效率低。
第一，网管保温差，目前使用的网管保温系数一般为80%～95%； 第二，补水量大，补水率一般为0.01%～0.5%； 第三，输送管道的管径设计过大，水流量就加大，散热量也加大，补水量和水泵流量跟着加大。
以上因素都会造成输送效率低。
（2）水力失衡，能耗增加。
由于水力失衡，而“近热远冷”，为解决输送的末端不热，满足末端用户需求，必须加大水泵总流量，致使水泵能耗增加。
3、热用户方面 （1）建筑结构与供热系统设施方面。
第一，供热系统的围护结构的保温性不良； 第二，在供热系统设计环节或多或少存在缺陷，这些缺陷在实际供热的时候中会带来水力垂直失调和水平失调，从而增加了热耗； 第三，供热系统的散热器的管径和片数设计不当，如存在着散热器的管径设计过大或过小，散热器的片数过多或过少的情况，这都会影响供热节能的效果。
（2）人为因素。
第一，照常给长期空置的住宅供热而造成供热浪费； 第二，少部分用户私自改接供热管和设备，私自改装散热器和阀门，影响供热系统原来较为合理的设置，从而增加了热耗；第三，有的用户贪小便宜，表现在：接用供热系统的热水，造成热能消耗加大。
350MW机组给水温度降低的原因分析及治理
350MW机组给水温度降低的原因分析及治理摘要：350MW机组是发电厂非常重要的设备机器，而给水温度是发电厂重要的经济指标，如果350MW机组的给水温度达不到标准值，那么将会严重影响机组的煤耗，为机组带来很多问题，降低了机组整体的经济性。
因此本文通过阐述350MW机组给水原理，分析影响水温的因素，找出水温降低的原因，并且有针对性地提出了相关的治理策略，从规范运行操作方式、设备维护及管控以及相关技术人员培训等方面提出了有效建议，从而实现提高水温的目的。
关键词：350MW；给水泵；给水温度低；高压加热器引言：在350MW机组中，通常采用从汽轮机中提取的蒸汽用来加热凝结水和给水，加热给水可以提高热循环中吸热过程的平均温度，从而降低传热温差，减少锅炉中每单位蒸汽的吸热量，这是提高机组经济性的一个有效途径。
给水的最终加热温度对机组经济性有直接影响，因此必须要保证给水温度达到设计标准，所以当350MW机组给水温度降低的时候，必须要分析给水温度低的原因，积极采取有效措施。
1350MW机组给水原理350MW超临界机组的给水控制与筛分炉在低负荷时的给水控制类似，即在直流锅炉运行过程中调节蒸汽分离器中的水位和调节水煤比。
在超临界直流机组中，给水调节是在预热段、蒸发段和过热段同时连续进行的，而超临界机组的过热蒸汽温度不能像亚临界钢包炉那样通过喷水降温来保持稳定，喷水降温实质上起到调节过热器和水冷壁之间的工作流分布比例的作用，但不影响最终平衡蒸汽温度参数[1]。
给水在加热段被加热，然后温度升高进入蒸发段，蒸发段的蒸汽和水产生一定的混合物，然后混合物进入过热段，被进一步加热，直到成为过热蒸汽。
在直流锅炉中，水在临界条件下被瞬间加热成蒸汽，蒸汽-水分界线随着运行条件的变化而不断变化。
如果燃料量增加，水提前到达蒸发段，那么相应的过热段就会扩大，为给水段带来压力，容易造成过热；但是如果水量增加，蒸发点后移，那么将会造成蒸汽过热度不足，从而影响工作质量，对电厂运行非常不利，所以控制蒸发端的位置非常重要，必须要保持一定的碳水比，这是直流锅炉的一项重要控制任务。
《锅炉原理》习题集
《锅炉原理》习题集一、填空题1．从能量转换的角度来看，火力发电厂中锅炉设备的作用是将燃料化学能转换为蒸汽热能。
2．当给水温度降低时(其它条件不变)，对汽包锅炉而言，过热器出口汽温将升高；对直流锅炉而言，过热器出口汽温将降低3．在煤粉炉的各项热损失中，以排烟热损失为最大，影响该项热损失的主要因素为排烟温度和排烟容积。
4．现代电厂锅炉采用的空气预热器有管式和回转式_两大类。
5．根据燃烧器的出口气流特征，煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃器_。
6．过热器产生热偏差的主要原因是并列管吸热不均和工质流量不均。
7．随着锅炉容量的增大，锅炉的散热损失q5(%)将减小。
8．电厂锅炉用煤分类的主要依据是_煤的干燥基挥发分Vdaf_。
9．汽包锅炉运行中需要监视和调节的参数主要有蒸汽压力, 蒸汽温度, 汽包水位10．按元素分析方法，煤的组成成分为_C,H,O,N,S,M,A_，其中可燃成分为_C,H,S。
