热交换器.doc

六 热交换器

第一章 概述
电厂热力系统是实现热能转变为电能的动力系统，它由一系列设备及系统组成。现以秦山核电厂一号机组二回路热力系统为例。图2—1表示其原则性热力系统。该热力系统的核心部分是由一台汽轮机高压缸（HP）、两台低压缸（LP）和发电机（G）组成的汽轮发电机组。此外，为了提高汽轮机低压缸的蒸汽过热度，使其排汽终湿度处于允许范围内，以保证机组安全可靠和经济地运行，该机组采用了蒸汽中间再热系统；为了提高整个热力系统的热经济性，采用了给水回热系统；并且，为了保证蒸汽发生器的给水品质，采用了给水除氧系统。
在蒸汽中间再热系统中，设置了两台汽水分离再热器（MSR）。它的作用是，利用汽轮机高压缸排汽经过汽水分离器后，由高压缸一级抽汽和蒸汽发生器来的主蒸汽进行两级再热，从而提高低压缸进汽的过热度，使排汽终湿度在允许范围内，以保证机组能安全可靠地运行。
在给水回热系统中，利用高压缸的1、2、3级抽汽分别供给1、2、3级高压给水加热器；利用低压缸的5、6、7级抽汽供给1、2、3级低压给水加热器。各级加热器的疏水均采用疏水逐级自流系统。即，利用相邻各级加热器之间的压力差，使压力较高的疏水逐级自流到下一级压力较低的加热器中去。高、低压给水加热器均为表面式换热器。
给水加热器的作用是，利用汽轮机中已部分作过功的各级抽汽加热给水，提高蒸汽发生器的给水温度，以达到回热加热，提高系统热经济性的目的。
在给水回热系统中，位于凝结水泵以后、除氧器之前的给水加热器，其管内水侧处于凝结水泵出口压力下工作，称为低压给水加热器，通常称低压加热器，简称低加。位于除氧器之后的给水加热器，其管内的给水处于给水泵后的高压下工作，称为高压给水加热器，通常称高压加热器，简称高加。
在给水除氧系统中，利用低压缸第4级抽汽作为除氧器的加热蒸汽。除氧器是一种混合式换热器，即蒸汽与给水直接接触加热。并且，为了汇集、贮存除氧后的给水和为给水泵提供稳定的水源，设置了给水箱。
除氧器的作用是，通过加热驱除给水中的氧气（包括其它不凝性气体），以保证给水的品质；同时它又具有回热加热作用，有利于提高系统的经济性；并且，在采用高压除氧器时，还能减少高压加热器的台数，有利于回热系统的安全运行。
从核电厂二回路热力系统可看出，为了提高运行的安全性和热经济性，电厂中常采用中间再热器、高压加热器、低压加热器、除氧器等各种型式的热交换器。这里仅介绍高压加热器和除氧器。

第二章 高压加热器

2.1 高压加热器的分类和典型结构
电厂中，为了提高机组运行的热经济性，均采用回热循环，而高压加热器则是回热循环中重要的加热设备。高压加热器的投入与否、运行情况好坏，对机组运行热经济性的影响很大。因此，作为电厂运行操作人员，必须了解高压加热器的结构、性能与工作原理，熟悉影响高压加热器运行的各种因数，掌握正确的运行操作方法，以确保高压加热器和机组安全、经济地运行。
2.1.1 高压加热器的分类
我国电厂中的高压加热器均采用表面式加热器，并按其使用压力、结构型式、布置方式和传热区段设置等不同方法进行分类。
2.1.1.1 按使用压力分类
高压加热器按照不同的管侧（给水侧）压力可分为高压加热器和中压的高压加热器。
在电厂中，凡属给水泵以后的加热器统称为高压加热器。但对制造厂而言，热交换器是按压力容器制造标准进行分类的。对于管侧设计压力大于9.8 MPa的加热器属于高压容器，在设计、制造中对材料、加工工艺等要求均很严格，故造价相应较高。而对管侧设计压力不大于9.7MPa的高压加热器属于中压容器，在设计制造中要求比高压容器类低得多，造价也较低。这类加热器称为中压的高压加热器，或称为中压加热器。表2-1给出了电厂中各种参数机组配用的高压加热器的大致情况。
表2-1 高压加热器按压力分类的使用情况
高压加热器
分 类
发电机组
参 数
管侧（给水侧）
壳侧（蒸汽侧）
设计压力（Mpa）
≤
设计温度（℃）
≤
设计压力（Mpa）
≤
设计温度(℃)≤
中压的高压
加热器
中 压
6.5
180
1.5
350
次高压
9.7
200
2.5
380

