高压加热器对给水温度影响的分析及改造
高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理
电工技术·理论与实践2015年9月下 215高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理陈粤军广东粤嘉电力有限公司，广东 梅州 514000摘要：高压加热器作为火电厂给水系统的重要设备，其运行稳定性直接关系机组的安全性和经济性。
高压加热器疏水水位异常波动的状况，将会降低其交换效率，加剧相关设备的冲蚀程度，成为机组安全运行和经济运行的严重威胁。
笔者通过分析高压加热器水位异常波动的原因，采取了使高压加热器优化运行的措施。
通过实践发现，明显改善了高热加热器输水水位异常波动的问题。
关键词：高压加热器；水位波动；原因；措施 中图分类号：TK264.9 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0215-01在火力发电中，为了充分利用蒸汽余热，高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源来加热锅炉给水，并使之达到要求温度。
这样的结构设计不仅降低了整个循环系统的冷源损失，提高了热效率，还增加机组运行的经济性及安全性。
1 高压加热器工作原理高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源，蒸汽先降低其过热度，进而通过凝结段凝结成液相状态，然后在疏水冷却段进一步释放热量，降低其温度，以至降低疏水温度，减少疏水的汽化程度。
疏水经过汽液两相流控制后，由压力较高部件排入到压力较低部件。
压力较低的高压加热器疏水接口是采用虹吸管结构形式使疏水向上流动，经疏水调节阀排至除氧器。
2 机组安全运行面临的问题高压加热器疏水系统的运行工况比较复杂，对其设计安装质量要求十分严格。
在机组日常运行过程中，最近经常出现高压加热器疏水水位异常波动现象，一般在0～400mm 之间。
此种状况出现时，受条件限制，操作工人只能使用手动调节疏水阀，水位不能有效地精确控制，这将导致汽水混合物进入循环系统而分担了部分热量，致使蒸汽无法有效加热给水，并且严重冲刷损坏了整个循环系统的给水管道及其附件设备。
日积月累，这样将严重威胁机组的安全和经济运行。
3 高压加热器水位异常波动的原因分析通过实践发现，高压加热器疏水水位出现异常波动状况对整个机组安全运行至关重要。
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。
高加解列对直流锅炉的影响及控制措施分析
高加解列对直流锅炉的影响及控制措施分析摘要：高压加热器简称高加，是一种接在高压给水泵后加热给水的表面式加热器，可以利用汽轮机的抽汽加热给水，提高锅炉给水温度，进而提高机组整体热经济效率。
关键词：高加裂解；直流锅炉；影响；控制措施；分析1导言本文通过对高加解列后产生的影响进行分析，并提出针对性的控制措施，以减少高加解列对机组正常运行造成的影响。
2分析直流锅炉概述及工作原理2.1分析直流锅炉的概述在给水泵的压头作用下，给水依次经过加热、蒸发和过热等受热面而生成具有一定压力和温度的过热蒸汽，这种锅炉即为直流锅炉。
直流锅炉运行时，给水中的杂质除部分随蒸汽带走外，其余都沉积在受热面上；机组停用时，内部还会由于腐蚀而生成氧化铁。
为了清除这些污垢，点火前要用一定温度的除氧水进行循环清洗。
直流锅炉在20世纪20年代初即已发明，30年代开始应用。
虽然它具有一系列优点：不用汽包；压力参数范围宽，既可用于亚临界压力锅炉，又可用于超临界压力锅炉；制造方便、节省钢材；启、停炉快速等。
但由于它对水处理和自动控制的要求高，并且，在蒸汽参数和锅炉容量不大时其优点并不显著，因而发展不快。
直到50年代末、60年代初，由于电厂锅炉向大容量、高参数方向发展，水处理技术和自动控制技术也有了长足的进步，直流锅炉才获得迅速发展。
2.2直流锅炉工作原理由于直流锅炉没有汽包，所以加热、蒸发和过热等部分之间无固定的分界线。
其工作过程如下：给水经给水泵送入锅炉，先经过加热区，将水加热至饱和温度，再经过蒸发区。
将已达到饱和温度的水蒸发成饱和蒸汽，最后经过过热区，把饱和蒸汽加热成过热蒸汽，最后送入汽轮机做功。
与自然循环锅炉比较。
直流锅炉优点如下：一是节省钢材。
直流锅炉不需要汽包，受热面管径又小，承压部件总质量轻，可节省钢材20%-30%。
二是制造、安装简单。
三是启、停炉速度快。
因不存在汽包上、下壁温差制约，一般从点火到达到额定参数时间，直流锅炉为四十五分钟左右，自然循环锅炉则需要四到五个小时；直流锅炉停炉只需十分钟到三十分钟。
高压加热器运行常见故障及应对措施分析