11．蒸汽污染的主要原因是饱和蒸汽的机械携带和蒸汽的溶解性携带。
12．直流锅炉是通过控制给水和燃烧来调节过热蒸汽温度的。
13．表示灰的熔融特性的三个温度是变形温度PT、软化温度ST 液化温度FT。
14．中间储仓式制粉系统中，大多采用低速筒式铜球磨煤机。
15．型号为SG-1025/540型锅炉的含义是：由上海锅炉厂制造、锅炉容量_、过热蒸汽压力_、过热汽温/再热汽温的锅炉。
按压力等级分类，属于亚临界压力的锅炉。
16．煤的工业分析成分有：水份、灰份_,挥发份__、固定碳_、。
=。
17．若某锅炉空气预热器出口处烟气中的含氧量为O2=6%，则该处的过量空气系数18．再热蒸汽多采用烟气侧调温方式，具体的调温方法有摆动式燃烧器、_烟气再循环、_烟气挡板调节等。
19．煤粉迅速而完全燃烧的四个条件为供给适当空气量_、维护相当高的炉温_、燃料与空气的良好混合,_足够的燃烧时间_。
20．按传热方式的不同，过热器可以分为对流式、辐射式_、半辐射式三种基本型式。
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理摘要：针对贵州XXX电厂高加出口给水温度发生偏低问题，从制造、安装、运行调整、检修等方面分析了偏低原因。
在排除了因运行方式、高加堵管造成出口温度偏低的因素后，现场通过改进检修工艺，确定给水温度偏低主要是由高加内部短路造成的。
制定解决方案措施并实施后，提高了给水温度。
关键词：电厂；高加；出口给水温度偏低；分析处理1 概述XXX电厂4台300MW机组，总装机容量1200MW。
1、2号汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
3、4号汽轮机是上海汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
1号机组2003年4月投产，2号机组2003年9月投产，3号机组2004年4月投产，4号机组2004年9月投产。
表2 2011年一厂高加投入率统计（%）2 高加出口给水温度低原因分析由于给水温度的高低对煤耗影响较大，直接影响到汽轮发电机组的经济性，所以部门领导十分重视，多次组织专业人员对高加运行方式、高加疏放水系统、给水旁路及抽汽管路系统、高加三通阀和高加内部进行了检查，分析其对给水温度的影响。
2.1运行方式调整效果分析“给水温度偏低原因分析”，并配合运行对高加水位进行反复试验与调整，将1、2、3号高压加热器的下端差调整在最佳端差，之后又将影响给水温度的原因进行逐一排除，最终排除了高加运行方式的影响。
2.2 抽汽阀门开度、疏放水系统阀门检查分析高加组投运时要求抽汽电动门及逆止门全开，如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等导致阀门未全开，蒸汽节流会造成蒸汽做功能力降低，影响给水温度。
现场对抽汽逆止门及电动门开度进行测量核对，排除了抽汽阀门开度的影响。
对高加疏放水系统阀门、安全门严密性进行逐一检查，及时消除了阀门内漏缺陷，保证安全门的可靠性，从而排除了抽汽阀门开度不足、疏放水系统阀门及安全门内漏的影响。
给水温度低的原因
给水温度低的原因
水温度低的原因有很多，下面将从环境影响、天气条件以及人为因素
等方面详细说明。
其次，天气条件也是导致水温度低的一个重要原因。
在冷季节、寒冷
地区或者高海拔地区，由于气温较低，水体会受到空气温度的影响而降低
温度。
同时，风力较大或者气温骤降等天气现象也会导致水体流动加剧，
从而带走水体表面热量，并使水温度变低。
此外，气候变化也会对水温度
产生一定的影响，例如全球变暖导致海洋温度升高，进而影响内陆水体温度。
另外，人为因素也会导致水温度低下。
例如，水库的蓄水、放水以及
过度灌溉等活动会改变水体的流动状况和水温分布，进而导致水温度变低。
此外，人类排放的工业废水、农业污水和城市污水等也会直接或间接影响
水温度。
一些工业生产过程中涉及的化学物质可能会导致水体传热性能下降，从而降低水体温度。
城市高密度人口、交通运输以及工业活动也会导
致热岛效应，使城市水域温度相对较低。
此外，水温度低下还可能与地球环境的变化有关。
例如，全球气候变
暖所导致的北大西洋暖流减弱，可能影响到北大西洋的盐度和混合过程，
从而使得水温度下降。
太平洋拉尼娜现象也会导致水温度的变化。