高压加热器
高 压
19
240
4
410
超高压
24
250
4.5
460
亚临界
31
290
7
480
注：在超临界压力机组中，高压加热器管侧设计压力可达38（Mpa）、壳侧
设计温度可达500℃

2.1.1.2 按结构型式分类
高压加热器按配水结构形式可分为管板式和联箱式两大类。
管板式加热器设有水室进行配水，并按传热管采用直管还是U型管又可分为固定管板式与U型管管板式两种。为了简化结构，减少水室和管子与管板的连接，电厂中大多数采用U型管管板式加热器。
管板式加热器的优点是：结构紧凑，外形尺寸小，材料消耗少，管束水阻小，管子损坏时容易堵漏。缺点是：管子与管板连接的工艺要求较高，加工管板和水室需要大型锻造和机械加工设备，而且管板厚、管孔多，加工工艺复杂；运行时对温度变化敏感，对操作要求较高，管子损坏后只能堵管，不能换管，从而降低传热效果和减少使用寿命。
联箱式高压加热器没有水室，用给水的进出口联箱管分别连接传热管的两端，联箱管起到给水的分配与汇集作用。联箱式高压加热器由于没有水室，也就不用管板，因而加工容易，不需要大型机械加工设备；而且所有构件的厚度差别较小，运行时对温度变化不敏感，局部热应力小，对操作要求较低，运行较可靠，适用于机组调峰运行。但缺点是外形尺寸较大，材料消耗较多，管束水阻较大，传热管损坏后堵管较困难，但能采取换管，使加热器整体寿命较长。
联箱式高压加热器按联箱布置在高加体内与体外又分为内联箱式和外联箱式两类。由于外联箱式的管子要从壳体顶盖穿出，需解决密封问题，联箱在外增加了散热损失，而且一旦管口角焊缝泄漏，高压、高温给水将直接喷向工作场所的大气，会危害人身安全。因此，电厂中很少使用外联箱式高压加热器。
联箱式高压加热器的传热面有多种型式，其中有螺旋形管、腰圆形管和蛇形管等。表2-2列出高压加热器按结构型式分类的情况。
表2-2 高压加热器按结构分类
水室配水形式
高 压 加 热 器 分 类
管 板 式
U形管管板式

集 箱 式
螺旋管集箱式（通常称盘香管式）
腰圆形管集箱式
蛇形管集箱式
外集箱式
蛇形管外集箱式（很少应用）

各类高压加热器的结构示意列于图2-2。不论是U形管管板式还是各种联箱式高压加热器，只要具备一定制造技术，能保证质量，对电厂运行和检修均能满足要求。各种结构型式均有各自的优缺点，不能一概而论，应根据国情、厂情和机组容量大小确定合适的结构型式。

图2-2 高压加热器的各种结构型式
(a)U形管管板式；(b)螺旋管集箱式(c)腰圆形管集箱式；
(d)蛇形管集箱式；(e)蛇形管外集箱式
前苏联大多采用螺旋管联箱式高压加热器，容量从200 MW到800 MW机组的高压加热器均采用联箱式。欧洲一些国家，如德国、法国、比利时等国近年来也生产了一些蛇形管联箱式加热器。我国姚孟电厂进口的300 MW机组配用了比
时生产的蛇形管高压加热器，运行情况良好。
我国的各制造厂，对100MW以下的中小型机组，过去一直沿用前苏联的习惯，采用螺旋管联箱式高压加热器；目前，U形管管板式和螺旋管联箱式高压加热器都在制造，但已趋向于生产U形管管板式高压加热器。对于125MW以上的大型机组，现在均采用U型管管板式高压加热器。
2.1.1.3 按布置方式分类
高压加热器按布置方式可分为立式和卧式两大类。立式高压加热器，按水室（或联箱管）位置在上部与下部又分为正置立式和倒置立式两种。
立式高压加热器的优点是，占地面积小，厂房布置紧凑。缺点是，横截面积小，因而单位高度水位的疏水容积小，水位控制较困难；并且排气不充分，影响传热效果；正立式高加还不易安排疏水冷却段。
卧式高压加热器的优点是，高度低，稳定性好，便于安装和维修；便于安排疏水冷却段；疏水的容积较大，有利于水位的调节和控制，因此具有较好的运行稳定性；并且排气较充分，传热效果较好。缺点是，占用厂房面积大。因为不仅加热器本身占地面积比立式高压加热器大，而且为了检修抽出加热器外壳还要占用附加面积。
2.1.1.4 按传热区段设置分类
在高压加热器中，按蒸汽与给水之间的传热方式，可以有不同的区段。其中，利用蒸汽冷凝加热给水的区段称凝结段；利用过热蒸汽的过热度进一步加热给水的区段称过热蒸汽冷却段，简称过热段；利用蒸汽凝结后的疏水热量加热给水的区段称疏水冷却段，简称疏冷段。
高压加热器按其设置的传热区段不同，可分为一段式、二段式和三段式加热器。并且，根据高压加热器的不同设计，可有下列四种组合形式：
(1) 单纯凝结段的高压加热器；
(2) 过热蒸汽冷却段加凝结段的二段式高压加热器；
(3) 凝结段加疏水冷却段的二段式高压加热器；
(4) 具有过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段的三段式高压加热器。

