高加水位调试专业分析要点
高加水位的控制及原因分析
高加水位的控制及原因分析摘要高加保护动作解列不仅会使机组效率下降,热耗、汽耗均上升,经济性大大下降,而且还会使机组监视段超压过负荷,叶片工作环境恶化,轴向推力增大,严重时会发生叶片及其部件掉落的事故.在满负荷工况下,根据历次跳高加的经验数值,负荷会突升20～30MW,使机组过负荷,同时极易引起锅炉的汽温及管壁超温,汽包水位波动,甚至会造成灭火。
关键词机组;跳高加;预防措施1概述近几年来,由于高加疏水调整门故障、人员调整不及时、管束的泄漏以及水位测量系统故障等原因引发高加跳闸。
2危害高加跳导致机组汽温和管壁温度超温,机组过负荷、机组振动增大等事故。
3跳高加的原因1)机组改造增容后,相同负荷下高加所对应的一、二、三段抽汽压力普遍降低,致使其与除氧器差压减小,使疏水流入除氧器困难。
2)升降负荷时,忽视对高加水位的监控。
3)保护用与测量用水位测量筒“0”位不一致,影响水位监视。
4)负荷变化较快时,水位计出现虚假信号。
5)疏水调整门调整品质差。
6)水位测量装置故障。
7)高加给水管束泄漏。
8)给水温度变化时,调整不及时。
9)当凝结水量发生大幅度变化时,忽视除氧器压力变化对高加水位的影响。
从运行角度讲,主要原因是:1)机组增容改造后,由于高加系统未进行改造,说所对应的一、二、三段抽汽压力比改造前普遍降低0.1Mpa左右,致使高加汽侧压力与除氧器差压减小,造成疏水流入除氧器困难。
2)给水流量变化幅度较大,引起高加疏水量急剧变化,高加疏水调整门来不及动作,极易造成高加水位高保护动作,因此运行人员应提前做出预防措施,适当降低各高加水位。
3)保护用与测量用水位测量筒“0”位不一致,在进行校对水位时容易出现偏差。
4)负荷变化较快时,水位计显示水位滞后,造成运行人员容易出现误判断,以致延误事故处理时间,增加高加保护动作次数。
5)给水温度变化大: 当进行倒换给水泵操作时,因备用泵内积存的给水温度相对较低,当倒换后,大量低温给水进入高加,造成高加疏水量急剧增大,引起高加水位突升,保护动作。
火电厂高低加水位自动调节系统控制策略
火电厂高低加水位自动调节系统控制策略1、高加低加水位自动调节系统基本控制策略一般来说，火电厂高加和低加系统都采用单回路调节，通常选用单回路PID调节器。
在不考虑系统耦合的情况下，它们是火电厂最简单的自动调节系统了。
调节原理框图如1所示。
图1 单回路调节原理框图20世纪90年代以前，国内的调节系统都采用单元组合式仪表，也就是说有比例调节器，有积分调节器。
如果使用无差调节的话，需要使用两个调节器：比例和积分调节器。
这种情况下，尽可能使用少的调节功能就比较重要。
一方面节省了费用，另一方面节省了宝贵的空间-当时几乎所有控制测量设备都很庞大，控制间一般都比较拥挤。
所以这个时候，高低加调节系统都采用纯比例调节。
也有的电厂感觉高加系统更加重要，就把高加系统也加上了积分调节器。
20世纪90年代左右，国内引进了组件式控制系统，叫MZ-Ⅲ型组件控制系统。
目前许多教科书在讲述自动调节系统的时候，还大量用MZ-Ⅲ作为基础来讲述控制策略。
这个系统的调节器功能多了，既有单独的比例、积分、微分调节器，又有组合了比例积分、比例微分、比例积分微分的调节器，可以不用过多考虑空间限制了。
可是该组件故障率较高，即使是多功能调节器，也是把比例、积分、微分三种功能叠加到一个调节器内部，所以故障率还是有的，购买成本还是偏高的。
所以当时也有纯比例调节系统的存在。
后来，国内电厂掀起大规模的DCS改造和应用风潮。
对于DCS来说，增加一个积分运算功能不涉及到任何费用，并且DCS内每个调节器一般都要加上比例积分作用，就看用户愿不愿意使用了。
那么在使用积分不会带来费用和空间问题的情况下，纯比例作用渐渐要绝迹了。
但是对于积分作用的应用，理论上还有必要搞清楚一个概念：自平衡能力。
2、自平衡能力还是前面说的那个水池。
上面一个进水管，下面一个出水管(见图2)，如果进水管流量增大一些，水池水位会增高，导致出水口压力增大，出水阀前后差压增大，出水流量也增大，一直增大到进出水流量相等，水位在新的高度不再变化。
350MW汽轮机运行中高加水位异常原因分析及处理
350MW汽轮机运行中高加水位异常原因分析及处理摘要：探讨350MW汽轮机运行中，由于高压加热器疏水调节阀自动失灵、控制气源故障、阀芯卡涩或脱落，电接点水位计失灵，DCS系统故障，高压加热器钢管胀口松弛、断管或破裂泄漏以及事故疏水阀不严、疏水调节阀漏量太大等原因造成高压加热器水位过高或过低等现象、危害以及应采取的不同处理措施，及时消除故障，保持高压加热器在正常水位运行，保证机组安全经济运行。
关键词：350MW汽轮机；运行；高压加热器；水位1 高加汽水系统介绍350MW汽轮机一般配有三台高压加热器加热给水，疏水采用逐级自流方式，各高加汽侧安装事故疏水调节阀，当加热器水位高至水位保护高二值时，事故疏水调节阀自动开启，将疏水排入凝汽器疏水扩容器。
正常运行中，高加系统各加热器水位保持在规定范围内，不能过高或过低。
水位过高会淹没钢管，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时造成汽轮机水击事故；水位太低，部分蒸汽经过疏水管排挤下一级抽汽，降低了机组热效率，同时，汽水冲刷疏水管，降低使用寿命。
为了在高加漏泄等事故情况下迅速切除高加，防止扩大事故，高加都设有水位保护。
机组运行中，经常发生高加水位波动大现象。
要迅速查明原因并及时处理。
若高加漏泄，应申请或紧急停高加，以免冲刷损坏漏点周围的设备或扩大事故。
2 高加水位高原因分析及处理原则2.1 高加疏水调节阀自动失灵、控制气源故障、阀芯卡涩或脱落。
疏水调节阀的调节原理：调节阀由阀体和气动执行机构组成，当高加水位变化时，装在加热器上的控制水位计发出水位变化信号，经过电子控制系统的动作，由气动执行机构操纵疏水调节阀动作，改变疏水流量，使高加保持一定水位。
图（一）调节阀自动控制画面运行中在DCS系统监视和操作疏水调节阀：如图（一）A——调节阀自动控制状态M——调节阀手动控制状态P——实际水位反馈值S——水位自动设定值O——水位变化后，调节阀阀位变化指令值F——实际阀位反馈值正常工作过程是：调节阀在自动状态时，用设定值“增”、“减”键设定“S”为某一数值，如188（即要求实际水位保持在188mm处）。