总结起来，导致水温度低下的原因有环境影响、天气条件以及人为因
素等多种因素的综合影响。
在了解这些原因的基础上，我们可以更好地预
测和适应水温度的变化，从而采取相应的措施来保护水体生态系统的健康
和可持续发展。
关于给水温度偏低的原因分析及解决方法
关于给水温度偏低的原因分析及解决方法作者：孔宁来源：《电子乐园·上旬刊》2019年第01期摘要：本文简要介绍电厂锅炉给水系统组成，结合包头煤化工热电站2×50MW机组存在给水温度较正常设计值偏低的状况，分析了系统中由于空冷凝汽器凝结水过冷却、低压加热器出口温度低、除氧器除氧水温度偏低以及高压加热器运行中的缺陷对给水温度的影响，并进行专题论述，给出具体解决方案，提高给水温度，降低煤耗，保证机组稳定、经济运行。
关键字：给水温度;低压加热器;高压加热器;除氧器一、锅炉给水系统简介从原理上讲，发电机组能量转换流程是一样的，都是用汽水循环过程中热量转化做功来将燃料的化学能转化为电能。
锅炉给水系统的作用在于为整个循环过程提供具有一定温度和压力的水，具体说来高压蒸汽经过汽轮机做功后在凝汽器中凝结成水，然后经凝结水泵输送至轴封加热器、低压加热器进行加热，经过低压加热器处理过的水输送至除氧器以除去水中的氧气，提升给水品质，经给水泵提高压力后，再经过高压加热器进一步加热送人锅炉段，开始下一轮的循环。
包头煤化工热电站2×50MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产CZK50-9.8/4.2高压单缸、单抽冷凝式、直接空冷汽轮机，机组设一级调整抽汽和六级非调整抽汽，非调整抽汽供给2台高压加热器、3台低压加热器和高压除氧器。
其中1、2段抽汽分别向#2、#1高压加热器供汽，3段抽汽向高压除氧器供汽，4、5、6段抽汽分别向#3、#2、#1低压加热器供汽，其中4段抽汽还作为低压除氧器的汽源。
为防止汽轮机超速和进水，各级抽汽管道上均设置气动逆止阀和电动闸阀。
高压加热器疏水为逐级回流，最后一级疏人高压除氧器，启动、低负荷时#1高压加热器疏水可进入#3低压加热器，低压加热器疏水也为逐级回流，最后一级低压加热器疏水至热井。
高、低压加热器事故疏水直接至热井。
汽轮机抽汽用来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器，因而可减少在凝汽器中的冷源损失，同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中吸热量降低，所以可以有效提高机组的经济性。
锅炉四管部件容易出现的问题
锅炉四管部件容易出现的问题锅炉四管长期在高温高压下运行，在烟气、温度、介质、应力等综合因素综合作用下，这些部件的表面状态、组织性能会逐渐劣化，严重时可导致部件的薄弱部位产生危害性缺陷，并导致其迅速扩展而造成严重事故，从而影响机组安全、经济地运行。
为了能更好的检查并预防危害性缺陷的产生，对锅炉受热面重点检查部位及问题总结如下：第一部分省煤器省煤器损伤包括磨损、腐蚀、振动、焊接缺陷等。
1磨损由磨损导致的爆管中，飞灰磨损是主要原因，影响的因素包括飞灰浓度、烟气流速、飞灰的磨损性能等方面；其次是碰触磨损；另外，省煤器的结构也会磨损，如局部防磨瓦、防磨板造成的涡流等。
1.1飞灰浓度飞灰浓度大，表明烟气中含灰量多，灰粒撞击受热面的次数增多，引起磨损加剧。
我国煤种的多样性和电厂用煤的不确定性，使当前许多电厂的燃煤含灰量大于设计值。
有的燃料灰分高达40。
煤质变差，灰分增加，燃煤量也增加，造成烟气中飞灰浓度剧增，增加了省煤器的磨损。
1.1.2烟气流速烟气流速是影响受热面磨损的最主要因素。
一些研究表明，磨损量与烟气流速的2.3次次方成正比。
烟气流速越高，则省煤器的磨损越严重。
磨损量甚至能与烟气速度成n （n＞3）次方关系。
原因可以解释为：冲蚀磨损源于灰粒具有动能，颗粒动能与其速度的平方成正比。
磨损还与灰浓度（灰浓度又与速度的一次方成正比）、灰粒撞击频率因子和灰粒对被磨损物体的相对速度有关。
若近似地认为vp≈vg时，磨损量就将和烟气的三次方成正比。
烟气速度的提高，会促使上述原因的作用加强，从而导致冲蚀磨损的迅猛发展，所以烟气流速越大时，n值也就越大。
另外，由数值实验表明，当颗粒直径较小时，n值将较大。
最后应该指出的是，虽然锅炉热力计算标准中所推荐的n值为3.3。