高压加热器运行常见故障及应对措施分析在当前发电厂运行过程中，汽轮机是必不可少的设备之一，而高压加热器作为汽轮机给水回热系统中的重要设备，其运行的稳定性直接关系到机组的经济性，因此，在电厂生产运行过程中，运行人员需要对加热器运行状况进行有效监视，及时关注加热器运行过程中的水位、温升及端差等诸多问题，及时发现参数异常的情况，并对其原因进行分析，确保加热器保持良好的运行状态。
文章从高压加热器运行故障对运行系统的影响入手，对高压加热器运行中常见的故障进行了分析，并进一步对高压加热器常见故障的应对措施进行了具体的阐述。
标签：高压加热器；运行故障；常见故障；应对措施前言回热加热系统作为汽轮机的重要组成部分，其对提高机组运行的经济性具有非常重要的作用。
运行可靠性及运行性能较好的回热加热系统会有效的提高整套机组运行的经济性。
近年来发电厂机组开始向大容量和高参数的方向发展，这也使高压加热器给水压力和温度也随之升高，高压加热器在运行过程中一旦机组负荷出现变化、给水泵故障或是旁路切换等现象发生时都会导致压力和温度出现突发性变化，从而影响高压加热器运行的稳定性，不利于机组运行经济性的提升。
因此，需要对高压加热器常见故障进行分析，以便于能够采取切实可行的措施进行处理。
1 高压加热器运行故障对运行系统的影响1.1 引起汽轮机水冲击一旦高压加热器出现爆漏的情况，则其水侧的给水会大量的涌入到汽侧，导致汽侧水位急剧上升，达到警戒水位，而在这个过程中，如果危急疏水门疏水量不够或是存在卡涩的情况，而抽气电动门又无法及时关闭时，汽侧的水则会经由抽汽管道进入到汽轮机内，从而导致水击事故发生。
1.2 降低锅炉运行的安全稳定性当高压加热器出现故障停运时，这时给水会通过旁路进入到锅炉内，由于给水温度的降低，必然的会导致其在锅炉内吸热量增加，从而导致过热蒸汽温度过高，导致过热器管壁出现超温的现象。
1.3 降低机组经济性而当高压加热器故障停运时，由于进入锅炉内的给水温度会下降，这样就会导致相同负荷下所需要燃料量会有所增加。
300MW机组高压加热器改造及经济性分析
２ 改 造 方 案
针 对隔 板泄露 这一 现；
１ 现 状 调 查
原 ６号 机 组 高加 隔板 在 大 修期 间进 行 了更 换 。
定 利用 ６号 机组 大修期 间ｊ 原 １ 、 ２ 、 ３号 高加水 室 隔板 钢 隔板 。 连 接螺栓 也更 换 水 室 隔板 的耐 冲刷性 能 ，１ 时 间 内被 冲蚀损 坏 ， 给水 温升 的 目的 。
图 １ 隔板
热， 气温升高 ， 标 准 煤耗 约 增 加 １ ２ ｇ ／ ｋ Ｗｈ ， 机 组 热 耗
增加 ４ ． 号高 加隔板 ｌ 由图 １可 以看 出 ． 高力
为 了保 障 高压加 热器 的正 常运行 ．使 给水 温度
作 者简 介 ： 郑效￣（ １ ９ ７ ４ 一 ） ， 男， 山东莱芜人， 工程 师
第 ２ 期
郑效宏 ： ３ ０ ０ ＭＷ 机 组 高 压 加 热 器 改 造 及 经 济性 分 析
３ ７
３ 效 果 检 查
３ ． １ 改造前 后 比较
表 ２ 改 造 后 参数 与设 计 参 数 比较
（ １ ） 高加 改造 后 温 升情 况 。在 相 同负荷 ３ ０ ０ ＭＷ 下， ６号 机 组 高 压 加 热 器 大 修 前 后 给 水 温 升对 比看 出， 高加 改造 后 温升有 了提高 ， 详见 表 １ 。
每升高 Ｉ Ｏ ￣ Ｃ 可 节 约煤 耗 ０ ． ３ ５ ｇ ／ ｋ Ｗｈ ．隔板 改造 后 给 水 温 升 可提 高 １ Ｏ ℃， 按 ６号 机组 平 均 功 率 ２ ５ ０ ＭＷ 、
每天按 ２ ４小 时 计 ，以此 为 依 据 估 算 可 获得 的效 益
提高高加换热效率提升给水温度
提高高加换热效率提升给水温度摘要：火电厂高压加热器是将汽轮机抽汽的热量传递给通过其中的给水，极大提升电厂热效率，节约燃料的设备，高压加热器是汽轮机最重要的辅助设备之一。
高加的换热效率高低直接决定着整个机组的热经济性，所以提升高加换热效率极为重要，机组抽汽量、管束结垢泄漏堵管、高加水位、保温、材质选取等因素与高加换热效率息息相关。
定量研究分析这些因素对换热效率的影响，提升电厂高加换热效率，从而提升给水温度。
关键词：高压加热器换热效率电厂一、高加设备结构特性和运行概况当前电站运行有两台机组，一个为100MW凝气式汽轮机，一个为30MW抽背式汽轮机。
每台汽轮机配备有2台高加，其形式皆为立式U型管管板式高压加热器，目前4台高加皆为投运状态，为锅炉供水，以满足前方生产所需高、中、低压厂用汽的需求。
高加型号为JG-610，各参数如下：表1 高压加热器基本参数项目#2高加#1高加设计管程压力(MPa)18.518.5设计壳程压力(MPa)2.63 1.2设计壳程温338256度(℃)225189设计管程温度(℃)加热面积(m2)600600高加日常给水温度一直维持在220℃左右，没能达到设计的要求值。
给水温度和机组设计性能状况负荷抽汽参数有关，但高加性能参数对给水温度的影响最大[1]。
