给水温度原因分析
给水温度降低的因素浅析
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。
火电厂锅炉给水温度偏低原因分析及处理
根据 运行异 况及 现场调 查分 析认 为 ，造 成 给水 温 度低 的可能 因素有 ：
１）高加 水 室 隔板 密 封设 计不 合 理 ，造成 给 水 短 路 。造成水 室 隔板 短路 的原 因 ：一是 高加设计 的水 室 隔 板盖采用 螺栓 固定在 底座 隔板上 ，使 选用 紧 固螺 栓 的规 格受 到 限制 ，螺 栓 规格 偏 小 ，导致 强 度 不足 ； 二是 盖板厚 度过 于偏 薄 、无加 强筋 ，当 给水压力 大 于 ２０ ＭＰａ时 ，易 造 成盖 板 变形 弓起 ，由 于紧 固螺 栓 紧 力不 足 ，上 隔板 与底座 隔板之 间 的平 面密封垫 片易
率 ，使 给水 温度 降低 。 ４）抽气 逆止 门 、电动 门开 度不 足或 卡涩 。高加组
投运 时要求 抽 汽 电动 门和抽气 逆止 门的开 度应 符合 要求 （全开 ）。如 果 因阀 门机 构卡 涩或 电动 门开 度行 程调整 不 当等诸 多原 因导 致 阀 门的开度 不符 合 要求 时 ，抽 汽会 节流使 抽气 量减 少 ，影 响加热 器 的换 热效 果 ，造成 给 水温度 偏低 。
关键词：火电厂 ；给水温度 ；高压加热器 ；三通阀 中图分类号 ：Ｘ７０１．２ 文献标志码 ：Ｂ 文章编号：１６７１—８３８０（２０１０）０３—００５０—０３
锅 炉给水 温度是 火 电机 组经 济运行 的一项重 要 指标 ，其 过低 或偏离设 计值较 多 ，不仅 直接影 响锅 炉 的燃 烧 ，而且使机组 供 电煤耗 升高 ，使锅炉效 率降低 。
１ 设 备概 况
大唐桂 冠合 山发 电有 限公 司共 有 ２台 ３３０ ＭＷ 燃 煤机组 ，机组 采用单 元布 置 。高压 加热器 结构 为倒 置 立 式 ，高加 系统 组成 ：旁 路 管道 、进 、出 口三通 阀 、 高加组 、快 开 阀 、控制 针型 阀 、注水 阀 、疏 水 阀 。高 压 加 热器 正 常运 行 时 ，液动 进 、出 口阀旁 路通 道关 闭 ， 高压 加热 器通道 开启 ，给水经 高压加 热器 进入锅 炉 。
工业纯水设备产水量不稳定的原因分析
工业纯水设备产水量不稳定的原因分析
2020年7月2日
工业纯水设备在使用过程中一定要定期维护和检查，避免出现故障而影响设备的正常运行，那么，导致工业纯水设备产水量降低或增大的原因有哪些呢？这里为大家分别介绍一下：
工业纯水设备产水量降低的原因可能是：
1、给水温度低。
2、给水压力低。
3、浓水浓度太高引起高的渗透压。
4、膜污染。
工业纯水设备产水量增大的原因可能是：
1、给水压力高。
2、给水温度高。
工业纯水设备在使用过程中出现产水量降低或增大的现象时，大家可以根据以上汇总的原因去排查设备故障，以最快的速度解决问题，将损失降至最低，以上就是为大家介绍的全部内容，希望对大家有帮助。
高压加热器出口给水温度低原因分析及处理
高压加热器出口给水温度低原因分析及处理刘亮亮【摘要】针对某电厂1号机组1号、2号高压加热器出口给水温度低的问题,通过检查分析,确定原因是高压加热器水室隔板处有螺栓、螺帽脱落,大部分隔板的密封垫缺失,从而造成高压加热器水室短路,出口给水温度降低.在取消高压加热器隔板垫片、更换螺栓后,出口给水温度升高6.38℃,从而使机组发电煤耗约降低0.72g/kWh,节能效果明显.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2018(036)003【总页数】3页(P50-52)【关键词】高压加热器;给水温度;端差;隔板【作者】刘亮亮【作者单位】神华神东热电有限责任公司,陕西神木 719300【正文语种】中文【中图分类】TK264.91 设备概况某电厂1号汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的CZK150/145-13.2/0.294/535/535型超高压、一次中间再热、单轴、冲动式、双缸双排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。
抽汽级数为6级，配2台立式U形管式高压加热器，其中1号高压加热器没有疏水冷却段，2号高压加热器设有疏水冷却段。
2 存在的问题2014年初，在纯凝工况下，负荷低于70 MW时，1号机组给水温度与热力计算值吻合；但在机组负荷大于112 MW时给水温度达不到设计值。