但我们认为用直径分档的方法，先求出各档颗粒直径下的冲蚀磨损量，然后加权平均较为准确。
1.3省煤器结构所选省煤器的型式和结构不同，其磨损程度不同。
（1）在相同条件下，光管、鳍片管、膜式管束其抗磨性能依次减弱；（2）省煤器管束顺列布置比错列布置磨损要轻；错列布置磨损最严重的为第二排管子，顺列布置磨损最严重的则在第五排之后；（4）鳍片管省煤器的鳍片越高，磨损越严重。
温度对水资源管理的影响
温度对水资源管理的影响水资源是人类社会生存和发展的基础资源之一，而温度是影响水资源管理的重要因素之一。
温度的变化对水的形态、分布和质量产生着重要的影响。
本文将从温度对水资源的蒸发、融化、水质和生态等方面进行探讨。
一、温度对水资源的蒸发影响温度升高会加剧水的蒸发速度，增加了水资源的蒸发损失。
在高温季节，水面蒸发量大大增加，导致水资源减少，给水资源管理带来了一定的压力。
同时，蒸发速度的增加也使得地表水温度升高，影响水生态环境的平衡。
二、温度对水资源的融化影响低温会导致水资源的冻结，使得水资源无法充分利用和分配。
在寒冷地区，水资源被冰雪覆盖，形成冻结状态，给水资源管理带来了困难。
同时，冰川融化速度加快也是由于温度升高的结果，导致水资源分布不均，影响生态系统的平衡。
三、温度对水资源的水质影响温度的升高会导致水中溶解氧的减少，使得水中生物无法正常呼吸和生存，影响水资源的生态环境。
水中的温度升高还会加速水中富营养化的发生，引发水体富营养化和藻类大量繁殖。
这不仅对水生物造成威胁，也会影响水的供水安全和水质的卫生安全。
四、温度对水资源的生态影响温度的变化会对水生态系统的完整性和稳定性产生重要影响。
温度升高会使水中生物种群的结构和数量发生变化，对于一些特定生物而言，甚至可能导致灭绝。
此外，温度升高还会加剧水生态系统的退化，造成湖泊富营养化、水草消失以及生态链崩溃等问题。
综上所述，温度对水资源管理具有重要影响。
水蒸发、融化、水质和生态等方面都受温度变化的制约。
为了更好地管理和保护水资源，我们应该关注温度变化对水资源的影响，制定相应的水资源管理策略，并加强对温度变化的监测和研究。
只有这样，我们才能更好地保护和利用水资源，实现可持续的水资源管理。
一次管网温降及失水分析
一次管网温降及失水分析1一次管网温降分析1.1一次管网温降统计表宣化集中供热一次管网温降统计表见附1：一次管网系统实际运行温降分析报告通过实验分析，宣化一次管网每公里温降为0。
5℃，热损失达22％，影响热耗0。
1GJ/a.m2，远高于十二五规划目标值0。
1℃，同时也高于设计计算值0。
25℃及规范估算值0。
315℃。
良好的保温效果，热损失可控制在5%。
1.2设计值根据华北设计院提供，宣化供热一次管网设计计算温降为：0.25℃/km.1.3供热管网改造规划目标城市集中供热管网改造“十一五”规划编制提纲改造规划目标及相关地区城市集中供热管网改造“十二五”规划编制提纲改造规划目标，按照直埋管道能够达到的要求，热水管道散热损失应控制在每公里温降小于0。
1℃（参考值）。
1.4规范♦CJJ34-2002《城市热力网设计规范》中第11。
1。
2条：供热介质设计温度高于50℃的热力管道、设备、阀门应保温；第11。
1.4条：管道保温材料在平均工作温度下的导热系数值不得大于0.12w/(m。
k）；第11.2.2条：按规定的散热损失,……应选取满足技术条件的最经济的保温层厚度组合。
♦根据GB4272—92《设备及管道保温技术通则》第5。
1。
1条规定：对于季节运行工况允许最大散热损失≤116w/m2(保温层外表温度按50℃计)。
♦根据城镇建设行业标准CJT—140-2001《供热管道保温结构散热损失测试与保温效果评定方法》第5.4.1。
2条,对于热水介质供热管道计算全程散热损失公式：Q=0。
278G（c1t1—c2t2)—-—-—————-—----—-——-——公式1式中：Q—--管段的全程散热损失；G-—-热水质量流量；c1,c2-—-管段进出口热水比热容;t1，t2--—管段进出口热水温度。
1.5计算由于供热管网热水一次温度一般低于150℃,热水介质的温度对热水的比热容的影响可忽略不计。
根据公式：Q=0。
278G(c1t1—c2t2）可推导出每公里温差计算公式：△T≤Q/（0。
关于某厂气动给水泵机械密封水温度影响因素的分析