2.2 高压加热器的典型结构
高压加热器有各种结构型式，现介绍几种常见的高加典型结构。
2.2.1 正置立式螺旋管式高压加热器
图2-3 是一台有过热段和凝结段的正立螺旋管式高压加热器。它主要由壳体、螺旋管束、进水联箱（进水集管）、出水联箱（出水集管）、进水总管、出水总管、蒸汽进口接管和疏水出口接管等组成。其中，螺旋管束对称地分成四部分，每部分由若干组双层螺旋盘管组成，盘管的管端都焊接在邻近的进、出水联箱上，联箱管内装有分程隔板。进、出水联箱与穿过外壳盖上的进、出水总管连接。整个管束又分为上、下两部分，上部为过热段，下部为凝结段。在过热段后的出水联箱管内装了分流用的缩孔，见图2-4。
正立螺旋管式高压加热器的工作原理：给水由进水总管送入，经一对直立的进水联箱，先进入凝结段的螺旋盘管组中，并经螺旋流动后由另外一对直立的出水联箱导出，由于缩孔的节流作用，使一部分给水流向过热段，大部分给水流向出水总管。加热蒸汽经加热器中部的进汽管送入，并在外壳内部先上升，然后再向下，顺着导向板不断改变方向，并冷却和凝结，疏水由壳体低部疏水出口接管流出。

图2－3　联箱螺旋管式加热管 图2－4　分流用的缩孔
1－进水总管弯头；2－进水总管；3－进水配水管；
4－出水总管弯头；5－出水配水管；6－双层螺旋管；
7－进汽管；8－蒸汽导管；9－导向板；10－抽空气管；
11、12－连接管；13－排水管；14－导轮；15、16－配水管内隔板

2.2.2 倒置立式U形管式高压加热器
2.2.2.1 基本组成
图2-5 是一台具有过热段、凝结段和疏冷段的倒置立式U形管式高压加热器。它主要由壳体、半球形水室、管束、管板、隔板（折流板）过热段包壳和疏冷段包壳等组成。管束的右下部分为过热段，上半部分为凝结段，左下部分为疏冷段。

图2－5　倒置立式U形管式高加 图2－6　U形管卧式高压加热器
1－半球形水室；2－人孔；3－管板；　 1－水室（图示半圆封头）；2－人孔；3－水室分程隔板；
4－壳体短节；5－抽空气管； 4－给水接管；5－管板；6－遮热板；7－套管；8－蒸汽接管；
6－过热段端板；7－壳体; 9－防冲挡板；10－过热段同；11－保护环；
8－管理子；9－安全阀； 12－圆筒（壳体部件）；13－隔板（折流板）；
10－上级上级疏水引导装置； 14－封头（壳体部件）；15－传热管；16活动支座；
11－引导槽；12－疏冷段端板 17－拉杆；18－定距管；19－疏冷段端板；20－过热段短节；
21－疏水接管；22－固定支座；23－疏水进口接管

2.2.2.2 工作原理
给水由进水接管进入水室，先经过疏冷段，再经凝结段和过热段，最后经水室由出水接管引出。加热蒸汽从右下部分进汽接管进入加热器，先经过热段，再经凝结段和疏冷段，最后由左下部分疏水出水接管引出。另外，上级疏水通过上部的引导装置进入加热器，疏水经引导装置分为扩容蒸汽和疏水两股流体，其中，扩容蒸汽直接进入凝结段，而疏水经引导槽由上而下流入疏冷段。
2.2.3 卧式U形管式高压加热器
在电厂中，大型机组普遍采用卧式U形管式高压加热器，图2-6是一台典型的U形管卧式高压加热器的结构示意图。
2.2.3.1 基本组成
U形管式高压加热器主要由管束、管板、半球形水室和壳体几部分组成。其中，传热面是由U形管组成的管束，管束与管板之间的连接可用焊接、胀接或焊接与胀接双重连接。水室由半球形封头与管板直接焊接而成，其中设置分程隔板，将水室分隔为进、出水两部分。水室还设置了检修用的可卸式人孔，给水进、出口接管。外壳体由圆筒与尾端的椭圆形封头焊接组成；加热器内部有过热段包壳和疏冷段包壳将过热蒸汽、疏水与凝结段的蒸汽隔开。
在管束的过热段和疏冷段设置了折流板，在凝结段设置了隔板（折流板）。折流板和隔板起到增强管束刚性，减小管束振动的作用；同时折流板能提高流体的流速，起到增强传热的作用。
另外，在蒸汽进口和上级疏水进口处设置了防冲挡板，用以保护管束，使其免受高速抽汽或疏水扩容蒸汽的冲刷侵蚀。在过热段靠近管板处设置了遮热板，使高温过热蒸汽不致直接接触管板，减小管板的热应力，在过热段后的壳体处设置了保护环，当必须拆卸壳体时，可在此切割壳体，不致损坏管束。
2.2.3.2 工作原理
给水由进水接管进入水室，先经过疏冷段，再经凝结段和过热段，最后经水室由出水接管引出。加热蒸汽从进汽接管进入加热器，先经过热段，再经凝结段和疏冷段，最后由疏水接管引出。上级疏水从疏水进口接管进入加热器，并在由防冲挡板9和封头14形成的扩容室内扩容。扩容后的蒸汽进入凝结段凝结，剩余部分与凝结段疏水汇合后进入疏冷段。
为了保证高压加热器能安全、经济地运行，在高压加热器的壳体上设置了各种接管。图2-7 是高压加热器各种接管的名称和在壳体上的布置情况。