现代化背景下谈高加水位不稳定的原因及解决方法
现代化背景下谈高加水位不稳定的原因及解决方法摘要高加水位控制是电厂自动化控制中的重要部分，其控制功能对电厂的实用性、经济性等都有十分重要的作用。
本文分析了高加水位不稳定的原因，并提出了解决的方法。
关键词高加水位；不稳定；原因1 概论当今的火力发电厂之中，高加水位控制系统是非常关键的辅助设备。
每次高加水位控制系统的解列，在不增加煤量的条件下，造成降低负荷30MW/h左右，同时还会造成给水温度骤降、引起气泡水位下降锅炉气压不稳定，严重威胁锅炉的安全稳定运行。
因此，为了保持高加水位在正常范围内调节，确保高加系统稳定地投入运行，是汽轮机机组安全稳定运行的前提。
实现高加水位控制的方案有很多种，从设备分主要有三种：常规仪表搭接的控制回路、使用基地调节仪控制和使用现代集散控制系统[1]。
在当今的条件下用常规仪表可以搭接成典型的单级单回路调节系统，各环节全由硬件硬接线完成，它存在的缺点是连接起来非常复杂，故障点非常多，调节的品质不高。
在当前300MW以上机组很少使用这种方案。
使用基地仪表控制高加水位。
基地式高加水位调节仪的优点是测量和调节单元合而为一，删减了多余的连接部件和电缆，而且不存在电磁干扰的问题。
因此使用基地仪表，高加水位控制得相对简单，不需工作人员参与，它的缺点是比较容易进入不正常工作状态，它的气路复杂，漏点故障点多。
它对气源的要求特别高，灰尘和油污会使调节部件的节流孔堵塞而使调节失灵，气源带水会使调节部件腐蚀失灵，在冬天甚至会发生结冰冻裂的现象[2]。
2 高加水位运行不稳定的原因某发电厂2号机组高加水位运行不稳定，按照运行记录统计，最多的时候一个月高加动作7次，高加投入率不高。
2.1 疏水装置调整性能差高加疏水系统中的疏水装置使用浮球式疏水调节装置，这种装置因为它的执行机构机械元件比较多，迟缓率特别大，很容易出现卡涩失灵，产生过调现象。
当高加水位偏高需加大调整门开度的时候，因为执行机构的过调现象，会使水位降低太多，而当高加水位偏低需要减小调整门开度的时候，通常会使水位上升太多。
高压加热器水位运行不稳定的原因分析及改进措施
高压加热器水位运行不稳定的原因分析及改进措施作者：樊文龙来源：《电子世界》2012年第22期【摘要】本文针对某发电厂＃8机组高加水位运行不稳定的原因进行了分析，并提出了有效的改进措施，利用机组停运机会进行了改造，有效的提高了机组的安全性。
【关键词】高加水位；疏水；原因分析；液位控制装置某火力发电厂发电厂＃8机组是采用哈尔滨汽轮机厂制造的型号为N200-230/535/535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1996年投产使用。
全机共有8段非调整抽汽。
其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。
另有4台低加。
3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流的方式，＃1高加疏水最终至除氧器。
疏水装置为电动式调节装置。
高加水位运行不稳定，据运行日记统计，最多时一个月高加动作8次，高加投入率不高。
1.原因分析1.1疏水装置调整性能差高加疏水系统中的疏水装置仍采用DKJ式电动调节装置，这种装置属于80年代的产品，由于其执行机构机械元件多，迟缓率大，很容易出现刹车失灵，产生过调现象。
当高加水位偏高需增大调整门开度时，由于执行机构的过调现象，会使水位降低过多；而当高加水位偏低需减小调整门开度时，往往会使水位又上升过多。
由于水位不稳定，调整门频繁动作，对高加内部及其疏水系统的管道冲蚀增大，甚至会产生振动，调节阀也易冲蚀磨损，经常出现故障，以至造成高加水位调整失灵，引起高加保护动作，或高加无水位运行，特别是汽轮机变工况运行时，高加水位就更加难以控制。
1.2高加疏水至除氧器管道布置不合理投入＃2、＃3高加疏水，调整至正常后投＃1高加时，随即出现水位不断升高甚至满水现象。
而疏水管道为∮219×7mm，疏水调节阀窗口通流面积79.4cm2，通流面积足够，造成＃1高加疏水不畅的原因是疏水管路压力损失太大，使疏水调节阀压差减小，影响了通流能力。
1.3高加疏水至除氧器管道管壁偏薄由于长期被冲蚀，高加疏水至除氧器管道管壁已由原来的8mm减至4～5mm，特别是疏水管道弯头处，由于高加水位的波动，磨损特别严重，以致管道及弯头处泄漏而造成高加停运。
高低加及凝汽器液位安装调试总结
直接影响测量的精确度。 2、 平衡容器与容器间的连接管应尽量缩短，连接管上应尽量避免安装影响介质正常流
通的原件，如接头，锁母及其他带有缩孔的原件。当取样空间不够需要改变仪表管 走向的时候，尽量减少大于 90°的弯头。 3、 若平衡容器前安装取源阀门，应横装，使阀杆处于水平位置。 4、 尽量做到一个平衡容器供一个变送器或水位显示测点使用。 5、 平衡容器垂直安装，不得倾斜。 6、 对于工作压力较低和负压容器，如低加，应设有助凝装置，比如设立灌水孔等。 7、 取源阀门的选用一定要按照设计要求，避免阀门不够严密造成测量不准。比如焊接 式的阀门，比螺纹阀门严密性可靠。 8、 为使平衡容器取样点蒸汽容易凝结，平衡容器之前连接管不应保温。 二、调试 对于液位变送器的调试主要就是在保证接线正确的情况下，检查量程，然后送上不同 信号核对量程准确与否，注意一点就是液位与电流非线性关系。常见故障及处理方法列 举如下： 1、 画面液位增加（减小），实际液位减小（增加）。
4其他各条件满足但液位测点投不上对于与凝汽器连接的低加液位要注意检查是是否漏气具体可以用烛焰靠近取样管道观察火苗的变化从而确定漏点也可以个取样阀门为分段点逐段排除
600 mw火电厂高加水位控制及高加解列应对措施
600 MW火电厂高加水位控制及高加解列应对措施傅 浩(大唐阳城发电有限责任公司，山西 晋城 048102)Water Level Control and Disconnection Measures for High-pressure Heater in600 MW Thermal Power PlantFU Hao(Datang Yangcheng Power Generation Co., Ltd., Jincheng 048102)〔摘 要〕 600 MW 机组高加只有当蒸汽和水的温度以及高加水位都符合设计要求时，高加才能保证经济性能，因此，高加正常水位成为高加运行的一个重要指标。