特别是日常运行中的抽汽量、节流、结垢、泄漏、堵管、水位、保温、材质等因素，经过长时间参数对比监测，发现对给水温度的提升至关重要。
二、提出高加换热效率的影响因素结合高加运行状态，围绕提高高加换热效率，提升给水温度为中心，以长期记录的高加运行参数为指导，将日常高加操作调整等情况考虑在内，依据高加运行的参数与规律，提出了高加换热的影响因素如下：表2高加换热效率影响因素及归类根据汇总归类后的影响因素，分别对各影响要素进行讨论，分析机组高加不同负荷、不同运行方式、不同布置下的换热效率的影响因素，通过分析得出影响高加换热效率提升给水温度的几点建议如表2。
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℃。
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。
火电厂高压给水加热器运行故障的分析和改造
汽轮 机 的 回热 加 热系统 是 提高 机组 运行 经 济性
的重要 手 段 ， 高压 给 水 加热 器 是 汽轮 机 最 重 要 的辅 机 之一 。高压 给水 加热 器发 生故 障停 运 或不 能投 入
机 发生 水 冲击 ， 将 严 重威胁 机组 的安 全运 行 。 高 压加 热系 统 运 行 中经 常 受 到 机组 负荷 突变 、
法 兰泄 漏 的原 因 ， 提 出检 修 、 改造 和 防范措施 ， 以保 障机 组运行 的安 全性 和 火电厂 整体 的经 济性 。
关键 词 ： 高 压 给 水 加 热 器 ；故 障 ；泄 漏 ；改 造
中 图分类 号 ： ＴＳ ２ ０ ３
文 献标识 码 ： Ｂ
文 章编 号 ： １ ６ ７ ２—５ ０ ２ ６ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ４—０ ０ ３ １ —０ ２
保 高压 给水加 热器 的长期安 全运 行 。通过 技术 改造
易引起 汽 缸与转 子 间 的膨 胀 差 值 加 大造 成 动 、 静 部 分 摩擦 ； 而 高压 给水 加热 器 内部若 发 生严 重泄 漏 ， 会 使 高压 给水 沿 着抽 汽 管 道 进 入 汽 机 本体 内部 ， 使 汽
给 水泵故 障 、 旁路 切换 等引 起 的压力 和温度 的骤变 ，
会 给高 压加 热 系统 带 来 损 害 。因 此 ， 除 了 在 高压 给 水 加热 器 的设 计 、 制造 和安 装 时必须 保证 质量 外 ， 更
运行 ， 会 导致进 入 锅炉 的给 水温 度大 幅 降低 ， 从 而增
加 锅 炉 的吨汽 煤耗 ， 降 低 锅 炉效 率 ， 增 加成 本 ， 全 厂
的经济 性 就会 降低 ； 同时 ， 因为 高压 给水 加热器 停 运
高压加热器疏水端差大原因分析及对策71
高压加热器疏水端差大原因分析及对策摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。
本文从运行角度分析，根据系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素，分析了高压加热器疏水端差偏大的原因和危害，并提出详尽的应对策略，对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。
关键词：机组；高压；加热器；疏水；端差；偏大；原因；对策前言高压加热器是电厂回热系统中的重要组成设备，其运行性能的好坏，与机组的经济性密切相关。
衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等，其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。
本厂高压加热器实际运行时的疏水端差较设计值偏差较大，最高达22℃，大大降低了回热系统的经济性和安全性。
因此，找出导致疏水端差过大的原因并采取措施降低疏水端差显得尤为重要。
设备简介：申皖公司一期两台汽轮机均采用上海汽轮机有限公司与德国西门子联合制造的产品，该机组四台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产，其结构为卧式U型管管板式。
A9（调整抽汽）、A8、A7（高压缸排汽）、A6级抽汽分别供给四台高压加热器，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（A6高加）疏至除氧器。
一、高压加热器疏水端差偏大的影响本厂自2016年投产以来，#1机组四台高加疏水端差均不同程度的高于设计值（5.6℃），其中A8加热器疏水端差最高达22℃。
疏水端差过大会导致以下三方面问题：一是高压加热器的实际换热量低；二是疏水端差过大意味着疏水温度过高，因此疏水温度更接近饱和温度，在疏水管中容易产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。