图2－7　高加各接管
2.3 高压加热器的传热、性能和特点
2.3.1 传热过程与端差
2.3.1.1 传热过程与分段
高压加热器是一种利用汽轮机抽汽加热蒸汽发生器（或锅炉）给水的换热器。在蒸汽与给水的传热过程中通常有三种形态。按蒸汽冷却过程的顺序分析，首先是以过热蒸汽的显热加热给水，这是汽、液单相流体之间的传热；接着是以饱和蒸汽凝结的潜热加热给水，这是有相变的汽、液之间的传热；最后是以蒸汽凝结后的疏水的显热加热给水，这是液、液单相流体之间的传热。因此，按照蒸汽冷却过程的不同形态可将整个传热面分为三段：
(1) 凝结段
凝结段的作用是：利用饱和蒸汽或稍有一些过热度的蒸汽凝结放热，加热给水以达到回热、提高系统热效率的目的。凝结段是高压加热器的主要传热段，它的传热量和传热面积占据整个高压加热器的绝大部分，是高压加热器的主体。
(2) 过热蒸汽冷却段，简称过热段（或蒸冷段）
过热段的作用是：利用蒸汽的过热度进一步提高给水温度和回热效果。
(3) 疏水冷却段，简称疏冷段
疏冷段的作用是：利用疏水的显热加热给水，一方面有利于给水回热，另一方面又使疏水的过冷度增加，有利于疏水系统的安全运行。

图2－8　各区段温度沿传热面的变化
(a)单纯凝结段；(b)过热一凝结一疏冷段；(c)凝结段和外置蒸汽冷却器及疏水冷却器
图2-8给出了高压加热器中各区段的温度沿传热面的变化情况。
图2-8（a）表示单纯凝结段的汽、水温度变化曲线；
图2-8（b）表示有过热段、凝结段、和疏冷段的三段式高压加热器中，汽、水温度变化曲线。
图2-8（c）表示带有外置独立过热蒸汽冷却器和外置独立疏水冷却器的单纯凝结段高压加热器的温度变化曲线。由于疏水阀的节流作用和管道阻力影响，疏水冷却器的进口压力和温度均低于高压加热器的冷凝压力和温度。因此，图中高加疏水出口与独立疏冷器进口的疏水温度出现突变。

2.3.1.2 温度端差

图2－9　端差示意图
高压加热器的性能常用端差（TTD）和疏冷段端差（DCA）表示。并且称TTD为上端差，DCA为下端差。端差是指加热器进口抽汽压力下相应的饱和温度与给水出口温度之差。对于无过热段的高压加热器，它总是正值；对有过热段的高压加热器，它可能为正，也可能为负，取决于过
热段的过热度大小。疏冷段端差是指离开加热器的疏水出口温度与进入加热器的给水温度之差，它总是正值。端差和疏冷段端差反映了在给水流量下加热器的加热能力。端差为正时，其值越小，加热能力越大；端差为负时，其绝对值越大，加热能力就越大；疏冷段端差越小，加热能力总是越大。图2-9表示有过热段和疏冷段的三段式高压加热器中端差的示意图。
2.3.2 端差与传热面积的关系
现以凝结段的端差与传热面积的关系为例进行分析。端差小，回热效果好，能降低系统热耗率，提高运行经济性；但是，从传热基本关系： 可知，在一定的负荷下，传热面积与对数平均温差成反比。因此，端差越小，对数平均温差也越小，则所需的传热面积就越大，从而增加设备投资费用。所以，必须综合考虑，确定合理的端差。
图2-10表示传热面积与端差之间相互关系的一个示例。这是在一台给水温度为28℃的单纯凝结段高压加热器中，传热面积与端差之间的关系曲线。