为了更好地控制高加水位，可充分利用现有的正常疏水气动调阀和事故疏水气动调阀，将水位控制在最佳状态。
通过增加高加解列触发RB 功能，快速应对高加解列对机组的影响，保证机组的安全运行。
〔关键词〕 高压加热器；水位控制；高加解列；快速减负荷Abstract :Only with the temperature of steam and water and the water level of the high-pressure heater of 600 MW thermal power unit meeting the design requirements, the economic performance of high-pressure heater can be guaranteed. Therefore, the normal water level of the high-pressure heater becomes an important indicator for the operation of the high-pressure heater. In order to better control the water level of high-pressure heater, the existing normal drain pneumatic control valve and emergency drain pneumatic control valve may be fully used to control the water level to its optimal state. By adding the RB function of high-pressure heater disconnection trigger, the impact of high-pressure heater disconnection on the unit can be dealt with swiftly to ensure the safe operation of the unit.Key words :high pressure heater; water level control; high-pressure heater disconnection; rapid load reduction 中图分类号:TM621.4 文献标识码:A 文章编号:1008-6226 (2020) 04-0067-03最后从3号高加接入除氧器。
某电厂高加水位波动大的分析与处理
某电厂高加水位波动大的分析与处理李坚【摘要】惠来厂2#机组3#高加水位波动大,造成3#高加疏水调节门无法投入自动.高加在低水位运行,端差偏大,热交换效率降低,对相关设备的冲蚀严重,威胁着3#高加及除氧器的安全、经济运行.该文就可能引起高加水位波动的原因,结合现场实际情况,提出了处理水位波动的方法.【期刊名称】《重庆电力高等专科学校学报》【年(卷),期】2017(022)005【总页数】4页(P35-38)【关键词】水位;波动;原因;处理【作者】李坚【作者单位】广东粤电集团靖海发电有限公司,广东揭阳515223【正文语种】中文【中图分类】TM621惠来电厂2#汽轮发电机组是东方锅炉、汽轮机、发电机厂提供的600 MW超临界燃煤机组，采取单抽三缸四排汽再热凝汽式汽轮机。
高压加热器是汽轮发电机组的主要辅助设备，它利用汽轮机抽汽以提高锅炉给水温度和回收热量及工质，从而提高机组的热效率，对于提高电厂的经济效益具有重要意义。
惠来电厂高加采用卧式U行管结构，分水侧和汽侧，汽侧由过热蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段3个段组成。
在高加中的蒸汽流程为：蒸汽进口→蒸汽进口挡板→进过热段→出过热段→进入凝结段凝结成水聚集在加热器底部→进入疏水冷却段疏水出口管疏水调节阀→进下一级加热器。
3#高加的疏水最终进入除氧器。
由于3#高加接受来自1#高加和2#高加的疏水，所以其疏水量很大，水位容易波动，特别是在变负荷的时候。
正常运行时，3#高加水位要求在-38～38 mm之间。
如果水位过低，蒸汽经疏水管进入除氧器，虽然蒸汽和热量没有流出系统，也没有发生明显的热量和工质损失，但是蒸汽的品位能级却由高变低，能量发生了贬值，因而热经济性降低。
而且，加热器水位偏低，水封丧失，疏水段水中带汽，管子受高速汽流冲刷，易引起管子振动和疲劳破坏，损害严重处多集中在水封进口底层的管排上，并可能使除氧器超压。
同时，水位过低造成的汽水共流使疏水容积流量增大，有效疏水流量减少，有可能出现疏水流动不畅现象，易造成水位波动，工况变化时，疏水阀可能会频繁动作。
大型火力发电机组高加水位测量方法分析 荆立坤
大型火力发电机组高加水位测量方法分析荆立坤摘要：在大型火力发电机组运行的过程中，高压加热器液位测量的准确与否，直接关系到整个机组运行的安全性及经济性。
本文对实际运行中几种常见的高加液位测量方式进行介绍和比较，为火力发电机组高压加热器液位测量的设计和安装提供参考。
关键词：液位测量；导播雷达；差压引言：高压加热器是大型火力发电发电回热系统中的重要加热设备，它利用汽轮机的高压抽汽来给锅炉给水加热，提高系统的热效率，其运行情况的好坏不仅影响机组的运行安全，同时对机组的经济性能也有较大的影响。
例如,当高压加热器(简称高加)疏水装置运行不正常而处于低水位甚至无水位状态时, 不仅使给水加热不足, 而且部分加热蒸汽窜入下一级加热器排挤低品位抽汽, 造成不可逆损失，所有这些都将降低机组的热经济性。
为保证高压加热器安全稳定的运行，则必须保证高压加热器在正常、稳定的液位下运行。
因此，液位测量的准确与否至关重要，是整个高加系统安全运行的关键。
1.常见液位测量方式液位是大型火力发电发电机组最为重要的热工参数之一，理论上测量液位的方式约有20多种，主要有：玻璃管法、伺服法、浮子法、浮筒法、沉筒法、浮球法、差压法、电容法、电阻法、电感法、磁致伸缩法、导播雷达法等。