2017年4月机组大修前，纯凝工况下，机组负荷113 MW时，给水温度219.99℃，低于热力设计值4.79℃；对高压加热器端差进行计算，发现端差异常，如表1所示。
表1 负荷113 MW时高压加热器端差及温升与设计值的比较℃参数上端差下端差温升1号高压加热器实际值7.68 26.71 21.55设计值0.70 20.20 21.10偏差6.98 6.51 0.45 2号高压加热器实际值15.93 6.68 41.39设计值4.40 8.00 51.10偏差11.53-1.32-9.71由表1可以看出，在纯凝工况下，机组负荷113 MW时，1号、2号高压加热器的上端差均大于设计值；1号高压加热器下端差及温升大于设计值；2号高压加热器的下端差低于设计值，温升低于设计值9.71℃。
国产200MW机组给水温度低的原因分析及处理
摘
要： 给水温度是火力发电厂中一项 重要 的经济指标 ， 它的高低 直接影 响煤耗率 ， 并最终表现在 火电厂的供 电成本 上。
通过对高压加热器 、 低压加热器及管道 、 阀门结构 、 运行特性 和保 温情况 的分析 ， 出了影 响给水温度 的因素 ， 找 确定 了提 高给水温度 的措施 ， 通过不 断完善相关措施 可进一步提高机组运行的经济效益 。 关键 词 ： 给水温度 ； 负荷 ； 耗率 ； 煤 措施
（ ）Ｉ ２ Ｉ 期机 组通 流 改 造 后并 未 重 新 核算 和 设 计 与机 组改 造后 容量 相 配 套 的 高压 加 热 器 ， 高 压 加 原 热器 的结 构和换 热 管 的换 热 面积 不能 满足机 组扩 容 后对 给水 加热 的要 求 ， 给 水 在 高 压加 热 器 内无 法 使 加热 到设计 温度 。 （） ３ 长期 的连续运 行 使 高压 加 热 器 的换 热 管 表
结 垢 因不具 备条 件 而从未 做过 清洗 。高 压加 热器 内 堵 管数 增 多 ， 不但 减 少 了换 热 面积 ， 而且 使管 内给水 流速加 快 ， 恶化 了传 热效果 ， 当堵管 数超 过整个 管数 的 １ ％时 ， ０ 应考 虑重 新更 换管 系 。 （） ４ 高压 加热 器 给水 入 口联 成 阀漏 流大 。 由于
组 的设计 给水 温度 是 ２ ０ ， 期 是 ２ ６ 。从 投产 ４℃ Ｉ Ｉ ４℃ 至今 ， ６台机 组 的给水 温度 都达 不 到 厂家 设 计值 ， 但 Ｉ 期机组 普遍好 于 Ｉ 期 。 Ｉ
为 了提 高机组 经济性 ， 善机组 运行 状况 ， 电 改 富 公 司于 １ ９ 年 ８月 、９ ２年 ９月 和 １９ ９１ １９ ９ ３年 ７月先
我厂锅炉再热汽温经常低的原因分析
我厂锅炉再热汽温经常低的原因分
析
我厂的锅炉再热汽温经常低，对于生产非常不利。
因此，我们需要找出这个问题的原因，并采取相应的措施来解决它。
1.供给水温度低锅炉的再热汽温度受到供给水温度的影响。
如果供给水温度低，那么再热汽温度也会低。
我们可以通过增加进水温度或采用预热方式来解决这个问题。
此外，还可以考虑加装蒸汽空气预热器来提高供给水温度。
2.连锁拉动不好连锁拉动是指锅炉中的各项参数自动调节，保证锅炉的稳定运行。
如果连锁拉动不好，那么锅炉的再热汽温度也会低。
我们需要检查一下连锁拉动的设定值是否正确，是否设有动作延迟等问题，并根据情况进行调整。
3.再热器内管道堵塞锅炉再热器内的管道可能会因为各种
原因导致堵塞。
这会影响到再热器的传热效率，进而导致再热汽温度下降。
我们需要对再热器内部进行清洗或更换管道，以保证其正常的传热效率。
4.燃烧调整不当燃烧调整不当也会导致锅炉再热汽温度低。
我们需要对锅炉的燃烧装置进行检查和调整，确保燃烧效率完善，并且保证供给的燃料质量合格。
5.排烟温度过高锅炉的排烟温度过高也会影响锅炉的再热汽温度。
我们可以采取加装排烟温度反馈仪来实时监测排烟温度的变化，并采取相应的措施来降低排烟温度。
总体来说，锅炉再热汽温度低的原因有很多，我们需要逐一排除并采取相应的措施来解决问题。
同时，我们还需要加强对锅炉的维护和保养，确保锅炉的正常运行，提高生产效率。
过热器减温水过量及二次汽欠温原因分析及解决措施
过热器减温水过量及二次汽欠温原因分析及解决措施作者：孟建国来源：《科技资讯》 2012年第32期孟建国(河北大唐国际王滩发电有限责任公司河北唐山 063611)摘要:我厂#1机组配备600 MW四角切圆煤粉锅炉。
该锅炉自运行以来一直存在非满负荷下过热汽超温(表现为过热器减温水过量)和再热蒸汽欠温的问题,这两个问题对锅炉的安全和经济运行造成了不利影响,迫切需要采取治理改造措施。