图2-10 传热面积与端差
图中纵坐标用相对传热面积表示，它是用不同端差下的传热面积F（TTD）与大型机组中常用端差2.8℃所需的传热面积F（2.8）之比，即F（TTD）/F（2.8）。图中是以给水温升为28℃和端差为2.8℃时的传热面积F（2.8）为基准作了分析比较。从图上可见，端差越大，相对传热面积越小；端差越小，相对传热面积越大。当端差为1.7℃时，所需传热面积约为端差2.8℃时的1.2倍。
传热面积与端差之间的关系可由传热基本公式推导得出。假定水的比热容和传热系数在传热过程中保持不变，并忽略加热器壳体的散热损失，则有：
（2-1）
式中：——传热量，W
——传热系数，
——传热面积，
——对数平均温差，
——给水流量，
——给水比热容，
——给水温度，
对数平均温差的计算公式为：
（2-2）

图2-11凝结段的端差
式中：——大端温差，
——小端温差，
和见图2-11。
由式（2-1）和式（2-2）可导得：
（2-3）
上式中，表示常数项，小端温差即端差TTD，而大端温差=+TTD。于是式（2-3）可改写成下列形式：
（2-4）
对于给水温升为28℃的单纯凝结段的高压加热器，如果将端差从2.8℃减小到1.7℃，则需要增加面积为:

即，需要增加传热面积近20 %。

2.3.3 高压加热器不同传热段的特点
2.3.3.1 凝结段
影响凝结换热的主要因数有：蒸汽流速、凝结水膜厚度和不凝性气体等。下面分别进行分析。
饱和蒸汽凝结放热时，蒸汽流速对凝结的放热系数虽然没有直接影响，但有一定的蒸汽流速有利于扫除积聚在传热管附近的空气膜，从而降低汽膜热阻，提高传热系数。但是，蒸汽流速不宜过高，否则夹带凝结水珠的蒸汽将使传热管受到冲刷侵蚀。凝结段的蒸汽流速一般低于10 m/s，即使局部位置的最高流速也不应超过40 m/s。
蒸汽凝结的方式通常为膜状凝结。即，蒸汽凝结时，在传热管外壁面上将形成一层水膜。蒸汽凝结放出的热量必须通过水膜的导热才能传至管壁，凝结的水膜将形成水膜导热热阻。而且水膜越厚，热阻越大，传热效果越差。这是因为水膜热阻的存在，使蒸汽的冷凝温度相应提高，通常可达1.1℃。因此，1.1℃常认为是凝结段端差的极限。这意味着，不管传热面积再怎样增大，纯凝结段的端差都不可能小于此值。
空气等不凝性气体对凝结段的传热影响很大。由于加热器停运时进入壳体内的空气在启动时不可能完全排除；运行中，尽管加热蒸汽中空气含量很少，但因连续不断地流入，且因空气的分压力很低而积聚在传热管外壁附近，形成一层空气膜，增加了传热热阻。由于空气又是不良导体，气膜的导热热阻约是同样厚度水膜热阻的20倍。因此，即使存在少量空气也会使传热效果明显下降。所以，在加热器运行中必须充分地排除空气。
此外，在蒸汽凝结时必须合理安排蒸汽与凝结水的流向，避免发生汽、水撞击与波动，否则可能引起加热器振动、水动力的不稳定和影响热力性能。
2.3.3.2 过热蒸汽冷却段
当抽汽具有较高过热度时，采用过热蒸汽冷却段（过热段），可利用蒸汽过热度加热凝结段出口的给水，进一步提高给水温度，降低端差，提高回热效果。采用过热段对提高回热效果的程度，主要取决于加热蒸汽的过热度，即与加热蒸汽的压力、温度有关。压力、温度越高，过热度越大，端差就越小，回热效果就越好。例如，对主蒸汽初压力为15.86Mpa，温度为565℃，再热温度为565℃的亚临界压力机组，有过热段的高加，端差下降1℃，汽轮机的热耗将下降0.072 %；而对单纯凝结段的高加，端差下降1℃，汽轮机的热耗仅下降0.014 %。由此可见，采用过热段对提高回热效果的明显作用。
过热段出口处的蒸汽必须留有一定的剩余过热度，通常为25—30℃。否则，当某一部位传热管外壁温度下降到低于饱和温度时，管壁上会形成凝结水膜，在高速汽流带动下会引起管子外壁面的冲刷侵蚀。为了不发生凝结现象，保证管子外壁面干燥，在满负荷运行时，加热器管壁温度至少应比过热段出口压力相应的饱和温度高出1.2℃。
在过热段的传热过程中，蒸汽是以对流换热方式与管壁进行显热传递，换热程度取决于蒸汽的流速。为了提高蒸汽流速，改善热交换，减少传热面积，过热段由包壳形成封闭的空间，并设置了折流板。但是，流速提高后，使过热段的蒸汽压降增大，将导致凝结段的饱和温度下降，增加了凝结段的传热面积。因此，需要综合考虑，使两者的总面积达到最少，并由此确定过热段的蒸汽流速；另外，蒸汽流速过高，还会引起传热管的振动和磨损。因此，蒸汽的流速通常不超过25m/s。
2.3.3.3 疏水冷却段
凝结段的凝结水称疏水，它的温度等于凝结段进口蒸汽压力下的相应饱和温度，在大型机组中，通常它比给水的进口温度要高出30℃左右。设置疏水冷却段（疏冷段）的目的，一方面是利用这一温差加热给水，减少疏水对下一级压力较低抽汽的排挤，有利于提高回热效果；另一方面使疏水冷却成有一定过冷度的过冷疏水。疏冷段出口疏水具有过冷度，可使疏水在管道内不易汽化，从而避免或减轻汽、水两相流动对疏水系统的危害。因为，当疏水从单相流动变为两相流动时，流体的流速将会增大数十倍，而流速增大又促使阻力增大和加快疏水汽化，高速的两相流动还将引起疏水管道的振动和磨损。另外，疏水大量汽化将使疏水流动受阻，出现疏水堵塞无法流出，造成高压加热器疏水水位迅速上升，而引起严重事故。
在卧式高压加热器中，疏冷段采用虹吸式结构，参见图2-6。即，利用虹吸原理引入凝结段的疏水。因此，运行中必须有足够高度的水位，以保证进口处有良好的水封作用。否则，将会破坏虹吸作用而使疏冷段失去作用。因此，在高压加热器中，必须设置疏水水位的自动调节与控制，以确保有足够高度的疏水水位，使疏冷段入口处保持水封。
在运行中，应严禁疏冷段出现汽、水两相混合流动，否则，不仅会降低传热效果，严重时还可能损坏传热管。为此，在设计时对疏水入口和横掠第一疏水流程的流速应足够低（0.3—0.46 m/s），使疏水流动阻力低于引起汽化的压降，保证疏水温度始终处于过冷状态。制造时，疏冷段端板和包壳必须保证密封，不让蒸汽漏入疏冷段。运行中，避免水位过低，破坏水封。