关于B2汽动给水泵机械密封水温度影响因素的分析1 情况简述上月以来，该厂B2汽动给水泵非驱动端机械密封水温度持续偏高，最高时一度达到75℃，根据保护定值手册，当机械密封水温度达到90℃时将跳泵，所以这是一个需要解决的问题。
1.1汽动给水泵机械密封水温度高历史情况追溯该厂汽动给水泵自投运以来发生过多次机械密封水温度高的情况，其中不乏由于密封水温度高导致跳泵事件的发生：2011年11月2日#1机组A2汽动给水泵驱动端机械密封水温度高达到保护值跳闸。
2013年5月29日#2机组B1汽动给水泵非驱动端机械密封水温度温度达到80℃，未达到跳闸保护值及时启动电动给水泵，停运B1汽动给水泵，随后仪控将B1汽动给水泵非驱动端机械密封水温度测点高跳闸值由90℃改为95℃。
2014年B1汽动给水泵自由端机械密封水温度一直偏高，2015年U204B检修时，通过对B1汽动给水泵解体，取下两端机械密封，检查B1汽动给水泵非驱动端轴封腔室，检查发现机械密封磨损，O形圈老化。
后将非驱动端更换一幅新机械密封，驱动端使用旧的机械密封。
2016年2月13日，B1汽动给水泵故障停运， B1汽动给水泵非驱动端机械密封腔室第3次解体。
在厂家技术人员帮助下，检查发现机械密封腔室出水孔设计有问题，处理后该泵机械密封水温恢复正常。
1.2 B2小机机械密封水温度情况简述本次B2汽动给水泵机械密封水温度偏高事件的特点是持续时间长、现象明显，下图为4月14日几次机械密封水温度高时的相关参数曲线：（图 4月14日几次机械密封水温度高时的相关参数）上图可见，轴向位移的波动与机械密封水温变化存在明显关联性，通过对4月11日—4月14日四天内的数据进行统计，汇总出如下表格（其中轴向位移数据选用15分钟内幅值进行统计）：经过计算上表内的21条数据，得出表中轴向位移幅值的平均值为0.188mm，转速的平均值为4935rpm，驱动端温度平均值为43.73℃，非驱动端温度平均值为72.58℃。
高压加热器运行中存在问题分析
摘要高压加热器是给水回热系统的重要设备，其性能和运行的可靠性直接影响机组的经济性和安全性。
本文首先阐述了给水高压加热器在火电厂中的重要作用，简单介绍了高压加热器的结构和工作原理，对高压加热器在运行中暴露的问题进行的深入分析，结合高压加热器的结构和系统的布置介绍了高加本体、附件及系统的常见故障，并介绍了高加设备及系统故障诊断方法和具体措施。
指出了高加泄漏及疏水管振动对机组经济性安全性的影响，详细介绍了高加泄漏和疏水管振动的原因、危害、及处理措施。
分析了高加运行中存在的问题对给水温度的影响，阐述了高加运行对温度变化控制及疏水水位控制的重要性。
本文最后从高加启停方式、高加自动保护、高加疏水系统改造、高加运行中的监视和运行方式的改变及高加的维护检修五个方面提出了高加优化运行的措施。
关键词：高压加热器；故障诊断；优化运行2.1.3疏水器故障引起加热器出水温度降低疏水器故障分两种情况:其一是疏水器排不出水，使加热器水位升高或满水，汽水热交换面积减少，出水温度降低。
出现这种情况时必须立即开启疏水器旁门，停用疏水器，必要时手动开启危急疏水门。
停用后的疏水器应及时检修。
另一种情况是加热器运行中疏水器处常开启状态，起不到疏水作用，这时除加热器出水温度降低外，较明显的特征是水位计无水位运行。
2.1.4抽汽量减少和进口水温降低引起高加出水温度降低加热器抽汽量减少主要是机组负荷减少，单向门卡涩和抽汽进口汽阀卡涩，开度不足，使高加加热量减少而引起出水温度降低。
此外，加热器空气管路的孔眼过大，引起排汽携带部分抽汽进入低一级加热器中，给水吸收的热量减少，此种情况可以比较两级加热器出水温度变化值进行诊断。
高加进口水温较低引起出口水温降低的原因主要是低一级加热器管束破裂，旁路门关闭不严，疏水器的故障和加热器停用等，处理方法同前。
2.2 高加疏水管振动的原因分析及处理2.2.1 高加疏水管振动的原因分析1. 高加疏水系统设计安装不良高加疏水系统的运行工况比较复杂，对疏水系统的设计安装质量要求十分严格，稍有不慎就会引起疏水管振动，如马鞍山电厂2台125机组投产时高加疏水管时就发生强烈振动，其主要原因是悬吊架布置不合理，管路系统刚度不够，在高加启停交变膨胀收缩的影响，从而造成管路系统振动，后经增加悬吊架，加固加强管路支架，使高加疏水管振动显著下降。
城市供水水压低的常见情况及解决方法
城市供水水压低的常见情况及解决方法1.高峰期供水压力不足：城市供水系统在高峰期，如早上和晚上，供水压力往往会降低。