本文首先讨论了过热器减温水过量和二次汽欠温的危害,接着分析了可能造这两个问题的原因,随后对不同的改造方案进行了对比,最后发现将分隔屏截短2 m的方案相对较好,并结合实际工程结构最终将分隔屏截短了1.9 m。
经过工程改造实施后,这两个问题得到了完满解决,所采用的截屏方案对其他存在类似问题的大容量锅炉改造具有很好的参考意义。
关键词:减温水二次汽分隔屏锅炉中图分类号:TK227 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)11(b)-0039-03电力工业是国民经济最主要的能源产业,也是我国国民经济发展的重要基础产业。
至2008年底,全国发电装机容量达79,253万千瓦,同比增长10.34%。
2008年全国发电量增长5.18%,用电量增长5.23%,当年共新增发电装机容量9,051万千瓦。
国内燃煤电站的主力机组容量多为300 MW、600 MW,近来已有容量为1000 MW的燃煤机组投产,所配锅炉也趋于大型化[1]。
我国锅炉设备的生产尽管在容量和参数发展上保持较高水平,但是,从基础研究、产品开发、设计、制造、运行到整个技术管理体系,和先进发达国家相比较,尚存在较大的差距。
特别在600 MW机组的锅炉生产上还不是很成熟,因此现在国内运行的600 MW机组的锅炉大部分为国外引进[2]。
国产引进型300 MW机组和600 MW机组,在经济性、可靠性、可调性、环保等方面,比20世纪80年代投产的国产机组又较大改善,但与设计指标相比仍存在着差距。
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
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。
330MW机组给水温度偏低原因分析及措施
ａ ＨＰ 、 ６高 压加 热 器半 球 形 水 室焊 在 管 板 ． ７ ＨＰ 上， 给水人 出 口接管 和人孔 均焊 在半 球形封 头上 ， 水 室包 括 １ 焊 接 于 内壁 的 流程 分 隔板 、 程 分 隔盖 个 流
高 了５ ． ４ Ｃ， ３ ３ 基本 接 近设计值 １ ２ １ ： ９ ． ６（ 。
在流 程分 隔板 上 。 ０ ０年 ３月对 ６ ７号高 压加 热器 ２１ 、 水 室进 行 了解 体 检查 ， 现 水室 分 隔板 密 封 垫 片 冲 发 刷严 重密 封 间隙过 大 ， 成给水 温度 偏低 。 造 ｂ ＨＰ ． ６蒸 汽冷却 器 （ ６ ｉ） ＨＰ 、 ６高压 ＨＰ ｂｓ 与 ７ ＨＰ 加 热器 水室 内部结 构 基 本相 同 ， 同点是 在 水 室分 不 隔板 预 留 １个 ３ ０ｍｍ×１ ５ｍｍ 的方 孔 ， 成 给水 ０ ４ 形
１ 设 备 概况
大 唐 珲 春 发 电厂 ３号 ３ ０Ｍｗ 汽 轮 机 是 型 号 ３ 为 Ｎ３ ０ １ ． ５ ５ ０ ５ ０亚 临界 一 次 中 间再 热 冲 动 ３—７７ ／４ ／４
凝 汽 式 三缸 两 排 汽 汽 轮 机 。汽 轮 机 热 耗 保 证 工 况
３ 原 因查 找
３ １ 高 压加 热器 系统检 查 ．
显 ， 明水 位对 给水 温度影 响较 小 。 说 ３ ３ 高压 加热 器水 室检 查 ．
ａ 进 行 高压 加 热器 水 位调 整 ， ． 将水 室 石 棉 密 封 垫 片更换 为石 墨垫 片并调 整 了密 封 间隙 。修 后投入 运 行 的 ６ ７号 高 压 加 热 器 给 水 端 差 分 别 降 低 了 、 ６ ５ ７ ９ Ｃ， 水 端 差 分 别 降 低 了 １ ６ Ｃ、 ． ２ Ｃ、 ． ５ 疏 ．９ １９ ． ２℃ ， 本 接 近设 计 值 ， 同工况 ３号 机 给 水 温 基 相
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。
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法一、主蒸汽温度(℃)：（一）、可能存在问题的原因：1、下列情况主蒸汽温度升高：①、炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高。
②、煤量增加过快。
③、燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。
④、过剩空气量增加。
⑤、制粉系统启停。
⑥、减温水自动控制调整不当。
⑦、过热器吹灰选择不当。
⑧、给水温度偏低。