由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全；三是疏水温度过高会加重下级高加的工作负荷，造成下级疏水端差进一步增大。
高压加热器常见故障分析及解决防范措施
高压加热器常见故障分析及解决防范措施作者：赵佰千来源：《中国科技纵横》2017年第14期摘要：我厂一期为2*600MW亚临界空冷燃煤机组，2008年投入运行，每台机组配置3台高压加热器，介质为高压给水。
若高压加热器出现故障，则直接影响机组安全、经济运行。
关键词：高压加热器；故障分析；防范措施中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）14-0060-021 概述（1）我厂：#1、2机组高压加热器由哈尔滨哈锅锅炉有限公司生产制造，采用单系列、卧式大旁路布置，每台机组由三台高压加热器及附件组成。
在高压加热器内通过汽轮机抽汽对主给水进行加热。
高压加热器为逐级自流疏水，在正常情况时#3高压加热器疏水自流至除氧器。
危急情况下高压加热器疏水去排汽装置。
自2008年投产以来，#1、2机组#3高压加热器多次发生管束泄漏。
#2机组#3高压加热器人孔门结合面发生一次外漏；两台机组#3高压加热器包壳泄漏，其下端差分别为14℃、19℃，远高于设计值5.6℃。
400MW以下#3高压加热器正常疏水调门无法自动调整水位，伴随管道晃动。
通对管束堵漏、管束涡流探伤检测以及两台机组#3高压加热器包壳治理，目前高压加热器运行稳定，#3高压加热器下端差分别下降为7℃、6℃效果明显。
高压加热器参数：总管束：2531根，管侧流程数：2，最大堵管率：≤10%。
（2）高压加热器主要部件包括：壳体、水室、管板、管束、支撑板、防冲板、包壳板等。
管束：高压加热器使用U型管作为加热管。
包壳板：为了将过热段、疏水段与凝结段隔离开，设置有包壳板，且确保过热段、疏水段的密封性和独立性。
水室：高压加热器的水室由人孔座和进出水接管锻件与割头厚板焊接而成，割头为侧高压的半球形结构。
椭圆形人孔为自密封结构，采用带加强环的不锈钢石墨缠绕垫。
水室内设有将球体分开的密闭式分程隔板，为防止高压加热器水室内给水短路，在给水出口侧设有膨胀装置，给水进口侧设有防冲蚀装置。
热电厂高压加热器故障原因分析及处理措施
设备管理与维修2019翼9（上）热电厂高压加热器故障原因分析及处理措施管水强（克拉玛依石化公司热电厂，新疆克拉玛依834003）摘要：针对两台高压加热器盘管频繁泄漏原因，提出相应防止泄漏的技术及改造措施，从而提高高压加热器投运效率和锅炉热效率。
关键词：高压加热器；盘管；泄漏；热效率中图分类号：TM621.4文献标识码：B DOI ：10.16621/ki.issn1001-0599.2019.09.730引言高压加热器是电厂重要的经济辅助设备，通过加热蒸汽加热锅炉给水以达到给水设计所需温度。
高压加热器的稳定运行对于锅炉降低燃料消耗，提高热电厂热效率有着重要作用。
如果高压加热器故障或停运，锅炉给水温度将下降50益左右。
锅炉水冷壁管因为超温可能发生损坏，不但增加燃料消耗，全厂热效率也将降低。
一般燃煤消耗率将增加3%耀5%，耗电量增加5%左右。
因此，高压加热器的运行工况对于锅炉正常运行意义重大。
1高压加热器结构及工作原理该高压加热器为立式U 形结构，主要由管程、壳程两部分构成，包括锅炉给水进出口、加热蒸汽入口、隔板、疏水出口、疏水凝结段、疏水器、紧急疏水放水组成。
工作原理如下：水侧流程是锅炉给水由给加热器水侧入口进入高压加热器进水侧水室，通过U 形盘管，分别通过疏水冷却段、疏水凝结段、蒸汽加热段进入出口侧水室流出；壳程流程为壳体内腔上部设置蒸汽凝结段，下部设置疏水冷却段，进、出水管顶端设置给水进口和给水出口。
当过热蒸汽由进口进入壳体后即可将上部主螺管内的给水加热，蒸汽凝结为水后，凝结的热水又可将下部疏冷螺管内的部分给水加热，被利用后的凝结水经疏水出口流出体外、回收至除氧器，作为除氧器补充水源加以利用。
2问题的提出克拉玛依石化公司热电厂两台青岛汽轮机厂产型号C12-35/10凝汽式汽轮机，配套1#、2#型号为JG-40的表面立式高压加热器，利用汽轮机抽汽或低压蒸汽加热锅炉给水，使1#、2#锅炉给水温度从104益提高到150益左右，从而满足1#、2#锅炉设计要求。
高压加热器疏水系统的改造
突变 ， 使得加热器的水位能连续稳定的控制。机组负荷在 １０ －０ ０ ％－ ％范围内 ， ５ 变化时， 其水位波动值在 ３ ｍ ￣０ ｍ ， ０ ｍ １Ｏ ｍ 有效地避免了水位较大变化对加热 器产生的热疲劳， 防止水位偏低时虹吸现象而造成机组热经济性降低， 避免 了高焓熵工质贬低能级使用。 ２ Ｓ ＿ ２ ＷＱ ＇ ４型自调节水位控制装置的结构和工作原理。 １ 自调节水位控制装置主要部件是传感器和调节器， 如图 ｌ 所示。传感 器２ 主要采集水位信号 ， 然后将采集的水位信号传感变送到调节器 ５调节 ， 器根据水位信号的高 、 进行 自动连续的水位调节。 低， 调节阀 ４根据调淘 ｔ （ 寸 才 位变化情况 ， 把水位调节到整定的经济水位。 旁路阀 ７ 适当开启 ， 确保理论设 计值接近实际运行值， 使两相流水位控制器处于最佳工作状态 ， 为便于检修 方便 ， 安装了汽阀 ３ 。 ｌ