2.4 高压加热器的疏水
2.4.1 疏水水位过高、过低的危害
2.4.1.1 水位过高的危害
壳侧水位过高，将淹没一部分传热管，使有效传热面积减少，从而减少了给水的吸热量和温升，降低了机组的回热效果和热经济性。
当加热器因管束泄漏或疏水调节系统故障等原因，造成壳侧水位过高甚至满水时，壳侧的水有可能通过抽汽管道倒流入汽轮机，引起汽轮机叶片断裂、大轴弯曲等重大事故。
对有过热段的倒置立式高加，如壳侧水位过高，淹没过热段上端隔板，将会造成管束损坏。
2.4.1.2 水位过低的危害
对有疏冷段的加热器，如水位过低不能淹没疏冷段进口，蒸汽就会进入疏冷段，影响其传热效果。尤其对靠虹吸作用工作的疏冷段，水位过低可能破坏水封，使疏冷段失去作用，不仅影响热经济性，而且因高速的汽、水两相流动将使疏冷段和疏水管系的另部件受到侵蚀而损坏。
在疏水逐级自流系统中，水位过低或无水位运行时，上级加热器的蒸汽就会通过疏水管道进入下级加热器，排挤压力较低的下一级抽汽，从而使机组的回热效果和热经济性降低。
2.4.2 疏水容积与水位控制
为了保证高压加热器经济、安全地运行，必须严格控制其疏水水位。在疏水系统中设置了疏水自动调节装置，用来控制和调节疏水水位。
疏水水位的控制要求与高压加热器的疏水容积有关，疏水量越大、水位控制范围越小，所需的单位水位高度的疏水容积越大，对控制系统的要求也越高。而疏水容积又取决于高压加热器的结构型式。卧式加热器，因其水平面积大，单位水位高度的疏水容积很大，水位容易控制，水位的控制范围相应较小，一般为±25 mm。立式加热器，因受加热器壳体直径限制，单位水位高度的疏水容积较小，对水位控制要求较高，水位的控制范围相应较大，一般为±50 mm。尤其对倒置三段式高压加热器，除了需要控制高、低水位外，为了防止壳侧疏水淹没过热段出口，造成对过热段管束的汽、水侵蚀，还需限制最高水位到过热段出口距离不小于300 mm；为了保证疏冷段的水封，最低水位到疏冷段进口距离应维持在100—200 mm以上。
为了保证水位控制范围，疏水流量与单位水位高度的疏水容积比值有一定要求：
卧式高加在最坏的工况下，1 kg/s 的疏水流量至少应提供0.0512 的单位水位高度的疏水容积；
立式高加在最坏的工况下，1 kg/s 的疏水流量至少应提供0.0154 的单位水位高度的疏水容积。
2.4.3 接受其它疏水和反扩容
高压加热器有可能接受上级高压加热器的疏水；在中间再热系统中，还可能接受中间再热器的疏水和扫汽。在此情况下，必须采取措施防止这些疏水及其扩容蒸汽和扫汽对本级高压加热器传热管的冲刷侵蚀；并防止这种汽、水两相流扰乱加热蒸汽及其冷凝疏水的正常流动，以免产生管束振动和降低传热效果。