2、下列情况主蒸汽温度降低：①、火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆；喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。
（煤粉炉）。
②、燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。
③、过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。
④、锅炉汽包汽水分离效果差。
⑤、减温水阀门内漏。
⑥、自动调整不当，减温水量过大。
⑦、炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。
⑧、给水温度升高。
⑨、水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。
⑩、煤量减少过快。
（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。
②、人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。
③、进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。
④、调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。
⑤、正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。
⑥、加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。
⑦、通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。
⑧、合理进行受热面吹灰。
⑨、分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。
2、日常维护及试验：①、进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。
②、提高主蒸汽温度自动调节品质。
③、及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。
3、C/D修、停机消缺：①、消除减温水各阀门内漏现象。
②、受热面焦、积灰清理。
③、疏通预热器，处理烟道漏风。
4、A/B修及技术改造：①、对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。
锅炉主汽温度异常事故预案
一、预案目的为保障锅炉安全运行，有效预防和应对锅炉主汽温度异常事故，最大限度地减少人员伤亡和财产损失，根据国家有关法律法规和公司安全生产要求，特制定本预案。
二、适用范围本预案适用于公司所有锅炉在运行过程中出现的锅炉主汽温度异常事故。
三、事故类型及原因1. 事故类型：（1）主汽温度过高：指锅炉主汽温度超过规定值，可能引起过热器、再热器等设备损坏。
（2）主汽温度过低：指锅炉主汽温度低于规定值，可能影响机组发电效率。
2. 原因分析：（1）燃烧不稳定：燃料质量不合格、燃烧器故障、风量不足等。
（2）给水温度变化：给水温度过高或过低。
（3）蒸汽系统故障：过热器、再热器等设备故障。
（4）控制系统故障：温度控制系统失灵。
四、应急响应1. 事故报警（1）当锅炉主汽温度异常时，应立即启动报警系统，通知相关人员。
（2）值班人员应立即向相关部门报告，并按照预案要求采取相应措施。
2. 应急措施（1）调整燃烧工况：根据原因分析，调整燃烧器、风量等，确保燃烧稳定。
（2）调整给水温度：根据需要，调整给水温度，确保主汽温度恢复正常。
（3）检查设备：对过热器、再热器等设备进行检查，发现故障及时处理。
（4）控制系统：检查温度控制系统，确保其正常运行。
3. 人员疏散（1）当事故可能导致人员伤亡时，应立即组织人员疏散。
（2）疏散路线应明确，确保人员安全。
4. 事故处理（1）值班人员应按照预案要求，迅速处理事故。
（2）如事故无法自行处理，应立即联系专业人员进行抢修。
五、后期处理1. 事故调查：事故发生后，应立即进行调查，分析事故原因，总结经验教训。
2. 事故总结：根据事故调查结果，对事故进行总结，提出改进措施。
3. 事故报告：将事故报告报送相关部门，接受监督检查。
六、预案实施与培训1. 本预案由公司安全生产部门负责组织实施。