常见的高加液位测量方法主要有：浮筒式液位开关、就地液位计、远传液位变送器等。
1.1液位开关液位开关仅能提供干接点信号，适用于简单的液位测量、控制。
由于它逻辑简单，可靠性好，适合运用在重要设备的液位报警、超限保护控制中。
不过液位开关的测量也有明显的不足：首先，液位开关的运行状态好坏无法实时反映，它不像变送器一样，能够通过控制系统对输入信号的检测了解测量回路是否故障，另外，液位开关测量还存在较大的死区，所以对于重要设备的液位超限保护，还是应该开关量和模拟量液位仪表配合使用。
如已采用三冗余配置的模拟量液位测量装置做为液位联锁保护，也可不配置液位开关，仅设计三台冗余的模拟量液位仪表及1台就地液位计用于高压加热器液位的测量。
#4机#1高加水位波动大分析及处理
#4机#1高加水位波动原因分析及处理检修部汽机化学班黄树海孙伟摘要:我公司#4机组#1高加水位波动大，造成高加热交换效率降低，对相关设备的冲蚀严重，威胁着机组的安全、经济运行。
本文分析了#4机#1高加水位波动的原因，提出了解决水位波动的方法。
关键词：水位、波动、原因、处理1、设备概况高压加热器是火电机组重要的辅助设备，其作用是利用汽轮机级间抽汽来加热锅炉给水，提高发电机组热循环效率。
我厂#4机采用的是青岛青力锅炉辅机有限公司生产的JG-530-1型高加，顺置立式布置，传热管为U型管、双流程。
水室为大开口，具有自密封结构和大旁路系统。
1.1 高压加热器结构JG-530-1型高加设有过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段三个传热区段，加热汽源来自汽轮机的抽汽，蒸汽先经过蒸汽冷却段冷却蒸汽怕过热度，然后进入凝结段将蒸汽冷凝成水，疏水再经过疏水冷却段，进一步放出热量，降低疏水温度；减少疏水在管路中汽化程度。
疏水经汽液两相流控制，由压力较高的高加排入压力较低的高加，压力较低的高加疏水应用虹吸原理使疏水向上流动，经疏水调节阀排至除氧器。
1.2 存在的问题#4机组运行中经常出现#1高加水位异常波动现象（水位在0—400 mm之间），疏水调节阀只能手动调节。
负荷变化时，水位得不到有效控制，造成部份汽水混合物进入系统，使大量蒸汽不能有效加热给水，并对给水管道系统及附件造成严重冲刷损坏，严重影响机组的安全、经济运行。
2、高加水位波动的原因分析2.1 表计问题在高加DCS中出现水位波动时，立即与就地表计进行对比工作，发现DCS中水位波动与就地水位同时波动，此外DCS中有双表计，故排除水位波动是表计引起的。
2.2 高加疏水至除氧器调节阀损坏#1高加水位波动时高加疏水至除氧器调节阀处汽流的声音与高加水位及高加内的压力同步变化，分析认为调节阀内部故障。
但停机时对调节阀解体检查，阀芯、套筒及阀座完好，定好行程试开正常。
并对后逆止门解体检查，发现逆止门阀体内部冲刷严重损坏，就是因为汽水混合物长时间冲刷造成，后更换新逆止门。
如何提前判断高加水位变化，并进行调节？
如何提前判断高加水位变化，并进行调节？关于高加：1.加热器启动排气和连续排气有什么区别？2.高加事故疏水和正常疏水，哪个温度高？3.为何3台高加只有一个大旁路，而不设置单独小旁路？4.高加泄漏，水位突升造成机组非停5.350MW满负荷高加解列，怎么处理？6.各高加汽侧单独停运操作步骤7.机组启动时加热器什么时候投？冲转后？还是并网带到一定负荷后？汽轮发电机组在正常运行中，如果负荷不变，高压加热器的水位也是趋于稳定不变的，如果如果出现下列情况，就会引起高加位的变化，我们需要根据情况提前做出判断，进行调整，防止调整不及时，导致高加解列，造成机组参数异常波动。
一、如遇以下情况，高压水位会出现上升的情况1、给水流量突然增加，导致抽汽在高加内凝结加速。
2、机组负荷快速增加，给水流量增加。
3、上一级高加疏水调节门开大，下一级高加水位上升。
4、运行给水泵跳闸，备用给水泵联启后。
5、高加疏水正常调节门误关。
二、高加水位上升初始比较缓慢，后期会比较迅速，如果调整不及时，或者发现晚，容易造成高加解列。
三，其实在高加水位DCS上还没有变化之前，如果高加水位有下降的趋势，那么高加的疏水温度就会升高，如果水位有上升趋势，在水位计还没有反映出来之前，高加的疏水温度会出现下降的情况，也就是说，当在运行中发现高加下端差有增大的时候，即使水位还没有下降，也要密切监视，做好水位下降的调节准备。
反之亦然。
通过对于正常运行时高加水位变化时的规律发现：高加的疏水温度比水位的变化DCS上能够提前10-20s反映水位变化趋势，我们在负荷变化，正常的投退操作中及给水流量发生变化时，熊够利用这点提前量进行调整，就能在一定程度上避免正常运行中由于水位变化延迟造成调节过晚导致高加解列事件的发生。
关于高加汽液两相流水位调节在机组低负荷运行时存在的问题
关于高加汽液两相流水位调节在机组低负荷运行时存在的问题汽液两相流水位调节装置的工作原理：疏水由阀体入口进入阀腔，相变管（信号管）根据液位高低采集汽相、液相信号直接进入阀腔，与疏水混合后流经特定设计的喉部。
当液位上升时，汽相信号减少，因而疏水流量增加；当液位下降时，汽相信号增加，减少喉部有效通流面积，疏水流量降低，达到有效阻碍疏水的目的。
1、相变管（信号筒）2、自动调节器疏水阀3、旁路阀4、主调节阀5、汽阀6、加热器7、连接短管注：阀门均为闸板阀，钢管均为无缝钢管半年多来，高加汽液两相流水位调节在＃11机高负荷运行时表现出良好的调节性能，但这种疏水调节装置的弊端就在于，由于汽、液两相混合不好，疏水管多少窜入蒸汽，冲刷管壁，造成疏水管道振动，这就是＃11机与＃10机相比，在高加管道安装布置相同的情况下，调试时疏水管道却异常振动的原因之一。
这种现象在机组低负荷运行时尤为突出。
由于该装置的厂家是针对机组运行在额定负荷的工况下设计的，而该工况下，给水流量较大，对应的抽汽量也大，高加的疏水流量也大，厂家为了保证高加水位不至于过高，最大疏水汽阻不会太高（这个可以通过选择疏水汽液两相的管径和疏水阀的阀芯来实现），当负荷较低时，给水流量变小，对应的抽汽量也减少，高加的疏水流量也变小，该最大疏水汽阻又不足够大以维持正常水位，造成高加水位一般过低，水位过低，汽相信号增强，汽相流量增大，汽液两相混合更差，窜入疏水管道的汽就更多，对疏水管道的冲刷也就更加严重了（疏水管道弯头处尤为严重）。