这是因为供水需求增加，供水管网管径不能满足需求。
解决方法可以是增加供水管道的直径，以提高供水压力。
此外，还可以通过改进供水系统的设计，增加供水储备容量，以应对高峰期的供水需求。
2.管网老化和破损：城市供水管网经过多年的使用，可能会出现老化和破损，导致供水压力降低。
解决方法可以是进行管网维护和更新，修复破损的管道，以确保供水系统的正常运行。
3.新建楼房影响供水压力：城市中不断有新建楼房，这些楼房的供水需求会对供水系统的压力造成影响。
解决方法可以是在设计新建楼房时考虑供水系统的承载能力，根据需求增加供水管道的直径，以确保供水压力的稳定。
4.预防性维修减压装置失效：城市供水系统中的减压装置起着调节供水压力的作用。
然而，由于使用时间长了或者维护不到位，这些减压装置可能会失效。
解决方法可以是定期检查和维护减压装置，确保其正常运行。
5.水源供应不足：城市供水系统的水源供应不足也会导致供水压力降低。
解决方法可以是增加水源供应，例如建设新的水厂，开辟新的水源渠道。
此外，还可以通过节约用水的措施，减少供水需求，以平衡供需关系。
6.管网节段过多：城市供水系统的管网节段过多也可能导致供水压力降低。
解决方法可以是重新规划管网布局，减少管网节段数量，以提高供水压力。
总的来说，城市供水水压低的问题需要综合考虑供水系统的设计、维护和需求管理等多方面因素，采取相应的解决方法。
只有建立健全的供水系统管理机制，进行科学规划和管网维护，以及节约用水，才能保证城市供水的正常运行，提高供水压力，满足居民的日常需求。
蒸汽温度的影响因素及调节
小容量锅炉因给水品质的原因，
1—汽温特性；2—额定汽 温；3—减温器减温部分
也有用自制凝结水做减温水的。
2）喷水减温器的结构
结构接管道上。
图8-31 多孔喷管式减温器 1—外壳；2—保护套管；3—多孔
喷管；4—端盖；5—加强片
图8-32 旋涡式喷水减温器 1—旋涡式喷嘴；2—减温水管； 3—支撑钢碗；4—蒸汽管道；5—
（2）汽—汽热交换器（用过热蒸汽来加热再热蒸汽， 用于调节再热蒸汽温度）
外置式汽—汽热交换品 （a）管式；（b）筒式
（3）喷水减温器（混合式） 1）喷水减温器的调温原理及特点 原理：将减温水通过喷嘴雾化后直接喷入过热蒸汽中，
使其雾化、蒸发并过热，达到降低蒸汽温度的目的。
特点：喷水减温器结构简
单，调节幅度大，惯性小，调
将省煤器后的烟气（250~350℃）由再循
环风机抽出再送入炉膛底部 ，改变烟气流速，
达到调节再热汽温的目的。 减温器的典型布置位置：
减温器离过热器出口越近，汽温调节的灵敏性就越好，但减温器前的蒸汽温度已经超过了额定值，过热器管壁可能超温，故这种布置 不能保护过热器本身。
因此，减温器应兼顾汽温调节的灵敏性和保护受热面安全两方面。
减温器的作用：蒸汽温度的调节；
炉膛受热面的结渣或积灰：过热汽温上升。
蒸气侧调节汽温:利用其它介质直接改变蒸汽的焓值，来调节蒸汽的温度。
图8-31 多孔喷管式减温器
图8-36烟气再循环系统
图8-38烟气再循环调节再热汽温
(c)再热器与过热器并联的平行烟道；
2）改变燃烧器的运行方式
(a)再热器与过热器烟气流量随锅炉负荷的变化；
二、蒸汽温度的调节 （一）对蒸汽温度调节设备的基本要求： （1）设备结构简单，运行可靠。 （2）调节灵敏，汽温偏差小，且易于实 现自动化。 （3）对循环热效率的影响小 （再热蒸汽 调温以烟气侧调节为主，蒸汽侧为辅）。 （4）在一定的负荷范围内（60%～110%） 保持额定的蒸汽温度。 （二）汽温调节方法:蒸汽侧、烟气侧
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给水温度降低的因素浅析
摘要：给水温度是火力发电厂的一个重要经济指标，本文主要从高压加热器本体，高压加热器系统，高压加热器运行维护三个方面分析影响给水温度降低的因素，提高高压加热器运行管理水平。
1.概述
现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高热经济性。
因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。
同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。
所以可有效提高机组的经济性。