2. 公司应定期对全体员工进行预案培训，提高员工的安全意识和应急处置能力。
3. 本预案自发布之日起实施，如遇国家法律法规和公司政策调整，本预案将予以修订。
蒲城发电有限责任公司2号机组给水压力、温度低原因分析及处理
２ ３ ０和 ２ ７Ｘ １ ７ １ Ｘ ７ ０的 管 道 内 部 进 行 喷 （ ） 处 钢 丸 理 ， 内部氧 化 皮 及 杂质 强 制 清 理 干 净 ， 后 进行 钝 化 将 然 处理 ， 缓 新 氧 化 皮 产 生 ； 声 ０ 减 对 ６ ９×１ ０的 大 管 径 管 道， 由于 长度 较 短 ， 用 内部 打磨 清 理 的方 法 。 采
实施 ， 经运 行表 明效 果 明显 ， 水温 度及 压 力均 达 到设 计要 求。 给
［ 关键词 ］ 汽动给水 泵； 给水温度 ； 给水压力； 抽汽汽源
中 图 分 类 号 ： Ｋ２ ４ ９ 文 献 标 识 码 ： 文 章 编 号 ：０ ８—４ ３ （ ０ ２ ０ Ｔ ６． Ｂ １０ ８ ５ ２０ ）５—０ ３ ０ ６—０ ２
泵运 行 时 ， 由于给水 泵 出力不 足 ， 导致 主 蒸 汽压力 相 应
２ 汽 源 改造 可 行 性 分 析
给水 泵 汽轮 机 设 计 有 两路 汽 源 ， 路 汽 源 为 正 常 一 使 用 的主机 三段 抽 汽 ， 一路 为 高 压 主蒸 汽 ， 制造 厂 另 但
降低 ， 机组 不 能带 额 定 负 荷 ， 使 机 组 恢 复 额 定 负 荷 ， 为 运 行 中采用 关 小抽 汽 阀 门 的方 法 ， 减少 ７号 高 加 进 汽 量 ， ７号 高加 由非 调 整 式抽 汽改 为 调整 式抽 汽 运行 ， 使
汽焓 ，Ｊｋ ； 为排 汽焓 ，Ｊｋ ； 为汽机机械效 率。 ｋ／ ｇ ｋ／ｇ １ ７
蒙达公司2号机组给水温度低原因分析及处理
ｌ 问题 的提 出
随着 电力 市场化 机制 的逐 步形成 ． 网分 离 、 厂 竞价 上 网已成 为必然 趋势 。 这种形 势下 ， 在 降低 发 电成 本 、 高机 组 运行 的经 济性 已成 为 发 电厂 的 提 迫 切需 要 。蒙达发 电公 司在保 证 高加 投Ａ率 大 于 ９ 的情 况 下 ， 年 狠抓 给水 温度 达 不 到 设计 值 ８ 今
２ ２ 。ｃ点温度 与 ｄ点温 度 相 等 ． 明 ２号 机 给 ３℃ 说 水 温度 低不 是 由高加 联成 阈不 严 所致 以此 法 我 们 已判 断蒙 达 发 电公 司 ４号 机组 高加联 成 阀不严 导致 ４号机 组 给水 温 度 偏 低 ． 已建 议 检 修 人员 尽
快 处 理 ２ ３ 测 试 ６号 高 加 端 差 ．
文 献 标 识 码 ： Ｂ
我们 对 ２号机 组 给 水 温度 低 进 行试 验 研究 ， 出 找 故 障点 ． 给出解决 方 案 ， 问题 得 以解决 。给水 温 使 度由原 先 ２ ４ ３ 至 现 在 ２ ４ 额 定 负 荷 ， ｃ升 ５ Ｃｔ 且循 环 水人 口温度 为 ２ ， 到 了设 计值 ． 而大 大 ０Ｃ） 达 从 提 高 了机组 的经 济性
这 一 问 题 ， 得 了 一 定 的 效 果 取
为 了进 一 步 分析 问题 ， 们 对 ２号机 ６号 高 我 加 端差进 行 测试 ， 测试 数据 见 表 ｌ 。 由表 １可知 ： ６号高加 给水 端 差 正 常 ． 水 温 给 升 正常 ； ６号高 加疏水 端 差 明显偏 大 。６ 高加 设 计 时疏水 温 度有 ２ ． ｃ过冷度 ， 现在 ６号 高加 １２ 而
加 进 汽 电 动 门 、 止 门均 全 开 到 位 ； 、 逆 ６ ７号 高 加 正
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。
XX电厂2号机组给水流量低原因分析与防范措施
XX电厂2号机组给水流量低原因分析与防范措施一、原因分析：1.给水系统堵塞：给水系统中的管道、过滤器、阀门等部件堵塞导致给水流量减少。
这可能是由于水质不好或者水中含有悬浮物、沉淀物等杂质造成的。
2.给水泵问题：给水泵运行不正常、故障或损坏，导致给水流量减少。
这可能是由于泵的磨损、堵塞、机械故障等原因造成的。
3.供水温度问题：供水温度过高或过低，导致给水流量减少。
这可能是由于供水温度调节不当或供水设备故障引起的。
4.给水阀门问题：给水系统阀门打不开或关不严，导致给水流量减少。
这可能是由于阀门损坏、堵塞、控制不当等原因引起的。
5.水质问题：给水中存在有害物质或含氧量过高等问题，导致给水流量减少。
这可能是由于水质处理不当或水源污染引起的。