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图２
Ｎ ０－ ３ ５ ５ ３ ２０ １０ ３／ ５机 纽加热 器无 水位运行 对 经济 ｌ影响 ／ ５ 生
丽丽蕲广
／Ｂｔ ａ ｋ／ ￣ ￣ 一
上面的计算只是考虑了单个加热器无水位运行的影响，在多个相邻的 加热器均产生无水位运行时 ， 由于此时某一级加热器抽汽量增加， 其抽汽压 损也随之增加 ， 使得该级加热器内的压 力下降， 出口水温度降低， 对机组经济 性的影响要比各加热器分别发生无水位运行时对经济性影响之和要大得多。 对 Ｎ Ｏ ３ ３，３ 机组而言 ， ２ ｌ ５ ５ ５ 加热器无水位运行 ， 每年每台机组要多耗几 千吨煤 ， 其经济性的影响是很大的。 ２ 改造岗 十 原理 ２ Ｓ 型水位控器（ １ Ｗ（ 汽液两相流 ） 的先进性。 自 该 调节水位控制器有： 装 置构思新颖、 ＝ ：作原理先进、 调节能力强 、 Ｉ 自 装置体积小、 系统简单 、 无机械运 动部件 、 无泄露 、 无电气元件的特点， 了常规液位控制器的固有缺陷 ， 克服 很 好的解决了加热器的水位控制问题。而且故障大副度降低， 保障了安全生产 并提高了设备自 身的热经济性。 Ｓ － 型水位控制器可做到一次调整到整定的经济水位后 ， ＷＱ ４ 再不需进 步调整， 可做到不用操作随机起停 ， 有效地解决了负荷波动时 ００
高压加热器缺陷分析及对策
科技情报开发与经济
文章 编 号 ：０ ５ ６ ３ （０ ７ １ — ２ １０ １０ － ０ ３ ２ ０ ）０ ０ ７ — ２
Ｓ ＩＴ Ｃ Ｆ Ｒ Ａ ＩＮＤ Ｖ Ｌ Ｐ Ｅ Ｔ＆Ｅ Ｏ Ｏ Ｙ Ｃ－ Ｅ ＨＩ Ｏ Ｍ ＴＯ Ｅ Ｅ Ｏ Ｍ Ｎ Ｎ ＣＮ Ｍ
高压加热器是火力发电厂锅炉给水循环系统中的重要辅助设备 ， 对 提高火电厂经济效益起着非常重要的作用。一般情况下 ， 高压加热器停 运后 ，汽轮发 电机组发 电出力 将降低 ５ １％， 电煤耗将上 升 ３ ～ ％～０ 发 ％
５ 锅炉的水冷壁管也容易因温度Biblioteka 化不 当而受到损坏。有些运行时间 ％，
实例分析 ， 探讨 了高压加热器产生泄漏的原 因， 并提 出了相应 的解决方案。
关键 词 ： 压加 热 器 ； 漏分 析 ； 备 检 修 高 泄 设 中 图分 类 号 ：Ｍ６ １ Ｔ ２． ２ 文献 标 识 码 ： Ａ
因。高压加热器停运保养措施不力 、 检修质量不过关也是引起 高压加热 器事故的重要原因。由于高压加热器检修不成功引起 重复泄漏 ， 增加高 压 加热器投退次数 ， 对高压加热器寿命也有 不同程度 的影响。
找 泄漏 的根本原因 。经过检修运行人员长时间的观察和分析 ， 为高压 认
加热 器随着服役时间 的加长 ． 换热管补焊封堵数量增 加 ， 以及加热 器过
现为高压加热器疏水水位 保持 不住 ， 高水位报警 ， 压加热器端差 明显 高
增 大， 同时 由于传热效果恶化 ， 给水温度也 因此降低 。 实际工作中所讲的 高压加热器检修主要是针对加热器内漏而言。
较长的机组 ，往往会在高压加热器 检修刚结束就 出现水 冷壁泄漏 的情 形。因此 ， 一旦高压加热器 出现故障 ， 就会严重 影响电厂的安全、 经济运 行 。所 以各电厂把对高压加热器的投入率 作为一项重要考核指标 。 我国早期引进 的前苏联 ２ ０ Ｗ 机组采用倒立盘管式加热器 ， ０ Ｍ 因其 结构紧凑 、 外形尺寸小而得 到广泛应 用 ， 但同时它也存在截 面小、 水位控 制困难和排气不充分等缺点 。由于使用 初期对其性 能了解不深 ， 操作 中
高压加热器满水处理
高压加热器满水运行中高压加热器满水的现象有：(1)给水温度下降(高压加热器水侧进、出口温升下降)，这样使相同负荷下煤量增多，汽温升高，相应减温水量增大，排烟温度下降，煤耗增大。
(2)疏水温度降低。
(3)DCS画面上高压加热器水位高或极高报警。
(4)就地水位指示实际满水。
(5)正常疏水阀全开及事故疏水阀频繁动作或全开。
(6)满水严重时抽汽温度下降，抽汽管道振动大，法兰结合面冒汽。
(7)高压加热器严重满水时汽轮机有进水迹象，参数及声音异常。
(8)若水侧泄漏则给水泵的给水流量与给水总量不匹配。
高加满水危害：(1)水温度降低，影响机组效率。
(2)若高压加热器水侧泄漏，给水泵转速增大，影响给水泵安全运行。
(3)严重满水时，可能造成汽轮机水冲击，引起叶片断裂，损坏设备等严重事件。