给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。
造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。
再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。
而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。
因此以国产300MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度降低的方法。
为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度降低的方法分成为：①高加本体的分析，②高加系统的分析，③高加运行维护的分析。
三个方面进行原因查找。
2.高加本体的分析
300MW机组回热加热器系统中的高压加热器一般均采用福斯特.惠勒高压给水加热器。
这种加热器是卧式的表面式的加热器，与传统的立式布置的高压加热器相比，它具有很多特点只有掌握它的结构特点与运行特性，才能保证福斯特.惠勒高压给水加热器安全经济地运行。
在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。
针对高加本体影响给水温度的因素加以分析并提出解决办法。
2.1.高加水室隔板密封性
高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。
如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。
这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。
解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。
加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。
2.2.高加箱体密封性
为了有效利用抽汽的高过热度和疏水的过冷却。
高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。
如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。
解决办法是厂家提高制造质量。
2.3.高加芯子的安装质量
高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安置在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。
通常称为高加芯子。
这样便于安装或检修时吊装和拆出。
如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。
解决办法是厂家和检修单位严格高加芯子的吊装程序，提高安装水平。
3.高加系统的分析
300MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器疏水逐级自流至除氧器方式。
高压加热器的水侧有进口三通阀和出水阀，并且高加组水侧设有一套进口三通阀和出水阀组成的水侧自动保护装置。
针对高加系统影响给水温度的因素加以分析并提出解决办法。
3.1 抽汽阀门的开度
高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击，高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和气控逆止门组成的汽侧自动保护装置。
高加组投运时要求抽汽电动门和气控逆止门应全开。
如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等诸多原因导致阀门未全开，这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失，影响给水温度。
解决办法是定期分析监视段压力值和对应高压加热器蒸汽压力值的数据，从而判断抽汽管道上阀门是否全开。
气控逆止门尚可通过其开度标尺进行检查。
确证后视具体原因加以处理。