二、防范措施：1.定期检查给水系统：定期检查给水系统的各个部件，如管道、过滤器、阀门等，清除堵塞物，并进行必要的维修和更换。
同时，应当加强给水系统的清洁工作，定期对水质进行检测和处理，防止杂质进入给水系统。
2.维护给水泵设备：定期对给水泵进行维护保养，如清洗、润滑、更换易损件等。
对于出现故障的给水泵，要及时进行修理或更换，确保其正常运行。
3.控制供水温度：合理调整供水温度，确保给水温度在正常范围内。
对于出现过高或过低的供水温度，要及时调整水温调节设备，或进行检修和更换。
4.定期检修给水阀门：定期检查给水系统中的阀门，确保其正常开启和关闭。
对于出现损坏或堵塞的阀门，要及时进行修理或更换，以保证给水流量的正常。
5.加强水质管理：加强对水质的监测和处理工作，保证给水中不含有有害物质，并控制水源的污染。
还应加强对水质处理设备的维护和管理，确保其正常运行，减少水质对给水流量的影响。
三、总结：从以上原因分析和防范措施可以看出，给水流量低的原因比较多样化，可能是系统堵塞、设备故障、温度控制不当、阀门问题等多种因素造成的。
因此，要预防和解决给水流量低的问题，需要对给水系统进行全面的检查、维护和管理工作，并及时采取相应的措施，确保给水系统的正常运行和稳定供水。
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℃。
火电厂锅炉主汽温度变化原因及控制方法分析
火电厂锅炉主汽温度变化原因及控制方法分析经济的快速发展，各行各业及人们在生产生活中对电能的需求量有了大幅度的提升，为了保证电能的有效供应，电厂在技术上有了很大的改变。
锅炉做为电厂正常生产运营的重要设备，其自身的正常运营是保证电能稳定供应的关键。
长期以来，在锅炉运行过程中其主蒸汽温度都是控制的难点。
文章对引起主蒸汽温度变化的各种原因进行了分析，并进一步对主汽温度控制的主要方法进行了具体的阐述。
标签：火电厂；锅炉；主汽温度；控制前言电厂的正常运行，需要各设备有效的发挥各自的性能，而锅炉做为电厂的重要生产设备，对电厂的稳定安全运行有着极其重要的作用。
主蒸汽温度作为锅炉运行过程中重要的输出变量，对其进行严格的控制，不仅可以保证锅炉运行的安全性和稳定性，同时还能有效的保证电能的正常供应，对锅炉的使用寿命将起到了积极的作用。
所以可以通过对过热器出口气温的控制来对主蒸汽温度进行调节，从而使其在正常范围内进行运转，这是具有十分重要意义的事情。
1 引起主蒸汽温度变化的各种原因分析1.1 主蒸汽压力的变化主蒸汽压力对于过热汽温的影响是通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化实现的，过热蒸汽的比热容受压力影响较大，低压下额定汽温与饱和温度的差值增大，过热汽总焓升就会减小。
1.2 给水温度的影响当锅炉出力不变时，给水温度的高低对主蒸汽压力的影响是很大的。
当锅炉给水温度较低时，则需要较多的燃料，这时炉膛内燃料量较多，炉内总辐射热及出口烟温差则会有所增加，同会导致过热器出口的汽温增加，同时烟气量和传热温差的增加也会使出口的汽温升高，这二者相加起来则会导致过热汽温有大幅度的升高，而且升高的幅度比锅炉单纯增加负荷时要大得多，通常情况下给水温度降低3℃，过热汽温就升高约1℃。
1.3 炉膛火焰中心位置的影响炉膛出口烟的温度会随着炉膛火焰中心位置的移动而发生变化，越往上移，其出口的烟温则会越高。
通常在锅炉运行时，导致其火焰中心位置温度发生的变化的因素较多，大致有以下几点：第一，煤质。
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连城电厂#2机组给水温度低的原因分析及高压加热器改造乔万谋甘肃电力公司连城电厂邮编：730332【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。
并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。
【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造1．概述连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。
特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。
2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。
2．影响高加运行特性的因素及原因分析额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。