图2－12　疏水箱示例
一种措施，在上级高压加热器体外设置疏水箱，使上级疏水和中间再热器的疏水与扫汽引入疏水箱，然后再将扩容蒸汽和疏水分别送入本级高压加热器。图2-12给出这种疏水箱的结构示意图。

图2-13 立式高压加热器疏水反扩容措施
疏水箱除了箱体外，在疏水进口处设置了疏水扩散管，并且分别设置单独的扩容蒸汽排放接口和疏水排放接口。疏水扩散管上有一系列的喷水孔或喷管，其作用是减少扩容蒸汽对疏水箱的冲刷侵蚀。设置独立疏水箱既能防止上级疏水和扩容蒸汽对本级高压加热器传热管的冲刷侵蚀；减少了进入疏水对高压加热器本身汽、水流动的干扰；又有助于上级高压加热器水位的控制。缺点是，系统较复杂，增加了设备费用。

图2-14卧式高压加热器反扩容措施

(a)管子顶部进疏水，装档板；(b)护容室；(c)疏水有除要求的扩容室
为了简化系统和降低设备费用，在立式高压加热器中，可采用防冲挡板或疏水分流管。其结构见图2-13。
在大型机组的卧式高压加热器中，常在上级疏水进口处设置防冲挡板，以保护传热管不受疏水和扩容蒸汽的直接冲击；并利用防冲挡板和封头形成疏水扩容室。图2-14为卧式高压加热器几种反扩容措施。
2.4.4 疏水系统的连接方式
疏水系统的连接方式对回热系统的热经济性有一定的影响，不同的连接系统具有不同的回热效果。通常疏水系统有下列几种连接方式。
2.4.4.1 疏水泵连接系统
按疏水送到高加出口的给水管道，还是送到高加进口的给水管道，疏水泵连接系统又可分为两种。图2-15表示疏水送到高加给水出口管道的连接系统。
由于疏水送入高加出口的给水管道并与给水混合，不仅减少了该级高加的给水端差，而且能减少上级高加的抽汽量，因而提高了回热效果。
图2-16 表示疏水送到高加给水进口管道的连接系统。

图2-15 疏水泵连接系统（a）
1、2、3、－低压加热器；
4、5、6－疏水泵
由于疏水送入高加进口的给水管道并与给水混合，减少了该级高加的疏水端差和本级高加的抽汽量，也能稍稍提高回热效果。但与疏水泵连接系统（a）相比，它只减少本级抽汽，而系统（a）能减少上级抽汽，因压力高的蒸汽作功的能量大，所以这种连接系统的热经济性比系统（a）差。
采用疏水泵连接系统虽然能提高回热效果，但因增加了疏水泵，使设备投资费用也相应增加。

图2-16 疏水泵连接系统（b）
1、2、3、－低压加热器；
4、5、6－疏水泵
2.4.4.2 疏水逐级自流系统
图2-17 表示疏水逐级自流的系统。其疏水依靠上、下两级加热器壳侧蒸汽的压差，使疏水自动流入压力较低的下一级加热器；对高加，最后一级加热器的疏水自流入除氧气；对低加，最后一级加热器的疏水自流入冷凝器。

图2-17 疏水逐级自流系统
这种系统比较简单，运行维护方便，安全性较高，因而是电厂中最常用的一种连接方式。但是，这种连接系统的热经济性较差。这是因为上级加热器热疏水流入下级加热器，将会排挤一部分低压抽汽。在汽轮机功率一定时，将增加冷凝器的放热损失。尤其是最后一级低压加热器，它的疏水量是所有各级加热器抽汽量的总和，疏水自流到冷凝器所造成的冷源损失最大。因此，为了减少冷源损失，通常可以采取以下两种措施：
(1) 最后一级加热器的疏水用疏水泵送到凝结水管路，如图2-18 所示。
如果，最后一级加热器无法设置疏水泵时，可将疏水泵装在最末第二级。
(2) 采用疏水冷却器，如图2-19 所示。