3.2.汽侧安全门可靠性
高压加热器汽侧设置有汽侧安全门，保护高压加热器内的蒸汽压力不超压，避免缩短加热器寿命和应力破坏。
汽侧安全门一般为弹簧式安全门。
如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门严密性差，导致部份蒸汽泄漏排大气，不但损失热量而且浪费高品质的工质。
解决办法坚持定期试验与检查，及时进行检修消缺。
3.3.水侧三通阀可靠性
高加水侧的自动保护装置的作用是当运行中任一台高压加热器水侧钢管断裂及水位急剧升高等现象出现时，能迅速可靠地切断高加水侧，并且保证向锅炉不间断供水。
如果高加水侧自动保护装置的部件可靠性差，出现三通阀卡涩或阀门严密性差等现象。
导致部份给水短走给水旁路，影响给水温度。
解决方法是加强对水侧自动保护装置的维护和检查，同时要求厂家提高产品质量。
3.4.管道保温材料
对于300MW机组而言，高加出水温度一般设计值在261 ℃左右，高加出水至锅炉省煤器有相当长距离的管道。
生产现场室温一般在40～50℃以下，这样给水管道与室温存在温差，就存在放热现象。
如果给水管道的保温材料选型不当或质量差等原因存在，导致给水管道的热损失增大，影响给水温度。
解决办法是选用保温性能好的材料和提高保温材料的铺设水平。
3.5.三通旁路电动门严密性
作为高加系统中的三通旁路电动门是在高加水侧未投运前，为保证向锅炉供水的需要，让给水流经旁路而不通过高加水侧。
如果高加三通旁路电动门下限行程未调式好或阀门严密性差，导致部份给水短走旁路，影响给水温度。
解决办法是选购严密性好的阀门，大修机组应检查该阀门的严密性，并且热工配合调试好该电动门。
4.运行维护分析
高加组投入运行后，运行人员管理调控的好坏是影响给水温度的一个方面。
针对运行维护的因素加以分析并提出解决办法。
4.1.疏水调控
维持福斯特.惠勒高压给水加热器“基准”水位运行是保证加热器性能的最基本运行特性。
过去习惯于加热器低水位运行，惧怕高水位运行造成汽轮机进水事故，而这对卧式布置的福斯特.惠勒高压给水加热器来说恰恰是忌讳的。
当水位降低到一定程度，疏水冷却段水封丧失，蒸汽和疏水一起进入疏水冷却段，疏水得不到有效冷却，经济性降低；更严重的是，由于过热蒸汽冷却段的出口在疏水冷却段的上面，水封丧失后，造成蒸汽短路，从过热蒸汽冷却段出来的高速蒸汽一路冲刷过热蒸汽冷却段、凝结段，最后在疏水冷却段水封进口形成水中带汽冲刷疏水冷却段，引起管子振动而损坏，这种损坏的特点是集中在疏水冷却段进口底层管排上。
因而高压加热器应维持一定水位运行；高压加热器内汽轮机的抽汽与钢管中的给水进行交换后冷凝为疏水。
为回收具有一定热量的高品质工质，高加组疏水经综合评估采用逐级自流方式回收。
如果运行人员在运行调控过程中出现：疏水调节阀工作失常；加热器的疏水压差不够；汽轮机超负荷运行；高压加热器管束损坏或水室漏水等情况时，调控失当就会出现“满水”及“干水”现象。
当出现“满水”时，不仅要影响机组的经济性，而且还会威胁机组的安全运行。
当水位升高到进汽管口时，水会从进汽管倒流进汽轮机，造成汽轮机水冲击事故的发生；当出现“干水”时，这样上一级加热器内的蒸汽在压力差作用下，经疏水管道进入下一级加热器内，导致出现蒸汽排挤现象，降低了回热加热的效率，影响给水温度。
解决办法是运行人员加强监视，保持各加热器疏水水位保持在正常值范围内。
如疏水调节阀出现故障，应迅速消除缺陷。
4.2.汽侧空气门开度
高压加热器汽侧设置有空气门，其作用是将高压加热器汽侧内积聚的空气排至除氧器。
避免加热器内积聚的空气影响传热效果。
因为空气的传热系数远小于钢材，空气会在钢管周围形成空气膜，阻碍传热。
然而空气门系人工操作，其开度的大小影响给水温度。
解决办法是运行人员通过分析各个高压加热器的端差，以此为依据调控好空气门的开度。
4.3.高加的放水阀门
为了停机后高加组的保养和高加组检修需要等，高加组设有放水阀门。
主要有各个高加的危急疏水门，疏水排地沟门。
如果放水阀门密封性差或运行人员误操作开启放水阀，导致大量高品质的疏水流失或蒸汽漏失，这样将损失大量的热量，不利于提高机组热经济性。
解决办法是选用密封性好，质量可靠的阀门配套，运行人员加强巡查工作。
针对给水温度降低的影响因素，从高压加热器本体，高压加热器系统和高压加热器运行维护三个方面分析原因并提出对策，提高高压加热器的管理水平。