1月日，#11机＃2高加疏水管弯头处突然发生爆裂，大量蒸汽喷出，把保温层吹的四处飞溅，幸亏当时附近没有运行人员巡查，否则后果不堪设想，但是仍然要解列高加运行进行抢修。
检查时发现爆裂处已被冲刷变薄了许多，这充分证明了以上分析的正确性。
高加低水位运行不仅大大降低了机组运行的经济性，而且给安全生产带来很大的隐患。
因此，作出以下建议：1.联系厂家，对自动疏水阀阀体进行检查，必要时更换，使汽液两相能充分混合；2.在机组低负荷运行，如调峰（250MW以下），运行人员关小高加疏水手动门，弥补自动调节的不足，维持正常水位运行。
高加水位调试专业分析要点
高加水位调试试验汇报4月9日~11日调试过程中，3号和4号机组分别进行过在不同负荷下进行了水位提升试验，试验条件均是在机组负荷不变化的前提下提升水位，试验方法是逐步调整水位(每次变化10mm)，稳定一段时间后，查看下端差数值（疏水温度与给水入口温度差值），当下端差变化不明显时结束试验，通过绘制曲线查找下端差急剧变化的拐点，试验顺序为1~3号高加逐台进行。
图一. 4号机组1号高加水位调试试验曲线图二. 4号机组1号高加根据试验结果绘制的曲线4月10日10点左右，开始在调试机组的4号机组1号高加进行水位调试试验，由于试验时1号高加下端差尚可，因此先进行了降水位过程，在-40mm(以当前DCS数值，下同)左右时下端差约22度，此时说明已有大量蒸汽进入疏水冷却段，停止降低水位，恢复到原水位后稳定10分钟后再进行提升水位，由于机组临时接到提升负荷，试验结束。
通过绘制的曲线(图二)，目前的试验以及可以找到拐点，拐点在DCS显示-10mm位置处。
图三3号机组1号高加水位调试试验曲线图四3号机组1号高加根据试验结果绘制的曲线4月10日，在解除高加高三保护动作后，机组负荷在1000MW左右，此时1号高加下端差在-16度左右，鉴于下端差偏大，因此省略了降水位，直接从-40mm 开始提升水位。
当水位提升到+10mm时，运行人员认为水位波动幅度加大，且此时下端差已接近合格值，停止了提升过程，水位恢复到-40mm稳定了40分钟后，再进行了水位下降试验，降低到-60mm时下端差已接近20度，停止了试验。
通过绘制曲线图（图四），本条曲线比4号机组的更缓和，但还是可以找到拐点，在0左右。
图五，3号机组2号高加水位提升曲线随后进行3号机组2号高加水位调整试验，由于此时下端差有近17度，因此进行了水位提升，水位开始自-260mm提升，当水位提升时，加热器水位波动幅度加大，且成倍数增加，为避免出现过高水位，试验只得停止。
从试验结果上来看，提升水位可以明显降低高加的下端差，两台1号高加均可以找到下端差的拐点，但是提升水位后，加热器水位呈现波动幅度变大的情况(图三)，严重时会出现水位无法控制的现象，不加入人工干预可能导致高加水位达到高三水位(图五)，旁路高加的可能。
高加水位基地调节仪检修作业潜在风险与预控措施
高加水位基地调节仪检修作业潜在风险与预控措施23.1项目简述该项目所涉及的主要工作：高加水位基地调节仪测量单元的拆装，基地调节仪的拆装、基地调节仪参数的整定。
本预控措施适用于高加水位基地调节仪，也可供其他气动基地调节仪参考。
23.2潜在风险23.2.1人身伤害方面23.2.1.1烫伤基地调节仪测量单元的取样门关闭不严，拆卸仪表接头时汽水泄漏，导致人员烫伤。
23.2.1.2外力气动基地调节仪弹性部件弹出伤人。
23.2.2设备损坏方面23.2.2.1高加水位基地调节仪检修时，高加危急疏水门动作不正常，导致高加水位保护动作，高加解列。
23.2.2.2拆装不当，杂物进入基地仪管路，造成基地仪损坏。
23.2.2.3未整定检修后的基地调节仪的比例带、积分时间等参数，就投入高加水位自动，造成水位调节不良。
23.3防范措施23.3.1防人身伤害方面的措施23.3.1.1防烫伤拆卸高加水位基地仪时，工作人员应戴手套和穿专用的防护工作服；关闭测量单元取样阀门，悬挂“禁止操作有人工作”警告牌，打开测量筒排污门泄压，拆卸时检修人员站在仪表管路接头的侧面，先缓慢松动变送器接头，确认无压力后进行拆卸。
23.3.1.2防外力利用长螺栓替换法拆装弹性部件，确保弹性部件释放弹性后拆卸。
23.3.2防设备损坏方面的措施23.3.2.1防高加水位保护动作高加水位基地调节仪检修前，应试验高加危急疏水门动作正常，检查危急疏水门的联锁回路正常。
23.3.2.2防基地仪损坏⑴弹性部件要释放弹性后拆装，拆装时利用长螺栓替换的方法拆装弹性部件，防止损坏精密控制元件。
⑵拆下的管接头必须包扎严密，防止堵塞管路系统及内部部件。
23.3.2.3防高加水位调节品质不良逐渐增减基地调节仪的Pn）参数，调试时以每次不大于5%的幅度改变定值，直至水位调节品质达到规程要求。
电厂高加维修技术方案要点要点
电厂高加维修技术方案要点一 .概述1.火力发电厂的高压给水加热器（以下简称“高加”）是利用汽轮机的抽汽加热锅炉给水的换热装置。
电厂配置了给水加热系统以后，可以提高电厂热效率10-12%（高的可达15%左右）节省燃料，并有利于机组安全运行。
高加的运行就是利用汽轮机已做部分功的蒸汽来加热锅炉给水。
汽轮机在高压缸中间的抽气用作3#和2#高加设备进汽，在中压缸抽汽可提供1#高加进汽。
给水通过蒸汽以及饱和水的加热后，在进入锅炉气包之前已加热到较高的温度，可减少燃煤的加热过程，使锅炉热效率提高。
如果高加发生故障而停运，届时给水就改道旁路管道而进入锅炉，没有经过高加加热的水在锅炉中吸收热量增加，因此降低了锅炉的蒸汽蒸发量，造成过热器中的蒸汽过热度提高，有可能造成过热器被损坏；高加停运，汽轮机的膨胀差增大，威胁汽轮机的安全。
因此，高加停运可能使电厂发电负荷降低10-15%并且给汽轮机的安全运行造成损害。
2.高加简介高加由水室、管系、壳程筒体等结构组成，通常设计为二段式与三段式两种。
一般在小型机组设计成二段式，而大中型高加在结构上允许时，都装设“疏冷段”即按三段式设计。
因此，目前的高加结构设计都采用过热段、冷凝段、疏冷段三段结构设计。
本案的设计选用三段结构设计。
3.高加的结构简介3.1水室的结构：水室有水室筒体、封头、进出水接管、倒拔伍德式密封人孔等组成。
3.1.1水室筒体：近年来，高加水室一般采用两种结构形式，一种是直管段式，另一种是半球形式。