高压加热器满水时的处理：(1)核对就地水位计，判断高压加热器水位是否真实升高。
(2)若疏水调节阀“自动”失灵，应立即切至“手动”调节。
(3)当高压加热器水位上升至高值时，事故疏水阀自动开启。
否则应手动开启，手动开启后水位明显下降，说明事故疏水阀自动失灵，告维修处理。
(4)手动开启事故疏水阀后水位无明显下降。
根据给水泵的给水流量与给水总量是否匹配，若匹配说明疏水管道系统有堵塞，要求检修处理，若不匹配说明高压加热器水侧有可能泄漏，汇报值长，减负荷至额定负荷的80％-90％左右，将高压加热器撤出并进行隔离。
在撤出过程中严格控制好汽温，以及加强对凝结水系统监视及调整。
告维修查漏处理。
(5)当高压加热器水位上升至极高时，高压加热器应保护动作，否则应立即手动紧急停用。
检查逆止门及电动阀自动关闭，否则手动关闭。
告维修处理。
汇报值长要求修改负荷曲线。
(6)当高压加热器满水严重而影响机组安全运行时，应立即解列停机。
机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
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。
燃煤火电机组高压加热器端差大的分析与优化
燃煤火电机组高压加热器端差大的分析与优化摘要：针对600 MW亚临界燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。
结果表明，高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。
高加系统常见的缺陷包括阀门、法兰泄漏，高加水位测点故障，阀门机务卡涩、手轮或支架故障，外部保温缺失和电动阀故障。
高加端差偏大的原因包括受热面结垢、积存空气、高加水位实际过高或过低、高加管束有效换热面积下降、保温不足、汽水外漏、事故疏水阀内漏、疏水回路不通畅或通流截面积不够。
降低高加端差的优化措施包括高加汽侧管束化学碱清洗、系统排气、控制合理的高加水位，更换水位测量仪表，加强巡检和排查高加保温不足、汽水泄漏和恢复部分被封堵的管束。
关键词：燃煤火力发电机组；高压加热器；疏水端差；事故放水水位；降低端差1.引言高压加热器（简称高加）为燃煤火力发电机组回热系统的主要设备，高加疏水端差大不仅导致热经济性降低，同时还会引起疏水管道振动增高，威胁汽轮机系统的安全运行[1-5]。
因此，有必要对高压加热器的系统工作原理和故障原因进行分析，研究降低疏水端差和管道振动的处理方法，优化运行。
本研究拟针对燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。
本文的分析有助于了解高加疏水端差偏大的原因，提出运行优化措施和设备缺陷技改方案，提高高加设备的运行安全性和经济性。
2.高加系统的结构和工作原理以北仑电厂600 MW亚临界湿冷燃煤火力发电机组2号机为例进行分析。
抽汽回热系统设有3台表面式、U型管高压加热器，全部为卧式结构，分别布置在汽机房19.8 m层、13.7 m层和6.1 m层，均由法国阿尔斯通公司设计制造。
高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。
电厂高低压加热器疏水存在的问题及改造方案
某电厂二期为四台K—215—130—1型汽轮机组。
在额定蒸汽参数下,全部投入回热系统,切除附加抽汽,流通部分清洁,冷却水温不大于20℃时,汽机最大容量可达220MW。
高压加热器及疏水系统简介:210MW汽轮机组配备有三台高压加热器(5#、6#、7#高压加热器)。
高压加热器是允许利用蒸汽热能加热给水以提高机组热效率的设备每台210MW机组配置的三台高压加热器均为立式筒体式结构采用串联方式布置。
高压加热器分别连接在一、二、三段抽汽上,水侧工作压力比锅炉汽包压力还要高工作温度在190～249℃范围内,汽侧温度常在300℃以上,可见其工作条件是很差的,往往引起加热器焊接受热面泄漏。
为了防止管系统泄漏或加热器疏水装置因不能有效排放疏水,使汽侧水位不受限制地升高而倒流入气轮机,高压加热器均装有保护装置一但汽侧水位达到极限时,通过电器回路在控制盘上显示危险信号,并同时从水侧和汽侧将高压加热器解列。
高压加热器疏水采用从7#高压加热器至除氧器逐级自流的方式,还设置有在机组启动,事故等非正常运行情况下的5#高压加热器至凝汽器疏水系统6#、7#高压加热器至除氧器疏水系统的切换系统。
在正常运行中,除氧器的汽源由四段抽气供给,其内部压力。
温度随负荷呈滑压运行,额定负荷时除氧器水温可达166℃(如表1）。