从额定负荷下设计工况表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。
由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。
#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。
造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素：（1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。
汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。
汽水流量为387 T/H，比设计值大4.6%，这是引起给水温度降低的一个原因。
（2）、由于高加内部本身在设计、制造、安装、检修及运行维护方面存在问题，影响换热面的传热效果，使加热器端差增大。
①#5、6高压加热器的进汽短管与上壳体进汽法兰设有填料密封，但该密封处无可靠的填料压紧装置，只是依靠紧联接法兰时对密封填料的预紧力，不易保证密封的可靠性。
加热抽汽通过密封进入高压加热器后，不经过过热蒸汽冷却段的冷却而直接进入饱和蒸汽凝结段。
使通过过热蒸汽冷却段的蒸汽量相对减少，过热蒸汽冷却段传热量减少。
②由于在高压加热器回装过程中，吊装上壳体时进汽短管与上壳体进汽法兰对位不准确，上壳体压在进汽短管上，造成进汽短管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处局部变形，此处蒸汽通流面积的减小，造成#6高加进汽阻力损失增大，高加内部压力降低，所对应的饱和温度降低，饱和蒸汽凝结段的传热量随之减小。
③ #5、6高加过热蒸汽冷却段盘香管中心设有挡汽板，阻止蒸汽汽流，迫使蒸汽只对准着管子流动，提高汽流速度，以改善该处过热蒸汽的对流换热传热效果。
实际情况是该挡汽板不全，这样在盘香管换热面的中心，形成了蒸汽通道，通过蒸汽通道的过热蒸汽未经蒸汽过热段的充分传热就从蒸汽过热段流出而进入了饱和蒸汽凝结段。
④ #5、6高压加热器饱和蒸汽凝结段安装有的隔板，板上有冲压出的带板边的Φ75mm园孔，供蒸汽通过。
隔板阻挡蒸汽，减缓汽流速度，延长蒸汽停留时间，可使蒸汽冲刷盘香管，而凝结水则通过隔板导向，流向筒壁，防止上部换热面凝结的凝结水落到下部盘香管受热面上，在换热面上形成水膜，造成附加的水膜热阻，影响凝结换热段的传热效果。
实际检查发现这些隔板有相当一部分不规范，大部分隔板与筒体之间间隙较大，部分饱和蒸汽不通过换热面而通过这些间隙短路进入下一级隔板，影响蒸汽的换热效果。
设计要求该间隙为10mm,实际该间隙为20 mm左右甚至更大,远远超过设计值。
部分隔板残缺不全，翘曲变形，形成外高内低，使上部换热段的凝结水流落至下部换热面上，影响这些换热面的传热效果。
⑤#5高加疏水管与疏水冷却段外包壳联接处因汽水冲蚀，形成孔洞，造成部分疏水未流经疏水冷却段冷却直接进入疏水管排至下一级加热器，使高加的下端差增大， #5高加下端差达16.8℃,这是其中的原因之一。
⑥高加管系联箱管和配水管的堵板和孔板，将高加给水分为三个流程，第一流程为疏水冷却段，有8排32组盘香管。
为了使高压加热器通过全部的给水流量而不导致盘香管内水流速度过高，造成水侧阻力过大以及水流对管子的冲刷，缩短换热管的使用寿命，设计时只有一小部分给水通过第一流程的换热管，大部分的给水未经该段加热而通过配水管内的孔板进入第二流程。
流经第一流程的给水从疏水冷却段的42组盘香管进入联箱管，在联箱管内堵板的导流下，又通过8排32组管子（疏水冷却段）回到配水管，和流经配水管内的孔板的给水汇合，进入第二流程。
配水管内节流孔的孔径为φ86mm(实际测量值)，联箱管内堵板有一φ4mm疏水孔，用以在高压加热器停用或检修时排空管内积水。
实际检查中，发现 #5高压加热器第一流程两根联箱管内堵板疏水孔直径均在φ30mm以上。
通过这两个疏水孔的给水，不再经过第二流程的换热面传热，直接进入第三流程或直接通过联箱管内的孔板进入中心引出管，使参与蒸汽凝结段传热的给水量减少，蒸汽凝结段传热量减小。
#5高压加热器上端差达10.4℃，这是其中很重要的原因之一。
⑦流经第一流程的给水和通过配水管内的孔板进入第二流程的给水，在配水管内堵板的导流下，经36排144组盘香管，再进入联箱管，完成了第二流程凝结段的传热过程。