图2-18 最后一级用疏水泵的疏水系统 图2-19 加疏水冷却器
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 　A－流量孔板；B－疏水冷却器
这种系统是在疏水自流入下一级加热器之前，用部分或全部主凝结水在疏水冷却器中将疏水冷却，以减少对低压抽汽排挤所造成的冷源损失。
2.5 放空和排放空气
2.5.1 放气和放水
高压加热器管侧和壳侧的最高与最低位置附近装有启动与停运时放气和放水接头。壳侧放气接管可排到大气或冷凝器中去，但不应接到连续排气管路中去，以免影响除氧器的正常运行；管侧放气接管直接通向大气。但对核电厂的高压加热器，考虑到可能潜在的放射性危险，放气管路必须接到冷凝器或专用的废气处理系统。
2.5.2 排放空气
空气等不凝性气体对高压加热器的加热性能和安全运行均有很大影响。
首先，分析不凝性气体对加热器热力性能的影响。由传热基本公式： 可知，传热面积F、传热系数K与对数平均温差三者中，任何一项减小，都会导致传热量Q的减少。而不凝性气体对传热面积、传热系数和对数平均温差三者都有影响。

2.5.2.1 对传热面积的影响
不凝性气体被带到蒸汽流程的末端，在某些死区积聚形成不凝性气体覆盖层。这会使部分管子起不到传热作用，从而减少了加热器的有效传热面积。
2.5.2.2 对传热系数的影响
不凝性气体因其含量少，分压力较低而在传热管外凝结水膜周围形成一层气膜，减慢了蒸汽向凝结水的扩散速度，使传热管汽侧传热热阻增加而降低了传热系数。
2.5.2.3 对数平均温差的影响
由于不凝性气体的存在，使加热器内蒸汽的分压力下降，对应的有效饱和温度也下降，从而降低了对数平均温差。
因此，加热器中存在不凝性气体时，将使其传热量减少。这在给水流量一定的情况下，将使给水温升值减小，回热效果变差。
其次，不凝性气体对加热器的运行寿命也有影响。不论蒸汽是从过热段出口还是直接由抽汽口进入加热器的凝结段，进入的蒸汽常有一定的过热度。在凝结段中，先由过热蒸汽冷却到饱和蒸汽，然后再凝结。在干蒸汽开始凝结的局部区域叫做初始凝结点。在加热器运行中，初始凝结点将随着机组负荷变化而变动，从而使这一局部区域处于干、湿交替变化的状态。在有不凝性气体时，其中所含的氧气与其他腐蚀性气体就会在这种环境下，对管束产生腐蚀，导致管子损坏，影响加热器的使用寿命。
由于空气等不凝性气体对高压加热器的传热和使用寿命均有很大影响，因此高压加热器运行中必须连续不断地排放空气。为此，在加热器中设置了抽气管，利用部分加热蒸汽携带空气排放到扩容器、除氧器或冷凝器中去。在卧式高压加热器中，抽气管大多沿管长方向布置在管束中心部位，并一直延伸到离加热器进口最远的管束部位。因为这一部位常使剩留的蒸汽和空气停滞，在此抽气会更有效。
抽气管通常为直管，管壁上开了很多小孔，并沿整个管长均匀分布，以利均匀、有效地抽除空气。
高压加热器的连续排气接管应各自单独接到扩容器、除氧器或冷凝器中去，不希望把排气管连接到一个总管上。这种连接虽能节省能量，但也将上一级高加的排气放到下一级高加，使下一级高加传热管外气膜增厚，影响传热效果；尤其对最后一级高加，还会降低传热管的使用寿命。
另外，为避免和减少蒸汽凝结水的积聚而堵塞管路，排气接管应尽可能走直线，避免迂回布置，并在排气管路上采取保温措施。

2.6. 高压加热器的保护和疏水调节
2.6.1 概述
高压加热器管侧是高压的给水，壳侧是压力低得多得汽轮机抽汽。运行中，一旦传热管破裂或管口焊缝严重泄漏，给水将大量冲入汽侧壳体，引起疏水水位急剧上升和蒸汽压力迅速升高；一旦疏水调节失灵也会引起加热器壳侧满水，蒸汽压力升高。因高加壳体系按中压容器设计制造，蒸汽压力迅速升高可能造成壳体超压爆破事故。同时，冲入壳体的高压给水将沿着抽汽管道倒灌入汽轮机，使汽轮机因