1 问题的提出汽轮机组的高压加热器是充分利用蒸汽热能加热给水提高机组热效率的设备,高压加热器一般都是随机滑启或机组达到额定功率的70%时投入,据资料表明高加不随机组投入运行,整台机组发电出力将降低10%,同时因给水温度的降低使供电煤耗要提高3%,这样不但导致机组发电的经济行大大降低,而且因锅炉入口给水温度不能达到设计值,从而使锅炉的运行工况远远偏离设计工况,引起超温爆管,泄漏现象时有发生,不能保证锅炉的正常运行,所以高压加热器的投入率对机组的安全,经济运行有直接的关系。
保证高加投入率,提高给水温度,最终提高电厂循环热效率。
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。
高压加热器运行中存在的问题及对策
高压加热器运行中存在的问题及对策【摘要】在运行当中,高压加热器的泄漏的原因是多方面的,主要原因是由于高加换热管口及换热管道被冲刷及磨损所致,高加是否投入运行对机组负荷和经济性的影响很大。
本文分析了高压加热器运行中存在的问题及对策。
【关键词】高压加热器;泄漏;投入率;对策汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。
回热加热系统的运行可靠性和运行性能的高低, 直接影响整套机组的运行经济性, 加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。
随着火力发电厂机组向大容量、高参数发展, 高压加热器承受的给水压力和温度相应提高; 运行中机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变都会给高压加热器的稳定运行带来影响。
为此,除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外,还要在运行维护等方面采取必要的措施,才能确保高加的长期安全运行。
高加水位高信号报警,泄漏检测仪亦报警,另外还有高加端差增大,远远高于正常值。
由于高加泄漏,水侧大量漏入汽侧,通过疏水逐级自流入除氧气,为使汽包水位正常,则给水泵转速增加,给水流量增大。
高加泄漏后,由于传热恶化,则造成给水温度降低。
高压加热器泄漏后对机组的影响：高压加热器是利用机组中间级后的抽汽,通过加热器传热管束,使给水与抽汽进行热交换,从而加热给水,提高给水温度,是火力发电厂提高经济性的重要手段。
由于300MW机组高加水侧压力(20MPa)远远高于汽侧压力(4MPa),当传热管束即U型管发生泄漏时,水侧高压给水进入汽侧,造成高加水位升高,传热恶化,具体对机组的影响如下:高加泄漏后,会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而泄漏管束增多,泄漏更加严重,必须紧急解列高加进行处理,这样堵焊的管子就更少一些。
高加泄漏后,由于300MW机组高加水侧压力20MPa,远远高于汽侧压力4MPa,这样,当高加水位急剧升高,而水位保护未动作时,水位将淹没抽汽进口管道,蒸汽带水将返回到蒸汽管道,甚至进入中压缸,造成汽轮机水冲击事故。
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高压加热器对给水温度影响的分析及改造
作者：祝德军王鹏
摘要：文章介绍了电厂轮船机组高压器在制造、安装、检修以及运行维护过程中出现的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器造成的影响。
从高压加热器对水温的影响，并且结合了加热器独特的结构特点在原有的设备基础上进行改造，改造之后获得的效果比较明显，高压加热器端差值逐渐减小，水含量逐渐提升，温度变动也比较大，获得的效果非常明显。
关键字：汽轮机；高压加热器；水温
一、高压加热器的结构特性
众所周知，高压加热器主要是焊接结构，一般由管系和外壳组成。
外壳材质是碳素钢板圈，这是一个可以拆卸的筒体。
筒体的结构比较复杂，上部分由椭圆形冲压封头组成，封头的中心位置是蒸汽入口，这些特种是为了后期的水蒸气温度提升服务，中心位置有吊环以及管座两只，管座主要服务于供加热器外壳加热，或者对整个加热器进行支撑。
外壳的部分也比较明显，由各个管座以及水位接管组成。
加热部分由两个联箱以及四个连接管组成，这些组成都是基于焊接基础上实现。
焊接就会存在一定的缝隙，空隙控制对于水温影响比较大。
在配水管上部位以及连接处，一般都存在板孔。
联箱管下端焊于底盖，顶端则通过弯头和联接管与中心管相连接。
联箱管与配水管相交错布置成180。
角，每根联箱管与配水管上均钻有两排焊接盘香管的孔。
这些板孔的严密性以及缝隙都应该得到控制，这样才能从根本上控制住流水速度和水温。
然而这些问题的出现，是导致水温减弱根本原因，面对这些现实问题，应该从根本上进行把握。
这样可以更加准确的分析影响水温的因素，进而选择应对措施。
二、原因分析
（一）设计值
一般而言，汽轮机的内效率低下的设计值影响比较大，会导致汽轮机的耗油量逐渐增大，相应的给水量会逐渐增大，这将引起高压加热器负荷增加，导致能源消耗。
相应的给水量也会逐渐增大，从而使得高压加热器热负荷出现。