与疏水冷却段同样的道理，经过第二流程进入联箱管的给水，大部分通过联箱管的节流孔板进入连接管，汇入中心引出管。
有小部分给水在联箱管的节流孔板的作用下，通过第三流程10排40组盘香管，参与过热蒸汽冷却段的传热，再进入配水管，通过连接管汇入中心引出管。
联箱管节流孔板的孔板直径为φ86mm，配水管内堵板疏水孔的直径为φ4mm。
实际检查发现，#5、6高加配水管内堵板疏水孔的直径一个基本正常，另一个远远超过设计值。
其中，#5高加东侧配水管内堵板疏水孔直径为φ12.56mm，#6高加西侧配水管内堵板疏水孔直径为φ13.48mm。
这两个疏水孔造成了一部分给水未经过第二流程的换热，直接通过疏水孔进入配水管堵板后，和第三流程加热后的给水汇合，经上部连结管汇入中心引出管。
这部分给水既未通过第二流程的换热，也未通过第三流程的换热，直接进入出口汇水管，使汇水管水温降低，高加端差增大。
（3）、#5、6高加给水侧保护采用出、入口联成阀保护装置，由于联成阀上阀套与阀体之间无密封装置，如图3中示意处所示，正常运行中有部分给水从此结合面处泄漏进入旁路系统，这部分给水不经高加加热而直接到达高加出口，造成给水温度降低。
此结合面经常被严重冲刷，已经多次补焊处理。
每次刚修后效果较明显，但经过一段时间的运行后，给水温度就逐渐降低。
（4）、高压加热器空气系统不合理，没有安装连续排出高加内部空气的空气管道。
使高加内积聚空气不能及时排出。
高压加热器内积存空气，不仅降低了高加的热力性能，并引起管子的腐蚀损坏。
空气可使加热器内部某些区域形成空气覆盖层，相当于减少了传热面积；空气在管束外壁的凝结水膜周围形成的气体层，将减慢蒸汽扩散到凝结水的速度，使凝阶段中汽侧膜状传热的热阻大大增加，降低传热系数；气体在凝结段的聚集还会大大降低传热温差，使凝结过程蒸汽分压下降，有效饱和温度也相应降低。
3．高压加热器处理及改造方案（1）改进#5、6高压加热器的进汽短管与上壳体进汽法兰填料密封压紧装置，在填料上部设置填料压紧环，并预留压紧余量，在紧导汽管连接法兰时，用压紧环来保证对填料的预紧力，防止蒸汽短路直接进入饱和蒸汽凝结段而影响过热蒸汽冷却段的传热效果。
（2）在高压加热器进汽管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处增设支撑点，并对该处的包壳进行补强，防止吊装上壳体时进汽短管与上壳体进汽法兰对位不准确时，上壳体压在进汽短管上，造成进汽短管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处局部变形，使其蒸汽通流面积减小。
（3）恢复过热蒸汽冷却段盘香管中心的挡汽板，在焊接中注意过热蒸汽冷却段外包壳的严密性及内部隔板的严密性，以改善该处过热蒸汽的对流换热传热效果。
（4）对高压加热器饱和蒸汽凝结段的隔板，进行认真地整形，减小隔板与筒体之间间隙及补齐隔板不完整的部分。
（5）对疏水冷却段外包壳及内部隔板进行修复，以提高其传热效率。
（6）对#5、6高加配水管内疏水孔直径超过设计值的堵板（#5为φ12.56mm，#6为φ13.48mm）进行了更换（更换后堵板孔径为φ4mm），以改善水流分配。
（7）为了减少高压加热器的端差，并解决高压加热器传热面不足问题，经对高压加热器结构进行分析后，决定对#5、6高压加热器过热蒸汽冷却段进行改造。
将高加联箱管与中心引出管的连接弯头改为直角弯头，增大联箱管的直管段。
在联箱管与配水管的直管段增设10组盘香管。
将联箱管节流孔板的孔板直径改为φ67mm，以保证过热蒸汽冷却段还热管内流速不致过低，增加过热蒸汽冷却段的传热量。
（8）增设高加汽侧排空气管，将#5、6高加汽测原排空气管分别引出汇通，引至除氧器。
（9）在联成阀上阀套与壳体结合面处增设了一紫铜垫片，合理调整其厚度，以减少旁路系统的泄漏。
4．结论及建议经这次机组大修期间对#5、6高加处理和改造后，#5高加上端差减小5.9℃，下端差减小2.6℃,焓升增大15.1KJ/Kg；#6高加上端差减小2.3℃，下端差减小8.8℃,焓升增大5.4KJ/Kg（改造后数据见表），给水温度提高4.2℃。
虽然给水温度升高不是很明显，但#5、6高加疏水温度的降低以及#5高加出口温度的提高，将大幅度提高回热系统运行的经济性。
几点建议：（1）高压加热器偏离设计工况运行，给水温度达不到设计值，其原因是多方面的，要从设计、制造、安装、检修和运行维护以及机组具体工况各方面进行分析和处理，才能保证其达到经济合理的运行状态。
（2）高加改造虽取得了良好的效果，但距设计值仍有差距，#5高加有两个堵板疏水孔孔径严重超标未处理，建议以后应更换。