直管段式直管下部与管板焊接、上部与密封组件焊接，水室空间较大，进出方便，有利于人员维修。
一般直管段材料采用20MnMoⅢ锻件；半球形水室与管板直接焊接。
由于直径超过1200mm的半球形封头已能容纳维修人员在水室内进行检修，而且半球形封头受力好，可减薄钢板厚度或将富余的金属用于开孔补强，同时又能省去圆筒形的短节。
一般半球形封头的材料选用Q345R。
3.1.2人孔目前人孔的设计结构目前有两种结构。
1000MW机组高负荷阶段3号高加水位波动大分析及处理
1000MW机组高负荷阶段 3号高加水位波动大分析及处理摘要：板集电厂一期工程为2×1000MW超超临界燃煤机组，设置三台100％容量的卧式高加及1台外置蒸汽冷却器，U型管式高压加热器，单列布置。
在机组启动后频繁出现#3高加水位3个测点偏差大、波动大，从而造成#3高加水位无法在正常水位稳定运行，尤其在高负荷阶段水位测点波动大，存在高加解列风险，严重影响机组的安全稳定运行。
关键词：高加加热器；高加水位波动；静压液位测量前言：高加系统作为电厂的回热系统的一部分，其主要作用为利用抽气加热给水，提高进入锅炉的给水温度，其传热性能的优劣直接影响机组的经济性与安全性。
因此提高高压加热器的传热效率，减小热量传递过程中的不可逆损失，需要维持高加系统在正常运行过程中高加水位在一定正常范围内波动。
#3高加位于疏水的最后一级，受#1高级、#2高加、外置蒸汽冷却器疏水影响较大，这也使得#3高加水位较其他高加水位波动大。
在启机后#3高加更是出现三个测点偏差大，且在高负荷运行过程中波动剧烈，无法满足高加的正常运行、无法保证高加的经济性和安全性。
在低负荷阶段#3高加水位满足运行要求。
1原因分析1.1液位测点故障造成#3高加水位测点采用三个差压变松器测量计算得到，正压侧仪表取样管从单室平衡容器中引出，负压侧仪表取样从#3高加水侧引出，通过两侧的差压根据公式计算出高加水位。
当取样管中存在气体时会导致差压波动大，从而导致#3高加水位波动，经过对现场3个变送器进行排污后，水质稳定无气泡现象，在低负荷阶段三个水位基本稳定无偏差，所以可以基本排除是液位取样管中气泡的影响。
1.2阀门原因在#3高加进行水位调节过程中，#3高加正常疏水阀在40%开度左右时可以将水位缓慢提升至零水位，当继续关小至39%时，#3高加3个水位测点突然上升将近高加解列定值，运行手动开调阀至41%时水位突降，就地检查发现#3高加就地水位磁翻板也在上升下降，可以判断水位为真实水位不是水位测定的原因。
高加水位运行不稳定的原因分析及改进措施
韶关发电厂＃8机组是采用哈尔滨汽轮机厂制造的型号为N200－230/535/535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1985年投产使用。
全机共有8段非调整抽汽。
其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。
回热加热系统的配置方式为“3大2小”，即3台高加、1台前置式蒸汽冷却器和1台外接式疏水冷却器。
3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流的方式，＃1高加疏水最终至除氧器。
疏水装置为电动式调节装置。
高加水位运行不稳定，据运行日记统计，最多时一个月高加动作8次，高加投入率不高。
1原因分析1．1疏水装置调整性能差高加疏水系统中的疏水装置仍采用KDJ式电动调节装置，这种装置属于80年代的产品，由于其执行机构机械元件多，迟缓率大，很容易出现刹车失灵，产生过调现象。
当高加水位偏高需增大调整门开度时，由于执行机构的过调现象，会使水位降低过多；而当高加水位偏低需减小调整门开度时，往往会使水位又上升过多。
由于水位不稳定，调整门频繁动作，对高加内部及其疏水系统的管道冲蚀增大，甚至会产生振动，调节阀也易冲蚀磨损，经常出现故障，以至造成高加水位调整失灵，引起高加保护动作，或高加无水位运行，特别是汽轮机变工况运行时，高加水位就更加难以控制。
1．2高加疏水至除氧器管道布置不合理投入＃2、＃3高加疏水，调整至正常后投＃1高加时，随即出现水位不断升高甚至满水现象。
而疏水管道为∮219 mm×7 mm，疏水调节阀窗口通流面积79．4 cm2，通流面积足够，造成＃1高加疏水不畅的原因是疏水管路压力损失太大，使疏水调节阀压差减小，影响了通流能力。
图1为改造前的高加疏水至除氧器管道布置。
1．3高加疏水至除氧器管道管壁偏薄由于长期被冲蚀，高加疏水至除氧器管道管壁已由原来的8 mm减至4～5 mm，特别是疏水管道弯头处，由于高加水位的波动，磨损特别严重，以致管道及弯头处泄漏而造成高加停运。
2改进措施据上述分析，在2002年＃8机组大修时，采取了以下改进措施。
探析1000MW机组高加液位异常现象与应对策略
探析1000MW机组高加液位异常现象与应对策略发布时间：2022-08-29T02:39:59.117Z 来源：《中国电业与能源》2022年8期作者：梁冬亮[导读] 高压加热器，是利用汽轮机的部分抽气对给水进行加热的装置。
作为一种热量转换装置，梁冬亮深能合和电力(河源)有限公司 517025摘要：高压加热器，是利用汽轮机的部分抽气对给水进行加热的装置。
作为一种热量转换装置，主要应用于大型火电机组回热系统，其传热性能的优劣直接影响机组的经济性与安全性，而高加的下端差所对应的液位值是高加其传热性能的直接体现，因此，控制好高加液位对于机组的安全经济运行具有重要意义。
关键词：高压加热器；液位异常；控制引言：河源电厂二期2×1000MW机组自投产以来，两台机组长期出现4B高加的正常疏水与危急疏水全开后液位仍上升的现象，检修多次检查设备无法判断出异常原因，本文参考厂家给出的资料，深入分析运行数据，通过实验证明得出4B高加液位异常的真相，并给出在类似机组的启动初期以及正常运行时高加液位的控制策略，以供参考。
一、高加系统介绍我厂高加采用双列半容量卧式U形管设计，2,4段抽汽管道上分别设置前置蒸汽冷却器用以加热1号高加出口给水，每台机组1～4号高压加热器共8台，外置式蒸汽冷却器共2台。
每列高压加热器及外置式蒸汽冷却器采用大旁路系统。