(二）高压加热器进汽管位置以及上壳体进汽法兰填料位置，不能出现缝隙，这个位置需要做好填料压紧，如果只是简单的依靠紧联接法兰对填料位置进行加压，这部容易保障密封可靠性。
当加热汽油从这个密封口进入到高压加热器后，没有经过冷却环节直接进入蒸汽凝结阶段，在这个过程中蒸汽冷却量会逐渐减少，蒸汽量减少时最终导致传热量减少。
每当该时刻，蒸汽流速会逐渐降低，从而导致蒸汽对换热面放热系数逐渐降低，从而不能获得良好的保温效果。
（三）局部变形
局部一旦出现变形最终影响进汽管与盘香管导汽挡板距离，当蒸汽通过面积逐渐减小时，蒸汽阻力损失量会增加，内部的压力也会随之降低。
从中便可以总结出该部位对应的温度饱和会逐渐降低，饱和蒸汽的凝结传热量也会随着减少，从而降低。
局部变形对蒸汽温度影响非常大，该问题理当得到重视，并且做好改造对应措施。
另外，高压加热器蒸汽冷却段得不到合理的护理，将影响加热效果。
高压加热器如果外部出现汽水冲蚀问题，容易形成孔洞。
这样最容易出现局部积水，冷却的水通过管道进入便到达下一级加热器，使得整个下端的差值增大。
如果加热器出孔板问题，应该从高压加热器管道三个流程进行排查，这个排查最终目的是减少流水速度，不会因为出现堵塞而使得管子出现冲刷。
(四）联箱管
一般而言，冲刷力度越大，就会缩短换热管的使用寿命。
在设计中应该只让小部分的水量通过换热管，大部分的水理当从配水管内的孔板进入。
流过第一道给水工程时，可以保障联箱管不会因为堵板而再进入第二流程中。
联箱管内堵板孔径理当在4mm，这个板孔对水量控制有促进作用，在进行检修工作时，需要排除管内的积水。
在排除中时常遇见这样的问题，第一流程中有两根联箱管内堵板疏水孔，它们直径在30mm 之上，这两道疏水孔进行给水时，需要进进入到第二流程的转化，创热效果依旧得到保障，而且还可以直接从两个疏水位置进行给水。
这些水流经过第三流程进入过联箱管内，由孔板引起的出水，它们会直接传入蒸汽凝结环节，这会减少水量，还会降低热量。
流经第一流程时，给水和没有经过该段加热，孔板内的第二道流程会持续给水，随着配水管堵板导流下，会再次进入联箱管，这样便完成第二道工序的凝结段加热过程。
这同冷水冷却一致，实际检查时，需要从板孔下手，控制水孔的直径，这个直径理当为12.56mm。
从这些水流通的程序上看，热水转化的速度以及传热系数，这对给水平均温度提升有重要重要，传热温差减小时，传热量会逐渐降低。
三、高压加热器改造
（一）做好热器进气短管以及上壳体进汽兰填料工作
在进行高压加热器的改造时，应该从加热器进气短管以及上壳体进汽兰填料，做好封闭压紧工作，在填料上部位置理当使用填料将其压紧。
这样可以余留出一定的余量，当选择紧导汽管连接法兰时，也可以借助填料提升起凝结，当蒸汽凝结时，蒸汽凝结会直接影响传热效果。
在进行高压加热器进汽管以及过热蒸汽冷却段位置作为整个支撑点，这个支撑点可以去到补强、防止壳体因为进汽位置不正确隐患，这样可以有效地对局部进行热处理，从而控制住局部不变形，从而保障蒸汽的流通面积逐渐减小。
当需要恢复过热蒸汽冷却段盘香管中心的挡汽板时，需要做好传热准备工作，使得对流传热效果更加明显。
一般而言，这需要在密封的环境下进行，才能保障内部隔板的严密性，从而提升传热效果。
对高压加热器饱和蒸汽凝结段的隔板进行整形，使其符合设计要求，减小隔板与筒体之间的间隙，补齐隔板不完整部分，对疏水冷却段外包壳及内部隔板进行修复，如果修复到位或者修复效果明显，这可以提升传热效率，保障传热效果。
（二）直径控制
还有一种比较有效的处理方法，就是可以使用高压加热器进行配水管直径设计值计算，从而保障设计值符
合需求。
这样可以有效的改善水流分配。
还需要注意到对高压加热器过热蒸汽冷却段进行改造处理，这个改造过程需要从中心引出管以及联箱管位置，将其改成直角弯头，逐渐增大箱管直管段。
适当的在配水管还有联箱管位置，这样就可以增设到10盘香管，当联箱管节流位置的直径理当将其改成67mm，这样就能够保障正切冷却位置通过的内流速度不能过低，从而使得传热量逐渐提升。
适当的还可以增设高压加热器汽侧排空气管，将原来的空气管将其引出除氧器，原来累积的空气会从这个管中派出去，从而提升传热效率。
在联成阀套以及壳体接触的位置，适当的增加紫铜垫片，将其厚度调整好，在使用用紧联成阀法将其裂开的接口位置接上预紧力，这样就可以保障结合面处于密封状态下，从而减少旁路泄露出现。
结束语
对高压加热器进行改造之后，其中端差会逐渐减小，水温温度逐渐提高。
虽然这个升高的温度不是很明显也不是很突出，但是相对比没有改造的部位，水温降低的速度非常快，而且幅度也非常大。
从实践中发现，这对提升回热系统运行有重要作用，从而保障经济运行效果。
高压加热器偏离设计工况运行，能够保障水温的设计值，想要获得良好的保障效果，需要从设计、制造、安装以及检修等环节入手，这样就可以做到维护机组工作效率，提升运行速度，保障经济效率。