3A，3B，4A，4B高加布置在汽机房17.0m 层，1A，1B，2A，2B高加布置在汽机房28.5m层，2号高加前置蒸汽冷却器、4号高加前置冷却器布置在除氧器41.0m层。
每级高加正常疏水采用逐级自流（压力高至压力低）的方式疏至同侧的下一级高加内部，最后4A、4B高加的正常疏水疏至除氧器，以达到回收水质的作用，减少凝泵出力，节省厂用电，增加机组效率。
每级高加的危急疏水直接疏至A凝汽器外接的40m3疏水扩容器，当高加液位较高、出现异常或不可控的现象时，危急疏水将参与高加液位的控制。
高加水位运行不稳定的原因分析及改进综合措施
韶关发电厂＃8机组是采用哈尔滨汽轮机厂制造旳型号为N200－230/535/535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1985年投产使用。
全机共有8段非调节抽汽。
其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。
回热加热系统旳配备方式为“3大2小”，即3台高加、1台前置式蒸汽冷却器和1台外接式疏水冷却器。
3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流旳方式，＃1高加疏水最后至除氧器。
疏水装置为电动式调节装置。
高加水位运营不稳定，据运营日记记录，最多时一种月高加动作8次，高加投入率不高。
1因素分析1．1疏水装置调节性能差高加疏水系统中旳疏水装置仍采用KDJ式电动调节装置，这种装置属于80年代旳产品，由于其执行机构机械组件多，缓慢率大，很容易浮现刹车失灵，产生过调现象。
当高加水位偏高需增大调节门开度时，由于执行机构旳过调现象，会使水位减少过多；而当高加水位偏低需减小调节门开度时，往往会使水位又上升过多。
由于水位不稳定，调节门频繁动作，对高加内部及其疏水系统旳管道冲蚀增大，甚至会产生振动，调节阀也易冲蚀磨损，常常浮现故障，以至导致高加水位调节失灵，引起高加保护动作，或高加无水位运营，特别是汽轮机变工况运营时，高加水位就更加难以控制。
1．2高加疏水至除氧器管道布置不合理投入＃2、＃3高加疏水，调节至正常后投＃1高加时，随后浮现水位不断升高甚至满水现象。
而疏水管道为∮219mm×7mm，疏水调节阀窗口通流面积79．4cm2，通流面积足够，导致＃1高加疏水不畅旳因素是疏水管路压力损失太大，使疏水调节阀压差减小，影响了通流能力。
图1为改造前旳高加疏水至除氧器管道布置。
1．3高加疏水至除氧器管道管壁偏薄由于长期被冲蚀，高加疏水至除氧器管道管壁已由本来旳8mm减至4～5mm，特别是疏水管道弯头处，由于高加水位旳波动，磨损特别严重，以致管道及弯头处泄漏而导致高加停运。
2改善措施据上述分析，在＃8机组大修时，采用了如下改善措施。
【每日分享】如何确定高低加最佳水位？
【每日分享】如何确定高低加最佳水位？一、加热器水位低对安全经济性的影响当高压加热器运行水位低，疏水中带有蒸汽，使疏水温度增高，造成疏水端差增大、疏水汽化，疏水逐级自流排挤下一级加热器的低压抽汽，产生不可逆损失，降低回热循环效果，从而影响机组的热经济性。
一般加热器疏水端差每下降1℃，标准煤耗降低0.068g/KW.h。
况且，疏水温度的升高，还将影响下一级加热器蒸汽冷却段的换热，使下一级加热器的性能降低。
加热器无水位运行，使得疏水管中产生汽液两相流，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。
二、加热管泄漏的处理对策一般为冲蚀和振动引起，应采取以下对策：（1）、应避免低水位和无水位运行，防止疏水调节阀开度过大，而在疏水冷却段内引起闪蒸和汽水两相流。
（2）、要监视和控制高加的热力参数，以防冲刷管束并激发振动。
（3）、对于已发现的管束泄漏，应及早停用检修，防止继发性冲蚀。
（4）、严格控制给水品质，包括含氧量、pH值等防止腐蚀。
对无铜的系统pH值应控制在9．2～9．8，有铜系统则在8．8左右，含氧量应不大于0．005μg／l。
（5）、应保证放空气系统的正常工作和采取有效的防腐措施，通常可根据停用时间长短及具备的条件，采用充水、充气和充氨的方法。
（6）、对U形管高加管束的泄漏，堵管是一种主要的修复手段。
在堵管前应查清管束泄漏的型式及位置，并据此选用合适的堵管方式及工艺(胀管-铰刮管孔-管子密封焊材铲除-清洁-堵头涨堵-焊接）。
为保证堵管质量，高加被堵管的端头部位一定要经过良好的处理，使管孔或管板孔圆整、清洁，与堵头有良好的接触面。
三、高压加热器运行中水温低的原因及处理。
1、原因如下：（1）钢管水侧结垢，管子堵得太多；（2）水侧流量突然增加（如：出水管道泄漏等）；（3）疏水水位上升，淹没钢管；（4）运行中负荷下降，蒸汽流量减少；（5）隔板泄漏，造成蒸汽、给水短路；（6）加热器旁路门不严密或未关严，导致给水短路；（7）加热器汽侧积聚空气，传热不良；（8）抽汽门、逆止门、进汽门失灵或卡涩；（9）加热器进水温度较低。
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高加水位调试试验汇报
4月9日~11日调试过程中，3号和4号机组分别进行过在不同负荷下进行了水位提升试验，试验条件均是在机组负荷不变化的前提下提升水位，试验方法是逐步调整水位(每次变化10mm)，稳定一段时间后，查看下端差数值（疏水温度与给水入口温度差值），当下端差变化不明显时结束试验，通过绘制曲线查找下端差急剧变化的拐点，试验顺序为1~3号高加逐台进行。
图一. 4号机组1号高加水位调试试验曲线
图二. 4号机组1号高加根据试验结果绘制的曲线4月10日10点左右，开始在调试机组的4号机组1号高加进行水位调试试验，由于试验时1号高加下端差尚可，因此先进行了降水位过程，在-40mm(以
当前DCS数值，下同)左右时下端差约22度，此时说明已有大量蒸汽进入疏水冷却段，停止降低水位，恢复到原水位后稳定10分钟后再进行提升水位，由于机组临时接到提升负荷，试验结束。
通过绘制的曲线(图二)，目前的试验以及可以找到拐点，拐点在DCS显示-10mm位置处。
图三3号机组1号高加水位调试试验曲线
图四3号机组1号高加根据试验结果绘制的曲线4月10日，在解除高加高三保护动作后，机组负荷在1000MW左右，此时1号高加下端差在-16度左右，鉴于下端差偏大，因此省略了降水位，直接从-40mm 开始提升水位。
当水位提升到+10mm时，运行人员认为水位波动幅度加大，且此时下端差已接近合格值，停止了提升过程，水位恢复到-40mm稳定了40分钟后，再进行了水位下降试验，降低到-60mm时下端差已接近20度，停止了试验。
通过绘制曲线图（图四），本条曲线比4号机组的更缓和，但还是可以找到拐点，
在0左右。
图五，3号机组2号高加水位提升曲线
随后进行3号机组2号高加水位调整试验，由于此时下端差有近17度，因此进行了水位提升，水位开始自-260mm提升，当水位提升时，加热器水位波动幅度加大，且成倍数增加，为避免出现过高水位，试验只得停止。
从试验结果上来看，提升水位可以明显降低高加的下端差，两台1号高加均可以找到下端差的拐点，但是提升水位后，加热器水位呈现波动幅度变大的情况(图三)，严重时会出现水位无法控制的现象，不加入人工干预可能导致高加水位达到高三水位(图五)，旁路高加的可能。
图六3号机组2号高加参数曲线
由于水位存在波动，后面调试则以稳定水位为主。
在后续的调试过程中，也可以观察到全部高加提升水位后均可以接近或者超过-5.6度的下端差要求。
这说明高加在性能设计上可以满足热平衡要求。
加热器是属于圆筒型容器，凝结水均在设备底部，负荷平稳，端差正常的情况下，水位越提升，其表面积越大，提升水位所需凝结水量会逐渐增大，当提升后高度淹没换热管后，会减少换热面积，这样抽气凝结下来的凝结水量会减少，因此，提升水位后水位波动应该是呈现更加平缓的现象。
高加轴向图
图七4号机组2号高加
图八4号机组3号高加
图九4号机组3号高加。
投自动后波动逐渐加大从水位调试情况来看，在低负荷下，水位提升比较容易，波动还可以控制得住，当超过800MW负荷时，提升水位这会出现水位稳不住的现象，当手动操作阀门开度，提升水位后阀门投自动，出现水位波动越来越大，且阀门开度比水位波动幅度更明显，负荷提升会增加调节阀前后的压差，会造成短时间的水位波动，但运行一段时间后，在端差正常的情况下，负荷稳定，加热器水位波动应该趋于
平稳。
在图十和图十一对比时可以发现，调节阀动作时间相对于水位有10多秒的延迟，调节阀动作反应时间比较迟缓，这有可能是造成波动变大的原因。
当然，由于机组刚刚投运，可能有杂物进入调节阀阀笼而改变调节特性的可能，特别是4号机组3号高加正常疏水调节阀。
建议贵公司在停机检修期间查看阀门阀笼。
图十4号机组3号高加
图十一4号机组3号高加
图十二4号机组3号高加，调节阀反馈没动，而水位不规则波动
图十三3号机组2号高加，投自动后水位波动大图十三这种波浪是否可以采用修改PID中的参数，使积分时间调整？
由于高加液位是采取3取中的方式来指导调节阀控制水位，三台导播雷达液位变送器取样位置都很接近，经查询试验时曲线（图十四和图十五），发现3台导波雷达信号在水位基本平稳时波形比较一致，但在水位变化稍大时，3号机组3号高加总线3(黄色)反馈的液位变化幅度更大，明细超过了总线2的反馈，这
样会导致调节阀控制水位采用三取中时，在水位变化时幅度越来越大，调节阀也
会随之变大，显示出水位波动越来越大的现象。
4号机组3号高加偶尔也会存在这个现象(图十六)，建议贵公司检查导波雷达液位计及其一次门，修正测量。
图十四3号机组3号高加三台液位变送器反馈曲线
图十五3号机组3号高加水位提升试验时三台液位计反馈曲线
图十六4号机组3号高加3台液位变送器反馈曲线总线3反馈不规律
图十八，3号机组3号高加
在3号机组3号高加提升水位时还出现了一种情况，正常疏水调节阀开度自80%左右开度采用手动的方式按1%关小开度及其缓慢的关到了40%左右，高加水位呈现基本不变的状态，但是疏水下端差已从24度变到5.5度，在40%开度
稳定了1分钟后出现水位暴涨的现象。
由于端差已正常，说明设备内部的疏水冷
却段已经建立好虹吸，液位测量均是独立设置取样点，且波动情况趋同，基本上可以排除液位测量一次门未打开的可能性。
现象说明设备底部由于设备沿轴向存在压力差，液位有梯度，在关小阀门开度时，虹吸口被淹没不多，由于整个疏水管路一直出于爬坡，依靠压差抵消和25米的液柱静压等阻力刚刚能使虹吸维持于平衡中，当调节阀开度到临界点时，轻微关闭可能导致阀门内部可能提前汽化，就打破了平衡状态，使疏水管路出现堵塞，产生高加水位急速上升的现象。
由于高加处于7.1米层，距离除氧间有20多米高度差，加上调阀位于除氧器顶部，估计有近25米的液柱静压，VWO工况时3抽蒸汽压力2.51MPa.a，考虑到3抽管道阻力3%，加热器壳侧压力损失0.07MPa，实际到阀前的压力预计不到2.1MPa.a。
根据阀门厂的选型资料，最大工况时入口压力却有2390Kpa.a。
两者差值超过了12%，选型上有没有考虑液柱静压？广东某电厂和华东某电厂的1000MW机组单列高加，在参数非常接近，疏水量更小的情况下，广东某电厂3台正常疏水调节阀分别为8”、10”、8”；华东某电厂3台正常疏水调节阀分别为6”、8”、8”；。
本项目正常疏水调节阀规格4”、6”、6”。
阀门尺寸是否存在偏小的可能。
调节阀的选型中，过大或过小的调节阀调节性都会比较差，这是因为调节阀最佳的使用区间就是在25%~75%附近，因此我们建议贵公司可以考察其他类似1000MW单列高加的调节阀规格。
图十九广东某1000MW电厂正常疏水参数
图二十华东某电厂1000MW高加2号和3号正常疏水阀选型参数
图二十一调节阀流量特性曲线
由于调节阀出入口均会有缩颈过渡管，阀门尺寸远比疏水管道小，这样也会产生节流效果，出现较大的压力损失，加上疏水阀前压力未达到选型参数的压力，可能导致疏水在阀门内部汽化，如果阀门未采用抗气蚀设计，就可能对管道疏水产生阻力和波动。
在调试过程中，3号和4号机组中均有将危急疏水调节阀动作水位偏低的现象，请按我公司说明书或图纸要求设置高二水位为危急疏水调节阀动作水位。
这样可以避免将运行水位设置过低的现象。
由于1000MW高加设备直径是2400(1#高加)和2500mm(2#和3#高加)，三台高加正常水位零点分别在高加中心线下1050/1000/950mm处，水位越高容积越大，因此设备有足够的空间来避免出现正常运行时的水位波动，即便是出现高加换热管爆管事故，加热器自高三水位到设备顶部均至少有120多秒反应时间(按2根管子4个断口或10%给水量考虑，取大值)。